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12901绝缘油中含气量（真空压差法）测试的A法（电子真空计法），脱气单元气液空间比（），试油定量、脱气单元应有加热恒温装置（55℃-65℃），脱气室通过采用恰当方式（如喷雾、搅拌）能使试油迅速释放溶解气体。
12902绝缘油中含气量测试的原理为使被测油样进入仪器脱气室内，在高真空下，使试油中的溶解气体迅速释放出来。根据试油进入脱气室前/后释放气体产生的压力差值，结合以下哪些参数计算出油中气体的含量，以标准状况下（101.3kPa/0℃）气体对试油的体积分数（%）表示被测油样中的含气量。（）
12903机械振荡脱气法中取一支（）mL玻璃注射器C，用高纯氩气清洗3次，再用试油清洗1～2次，吸入约（）mL试油，戴上橡胶封帽，插入双头针头，使针头垂直向上，将注射器中的气体慢慢排出，使试油充满注射器C的缝隙而不致残留空气。
12904机械振荡脱气法中将注射器A从脱气装置中取出，立即将其中的平衡气体通过双头针头转移到注射器C中，室温下放置（）min，准确记录其（），以备分析用。
12905机械振荡脱气法将注射器A放入恒温定时振荡器内，注射器头部高于尾部约5o，且注射器出口在下部。在（）℃下连续振荡20min，静置（）min
12906机械振荡脱气法时取一支5mL玻璃注射器C，用高纯氩气清洗3次，再用试油清洗1～2次，吸入约（）mL试油，戴上橡胶封帽，插入双头针头，使针头垂直向上，将注射器中的气体慢慢排出，使试油充满注射器C的缝隙而不致残留空气。
12907机械振荡脱气法时将注射器A放入恒温定时振荡器内，注射器头部高于尾部约5o，且注射器出口在下部。在50℃下连续振荡20min，静置（）。
12908机械振荡脱气法时将注射器A从脱气装置中取出，立即将其中的平衡气体通过双头针头转移到注射器C中，室温下放置（），准确记录其体积（Vg），以备分析用。
12909绝缘油含气量检测（气相色谱法），恒温定时振荡器的控温精确度应该为正负（）℃。
12910绝缘油介质损耗因数检测中，在温度达到试验温度的（）℃时，应在（）min内开始测量损耗因数。
12911绝缘油介质损耗测试时，设置测试温度为（）℃。
12912绝缘油介质损耗因数检测中干燥电极杯：因电极杯某些材料可能会老化，在加热105～110℃的烘箱中充分烘干且不超过（）min。
12913绝缘油介质损耗测试时，干燥电极杯的烘箱温度可以设置为（）℃。
12914绝缘油介质损耗测试干燥电极杯时，因电极杯某些材料可能会老化，在加热105～110℃的烘箱中充分烘干且不超过（）。
12915绝缘油击穿电压检测中，试样进入试验室后，应放置一定时间，使试样温度和环境温度之差不大于（）℃。
12916孔隙性试验一般应在10℃~35℃的室温下进行，如有特殊要求试验温度应为（）。
12917孔隙性试验一般应在（）的室温下进行，如有特殊要求试验温度应为23℃±5℃。
12918机械弯曲破坏负荷试验一般应在10℃~35℃的室温下进行，如有特殊要求试验温度应为（）。
12919机械弯曲破坏负荷试验一般应在（）℃的室温下进行。
12920机械弯曲破坏负荷试验一般应在（）℃的室温下进行，如有特殊要求试验温度应为23℃±5℃。
12921将附着有固体污秽的滤纸放在烘箱中进行烘烤。一般烘箱温度设为（）℃，烘烤时间约为半小时，如果滤纸不干，应继续烘干直至干燥好为止。
12922灰密测量时，将编号后的滤纸放入烘箱，在（）℃温度下干燥半小时。
12923等值盐密测试时应将测试结果进行温度补偿到到（）℃。
12924当使用电流-电压三极法中的直线法测试接地装置接地阻抗时，电位极P应在被测接地装置G与电流极C连线方向移动三次，每次移动的距离为dcG的5%左右，当三次测试的结果误差在（）%以内即可。
12925直线法测量接地阻抗时，电位极P应在被测接地装置G与电流极C连线方向移动三次，每次移动的距离为dCG的5%左右，当三次测试的结果误差在（）%以内即可。
12926直线法测量接地阻抗时，电位极P应在被测接地装置G与电流极C连线方向移动三次，每次移动的距离为dCG的（）%左右。
12927纸绝缘聚合度测量检测用毛细管粘度计，其常数C（单位mm2／s2）应满足（）。
12928电抗值测量，除非另有规定，试验均在环境温度不低于（）℃的大气条件下进行，且试验期间，大气环境条件应相对稳定。
12929除非另有规定，绕组各分接位置电压比试验环境温度不宜低于（）℃。
12930电磁式电压互感器（串级式）20℃时的介质损耗因数试验判断标准是（）。
12931110kV电流互感器20℃时的介质损耗因数试验判断标准是（）。
12932220kV电流互感器20℃时的介质损耗因数试验判断标准是（）。
12933220kV油浸式变压器高压套管20℃时的介质损耗因数试验判断标准是（）。
12934电力变压器的电容量和介质损耗因数试验判断标准（20℃时的介质损耗因数），正确的是：（）。
12935110kV油浸式变压器高压套管20℃时的介质损耗因数试验判断标准是（）。
12936110（66）kV-220kV油浸式变压器20℃时的介质损耗因数试验判断标准是（）。
12937变压器介质损耗测量温度以变压器上层油温为准，且应在变压器上层油温低于（）℃时测量。
12938为便于电容量和介损试验数据的比较，宜将不同温度下测得的数值换算至20℃，20℃~80℃温度范围内，经验公式（）。式中tanδ0：温度为t0时的介质损耗因数值（一般取t0=20℃）；tanδ：温度为t时的介质损耗因数值。
12939高压套管介质损耗因数（20℃）72.5~126kV≤（）。
12940高压套管介质损耗因数（20℃）252~363kV≤（）。
12941高压套管介质损耗因数（20℃）≥550kV≤（）。
12942电力变压器20℃时的介质损耗因数330kV及以上≤（）。
12943电力变压器20℃时的介质损耗因数35kV及以下≤（）。
12944电力变压器20℃时的介质损耗因数110（66）kV~220kV≤（）。
12945（串级式）电磁式电压互感器绕组绝缘介质损耗因数（20℃）≤（）。
12946站用交流电源系统竣工（预）验收，交流配电室环境温度不超过+40℃，且在（）的平均温度不超过+35℃，下限为-5℃；最高温度为+40℃时的相对湿度不超过50%。
12947外施交流耐压试验均在当地大气条件下进行，且试验期间，大气环境条件应相对稳定。a）环境温度不宜低于（），b）环境相对湿度不宜大于（），c）现场区域满足试验安全距离要求。
12948直流偏磁水平测量环境温度不宜低于（）℃。
12949泄漏电流检测环境温度不宜低于（）℃。
12950油中溶解烃类检测最小检测浓度（20℃）为：烃类≤（）μL/L。
12951油中溶解一氧化碳检测最小检测浓度（20℃）为：CO≤（）μL/L。
12952油中溶解氢气检测最小检测浓度（20℃）为：H2≤（）μL/L。
12953油中溶解二氧化碳检测最小检测浓度（20℃）为：CO2≤（）μL/L。
12954油中溶解气体检测环境温度不宜低于（）℃。
1295535kV及以下电力电缆出厂验收，做导体电阻测量试验应根据GB/T3956的公式和系数，将导体直流电阻修正至温度为20℃、长度为（）km的电阻值。
12956紫外成像检测检测温度不宜低于（）℃。
12957串联补偿装置交接试验，现场测量阻尼电抗器直流电阻时宜选用（），测量时应远离强磁场源，电抗器绕组温度应与环境温度基本平衡，电阻测量值应换算到75℃，实测直流电阻值与额定直流电阻值之偏差应不超过正负10％。
12958干式电抗器交接试验验收标准要求将测试温度下的绝缘电阻换算到20℃下的绝缘电阻值不应低于产品出厂试验值的（）。
12959电容器出厂时验收试验20℃时损耗角正切值应符合下列值：
12960SF6气体分解产物检测中SF6电气设备的分解物控制指标（20℃）是（）。
12961SF6气体分解产物检测结果中，SF6电气设备的分解物控制指标（20℃）：二氧化硫≤（）（μL/L）；硫化氢≤（）（μL/L）。
12962电压互感器出厂验收，要求绝缘油介质损耗因数tanδ（90℃）%在注入电气设备前应（）。
12963电压互感器出厂验收，要求绝缘油介质损耗因数tanδ（90℃）%在注入电气设备后应（）。
12964SF6湿度检测的露点法的精密度测试对于重复性：在相同测量条件下，再次测量结果之差应不大于（）℃露点。
12965SF6湿度检测环境温度应高于气样露点温度至少（）℃，否则要对整个取样系统以及仪器排气口的气路系统采取升温措施，以免因冷壁效应而改变气样的湿度或造成冷凝堵塞。
12966使用的湿度计在环境温度（5～35）℃应达到以下要求：（）。
12967冷凝式露点仪的测量露点范围在环境温度为20℃时，应满足0℃至-60℃，其测量误差不超过（）。
12968SF6湿度检测时，冷凝式露点仪的测量露点范围在环境温度为20℃时，应满足（）。
12969SF6湿度检测中由于环境温度对设备中气体湿度有明显的影响，测量结果应折算到（）℃时的数值。
12970SF6湿度检测，环境温度不宜低于（）℃。
12971电流互感器交接试验，干式电流互感器介质损耗角正切值tanδ（20℃）应不大于（）%。
12972电流互感器出厂验收标准卡中，绝缘油验收的介质损耗因数tanδ（90℃）%验收标准为（）。
12973对同一GIS间隔A、B、C三相断路器气室同一位置的局部放电图谱对比，以帮组判断是否有放电。这种分析方法是（）。
12974超声波局放检测的环境温度宜在（）℃。
12975组合电器交接试验，有灭弧分解物的气室SF6气体湿度（20℃的体积分数）应不大于（）μL/L。
12976组合电器交接试验，无灭弧分解物的气室SF6气体湿度（20℃的体积分数）应不大于（）μL/L。
12977断路器交接试验，与灭弧室相通的气室SF6气体气体含水量（20℃的体积分数）应小于（）μL/L。
12978断路器交接试验，不与灭弧室相通的气室SF6气体气体含水量（20℃的体积分数）应小于（）μL/L。
12979断路器出厂验收，与灭弧室相通的气室SF6气体含水量（20℃的体积分数）小于（）μL/L。
12980断路器出厂验收，不与灭弧室相通的气室SF6气体含水量（20℃的体积分数）小于（）μL/L。
12981一台隔离开关正常相温升45℃，热点温升60℃，其相对温差为（）。
12982E级绝缘材料极限工作温度是（）℃。
12983B级绝缘材料的极限工作温度是（）℃。
1298435kV变压器出厂验收时，应测量每一绕组连同套管对地及其余绕组间的介损、电容值，并将测试温度下的介损值换算到（）℃。
12985110（66）kV-220kV变压器出厂验收时，应测量每一绕组连同套管对地及其余绕组间的介损、电容值，并将测试温度下的介损值换算到（）℃。
12986500（330）kV-1000kV变压器出厂验收时，应测量每一绕组连同套管对地及其余绕组间的介损、电容值，并将测试温度下的介损值换算到（）℃。
12987变压器绝缘油验收时体积电阻率（90℃）应不小于（）Ω.m。
12988变压器绝缘油验收时界面张力（25℃）应不小于（）mN/m。
12989变压器绝缘绝缘油验收验收时的闪点应不小于（）℃。
12990变压器交接试验时，绕组连同套管绝缘电阻值不低于产品出厂试验值的（）%或不低于10000MΩ（20℃）。
12991手持（枪）式红外热像仪温度分辨率应不大于（）℃。
12992手持（枪）式红外热像仪温度分辨率：不大于（）℃。
12993便携式红外热像仪温度分辨率应不大于（）℃。
12994便携式红外热像仪温度分辨率：不大于（）℃。
12995表面温度判断法：主要适用于电流致热型和（）效应引起发热的设备。根据测得的设备表面温度值，对照GB/T11022中高压开关设备和控制设备各种部件、材料及绝缘介质的温度和温升极限的有关规定（详细规定见附录C），结合环境气候条件、负荷大小进行分析判断。
12996表面温度判断法：主要适用于（）和（）引起发热的设备。根据测得的设备表面温度值，对照GB/T11022中高压开关设备和控制设备各种部件、材料及绝缘介质的（）和（）极限的有关规定（详细规定见附录C），结合环境气候条件、负荷大小进行分析判断。
12997电力变压器、电抗器绕组绝缘介质损耗因数测量宜在顶层油温低于（）℃且高于零度时进行，测量时记录顶层油温和空气相对湿度。
12998测量变压器绕组绝缘电阻时，宜在顶层油温低于（）℃时进行，并记录顶层油温
12999SF6气体变压器绕组绝缘介质损耗因数（20℃）注意值为（）。
13000SF6气体湿度（20℃，0.1013MPa）检测周期，以下说法正确的是：
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