中城廉江上阁垌180MW农光互补项目-储能系统-更正公告
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中城廉江上阁垌180MW农光互补项目-储能系统-更正公告（招标编号：ZCHN-WZ-2024-04-001-GKZ）
一、内容：
本项目的技术规范以附件为准。
延期开标：2024-05-17 09:30:00
二、监督部门
本招标项目的监督部门为上海电气（江苏）综合能源服务有限公司。
三、联系方式
招 标 人：上海电气（江苏）综合能源服务有限公司 地 址：南京市鼓楼区古平岗4号C座818-827室 联 系 人：登录即可免费查看
电 话：登录即可免费查看
电子邮件：登录即可免费查看@139.com
招标代理机构：北京中城汇能咨询服务有限公司
地 址： 北京市东城区雍和航星科技园二号楼4层B5办公室 联 系 人： 登录即可免费查看
电 话： 登录即可免费查看
电子邮件： liuxinyu@ccsgcc.com.cn
招标人或其招标代理机构主要负责人（项目负责人）： （签名）
招标人或其招标代理机构： （盖章）
中城廉江上阁垌180MW农光互补项目 储能系统
技术规范书
2023年11月
第一章概述
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第二章技术要求…
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10
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第三章招标范围…
76
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第四章监造、检验和性能验收试验 .81
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第五章质量保证和违约责任 00e 86
目 录
第一章 概述...............................................................................................................................3 1概述..........................................................................................................................................................3 2基本设计条件.........................................................................................................................................3 3标准和规范..............................................................................................................................................4 4性能保证..................................................................................................................................................7 5卖方承诺..................................................................................................................................................9 第二章技术要求......................................................................................................................10 1总的技术要求........................................................................................................................................10 2储能变流器技术要求...........................................................................................................................12 3储能变流升压一体机技术要求............................................................................................................25 4储能电池技术要求................................................................................................................................32 5能量管理系统(EMS)技术要求.............................................................................................................58 6消防系统................................................................................................................................................67 7视频监控系统........................................................................................................................................68 8并网调试及安全风险评估要求............................................................................................................69 9电缆材料................................................................................................................................................73 10接口技术及要求..................................................................................................................................75 第三章 招标范围.....................................................................................................................76 1招标范围................................................................................................................................................76 2物资供货范围及要求(包括但不限于以下内容) .................................................................................77 3备品备件及专用工具............................................................................................................................77 4工程量清单............................................................................................................................................78 5服务范围................................................................................................................................................79 第四章 监造、检验和性能验收试验 ....................................................................................81 1概述........................................................................................................................................................81 2工厂检验及试验....................................................................................................................................81 3买方的设备监造....................................................................................................................................83 第五章 质量保证和违约责任 ................................................................................................86 1质量保证...............................................................................................................................................86 2违约责任...............................................................................................................................................86
1
Commented <1>: 目录与实际内容不匹配需完善 Commented <2>: 按要求更新
第六章 技术服务和设计联络 ................................................................................................88
1卖方现场技术服务...............................................................................................................................88 2培训.......................................................................................................................................................89 3设计联络...............................................................................................................................................90 4售后.......................................................................................................................................................90 第七章 合格供应商名单.........................................................................................................92
2
第一章 概述
1概述
中城廉江上阁垌180MW农光互补项目位于广东省湛江市廉江市良垌镇上阁垌村，场区中心地理坐
标位于北纬21.502°，东经110.402°。项目总装机容量180MW。项目总占地面积约3500亩。各光伏子方
阵单元采用组串式逆变方案，每3~6台位置相近的箱变并在一起汇成1回集电线路，以9回集电线路接
入220kV升压站35kV母线侧，升压至220kV后，由升压站通过1回220kV线路接入220kV石城站220kV侧。
送出线路导线截面选择2×630mm2，线路长度约20km。最终接入系统方案以接入系统批复为准。
项目装机容量180MW，根据接入系统报告，在升压站交流35kV系统侧按装机容量10%、1h配置1套
储能系统，即配置18MW/18MWh储能系统。储能系统布置在升压站内，直流电压等级由卖方自行设计，
输出电压等级35kV，接入升压站系统，实现能量存储和回馈。
本项目储能系统通过1条35kV馈线接至主变低压35kV侧母线，容量不低于18MWh，要求在合同签
订生效之日起90个自然日内并网投运，并通过供电局及质监相关验收。卖方供货的主要设备材料（如
PCS、EMS、BMS、电芯、开关柜、保护测控装置、箱变等）品牌应符合合格供应商名录且应保持一致，未
经买方同意禁止变更。
2 基本设计条件
2.1 地质特性
场区所在区域性深大断裂主要为③信宜—
廉江大断裂、⑧遂溪大断裂两条断裂带。两断裂特征简述如下：
1）信宜—
廉江大断裂带③：该断裂位于信宜、廉江一线，陆地部分长约150km，东北段走向30°～40°，西南段向 东偏转60°，西南段潜没于北部湾。它由10余条断裂组成，单条断裂10～100km不等，断面向北西倾，倾角约50°,具左旋逆冲性质。沿断裂带发育有10～100m的糜棱岩、硅化岩、角砾岩，由此而构成了动 热变质带。历史上3次破坏性地震，集中于断裂南段。如1509年化州4级地震，1653年和1933年廉江先 后两次发生4级地震。近代地震活动集中在断裂的北段信宜附近。
2）遂溪大断裂⑧：该断裂位于北纬21°30′—
21°50′之间，分布于遂溪、廉江、化州，长约150km，廉江至杨梅一线，发育角砾岩、硅化破碎带、糜棱 岩、糜棱化花岗岩，构造破碎带宽20—100m，局部达300—400m，断面向南倾，倾角50°—
80°，断裂活动具有多期性，强烈活动期是在印支—
燕山运动阶段，部分断裂发育于新生代红层之中，且控制了雷琼断陷的北界。
3
根据《广东省活动断裂分布图》中的断层活动年代数据，断裂带在晚更新世晚期以来不活动，属
非全新活动断裂。根据区域地质资料和相关区域性深大断裂的活动特征，区域断裂活动性不强，地震
活动水平较低，本区域地壳相对较稳定。
2.2 项目地点示意图
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3标准和规范
储能系统的设计、制造、安装、调试、试验及检查、试运行、考核、最终交付等须符合相关的中国
法律及规范、以及最新版的ISO和IEC标准。对于标准的采用符合下述原则：
（1）与安全、环保、健康、消防等相关的事项执行中国国家及地方有关法规、标准；
（2）上述标准中不包含的部分采用技术来源国标准或国际通用标准，由卖方提供，买方确认；
（3）设备和材料执行国家标准或国际通用标准；
（4）建筑、结构、消防、防雷执行中国电力行业标准或中国相应的行业标准。
卖方应针对本工程的设计、制造、调试、试验及检查、试运行、性能考核等要求，提交所有相关
标准、规定及相关标准的清单。在合同执行过程中采用的标准需经买方确认。
| 标准号 | 标准名称 |
| DL/T 527-2013 | 继电保护及控制装置电源模块（模件）技术条件 |
8
| GB/T 13384-2008 | 机电产品包装通用技术条件 |
| GB/T 191-2008 | 包装储运图示标志 |
| GB/T14537-1993 | 量度继电器和保护装置的冲击及碰撞试验 |
| GB/T14598.27-2017 | 量度继电器和保护装置 第27部分：产品安全要求 |
| DL/T 478-2013 | 继电保护和安全自动装置通用技术条件 |
| GB/T 2423.1-2008 | 电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验A：低温 |
| GB/T 2423.2-2008 | 电工电子产品环境试验第2部分：试验方法试验B：高温 |
| GB/T 2423.3-2016 | 环境试验 第2部分：试验方法 试验Cab：恒定湿热试验 |
| GB/T 2423.10-2019 | 环境试验 第2部分：试验方法 试验Fc: 振动（正弦） |
| GB/T 3859.1-2013 | 半导体变流器通用要求和电网换相变流器第1-1部分：基本要求规范 |
| GB/T 3859.2-2013 | 半导体变流器通用要求和电网换相变流器第1-2部分:应用导则 |
| GB/T 3859.3-2013 | 半导体变流器通用要求和电网换相变流器第1-3部分：变压器和电抗器 |
| GB/T 17626.2-2018 | 电磁兼容 试验和测量技术 静电放电抗扰度试验 |
| GB/T 17626.10-2017 | 电磁兼容 试验和测量技术 阻尼振荡磁场抗扰度试验 |
| GB/T 14048.1-2023 | 低压开关设备和控制设备第1部分：总则 |
| GB/T 4026-2019 | 人机界面标志标识的基本和安全规则 设备端子、导体终端和导体的标识 |
| GB/T 12325-2008 | 电能质量供电电压偏差 |
| GB/T 12326-2008 | 电能质量 电压波动和闪变 |
| GB/T 14549-1993 | 电能质量公用电网谐波 |
| GB/T 15543-2008 | 电能质量三相电压不平衡 |
| GB /T 15945-2008 | 电能质量 电力系统频率偏差 |
| GB/T 24337-2009 | 电能质量公用电网间谐波 |
| GB 4208-2017 | 外壳防护等级（IP代码） |
| GB 50054-2011 | 低压配电设计规范 |
| DL/T 725-2023 | 电力用电流互感器使用技术规范 |
| DL/T 726-2023 | 电力用电磁式电压互感器使用技术规范 |
| GB 17799.3-2012 | 电磁兼容通用标准居住、商业和轻工业环境中的发射 |
| GB 17799.4-2022 | 电磁兼容通用标准第4部分：工业环境中的发射 |
| GB 11032-2020 | 交流无间隙金属氧化物避雷器 |
| GB/T 7251.1-2023 | 低压成套开关设备和控制设备 第1部分：总则 |
| GB/T 7251.2-2023 | 低压成套开关设备和控制设备 第2部分：成套电力开关和控制设备 |
| GB/T 14598.1871-2024 | 量度继电器和保护装置第187-1部分：差动保护的功能要求 电动机、发电机和变压器比率制动差动保护和差动速断保护 |
| GB/T 17626.8-2006 | 电磁兼容 试验和测量技术 工频磁场抗扰度试验 |
8
| GB/T 14598.3-2006 | 电气继电器第5部分量度继电器和保护装置的绝缘配合要求和试验 |
| DL/T 645-2007 | 多功能电能表通信协议 |
| GB51048-2014 | 电化学储能电站设计规范 |
| GB/T 36276-2023 | 电力储能用锂离子电池 |
| GB/T 36547-2018 | 电化学储能系统接入电网技术规定 |
| GB/T 36548-2018 | 电化学储能系统接入电网测试规范 |
| GB/T 36549-2018 | 电化学储能电站运行指标及评价 |
| GB/T 36558-2023 | 电化系统电化学储能系统通用技术条件 |
| GB/T 34120-2023 | 电化学储能系统储能交流器技术要求 |
| GB/T 34131-2023 | 电力储能用电池管理系统 |
| GB/T 34133-2023 | 储能变流器检测技术规程 |
| NB/T 42089-2016 | 电化学储能电站功率变换系统规范 |
| NB/T 42090-2016 | 电化学储能电站监控系统规范 |
| NB/T 42091-2016 | 电化学储能电站用锂离子电池规范 |
| DL/T 620-1997 | 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合 |
| GB/T 50064-2014 | 交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范 |
| GB/T 50065-2011 | 交流电气装置的接地设计规范 |
| DL/T 5429-2009 | 电力系统设计技术规程 |
| GJB 4477-2002 | 锂离子蓄电池组通用规范 |
| Q/GDW 10696-2016 | 电化学储能系统接入配电网运行控制规范 |
| Q/GDW 564-2014 | 储能系统接入配电网技术规定 |
| NB/T 31016-2019 | 电池储能功率控制系统 变流器 技术规范 |
| Q/GDW 1884-2013 | 储能电池组及管理系统技术规范 |
| Q/GDW 1885-2013 | 电池储能系统储能变流器技术条件 |
| Q/GDW 11294-2014 | 电池储能系统变流器试验规程 |
| T/CEC 373-2020 | 预制舱式磷酸铁锂电池储能电站消防技术规 |
| GB 51048-2014 | 电化学储能电站设计规范 |
| GB/T 42288-2022 | 电化学储能电站安全规程 |
| 广东省能源集团有限 公司 | 锂离子电池储能系统安全技术规范（试行版） |
| 广东省能源集团有限 公司 | 电化学储能电站安全运行维护管理规程（试行版） |
上述标准、规范及规程仅是本工程的最基本依据，并未包括实施中所涉及到的所有标准、规范和
规程，并且所用标准和技术规范均为合同签订之日为止时的最新版本。
8
4性能保证
费用由卖方负责。在完成修理、替换或者其它处理后,整个工艺过程应按合同重新进行试验,
附件1为建设单位对储能系统设备及消防系统的要求，详见附件1《磷酸铁锂电池储能系统消防
安全事项表》。设备技术规范书要求值与《磷酸铁锂电池储能系统消防安全事项表》不一致部分，
应以标准更高者选型为准；设备技术规范设备选型与《磷酸铁锂电池储能系统消防安全事项表》不
一致部分，应以《磷酸铁锂电池储能系统消防安全事项表》为准。Commented <3>:
广东省风力发电有限公司近期新增对于储能电站
4性能保证 的要求，对设备内部有影响部门，已制成附件；
此前澄清函内与此要求有冲突部分，应以《广东
省风力发电有限公司磷酸铁锂电池储能系统消防
卖方提供的储能系统应能满足买方提出的性能及质量要求，当由第三方所做的性能试验证明因
卖方的设备采购或安装质量造成不能达到以下技术指标，卖方应自费修补或同意接受买方的经济考
核，具体以商务条款约定为准。如果因卖方的设备采购或安装质量使整个工艺过程不能满足运行保
证中所许诺的要求，则卖方应负责修理、替换或者处理所有的物料、设备或其它，以便满足运行保证
要求，费用由卖方负责。在完成修理、替换或者其它处理后，整个工艺过程应按合同重新进行试验，
费用由卖方负责。在此之前的某些试验阶段，一些试验保证已经成功地被验证，如果由于修理、替换
或者其它处理措施对已验证了的运行保证产生可能的不利影响，则整个工艺系统还需要按所有要求
重新试验，费用由卖方负责。
卖方应确保下列技术指标，并由第三方所做的性能试验证明卖方应达到以下技术指标：
（1）正常工作条件
设备应在下述条件下连续工作满足其所有性能指标。
使用环境：户外
最高温度: 50℃
最低温度: 1.5℃
平均温度：23℃
最大日温差: 30K
日照强度：0.1W/cm2(风速0.5m/s)
海拔高度: ≤1000m
多年平均风速: 2.4m/s
8
安全事项表》为准。
环境相对湿度：
多年平均相对湿度：81%
历年最小相对湿度：8%
降雨量(户外):多年平均年降雨量：1723mm
日最大：523.5mm
雷暴日:83日/年
水平分量 0.25g
垂直分量 0.125g
地震烈度：8度
本设备应能承受用三周正弦波的0.25g水平加速度和0.125g垂直加速度同时施加于支持结构最
低部分时，在共振条件下所发生的动态地震应力，并且安全系数应大于1.67。
污秽等级：e级
防腐等级：C4
泄漏比距：e级：按不小于53.7mm/kV （最高相电压）考虑
基本风压设计值：按1.0kN/m2设计。
（2）质保承诺：
| 序号 | 参数名称 | 要求值 | 备注 | ||
| 1 | 储能系统整体质保期 | 不低于5年 | |||
| 2 | 储 能 电 池 | 正常工作寿命 | 10年以上或者100%DOD循环不低于6000次 | ||
| 电 池 衰 减 率 | 每年度 | 首年不高于6%，后续每年不高于3% | |||
| 第五年 | 3000次及以下不高于15%，超过3000次不超 过卖方承诺的电池衰减曲线值 | ||||
| 寿命期 | 不高于20% | ||||
| 3 | 储能系统充放电转换效率 | 从储能35kV交流侧并网点测量（不含辅助 用电），工作寿命期内不低于85% | |||
| 4 | 储能系统总能量 | 储能总能量不低于18MWh。 | |||
8
5卖方承诺
（1）供货不限于卖方提供的供货范围清单里的内容，卖方最终供货的设备材料数量、规格型号、
材质、参数须满足项目性能要求、技术协议要求、设计图纸要求、现场施工要求、系统正常运行为准。
设备材料的规格型号、材质非经买方同意不得变更。
（2）卖方有提出优化设计方案建议的义务，确保系统发挥最佳效益。
8
第二章 技术要求
1总的技术要求
1.1卖方严格按照买方提供的参数资料提供设备，若有疑问，应及时与买方联系，经买方同意后
方可修改。
1.2
储能直流系统可采用电池柜或集装箱设计，卖方可采用风冷或者液冷方案，但要求说明冷却方案优
势和散热需求计算。主要包括储能电池舱、液冷储能电池柜（如有）、储能变流升压一体机、能量管理
系统等设备。电池预制舱系统拥有独立的配电系统、温度控制系统、火灾报警系统、消防系统等自动
控制和安全保障系统，采用非步入式设计。
1.3 电池系统需配置汇流及保护设备，保证电池可以安全并联运行。
1.4储能系统的运行要求：储能系统自身运行控制系统应提供完善的内部设备状态监测与控制、
故障报警与保护、事件记录等功能，包括但不限于投切控制、运行模式控制、设备状态、运行温度、环
境监测等功能。储能系统内应配置相应的UPS设备，保证控制系统、消防系统等的不间断供电，UPS设
备需设置独立空间(隔断防火材料与储能舱体防火材料一致)，并配置相应的自动灭火探头。
1.5 电池模块和电池簇内，电气间隙和爬电距离、绝缘电阻、介质强度应满足NB∕T 42091-2016
《电化学储能电站用锂离子电池技术规范》。
1.6为避免因单体电池或电池模块电池特性差异较大而引起整组电池性能和寿命下降，卖方设备
应具备保证电池均衡性的解决措施，如电芯筛选、BMS均衡工程等多方面措施。
1.7设备或系统应充分考虑当地环境因素，如海拔、温度等，具备相应的措施，保障设备的安全稳
定运行。
1.8
电池单体、电池模块和电池簇须通过GB/T36276规定的安全、基本性能和循环性能测试，并提供国家
批准第三方认证机构出具的CNAS及CMA的型式试验报告。
10
1.9本项目只接受国家标准或企业标准中的A
品储能电池，不接受其它类型、品级和梯次电池，也不接受长时间库存电池
(生产日期大于180天)，到货验收需通过买方及技术专家组对电池模组的测试抽检，若抽检不合格，
相关责任及后果由卖方自行承担。
1.10储能系统应选用一簇一串或者一簇二串电池的方案。
1.11为最大限度的减少储能系统故障可能造成的人身伤害，电池集装箱需采用外维护的方案。
1.12储能集装箱内电池区域与其他功能区域的火灾报警及其联动控制系统分开布置，火灾报警
系统布置在其他设备仓，其它设备仓和电池仓之间须有防火隔离，耐火极限不低于0.5h。
1.13
电池系统中电池模组、电池簇、电池单元，层级分明、结构清晰、功能完善，应包含完善的电池组、电
池管理系统（BMS）、温控系统、火灾探测及自动灭火系统、视频设备、接地保护等。
1.14
储能系统应具备完善的自检及保护功能，储能系统每次启动前应对包括但不限于消防系统状态、烟
雾及温度等传感器状态、温控设备、通讯状态、运行参数、绝缘故障等进行自检，自检不通过时，储能
系统不应启动运行。储能系统具备的保护功能包括但不限于电池本体保护、电池过流过压保护、并网
保护等。电池集装箱内部应集成必要的可燃气体检测及排风系统、火灾探测报警系统及气体灭火系
统，火灾探测报警系统应能够及时探测到集装箱内火灾危险信号，实现火灾信号感知、自动报警、自
动开启灭火动作等功能；火灾报警系统应设有防火灾风险漏报和误报功能，同时配备不同类型火灾探
测器。
1.15储能系统内部电缆满足耐105度高温，内、外部电缆阻燃/耐火等级均是A级。
1.16储能系统须单独配置管理工作站后台，要求满足接入站内计算机监控系统。储能系统的摄
像头应接入站内视频监控系统，蓄电池舱摄像头应满足防爆要求（摄像头厂家与站内摄像头厂家一致
或者经买方同意）。
1.17储能系统能够接受电网AGC/AVC调度指令，实现调峰、支撑电压、调频功能，具备一次调频功
能，在新能源辅助服务中可以平滑出力、提高功率预测等功能。
8
(1)电芯在投标时明确唯一品牌,选取品牌应符合第七章合格供应商名单,在合同执行阶段未经
2 储能变流器技术要求
2.1一般要求
1.18 储能系统在现场储能站用变电源正常投运以及储能消防系统正常运行前，
电池包与电池包的连接电缆不进行安装，防止短路能量过大引起火灾事件。
1.19 储能电池舱内控制系统（如BMS、消防控制系统等）应采取两路交流输入+UPS模式配置。
1.20 储能电池回收
当电池性能无法满足生产及电网使用要求时，经买方确认后，卖方应负责对废弃电池进行回收
处理。
1.21 PCS、EMS和BMS的品牌应用业绩要求
（1）电芯在投标时明确唯一品牌，选取品牌应符合第七章合格供应商名单，在合同执行阶段未经
买方同意，不得更换。
2 储能变流器技术要求
2.1一般要求
储能变流器是储能系统的核心设备，必须采用高品质性能良好的成熟产品，应满足以下要求：
（1）本项目PCS采用采用户外柜式设计，设备防护等级不低于IP65，防腐等级不低于C4。
（2）PCS本体具有直流输入分断开关、交流电网分断开关；直流断路器、交流断路器、交流接触器、
防雷器等采用优质名牌，且应符合合格供应商名单。每台PCS的交流输出侧带有断路器与变压器低压
侧形成安全隔离。
（3）PCS为柜式结构，为保证美观，每面柜体尺寸高度、色调应统一，整体协调。主体颜色为RAL70
Commented <4>:
35。具体颜色与升压站一次设备颜色需确认
考虑整体美观
（4）PCS柜体采用高品质的冷轧钢板/热镀锌版，钢板的厚度≥1.5mm，表面采用静电喷涂，柜体的 Commented <5>: 常用电气设备颜色 全部金属结构件都经过特殊防腐处理，以具备防腐、美观的性能；柜体结构安全、可靠，具有足够的机
械强度，保证元件安装后及操作时无摇晃、不变形；通过抗震试验、内部燃弧试验；柜门开启灵活、方
便；元件特别是易损件安装便于维护拆装；具有防尘装置，满足通风、散热要求；并设计有保护接地。
（5）PCS选用技术先进且成熟的IGBT/IPM功率器件。
8
（6）PCS装置通过PCS的接地导体进行集中接地，接地铜导体截面积不小于200mm2且满足适用于大
功率PCS的最严格的电工、电力和安全标准要求。在PCS内部，防雷系统的接地线和漏电监测保护系统
的接地线不共用。
（7）PCS直流侧铜排应具备多路电缆接入能力，满足工程设计需求。
（8）柜内元器件安装及走线要求整齐可靠、布置合理，电器间绝缘应符合国家有关标准。进出线
须通过铜排，元器件排布充分考虑EMC的要求。柜内接线端子应选用国内外知名品牌且质量可靠，端
子排的设计应运行、检修、调试方便，适当考虑与设备位置对应，并考虑电缆的安装固定。
（9）柜内元件位置、元件编号应与图纸一致。
（10）柜内应该针对接入的设备及线路，有明显的断点器件，确保检修时能逐级断开系统。
（11）当PCS输出100%的额定功率时，在距离设备水平位置1m处，用声压计测量满载时的噪声不应
大于80dB。
（12）柜体结构安全、可靠；易损件的设计与安装应便于维护及拆装。
（13）应有防尘装置，柜体设计应考虑通风、散热。
（14）导线、电缆、线槽、线号套管等应使用阻燃型产品。
（15）PCS运行时，打开柜门后，导电部件均应有防护措施以防止人手触及。
2.2 保护功能要求
PCS 的保护功能应满足 GB/T 34120 标准中 5.5 的基本要求。
（1）缺相保护
PCS 具备输出缺相保护功能。
（2）内部短路保护
PCS具备短路保护功能，当发生短路时，PCS可实现快速、可靠保护，有效保护设备及系统安全。
（3）电流直流分量
并网运行时，储能变流器交流侧输出电流中的直流电流分量应不超过其输出电流额定值的0.5%
。
8
（4）过热保护
PCS具备机内环境温度过高保护（例如着火引起的机箱内环境温度过高）、机内关键部件温度过高
保护等基本过热保护功能。
（5）整机阻燃性
PCS柜内使用阻燃型电线和电缆，线槽和线号标记套管等采用阻燃材料。
PCS内电缆的长期运行温度必须与其连接的元件工作温度严格匹配，充分考虑电缆接头处温度对
电缆绝缘性能的影响。
（6）环境适应性
储能变流器应能在其宣称的工作温度范围内正常工作，并满足GB/T34120条款的要求。
（7）降额运行
当环境温度过高，PCS应可降额运行，不直接关机。
（8）电气间隙和爬电距离
PCS的电气间隙和爬电距离应满足或优于GB/T 34120标准中的基本要求。
（9）PCS应具备完善的安全处理机制，BMS故障、PCS故障、通信中断等故障情况时，应能安全转待
机或停机。
（10）PCS应具备绝缘监测功能，并可设置绝缘监测性能、绝缘监测保护阈值、绝缘监测测量时间
等。
（11）PCS还应具备交流进线相序自适应、电网电压不平衡度保护、过电流保护、过/欠压保护、过/
欠频保护、风扇故障保护、通讯故障保护、浪涌过电压保护等。
（12）PCS可采用高度集成的PCS或者智能组串式，须提供国家批准第三方认证机构出具的CNAS及C
MA型式试验报告。
2.3控制系统要求
（1）通信
8
PCS应支持网络通信，采用以太网方式接入储能电站站控层网络；必须具备以太网通讯接口方式
，通讯协议必须支持网络IEC61850通讯。
（2）可编程接口
PCS预留可编程接口，满足后续升级要求。
（3）时间同步
PCS应能采用网络对时，满足系统要求且具备通用性。
（4）故障报警
故障信号包括：交直流过压/欠压、输出频率过高、输出频率过低、输出电压不平衡、PCS过流、模
块过温、通讯失败等。PCS应能上送下列状态信息：运行、停机、待机、故障、告警、通讯异常等。
（5）历史数据采集和存储
PCS应具备信息存储功能，能够连续存储PCS记录6个月以上的运行数据和故障记录等，其中故障
、报警、异常事件等信息的准确度精确到秒。
2.4技术功能要求
（1）PCS支持交流侧直接并联。
（2）有功功率控制功能：
当有功功率指令为定值时，PCS
应能输出恒定的功率值，正常运行条件下，有功功率不随频率、电压的变化而变化，功率控制精度满
足GB/T34120 标准中 5.4.7 的基本要求。
PCS应具备恒流、恒压、恒功率运行模式，在恒功率模式下，PCS接受有功功率调度指令进行有功功率
恒定输出，不随频率、电压的变化而变化，功率控制精度满足GB/T34120《电化学储能系统储能变流器
技术规范》标准中5.4.7的基本要求。PCS满功率充放电切换时间应小于100ms。
（3）电压/无功调节功能：
当无功功率为定值时，PCS应能输出恒定功率值，无功功率不随频率、电压的变化而变化。
8PCS应跟随储能电站监控系统控制指令等信号实时调节无功输出。
C）PCS应同时具备电压/无功调节功能，可进行恒定的无功功率输出。
d）PCS可接受储能电站监控系统的调度，实时调节无功输出。具备动态无功支撑能力，支持全功
率四象限运行，满足GB/T 34120标准中5.4.12.2要求。
e) PCS应具备定时充放电功能，在无能量管理系统时，可独立进行定时充放电管理和运行。
（4）低电压穿越
PCS应具备低电压穿越能力，满足 GB/T 34120 标准中 5.4.12
的基本要求。卖方应提供充电和放电两种模式下的第三方检测报告。
（5）高电压穿越
PCS应具备高电压穿越能力，满足GB/T 36547-2018
的7.2.2相关要求。卖方应提供充电和放电两种模式下的第三方检测报告。
（6）频率异常时的响应特性
PCS具备一定的耐受系统频率异常的能力，满足GB/T 34120标准中5.4.11.1 b）的基本要求。
（7）防孤岛保护
PCS应具备孤岛保护功能，当系统发生扰动，储能单元脱网，在电网电压和频率恢复到正常范围
之前，储能单元不允许并网。
（8）直流侧电能质量要求
PCS对电池充电时满足 GB/T
34120标准中5.4.9/5.4.10的基本要求，且恒流充电时，稳流精度不超过2%（在20%~100%输出额定电
流时），电流峰值纹波系数不超过5%，电流有效值纹波系数不超过2.5%；恒压充电时，稳压精度不超过
2%，电压峰值纹波系数不超过2%，电压有效值纹波系数不超过1%。
（9）交流侧电压不平衡度
接入电网后，三相电压不平衡度不超过GB/T 15543-2008 电能质量三相电压不平衡
规定的限值，电压不平衡度不超过2%，短时不得超过4%。
8
（10）PCS应具有故障录波功能，并具有掉电保持，每份记录的信息包括故障时间和故障类型，以
便进行事故分析，应记录故障前后共计不少于4个周波，不少于360个数据点的信息。
（11）
PCS接入电网后不应造成电网电压波形过度畸变和注入电网过度的谐波电流，以确保对连接到电网的
其他设备不造成不利影响，谐波电压满足GB/T
14549的规定。PCS在额定功率并网运行条件下，输出电流谐波总畸变率应不超过3%。
（12）PCS并网运行时产生的电压波动和闪变满足GB/T 12326的规定。
（13）PCS本体应具有直流电动分断开关、交流分断开关等；每台PCS的交流输出侧带有断路器与升
压变压器低压侧形成安全隔离。
（14）PCS直流侧需设计有预充电回路，在系统初始上电时，系统需预先启动预充电回路，以保证
电池和系统安全。
（15）PCS需具备交直流自供电功能。
（16）设计寿命：25年安全可靠运行。
（17）PCS应通过CGC或者TUV或者CQC等第三方认证，并提供相应的型式试验报告和认证证书。
（18）储能系统主设备能够就地实时采集光伏电站的系统电压、入网电流，实时计算系统频率和
并网总功率，用于就地调频、调压、平抑波动等功能，并能够将上述控制要求产生的实时功率指令内
部分配给各个PCS，指令传输延时小于5ms。请在技术文件中详细阐述实现方案。
（19）储能系统主设备需要预留与电网自动化系统的通讯接口，接受电网自动化系统的控制命令
，并内部分配下发给各个PCS执行。请在技术文件中详细阐述实现方案。
（20）储能系统主设备能够接受上层EMS总的控制指令，宜内部进行自主功率指令分配，满足总功
率指令要求的同时保证各个储能单元的SOC均衡。
（21）PCS的通信功能
PCS具备独立的以太网通信接口与BMS通信，当PCS与BMS及监控系统的网络通信中断时，PCS有足
够的措施保证设备自身的安全，并维持一段时间正常运行。
8
PCS主要与监控系统、电池管理系统（BMS）进行信息交换，PCS将自身的运行状态上送至监控系统
和监控后台并能接收后台下发的命令及定值，同时可接收BMS系统信息，对电池进行保护。上述系统
间的通信主要通过以太网通信接口。
PCS需在就地显示设备以及远方监控系统中至少可以显示下列信息：
1）上传量，PCS上传变流器运行信息至少包含以下内容：
蓄电池充电电流；
蓄电池组端口电压；
蓄电池放电电流；
PCS交流侧电压/电流/频率；
功率器件温度；
控制/保护定值；
保护及故障信号。
2）下行量，储能电站监控系统向PCS下达以下命令时，PCS能及时响应：
并网充放电命令；
并网充放电有功功率期望；
3）PCS可接收BMS发送的蓄电池状态量及告警信息等至少包括以下必要信息：
蓄电池组可充电电量；
蓄电池组可放电电量；
蓄电池组状态：充满、放空、正常、告警、故障等。
4）故障记录功能
PCS具有故障记录功能，每份记录的信息包括故障器件所有重要的模拟量和开关量，以便进行事
故分析。
PCS因为电池或PCS故障等原因脱网后，具备重新并网功能。
8
2.5 技术指标
卖方填写表2-1，卖方应保证供货设备的性能与提供的参数数值一致。
表2-1 PCS 设备技术参数表
| 序号 | 项目 | 参数 | 备注 | 卖方保证 值 |
| 一、交流侧参数 | ||||
| 1 | 交流接入方式 | 三相三线 | ||
| 2 | 额定功率 | / | 卖方根据自身方案填写 | |
| 3 | 过载能力 | 110%：长期运行 120%：不少于1 min | ||
| 4 | 额定电网电压 | / | 电压可由卖方自身设计，但应适应电网电压±10%的 波动。 | |
| 5 | 额定电流 | 由卖方填写。 | ||
| 6 | 额定电网频率 | 50Hz | 与电网频率一致。 | |
| 7 | 总电流波形畸变率（T HD） | <3% （额定功率） | 额定功率下总电流波形畸 变率<3%。 | |
| 8 | 功率因数 | -1~+1（超前或滞后） | ||
| 9 | 无功功率响应时间 | ≤30ms | 从接收到指令到90%功率 响应 | |
| 10 | 功率控制偏差 | ≤2% | 功率大于额定功率20%时，功率控制精度不超过2%。 | |
| 11 | 直流分量 | 0.5%（额定电流） | 额定功率运行时交流侧电 流直流电流分量不超过额 定电流的0.5%。 | |
| 二、直流侧参数 | ||||
| 12 | 直流电压范围 | 540V～1500V | ||
| 13 | 满功率直流电压范围 | 540V～1500V | ||
| 14 | 稳压精度 | ±2% | ||
| 15 | 稳流精度 | ±2% | ||
| 三、保护 | ||||
| 16 | 高/低电压穿越 | 有 | 提供充放电两种模式下的 第三方检测报告 | |
| 17 | 防孤岛保护 | 有 | ||
| 18 | 交流过流/短路保护 | 有 | ||
| 19 | 交流过压/欠压保护 | 有 | ||
8
| 20 | 交流过频/欠频保护 | 有 | |||
| 21 | 交流相序自适应 | 有 | |||
| 22 | 直流过流/短路保护 | 有 | |||
| 23 | 直流过压/欠压保护 | 有 | |||
| 24 | 直流极性反接保护 | 有 | |||
| 25 | 过温保护 | 有 | |||
| 26 | 绝缘检测 | 有 | |||
| 27 | 功率模块（IGBT）保护 | 有 | |||
| 28 | 通讯故障保护 | 有 | |||
| 29 | 冷却系统故障保护 | 有 | |||
| 30 | 故障录波 | 有，不少于4个周波，8 个通道，每周波90个点 | |||
| 四、系统 | |||||
| 31 最大转换效率 | ≥98.8% | 提供检测报告 | |||
| 32 功率响应速度 | ＜50ms | 待机状态下，接收到指令 后立即以最大功率放电的 响应时间 | |||
| 33 充放电转换时间 | ＜100ms | 90%额定功率充放电切换 时间，提供检测报告 | |||
| 34 尺寸（宽*高*深） | |||||
| 35 重量 | |||||
| 36 防护等级 | 不低于IP65 | ||||
| 37 防腐等级 | 不低于C4 | ||||
| 38 冷却方式 | 风冷/液冷 | ||||
| 39 通讯接口 | 以太网 | 必须支持IEC61850 | |||
| 40 接线方式 | 下进下出 | ||||
| 五、工作环境 | |||||
| 41 | 工作环境温度 | －35℃～+60℃ | >45℃可降额 | ||
| 42 | 存储环境温度 | －40℃～+70℃ | |||
| 43 | 允许相对湿度 | 0～100%，无凝露 | |||
| 44 | 海拔高度 | <2000m（2000m不降额） | |||
| 45 | 耐地震能力 | 水平加速度 | 0.25 g | 按IEC61166进行试验，安 全系数1.67 | |
| 垂直加速度 | 0.12 5g | ||||
8
2.6 PCS的检验、试验
2.6.1 外观检查
对柜体式样、外形尺寸及工艺结构尺寸，以及柜内元器件选型、设备布置、布线、电装工艺、表面
涂层等进行目测或量测，确定是否符合本技术条件要求，做好记录。
2.6.2 型式试验
在下列情况下应进行型式试验：
（1）新产品鉴定
（2）正式生产后，结构、材料、工艺有较大改变足以影响到设备性能时。
（3）批量生产的产品，每隔3年进行一次型式检验。
（4）产品停产2年以上再次生产时。
（5）国家质量监督机构提出进行型式检验的要求时。
（6） 进行型式检验的样品，应在经过出厂检验合格的产品中随机抽取，其数量为2台，按GB/T
2829 2002_周期检验计数抽样程序及表。
（7）标准规定进行抽样采用判别水平为I的一次抽样方案，产品质量以不合格数表示，不合格质
量水平取RQL=120。卖方投标时应提供第三方型式试验报告。
表2-2 试验项目
| 序号 | 试 验 项 目 | 型式检验 | 出厂检验 |
| 1 | 机体结构和质量检查 | √ | √ |
| 2 | 转换效率试验 | √ | √ |
| 3 | 低电压穿越实验 | √ | |
| 4 | 噪声试验 | √ | |
| 5 | 电压波动和闪烁抗扰度试验 | √ | |
| 6 | 传导发射试验、辐射发射实验 | √ | |
| 7 | 静电放电抗扰度试验 | √ | |
| 8 | 射频电磁场辐射抗扰度试验 | √ | |
| 9 | 电快速瞬变脉冲群抗扰度试验 | √ | |
| 10 | 浪涌（冲击）辐射抗扰度试验 | √ |
8
| 11 | 射频场感应的传导骚扰抗扰度试验 | √ | |
| 12 | 工频电磁场抗扰度实验 | √ | |
| 13 | 阻尼震荡波抗扰度实验 | √ | |
| 14 | 防孤岛效应保护试验 | √ | |
| 15 | 电压暂降、短时中断和电压变化的抗扰度试验 | √ | |
| 16 | 过/欠压试验（运行于充电和P/Q模式时） | √ | √ |
| 17 | 过/欠频试验（运行于充电和P/Q模式时） | √ | √ |
| 18 | 交流侧短路保护试验 | √ | |
| 19 | PCS内部短路试验 | √ | |
| 20 | 极性反接保护试验 | √ | |
| 21 | 直流过载保护试验 | √ | |
| 22 | 直流过压保护试验 | √ | √ |
| 23 | 通信功能实验 | √ | √ |
| 24 | 自动开关机试验 | √ | √ |
| 25 | 软启动试验 | √ | √ |
| 26 | 绝缘电阻试验 | √ | √ |
| 27 | 绝缘强度试验 | √ | √ |
| 28 | 低温启动及工作试验 | √ | |
| 29 | 高温启动及工作试验 | √ | |
| 30 | 恒定湿热试验 | √ | |
| 31 | 防护等级试验 | √ | |
| 32 | 有功功率控制试验 | √ | √ |
| 33 | 温升试验 | √ | |
| 34 | 绝缘阻抗检测试验 | √ | |
| 35 | 残余电流检测试验 | √ | |
| 36 | 连续工作试验 | √ | √ |
| 37 | 老化试验 | √ |
此外，投标人提供PCS还应满足广东能源集团《锂离子电池储能系统安全技术规范（试行版）》中
要求，安全试验要提供相关符合性声明或证明材料，不限于出厂检验报告等。
2.6.3 交付计划及供货业绩
卖方为保证正常供货，满足招标要求，需提供详细供货计划。
8
2.7 其他试验
2.7.1强制性安全要求
（1）储能变流器功能、性能要求应与储能系统需求相匹配，并应符合下列要求:
a）应具备并网充电、并网放电、离网放电三种基本功能；
b）应具有有功功率连续可调功能；
c）应具有无功功率调节能力；
d）应具备低电压穿越能力。
（2）储能变流器的功能应符合下列要求:
a）应采集功率变换系统交、直流侧电压、电流等模拟量和装置正常运行、告警故障等开关量信息
；
b）应接收电池管理系统上送的电池电压、温度、计算电量等模拟量和故障告警等开关量保护、联
合控制所需信息；
c）应完成装置运行状态的切换及控制逻辑，且应包括储能变流器的启停、控制方式的切换、运行
状态的转换；
d）应具备保护功能，确保各种故障情况下的系统和设备安全。储能变流器保护配置包含但不限
于下表的规定。
储能变流器保护配置表
| 分类 | 保护配置 |
| 本体保护 | 功率模块过流、功率模块过温、功率模块驱动故障 |
| 直流侧保护 | 直流过压 / 欠压保护、直流过流保护、直流输入反接保护 |
| 交流侧保护 | 交流过压 ，欠压保护、交流过流保护、频率异常保护、交流进线相序错 误保护、电网电压不平衡度保护、输出直流分量超标保护、输出电流谐波超标保护、防孤岛保护 |
| 其他保护 | 冷却系统故障保护、通讯故障保护 |
（3）储能变流器的性能指标应符合下列要求:
a）在额定运行条件下，储能变流器的效率应满足下列要求:
8
一级变换拓扑型:额定功率≤100kw的仅含AC/DC环节的功率变换系统，效率应>95%；额
定功率>100kW的仅含AC/DC环节的功率变换系统，效率应≥97%；
二级变换拓扑型:额定功率<10kw的含AC/DC +
DC/DC环节的功率变换系统，效率应>92%；额定功率>100kW的含AC/DC
+DC/DC环节的功率变换系统，效率应≥94%；
H桥链式拓扑型:效率应≥97%。
注:计算以上效率时，不包含隔离变压器损耗。
b）对储能电池进行恒流充电时，输出电流的稳流精度应符合下列要求:
一级变换拓扑型功率变换系统输出电流的稳流精度应为±5%；
两级变换拓扑型功率变换系统输出电流的稳流精度应为±2%。
c）对储能电池进行恒流充电时输出电流的电流纹波应符合下列要求:
一级变换拓扑型功率变换系统输出电流的电流纹波不应超过5%；
两级变换拓扑型功率变换系统输出电流的电流纹波不应超过2%。
d）储能变流器应能快速切换运行状态，在90%额定功率并网充电状态和90%额定功率并网放电状
态之间运行状态切换所需的时间不应大于200ms。
2.7.2安全试验
储能变流器或锂离子电池储能系统等相关生产厂商应完成下表给出的试验项目,并提供相关符
合性声明或证明材料，合格后方能进场。相关试验要求详见广东能源集团《锂离子电池储能系统安全
技术规范（试行版）》。
储能变流器安全试验项目
| 序号 | 对象 | 检验项目 |
| 1 | 储能变流器 | 一般检查 |
| 2 | 过载能力检测 | |
| 3 | 温升检测 | |
| 4 | 低温环境检测 |
8
| 序号 | 对象 | 检验项目 |
| 5 | 高温环境检测 | |
| 6 | 湿热环境检测 | |
| 7 | 限压功能试验 | |
| 8 | 限流功能试验 | |
| 9 | 短路保护检测 | |
| 10 | 极性反接保护检测 | |
| 11 | 直流过/欠压保护检测 | |
| 12 | 离网过电流保护检测 | |
| 13 | 过温保护检测 | |
| 14 | 交流进线相序错误保护检测 | |
| 15 | 通讯故障保护检测 | |
| 16 | 冷却系统故障保护检测 | |
| 17 | 绝缘耐压性检测 |
（2）现场试验
锂离子电池储能系统项目实施及验收过程中应按要求完成下表给出的试验项目,并提供相关符
合性声明或证明材料。相关试验要求详见广东能源集团《锂离子电池储能系统安全技术规范（试行版）
》。
储能变流器安全试验项目
| 序号 | 对象 | 检验项目 |
| 1 | 储能变流器 | 逆变器的选用与搭配审核 |
| 2 | 高低压电路分离和电气间距要求审核 | |
| 3 | 线缆布局和固定审核 | |
| 4 | 接地可靠性审核 | |
| 5 | 开关和控制保护设备的要求审核 |
8
3储能变流升压一体机技术要求
变压器、进线开关作为变流升压系统设备不可分割的整体由同一卖方成套提供,不允许进行任
供货设备应符合中华人民共和国国家标准(GB)、中华人民共和国机械行业标准(JB)、项目所在
应符合下列各现行标准的要求:
| GB/T10228 | 《干式电力变压器技术参数和要求》 |
| GB/T17211 | 《干式电力变压器负载导则》 |
| GB5582 | 《高压电力设备外绝缘污移等级》 |
| GB1094. 1 | 《电力变压器》第一部分总则 |
| GB1094. 2 | 《电力变压器》第二部分温升 |
| GB1094.3 | 《电力变压器》第三部分绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙 |
| GB1094.5 | 《电力变压器》第五部分承受短路的能力 |
| GB/T1094.10 | 《电力变压器》第十部分声级测定 |
| GB/T1094.11 | 《电力变压器》第十一部分干式变压器 |
| GB/T1094. 12 | 《电力变压器》第十二部分干式电力变压器负载导则 |
| GB/T2900. 15 | 《电工术语变压器、互感器、调压器和电抗器》 |
| GB/T311 | 《高电压输变电设备的绝缘配合、高电压试验技术》 |
| 《电力变压器应用导则》 | |
| GB/T13499 | |
| JB/T3837 | 《变压器类产品型号编制方法》 |
| JB/T501 JB/T 10088 | 《电力变压器试验导则》 《6kV~500kV级电力变压器声级》《电力变压器》 |
| IEC76 | |
| GB4208 | 《外壳防护等级（IP代码）》 |
| GB/T4109 | 《交流电压高于1000V的绝缘套管》 |
| 变压器型号 | 卖方填写 |
| 工作温度范围 | -20℃~+65℃℃ |
| 变压器性能 | 树脂浇注干式变压器，自冷/强迫风冷、全密封、低损 |
| 额定容量 | 卖方填写 |
| 过载容量 | 不小于1.1倍额定容量 |
| 额定电压 | 36.75±2×2.5%/-kV |
| 额定电流 | 卖方填写 |
3储能变流升压一体机技术要求
3.1 升压变及进线开关技术要求
变压器、进线开关作为变流升压系统设备不可分割的整体由同一卖方成套提供，不允许进行任
Commented <6>: 品牌是否应有要求
何形式的拆分、分包或外协。储能系统升压变采用双绕组箱式干变方案，与高压开关、储能变流器成
Commented <7>: 见第7章
套集成。
3.2 规范和标准
供货设备应符合中华人民共和国国家标准（GB）、中华人民共和国机械行业标准（JB）、项目所在
地的地方电网标准以及相关的IEC。
应符合下列各现行标准的要求：
GB/T10228《干式电力变压器技术参数和要求》
GB/T17211《干式电力变压器负载导则》
GB5582《高压电力设备外绝缘污秽等级》
GB1094.1《电力变压器》第一部分总则
GB1094.2《电力变压器》第二部分温升
GB1094.3《电力变压器》第三部分绝缘水平、绝缘试验和外绝缘空气间隙
GB1094.5《电力变压器》第五部分承受短路的能力
GB/T1094.10《电力变压器》第十部分声级测定
GB/T1094.11《电力变压器》第十一部分干式变压器
GB/T1094.12《电力变压器》第十二部分干式电力变压器负载导则
GB/T2900.15《电工术语变压器、互感器、调压器和电抗器》
GB/T311《高电压输变电设备的绝缘配合、高电压试验技术》
GB/T13499《电力变压器应用导则》
JB/T3837《变压器类产品型号编制方法》
JB/T501《电力变压器试验导则》
JB/T 10088《6kV~500kV级电力变压器声级》《电力变压器》
IEC76
GB4208《外壳防护等级（IP代码）》
GB/T4109《交流电压高于1000V的绝缘套管》
3.3 变压器技术参数和要求
变压器型号 卖方填写
工作温度范围-20℃~+65℃
变压器性能 树脂浇注干式变压器，自冷/强迫风冷、全密封、低损
耗、全铜质绕组,不低于SCB13
额定容量 卖方填写
过载容量 不小于1.1倍额定容量
额定电压 36.75±2×2.5%/-kV
额定电流 卖方填写
8
| 额定频率 | 50Hz |
| 联结组标号 | Dy11 |
| 变压器结构 | 高压铜线、低压铜箔 |
| 阻抗电压 | 7%，偏差±10% |
| 海拔 | 1000m以下 |
| 气候环境 | C4 |
| 环境等级 | E2 |
| 燃烧性能等级 | F1 |
| 冷却方式 | AN/AF |
| 绝缘耐热等级 | F |
| 声功率级 | ≤73dB(1m，AN) |
| 空载电流 | ≤0.75% |
| 空载损耗 | 满足国标，不允许正偏差 |
| 负载损耗 | 满足国标，允许偏差应在3%以内 |
| 总损耗 | 允许偏差应在3%以内 |
| 温升 | 100K/125K |
| 绕组材质 | 高低压绕组采用优质无氧纯铜导线 |
| 雷电冲击耐受电压(高压/低压) | 170kV/- |
| 工频耐受电压(高压/低压) | 70kV/3kV |
| 局部放电水平 | ≤10Pc |
| 配套设备 | 风机、温控器等 |
| 站用小干变 | /-0.4kV，无氧纯铜绕组 |
3.4 产品结构及工艺
（1）铁心
铁心是变压器的核心部分之一，在制造铁心时应采用国内优质冷轧高导磁晶粒取向硅钢片，表
面用防腐绝缘涂膜覆盖。铁心表面应光滑，无伤痕，无变形，无位移，整齐美观且剪切精度高，毛刺小
。减少切片振动次数，保证完好的晶粒结构，消除硅钢片毛刺，通过提高硅钢片的平整度和对铁心施
加适当的夹紧力，降低变压器噪声。降低损耗、减小噪音。
（2）线圈
高压线圈：采用无氧纯铜导线和绝缘材料一起绕制，采用分段圆筒式或椭圆形结构，层间电压低
，具有较强的承受过电压能力。制成的线圈具有外表美观、绝缘性能好，局放小，抗短路性能强及难
燃自熄的特性，且当工作温度发生剧烈变化时，线包表面不会龟裂。
低压线圈：制成线圈安匝平衡性好，抗短时过载能力强。
（3）焊接工艺：有效地保证焊接质量，使焊缝光滑，紧密、牢固、饱满。
8
（4）整体结构：变压器为干式环氧浇注变压器。通过铁心夹件拉板、绝缘垫块将绕组压紧。垫块与
夹件间采用压钉结构，垫块与绕组间以硅橡胶板压紧，形成一个弹性缓冲结构。该结构有效地吸收了
铁心的膨胀及收缩，确保整个器身始终处于压紧状态，降低绕组与铁心共振所产生的噪声。变压器下
部装设安装底座。
（5）变压器固定底座设计应保证受力均匀、底座固定面应平整。变压器固定使用外六角螺栓，每
台箱变均配备足够数量的螺栓、弹垫及大平垫供安装使用，材质为碳钢镀锌。
（6）变压器应能够保证安全地进行正常的起吊、运输、安装、使用、检查和维护，并应能最大程度
地保证未经授权的人员在触及变压器时的人身安全。
（7）变压器（含小干变）绕组采用优质无氧纯铜导线，严禁使用铝等其他材料代用。
3.5 电气及保护要求
（1）在正常环境温度下运行时，所有的电器设备的温度不超过其最高允许温升。
（2）变压器所用低压电力线缆需采用单芯聚氯乙烯绝缘A类阻燃软铜绞线，干接点信号线需采用
单芯聚氯乙烯绝缘阻燃软铜绞线，通讯线（485、PT100、4-
20mA等）需采用阻燃屏蔽铜绞线，线缆可动部分过渡柔软，并能承受住挠曲而不致疲劳损伤。电流、电
压回路线芯不小于2.5mm2，通讯线缆等电子原件回路和弱电回路采用1.0~1.5mm2，其它回路1.5mm2。
3.6 进出线要求
（1）高压进线
高压侧使用铜排出线，铜排载流量需满足变压器最大运行工况下电流长期运行要求。
（2）低压出线
低压侧使用低压铜排出线，铜排载流量需满足变压器最大运行工况下电流长期运行要求。
3.7 试验
3.7.1升压变型式和特殊试验
标准容量变压器须具有第三方资质检验单位的型式试验报告，非标准容量变压器须提供同类型
（如华变、美变、欧变等）同等电压下不低于投标产品容量的型式报告，否则首台非标准容量变压器须
通过第三方有资质检测单位型式认证合格。
变压器产品型式试验项目至少应包括：
8
（1）发热试验
在储能系统最高环境温度下，保证变压器能在自然通风下满负荷连续运行，即在允许最高环境
温度下，变压器的温升稳定值不超过规定的温升限值。
（2）动、热稳定试验
对箱式变压器高压主回路进行动、热稳定试验（熔断器除外）的方法参照GB 11022-
2011《高压开关设备和控制设备标准的共用技术要求》和GB 1984-
2014《高压交流断路器》，高压主回路采用限流设备和定型高压开关设备，高压连接线采用定型电缆
和电缆附件，不须进行承受额定峰值和额定短时耐受电流能力的试验
，由断路器厂家提供产品的型式试验报告。
（3）开关设备的关合和开断能力试验
箱式变压器高压配电装置中的开关设备，应在正常的安装和使用条件下，根据各自的标准进行额定
的关合和开断能力试验，以检验开关设备在箱体内经安装调试后的工作性能，由断路器厂家提供产
品的型式试验报告。
（4）防雨试验
对箱式变压器整体进行淋雨试验。试验后，箱体内导电体、绝缘等部分应没有进水痕迹。具体试
验方法参照JB/DQ2080《高压开关设备防雨试验方法》有关规定进行。
（5）雷电冲击试验
参照GB3111.1-2012《高压输变电设备绝缘配合》有关规定进行。
（6）机械试验
箱式变压器主回路中的开关设备，在规定的操作动力下其机械特性、机械操作应符合各自标准
中的要求。
（7）温升试验(GB1094.2) 。
（8）绝缘型式试验(GB1094.3)。
（9）冲击试验。
8
3.7.2升压变出厂试验
（1）外观检查
（2）绕组电阻测量
（3）变压比测量和联结组标号检定
（4）短路阻抗和负载损耗测量
（5）空载损耗和空载电流测量
（6）外施耐压试验
（7）感应耐压试验
（8）局部放电测量
3.7.3升压变现场试验
（1）现场试验
现场安装、调试完毕后，应进行现场试验，以检验其是否满足合同及其附件的要求。可调装置应
在工厂校验调整，并尽可能在工厂试验时给出合适的整定值。现场试验由卖方负责。
试验报告内容包括试验项目、试验目的、试验人员名单、职务、测量仪表的检验和率定、试验程
序、试验表格、计算实例、计算过程使用的曲线、资料、全部测量结果汇总、最终成果的修正和调整、
测量、综合误差说明以及对试验结果的讨论意见和结论等。
现场试验包括：测量绕组连同套管的直流电阻；检查所有分接头的变压比；检查箱式变压器的三相接线组别和单相变压器引出线的极性；测量绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指数；测量绕组连同套管的介质损耗因数；交流耐压试验；检查相位；声级测定(GB7328)；
8合闸冲击试验；箱变二次保护试验（定值调试、非电量保护等）隔离开关及断路器试验互感器试验
3.8 断路器技术要求
采用断路器方案，布置于箱变外壳内，与变压器、PCS成套集成安装，其主要技术参数应满足：
| 型号 | 保证值 | 卖方填写 | ||
| 符合标准 | GB16926 | |||
| 额定电压 | kV | 40.5 | ||
| 安装地点 | 户内 | |||
| 海拔高度 | m | 1000以下 | ||
| 环境温度 | ℃ | 最高+45，最低-10 | ||
| 湿度 | % | 90（+25℃） | ||
| 高压断路 器 | 额定电压 | kV | 40.5 | |
| 额定电流 | A | 630 | ||
| 短路关合电流 | kA | 80 | ||
| 额定短时耐受电流 | kA | 31.5 | ||
| 额定短路持续时间 | s | 4 | ||
| 额定峰值耐受电流 | kA | 80 | ||
| 隔离开关 | 额定电压 | kV | 40.5 | |
| 额定电流 | A | 630 | ||
| 短路开断电流 | kA | 31.5 | ||
| 额定短时耐受时间 | s | 4 | ||
| 额定峰值耐受电流 | kA | 80 | ||
| 接地开关 | 额定电压 | kV | 40.5 | |
| 额定短时耐受电流 | kA | 31.5 | ||
| 额定短时耐受时间 | s | 4 | ||
| 额定峰值耐受电流 | kA | 80 | ||
| 避雷器参 数 | 额定电压 | kV | 51 | |
8
| 持续运行电压 | kV | 40.8 | ||
| 直流参考电压 | 1mA | ≥73 | ||
| 标称放电电流 | kA | 5（峰值） | ||
| 标称放电电流残压 | kV | ≤134 | ||
| 2ms方波电流耐受值 | A | 400 | ||
| 高压柜整体防护等级 | IP3X | |||
| 电流互感 器CT | 测量绕组（变比，精度） | 100/1，0.5 | ||
| 保护绕组（变比，精度） | 800/1，5P40 | |||
| 容量 | VA | 15 | ||
| 接线方式 | 电缆下进线，下部电缆出线到 变压器 | |||
| 防凝露装置 | 具备 | |||
| 机械闭锁 | 具备机械“五防”闭锁功能 | |||
3.9 箱变技术要求
（1）箱变门装设防风型铰链，箱体上所有的门向外开，开启角度都大于90°，并设有定位装置，保
证门、门钩、铰链等有足够的机械强度。门的设计考虑防沙、防雨、防冰雪及抗台风的密封措施，装有
门封条，具有缓冲功能，并装有把手、暗闩和能防雨、防堵、防锈和不易被破坏、侵害的专用不锈钢锁
。门的设计尺寸与所装的设备尺寸相匹配。在湿热条件下使用的箱变外壳需采用不锈钢或冷轧钢板
材料，箱变外壳材料厚度≥2.0mm。箱变外壳防腐油漆耐久年限应大于15年，漆的附着力强，不脱落，
不褪色，防盐雾、防霉菌、防湿热、户外耐候性能强。箱变外壳保温材料采用不燃材料或耐温材料，防
火需满足国家规范要求。
（2）箱变的箱体及内部元器件能承受直接雷电冲击而不损坏。箱变本体应设专用接地体，并应有
明显的接地标志，该接地导体上应设有与接地网相连的固定连接端子，其数量不少于两个，且每个接
地端子采用2个以上螺栓与接地扁钢对接，接地端子为直径不小12mm的铜质螺栓。接地端子应适当做
大，方便后期接地测试使用。
箱变的金属骨架、高、低压配电装置及变压器部分的金属支架均有符合技术条件的接地端子，并
与专用接地导体可靠地连接在一起。
8
箱式变高、低压配电装置及变压器部分的专用接地导体相互联接，或者通过专用的端子可靠地
连接在一起，箱式变的所有高、低压设备的非带电金属裸露部分均可靠接地，门及在正常运行条件下
可抽出部分在打开或隔离位置时仍可靠接地。
（3）变压器器身干燥处理，必须采用真空干燥设备或煤油气相设备进行烘培处理。
（4）变压器本体、环境的风机及风机电容要求使用国内知名品牌，减少故障率。
（5）变压器本体及环境风机应合理设置，风机或风机电容的更换应简单方便，更换过程适宜满足
不停电更换或者短时间更换的要求。
（6）PCS成套设备必须与电池设备配合，确保电池性能发挥最优。
（7）设计寿命不低于25年。
4储能电池技术要求
4.1电池系统总体技术要求
（1）本项目应选用储能型磷酸铁锂方形铝壳电池。每个电芯可独立采集其电压。
（2）卖方应根据电池性能及外部运行环境，优化电池系统集成设计，并提供集装箱内部布置图等
资料。
（3）电池系统能够自动化运行，运行状态及数据等可实时上传至上层监控系统。
（4）电池系统的布置和安装应方便施工、调试、维护和检修，若有特殊要求应特别注明。
（5）电池系统应与PCS系统配合，确保电池性能发挥最优。每个储能单元需集成本地控制器及通
讯设备，统一储能单元对外通讯控制接口，并与能量管理系统配合，确保储能系统的安全稳定运行。
（6）为避免因单体电池或电池模块电池特性差异较大而引起整组电池性能和寿命下降，卖方提供
的设备应具备保证电池均衡性的解决措施。
（7）电池系统应具备完善的电池温度、电压、电流等保护功能。
（8）电池系统有完善的热管理系统，通过对电池电压、温度的数据采集，保证电池单体温度和电
压运行在安全范围内。
（9）电池系统应采具备完整的散热、防护、灭火和维护设计，满足户外安装和运行要求。
8
（10）电池预制舱应设计合理有效的空调系统，保证预制舱内温度分布均匀，满足电池运行温度的
要求（空调应采用防爆空调，空调出口的冷凝水不能滴在电池上或其它电气设备上，照明应采用防爆灯
）。
（11）每个电池储能单元均应能够独立地按储能电站监控系统的控制指令通过与PCS配合，完成下
列功能：
a) 电池系统容量标定：储能单元应该能够完成通过全充-
全放流程完成电池系统最大可用容量的测量和标定的功能。
b)
SOC标定：储能单元应该能够在完成电池系统容量标定时同时完成SOC标定，两次SOC标定间的SOC测量
误差不能超过3%。
SOE标定：储能单元应该能够在完成电池系统容量标定时同时完成SOE标定。两次SOE标定间的SOE
测量误差不能超过3%。
SOH标定：储能单元应该能够在完成电池系统容量标定时同时完成SOH标定。两次SOH标定间的SOE
测量误差不能超过3%。
电池管理系统运行参数设定包括（但不限于）：充电上限电压，放电下限电压，电池运行最低、最高温
度，电池组过流门限等，并且满足1C充电/放电倍率运行条件。
（12）安全要求：
储能电站监控系统（SCADA）退出或意外中断运行时，电池、BMS有足够的措施保证设备自身的安全，并
维持一段时间正常运行。电池系统的电气间隙和爬电距离、绝缘电阻、介质强度应满足相关规程规范要求，元器件间连接线的
绝缘水平应满足实际工况的耐压要求。电池系统应具备完善的安全防护功能（过压、过流、短路等）及防护措施。
8电池舱采用非步入式外开门设计，避免人员进入舱内造成安全风险。
（13）为避免因单体电池或电池模块电池特性或运行条件差异较大而引起整组电池性能和寿命下
降，卖方设备应具备保证电池各项指标的均衡性的解决措施，并提供令买方及技术专家组满意的监
测体系。
（14）买方有权委托具有CMA及CNAS检测资质的检测机构对电芯、电池模组、电池管理系统等进行
到货抽检。
（15）储能系统在现场储能站用变电源正常投运以及储能消防系统正常运行前，
模块与模块之间的连接电缆不进行安装，防止短路能量过大引起火灾事件。
（16）储能电池舱入场后，应首先进行消防系统的调试并投入使用。
（17）储能电池还应满足广东能源集团《锂离子电池储能系统安全技术规范（试行版）》中强
制性安全要求，并提供规范中安全试验相关符合性声明或证明材料，如电池单体安全试验项目、电
池模块安全试验项目等，储能电池进场后，投标人还须按规范中电池现场试验进行检测，并提供规
范中安全试验相关符合性声明或证明材料。
4.2电池单体
4.2.1本项目采用1C型磷酸铁锂电池，电池单体容量由投标自行设计配置，电池性能要求应满足GB／
T 36276-
2018《电力储能用锂离子电池》标准规范要求，并提供国家批准第三方认证机构出具的CNAS及CMA型式
试验报告及电池衰减曲线。
4.2.2 单体电池必须标明制造厂名及商标、型号及规格、极性符号、生产日期。
4.2.3提供的电池内阻检测值应与实际测试的电池内阻值一致。
4.2.4电池单体外观应无变形及裂纹，表面应干燥、平整无毛刺、无外伤、无污物，且标识清晰、正确。
4.2.5电池单体性能要求
（1）初始充放电能量
电池单体初始充放电能量应符合下列要求：
8
初始充电能量不小于额定充电能量；初始放电能量不小于额定放电能量；5℃条件下初始充放电能量效率不小于80.0%；25 ℃条件下初始充放电能量效率不小于93.0%；25 ℃条件下初始充放电能量效率不小于93.0%；25℃条件下初始充电能量极差不大于初始充电能量平均值的4.0%;25℃条件下初始放电能量极差不大于初始放电能量平均值的4.0%。
（2）高温充放电性能
电池单体从高温环境恢复至室温后充放电性能应满足下列要求:
充电能量不小于额定充电能量;放电能量不小于额定放电能量;能量效率不小于93.0%。
（3）低温充放电性能
电池单体从低温环境恢复至室温后充放电性能应满足下列要求:
充电能量不小于额定充电能量;放电能量不小于额定放电能量;能量效率不小于93.0%。
（4）绝热温升
电池单体绝热温升特性应满足下列要求:
表面温度小于或等于电池单体高温一级报警温度时,温升速率小于0.02 ℃/min;不起火,不爆炸,不在防爆阀或泄压点之外的位置发生破裂。
（5）能量保持与能量恢复能力
电池单体在100%能量状态下静置30 d后能量保持与能量恢复能力应满足下列要求:
能量保持率不小于95.0%;充电能量恢复率不小于95.0%;
8放电能量恢复率不小于95.0%。
（6）自放电率：＜3% 每月（休眠模式下），＜3% 每周（唤醒模式下）
（7）储存性能
电池单体在50%能量状态下贮存30 d后应满足下列要求:
充电能量恢复率不小于96.5%;放电能量恢复率不小于96.5%。
（8）循环性能
电池单体在额定功率条件下循环性能应满足下列要求:
a)单次循环充电能量损失平均值不大于基于额定充电能量的单次循环充电能量损失平均值;
b)单次循环放电能量损失平均值不大于基于额定放电能量的单次循环放电能量损失平均值;所有充放电循环能量效率之间的极差不大于2%。
（9）安全性能
卖方提供相关的资料（试验报告）以证明卖方应答的设备满足以下安全性能。
过充电：电池单体初始化充电后以Pre/Umon恒流充电至电压达到其充电截止电压的1.5倍或时间达到l
h,不应起火,不应爆炸,不应在防爆阀或泄压点之外的位置发生破裂。过放电：电池单体初始化放电后以Pre/Umon恒流放电至电压达到0V或时间达到1
h,不应漏液,不应冒烟,不应起火,不应爆炸,不应在防爆阀或泄压点之外的位置发生破裂。短路：电池单体初始化充电后以1Ω外部线路短路10
min,不应起火,不应爆炸,不应在防爆阀或泄压点之外的位置发生破裂。挤压：电池单体初始化充电后在50 kN的挤压力下保持10
min,不应漏液,不应冒烟,不应起火,不应爆炸,不应在防爆阀或泄压点之外的位置发生破裂。跌落：电池单体初始化充电后由1.5
m高度处自由跌落到水泥地面,不应冒烟,不应起火,不应爆炸,不应在防爆阀或泄压点之外的位置发
生破裂。
f）低气压：将电池单体在低气压环境中静置6h，不应起火、爆炸、漏液。
8
g）加热：将电池单体以5℃/min的速率由环境温度升至（130±2）℃并保持30min，不应起火、爆炸。
h）热失控：电池单体在全寿命周期内,热失控时表面温度应大于90
℃,热失控后不应起火,不应爆炸,不应在防爆阀或泄压点之外的位置发生破裂。
i）阻燃、防爆：电池单体的壳体应采用阻燃材料，具备防爆功能，阻燃等级不低于V-0。
j）温度循环：电池充满电后，进行高温为72°C±2°C、低温为-
40°C±2°C的温度循环试验，循环次数10次，电池单体应不起火、不爆炸、不漏液。
k）振动：电池模块初始化充电后在X,Y、Z轴三个方向随机振动,不应漏液﹐不应冒烟,不应起火,
不应爆炸。
l）加速度冲击：电池充满电后，进行半正弦脉冲冲击试验，峰值加速度为150gn+ 25
gn，脉冲持续时间为6ms±lms。电池单体应不起火、不爆炸、不漏液。
m）热滥用：电池充满电后，进行热滥用试验，试验温度130°C±2°C，持续1h，样品应不起火、不爆炸
。
n)过载：电池单体在4Pre、4Prd条件下充放电,不应漏液,不应冒烟,不应起火,不应爆炸,不应在
防爆阀或泄压点之外的位置发生破裂。
4.2.6电池单体技术参数及保证值
卖方依据自身电池特性填写。
表4.2-1 储能电芯技术参数及保证值
序号 项目 卖方保证 备注
1 品牌/产地 卖方填写 从第七章合格供应商名单中选取 Commented <8>: 应为第七章
2 电池类型 LFP 方形、铝壳
3 电池型号 卖方填写
4 标称电压（V）卖方填写
5 标称容量（Ah）卖方填写
6 标称充电电流（A）卖方填写
7 最大充电电流（A）卖方填写
8 标称放电电流（A）卖方填写
9 最大放电电流（A）卖方填写
8
| 10 | 电压范围（V） | 卖方填写 | 极限范围 |
| 卖方填写 | 推荐使用范围 | ||
| 10 | 循环次数 | 卖方填写 | 要求：1C额定倍率/@25℃，DOD≥100%、循环次数≥5000次 |
| 11 | 能量效率 | 卖方填写 | |
| 12 | 尺寸（W*D*H mm） | 卖方填写 | |
| 13 | 内阻（mΩ） | 卖方填写 | |
| 14 | 重量（Kg） | 卖方填写 | |
| 15 | 存储温度范围（℃） | 卖方填写 | |
| 16 | 工作温度范围（℃） | 卖方填写 | |
| 17 | 初始充放电能量效率 | 卖方填写 |
4.2.7电池试验
电池试验按照GB/T 36276
《电力储能用锂离子电池》及有关国家标准规定执行。型式试验和出厂试验项目参考下表。
电池型式试验和出厂试验项目
| 序号 | 对象 | 检验项目 | 型式试验 | 出厂试验 |
| 1 | 电池单体 | 外观检验 | √ | √ |
| 2 | 极性检测 | √ | √ | |
| 3 | 初始充放电能量试验 | √ | √ | |
| 4 | 常温倍率放电性能试验 | √ | - | |
| 5 | 高温充放电性能试验 | √ | - | |
| 6 | 低温充放电性能试验 | √ | - | |
| 7 | 绝热温升试验 | √ | - | |
| 8 | 室温及高温能量保持与能量 恢复能力试验 | √ | - | |
| 9 | 储存性能试验 | √ | - | |
| 10 | 循环性能试验 | √ | - | |
| 11 | 过充电试验 | √ | - | |
| 12 | 过放电试验 | √ | - | |
| 13 | 短路试验 | √ | - | |
| 14 | 挤压试验 | √ | - | |
| 15 | 跌落试验 | √ | - |
8
| 序号 | 对象 | 检验项目 | 型式试验 | 出厂试验 |
| 16 | 低气压试验 | √ | - | |
| 17 | 加热试验 | √ | - | |
| 18 | 热失控试验 | √ | - | |
| 19 | 外形尺寸和质量测量 | √ | √ | |
| 20 | 电池模块 | 外观检验 | √ | √ |
| 21 | 极性检测 | √ | √ | |
| 22 | 初始充放电能量试验 | √ | - | |
| 23 | 常温倍率放电性能试验 | √ | - | |
| 24 | 高温充放电性能试验 | √ | - | |
| 25 | 低温充放电性能试验 | √ | - | |
| 26 | 室温及高温能量保持与能量 恢复能力试验 | √ | - | |
| 27 | 储存性能试验 | √ | - | |
| 28 | 绝缘性能试验 | √ | - | |
| 29 | 耐压性能试验 | √ | - | |
| 30 | 循环性能试验 | √ | - | |
| 31 | 过充电试验 | √ | - | |
| 32 | 过放电试验 | √ | - | |
| 33 | 短路试验 | √ | - | |
| 34 | 挤压试验 | √ | - | |
| 35 | 跌落试验 | √ | - | |
| 36 | 盐雾与高温高湿试验 | √ | - | |
| 37 | 热失控扩散试验 | √ | - | |
| 38 | 外形尺寸和质量测量 | √ | √ | |
| 39 | 电池簇 | 外观检验 | √ | о |
| 40 | 初始充放电能量试验 | √ | о | |
| 41 | 绝缘性能试验 | √ | - | |
| 42 | 耐压性能试验 | √ | - |
8
注：“√”表示应做试验项目；“-
”表示不必做试验项目；“o”表示可根据出厂时是否以电池簇为产品形态来选择。
4.2.8其他试验
（1）安全试验
锂离子电池或锂离子电池储能系统等相关生产厂商应完成以下安全试验,并提供相关符合性声 明或证明材料，合格后方可进场。相关试验要求详见广东能源集团《锂离子电池储能系统安全技术规 范（试行版）》。
电池安全试验项目
| 序号 | 对象 | 检验项目 |
| 1 | 电池单体 | 高温外部短路试验 |
| 2 | 温度循环试验 | |
| 3 | 振动试验 | |
| 4 | 加速度冲击试验 | |
| 5 | 热滥用试验 | |
| 6 | 电池模块 | 温度循环试验 |
| 7 | 振动试验 | |
| 8 | 加速度冲击试验 |
（2）现场试验
锂离子电池或锂离子电池储能系统等相关生产厂商应完成以下现场试验,并提供相关符合性声 明或证明材料。相关试验要求详见广东能源集团《锂离子电池储能系统安全技术规范（试行版）》。
电池现场试验项目
| 序号 | 对象 | 检验项目 |
| 1 | 电池单体 | 外壳材料选择和外壳结构设计审核 |
| 2 | 电池包内部材料选择和绝缘审核 | |
| 3 | 电池单体选择审核 | |
| 4 | 电池模组配置、设计和排布审核 | |
| 5 | 电池及管件零部件型号确认 | |
| 6 | 电池安装质量检查 |
8
4.3电池模块
4.3.1电池模块应满足GB／T 36276-
2018《电力储能用锂离子电池》标准规范要求，并提供国家批准第三方认证机构出具的CNAS及CMA型式
试验报告。
4.3.2电池模块外观应无变形及裂纹，表面应干燥、无外伤、无污物，排列整齐、连接可靠，且标
识清晰、正确。电池模块的质量及结构应便于拆卸和维护。电池模块间接线板、终端连接头应选择导
电性能优良的材料。
4.3.3电池单体在电池模块内应可靠固定，固定装置不应影响电池模块的正常工作，固定系统的
设计应便于电池的维护。电池箱中各种电连接点应保持足够的预紧力，并采取适当的措施，防止松动
。所有无基本绝缘的连接点应采取加强防护，应符合GB 4208-2008要求。
4.3.4电池模块极柱端子设计应方便运行和维护过程中电池模块电压的测量。电池模块之间的连
接电阻应尽量小，在规定的最大电流充放电后，极柱温升不应超过30℃，外观不得出现异常。
4.3.5电池模块的电芯安全阀应朝上布置。
4.3.6每个电池模块的温度采集点数不少于4个，且每个串联节点至少设置1个温度采集点。
4.3.7电池模块要求具有风扇设计，保证电池热管理效果，模块内的电芯要求预留风道用于通风
散热。或者厂家设计方案能满足电池循环寿命和温差要求，并须买方同意。
4.3.8电池模块性能要求
（1）初始充放电能量
电池模块初始充放电能量应符合下列要求：
初始充电能量不小于额定充电能量；初始放电能量不小于额定放电能量；5℃条件下初始充放电能量效率不小于85.0%;25℃条件下初始充放电能量效率不小于94.0%;45 ℃条件下初始充放电能量效率不小于94.0%;
825℃条件下初始充电能量极差不大于初始充电能量平均值的4.5%;25 ℃条件下初始放电能量极差不大于初始放电能量平均值的4.5%。
（2）倍率充放电性能
电池模块倍率充放电性能应符合GB/T 36276-2018中5.3.1.2的相关要求。
（3）高温充放电性能
电池模块从高温环境恢复至室温后充放电性能应满足下列要求:
充电能量不小于额定充电能量;放电能量不小于额定放电能量;能量效率不小于94.0%。
4）低温充放电性能
电池模块从低温环境恢复至室温后充放电性能应满足下列要求:
充电能量不小于额定充电能量;放电能量不小于额定放电能量;能量效率不小于94.0%。
（5）能量保持与能量恢复能力
电池单体在100%能量状态下静置30 d后能量保持与能量恢复能力应满足下列要求:
能量保持率不小于95.0%;充电能量恢复率不小于95.0%;放电能量恢复率不小于95.0%。
（6）储存性能
电池单体在50%能量状态下贮存30 d后应满足下列要求:
充电能量恢复率不小于97%;放电能量恢复率不小于97%。
（7）绝缘性能
8
电池模块正极与外部裸露可导电部分之间,电池模块负极与外部裸露可导电部分之间的绝缘电
阻与标称电压的比值均不应小于1000 Ω/V。
（8）耐压性能
在电池模块正极与外部裸露可导电部分之间,电池模块负极与外部裸露可导电部分之间施加相
应的电压,不应发生击穿或闪络现象,直流耐压漏电流应小于10 mA。
（9）循环性能
电池模块在额定功率条件下循环性能应满足下列要求:
a)单次循环充电能量损失平均值不大于基于额定充电能量的单次循环充电能量损失平均值;
b)单次循环放电能量损失平均值不大于基于额定放电能量的单次循环放电能量损失平均值;所有充放电循环能量效率之间的极差不大于2%;循环充放电过程中,充电结束时电池单体电压极差平均值不大于250 mV;循环充放电过程中,放电结束时电池单体电压极差平均值不大于350 mV。
（10）安全性能
过充电：电池模块初始化充电后以Pre/Umon恒流充电至任一电池单体电压达到电池单体充电截止电压
的1.5倍或时间达到1 h,不应起火,不应爆炸。过放电：电池模块初始化放电后以Pre/Umon恒流放电至任一电池单体电压达到0V或时间达到lh,不应漏
夜.不市冒烟.不应记火.不应爆炸。短路：电池模块初始化充电后以l mΩ外部线路短路10 min或以30 mΩ外部线路短路30
min,均不应起火,不应爆炸。挤压：电池模块初始化充电后在50 kN的挤压力下保持 10
min,不应漏液,不应冒烟,不应起火,不应爆炸。跌落：电池模块初始化充电后由2m高度处自由跌落到水泥地面,不应起火、不应爆炸。盐雾与高温高湿:
8
电池模块初始化充电后经喷雾-
贮存循环,外壳不应破裂,不应漏液,不应起火,不应爆炸,绝缘性能与耐压性能应满足要求。
电池模块初始化充电后经交变湿热循环,外壳不应破裂,不应漏液,不应起火,不应爆炸,绝缘性
能与耐压性能应满足要求。
热失控扩散：电池模块内任一电池单体温度升高后,不应触发其他电池单体发生热失控,不应起火,不
应爆炸,绝缘性能应满足要求。。
h）温度循环：电池模块充满电后，进行高温为72°C±2°C、低温为-
40°C±2°C的温度循环试验，循环次数10次，应不起火、不爆炸、不漏液。
i）振动：电池模块初始化充电后在X,Y、Z轴三个方向随机振动,不应漏液﹐不应冒烟,不应起火,
不应爆炸,绝缘性能与耐压性能应满足要求。
j）加速度冲击：电池模块充满电后，进行半正弦脉冲冲击试验，峰值加速度为150gn+ 25
gn，脉冲持续时间为6ms±lms，应不起火、不爆炸、不漏液。
k）电池模块在4Pre、4Prd条件下充放电,不应漏液,不应冒烟,不应起火,不应爆炸。
4.3.9电池模组技术参数及保证值
卖方依据自身电池组特性填写。
储能电池模块参数及保证值
| 序号 | 名称 | 卖方保证值 | 备注 | |
| 1 | 单体电池 参数 | 额定容量（Ah） | ||
| 2 | 电池 模块 | 组合方式 | ||
| 额定容量（Ah） | ||||
| 额定能量（kWh） | ||||
| 额定电压（V） | ||||
| 额定充放电倍率 | ||||
| 标称电压（V） | ||||
| 交流内阻一致性 | 蓄电池单体交流内阻：（最大值- | |||
8
| 序号 | 名称 | 卖方保证值 | 备注 | |
| 最小值）/抽样平均值，≤1 0% | ||||
| 运行电压范围（V） | ||||
| 重量（kg） | ||||
| 尺寸（长×宽×高） | ||||
4.3.10储能电池组一致性必须满足下表要求
| 项目 | 要求 | 承诺值 | 备注 | |
| 一 致 性 要 求 | 静态电压一致性 | ≤10mv | 蓄电池单体电压差值: 最大值-最小值 | |
| 初始容量一致性 | ≤3% | 蓄电池单体容量： （实际容量-标称容量）/标称容量 | ||
| 自放电一致 | ≤1% | 满电放置28天后，保持容量 （最大值-最小值）/抽样平均值 | ||
| 放电平台一致 | ≤1% | 平台区内额定功率充放电曲线之间振 幅不超过1% | ||
| 充电恒流一致比 | ≤3% | |||
4.4电池簇
4.4.1
电池簇设备、零部件及辅助设施外观应无变形及裂纹，应干燥、无外伤、无污物，排列整齐、连接可靠
。
4.4.2每组电池簇由一面或多面电池柜（架）构成，每组电池簇应设计为1台高压箱加多台电池模
块结构，电池架应设计为独立插箱模式，高压箱与电池模块均应模块化生产，以便维护。电池簇高压
箱内配置总正接触器、总负接触器、保护熔断器、电流传感器等，接触器应能接受电池管理系统控制
。电池簇满足GB／T 36276-
2018《电力储能用锂离子电池》标准规范要求，并在并网前提供国家批准第三方认证机构出具的CNAS
及CMA型式试验报告。
4.4.3为确保电池PACK间以及电池簇间动力电缆可靠连接且便于工作人员检查维护，要求电池簇
中的电池PACK以及高压箱的正极接口、负极接口为前出线。
4.4.4电池模块成组时块与块之间应留有空隙，以便灭火剂渗入。
8
4.4.5电池簇性能要求
（1）电压范围
电池簇电压范围应在540V~1500V内，应与PCS直流侧额定电压相匹配。
（2）初始充放电能量
电池簇初始充放电能量应符合下列要求：
初始充电能量不小于额定充电能量；初始放电能量不小于额定放电能量；初始充放电能量效率不小于95.0%;充电结束时电池单体电压极差不大于250 mV;放电结束时电池单体电压极差不大于300 mV;充电结束时电池单体温度极差不大于6 ℃;
g）放电结束时电池单体温度极差不大于6 ℃;
h)充电结束时电池模块电压极差不大于电池模块标称电压的5.0%;
放电结束时电池模块电压极差不大于电池模块标称电压的5.0%。
（3）绝缘性能
电池簇正极与外部裸露可导电部分之间,电池簇负极与外部裸露可导电部分之间的绝缘电阻与
标称电压的比值均不应小于1000 Ω/V。。
（4）耐压性能
在电池簇正极与外部裸露可导电部分之间,电池簇负极与外部裸露可导电部分之间施加相应的
电压,不应发生击穿或闪络现象,直流耐压漏电流应小于10 mA。
（5）安全防护
电池模块成组设计时应考虑在触电或紧急情况下迅速断开回路，保证人身安全和事故隔离。
（6）报警与保护功能
电池簇运行过程中电压、电流、温度、电压极差、温度极差、绝缘电阻等参数达到报 警值时,应发出报警信号并执行相应保护动作。
8
4.4.6电池簇技术参数及保证值
卖方依据自身电池特性填写。
储能电池簇参数及保证值：
| 序号 | 项目 | 卖方保证 | 备注 |
| 1 | 排列形式 | ||
| 2 | 采用电芯 | ||
| 3 | 组合方式 | ||
| 4 | 关键部件 | ||
| 5 | 电池簇电压范围（V） | 卖方填写 | |
| 6 | 电池簇标称容量（kWh） | 卖方填写 | |
| 7 | 最大充电电流（A） | 卖方填写 | |
| 8 | 最大放电电流（A） | 卖方填写 | |
| 9 | 充放电倍率 | 卖方填写 | |
| 10 | 电池架尺寸（W*D*H mm） | 卖方填写 | |
| 11 | 重量（Kg） | 卖方填写 | |
| 12 | 存储温度范围（℃） | 卖方填写 | |
| 13 | 工作温度范围（℃） | 卖方填写 |
4.5电池管理系统
4.5.1一般要求
（1）储能锂电池系统应具有电池管理系统（BMS），BMS按照GB/T34131-
2017设计，实现对储能电池堆的全面控制与保护，并实现与本地控制器联动控制PCS、储能EMS的通信
。
（2）BMS应实现高精度、高可靠性的电池单体电压和温度的采集，同时对电池储能设备荷电状态（
SOC）进行高精度的估算，并通过均衡控制电路实现电池单体间电量均衡。在电池数据异常的情况下，
进行故障告警和保护。
8
（3）BMS的拓扑配置应与PCS的拓扑、电池的成组方式相匹配与协调，并对电池运行状态进行监测
、优化控制及全面管理。
（4）BMS功能要求中各功能具体实现层级由BMS的拓扑配置情况决定，宜分层就地实现。
（5）电池管理系统的上一层管理单元，宜对下一层管理单元上送的数据和信息进行必要的校验和
判断，预防下级管理单元可能的故障，提供系统安全性。
（6）锂离子电池管理系统宜采用三层架构，见下图1：
监控系统
< 通信
温
通信 电池阵列管理单元
控
通信
系
统
电池簇管理单元
通信
火
灾
报 电池管理单元
警
及 通信
消
电池管理系统
电池簇管理单元 储
通信 能
电池管理单元 电池管理单元 变
f f f 流
电 电 电 电 电 电 电 电 电 器
防 池 池 池
池 池 池 池 池 池
单 单
单 单 单
单
灭 单 单 单
火 体 体 体 体 体 体 体 体 体
系
统 电池模块 电池模块 电池模块
图1 电池管理系统典型架构图
（7）BMS可采集电芯的电压、温度等数据，并上传能量管理系统（EMS）。
（8） BMS通过第三方基于《GB∕T 34131-2017
电化学储能电站用锂离子电池管理系统技术规范》的检测，具有国家批准第三方认证机构出具的CNAS
及CMA型式试验报告和认证证书。
（9）电池管理系统线束应采用阻燃和防短路设计。
（10）BMS应满足广东能源集团《锂离子电池储能系统安全技术规范（试行版）》中强制性安全要
求，并提供规范中所有安全试验项目相关符合性声明或证明材料。BMS进场后，投标人还须按规范中E
MS现场试验进行检测，并提供规范中安全试验相关符合性声明或证明材料。
8
4.5.2功能要求
（1）测量要求
BMS应能实时测量电池的电和热相关的数据，应包括单体电池电压、电池模块温度、电池模块电
压、串联回路电流、绝缘电阻等参数。各状态参数测量精度应符合下列规定：
电流采样分辨率宜结合电池容量和充放电电流确定，测量误差应不大于±0.2％，采样周期不大于50m
s；单体电压测量误差应不大于±0.3％，采样周期应不大于200ms；温度采样分辨率应不大于1℃，测量误差不大于±2℃，采样周期不大于1s。
（2）计算要求
BMS应能够估算电池的荷电状态，充电、放电电能量值(Wh)，最大充电电流，最大放电电流等状态
参数，且具有掉电保持功能，具备上传监控系统的功能。各状态参数估算精度应符合下列规定：
SOE估算精度应不大于8％，宜具有自标定功能，计算更新周期应不大于3s；电能量计算误差应不大于3％；
（3）状态参数信息上送功能
BMS应具备内部信息收集和交互功能，能将电池单体和电池整体信息上传监控系统和功率变换系
统。
（4）故障诊断功能
BMS应能够监测电池的运行状态，诊断电池或BMS本体的异常运行状态，上送相关告警信号至监
控系统和功率变换系统。
（5）电池的电气保护功能
BMS应具备电池的过压保护、欠压保护、过流保护、短路保护、过温保护、电保护等电气保护功能
，并能发出告警信号或跳闸指令，实施就地故障隔离。
表BMS故障诊断列表
| 序号 | 告警及故障保护 | 卖方保证值 |
8
| 序号 | 告警及故障保护 | 卖方保证值 |
| 1 | 电池单体放电欠压告警 | |
| 2 | 电池单体放电欠压二级保护 | |
| 3 | 电池单体放电欠压一级保护 | |
| 4 | 电池单体充电过压告警 | |
| 5 | 电池单体充电过压二级保护 | |
| 6 | 电池单体充电过压一级保护 | |
| 7 | 母线放电欠压告警 | |
| 8 | 母线放电欠压二级保护 | |
| 9 | 母线放电欠压一级保护 | |
| 10 | 母线充电过压告警 | |
| 11 | 母线充电过压二级保护 | |
| 12 | 母线充电过压一级保护 | |
| 13 | 簇放电过流告警 | |
| 14 | 簇放电过流二级保护 | |
| 15 | 簇放电过流一级保护 | |
| 16 | 簇充电过流告警 | |
| 17 | 簇充电过流二级保护 | |
| 18 | 簇充电过流一级保护 | |
| 19 | 堆母线放电过流告警 | |
| 20 | 堆母线放电过流二级保护 | |
| 21 | 堆母线放电过流一级保护 | |
| 22 | 堆母线充电过流告警 | |
| 23 | 堆母线充电过流二级保护 | |
| 24 | 堆母线充电过流一级保护 | |
| 25 | 低温告警 | |
| 26 | 低温二级保护 | |
| 27 | 低温一级保护 | |
| 28 | 超温告警 | |
| 29 | 超温二级保护 | |
| 30 | 超温一级保护 | |
| 31 | 温差过大告警 | |
| 32 | 空调通讯异常 | |
| 33 | 空调压缩机故障 | |
| 34 | 空调风机故障 | |
| 35 | 消防火灾保护 | |
| 36 | 母线绝缘故障保护 | |
| 37 | 消防主机故障告警 | |
| 38 | UPS 电源故障 | |
| 39 | 其他规范标准要求 |
（7）管理功能
BMS应能对充放电进行有效管理，确保充放电过程中不发生电池过充电、过放电，以防止发生充
放电电流和温度超过允许值，主要功能应符合下列要求：
充电管理功能：在充电过程中，电池充电电压应控制在最高允许充电电压内；
8放电管理功能：在放电过程中，电池放电电压应控制在最低允许放电电压内；温度管理功能：应向热管理系统提供电池温度信息及其他控制信号，并协助热管理系统控制实现电池
间平均温差小于5℃；电量均衡管理功能：应采用高能效的均衡控制策略，保证电池间的一致性满足要求。
（8）统计功能
BMS应具有电池充、放电的累计充、放电量的统计功能，并具有掉电保持功能。
（9）通信功能
BMS与功率变换系统之间应有通讯接口，宜有备用接口，作为冗余，同时宜具备1个硬接点接口。
BMS与监控系统之间应有以太网通讯接口，宜有备用接口，作为冗余。同时，电化学储能电站内BMS宜
单独组网。
（10）对时功能
BMS应具备对时功能，能接受IRIG-B(DC)码对时或者NTP网络对时。
（11）平均故障间隔时间
BMS应具备良好的可靠性与可用率，平均故障间隔时间不宜小于40000h。
（12）定值设置功能
BMS应能对电池运行参数、报警、保护定值进行整定，且具备就地和远程修改功能。
（13）操作权限管理功能
BMS应具有操作权限密码管理功能，任何改变运行方式和运行参数的操作均需要权限确认。
（14）事件记录功能
BMS应具备事件记录功能。运行参数的修改、电池管理单元告警信息、保护动作、充电和放电开始
/结束时间等均应有记录，且时间记录应精确到秒。事件记录应具有掉电保持功能。每个报警记录应
包含所定义的限值、报警参数，并列明报警时间、日期以及报警值时段内的峰值。
8
（15）故障录波功能
BMS宜有故障录波功能，能够对故障前后的状态量有效记录，电流量记录周期宜不大于50ms，电
压量记录周期不大于1s，温度量记录周期不大于5s。记录时间不宜少于10min。
（16）显示功能
BMS应能显示或上传确保系统安全可靠运行所必需的信息，如相关定值、模拟量测量值、事件记
录和告警记录等。
（17）电磁兼容
BMS应符合GB/T17626.2规定严酷等级为三级静电放电抗扰度、GB/T17626.4规定严酷等级为三级
电快速瞬变脉冲群抗扰度、GB/T17626.5规定严酷等级为三级浪涌(冲击)抗扰度、GB/T17626.8规定
严酷等级为四级工频磁场抗扰度、GB/T17626.12规定严酷等级为三级振荡波抗扰度试验的要求。
（18）绝缘耐压性能
BMS应能经受要求的绝缘耐压性能试验，试验电压应符合下表规定。在试验过程中BMS应无击穿
或闪络等破坏性放电现象。
| 额定绝缘电压Un/V | 介质交流试验电压/V | 介质直流试验电压/V | 冲击试验电压/V |
| Un≤63 | 500 | 700 | 1000 |
| 63＜Un≤250 | 2000 | 2800 | 5000 |
| 250＜Un≤500 | 2000 | 2800 | 5000 |
（18）耐湿热性能
BMS应能经受GB/T
2423.4规定的湿热试验，在试验后应能正常工作，且满足5.2状态参数测量精度的要求。
4.5.3 BMS强制性安全要求
电池管理系统选型应与锂离子电池性能相匹配，并应符合下列要求:
a）电池管理系统与电池相连的带电部件和壳体之间的绝缘电阻值不应小于2MQ；
b）电池管理系统应经受绝缘耐压性能试验，在试验过程中应无击穿或闪络等破坏性放电现象；
c）所检测状态参数的测量误差不应大于下表的规定；
状态参数测量误差
8
| 参数 | 总电压值 | 电流值 | 温度值 | 单节电压值 |
| 误差要求 | ±1%FS | ±0.2%FS | ±2℃ | ±10mV |
d）应能在供电电源电压上限、下限时，持续运行1h，且状态参数测量精度满足要求；
e）应全面监测电池的运行状态，包括但不限于单体/模块和电池系统电压、电流、温度和电池荷
电量等，事故时发出告警信息；
f）应可靠保护电池组，具备过压保护、欠压保护、过流保护、过温保护和直流绝缘监测等功能。
4.5.4 BMS技术参数及保证值
电池管理系统（BMS）采用三级管理架构设计，卖方填写表电池管理系统技术参数表，并保证供货
设备的性能与提供的参数数值一致。
电池管理系统技术参数及保证值
| 序 号 | 名称 | 要求值 | 卖方保证值 | 备注 | |
| 1 | 电 池 管 理 系 统 | 品牌 | |||
| 生产厂家/产地 | |||||
| 规格、型号 | |||||
| 工作电源 | |||||
| 单装置功耗 | |||||
| 电流采集精度 | ±1% | ||||
| 电压采集精度 | 不大于±0.3％ | ||||
| 温度采集精度 | ±1（0～45℃）； ±2（- 40～85℃范围内其他 温度）； | ||||
| 电压采集周期 | ≤200ms | ||||
| 电流采集周期 | ≤50ms | ||||
| 温度采集周期 | ≤1s | ||||
| 均衡方式 | 卖方填写 | ||||
| 均衡电流 | 100mA | ||||
| 两次SOC测量误差 | 3% | ||||
| 保护 | 至少包括：过充、过放、超温、过流等保护。 | ||||
| 事件记录存储 | ≥100000条 | ||||
| 历史数据存储 | ≥1年 | ||||
8
| 序 号 | 名称 | 要求值 | 卖方保证值 | 备注 | |
| 交流内阻一致性 | ≤10% | ||||
| 与PCS及就地监控层通信方式 | |||||
| 与PCS及就地监控层通信规约 | |||||
4.5.5 BMS试验
电池管理系统应完成以下试验。
锂离子电池管理系统试验项目
| 序号 | 对象 | 检验项目 | 型式试验 | 出厂试验 |
| 1 | SOE估算误差 | √ | - | |
| 2 | 保护功能 | √ | √ | |
| 3 | 故障诊断 | √ | √ | |
| 4 | 绝缘耐压 | √ | ||
| 5 | 耐湿热试验 | √ | - | |
| 6 | 辐射骚扰抗扰度 | √ | - | |
| 7 | 静电放电抗扰度 | √ | - | |
| 8 | 电快速瞬变脉冲群抗扰度 | √ | - | |
| 9 | 浪涌（冲击）抗扰度 | √ | - | |
| 10 | 工频磁场抗扰度 | √ | - | |
| 11 | 阻尼振荡波抗扰度 | √ | - | |
| 12 | 电流测量精度 | √ | √ | |
| 13 | 电压测量精度 | √ | √ | |
| 14 | 温度测量精度 | √ | √ | |
| 15 | 电量均衡功能 | √ | - |
4.5.6 BMS其他试验
（1）安全试验
锂离子电池管理系统的其他安全试验项目应符合下表的规定，并提供相关符合性声明或证明材 料，合格后方可进场。相关试验要求详见广东能源集团《锂离子电池储能系统安全技术规范（试行版）》。
锂离子电池管理系统安全试验项目
| 序号 | 对象 | 检验项目 |
8
| 序号 | 对象 | 检验项目 |
| 1 | 电池管理 系统 | SOC估算误差 |
| 2 | 数据釆集 | |
| 3 | 均衡功能 | |
| 4 | 控制功能 | |
| 5 | 高温运行 | |
| 6 | 低温运行 | |
| 7 | 耐盐雾试验 | |
| 8 | 直流电源输入端口纹波抗扰度 | |
| 9 | 阻尼振荡磁场抗扰度 | |
| 10 | 脉冲磁场抗扰度 |
（2）现场试验
锂离子电池储能系统项目实施及验收过程中应要求完成以下试验,并提供相关符合性声明或证
明材料。相关试验要求详见广东能源集团《锂离子电池储能系统安全技术规范（试行版）》。
锂离子电池管理系统安全试验项目
| 序号 | 对象 | 检验项目 |
| 1 | 电池管理 系统 | 保护设备的保护等级和配置审核 |
| 2 | BMS保护参数设定审核 | |
| 3 | BMS功能设置和功能安全考量审核 | |
| 4 | BMS主板和从板功能安全评估 |
4.6 储能电池预制舱技术要求
4.6.1 一般要求
（1）基本功能
储能系统采用集装箱安装，并提供集装箱内部设备布置图。
电池集装箱将电池系统各设备集成到一个标准的单元中，包括电池组、BMS、汇流柜等，电池集装
箱拥有自己独立的直流汇流柜、配电系统、温控系统、消防设备等自动控制和安全保障系统。
（2）风冷电池集装箱采用恒温设计，内置工业空调制冷制热系统，使得集装箱内环境温度恒定在
最佳工作温度范围内。同时通过对集装箱锂电池进行热仿真效果进行集装箱风道设计，保障每一路
8
液冷电池柜采用液冷设计,内置液冷机组单元,使得柜内电池温度保持在最佳工作温度范围
电池架均能满足温度均衡，使得每组电池架的上下层电池模组的温度之差控制在最佳运行温度范围
内。
（3）液冷电池柜采用液冷设计，内置液冷机组单元，使得柜内电池温度保持在最佳工作温度范围
内。同时通过对柜内锂电池进行热仿真效果进行液冷管道流量设计，保障每一个电池模组均能满足
温度均衡，使得电池温度之差控制在最佳运行温度范围内。
（4）液冷电池柜内部液冷连接头需可靠稳定，不漏液。液冷机组需配置自动补液装置。
（5）集装箱内应配置视频监控设备，风冷电池集装箱应配置至少1台摄像机，确保储能设备间内
部全面监视，液冷电池集装箱根据卖方产品设计配置。
Commented <9>:
应考虑与升压站视频监控厂家一致，便于后台整体
监控
Commented <10>: 1.16已明确
（6）集装箱内辅助供电回路接入要求：储能系统内辅助供电，包括消防系统、温控系统等，采用自
供电方式，由卖方根据自身产品设计电源引接，单独计量辅助系统耗电情况。卖方根据自身方案和设
备特点确定储能系统辅助供电容量大小及配电设计方案。
（7）集装箱配电柜内预留至少1个用电接口。
（8）电缆及布线要求：集装箱内的电缆应选用绝缘电缆，电缆的阻燃性满足GB/T 18380.12-
2008的要求。设备间内部，用于设备之间相互连接的控制电缆以及通信电缆应尽量采用内走线方式，
达到美观和安全的效果。功率电缆进出口处在电缆连接完成后，应采用适当的措施进行防护。
（9）颜色：集装箱颜色、企业LOGO由双方共同确定。
（10）铭牌：卖方设备应有耐久和字迹清晰的铭牌。字体为印刷体，铭牌的材料应不受气候影响，
铭牌中刻制的字迹应在设备使用期内保持清晰。
（11）储能系统置摄像头要求接入站内视频监控系统，蓄电池舱摄像头要求满足防爆要求（摄像头
厂家与站内摄像头厂家一致）。
4.6.2 箱体要求
（1）箱体结构要求
集装箱钢结构须采用耐候钢板，平顶结构或顶部采用波筋板，便于码放。
集装箱的防护等级不低于IP54。
8
集装箱壳体满足三层防护：底漆采用富锌漆，中间漆为环氧漆，外面漆为丙烯酸漆/聚氨酯面漆，
底架采用沥青漆，满足防腐要求。
集装箱采用壳体为两层钢板，中间填充材料必须为A级防火阻燃岩棉，需具备防水功能，天花板/
侧墙填充厚度不小于50mm，电池集装箱地面填充厚度不小于100mm。
内部油漆需为环氧富锌底漆（厚度30μm）＋环氧云铁漆（厚度50μm），总漆膜厚度不小于80μm。
外部油漆需为环氧富锌底漆（厚度50μm）＋环氧云铁中间漆（厚度50μm）＋氟碳或聚氨酯面漆（厚
度40μm），总漆膜厚度不少于140μm。
集装箱需满足吊车安装的基本安装要求，提供螺栓或焊接固定方式，同时向用户提供2个符合电
力标准要求的接地点。
4.6.3环境适应性
集装箱必须具备良好的防腐、防火、防水、防凝露、防尘（防风沙）、抗台风、防震、防紫外线、防
盗等功能，集装箱设计寿命不低于25年，不会因腐蚀、防火、防水、防凝露、防尘和紫外线等因素出现
故障。
电池集装箱内采用以全氟己酮为介质的自动灭火系统，一旦检测到火灾，火灾探测报警系统应
能够及时探测到集装箱内异常情况并自动或手动的启动气体灭火，并将告警信息上传至后台监控系
统。
卖方应提供集装箱内火灾报警及消防系统的设计方案、工作原理、动作逻辑和工作流程。
防水功能须保证箱体顶部不积水、不渗水、不漏水，箱体侧面不进雨，箱体底部不渗水。
防尘（防风沙）功能须保证集装箱在遭遇大风扬沙天气时可以有效阻止灰尘进入集装箱内部，卖
方须保证集装箱防尘（防风沙）功能的长期有效性。
防震功能须保证运输和地震条件下集装箱及其内部设备的机械强度满足要求，不出现变形、功
能异常、震动后不运行等故障。
防紫外线功能必须保证集装箱内外材料的性质不会因为紫外线的照射发生劣化、不会吸收紫外
线的热量等。
4.6.4储能单元技术参数表及保证值
8
| 序号 | 项目 | 细分项目 | 技术要求 | 卖方保证值 |
| 1 | 电芯参数 | 连续充电（C） | 1C@25℃ | |
| 连续放电（C） | 1C@25℃ | |||
| 充电温度（℃） | 0～45 | |||
| 放电温度（℃） | -20～55 | |||
| 容量 | 卖方填写 | |||
| 2 | 系统配置 | 功率（MW） | ≥2.5 | |
| 能量（MWh） | ≥3 | |||
| 3 | 电池成组 | 模块 | 成组方式 | |
| 电池簇 | 成组方式 | |||
| 电压 | ||||
| 容量 | ||||
| 能量 | ||||
| 系统单元 | 成组方式 | |||
| 4 | 热管理设计 | 热管理后温度范 围 | 卖方填写 | |
| 5 | 控制系统 | soc估算精度要求 | ≤3% | |
| 状态参数采样精 度要求 | 总电压采样精度±5V | |||
| 电流值采样精度≤1% FSR | ||||
| 温度采样精度- 40~85℃，±2℃ | ||||
| 单体电压误差< 3mV （0~45℃） <5mV （其他温度） | ||||
| 6 | 电池集装箱 | 尺寸 | 具体根据实际场地设计 | |
| 7 | 冷却方式 | 液冷或者风冷 | 卖方设计 |
5能量管理系统(EMS)技术要求
储能电站监控系统是整个储能电站协调控制的核心，是实现储能电站高效、安全、稳定、可靠运
行和可再生能源最大化利用的重要工具和保障。
能量管理系统应满足广东能源集团《锂离子电池储能系统安全技术规范（试行版）》中强制性安全
要求，并提供规范中所有安全试验项目相关符合性声明或证明材料。
8
EMS进场后，投标人还须按规范中EMS现场试验进行检测，并提供规范中安全试验相关符合性声
明或证明材料。
5.1 技术性能要求
根据项目接入系统批复要求，储能能量管理系统能接受电网调度指令或者电站AGC/AVC系统的控
制指令。储能系统应具有参与一次调频的能力，以及具备无功功率控制功能。
5.2能量管理系统配置
新能源场配套储能能量管理系统采用开放式分层分布结构，由站控层以及间隔层构成。站控层
设备布置在储能电站总控集装箱箱体内或者站房内，间隔层设备按需布置在储能变流升压一体机或
电池集装箱。
（1）站控层设备
EMS服务器：作为储能站控层数据收集、处理、存储及网络管理的中心。EMS服务器按照双机冗余配置，
其设备宜采用组屏（柜）方式布置在总控室内。操作员兼工程师工作站。操作员兼工程师工作站是站内配套储能能量管理系统的主要人机界面，用
于图形及报表显示、事件记录及报警状态显示和查询，设备状态和参数的查询，操作指导，操作控制
命令的解释和下达，整个站内配套储能能量管理系统的维护、管理，可完成数据库的定义、修改，系
统参数的定义、修改，报表的制作、修改及网络维护、系统诊断等工作。运行人员可通过操作员兼工
程师工作站对储能电站各一次及二次设备进行运行监测和操作控制，对站内配套储能能量管理系统
的维护需要在操作员兼工程师工作站上进行，并须有可靠的登录保护。协调控制器。协调控制器主要用于协调控制多台PCS，实现高级控制功能，如快速功率跟踪响应、一次
调频等。协调控制器可以采集线路或母线电流、电压、功率、频率等，以满足高精度高速度采样控制
需求，频率检测精度不大于0.003Hz。快速功率跟踪响应是指协调控制装置接收外部功率指令，控制
8
储能系统整体输出，保证整体输出功率的实时性与准确性。一次调频是根据电网的频率主动调整储
能系统输出的有功，达到频率快速调节的目的。储能协调控制装置还可以根据各电池组SOC状态进行
功率分配，使各电池组的性能状态达到均衡。协调控制器应采用专用独立设备，无风扇设计，无硬盘
，协调控制器宜采用组屏（柜）方式布置在总控站房。网络交换机。网络交换机网络传输速率大于或等于100Mbit/s，构成分布式高速工业级以太网，电口
和光口数量应满足储能电站应用要求。其他网络设备。包括接口设备（如光纤接线盒）和网络连接线、电缆、光缆等。
（2）间隔层设备。
箱变测控装置。箱变测控装置具有状态量采集、交流采样及测量、断路器控制及数字显示等功能。同
时可以上送EMS能量管理系统作为整个系统后背保护数据源。PCS控制器。集成在PCS变流器柜体内，在站控层网络失效的情况下，PCS控制器应能独立完成就地数
据采集和控制功能，具备完善的电压、SOC等保护功能。
BMS系统。电池系统控制器主要用于采集BMS系统信息、消防、门禁等系统数据，作为整个系统后背保
护数据源，实现系统辅助保护控制如热管理等功能。
5.3系统网络结构
场站配套储能能量管理系统宜采用以太网，站控层、间隔层设备均接入该网络,其典型拓扑如下
图所示。
8
电网调度
X 2 功率预测
工作站 远动装置
EMS服务器
EMS协调
控制器
BMS
通信管理机
PCS 升压变监控信号 开关柜状态控制 新能源电站监控
5.4能量管理系统功能
5.4.1数据库的建立与维护
场站配套储能能量管理系统应同时支持实时数据库和历史数据库：实时数据库：载入储能能量管理系统采集的实时数据，其数值应根据运行工况的实时变化而不
断更新，记录被监控设备的当前状态。实时数据库的刷新周期及数据精度应满足工程要求。历史数据库：支持主流关系数据库。对于需要长期保存的重要数据可选定周期存放在数据库中
。历史数据应能存储12个月以上。
(2)数据库管理
数据库管理功能包括：
快速访问常驻内存数据和硬盘数据，在并发操作下能满足实时功能要求；允许不同程序对数据库内的同一数据集进行并发访问，保证在并发方式下数据库的完整性和
一致性；具有良好的可扩性和适应性。能自动满足数据规模的不断扩充，提供丰富接口供各种应用程
序的访问；在线生成、修改数据库，对数据库中的数据进行修改时，数据库管理系统应对所有工作站上的
相关数据同时进行修改，保证数据的一致性；
8计算机系统故障消失后，能恢复到故障前状态；可方便地交互式查询和调用，其响应时间应满足工程要求；
5.4.2监视和报警
（1）监视
通过显示器对主要电气设备运行参数和设备状态进行监视，应能监视各设备的通信状态，并实时显
示。所有静态和动态画面应存储在画面数据库或硬盘内，用户可方便和直观地完成实时画面的编辑、修
改、定义、删除和调用等功能，并能与其他工作站共享修改或生成后的画面。屏幕显示、图形画面中的画面名称、设备名称、告警提示信息等均应汉字化。对各种表格应具有显示，生成、编辑等功能。各种报表数据应能转换为EXCEL格式，以利于数据的二次
应用。电池管理系统BMS上送电池的遥测量和告警量须有专门的界面显示。储能变流器PCS上送的遥测量和告警量须有专门的界面显示。信息能够分层、分级、分类显示，可以人工定义画面显示内容。
（2）报警及信息分类
采集数字量变位及计算机系统自诊断故障时能进行报警处理。事故发生时，事故报警装置立即发出
音响报警，主机/操作员站的画面显示上应有相应开关的颜色发生改变，同时显示报警条文。对事件的报警应能分层、分级、分类处理，起到事件的过滤作用，能现场灵活配置报警的处理方式。事故报警可通过手动方式进行确认。
8
信息能够分层、分级、分类显示，可以人工定义画面显示内容。其中开关量信号根据重要性，可分为
三类：
第一类为故障信号，包括非正常操作引起的断路器跳闸和保护装置动作信号、影响全站安全运行的
其他信号(包括消防系统火灾告警、电池三级告警等)；第二类为告警信号，包括状态异常信号、电池二级告警、场站配套储能能量管理系统的异常事件等；
第三类为提示信号，包括反映设备各种运行状态的信号以及查询事故跳闸或设备异常后的详细信息
，如系统状态正常切换等。
（3）统计及计算
应能对电网电流、电压、频率及功率等量进行统计分析；PCS的运行参数、电池组电压、电池组充放电
电流、单体电池端最高\最低电压、最高\最低温度等量进行统计分析，形成储能电站的性能指标的报
表和显示画面。能对电能量进行统计或累计。
（4）人机界面
应能为运行人员提供灵活方便的人机界面，实现整个系统的监测和控制。
维护功能：可通过修改参数，实现对监控画面、报表和数据库的修改、扩充等维护功能；可对信息量进
行分层、分级、分类设置。
（5）通信接口及协议
监控系统与蓄电池管理系统、PCS系统之间采用以太网或光缆连接，其通信协议应优先采用IEC6
1850，
8
采用IEC104、IEC103等其他电力系统标准规约必须跟监控后台、电网调度等系统匹配，相关兼容设备
及系统等由卖方负责。
与BMS的接口
储能能量管理系统应接收和处理电池管理系统BMS上送的信息：
单体电池最高温度、最低温度等实时信息；电池组SOC、单体最高、最低电压及电芯序号；电池组串的电流；各种故障告警信号和保护动作信号。
2) 与PCS的接口
储能能量管理系统应接收和处理能量转换系统PCS上送的信息：
开关量信息：主要是直流侧、交流侧接触器、断路器的状态；运行模式等状态；模拟量信息：直流侧电压、电流；交流侧三相电压、电流、有功、无功；非电量信息：机内温度，模块温度等；运行信息：变流器各种保护动作信号、事故告警信号。
（6）运行管理
储能能量管理系统应能根据运行要求，实现各种设备管理功能。
事故分析检索：应能对突发事件所产生的大量报警信息进行筛选和分析。对典型的事故可推出相应的
操作指导画面。
（7）数据采集和处理
系统应能进行实时信息的采集和处理，可按数据性质分为以下内容：模拟量：宜采用交流采样方式采集，非电量信号可采用直流采样；开关量：宜采用无源触点输入方式；通信数据：其他功能装置的数据通过通信方式进入站控层，经统一处理后进入数据库。
8
2)
被采集的实时数据，宜经过必要的预处理后以一定的格式存入定周期(或实时)更新的数据库。
（8）控制与操作
控制功能的规定：
对需要进行遥控的设备，可在远方站由值班/调度员直接操作，也可在就地通过储能能量管理系统的
操作员站由运行人员进行操作，上述控制方式可在站端进行切换；所有遥控功能都应具备高可靠性，快反应速度，较强的抗干扰性能和防误操作功能；各种操作应具备选择、返校、分步执行等功能。
（9）高级策略
联合运行
能量管理系统接收新能源电站AGC指令能实现跟踪计划、平抑波动、补偿预测曲线功能。
跟踪计划：可配合新能源场站AGC，在新能源可发功率大于调度上网功率限值时充电，在相反情
况下放电，实现实时快速消纳多余能量的作用。
平抑波动：新能源发电具有较大的间歇性、波动性，严重影响了其并网发电的性能。越来越多的
研究利用储能电池的能量存储能力，通过电池的充、放电，来平抑新能源发电的功率波动。
补偿预测曲线：在不限电时，储能根据自身SOC状态，跟踪新能源发电功率预测曲线进行放电，减
少考核，间接创收。系统调峰
调度主站根据负荷情况安排储能电站的运行方式，通过调度计划方式下发储能电站实施系统调
峰。在负荷峰时阶段控制电池放电，将负荷控制在合理水平。负荷较低时，选取合适的时段以合适的
方式充电。系统调峰响应时间要求不大于 5 分钟。精准切负荷控制
根据调度的要求，储能电站要具备精准切负荷功能，在精准切负荷系统指令下具备控制全站PCS
由当前状态转换为满功率放电状态，并闭锁EMS或者AGC指令某一固定时间。
8一次调频
一次调频功能主要在电网频率变化时按照调度要求的不等率对电网提供有功支撑。无功调压
系统无功分布的合理与否直接影响着电力系统的安全和稳定，并与经济效益直接挂钩。合理的
无功补偿将能合理改善全网电压分布，提高电能质量，有效降低网损，从而提高电力系统运行的经济
性、安全性和稳定性。
6）集中监控
a）储能系统测控及视频监控等数据应集中传到运维中心监控服务器，使得电站能够实现集中监
视和控制，实时掌控储能设备的运行状态。
b）储能系统含与运维中心集中监控服务器的通讯接口软件和硬件设备。
5.5能量管理系统性能指标
（1）技术性能指标：
| 序号 | 技术参数名称 | 参数 | 备注 |
| 1 | 画面实时数据刷新周期 | ≤2s | |
| 2 | 电网频率测量误差 | ≤0.003Hz | |
| 3 | 模拟量越死区传送时间 | ≤2s | |
| 4 | 状态量变位传送时间 | ≤1s | |
| 5 | 模拟量信息响应时间 | ≤3s | |
| 6 | 状态量变化响应时间 | ≤2s | |
| 7 | 控制执行命令从生成到输出的时间 | ≤1s | |
| 8 | 控制操作正确率 | =100% | |
| 9 | 遥控动作正确率 | =100% | |
| 10 | 遥测合格率 | =100% | |
| 11 | 事故时遥信年正确动作率 | ≥99% | |
| 12 | 系统可用率 | ≥99.9% | |
| 13 | 系统平均故障间隔时间（MTBF） | ≥20000h | |
| 14 | 历史曲线日报、月报存储时间 | ≥1年 | |
| 15 | 双主机切换时间 | ≤30s |
8
| 16 | 系统容量： | ||
| 状态量个数 | ≥200000 | ||
| 模拟量个数 | ≥300000 | ||
| 遥控量个数 | ≥10000 | ||
| 遥调量个数 | ≥10000 |
（2）其他要求：
| 序号 | 参数名称 | 项目需求标准选项值 | 卖方保证值 | 备注 |
| 1 | 设备供电 | AC220V/50Hz | ||
| 2 | 通信接口与协议 | — | ||
| 2.1 | 与BMS通讯协议 | 优先选用IEC61850，采用 IEC104等规约须经买方同 意 | 不采用规约转 换方式 | |
| 2.2 | 与PCS通讯协议 | 优先选用IEC61850，采用 IEC104等规约须经买方同 意 | 不采用规约转 换方式 | |
| 2.4 | 与协调控制器通讯 | 优先选用IEC61850，采用 IEC103等规约须经买方同 意 | 不采用规约转 换方式 | |
| 2.5 | 与AGC通讯 | 优先选用IEC61850，采用 IEC104等规约须经买方同 意 | 不采用规约转 换方式 |
5.6其他试验
（1）安全试验
能量管理系统或锂离子电池储能系统等相关生产厂商应完成下表给出的试验项目，并提供相关
符合性声明或证明材料，合格后方能进场。相关试验要求详见广东能源集团《锂离子电池储能系统安
全技术规范（试行版）》。
能量管理系统安全试验项目
| 序号 | 对象 | 检验项目 |
| 1 | 能量管理系 统 | 人机界面 |
| 2 | 事件记录与存储 | |
| 3 | 控制功能 | |
| 4 | 保护功能 | |
| 5 | 电池管理系统数据釆集 | |
| 6 | 储能变流器系统数据采集 |
8
| 序号 | 对象 | 检验项目 |
| 7 | 权限密码功能 |
（2）现场试验
锂离子电池储能系统项目实施及验收过程中应按要求完成下表给出的试验项目,并提供相关符
合性声明或证明材料。相关试验要求详见广东能源集团《锂离子电池储能系统安全技术规范（试行版）
》。
能量管理系统安全试验项目
| 序号 | 对象 | 检验项目 |
| 1 | 能量管理系 统 | EMS系统功能评估分析 |
| 2 | EMS在线监测系统参数确认和分析 |
6消防系统
电池集装箱的消防系统须配置消防装置、温度传感器、湿度传感器、气体探测器、应急灯等必不 可少的安全设备，烟雾传感器和温度传感器必须和系统的控制开关形成电气连锁，一旦检测到故障、火警,集装箱必须通过声光报警和远程通信的方式通知用户，同时，切掉正在运行的锂电池成套设备；湿度传感器检测到集装箱内的湿度不满足要求时，锂电池成套设备应采取有效措施使室内湿度满足 工作要求；每集装箱内要配置应急照明灯，一旦系统断电，集装箱内的应急照明灯必须立即投入使用。与消防有关的电源必须保证有一路不间断电源的供给并可实现与其他电源的快速切换。
绝缘电阻：在电路与裸露导电部件之间，每条电路对地（箱体外壳）标称电压的绝缘电阻应不小于 1000Ω/V。
消防设备应具有国家批准第三方认证机构出具的消防型式试验报告。液冷储能系统优先采用在 每个电池模块部署复合探测器和灭火剂喷头或者其他同等效果的灭火方案，风冷储能系统至少在每 个集装箱部署复合探测器和灭火剂喷头。消防系统应自带备用电功能，可在外部供电缺失情况下，实 现消防系统火灾探测和灭火功能的4小时备用电。卖方需提供电池柜内火灾报警及消防系统（全氟己 酮+水消防，水消防须预留接口）的设计方案、设备配置、工作原理、动作逻辑和工作流程。
电池组内配置温湿度传感器，检测到异常或故障，触发报警，并通过本地EMS控制器上送告警信 号。
若采用液冷方案时，电池柜内还应分别安装温湿度传感器和水浸传感器，实时监测电池柜内的 温度和湿度值，一旦发现温度和湿度超过设定的数值将启动液冷机组进行温湿度的控制，同时监测 是否有水入侵至柜内。
（1）安全试验
火灾报警、消防灭火系统或锂离子电池储能系统等相关生产厂商应完成下表给出的试验项目，并提供相关符合性声明或证明材料。相关试验要求详见广东能源集团《锂离子电池储能系统安全技 术规范（试行版）》。
火灾报警及消防灭火系统安全试验项目
| 序号 | 对象 | 检验项目 |
| 1 | 火灾报警及 | 高温（运行）试验 |
8
| 序号 | 对象 | 检验项目 |
| 2 | 消防灭火 | 低温（运行）试验 |
| 3 | 恒定湿热（运行）试验 | |
| 4 | 冲击（运行）试验 | |
| 5 | 振动（正弦）（运行）试验 | |
| 6 | 振动（正弦）（耐久）试验 |
（2）现场试验
锂离子电池储能系统项目实施及验收过程中应按要求完成下表给出的试验项目,并提供相关符
合性声明或证明材料。相关试验要求详见广东能源集团《锂离子电池储能系统安全技术规范（试行版）
》。
火灾报警及消防灭火系统安全试验项目
| 序号 | 对象 | 检验项目 |
| 1 | 火灾报警及 消防灭火 | 消防和灭火系统审核 |
| 2 | 火灾报警系统审核 | |
| 3 | 消防应急照明和疏散指示审核 |
7视频监控系统
（1）视频监控系统主要考虑对全站主要电气设备、关键设备安装地点以及周围环境进行全天候的
图像监视，以满足电力系统安全生产所需的监视设备关键部位的要求，同时，该系统可实现储能电站
安全警卫的要求。
（2）整个系统应由监控终端进行控制；当发生报警时，站端视频处理单元可传送报警信息，并能
联动相关设备。
（3）具备接入大屏幕能力，可在任一工作站上对大屏幕显示进行设置和操作。
（4）系统还应具有与区域集控中心或各监控终端进行接口和远传的功能。
（5）视频系统应与电站主体视频系统兼容或一致。
（6）实时视频监控功能
1）对监控范围内的设备实现实时视频监控。
8
2）按照区域集控中心主站要求，将所需视频以IP
单播或组播方式实时上传，可满足多用户同时访问时的视频传输要求。
3）在可设定的时间间隔内对站内摄像机进行视频巡检，参与巡检的对象可以任意设定，包括同
一站端的不同摄像机、同一摄像机的不同预置位等，巡检间隔时间可设置。
4）具有视频自动跟踪、移动检测等功能。
5）本项目储能系统采用非步入式集装箱设计，视频监控系统须满足监控集装箱四周环境，摄像
头具有烟感识别功能。
8并网调试及安全风险评估要求
电厂侧储能系统并网前，卖方应配合买方委托具备相应资质的单位对电厂侧储能系统并网后的
机组及厂用电、储能系统的安全风险进行评估，配合编制安全风险评估报告，配合专家进行评审，并
保证通过电网公司验收。
电厂侧储能系统并网前，卖方应配合调试单位进行性能测试、涉网试验、现场系统调试、交接试
验及储能系统投运前须完成试验，在调试前将调试方案提交买方审批，负责配合对不符合验收要求
的问题进行整改，保证最终通过电网公司验收。
8.1储能性能测试
（1）电网适应性测试
（2）低电压穿越测试
（3）高电压穿越测试
（4）电能质量测试
（5）充放电响应时间测试
（6）充放电调节时间测试
（7）充放电转换时间测试
（8）额定能量测试
（9）额定功率能量转换效率测试
8
（10）功率控制测试
（11）过载能力测试
（12）保护功能测试
（13）通信功能测试
（14）其他试验：国家、行业及电网最新标准规范要求其他储能并网试验。
8.2储能涉网试验
（1）涉网计算
（2）“机组+储能”联合AGC试验
（3）储能对AVC影响
（4）储能对机组一次调频影响试验
（5）储能系统本地响应一次调频试验
（6）其他试验：国家、行业及电网最新标准规范要求其他储能涉网试验。
8.3涉网安全风险评估服务
Commented <11>:
储能系统并网前，卖方应配合开展储能系统并网安全风险报告编制和评审，评估报告内容应包 如卖方只配合，应由谁负责编制和评审
Commented <12>: 由总包负责再委托第三方 括：
（1）储能系统安全评估，包括储能电池安全、储能系统各级保护和防误配合、消防安全、运维及应
急保障制度等；
（2）电厂安全评估，包括机组和厂用电设备安全风险、厂高变容量校核、谐波对电能质量的影响
等；
（3）电网安全评估，包括短路容量校核、保护适应性校核、系统安全校核等；
（4）网络安全评估，包括电力监控系统安全防护评估、网络安全等级保护测评等；
（5）其它安全评估。
8.4储能调试及验收
卖方应配合开展储能系统并网调试及验收工作，相关内容应包括：
（1） 储能系统的设备调试和系统联调工作，提供储能系统AGC运行优化和控制参数整定。
8
（2） 试验的结果必须满足技术规范要求，如有不符之处或达不到标准要求，应采取措施处理直至
满足要求，同时向买方提交不一致性报告。若发生重大质量问题必须及时将情况通知买方。
（3） 储能系统各项性能需满足电网公司相关要求。
（4） 按照电网调度要求提交并网所需的所有资料。
（5） 按照电网调度要求进行并网调试和连续运行调试。
1）储能系统并网调试结束后，应向调控中心申请AGC
连续8小时投入调频模式运行，测试综合调频性能指标。
2）8小时调频模式测试结束后，应向调控中心申请储能系统进入72小时连续计划曲线测试，期
间机组+储能发电单元跟踪计划曲线。
3）72小时连续计划曲线测试结束后，应向调控中心提供试验快报，试验快报应简要说明试验
情况和初步结论。经调控中心许可后申请进入30天连续试运行。
4）30天连续试运行期间，储能系统应保持连续投入运行状态，机组+储能发电单元可参与广东
调频辅助服务市场。
5）对于储能系统可与电厂内不同机组连接构成发电单元的接入方式，每种接入方式应分别完
成机组+储能发电单元的8小时连续调频测试和72小时连续计划曲线测试，测试结束后方可申请进入
储能系统30天连续试运行。
6）储能系统结束30天连续试运行，提交合格的测试报告，经调控中心确认后进入
正式运行。
（6） 并网前以下各项储能系统必须已经验收合格并提供相关验收结果资料
所有集装箱安装已验收合格；
消防系统已验收合格；
已经向调度部门报备并已得到许可；
电池柜及电池安装规范已验收合格；
电池管理系统已安装完毕并试验各功能已满足本技术规范的要求；
PCS装置已安装完毕并试验各功能已满足本技术规范的要求；
8
所有集装箱内的温控系统已安装完毕并试验各功能已满足本技术规范的要求；
控制系统与RTU、PMU、DCS、故障录波器之间的连接已经完成并试验正常；
至DCS的信号试验正常；
集控室后台管理机监控全系统的状态正常；
所有保护装置已调试完毕、定值整定正确；
所有电气开关传动正常；
所有变压器试验合格、冲击试验已完成且合格；
所有设备的接地、防雷已按照本技术规范的要求完成并已验收合格；
所有接线已完成且规范；
所有标示齐全规范；
本系统的操作规程已经审批完毕。
在储能调频设备投运前，需向买方提交以下专项调试报告。
报告包括但不限于以下部分：（储能设备本体的试验报告等应由卖方提供）
| 序号 | 内容 | 备注 |
| 1 | 防雷、接地检测合格试验报告 | 电气 |
| 2 | 开关单体调试报告 | 电气 |
| 3 | 开关、电缆等电气设备交接试验报告 | 电气 |
| 4 | 继电保护定值计算书 | 电气 |
| 5 | 继电保护调试合格报告 | 电气 |
| 6 | 涉网调试合格报告 | |
| 7 | 储能装置火灾报警控制系统调试报告 （至少包括单体调试及接入主机火灾控制系统后的系统调试等 内容） | |
| 8 | 环评合格报告 | |
| 9 | 消防检测合格报告 | |
| 10 | 消防部门验收合格证明 |
9电缆材料
卖方应提供所有控制电缆及动力电缆型号的电缆试验参数和试验报告，由第三方出具试验报告
。
9.1例行试验
在成品电缆的所有制造长度上进行的试验，以检验所有电缆是否符合规定的要求，具体项目如
8
下：
（1）导体直流电阻测量；
（2）局部放电试验；
（3）电压实验
（4） 当电缆外护套上有半导电结构时，外护套直流耐压试验。
9.1抽样试验
抽样试验由买方选取双方认可的第三方测试机构，由卖方负责开展本项工作，在35kV电力电缆
及控制电缆到货材料上抽取试样（抽样率，按同一品牌开展，
35kV电力电缆每种型号抽取1个样本，1kV及以下铜芯电力电缆合计抽取1个样本，控制电缆合计抽
取1个样本）进行试验，以检验电缆是否符合规定要求，具体项目如下：
（1） 导体及结构检查；
（2） 尺寸检验，包括对护套厚度、铠装、成缆外径的检验；
（3） 交联聚乙烯电缆需要做绝缘及弹性体护套的热延伸试验。
9.1型式试验
（1） 电气型式试验；
（2） 包括导体直流电阻测量；
（3） 导体最高温度下的绝缘电阻测量；
（4） 4h电压试验；
（5） 非电气型式试验；
（6） 绝缘厚度测量；
（7） 非金属护套厚度测量；
（8） 老化前后绝缘的机械性能试验；
（9） 非金属护套老化前后的机械性能试验；
（10）附加老化试验；
（11）ST2型PVC护套失重试验；
8
（12）绝缘和非金属护套的高温应力试验；
（13）低温下PVC绝缘和护套以及无卤护套的性能试验；
（14）PVC绝缘和护套抗开裂试验（热冲击试验）；
（15）XLPE绝缘和弹性体护套的热延伸试验；
（16）弹性体的浸油试验；
（17）绝缘吸水试验；
（18）黑色聚乙烯护套碳黑含量测定；
（19）特殊弯曲试验；
（20）PE护套收缩试验；
（21）无卤护套的附加机械性能试验；
（22）无卤护套的吸水试验；
（23）阻燃性能；
（24）耐火性能；
（25）防白蚁性能。
9.1现场交接试验
（1） 外观检查，导体表面应光洁、无油污、无损伤绝缘的毛刺、锐边，无凸起或断裂的单线。
铝合金电缆连接器内外表面应光洁平滑，不允许有毛刺、裂纹、锐边、折叠，端子板部要求平坦。
（2） 结构尺寸检查，绞线中各类金属线的根数、绞合节径比等的尺寸测量。
（3） 安装后进行绝缘电阻试验、耐压试验等，并检查相位。
10接口技术及要求
储能系统辅助电源采用自供电方式，储能电池舱内控制系统（如BMS、消防控制系统等）应采
取两路交流输入+UPS模式配置，其中一路交流电源取自升压站内站用变系统。
8
第三章 招标范围
1招标范围
本次招标范围包括储能系统所必须的全部工程设备材料的选型、制造、出厂试验、供货、包装、
发运、现场交货、二次转运（如有）、厂家现场调试、配合其他现场调试（涉网试验、交接试验及性能测
试等）、配合涉网安全风险评估、配合试运行直至通过验收并移交生产，以及配合质量保修期内消缺
等的所有工作，均在招标范围。卖方负责工程的材料、半成品、成品、设备、的试验和检测；卖方负责
配合买方办理并通过环评验收、消防验收、安全设施竣工验收、电力质量监督检查和供电局并网验收
等工作。在招标范围内，为使项目符合达标投产验收要求的相关工作均含在本次招标范围内。储能系
统直流电压等级卖方可根据项目情况自行设计，并网电压等级为35kV。
本项目储能系统通过1条35kV馈线接至主变低压35kV侧母线，容量不低于18MWh，要求在合同签
订生效之日起90个自然日内并网投运，并通过供电局及质监相关验收。
卖方供货的主要设备材料（如PCS、EMS、BMS、电芯、开关柜、变压器等）品牌应符合合格供应商名
录且应保持一致，未经买方同意禁止变更。
卖方应提供详细的货物清单（包含设备名称、规格、型号、数量、产地、生产卖方、品牌等内容），
对于属于整套设备运行和施工所必需的部件，即使供货清单未列出和/或数目不足，卖方仍需在执行
合同时补足。
设备供货范围为储能系统全套设备：包括磷酸铁锂电池、储能双向变流器（PCS）、电池管理系统（
BMS）、能量管理系统（EMS）、汇流设备、变压器、35kV配电柜、集装箱及集装箱内的配套设施（含工业
空调、通风管道、环境监测、配电、消防、安防、照明、视频监视等）和相关电力电缆及通信线缆；与储
能相关的电气一二次设备/线缆、通讯机柜、满足电网要求的自动控制系统（满足配套新能源项目的
自动控制及通讯等）、并负责交货到项目现场。
卖方应提供储能系统全套制造图纸、冷却方案、安装及调试的使用说明书。全套设计图纸包括但
不限于储能系统各设备布置图、电气连接图、通讯系统图、消防系统图及其它供货范围内的图纸。以
及不限于以下资料：
（1）储能装置质量合格证明，包括储能电池主要设备（电芯、电池模组、电池簇、PCS、BMS、EMS等）
的出厂验收报告及国家批准第三方认证机构出具的CNAS及CMA的型式试验报告，其中电芯、电池模组
、电池簇型式试验报告须符合GB/T 36276-2018《电力储能用锂离子电池》。
（2）储能系统设备的单体调试与厂内分系统调试的调试报告（盖章PDF)。
77
2物资供货范围及要求(包括但不限于以下内容)
3备品备件及专用工具
（3）涉网安全风险评估单位要求具有电力工程设计甲级资质，负责配合编制安全风险评估报告，
配合组织专家评审并通过电网公司验收。安全性评估应对电网、光伏电站和厂用电、储能系统等至少
三个层级进行分析，报告内容应至少包含：
1）电网的安全评估。包括短路容量校核、保护适应性、系统振荡等；
2）储能系统的安全评估，包括储能系统各级保护、消防、安全措施等；
3）谐波等电能质量影响；
4）其它影响电网安全稳定性的风险分析。
2物资供货范围及要求(包括但不限于以下内容)
卖方供货范围所有设备及材料的运输、卸车、储存保管、验收及功能试验等均属于供货范围。
由厂家运输至场内集中堆放点或其他买方认可的卸货点，卸车、场内运输、储存保管、开箱验收
、交接试验等均属于供货范围，施工现场设备拆除的包装由卖方负责统一处理，费用包含在投标报价
中。
所有设备和支架必须在工厂完成制造，不得在现场制作。
第一次性能考核试验前的所有施工用电、用水由卖方自行向相关单位支付费用。
买方对卖方选用的设备及材料有否决权，其质量必须符合工程及设计要求。卖方供应的主要材
料必须提供有效的质量保证书和材料复检报告，否则不得用于本工程。
主要材料、设备的供货商或品牌采购前应按程序报审，经买方的同意方可实施，且须在合格供应
商名单中选取，合格供应商名单中没有列明的材料、设备，其选择必须满足设计文件要求。买方有权
审查卖方所有的设备采购合同，如卖方提供材料不满足技术要求，买方有权要求提高材料标准或收
回采购权利，由买方自行采购，费用从应付卖方的任何一笔款项中扣除。
3备品备件及专用工具
Commented <13>: 本项目范围内卖方所提供的设备，易损件均应提供相应数量的备品备件及专用工具，数量如下（备品备件及专用工具需确认清楚
数量及种类是否够易耗品建议多备
包括但不限于以下，如有其它可在下面添加）：
序号 备品备件名称 品牌或生产厂家 单位 数量 规格 备 注
8
| 1 | 直流侧配电柜主熔 断器 | 2 | ||||
| 2 | 直流侧配电柜避雷 器 | 2 | ||||
| 3 | 直流侧配电柜防雷 熔断器 | 2 | ||||
| 4 | 直流侧动力线连接 器橙色 | 5 | ||||
| 5 | 直流侧动力线连接 器黑色 | 5 | ||||
4工程量清单
4.1户外220kV电气设备，外绝缘防污等级按e级设防，户外35kV电气设备，外绝缘按e级设防，户
内35kV敞开式电气设备外绝缘按c级及以上设防。对于按c级设防的电气设备外绝缘统一爬电比距按
不小于34.7mm/kV（最高相电压）考虑；对于按d级设防的电气设备外绝缘统一爬电比距按不小于43.3m
m/kV（最高相电压）考虑；对于按e级设防的电气设备外绝缘统一爬电比距按不小于53.7mm/kV
（最高相电压）考虑。
4.2所有电气设备均应满足8度地震烈度要求。
4.3 35kV开关柜按全工况要求，真空泡应经大电流、高电压筛选。
4.4承包范围内的材料均含在以下清单中。
根据电网公司的接入系统报告，本项目在升压站交流35kV系统侧按装机容量180MWp的10%、1h配
置储能系统（18MW/18MWh）。储能系统布置在升压站内，直流电压等级、冷却方案、消防系统及储能系
统每单元容量各卖方可在满足技术要求前提下自行设计方案，输出电压等级35kV，接入升压站系统，
实现能量存储和回馈。
| 序号 | 名称 | 规范 | 单位 | 数量 | 备注 |
| 1 | 18MW/18MWh储能 系统 | 箱式储能单元容量及套数由卖方根据储能区域自行设 计，以下仅供参考 | 套 | 1 | |
| 1.1 | 交流升压一体机 | 交流升压一体机，容量由卖方自行设计，采用双绕组 干变，能耗不低于SCB13，36.75±2×2.5%/，低压侧等级 由卖方设计，Dy11，含控制柜、箱内设备间连接线缆必 要附件等 | 套 | 1 | |
| 1.2 | 直流电池舱 | 箱式储能锂电池，额定容量由卖方配置，含电池簇、开 关盒、BMS系统，箱体及附件，含温控系统、消防系统（ | 套 | 1 | 重要控 制回路 |
8
| 可燃气体检测+排风、气体消防、水消防等）、防爆摄像 头、防爆照明、电池架、散热风道及箱内设备间连接线 缆等，舱内设备材料及设计应符合防爆要求，事故照 明须满足2路独立电源接入。 | 应满足 两路交 流输入+ 电池备 电的供 电要求 | ||||
| 本地控制器，后台控制系统，统一系统通讯接口和协 议；预留接入集控中心接口；必要附件等，EMS扩容系统 装置等 | |||||
| 2 | 能量管理系统EM S | 接受AGC调度指令平滑出力、削峰填谷，一次调频，满 足广东能源集团《锂离子电池储能系统安全技术规范（试行版）》要求。 | 套 | 1 | 预留远 期接口，具备主 从功能（配合远 期接入） |
| 3 | 控制电缆 | 储能系统内部连接电缆，ZA或NHA | 米 | 按需 | |
| 4 | 电力电缆 | 储能系统内部连接电缆，ZA或NHA | 米 | 按需 | |
| 5 | 网线 | 储能系统内部连接网线，超五类 | 米 | 按需 | |
| 6 | 光缆 | 储能系统内部连接光缆 | 米 | 按需 | |
| 7 | 储能数据远传、规约转换屏 | 含交换机、防火墙，规约转换装置等，须满足远方集控 中心扩容接入,要求储能系统网络按双网考虑 | 套 | 1 | 与站内 监控设 备同一 厂家 |
| 8 | 配合储能系统并 网调试 | 包含但不限于接入站内监控、集控、并网试验（详见8. 1）、涉网试验（详见8.2）、现场系统调试、交接试验（单 体调试等）以及储能系统投运前须完成的其他试验，还包括调试资料搜集、统筹协调等服务。 | 项 | 1 | 不包含 并网后 试验，详 见第八 章要求 |
| 9 | 配合涉网安全风 险评估 | 项 | 1 |
5服务范围
卖方的服务范围是指其在现场进行的工作、厂家的现场指导、厂家的现场配合和对买方的
运行、维护和管理人员进行必要的技术培训。卖方的服务应在其投标报价范围内。
卖方应提供完整的储能调试方案，包括分部调试和整体调试的详细文件，并进行调试工作
、确认调试结果和派人参加由买方负责进行的性能验收试验。
卖方应负责解决储能系统在投入正式运行前的试运期间发现的问题，确保装置达到设计性
能。
8
第四章 监造、检验和性能验收试验
1概述
卖方所提供的设备（包括对分包外购设备）应进行检验、和性能验收试验，并确保所提供的设
备符合技术文件规定的要求。
卖方在合同签订后2个月内，向买方提供与合同设备有关的检验、性能验收试验标准。有关标
准符合设计文件的规定。
2工厂检验及试验
2.1工厂检验
工厂检验是质量控制的一个重要组成部分。卖方将严格进行厂内各生产环节的检验和试验。卖
方提供的合同设备签发有质量证明、检验记录和测试报告，检验的范围包括原材料和元器件的进厂，
部件的加工、组装、试验至出厂并且作为交货时质量证明文件的组成部分。
2.2试验
卖方试验的结果满足技术规范要求，如有不符之处或达不到标准要求，卖方将采取措施处理直
至满足要求，同时向买方提交不一致性报告。卖方若发生重大质量问题将及时将情况通知买方。工厂
检验及性能试验的所有费用包括在合同总价之中。
2.3施工现场中间检查
卖方应开工前向买方提交本项目的《质量计划》，卖方应允许买方在合理的时间对设备和重要材
料，在进场前进行检验和试验。卖方在施工期间应执行综合的检查和试验计划，以保证产品质量。对
于关键的重要设备，拟定买方参与见证设备清单，买方据此参与见证。
卖方制定质量控制计划和提交质量控制手册，并用质量控制计划检查各个项目（包括分包商的项
目）是否符合合同的要求和规定，质量管理体系建立并有效执行。质量控制应贯穿设备和材料的采购
、加工、运输、转运、储存、施工、安装和调试等过程。
81
2.4现场检查与验收
2.4.1主要检查内容（包括不限于以下）：
（1）外观检查；
（2）电气绝缘性能；
（3）储能系统功率及容量；
（4）连续稳定运行能力；
（5）储能系统接受EMS系统调度的响应能力及运行性能；
（6）验收大纲包括现场验收标准和方法，由卖方提供，买方确认，卖方提供试验所需的技术配合
和人员配合。
2.4.2现场试验验收
现场验收试验应在所有设备安装调试完毕，且设备准备投入试运行时进行，并出具书面测试报告
。现场验收试验应在工厂系统试验完全完成的基础上进行。在验收试验开始前二周相应的安装调试单
位应提出现场验收大纲供买方认可，卖方予以配合。
（1）一般要求
性能验收试验目的是为了检验合同设备的所有性能是否符合招标文件及型试试验的要求；
性能验收试验的地点在项目所在地或买方指定的地点；
设备到达后，双方按商定的开箱检验方法，对照装箱清单逐件清点，进行检查和验收；
性能验收试验由买方主持，卖方参加。试验大纲由卖方提供，经买方确认。
（2）性能验收试验的内容（但不限于此）
1）电池系统总体效率、电池效率；
2）单体电池、电池模块、电池簇全部抽检试验项目；
3）电气绝缘性能；
4）电池系统连续稳定运行能力；
（3）性能验收试验的标准和方法
82
性能验收试验的标准和方法由卖方提供详细资料清单，买方确认。性能考核试验应在储能系统经
过电网30天连续试运行验收后进行（若电网未将电站储能纳入调频范围的，性能考核试验应在涉网试
验合格后进行），卖方提供试验所需的技术配合和人员配合。
(4)性能验收试验结果的确认
性能验收试验报告以买方为主编写，卖方参加，共同签章确认结论。如双方对试验的结果有不一
致意见时由双方协商解决。
进行性能验收试验时，一方接到另一方试验通知而不派人参加试验，则被视为对验收试验结果的
同意，并进行确认签盖章。
由卖方生产的设备（部件）到达安装现场后，仍由买方会同卖方进行检查和验收。
性能验收发现质量缺陷，经双方确认后，卖方应按要求整改直至达到卖方承诺值，未按期整改或
者整改质量不满足验收标准的，买方可拒绝验收，还可按照合同约定对卖方进行考核。
(5)主要的产品验收标准
国家相关标准；投标文件承诺标准。
2.4.3供货前抽检试验验收要求
产品供货前，需验证实际供货产品性能与前述认证产品性能的一致性，要求提供国家批准第三方
认证机构出具的CNAS及CMA型式试验报告与产品认证报告。卖方如在投标时不能按照最新规范要求提
供型式试验与产品认证报告，则需提供相关试验证明，并承诺在系统投运前提供相关型式试验报告与
产品认证报告，满足电网验收要求。
卖方应明确储能电站单体电池、电池模块、电池簇与电池系统的电池串并联信息，利用这些信息
结合单体电池、电池模块、电池簇的各型式试验报告中性能实测数据经过计算得到电池各层级的功率
/能力值，要求该计算值不可低于卖方承诺的电池各层级的功率/能量值。
83
3买方的设备监造
3.1根据设计文件以及行业规范。买方可以自行或委托有经验的监造单位、安装单位、技术监督
单位和买方技术人员对卖方在国内生产的合同设备进行监造。监造工作包括在卖方制造厂内进行的
复查、抽检、试验及金属、焊接的无损探伤等。
3.2卖方应在合同文件草签后2周内向买方提供设备生产计划及监造检验时间安排，并提供和监
造检验相关的标准、规定清单。
3.3在设备开始加工前2周，向买方提供外协、外购件清单及采购计划（或合同）。
3.4买方对卖方设备的监造要求
（1）原材料在加工前，并在卖方复检后，由买方监造代表确认(文件见证)后投料。在现场见证前
完成相应的文件见证。
（2）文件见证和现场见证资料在见证后10天内提供给买方监造代表。
（3）卖方将在设备投料前提供生产计划，每月第一周内将加工计划和检验试验计划书面通知
监造代表。具体见证时间卖方将提前七天通知监造代表。
（4）买方监造代表有权查阅与监造设备有关的技术资料(包括焊工资格、无损探伤检验人员资
格、理化检验人员资格等审查)，卖方积极配合并提供相关资料的复印件，并不发生任何费用。
（5）对于设备制造过程中如发生重大质量问题及制造缺陷，一经发现卖方将及时通知监造代
表，不隐瞒。
（6）合同设备的重要部件和专用部件未经买方允许，卖方不擅自调换。
（7）买方监造代表有权随时到车间检查设备质量生产情况，监造代表可根据生产实际情况增
加监造项目或调整监造方式。
（8）卖方给买方监造代表提供厂内专用办公室及通讯、生活方便。
（9）每次监造内容完成后，卖方和买方监造代表均须在见证表上履行签字手续，交买方监造
代表1份。
（10）监造代表有权核查卖方（包括主要分包方）的质量保证体系运转情况，并提出核查意见
84
。
3.5监造方式
监造方式以文件见证、现场见证和停工待检三种方式进行，即R点、W点、H点和I 点。R点：卖方提供检验或试验记录或报告的项目，即文件见证。由监造代表查阅见证文
件。W点：买方监造代表参加的检验或试验项目，并进行现场见证。检验或试验前或后卖
方提供检验或试验记录，即现场见证。H点：停工待检。卖方在进行至该点时停工等待买方监造代表参加的检验或试验项目
，并进行停工待检见证。检验或试验前或后卖方提供检验或试验记录。I
点：买方监造代表在卖方制造厂内进行的复查、抽检、试验及金属、焊接的无损探伤等。上述工作
均在卖方自检合格的基础上进行。买方在设备进入监造检验工作前通知卖方，H点卖方提前15天书面通知买方，W点卖
方提前10天书面通知买方，R点、I点买方在检验工作前1个月通知卖方。买方接到质量见证通知后，及时派代表到卖方实施监造工作。如果买方代表不能按
期参加，买方书面通知卖方，W点自动转为R点，但H点没有买方书面通知同意转为R点时，卖方不自
行转入下道工序，与买方联系商定更改见证日期，如果更改时间后，买方仍未按时到达，则H点自
动转为R点。
3.6买方暂定对储能系统组装和电芯生产进行监造，具体以买方实际安排为准。
85
第五章 质量保证和违约责任
1 质量保证
1.1
如在储能系统运行期间发现部件缺陷、损坏情况，在证实设备储存安装、维护和运行都符合要求时，
卖方应尽快免费更换。
1.2
在质保期内，卖方产品各部件因制造不良或设计不当而发生损坏或未能达到合同规定的各项指标时，
卖方应无偿地为买方修理或更换零部件，直至改进设备结构并无偿供货。
1.3
买方有权对卖方提供的产品提请经买卖双方认可的权威的第三方进行抽样检测。如经检测，卖方产品
不合格，卖方必须免费更换同批次产品，并承担第三方检测费用。
1.4 在保证期内，由于下列情况所造成的缺陷、损坏或达不到指标时，不属卖方责任：
1）由于买方错误操作和维修；
2）设备在现场保存时间超过合同规定期限的问题；
3）由于非卖方造成的其它错误和缺陷。
1.5 卖方产品须满足储能设备试运行规范及标准要求。
1.6
设备在验收试验时达不到合同（及合同约定的国家规范）规定的一个或多个技术指标保证值而属于卖
方责任时，则卖方应自费采取有效措施在商定的时间内，使之达到保证指标。
卖方设备保修期外应及时更换损坏的设备，按成本收取维修费用。对电网的反事故措施以及软件
版本的升级等，应提供技术服务。
86
2 违约责任
2.1
本协议生效后，双方当事人均应履行本协议所约定的义务。任何一方不履行或不完全履行本协议所约
定义务的，应当依法承担违约责任。
2.2
设备安装期间，由于卖方原因导致设备的安装、调试、验收以及试运行过程中出现的问题及安全责任
由卖方承担；同时卖方承担由此造成的买方及第三方财产损失。
2.3
非买方原因、非不可抗力造成卖方未按照本协议的约定延期交付设备时，应向买方支付违约金（违约
金金额由双方协商确定），交付进度严重滞后且影响买方生产运营的，买方有权解除合同，由此造成
卖方损失的，卖方应承担赔偿责任。不可抗力包括：政府行为、战争、自然灾害等。
2.4
因设备的安全、质量问题，造成买方财产的损失以及第三方财产的损失，由卖方承担。因设备质量问
题导致设备停运的，设备停运期间的损失由卖方承担。
2.5 任何一方如有违约，须承担另一方为实现债权而支出的诉讼费用、律师代理费和其它费用。
87
第六章 技术服务和设计联络
1 卖方现场技术服务
1.1
卖方现场服务人员的目的是使所供设备安全、正常投运。卖方要派合格的现场服务人员。在投标阶段
应提供包括服务人月数的现场服务计划表（格式）。如果此人月数不能满足工程需要，卖方要追加人
月数，且不发生费用。
表6-1现场服务计划表
| 序号 | 技术服务内容 | 计划人日数 | 派出人员构成 | 备注 | |
| 职称 | 人数 | ||||
| 1 | |||||
| 2 | |||||
| 3 | |||||
| 4 | |||||
| 5 | |||||
1.2 卖方现场服务人员应具有下列资质：
1.2.1 遵守法纪、遵守现场的各项规章和制度；
1.2.2 有较强的责任感和事业心，按时到位；
1.2.3
了解合同设备的设计，熟悉其结构，有相同或相近机组的现场工作经验，能够正确地进行现场指导；
1.2.4
身体健康，适应现场工作的条件。卖方要向买方提供服务人员情况表。卖方须更换不合格的卖方现场
服务人员。
1.3 卖方现场服务人员的职责
1.3.1
卖方现场服务人员的任务主要包括设备催交、货物的开箱检验、设备质量问题的处理、指导安装和调
试、参加试运和性能验收试验。
88
1.3.2
在安装和调试前，卖方技术服务人员应向买方技术交底，讲解示范将要进行的程序和方法。对重要工
序（见下表），卖方技术人员要对施工情况进行确认和签证，否则买方不能进行下一道工序。经卖方确
认和签证的工序如因卖方技术服务人员指导错误而发生问题，卖方负全部责任。
表6-2卖方提供的安装、调试重要工序表
| 序号 | 工序名称 | 工序主要内容 | 备注 |
| 1 | |||
| 2 | |||
| 3 | |||
| 4 |
1.3.3
卖方现场服务人员应有权全权处理现场出现的一切技术和商务问题。如现场发生质量问题，卖方现
场人员要在买方规定的时间内处理解决。如卖方委托买方进行处理，卖方现场服务人员要出委托书
并承担相应的经济责任。
1.3.4 卖方对其现场服务人员的一切行为负全部责任。
1.3.5 卖方现场服务人员的正常来去和更换事先与买方协商。
1.4 买方的义务买方要配合卖方现场服务人员的工作，并在生活、交通和通讯上提供方便。
2 培训
2.1
为使合同设备能正常安装和运行，卖方有责任提供相应的技术培训。培训内容应与工程进度相一致。
卖方对买方人员的技术培训，包括在卖方工厂的培训和买方针对现场运维人员的现场技术培训，培
训以买方技术负责人员签字认可培训效果为达标依据。所有培训费用已包含在合同总价中。培训的
具体细节（时间、人数、地点等）由买卖双方商定。
卖方应指派熟练、称职的技术人员，对买方技术人员进行指导和培训，并解释本合同范围内所有
卖方提供设备的技术问题。技术培训技术资料由卖方负责整理及编制。
89
2.2 培训计划和内容。
表6-3培训计划和内容
| 序号 | 培训内容 | 计划人 日数 | 培训教师构成 | 地点 | 备注 | |
| 职称 | 人数 | |||||
| 1 | ||||||
| 2 | ||||||
| 3 | ||||||
| 4 | ||||||
| 5 | ||||||
| 6 | ||||||
| 7 | ||||||
| 8 | ||||||
2.3培训的时间、人数、地点等具体内容同供需双方商定。
2.4卖方为买方培训人员提供设备、场地、资料等培训条件，并提供食宿和交通方便。
3 设计联络
有关设计联络的计划、时间、地点和内容要求由买方与卖方双方商定。
表6-4设计联络计划表
| 序号 | 次数 | 内容 | 时 间 | 地点 | 人数 |
| 1 | |||||
| 2 |
3.1 卖方收到技术协议书后如有异议，在一周内以书面通知买方。
3.2 文件交接要有记录、设计联络会应有会议纪要。
3.3 卖方提供的设备及附件规格、重量或接线等变化时，书面通知买方。
3.4
联络会主要内容：决定最终布置尺寸，包括外形和其它附属设备的布置；复核综合自动化、消防系统、
防雷接地、系统调试、设备防腐、防雨防台、电气系统等主要方案内容，并进行确认；检查总进度、质
量保证程序及质控措施；决定土建要求，运输尺寸和重量，以及工程设计的各种接口的资料要求；讨
论交货程序；解决遗留问题；讨论监造、工厂试验及检验问题；讨论运输、安装、调试及验收试验。其它
需讨论的内容，如：地点、日期、人数等在合同谈判时商定。
90
除上述规定的联络会议外，若遇重要事宜需双方进行研究和讨论，经各方同意可另召开联络会
议解决。
4 售后
4.1
卖方应保证所供设备的所有零部件都可以在其国内工厂或其国内代理商处获得，在技术协议签订后3
天内提供售后服务专用备品备件的详细资料，售后服务中，不能出现以故障设备在国内缺乏零部件
为由延迟维修的情况。
4.2
卖方应保证售后服务时间和质量，保证能够解决所供设备故障问题的国内技术人员的数量和能力按
照技术文件中的承诺执行。保证其具备故障修复能力的售后服务人员的具体数量按照技术文件中的
承诺执行，售后服务中，不会出现以国内缺乏能解决问题的技术人员为由延迟维修的情况。
4.3
在产品的寿命期内，当产品出现故障、设备缺陷、元件损坏等故障时，供货方必须保证4h内响应，24
小时内有能力解决问题的技术人员到达现场，买方技术人员对故障设备的完全修复时间不能大于48
小时。从买方发出故障通知算起，设备总修复时间不会超过72小时。
4.4 卖方所供设备的首年故障率应不大于3%。
4.5
在产品出现重大性能、设计、制造工艺和可靠性缺陷时卖方有责任召回相关产品。如果单套设备在一
年内系统故障次数超过5次或单套设备在一年内的总修复时间大于15个自然日或产品性能不满足相
关标准、技术协议等的要求，买方可以要求更换产品或无条件退货，经买卖双方协商后，卖方应免费
更换并承担相关费用或无条件退货。
4.6
卖方应保证成套设备到达现场后不会发生不能充、放电或其他影响整个系统正常运行的状况出现。
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4.7
由设备内部任何形式的火灾蔓延到设备之外，对买方造成的设备、劳务费用、发电量和信誉等所有直
接和间接损失由供货方负责。
92
第七章 合格供应商名单
| 设备和材料名称 | 合格供应商名单 |
| 储能系统电芯（磷酸铁锂） | 宁德时代新能源科技股份有限公司 |
| 比亚迪汽车工业有限公司 | |
| 国轩高科股份有限公司 | |
| 惠州亿纬锂能股份有限公司 | |
| 中航锂电科技有限公司 | |
| 或同等档次产品 |
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