①断路器外观清洁无污损，油漆完整，无色差；

②瓷套表面清洁，无裂纹、无损伤，均压环无变形；

③一次端子接线板无开裂、无变形，表面镀层无破损；

④金属法兰与瓷件胶装部位粘合牢固，防水胶完好；

⑤防爆膜检查应无异常,泄压通道通畅；

⑥接地块（件）安装美观、整齐；

⑦电流互感器接线牢固。

设备出厂铭牌齐全、参数正确、美观。

位置指示器的颜色和标示应符合相关标准要求，分、合闸指示牌应有两个及以上定位螺栓固定以保证不发生位移。

①外观完整、无损伤、接地良好，箱门与箱体之间的接地连接软铜线（多股）截面不小于4mm2；

②各空气开关、熔断器、接触器等元器件标示齐全正确；

③机构箱开合顺畅，密封胶条安装到位，应有效防止尘、雨、雪、小虫和动物的侵入，防护等级不低于IP44，顶部应设防雨檐，顶盖采用双层隔热布置；

⑤机构中金属元件无锈蚀；

⑥机构箱内交、直流电源应有绝缘隔离措施；

⑦机构箱内二次回路的接地应符合规范，并设置专用的接地排；

⑧机构箱内若配有通风设备，则应功能正常，若有通气孔，应确保形成对流。

全部外露紧固螺栓均应采用热镀锌螺栓，紧固后螺纹一般应露出螺母2-3圈，各螺栓、螺纹连接件应按要求涂胶并紧固划标志线。

各密封面密封胶涂抹均匀、密封良好，满足户内（外）使用要求。

泄漏值的测量应在断路器充气24h后进行。采用灵敏度不低于1×10^-6( 体积比) 的检漏仪对断路器各密封部位、管道接头等处进行检测时，检漏仪不应报警；必要时可采用局部包扎法进行气体泄漏测量。以24h的漏气量换算，每一个气室年漏气率不应大于0.5%（750kV断路器设备相对年漏气率不应大于0.5μL/L，Q/GDW kV电力设备交接试验规程）。

35kV－500kV设备：SF₆气体含水量的测定应在断路器充气24小时后进行（750kV设备在充气至额定压力120h后进行），且测量时环境相对湿度不大于80%。

SF₆气体含水量（20℃的体积分数）应符合下列规定：与灭弧室相通的气室，应小于150μL/L、其他气室小于250μL/L。

在断路器SF₆气体额定压力下进行，试验电压按国家标准GB／T 执行或按订货合同执行。

罐式断路器可在耐压过程中进行局部放电检测工作。1.2倍额定相电压下局放量应满足设备厂家技术要求，但不大于5pC。（DL／T

雷电冲击耐受试验：220kV及以上罐式断路器应进行正负极性各3次的雷电冲击耐受试验。

真空灭弧室断口间耐压试验电压按产品技术条件的规定执行，试验中不应发生贯穿性击穿。真空灭弧室真空度满足产品技术要求。

各断口均压电容器其绝缘电阻值、电容值、介损符合产品技术规范。

①电流互感器二次引出线应接线正确、紧固；

②二次绕组绝缘电阻、直流电阻、组别和极性、误差测量、励磁曲线测量等应符合产品技术条件。

分、合闸线圈直流电阻试验

试验结果应符合设备技术文件要求。

使用1000V兆欧表进行测试，应符合产品技术条件且不低于10MΩ。

合闸电阻测量（如配置）

各断口合闸电阻值符合产品设计要求。

宜采用电流不小于100A的直流压降法进行测量，测试结果应符合产品技术条件规定值。

①工频耐压试验：试验电压为2000V持续时间1min，应合格。

②绝缘电阻测试：用1000V兆欧表进行绝缘试验，绝缘电阻应符合产品技术规定。

①机构速度特性、分合闸时间、分合闸同期性均应符合产品技术条件要求；

②出厂试验时应记录设备的机械特性行程曲线，并与参考的机械特性行程曲线进行对比，应一致；（GB .2.102.2.6）

③真空断路器合闸弹跳40.5kV以下不应大于2ms，40.5kV及以上不应大于3ms；分闸反弹幅度不应超过额定开距的20%；

④对断路器主断口及合闸电阻断口的配合关系进行测试。合闸电阻的提前接入时间可参照制造厂规定执行，一般为8ms～11ms。

①合闸装置在额定电源电压的85%～110%范围内，应可靠动作；

②分闸装置在额定电源电压的65%～110%（直流）或85%～110%（交流）范围内，应可靠动作；

③当电源电压低于额定电压的30%时，分闸装置不应脱扣。

①操动机构的零部件应齐全，各转动部位应涂以适合当地气候条件的润滑脂；

②电动机固定应牢固，转向应正确；

③各种接触器、继电器、微动开关、压力开关、压力表、加热驱潮装置和辅助开关的动作应准确、可靠，接点应接触良好、无烧损或锈蚀；

④分、合闸线圈的铁心应动作灵活、无卡阻；

⑤压力表应经出厂检验合格，并有检验报告，压力表的电接点动作正确可靠；

⑥操动机构的缓冲器应经过调整，采用油缓冲器时，油位应正常，所采用的液压油应适应当地气候条件，且无渗漏。

①弹簧储能指示正确，弹簧机构储能接点能根据储能情况及断路器动作情况，可靠接通、断开；

②储能电机应配有储能超时、过流、热偶等保护元件，整定值应符合产品技术要求；

③储能电机应运行无异常、无异声；断开储能电机电源，手动储能可正常执行，手动储能与电动储能之间闭锁可靠；

④合闸弹簧储能时间应满足制造厂要求，合闸操作后应在20s内完成储能，在85％~110％的额定电压下应能正常储能。

①弹簧机构应能可靠防止发生空合操作；

②合闸弹簧储能时，牵引杆的位置应符合产品技术文件；

③合闸弹簧储能完毕后,行程开关应能立即将电动机电源切除，合闸完毕，行程开关应将电动机电源接通，储能电机电源的接通与断开应通过行程开关切换直接控制，不应通过扩展中间继电器接点来实现；

④合闸弹簧储能后，牵引杆的下端或凸轮应与合闸锁扣可靠的联锁；

⑤分、合闸闭锁装置动作应灵活，复位应准确而迅速，并应开合可靠。

弹簧机构其他验收项目：

①传动链条无锈蚀、机构各转动部分应涂以适合当地气候条件的润滑脂；

②缓冲器缓冲行程符合制造厂规定；

③弹簧机构内轴销、卡簧等应齐全，螺栓应紧固，并画划线标记。

①液压油标号选择正确，适合设备运行地域环境要求，油位满足设备厂家要求，并应设置明显的油位观察窗，方便在运行状态检查油位情况；

②液压机构连接管路应清洁、无渗漏，压力表计指示正常且其安装位置应便于观察；

③油泵运转正常，无异常，欠压时能可靠启动，压力建立时间符合要求；若配有过流、热偶等保护元件，整定值应符合产品技术要求；

④液压系统油压不足时，机械、电气防止慢分装置应可靠工作；

⑤具备慢分、慢合操作条件的机构，在进行慢分、慢合操作时，工作缸活塞杆的运动应无卡阻现象，其行程应符合产品技术文件；

⑥液压机构电动机或油泵应能满足60s内从重合闸闭锁油压打压到额定油压和5min内从零压充到额定压力的要求；机构打压超时应报警，整定时间应符合产品技术要求；

⑦微动开关、接触器的动作应准确可靠、接触良好；电接点压力表、安全阀、压力释放器应经检验合格，动作可靠，关闭应严密；

⑧联动闭锁压力值应按产品技术文件要求予以整定，液压回路压力不足时能按设定值可靠报警或闭锁断路器操作，并上传信号；

⑨液压机构24h内保压试验无异常，24h压力泄漏量满足产品技术文件要求。

液压机构储能装置验收：

①预充氮气压力应符合制造厂规定；

②储压筒应有足够的容量，在降压至闭锁压力前应能进行“分—0.3s—合分”或“合分— 3min —合分”的操作。对于设有漏氮报警装置的储压器，需检查漏氮报警装置功能可靠。

断路器及其操动机构操作正常、无卡涩，分、合闸标志及动作指示正确。

断路器远方、就地操作功能切换正常。

就地操作时，防跳回路应可靠工作。

三相非联动断路器缺相运行时，非全相装置能可靠动作，时间继电器经校验可靠动作；带有试验按钮的非全相保护继电器应有警示标志。

①应对断路器合-分时间及操动机构辅助开关的转换时间与断路器主触头动作时间之间的配合进行试验检查；对220kV及以上断路器，合分时间应符合产品技术条件中的要求，且满足电力系统安全稳定要求；

②辅助开关应安装牢固，应能防止因多次操作松动变位；

③辅助开关应转换灵活、切换可靠、性能稳定；

④辅助开关与机构间的连接应松紧适当、转换灵活，并应能满足通电时间的要求；连接锁紧螺帽应拧紧，并应采取放松措施。

①机构箱、汇控柜内所有的加热元件应是非暴露型的；加热器、驱潮装置及控制元件的绝缘应良好，加热器与各元件、电缆及电线的距离应大于50mm，温湿度控制器等二次元件应采用阻燃材料，取得3C认证项目检测报告；

②加热驱潮装置能按照设定温湿度自动投入；

③照明装置应工作正常。

各类表计及指示器安装位置

断路器设备各类表计（密度继电器、压力表等）及指示器（位置指示器、储能指示器等）安装位置应方便巡视人员或智能机器人巡视观察。

断路器应装设不可复归的动作计数器，其位置应便于读数，分相操作的断路器应分相装设。