《TCEC 微能源网运行控制导则》

ICISCS27×.1×60×

FC20CS×××

备案号：×××T/CEC

中国电力企业联合会标准

T/CEC20170213

微能源网运行控制导则

（征求意见稿）

GuidelinesforOperationandControlofMicroInternetofEnergy

（ConsultationDraft）

2018-××-××发布2018-××-××实施

中国电力企业联合会发布

2009T/CEC20170213

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微能源网运行控制导则

1范围

本规范规定了微能源网运行控制的基本原则和功能。微能源网运行控制的相关环节除应符合本导则

的规定外，还应符合国家、行业现行有关标准、规范和规程的规定。

本规范适用于微能源网系统的运行控制与管理。

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，仅所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。

GB/T26399电力系统安全稳定控制技术导则

GB/T34930-2017微电网接入配电网运行控制规范

GB50494-2017城镇燃气技术规范

CJJ88-2014城镇供热系统运行维护技术规程

T/CEC101.1能源互联网第1部分：总则

3术语和定义

TCEC101.1能源互联网第1部分：总则界定的术语和定义适用于本规范。

下列术语和定义适用于本规范。

3.1微能源网

微能源网是由供能单元、储能单元、能量转换单元、能源配送网络、信息交互系统、用能单元等汇

聚而成的，集多类型能源，具备协同控制和能量管理功能，直接面向终端用户的小型能源互联系统。

3.2微能源网并网运行模式

微能源网与外部能源网之间存在能量交换的运行模式。

3.3微能源网独立运行模式

微能源网与外部能源网之间无能量交换，独立运行的模式。

3.4计划独立运行

微能源网按照计划由并网运行模式切换到独立运行模式。

3.5非计划独立运行

微能源网按照计划由并网运行模式切换到独立运行模式。

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3.6安全稳定性

微能源网在运行中承受故障扰动的能力，通过两个特征表征：（1）微能源网能够承受住故障扰动

引起的暂态过程并过渡到一个可以接受的运行工况；（2）在新的运行工况下，各种约束条件得到满足。

3.7充裕性

微能源网在系统的负载不超过供能定额条件下，能够供给用户所需多种能源的能力。

4总则

4.1微能源网运行应制定安全规程、应急预案和现场运行规程。

4.2微能源网运行控制应实现能源利用过程中的可靠性、安全稳定性、充裕性等目标。

4.3微能源网运行应充分考虑多种能源间的互补特性，应优先利用可再生能源供能。

4.4微能源网运行控制包括状态监测、能量管理、运行控制、保护控制等功能。

4.5微能源网应设立或明确运行维护人员，负责微能源网运行设备的日常巡视检查、故障处理、运行

日志记录、信息定期核对等，并应做好信息的报送工作。

5状态监测

5.1数据采集

进行状态监测的设备包括：供能单元关键设备、储能单元关键设备、能量转换单元关键设备、能源

配送网络关键设备、用能单元关键设备。

微能源网应能实时采集的信息参见附录A。

5.2数据分析

应实现对采集数据信息的计算、分析等功能，数据分析服务功能包括但不限于：

a)支持统计指定量的实时最大值、最小值、平均值和总加值，统计时段包括年、月、日、时等；

b)支持位置信号、状态信号的逻辑计算；

c)支持对电压、电流、气压、水压越限、功率因数和用能质量合格率等参数的统计分析；

d)支持设定限值，支持不同时段使用不同限值；

e)支持对采集数据信息进行合理性检查及越限告警功能，应避免数据的瞬态干扰冲击产生的误报

警；

a)支持数据完整性检查，自动过滤坏数据，根据微能源网运行状态，自动设置数据质量标签；

5.3数据管理

微能源网应具备对采集数据信息进行存储、展示、查询和打印等功能，数据管理服务功能包括但不

限于：

a)支持对采集的各类原始数据和应用数据进行分类存储和管理；

b)支持对事件顺序记录、操作记录的存储功能；

c)重要数据存储时间不少于3年；

d)支持采集数据的图形展示，图形展示方式包括趋势图、柱状图、饼图等；

e)可根据需要设置、过滤、闭锁各种类型的数据；

f)支持对采集数据的查询、访问等功能，具备组合条件方式查询功能；

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g)支持根据需求选择历史数据，生成不同格式和类型的报表；

h)文件数据报表的导出和打印。

6能量管理

微能源网能量管理应在保证微能源网安全稳定运行的基础上，对微能源网系统的供能、储能、能量

转换、能量配送以及用能进行管理和分析。微能源网能量管理应具备分布式可再生能源出力预测、分布

式供能设备管理、储能设备管理、能源转化设备管理、负荷管理、供能计划等功能。

6.1可再生能源出力预测

6.1.1宜通过历史数据、实测数据对分布式风电、分布式光伏、生物质等可再生能源资源进行功率预

测，可接收功率预测系统的发电功率预测数据。

6.1.2供能预测宜根据能量管理、运行控制需要，选择性开展多时间尺度预测，包括中期预测（月度），

短期预测（日前）和超短期预测（小时）。

6.1.3预测结果应以点预测和区间预测相结合的方式呈现，以运行等不同应用场景的需求。

6.2分布式供能设备管理

6.2.1应对微能源网中的分布式供能设备进行供能管理，包括燃料管理、设备检修状态管理、主从供

能单元设置等。

6.2.2应对微能源网中的燃气轮机、柴油机、冷热电三联供系统等供能装置进行相应的燃料管理，包

括各燃料消耗统计、剩余燃料计算和显示、燃料存量预警等。

6.2.3应对微能源网中的供能设备进行检修状态管理，对供能设备进行检修挂牌、检修时间设置。

6.2.4应对微能源网中主供能单元进行设置，对于存在多个可作为主供能单元运行的微能源网，应对

各备用主供能单元设置相应的备用次序。

6.3储能设备管理

6.3.1应对微能源网中电储能系统的荷电状态进行状态管理，储能荷电状态过高/过低时应能够预警。

6.3.2应对微能源网中蓄热（冷）装置的蓄热（冷）量进行状态管理，蓄热（冷）状态过高/过低时应

能够预警。

6.3.3应对微能源网中的储能设备进行检修状态管理，对供能设备进行检修挂牌、检修时间设置。

6.4能源转化设备管理

6.4.1应对微能源网中气转热（冷）设备进行相应的燃料管理，包括各燃料消耗统计、剩余燃料计算

和显示、燃料存量预警等。

6.4.2应对微能源网中电转热（冷）、气转热（冷）设备进行检修状态管理，对供能设备进行检修挂

牌、检修时间设置。

6.5负荷管理

6.5.1宜具备电、气、热、冷终端用能需求预测功能；

6.5.2应根据用户对供能可靠性的要求以及中断供能对人身安全、微能源网运行安全、经济上造成的

损失或影响程度等因素，对负荷进行分类管理。

6.5.3应根据负荷分类预先制定微能源网不同工况下的负荷投切策略和计划。

6.5.4应根据负荷实时监测数据、负荷用能计划对负荷用能进行管理。

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6.5.5微能源网在独立运行状态下，应能分别对各负荷终端实施有序用能策略，可包括控制轮次、控

制时段、功率定值、用能量定值等。

6.6供能计划

6.6.1应根据远程调度计划、供需预测数据、微能源网实时运行数据、供能单元出力特性、负荷特性

及运行约束条件，通过优化计算，安排供能单元出力计划、储能充放计划、负荷用能计划。

6.6.2微电网能量管理系统宜包括日前供用能计划和日内供用能计划。日前供用能计划宜能安排次日

零时起24小时的供能单元出力，时间分辨率不大于1小时；日内供用能计划宜滚动计划未来4小时的

供能单元出力，时间分辨率不大于15分钟。

6.6.3宜采用人工输入和自动生成两种方式安排供用能计划。

7运行控制

微能源网运行控制应在保证微能源网能量管理的基础上，设定不同的运行目标，实现对微能源网的

安全稳定运行、经济优化运行、环境友好运行等目标。

7.1一般要求

7.1.1微能源网网应具备并网运行、独立运行两种运行方式，以及并网/独立运行模式安全切换的能力。

7.1.2微能源网运行控制应具备系统状态辨识、并网运行控制、离网运行控制、并网/独立切换等功能。

7.1.3微能源网应通过调节机组出力、能量转换装置出力等方式，具备一定的电、热（冷）自平衡能

力。

7.1.4微能源网运行控制可根据微能源网规模、通信通道速率、服务器容量等条件，选择集中式、分

布式、分层分布式等控制模式。

7.1.5电力系统功角、频率和电压应满足GB/T26399的要求，并具有必要的稳定裕度。

7.1.6供热系统的供热温度、温差和设备运行参数应满足CJJ88-2014的要求，并具有必要的稳定裕度；

7.1.7燃气管道的运行压力和流速应满足GB50494-2017的要求，并具有必要的稳定裕度。

7.2系统状态辨识

7.2.1系统状态估计应能对微能源网系统的网络拓扑和能流、电压、气压、液压等系统运行数据进行

辨识和诊断。

7.2.2系统状态估计应能根据已知的运行数据和系统参数，正确评估综合能源系统的运行状态。

7.2.3系统状态估计应能根据状态估计结果进行故障诊断和预警，包括但不限于网络线路传输功率越

限、电压/气压/液压失稳、设备故障、失负荷等。

7.3并网运行控制

7.3.1微能源网与外部电网、气网、热网的能量交换应能根据上级机构指令信号进行调节；

7.3.2微能源网的并网运行应综合考虑系统运行的经济性、环境友好性、安全可靠性、多能互补性；

7.3.3微能源网供能计划中与外部能源网的能量交换最大值发生冲突时，宜采取如下措施：

a)微能源网输出电有功交换功率超过上限或吸收电有功功率低于下限时，可采取增加储能装置充

电功率、增加负荷用电、减少分布式发电出力、减少柴油机和气转电设备功率等方式减少微能

源网的输出电功率。

b)微能源网输出电有功交换功率低于下限或吸收电有功交换功率超过上限时，可采取增加分布式

发电出力、增加储能装置的放电功率、减少负荷用电、增加柴油机和气转电设备功率等方式增

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加微能源网的输出功率。

c)微能源网消耗燃气量超过上限时，可采取减小管道运行压力、减小管道流量等方式减小微能源

网的燃气消耗量，同时应增加储气装置增加蓄热（冷）装置的释热（冷）量、减小负荷供热、

增加电制热（冷）功率等方式实现用户冷热负荷平衡。

d)微能源网消耗燃气量低于下限时，可采取增加管道运行压力、增加管道流量等方式增加微能源

网的燃气消耗量，同时应减小储气装置增加蓄热（冷）装置的释热（冷）量、增加负荷供热（冷）、

减小电制热（冷）功率等方式实现用户冷热负荷平衡。

7.3.4运行过程中应进行安全分析，若系统不够安全，则向运行人员发出警报并提示或直接执行必要

的措施，诸如切换负荷、改变系统结构、调整发电机出力和潮流、调整供热温度或工质流量，调整本地

储能(储热储气储热)等。

7.4独立运行控制

7.4.1应合理安排机组的开停机计划、储能单元充放功率、用能单元负荷调节，在满足功率平衡、备

用要求、机组最小开机时间、机组最小出力等约束条件下，实现微能源在独立运行模式下的平稳控制；

7.4.2应设置主供能单元，包括主电源、主供冷设备、主供热设备。电网的频率、电压，冷网和热网

的压力、流量应由主供能单元和辅助供能单元共同控制。

7.4.3应充分发挥燃气轮机、柴油发电机等机组在短时间内的出力调节特性，作为分布式供能单元出

力特性的补充，最大限度范围内满足用户的用能需求；

7.4.4应充分发挥微能源网内多种能源间的互联互通和能源转化作用，实现用户对于单种能源或多种

能源的需求；

7.4.5应设置用户的优先级别，在供能出力不能满足全部负荷要求时，优先满足优先等级较高的用户，

按照优先等级实现限功率、甩负荷等操作。

7.5并网/独立切换控制

7.5.1并网运行模式到独立运行模式的转换控制

微能源网的并网到独立转换控制包含计划独立运行控制和非计划独立运行控制两种方式：

a)微能源网的计划独立控制指令由上级运行控制系统或微能源网运行控制系统下达。

b)微能源网运行出现扰动导致的紧急运行状态或故障后，应启用并网运行模式到独立运行模式的

转换程序，实现非计划独立运行。

c)微能源网并网运行模式到独立运行模式的转换过程中应尽可能实现平滑过渡。

7.5.2独立运行模式到并网运行模式的转换控制

a)应监测微能源网和外部能源网的状态是否同时具备并网条件，只有满足同时满足并网条件，才

能进行重新并网操作。

b)微能源网独立运行模式到并网运行模式的转换过程中应尽可能实现平滑过渡。

8保护控制

8.1.1微能源网的电力部分继电保护应符合GB/T34930-2017中的规定。

8.1.2微能源网中供热部分的保护控制应符合CJJ88-2014中的规定。

8.1.3微能源网中供气部分的保护控制应符合GB50494-2017中的规定。

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附录A微能源网监控系统采集的数据

A.1供能量测数据

A1.1光伏量测数据

a)光伏组件量测数据：直流侧电流、直流侧电压、直流侧功率、光伏总输出功率、转换效率、光

伏组件温度。

b)光伏逆变器量测数据：三相电压、三相电流、有功功率、无功功率、功率因数、频率。

A1.2风电量测数据

风力发电输出电压、输出电流、有功功率、功率因数、输出频率、电网频率。

A1.3柴油发电机量测数据

发电机输出电压、发电机输出电流、有功功率、无功功率、功率因数、频率、总发电量、电能质量、

转速、柴油耗油量、柴油机温度。

A1.4微型燃汽轮机（燃气内燃机）量测数据

燃汽轮机输出电压、燃汽