1．招標(biāo)條件
立項情況：已立項
項目資金來源：自籌
項目已具備招標(biāo)條件，現(xiàn)進(jìn)行公開招標(biāo)。
2．項目概況與招標(biāo)范圍
2.1 項目概況
2.1.1 橄欖坡光伏電站
隸屬于昆明中云電新能源有限責(zé)任公司，東川橄欖坡生態(tài)修復(fù)光伏電站場址 位于云南省昆明市東川區(qū)碧谷社區(qū)老村村委會，光伏場區(qū)地跨東經(jīng) 102°56′~ 102°58′，北緯 25°69′～25°70′，場址區(qū)主要為西南坡。距離東川城區(qū) 8km，距離昆明市里程約為 150km。海拔高程 1276～1295 米。
2.1.2 大荒山風(fēng)電場
大荒山風(fēng)電場總裝機(jī)規(guī)模為 286 兆瓦，共布置 143 臺單機(jī)容量為 2 兆瓦風(fēng)機(jī); 本電場 143 臺風(fēng)機(jī)由三種機(jī)型組成，其中上海電氣W2000H-111 高原型風(fēng)機(jī) 20 臺、 上海電氣 W2000H-99 高原型風(fēng)機(jī) 53 臺、中船重工（重慶）海裝 H111N-2.0MW 高 原型風(fēng)機(jī) 70 臺；大荒山風(fēng)電場年平均發(fā)電量約 6.35 億千瓦時，年滿負(fù)荷運(yùn)行小 時數(shù)約為 2217 小時。
由于大荒山風(fēng)電場規(guī)劃場址內(nèi)有龍川江穿流而過，將大荒山風(fēng)電場分為東部 場區(qū)、西部場區(qū)， 大荒山風(fēng)電場東區(qū)和西區(qū)各新建 1 座 220kV 升壓站，簡稱“大 荒山 220kV 1 號升壓站 ”和“大荒山 220kV 2 號升壓站 ”。云南電力調(diào)度控制中 心將大荒山風(fēng)電場東部場區(qū)命名為——220kV 阿普風(fēng)電場；將大荒山風(fēng)電場西部 場區(qū)命名為——220kV 三臺坡風(fēng)電場。大荒山 220kV 2 號升壓站規(guī)模 1×100MVA， 以Ⅰ回 220kV 東西場區(qū)聯(lián)絡(luò)架空線（線路長約 10.235 公里，25 基鐵塔，采用 LGJ -400 導(dǎo)線）接入大荒山220kV 1 號升壓站 220kV 母線間隔匯流。大荒山220kV 1 號升壓站規(guī)模 2×100MVA，該升壓站經(jīng) 220kV 母線匯流，最終以一回 220kV 架空 出線（線路長約 43.6 公里，111 基鐵塔，采用 JNRLH60/G1A-400/50 耐熱鋁合金 導(dǎo)線）接入 220kV 祿豐變電站，向云南主電網(wǎng)輸電。
大荒山風(fēng)電場東部場區(qū)——220kV 阿普風(fēng)電場共布置 94 臺單機(jī)容量為 2 兆 瓦的風(fēng)機(jī)，總裝機(jī)容量為 188 兆瓦；35kV 集電線路共 10 回，線路總長約 114.881 公里，345 基鐵塔，根據(jù)情況分別采用LGJ－120、150、185 類型導(dǎo)線。
西部場區(qū)——220kV 三臺坡風(fēng)電場共布置 49 臺單機(jī)容量為 2 兆瓦的風(fēng)機(jī)，總裝 機(jī)容量為 98 兆瓦；西部場區(qū) 35kV 集電線路共 5 回，總長約 47.572 公里，155 基鐵塔，根據(jù)情況分別采用 LGJ－120、150、185 類型導(dǎo)線。
本次主要工程項目為大荒山風(fēng)電場 2024 年升壓站部分設(shè)備檢修工作（詳見 工程量清單）。
2.1.3 大基坡風(fēng)電場
大基坡風(fēng)電場位于云南昆明倘甸產(chǎn)業(yè)園區(qū)尋甸縣倘甸鎮(zhèn)境內(nèi)，海拔高度在 2300～2900 米之間，總裝機(jī)規(guī)模為 144MW，全場共安裝 72 臺單機(jī)容量為 2MW 的 雙饋異步風(fēng)力發(fā)電機(jī)組；目前處于工程建設(shè)期間。
風(fēng)電場采用一機(jī)組一箱變（690V/35kV）接線方式，72 臺箱變經(jīng)六回集電線路接 至風(fēng)電場升壓站的 35kV Ⅰ、Ⅱ段母線匯聚電能， 經(jīng) 220kV 主變壓器升壓后，由 220kV 徳嵩線送出至 220kV 嵩明變并入云南電網(wǎng)，線路全長 73.77 公里。
本次主要工程項目為大基坡風(fēng)電場 2024 年升壓站部分設(shè)備檢修工作（詳見工程 量清單）。
2.1.4 老青山風(fēng)電場
老青山風(fēng)電場位于位于楚雄州祿豐縣和昆明市富民縣交界的老青山一帶，地 理坐標(biāo)介于北緯 25º 17＇34＂—25º 14＇42＂， 東經(jīng) 102º 19＇10＂—102º 25'6＂之間。廠址內(nèi)由多條南北-東西走向的短山脊構(gòu)成，擬用山脊全長約 20km， 廠區(qū)涉及面積約 23km²,場區(qū)內(nèi)地勢整體呈現(xiàn)東高西低的趨勢，海拔高程在 2300-2700m 左右。
老青山風(fēng)電場安裝東方汽輪機(jī)廠生產(chǎn)的 33 臺風(fēng)力發(fā)電機(jī)組，總裝機(jī)容量49.5MW，主要包括單機(jī)容量 1500KW 的東汽 FD89/1500 風(fēng)電機(jī)組 11 臺，單機(jī)容量 1500KW 的東汽 FD93/1500 風(fēng)電機(jī)組 22 臺，配套每臺風(fēng)機(jī)裝設(shè)一臺 35KV 箱式變 壓器，一座 110KV 升壓變電站。
老青山風(fēng)電場設(shè)計年平均風(fēng)速 6.3 米/秒，年平均發(fā)電量 10113.0 萬 kw.h, 年利用小時 2043h;2015 年 4 月至 12 月發(fā)電量：0.4317 萬kw.h，上網(wǎng)電量：0.4262 萬 kw.h，年平均風(fēng)速 5.41m/s,機(jī)組可利用率：99%；2016 年發(fā)電量 1.2265 萬kw.h，上網(wǎng)電量：1.2159 萬 kw.h，年平均風(fēng)速 5.65m/s,機(jī)組可利用率：99.43%；2017 年發(fā)電量 1.0745 萬 kw.h，上網(wǎng)電量：1.0648 萬 kw.h，年平均風(fēng) 速 5.46m/s,機(jī)組可利用率：99.61%；2018 年發(fā)電量 1.1171 萬 kw.h，上網(wǎng)電量： 1.1096 萬 kw.h，年平均風(fēng)速 5.63m/s,機(jī)組可利用率：99.15%；2019 年 1 月至 8 月發(fā)電量 1.0278 萬 kw.h，上網(wǎng)電量：1.0205 萬 kw.h，年平均風(fēng)速 6.3m/s,機(jī)組 可利用率：99.3%。
本次主要工程項目為老青山風(fēng)電場 2024 年升壓站部分設(shè)備檢修工作（詳見 工程量清單）
2.1.5 昆明聯(lián)合風(fēng)電場
昆明聯(lián)合風(fēng)電場位于昆明倘甸兩區(qū)聯(lián)合鄉(xiāng)，現(xiàn)安裝有東汽 FD89B-1500kW 型 風(fēng)機(jī) 66 臺，裝機(jī)容量為 99MW。
風(fēng)電場采用一機(jī)組一箱變（690V/35kV）接線方式，66 臺箱變分為四回線 （聯(lián)合風(fēng)電場 35kV 一期聯(lián)合Ⅰ回線連接 1－16 號風(fēng)機(jī)；35kV 一期聯(lián)合Ⅱ回線連 接 17－33 號風(fēng)機(jī)；35kV 二期小白龍風(fēng)電場Ⅰ回線連接小白龍風(fēng)電場 1－17 號風(fēng) 機(jī)；35kV 二期小白龍風(fēng)電場Ⅱ回線連接小白龍風(fēng)電場 18－33 號風(fēng)機(jī)），四回集 電線路至風(fēng)電場升壓站的 35kV 開關(guān)柜，由 35kVⅠ段母線匯聚電能，經(jīng) 110kV 主 變壓器升壓后，由 110kV 新聯(lián)利線 T 接到臘新線路，線路全長 26.7 公里。
本次主要工程項目為聯(lián)合風(fēng)電場 2024 年升壓站部分設(shè)備檢修工作（詳見工程量 清單）。
2.1.6 打掛山風(fēng)電場
打掛山風(fēng)電場位于云南省楚雄彝族自治州南華縣的一街鄉(xiāng)、羅武莊鄉(xiāng)、五街 鎮(zhèn)和紅土坡鎮(zhèn)境內(nèi)，場址中心距南華縣城公路里程約 91km，距離楚雄州公路里 程約 117km，面積約 74km2，海拔高度在 2300m~2900m 之間。
打掛山風(fēng)電場總裝機(jī)容量為 300MW，安裝 140 臺單機(jī)容量為 2000kW~2300kW 的風(fēng)力發(fā)電機(jī)組，設(shè)計上網(wǎng)電量為 70506 萬 kW.h，相應(yīng)年等效滿負(fù)荷利用小時 為 2350h，容量系數(shù)為 0.268。
風(fēng)電場分南北兩大區(qū)域，兩區(qū)域直線距離約 15km。風(fēng)電場設(shè)置南、北兩座 220kV 升壓站，其中北站安裝 2 臺 220/35kV 有載調(diào)壓升壓變壓器，主變?nèi)萘繛?nbsp;2×80 MVA，通過 1 回 220kV 中間聯(lián)絡(luò)線接入南部升壓站，中間聯(lián)絡(luò)線長度16.2km，導(dǎo)線截面為 240mm2；南站安裝 2 臺 220/35kV 有載調(diào)壓升壓變壓器，容 量為 2×80MVA，220kV 出線 1 回，接入云南電網(wǎng) 220kV 紫溪變電站，220kV 送出 線路長度 69km，采用耐熱鋁合金導(dǎo)線，導(dǎo)線截面為 400mm2。
打掛山風(fēng)電場共配置有 80MVA 主變壓器 4 臺，250kVA 場用變 4 臺，800kVA 接地變 4 臺，2400kVA 及 2500kVA 風(fēng)機(jī)箱變 140 臺，除場用變及接地變采用干式 變壓器外，其余主變及風(fēng)機(jī)箱變均采用油浸式變壓器，主變采用三相雙繞組有載 調(diào)壓自然油循環(huán)風(fēng)冷(ONAN)變壓器。
本次主要工程項目為打掛山風(fēng)電場 2024 年升壓站部分設(shè)備檢修工作（詳見 工程量清單）。
2.1.7 仙人洞風(fēng)電場
祿豐仙人洞風(fēng)電場場址位于云南省楚雄州祿豐縣、武定縣和昆明市富民縣交 界處，現(xiàn)安裝有金風(fēng)科技 GW87/1500 風(fēng)力發(fā)電機(jī)組 33 臺，裝機(jī)容量為 49.5MW。 風(fēng)電場采用一機(jī)組一箱變（690V/35kV）接線方式，33 臺箱變分為兩回線（仙人 洞風(fēng)電場 35kV 仙人洞Ⅰ回線連接 1－11、14-18、31 號共 17 臺風(fēng)機(jī)；Ⅱ回線連 接 12－13、20-30、32-33 號共 16 臺風(fēng)機(jī)），兩回集電線路至風(fēng)電場升壓站的 35kV 開關(guān)柜，由 35kVⅠ段母線匯聚電能，經(jīng) 110kV 主變壓器升壓后，由 110kV 仙果 線送至果園變電站，線路全長 5.55 公里。
2.1.8 骔嶺北風(fēng)電場
骔嶺北風(fēng)電場位于貴州省畢節(jié)市納雍縣境內(nèi)，場址中心距納雍縣城道路里程 約 22km，與畢節(jié)市城區(qū)道路里程約 105km，海拔高度為 1997～2332m。設(shè)計安裝 30 臺單機(jī)容量為 2.3MW 風(fēng)力發(fā)電機(jī)組和 6 臺單機(jī)為 2.0MW 風(fēng)力發(fā)電機(jī)組，裝機(jī)規(guī)模為 81MW。安裝 1 臺 220/35kV 有載調(diào)壓升壓變壓器，主變?nèi)萘繛?nbsp;1×100MVA， 電場集電線路采用直埋為主、架空為輔的設(shè)計方案。風(fēng)機(jī)與風(fēng)機(jī)之間連接均采用 地埋電纜連接，從風(fēng)機(jī)最后一臺至 6 號渣場采用覆冰厚度為 30mm 設(shè)計的加強(qiáng)型 導(dǎo)線、塔材、金具等設(shè)計的架空線路連接， 從 6 號渣場至升壓站采用 4 回同溝地 埋電纜連接，總電纜長度 37.41km，架空部分 8.70km，以 1 回 220kV 送出線路接 入 220kV 友誼變電站，架空線路長度 9.63km，供電貴州電網(wǎng)。
2.1.9 老莊科風(fēng)電場
老莊科風(fēng)電場場址位于云南省文山州丘北縣膩腳彝族鄉(xiāng)祭羊山村～老莊科 村～迷達(dá)村一帶的臺地及山脊上，風(fēng)電場場址地理坐標(biāo)范圍在東經(jīng)103°48′56″～103°54′38″、北緯 24°03′59″～24°06′15″之間。海 拔高程在 2000m～2250m 之間，場址涉及范圍約為 18 平方公里。場址距離膩腳彝 族鄉(xiāng)約 4 公里，距離丘北縣城約 46 公里，距離文山州文山市約 105 公里，距離 昆明市約 395 公里。
老莊科風(fēng)電場共安裝單機(jī)容量 2MW 重慶海裝風(fēng)力發(fā)電機(jī)組 24 臺（H120-2.0MW），裝機(jī)容量 48MW，根據(jù)初步設(shè)計估算年上網(wǎng)電量 11,227.2 萬千 瓦時，年等效滿負(fù)荷小時數(shù)為 2339 小時，2020 年發(fā)電量 7504 萬千瓦時。電場 于 2019 年 3 月 26 日正式開工建設(shè)，2019 年 12 月 30 日，首臺風(fēng)機(jī)并網(wǎng)發(fā)電，2020 年 6 月 8 日 24 臺風(fēng)機(jī)全部并網(wǎng)發(fā)電。
風(fēng)電場風(fēng)力發(fā)電機(jī)與箱變采用“一機(jī)一變 ”單元接線方式，箱變?nèi)萘繛?250kVA。通過 2 回 35kV 架空集電線路（長 16.287 公里，80 基桿塔）送至 110kV 升壓站的 35kV I 段母線，經(jīng) 1 臺 50MVA 三相有載調(diào)壓變壓器升壓至 110kV ，通 過 110kV 錦老線（長 35.116 公里，133 基桿塔，導(dǎo)線采用 JL/G1A-185/30 鋼芯 鋁絞線）接入 110kV 錦屏變。
2.1.10 秀田光伏電站
秀田光伏電站一期工程裝機(jī)容量 50MWp，一期首批（20MWp）工程位于云南 省楚雄州永仁縣東北，距縣城直線距離約 8km，地理坐標(biāo)介于東經(jīng)101°42′14′′～101°47′47′′、北緯 26°03′17′′～26°07′17′′ 之間，海拔 1660～1857m。一期二批（30MWp）工程位于云南省楚雄州永仁縣東 北面，距縣城直線距離約 6km，地理坐標(biāo)介于東經(jīng) 101°42′5.55"~101°42′54"、北緯 26°5′38"～ 26°6′3"之間，海拔 1600～1850m。年均日
照時數(shù) 2698 小時，年均太陽總輻射 6543.1MJ/m2。
50MWp 光伏發(fā)電系統(tǒng)由 50 個 1MWp 光伏發(fā)電分系統(tǒng)組成，全站共設(shè) 4 回 35kV 集電線路，一期首批 2 回（每 10MWp1 回，為電纜集電線路），一期二批 2 回（每 15MWp1 回，為電纜-架空混合集電線路）。每個 1MWp 光伏發(fā)電分系統(tǒng)由 2 個 500kWp 光伏發(fā)電單元系統(tǒng)組成；每個光伏發(fā)電單元系統(tǒng)主要由 1 個500kWp 太陽電池方陣和 1 臺 500kW 逆變器組成；共 100 個 500kWp 光伏發(fā)電單元 系統(tǒng)。在 1 個光伏發(fā)電單元系統(tǒng)中，500kWp 太陽電池組件經(jīng)串并聯(lián)后發(fā)出的直 流電經(jīng)匯流箱匯流至各自相應(yīng)的直流防雷配電柜，再接入逆變器直流側(cè)，通過逆 變器將直流電轉(zhuǎn)變成交流電。每 1 個光伏發(fā)電單元系統(tǒng)中的 2 臺逆變器輸出的 交流電由 1 臺 1000kVA 升壓變壓器將電壓從 270V 升至 35kV，匯至 35kV 母線段 后，經(jīng) 110kV 主變壓器升壓后以一回以 1 回 110kV 接至 220kV 方山變，線路全長 11.9km，導(dǎo)線截面均選擇為 240m㎡。
全站共設(shè)四級電壓：0.4kV、10kV 、35kV、110kV。其中 0.4kV 為低壓站用 電壓，10kV 為備用站用電壓，35kV 為太陽能電池方陣逆變升壓電壓，110kV 為 接入系統(tǒng)電壓， 35kV 配電裝置采用單母線接線型式，110kV 采用線路—變壓器 組接線。
一期首批（20MWp）采用國產(chǎn) 245Wp 多晶硅太陽能組件，一期二批（30MWp） 采用國產(chǎn) 255Wp 多晶硅太陽能組件，方陣支架均為固定支架，方陣陣面以 26° 傾角布置，年平均發(fā)電量為 70979.31 MWh，年均利用小時數(shù)為 1419.6 小時。
2.1.11 北大村光伏電站
北大村光伏電站目前建設(shè)完成的第一期工程裝機(jī)容量 60MWp,總占地面積1800 畝，海拔 2105～2185m，相對高差約 80m。年均日照時數(shù) 2698 小時，5926.61 兆焦/平方米，最佳傾角 23 度斜面上年均輻射量為 6291.82 兆焦/平方 米，該地區(qū)太陽能資源屬于Ⅱ級地區(qū)。設(shè)計首年利用小時數(shù) 1426 小時、年均利 用小時數(shù) 1279 小時，25 年設(shè)計總發(fā)電量 192021.7111 萬千瓦時，25 年年平均 發(fā)電量為 7680.8684 萬千瓦時。
石林北大村光伏電站第一期工程采用 180708 塊東方日升新能源股份有限公 司生產(chǎn)的SYP255P 型多晶硅太陽電池組件和 51568塊浙江樂葉光伏科技有限公司 生產(chǎn) LR6-60-270M 型單晶硅太陽電池組件，共 232276 塊太陽電池組件作為最小 光伏發(fā)電單元。每 22 塊光伏組件串聯(lián)形成一個組串，經(jīng)低壓電纜接至直流匯流箱匯流后接到相應(yīng)的 500kW 逆變器的直流側(cè)，再經(jīng)逆變器轉(zhuǎn)換為 50Hz 的三相交 流電。兩臺 500kW 逆變器的交流側(cè)聯(lián)接一臺 1000kW 箱變的低壓側(cè)，經(jīng)箱變升壓 為 35kV 交流電。每 2 臺 500kW 逆變器和 1 臺 1000kW 箱變組成一個光伏方陣。全 站共 56 個方陣經(jīng) 5 回 35kV 集電線路匯至 35kV I 段母線，經(jīng) 110kV 主變壓器升 壓為 110kV，在以 1 回 110kV 輸電線路線路送至沙林 220kV 變電站 110kV 側(cè)。其 中 35kV 及以下電壓等級(除#30、#31、#32 方陣由架空經(jīng) 3 級塔基連接經(jīng)電纜至 13 號箱變高壓室)為電纜輸送，110kV 電壓等級為架空線路，110kV 架空輸電線 路全長 4.22km。
全站共設(shè)四級電壓：0.4kV、10kV 、35kV、110kV。其中 0.4kV 為低壓站用 電壓，10kV 為備用站用電壓，35kV 為太陽能電池方陣逆變升壓電壓，110kV 為 接入系統(tǒng)電壓， 35kV 配電裝置采用單母線接線型式，110kV 采用母線—線路組 接線。
全站共設(shè) 5 回集電線，5 回集電線共投入 56 個光伏方陣，分別為：第 1 回 集電線： #7、#33、#34、#35、#42、#44、#47、#49、#52、#55 共 10 個方陣; 第 2 回集電線： #25、#36、#37、#38、#39、#40、#41、#43、#45、#48、#50、 #51、#53、#54、#56 共 15 個方陣；
第 3 回集電線： #17、#18、#19、#20、#21、#22、#23、#24、#26、#27、 #28、#29、#46 共 13 個方陣;
第 4 回集電線： #1、#2、#3、#4、#5、#6 共 6 個方陣;
第 5 回集電線： #8、#9、#10、#11、#12、#13、#14、#15、#16、#30、#31、#32 共 12 個方陣（#30、#31、#32 方陣由架空經(jīng) 3 級塔基連接經(jīng)電纜引至 13 號箱變高壓室）。
北大村光伏電站共 56 個方陣，其中#17、#18、#19、#22、#30、#31、#32、 #37、#38、#42、#44、#45、#46、#52、#55 共 15 個方陣為單晶硅方陣，其余 41 個方陣為多晶硅方陣。
北大村光伏電站升壓站設(shè)備首次帶電時間為 2016 年 01 月 27 日，方陣區(qū)首 次發(fā)電時間為 2016 年 01 月 28 日，56 個方陣全投時間為 2016 年 04 月 30 日。
2.1.12 新鋪光伏電站
新鋪光伏電站位于貴州省安順市關(guān)嶺自治縣新鋪鎮(zhèn)江西坪村，距離關(guān)嶺自治 縣中心直線距離 24km，場址中心地理位置為 25°47'13.76"N,105°27'37.81"E，光伏電站總面積占地面積 84 萬 m2，海拔 850～1300m,場區(qū)土地屬于灌木林地及宜林荒山荒地；項目設(shè)計年利用小時數(shù) 1060 小時，年均太陽總輻射 4896.5MJ/m2,預(yù)計年平均發(fā)電量為 5862 萬千瓦時。
新鋪光伏電站規(guī)劃裝機(jī)為 100MWp,本期裝機(jī)容量 50MWp，電站本期由 50 個 1MWp 多晶硅電池光伏方陣組成，共 50 個光伏發(fā)電單元，經(jīng) 3 回 35kV 集電線路 送至升壓站 35kVⅠ段母線，由主變升壓后以 1 回 110kV 架空線路送到 220kV 頂 云變電站。
電站于 2017 年 06 月 30 日升壓站首次帶電，2017 年 06 月 30 日光伏方陣首 次并網(wǎng)發(fā)電。
2.1.13 朱坊光伏電站
彌渡縣朱坊光伏電站位于大理州彌渡縣彌城鎮(zhèn)朱坊村委會朱坊上，場址距彌 渡縣城約 7.5km，距州府下關(guān) 68 公里，距省會昆明 340 公里。地理位置坐標(biāo)為： 東經(jīng) 100°33′00″～100°33′52″，北緯 25° 18′34″~25°19′42″。海拔介于 1920m～2160m 之間。場址內(nèi)多為未利用地， 兼有部 分林地和灌木叢。場區(qū)分為西北、西南及東南三個片區(qū)， 總裝機(jī) 50MWp。場址主 體坡向為南向偏東坡，坡度稍大，場地有利于光伏電站的建設(shè)。
全站共安裝有國產(chǎn)單晶硅太陽電池組件 137628 塊，其中 365Wp 組件 71478 塊，370Wp 組件 66150 塊，光伏組件采用單排立柱固定式支架安裝，方陣與地面 成 25 度夾角。全場共分 46 個方陣區(qū)，采用集散式逆變器布置，以 3 回 35kV 地 埋電纜送至升壓站，經(jīng)一臺容量為 50MVA 的主變升壓至 110kV。
電站送出通道為一回 110kV 線路，接入場區(qū)西南方向 220kV 丁家莊變電站，全段 線路共有 22 基桿塔，線路全長約 7.5km，導(dǎo)線截面 240mm2。
電站年平均太陽總輻射為 6185.9MJ/m2.a，年平均發(fā)電量 67625.1MW.h，平均利 用小時數(shù)為 1352 小時。
2.1.14 芝麻光伏電站
元謀縣芝麻村農(nóng)牧綜合利用光伏電站項目位于元謀縣物茂鄉(xiāng)芝麻村一帶的 南向山坡上，地處元謀縣城西北部，距元謀縣城直線距離約 32.5km，距離永仁 縣城直線距離 14.5km。光伏電站采用 360Wp 單晶硅光伏組件進(jìn)行開發(fā)，建設(shè)規(guī) 模 50MWp，主變?nèi)萘繛?nbsp;1×50MVA，升壓站以 1 回 110kV 線路接入 220kV 方山變電 站，線路長度約 7km。電站可研年平均上網(wǎng)電量為 6831.86 萬 kW•h，年等效滿負(fù)荷小時數(shù)為 1372.79hr。
2.1.15 麻舍所光伏電站
云南陸良縣林光互補(bǔ) 30MW 光伏發(fā)電站位于云南省曲靖市陸良縣大莫古鎮(zhèn)村 西南部約 3km 處的山坡上，距離陸良縣城西北約 17km，場址坐標(biāo)介于北緯24°53'22” ~24°54'45”、東經(jīng) 103°34'14”~ 103°35'17”之間，高程在 1950m~2015m 之間，東南片區(qū) 30MW 方陣，所有太陽電池組件滿足規(guī)范要求的冬 至日 6 小時以上的日照時間；經(jīng)計算，根據(jù)太陽輻射量、系統(tǒng)組件總功率、系統(tǒng) 總效率 81.6%等數(shù)據(jù)，太陽電池組件采用固定系統(tǒng)傾斜 22°布置。計算得出,陸 良林光互補(bǔ)光伏電站項目 25 年總發(fā) 934286.35MWh，25 年年平均發(fā)電量37371.45 MW.h，25 年年平均利用小時數(shù)為 1235.32 小時。電站 1、2、9、10、11、14 號方陣采用東方日升型號為 RSM72-6-360W2MW 單晶硅電池組件，3、 4、5-8、12、13 號方陣采用東方日升型號為 RSM72-6-365W2MW 單晶硅電池組件,16 路支路匯入一個匯流箱，每 22 個匯流箱經(jīng)過 2MW 集裝箱式逆變器逆變后 （一個光伏方陣）與 1 臺 35kV 箱式變連接；共計 14 臺變壓器以 2 回集電線路接 入開關(guān)站 35kV 母線，經(jīng)匯流后以 1 回出線 T 接至 110kV 太平哨變~ 110kV 西橋 變 35kV 線路，送出容量按 30MWp 考慮線路長度約 8.1km 導(dǎo)線截面 240mm2。
光伏電站其它情況介紹：全站共設(shè)三級電壓 0.4kV、10kV、35kV。其中 0.4kV 為低壓站用電壓，10kV 為備用站用電壓，35kV 為太陽能電池方陣逆變升壓電壓， 35kV 直接接入系統(tǒng)電壓,35kV 配電裝置采用單母線接線型式。
35kV 開關(guān)站電氣主接線形式：35kV 為單母線接線,包含 2 個電纜進(jìn)線間隔、 1 個架空出線間隔、1 個 PT 間隔、1 個無功補(bǔ)償間隔、1 個接地變及小電阻間隔， 共 6 個間隔。
2.1.16 斑果光伏電站
班果光伏電站位于云南省楚雄州元謀縣黃瓜園苴林小村，距元謀縣縣城直線 距離約 15km，地理坐標(biāo)介于北緯 25°48′36′′～25°50′15′′、東經(jīng)101°47′38′′～101°48′48′′之間， 海拔高程 1100m～1340m 之間，班果 光伏電站占地總面積 1453.8 畝。
班果光伏電站裝機(jī)容量 50MWp，布置 40 個光伏方陣；光伏方陣區(qū)共采用 20 臺電纜分接箱，160 臺匯流箱，640 臺逆變器，138240 塊單晶硅光伏組件；光伏 組件采用固定式傾角運(yùn)行方式，光伏陣列面傾角采用 26°,每個光伏支架按 2行 9 列豎向布置 18 塊光伏組件，單個光伏方陣的標(biāo)準(zhǔn)容量為 1.25MWp，單個光 伏方陣布置 192 個光伏組串，40 個光伏方陣合計 7680 個光伏組串；光伏方陣區(qū) 產(chǎn)生的電力經(jīng)箱變升壓后經(jīng) 35 kV 3 回集電線匯流至 35 kV 母線，經(jīng) 1 號主變壓器 升壓后經(jīng) 110 kV 班黃線輸送至 110 kV 黃瓜園變電站。班果光伏電站廠址多年平 均太陽總輻射 6439.4.1MJ/m2，25 年運(yùn)行期內(nèi)多年平均上網(wǎng)電量為 7019 萬kW•h,年平均滿負(fù)荷利用小時數(shù)為 1391 小時。班果光伏電站于 2018 年 6 月 28 日 升壓站首次帶電，于 2018 年 6 月 29 日光伏方陣首次并網(wǎng)發(fā)電。
2.1.17 朝陽村光伏電站
隸屬于云南滇能智慧能源有限公司祿豐分公司，朝陽村光伏電站項目場址位 于云南省楚雄州祿豐市彩云鎮(zhèn)東側(cè)，距祿豐市直線距離約 20km，升壓站坐標(biāo)經(jīng) 度：東經(jīng) 101°54′2"、緯度：北緯 25°1′17"；光伏電站場址較為集中，地理 坐標(biāo)介于東經(jīng) 101°53′25"～101°54′55"、北緯 25°0′41"～25°2′25"之 間，場址南北向長約 3.5km，東西向?qū)捈s 2.2km，高程在 1350m～1480m 之間。
底尼光伏電站
隸屬于易門滇能智慧能源有限公司，底尼光伏電站場址位于玉溪市易門縣銅廠鄉(xiāng) 底尼村，光伏場區(qū)地跨東經(jīng) 102°3′～102°5′，北緯 24°35′～24°36′， 場址區(qū)主要為西南坡和南坡。距離銅廠彝族鄉(xiāng)35km，距離易門縣城里程約為31km， 距離昆明市里程約為 135km。海拔高程 2221～2340m。
2.1.18 魯家箐（老半山）光伏電站
隸屬于祿豐市浩裕光伏發(fā)電有限公司，魯家箐光伏電站（魯家箐 40MW、老 半山 40MW）場址位于云南省楚雄州祿豐市恐龍山鎮(zhèn)，距楚雄市約 56km，距祿豐 市城約 23km。升壓站坐標(biāo)經(jīng)度：102°05′20″、緯度：24°56′51″；方陣區(qū) 較分散，東經(jīng) 102°4′59.51″～102°6′1.32″，北緯 24°56′15.92″~24°57′20.01″之間，分布位于長田村，沙矣舊，上梨園，跨馬村，嶺崗村， 老彭村等地區(qū)，升壓站海拔約為 1500m。
2.1.19 橄欖坡光伏電站
隸屬于昆明中云電新能源有限責(zé)任公司，東川橄欖坡生態(tài)修復(fù)光伏電站場址 位于云南省昆明市東川區(qū)碧谷社區(qū)老村村委會，光伏場區(qū)地跨東經(jīng) 102°56′~ 102°58′，北緯 25°69′～25°70′，場址區(qū)主要為西南坡。距離東川城區(qū) 8km，距離昆明市里程約為 150km。海拔高程 1276～1295 米。
2.1.20 朝陽村光伏電站
隸屬于云南滇能智慧能源有限公司祿豐分公司，朝陽村光伏電站項目場址位 于云南省楚雄州祿豐市彩云鎮(zhèn)東側(cè)，距祿豐市直線距離約 20km，升壓站坐標(biāo)經(jīng) 度：東經(jīng) 101°54′2"、緯度：北緯 25°1′17"；光伏電站場址較為集中，地理 坐標(biāo)介于東經(jīng) 101°53′25"～101°54′55"、北緯 25°0′41"～25°2′25"之 間，場址南北向長約 3.5km，東西向?qū)捈s 2.2km，高程在 1350m～1480m 之間。
2.1.21 張半山光伏電站
隸屬于易門滇能智慧能源有限公司，張半山光伏電站場址位于云南省玉溪市 易門縣小街鄉(xiāng)，擬布置組件區(qū)域為一塊 整 體 呈 南 向 的 坡 地 ， 場 址 地 理 坐 標(biāo) 介 于 東 經(jīng) 102°2′8″ ～ 102°2′32″ 、 北 緯 24°49′25″~ 24°49′58″之間，距離小街鄉(xiāng) 28km，距離易門縣城 65km，距離昆明市 125km， 海拔高程在 1720m～2050m 之間。
2.2 招標(biāo)范圍
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序號 |
標(biāo)段名稱 |
招標(biāo)范圍 |
服務(wù)期 |
文件價格 （元） |
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1 |
云南滇能電 力電力工程 有限公司水 電站新能源 場站輔助設(shè) 施檢修工程 |
打掛山風(fēng)電場、大荒山風(fēng)電場、大基 坡風(fēng)電場、聯(lián)合風(fēng)電場、仙人洞風(fēng)電 場、老青山風(fēng)電場、骔嶺北風(fēng)電場、 北大村光伏電站、新鋪光伏電站、麻 舍所光伏電站、秀田光伏電站、班果 山光伏電站、芝麻村光伏電站、朱坊 光伏電站、老莊科風(fēng)電場、朝陽村光 伏電站、四方地橄欖坡光伏電站 17 個新能源場站全停及集電線路檢修。 |
合同簽訂 后 12個月。 |
500 |
3．投標(biāo)人資格要求
本次招標(biāo)采取資格后審方式對各位投標(biāo)申請人進(jìn)行資格審查，通過形式為合 格制。
*3.1 基本資格要求
3.1.1 具有獨(dú)立訂立合同的資格，提供行政管理部門核發(fā)的營業(yè)執(zhí)照或具有 同等效力的證明資料；
3.1.2 沒有處于被責(zé)令停業(yè)，財產(chǎn)被接管、凍結(jié)，破產(chǎn)狀態(tài)，提供承諾；
3.1.3 投標(biāo)人經(jīng)營狀況良好，近三年內(nèi)財務(wù)無嚴(yán)重虧損；沒有處于被責(zé)令停業(yè)，財產(chǎn)被接管、凍結(jié)及破產(chǎn)狀態(tài)。投標(biāo)人必須提交最近三年的經(jīng)審計的財務(wù)報 表（2020 年至 2022 年，成立不足 3 年的提供已有年份的報告）；
3.1.4 近 36 個月內(nèi)不存在騙取中標(biāo)、嚴(yán)重違約及因自身的責(zé)任而使任何合同 被解除的情形，并提供承諾；
3.1.5 具有完善的質(zhì)量保證體系，通過第三方認(rèn)證審核，提供認(rèn)證證書；
3.1.6 單位負(fù)責(zé)人為同一人或者存在控股、管理關(guān)系的不同單位不得在同一 標(biāo) 段 投 標(biāo) ， 提 供 承 諾 ， 以 招 標(biāo) 人 或 招 標(biāo) 代 理 機(jī) 構(gòu) 通 過 天 眼 查查詢投標(biāo)人實(shí)際控制人、股權(quán)結(jié)構(gòu)；
3.1.7 沒有納入紀(jì)檢監(jiān)察機(jī)構(gòu)查辦的涉法案件涉及到的 行賄企業(yè)以及行賄人實(shí)際控制的企業(yè)“黑名單”，招標(biāo)人或招標(biāo)代理機(jī)構(gòu)查詢；
3.1.8 沒有納入“信用中國 ”嚴(yán)重 失信主體名單、經(jīng)營異常名錄，以招標(biāo)人或招標(biāo)代理機(jī)構(gòu)查詢網(wǎng)站公布信息為準(zhǔn)；
3.1.9 無尚未完成的重大被執(zhí)行經(jīng)濟(jì)案件，沒有被列入失信被執(zhí)行人名單， 重大經(jīng)濟(jì)案件指單項金額 5000 萬元及以上或累計金額達(dá)到 1 億元及以上，提供 承 諾 ， 以 招 標(biāo) 人 或 招 標(biāo) 代 理 機(jī) 構(gòu) 查 詢 中 國 執(zhí) 行 信 息 公 開 網(wǎng)公布信息為準(zhǔn)；
3.1.10 沒有處于相關(guān)文件確認(rèn)的禁止投標(biāo)的范圍，招標(biāo)人或招標(biāo)代理機(jī)構(gòu)查詢；
3.1.11 本項目不接受聯(lián)合體投標(biāo)。
*3.2 專項資格要求
3.2.1 資質(zhì)條件：投標(biāo)人必須具有安全生產(chǎn)許可證書及承裝（修）電力設(shè)施許 可證叁級及以上資質(zhì)，并滿足以下要求的資質(zhì)之一：
（1）具備水利水電施工總承包叁級及以上資質(zhì)；
（2）具備水利水電機(jī)電設(shè)備安裝工程專業(yè)承包叁級及以上資質(zhì)；
（3）具備電力工程施工總承包叁級及以上資質(zhì)；
3.2.2 近 18 個月內(nèi)不存在較大及以上生產(chǎn)安全責(zé)任事故，近 12 個月在系統(tǒng)未發(fā)生人身死亡事故，并提供承諾。
3.2.3 承包商未被列入黑名單庫，以 招標(biāo)人或招標(biāo)機(jī)構(gòu)查詢?yōu)闇?zhǔn)。
3.2.4 業(yè)績要求：投標(biāo)人須在近 5 年內(nèi)已完成 2 個及以上單機(jī) 3 萬 kW 及以上水電站或 2 個及以上 110kV 及以上新能源場站的檢修或安裝施工（須提交合同或用戶 證明或鑒定證明）。
3.2.5 項目經(jīng)理資格及要求：機(jī)電工程專業(yè)二級及以上建造師證書，中級及以 上職稱，具有安全生產(chǎn)考核合格證書（B 證），近 3 年內(nèi)具有 1 個及以上水電站（單 機(jī) 3 萬 kW 及以上）或 1 個及以上 110kV 及以上新能源場站項目的檢修施工項目經(jīng) 理業(yè)績（需提供項目合同或發(fā)包人單位出具的證明文件等證明資料），不得同時擔(dān) 任兩個及以上建設(shè)工程的項目經(jīng)理，并提供承諾。
4．招標(biāo)文件的獲取
4.1 招標(biāo)文件發(fā)售方式
本項目實(shí)行在線售賣招標(biāo)文件。凡有意參加投標(biāo)者， 請于購買招標(biāo)文件時間 內(nèi)進(jìn)入報名參與購買招標(biāo)文件， 不接受現(xiàn)場購買。
4.2 招標(biāo)文件發(fā)售時間
2024 年 4 月 16 日至 2024 年 4 月 26 日 23 時 59 分（北京時間）。
