《石油化工电气自动化系统设计规范》

SH/T****—****石油化工电气自动化系统设计规范本标准规定了石油化工电气自动化系统设计的基本要求。本标准适用于以石油、天然气、煤及其产品为原料，生产、储运各种石油化工产品的炼油化工的企业电气自动化系统的设计。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本标准必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本标准；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本标准。GB/T13730地区电网调度自动化系统GB26860电力安全工作规程发电厂和变电站电气部分GB/T33591智能变电站时间同步系统及设备技术规范GB/T38121雷电防护雷暴预警系统GB∕T40650信息安全技术可信计算规范可信平台控制模块GB50058爆炸危险环境电力装置设计规范GB50116火灾自动报警系统设计规范GB/T51072110(66)kV～220kV智能变电站设计规范DL/T476电力系统实时数据通信应用层协议DL/T860（所有部分）电力自动化通信网络和系统DL/T1100.1电力系统的时间同步系统第1部分：技术规范DL/T5003电力系统调度自动化设计规程NB/T42150低压电涌保护器专用保护装置IEC60870-5-101远动设备及系统第5-101部分：传输规约基本远动任务的配套标准(Telecontrolequipmentandsystem—Part5-101：Transmissionprotocols—Companionstandardsforbasictelecontroltasks）IEC60870-5-104远动设备及系统第5-104部分：传输规约采用标准传输协议子集的IEC60870-5-101网络访问（Telecontrolequipmentandsystem—Part5-104：Transmissionprotocols—NetworkaccessforIEC60870-5-101usingstandardtransportprofiles）IEC61850（所有部分）电力公用事业自动化通信网络和系统（Communicationnetworksandsystemsforpowerutilityautomation）IEC61970（所有部分）能量管理系统应用程序接口（EMS-API）[Energymanagementsystemapplicationprograminterface(EMS-API)]3术语和定义下列术语和定义适用于本标准。3.1电气自动化系统electricalautomationsystem实现电气自动化的监控与运行管理的各类应用系统的总称。3.2电气调度自动化系统electricaldispatchingautomationsystem2SH/T****—****为电力系统调度控制与运行管理等业务提供技术支持的各类应用系统的总称。3.3通信管理机communicationmanagerunit一种通信装置。实现变电站与调度、生产等主站系统之间的通信，为主站系统实现变电站监视控制、信息查询和远程浏览等功能提供数据、模型、图形和文件的传输服务。3.4变电站监控系统substationmonitoringandcontrolsystem一种监控系统。通过系统集成优化和信息共享，实现电网和设备运行信息、状态监测信息、辅助设备监测信息、计量信息等变电站信息的统一接入、统一存储和统一管理，实现变电站运行监视、操作与控制、综合信息分析与智能告警、运行管理和辅助应用等功能，并为调度、生产等主站系统提供统一的变电站操作和访问服务。3.5智能变电站监控系统smartsubstationmonitoringandcontrolsystem一种变电站监控系统。通过系统集成优化和信息共享，实现电网和设备运行信息、状态监测信息、辅助设备监测信息、计量信息等变电站信息的统一接入、统一存储和统一管理，实现智能变电站运行监视、操作与控制、综合信息分析与智能告警、运行管理和辅助应用等功能，并为调度、生产等主站系统提供统一的变电站操作和访问服务。3.6电气作业安全管控一体化系统electricaloperationsafetymanagementandcontrolintegratedsystem一种电气作业安全管理和控制系统。通过应用微机技术、测控技术、视频技术、通信和网络技术，实现供配电系统运行、维护、检修作业过程状态预警、防误操作、视频联动功能，实现供配电安全管理制度化、流程化和信息化。3.7安全防护securityprotection为防止黑客、病毒及恶意代码等对电力二次系统发起恶意破坏、攻击以及其他非法操作导致电力系统事故，采用安全分区，网络设备专用、横向隔离、纵向认证等方法保证供配电系统和专用通信数据网安全运行的措施。3.8生产控制大区productioncontrolzone由具有数据采集与控制功能、纵向联接使用专用网络或专用通道的供配电监控系统构成的安全区域。通常是指实现对电力一次系统的实时监视、控制，使用电力调度数据网络或专用通道的区域。3.9管理信息大区managementinformationzone生产控制大区外的，主要由企业管理、办公自动化系统及信息网络构成的安全区域，包括自动化系统的WEB发布、APP应用等。3.10横向隔离lateralisolation在不同安全区间禁止通用网络通信服务，仅允许单向数据传送，采用访问控制、签名验证、内容过滤、有效检查等技术，实现接近或达到物理隔离强度的安全措施。3.11纵向认证verticalauthentication3SH/T****—****采用认证、加密、访问控制等技术实现数据的远方传输以及纵向边界防护的措施。3.12站控层stationlevel在变电站（控制室）建立的，可实现集中操作管理的控制级。3.13按配电装置间隔划分，就地建立的控制级。3.14过程层processlevel包括由智能一次设备、智能组件构成的智能设备、合并单元和智能终端，完成电能分配、变换、传输及其测量、控制、保护、计量、状态监测等相关功能。过程层也称设备层。3.15测控装置measure＆controlunit以微处理机技术为基础，实现数据采集、处理、传递以及控制功能的装置。3.16智能终端smartterminal与一次设备采用电缆连接，与保护、测控等二次设备采用光纤连接，实现对一次设备测量、控制等功能的智能装置。3.17防误操作模块interlockingoperationworkmodule供操作人员使用的专用于电气设备防误操作的人机接口设备，包括防误主机、显示器及键盘、鼠标等。3.18防误操作闭锁interlocking防止对电气设备进行误操作的功能。包括：防止误分、误合断路器；防止带负荷拉、合隔离开关；防止带电挂（合）接地线（接地刀闸）；防止带接地线（接地刀闸）送电（合隔离开关）；防止误入带电间隔。3.19电气智能化管理系统ElectricalIntelligentManagementSystem一种智能管理系统。运用机器学习、数据挖掘、人工智能、数字孪生等技术，对全厂电气设备监测的实时数据与历史数据进行智能化分析，准确掌握设备运行状态，实现电气设备的全生命周期管理。3.20可信计算平台TrustedcomputingPlatform一种能提供可信计算服务的计算机软硬件平台。它基于可信平台模块TPM（TrustedPlatformModule以密码技术为支持，以安全操作系统为核心，可作为信息安全领域中起关键作用的体系结构。4缩略语下列缩略语适用于本标准。DCS：分布式控制系统（DistributedControlSystem）EPS：应急电源（EmergencyPowerSupply）GOOSE：面向通用对象的变电站事件（GenericObjectOrientedSubstationEvent）IED：智能电子设备（IntelligentElectronicDevice）4SH/T****—****MES：制造企业生产过程执行系统（ManufacturingExecutionSystem）PRP：并行冗余协议（Parallelredundancyprotocol）SCADA：数据采集与监视控制系统（SupervisoryControlAndDataAcquisition）SOA：面向服务的架构（ServiceOrientedArchitecture）SPD：浪涌保护器（SurgeProtectiveDevice）SSD：低压浪涌保护器专用保护装置（specificprotectivedevicesforlow-voltagesurgeprotectivedevice）SNTP：简单网络时间协议（SimpleNetworkTimeProtocol）UPS：不间断电源（UninterruptedPowerSupply）VLAN：虚拟局域网络（VirtualLocalAreaNetwork）MIS：管理信息系统（ManagementInformationSystems）BDS：中国北斗卫星导航系统（BeiDouNavigationSatelliteSystem）GPS：全球定位系统（GlobalPositioningSystem）IRIG-B：IRIG-B码（Inter-RangeInstrumentationGroup-B）5总体要求5.1一般规定5.1.1石油化工电气自动化系统（以下简称自动化系统）宜包括：电气调度自动化系统、变电站监控系统、电气作业安全管控一体化系统、电气智能化管理系统。5.1.2自动化系统应遵循“功能合理、技术先进、经济适用”的要求，其功能与设备配置应满足石油化工企业电力系统安全稳定及电力系统运维管理要求，技术方案的选择应结合具体条件通过技术经济综合比较确定。5.1.3自动化系统及其设备应能安全、可靠、高效、稳定运行，应便于使用和维护。5.1.4电气调度自动化系统、变电站监控系统、电气作业安全管控一体化系统、电气智能化管理系统应保证数据的一致性、功能的完整性。5.1.5自动化系统应按集成化设置，宜采用面向对象的分层、分布式拓扑架构。5.1.6自动化系统应按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证”的总体要求，从操作系统安全、数据库安全、安全监视、身份认证、安全授权、网络和安全设备、性能指标等方面建立系统纵深防御体系，提高系统安全防护水平。5.1.7特大型石油化工企业应配置电气调度自动化系统，大中型石油化工企业宜配置电气调度自动化系统。5.1.8石油化工企业宜设置变电站监控系统、电气作业安全管控一体化系统。根据石油化工企业发展及需要可设置电气智能化管理系统。5.1.9系统总的供电电源应采用UPS供电。5.1.10系统电缆设计应符合国家及行业相关标准，各级变电站内宜设置专用通信电缆桥架，通信电缆或网线不宜与其他电缆同槽敷设，安装在配电柜上的IED的通信线缆也不宜与其他电缆混合配线。无法满足时，应采取避免干扰措施。5.1.11在爆炸危险环境中，自动化系统的设计及所使用的电气设备的防爆等级及设备保护级别应符合GB50058的有关规定。5.1.12自动化系统应采用节能环保型设备，在安装、运行和维护过程中均不应对工作人员的健康或周边环境造成伤害。5SH/T****—****5.1.13石油化工企业根据需要自动化系统可搭建可信计算平台，其设计应满足GB/T40650相关要求。5.2功能分区及安全要求5.2.1自动化系统应根据本标准第5.1.6条的要求进行功能安全分区，应划分为生产控制大区及管理信息大区。5.2.2生产控制大区和管理信息大区应通过单向隔离装置进行隔离；管理信息大区与外部其他系统的通信应通过防火墙隔离。5.2.3生产控制大区跨公共区域的变电站二次系统与电气调度自动化系统之间的网络通信应采取安全防护措施。5.3自动化系统架构典型的电气自动化系统总体架构见附录A中的图A.1和图A.2。5.4通信网络5.4.1电气调度自动化系统和变电站监控系统之间的通信网络可采用双星型以太网，也可采用双环型以太网或星型-环形组合方式。5.4.2电气作业安全管控一体化系统和电气智能化管理系统宜单独组网，可采用星型以太网结构或环网结构，也可采用星型-环形组合方式。5.4.3总变配电所（区域或中心变电所）保护、测控装置应采用双网冗余通信，其他配电所6kV及以上电压等级的保护、测控装置宜采用双网冗余通信，380V（660V）电压等级的保护、测控装置可采用单网通信。5.4.4对于变电站监控系统，有人值守的变配电所站控网应按双网冗余配置，站控单元应按双机冗余配置。无人值守的变配电所中6kV及以上电压等级站控网宜按双网冗余配置，站控单元宜按双机冗余配置；380V低压等级站控网可按单网配置，站控单元可按单机配置。5.5系统时钟5.5.1电气自动化系统应采用统一的授时系统，系统时钟应支持同时接入BDS、GPS等卫星对时系统并进行不同系统间的无延时切换，应以BDS信号为主、GPS信号为辅。5.5.2时钟装置不应少于2个以太网口，且具备SNTP网络对时功能。5.5.3卫星主时钟装置的精度不应大于100ns。5.5.4卫星主时钟宜放置在调度总站，变电站监控系统宜设置卫星分时钟装置，与下一级变电所可通过IRIG-B码对时扩展。未设置调度总站的应在变电站监控系统设置卫星时钟装置。5.5.5总变配电所保护、测控宜采用IRIG-B码对时，35kV及以下电压等级的保护、测控装置可通过网络进行对时，有条件时亦可采用IRIG-B码对时。5.5.6系统时钟其他设计应符合GB/T33591及DL/T1100.1的相关规定。6电气调度自动化系统6.1一般规定6.1.1系统应满足国家、电力行业的相关标准和文件、满足国家信息安全有关标准要求、满足石油化工企业电网调度控制业务的需求。6.1.2系统的效能应满足生产工艺和生产能力要求，并应满足维护或故障情况下生产能力的要求。6.1.3系统应满足可靠的自动化信息采集和传送要求，包括遥信、遥测、遥控、遥调，宜结合安全监控、运行调度和保证电能质量的要求确定。6SH/T****—****6.1.4变电站与相应的调度端间应设置至少1个独立的远动通道或调度数据网，自动化通道应在通信设计中统一规划。6.1.5宜采用全分布、开放式系统结构，与企业MIS系统的数据通信采取单向物理隔离措施。6.1.6系统的主要设备应采用冗余配置。6.1.7操作员工作站应采用双机冗余配置，负责各子站数据的监视和处理，并对各子站设备进行控制操作。6.1.8宜配置电子式、实时、声光、智能显示屏，显示屏接口应符合局域网连接方式。6.1.9主站与子站、子站与子子站间的数据通信协议应符合IEC60870-5-104、DL/T476等相关规6.1.10系统应按安全分区、网络专用的基本原则配置二次系统安全防护设备。6.1.11系统其他设计应符合GB/T13730及DL/T5003的相关规定。6.2系统结构与通信网络6.2.1主站与所辖各子站之间应有两个独立的通信通道。6.2.2系统应支持网络冗余备份。6.2.3主站与所辖各子站及设备之间的通信通道应采用独立网络。6.2.4系统主干网应采用千兆以太网，带宽不应小于1000Mbit/s，各所辖子站的通信条件应满足系统应用需求。6.2.5网络交换机备用端口应有20％冗余；主干网交换机应具有第三层交换功能，可划分虚拟子网。6.3软件要求6.3.1系统应能实现对硬件平台和操作系统的自适应。6.3.2系统宜建立统一的应用支撑平台。该平台可满足集成已有的业务应用模块/系统，也可满足作为新建业务应用模块的支撑平台。统一应用支撑平台可对实时数据库、关系型数据库、文件型存储进行管理和查询；宜具备图形工具、报表工具、曲线工具、告警服务、任务管理、数据管理、流程管理、工作流引擎、前置通信、网络管理等多种工具和支持技术。6.3.3系统宜具有数据采集与实时监控、电网计算与优化分析、运行操作与调度管理、经济运行与辅助决策的功能。6.3.4系统软件功能应符合下列规定：a）应具有数据采集与实时监控功能，包括数据采集与处理、实时运行监视、事件及报警处理、控制与调节、报表服务管理、综合智能告警等。b）系统软件可按需配置电网计算与优化分析、运行操作与调度管理、经济运行与辅助决策等应用模块。6.4硬件要求6.4.1系统物理架构6.4.1系统物理架构上应分为生产控制大区及管理信息大区，系统物理架构见附录A中的6.4.2系统硬件平台应支持不同厂商的服务器及工作站。6.4.3调度主站自动化系统物理架构见附录B中的图B。6.4.2服务器及工作站系统服务器应采用多CPU系统、高带宽系统总线、I/O总线；系统应具备集群技术和系统容7SH/T****—****错能力。服务器应采用双电源供电。每台服务器的存储容量除满足CPU平均负荷率和应用功能要求外，磁盘应留有60％的备用容量。数据前置采集服务器应采用双机冗余热备份设计，应具有自诊断功能。SCADA服务器应由两台热备用的服务器组成，任何一台服务器的故障不应影响整个系统的运6.4.3网络交换机网络交换机应满足无风扇、双电源冗余、宽温度适应范围的要求，应使用工业用电源端子。所有网络交换机应具备网络风暴抑制功能。网络交换机应支持物理链路诊断，应包括断路、短路、光功率诊断等。主干网交换机应支持配置自动检查功能，应包括端口、VLAN、镜像端口、路由等。6.4.4实时性指标要求系统性能指标应符合国家及行业标准，并应满足项目建设方管理的要求。7变电站监控系统7.1一般规定7.1.1系统应按工程建设项目规模、电压等级、变电站层级、监控需求在项目建设过程中进行整体规划设计。7.1.2系统应配置数据采集、运行监视、操作控制、智能告警、故障分析等软硬件设备。智能变电站尚应配置源端维护与数据辨识等软硬件设备。7.1.3系统应采用开放式分层分布结构，由站控层、间隔层、设备层构成。站控层设备宜按照变电站远景规划配置，间隔层设备按工程实际建设规模配置，但应预留扩建备用余量。7.1.4各级变电站（所）监控系统设计应统一技术标准，采用一体化、模块化、智能化的模式设计，应实现各级变电站（所）监控系统间的一体化运行，模型、数据、画面的源端维护与系统共享。7.1.5变电站监控系统的各种应用功能应采用模块化方式设计，遵循统一接口原则，接入监控系统平台实现信息交互和一体化运行。7.1.6新建工程项目的变电站监控系统宜采用符合DL/T860或IEC61850标准的系统结构，改扩建项目宜采用与原标准体系相融合的标准体系结构。7.1.7系统软件应支持多种安全操作系统，应支持多用户、多任务并符合开放性标准，应支持通用数据库并符合IEC61970标准。7.1.8如有需求，可配置稳控系统、故障录波系统、保信子站等系统。7.1.9系统的高、低压设备监控系统中，其高、低压设备宜分别设置数据采集通道。7.1.10系统的通信网络宜规划设计独立网络通道。7.1.11超大型、大型石油化工企业变电站监控系统如有安全要求时，可按相关规范对监控数据流进行安全分区。7.1.12中小型石油化工企业或电压等级低的变配电所可灵活配置监控系统网络构架及系统软硬件设7.1.13未设置电气调度自动化系统的变电站监控系统应按本标准第6章的要求配置相关接口。7.1.14系统宜设置与监控系统联动的视频监控系统。8SH/T****—****7.1.15系统配置及功能要求应根据项目规模、项目产业链特点、电压等级、变电站级数及用户管理需求，在满足相关规定的基础上配置软硬件设备。7.1.16系统性能指标应符合现行国家及行业标准，并应满足项目建设方管理的要求。7.2系统架构7.2.1智能变电站监控系统宜根据建设规模、产业链区块、管理区块、电压等级等因素设置主站、区域站、子站、子子站等，变电站监控主站宜设置在总降压站或中心变电站。7.2.2主站应能全方位监视控制工厂各级变电站的电气设备运行，区域站应监视控制区域站及下属子站的电气设备运行，子站应监视控制自身及下属子子站的电气设备运行，子子站应监视控制自身变电站电气设备的运行。7.2.3采集数据流宜从下级变电站向上级变电站逐级传送。7.2.4智能变电站监控系统应按功能分为站控层、间隔层、过程层，其构架应按GB/T51072进行搭7.2.5智能变电站监控系统主站的主机（含各种应用功能数服务器）、主网络交换机、历史数据库、实时数据库等设备配置宜选用双重化配置。7.2.6智能变电站监控系统内当传递GOOSE信号时，相关联设备应组成同一网络，并应提供GOOSE信号在同一网内传输路径。7.2.7系统典型网络拓扑结构见附录C中的图C.1、图C.2和图C.3。7.3通信7.3.1系统应搭建高速工业以太网通信网络架构。7.3.2变电站监控主站、区域站、子站、子子站的站间通信宜采用双网星型结构，带宽应不低于千兆级，应采用光缆通信。7.3.3变电所间隔层设备（包含保护装置、稳控装置、测控装置、智能仪表及其他智能设备等）宜通过交换机与站控层以太网链接，可采用电口或光口方式连接；网络传输速率应不低于100M/s；网络结构宜采用双网或含单IP地址的PRP通信方式、环网，宜设置交换机扩建的备用接口。7.3.4变电站（所）站控层设备通信应采用双以太网结构。7.3.5系统可根据企业规模、管理模式需求确定通信网络架构。其架构宜符合下列方式：a）集中方式：1）子子站、子站、区域站的设备数据宜通过交换机、通信管理机直接上传至主站，设备数据在主站处理，宜通过主站对全厂变电站进行监视及操作控制；2）区域站、子站、子子站站控层可不设置监控主机，只设置网络层设备；3）当区域站、子站、子子站有值班监控操作要求时，可将主站监控信息镜像送至值班场所远程工作站。b）分散集中方式：1）宜设置若干个区域主站（区域站或中心站），每个区域主站可按本标准7.3.5a)1)的要求配置设计。2）各区域主站加工处理后的信息可平行送至上级主站（集控站或调度站），在主站对全厂变电站进行监视控制；3）各个区域主站宜负责各自区块的变电站（所）的电气设备监视及操作控制。c）全分散方式：当管理需求分散布置时，在各层级变电站宜单独设置站控层、间隔层设备及网络设备，各变9SH/T****—****电站（所）可单独处理本变电站（所）的电气设备信息并监控本站的电气设备。可将设备信息处理后上传至主站（集控站或调度站），主站也可监控各级变电站。7.3.6变电站低压设备通信应符合下列规定：a）石油化工企业生产装置低压电气设备数量大，信息量大，在设计阶段应对低压电气设备通信系统进行整体规划。b）应按低压设备的数量、信息采集量、传输距离、管理需求确定低压设备的通信方式：1）低压电气设备的运行控制信息应直接上传至本变电站（所）的监控系统，低压电气设备运行控制信息宜通过专用通信通道上传至站控层网络，不宜与中压间隔层设备共用信息传输通道；当生产工艺人员需了解低压电气设备运行控制信息时，还应按工艺系统要求将低压电气设备运行的基本信息上传至工艺生产控制（DCS）系统；2）通信规约可使用MODBUS，信息量大时也可使用PROFIBUS或其他工业控制用通信协议。c）低压电动机运行信息数据可采用单网通信。通信规约可采用MODBUS或PROFIBUS等其他工业控制用通信协议。7.3.7系统通信网络除满足变电站自身电气运行及控制信息的传送外，还应设置下列接口：a）主站与工厂调度监控系统的接口,如没有设计调度系统，则应按本标准第6章配置要求，预留与上级电网调度系统的接口及其他代替调度功能的其他接口；b）与变电站其他智能设备的接口，包括直流屏、UPS、EPS、环境温度变送器等；c）与变电站监控其子系统的接口，包括电气火灾监控子系统等；d）与其他电气自动化系统的接口，包括电气作业安全管控一体化系统，电气智能化管理系统等；e）与工厂生产管理系统的接口，包括MES、能源管理系统、设备管理系统等；f）如需要的其他接口，包括多种能源接入系统、用电需求侧管理系统、用电需求侧响应等。7.4安全要求7.4.1与电网接口的关口变电站应按国家和行业相关标准配置相应安全防护设备，变电站监控系统软硬件选型应满足安全防护的要求。7.4.2石油化工企业各级变电站监控系统之间通过专用数据网络传输数据时可不设置隔离装置；当企业变电站之间跨越公共区域时，可根据实际情况确定是否设置安全隔离设施或通过其他措施（监控或对通信线路进行有效保护）实现安全防护。7.4.3下级变电站监控系统应按照主站的安全分区和网络设备配置要求，配置网络设备及通信网络。7.4.4石油化工企业可根据需要决定设置变电站监控系统网络安全监视平台，实现对电力二次系统安全设备运行状况实时监控。7.5数据采集与处理7.5.1变电站监控系统数据采集与处理应包括：a)对供配电系统一次设备、二次设备运行数据进行采集处理与交换。b)对变电站辅助设备的数据采集。c）实现与上下级电网的运行数据交换。7.5.2数据采集具体内容、范围、频率、精度与处理要求应符合国家及行业相关标准。7.6其他要求7.6.1变电站监控系统站控层设备宜单独组屏，应设置满足计算机运行要求的场所。7.6.2变电站监控系统主机宜选用框架式结构单独组屏。SH/T****—****7.6.3石油化工企业当需要建设智能变电站时，应满足GB/T51072标准要求。8电气作业安全管控一体化系统8.1一般规定8.1.1系统应实现各应用模块的信息集中储存、共享和界面集成，并应通过综合显示系统集中显示。8.1.2系统应具备统一权限管理功能，应能满足多地点、多班组交叉作业的操作要求。8.1.3系统应满足企业在供电系统故障或异常时应急操作的要求。8.1.4当单个或部分功能模块的故障或退出时，不应影响系统中其他模块功能。8.2系统结构及通信8.2.1系统应采用开放式分层分布式结构，由站控层、间隔层、设备层组成。8.2.2安全管控数据网、视频信息网宜分别单独组网。8.2.3视频网络信息宜采用分布式存储方式，在各子站设置网络视频存储单元，摄像机应采用网络高清摄像机，视频监控的存储时间宜为3个月。8.2.4系统间隔层设备和站控层设备间通信宜采用电力系统标准协议，如MODBUS、IEC60870-5-101、IEC60870-5-104、IEC61850标准协议等。8.2.5系统应具备与变电站监控系统的信息交互接口，接口协议宜采用IEC60870-5-101、IEC60870-5-104或IEC61850标准协议。8.3系统配置8.3.1安全管控主站系统应配置服务器、工作站、综合显示设备、交换机等设备及安全管控系统软件，系统软件应能集成管理整个系统。8.3.2主站系统服务器、交换机应采用冗余配置。8.3.3安全管控站端系统站控层应配置工作站（或模拟屏、液晶触摸屏）、电脑钥匙及通信柜等设备，应实现对本站及下级站电气设备操作的安全管控。8.3.4站端系统间隔层宜配备适当数量的防误锁具、遥控闭锁继电器，根据需要可配备摄像机等安全管控设备。8.3.5独立低配的间隔层设备应通过通信装置接入到上级站统一管理。8.4系统功能8.4.1安全管控系统除应实现基本电气五防功能外，根据需要可选择下列功能模块：a）可视化防误操作；b）工作票、操作票管理；c）地线监测及操作管理；d）压板监测及操作管理；e）智能锁具管理；f）设备巡检管理；g）安全工器具管理；h）检修隔离管理；i）综合显示系统。8.4.2可视化防误操作模块应实现变电站防误、集控防误、遥控闭锁、唯一操作权管理、视频联动、SH/T****—****紧急钥匙管理等功能，可实现验电防误一体化、视频分析、智能操显等功能。8.4.3工作票、操作票管理模块应具备电子化、图形化开票及操作内容防误逻辑校验等功能，该模块功能应满足GB26860的要求。8.4.4地线管理模块应能够跟踪和检测接地线在现场所挂接的位置及状态，并实现地线的存取管理、防误操作等功能。8.4.5压板管理模块应具有变电所压板状态采集、上传、在线监视及压板防误操作等功能。8.4.6智能锁具管理模块宜配置与可视化防误模块兼容型电脑钥匙，应具有通过权限设置区分管理防误及非防误类锁具的功能。8.4.7设备巡检模块应具有规划巡检路线、制定巡检任务、巡检点签到、抄表、临时缺陷管理、生成巡检及设备状态报表等功能。系统可根据需要设置视频巡检、机器人巡检设备，应满足在线智能巡检的要求。8.4.8安全工器具管理模块应具有对站内安全工器具存取管理、生命周期管理、工作票关联等功能。8.4.9检修隔离模块应具有对检修隔离面的一次设备防误操作闭锁功能。8.4.10综合显示系统宜具有模拟屏、液晶拼接系统、LED点阵显示等功能。8.5典型设备配置及性能要求系统典型设备配置、各级变电所防误设备配置的原则、系统性能指标要求分别见附录D的表D.1、表D.2、表D.3-1、表D.3-1。9电气智能化管理系统9.1一般规定9.1.1系统宜采用基于大数据、云计算、物联网、移动互联网、人工智能等技术的工业互联网平台。9.1.2系统宜采用云化（私有云或公有云）结构，满足硬件资源动态分配及按需扩展的要求。9.1.3系统宜采用SOA并提供服务接口，接口接入应进行权限确认。9.1.4系统宜包括数据采集服务器、历史数据储存服务器、应用服务器、以及工程师站主机，应用服务器和数据采集服务器应支持横向扩展。9.1.5系统宜支持实时数据库、关系型数据库、时序数据库、列式数据库等，宜支持数据库集群功能及大数据存储。9.1.6系统宜提供机器学习算法和模型库，宜支持对各类感知设备数据和各智能化子系统数据进行模型训练与发布，并应具备设备分析诊断与故障预警功能。9.1.7系统应支持设备状态检修功能，根据设备的健康状态应提出不同的检修要求，并应提供检修建议和检修指导。9.1.8系统应提供低代码开发平台并可预制组件库，实现数据可视化界面定制功能。9.1.9系统应支持数字孪生技术，可建立全厂电气设备仿真模型，实现设备全生命周期的监测。9.2系统架构9.2.1电气智能化管理系统宜由边缘层、基础服务层、应用层组成，并用分层、分布、开放式网络系统实现连接。平台架构图宜采用附录E中的图E.1。9.2.2边缘层宜通过采集各电气设备的传感数据，以及异构数据的协议转换与边缘处理，构建电气智能化的数据基础。边缘层宜具备协议解析、数据预处理，边缘设备管理等功能。9.2.3基础服务层宜包括存储服务，模型服务，计算服务，大数据服务，人工智能算法服务，日志服务，消息服务，认证与鉴权服务，缓存服务和配置中心服务等。SH/T****—****9.2.4应用层宜利用数据分析与挖掘技术，处理海量数据，提供多种应用场景服务（如变压器健康管理、开关柜健康管理，电动机在线监测等）。可根据已训练完成的算法模型，实现设备状态监测、故障诊断、智能预警。应用层宜具备数据孪生等多样化的数据可视化展示方式。9.3系统网络架构9.3.1网络拓扑结构宜采用环型、星型或两种结合的方式。系统与子系统交互协议宜采用IEC60870-5-104或IEC61850标准协议。9.3.2站间的通信网络应采用高速工业以太网组成，传输带宽应不低于100M/s,部分中心交换机之间的连接宜采用1000Mbit/s数据端口互联，可通过划分VLAN将网络分割成不同的逻辑网段。9.3.3系统应配置WEB服务器，WEB服务器应设置于信息管理大区。9.3.4在超大型及大中型石化企业中宜按照集控站模式配置，集控站应包含主站及子站。集控站模式网络架构图见附录E中的图E.2。9.3.5其他石油化工企业中可按照单站模式配置，其网络架构图见附录E中的图E.3。9.4电气智能化系统功能设计要求9.4.1中高压开关设备智能化子系统石油化工企业根据需要可设置中高压开关设备智能化子系统。系统应采集断路器，隔离刀闸，接地刀闸等设备的实时状态数据。系统应采集开关设备机械特性数据（如超程、反弹、开距、合分闸速度、合分闸时间等电气特性数据（合分闸线圈电流、储能电机电流、刀闸电控系统驱动电机电流等）。系统应采集开关关键点的温度，湿度等数据，分析部件温升与其他相关参数的相关性，对接触电阻分布情况进行监测统计，应用大数据技术对温升进行异常预警。系统应采集开关设备局部放电数据，对GIS开关，系统宜采集SF6气体相关数据，并对历史数据进行统计分析，识别增长趋势，对放电特征进行分析，识别不同的放电类型。系统宜记录开关开断的电流，并宜根据故障电流对开关电寿命进行预测。系统宜具有开关设备一键顺控及开关状态视频识别功能。当采用一键顺控功能时，开关设备应选择电动手车/电动接地刀闸。系统宜具有开关室/站场的环境、温度、视频、门禁等检测与控制功能。视频传感器载体宜采用吸顶式导轨机器人，具备通道条件的，可采用具备自动充电功能的轮式可移动机器人。9.4.2变压器智能化子系统石油化工企业根据需要可设置变压器智能化子系统。系统应采集变压器电气量（负荷、系统电压、电流、功率因数等），计算实时负荷率，并应对历史负荷率情况进行分级统计。系统应统计过负荷次数和持续时间，计算过负荷寿命折损。系统可采集绕组、一次接线端子温度及环境温度等温度数据，列出温度和温升曲线，通过对电流与温度和温升的相关性分析识别异常发热。系统可采集局部放电数据、铁芯接地电流数据，对于油浸式变压器,可采集油色谱气体含量数据，依据数据进行异常判断及健康预测。系统宜具有分析其高压套管绝缘状况的功能，通过数据采集与分析，呈现高压套管的介质损耗角正切值，对三相套管的泄漏电流进行向量合成分析，系统算法应能避免现场仪器受温湿度影响出现数据偏移时的误报警。SH/T****—****9.4.3低压配电智能化子系统石油化工企业根据需要可设置低压配电智能化子系统。系统应具有智能预警功能，可包括使用寿命预警、故障预警、超温预警、过流预警、漏电预警等。系统应具有智能联动保护功能。系统应具有智能故障分析、智能数据统计、智能数据存储功能。系统宜具有定期维护保养等智能提醒服务功能。系统应具有对低压成套设备所处环境温度、湿度及对成套设备关键部位或关键单元温度在线监测功能。系统应具有一次设备运行状态及告警功能，宜具有一次设备健康状态诊断结果及预警等功系统应具有二次设备运行状态及告警功能，应发出装置软压板状态、自检状态、设备通信状态及告警信号；宜具有二次设备与二次回路健康状态诊断结果及预警信号等。9.4.4电容器智能化子系统石油化工企业的电容器设备根据需要可设置电容器智能化子系统。系统应采集系统电压、电流信号，分析其各次谐波含量。系统应能对电容器电容值、串联电抗器电抗率、系统介质损耗角正切值、三相不平衡电压等进行监测计算，宜对电容器顶面温度进行监测以发现异常发热单元。9.4.5电动机智能化子系统重要或易损电动机可根据需要设置电动机智能化子系统。系统应支持不同类型和不同电压等级的电动机。系统应具有电动机绕组匝间/相间短路等异常状态监测及诊断、预警等电气故障监测功能。系统应具有电动机转子断条、气隙偏心等机械故障监测及诊断、预警功能。系统传感器应便于安装，可采用电流频谱等原理实现。9.4.6智能照明子系统石油化工企业根据需要可设置智能照明子系统。系统可采集每盏灯的电流、电压、功率和用电量。系统可显示每盏灯的开/关状态并识别被控灯的健康状况。系统应具有设备网络掉线或异常实时报警功能。系统应具备智能照明控制方案，应具有人性化照明、节能及延长灯具寿命等功能。9.4.7电气火灾监控子系统石油化工企业根据消防需要可设置电气火灾监控子系统。系统应实时在线监测导致电气火灾发生的配电线路及设备的异常电流或小故障电流，包括故障电弧、剩余电流、线缆或接线位置温升等数据信息，应对各报警信息进行智能化分级处置，并预留与变电站监控系统的通信接口。系统其它技术要求应符合GB50116的规定。9.4.8接地电阻在线监测子系统SH/T****—****重要的变电站、工艺装置、罐区，根据需要宜设置统一的接地电阻在线监测子系统。应根据监测特定位置或接地装置接地电阻值并通过在线传输方式，进行接地电阻的实时数据上传。9.4.9电涌保护在线监测子系统低压配电电源回路及控制操作电源回路等，企业根据需要可设置统一的电涌保护在线监测子系统。对厂区范围内的SPD根据需要可进行实时在线监测与报警，应对雷击次数、雷电流强度、电涌保护器安装位置、电涌保护器性能、电涌保护器预期寿命进行智能化监测；应对电涌保护器劣化出现的连续最大工作电压（压敏电压）下降或者纯电阻漏电流增大进行在线监测剩余寿命。系统使用的SSD应满足NB/T42150技术要求，且系统应对SSD的工作情况进行智能化检测。系统应包含数据集中管理装置，并应具有数据处理、分析、储存、显示、通信和协议转换等功能。9.4.10雷暴预警子系统重要的储罐区宜设置雷暴预警子系统。系统应及时、准确地预报当地雷击活动情况，对处在工作状态的易燃易爆场所储罐、人员高度集中场所应提供预警信息。系统应24h不间断实时检测服务范围区域的大气电场强度，预警时间不应小于30min。系统应支持雷暴预警分级功能。系统其它技术要求应符合GB38121的规定。9.5移动端应用程序9.5.1应基于主流操作系统的智能手机作为平台，应能与生产管理大区自动同步信息，提供实时监测、运行分析、健康诊断、故障预警等功能。9.5.2移动端应用程序应支持人脸识别、语音识别登录、认证。9.5.3移动端应用程序可作为电气智能化系统采集电气设备的视频/音频数据的输入接口，并可实现和电气智能化系统之间的双向视频/音频数据的交互，传输巡检过程中电气设备的声音、图像、视频等数据，并能启动消缺流程。9.5.4移动端应用程序应能根据电气智能化系统对各电气设备状态的预判结果做出不同的巡视建议。9.5.5移动端应用程序应能接受派工信息，支持现场巡检指导功能。9.5.6移动端应用程序应支持人员定位，支持班组人员管理等功能。SH/T****—****（资料性附录）石油化工企业电气自动化系统架构A.1石油化工企业电气自动化系统完整架构见图A.1。图A.1石化企业电气自动化系统完整架构A.2针对中小型石油化工企业或不设置调度系统的企业，上述系统可以根据需要简化配置，宜配置电气集控系统进行统一运维管理，见图A.2。图A.2配置电气集控系统的电气自动化系统架构SH/T****—****（资料性附录）调度自动化系统物理架构调度主站自动化系统物理架构见图B。图B调度主站自动化系统物理架构SH/T****—****（资料性附录）变电站监控系统典型网络拓扑图C.1集中方式的变电站监控系统典型网络拓扑图见图C.1。图C.1集中方式的变电站监控系统典型网络拓扑图C.2分散集中方式的变电站监控系统典型网络拓扑图见图C.2。SH/T****—****图C.2分散集中方式的变电站监控系统典型网络拓扑图C.3全分散方式的变电站监控系统典型网络拓扑示意图见图C.3。图C.3全分散方式的变电站监控系统典型网络拓扑图SH/T****—****（资料性附录）电气作业安全管控一体化系统典型设备配置及性能指标要求D.1电气专业安全管控一体化系统典型设备配置见表D.1要求。表D.1典型设备配置2台台1套1套1套套1套套把把1套1台1面1面台1台2套1台套台SH/T****—****表D.1典型设备配置（续）套台面1套套1套面D.2各级变电所防误设备典型配置见表D.2。表D.2各级变电所防误见配置要求台SH/T****—****D.3各系统和防误装置的性能参数要求见表D.3-1和表D.3-2。表D.3-1系统性能参数100%表D.3-2防误装置性能要求SH/T****—****（资料性附录）电气智能化管理系统架构E.1电气智能化管理系统的平台架构见图E.1。图E.1电气智能化管理系统架构E.2电气智能化管理系统集控站模式典型网络拓扑见图E.2。SH/T****—****图E.2电气智能化管理系统集控站模式E.3电气智能化管理系统单站模式典型网络拓扑见图E.3。图E.3电气智能化管理系统单站模式SH/T****—****参考文献[1]GB/T2887－2011计算机场地通用规范[2]GB/T12326－2008电能质量电压波动和闪变[3]GB/T13729－2019远动终端设备[4]GB/T14598.24－2017量度继电器和保护装置第24部分：电力系统暂态数据交换(COMTRADE)通用格式[5]GB/T17626（所有部分）电磁兼容试验和测量技术[6]GB/T22239－2019信息安全技术信息系统安全等级保护基本要求[7]GB/T26862－2011电力系统同步相量测量装置检测规范[8]GB/T26865.2－2011电力系统实时动态监测系统第2部分：数据传输协议[9]GB/T30137－2013电能质量电压暂降与短时中断[10]GB/T30155－2013智能变电站技术导则[11]GB/T31994－2015智能远动网关技术规范[12]GB/T32897－2016智能变电站多功能保护测控一体化装置通用技术条件[13]GB/T32919－2016信息安全技术工业控制系统安全控制应用指南[14]GB/T34132－2017智能变电站智能终端装置通用技术条件[15]GB/T36572－2018电力监控系统网络安全防护导则[16]GB/T37546－2019无人值守变电站监控系统技术规范[17]GB38755－2019电力系统安全稳定导则[18]GB50059－201135kV～110kV变电站设计规范[19]GB/T50609－2010石油化工工厂信息系统设计规范[29]DL/T596－2021电力设备预防性试验规程[32]DL/T687－2010微机型防止电气误操作系统通用技术条件[33]DL/T723－2000电力系统安全稳定控制技术导则[34]DL/T890（所有部分）能量管理系统应用程序接口（EMS-API）[35]DL/T1146－2009DL/T860实施技术规范[36]DL/T1171－2021电网设备通用数据模型命名规范[37]DL/T1230－2016电力系统图形描述规范[38]DL/T1403－2015智能变电站监控系统技术规范[39]DL/T1661－2016智能变电站监控数据与接口技术规范[40]DL/T5002－2021地区电网调度自动化设计规程[41]DL/T5136－2012火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程[42]DL/T5149－2020变电站监控系统设计规程[43]DL/T5226－2013发电厂电力网络计算机监控系统设计技术规程[51]NB/T420443.6kV～40.5kV智能交流金属封闭开关设备和控制设备[49]SH/T3060石油化工企业供电系统设计规范[50]SH/T3038石油化工装置电力设计规范[44]T/CEC180－2018发电厂监控系统信息安全评估导则[45]国家发展和改革委员会主任办公会.电力监控系统安全防护规定:中华人民共和国国家发展和改革委员会令第14号.2014.[46]国家能源局.关于印发防止电力生产事故的二十五项重点要求的通知:国能安全[2014]161号.SH/T****—****[47]国家能源局.关于印发电力监控系统安全防护总体方案等安全防护方案和评估规范的通知:国能安全[2015]36号.[48]国家电力监管委员会主席办公会.电力二次系统安全防护规定:国家电力监管委员会令第5号.SH/T****—****本标准用词说明1为便于在执行本标准条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：1）表示很严格，非这样做不可的：正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”；2）表示严格，在正常情况下均应这样做的：正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”；3）表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的：正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”；4）表示有选择，在一定条件下可以这样做的，采用“可”。2条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合……的规定”或“应按……执行”。SH/T****—****中华人民共和国石油化工行业标准石油化工电气自动化系统设计规范条文说明SH/T****—****制定说明《石油化工电气自动化系统设计规范》（SH/T3×××-202X），经中华人民共和国工业和信息化部公告第××号批准发布，自202×年××月××日实施。本标准制定过程中，编制组先后对石化行业大型炼化一体化项目海南炼化、青岛炼化、石家庄炼化、天津石化等电气自动化系统进行了实地运行情况考察，分别对电气调度自动化、变电站监控系统、安全管控一体化、智能化管理系统等进行了专题调研，取得详尽的技术参数。同时参考了国内外的先进技术法规和技术标准内容，在广泛征求意见的基础上审查定稿。为便于广大设计、制造、施工、科研、学校等单位有关人员在使用本标准时能正确理解和执行条文规定，《石油化工电气自动化系统设计规范》》编制组按章、条顺序编制了本标准的条文说明，对条文规定的目的、依据以及执行中需注意的有关事项进行了说明。但是，本条文说明不具备与标准正文同等的法律效力，仅供使用者作为理解和把握标准规定的参考。SH/T****—****3术语和定义 305总体要求 305.1一般规定 305.2功能分区及安全要求 305.4通信网络 305.5系统时钟 306电气调度自动化系统 306.1一般规定 306.2系统结构与通信网络 307变电站监控系统 307.1一般规定 307.2系统架构 317.3通信 317.4安全要求 317.6其他要求 318电气作业安全管控一体化系统 318.1一般规定 318.2系统结构及通信 318.3系统配置 328.4系统功能 329电气智能化管理系统 329.1一般规定 329.5移动端应用程序 32SH/T****—****石油化工电气自动化系统设计规范3术语和定义3.8本术语参考了DL/T687-2010的术语以及石化企业的管理制度。5总体要求5.1一般规定5.1.6从安全角度对系统提的整体要求，参考发改委14号令。5.1.7大中型石化企业的电气系统通常设置电压等级为110kV（我国东北地区局部为66kV）及以上总（区域）变电所，考虑到大中型石化企业的电气管理模式，推荐设置电气调度自动化系统。5.2功能分区及安全要求5.2.1对安全区的内容作出定义，参照了国家能源局《关于印发电力监控系统安全防护总体方案等安全防护方案和评估规范的通知》（国能安全[2015]36号）的相关规定。5.2.2参考国家发展和改革委员会《电力监控系统安全防护规定》（中华人民共和国国家发展和改革委员会令第14号）和国家能源局《关于印发电力监控系统安全防护总体方案等安全防护方案和评估规范的通知》（国能安全[2015]36号），对不同人员管理，不同业务，进行防火墙隔离。5.4通信网络5.4.3中高压保护信息很重要，故建议双网。5.5系统时钟5.5.1本条的规定是为了保证可靠对时。5.5.3本条对卫星主时钟装置的精度提出要求，如有同步向量测量装置不应大于1us。5.5.5开关柜安装的综保，如配置对时扩展装置，成本较高，安装不太方便，故可不配。6电气调度自动化系统6.1一般规定6.1.6系统的主要设备通常包括前置采集服务器、SCADA服务器、历史数据服务器、主干网交换机等。6.2系统结构与通信网络6.2.3系统与各所辖变电站和设备之间的通信通道要采用独立网络,不能用公网通信通道来实现对电网设备的控制和远程操作。7变电站监控系统7.1一般规定7.1.1石油化工企业生产工艺及规模千差万别，对变电站监控系统的需求也千差万别，本条要求在项目建设过程中需要进行整体规划设计。SH/T****—****7.1.8本条提出的是当项目“如果有需求”则可以配置的内容，不是硬性规定。7.1.11本条强调的是：当项目如有具体安全防护要求时，可以按照相关规范进行安全分区。7.1.13本条规定当石油化工企业变电站监控系统不设置调度自动化系统时，要配置与上级电网相关的系统接口。7.1.14实践证明视频监控与监控系统联动可以第一时间获取操作设备的现场实际状态，故本条推荐石油化工企业变电站监控系统设置与监控系统联动的视频监控系统。7.1.16本条没有具体规定变电站监控系统的性能指标，可以按照相关国家及行业标准设计，并满足项目建设方管理要求。7.2系统架构7.2.6本条规定的是智能变电站监控系统内需要传递GOOSE信号时，需相关联的设备应组成同一网络，并提供GOOSE信号在同一网内传输的路径。7.3通信7.3.5本条推荐了三种网络架构形式，设计可以按照项目要求自由搭建满足项目需求的网络架构。7.3.