宾川龙口150MW农业光伏发电项目已由项目审批机关批准，项目资金为企业自筹。本工程已具备招标条件，现进行公开招标。
本次招标为预招标，待取得相关机构和公司建设批复后执行该招标结果，若不具备前述建设条件，则不执行该招标结果。
2. 项目概况与招标范围
项目概况：宾川龙口150MW农业光伏发电项目（以下简称“光伏项目”）位于云南省宾川县。规划装机容量交流侧 150MW；容配比不低于1：1.12；接入升压站电压等级：220kV。
工 期：2022年2月25日开工，2022年11月30日完工，总工期298个日历天。具体开工日期以监理发出的开工通知书为准。
招标范围：
2.1 勘察设计
2.1.1 勘察：
第一： 测绘
（1）除专用合同条款另有约定外，招标人应在开始勘察前7日内，向勘察人提供测量基准点、水准点和书面资料等；勘察人应根据国家测绘基准、测绘系统和工程测量技术规范，按招标人要求的基准点以及合同工程精度要求，进行测绘。
（2）勘察人测绘之前，应当认真核对测绘数据，保证引用数据和原始数据准确无误。测绘 工作应由测量人员如实记录，不得补记、涂改或者损坏。
（3）工程勘探之前，勘察人应当严格按照勘察方案的孔位坐标，进行测量放线并在实地位 置定位，埋设带有编号且不易移动的标志桩进行定位控制。
第二： 勘探
（1）勘察人应当根据勘察目的和岩土特性，合理选择钻探、井探、槽探、洞探和地球物理 勘探等勘探方法，为完成合同约定的勘察任务创造条件。勘察人对于勘察方法的正确性、适用性和可靠性完全负责。
（2）勘察人布置勘探工作时，应当充分考虑勘探方法对于自然环境、周边设施、建构筑物、地下管线、架空线和其他物体的影响，采用切实有效的措施进行防范控制，不得造成损坏或中断运行，否则由此导致的费用增加和（或）周期延误由勘察人自行承担。
（3）勘察人应在标定的孔位处进行勘探，不得随意改动位置。勘探方法、勘探机具、勘探记录、取样编录与描述，孔位标记、孔位封闭等事项，应当严格执行规范标准，按实填写勘探 报表和勘探日志。
（4）勘探工作完成后，勘察人应当按照规范要求及时封孔，并将封孔记录整理存档，勘探 场地应当地面平整、清洁卫生，并通知招标人、行政主管部门及使用维护单位进行现场验收。验收通过之后如果发生沉陷，勘察人应当及时进行二次封孔和现场验收。
第三：取样
（1）勘察人应当针对不同的岩土地质，按照勘探取样规范规程中的相关规定，根据地层特 征、取样深度、设备条件和试验项目的不同，合理选用取样方法和取样工具进行取样，包括并 不限于土样、水样、岩芯等。
（2）取样后的样品应当根据其类别、性质和特点等进行封装、贮存和运输。样品搬运之前，宜用数码相机进行现场拍照；运输途中应当采用柔软材料充填、尽量避免震动和阳光曝晒；装 卸之时尽量轻拿轻放，以免样品损坏。
（3）取样后的样品应当填写和粘贴标签，标签内容包括并不限于工程名称、孔号、样品编号、取样深度、样品名称、取样日期、取样人姓名、施工机组等。
第四：试验
（1）勘察人应当根据岩土条件、设计要求、勘察经验和测试方法特点，选用合适的原位测试方法和勘察设备进行原位测试。原位测试成果应与室内试验数据进行对比分析，检验其可靠性。
（2）勘察人的试验室应当通过行业管理部门认可的CMA计量认证，具有相应的资格证书、试验人员和试验条件，否则应当委托第三方试验室进行室内试验。
（3）勘察人应在试验之前按照要求清点样品数目，认定取样质量及数量是否满足试验需要；勘察设备应当检定合格，性能参数满足试验要求，严格按照规范标准的相应规定进行试验操作；试验之后应在有效期内保留备样，以备复核试验成果之用，并按规范标准规定处理余土和废液，符合环境保护、健康卫生等要求。
（4）试验报告的格式应当符合CMA计量认证体系要求，加盖 CMA 章并由试验负责人签 字确认；试验负责人应当通过计量认证考核，并由项目负责人授权许可。
2.1.2 光伏电站设计
4.2.1.2.1 设计范围
投标人负责从初步设计、施工图设计到竣工图编制等本工程全过程的所有设计任务，按照国家和行业有关标准、内容和深度及集团相关要求完成设计工作。投标人要参与并制定该项目设计创国优规划及实施方案。设计过程要执行国家强制性条文及行业制定的安全性评价要求。
4.2.1.2.2 工作内容及深度
(1) 初步设计和施工图设计阶段的勘测工作
场内外道路；平面高程控制(含方格网布置)、建筑物沉降观测点布设、平断面测量、地质专业的测量、水文专业的测量；建立工程施工测量网(控制点个数10点以内)；工程地质调查、勘探、试验；水文气象调查及现场和室内技术工作等，提交本工程水文气象报告、工程测量报告、工程施工测量网建设报告、岩土工程勘测报告及土壤电阻率报告等。勘测内容应满足初步设计和施工图阶段所需的深度要求。
(2) 初步设计
初步设计内容深度应符合各行业及华能集团公司制定的有关《初步设计文件内容深度规定（中标后提供）》。
(3) 施工图设计
施工图设计范围同初步设计阶段的设计范围，主要内容应能满足项目正常施工、调试、运行的需要及确保项目的完整性。施工图深度应满足各行业及华能集团公司制定的有关《施工图设计文件内容深度规定（中标后提供）》。
(4) 竣工图编制
设计范围同施工图阶段的设计范围，竣工图深度等同于施工图设计深度，深度要求符合。
(5) 设计归总
对工程设计的合理性和整体性负责，参加工程的设计联络会，对相关设计进行协调。
(6) 编制工程所需设备、材料的技术规范书，编制施工组织设计大纲、设计对标报告、优化设计大纲、基建节能减排专题报告，参与有关的招评标和技术协议的签定工作；投标人负责向设备厂家收集用于设计所需的设备资料，招标人协助；投标人不能由于收资的问题而影响设计进度。
(7) 参加本工程的设计审查，并按审查意见进行设计修改和补充；参加施工组织设计审查。
(8) 完成全厂KKS编码工作(如果有)。
(9) 网络及信息化设计(如果有)。
(10) 现场设计服务。
(11) 参加现场的施工检验和验收。
2.1.3 储能设计（本标段只包含储能设计，不包含储能系统的供货、安装、调试等）
2.1.3.1主要技术原则
本储能电站接入系统方案应以地区电网接线现状为基础，并与地区电网规划相结合，保证电网和储能电站的安全稳定运行，技术、经济合理，便于调度管理。本期配套建设15MW/30MWh 储能，配合电网调峰。
2.1.3.2接入系统方案
见可研报告。
2.1.3.3电池技术选型原则
（1）容易实现多方式组合，满足较高的工作电压和较大工作电流；
（2）高安全性、可靠性：在极限情况下，即使发生故障也在受控范围，不应该发生爆炸、燃烧等危及电站安全运行的故障；
（3）具有良好的快速响应和充放电能力；
（4）较高的充放电转换效率；
（5）易于安装和维护；
（6）具有较好的环境适应性，较宽的工作温度范围；
（7）符合环境保护的要求，在电池生产、使用、回收过程中不产生对环境的破坏和污染。
2.1.3.4主流电化学储能技术对比
投标人编制。
2.1.3.4本系统选用技术方案
投标人编制。
2.1.3.5电池系统方案
投标人编制。
2.1.3.6 电源系统拓扑图
投标人编制。
2.1.3.7电池预制舱规格
投标人编制。
2.1.3.8电池能量管理系统（BMS）
储能电池组管理系统是根据储能电池阵列的特点设计的电池管理系统，使用锂电池为储能单元的储能电池阵列，完成电池阵列状态监控，保护，报警等功能。
电池能量管理系统（BMS）是储能电站的重要组成部分，对维持储能电站安全稳定运行，延长电池寿命起到重要作用。其主要功能如下：
电池信息管理
实时采集每一个单体电池电压、每个电池箱内部温度、充放电电流等；采集单元获取的基本信息通过CAN总线与电池簇管理单元通讯上传。
在线SOC诊断
在实时数据采集的基础上，通过数学诊断模型，在线测量每一个单体电池的剩余电量SOC。同时，智能化地根据电池的放电电流和环境温度等对SOC预测进行校正，给出更符合变化负荷下的电池剩余容量及可靠使用时间。
系统保护功能
对运行过程中可能出现的电池严重过压、欠压、过流（短路）、过温、漏电（绝缘）等异常故障情况，通过高压控制单元实现快速切断电池回路，并隔离故障点、及时输出声光报警信息，保证系统安全可靠运行。
热管理功能
对电池插箱的运行温度进行严格监控，如果温度高于或低于保护值将输出热管理启动信号，通过风机或保温储热装置调整温度；若温度达到设定的危险值，电池管理系统自动与系统保护机制联动，及时切断电池回路，保证系统安全。
自我故障诊断与容错技术
电池管理系统具备自我故障诊断和容错技术，对模块自身软硬件具有自检功能，即使内部故障甚至器件损坏，也不会影响到电池运行安全。不会因电池管理系统故障导致储能系统发生故障，甚至导致电池损坏或发生恶性事故。
2.1.3.9 PCS技术要求
双向变流器（PCS）是实现交直流电能双向变换连接的装置，本工程所选择的PCS满足以下要求：
（1）单台PCS的额定容量为1250kW/1000 kW；
（2）最大转换效率不低于97%；
（3）PCS在110%的标称电流容量下，持续时间不应小于1min，在120%的标称电流容量下，持续时间不应小于10s；
（4）并网运行模式下，不参与系统无功调节时，PCS输出大于其额定功率的50%功率时，超前或滞后功率因数不应小于0.95；
（5）PCS应具有完善的保护功能；
（6）具有多种通讯接口（标准RS232/RS485、以太网或GPRS）。
2.1.3.10 储能方案概述
投标人编制。
2.2 设备材料采购
光伏项目主体工程光伏场区内设备采购，包括但不限于：片区内光伏组件、逆变器、支架、箱变、电缆（含从箱变接入到35kV集电线路的部分）等所有设备及配套设备的采购，以及上述设备的接货、卸车、保管、成品保护、转运、安装、汇线、试验、调试等全部工作，投标人采购的设备要满足合同质量要求和电网并网要求。（其中组件、箱变、逆变器、电缆按照暂估价进行报价，最终以公司集采框架结果为准，由招标人、EPC总承包方与华能集采框架中标单位共同签订设备采购合同后，招标人委托EPC总承包方负责设备采购合同全过程管理。合同费用由EPC总承包方支付给供货方）。
光伏项目主体工程升压站内设备采购，包括但不限于：主变、高低压开关柜、配电装置、无功补偿、电缆、计算机监控、场内集电线路（或电缆）、升压站及光伏场区的图像监视系统、光功率预测系统等所有设备及配套设备的采购（其中主变、预制舱、配电装置、无功补偿、电缆按照暂估价进行报价，最终以公司集采框架结果为准，由招标人、EPC总承包方与华能集采框架中标单位共同签订设备采购合同后，招标人委托EPC总承包方负责设备采购合同全过程管理。合同费用由EPC总承包方支付给供货方），以及上述设备的接货、卸车、保管、成品保护、转运、安装、汇线、试验、调试等全部工作，投标人采购的设备要满足合同质量要求和电网并网要求。
光伏项目升压站围栏、大门、标识牌等工程配套设备设施及其相关的材料，设计要求参照华能集团标准执行。
主体工程所需的材料采购、制作及安装，包括但不限于光纤、电缆槽盒、接地扁钢（铜绞线、接地极等）、标识标牌、电缆沟盖板、厂区围栏和电缆标示桩（符合招标人要求）等工程配套设备设施及其相关的材料。
2.3 现场施工
光伏电站土建及安装工程，包括但不限于：片区内所有进场道路和场内道路的新建和改扩建、升压站部分（包括建构筑物、各类设备基础等）、场内35kV集电线路、光伏组件支架基础、箱变基础、接地、消防、截排水、挡护等相关土建工作，以及所有需要进行配套的土建工作。施工期的施工用水、用电、临时设施由投标人自行解决。光伏场区范围内的截排水设施，全部由投标人负责。
投标人负责升压站永久水源（考虑打井或者架设水管）及永久电源工程实施（考虑外接10千伏电源接入。包括：设计、采购、施工、办理相关批准手续、组织验收并取得验收合格证书），满足光伏发电项目总体设计方案，满足升压站生产及生活需要并与主体工程同步实施。
2.4 临时工程的设计与施工
升压站、光伏电站、场内35kV集电线路、箱变、光伏板区范围内的截排水设施，全部由投标单位负责。光伏电站光伏场区及升压站所涉及的长期租地、永久征地、临时征地由项目公司办理相关林地、征地手续并承担相关费用，中标单位须予以配合。征地红线之外的临建设施用地由中标单位自行负责办理相关用地手续并承担相应费用，项目公司予以协助。
2.5 原有工程设施的拆除和清运
暂无，若施工过程中发生，按照合同外工程解决。
2.6 试验、调试及竣工验收
完成光伏电站质量监督、并网验收、防雷检测、消防验收、档案验收、环保水保验收、劳动安全卫生验收等工作，以上工作内容所涉及的全部费用包含在其投标报价中。
场区内设备性能试验由中标单位按照项目公司要求委托具有相应资质的单位承担。若性能试验不满足设计性能指标，中标单位须负责消缺直至满足要求。性能试验的费用由中标单位负责。
试运行期间售电收入归项目公司。工程生产移交验收前的施工及生活用电、用水由中标单位自行向相关单位支付费用。
其它本项目招标文件中未明确列出，但对于一个光伏场区的功能、安全、稳定运行必不可少的以及满足电网公司接入运行要求、满足国家及中国华能集团有限公司竣工验收需求。
2.7 其他工作
投标人需要按照《光伏发电工程设计概算编制规定及费用标准》NBT 32027-2016的分解承担以下费用。
2.7.1 建设用地费
承包人的营地、材料堆场、施工便道、承包人擅自超出用地红线产生的用地、承包人违法弃渣产生的费用。
2.7.2 项目建设管理费
（1）项目技术经济评审费
a、初步设计审查
b、各种专项设计的编制及审查
c、施工图设计各阶段设计审查
d、项目评估
e、各类专题报告、专项报告的编制及审查、评审。
2.7.3 工程质量检查检测费
a、项目施工过程中业主单位历次质量监督及检查产生费用；
b、项目所在地政府职能部门历次质量监督及检查产生费用；
c、当地电网历次质量监督及检查产生费用。
2.7.4 项目验收费
a、工程启动验收
b、工程试运行和移交生产验收
c、环境保护专项验收
d、水土保持专项验收
e、工程消防专项验收
f、劳动保障及劳动保护专项验收
g、职业卫生专项验收
h、安全专项验收
i、档案专项验收
j、工程竣工验收报告编制
k、项目竣工验收
2.7.5 其它工作
（1）投标人负责联系质量监管单位，缴纳注册费用，并组织工程各阶段监检；投标人配合完成具体工作，负责工程现场质监对接具体工作并承担相关费用。
（2）投标人负责相关并网手续办理（包括与电网公司签订《购售电合同》、《并网调度协议》、《供用电合同》等），并组织电网公司验收；投标人应积极配合项目各项并网手续办理事宜，工程质量应达到电网公司验收标准，同时投标人应负责项目现场并网验收具体工作并承担相关费用。
（3）投标人负责签订各项并网检测（包括电能质量检测、有功功率测试、无功功率测试、电网适应性检测等）合同。投标人应积极配合并网检测工作开展并确保所采购设备通过上述检测。
（4）所有涉网手续办理，包括定值计算全部由投标人负责，投标人负责承包范围内的电网对接和保护定值计算等相关工作。
（5）招标人负责组件基础、箱变基础、进场及场区道路用地红线内的征租地工作并支付相关费用，投标人配合业主完成相关图纸、划线工作；投标人负责征地红线放样、记录、钉桩、拉线及影像留存。投标人负责施工、生产生活、临建用地、弃土场用地等临时用地的手续办理、补偿、复原、复耕、复绿及恢复工作；投标人负责征租用地的地上及地下附着物（青苗、建构筑物、坟墓等）清理，并承担所涉临时用地的相关费用，招标人配合投标人工作。
（6）招标人负责施工过程中与政府相关部门、乡镇、村民委员会、村民的协调工作。
（7）投标人在场内道路及平台等设计施工中须充分考虑光伏电站原有水系的影响，新设计的排水系统确保所涉及的村庄、矿山、水库、土地、水源、水电站等不受影响；排水系统顺畅，符合水保环保要求，不影响村民生产生活，并承担相关费用，不造成滑坡、坍塌、水淹等事件。
（8）投标人负责规划运输方式及运输路线，解决运输路线上影响运输的如架空线路（如光缆、输电线路等）改造、迁移、桥梁加固、路面加宽、维护等涉及的协调工作并承担相关费用。
（9）投标人负责一切运输手续、交通道路许可手续办理，解决施工现场与城乡公共道路的通道，确定运输方式和运输通道，满足施工运输要求和寻找设备堆放场地，设备运输车辆的拖拽、牵引，综合协调设备生产、运输、存放、倒运、保管，满足设备连续吊装要求并承担相关费用。
（10）投标人向环保部门缴纳施工期间粉尘、噪音、废水、废物排放费用，采取洒水、降尘、降噪等措施。
（11）投标人负责水土保持工程及环境保护工程实施（包括：设计、施工、组织验收并取得验收合格证书），满足光伏发电项目总体设计方案，并与主体工程同步实施。
（12）招标人委托有资质单位负责为项目水土保及环境保护提供监理、监测、评估服务工作，投标人积极配合相关工作。
（13）投标人负责消防备案及验收、防雷备案及验收、安监卫生备案及验收等工作并承担相关费用，招标人配合投标人工作。
（14）投标人负责施工中发生阻工等的协调以及其它不可预见的事件的处理并承担相关费用。
（15）本项目的设备监造工作及设备性能检测工作由投标人负责承担费用。
范围：本项目划分为 1 个标段，本次招标为其中的：宾川龙口150MW农业光伏发电项目EPC工程预招标。
3. 投标人资格要求
3.1 通用资格条件
3.1.1 投标人为中华人民共和国境内合法注册的独立法人或其他组织，具有独立承担民事责任能力，具有独立订立合同的权利；
3.1.2 投标人财务、信誉等方面应具备下列条件：
(1) 没有处于被行政主管部门责令停产、停业或进入破产程序；
(2) 没有处于行政主管部门或系统内单位相关文件确认的禁止投标的范围和处罚期间内；
(3) 近三年没有骗取中标或严重违约，没有经有关部门认定的因其施工引起的重大及以上质量事故或重大及以上安全事故；
(4) 未被市场监督管理部门在全国企业信用信息公示系统中列入严重违法失信企业名单或者经营异常名录；
(5) 未被最高人民法院在“信用中国”网站或各级信用信息共享平台中列入失信被执行人名单；
(6) 与招标人存在利害关系可能影响招标公正性的法人、其他组织或者个人，不得参加投标；单位负责人为同一人或者存在控股、管理关系的不同单位，不得参加同一标段投标或者未划分标段的同一招标项目投标。
3.2 专用资格条件：
3.2.1 投标人或投标联合体中承担勘察设计任务的单位，具有工程勘察（岩土工程和工程测量）专业类甲级及以上或工程勘察综合资质甲级、工程设计电力行业甲级或工程设计综合资质甲级。
3.2.2 投标人或投标联合体中承担施工任务的单位，应具备国家建设主管部门核发的电力工程施工总承包一级及以上资质或水利水电工程施工总承包一级及以上资质,具有建设行政主管部门核发的安全生产许可证且在有效期内。
3.2.3 业绩要求：
（1）投标人或投标联合体中承担施工任务的单位，须提供近3年（2019年1月1日至今，以合同签订之日为准）至少2项光伏发电工程施工业绩（单项施工合同金额或EPC合同中建安费用不低于不低于2000万元），需提供合同扫描件（包含签字盖章页、签订时间页、工程范围页、合同金额页，若为EPC合同则还需提供建安金额页等证明材料），未提供视为无效业绩。
（2）投标人或投标联合体中承担勘察、设计任务的单位，应提供近3 年（自2019年1月1日起，以合同签订之日为准）至少3项光伏项目的设计业绩，需提供合同扫描件（包含签字盖章页、签订时间页、工程范围页），未提供视为无效业绩。
3.2.4 投标人或投标联合体拟派项目总负责人（在项目管理机构组成表中职务明确“项目总负责人”，未备注视为不满足资质要求）须取得建设部颁发的壹级注册建造师（机电工程或建筑工程专业）资格证书和省级及以上行政主管部门颁发的《安全生产考核合格证书》（B类）；同时必须为本公司的在职员工，并提供社保证明材料；近3年（2019年1月1日至今）以项目经理身份完成过光伏项目工程，须附公司任命文件复印件、或合同复印件或扫描件（如果能证明），否则按无效业绩处理。
本工程拟任设总：近三年（自2019年1月1日起）至少具有3个光伏工程担任设计负责人的经历，须附公司任命文件或合同扫描件（须能证明设总身份）。
3.2.5本项目接受联合体投标。联合体由一个勘察、设计单位和一个施工单位组成。
4. 招标文件的获取
获取时间：从2022年1月27日9时起至2022年2月8日17时止。
备注：招标公告查询以电力招标采购网(www.dlztb.com)为准！本网站为经营性收费网站。您的权限不能浏览详细内容,非正式会员请联系办理会员入网注册事宜，并缴费成为正式会员后方可下载详细的招标公告、报名表格等！为保证您能够顺利投标，具体要求及购买标书操作流程按公告详细内容为准，以招标业主的解答为准本。
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