《TCEC 微能源网工程设计规范》

ICISCS27×.1×60×

FC20CS×××

备案号：×××T/CEC

中国电力企业联合会标准

T/CEC20170210

微能源网工程设计规范

（征求意见稿）

SpecificationforEngineeringDesignofMicroInternetofEnergy

（ConsultationDraft）

2018-××-××发布2018-××-××实施

中国电力企业联合会发布

T/CEC20170210

II

2009T/CEC20170210

微能源网工程设计规范

1范围

本标准规定了微能源网中各分系统工程设计应遵循的一般原则和技术要求。

本标准适用于以电、气、热、冷等终端能源为核心的发、供、用能源设施的工程设

计。

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（包括所有的修改版）适用于

本文件。

GB50293城市电力规划规范

GB50613城市配电网规划设计规范

GB51131燃气冷热电联供工程技术规范

GB51096风力发电场设计规范

GB50797光伏发电站设计规范

GB50071小型水力发电站设计规范

GB51048电化学储能电站设计规范

GB50052供配电系统设计规范

GB5005320kV及以下变电所设计规范

GB50054低压配电设计规范

GB50055通用用电设备配电设计规范

GB500603-110kV高压配电装置设计规范

GB5006166kV及以下架空电力线路设计规范

GB50217电力工程电缆设计规范

GB/T50062电力装置的继电保护和自动装置设计规范

GB14050系统接地的型式及安全技术要求

3

T/CEC20170210

GB50171电气装置安装盘、柜及二次回路结线施工及验收规范

GB50041锅炉房设计规范

GB50019工业建筑供暖通风与空气调节设计规范

GB50736民用建筑供暖通风与空气调节设计规范

GB50016建筑设计防火规范

GB/T51098城镇燃气规划规范

GB50028城镇燃气设计规范

GB50494城镇燃气技术规范

GB50183石油天然气工程设计防火规范

GB50838城市综合管廊工程技术规范

GB13271锅炉大气污染物排放标准

DL/T836供电系统用户供电可靠性评价规程

CJJ34城镇供热管网设计规范

3术语和定义

3.1能源互联网InternetofEnergy,IOE

以电能为核心、集成热、冷、燃气等能源，综合利用互联网等技术，深度融合能源

系统与信息通信系统，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,IOE

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。

3.3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区域能源互联网RegionalInternetofEnergy,RIOE

4

2009T/CEC20170210

城乡一定范围内，面向微能源网及其他用户，以电、气、热、冷等多种能源耦合互

联形成的区域综合供能网络，是能源互联网形式之一，起到“承上启下”的作用。

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综合能源利用效率EnergyUtilizationEfficiency

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。

3.8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。

3.9冷热电三联供系统

是指以天然气为主要燃料带动燃气轮机、微燃机或内燃机发电机等燃气发电设备运

行，产生的电力供应用户的电力需求，系统发电后排出的余热通过余热回收利用设备(余

热锅炉或者余热直燃机等)向用户供热、供冷。

3.10微电网

由分布式电源、用电负荷、配电设施、监控和保护装置等组成的小型发配用电系统

（必要时含储能装置）。

4总则

4.1微能源网的有序发展和推广应用将进一步优化能源结构，实现各类能源的综合利用，

实现多能互补和能源梯级利用，提高能源综合利用效率，充分利用可再生能源，减少污

染物的排放，建立安全的能源供应体系。

4.3正常运行下微能源网内可再生能源宜按全消纳设计。

4.4微能源网的信息交互系统应支持信息采集、实施监测、运行控制、调度管理、能源

计量、能源交易等。

4.5为保障安全运行，微能源网接入能源互联网应符合国家的相关规定，不应对能源互

联网和其他用户的供能可靠性以及供能质量、公众以及作业人员的安全、供能设备和其

他用户的设备造成不良影响。

4.6微能源网工程的设计除应符合本规范外，尚应符合现行的有关标准和规定。

5

T/CEC20170210

5负荷分析

5.1微能源网的各类负荷应按现行国家的相关规定进行分类计算。

5.2建筑电、气、热、冷负荷的计算应符合以下规定：

1对于既有建筑，宜采用多年实际统计数据。

2对于规划建筑或无法实测的建筑，宜采用面积指标法进行估算，指标的取值应体现

现行相关建筑节能规范的规定。建筑设计方案确定后，应采用动态负荷分析法确定负

荷。

3计算建筑负荷时，应考虑同时使用系数、建筑物面积系数等。

5.3工艺电、气、热、冷负荷的计算应符合以下规定：

1对于已有的工艺用户，宜采用多年实际统计数据。

2对于规划中的工艺用户，宜采用同类型、同等生产规模耗能量进行估算。

3计算工艺负荷时，应考虑用能介质的参数、同时使用系数和投产时间等。

5.4微能源网的负荷宜在考虑能源耦合、能源转换和时间特性的基础上进行仿真计算，

确定网内电、热、冷、气总负荷最大和最小值及其时间特性。

6供能

6.1微能源网一般包括冷热电三联供系统、分布式光伏电系统、小型风力发电系统、小

型水力发电系统等供能单元。

6.2供能单元宜设在负荷的中心，靠近用能设备，并与其它能源站之间应互相联通。

6.3微能源网供能单元规模的选择应依据电、热、冷平衡的原则，并根据电、热、冷

负荷的特性和大小合理确定。

6.4供能单元数量应根据微能源网内用户电、热、冷负荷特性、并网条件、节能环保、

运行经济性和安全性等因素合理配置.

6.5独立型微能源网内应配置具备调峰能力的能源站，其能力应满足调峰需求。

6.6微能源网内的供能单元应按规划一次设计，按负荷需求分期建设、分步实施。

6.7冷热电联产系统的设计应遵循《燃气冷热电联供工程技术规范》GB51131等现行

的有关标准和规定。

6.8分布式光伏电站的设计应遵循《光伏发电站设计规范》GB50797等现行的有关标

准和规定。

6

2009T/CEC20170210

6.9小型风力发电站的设计应遵循《风力发电场设计规范》GB51096等现行的有关标

准和规定。

6.10小型水力发电站的设计应遵循《小型水力发电站设计规范》GB50071等现行的有

关标准和规定。

7储能

7.1一般原则

7.1.1在满足微能源网内用户电、气、热、冷负荷需求的前提下，应通过优化运行策略

来保证微能源网的持续高效运行，储能设备调节策略应从能源利用效率、经济技术、社

会效益等方面综合比较后确定。

7.1.2储能站设计容量应满足微能源网的能源平衡策略要求，储能电站充放电特性应满

足微能源网内电负荷平衡需求。

7.1.3热（冷）负荷平衡和蓄热（冷）应遵循国家相关规范，根据微能源网内各项负荷

特性对能源系统进行科学的选择和合理匹配，在条件充分时应通过蓄热（冷）装置实现

满足用户负荷需求、实现削峰填谷、达到能源综合利用效率较高的运行状态。

7.1.4热（冷）负荷应在叠加各用户逐时热（冷）负荷的基础上综合考虑各用户使用特

性等因素后确定。

7.1.5储能站应具备负荷预测功能，储能量应基于下一周期的负荷预测特性确定。

7.2设备选择

7.2.1电化学储能电站的设计应遵循《电化学储能电站设计规范》GB51048等现行的

有关标准和规定。

7.2.2储能设备应根据项目寿命期内的电、气、热、冷负荷特性、能源价格、能源利用

效率及系统配置情况经技术经济比较后确定。

7.2.3蓄热（冷）装置的设计容量应按照《民用建筑供暖通风与空气调节设计规范》GB

50736、《燃气冷热电联供工程技术规范》GB51131等现行国家相关规范计算确定。

7.2.4电、热、冷负荷需求存在较大波动时，能源转化装置及蓄热（冷）装置应具备自

动调节功能。

7.2.5蓄热（冷）装置的蓄能量应优先对热（冷）负荷进行削峰，其次基于运行经济性

确定剩余蓄能负荷释放策略。

7

T/CEC20170210

8能源转化

8.1电转热（冷）

8.1.1一般原则

8.1.1.1电能为高品位能源，制定微能源网内电转热（冷）方案时，应根据微能源网内

的用能规模、用能特点、能源互联网的能源价格、能源结构以及国家(地区)节能减排和

环保政策的相关规定等，通过综合论证确定，并突出绿色、环保、高效以及智能化要求。

8.1.1.2转化装置的能效比应满足国家相关规范要求。

8.1.2设备选择

8.1.2.1微能源网内部同时存在供冷、供热需求时，宜选用热回收式热泵机组。

8.1.2.2微能源网内电转热（冷）转化量宜根据能源互联网的能源价格和能源配额等确

定。微能源网内电转热（冷）装置、系统宜具有自动适应能源互联网变化的功能。

8.1.2.3在选择电转热（冷）装置时，其制冷剂应符合国家现行有关环保的规定。

8.1.2.4微能源网内电供热（冷）系统应有良好的安全性能，关键设备应有备用。

8.1.2.7微能源网内电供热（冷）系统应能适应空调负荷全年变化规律，满足季节及部

分负荷需求。符合下列条件之一时，可采用电直接加热设备作为供热热源：

1电力供应充足，且电力需求侧管理鼓励用电时；

2无城市或区域集中供热，采用燃气、煤、油等燃料受到环保或消防限制，且无法利用

热泵提供供热热源的建筑；

3以供冷为主、供热负荷小，无法利用热泵或其他方式提供供热热源的建筑；

4以供冷为主、供热负荷小，无法利用热泵或其他方式提供供热热源，但可以利用低谷

电进行蓄热、且电锅炉不在用电高峰和平段时间启用的空调系统；

5利用可再生能源发电，且其发电量能满足自身电加热用电量需求的建筑。

8.1.2.8微能源网内供冷供热系统宜设置能耗监测系统，且能按能源互联网要求自动、

定时发送能耗数据信息。

8.2气转热（冷）

8.2.1一般原则

8.2.1.1燃气为高品位能源，制定微能源网内气转热（冷）方案时，应根据微能源网内

的用能规模、用能特点、能源互联网的能源价格、能源结构以及国家节能减排和环保政

策的相关规定等，通过综合论证确定。

8.2.1.2系统所选用的转换装置的能效比应满足国家相关规范要求。

8

2009T/CEC20170210

8.2.2设备选择

8.2.2.1当用户冷冻水温度需求不低于5℃时，可选用吸收式制冷方式实现燃气转冷能。

燃气锅炉是燃气转热能最直接的技术形式。燃气转热过程中应对其自身产生的余热、废

热进行合理的回收利用。当周边区域存在低温热源时，宜选用燃气热泵实现燃气转热能。

8.2.2.2大型燃气转热（冷）设备应具备短时调节能力，参与微能源网内的动态调节。

9能源配送网络

9.1一般原则

9.1.1微能源网内能源配送网络一般由供电网络、供热（冷）网络、供气网络组成，应

统一规划,相互协调，分步实施。

9.1.2微能源网内能源配送网络应满足某一种能源发生供应故障时，能源之间的相互补

充的输送能力。

9.1.3进入管廊的管线设计，应符合现行国家标准《城市综合管廊工程技术规范》

GB50838。

9.2供电网络

9.2.1微能源网内供电网络电压等级应根据网内总装机容量、供电可靠性、电能质量要

求和当地电网的实际情况按照表9.2.1选择合适的电压等级。

表9.2.1供电网络电压等级表

总装机容量电压等级

400kW以下400V

400kW〜10MW10kV

10MW及以上35kV

9.2.2微能源网接入电网的电压等级不低于网内最高电压等级,其接入系统综合考虑微

能源网内部能源平衡和供能连续性要求确定,在接入点应安装双向电能计量装置,并具备

现场抄表和数据远程传输的功能。

9.2.3微能源网中供电网络一般由供电线路、开关站、配电站等组成，其接线形式应满

足电能可靠性要求。

9.2.4供电线路、开关站、配电站等的设计应遵循《供配电系统设计规范》GB50052等

现行的电力规范，并满足标准化、配电自动化的要求。

9.3供热（冷）网络

9

T/CEC20170210

9.3.1供热（冷）管网设计应根据热（冷）负荷性质及末端需求情况确定供冷、供热介

质及参数。除必须，宜采用水为供冷、供热介质。

9.3.2规模较大区域，宜采用较大的供回水温差。

9.3.3宜采用直埋的敷设方式，也可采用管沟、架空等敷设方式。

9.3.4应根据设计冷热负荷，并综合考虑区域的现况及发展规划，通过水力计算确定供

冷热管径。

9.3.5当采用蒸汽供热时，应根据用户压力和温度要求,通过水力计算和热力计算,确定管

道管径、保温厚度、热源出口蒸汽压力。

9.3.6管网应设置必要的调节装置。

9.3.7供热（冷）管网的设计应按照现行行业标准《城镇供热管网设计规范》CJJ34的

相关规定执行。

9.4供气网络

9.4.1供气网络管道的管径应本着合理利用压力降的原则，在水力计算的基础上确定。

燃气管道的计算流量和水力计算应符合《城镇燃气设计规范》GB50028的规定。

9.4.2地下燃气管道与建（构）筑物及其他相邻管线之间应满足一定的水平和垂直净距

要求，具体可按照《城镇燃气设计规范》GB50028的有关规定执行。

9.4.3调压站（箱）位置的选择应符合相关规划和系统设置的要求；调压站（箱）与其

他建筑物、构筑物的间距，应符合现行国家标准《建筑设计防火规范》GB50016、《城

镇燃气设计规范》GB50028及《石油天然气工程设计防火规范》GB50183的规定。

9.4.4相对密度大于0.75燃气的调压装置不得设于地下室、半地下室和地下单独的箱体

内。

9.4.5调压装置所在的场所，其环境温度应能保证调压装置的正常工作。

9.4.6调压站（箱）应具有防止出口压力过高的安全措施。调压站（箱）的进出口管道

上阀门的设置应符合国家现行标准的规定。

9.4.7能源站内的管道不得穿过易燃易爆物品仓库、配电间、变电室、电梯井、电缆（井）

沟、烟道、进风道和垃圾道等场所。

9.4.8燃气管道穿越建筑物外墙或基础时，应考虑建筑物沉降的影响；高层建筑的燃气

立管应有承重的支撑和必要的补偿措施。

9.4.9能源站内的用气设备前、放散管起点等部位应设置手动快速式切断阀；与用气设

备相连的燃气管道应设在便于安装、检修和不受外力冲击的