《TCEC 微能源网接入设计规范》

ICISCS27×.1×60×

FC20CS×××

备案号：×××T/CEC

中国电力企业联合会标准

T/CEC20170211

微能源网接入设计规范

（征求意见稿）

SpecificationforAccessDesignofMicroInternetofEnergy

（ConsultationDraft）

2018-××-××发布2018-××-××实施

中国电力企业联合会发布

2009T/CEC20170211

微能源网接入设计规范

1范围

本标准规定了微能源网接入区域能源互联网设计应遵循的一般原则和技术要求。

本标准适用于以电、气、热能接入区域能源互联网的微能源网。

2规范性引用文件

下列文件对于本文件的应用时必不可少的。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。

CJJ34城镇供热管网设计规范

GB50028城镇燃气设计规范

GB50054低压配电设计规范

GB50217电力工程电缆设计规范

GB50736民用建筑供暖通风与空气调节设计规范

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/T13611城镇燃气分类及基本特性

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/T19862电能质量监测设备通用要求

GB/T24337电能质量公用电网间谐波

GB/T30137电能质量电压暂降与短时中断

GB/T33589微电网接入电力系统技术规定

GB/T51074城市供热规划规范

GB50736民用建筑供暖通风与空气调节设计规范

DL/T584保护整定规定

DL755电力系统安全稳定导则

3术语与定义

3.1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。

3.2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。

3.3区域能源互联网RegionalInternetofEnergy,RIOE

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。

3.4微能源网microinternetofenergy

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。

3.5能源站energystation

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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。

3.6并网点pointofinterconnection

对于有电力升压站的微能源网，并网点为电力升压站高压侧母线或节点。对于无电力升压站的微能源

网，并网点为电网的输入/输出汇总点。

4总则

4.1接入区域能源互联网的微能源网应与外部能源系统协调配合，增强各系统间的能源转换和相互支援，

构建安全可靠、能力充足、适应性强的能源供应结构，满足用能需求，保障可靠供能，提高能源转换与利

用效率。

4.2微能源网宜具备独立运行的能力，并通过接入区域能源互联网参与能源交易。

4.3微能源网接入设计应遵循资源节约、环境友好、新技术、新材料、新工艺的原则，应考虑接入各类能

源系统的技术及经济适应性。

4.4微能源网接入设计应考虑微能源网内不同能源间的耦合转化对接入的影响。

4.5微能源网接入设计应考虑上级区域能源互联网的能源容量对接入的影响。

5一次系统接入设计

5.1一般规定

5.1.1一次系统接入设计应包括电能、热能和气能接入。

5.1.2电能一次系统接入设计应包括电压等级和接入方案、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，技术指标应满足GB/T33589的相关规定。

5.1.3热能一次系统接入设计应包括品质评价和转换、参数等级与接入方案、热负荷计算预测、供需平衡、

运行方式和供热管网选择等内容，技术指标应满足CJJ34的相关规定。

5.1.4气能一次系统接入设计应包括气量计算预测、气量平衡、燃气管道流量计算和燃气管网选择等内容，

技术指标应满足GB50028的相关规定。

5.2电能

5.2.1电压等级和接入方案

5.2.1.1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，可参考如下标准。

装机容量接入电压等级

400kW以下380/220V

400kW~10MW10kV

10MW以上35kV

5.2.1.2宜采用专线接入，在满足电网安全运行及电能质量要求时，也可采用T接方式并网。

5.2.1.3应根据远近期结合和周边电网实际情况提出接入比选方案，通过经济技术比较确定推荐方案。

5.2.2电力负荷预测

5.2.2.1电力负荷预测应包括电量、电力需求预测，以及微能源网内各类电源发展预测。根据基础数据和

实际需要，宜采用三种及以上的方法进行近期、中期和远期负荷预测，并相互校核。必要时，进行空间负

荷预测。常用的负荷预测方法有：弹性系数法、单耗法、负荷密度法、趋势外推法、空间负荷预测法等。

5.2.2.2应分析用户终端用电方式变化和负荷特性变化，考虑分布式电源、电动汽车和储能装置等接入对

预测结果的影响。

5.2.2.3应考虑微能源网内各类能源与电能相互转化对负荷预测的影响。

5.2.2.4负荷预测应给出电量和负荷的总量及分布（分层分区）预测结果。近期负荷预测结果应逐年列出，

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中期和远期可列出规划末期结果。

5.2.3电力电量平衡

5.2.3.1微能源网独立运行时应实现内部电力平衡相关规定，接入系统时应符合电力系统电力平衡相关规

定。

5.2.3.2电力电量平衡应结合负荷预测结果分电压等级、分年度进行计算，应考虑分布式电源的出力特性、

各类能源与电能的转化、储能装置和不同负荷水平对平衡计算的影响。

5.2.4电气计算

微能源网电气计算应包含潮流计算、短路电流计算、稳定计算等。

5.2.4.1潮流计算

a）应对设计水平年的典型方式（正常最大负荷、最小负荷运行方式，检修运行方式，以及事故运行

方式）进行潮流分析。

b）应根据不同电源出力特性和负荷水平，对设计水平年具有代表性的运行方式进行潮流分析，至少

应包含：向外网输出最大功率、零交换功率\独立运行、从外网吸收最大功率，必要时校核相关片区潮流

分布情况及上级主变和线路的输送能力。

c）应考虑本项目投运后3~5年相关地区发展的微能源网项目，并进行相应水平年的潮流计算。

d）对具备条件的微能源网，宜对线损率进行计算分析。

5.2.4.2短路电流计算

a）应综合考虑上级电源和微能源网内各类电源的开机方式、运行模式和外网运行方式对短路电流的

影响，对并网点及相关节点进行最大和最小短路电流计算。

b）应考虑本项目投运后3~5年相关地区发展的微能源网项目，纳入短路电流计算。

5.2.4.3稳定计算

稳定计算应满足DL755的相关规定。同步电机类型的分布式电源接入10kV及以上微能源网时应进行

稳定计算。其他类型的发电系统及接入380/220V系统的分布式电源，可省略稳定计算。

5.2.5无功补偿配置

5.2.5.1微能源网的无功功率和电压调节能力应满足GB/T29319的有关规定，应通过技术经济比较，提

出合理的无功补偿措施，包括无功补偿装置的容量、类型和安装位置。

5.2.5.2微能源网的无功容量应按照分（电压）层和分（电）区基本平衡的原则进行配置，并满足检修备

用要求。

5.2.5.3无功补偿配置方案应满足接入点的功率因数0.98（超前）~0.98（滞后）范围内连续可调。通过

10kV及以上电压等级接入的微能源网，应具备根据接入点电压水平调节无功输出，参与电网电压调节的能

力。

5.2.5.4应从系统角度考虑无功补偿装置的优化配置，以利于全网无功补偿装置的优化投切。

5.2.6电能质量

微能源网接入点的电能质量，在谐波、电压偏差、三相电压不平衡、电压波动和闪变、电压暂降等方

面应满足GB/T14549、GB/T24337、GB/T12325、GB/T15543、GB/T12326、GB/T30137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。

5.2.7电力线路选择

5.2.7.1接入电力线路应满足如下要求：

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a）线路导线截面应与电网结构相匹配，宜根据远期规划一次选定；

b）线路导线截面应满足微能源网和外接电网间最大电力输送要求；

5.2.7.2架空线路杆塔应适当增加高度、缩小档距，以提高导线对地距离。杆塔结构的造型、色调应与环

境相协调。

5.2.7.3电缆线路路径应按照规划统一安排。通道的宽度、深度应考虑远期发展的要求。路径选择应考虑

安全、可行、维护便利及节省投资等要求。

5.2.7.4电缆敷设方式的选择应视工程条件、环境特点和电缆类型、数量等因素，以及满足运行可靠、便

于维护和技术经济合理的要求选择。

5.2.7.5电缆通道根据建设规模可采用电缆隧道、排管、沟槽或直埋敷设方式。

5.3热能

5.3.1品质评价和转换

5.3.1.1热能供给应与用能品质需求相匹配。

5.3.1.2热能的转换设计应考虑能源转换和利用效率。

5.3.1.3热能的输配设计应考虑热能的品质、载体的介质、输配方式等因素。

5.3.2参数等级与接入方案

5.3.2.1微能源网内蒸汽介质的参数分为低压蒸汽（P≤2.5Mpa，T≤400℃）和中压蒸汽（2.5Mpa＜P≤6Mpa，

400℃＜T≤450℃）；热水介质的参数为60℃＜T≤90℃，冷水介质的参数为7℃＜T≤13℃。

5.3.2.2微能源网输出热能的接入方式应满足如下要求：

a）热能载体、温度、压力与区域能源互联网一致时，应采用直接接入方式。

b）热能载体与区域能源互联网存在差异时，应利用换热器或其他间接接入方式

c）热能载体与区域能源互联网载体一致，但温度和压力在差异时，应对差异性进行综合评价后，确

定接入方式和接入位置。

5.3.2.3微能源直接接入区域能源互联网时，在遵循质量守恒定律的前提下应保证接入点的压力波动范围

与区域能源互联网协同适应。

5.3.3热负荷计算预测

5.3.3.1应根据现有用能单位的负荷率、负荷量和参数、同时率等进行调查核实，近期热负荷应根据现有、

在建和经审批的项目用能需求确定，远期热负荷应综合考虑区域规划、特性和发展等因素进行预测。

5.3.3.2微能源网的热负荷应按照GB50736相关规范计算确定，宜结合微能源网内系统特性综合考虑。

5.3.3.3热负荷宜按照建筑采暖热负荷、生活热水热负荷和工业热负荷进行分类预测。

5.3.3.4当确定接入点上传能量时，宜按微能源网能源综合最小值并考虑各种损失后确定，确定接入点下

载能量时，宜按微能源网热负荷综合最大值考虑。计算结果宜包含：

a）不间断用户的负荷统计数据；

b）年、月及典型日的负荷特性分析曲线。

5.3.3.5方案阶段和初步设计阶段可使用热负荷指标进行负荷预测。热负荷指标按GB/T51074和CJJ34

相关规定选取。

5.3.4供需平衡

5.3.4.1热负荷供给应通过供给侧的负荷变化或调峰设备的变化满足用户侧供需平衡需求。

5.3.4.2微能源网作为能源输出端，区域能源互联网作为能源输入端时，能源输出量应在约定范围内依据

区域能源互联网需求确定。

5.3.4.3微能源网作为能源输入端，区域能源互联网作为能源输出端时，能源输出量应在约定范围内依据

微能源网需求确定。

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5.3.5运行方式

5.3.5.1微能源网的热参数应跟根据热源的具体形式和网内用能设备的需求来确定。

5.3.5.2微能源网的热参数与区域能源互联网热参数不同时，应设置转换装置，满足互联运行与独立运行

的需求。

5.3.5.3在经济技术允许的条件下，优先调配绿色可再生能源。

5.3.6供热管网选择

5.3.6.1供热管网应按照CJJ34等现行国家相关规范进行设计。布局应结合近、远期建设的需要，综合热

负荷分布、热源位置、道路条件等多种因素，经技术经济比较后确定。

5.3.6.2供热管网应按照双向传输流量来确定接入的管网流量。应根据热负荷性质及末端需求情况确定供

热介质及参数，宜采用水为供热介质。

5.3.6.3纳入微能源网运行的热水热源，其供回水温度应一致。

5.3.6.4热水管网应根据设计热负荷，并综合考虑区域的现况及发展规划，通过水力计算确定供热管径。

5.3.6.5蒸汽管网供汽温度和压力应按沿途用户的生产工艺用汽要求确定。

5.3.6.6供热管网应结合微能源网及区域能源互联网的管网形式等外部条件，选择合适的敷设方式。

5.4气能

5.4.1气量计算预测

5.4.1.1天然气负荷预测包括高峰小时用气量、高峰日用气量和年用气量预测。能源站进行分期建设的，

天然气负荷预测也需要相应进行分期预测。

5.4.1.2天然气负荷预测应根据用户热电负荷曲线、能源站的运行方式、余热利用情况等因素进行计算，

并生成单个能源站的燃气负荷曲线。

5.4.1.3在对每个能源站进行天然气负荷预测的基础上进行本区域总负荷预测，天然气总负荷为各个能源

站燃气负荷曲线的叠加。

5.4.2气量平衡

5.4.2.1需气方应做好用气量的预测，制定逐月、逐日、逐时的用气量计划，并做好与上游供气方的对接，

供气方应统筹调度解决需气方的用气需求。

5.4.2.2微能网的燃气输配系统应与上游统筹解决用气不均衡的问题，储气调峰方式选择应根据当地地质

条件和资源状况，经技术经济分析等综合比较确定。

5.4.2.3微能网的燃气输配系统应与上游统筹解决应急储备的问题，应急储备设施布局应结合能源站分布、

输配管网结构，经技术经济比较确定。

5.4.3燃气管道流量计算

5.4.3.1单座能源站的供气管道的计算流量，宜采用该站的高峰小时用气量。

5.4.3.2进行燃气管网水力工况分析时，应连带上游燃气管网进行全网静态水力计算，并应进行相应的事

故工况校核；管网建设分期时，应根据分期进行各阶段的静态水力计算。

5.4.3.3设置增压装置的燃气管网在接入上级燃气管网时，宜进行管网动态模拟计算。

5.4.3.4管道内燃气流速及单位长度摩擦阻力损失的计算，应符合国家现行相关标准的规定。

5.4.4燃气管网选择

5.4.4.1燃气管网的总体布置应根据燃气供应来源和供气压力、能源站的位置及其用气量和压力的需求、

原有燃气设施状况等因素，经技术经济比较后确定。

5.4.4.2应选择供气稳定可靠的气源作为微能源网的接入气源，燃气气源质量应符合现行GB/T13611的规

定。

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5.4.4.3能源站内用气设备应根据燃气特性和安装条件等因素选择符合国家现行标准的合格产品，并应与

当地使用的燃气类别相匹配；设有备用燃料的用气设备，其设备的选用应能适应燃用相应的备用燃料。

5.4.4.4燃气管道应按照设计压力分级进行建设、运行维护和使用。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。

5.4.4.5燃气管道与附件的材质应根据上游管网的材质情况、自身管道的使用条件综合确定，其性能应符

合国家现行相关标准的规定。

5.4.4.6钢制燃气管道和钢制附属设备应根据环境条件采取腐蚀控制措施，其性能应符合国家现行相关标

准的规定。

5.4.4.7不同压力级制的燃气管道之间应通过调压装置连接。

6二次系统接入设计

6.1一般规定

6.1.1微能源网二次系统接入设计应包含信息集成、安全保护、通信、综合调度等系统设计内容，应遵循

的相关国标、行标的基本规定。

6.1.2应与区域能源互联网、微能源网兼容，支持远程参数检定、状态显示、自动调节与控制、工况转换、

能量计量等信息的交互。

6.1.3应能根据区域能源互联网和微能源网能源的实时用能情况和负荷预测数据，协调能源调度，实现能

源互补。

6.1.4应设有就地手动装置，能够通过远程、就地转换开关实现远距离和就地手动控制之间的转换。

6.1.5应能远程控制，控制信号可以来自于区域能源互联网、微能源网或其他系统，信号优先级别根据区

域能源互联网整体要求确定。

6.2信息集成系统

6.2.1信息范围

6.2.1.1微能源网应采用统一、开放、可互操作的信息系统。

6.2.1.2微能源网中各能源站、储能及能源转化装置、能源配送网络、用能设备应配置具有控制能源交换

的信息终端及其至控制中心的传输通道。

6.2.1.3采集信息包括接入点及电压等级、电力负荷、热负荷、燃气负荷、燃气管道流量等。

6.2.2信息集成方式

6.2.2.1通过开发集成接口实现不同系统之间的信息交换与集成。

6.2.2.2通过建立共享数据库的方式实现不同应用之间的数据共享。

6.2.2.3用集成平台支持的中间件的方式进行信息共享，这种方式可以实现应用对数据的透明访问，解决

应用对于操作系统和数据存储方式的依赖性。

6.3安全保护系统

6.3.1电能安全保护系统

6.3.1.1一般要求

微能源网保护应与区域能源互联网的保护相互协调配合，以确保设备和能源网的安全，其技术条件应

符合GB50054、GB/T14285和DL/T584的要求。

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6.3.1.2线路保护

a）380/220V电压等级接入

微能源网以380/220V电压等级接入区域能源互联网时，并网点的断路器应具备短路速断、延时保护

功能和分励脱扣、失压跳闸及低压闭锁合闸等功能，同时应配置剩余电流保护。

b）35/10kV电压接入

1）采用专线接入区域能源互联网

微能源网采用专线接入区域能源互联网时，宜配置（方向）过流保护；接入区域能源互联网的电源容

量较大且可能导致电流保护不满足保护“四性”要求时，可配置距离保护；当上述两种保护无法整定或配

合困难时，可配置纵联电流差动保护。

2）采用“T”接方式接入区域能源互联网

微能源网采用“T”接线路接入区域能源互联网时，为保证区域能源互联网上其他负荷的供电可靠性，

宜在微能源网侧配置电流速断保护反映内部故障。

6.3.1.3孤岛保护

微能源网应快速检测孤岛并且立即断开与区域能源互联网连接，防孤岛保护动作时间应小于区域能源

互联网侧备自投、重合闸动作时间。

6.3.1.4安全自动装置

微能源网以35/10kV电压等级接入区域能源互联网时，安全自动装置应满足：

a）微能源网接入区域能源互联网的安全自动装置应实现频率电压异常紧急控制功能，按照整定值跳

开并网点断路器。

b）微能源网以35/10kV电压等级接入区域能源互联网时，应在并网点独立配置安全自动装置；若

35/10kV线路保护具备失压跳闸及低压闭锁功能，可按UN实现解列，也可不独立配置该功能的自动装置。

c）380/220V电压等级接入时，不独立配置安全自动装置。

d）微能源网本体应具备故障和异常工作状态报警和保护的功能。

6.3.1.5电压异常保护动作

a）当并网点电压超出规定的电压范围时，可在相应的时间内由并网模式切换到独立模式，此要求适

用于多相系统中的任何一相，电压范围应满足GB/T33589的相关要求。

b）通过220V/380V并网的微能源网，并网点频率在49.5Hz～50.2Hz范围之内时，应能正常并网运

行；当并网点频率超过49.5Hz～50.2Hz运行范围时，应在0.2s内切换到离网运行模式。

c）以10kV及以上电压等级接入的微能源网，应具备一定的耐受系统频率异常的能力，频率范围应满

足GB/T33589的相关要求。

6.3.2热能安全保护系统

6.3.2.1应根据微能源网及接入区域能源互联网的能源种类对下列参数进行检测和故障报警：

a）能源转换设备和接入系统管网的进、出口温度、压力、流量；

b）能源转换设备和接入系统管网的阀门的启停状态、阀位状态；

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c）能源转换设备的启停、运行状态；

d）接入系统管网的能量传输方向。

6.3.2.2应具有根据区域能源互联网、微能源网系统故障信号或事故信号隔断系统的功能。

6.3.2.3应具有根据能源转换设备和接入系统管网故障信号或事故信号隔断系统的功能。

6.3.2.4应具有根据区域能源互联网和微能源网系统耗能情况限定能量传输量和方向的功能。

6.4通信系统

6.4.1通信方案

通信系统的建设方案，应根据微能源网的调度组织关系、所处位置、建设规模以及相关通信网络现状

确定。

6.4.2通信通道

6.4.2.1微能源网通信通道