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中图分类号： U665 文献标识码： A
摘要
根据囯网电科院《 智能变电站技术导则》目前数字化变电站问题现状为:
1. 数字化变电站仅实现二大应用
电子式互感器 IEC61850
2. 数字化变电站仍然存在诸多问题
缺乏相关的建设标准和规范
过程层/间隔层设备与一次设备接口不规范
没解决IEC61850/61970接口
主要局限在自动化系统本身，无整个变电站的建设体系（计量）
变电站没有信息体系，没有形成更多的智能应用
缺乏检验、试验评估体系
3. 总体上处于试验阶段
有关数字化变电站设备调试与验收要求如下:
1调试
应提供面向各项功能要求的方便、可靠的调试工具与手段，满足调试简便、
分析准确、结果清晰的要求。
调试工具通过连接智能组件导入模型配置文件，自动产生智能组件所需要
的信息文件。自动检测智能组件的输出信息流。调试工具具备电力系统动态过
程的仿真功能,可输出信息流，实现对智能组件的自动化调试。
合并单元调试专用工具，可向电子式互感器输入信号，检测合并单元输出，
测试合并单元的同步、测量误差等性能指标。
智能组件或各功能的调试工具，可向合并单元提供输入信号，监测智能组
件或各功能的输出，测试测智能组件或各功能的数字采样的正确性、同步、测
量误差等性能指标。
2验收
工程启动及竣工验收应参照DL/T 782 ,DL/T 995及相关调试验收规范。
工程启动调试组织应在实施启动前编织启动调试方案，相关调度部们负责编写
调度方案。
电力设备的现场交接试验和预防性试验，应满足GB50150以及Q/ GDW157，
Q/ GDW168等标准的要求。智能设备的特殊验收办法由相关部门共同制定。
工厂验收流程应Q/GDW213开展：现场验收流程应按Q/GDW214开展。
工厂验收时对于不易搬动的设备，因具备现场模拟功能,以便完成完整功能验收.
具备状态监测功能组的设备验收应包括,对自检功能逐一进行检验,要求测量值正确,单一测量评价结论合理;故障模式及几率预报功能正常,预报结果合理.
关键词数字化变电站数字化变电站设备调试与验收IEC61850
引言
由于数字化变电站继电保护系统明显有别于常规变电站，它首先表现为技术形态的变化,它不仅使设备形态、系统形态发生改变，也使设计模式、调试模式、运行模式、维护模式都发生了变化. 但电网的设计、调试、运行、维护的目的没变。这就要求我们在新技术形态下，探讨数字化变电站的设计模式、调试模式、运行模式、维护模式的形式、内容、模式,这也是我们自动化系统整体方案提供商的目的和责任。
在近年来数字化变电站的试点实践工作中，国内外研究关注的重点主要集中在技术标准、技术方案、设备研发、信息共享、互操作等,而对检验技术方面的研究不多,同时也由于缺乏相应的检验技术支撑, 现场调试既缺少相应的检验规范,也无成熟的方案可借鉴。致使数字化变电站效能无法得到可靠保证。
1.数字化变电站的特征：
它把一次设备智能化，二次设备网络化，基础数据完备化, 信息交换标准化，运行控制自动化，信息展示可视化, 分析决策在线化，设备检修状态化，保护决策协同化，设备安装就地化，系统设计统一化，二次系统一体化。
也就是数字化变电站是以变电站一、二次系统为数字化对象，对数字化信息进行统一建模，将物理设备虚拟化，采用标准化的网络通信平台，实现信息的共享和互操作.同时变电站二次回路中可编程序代替了常规的继电器及其逻辑回路，光电数字和光纤代替了常规的强电模拟信号和控制电缆。
由于变电站内常规的二次设备之间的连接全部采用高速的网络通信，二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口，通过网络真正实现数据共享、资源共享，常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。
2.实现变电站设备由定期检修到设备的状态检修转变
數字化变电站它将使电力生产运行数据、状态记录统计无纸化；数据信息分层、分流交换自动化；在变电站运行发生故障时，及时能提供故障分析报告，指出故障原因，提出故障处理意见；能自动发出变电站设备检修报告，实现常规的变电站设备“定期检修”改变为“状态检修”的愿望。将极大地提高电网的安全生产管理水平。
3.实现变电站由有人值班到真正具备了无人值班转变
以交、直接采样为基础的高集成化的微机保护和远动装置，由于DSP技术数字信号处理DSP技术的大规模的推广应用，PLC技术的广泛采用，其软件设计采用了模块化，增强了软件的可读性和可移植性,将保护、自动重合闸、故障录波、故障测距等各种自动装置的测量和控制集成在一起，通过数字信号处理，计算出各相电流、电压、电流方向、故障电流，精度可达0.2%。既解决了测量和计量问题，也同时对有关计算值的分析计算，构成各种保护功能。为综合自动化系统提供了可靠的技术基础，使变电站真正具备了无人值班的条件。并提供了成功的解决方案。
在无人值班变电站里:保护的工况可由SCADA(监视控制和数据采集)系统监视，保护的投切和定值的选择，可在调度中心由调度员来遥控。保护定值的修改、故障录波和故障测距数据的收集，可通过计算机通信，在管理信息系统(MIS)上由保护人员来操作。
需要指出的是面向现场的变电站综合自动化系统，取消了大控制室，需要相应的工程设计相配合；与可控保护单元及SCADA系统的结合，需要运行管理体制相配合。
基于IEC61850的统一的建模和通信的数字化变电站，提高了保护和自动化通信的性能，得到更多的共享信息。使现场的保护、自动化调试的工作量减少，工期大大缩短。所有产品均通过互操作试验，最大限度地保证了系统的可靠性，减少改造过程中的调试维护时间。
采用面向间隔对象点对点模式的测控保护一体化IED，可以适应现有的运行及管理模式。 “就地智能操作单元、就地MU、构建过程层控制网”模式的采用，实现了以太网方式下的过程层控制，依据IEC61850通过以太网实现遥信/遥控功能。实现了间隔层以上光纤化，形成基于网络的IEC61850系统。数字化变电站的光纤化，结构简化了，电缆数量减少了，既减轻了维护量，又降低了二次电缆故障概率，同时降低了土建工程量及工程造价。利国利民。
4. 数字化变电站目前存在的问题
在近年来数字化变电站的试点实践工作中，在数字化变电站三个层次中，数字化变电站自动化系统的研究正在自下而上逐步发展。国内外研究关注的重点主要集中在过程层方面的技术标准、技术方案、设备研发、信息共享、互操作等, 诸如智能化开关设备、光电互感器、状态检测等技术与设备的研究开发, 在某些方面取得了实质性的进展。而对检验技术方面的研究不多,同时也由于缺乏相应的检验试验设备和技术支撑, 特别是EMC(电磁干扰与兼容)控制与试验还是薄弱环节。现场调试既缺少相应的检验规范、测试方法、检验标准,也无成熟的方案可借鉴。致使数字化变电站效能无法得到可靠保证。
5.调试方法的变化
相对传统站而言，由于规约的改变，网络不同的变化，采用电子互感器和合并单元等都使调试方法发生变化。同时，由于一次设备智能化、保护测控装置结构的变化功及能的自由分布等等,也都使调试方法发生变化。因此调试、检验、测试、验收的方法也应随之而发生变化。
6 数字化变电站的工厂调试流程
常规变电站是生产厂家单柜或单装置调试完成后，直接发货到现场安装、调试、投运.
数字化变电站引入新模式:增加了FAT（工厂验收测试）和SAT（现场验收测试）
增加FAT和SAT的目的：明确设计联络会没确定的事情，消除各厂家对61850认知上的差异性导致设备互操作性上的缺失.
在工厂调试主要工作有：根据虚端子图配置SCD,由SCD生成CID文件给各装置，把SCD导入后台、远动、子站、PCS装置等；61850测试的模型测试和关联测试；GOOSE测试的报文测试和装置GOOSE 处理能力测试；智能终端的动作时间测试;SV的建模测试和SV发送、接收测试及采样同步测试；合并单元的同步性能测试、数据连续性测试、同步守时测试、同步守时恢复同步测试、同步稳定性测试、数据发送抖动测试、MU上、掉电发送数据测试;PT并列测试；电压切换测试；保护测控等装置测试等等。
设备厂家在设计、调试和现场站内系统联调过程中，智能变电站中的核心文件SCD是整个变电站的唯一数据源，为保证数据的同源性，所有信号描述修改都是在SCD中进行的.一般后台，远动，子站，PCS装置的配置必须从同一个SCD文件中统一导出生成，这样才能保证站内信息的统一性。
当站内系统联调时，如果出现问题，可能是SCD配置的问题，也可能是ICD的问题，不同的问题需要从不同起始步骤做起。目前SCD基本上都是集成商做，但是以后的趋势是设计院做。
传统的保护装置规程中对于回路正确性的检验非常重视,而微机型继电保护测试仪由于输出为电流电压的模拟量,因此无法适用于数字化保护回路的检验。而目前可用的测试设备,也只能对部分智能IED装置的部分功能进行检验,同时也不能连同合并单元和智能操作箱一起进行回路整体检验,更无法对像主变、母差等具有复杂二次回路的数字化保护进行有效检验,无法满足现场数字化变电站继电保护专业设备的调试、验收、系统的维护和管理需要。
7 数字化变电站的现场调试流程
现场调试的主要内容：
站内网络系统调试；计算机进口系统调试；继电变化系统调试；远动通讯系统调试；电工能量信息管理系统调试；全站同步对时系统调试；不间断电源系统调试；网络状态监控系统调试；二次系统安全防护调试；采样系统调试。等等
现场调试测试的几个关注点:
对其信号采集、逻辑运算与判别、执行输出在一个装置中完成的传统微机保护装置，使用微机继电保护测试仪中的模拟故障类型，在屏柜二次回路电流电压输入端输入故障量进行整组联动试验,即可确保完整的二次直流回路和部分二次交流回路的正确性。对于现场的二次交流回路接线的整体正确性，则可通过一次通大电流来完成验证。
数字化变电站继电保护回路中,采样回路和执行回路均下放到过程层,各类智能IED只不过是整个系统的一个逻辑运算部分。而过程层、间隔层相对距离很远,如主变回路,牵涉高低压部分,二次设备等。
由于缺少相应的检验规范,对使用电子互感器、GOOSE等技术的全数字化变电站, 目前检验的重点不仅仅是关注核心设备, 更还要关心注重系统性能检验、系统出厂验收及新安装验收、运行中的检验。由于无成熟的方案可借鉴，目前各阶段的检验策略、检验周期、检验项目、检验方法、检验标准等，都还需要不断探索、实践和完善。
过程层网络通信的可靠性、实时性、稳定性、安全性等对于数字化变电站是至关重要的. 常规变电站中站控层网络的各项要求同样适用于数字化变电站。
在数字化变电站，即便是使用点对点的报文跳合闸方式,设备间的启动、闭锁等信息需都要利用网络传送。过程层网络测试及检测技术则是数字化变电站特有的。
在常规变电站调试时,可以利用查线、传动等方法来检查二次回路的正确性。在数字化变电站中, 二次回路的功能由光纤、交换机构成的过程层网络承担了。
在过程层网络检验中,交换机是重点设备,网络性能是重点项目,整组试验是保证项目。
交换机的性能要求和实际应用功能由过程层网络组网方式决定, 检验标准项目应根据数字化变电站的实际要求结合工业交换机检验标准进行。如满负荷情况下不同桢长的吞吐量、传输时间、丢包率、数据处理能力等等。
在现场调试测试，需对在出厂试验无法进行检验的网络光纤和网络实际性能重点测试.如GOOSE网络流量、传输延时和桢丢包率等等。
数字化变电站中,智能电子设备与电子互感器配合的交流采样系统的检验.与其它智能电子设备在使用网络方式和GOOSE报文配合时检验.智能电子设备的动作、告警等信息网络化传输共享后性能测试等等，要根据实际情况统筹合理安排.
在现场调试测试,合并单元无需对零漂精度进行常规检测,采样检测是必须的,也是重点项目.与常规保护的检验类似. 各智能电子设备之间配合检验包括间隔内配合检验和跨隔内配合检验,并需要进行GOOSE报文检验和整组试验测试. 在出厂验收的重点就是GOOSE报文检查，包括文件检查和传输机制检查.在网络测试完成后,进行全变电站的整组试验.包括单间隔试验传动和跨间隔试验传动. 整组试验动作时间不同于传统测试方法，只需订阅相应GOOSE报文即可,不需额外接线.非常方便.
在出厂验收和在现场调试测试，应重点进行网络各种异常状态下，智能电子设备的性能检测,确定各类的典型故障的特征状态量.为以后的运行维护处理故障事故提供基础数据.
传统的二次电缆被数字化变电站的网络通讯取代, 通讯内容由智能电子设备的配置文件决定.如全站的SCD文件, 各智能电子设备的CID文件和 ICD文件,交换机的配置文件等，配置文件的正确与否决定各功能正确与否.它是全数字化变电站继电保护系统检验的重点内容
结束语
随着科技进步，数字化变电站建设和发展，继电保护系统检验、测试、调试的方法和手段也发生变化，新的检测技术必须安全、可靠、标准化。
参考文献:
1:智能变电站继电保护调试方法南瑞继保
2智能变电站继电保护调试服务手册国电南自
3.数字化变电站继电保护现场检验方法
作者 黄奇芸 陈冠 陆昱 《华东电力》2011年第11期
4数字化变电站繼电保护系统关键检验技术分析
作者 常风然 萧彦 孙利强 齐少娟《河北电力技术》2010年第05期
5智能变电站二次系统试验技术探讨作者 王云茂 张春欣 电力与电工 2010 30 （2）
6数字化变电站调试与验收白春涛农村电气化 2013-01
7数字化变电站设计和调试张结 深圳市国电南思系统控制有限公司
9《 智能变电站技术导则》 囯网电科院
摘要
根据囯网电科院《 智能变电站技术导则》目前数字化变电站问题现状为:
1. 数字化变电站仅实现二大应用
电子式互感器 IEC61850
2. 数字化变电站仍然存在诸多问题
缺乏相关的建设标准和规范
过程层/间隔层设备与一次设备接口不规范
没解决IEC61850/61970接口
主要局限在自动化系统本身，无整个变电站的建设体系（计量）
变电站没有信息体系，没有形成更多的智能应用
缺乏检验、试验评估体系
3. 总体上处于试验阶段
有关数字化变电站设备调试与验收要求如下:
1调试
应提供面向各项功能要求的方便、可靠的调试工具与手段，满足调试简便、
分析准确、结果清晰的要求。
调试工具通过连接智能组件导入模型配置文件，自动产生智能组件所需要
的信息文件。自动检测智能组件的输出信息流。调试工具具备电力系统动态过
程的仿真功能,可输出信息流，实现对智能组件的自动化调试。
合并单元调试专用工具，可向电子式互感器输入信号，检测合并单元输出，
测试合并单元的同步、测量误差等性能指标。
智能组件或各功能的调试工具，可向合并单元提供输入信号，监测智能组
件或各功能的输出，测试测智能组件或各功能的数字采样的正确性、同步、测
量误差等性能指标。
2验收
工程启动及竣工验收应参照DL/T 782 ,DL/T 995及相关调试验收规范。
工程启动调试组织应在实施启动前编织启动调试方案，相关调度部们负责编写
调度方案。
电力设备的现场交接试验和预防性试验，应满足GB50150以及Q/ GDW157，
Q/ GDW168等标准的要求。智能设备的特殊验收办法由相关部门共同制定。
工厂验收流程应Q/GDW213开展：现场验收流程应按Q/GDW214开展。
工厂验收时对于不易搬动的设备，因具备现场模拟功能,以便完成完整功能验收.
具备状态监测功能组的设备验收应包括,对自检功能逐一进行检验,要求测量值正确,单一测量评价结论合理;故障模式及几率预报功能正常,预报结果合理.
关键词数字化变电站数字化变电站设备调试与验收IEC61850
引言
由于数字化变电站继电保护系统明显有别于常规变电站，它首先表现为技术形态的变化,它不仅使设备形态、系统形态发生改变，也使设计模式、调试模式、运行模式、维护模式都发生了变化. 但电网的设计、调试、运行、维护的目的没变。这就要求我们在新技术形态下，探讨数字化变电站的设计模式、调试模式、运行模式、维护模式的形式、内容、模式,这也是我们自动化系统整体方案提供商的目的和责任。
在近年来数字化变电站的试点实践工作中，国内外研究关注的重点主要集中在技术标准、技术方案、设备研发、信息共享、互操作等,而对检验技术方面的研究不多,同时也由于缺乏相应的检验技术支撑, 现场调试既缺少相应的检验规范,也无成熟的方案可借鉴。致使数字化变电站效能无法得到可靠保证。
1.数字化变电站的特征：
它把一次设备智能化，二次设备网络化，基础数据完备化, 信息交换标准化，运行控制自动化，信息展示可视化, 分析决策在线化，设备检修状态化，保护决策协同化，设备安装就地化，系统设计统一化，二次系统一体化。
也就是数字化变电站是以变电站一、二次系统为数字化对象，对数字化信息进行统一建模，将物理设备虚拟化，采用标准化的网络通信平台，实现信息的共享和互操作.同时变电站二次回路中可编程序代替了常规的继电器及其逻辑回路，光电数字和光纤代替了常规的强电模拟信号和控制电缆。
由于变电站内常规的二次设备之间的连接全部采用高速的网络通信，二次设备不再出现常规功能装置重复的I/O现场接口，通过网络真正实现数据共享、资源共享，常规的功能装置在这里变成了逻辑的功能模块。
2.实现变电站设备由定期检修到设备的状态检修转变
數字化变电站它将使电力生产运行数据、状态记录统计无纸化；数据信息分层、分流交换自动化；在变电站运行发生故障时，及时能提供故障分析报告，指出故障原因，提出故障处理意见；能自动发出变电站设备检修报告，实现常规的变电站设备“定期检修”改变为“状态检修”的愿望。将极大地提高电网的安全生产管理水平。
3.实现变电站由有人值班到真正具备了无人值班转变
以交、直接采样为基础的高集成化的微机保护和远动装置，由于DSP技术数字信号处理DSP技术的大规模的推广应用，PLC技术的广泛采用，其软件设计采用了模块化，增强了软件的可读性和可移植性,将保护、自动重合闸、故障录波、故障测距等各种自动装置的测量和控制集成在一起，通过数字信号处理，计算出各相电流、电压、电流方向、故障电流，精度可达0.2%。既解决了测量和计量问题，也同时对有关计算值的分析计算，构成各种保护功能。为综合自动化系统提供了可靠的技术基础，使变电站真正具备了无人值班的条件。并提供了成功的解决方案。
在无人值班变电站里:保护的工况可由SCADA(监视控制和数据采集)系统监视，保护的投切和定值的选择，可在调度中心由调度员来遥控。保护定值的修改、故障录波和故障测距数据的收集，可通过计算机通信，在管理信息系统(MIS)上由保护人员来操作。
需要指出的是面向现场的变电站综合自动化系统，取消了大控制室，需要相应的工程设计相配合；与可控保护单元及SCADA系统的结合，需要运行管理体制相配合。
基于IEC61850的统一的建模和通信的数字化变电站，提高了保护和自动化通信的性能，得到更多的共享信息。使现场的保护、自动化调试的工作量减少，工期大大缩短。所有产品均通过互操作试验，最大限度地保证了系统的可靠性，减少改造过程中的调试维护时间。
采用面向间隔对象点对点模式的测控保护一体化IED，可以适应现有的运行及管理模式。 “就地智能操作单元、就地MU、构建过程层控制网”模式的采用，实现了以太网方式下的过程层控制，依据IEC61850通过以太网实现遥信/遥控功能。实现了间隔层以上光纤化，形成基于网络的IEC61850系统。数字化变电站的光纤化，结构简化了，电缆数量减少了，既减轻了维护量，又降低了二次电缆故障概率，同时降低了土建工程量及工程造价。利国利民。
4. 数字化变电站目前存在的问题
在近年来数字化变电站的试点实践工作中，在数字化变电站三个层次中，数字化变电站自动化系统的研究正在自下而上逐步发展。国内外研究关注的重点主要集中在过程层方面的技术标准、技术方案、设备研发、信息共享、互操作等, 诸如智能化开关设备、光电互感器、状态检测等技术与设备的研究开发, 在某些方面取得了实质性的进展。而对检验技术方面的研究不多,同时也由于缺乏相应的检验试验设备和技术支撑, 特别是EMC(电磁干扰与兼容)控制与试验还是薄弱环节。现场调试既缺少相应的检验规范、测试方法、检验标准,也无成熟的方案可借鉴。致使数字化变电站效能无法得到可靠保证。
5.调试方法的变化
相对传统站而言，由于规约的改变，网络不同的变化，采用电子互感器和合并单元等都使调试方法发生变化。同时，由于一次设备智能化、保护测控装置结构的变化功及能的自由分布等等,也都使调试方法发生变化。因此调试、检验、测试、验收的方法也应随之而发生变化。
6 数字化变电站的工厂调试流程
常规变电站是生产厂家单柜或单装置调试完成后，直接发货到现场安装、调试、投运.
数字化变电站引入新模式:增加了FAT（工厂验收测试）和SAT（现场验收测试）
增加FAT和SAT的目的：明确设计联络会没确定的事情，消除各厂家对61850认知上的差异性导致设备互操作性上的缺失.
在工厂调试主要工作有：根据虚端子图配置SCD,由SCD生成CID文件给各装置，把SCD导入后台、远动、子站、PCS装置等；61850测试的模型测试和关联测试；GOOSE测试的报文测试和装置GOOSE 处理能力测试；智能终端的动作时间测试;SV的建模测试和SV发送、接收测试及采样同步测试；合并单元的同步性能测试、数据连续性测试、同步守时测试、同步守时恢复同步测试、同步稳定性测试、数据发送抖动测试、MU上、掉电发送数据测试;PT并列测试；电压切换测试；保护测控等装置测试等等。
设备厂家在设计、调试和现场站内系统联调过程中，智能变电站中的核心文件SCD是整个变电站的唯一数据源，为保证数据的同源性，所有信号描述修改都是在SCD中进行的.一般后台，远动，子站，PCS装置的配置必须从同一个SCD文件中统一导出生成，这样才能保证站内信息的统一性。
当站内系统联调时，如果出现问题，可能是SCD配置的问题，也可能是ICD的问题，不同的问题需要从不同起始步骤做起。目前SCD基本上都是集成商做，但是以后的趋势是设计院做。
传统的保护装置规程中对于回路正确性的检验非常重视,而微机型继电保护测试仪由于输出为电流电压的模拟量,因此无法适用于数字化保护回路的检验。而目前可用的测试设备,也只能对部分智能IED装置的部分功能进行检验,同时也不能连同合并单元和智能操作箱一起进行回路整体检验,更无法对像主变、母差等具有复杂二次回路的数字化保护进行有效检验,无法满足现场数字化变电站继电保护专业设备的调试、验收、系统的维护和管理需要。
7 数字化变电站的现场调试流程
现场调试的主要内容：
站内网络系统调试；计算机进口系统调试；继电变化系统调试；远动通讯系统调试；电工能量信息管理系统调试；全站同步对时系统调试；不间断电源系统调试；网络状态监控系统调试；二次系统安全防护调试；采样系统调试。等等
现场调试测试的几个关注点:
对其信号采集、逻辑运算与判别、执行输出在一个装置中完成的传统微机保护装置，使用微机继电保护测试仪中的模拟故障类型，在屏柜二次回路电流电压输入端输入故障量进行整组联动试验,即可确保完整的二次直流回路和部分二次交流回路的正确性。对于现场的二次交流回路接线的整体正确性，则可通过一次通大电流来完成验证。
数字化变电站继电保护回路中,采样回路和执行回路均下放到过程层,各类智能IED只不过是整个系统的一个逻辑运算部分。而过程层、间隔层相对距离很远,如主变回路,牵涉高低压部分,二次设备等。
由于缺少相应的检验规范,对使用电子互感器、GOOSE等技术的全数字化变电站, 目前检验的重点不仅仅是关注核心设备, 更还要关心注重系统性能检验、系统出厂验收及新安装验收、运行中的检验。由于无成熟的方案可借鉴，目前各阶段的检验策略、检验周期、检验项目、检验方法、检验标准等，都还需要不断探索、实践和完善。
过程层网络通信的可靠性、实时性、稳定性、安全性等对于数字化变电站是至关重要的. 常规变电站中站控层网络的各项要求同样适用于数字化变电站。
在数字化变电站，即便是使用点对点的报文跳合闸方式,设备间的启动、闭锁等信息需都要利用网络传送。过程层网络测试及检测技术则是数字化变电站特有的。
在常规变电站调试时,可以利用查线、传动等方法来检查二次回路的正确性。在数字化变电站中, 二次回路的功能由光纤、交换机构成的过程层网络承担了。
在过程层网络检验中,交换机是重点设备,网络性能是重点项目,整组试验是保证项目。
交换机的性能要求和实际应用功能由过程层网络组网方式决定, 检验标准项目应根据数字化变电站的实际要求结合工业交换机检验标准进行。如满负荷情况下不同桢长的吞吐量、传输时间、丢包率、数据处理能力等等。
在现场调试测试，需对在出厂试验无法进行检验的网络光纤和网络实际性能重点测试.如GOOSE网络流量、传输延时和桢丢包率等等。
数字化变电站中,智能电子设备与电子互感器配合的交流采样系统的检验.与其它智能电子设备在使用网络方式和GOOSE报文配合时检验.智能电子设备的动作、告警等信息网络化传输共享后性能测试等等，要根据实际情况统筹合理安排.
在现场调试测试,合并单元无需对零漂精度进行常规检测,采样检测是必须的,也是重点项目.与常规保护的检验类似. 各智能电子设备之间配合检验包括间隔内配合检验和跨隔内配合检验,并需要进行GOOSE报文检验和整组试验测试. 在出厂验收的重点就是GOOSE报文检查，包括文件检查和传输机制检查.在网络测试完成后,进行全变电站的整组试验.包括单间隔试验传动和跨间隔试验传动. 整组试验动作时间不同于传统测试方法，只需订阅相应GOOSE报文即可,不需额外接线.非常方便.
在出厂验收和在现场调试测试，应重点进行网络各种异常状态下，智能电子设备的性能检测,确定各类的典型故障的特征状态量.为以后的运行维护处理故障事故提供基础数据.
传统的二次电缆被数字化变电站的网络通讯取代, 通讯内容由智能电子设备的配置文件决定.如全站的SCD文件, 各智能电子设备的CID文件和 ICD文件,交换机的配置文件等，配置文件的正确与否决定各功能正确与否.它是全数字化变电站继电保护系统检验的重点内容
结束语
随着科技进步，数字化变电站建设和发展，继电保护系统检验、测试、调试的方法和手段也发生变化，新的检测技术必须安全、可靠、标准化。
参考文献:
1:智能变电站继电保护调试方法南瑞继保
2智能变电站继电保护调试服务手册国电南自
3.数字化变电站继电保护现场检验方法
作者 黄奇芸 陈冠 陆昱 《华东电力》2011年第11期
4数字化变电站繼电保护系统关键检验技术分析
作者 常风然 萧彦 孙利强 齐少娟《河北电力技术》2010年第05期
5智能变电站二次系统试验技术探讨作者 王云茂 张春欣 电力与电工 2010 30 （2）
6数字化变电站调试与验收白春涛农村电气化 2013-01
7数字化变电站设计和调试张结 深圳市国电南思系统控制有限公司
9《 智能变电站技术导则》 囯网电科院