1.1招標范圍與項目概況
1.1.1招標范圍
青海省海南州鐵蓋、貢瑪、伏山共和100萬千瓦源網(wǎng)荷儲伏山70萬千瓦光伏項目、伏山共和100萬千瓦源網(wǎng)荷儲項目配套儲能、光儲一體化光伏項目電能質量評估報告編制。
1.1.2項目概況
（1）海南州黃河伏山發(fā)電有限責任公司所屬招標項目為青海省海南州鐵蓋儲能電站工程。
青海省海南州鐵蓋儲能電站工程位于青海省海南州千萬千瓦級新能源基地（一區(qū)兩園）光電園區(qū)內，距共和縣城約40km，占地面積約3.7h㎡。場址區(qū)內地勢平緩，中心坐標為北緯35°57′30.69″，東經(jīng)100°22′53.67″，平均海拔高程約為3000m，G214國道位于場址北側。
本項目儲能系統(tǒng)規(guī)劃容量為150MW/600MWh，45個3.35MW/13.4MWh儲能單元組成，每個儲能單元包含4個3.35MWh電池預制艙和1個3.35MW變流升壓一體艙。45個儲能單元分為6個儲能子系統(tǒng)，每個子系統(tǒng)內的7或8個儲能單元并聯(lián)后形成1回35kV集電線路，接入35kV開關站。
（2）青海綠動光電有限責任公司所屬招標項目為青海省海南州貢瑪儲能電站工程。
青海省海南州貢瑪儲能電站工程位于青海省海南州千萬千瓦級新能源基地（一區(qū)兩園）光電園區(qū)內，距共和縣城約48km，占地面積約3.8h㎡。場址區(qū)內地勢平緩，中心坐標為北緯36°02′11.20″，東經(jīng)100°12′26.22″，平均海拔高程約為3100m，G214國道位于場址南側。
本項目儲能系統(tǒng)規(guī)劃容量為180MW/720MWh，采用磷酸鐵鋰電池儲能系統(tǒng)，儲能部分采用預制艙體戶外布置形式，儲能部分主要由電池艙、升壓變流一體艙組成。單個儲能單元由1個PCS升壓艙與2個電池艙組成（3.35MW/13.4MWh），本期及遠期建設規(guī)模均為180MW/720MWh，共需54個儲能單元，共由108個電池預制艙和54個PCS升壓預制艙組成，分布式安裝在規(guī)劃場地。
（3）海南州黃河伏山發(fā)電有限責任公司所屬招標項目為大基地二期100萬千瓦項目配套儲能
大基地二期100萬千瓦項目配套儲能位于青海省海南州千萬千瓦級新能源基地（一區(qū)兩園）光電園區(qū)內，場址距共和縣以南48km。場址區(qū)中心坐標為北緯35°59′12.4″，東經(jīng)100°14′1.41″，海拔高程約為3000?3150m，G214國道和共玉高速緊鄰場址區(qū)北側。占地面積約為6公頃。場址區(qū)內地勢平緩開闊。
項目光伏容量為700MW，風電容量300MW，本項目儲能容量為200MW/800MWh，擬采用共享儲能方式。
（4）海南州黃河伏山發(fā)電有限責任公司所屬招標項目為伏山共和100萬千瓦源網(wǎng)荷儲項目黃河70萬千瓦光伏建設項目
伏山共和100萬千瓦源網(wǎng)荷儲項目黃河70萬千瓦光伏建設項目位于青海省海南州千萬千瓦級新能源基地（一區(qū)兩園）光電園區(qū)內，場址距共和縣以南48km。場址區(qū)中心坐標為北緯35°59′12.4″，東經(jīng)100°14′1.41″，海拔高程約為3000~3150m，G214國道和共玉高速緊鄰場址區(qū)北側。本項目占地面積約為12km²。場址區(qū)內地勢平緩開闊，為荒漠化草原地區(qū)。
本項目光伏容量為700MW，全部采用平單軸及固定式光伏支架，設置3.15MW子方陣218個，2.5MW子方陣11個，2.0MW子方陣7個。擬采用550Wp單晶雙面雙玻組件，320kW組串式逆變器；組件、逆變器均采用1500V系統(tǒng)；35kV箱式升壓變電站采用3150（2500/2000）kVA全密封三相雙繞組無勵磁調壓油浸式變壓器。
本項目擬設置7個光伏發(fā)電區(qū)域，每個光伏發(fā)電區(qū)通過6回35kV匯集線路接入擬定的35kV匯集站，通過14回35kV集電線路接入擬建的330kV升壓站。最終的接入方案以接入系統(tǒng)報告的審查意見為準。
海南州黃河光儲實證新能源有限責任公司所屬招標項目為海南州光儲一體化實驗實證實訓基地建設項目（一期）
海南州光儲一體化實驗實證實訓基地建設項目（一期）建設在青海省海南州千萬千瓦級新能源基地（一區(qū)兩園）光電園區(qū)內。場址區(qū)位于共和縣以南28km。場址區(qū)內地勢平緩開闊，場址區(qū)中心坐標為北緯36°2'44″，東經(jīng)100°31'08″，海拔高程約為2950~3100m，占地面積約8.172km²，G214國道和共玉高速位于場址區(qū)北側。
本項目交流容量為504MW，直流容量為925.785MWp：儲能容量為525.62MW/1000MWh。光伏組件采用500Wp單晶雙面，逆變器采用集成式逆變設備（175kW組串式逆變器），組件支架形式采用固定式鋁合金支架，組件最低點距地高度均為1.2m，支架基礎采用鋼管螺旋樁。儲能類型包括磷酸鐵鋰、三元鋰（NCM）、三元鋰（NCA）、鈦酸鋰、全釩（VRB）液流、鋅溴（Zn/Br2）液流、鐵/鉻液流、鈉硫電池（NAS）、鎳氫氣電池、超級電容器、混合電容、飛輪儲能、壓縮空氣儲能、抽水壓縮空氣儲能。
以上工程量按最終確定的設計文件工程量為準。
1.1.3電能質量評估報告需涵蓋以下（不限于）內容
諧波電壓檢測：
電壓偏差檢測；
諧波電流檢測；
電壓波動與閃變檢測；
三相電壓不平衡度檢測；
供電電壓偏差檢測；
頻率偏差檢測。
1.1.4測試要求
投標方應具有CNAS或CMA電能質量領域認證資格。
要求投標方指派至現(xiàn)場的實施人員具有相應的施工資質、具有電能質量檢測項目實施經(jīng)歷，且人員充足，結構合理，滿足施工進度需要。
要求投標方在測試工作開展前編制技術方案，確保測試工作按照步驟進行。
測試工作開始前廠家人員做好設備檢測工作，防止因設備內部短路引起的PT二次短路故障。
選擇測試屏柜要以安全、方便為原則，方便設備平穩(wěn)擺放，以安全進行24小時測試。
測試人員設備側接線注意電壓電流線顏色，防止相序接錯。
測試人員測量屏接電流鉗時，注意防止電流鉗拖拽二次線導致二次斷線引起的CT開路，接好線后，應避免電流鉗重力全部加在二次線上，向下拖拽二次線，以避免24小時測試過程中CT二次斷線。
測試完畢拆線時，注意防止電流鉗拖拽二次線導致二次斷線引起的CT開路。
1.1.5測試依據(jù)
（1）諧波電壓限值：
根據(jù)國標GB/T14549-1993中的規(guī)定，公用電網(wǎng)諧波電壓(相電壓)限值。
表1公用電網(wǎng)諧波電壓限值
|
電網(wǎng)標稱電壓kV |
電壓總諧波畸變率% |
各次諧波電壓含有率% |
|
|
奇次 |
偶次 |
||
|
0.38 |
5.0 |
4.0 |
2.0 |
|
6 |
4.0 |
3.2 |
1.6 |
|
10 |
|||
|
35 |
3.0 |
2.4 |
1.2 |
|
66 |
|||
|
110 |
2.0 |
1.6 |
0.8 |
根據(jù)國家標準要求，取各相實測值的95%概率值中的最大的一相，作為判斷諧波是否超過允許值的依據(jù)。
（2）諧波電流限值
按照國標GB/T14549-93《電能質量一公用電網(wǎng)諧波》要求計算相應各次諧
波電流限值，計算方法如下所示：
a)公共連接點的全部用戶向PCC點注入的諧波電流分量(方均根值)不應超過表1中規(guī)定的允許值。當公共連接點處的最小短路容量不同于基準短路容量時，表1中的諧波電流允許值應按式(1)進行換算。
式中：
S—公共連接點的最小短路容量，MVA;
S—基準短路容量，MVA;
h—表1中的第h次諧波電流允許值，A;
—短路容量為Set時的第h次諧波電流允許值，A。
表2注入公共連接點的諧波電流允許值
|
標 準 電 壓 k V |
基準 短路 容 量 MVA |
諧 波 次 數(shù) 及 諧 波 電 流 允 許 值 A |
|||||||||||||||||||||||
|
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
1 0 |
1 1 |
1 2 |
1 3 |
1 4 |
1 5 |
1 6 |
1 7 |
1 8 |
1 9 |
2 0 |
2 1 |
2 2 |
2 3 |
2 4 |
2 5 |
||
|
0. 3 8 |
1 0 |
7 8 |
6 2 |
3 9 |
6 2 |
2 6 |
4 4 |
1 9 |
2 1 |
1 6 |
2 8 |
1 3 |
2 4 |
1 1 |
1 2 |
9 . 7 |
1 8 |
8 . 6 |
1 6 |
7 . 8 |
8 . 9 |
7 . 1 |
1 4 |
6 . 5 |
1 2 |
|
6 |
1 0 0 |
4 3 |
3 4 |
2 1 |
3 4 |
1 4 |
2 4 |
1 1 |
1 1 |
8 . 5 |
1 6 |
7 . 1 |
1 3 |
6 . 1 |
6 . 8 |
5 . 3 |
1 0 |
4 . 7 |
9 . 0 |
4 . 3 |
4 . 9 |
3 . 9 |
7 . 4 |
3 . 6 |
6 . 8 |
|
1 0 |
1 0 0 |
2 6 |
2 0 |
1 3 |
2 0 |
8 . 5 |
1 5 |
6 . 4 |
6 . 8 |
5 . 1 |
9 . 3 |
4 . 3 |
7 . 9 |
3 . 7 |
4 . 1 |
3 . 2 |
6 . 0 |
2 . 8 |
5 . 4 |
2 . 6 |
2 . 9 |
2 . 3 |
4 . 5 |
2 . 1 |
4 . 1 |
|
3 5 |
2 5 0 |
1 5 |
1 2 |
7 . 7 |
1 2 |
5. 1 |
8 . 8 |
3 . 8 |
4 . 1 |
3 . 1 |
5 . 6 |
2 . 6 |
4 . 7 |
2 . 2 |
2 . 5 |
1 . 9 |
3 . 6 |
1 . 7 |
3 . 2 |
1 . 5 |
1 . 8 |
1 . 4 |
2 . 7 |
1 . 3 |
2 . 5 |
|
6 6 |
5 0 0 |
1 6 |
1 3 |
8 . 1 |
1 3 |
5 . 4 |
9 . 3 |
4 . 1 |
4 . 3 |
3 . 3 |
5 . 9 |
2 . 7 |
5 . 0 |
2 . 3 |
2 . 6 |
2 . 0 |
3 . 8
|
1 . 8 |
3 . 4 |
1 . 6 |
1 . 9 |
1 . 5 |
2 . 8 |
1 . 4 |
2 . 6 |
|
1 1 0 |
7 5 0 |
1 2 |
9 . 6 |
6 . 0 |
9 . 6 |
4 . 0 |
6 . 8 |
3 . 0 |
3 . 2 |
2 . 4 |
4 . 3 |
2 . 0 |
3 . 7 |
1 . 7 |
1 . 9 |
1 . 5 |
2 . 8 |
1 . 3 |
2 . 5 |
1 . 2 |
1 . 4 |
1 . 1 |
2 . 1 |
1 . 0 |
1 . 9 |
注：標稱電壓為220kV的公用電網(wǎng)可參考110kV執(zhí)行，基準短路容量取2000MVA
b)同一PCC點的每個用戶向電網(wǎng)注入的諧波電流允許值按此用戶在該點的協(xié)議容量與其公共連接點的供電設備容量之比進行分配。分配的計算方法如式(2)所示。
式中：
I?——第一次換算的第h次諧波電流允許值，A;
S,—第i個用戶的用電協(xié)議容量，MVA;
S公共連接點的供電設備容量，MVA;
a—相位疊加系數(shù)可按表2進行取值。
表3相位疊加系數(shù)的取值
|
h |
3 |
5 |
7 |
11 |
13 |
9.>13,偶次 |
|
1.1 |
1.2 |
1.4 |
1.8 |
1.9 |
2.0 |
（3）三相電壓不平衡
根據(jù)國標GB/T15543-2008規(guī)定，電力系統(tǒng)公共連接點電壓不平衡度限值為：電網(wǎng)正常運行時負序電壓不平衡度不超過2%,短時不得超過4%。
對于電力系統(tǒng)的公共連接點供電電壓負序不平衡度的測量值的10min方均根值的95%概率大值應不大于2%,所有測量值中的最大值不大于4%。
1.2主要工作內容及成果資料提交
1.2.1.分別完成青海省海南州鐵蓋、貢瑪、伏山儲能電站、大基地二期100萬千瓦項目配套儲能、光儲一體化光伏項目電能質量評估報告編制。
1.2.2組織召開專家評審會，并取得最終評審意見。
1.2.3成果資料提交：中標人向招標人提交審查通過的“青海省海南州鐵蓋、貢瑪、伏山儲能電站、大基地二期100萬千瓦項目配套儲能、光儲一體化光伏項目電能質量評估報告紙質版6份（審定版），電子版（PDF版）1份。
1.3項目實施地點及工期
1.3.1項目實施地點：項目場址位于青海省海南州千萬千瓦級新能源基地（一區(qū)兩園）光電園區(qū)內，場址距共和縣以南48km，G214國道和共玉高速緊鄰場址區(qū)北側，交通便利。
1.3.2工期要求：
合同簽訂生效，甲方提供資料后30日內完成報告編制并取得審查意見。
1.4資金來源
本項目由買方自有資金實施，資金已落實。
1.5投標人資格要求
1.5.1法人資格
投標人必須是在中華人民共和國市場監(jiān)管部門注冊的，具有獨立法人及一般納稅人資格的企業(yè)。
本項目不接受聯(lián)合體投標，不允許轉讓和分包。
1.5.2商業(yè)信譽
投標人應具有良好的商業(yè)信譽。不存在被列為失信被執(zhí)行人的情形，具體認定以信用中國(www.creditchina.gov.cn）網(wǎng)站檢索結果為準。
1.5.3人員要求
電能質量評估報告應由編制單位中取得高級職稱的全職工作人員，作為項目負責人和主要參與人員。
1.6業(yè)績要求
投標人在投標基準日期的近五年內，具有至少2個已完成的電能質量評估報告或接入系統(tǒng)方案合同業(yè)績（附合同復印件，首頁、服務及工作范圍頁、簽字蓋章頁）。
1.7資格后審
招標人將根據(jù)投標人提供的投標文件在評標階段對其進行資格后審，對資格審查不合格投標人，將不進入下一階段評審，其后果由投標人自行承擔。
1.8招標文件的獲取
1.8.1招標文件發(fā)售方式
本項目實行在線售賣招標文件。凡有意參加投標者，請于購買招標文件時間內進入報名參與購買招標文件，不接受現(xiàn)場購買。
1.8.2招標文件發(fā)售時間
2024年5月17日18:00時至2024年5月24日0:00時。
熱線服務：上午8:00-下午22:00（工作日）
上午8:30～11:30下午13:30～17:30（周末）
法定節(jié)假日服務時間請參考門戶網(wǎng)站通知公告
