断路器电流互感器变比选择应能满足规划要求，绕组配置个数、精度满足二次设备需求，二次绕组输出容量应能满足二次回路负载要求。
绝缘拉杆表面清洁，无变形、无磕碰、划伤，绝缘拉杆装配前应完成局放测试，局放量不大于3pC，断路器绝缘拉杆不应采用“螺旋式”连接结构”；②
静、动触头清洁无金属毛刺，圆角过渡圆滑，镀银面无氧化、起泡等缺陷；⑤各装配单元电阻测量值应在产品技术要求规定范围内；
密度继电器与开关设备本体之间的连接方式应满足不拆卸校验密度继电器的要求；密度继电器应装设在与断路器本体同一运行环境温度的位置；断路器SF6气体补气口位置尽量满足带电补气要求。
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；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；
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。
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 1157 750kV电力设备交接试验规程）。
－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%。SF
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。
SF6气体额定压力下进行，试验电压按国家标准GB／T 11022-2011执行或按订货合同执行。
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 617－2010）
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 1984-2014 10.2.102.2.6）③
线kV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8
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；
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。
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；
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
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；
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；
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；
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；
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；
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。
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；
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。
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mm，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；
②备品备件、专用工具和仪表应随断路器同时装运，但必须单独包装，并明显标记，以便与提供的其它设备相区别；
连接部位螺栓压接牢固，满足力矩要求，平垫、弹簧垫齐全、螺栓外露长度符合要求，用于法兰连接紧固的螺栓，紧固后螺纹一般应露出螺母
圈，各螺栓、螺纹连接件应按要求涂胶并紧固划标志线；②采用垫片（厂家调节垫片除外）调节断路器水平的，支架或底架与基础的垫片不宜超过3片，总厚度不应大于10mm，且各垫片间应焊接牢固；③一次接线端子无松动、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；
机构箱内备用电缆芯应加有保护帽，二次线芯号头、电缆走向标示牌无缺失现象。④各空气开关、熔断器、接触器等元器件标示齐全正确，可操作的二次元器件应有中文标志并齐全正确；
户外安装的密度继电器应设置防雨罩，其应能将表、控制电缆接线端子一起放入，安装位置应方便巡视人员或智能机器人巡视观察；
②SF6密度继电器与开关设备本体之间的连接方式应满足不拆卸校验密度继电器的要求；密度继电器应装设在与断路器本体同一运行环境温度的位置；断路器SF6
气体补气口位置尽量满足带电补气要求；③充油型密度继电器无渗漏；④具有远传功能的密度继电器，就地指示压力值应与监控后台一致；⑤密度继电器报警、闭锁压力值应按制造厂规定整定，并能可靠上传信号及闭锁断路器操作。
④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；
⑦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。
②储能电机具有储能超时、过流、热偶等保护元件，并能可靠动作，打压超时整定时间应符合产品技术要求；
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，机构储能超时应上传报警信号；
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；
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
液压机构储能装置验收：①采用氮气储能的机构，储压筒的预充氮气压力，应符合产品技术文件要求，测量时应记录环境温度；补充的氮气应采用微水含量小于5
或“合分－3min－合分”的操作；③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；15
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。
三相非联动断路器缺相运行时，所配置非全相装置能可靠动作，时间继电器经校验合格且动作时间满足整定值要求；带有试验按钮的非全相保护继电器应有警示标志。
断路器接地采用双引下线接地，接地铜排、镀锌扁钢截面积满足设计要求。接地引下线应有专用的色标；紧固螺钉或螺栓应使用热镀锌工艺，
12mm,接地引下线无锈蚀、损伤、变形。与接地网连接部位其搭接长度及焊接处理符合要求：扁钢（截面不小于
）为其宽度的2倍且至少3个棱边焊接；圆钢（直径不小于8mm）为其直径的6倍，详见GB50169；焊接处应做防腐处理。22机构箱
①由断路器本体机构箱至就地端子箱之间的二次电缆的屏蔽层应在就地端子箱处可靠连接至等电位接地网的铜排上，在本体机构箱内不接地；②二次电缆绝缘层无变色、老化、损坏。
断路器机构箱、汇控柜中应有完善的加热、驱潮装置，并根据温湿度自动控制，必要时也能进行手动投切，其设定值满足安装地点环境要求。
①引线无散股、扭曲、断股现象。引线对地和相间符合电气安全距离要求，引线松紧适当，无明显过松过紧现象，导线的弧垂须满足设计规范；
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。
0.5μL/L，Q/GDW 1157 750kV电力设备交接试验规程）；泄漏值的测量应在断路器充气24h后进行。3SF6密度继电器及压力表校验①SF
③当在分闸状态下进行时，真空灭弧室断口间的试验电压应按产品技术条件的规定执行，试验中不应发生贯穿性放电。
③罐式断路器应进行合闸对地和断口间耐压试验；④500kV定开距瓷柱式断路器只进行断口耐压试验。750kVSF
范围内；d.试验前可进行低电压下的老炼试验，施加试验电压值和时间可与厂家协商确定。（推荐方案见：Q/GDW 1157）
②断流耐压试验a.主回路交流耐压试验完成后应进行断流耐压试验；b.试验电压值为出厂试验电压值的90%
断路器机械特性测试①应在断路器的额定操作电压、气压或液压下进行；②测量断路器主、辅触头的分、合闸时间，测量分、合闸的同期性，实测数值应符合产品技术条件的规定；
③交接试验时应记录设备的机械特性行程曲线，并与出厂时的机械特性行程曲线进行对比，应在参考机械行程特性包络线范围内；（
11辅助开关与主触头时间配合试验对断路器合-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。
断路器的分、合闸速度应在断路器的额定操作电压、气压或液压下进行，实测数值应符合产品技术条件的规定。（现场无条件安装采样装置的断路器，可不进行本试验。）
在断路器产品交接试验中，应对断路器主触头与合闸电阻触头的时间配合关系进行测试，有条件时应测量合闸电阻的阻值。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～
－2013）②附装失压脱扣器的，其动作特性应符合其出厂特性的规定；③附装过流脱扣器的，其额定电流规定不小于2.5A，脱扣电流的等级范围及其准确度应符合相关标准。17辅助和控制回路试验
18电流互感器试验二次绕组绝缘电阻、直流电阻、变比、极性、误差测量、励磁曲线测量等应符合产品技术条件。二次绕组绝缘电阻测量时使用2500V绝缘电阻表，与出厂值对比无明显变化。
开、合空载架空线路、空载变压器和并联电抗器的试验，是否开展可根据招标文件、技术规范书执行。操作顺序亦按技术规范书执行。
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；
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；
22断路器操作及位置指示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。23
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mm，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；
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。
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