1.1.1招标范围

青海省海南州铁盖、贡玛、伏山共和100万千瓦源网荷储伏山70万千瓦光伏项目、伏山共和100万千瓦源网荷储项目配套储能、光储一体化光伏项目电能质量评估报告编制。

1.1.2项目概况

（1）海南州黄河伏山发电有限责任公司所属招标项目为青海省海南州铁盖储能电站工程。

青海省海南州铁盖储能电站工程位于青海省海南州千万千瓦级新能源基地（一区两园）光电园区内，距共和县城约40km，占地面积约3.7h㎡。场址区内地势平缓，中心坐标为北纬35°57′30.69″，东经100°22′53.67″，平均海拔高程约为3000m，G214国道位于场址北侧。

本项目储能系统规划容量为150MW/600MWh，45个3.35MW/13.4MWh储能单元组成，每个储能单元包含4个3.35MWh电池预制舱和1个3.35MW变流升压一体舱。45个储能单元分为6个储能子系统，每个子系统内的7或8个储能单元并联后形成1回35kV集电线路，接入35kV开关站。

（2）青海绿动光电有限责任公司所属招标项目为青海省海南州贡玛储能电站工程。

青海省海南州贡玛储能电站工程位于青海省海南州千万千瓦级新能源基地（一区两园）光电园区内，距共和县城约48km，占地面积约3.8h㎡。场址区内地势平缓，中心坐标为北纬36°02′11.20″，东经100°12′26.22″，平均海拔高程约为3100m，G214国道位于场址南侧。

本项目储能系统规划容量为180MW/720MWh，采用磷酸铁锂电池储能系统，储能部分采用预制舱体户外布置形式，储能部分主要由电池舱、升压变流一体舱组成。单个储能单元由1个PCS升压舱与2个电池舱组成（3.35MW/13.4MWh），本期及远期建设规模均为180MW/720MWh，共需54个储能单元，共由108个电池预制舱和54个PCS升压预制舱组成，分布式安装在规划场地。

（3）海南州黄河伏山发电有限责任公司所属招标项目为大基地二期100万千瓦项目配套储能

大基地二期100万千瓦项目配套储能位于青海省海南州千万千瓦级新能源基地（一区两园）光电园区内，场址距共和县以南48km。场址区中心坐标为北纬35°59′12.4″，东经100°14′1.41″，海拔高程约为3000?3150m，G214国道和共玉高速紧邻场址区北侧。占地面积约为6公顷。场址区内地势平缓开阔。

项目光伏容量为700MW，风电容量300MW，本项目储能容量为200MW/800MWh，拟采用共享储能方式。

（4）海南州黄河伏山发电有限责任公司所属招标项目为伏山共和100万千瓦源网荷储项目黄河70万千瓦光伏建设项目

伏山共和100万千瓦源网荷储项目黄河70万千瓦光伏建设项目位于青海省海南州千万千瓦级新能源基地（一区两园）光电园区内，场址距共和县以南48km。场址区中心坐标为北纬35°59′12.4″，东经100°14′1.41″，海拔高程约为3000~3150m，G214国道和共玉高速紧邻场址区北侧。本项目占地面积约为12km²。场址区内地势平缓开阔，为荒漠化草原地区。

本项目光伏容量为700MW，全部采用平单轴及固定式光伏支架，设置3.15MW子方阵218个，2.5MW子方阵11个，2.0MW子方阵7个。拟采用550Wp单晶双面双玻组件，320kW组串式逆变器；组件、逆变器均采用1500V系统；35kV箱式升压变电站采用3150（2500/2000）kVA全密封三相双绕组无励磁调压油浸式变压器。

本项目拟设置7个光伏发电区域，每个光伏发电区通过6回35kV汇集线路接入拟定的35kV汇集站，通过14回35kV集电线路接入拟建的330kV升压站。最终的接入方案以接入系统报告的审查意见为准。

海南州黄河光储实证新能源有限责任公司所属招标项目为海南州光储一体化实验实证实训基地建设项目（一期）

海南州光储一体化实验实证实训基地建设项目（一期）建设在青海省海南州千万千瓦级新能源基地（一区两园）光电园区内。场址区位于共和县以南28km。场址区内地势平缓开阔，场址区中心坐标为北纬36°2'44″，东经100°31'08″，海拔高程约为2950~3100m，占地面积约8.172km²，G214国道和共玉高速位于场址区北侧。

本项目交流容量为504MW，直流容量为925.785MWp：储能容量为525.62MW/1000MWh。光伏组件采用500Wp单晶双面，逆变器采用集成式逆变设备（175kW组串式逆变器），组件支架形式采用固定式铝合金支架，组件最低点距地高度均为1.2m，支架基础采用钢管螺旋桩。储能类型包括磷酸铁锂、三元锂（NCM）、三元锂（NCA）、钛酸锂、全钒（VRB）液流、锌溴（Zn/Br2）液流、铁/铬液流、钠硫电池（NAS）、镍氢气电池、超级电容器、混合电容、飞轮储能、压缩空气储能、抽水压缩空气储能。

以上工程量按最终确定的设计文件工程量为准。

1.1.3电能质量评估报告需涵盖以下（不限于）内容

谐波电压检测：

电压偏差检测；

谐波电流检测；

电压波动与闪变检测；

三相电压不平衡度检测；

供电电压偏差检测；

频率偏差检测。

1.1.4测试要求

投标方应具有CNAS或CMA电能质量领域认证资格。

要求投标方指派至现场的实施人员具有相应的施工资质、具有电能质量检测项目实施经历，且人员充足，结构合理，满足施工进度需要。

要求投标方在测试工作开展前编制技术方案，确保测试工作按照步骤进行。

测试工作开始前厂家人员做好设备检测工作，防止因设备内部短路引起的PT二次短路故障。

选择测试屏柜要以安全、方便为原则，方便设备平稳摆放，以安全进行24小时测试。

测试人员设备侧接线注意电压电流线颜色，防止相序接错。

测试人员测量屏接电流钳时，注意防止电流钳拖拽二次线导致二次断线引起的CT开路，接好线后，应避免电流钳重力全部加在二次线上，向下拖拽二次线，以避免24小时测试过程中CT二次断线。

测试完毕拆线时，注意防止电流钳拖拽二次线导致二次断线引起的CT开路。

1.1.5测试依据

（1）谐波电压限值：

根据国标GB/T14549-1993中的规定，公用电网谐波电压(相电压)限值。

表1公用电网谐波电压限值

根据国家标准要求，取各相实测值的95%概率值中的最大的一相，作为判断谐波是否超过允许值的依据。

（2）谐波电流限值

按照国标GB/T14549-93《电能质量一公用电网谐波》要求计算相应各次谐

波电流限值，计算方法如下所示：

a)公共连接点的全部用户向PCC点注入的谐波电流分量(方均根值)不应超过表1中规定的允许值。当公共连接点处的最小短路容量不同于基准短路容量时，表1中的谐波电流允许值应按式(1)进行换算。

式中：

S—公共连接点的最小短路容量，MVA;

S—基准短路容量，MVA;

h—表1中的第h次谐波电流允许值，A;

—短路容量为Set时的第h次谐波电流允许值，A。

表2注入公共连接点的谐波电流允许值

注：标称电压为220kV的公用电网可参考110kV执行，基准短路容量取2000MVA

b)同一PCC点的每个用户向电网注入的谐波电流允许值按此用户在该点的协议容量与其公共连接点的供电设备容量之比进行分配。分配的计算方法如式(2)所示。

式中：

I?——第一次换算的第h次谐波电流允许值，A;

S,—第i个用户的用电协议容量，MVA;

S公共连接点的供电设备容量，MVA;

a—相位叠加系数可按表2进行取值。

表3相位叠加系数的取值

（3）三相电压不平衡

根据国标GB/T15543-2008规定，电力系统公共连接点电压不平衡度限值为：电网正常运行时负序电压不平衡度不超过2%,短时不得超过4%。

对于电力系统的公共连接点供电电压负序不平衡度的测量值的10min方均根值的95%概率大值应不大于2%,所有测量值中的最大值不大于4%。

1.2主要工作内容及成果资料提交

1.2.1.分别完成青海省海南州铁盖、贡玛、伏山储能电站、大基地二期100万千瓦项目配套储能、光储一体化光伏项目电能质量评估报告编制。

1.2.2组织召开专家评审会，并取得最终评审意见。

1.2.3成果资料提交：中标人向招标人提交审查通过的“青海省海南州铁盖、贡玛、伏山储能电站、大基地二期100万千瓦项目配套储能、光储一体化光伏项目电能质量评估报告纸质版6份（审定版），电子版（PDF版）1份。

1.3项目实施地点及工期

1.3.1项目实施地点：项目场址位于青海省海南州千万千瓦级新能源基地（一区两园）光电园区内，场址距共和县以南48km，G214国道和共玉高速紧邻场址区北侧，交通便利。

1.3.2工期要求：

合同签订生效，甲方提供资料后30日内完成报告编制并取得审查意见。

1.4资金来源

本项目由买方自有资金实施，资金已落实。

1.5投标人资格要求

1.5.1法人资格

投标人必须是在中华人民共和国市场监管部门注册的，具有独立法人及一般纳税人资格的企业。

本项目不接受联合体投标，不允许转让和分包。

1.5.2商业信誉

投标人应具有良好的商业信誉。不存在被列为失信被执行人的情形，具体认定以信用中国(www.creditchina.gov.cn）网站检索结果为准。

1.5.3人员要求

电能质量评估报告应由编制单位中取得高级职称的全职工作人员，作为项目负责人和主要参与人员。

1.6业绩要求

投标人在投标基准日期的近五年内，具有至少2个已完成的电能质量评估报告或接入系统方案合同业绩（附合同复印件，首页、服务及工作范围页、签字盖章页）。

1.7资格后审

招标人将根据投标人提供的投标文件在评标阶段对其进行资格后审，对资格审查不合格投标人，将不进入下一阶段评审，其后果由投标人自行承担。

1.8招标文件的获取

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