《TCEC 微能源网规划设计技术导则》

ICS27I.C1S60×××

F20

CCS×××T/CEC

中国电力企业联合会标准

T/CEC20170209

微能源网规划设计技术导则

（征求意见稿）

Guidelinesforplanninganddesignofmicrointernetofenergy

（ConsultationDraft）

2018-××-××发布.....................................2018-××-××实施

中国电力企业联合会发布

T/CEC20170209

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1范围

本标准明确了微能源网的定义和结构，规定了微能源网规划、设计等环节应遵循的主要

原则。

本标准适用于接入35kV及以下电压等级电网的微能源网规划设计的相关工作。

2规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适

用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。

T/CEC101.1—2016能源互联网第1部分：总则

DL/T5729-2016配电网规划设计技术导则

GB/T19862电能质量监测设备通用要求

NB/T32015分布式电源接入配电网技术规定

DB13/T2023.1-2014泛能微网技术标准体系第1部分：基本定义及要求

GB/T12325电能质量供电电压偏差

GB/T12326电能质量电压波动和闪变

GB/T14285继电保护和安全自动装置技术规程

GB/T14549电能质量公用电网谐波

GB/T15543电能质量三相电压不平衡

GB/T22239信息安全技术-信息系统安全等级保护基本要求

YD/T1184接入网电源技术要求

GB50019工业建筑供暖通风与空气调节设计规范

GB50028城镇燃气设计规范

CJJ34城镇供热管网设计规范

GB/T51074城市供热规划规范

GB/T33589微电网接入电力系统技术规定

GB/T50838城市综合管廊工程技术规范

GB51096-2015风力发电场设计规范

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GB50797光伏发电站设计规范

SL76-94小水电水能设计规程

GB50791-2013地热电站设计规范

GB50736-2012民用建筑供暖通风与空气调节设计规范

3术语和定义、缩略语

3.1能源互联网internetofenergy

集成电、热、冷、燃气等能源，综合利用互联网等技术，深度融合能源系统信息通信系

统，协调多能源的生产、传输、分配、存储、转换、消费及交易，具有高效、清洁、低碳、

安全特征的开放式能源互联网络。

3.2微能源网microinternetofenergy

微能源网是由分布式能源、储能系统、能量转换装置、监控和保护装置、负荷等汇聚而

成的，集多类型能源，具备自我控制和自我能量管理功能，直接面向终端用户的小型能源互

联系统。

3.3独立型微能源网

指可与外部能源网络无能量交换，具备独立运行能力的微能源网。

3.4能源站energystation

满足一定区域范围内终端用户电、气、热、冷一种或多种负荷需求的能源生产、存储设

施。

3.5能源交易energytransaction

通过直接交换或媒介，在开放式交易平台上达成多能源间生产传输分配存储和转换的协

议，实现多能源生产与消费间的供需平衡，是能源互联网区别于其他系统的核心部分。

3.6分布式能源DistributedEnergyResources,DERs

分布在用户端的能源综合利用系统。一次能源包括气体燃料、可再生能源等，充分利用

可再生清洁能源；二次能源以用户端的热电冷为主，实现以直接满足用户多种需求的能源梯

级利用。

3.7能源梯级利用Energycascadeutilization

指为了提高能源利用效率，按能源品位对其逐级加以利用的用能形式。

3.8供能可靠性Powersupplyreliability

供能系统满足不同用户对电、冷、热、气连续用能要求的能力。

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3.9能源利用效率Comprehensiveenergyefficiency

指用户端通过能源互联网获取的能量与能源互联网输入能量的比值，是反映能源互联网

能量损耗程度的指标。

3.10缩略语

下列缩略语适用于本部分。

M-IOEmicrointernetofenergy微能源网

CCHPcombinedcoolingheatingandpower冷热电三联供

IOEinternetofenergy能源互联网

EMSenergymanagementsystem能量管理系统

4基本原则

4.1微能源网应能实现多能互补、集成优化，具备自愈能力、应急处理能力、可再生能

源消纳能力，满足安全、可靠、灵活、经济的供能需求。

4.2独立型微能源网可脱离外部能源网络独立运行，满足内部的供需平衡；也可在能源

短缺、能源过剩或紧急能源调度等条件下接入规模较大的能源互联网，参与能源交易。

4.3应根据不同区域的资源条件、环境要求、用能需求等，合理选择微能源网类型。

4.4微能源网应结合区域资源条件和能源系统现状等进行统一规划，满足多能源系统间

的协调配合、空间上的优化布局和时间上的合理过渡。

4.5微能源网规划应遵循资产全寿命周期成本最优的原则，分析由投资成本、运行成本、

检修维护成本、故障成本和退役处置成本等组成的资产寿命周期成本，对多个方案进行比选，

满足资产成本最优的要求。

4.6微能源网规划应纳入区域总体规划、土地利用总体规划和控制性详细规划，合理预

留分布式能源、储能、能量转换装置等设备布局及能源管道、通讯线路的走廊用地。

4.7微能源网应通过先进信息通信技术满足多种能源配置及参与主体的协调运行、调度

管理和能源交易需求。

5资源条件分析及能源预测

5.1资源条件分析

5.1.1应结合能源、环境保护等政策，对微能源网规划区域的资源条件进行分析，主要

包括风、光、水、地热等可再生能源以及电、气、热等集中管网资源条件。

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5.1.2风能、太阳能、水能、地热等可再生能源的数据采集和分析应符合GB51096、

GB50797、SL76、GB50791等标准的规定。

5.1.3对于天燃气等非可再生能源，应对能源供应情况、品质和成本等进行分析。

5.2能源需求预测

5.2.1微能源网负荷需求预测包括电力、热力、燃气等能源需求预测。

5.2.2电负荷预测包括电量需求预测和电力需求预测，以及区域内各类电源、储能系统、

新型负荷（电动汽车、可控负荷等）的发展预测。电力负荷预测的一般要求和预测方法等应

符合DL/T5729相关规定。

5.2.3热力负荷预测包括热力设计负荷预测与热力累计负荷预测，由冷负荷、采暖负荷、

热水负荷、蒸汽负荷等组成。热力负荷预测的一般要求和预测方法等应符合GB50736规范规

定。

5.2.4燃气负荷预测包括微能源网内各类燃气用户的用气量预测，燃气负荷预测的一般

要求和预测方法等应符合GB50028的相关规定。

5.2.5在分布式能源较多的地区，应统筹分析多种能源的能量需求，以确定微能源网规

划设计方案的财务可行性。

5.3能量平衡

5.3.1能量平衡是满足微能源网可靠供能的基础，应结合地区资源条件、能源需求、能

源价格及政策等因素，在满足可靠性和经济性的前提下，确定能量平衡策略。

5.3.2能量平衡应考虑不同场景（如冬季、夏季）下的能量需求，宜遵循以热、冷定电

的原则，优先平衡热、冷能量，再进行电、气能量平衡；避免引入效率低的、不必要的能量

转换环节，通过多场景仿真确定最优的平衡策略。

5.3.3能量平衡宜优先考虑风、光等分布式可再生能源的利用，促进新能源消纳，并考

虑分布式可再生能源的随机性、波动性和间歇性特点，宜留有适当容量的灵活性资源，例如

储能系统、可控负荷等。

5.3.4能量平衡应分能源类别、分时段进行，应通过规划合理的用能方式，提高能源转

换和利用效率，并考虑各类分布式能源、储能系统、能量转换装置的影响。

5.3.5功率平衡应在负荷预测的基础上，确定微能源网能量产生、输送设备需要的容量，

并根据负荷需求预留一定容量裕度。

5.3.6应综合考虑地区负荷容量、负荷特性及增长趋势，在留有适当裕度的基础上确定

规划容量。

6微能源网结构

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6.1一般性原则

6.1.1微能源网结构如图1所示。合理的微能源网结构是满足供能可靠性、提高运行灵

活性、增强能源综合利用效率、降低能量损耗的基础。电网、热力网、燃气管网与用能设备

应相互匹配，满足多能互补需求，以实现微能源网技术经济的整体最优。

图1微能源网结构示意图

6.1.2微能源网应有明确的供能范围和区域边界，并根据系统运行、管理需求，在边界

处设置开关、管道接口和计量装置。

6.1.3正常运行时，微能源网应有独立的供能区域，供能区不交叉、不重叠，故障或检

修时，微能源网之间可具备一定比例的负荷转供能力。

6.1.4微能源网内部通过能量装换装置和储能系统实现多种能源的转换和存储，满足终

端负荷需求。

6.1.5高可靠性的微能源网结构应具备网络重构能力，便于实现故障自动隔离。

6.1.6在微能源网建设初期及过渡期，应根据负荷增长特点和目标网架，在满足安全可

靠性前提下，选择合适的过渡拓扑结构，分阶段逐步建成目标网架。

6.2供电系统

6.2.1供电系统的规划设计应远近结合，坚持安全可靠、经济合理、运行灵活、稳健与

创新并举的原则，努力提高能源的综合利用效率。

6.2.2微能源网并网点的电压等级、交换功率、电能质量、功率调节能力应满足接入电

力系统技术规定的要求，在内部发生能源短缺、能源过剩或紧急能源调度等条件下，具有保

障网内电力安全可靠供应的能力。

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6.2.3根据分布式电源规划容量、供电范围、负荷等因素，合理配置供电系统内部电压

等级序列，一般采用35kV、10kV（20kV）、380V、220V等电压等级。

6.2.4合理优化电网中性点接地方式，控制供电系统的短路电流水平。

6.2.5宜为分布式电源、电动汽车、储能装置等新型负荷提供友好接入端口。

6.2.6微能源网应充分发挥网内分布式电源的无功控制能力，具备一定的无功电压调节

能力，必要时配置一定的无功补偿装置。微能源网并网点的电压偏差、电压波动和闪变、谐

波等需满足电能质量要求。

6.3供热/冷系统

6.3.1微能源网供热/冷系统由热/冷源、热/冷用户、输配系统、控制系统组成。热/

冷源包括热电厂、区域锅炉房、能源站以及其他形式的热/冷源点；热/冷用户包括居民、商

业、工业等有热力需求的用户；输配系统包括动力设施、输配管网、介质。应根据热/冷用

户的用能特征与分布特点，确定微能源网供热/冷系统的具体结构形式。

6.3.2应结合供热方式、供热分区及热负荷分布，合理确定供热热源的规模、数量、布

局及其供热范围，并应提出供热设施用地的控制要求。

6.3.3应根据热源供热范围内用户性质、需求，确定采用蒸汽或热水作为供热介质。

6.3.4热源应靠近负荷中心，地址条件好，满足防洪排涝要求，同时便于热网出线、便

于天燃气管道接入。

6.3.5一级热网与热用户宜采用间接连接方式。

6.4供气系统

6.4.1微能源网供气系统由燃气门站、储气设施、调压设施、燃气管网、管理设施、监

控系统组成。燃气用户主要包括居民用户、商业用户、工业用户、加气站、燃气电站及分布

式能源用户。应根据天燃气用户用气特征与分布特点等因素，确定微能源网供气系统具体结

构形式。

6.4.2供气系统的供气能力应满足区域用气需求，保障用气可靠性。

6.4.3供气输配系统气源点的设置、压力级制的选择，以及调压站（箱）、燃气干管的

总体布置，应根据相关规划、地理环境、燃气供应来源和供气压力、能源站的用气量及其分

布、能源站的压力需求、原有燃气设施状况、管材设备供应条件、施工和运行等因素，经过

多方案比较，择优选取技术经济合理、安全可靠的方案。

6.4.4供气系统宜具备一定的储气调峰供气能力，平衡逐月、逐日用气不均匀性，保证

燃气供需平衡，因地制宜的选择储气方式，确保供气安全可靠。

6.4.5燃气气源供气压力和高峰日供气量，应能满足燃气管网的输配要求。

6.5能源站

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6.5.1分布式能源站是集成能量转换装置及储能系统的典型设施，其位置应充分考虑现

状限制条件和规划控制条件。

6.5.2分布式能源站应尽可能设在负荷的中心，尽量靠近大负荷用户，供能半径不宜超

过1.5公里；

6.5.3存在可利用的自然资源情况下，分布式能源站选址应考虑靠近资源位置；

6.5.4分布式能源站选址应融合到区域整体规划中，应便于区域内各专业管线综合，同

时对周边市政、景观及其他区域功能的影响应尽量减少。

7设备选型

7.1一般指导原则

7.1.1微能源网应由供电电源、分布式能源、储能元件、负荷等组成，各组成部分的设

备选择应满足各种运行方式的要求。

7.1.2设备选型应在容量规模、运行安全性和稳定性、安装及运行经济性、协调性、使

用寿命、环境适应性和环境友好性上达到综合最优。

7.2供能单元

7.2.1供电设备的选型应遵循以下原则：

1）微能源网的供电装置可包括柴油发电设备、光伏发电设备、风机发电设备，生物质

发电设备、电热联供设备等。

2）供电设备的选择应考虑资源禀赋、电负荷特征、发电质量、环境友好性和经济性。

3）供电设备宜优先选择利可再生能源发电设备和环境友好型发电设备。

4）供电设备功率应满足微能源网的负荷需求并留有合理裕度。

7.2.2供热\冷设备的选型应遵循以下原则：

1）利用发电余热供热（冷）的设备，应根据负荷需求及原动机参数，经技术经济比较

后确定。

2）补充或调峰供热（冷）设备，应综合考虑能源（包括可再生能源）资源、能源价格

等因素，经技术经济比较后确定。

3）当有低温供热需求时，宜采用热泵机组。

7.2.3供气设备的选型应遵循以下原则：

1）燃气设备应符合介质特性、压力、温度等条件及相关标准要求，其压力级别不应小

于系统设计压力。

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2）应选用燃气专用设备，并经技术、经济比较后确定。

7.2.4能源站综合供能设备选型应遵循以下原则：

1）分布式能源站的容量应考虑区域的用电负荷状况，选择首先宜遵循以热(冷)定电的

原则。

2）分布式能源站，因冷热负荷具有不稳定或不连续的特性，要求原动机具有对负荷变

化快速响应的能力，以满足用户用能需求；

3）分布式能源站冷热需求存在时间上的不平衡性时，应采用蓄能方式进行调节。蓄能

装置的容量应根据冷热逐时负荷特性确定；

4）通过逐时、逐日、逐月负荷分析，对联供系统发电、冷热设备应进行优化配置，使

发电余热能充分利用，年平均能源综合利用率不应小于70%；

5）分布式能源站应该根据所在位置资源条件，尽可能充分利用可再生能源。

7.3储能单元

7.3.1储电单元

1）微能源网的储电装置包括蓄电池储能、超导储能、飞轮储能、超级电容器储能、混

合储能系统、压缩空气储能等。

2）当微能源网需要短时供电或参与电力调峰、改善电能质量时，应采用储电技术。

3）微能源网的储电元件选型，应考虑储能规模、运行安全性和稳定性、能源综合利用

效率、与其它能源系统之间的协调性、使用寿命、环境适应性、环境友好性和经济性，选择

适当的储能类型。

7.3.2储热、蓄冷单元

1）储热/冷技术和设备的应用需充分考虑负荷特性、工程所在地能源政策、能源价格、

电力峰谷时间段、峰谷电价差、与其他能源技术和设施的融合性、场地条件、投资回收年限

等因素。

2）储热设备类型主要包括水储热系统设施、蒸汽储热系统设施和相变材料储热系统设

施。其中水储热系统是较常见的形式。

3）蓄冷设备类型主要包括水蓄冷系统设备、冰蓄冷系统设备、共晶盐蓄冷系统设备。

7.3.3储气单元

微能源网内天燃气供气网络一般不单独设置储气设施。如需设置储气装置，应综合考虑

市政燃气设施规划布局及本区域燃气供应基本情况，充分评估，合理设置。

7.4能源管网

7.4.1供电网络

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1）微能源网中电网规划设计应满足负荷需求，应考虑安全性、短路电流水平、电能质

量、无功补偿、中性点接地方式、继电保护、设备选型、线路截面选择。

2）微能源网中电网的安全性、短路电流水平、无功补偿、中性点接地方式应依照DL/T

5729-2016《配电网规划设计导则》。

3）电网中各节点应满足电压损失和分配要求，电压质量应符合现行国家标准《电能质

量供电电压偏差》GB/T12325要求。

4）电网继电保护和自动装置应参照现行国家标准《继电保护和安全自动装置技术规程》

GB/T14285的要求配置。分布式电源接入时，继电保护和安全自动装置应符合现行行业标准

《分布式电源接入配电网技术规定》NB/T32015的相关规定。

5）线路导线截面的选择应与电网结构相匹配、保有安全电流裕度并以经济载荷范围校

核。35kV线路应根据其所在供电区域类别，可参照行业标准DL/T5729-2016执行。10kV及以

下线路导线截面选择应系列化，一个微能源网内的主干线截面不宜超过3种，可参照行业标

准DL/T5729-2016执行。

7.4.2供热/冷管网

1）热\冷管网布局应结合近、远期建设的需要，综合冷热负荷分布、冷热源位置、道路

条件等多种因素，经技术经济比较后确定。

2）热水管网分为闭式和开式，应根据热力负荷需求种类和特征、稳定负荷比例、热源

供热水条件、补水条件、控制输配损耗合理确定。一般热水供热系统宜采用闭式双管制。

3）蒸汽管网分为单管、双管和多管式。应根据蒸汽负荷需求种类和特性、稳定性负荷

比例、控制输配损耗合理确定。一般蒸汽供热管网宜采用单管制。

4）热力管网水力计算、设计流速、压力工况、设备选型等应满足《城镇供热管网设计

规范》等规划条文要求。

7.4.3供气管网

1）微能源网内天燃气网是天燃气输配系统的重要组成部分，天燃气管网的规划设计，

应充分考虑与微能源网内热力管网、电力管线协同供能特性。

2）天燃气管网的管网布局、计算流量、水力计算、管材设备等设计应满足《城镇燃气

规范》等规范条文要求。

7.4.4综合管廊

1）微能源网中电网、热（冷）网、天燃气网、通信网等工程管线可纳入综合管廊。综

合管廊的规划、设计、施工和维护应与各类工程管线统筹协调，并应满足管线的使用和运行

维护要求。

2）综合管廊工程规划与建设应与地下空间、环境景观等相关城市基础设施衔接、协调。

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3）综合管廊应同步建设消防、供电、照明、监控与报警、通风、排水、标识等设施。

4）综合管廊敷设应满足《城市综合管廊工程技术规范》GB50838-2015相关要求。

8能量管理系统

8.1功能架构

8.1.1能量管理系统应具备数据管理与信息访问、能源供给管理、能源基础设施监控、

用能计量管理、需求侧管理、大数据管理与分析、增值服务等功能，如图2所示。

图2能量管理系统功能架构

8.2功能要求

8.2.1数据管理与信息访问功能应具备对采集数据信息进行存储、计算、分析、合理性

检查及越限告警功能等功能。支持按照访问者权限、访问类型，对外提供统一的实时或准实

时数据服务接口。

8.2.2能源供给管理功能应满足对微能源网中的分布式能源和储能系统进行供能管理

要求，应具备燃料管理、检修状态管理、储能荷电状态管理、主从供能设置等功能；对于包

含间歇式发电形式的微能源网，可通过历史数据、实测数据等进行供能功率预测。

8.2.3能源基础设施监控应对微能源网重要设备进行监视和控制，应具备设备运行的数

据采集存储与处理、顺序控制、联锁（闭锁）、运行模式控制、功率控制等功能。

8.2.4用能计量管理应可进行并离网运行状态监测，根据业务需求对用能采集数据进行

存储、分析和处理，对智能表计及测量控制设备相关参数管理，具备量控、费控、有序用能

管理等功能。

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8.2.5需求侧管理与响应技术需支持有序用能执行异常惩罚措施、有序用能策略自动生

成算法、基于多能融合的需求响应模式、基于区域能源代理的分层分布式需求响应运营机制、

适应海量终端接入的需求响应高效协同优化技术。

8.2.6大数据管理与分析应集成多种异构海量用能数据，实现统一数据交换、存储与管

理，提供开放的数据服务,为其它高级应用系统提供熟数据支撑。

8.2.7增值服务应基于用户差异化的需求，提供不同可靠性、清洁化程度、价格配置的

能源服务、能效管理服务、智慧用能服务，提供能效分析、用能预测、用户特征分析等。

9系统接入

9.1接入条件

9.1.1接入方案拟定前应明确微能源网周边市政管网和电力网现状及规划规模，包括市

政管网位置、变电站及输电网架结构、电压等级、相关电/气/热建设规模、用途、设备情况

等。

9.1.2微能源网接入点应根据区域资源状况及用能需求，从供电系统、供气系统、供热

/冷系统等能源网络进行接入适应性分析，对周边电/气/热（冷）等能源系统中可能的接入点

进行逐一分析。

9.2接入方案

9.2.1电力系统接入方案包括电压等级和接线方式、电力负荷预测、电力电量平衡、电

气计算、无功补偿配置、电能质量和电力线路选择等内容，应满足GB/T33589的相关规定。

9.2.2电力系统接入宜采用专线方式，在满足电网安全运行及电能质量要求时，也可采

用T接方式。

9.2.3应根据微能源网内总装机容量、建设规模、接入条件确定接入电压等级。接入点

的电能质量，在谐波、电压偏差、三相电压不平衡、电压波动和闪变等方面应满足GB/T14549、

GB/T12325、GB/T15543、GB/T12326的相关规定。接入点应安装电能质量在线监测装置，

装置应满足GB/T19862的相关规定。

9.2.4燃气系统接入方案包括气量计算预测、气量平衡、燃气管道流量计算和燃气管网

选择等内容，应满足GB50028的相关规定。

9.2.5热（冷）力系统接入方案包括品质评价和转换、压力等级与接入方案、热（冷）

负荷计算预测、供需平衡、运行方式和供热（冷）管网选择等内容，应满足CJJ