招标代理公司（立即查看） 受业主单位（立即查看） 委托，于2024-05-17在采购与招标网发布 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招标公告。现邀请全国供应商参与投标，有意向的单位请及时联系项目联系人参与投标。 青海省海南州铁盖、贡玛、伏山储能电站、大基地二期（略）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招标公告项目名称：青海省海南州铁盖、贡玛、伏山（略）荷储伏山（略）千瓦光伏项目、伏山（略）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合同编号：合同商谈时确定招标项目编号（略）-（略）-（略）-（略）-（略）-（略）招标（略）买方：海（略）海南州黄（略）青海（略）责任公司招标代理机构：（略）受青海（略）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（略）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（略）.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（略）荷储伏山（略）千瓦光伏项目、伏山（略）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（略）所属招标项目为青海省海南州铁盖（略）。青海省海南州铁盖（略）位于青海省海南州千（略）千瓦级新能源基地（一区两园）光电园区内，距共和县城约（略）km，占地面积约3.7h㎡。场址区内地（略）坐标为北纬（略）°（略）′（略）.（略）″，东经（略）°（略）′（略）.（略）″，平均海拔高程约为（略）m，G（略）国道位于场址北侧。本项目储能（略）规划容量为（略）MW（略）MWh，（略）个3.（略）MW（略）.4MWh储能单（略）组成，每个储能单（略）包含4个3.（略）MWh电池预制舱和1个3.（略）MW变流升压一体舱。（略）个储能单（略）为6个储能子（略），每个子（略）内的7或8个储能单（略）并联后形成1回（略）kV集电线路，接入（略）kV开关站。（2）青海（略）责任公司所属招标项目为青海省海南州贡玛（略）。青海省海南州贡玛（略）位于青海省海南州千（略）千瓦级新能源基地（一区两园）光电园区内，距共和县城约（略）km，占地面积约3.8h㎡。场址区内地（略）坐标为北纬（略）°（略）′（略）.（略）″，东经（略）°（略）′（略）.（略）″，平均海拔高程约为（略）m，G（略）国道位于场址南侧。本项目储能（略）规划容量为（略）MW（略）MWh，采用磷酸铁锂电池储能（略），储能部（略）采用预制舱体户外布置形式，储能部（略）主要由电池舱、升压变流一体舱组成。单个储能单（略）由1个PCS升压舱与2个电池舱组成（3.（略）MW（略）.4MWh），本期及远期建设规模均为（略）MW（略）MWh，共需（略）个储能单（略），共由（略）个电池预制舱和（略）个PCS升压预制舱组成，（略）布式安装在规划场地。（3）海（略）所属招标项目为大基地二期（略）千瓦项目配套储能大基地二期（略）千瓦项目配套储能位于青海省海南州千（略）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（略）km（略）坐标为北纬（略）°（略）′（略）.4″，东经（略）°（略）′1.（略）″，海拔高程约为（略）⁓（略）m，G（略）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（略）MW，风电容量（略）MW，本项目储能容量为（略）MW（略）MWh，拟采用共享储能方式。（4）海（略）所属招标项目为伏山（略）荷储项目黄河（略）千瓦光伏建设项目伏山（略）荷储项目黄河（略）千瓦光伏建设项目位于青海省海南州千（略）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（略）km（略）坐标为北纬（略）°（略）′（略）.4″，东经（略）°（略）′1.（略）″，海拔高程约为（略）~（略）m，G（略）国道和共玉高速紧邻场址区北侧。本项目占地面积约为（略）km²。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（略）MW，全部采用平单轴及固定式光伏支架，设置3.（略）MW子方阵（略）个，2.5MW子方阵（略）个，2.0MW子方阵7个。拟采用（略）Wp单晶双面双玻组件，（略）kW组串式逆变器；组件、逆变器均采用（略）V（略）；（略）kV箱式升压变电站采用（略）（（略））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（略）kV汇集线路接入拟定的（略）kV汇集站，通过（略）回（略）kV集电线路接入拟建的（略）kV升压站。最终的接入方案以接入（略）报告的审查意见为准。海南州黄（略）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（略）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（略）km。场址区内地势平缓开阔（略）坐标为北纬（略）°（略）″，东经（略）°（略）″，海拔高程约为（略）~（略）m，占地面积约8.（略）km²，G（略）国道和共玉高速位于场址区北侧。本项目交流容量为（略）MW，直流容量为（略）.（略）MWp：储能容量为（略）.（略）MW（略）MWh。光伏组件采用（略）Wp单晶双面，逆变器采用集成式逆变设备（（略）kW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（略）锂（NCM）、三（略）锂（N（略））、钛酸锂、全钒（VRB）液流、锌溴（ZnBr2）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（略）量按最终确定的（略）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（略）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（略）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（略）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GBT（略）-（略）中（略）谐波电压相电压限值。表1（略）标称电压kV电压总谐波畸变率%各次谐波电压含有率%奇次偶次0.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.8根据国家标准要求，取各相实测值的（略）%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GBT（略）-（略）《电（略）谐波》要求计算相应各次谐波电流限值，计算方法如下所示（略）公共连接点的全部用户向PCC点注入的谐波电流（略）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（略）—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标准电压kV基准短路容量MVA谐波次数及谐波电流允许值A（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.9注：标称电压为（略）可参考（略）kV执行，基准短路容量取（略）MVAb同一PCC点（略）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（略）配。（略）配的计算方法如式2所示。式中（略）₁——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h（略）.（略）,偶次1.（略）.（略）.（略）.（略）.（略）.0（3）三相电压不平衡根据国标GBT（略）-（略）规定，电力（略）公共连接点电压不（略）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（略）的公共连接点供电电压负序不平衡度的测量值的（略）min方均根值的（略）%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.（略）别完成青海省海南州铁盖、贡玛、伏山储能电站、大基地二期（略）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（略）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项目实施地址：（略）园区内，场址距共和县以南（略）km，G（略）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（略）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（略）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（略）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（略）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（略）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（略）售卖招标文件。凡有意参加投标者，请于（略）时（略）站（***，注