霞浦风电2026年马耳山涉网改造及全场涉网试验项目招标

霞浦风电2026年马耳山涉网改造及全场涉网试验项目招标



1.招标条件

本招标项目名称为：福建公司宁德公司霞浦风电2026年马耳山涉网改造及全场涉网试验项目招标，项目招标编号为：CEZB260607440，招标人为国电霞浦延亭风力发电有限公司，项目单位为：国电霞浦延亭风力发电有限公司，资金来源为自筹。本项目已具备招标条件，现对该项目进行国内资格后审招标。

2.项目概况与招标范围

2.1项目概况、招标范围及标段（包）划分：2.1.1项目概况：霞浦延亭风电场位于东冲半岛中部，下浒镇延亭村云峰、黄石岗、米磨一带，西北距下浒镇约12km，东南面距长春镇距离约10.5km，距霞浦县城直线距离约27km。国电霞浦延亭风力发电有限公司成立于2013年4月11日位于福建省霞浦县长春镇和下浒镇，场址范围面积约11.0km2，北距长春镇公路里程约8㎞。风电场海拔在377-450米之间，盛行风向以西南风和东北风为主，延亭风电场一期项目建设规模30MW，安装国电联合动力科技有限公司生产的UP2000-87型风电机组15台，2015年5月29日全部风机完成并网发电，延亭风电场年平均风速6.23m/s,年设计发电6600万千瓦时。延亭风电场二期项目——霞浦马耳山风电场位于东冲半岛东北部，长春镇法华村潘头岭到大京楼一带。南西面距下浒镇距离约8.0km，东南面距长春镇距离约12km，距霞浦县城直线距离约28km。马耳山风电场建设规模40MW，安装明阳智慧能源集团生产的MY2.0-104型风电机组20台，2018年11月26日全部风机完成并网发电。马耳山风电场年平均风速6.13m/s，年设计发电8000万千瓦时。

延亭、马耳山风电场风机出口电压为690V，风机出口设置断路器。由于风机未自带升压变压器，因此在每台风机塔筒旁就地布置一个箱式变电站，风机与升压变压器采用发变组接线方式。风机出口设置断路器，与箱式变电站之间采用电缆连接。考虑到风机布置的分散性，根据风机的布置位置，风机分为3组（5台风机为1组），通过电缆接入升压变电站35kV配电装置。35kV系统中性点接地方式考虑采用中阻接地方式，设置2台接地变，接地电阻通过接地变中性点接地。升压变电站设置两台主变，主变容量分别为40MVA、31.5MVA，选用有载调压三相双绕组油浸式电力变压器。主变压器110kV中性点采用经隔离开关直接接地或经避雷器、放电间隙接地。无功补偿装置的容量为4+3Mvar框架式电容器组，装设±3Mkvar、±7Mkvar容量2组动态无功补偿装置（SVG型），以满足风电场电压调节的要求。低压场用变采用一用一备设置，#1场用变的高压侧电源从35kV母线上引接，为保证供电的可靠性，考虑#2场用变的高压侧电源由场外可靠电源或施工电源引接。低压场用电系统采用明备用的动力中心(PC)的供电方式，设置两段母线、母线之间设置联络开关，中性点直接接地。正常运行时由#1场用变带两段场用PC母线，事故情况下切换到#2场用变供电。

风电场采用两套计算机监控系统，一套随风力发电机组配套的计算机监控系统；一套升压变电站用的计算机监控系统，完成对风力发电机组和升压变电站电气设备的控制、监视、测量。延亭山风电场属宁德地调，为确保风电场系统通信的安全、可靠性，系统通信向地调组织两条互为备用的系统通信通道。根据调度自动化专业远动信息传送方式要求，本风电场远动信息直接送往宁德地调。

根据《国网福建电力调度控制中心关于加强110kV及以上新能源场站及储能电站涉网试验管理的通知》（调运[2022]31号）文件要求，全省110千伏及以上并网新能源场站需具备高／低电压穿越能力、电网适应性能力、场站一次调频、场站无功控制能力、SVG并网性能等涉网要求的相关能力，并需进行发电单元及场站建模与验证，以提升新能源场站并网稳定水平和调频调压性能。当前延亭风电场风机不具备高电压穿越及电压频率适应性等功能，场站不具备一次调频功能，需对设备进行相应改造，并需开展相关涉网验证试验。

2.1.2招标范围：本项目仅划分为一个标段

(一)马耳山风电场（二期）20台机组高电压穿越及频率适应性改造

1、变流器改造

（1）硬件更换：更换/升级现有瑞能变流器的Chopper与Crowbar保护单元（包括功率器件和驱动电路），更换容量更大的Chopper电阻（电阻值及能量规格须经高穿工况校核）；更换变频器交流UPS为宽频率范围输入UPS（频率范围至少覆盖46.5Hz~51.5Hz）。

（2）软件升级：升级变流器控制软件，采用双模高速电压幅值检测技术（检测误差<0.5%），加入高穿控制策略，实现快速无功注入（响应时间≤40ms）和母线电压稳定。

2、主控系统改造

软件升级：升级倍福主控系统软件，增加高穿控制策略，修改过压保护定值（过压保护1阈值1.15pu延时11s、过压保护2阈值1.25pu延时2.1s、过压保护3阈值1.3pu延时1s、过压保护4阈值1.35pu延时0.25s），确保机组在1.3pu电压下持续运行500ms不脱网。

3、变桨系统改造

（1）软件升级：将OAT变桨系统电源管理模块（PMM）软件版本升级至V3.12，优化控制策略，更快速消除高电压对母线造成的冲击。

（2）硬件改造：在主控柜和变桨系统供电回路中安装接触器（额定电压及电流须与回路参数匹配），实现高电压持续时间内的主电源切断保护，控制部分经UPS持续供电以维持通讯功能；对性能不合格的锂电池组（续航能力不足、内阻超标的电池组）进行更换（电池由甲方提供，报价人负责测试并配合更换）。

4、功能调试

变流器、变桨系统、主控系统完成升级改造后报价人需协调各方配合完成系统性调试及功能验证，包括配合涉网试验并通过甲方及国家电网有限公司的验收。

（二）延亭风电场升压站SVG改造

1、拆除：拆除原有一期±3.15Mvar风冷屏柜式SVG的功率阀体、控制柜、启动柜及相关连接线缆。降压变压器、进线电缆、隔离开关、户外围栏经双方确认状态良好后利旧使用。

2、供货与安装：提供并安装一套全新的±3.15Mvar、10kV降压水冷式SVG。新SVG应包含功率柜（含IGBT功率模块、直流支撑电容）、控制柜（含DSP控制器、保护装置）、启动柜（含旁路开关和启动电阻）、密闭式自循环水冷系统（含户外水风换热器、循环泵、去离子罐、膨胀罐、PLC控制器）、适配现场35kV开关柜小车断路器一套。

3、功能要求：新SVG必须满足GB/T19963.1-2021要求，具备满功率长时运行能力、高/低电压穿越能力、电网频率适应性，动态响应时间≤30ms，调节时间≤100ms。改造完成后，需满足SVG并网性能测试相关要求。

4、保护配置：在控制柜内新增变压器保护装置，实现降压变压器的差动保护、过流保护、瓦斯保护、温度保护等。5、通信接口：新SVG具备RS485、光纤以太网双模通信接口，支持电厂现有设备运行的通信规约，可无缝接入电厂现有监控、远动、AVC等系统；同时报价人需负责完成与电厂现有监控、远动、AVC等系统接入调试。

（三）一次调频系统建设

1、硬件供货与安装：提供并安装一套独立的一次调频控制系统，包括但不限于：一次调频控制器（采用国内一流高性能平台，采用插件化可扩展结构，自带就地操作面板）、运行工作站（高性能工控机，配置：1路4核/3.3GHz/16G/1TB/双网卡/DVD/双显）、23~24英寸显示器、工业级以太网交换机、屏柜及所有辅材（含连接线缆、光纤、接头）。

2、软件配置与开发：配置一次调频监控软件，实现有功-频率下垂特性控制。软件需包含定值管理、数据统计、历史记录（存储时间≥12个月，间隔≤1s）、人机界面、事件报警等功能。

3、系统集成与调试：将一次调频系统与风电场现有AGC系统、风机能管平台进行协调控制联调，实现频率越限时闭锁AGC反向调节指令的功能。完成与PMU、综自系统、调度端的接口调试及网络安全接入（满足国家能源局36号文及电力监控安全防护方案要求）。

4、通信接口：一次调频系统具备RS485、电以太网、光纤以太网等通信接口，支持电厂现有设备运行的通信规约，可无缝接入电厂现有风机能量管理平台、AGC、监控远动、PMU等系统；同时报价人需负责完成与电厂现有风机能量管理平台、AGC、监控、远动、PMU等系统接入调试。

（四）风电场能量管理平台（EMS）建设
**信息由招标与采购网发布**此行内容正式会员可见，请登录中国招标与采购网后查看**
1、硬件供货与安装：提供并安装2套完整的风电场能量管理平台系统，包括：4台主备冗余EMS服务器、2台工程师/操作员工作站、2台三层千兆以太网交换机（24个千兆电口+4个千兆光口，双电源）、2套KVM及42U标准机柜、网线/光纤/UPS独立电源等辅材。

2、软件配置与开发：风电场能量管理平台软件（支持信创国产化、双平面通讯、主备冗余切换），国产数据库2套，国产Linux服务器版操作系统2套，国产Linux桌面版操作系统1套，网络安全探针2套。

3、系统架构与采集：从风电场SCADA核心交换机引出一路独立网络至EMS交换机，EMS主备服务器通过此交换机采用“直采”方式与35台风机PLC通信，采集有功、无功、电压、电流、风速、转速、桨距角、温度等全量数据，刷新周期<5秒。

4、核心功能开发：有功功率控制（含大步长粗调+小步长精调策略、风速优先/效率最优分配策略、自动启停机策略），无功功率/电压控制，交互界面（系统总览首页、机组监视界面、控制与参数设置界面、曲线与统计查询界面、事件与报警界面、系统维护界面），满足调度“两个细则”考核要求。5、通信接口：风机能量管理平台具备RS485、电以太网、光纤以太网等通信接口，支持电厂现有设备运行的通信规约，可无缝接入电厂现有一次调频系统、AGC、AVC、监控、远动、新能源网关机等系统；同时报价人需负责完成与电厂现有一次调频系统、AGC、AVC、监控、远动、新能源网关机等系统接入调试。

（五）涉网试验

在设备改造完成后，投标人需委托具备涉网试验资质第三方检测机构完成以下全部涉网试验项目，并通过招标人及国家电网有限公司验收合格。试验内容需根据《国网福建电力调度控制中心关于加强110kV及以上新能源场站及储能电站涉网试验管理的通知》（调运[2022]31号）调运〔2025〕136号《国网福建电力调控中心关于修订并印发《福建省新能源及储能电站涉网试验规范》的通知》等文件要求开展试验项目，内容包括但不限于：

序号

试验内容

试验项目

单位

数量

1

建模与模型验证
（半实物仿真）

整站建模（机电暂态）

站

1

整站建模（电磁暂态）

站

1

发电单元建模（机电暂态）

项

2

发电单元建模（电磁暂态）

项

2

动态无功补偿装置建模（机电暂态）

项

2

动态无功补偿装置建模（电磁暂态）

项

2

2

电压和频率适应性能力验证（半实物仿真）

发电单元电压和频率适应性能力验证

项

2

整站电压和频率适应性能力验证

项

1

3

故障穿越能力验证

（半实物仿真）

发电单元高电压穿越能力验证

项

2

整站高低电压穿越能力验证

项

1

4

一次调频测试

一次调频测试

站

1

5

有功功率控制能力测试

有功功率控制能力测试

站

1

6

无功/电压控制能力测试

无功/电压控制能力测试

站

1

7

动态无功补偿装置

并网性能测试

动态无功补偿装置并网性能测试

台

2

8

AGC动态联调试验

AGC动态联调试验

站

1

9

AVC动态联调试验

AVC动态联调试验

站

1

报价人需负责协调各涉网试验相关设备厂家调试人员配合完成涉网试验，所有调试及配合费用由报价人负责。

（六）其他配套工作

1、电缆及防火：负责改造范围内所有电力电缆、控制电缆、光缆的敷设、接线及标识。对电缆沟孔洞、盘柜底部采取防火封堵措施，阻火墙、防火隔堵须符合GB50229-2019要求，对施工破坏的原有防火设施（含防火涂料、防火包、防火泥）予以修复。

2、接地：新建设备的接地系统需与站内主地网可靠连接，接地电阻须满足《GB/T50065-2011《交流电气装置的接地设计规范》》设计要求（≤0.5Ω，以实测为准），接地连接线截面不小于设备电源线截面的1/2。

3、旧设备处置：所有拆除的旧设备、电缆、钢材等物资归采购人所有，报价人须按招标人要求拆解、搬运至场内指定地点分类堆放整齐，不得私自运出场外。

4、施工地点：福建省宁德市霞浦县长春镇延亭风电场。计划工期：自合同签订之日起至2026年12月。详见第七章技术标准和要求第二点进度计划表。

2.2其他：/

3.投标人资格要求

3.1资质条件和业绩要求：

【1】资质条件：（1）投标人须为依法注册的独立法人或其他组织，须提供有效的证明文件。

（2）投标人须具有并提供有效的电力工程施工总承包资质二级及以上资质证书。

（3）投标人须具有并提供有效的安全生产许可证。

（4）投标人须具有并提供有效的承装（修、试）电力设施许可证书，其中:承装三级、承试三级及以上。

【2】财务要求：/

【3】业绩要求：2021年8月至投标截止日（以合同签订时间为准），投标人须至少具有陆上风电场一次调频功能改造项目或陆上风电场风机高电压穿越改造项目的合同业绩2份。投标人须提供能证明本次招标业绩要求的合同扫描件，合同扫描件须至少包含：合同买卖双方盖章页、合同签订时间和业绩要求中的关键信息页。

【4】信誉要求：/

【5】项目经理资格要求：（1）投标人须提供拟任项目经理有效的二级及以上建造师执业资格注册证书（机电工程专业）和有效的安全生产考核合格证（B类）。

（2）项目经理须至少具有1个担任陆上风电场一次调频功能改造项目或陆上风电场风机高电压穿越改造项目项目经理的经历。投标人须提供能证明项目经理业绩的合同，若合同中无拟任项目经理姓名，须提供对应的验收证明或用户证明等有盖章的证明材料（须含工程名称、项目经理及单位名称）。

【6】其他主要人员要求：

技术负责人：/

安全负责人：投标人须提供拟任安全负责人有效的安全生产考核合格证（C类）。

质量负责人：/

【7】其他要求：/

3.2本项目不接受联合体投标。

4.招标文件开始购买时间2026-08-2909:00:00，招标文件购买截止时间2026-09-0316:00:00。



本招标项目仅供正式会员查看，您的权限不能浏览详细信息，请联系办理会员入网事宜，成为正式会员后可下载详细招标、报名表格、项目附件和部分项目招标文件等。
联系人：郝亮
手机：13146799092(微信同号)
邮箱：1094372637@qq.com