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当前110KV电压等级及以上特高压，都采用SF6气体绝缘的封闭式GIS作为变电站主要一次设备。目前国内外对GIS内部绝缘状态的评估主要通过局部放电检测法和SF6气体化学分析法得以实现，当GIS内部前期发生绝缘劣化产生局部放电时对其安全运行造成严重的安全隐患，目前对GIS内部局部放电的检测方法主要有超高频局放测试、超声波
SF6综合测试仪厂家
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当前110KV电压等级及以上特高压，都采用SF6气体绝缘的封闭式GIS作为变电站主要一次设备。目前国内外对GIS内部绝缘状态的评估主要通过局部放电检测法和SF6气体化学分析法得以实现，当GIS内部前期发生绝缘劣化产生局部放电时对其安全运行造成严重的安全隐患，目前对GIS内部局部放电的检测方法主要有超高频局放测试、超声波局放测试、SF6气体成分化学检测这三种方法。目前市场上都有这几种测试方法的单独设备，现场GIS局放带电检测时需要电气和化学二个的技术人员同时携带多台设备配合才可以进行局放和SF6气体具体状况的检测，灵活性和时效性都太差。针对目前GIS局放检测的现状，国电西高自主研发的GDPDS-341 SF6电气绝缘状态综合分析仪采用速慧（smart quick）智能化电力测试系统（软著登字010215号、商标注册号14684781），通过HVHIPOT公司引进技术开发面世SF6电气绝缘状态综合分析仪,将特高频法、超声波法和SF6气体分析三种检测方法组合在一台设备上，可提高GIS设备局部放电缺陷的检测效率和判断方法,可提高局放判断的准确性,为检修决策提供可靠的技术支持。
SF6密度继电器校验仪主要使用SF6气体作为灭弧和绝缘的介质。但是，它在纯净的SF6气体中仅具有较高的绝缘性能和良好的灭弧能力。如果气体中有水分侵入，通常在降低电气强度并使水和电弧产品发生化学反应时，会产生化学物质，例如硫酸或其他有毒物质。当产生这些材料时，当维修人员接近时，他们很可能危及生命，此外，这些有毒有害物质还会对断路器中的金属材料和绝缘材料造成严重腐蚀，从而导致严重的绝缘退化并可能导致设备爆诈。
有关六氟化硫气体含水量的测量问题一直是大家关注的，今天就和大家说说。用含水仪测量SF6气体的含水量。一般每3个月测量1次，稳定后减为每年测量1次。发现含水量有明显变化时，应进行复测并分析其原因。断路器气室运行中的SF6气体含水量不得大于3×10-4。
对六氟化硫气体充气，应在充气前对钢瓶进行真空处理，去除油污水分。气瓶严禁过量充装，认真实行重量复核。对液态SF6，当充装压力为7.8MPa时，充装系数不得超过1.2Kg/L。
运行中的GIS设备采用小型装置。操作步骤如下：从SF6气体处理车的进出口分别接出2根高压软管，进口侧软管的另一端与气瓶接口相连接，出口侧软管的另一端与GIS气室充气口相连。接牢后，打开气瓶角阀，SF6气体从气瓶经高压软管到达进口阀，通过减压阀、蒸发器、加热器、过滤阀、逆止阀到出口阀，再通过高压软管进入GIS气室。
使用过六氟化硫气体的小伙伴都知道该气体对水分的控制很重要，水分高的话会对高纯六氟化硫设备造成腐蚀损害，影响工作效果。水分是SF6设备产生物质的一个条件。如果高纯六氟化硫气体中含有超过规定的水分，当其湿度发生变化时，就可能凝结在固体绝缘表面使该面变潮，这时设备的沿面放电电压将显著下降。SF6气体在电弧和电晕作用下分解生成的低氟化合物气体，假如没有水分子这个外部条件是不会生成SO2、HF及其它有害物质的，从而也就可以避免由它们产生的设备腐蚀。所以，SF6设备在充装气体时，必须严密措施防止水份进入。
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