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：本项目位于陕西省神木市西北侧，直流侧装机容量123.6573MWp，交流侧容量100MW。光伏区分为两个地块建设，分别建设50MW,其中光伏用地1位于神木市西北12.8公里处，中心坐标为经度110.3544，纬度38.9106；本项目光伏用地2位于神木市以西17.5公里处，地块中心坐标为经度110.2712，纬度38.8356。本工程选用585WpN型单晶硅双面双玻电池组件、300kW组串式逆变器、3300kVA和1200kVA箱变、固定支架安装。本项目光伏区新建，升压站利用原有普天升压站改扩建，送出在普天公司原有110KV送出线路的基础上，新建部分线路后改接凯哥330Kv变电站。
（1）光伏阵列区：由30个3.3MW子方阵和1个1.2MW子方阵组成。全部为固定支架。固定支架子阵每个子方阵由261/274/275（3.3MW）或96(1.2MW)串电池组串串并联而成，每个子阵设11（3.3MW）或1（1.2MW）台300kW组串式逆变器，每23/24/25 串组串接入1台组串式逆变器。每个电池组串由26块585Wp单晶高效双面太阳电池组件串联组成。每个子阵设1台3.3MW或1.2MW箱式变压器,光伏组件最低端距离地面2.5米。
（2）35kV集电线路：35kV集电线路在光伏区内及南侧光伏地块至普天升压站采用直埋敷设，两个光伏场区之间按架空线路的方式。
（3）110kv升压站：在原普天110kV升压站预留的50MW扩建场地扩建一个110kV主变间隔、1套±30MvarSVG成套设备、1套接地变设备和室内35kV开关柜设备、改建原事故油池、在场区西北角处新建一座二次舱和一座一体化消防泵站。
（4）110KV送出线路：利用部分普天公司现有110KV线路，新建110KV双回线路约3公里后改接至凯哥330kV变电站，包括对策间隔改造。
2.1.2招标范围包括：本工程为EPC总承包工程，不分标段（包）。
项目建设范围内的勘察设计（包括但不限于光伏场区、进出场道路、场内道路、临时道路、环保、水保、35kV集电线路、升压站扩建、消防、改接凯哥330kV站110kV线路、植被恢复作业设计等工程）；除甲供设备（光伏组件、逆变器）外的所有设备和材料(含备品备件和专用工具)的采购和供应；光伏场区、道路、35kV集电线路、升压站、改接凯哥330kV站110kV线路等所有建筑工程和安装工程的施工（含临时工程、安全、职业卫生、消防、环保、水保、外来电源等）；负责项目全系统调试及试验、试运行、验收、档案资料移交等一揽子工程，负责部分前期手续督办、办理以及开工手续、并网手续办理。负责主要包括但不限于：
（1）勘察设计范围：本标段全部工程的地质勘探（含初勘、详勘）、初步设计、施工图设计、远程系统接入设计配合、竣工图出具及招标人要求提供的与本工程有关的一切技术咨询及文件等。参加专项验收、质量监督检查和竣工验收及达标等验收并承担相应费用。承担施工图审查费用及专家费。设计代表常驻现场，配合所有设计文件和图纸的审核通过和各项审查、验收、备案、文件归档，负责各类设计交底、设计审查工作，满足现场施工及设备调试等相关需要。
（2）设备供货范围：主要包括除甲供设备（光伏组件、逆变器）外的所有本工程所需的设备、材料(含备品备件和专用工具)的供货。全部设备及材料（包括招标人提供设备、材料）的卸车、验收、保管及二次搬运等。投标人采购的设备材料范围包括但不限于：110kV配电装置、35kV配电装置、低压配电装置、接地变、二次预制舱，计算机监控系统、交（直）流系统、通信系统、远程自动控制及电量计量系统、二次安防系统；35KV架空线路所有铁塔、线缆、光缆及其安装所需材料附件等；消防设备设施、火灾报警系统、防雷接地、安全及职业卫生设备设施；升压站及光伏场区的通讯、智能化设备、视频监控系统及设备；电缆、光缆、导线、防雷接地材料、电缆终端、电缆中间接头、电缆桥架支架、套管、防火封堵材料、标识牌等相应装置性材料、辅材、耗材；升压站（含预制舱、消防泵站）相关设备设施及建筑、照明、装修、装饰等材料；110kV改接线路所有铁塔、线缆、光缆及其它安装所需材料附件、对侧间隔设备等。（鉴于项目处于可研设计阶段、部分设备未确定等原因，本招标文件中全部图纸及设备技术规范书仅用于招标，招标范围内的设备必须满足后期设计院技术规范书及国家能源集团、国能榆林能源公司、电网公司相关技术要求。设备采购前招标人、监理单位将对施工图纸及技术规范书进行审核，审核无误后投标人方可进行招标采购及施工。投标人必须综合、全面考虑报价。）
（3）安装工程：包含且不限于，光伏组件安装、逆变器、箱变及通讯与监控设备、集电线路安装、升压站设备安装、110kV改接线路及对侧间隔设备安装、消防设备安装、安全环保设备安装、接地网、场区及站区视频监控系统安装等，所有设备标识牌制作安装以及全部电气设备安装相关工作（标识原则、方法和内容由招标人提供，应满足国家能源集团管理要求）。工程施工范围内所涉及的跨越（穿越）公路、铁路、河道，拆迁、改道、管涵防护等工程。
1)光伏组件安装工程：包含但不限于光伏支架、光伏组件、压块、组件接头连接、组串电缆敷设、组件接地线连接等。
2)逆变器安装工程：包含但不限于逆变器及其支架安装、逆变器电气接线、接地、电缆敷设等。
3)箱变安装工程：包含但不限于箱变就位与安装、通讯箱及其附件安装、低压和中压电缆连接与敷设、光缆熔接与敷设、设备接地等。
4)集电线路设备安装工程：包含但不限于箱变-升压站的电缆敷设、光缆敷设、架空线路施工、电缆分接箱的安装、光缆配套设备安装与熔接、设备接地等。
5)升压站设备安装工程：站内电气一次设备、二次设备安装、调试等，包含但不限于主变、110kV配电装置、35kV配电装置、SVG、低压配电装置、接地变、预制舱、防雷接地、控制、保护、通讯、调度、计量等设备。
6)消防设备安装工程：升压站和光伏场区以及本项目所涉及其他配套工程的消防系统设计报审及备案、相关设施安装，火灾报警系统安装施工（含因对升压站改扩建引起的原普天升压站为满足最新消防规范而产生的消防变更工程）；
7)接地网工程：光伏阵列、箱变、电缆分接箱、集电线路、110kV线路及站内建筑、设备、盘柜的接地连接，防腐，接地网连通，接地网连通性和工频电阻测试，委托有资质的检验单位对场内所有的接地网检测并由其出具测试报告（且投标人需承担由招标人委托的接地网复检单位对整个项目接地工程进行复检所产生的全部费用）等。
8)升压站以及光伏场区视频监控系统安装、接入、调试等，确保项目投产即接入榆林能源生产调度指挥中心。
9）110Kv改接线路及对侧间隔设备安装等。
（4）建筑工程：主要包括道路工程、设备基础、变配电土建、升压站土建、施工辅助工程等。其中：
1）道路工程：包含但不限于进出场、临时、场内、中转场（含中转场租赁、平场等）、各个光伏阵列、升压站、本项目涉及的工程永久和临时用地之间的道路新建、改扩建及恢复，大件运输的道路清障等。
2）设备基础工程包括：光伏支架管桩基础、箱变基础、升压站设备基础等；架空线路杆塔基础(掏挖、钢筋混凝土、回填等)。
3)升压站土建工程包括：主变压器、AIS、接地变、SVG、配电盘柜、保护、通讯、调度等升压站全部设备基础（部分需要对普天升压站内原基础改建），预制舱设备基础、避雷针基础（或避雷器），升压站内电缆沟；集电线路电缆沟开挖、回填、电缆铺沙、盖板，过道路电缆套管预埋、回填，电缆井开挖、砌筑、回填、盖板等。
4)升压站其他土建工程包括：围墙、建筑防水、建筑装饰、建筑电气（通信、照明、建筑防雷等）、硬化、绿化；站区给排水、污水处理、通风、门栏等安装等。
5)施工辅助工程包括：施工电源、施工水源、场区抽水、办公及生活设施、设备设施临时堆场、材料物资临时堆场、砂石料及混凝土系统、安装平台场地平整、工程大型专用设备安拆及进退场。
6）防护林带工程包括：本项目光伏场区共划分为2个大区域，投标人按照植被恢复方案（植被恢复作业设计），同时需要协调造林用地及费用，建设环边界60米宽的防护林带，完成人工造林任务及灌溉，最终应通过林业主管部分的达标验收，种植后养护2年，保证植物存活。
（5）手续办理范围及其他工程:完全负责项目范围内所需林业、稳评、电网接入、候鸟迁徙通道评估、电能质量评估等未完前期手续催办并牵头协调主管部门，承诺如本项目还涉及其它未办理手续，一并负责办理。接受招标人委托，完全负责施工许可证以及施工备案手续办理、负责并网所有手续办理；完全负责施工范围内集电线路、110KV改接线路所需征地手续办理，钻跨越线路、铁路、公路、河道手续办理；并网及验收手续、质量监督相关手续、技术监督检查及验收、保护定值、二次安防等保测评，水保、环保、安全、文物、消防等的验收，与水保、环保、国土、林业、国有林场、国网、政府、村民等进行相关协调、相关验收备案、协议签署等，包括但不限于以下内容：
1)负责本项目施工范围内35kv集电线路、110KV改接线路施工所需的用地补偿（包含但不限于房屋拆迁、杆塔、林木、植被移植费、青苗、坟地、退耕还林、施工过程中管线损坏等）及手续办理，以及属于地方政府规定应交纳的各项费用，与用地相关的费用均在本次投标报价中。
2)完全负责本工程所涉及的全部协调工作及相关费用，处理手续办理过程中及施工过程中与国土、林业、国有林场、政府、煤矿、村委会、村民等的关系，包括但不限于：征地协调、施工协调、民事协调（包含村委会、村民）、地方协调、政府相关职能部门协调、国土和林业卫片执法检查协调等。
3)施工范围内所涉及的电力及通信线路路径所有手续办理，电力和通信线路、铁路、公路及河道跨越手续办理，因征地协调等原因引发设计、施工变更，投标人需及时补办上述手续，因未及时办理上述手续导致的刑事、行政处罚及罚款全部由投标人承担；
4)根据招标人要求编制施工范围内的应急资源调查报告、基建安全事故风险评估报告、综合应急预案、各专项应急预案、现场处置方案，委托专家进行应急预案评审取得应急预案评审专家组审查意见及修订审查意见，负责本项目与应急管理局、能监局、质监站、电网公司等对接及相关资料的备案；
5)根据国网要求，委托第三方完成本项目暂态建模，含光伏电站涉网性能提升测试、光伏电站SVG建模与仿真、光伏电站逆变器建模与仿真、光伏电站等值建模及宽频振荡评估等工作。
6）并网相关手续证照办理，根据各级电网公司的要求进行检验检测、配合电网审图、验收；取得电网公司的并网通知书等项目所需的所有手续；办理国网购售电合同以及并网调度协议签订及协调；办理其他因政府系统、电网系统政策要求所办理的咨询服务项目及所要缴纳的一切费用。
7)负责保护、改善施工环境，缴纳各类抵押金和保险，由于施工原因造成的相关纠纷并承担相应责任及罚款；负责协调施工过程中的地方民事关系，费用包含在投标报价中；
8）负责按照林业部门审批的植被恢复方案实施植被恢复工程及验收工作；
9）负责进行本项目水土保持（光伏场区和升压站、集电线路）监理、监测、实施，按照批复的水土保持方案做好相应的水土保持初步设计等后续设计以及相应阶段报告编制和评审、水土保持验收等；
10）负责委托第三方进行本项目环境保护监理（含2年的危废协议）、监测、相应阶段报告编制和评审、验收、并按国家相关职能部门要求完成备案等手续办理；
11)负责委托第三方进行本项目并网验收的保护定值计算、保护定值单审批，并完成备案等工作；
12)委托第三方编制电力二次安防的评估报告，完成光功率预测系统、升压站监控系统等在公安机关备案并取得测评等级为优的等保测评报告，提交安全性检测报告和恢复性测试报告。
13)负责委托第三方进行本项目安全设施实施、竣工验收，编制相应阶段报告、组织评审，并按国家相关职能部门要求完成备案等手续办理；
14)负责委托第三方进行本项目安全设施实施、竣工验收，编制相应阶段报告、组织评审，并按国家相关职能部门要求完成备案等手续办理；
15)负责委托第三方进行本项目职业病防护设施实施、竣工验收，编制相应阶段报告、组织评审，并按国家相关职能部门要求完成备案等手续办理；
16）并根据最新消防验收规定，委托第三方进行本项目消防检测、编制消防验收报告，进行消防验收及备案等相关工作；
17)负责升压站至国网生产专用通信通道的开通租赁（1年期）、调试、维护费用（1年期）；
18)负责委托第三方进行本项目入网试验及相关报告编制（并网点电能质量测试、无功调节能力测试、功率特性测试、有功调节能力与功率变化率测试、动态无功补偿装置检测费用等内容）；
19）根据《光伏发电工程质量监督检查大纲》要求，完成本项目全部的（光伏场区、升压站、集电线路、送出线路）质量监督检查委托；
20)协调处理群体事件、阻工等问题，严禁出现因阻工、扰工等产生的负面舆情；
21)承担上述各项手续办理费、协调费、赔偿、补偿等全部费用，若因投标人未及时办理尚需相关手续导致的刑事、行政处罚及罚款全部由投标人承担。
（6）调试、试验及试运行：包括但不限于全部设备的单体调试、试验、系统调试、并网试验、整体启动、360小时考核、联合试运行，提交合格的试验和调试报告等。
（7）验收：负责办理并网验收、节能验收、竣工验收、国能榆林能源公司达标投产检查及验收、档案验收（含档案、资料移交）等；配合开展竣工决算和工程结算审计等工作。
（8）培训工作范围：承包方应按照发包人要求，对发包人的人员进行工程操作和维修方面的培训。合同约定接收之前进行培训的，应在竣工验收前完成培训，所需费用由投标人承担。
（9）投标人对本工程的安全、质量、进度、造价和环水保等全面负责。
（10）办理各种保险，包含但不限于投标人人员雇主责任保险、意外伤害保险、设备及材料运输保险、施工设备保险、安全生产责任保险、及当地监管部门要求购买的其他保险、国家法律法规要求购买的政策性保险等；
（11）投标人需按照环保、水保批复方案的要求，施工过程中，负责施工范围内生态环境保护、生活水源保护，采取必要的水保、环保措施，项目施工严格在手续办理范围内施工，施工范围超出手续办理范围外的，投标人需要提前进行手续补办，并积极采取相应的植被恢复、水保及环保措施，施工完成后超出手续办理范围外的植被恢复由施工单位自行进行植被恢复并承担相应费用及政府相关部门罚款、行政刑事处罚。
上述工作范围内的所有费用均包含在总报价内，招标人不再另行支付。
2.1.3 其他：
(1)本项目明确不能进行场平，施工过程需严格遵守榆林市光伏项目“控面、不动地表、生态恢复、监管”等建设要求并及时关注政策变化，满足最新的建设要求，建设过程中若未遵守产生的违法后果投标人自行承担。
（2）投标人负责其它未明确但属于本工程的施工、试运行、验收、消缺、移交、质保期内的保修工作。涉及工程前期的各项政府审批、各项专题报告编制及评审（含会议费、专家咨询费等）、政策处理、本工程勘察设计、除组件、逆变器外所有设备采购、建筑安装、试验、检查测试、电网接入及相关政策处理、调试试运、验收、第三方质量监督检查等相关方面的全部工作内容及费用均属于投标人的工作范围。招标文件中存在的与设计、数据、规格或方法有关的任何缺陷、错误或疏漏，均不能减轻或免除承包人的责任。
2.1.4项目工期：指从实际开始现场施工日期至工程通过竣工验收之日止的期间，本合同工期不得超过180日历天。
2.1.4项目工期：指从实际开始现场施工日期至工程通过竣工验收之日止的期间，本合同工期不得超过180日历天。
2.2 其他：/
3.投标人资格要求
3.1 资质条件和业绩要求：
【1】资质要求：（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工程设计综合甲级资质；或工程设计电力行业甲级资质；或电力工程施工总承包一级及以上资质证书和有效的安全生产许可证。
【2】财务要求：/
【3】业绩要求：2019年10月至投标截止日（以合同签订时间为准），投标人须至少具有已完工的100MWp及以上光伏电站场区EPC总承包或施工总承包工程合同业绩2份。投标人须提供能证明本次招标业绩要求的合同和对应的用户证明扫描件，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；用户证明须由最终用户盖章，可以是验收证明、使用证明、回访记录或其他能证明合同标的物已投运的材料（若合同甲方不是最终用户，合同甲方获取的最终用户证明也可）。
【4】信誉要求：/
【5】项目经理的资格要求：（1）投标人须提供拟任项目经理有效的一级建造师执业资格注册证书（机电工程或建筑工程）或工程系列高级专业技术职称证书。
（2）项目经理须至少具有1个担任100MW及以上光伏电站场区EPC总承包或施工总承包工程项目经理的经历,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）。
（3）投标人拟任项目经理须为投标人在册正式人员，提供近半年（2024年2月至投标截止日）任意连续六个月及以上养老保险缴纳证明（须具有社保机构公章）。
【6】设计负责人的资格要求：（投标人为设计单位的要求此项。若投标人的设计和施工资质均满足招标文件要求，则根据投标文件中承担的内容，认定是否需要满足此项要求；投标文件未明确是否承担设计工作的，按承担认定）
（1）投标人须提供拟任设计负责人有效的勘察设计注册工程师执业资格注册证书（电气工程）。
（2）设计负责人须至少具有1个担任担任100MW及以上光伏工程设计负责人的经历，投标人须提供能证明设计负责人业绩的合同，若合同中无设计负责人姓名，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、设计负责人及单位名称）。
【7】施工负责人的资格要求：（投标人为施工单位的要求此项。若投标人的设计和施工资质均满足招标文件要求，则根据投标文件中承担的内容，认定是否需要满足此项要求；投标文件未明确是否承担施工工作的，按承担认定）
（1）投标人须提供拟任施工负责人有效的一级建造师执业资格注册证书（机电工程或建筑工程）和有效的安全生产考核合格证（B类）。
（2）施工负责人须至少具有1个担任100MW及以上光伏电站场区EPC总承包或施工总承包工程施工负责人的经历，投标人须提供能证明施工负责人业绩的合同，若合同中无施工负责人姓名，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、施工负责人及单位名称）。
【8】施工机械设备：/
【9】项目管理机构及人员：（投标人为施工单位的要求此项。若投标人的设计和施工资质均满足招标文件要求，则根据投标文件中承担的内容，认定是否需要满足此项要求；投标文件未明确是否承担施工工作的，按承担认定）
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）。
【10】采购货物要求：/
【11】其他要求：/
3.2 本项目不接受联合体投标。
4.招标文件的获取
招标文件开始购买时间2024-09-28 09:00:00，招标文件购买截止时间2024-10-10 16:00:00。
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!
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联系人：马友
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