2. 项目概况与招标范围
2.2 项目名称：云南鲁奎山农光互补光伏项目
2.3 建设地点：鲁奎山光伏项目场址位于云南省玉溪市新平县杨武镇，场址 分为南片区和北片区两个片区，北片区位于扬武镇场丕且莫村附近山坡地带，地 理位置介于 102°12'56.90"～102°14'22.25"、23°56'8.99"～23°57'29.21" 之间，海拔高程在 2000～2520m 之间；南片区位于扬武镇高笕槽南侧 2-5km 范围 内 的 山地 区域 ，地理位置介于 102 ° 7'49.25" ～ 102 ° 8'36.57" 、23 ° 50'11.16"～23°52'52.42"之间，海拔高程在 840～1270m 之间。
2.4 建设规模：鲁奎山光伏项目设计额定容量为 60MW（交流侧），安装容量 为 74.38964MWp。项目拟采用 N 型 580Wp 双玻单晶硅组件，规划总占地 1231.63 亩，共布置 23 个方阵。每个方阵配置 130/156/182/192/225/240/268/300/338 个组串（每个组串由 26 块组件串联），5/6/7/8/9/10/11/12/13 台额定功率 300kW 的 组 串 式 逆 变 器 ， 3/1/2/5/1/8/1/1/1 台 容 量 为 1500/1800/2100/2400/2700/3000/3300/3600/3900kVA 双绕组箱变。根据接入系 统方案评审意见，拟在鲁奎山光伏北部片区新建 1 座 110kV 升压站，新建 1 回 110kV 线路接入 220kV 峨山变，新建线路长度约 14.5km，导线截面按耐热铝合金 300mm2 考虑。鲁奎山光伏南片区以 1 回 35kV 线路接入鲁奎山光伏 110kV 升压站， 新建线路长度约为 1x18.0km，导线截面按 240mm2 考虑。最终接入方案在接入系 统设计报告中进一步论证，以接入系统方案批复为准。
2.5 计划工期：本项目计划 2024 年 5 月 1 日开工建设，2024 年 10 月 30 日
全容量并网发电，总工期 182 日历天。具体开工日期以监理发出的开工通知书为 准。
2.6 招标范围：本项目主要工作内容为光伏发电场、35kV 集电线路、110kV 升压站（不含储能系统）、110kV 送出线路工程、进场（站）及场内道路 EPC 总 承包工程。包括但不限于勘察、设计、采购（含随机备品备件、安全工器具、专 用工器具等）、施工、调试、试验、试运、服务（含前期专题、竣工、部分专项 验收及各类协调工作等）、并网手续办理、项目所需全部合规性手续（除⑧中招 标人负责部分）、竣工及部分专项验收工作、施工用电和用水永临结合设施设备 及各类协调工作等工作内容并承担费用。EPC 承包单位应带设计方案投标，设计 方案应优于可研设计方案（若与招标人提供的可研报告工程量差别较大时（10% 以上），需要提供详细说明或计算过程）。具体范围包括（但不限于）以下内容：
①勘察部分包括但不限于：负责施工场地现场踏勘调查、工程地质勘察、水 文地质勘察等全部勘察相关工作。勘察阶段应对光伏场址的稳定性和建筑适宜性 作出工程地质评价，确定工程区内的建（构）筑物的总平面布置，以及工程地基 基础设计和不良地质现象的防治方案，并在后续施工过程中予以实施。
②设计部分包含光伏发电场、升压站、送出线路所有土建及安装工程的勘察、 初步设计、施工图纸设计、竣工图绘制，及与工程实施相关的全部设施、设备、 材料的勘察设计等工程全过程的所有设计、服务及相关审查工作并承担费用。所 有设计方案实施前应经招标人审查确认。招标人在招标阶段提供可研成果报告（技术部分）和项目光伏场区、升压站地形图（1：500）。
③本项目所有设备和材料的采购、催交、运输、接卸、二次倒运、保管、资 料及专用工器具和备件移交由投标人负责。其中为保证设备性能质量：a.光伏组 件、逆变器、箱变、主变、户外 GIS、开关柜、预制舱式无功补偿、变电站用紧 凑型成套设备（含低压开关柜、光功率预测、直流系统、UPS 系统、计算机监控 系统）35kV 电缆、其他电缆（包括低压电缆、控制电缆、计算机电缆等）、光 缆、35kV 电缆头等采用暂估价固定报价，在公司框采设备中 标候选人名单内由 EPC 总承包合同中标人与中国水利电力物资集团有限公司（公司）或其专业公司、区域公司通过大唐集团采购程 序确定供应商并签订采购合同；b.光伏支架（固定式支架）、电缆分支箱、UPS 系统、综合自动化系统、视频监控系统等所有二次设备、35kV 以下电缆头等设备、材料在招标人提供的供应商短名单中选择（短名单见招标文件第七章）。以 上未提及设备、材料和备件及上述设备应满足设计要求。本电站设备性能指标及 整体性能指标必须满足光伏场址 2500m 海拔及高原环境工作要求，设备绝缘等级 按高海拔高度进行修正。按大唐集团公司要求本项目暂估价设备监造和设备监检 由招标人另行委托并承担费用。为保证设备性能和质量， 投标人采购的主要设备 和材料详见第七章由招标人提供的供应商短名单中选择，且不得是集团公司不良 供应商名录企业生产。
④施工协调部分，招标人只负责升压站、光伏区、场内道路及集电线路的征 租土地的手续办理并承担费用（超出红线面积的所有费用由投标人承担）。投标 人负责征租土地过程所有实际工作（包括完成土地测量丈量工作）及对外协调工 作及相关协调费和特殊约定费用，负责本项目临建设施临时用地的手续办理、各 类费用缴纳及相关协调处理等，负责复垦及迹地恢复并通过政府验收，所有的协 调及费用均包含在招标范围内。（纳入环水保要求）
⑤施工建设部分，包含光伏场区、35kV 集电线路、110kV 送出线路、升压站 区域（升压站分为生产区和生活区，生产区采用钢围栏与生活区分隔。升压站内 布置有综合楼（钢筋混凝土结构），35kV 配电舱、水泵房及仓库、配电设备基 础、事故油池、主变基础、主变构架、出线构架以及 SVG 设备基础等建构筑物） 的所有施工内容（含进场道路、含五通一平、生产生活设施、永临结合的用电用 水设施、消防、设备基础、建安工程等） 及配套设施（含场区围栏、视频监控系 统（生产视频监控及施工视频监控）、门禁系统和电子围栏、标识牌、护坡治理、 防洪、消能设施等） ，施工检测部分包含升压站、光伏区试桩、工程桩检测、地 基检测、施工期的地基沉降观测等。施工主要包括但不限于：场地平整，施工用 电和用水等临建设施，光伏组件、支架、逆变器、箱变基础及安装工程， 接地工 程，环水保工程，道路工程（含大件运输进场所必要的场外道路修整和恢复、牵 引、协调费用），集电线路工程，送出线路工程，升压站土建及所有安装工程。 消防系统，生活给排水系统，污水处理系统、10kV 备用变（临时转永久）等。
也包含为落实环评、水保、消防、安全设施等相关专题及行政批复文件要求而实 施的其它未一一列出的工程项目。投标人负责本项目厂用外来电源接入的全部工 作（包括但不限于全部设备采购、安装、并网验收、移交前的运行维护及与当地 电网公司的协调、手续办理等工作） ，施工区范围内各种线路、管道、道路的交叉跨越手续办理并承担相关费用。施工安装建设包含工程中所有常规试验、特殊 试验及涉网试验并承担费用。投标人在工程建设期间应按照《中华人民共和国职 业病危害防治法》等要求，落实职业病危害防护措施并承担费用。
⑥调试、试验（含特殊试验、一次调频试验等接入电网应完成的所有试验项 目）、测试、并网、启动试运及试运、移交、质保、生产准备培训以及后评价配 合工作以及其它相关联的各项工作包含为实现项目并网发电所需的设备单体调 试、试验（含特殊试验、一次调频试验、电网要求并网试验等） 及检查测试（含 组件安装前性能测试和验收检测、箱变检测等）、系统调试、整套试运；涉网试 验（包括但不限于机电暂态仿真建模及有效性验证（升压站）、电磁暂态仿真建 模及有效性验证（升压站）、机电暂态仿真建模及有效性验证（SVG）、电磁暂 态仿真建模及有效性验证（SVG））、电能质量、有功无功功率控制、故障穿越 （单机）、故障穿越（整场）、电网适应性（单机）、电网适应性（整场）、一 次调频与惯量响应、AGC、AVC、SVG 并网性能）调度及供电手续并承担相关费用， 以投标时电网要求为准。要求试运行 3 个月内完成所有涉网试验并提交最终试验 报告。
所有场站设备数据接入大数据集控中心，包含光伏场站接入昆明集控所 需硬件、软件设备的采购、安装和调试（包括集控侧和场站侧）、集控侧配合电 站所需费用（昆明集控侧厂家为南京南瑞水利水电科技有限公司）等。
⑦检测部分负责升压站、送出线路工程、光伏区工程桩检测、试桩、地基检 测、基建期及质保期的沉降观测均由投标人负责并承担相关费用。
⑧服务（含前期专题、竣工及部分专项验收工作、各类协调工作等）：
手续方面招标人只负责：（a）取得项目备案、环评、安全预评价、职业卫 生、水保、压覆矿、地灾评估、接入系统设计的审批意见；（b）不涉及文物和 军事设施的支持性文件、签订融资协议或意向书、项目用地选址意见书、建设项 目用地预审意见、使用林（草）地审核同意书、光伏场区土地（水域）租赁协议； （c）土地（水域）勘测定界报告及土地手续办理。
补充投标人负责手续内容：投标人负责 110kV 送出线路及南片区到升压站
35kV 内部联络线的项目立项核准及相关工作、开工前相关专题报告编制及报批、 全部勘察设计，全部设备和材料采购供应，建筑及安装工程施工，所有专题的编 制、评审、验收，项目管理，试验及检查测试，系统调试，试运行，档案验收，消缺，移交生产，竣工验收，性能质量保证，工程质量保修期内的服务等内容， 同时包括质保期内所有备品备件、专用工具采购供应以及相关的技术资料整理提 供服务。以发包人名义办理涉及线路部分的所有征地及相关协调、地方关系协调 等。
投标人负责施工许可证办理及其它相关所有手续办理的工作，也包含建设期 工程保险（除建筑工程一切险、安装工程一切险、第三者责任险）手续办理。
投标人负责的验收包含综合应急预案（编制、评审、备案） 、突发性环境事 件应急预案（编制、评审、备案） 、消防专篇、防雷检测等法律法规规定的各项 专项验收、档案竣工移交、竣工验收；负责配合发包人完成水保验收、环保验收、 消防验收、质量监督（含工程质量安全咨询服务）、档案验收等专项验收的迎检 接待、会务等（此类费用投标人承担）。按照公司相关文件要 求，项目全容量并网后 3 个月内完成环水保验收。3 个月内完成工程总结算，3 个月内完成工程移交生产。
计算机监控系统和辅助系统测评和备案、安全防护评估， 满足云南公司 《关于规范网络安全等级保护相关工作的通知》（办综〔2020〕6 号）要求。由 投标人负责开展网络安全等保测评，并完成备案，等保测评为二级。
工程可研设计所涉及的升压站、光伏区、场内道路、集电线路（不含南片区 到升压站架空线路）的土地征占用、林地征占用、青苗补偿、房屋拆迁、矿产压 覆等已由招标人办理完成；投标人须严格按照招标人提交的《项目使用林地可行 性报告》及《项目勘测定界报告》等成果性文件安排工程用地， 超出范围用地由 投标人负责处理并承担费用。项目施工过程中发生除招标人已按照可研设计办理 的林土地用地范围外临时占地（包括集电线路、复耕、设备进场发生临时土地占 用等）有关林地、土地征占用、迁移由投标人负责处理、并承担费用。（因发包 人原因导致地块的变化所产生征租地费用的描述，由发包人承担）
投标人负责施工现场安保（每个施工作业面及材料堆放区安保人员不少于 1 人，总人数不少于 6 人），并设置 24 小时值班门岗，进行不间断巡逻；建设期 施工区域现场监控，现场布置远程无线视频监控终端，项目现场全覆盖，满足公司智能视频调度融合平台视频数据接入要求（详见招标文件附件集团督一[2021]17 号文件）。
投标人在设计和施工中需包含治安反恐相关内容，项目建成后通过治安反恐
二级达标验收。
投标人负责光伏组件现场抽检（包含：组件安装前功率测试，包括组件功率 特性、隐裂、组件功率测试等所有内容；组件及逆变器投用后检测，含热斑、隐 患、EL、功率等检测内容等） 、并网、试运、移交、质保、培训、审计配合工作 以及其它相关联的各项工作；负责光伏支架进场检测（包含：出场检验报告、合 格证、外观、尺寸、连接件和三角件等配件数量， 檩条、斜梁、立柱连接件等材 料厚度及镀锌层的厚度）。
工作分界点：
(a)与电网企业分界点：电网侧变电站 110kV 进线门型构架，送出线路设备、 材料、附件及建筑安装及试验工程均包含在本标段内（包括门型架构至塔基联络 线，送出工程光缆引接，熔接、附件测试等工作）。
(b)以升压站、光伏场区、道路、集电线路征租地界限为界面，升压站征地 红线、光伏场区、道路、集电线路征租地界限以内的所有施工工程， 场内外改扩 建道路分界线见总平面布置图。
⑨负责为招标人及监理在现场提供办公用房 4 间（各 2 间），配置必要的办 公设施，工程完工后由投标人拆除、回收及迹地恢复，满足地方环保要求。
⑩负责本项目相关的各项外部协调事务并承担相应费用，包括（但不限于） 交通通行、临时场地、供水供电、网络通讯、当地材料、当地用工及运输、堆转 运场、施工干扰、县乡（镇）村协调等，配合招标人开展相关对外协调工作。落 实各级政府为满足工程实施需要关于防火、防疫、安全、防汛等相关措施并承担 费用。
道路部分：本工程场内道路总长 19.2km，其中改造道路长 18.1km，新建道 路长 1km，升压站
进站路约 0.1km。道路参照厂矿道路标准，路基宽度：进场改造道路及光伏 场区道路 4.5 米，进站道路 5.5 米；路面宽度：进场改造道路及光伏场区道路 3.5 米；进站道路 4.5 米；场区道路及进场道路改造部分：泥结石，路面厚度 20cm；进站道路：混凝土，25cm 水稳层+20cm 混凝土面层。在较长施工道路末端 设置调车平台，在较长且没有支线的路段设置错车道。本道路的全部相关费用由 投标人承担。其中主要工作内容包括（但不限于）：征用地协调及相关补偿、测 量放线(含征地红线的测量放线)、砍伐树木清表、路基土石方开挖（含排水沟）、路基土石方填筑、弃方运输、道路边坡挡土墙、20cm 泥结石路面、道路 排水管涵、弃渣场防护挡墙、安全护栏、标识、土地复垦、施工协调（主要包括 （但不限于）：与地方村民及地方政府的协调、与协作队伍之间的协调等）、光 伏电站建设期的道路维护和道路清扫等工作内容及全部费用。
本工程作为 EPC 总承包工程，投标总价是投标人全面实质响应招标文件规定 的项目的所有责任和风险的固定总价。
3. 投标人资格要求
3.1 通用资格条件
3.1.1 投标人须具有独立法人资格或其他组织。
3.1.2 财务要求：没有处于被责令停产、停业或进入破产程序，且资产未被 重组、接管，也未被司法机关采取财产保全或强制执行措施。
3.1.3 否决项包括供应商的以下情形：
（1）在信用中国网站被 列入严重失信主体名单，且有效期结束时间晚于投标截止日的；
（2）按照供应商管理相关规定，应在规定范围内停 止授标或取消采购活动参与资格（“灰名单 ”、“黑名单”供应商等），且有效 期结束时间晚于投标截止日的。
对于中标候选人/中标人，将在采购评审、中标公示、合同签订等关键环节 进行复核，如存在违反上述否决投标条款情形的，不予授标或不签订合同。上述 否决投标条款所涉及的事项，接受社会监督，投标人及其利害关系人可按照招标 文件载明的方式进行举证。
3.1.4 本次招标采用资格后审方式，开标后由评标委员会对投标人的资质进 行审查，资格条件没有达到招标文件规定要求的，评标委员会将否决其投标。
3.1.5 符合法律、法规规定的其他条件。
3.2 专用资格条件：
3.2.1 企业资质要求：须具有电力工程施工总承包二级或水利水电工程施工 总承包二级及以上资质；和工程勘察综合甲级及以上资质；和工程设计电力行业 甲级及以上资质；和有效的安全生产许可证；和有效的承装类三级及以上和承试 类三级及以上电力设施许可证，满足《承装（修、试） 电力设施许可证管理办法》 (中华人民共和国国家发展和改革委员会令第 36 号)相关要求。
3.2.2 企业业绩要求：近 5 年须具有 2 个及以上 50MW（或 MWp）及以上光伏 电站已竣工 EPC 总承包业绩。
3.2.3 人员资质要求：拟派项目经理须具有（机电工程专业）一级注册建造 师执业资格，须具有有效的安全生产考核合格证书（B 证），且在投标阶段未担 任其他在建工程项目经理职务。
3.2.4 人员业绩要求：拟派项目经理须具有 1 个及以上 50MW（或 MWp）及以 上光伏电站已竣工施工总承包或已竣工 EPC 总承包的项目经理业绩。
3.2.5 本次招标（接受）联合体投标。联合体投标的，应满足下列要求：
3.2.5.1 （两个或两个以上）法人以联合体形式投标的，联合体各成员单位 应当具备与联合体协议中约定的分工相适应的资质和业绩。须提交符合招标文件 要求的联合体协议书，明确各方承担连带责任，并明确联合体牵头人，联合体协 议书须有各成员单位的法定代表人或其委托代理人签字并加盖单位章，由法定代 表人签字的应附法定代表人身份证明，由委托代理人签字的应附授权委托书，身 份证明或授权委托书应符合“第七章投标文件格式”的规定。
3.2.5.2 联合体设计单位须具有工程勘察综合甲级及以上和工程设计电力 行业甲级及以上资质；近 5 年须具有 2 个及以上 50MW（或 MWp）及以上已投运的 光伏电站设计业绩或已竣工 EPC 总承包业绩。
3.2.5.3 联合体施工单位须具有电力工程施工总承包二级或水利水电工程 施工总承包二级及以上资质；须具有有效的安全生产许可证；近 5 年须具有 2 个 及以上 50MW（或 MWp）及以上光伏电站已竣工施工总承包业绩或已竣工 EPC 总承 包业绩。
3.2.5.4 联合体承装、承试单位须具有有效的承装类三级及以上和承试类三 级及以上电力设施许可证，满足《承装（修、试） 电力设施许可证管理办法》(中 华人民共和国国家发展和改革委员会令第 36 号)相关要求。
3.2.6 其他特殊要求：
（1）业绩证明材料须包含：合同（至少包含合同首页、签字盖章页和合同 主要内容页）、竣工验收证明（EPC 业绩或施工业绩的竣工验收证明必须经建设 单位、设计单位、监理单位和施工单位盖章齐全，否则不予认可；其余业绩可提 供用户证明）。
（2）拟派项目经理业绩证明材料须包含：合同（至少包含合同首页、签字盖章页和合同主要内容页）、竣工验收证明（竣工验收证明必须经建设单位、设 计单位、监理单位和施工单位盖章齐全，竣工验收证明中须有拟派项目经理姓名， 否则不予认可）。
（3）一级注册建造师证（满足建办市〔2021〕40 号《住房和城乡建设部办 公厅关于全面实行一级建造师电子注册证书的通知》相关要求。 一级建造师电子 证书应在个人签名处手写本人签名，未手写签名或与签名图象笔迹不一致的，该 电子证书无效；电子证书上已标明使用时限，超出使用期限的电子证书无效。
（4）首台(套)装备、首批次材料、首版次软件参与投标时，属于工业和信 息化部等部门相关名录所列首台(套)装备、首批次材料、首版次软件的，以及 《中央企业科技创新成果推荐目录》成果的，仅需提交正式印发的名录文件并说 明本次投标属于名录中的哪一项，即视同满足市场占有率、使用业绩等要求。
3.3 注意事项：
3.3.1 以上资质要求均需提供相关证书扫描件或电子证书。
3.3.2 业绩时间以竣工验收证明上的竣工验收时间为准。竣工验收证明上没 有竣工验收时间的，以签字盖章中的最晚时间为准；签字盖章无时间的，以竣工 时间为准；竣工验收证明上没有上述时间的不予认可。
3.3.3 业绩证明材料必须能证明业绩类型及规模，否则不予认可。
3.3.4 用户证明须由最终用户盖章，可以是验收证明、使用证明、回访记录。
3.3.5 提供的相关证明材料应清晰可辨，不能识别有效信息的不予认可。
3.3.6 如发现拟派任项目经理在投标阶段存在其他在建工程情况，评标委员 会将启动澄清程序，投标人应按澄清要求提供经建设单位同意的项目经理变更说 明或在建工程竣工验收证明，否则不予认可。
3.3.7 在建工程是指处于中标结果公示到合同约定的工程全部完成且竣工 验收合格期间的工程（与本次招标的工程属于同一工程相邻分段发包或分期施工 的除外）。
3.3.8 本次招标采用电子方式开评标，除联合体协议书（如有）、法定代表 人身份证明、法定代表人授权委托书需要满足签字盖章要求外，投标商务文件、 技术文件、价格文件和其他文件首页由有法定代表人或其委托代理人电子签字并 加盖电子单位公章后即视为满足招标文件所有签字盖章要求。并按照规定的时间 上传加密的投标文件即可，无需逐页签字盖章。
4. 招标文件的获取
获取招标文件的时间：凡有意参加投标者，请于 2024 年 4 月 30 日至 2024 年 5 月 14 日 17 时
购买招标文件的投标人,请联系办理供应商会员事宜，未在中国电力招标采购网（www.dlztb.com）上注册会员的单位应先点击注册。成为正式供应商后根据招标公告的相应说明在线完成招标文件的购买!为保证您能够顺利投标，具体要求及购买标书操作流程以公告详细内容为准!
详情请咨询
联系人：马友
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