受青海黄河上游水电开发有限责任公司的委托，就 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进行公开招标，投标人中标后与买方签订合同。 现将有关事宜公告如下：

1.1 招标范围与项目概况

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。

（5）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

（1）谐波电压检测：

（2）电压偏差检测；

（3）谐波电流检测；

（4）电压波动与闪变检测；

（5）三相电压不平衡度检测；

（6）供电电压偏差检测；

（7）频率偏差检测。

1.1.4 测试要求

（1）投标方应具有 CNAS 或 CMA 电能质量领域认证资格。

（2）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。

（3）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。

（4）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。

（5）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。

（6）测试人员设备侧接线注意电压电流线颜色，防止相序接错。

（7）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。

（8）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/T 15543-2008 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

1.8.1 招标文件发售方式

本项目实行在线售卖招标文件。

1.8.2 招标文件发售时间

2024 年 5 月 17 日 18:00 时至 2024 年 5 月 24 日 0:00 时。