江苏省并网电厂技术监督绝缘专业工作总结.docx
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江苏省并网电厂技术监督绝缘专业工作总结
2014年江苏省并网电厂技术监督绝缘专业工作总结
王成亮
江苏方天电力技术有限公司
1总体情况
2014年，在江苏省电力公司技术监督办公室和江苏能监办的领导下，在全省各级绝缘监督网络技术人员的共同努力下，严格执行国家能源局二十五项重点要求、省交接预试规程修订版和《2014年江苏省发电企业技术监督检查大纲》，认真落实各项反事故措施，精心开展设备维护检修，对绝缘监督工作和非计划停运中暴露出的新问题及时进行跟踪，积极消除设备缺陷，取得了较好的运行成绩。
全省发电企业2014年度引起的设备非停次数统计优于同期，高压电气设备预试率、设备完好率、缺陷消除率保持在较高水平，为江苏电网的安全可靠运行做出了应有的贡献。
截至2014年底，加入投运的新机组和减去拆除的老机组之后，江苏省220kV及以上等级电网的上网电厂机组合计154台，其中：
1000MW机组19台，600MW级机组39台，300MW级机组64台，200MW级机组13台，135MW级机组19台。
2014年全省高压电气设备绝缘状况总体良好，主要高压电气设备运行情况较好。
在全省绝缘技术监督网络的共同努力下，继续保持了2013年全省高压电气设备总体运行平稳的较高水平。
至2014年底，高压电气设备故障原因造成220kV及以上等级电网上网电厂机组非计划停运统计7次，根据发电厂上报的绝缘技术监督总结统计，2014年绝缘监督专业的高压设备预试率、设备完好率和设备消缺率等三率指标完成情况良好。
各电厂能在运行、检修中严格执行国家标准、行业标准和规程反措，认真落实国家电网公司和江苏省电力公司的各项反事故措施，较好地按照电气设备预防性试验规程，定期开展设备的预防性试验和检修工作，确保设备预试和检修工作的质量。
对上期技术监督检查中发现的问题和隐患，能及时进行整改和消除设备缺陷，对暂不影响安全运行且一时无法处理的设备异常，能制定预防措施及处理计划，有效地保证了设备安全稳定运行。
各电厂提高设备运行维护质量，积极消除缺陷，做了大量工作。
但依然存在一些问题和不足，如预防性试验项目不全、预防性试验方法不当、施加电压不到位、试验报告不规范；不少电厂的避雷器计数器动作次数三相间相差较大而未对异常计数进行分析；部分电厂试验报告未标明使用仪器设备型号及有效期，且绝缘电阻测试仪表量程不足，测试结果均为无穷大；部分电厂未对启备变、高厂变的有载分接开关切换油室进行油样微水分析；部分电厂启备变、高厂变、励磁变的绝缘油色谱存在氢气、乙炔、总烃等超标或异常数据；部分主变、厂高变的压力释放阀未装设导油管，引至地面油坑；部分电厂的外绝缘配置低于江苏电网污区图2013版对应的爬电比距一级以上，不能满足现在的污秽等级要求；部分电厂500kVGIS气室、CT存在SF6泄漏现象；绝缘监督网络新从事监督人员的技术传承尚有欠缺，技术水平有待提高。
2专业工作亮点
全年工作中，多数电厂勤于思考，锐意创新，涌现出一批工作亮点。
各电厂善于借鉴，用于实践，能按照绝缘监督工作会议和交流研讨会议上介绍的工作亮点，结合本厂实际，举一反三，积极推广先进的做法，取得了一定的成效。
淮安燃机在4号机共箱封闭母线加装了热风循环保养装置，加热器功率60kW（可分3组投运），风机功率4kW，确保了共箱封闭母线绝缘处于良好状态。
盐城电厂将两台机组存在老化的发电机中性点小室与压变小室之间的封母橡胶套进行了更换，确保了封闭母线的密封性。
国电泰州2号机励磁交直流母线增加热风保养装置，消除了下雨天启动时绝缘低的缺陷。
陈家港电厂重视防污闪工作，对厂内500kV设备的瓷套和悬式绝缘子均喷涂PRTV涂料；坚持开展空挂绝缘子盐密、灰密测量工作。
化工园电厂一次设备防污闪工作比较到位，室内升压站瓷瓶清扫较为彻底。
射阳港定期开展升压站悬式绝缘子绝缘电阻值测试工作。
镇江电厂、大唐南京等电厂对户外设备外绝缘开展了涂敷PRTV涂料的防污闪措施，提高了外绝缘的防污闪性能。
华兴电厂专工及时汇总变压器油色谱分析数据，制作图表曲线，便于更加直观发现油中气体含量异常情况。
华能南京在今年的预试报告中，增加了初值或者上次试验数值栏目，并进行了比较，有助于很好地掌握设备绝缘变化趋势。
苏州蓝天认真落实反措和技术监督的各项要求，绝缘检测项目全面，检测记录和报告完整，巡检工作细致严格，设备运行状态良好。
化工园热电厂每月编写了绝缘技术监督的月报，对当月的绝缘监督工作进行了总结。
太仓协鑫将历次试验报告数据列入excel表格，进行比较，列入电气一次设备电子台账，归口设备管理部，放在网上共享，设备管理人员都可以访问。
陈家港、国华徐州、扬州电厂、天生港等电厂绝缘监督资料数据全面，管理有序，能及时调取相关设备的出厂参数和历史试验数据，能将实测数据与出厂数据进行比较分析，异常数据有跟踪分析。
国华太仓引进了荷兰进口的发电机碳刷压力测试仪，可以离线检测碳刷压簧压力，及时进行调整，改善碳刷离散性大、电刷均流度不佳状况。
利港检修中开展滑环的跳动和椭圆度测量工作，对不满足要求的滑环开展了车削加工，减少了运行中碳刷的电流分布不均。
华兴电厂不仅按照制造厂在端部线圈绑扎松动处，还自行采取在绝缘空洞处打入环氧片、外部使用浸过环氧的玻璃丝带绑扎牢固后多次涂刷专用环氧树脂，使端部绝缘成为牢固的整体，彻底消除了端部绝缘磨损的缺陷。
戚墅堰电厂绝缘监督工作和一次设备试验检修工作开展深入细致，对启备变有载分接开关进行解体检修。
南热绝缘监督工作细致，检查项目齐全，二十五项反措落实到位，如变压器非电量保护定期校验；启动变有载分接开关油定期试验；绝缘子喷涂PRTV。
射阳港启备变有载分接开关切换油室油定期开展色谱和微水试验。
国电泰州电厂性试验项目齐全，试验报告规范，信息完整。
华能南京电厂按照规程要求，开展了4台机组机端PT的空载电流测试、局放试验、耐压等试验，发现了数据不合格、有绝缘隐患的9台PT，并进行了更换。
利港电厂购置了2组220kV隔离刀闸，轮流替换开展隔离刀闸的自主检修。
苏龙完成了夏运2955/2956线、夏运4563/4564线、夏滨2K71/2K72线的出线侧避雷器加装工作。
彭城电厂将存在两次漏气的上海阿海珐SKF550型SF6电流互感器更换为沈阳康嘉的AGU-550型少油断路器，提高设备可靠性。
射阳港建立红外检测图谱库，根据红外检测结果，分析发现设备缺陷，并在检修中消除隐患；华能苏州热电厂红外测温工作开展较好，报告详实、充实。
每台设备皆配有红外成像图和一次设备实体照片，已做到一次设备精确测温。
田湾核电开展全厂500kVGIS和GIB设备的红外检漏检测，及时发现一处SF6漏气缺陷，并重点监视。
国华徐州电厂将红外检测范围扩大到6kV电机和400V控制箱，发现了两处400V控制箱中断路器发热问题，及时进行了处理。
南热等多家电厂将励磁变风扇的冷却电机安装了导轨，方便在运行时通过外接导轨移出进行检修。
国华徐州等多家电厂在主变压器冷却器散热片外加装了滤网，确保了柳絮多时变压器的高效散热。
国华徐州电厂针对3台真空泵电机夏季绕组温度高报警，将原来采用外加轴流风机冷却措施进行了改造，延长了风扇罩，增加了高速冷却风扇，改善了冷却效果。
陈家港等多家电厂将接地碳刷改造，用70×32×25的碳刷替代原42×20×8的碳刷，消除了弹簧压力不够和碳刷磨损较快的问题。
望亭电厂在高厂变6kV侧中性点与接地电阻箱之间加装了隔离开关，可以在进行预防性试验时方便不拆头开展试验。
扬二厂在检修时和运行中每月对发电机接地装置安装处大轴进行清洗1次，确保了接地碳刷的良好接地。
太仓协鑫电厂在电机轴承给油脂管理摸索规律，对西门子变频器寿命周期，建故障分类台账，总结常故障件为UPS电源蓄电池、风扇及电容，对易损件定期更换并记录，改善运行温湿度，实施精密点检效果好。
3存在问题及建议
结合江苏电网调度的非计划停运统计情况和2014年迎峰度夏、迎峰度冬的两次集中检查服务发现的典型问题和故障缺陷，以及江苏方天电力技术有限公司技术监督日常服务工作，对绝缘专业检查发现一些共性问题及建议，按设备分类表述如下：
3.1变压器
2014年，各电厂变压器运行情况总体良好，变压器油色谱异常的问题同比有所下降，这都映射出各电厂对运行中的变压器重视的提高。
问题主要表现在油色谱异常、油位不合理、油温高、铁心多点接地、分接开关接触电阻大等。
油色谱分析异常，主要表现在乙炔含量超标、氢气含量超标、总烃增长、一氧化碳和二氧化碳持续增长等，应加强对该主变的运行监视，缩短色谱检测周期，并做好油色谱分析跟踪，结合停电机会的电气试验综合诊断，如涉及纸绝缘一氧化碳会明显增加。
如出现乙炔、氢气超标、一氧化碳增长、总烃超标等问题，包括主变、高厂变、励磁变等，均需要加强油色谱检测跟踪，分析油色谱组分变化趋势和产气速率，综合分析各组分数据来判断故障的程度，可采取超声定位来确定故障可能位置，以决策变压器检修时机。
某电厂1、2号主变的油色谱检测报告发现，1号主变经过真空滤油后，H2仍缓慢增长，2014年9月达到155ppm。
建议加强1号主变油色谱跟踪监测工作，综合考虑气候、负荷、温度等因素对H2含量增长的影响。
但部分电厂未开展有载开关油室中油的击穿电压和微水测试。
部分电厂油的击穿电压非常不均衡，有的电厂由于仪器不能满足要求耐压值不够，需要技改设备。
检查发现，多数电厂未对启备变或者高厂变的有载分接开关切换油室的绝缘油未按相关标准进行微水分析或者油质检测，建议按照规程要求对有载分接开关切换油室油样开展相关检测，若微水含量超标，应开展油耐压试验，并依据试验结果决定设备是否检修。
套管、互感器这些少油设备又每年取样做油耐压试验，建议取消少油设备的油耐压试验。
建议有关电厂更正有载分接开关油枕呼吸器标识牌。
变压器运行维修的观念应及时更新。
按照二十五项反措要求，运行年限超过15年的储油柜胶囊和隔膜应更换，建议相关电厂安排计划进行更换。
参照国家电网公司状态检修管理制度，主变运行状态良好的情况下，试验结果无异常时，可以不用定期调罩大修。
运行年代较久的变压器，根据规程应进行固体纸绝缘（糠醛含量）老化情况检测，各厂对运行10年左右的变压器基本已经开展了该项检测。
某电厂燃机变压器自2005年投运以来尚未进行糠醛测试，目前运行已经将近十年，建议开展一次变压器油的糠醛测试，判断油的老化情况。
某电厂少油设备采样周期偏紧，建议按照新试验规程，将少油设备的定期油简化试验周期放宽，大大降低少油设备油的消耗量。
但应关注老变压器的老化监测，注重对套管介质损耗的比较分析。
由于个别电厂主变压器为欧美进口产品，建议对变压器油进行腐蚀性硫和糠醛实验。
建议油中添加钝化剂，阻断硫化反应；通过局部放电试验，判断腐蚀性硫造成的后果是否危及主变安全运行；缩短油色谱检测周期，加强主变状态监视。
油色谱在线监测装置在电厂取得了较好的应用效果。
但有些电厂变压器安装了油色谱在线监测装置，但装置无法正常运行或者存在虚警误报，应选择有效可靠、技术相对成熟、业绩优秀的主变油色谱在线监测装置，按照制造厂要求对装置进行维护，保证装置的正常运行。
部分电厂的主变油色谱在线监测装置已安装10年以上，早已不能工作，建议拆除，减少渗漏隐患。
现场检查发现主变压力释放阀未用管道引至卵石坑表面，为防止变压器压力释放动作时油从高处喷淋下来造成火灾隐患，建议部分电厂按照已有计划进行技改，将主变压器或者高厂变的压力释放阀的喷油管、放油阀引出导油管引至卵石坑附近，或者加长喷油管，使其出油口距卵石坑0.8-1米。
变压器渗漏油的缺陷依然存在，现场检查发现，某电厂3号高厂变低压侧一个分支存在渗漏油现象，怀疑密封不严或者套管存在漏油情况，建议利用停运机会，及时进行处理。
某电厂主变的冷却器散热翅片存在渗漏油的现象，建议在充分调研的基础上，联系选用运行业绩良好、不锈钢材质的散热片管厂家，考虑进行换型。
某电厂2号主变低压套管有轻微渗漏，01号高备变B相升高座有轻微渗漏。
建议停电时进行处理，可开展油中含水量检测，以及分析油色谱中氢气有无增长。
某电厂1号启动变储油柜和散热器存在漏油现象，建议进行处理或者更换。
原因多为箱体沙眼、密封材料老化变形、密封垫尺寸欠佳、热胀冷缩引起紧固螺丝松动、安装检修质量不佳等，部位有油枕、箱体加强筋处、低压侧升高座、呼吸器、散热片根部、套管根部、潜油泵、冷却器、取样阀、注放油管堵板等。
应积极、及时消除变压器的渗漏油，根据渗漏情况进行临时堵漏，结合设备检修消除缺陷，选用良好材质的密封圈，提高安装施工和检修的质量。
部分电厂主变油面温度、高厂变油面温度为坏点，且有的还存在主变绕组温度低于油面温度的现象。
建议更换相关表计，并校验仪表，使得主变油面温度和绕组温度应该准确监测且对应关系合理。
个别电厂主变绕组温度测量值和油温测量值相差达到30℃，建议对绕组温度计进行检查。
各单位应加强管理，在检修时及时校验变压器的测温元件，检查绕组温度变送器档位设置是否正确，保证变压器正常油位和油温。
变压器油位管理没有受到应用的重视，部分电厂的变压器存在油位不合理的问题，有的电厂出现了喷油的故障。
若变压器油位偏高，则高温高负荷时变压器存在压力释放阀误动的风险。
应加强跟踪监视及时做出相应处理，油位如确实超过标准较多，建议排放油。
某电厂5月发生主变两只压力释放阀动作喷油。
现场分析原因是油位过高或油枕内有空气，诱发因素是散热器堵塞严重，散热效果差。
部分电厂主变就地温度计的警示红针未放置在正确的警示位置，不便于观察曾经到过的最高温度和报警，建议检修完之后将变压器温度计红指针调整至预警位置，一般红指针设置到80-85度。
个别电厂2号主变两块温度计警戒温度（红针）设定不一致。
建议统一温度计警戒温度。
电厂应加强冷却装置的运行管理，制订明确的定期切换备用电源、轮换冷却风扇的周期并严格执行，正常情况下冷却器全部投入运行时，备用冷却器不应投入运行。
根据实际情况投入冷却器。
油浸变压器运行温度并非越低越好。
红外检测发现变压器多处（升高座、油枕下、油箱螺丝）温差大，建议监测并采取措施。
百万机组的封闭母线过热或者发电机出线的过热故障也在今年较多，相关电厂应积极将过热的发电机出线、低压侧升高座进行改造，改善散热，减小涡流的不良影响。
各电厂加强了封闭母线的密封性管理，消除漏点，加强除湿，或者采取技术改造措施，避免了封闭母线的故障造成机组停运。
多台变压器存在铁心多点接地现象，在运行中通过限流电阻接地。
在运行中要密切关注接地电流和油的相关检测数据，多点接地多产生总烃特征气体，一旦出现新的变化趋势，要及时分析和判断，保证变压器的安全运行，可加装主变油色谱在线装置监测。
在高压直流换流站附近的电厂，开展了各变压器的铁心接地电流监测和变压器发电机的噪声测试，特别是高压直流换流站单极运行等情形下的跟踪巡视，关注变压器接地电流中的直流分量、变压器噪声、振动、温升的变化情况。
建议积极开展运行中的铁心接地电流测量，继续留好基础数据，总结规律，关注变压器接地电流中直流分量的监测。
不少电厂的主变、主变套管、互感器设备试验报告未注明电容量变化量。
建议在主变本体、主变套管、互感器等设备的试验报告增加一列，标明电容变化量，增加电容量变化量的记录。
部分电厂变压器存在分接开关接触电阻偏大的问题，有的引起了油色谱异常，建议大修时能将分接开关在各个分接位置进行操作后，开展全部分接头情况下的直流电阻测试。
个别主变温度计防雨装置仅做了顶部遮挡，两侧未采取遮雨措施。
建议主变温度计两侧也采取遮雨措施。
个别电厂主变部分阀门腐蚀较为严重。
建议检查阀门腐蚀情况，确认是否影响操作，并进行必要的更换。
部分电厂主变二次电缆封堵有部分脱落。
建议检查二次电缆封堵情况并进行必要的封堵。
3.2发电机
发电机主要存在漏氢量大、端部磨损、轴瓦漏油、温度测点坏、轴电压大、绝缘波动、接地碳刷打火、振动大等方面的问题。
发电机虽然没有大故障，但小缺陷依然不少，各电厂应该加强控制检修质量和提高运行水平。
各电厂发电机迎峰度冬期间运行情况良好，不少刚刚进行了检修。
部分电厂对碳刷和接地碳刷进行了改造。
发电机的漏氢量大是较为普遍的发电机安全运行隐患，建议及时排查漏氢原因，处理漏氢点，提高检修质量，减少管路油路引起的漏氢。
主要部位有：
本体砂眼、氢压监视变送器接头、氢气去湿机法兰面、油氢压差监视器接头、转子导电螺钉等。
发电机氢气湿度和纯度有超标现象，或者氢纯度仪故障、在线仪表温度显示不准。
应确保氢气湿度、纯度的有效监视，以保证发电机运行中的氢气湿度和纯度。
氢气纯度快速下降的原因可能为密封瓦处空氢侧密封油间窜油。
某发电机漏氢量大，且发电机集电环、接地碳刷处还有火花，应加强监视，进行漏氢点重点排查，以防起火、爆燃。
某电厂发电机氢气湿度控制的不好，应控制在氢气露点为-5至-25度之间。
部分电厂发电机端部存在本体振动大、磨粉的现象。
上海产百万机组发电机端部振动模态试验数据不能满足规程要求，多家电厂上海百万发电机端部出现磨损的现象，建议在发电机的后续检修中，不管是否抽转子，都要重点检查端部磨损松动情况，并检查汽侧氢冷器的情况是否良好。
应该按照GB/T20140-2006《透平型发电机定子绕组端部动态特性和振动试验方法及评定》的要求，对透平型发电机在出厂前、新机交接、大修时开展定子绕组端部模态试验和引线的固有频率测量。
运行中出现异常情况时（例如，承受突然短路、线圈磨损或者松动等），建议做模态试验及引线固有频率测量。
应该加强端部绑扎质量和紧固水平，开展端部模态试验，检测端部薄弱点。
部分电厂发电机集电环存在过热、打火现象，建议检查碳刷的磨损情况，定时测量碳刷电流，及时更换碳刷，防范集电环环火事故的发生，运行中加强监视碳刷电流、滑环温度，可在发电机励磁等设备加装视频监测装置，以及时发现问题。
为防止发生发电机的集电环环火事故，应采用原厂的励磁碳刷，不应随意更换型号不同的碳刷。
建议相关电厂彻底处理转子表面油污较严重的情况，运行中控制好油氢差压。
某发电机励磁侧轴瓦漏油比较严重，励磁室绝缘垫板积油，建议采取跟踪处理措施，并择机进行检查彻底处理，以免影响刷架绝缘。
部分电厂发电机的轴承绝缘垫块未引出，建议在2015年的机组大修时，将轴承绝缘垫块引出至固定端子并加装测量盒。
本年度重点开展了省内大型机组的轴电压普测工作，对困扰生产的轴电压问题进行了分析。
各电厂应重视发电机轴电压的测量工作，应将发电机的双层绝缘垫块的测量端子引至方便测量的位置，以便于开展发电机轴电压测试。
建议运行中注意测量发电机轴电压，并加强大轴的油污清洁。
部分电厂发电机轴电压测试值较大，超过或接近标准值，建议保证发电机汽侧接地碳刷的可靠接地。
某发电机汽侧大轴存在漏油情况，建议及时处理，避免碳粉脏污附着大轴影响大轴的良好接地。
发电机的首次大修不应该大幅推延，要充分重视新机组的首次检修，宜安排在投运后1～2年内进行。
各电厂应认真执行有关技术规定，做好同型机组运行情况调研，针对近年新投产机组暴露的发电机故障，积极与制造厂沟通，力争利用首次检修，不使机组留有先天性缺陷，保证安全稳定运行。
联系厂家重点检查铁心紧固情况和槽楔情况，确保发电机无缺陷运行，完善试验项目和留好基础数据。
部分电厂存在定子接地或者定子绝缘低的情况，有的还多次报警，原因一般为定子回路上存在绝缘薄弱点，可能是封闭母线、励磁母线、励磁调节器板件、励磁刷架等，建议查明可能原因，逐个排除。
可以采取热风烘干、水温提高等措施提高定子绝缘。
部分电厂转子正负极电压不平衡，或者负序电压大。
某300MW发电机转子正对地290V，负对地76V，建议进一步分析正负电压不对称的原因。
有的电厂负序电压表不能正常监测。
建议重视转子电压的合理分布。
部分电厂交流阻抗试验开展电压偏小，大修试验时交流阻抗试验电压要施加到200V。
个别发电机存在转子匝间短路、转子绝缘低的现象。
建议电厂通过电气试验，查明故障点（在机内还是机外）及性质，如为转子绕组稳定性金属接地应立即停机处理。
匝间短路一般伴随有振动增大，且振动与无功负荷有一定的对应关系，变化方向一致。
建议运行中定期观察分析转子电压、转子电流与发电机无功功率的对应关系，停机时开展转子膛内的转速、电压相同条件下的转子交流阻抗，观察转子交流阻抗的变化趋势，开展以便于进行比较。
需要时抽转子后进行交流电压分布试验,检查有无线圈交流压降异常,分辨是正极还是负极。
温度测点不准或者坏点依然是发电机的主要缺陷，包括线圈测温元件、铁心测温元件、氢气温度测温元件损坏或指示不准。
部分厂的运行人员对温度的观测仅限于对温度绝对值的控制，因试验及检修损伤元件或购置特性不稳的元件，造成运行中温度异常无法判断。
发电机的温度是发现事故隐患和进行事故追溯的最有效技术手段。
根据发电机在设计时所考虑到的裕度、实际运行经验、事故案例等显示，控制发电机同类测点的温度的相互差别比绝对值更有效。
有关人员应坚持长期跟踪分析比较运行各温度测点的变化特点，找出一定的规律，便于分析设备。
应加强监视定子线棒层间测温元件的温差和出水支路的同层各定子线棒引水管出水温差。
在机组新投产或大修后应通过温升试验确定定子线棒各测温元件的有效性，温差控制值应依照制造厂的有关规定；制造厂未明确规定的，参考以下控制值：
发电机定子线棒层间最高与最低温度间的温差达8K或定子线棒引水管出水温差达8K时应报警，此时应查明原因和加强监视，并降低负荷。
经采取措施无效且确认测温元件无误后，出现任一以下情况应立即降负荷或停机处理：
定子线棒层间温差达14K；定子线棒引水管出水温差达12K。
对于无法消除的温度坏点，建议明确可参照温度测点，以使监视信号最大限度地反映设备的真实状况。
部分电厂发电机的多处温度测点显示为不正常的坏点，建议在2015年的机组大修时，处理发电机的多处温度坏点。
某电厂检修发现7B一次风机电机的定子铁心齿部存在较大面积的倒伏现象，建议运行进行检查振动、温升和噪声情况。
建议整体更换，将换下来电机作为备件。
3.3开关及GIS
从全省开关类设备情况看，各电厂开关类设备能满足目前电网的运行方式下对开关开断电流的要求，运行情况良好。
各电厂能够按照规程要求开展开关类设备的试验维护，GIS设备、升压站开关、隔离刀闸等设备运行情况较好。
隔离开关触头温度高的情况发现不少。
建议按照二十五项反措要求加强运行中GIS带电局放检测，在大修后应进行局放检测，在大负荷前、经受短路电流冲击后必要时应进行局放检测。
GIS设备首次投运后1个月内应进行超声波或超高频局部放电测试，横向比较，并留好基础数据。
建议开展GIS带电局放检测工作和带电检漏工作，开展状态评价。
对可疑的气室同时进行气体全分析，发现异常及时安排停运检查处理。
个别电厂GIS密度继电器校验报告为2012年，新更换的密度继电器未检验。
建议将未检密度继电器送检。
部分电厂的SF6开关微水检测工作未开展，或者超周期。
应按照规程要求，重视开展此项工作。
SF6气微水在线监测存在数据不稳定，或者微水在线监测装置大多数点显示不正常，建议尽快完善微水在线监测装置，确保数据真实、可信，暂时可采取将微水在线监测装置退出运行、定期离线检测的措施。
有的电厂GIS站的SF6密度继电器位置装设位置过高，或者不定期抄表记录，为了及时发现GIS站的SF6压力变化情况，建议对SF6密度继电器进行定期抄表记录，对于位置高的表计，采取配备望远镜抄表的措施。
个别电厂室内GIS站西门子的5213线路PT存在气体泄漏现象，补气周期约为10个月，建议进行处理，更换后按GB50150-2006开展相关试验。
部分电厂已对GIS漏气点进行处理，但效果不佳，建议请有关单位对GIS漏点进行精确查找，以便彻底处理。
某电厂1号主变副母刀闸45012三相和220kV母联副母刀闸45102的C相接触电阻超标，且检查发现现场母联多处刀闸拐臂氧化脱皮严重，建议进行更换。
部分电厂刀闸存在接触不良的情况，造成温度较其余相较高。
建议加强红外监测，及时采取措施处理。
部分电厂开关设备已经或者将要超过其经济运行寿命，将发生老化，希望各电厂引起重视、早作准备，积极改造或者更换老化
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