1．招标条件
立项情况：已立项
项目资金来源：自筹
项目已具备招标条件，现进行公开招标。
2．项目概况与招标范围
2.1 项目概况
2.1.1 橄榄坡光伏电站
隶属于昆明中云电新能源有限责任公司，东川橄榄坡生态修复光伏电站场址 位于云南省昆明市东川区碧谷社区老村村委会，光伏场区地跨东经 102°56′~ 102°58′，北纬 25°69′～25°70′，场址区主要为西南坡。距离东川城区 8km，距离昆明市里程约为 150km。海拔高程 1276～1295 米。
2.1.2 大荒山风电场
大荒山风电场总装机规模为 286 兆瓦，共布置 143 台单机容量为 2 兆瓦风机; 本电场 143 台风机由三种机型组成，其中上海电气W2000H-111 高原型风机 20 台、 上海电气 W2000H-99 高原型风机 53 台、中船重工（重庆）海装 H111N-2.0MW 高 原型风机 70 台；大荒山风电场年平均发电量约 6.35 亿千瓦时，年满负荷运行小 时数约为 2217 小时。
由于大荒山风电场规划场址内有龙川江穿流而过，将大荒山风电场分为东部 场区、西部场区， 大荒山风电场东区和西区各新建 1 座 220kV 升压站，简称“大 荒山 220kV 1 号升压站 ”和“大荒山 220kV 2 号升压站 ”。云南电力调度控制中 心将大荒山风电场东部场区命名为——220kV 阿普风电场；将大荒山风电场西部 场区命名为——220kV 三台坡风电场。大荒山 220kV 2 号升压站规模 1×100MVA， 以Ⅰ回 220kV 东西场区联络架空线（线路长约 10.235 公里，25 基铁塔，采用 LGJ -400 导线）接入大荒山220kV 1 号升压站 220kV 母线间隔汇流。大荒山220kV 1 号升压站规模 2×100MVA，该升压站经 220kV 母线汇流，最终以一回 220kV 架空 出线（线路长约 43.6 公里，111 基铁塔，采用 JNRLH60/G1A-400/50 耐热铝合金 导线）接入 220kV 禄丰变电站，向云南主电网输电。
大荒山风电场东部场区——220kV 阿普风电场共布置 94 台单机容量为 2 兆 瓦的风机，总装机容量为 188 兆瓦；35kV 集电线路共 10 回，线路总长约 114.881 公里，345 基铁塔，根据情况分别采用LGJ－120、150、185 类型导线。
西部场区——220kV 三台坡风电场共布置 49 台单机容量为 2 兆瓦的风机，总装 机容量为 98 兆瓦；西部场区 35kV 集电线路共 5 回，总长约 47.572 公里，155 基铁塔，根据情况分别采用 LGJ－120、150、185 类型导线。
本次主要工程项目为大荒山风电场 2024 年升压站部分设备检修工作（详见 工程量清单）。
2.1.3 大基坡风电场
大基坡风电场位于云南昆明倘甸产业园区寻甸县倘甸镇境内，海拔高度在 2300～2900 米之间，总装机规模为 144MW，全场共安装 72 台单机容量为 2MW 的 双馈异步风力发电机组；目前处于工程建设期间。
风电场采用一机组一箱变（690V/35kV）接线方式，72 台箱变经六回集电线路接 至风电场升压站的 35kV Ⅰ、Ⅱ段母线汇聚电能， 经 220kV 主变压器升压后，由 220kV 徳嵩线送出至 220kV 嵩明变并入云南电网，线路全长 73.77 公里。
本次主要工程项目为大基坡风电场 2024 年升压站部分设备检修工作（详见工程 量清单）。
2.1.4 老青山风电场
老青山风电场位于位于楚雄州禄丰县和昆明市富民县交界的老青山一带，地 理坐标介于北纬 25º 17＇34＂—25º 14＇42＂， 东经 102º 19＇10＂—102º 25'6＂之间。厂址内由多条南北-东西走向的短山脊构成，拟用山脊全长约 20km， 厂区涉及面积约 23km²,场区内地势整体呈现东高西低的趋势，海拔高程在 2300-2700m 左右。
老青山风电场安装东方汽轮机厂生产的 33 台风力发电机组，总装机容量49.5MW，主要包括单机容量 1500KW 的东汽 FD89/1500 风电机组 11 台，单机容量 1500KW 的东汽 FD93/1500 风电机组 22 台，配套每台风机装设一台 35KV 箱式变 压器，一座 110KV 升压变电站。
老青山风电场设计年平均风速 6.3 米/秒，年平均发电量 10113.0 万 kw.h, 年利用小时 2043h;2015 年 4 月至 12 月发电量：0.4317 万kw.h，上网电量：0.4262 万 kw.h，年平均风速 5.41m/s,机组可利用率：99%；2016 年发电量 1.2265 万kw.h，上网电量：1.2159 万 kw.h，年平均风速 5.65m/s,机组可利用率：99.43%；2017 年发电量 1.0745 万 kw.h，上网电量：1.0648 万 kw.h，年平均风 速 5.46m/s,机组可利用率：99.61%；2018 年发电量 1.1171 万 kw.h，上网电量： 1.1096 万 kw.h，年平均风速 5.63m/s,机组可利用率：99.15%；2019 年 1 月至 8 月发电量 1.0278 万 kw.h，上网电量：1.0205 万 kw.h，年平均风速 6.3m/s,机组 可利用率：99.3%。
本次主要工程项目为老青山风电场 2024 年升压站部分设备检修工作（详见 工程量清单）
2.1.5 昆明联合风电场
昆明联合风电场位于昆明倘甸两区联合乡，现安装有东汽 FD89B-1500kW 型 风机 66 台，装机容量为 99MW。
风电场采用一机组一箱变（690V/35kV）接线方式，66 台箱变分为四回线 （联合风电场 35kV 一期联合Ⅰ回线连接 1－16 号风机；35kV 一期联合Ⅱ回线连 接 17－33 号风机；35kV 二期小白龙风电场Ⅰ回线连接小白龙风电场 1－17 号风 机；35kV 二期小白龙风电场Ⅱ回线连接小白龙风电场 18－33 号风机），四回集 电线路至风电场升压站的 35kV 开关柜，由 35kVⅠ段母线汇聚电能，经 110kV 主 变压器升压后，由 110kV 新联利线 T 接到腊新线路，线路全长 26.7 公里。
本次主要工程项目为联合风电场 2024 年升压站部分设备检修工作（详见工程量 清单）。
2.1.6 打挂山风电场
打挂山风电场位于云南省楚雄彝族自治州南华县的一街乡、罗武庄乡、五街 镇和红土坡镇境内，场址中心距南华县城公路里程约 91km，距离楚雄州公路里 程约 117km，面积约 74km2，海拔高度在 2300m~2900m 之间。
打挂山风电场总装机容量为 300MW，安装 140 台单机容量为 2000kW~2300kW 的风力发电机组，设计上网电量为 70506 万 kW.h，相应年等效满负荷利用小时 为 2350h，容量系数为 0.268。
风电场分南北两大区域，两区域直线距离约 15km。风电场设置南、北两座 220kV 升压站，其中北站安装 2 台 220/35kV 有载调压升压变压器，主变容量为 2×80 MVA，通过 1 回 220kV 中间联络线接入南部升压站，中间联络线长度16.2km，导线截面为 240mm2；南站安装 2 台 220/35kV 有载调压升压变压器，容 量为 2×80MVA，220kV 出线 1 回，接入云南电网 220kV 紫溪变电站，220kV 送出 线路长度 69km，采用耐热铝合金导线，导线截面为 400mm2。
打挂山风电场共配置有 80MVA 主变压器 4 台，250kVA 场用变 4 台，800kVA 接地变 4 台，2400kVA 及 2500kVA 风机箱变 140 台，除场用变及接地变采用干式 变压器外，其余主变及风机箱变均采用油浸式变压器，主变采用三相双绕组有载 调压自然油循环风冷(ONAN)变压器。
本次主要工程项目为打挂山风电场 2024 年升压站部分设备检修工作（详见 工程量清单）。
2.1.7 仙人洞风电场
禄丰仙人洞风电场场址位于云南省楚雄州禄丰县、武定县和昆明市富民县交 界处，现安装有金风科技 GW87/1500 风力发电机组 33 台，装机容量为 49.5MW。 风电场采用一机组一箱变（690V/35kV）接线方式，33 台箱变分为两回线（仙人 洞风电场 35kV 仙人洞Ⅰ回线连接 1－11、14-18、31 号共 17 台风机；Ⅱ回线连 接 12－13、20-30、32-33 号共 16 台风机），两回集电线路至风电场升压站的 35kV 开关柜，由 35kVⅠ段母线汇聚电能，经 110kV 主变压器升压后，由 110kV 仙果 线送至果园变电站，线路全长 5.55 公里。
2.1.8 骔岭北风电场
骔岭北风电场位于贵州省毕节市纳雍县境内，场址中心距纳雍县城道路里程 约 22km，与毕节市城区道路里程约 105km，海拔高度为 1997～2332m。设计安装 30 台单机容量为 2.3MW 风力发电机组和 6 台单机为 2.0MW 风力发电机组，装机规模为 81MW。安装 1 台 220/35kV 有载调压升压变压器，主变容量为 1×100MVA， 电场集电线路采用直埋为主、架空为辅的设计方案。风机与风机之间连接均采用 地埋电缆连接，从风机最后一台至 6 号渣场采用覆冰厚度为 30mm 设计的加强型 导线、塔材、金具等设计的架空线路连接， 从 6 号渣场至升压站采用 4 回同沟地 埋电缆连接，总电缆长度 37.41km，架空部分 8.70km，以 1 回 220kV 送出线路接 入 220kV 友谊变电站，架空线路长度 9.63km，供电贵州电网。
2.1.9 老庄科风电场
老庄科风电场场址位于云南省文山州丘北县腻脚彝族乡祭羊山村～老庄科 村～迷达村一带的台地及山脊上，风电场场址地理坐标范围在东经103°48′56″～103°54′38″、北纬 24°03′59″～24°06′15″之间。海 拔高程在 2000m～2250m 之间，场址涉及范围约为 18 平方公里。场址距离腻脚彝 族乡约 4 公里，距离丘北县城约 46 公里，距离文山州文山市约 105 公里，距离 昆明市约 395 公里。
老庄科风电场共安装单机容量 2MW 重庆海装风力发电机组 24 台（H120-2.0MW），装机容量 48MW，根据初步设计估算年上网电量 11,227.2 万千 瓦时，年等效满负荷小时数为 2339 小时，2020 年发电量 7504 万千瓦时。电场 于 2019 年 3 月 26 日正式开工建设，2019 年 12 月 30 日，首台风机并网发电，2020 年 6 月 8 日 24 台风机全部并网发电。
风电场风力发电机与箱变采用“一机一变 ”单元接线方式，箱变容量为2250kVA。通过 2 回 35kV 架空集电线路（长 16.287 公里，80 基杆塔）送至 110kV 升压站的 35kV I 段母线，经 1 台 50MVA 三相有载调压变压器升压至 110kV ，通 过 110kV 锦老线（长 35.116 公里，133 基杆塔，导线采用 JL/G1A-185/30 钢芯 铝绞线）接入 110kV 锦屏变。
2.1.10 秀田光伏电站
秀田光伏电站一期工程装机容量 50MWp，一期首批（20MWp）工程位于云南 省楚雄州永仁县东北，距县城直线距离约 8km，地理坐标介于东经101°42′14′′～101°47′47′′、北纬 26°03′17′′～26°07′17′′ 之间，海拔 1660～1857m。一期二批（30MWp）工程位于云南省楚雄州永仁县东 北面，距县城直线距离约 6km，地理坐标介于东经 101°42′5.55"~101°42′54"、北纬 26°5′38"～ 26°6′3"之间，海拔 1600～1850m。年均日
照时数 2698 小时，年均太阳总辐射 6543.1MJ/m2。
50MWp 光伏发电系统由 50 个 1MWp 光伏发电分系统组成，全站共设 4 回 35kV 集电线路，一期首批 2 回（每 10MWp1 回，为电缆集电线路），一期二批 2 回（每 15MWp1 回，为电缆-架空混合集电线路）。每个 1MWp 光伏发电分系统由 2 个 500kWp 光伏发电单元系统组成；每个光伏发电单元系统主要由 1 个500kWp 太阳电池方阵和 1 台 500kW 逆变器组成；共 100 个 500kWp 光伏发电单元 系统。在 1 个光伏发电单元系统中，500kWp 太阳电池组件经串并联后发出的直 流电经汇流箱汇流至各自相应的直流防雷配电柜，再接入逆变器直流侧，通过逆 变器将直流电转变成交流电。每 1 个光伏发电单元系统中的 2 台逆变器输出的 交流电由 1 台 1000kVA 升压变压器将电压从 270V 升至 35kV，汇至 35kV 母线段 后，经 110kV 主变压器升压后以一回以 1 回 110kV 接至 220kV 方山变，线路全长 11.9km，导线截面均选择为 240m㎡。
全站共设四级电压：0.4kV、10kV 、35kV、110kV。其中 0.4kV 为低压站用 电压，10kV 为备用站用电压，35kV 为太阳能电池方阵逆变升压电压，110kV 为 接入系统电压， 35kV 配电装置采用单母线接线型式，110kV 采用线路—变压器 组接线。
一期首批（20MWp）采用国产 245Wp 多晶硅太阳能组件，一期二批（30MWp） 采用国产 255Wp 多晶硅太阳能组件，方阵支架均为固定支架，方阵阵面以 26° 倾角布置，年平均发电量为 70979.31 MWh，年均利用小时数为 1419.6 小时。
2.1.11 北大村光伏电站
北大村光伏电站目前建设完成的第一期工程装机容量 60MWp,总占地面积1800 亩，海拔 2105～2185m，相对高差约 80m。年均日照时数 2698 小时，5926.61 兆焦/平方米，最佳倾角 23 度斜面上年均辐射量为 6291.82 兆焦/平方 米，该地区太阳能资源属于Ⅱ级地区。设计首年利用小时数 1426 小时、年均利 用小时数 1279 小时，25 年设计总发电量 192021.7111 万千瓦时，25 年年平均 发电量为 7680.8684 万千瓦时。
石林北大村光伏电站第一期工程采用 180708 块东方日升新能源股份有限公 司生产的SYP255P 型多晶硅太阳电池组件和 51568块浙江乐叶光伏科技有限公司 生产 LR6-60-270M 型单晶硅太阳电池组件，共 232276 块太阳电池组件作为最小 光伏发电单元。每 22 块光伏组件串联形成一个组串，经低压电缆接至直流汇流箱汇流后接到相应的 500kW 逆变器的直流侧，再经逆变器转换为 50Hz 的三相交 流电。两台 500kW 逆变器的交流侧联接一台 1000kW 箱变的低压侧，经箱变升压 为 35kV 交流电。每 2 台 500kW 逆变器和 1 台 1000kW 箱变组成一个光伏方阵。全 站共 56 个方阵经 5 回 35kV 集电线路汇至 35kV I 段母线，经 110kV 主变压器升 压为 110kV，在以 1 回 110kV 输电线路线路送至沙林 220kV 变电站 110kV 侧。其 中 35kV 及以下电压等级(除#30、#31、#32 方阵由架空经 3 级塔基连接经电缆至 13 号箱变高压室)为电缆输送，110kV 电压等级为架空线路，110kV 架空输电线 路全长 4.22km。
全站共设四级电压：0.4kV、10kV 、35kV、110kV。其中 0.4kV 为低压站用 电压，10kV 为备用站用电压，35kV 为太阳能电池方阵逆变升压电压，110kV 为 接入系统电压， 35kV 配电装置采用单母线接线型式，110kV 采用母线—线路组 接线。
全站共设 5 回集电线，5 回集电线共投入 56 个光伏方阵，分别为：第 1 回 集电线： #7、#33、#34、#35、#42、#44、#47、#49、#52、#55 共 10 个方阵; 第 2 回集电线： #25、#36、#37、#38、#39、#40、#41、#43、#45、#48、#50、 #51、#53、#54、#56 共 15 个方阵；
第 3 回集电线： #17、#18、#19、#20、#21、#22、#23、#24、#26、#27、 #28、#29、#46 共 13 个方阵;
第 4 回集电线： #1、#2、#3、#4、#5、#6 共 6 个方阵;
第 5 回集电线： #8、#9、#10、#11、#12、#13、#14、#15、#16、#30、#31、#32 共 12 个方阵（#30、#31、#32 方阵由架空经 3 级塔基连接经电缆引至 13 号箱变高压室）。
北大村光伏电站共 56 个方阵，其中#17、#18、#19、#22、#30、#31、#32、 #37、#38、#42、#44、#45、#46、#52、#55 共 15 个方阵为单晶硅方阵，其余 41 个方阵为多晶硅方阵。
北大村光伏电站升压站设备首次带电时间为 2016 年 01 月 27 日，方阵区首 次发电时间为 2016 年 01 月 28 日，56 个方阵全投时间为 2016 年 04 月 30 日。
2.1.12 新铺光伏电站
新铺光伏电站位于贵州省安顺市关岭自治县新铺镇江西坪村，距离关岭自治 县中心直线距离 24km，场址中心地理位置为 25°47'13.76"N,105°27'37.81"E，光伏电站总面积占地面积 84 万 m2，海拔 850～1300m,场区土地属于灌木林地及宜林荒山荒地；项目设计年利用小时数 1060 小时，年均太阳总辐射 4896.5MJ/m2,预计年平均发电量为 5862 万千瓦时。
新铺光伏电站规划装机为 100MWp,本期装机容量 50MWp，电站本期由 50 个 1MWp 多晶硅电池光伏方阵组成，共 50 个光伏发电单元，经 3 回 35kV 集电线路 送至升压站 35kVⅠ段母线，由主变升压后以 1 回 110kV 架空线路送到 220kV 顶 云变电站。
电站于 2017 年 06 月 30 日升压站首次带电，2017 年 06 月 30 日光伏方阵首 次并网发电。
2.1.13 朱坊光伏电站
弥渡县朱坊光伏电站位于大理州弥渡县弥城镇朱坊村委会朱坊上，场址距弥 渡县城约 7.5km，距州府下关 68 公里，距省会昆明 340 公里。地理位置坐标为： 东经 100°33′00″～100°33′52″，北纬 25° 18′34″~25°19′42″。海拔介于 1920m～2160m 之间。场址内多为未利用地， 兼有部 分林地和灌木丛。场区分为西北、西南及东南三个片区， 总装机 50MWp。场址主 体坡向为南向偏东坡，坡度稍大，场地有利于光伏电站的建设。
全站共安装有国产单晶硅太阳电池组件 137628 块，其中 365Wp 组件 71478 块，370Wp 组件 66150 块，光伏组件采用单排立柱固定式支架安装，方阵与地面 成 25 度夹角。全场共分 46 个方阵区，采用集散式逆变器布置，以 3 回 35kV 地 埋电缆送至升压站，经一台容量为 50MVA 的主变升压至 110kV。
电站送出通道为一回 110kV 线路，接入场区西南方向 220kV 丁家庄变电站，全段 线路共有 22 基杆塔，线路全长约 7.5km，导线截面 240mm2。
电站年平均太阳总辐射为 6185.9MJ/m2.a，年平均发电量 67625.1MW.h，平均利 用小时数为 1352 小时。
2.1.14 芝麻光伏电站
元谋县芝麻村农牧综合利用光伏电站项目位于元谋县物茂乡芝麻村一带的 南向山坡上，地处元谋县城西北部，距元谋县城直线距离约 32.5km，距离永仁 县城直线距离 14.5km。光伏电站采用 360Wp 单晶硅光伏组件进行开发，建设规 模 50MWp，主变容量为 1×50MVA，升压站以 1 回 110kV 线路接入 220kV 方山变电 站，线路长度约 7km。电站可研年平均上网电量为 6831.86 万 kW•h，年等效满负荷小时数为 1372.79hr。
2.1.15 麻舍所光伏电站
云南陆良县林光互补 30MW 光伏发电站位于云南省曲靖市陆良县大莫古镇村 西南部约 3km 处的山坡上，距离陆良县城西北约 17km，场址坐标介于北纬24°53'22” ~24°54'45”、东经 103°34'14”~ 103°35'17”之间，高程在 1950m~2015m 之间，东南片区 30MW 方阵，所有太阳电池组件满足规范要求的冬 至日 6 小时以上的日照时间；经计算，根据太阳辐射量、系统组件总功率、系统 总效率 81.6%等数据，太阳电池组件采用固定系统倾斜 22°布置。计算得出,陆 良林光互补光伏电站项目 25 年总发 934286.35MWh，25 年年平均发电量37371.45 MW.h，25 年年平均利用小时数为 1235.32 小时。电站 1、2、9、10、11、14 号方阵采用东方日升型号为 RSM72-6-360W2MW 单晶硅电池组件，3、 4、5-8、12、13 号方阵采用东方日升型号为 RSM72-6-365W2MW 单晶硅电池组件,16 路支路汇入一个汇流箱，每 22 个汇流箱经过 2MW 集装箱式逆变器逆变后 （一个光伏方阵）与 1 台 35kV 箱式变连接；共计 14 台变压器以 2 回集电线路接 入开关站 35kV 母线，经汇流后以 1 回出线 T 接至 110kV 太平哨变~ 110kV 西桥 变 35kV 线路，送出容量按 30MWp 考虑线路长度约 8.1km 导线截面 240mm2。
光伏电站其它情况介绍：全站共设三级电压 0.4kV、10kV、35kV。其中 0.4kV 为低压站用电压，10kV 为备用站用电压，35kV 为太阳能电池方阵逆变升压电压， 35kV 直接接入系统电压,35kV 配电装置采用单母线接线型式。
35kV 开关站电气主接线形式：35kV 为单母线接线,包含 2 个电缆进线间隔、 1 个架空出线间隔、1 个 PT 间隔、1 个无功补偿间隔、1 个接地变及小电阻间隔， 共 6 个间隔。
2.1.16 斑果光伏电站
班果光伏电站位于云南省楚雄州元谋县黄瓜园苴林小村，距元谋县县城直线 距离约 15km，地理坐标介于北纬 25°48′36′′～25°50′15′′、东经101°47′38′′～101°48′48′′之间， 海拔高程 1100m～1340m 之间，班果 光伏电站占地总面积 1453.8 亩。
班果光伏电站装机容量 50MWp，布置 40 个光伏方阵；光伏方阵区共采用 20 台电缆分接箱，160 台汇流箱，640 台逆变器，138240 块单晶硅光伏组件；光伏 组件采用固定式倾角运行方式，光伏阵列面倾角采用 26°,每个光伏支架按 2行 9 列竖向布置 18 块光伏组件，单个光伏方阵的标准容量为 1.25MWp，单个光 伏方阵布置 192 个光伏组串，40 个光伏方阵合计 7680 个光伏组串；光伏方阵区 产生的电力经箱变升压后经 35 kV 3 回集电线汇流至 35 kV 母线，经 1 号主变压器 升压后经 110 kV 班黄线输送至 110 kV 黄瓜园变电站。班果光伏电站厂址多年平 均太阳总辐射 6439.4.1MJ/m2，25 年运行期内多年平均上网电量为 7019 万kW•h,年平均满负荷利用小时数为 1391 小时。班果光伏电站于 2018 年 6 月 28 日 升压站首次带电，于 2018 年 6 月 29 日光伏方阵首次并网发电。
2.1.17 朝阳村光伏电站
隶属于云南滇能智慧能源有限公司禄丰分公司，朝阳村光伏电站项目场址位 于云南省楚雄州禄丰市彩云镇东侧，距禄丰市直线距离约 20km，升压站坐标经 度：东经 101°54′2"、纬度：北纬 25°1′17"；光伏电站场址较为集中，地理 坐标介于东经 101°53′25"～101°54′55"、北纬 25°0′41"～25°2′25"之 间，场址南北向长约 3.5km，东西向宽约 2.2km，高程在 1350m～1480m 之间。
底尼光伏电站
隶属于易门滇能智慧能源有限公司，底尼光伏电站场址位于玉溪市易门县铜厂乡 底尼村，光伏场区地跨东经 102°3′～102°5′，北纬 24°35′～24°36′， 场址区主要为西南坡和南坡。距离铜厂彝族乡35km，距离易门县城里程约为31km， 距离昆明市里程约为 135km。海拔高程 2221～2340m。
2.1.18 鲁家箐（老半山）光伏电站
隶属于禄丰市浩裕光伏发电有限公司，鲁家箐光伏电站（鲁家箐 40MW、老 半山 40MW）场址位于云南省楚雄州禄丰市恐龙山镇，距楚雄市约 56km，距禄丰 市城约 23km。升压站坐标经度：102°05′20″、纬度：24°56′51″；方阵区 较分散，东经 102°4′59.51″～102°6′1.32″，北纬 24°56′15.92″~24°57′20.01″之间，分布位于长田村，沙矣旧，上梨园，跨马村，岭岗村， 老彭村等地区，升压站海拔约为 1500m。
2.1.19 橄榄坡光伏电站
隶属于昆明中云电新能源有限责任公司，东川橄榄坡生态修复光伏电站场址 位于云南省昆明市东川区碧谷社区老村村委会，光伏场区地跨东经 102°56′~ 102°58′，北纬 25°69′～25°70′，场址区主要为西南坡。距离东川城区 8km，距离昆明市里程约为 150km。海拔高程 1276～1295 米。
2.1.20 朝阳村光伏电站
隶属于云南滇能智慧能源有限公司禄丰分公司，朝阳村光伏电站项目场址位 于云南省楚雄州禄丰市彩云镇东侧，距禄丰市直线距离约 20km，升压站坐标经 度：东经 101°54′2"、纬度：北纬 25°1′17"；光伏电站场址较为集中，地理 坐标介于东经 101°53′25"～101°54′55"、北纬 25°0′41"～25°2′25"之 间，场址南北向长约 3.5km，东西向宽约 2.2km，高程在 1350m～1480m 之间。
2.1.21 张半山光伏电站
隶属于易门滇能智慧能源有限公司，张半山光伏电站场址位于云南省玉溪市 易门县小街乡，拟布置组件区域为一块 整 体 呈 南 向 的 坡 地 ， 场 址 地 理 坐 标 介 于 东 经 102°2′8″ ～ 102°2′32″ 、 北 纬 24°49′25″~ 24°49′58″之间，距离小街乡 28km，距离易门县城 65km，距离昆明市 125km， 海拔高程在 1720m～2050m 之间。
2.2 招标范围
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序号 |
标段名称 |
招标范围 |
服务期 |
文件价格 （元） |
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1 |
云南滇能电 力电力工程 有限公司水 电站新能源 场站辅助设 施检修工程 |
打挂山风电场、大荒山风电场、大基 坡风电场、联合风电场、仙人洞风电 场、老青山风电场、骔岭北风电场、 北大村光伏电站、新铺光伏电站、麻 舍所光伏电站、秀田光伏电站、班果 山光伏电站、芝麻村光伏电站、朱坊 光伏电站、老庄科风电场、朝阳村光 伏电站、四方地橄榄坡光伏电站 17 个新能源场站全停及集电线路检修。 |
合同签订 后 12个月。 |
500 |
3．投标人资格要求
本次招标采取资格后审方式对各位投标申请人进行资格审查，通过形式为合 格制。
*3.1 基本资格要求
3.1.1 具有独立订立合同的资格，提供行政管理部门核发的营业执照或具有 同等效力的证明资料；
3.1.2 没有处于被责令停业，财产被接管、冻结，破产状态，提供承诺；
3.1.3 投标人经营状况良好，近三年内财务无严重亏损；没有处于被责令停业，财产被接管、冻结及破产状态。投标人必须提交最近三年的经审计的财务报 表（2020 年至 2022 年，成立不足 3 年的提供已有年份的报告）；
3.1.4 近 36 个月内不存在骗取中标、严重违约及因自身的责任而使任何合同 被解除的情形，并提供承诺；
3.1.5 具有完善的质量保证体系，通过第三方认证审核，提供认证证书；
3.1.6 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在同一 标 段 投 标 ， 提 供 承 诺 ， 以 招 标 人 或 招 标 代 理 机 构 通 过 天 眼 查查询投标人实际控制人、股权结构；
3.1.7 没有纳入纪检监察机构查办的涉法案件涉及到的 行贿企业以及行贿人实际控制的企业“黑名单”，招标人或招标代理机构查询；
3.1.8 没有纳入“信用中国 ”严重 失信主体名单、经营异常名录，以招标人或招标代理机构查询网站公布信息为准；
3.1.9 无尚未完成的重大被执行经济案件，没有被列入失信被执行人名单， 重大经济案件指单项金额 5000 万元及以上或累计金额达到 1 亿元及以上，提供 承 诺 ， 以 招 标 人 或 招 标 代 理 机 构 查 询 中 国 执 行 信 息 公 开 网公布信息为准；
3.1.10 没有处于相关文件确认的禁止投标的范围，招标人或招标代理机构查询；
3.1.11 本项目不接受联合体投标。
*3.2 专项资格要求
3.2.1 资质条件：投标人必须具有安全生产许可证书及承装（修）电力设施许 可证叁级及以上资质，并满足以下要求的资质之一：
（1）具备水利水电施工总承包叁级及以上资质；
（2）具备水利水电机电设备安装工程专业承包叁级及以上资质；
（3）具备电力工程施工总承包叁级及以上资质；
3.2.2 近 18 个月内不存在较大及以上生产安全责任事故，近 12 个月在系统未发生人身死亡事故，并提供承诺。
3.2.3 承包商未被列入黑名单库，以 招标人或招标机构查询为准。
3.2.4 业绩要求：投标人须在近 5 年内已完成 2 个及以上单机 3 万 kW 及以上水电站或 2 个及以上 110kV 及以上新能源场站的检修或安装施工（须提交合同或用户 证明或鉴定证明）。
3.2.5 项目经理资格及要求：机电工程专业二级及以上建造师证书，中级及以 上职称，具有安全生产考核合格证书（B 证），近 3 年内具有 1 个及以上水电站（单 机 3 万 kW 及以上）或 1 个及以上 110kV 及以上新能源场站项目的检修施工项目经 理业绩（需提供项目合同或发包人单位出具的证明文件等证明资料），不得同时担 任两个及以上建设工程的项目经理，并提供承诺。
4．招标文件的获取
4.1 招标文件发售方式
本项目实行在线售卖招标文件。凡有意参加投标者， 请于购买招标文件时间 内进入报名参与购买招标文件， 不接受现场购买。
4.2 招标文件发售时间
2024 年 4 月 16 日至 2024 年 4 月 26 日 23 时 59 分（北京时间）。