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3001贮气玻璃注射器的准备：取5mL玻璃注射器A，抽取少量试油冲洗器筒内壁1～2次后，吸入约0.5mL试油，套上橡胶封帽，插入双头针头，针头垂直向上。将注射器内的空气和试油慢慢排出，使试油充满注射器内壁缝隙而不致残存空气。
3002法兰密封面是发生泄漏较高的部位，一般是由密封圈的缺陷造成的，也有少量的刚投运设备是由于安装工艺问题导致的泄漏。查找这类泄漏时应该围绕法兰一圈，检测到各个
3003电压互感器一次绕组直流电阻测量值，与换算到同一温度下的出厂值比较，相差不宜大于10%。二次绕组直流电阻测量值，与换算到同一温度下的初值比较，相差不宜大于15%。
3004同型号、同规格、同批次电流互感器一、二次绕组的直流电阻和平均值的差异不宜大于15%。当有怀疑时，应提高施加的测量电流，但不大于额定电流（方均根值）的50%。
3005被试品及试验设备接线，并确认接线正确，试验后拆除被试品接地线
3006局部放电测量装置宜采用电容（或电阻）分压器与低压电压表，其测量误差不应大于±3%。
3007试验中如无破坏性放电发生，且耐压前后绝缘无明显变化，则认为耐压试验通过。
3008在选用试验变压器时，其容量应大于或等于变频电源的容量，且阻抗应尽可能的大，以减小试验电流在试验变压器上引起的电压变化。试验变压器所需低压侧电压要与现场电源电压相匹配。
3009试验电压频率一般应大于额定频率，防止试验时励磁电流过大铁芯饱和，一般大于100Hz,但不宜高于400Hz。
3010微安表的保护应满足经受成套装置额定高压下直接对地放电四次后，微安表仍能正常工作。
3011对泄漏电流很小，并仅作粗略检查性的试验，如测量断路器支持瓷套及拉杆的泄漏电流，可不用滤波电容器。
3012充油设备若经滤油或运输，耐压试验前应将试品按规定时间静置并排气，以排除内部可能残存的气体。
3013耐压试验时工频高电压通常采用高压试验变压器来产生。对电容量较大的被试品，可以采用串联谐振回路产生高电压。
3014在升压和耐压过程中，如发现电压表指示变化很大，电流表指示急剧增加，调压器往上升方向调节，电流上升、电压基本不变甚至有下降趋势，被试品冒烟、出气、焦臭、闪络、燃烧或发出击穿响声（或断续放电声），应立即停止，判定被试品交流耐压试验不合格。
3015如果有关设备标准无其他规定，持续时间超过60s时,在整个耐压试验过程中试验电压的测量值应保持在规定电压值的±1%以内。
3016如果有关设备标准无其他规定，在整个耐压试验过程中试验电压的测量值应保持在规定电压值的±1%以内。
3017外施交流耐压试验时，待试设备表面应清洁干燥，且处于检修状态
3018变压器直流偏磁水平测量系统一般使用霍尔效应钳型表，并经检验合格。
3019直流偏磁水平测量时，可引起变压器中性点流过较大直流电流的设备不可处于运行状态
3020电网含有的电压谐波，会在避雷器中产生谐波电流，可能导致无法准确检测金属氧化物避雷器自身的谐波电流。
3021阻性电流测试是通过采集避雷器电压和全电流信号，经过数字信号处理后得到基波或各次谐波电流和电压的幅值及相角，将基波电流投影到基波电压上就可以得出阻性电流基波。
3022全电流通过在放电计数器两端并接专用测试仪器获取或通过带有泄漏电流监测功能的避雷器放电计数器直接读取
3023泄漏电流带电检测主要是测量避雷器的全电流和阻性电流高次谐波值，根据这两个值的变化来判断避雷器内部是否受潮、金属氧化物阀片是否发生劣化等。
3024在使用传感器进行泄漏电流检测时，应戴手套，避免手部直接接触传感器金属部件。
3025标准混合气体应由国家计量部门授权的单位配制，具有组分浓度含量、检验合格证及有效使用期。常用浓度以接近变压器故障判断注意值换算成气体组分的浓度。
3026油中溶解气体检测取样时可单人进行。
3027高压氢气瓶、高压氮气瓶、高压空气瓶应平稳放置，防止倾倒。
3028紫外成像仪应操作简单，携带方便，图像清晰、稳定，具有较高的分辨率和动、静态图像储存功能，在移动巡检时，不出现拖尾现象，对设备进行准确检测且不受环境中电磁场的干扰。
3029尽量靠近被测设备，使被测设备电晕放电在视场范围内最大化，记录此时紫外成像仪与电晕放电部位距离，紫外检测电晕放电量的结果与检测距离呈指数衰减关系，在测量后需要进行校正
3030检测工作不得少于两人。负责人应由有经验的人员担任，开始检测前，负责人应向全体检测人员详细布置检测中的安全注意事项，交待带电部位，以及其他安全注意事项。
3031某GIS进行超声波局部放电检测，其测量数据幅值较高，50Hz频率相关性较低，100Hz频率相关性较高，且图谱具有明显的相位相关性，初步判断其缺陷类型为电晕放电。
3032对于负荷率小、温升小但相对温差大的设备，如果负荷有条件或机会改变时，可在增大负荷电流后进行复测，以确定设备缺陷的性质，当无法改变时，可暂定为一般缺陷，加强监视。
3033开始高频局部放电检测，打开连接传感器的检测通道，观察检测到的信号。测试时间不少于40秒。
3034电晕放电的判断依据有信号水平高。
3035相对介质损耗因数和电容量比值检测，防止设备末屏开路。取样单元引线连接牢固，符合通流能力要求；测试前应检查电流测试引线导通情况；测试结束保证末屏可靠接地。
3036设备安装在室内应有良好的通风系统，进入设备安装室前应先通风15~20min,并应保证在15min内换气一次，含氧量达到18%以上，SF6气体浓度小于1000μL/L，方可进入室内进行检测工作；
3037测量铁心接地电流时，尽量选取符合要求的最大量程进行测量。
3038必要时可使用工具把传感器绑置于绝缘盆子处进行长时间检测，时间不少于10分钟，进一步分析峰值图形、放电速率图形和三维检测图形，综合判断放电类型。
3039红外测温精确检测在安全距离允许的条件下，红外仪器宜尽量靠近被测设备，使被测设备（或目标）尽量充满仪器的视场中部，以提高仪器对被测设备表面细节的分辨能力及测温准确度，必要时，可使用中、长焦距镜头。
3040结合电缆线路的负荷情况，依据下列试验标准比较测试结果是否满足测试标准要求：
3041根据被测气体中的不同组分改变电化学传感器输出电信号，从而确定被测气体中的组分及其含量。
3042气相色谱是以惰性气体（载气）为流动相，以固体吸附剂或涂渍有固定液的固体载体为固定相的柱色谱分离技术，配合热导检测器（TCD），检测出被测气体中的CF4含量。
3043当局部放电在电力设备很小的范围内发生时，局部击穿过程很快，将产生很陡的脉冲电流，脉冲电流将流经电力设备的接地引下线，同时会在垂直于电流传播方向的平面上产生磁场。通过在电力设备的接地线上安装高频电流传感器和相位信息传感器，从局部放电产生的磁场中耦合能量，再经线圈转化为电信号的方式，可以检测判断电力设备中的局部放电缺陷。
3044对于GIS设备，利用外露的盆式绝缘子处或内置式传感器，在断路器断口处、隔离开关、接地开关、电流互感器、电压互感器、避雷器、导体连接部件等处均应设置测试点。一般每个GIS间隔取2~3点，对于较长的母线气室，可5~10米左右取一点，应保持每次测试点的位置一致，以便于进行比较分析。
3045同类比较判断法：根据同组三相设备、同相设备之间及同类设备之间对应部位的温差进行比较分析。
3046电容型设备介质损耗因数和电容量带电测试系统一般由取样单元、测试引线和测试仪器等部分组成。取样单元获取电容型设备电流信号或者电压互感器二次电压信号；测试引线将取样单元获取的信号输入至测试仪器；测试仪器采集、处理和分析信号数据。
3047取样单元内部含有信号输入端、测量端及短接压板等，并应采用多重防开路保护措施，有效防止测试过程中因接地不良和测试线脱落等原因导致的末屏电压升高，保证测试人员的安全，且完全不影响被测设备的正常运行；
3048单芯高压电缆线路接地方式采用单端接地或交叉接地。
3049被测气体与检测管内填充的化学试剂发生反应生成特定的化合物，引起指示剂颜色变化，根据颜色变化指示长度得到备测气体所测组分的含量。
3050相对介质损耗因数检测的参考设备与待测设备宜选择处于同一母线或直接相连母线上的其他异相设备，宜选择同类型电容型设备。
3051单芯高压电缆线路接地方式采用单端接地或交叉互联接地，正常情况下金属护套上接地电流为零或很小。单芯高压电缆线路外护层发生老化或破损等现象时，金属护套上接地电流将有明显变化。通过测量单芯高压电缆线路金属护套接地电流，可以及时反应电缆线路外护层的健康状况。
3052六氟化硫电气设备中气体湿度可以用冷凝露点式、电阻电容式湿度计和电解式湿度计测量。
3053根据连续图谱、时域图谱、相位图谱特和特征指数图谱征判断测量信号是否具备50Hz/100Hz相关性。若是，说明可能存在局部放电.
3054电力设备高频局部放电检测系统一般由高频电流传感器、相位信息传感器、信号采集单元、信号处理单元和数据处理终端和显示交互单元等构成。
3055同一类设备局部放电信号的横向对比。相似设备在相似环境下检测得到的局部放电信号，其测试幅值和测试谱图应相似，同一变电站内的同类设备也可以作类似横向比较
3056特高频局部放电检测系统一般由内置式或外置式特高频传感器、数据采集单元、信号放大器（可选）、数据处理单元、分析诊断单元等组成。
3057图像特征判断法：主要适用于电压致热型设备。根据同类设备的正常状态和异常状态的热像图，判断设备是否正常。注意尽量排除各种干扰因素对图像的影响，必要时结合电气试验或化学分析的结果，进行综合判断。
3058变电设备机械振动通常以100Hz频率分量为主，小于100Hz为单纯的机械振动，大于100Hz的振动分量说明设备存在故障征兆。
3059开展铁心接地电流测试前必须认真检查表计倍率、量程、零位，误差应在标准范围内。
3060特高频局部放电检测步骤中：打开连接传感器的检测通道，观察检测到的信号，测试时间不少于60S。
3061避雷器运行中持续电流检测应在每年雷雨季节来临后安排一次。
3062断路器断口间并联电容器电容量和介质损耗因数应在合闸状态下测量。
3063主变有载分接开关操作试验在手摇操作正常的情况下，就地电动或远方进行一次循环操作即可。
3064仪器仪表保养每月不少于1次，确保处于完好状态。
3065已执行的标准作业卡至少应保留1年。
3066标准作业卡编号应在本单位内具有唯一性。
3067作业工序存在可逆性时，应在工序序号上标注*，如*2。
3068编制标准作业卡前，应根据作业内容确定是否开展现场查勘，确认工作任务是否全面，并根据现场环境开展安全风险辨识、制定预控措施。
3069停电试验报告，由试验人员录入PMS系统并实行三级审批制度。
3070变电检测工作现场验收完成后，检测班组及时完成检测报告的填写，运维班组签字确认。
3071变电检测开工后，监护人组织实施，做好现场安全、技术和结果控制。
3072开工前，监护人应做好技术交底和安全措施交底。
3073检测前1天，班组工作负责人完成工作票的填写，并由工作票签发人完成签发。
3074检测前1个工作日,工作负责人完成标准作业卡的编制，突发情况可在当日开工前完成。
3075检测当天,工作负责人应确认检测工器具是否完好、齐备，是否在校验有效期内。
3076外协人员应熟悉《安规》并考试合格并经设备运维管理单位认可。
3077停电试验计划统一纳入检修计划，按照变电检修管理通用细则执行。
3078省检运检部、地市公司运检部根据年度检测计划，综合考虑春秋季检修、迎峰度夏（冬）、特殊时期保电等工作需要，合理安排月度检测计划，并在每月20日前下达次月计划。
3079班组每年10月15日前根据带电检测周期要求和设备状态评价结果编制年度检测计划。
3080110（66）kV及以上新设备投运满1至2年，以及停运3个月以上重新投运前的设备，应进行例行试验。
3081存在重大家族缺陷的设备需提前或尽快安排带电检测。
3082110（66）kV及以上新设备投运满1至2年，以及停运6个月以上重新投运前的设备，应进行例行试验。
3083对于未开展带电检测设备，停电试验周期不大于基准周期的1.5倍。
3084停电试验周期可依据设备状态、地域环境、电网结构等特点，在基准周期的基础上酌情延长或缩短。
3085变电检测是指带电检测。
3086变电检测应录入PMS系统。
3087变电检测管理坚持“安全第一、统筹安排、分级负责、标准作业、应试必试”的原则。
3088油浸式电压互感器电磁单元油位不可见，且无明显渗漏点，立即汇报值班调控人员申请停运处理。
3089绝缘油铜金属含量检测方法概要：将油样品加热蒸干、灰化处理以后，用盐酸（1+1）溶解，在硝酸（2＋98）的介质中，用等离子发射光谱仪进行测定，从而确定油中金属元素的含量。
3090绝缘油中T501抗氧化剂含量检测（液相色谱法）液体吸收池在注入油样前应用四氯化碳洗干净并吹干
3091单芯高压电缆线路接地方式采用单端接地或交叉接地，正常情况下金属护套上接地电流为零或很小。单芯高压电缆线路外护层发生老化或破损等现象时，金属护套上接地电流将有明显变化
3092红外成像检漏仪由红外光学镜头、红外探测器、数据处理系统、显示单元和供电单元组成
3093主回路电阻测量过程中，对少数GIS接地开关导电杆与外壳的电气连接不能分开，可先测量导体和外壳的并联电阻R0和外壳电阻R1，按R=R0R1/（R1-R0）计算主回路电阻。
3094合闸电阻预接入时间测量试验装置的电源开关，应使用明显断开的单极刀闸。
3095电压互感器进行励磁特性和励磁曲线试验时，测量点至少包括额定电压的0.2、0.5、0.8、1.0、1.2倍，记录各测量点励磁电流值
3096采用小角度纵波法检测实心柱形支柱瓷绝缘子，当反射波幅大于5mm深人工切槽-6dB的内部缺陷，且缺陷指示长度超过10mm的缺陷时，应评定为不合格；当反射波幅大于5mm深人工切槽-6dB的表面缺陷，且缺陷指示长度超过20mm的缺陷时，应评定为不合格。
3097试验时，若微安表数值突然性波动，如果是向减小方向，可能是电源回路引起。如果是向增大方向，可能是试验回路或试品出现闪络，或内部断续性放电引起。
3098局部放电的测量仪器按所测定参量可分不同类别。目前常用测量视在放电量的仪器，即示波屏与低谷值电压表（pC）或数字显示并用。?放电脉冲通常显示在测量仪器的示波屏上的李沙育（椭圆）基线上。测量仪器的扫描频率应与试验电源的频率相同。
3099湿度比较大的情况下，一方面会使金属氧化物避雷器瓷套的芯体电流明显增大，同时引起金属氧化物避雷器内部阀片的电位分布发生变化，使表面泄漏电流明显增大。
3100TV正常运行时应注意的事项有（）。
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