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 项目概况及介绍：
滇新能源项目均包 含在内（如需增加云南区域内新能源场站，参照同规模场站价格执行，包括但 不限于下述场站：
2.1.1 田坝光伏电站：隶属于云南金元新能源有限公司，田坝光伏扶贫电站 项目场址位于会泽县南部田坝乡李子箐以南、尹武以北，地理位置坐标介于东经， 北纬之间，距离会泽县城所在地金钟镇直线距离约 65km,距离驾车直线距离约 13.5km，场地海拔介于 2295m-2335m 之间。
会泽新能源公司田坝光伏扶贫电站规划装机容量为 40MW，采用国产 275Wp 晶体硅太阳电池组件，方阵支架为固定支架，建设 18 个 2.27MW 太阳能电池方阵， 每个光伏发电单元系统主要由 1 个 2.27MWp 太阳电池方阵和 1 台 2x1000kW 箱逆 变一体机以及 24 台汇流箱组成，电站建设一座 35kV 开关站，开关站以两回 35kV线路接入系统。其中Ⅰ回线至 35kV 板坡变（送 11 个方阵电能），线路长度约 12.9km， Ⅱ回送至驾车变（送 7 个方阵电能），线路长度 16.7km，送出线路为 电网资产。
2.1.2 阿依卡光伏电站：隶属于云南金元新能源有限公司，阿依卡光伏电站
位于云南省曲靖市会泽县者海镇阿依卡村东北侧一带的南向山坡上，场址地理坐
标介于北纬 26°34’16” ～26°35’8”，东经 103°37” 16” ～107°37’ 53”之间， 距县城直线距离约 38km，场址平均海拔高程 2200m 以上。
阿依卡光伏电站规划装机容量为 30MWp，目前电站已实际运行投产。由 12 个 2.5MW 光伏发电单元组成，其中使用组件采用海泰新能科技股份有限公司生产 的多晶硅 330Wp 光伏组件及中利腾辉光伏科技有限公司生产的 275Wp 共 2 种多晶 硅组件，逆变器为集中式 2.5MW 逆变（油变）一体机采用了深圳科士达科技股份 有限公司和上海正泰电源系统有限公司产品。汇流箱采用了珠海瓦特电力设备有 限公司（共 60 台）和苏州长风自动化科技有限公司（共 304 台）的智能光伏防 雷汇流箱。每 18 块光伏组件串联成一串，每 18 串并联接入一台直流汇流箱，8 台汇流箱接入一台逆变器，逆变器将直流电逆变成交流电后经箱式变压器升压后， 再通过集电线路送至 35kV 开关站汇聚，经母线汇流后通过阿依卡 35kV 光伏 1 回 线送至 220kV 者海变，线路长度 5.9km，送出线路为电网资产。
2.1.3 石板沟光伏电站：隶属于云南金元新能源有限公司，会泽迤车石板沟 光伏电站位于，曲靖市会泽县迤车镇石板村。项目地理坐标为东经 103.43° 、 北纬 26.88°。场区地形开阔、地势较为平坦、地面植被稀少。规划装机容量为 30MWp，直流侧实际建设容量为 36.03127 MW。场址区距离迤车镇约 12 公里，其 中渝昆高速 G85、国道 G213 从迤车镇穿行而过。交通条件比较便利。项目安装 采用多晶硅 275W 光伏组件 54512 块，多晶硅 330W 光伏组件 63756 块。采用 35kV 电压等级并网运行。
光伏电站项目共 24 个方阵，建设规模为 30MW。每个方阵装机容量为 1.5MW。 每个光伏发电单元通过逆变器输出三相低压交流电后，接入升压变压器升压至 35kV，每 8 台箱变 T 接成一个回路，共计 3 回 35kV 线路引入新建的 35kV 开关站 的馈线柜，最终以 1 回 35kV 架空线接至迤车 35kV 变电站，线路长度 20.5km，送出线路为电网资产。
2.1.4 归脉光伏电站：隶属于云南金元新能源有限公司，归脉光伏电站位于 昆明市禄劝县茂山镇的西北角块都村附近，场地海拔 1900m~2000m 之间， 场地距 离禄劝县县城直线距离约 15km。归脉光伏电站全权负责该电站的运营、管理等 工作。电站于 2018 年 6 月并网发电，装机容量为 25MW，由 15 个 1.67MW 光伏 发电单元组成，本站采用国产 330/325Wp 多晶硅太阳电池组件；建设有一座 35kV 开关站，开关站通过 I 回 35kV 线路接入 110kV 禄劝变，线路长度 14.12km，送出线路为电网资产。
2.1.5 天宝光伏电站：隶属于云南金元新能源有限公司，天宝光伏电站规划 装机容量 20MW。于 2016 年 4 月 15 日开工建设，2017 年 12 月 16 日竣工全容量 并网发电。
电站位于云南省玉溪市红塔区小石桥乡响水村东南面的石漠化地带。在北纬 24.498 ° 和 东 经 102.671 ° 之 间 ， 海 拔 1960m ， 其 年 平 均 太 阳 能辐 射 为 5328MJ/m，年平均利用小时数 1400h，电站投运后年发电量约 3000 万 kWh。
电站采用分块发电、集中并网的方式，组件采用协鑫集成 310W 的组件 41460 块，正信光电 315W 的组件 1400 块，新源智能 325W 的组件 24360 块，总计:67220 块。逆变器采用华为组串式逆变器，单台逆变器功率为 50kW，共计 428 台。交 流汇流箱 108 台。箱变采用中容箱变，单台箱变容量为 1600kVA，共计 12 台。 站用接地变采用的是经消弧线圈接地。SVG 为新风光电子科技有限公司生产，容 量土 4Mvar。共设置 12 个发电单元，每个发电单元容量设计为 1.6MW，经箱式变 压器升压后由 500V 升至 35kV，以 6 个发电单元为一回集电线路汇集至升压站 35kV 开关柜，经 35kV 北小天线接入 110kV 北城变电站，35kV 送出线路长度约 9.47km，送出线路为电网资产。
2.1.6 小雷钵光伏电站：隶属于云南金元新能源有限公司，小雷钵光伏电站 场址位于大理州鹤庆县黄坪镇水坪村委会小雷钵寺北侧的一南向坡地，地形开阔， 坡度在 5°~24°之间，场址地理坐标介于东经 100°21'45"~100°23'30"，北纬 26°0655"~26°07'57"之间，场地海拔在 1550m~1850m 之间，距离鹤庆县黄坪镇 约 35km。
小雷钵光伏电站装机容量 17MW，项目于 2015 年 12 月批复，2017 年 10 月开 工建设，2018 年 1 月 31 日首次并网，2018 年 4 月 11 日全容并网。由 11 个光伏
方阵组成，逆变器采用华为技术有限公司 SUN2000-50KTL-C1 组串式逆变器，共 计 384 台。每个子方阵配置 1 台容量为 1.6MVA 的 35kV 箱式变压器，通过箱式变 压器升压后连接至 35kV 集电线路，由 2 回集电线路接入 35kV 开关柜，通过 35kV 母线 T 接至 35kV 新泉变电站-35kV 均华变电站，35kV 送出线路长度约 13.67km。
2.1.7 妙峰光伏电站：隶属于云南金元新能源有限公司，妙峰光伏电站项目 场址位于楚雄州大姚县金碧镇妙峰村。中心点地理位置坐标为东经 101°16' 20"，北纬 25°38'39″。电站距离大姚县城约 12km,场地海拔介于 1910m--2000m 之间。
妙峰光伏电站装机容量为 20MW。采用集散式并网方式，发电区由 15个 1.1MWp 和 3 个 1.25Wp 发电方阵组成。每 18 块 330Wp 光伏组件串联成一个组串，每 16 个组串并联接入 1 台直流汇流箱，每 12 台汇流箱并联接入 1 台逆变器，每台逆 变器经 1 台升压变压器将电压从 480V 升至 35kV 后通过集电线路汇至 35kV 母线。 其中 1-9 号方阵汇至 1 号集电线，10-18 方阵汇至 2 号集电线。再由 35kV 保妙 线接到 220kV 保顶山汇集站，线路长度为 13.5km。
2.1.8 甘庄光伏电站：隶属于元江中电光伏发电有限公司，位于云南省玉溪 市元江县甘庄街道办干坝社区变电站旁。电站距省会昆明约 220km，距玉溪市约 160km，距元江县约 13km,距甘庄街道所在地直线距离约 3km。项目采用多晶硅光 伏组件进行开发，装机容量 20MWp，由 20 个容量为 1MWp 的固定倾角式光伏子阵 列组成，单个采用 2 台 500kW 逆变器和 2 个装机容量为 500kWp 的光伏阵列相连， 输出的电能经箱式变压器升至 35kV 后送往开关站，以一回 35kV 线路接至 110kV 茶山变，35kV 送出线路长度约 6.4km。
2.1.9 五台山风电场:隶属于吉电股份安徽吉电新能源有限公司，位于云南 省曲靖市麒麟区、沾益区境内，升压站距省会昆明约 170km，距曲靖市约 20km。 五台山风电场装机容量 136MW，安装哈电风能 XE-2000 风力发电机组 68 台，单 机容量 2MW，经十回集电线路分别接入变电站 35kV 开关柜间隔，后经主变升压 至 110kV，以一回 9.7km 的 110kV 线路接入 220kV 珠街变电站。
2.1.10 阿底坡光伏电站：隶属于云南金元新能源有限公司，装机容量为 40MWp，项目位于云南省红河州红河县迤萨镇阿底坡村北侧，地理坐标位于北纬 23°24'30” ，东经 102°18’21” ，海拔 500-670 米之间。场址区距红河县城
迤萨镇约 18km，距州府所在地蒙自市 160km，距省会昆明市约 245km，电站采用 多晶硅光伏组件进行开发，由 3 条 35kV 集电线路和 25 个光伏发电单元组成，共 有 25 台箱式变压器 ， 179 台汇流箱 ，236 台华为 SUN2000-40KTL 、392 台 SUN2000-70KTL 逆变器，由升压站 1 台 40MVA 变压器升压，经 110kV 迤红 T 线阿 底坡支线接入 110kV 红河变，110kV 送出线路长度约 17.584km，送出线路为电网 资产。
2.1.11 迤萨光伏电站：隶属于上海电力浦西新能源公司，位于云南省红河 州红河县迤萨镇攀枝花村，升压站距省会昆明约 261km，距红河州约 154km，距 红河县约 25km，距迤萨镇镇政府所在地约 18km。迤萨光伏电站装机容量 30MW， 安装特变电工西安电气科技有限公司 TC630KH 逆变器 44 台，单机容量 0.63MW 安 装深圳市禾望电气股份有限公司 HPSP1250 逆变器 2 台，单机容量 1.25MW，经 3 回集电线路分别接入变电站 35kV 开关柜间隔后经主变升压至 110kV 红河变电站， 110kV 送出线路长度约 12.8km。
2.1.12 石庄村光伏电站：隶属于云南金元新能源有限公司，石庄村光伏电 站地址位于昆明市东川区汤丹镇滥泥坪村东南侧，石庄村光伏电站装机规模 45MW，总投资约 2.9 亿元；年发电量约 5800 万 kWh。石庄村光伏电站由 27 个光 伏 方 阵 组 成 ， 逆 变 器 采 用 华 为 数 字 技 术 （江 苏 ） 有 限 公 司 型 号 为 SUN2000-70KTL-C1 组串式逆变器，共计 643 台。电站 27 个方阵经 35kV 线缆汇 集电能后送入 110kV 升压站，经 110kV#1 主变压器升压后，通过110kV 新庄四线 T 接至 220kV 新村变~110kV 四方地变汇入昆明电网，线路全长 15.8km，送出线 路为电网资产。
2.1.13 药山光伏电站:隶属于上海电力浦西新能源公司，位于云南省昭通市 巧家县药山镇。升压站距省会昆明约 339km，距昭通市约 122km，距巧家县约 90km，距药山镇镇政府所在地直线距离约 13km。巧家电站装机交流侧装机容量 70MW，安装禾望电气股份有限公司 HPSP1250 逆变器 40 台及特变电工西安电气科 技有 限公 司 TC630KH 逆变器 32 台 ，经广 东瑞智 电力科技有 限公 司 40 台 S11-1250/37 及天津市特变电工变压器有限公司ZGS11-1250/37 箱式变压器升压 至 35kV 后，通过 7 回集电线路接入，经主变升压至 110kV，接入 110kV 文屏变 电站，送出线路全长 54.7km。
2.1.14 河外光伏电站:隶属于云南金元新能源有限公司，位于云南省楚雄州 元谋县物茂乡西北侧，距元谋县约 27km，距昆明约 220 公里。河外光伏电站装 机容量 50MWp，可研利用小时 1325.78h。发电区由 50 个发电方阵组成，每 21 块 组件串联组成一个组串(为协鑫 255Wp 多晶硅电池组件，光伏板约 20 万块)，每 96 个组串并联接入一台阳光电源 500kW 容量逆变器(共计 100 台)，每 2 台逆变 器并联接入一台 1000kVA 箱变(共计 50 台)。站内 35kV 主接线采用单母线接线方 式，经一台容量 50MVA 主变压器升压至 110kV 经河黄线送至 110kV 黄瓜园变，送 出线路全长 22.58km。
2.1.15 绿茵塘（蒿子坝）光伏电站：隶属于云南金元新能源有限公司，绿 茵塘装机容量为 100MWp，蒿子坝装机容量为 200MWp（在建，未全容量并网）， 两个项目共用 1 座升压站。项目位于云南省临沧市镇康县勐捧镇， 场址中心坐标 为东经 99.11° , 北纬 24.19°。场址区海拔高程在 1331m~1804m 之间，场址到 镇康县城直线距离约 52km，至勐捧镇直线距离约 17km，场址对外交通条件较便 利。绿茵塘项目光伏系统拟布置 540Wp 高效单晶硅双面双玻组件 204624 块。光 伏阵列由 28 个 3150kVA 和 2 个 1600kVA 光伏子阵组成，每个 3150kVA 光伏子阵 配置 1 台 3150kVA 箱式变压器，共计 28 台；每个 1600kVA 光伏子阵配置 1 台 1600kVA 箱式变压器，共计 2 台。每个 3150kVA 光伏子阵由 14 个 225kW 逆变单 元组成，每个 1600kVA 光伏子阵由 7 个 225kW 逆变单元组成，每个逆变单元配置 1 台 225kW 组串式逆变器，共计 406 台。在项目所在地新建一座 220kV 升压站, 设两级电压:220kV、35kV。220kV 接线型式为线变组形式。建设 1 回 220kV 线变 组 GIS 间隔和 1 台容量为 100MVA 升压变压器；35kV 接线型式为单母线接线型式。 送出线路全长 27.442km。
2.1.16 谢腊光伏电站：隶属于云南金元新能源有限公司，项目位于楚雄州 永仁县莲池乡谢腊村附近，场址坡度平缓，地势开阔，周围无高大山体或建筑物 遮挡，场址范围位于东经 101°39’17.20"101°43’33.04” ，北纬 25°54’ 16.67”~25°58'12.85”之间，海拔在 1470m~1610m 之间。场址西北距莲池乡直 线距离约 5.5km、北距永仁县城直线距离约 6km。永仁宜莲光伏基地谢腊 230MW 复合型光伏电站额定容量为 230MW，共由 67 个 3.15MWac 光伏子方阵组成，采用 472752 块峰值功率为540Wp的单晶硅双面光伏组件、67 个3150kVA箱式变压器、
938 台 225kW 的组串式逆变器。本并网光伏电站每个光伏子方阵经逆变升压后输 出电压为 35kV，在适当位置设置 35kV 电缆分接箱。每个光伏方阵电力经箱变升 压至 35kV 后，通过 35kV 电缆分接箱并联至 35kV 集电线路,集电线路汇集电力 后输送至 220kV 升压站，在光伏电站内建设 220kV 升压站 1 座，主变容量为 230MVA，送出线路全长 2.7km。
2.1.17 水磨光伏电站：隶属于中国电力鲁甸县中新电新能源开发有限公司， 本项目总规划光伏发电容量 180MW(在建，未全容量并网)。该项目地处云南省昭 通市，该地区是云南省光资源比较丰富的地区之一。升压站内规划安装 180MVA 主变压器 1 台，150MVA 主变压器 2 台(预留风电接入)，升压站 220kV 侧采用单 母线接线，35kV 侧采用本期一段单母线接线，远期三段单母线接线。本项目光 伏发电接入新建 220kV 升压站，光伏电站以 35kV 电压等级接入升压站，升压站 共接入 180MW 的光伏容量+300MW 的风电容量，升压至 220kV 后本期以一回220kV 线路接入 500kV 永丰变 220kV 侧，送出线路全长 48.5km。
2.1.18 旧市光伏电站：隶属于五凌电力有限公司云南分公司（五凌新平新 能源发电有限公司），位于云南省玉溪市新平县新化乡鲁一尼村。升压站距省会 昆明约 198km，距玉溪市约 128km，距新平县约 45km,距新化乡镇政府所在地直 线距离约 10km。旧市光伏电站装机容量 18.8MW，安装晶科能源股份有限公司 JKM570M-72HL4-BDV/JKM575M-72HL4-BDV 型号光伏板，安装阳光电源有限公司 225kW 逆变器 SG225HX 82 台，由 5 个光伏方阵组成，其中 3 个 3.6MW 方阵，2 个 4MW 方阵。通过 800V 集电线路输送至 35kV 开关站，以Ⅰ回 35kV 架空线 ” T”接至 35kV 纳新线，接入 35kV 新化变电站，送出线路全长 12.5km。
2.1.19 哈科迪风电场:隶属于五凌电力有限公司云南分公司（新平风能风之 子风电有限公司），位于云南省玉溪市新平县新化乡。升压站距省会昆明约200km， 距玉溪市约 127km，距新平县约 44km,距新化乡镇政府所在地直线距离约 6.8km。 哈科迪风电场装机容量 49.5MW，共安装 25 台风机，24 台单机容量为 2MW 和 1 台 单机容量为 1.5MW 的上海电气 W2000-105-80 型双馈式风力发电机组，经箱变一 次升压后通过 35kV 架空集电线路（两回路总长 12.38km）接入场内 110kV 升压 站，经升压站二次升压后以 1 回 110kV 出线接至 220kV 新平变，送出线路长度约 28.8km。
2.1.20 丙坡光伏电站：隶属于五凌电力有限公司云南分公司（五凌新平新 能源发电有限公司），位于云南省玉溪市新平县漠沙镇、扬武镇境内， 升压站距 省会昆明约 231km，距玉溪市约 160km，距新平县约 77km,距漠沙镇政府所在地 直线距离约 14km。丙坡光伏电站装机容量 200MW，安装阳光电源 SG225HX 组串式 逆变器 893 台，单台逆变器容量 225kW，通过 7 回 35kV 集电线路接入丙坡 220kV 升压站 35kV 侧母线，经主变升压至 220kV，以 1 回 220kV 线路接入 220kV 玉溪 新平变电站实现并网，送出线路长度约 36.1km。
2.1.21 东老光伏电站：隶属于重庆公司耿马鼎泰新能源项目公司，位于云 南省临沧市耿马县四排山乡，项目占地总面积为 2000 亩。升压站距省会昆明约 620km，距临沧市约 145km，距耿马县约 37km,距四排山乡政府所在地直线距离约 15km。东老光伏电站装机容量 95MW，安装 307 台科华逆变器，单机容量 320KW， 经五回集电线路分别接入变电站 35kV 开关柜间隔，后经主变升压至 110kV，以 1 回 110kV 线路接入耿马绿色园区变电站，送出线路长度约 15km。
2.1.22 四排山光伏电站：四排山光伏电电站：隶属于国电投重庆公司耿马 鼎泰新能源项目公司，位于云南省临沧市耿马县四排山乡，项目占地总面积为 2100 亩。升压站距省会昆明约 615km，距临沧市约 140km，距耿马县约 42km,距 四排山乡政府所在地直线距离约 12km。四排山光伏电站装机容量 100MW，安装 313 台阳光逆变器，单机容量 320kW，经五回集电线路分别接入变电站 35kV 开关柜 间隔，后经主变升压至 110kV，以 1 回 110kV 线路接入沧源班考变电站，送出线 路长度约 17.8km。
2.2 项目地点：包括但不限于上述 22 个风电场及光伏电站，发包人指定地 点。
2.3 工作内容
2.3.1 包括滇新能源场站 2025 年-2028 年度电站全口径运维，运 维设备分为升压站内和升压站外部设备（含场内道路、送出线路），主要包括：
2.3.1.1 升压站内设备系统：变压器、开关、互感器、无功补偿装置， 保护、 测控、监控、通信及网络安全设备、消防、给排水系统、生产生活器具， 以及升 压站内电量计量系统、工业电视监控系统、通风空调系统、直流系统、照明系统、 消防系统、生活水系统、功率预测、设备设施标识、站内建构筑物、围墙。
2.3.1.2 升压站外设备系统：外送线路（送出线路）、集电线路、变压器、 逆变器、汇流箱、组件、电缆、场内道路、设备基础、护坡， 以及场内给排水设 施、电缆沟或电缆桥架及盖板、工业电视、隔离围栏、设备设施标识、10kV 电 源、进站道路、等设备设施。
2.3.2 运维工作内容
2.3.2.1 生产工作：主要包括建立和完善电站生产运维机构，配备生产人员， 编制、执行相关规章制度、规程， 建立安全生产责任制，配置备品备件及生产物 资，安排具备工作负责人资质人员对风机缺陷、定检、专项技改等进行现场质量 监管。
2.3.2.2 安健环管理：主要指根据国家法律法规的规定、并网协议、安全责 任目标，在委托范围内落实安健环管理理念，建立完善安健环组织体系，落实现 场安全生产责任制，确保安健环体系的具体落实、有效运作、监督及考核， 按规 定开展事故调查、应急处置；电工证、调度证、登高证等各类必备证件办理；应 急预案编制、评审、发布、演练；开展安全教育培训、隐患排查、安全检查，包 括防汛、消防、保卫、交通、环境保护等各项安全管理工作；按照集团公司电力 生产事故调查规程调查和统计上报运行维护期内发生的人身、电网和设备事故。
2.3.2.3 运行监控管理：主要指电站的运行监视、倒闸操作、调度对接、指 标分析(经济运行分析)、生产协调、报表统计、年度计划编制， 接受集控中心缺 陷工单并组织消缺。
2.3.2.4 维护检修管理：主要指确保电站设备、设施(含构、建筑物、组件 及支架构成部分)安全、经济、可靠运行的巡视操作、消缺维护、检修(含全停检 修及电气预防性试验)、组件清洗、组件更换、受损支架更换加固、除草、除雪， 进场道路积雪积水清理及维护性修理、反措、抢修、设备管理、缺陷管理、报表 统计、年度计划编制、应急管理、监督风机消缺及年检旁站、质量验收等工作。 对于涉及到需委托方采购并更换的设备及物资，受托方需提交支撑性材料进行说 明。
2.3.2.5 资产、财务管理：主要指配合委托运维范围内计划编制及相关的监 督、 验收、后评价工作，配合清产核资工作。财务管理主要指配合编制委托运 维范围内年度预算、日常财务处理、税务管理、电量结算、配合保险理赔、内控
审计等工作。合同电站财务管理由委托方主导， 受托方按照委托方授权开展相应 工作，并协助委托方办理费结算、税务协调支持及信息共享工作。
2.3.2.6 物资及采购管理：主要指委托辅助运维管理范围内单个采购成本小 于等于 10000 元(不含税)的物资(含备品备件、装置性材料)采购；合同签订、运 输、验收、结算、支付、保管、领用、维护保养、发放等；现场协调设备厂家进 行缺陷处理等售后服务、质保期鉴定、质量验收；参加合同电站验收；协助委托 方开展合同索赔谈判等工作。
2.3.2.7 其他综合管理：主要指做好与当地政府部门的协调，包括各种税费 协调和优惠政策争取、配合环评、水土保持评审工作、消防验收年检、气象防雷 检测；参加当地政府部门、上级单位组织的各种会议以及工作检查的配合工作； 资料档案管理工作。做好当地政府要求的维稳工作及突发事件的应急管理工作； 负责车辆的运行维护费用及保险理赔工作；协助委托方进行尾工、工程质量缺陷 处理；参加合同电站验收；协助委托方开展合同索赔谈判等工作；参加厂网协调 会议等与电力监管部门和电网的协调工作。
2.3.2.8 其他工作内容
（1）电力系统反恐怖要求以及其他工作；参加当地政府部门、上级单位组 织的各种会议以及工作检查的配合工作；资料档案管理工作。
（2）对方阵区内杂草进行清除，除草完成后，剩余草杆高度不超过 5cm,不 得有任何杂草遮挡光伏组件；光伏区围栏外侧，应清理出防火隔离带，原则上宽 度不低于 5 米；除草作业所清除杂草、树木必须当日运出电站围栏以外区域并妥 善处置，不得随意堆放，施工中各阶段做好工完场地清，施工编织袋、杂物、垃 圾等集中堆放、统一清运，该项目所产生的相关费用由受托方承担。除草作业不 得违反国家林业法规造成林地植被破坏，不得损坏自然资源和生态环境。
（3）根据集团及云南电网公司设备预试周期及技术监督要求开展 设备预防性试验、技术监督服务工作。
（4）每年至少开展一次所有光伏组件清洗，并经委托方验收合格。
（5）在外委期间涉及到合同电站日常运维工作支出的相关费用由受托方承 担，包括：单个采购成本 10000 元(不含税)及以下物资采购、检修预试、集电线 路维护检修、防雷检测、消防设备设施检测、通讯网络、光伏电站（风电场）维
护，以及场站安保、电站废水处理、垃圾处理。涉及检验、检测等工作， 受托方 需将检测结果报送委托方。
（6）合同场站至中调、地调、集控中心通信通道的维护。每年汛前、汛后 排水沟清理、道路保通。
（7）合同电站年利用小时数不低于区域对标场站平均利用小时数。
（8）受托方按照委托方要求，按期报送生产报表、各类统计指标、工作计 划和总结等信息。
2.3.3 除前述工作之外的额外工作由双方协商开展，工作内容可由受托方履 行，或受托方与第三方签订合同，由第三方代为履行。受托方的相关支出费用 不计入本合同金额，双方另行签订协议后执行，由委托方另行支付，主要包括：
2.3.1 合同电站的技改(包括电网提出的技改)费用。
2.3.2 功率预测服务费、电力购入费，包括 10kV 备用电源电费及 220kV 系 统下网电费。
2.3.3 各场站危险品处置、危废处置费用。
2.3.4 单价大于 10000 元（不含税）的设备、备品备件、固定资产购入。
2.3.5 合同场站至区域集控中心通信通道的建设，场站至集控中心通道租赁 费用。
2.3.6 国家法律、法规要求的安全、生态、环保整改；能监办、电网公司要 求增加的涉网改造、试验调试。
2.3.7 合同电站科技信息化的维护费用。
2.3.8 地方政府要求的涉及固定资产投资类维稳、扶贫、捐赠(不含费用类) 费用。
2.3.9 发生自然环境灾害，现场恢复。
2.3.10 场站相关财产险，包括设备保险费，但中标人的车辆保险自行负责。 除 2.3 条款内容外的电站现场运维工作均包含在本项目招标范围内。除发包人负责的工作外，其余工作均包含在本项目招标范围内，由承包人负责。发包人 负责的工作如需委托中标人实施，中标人对项目进行报价，发包人评估项目价格、 时效等合理性，双方签订采购确认单，根据项目金额据实结算。
2.4 项目完成须达到的目标
安全、高效、保质保量完成电站运维范围内的工作内容并达到运维指标要求。
2.5 框架期限
在框架期限内（自合同签订生效起 3 年），中标单位接受云南 国际电力投资有限公司所属各公司的委托，开展新能源场站运维范围内相关工作。
2.6 招标范围
|
序 号 |
标段名称 |
招标范围 |
框架期限 |
信息 服务 费（元） |
|
1 |
标包 1：阿底坡等 13 个在滇新能源 场 站 2025 年 -2028 年度电站 委托运维 |
阿底坡光伏电站、迤 萨光伏电站、石庄村光伏电站、 药山光伏电站、河外光伏电站、 绿茵塘(蒿子坝)光伏电站、谢 腊光伏电站、水磨光伏电站、 丙坡光伏电站、东老光伏电站、 四排山光伏电站、五台山风电 场、哈科迪风电场等 13 个在滇 新能源场站 2025 年-2028 年度 电站委托运维。 详见第五章委托人要求 |
在框架期限内（自合同签订生 效起 3 年），中标单位接受云南国际电力投 资有限公司所属各公司的委 托，开展新能源场站运维范围 内相关工作。 |
500 |
|
2 |
标包 2：田坝光伏电 站等9个在滇新 能源场站 2025 年-2028 年度电 站委托运维 |
田坝光伏电站、阿依 卡光伏电站、石板沟光伏电站、 归脉光伏电站、天宝光伏电站、 小雷钵光伏电站、妙峰光伏电 站、甘庄光伏电站、旧市光伏 电站等 9 个在滇新能源场站 2025 年-2028 年度电站委托运 维。 详见第五章委托人要求 |
在框架期限内（自合同签订生 效起 3 年），中标单位接受云南国际电力投 资有限公司所属各公司的委 托，开展新能源场站运维范围 内相关工作。 |
500 |
注：（1）招标范围以招标文件第二卷为准。
（2）投标人可以兼投兼中两个标包，具体推荐排序方法详见第三章评 标办法。
2.7 安全要求告知
2.7.1 发包人对承包商实现“等同化”安全管理。
2.7.2 承包商驾驶员须具有与所驾车辆对应的有效驾驶证，驾龄不少于5年， 男性驾驶员年龄不超过 55 周岁，女性驾驶员年龄不超过 45 周岁。
2.7.3 承包商配备的专职安全管理人员应符合发包人规定，并满足以下要求： 承包商人员在 20 人以下的，应当配备至少 1 名兼职安全管理人员；20-100 人 （含 20 人）之间的，应当至少配备 1 名专职安全管理人员；100-200 人（含 100 人）之间的，应当至少配备 2 名专职安全管理人员，200 人及以上的（含 200 人），应当配备 3 名及以上专职安全管理人员，并根据所承担的施工实际情况增 加。承包商人员超过 100 人的，应设置独立的安全监督机构。
2.7.4 承包商的从业人员要具备所从事工作岗位需要的身体条件和健康要 求，不得以任何形式招录或使用 18 周岁以下、60 周岁以上男性或 50 周岁以上 女性进入生产现场从事作业活动；禁止 55 周岁以上男性、45 周岁以上女性进入 施工现场从事井下、高空、高温、受限空间， 特别是繁重体力劳动或其他影响身 体健康以及危险性、风险性高的特殊工作。
2.7.5 其他安全管理要求，请详见第五章技术要求相关条款。
2.8 各标包中标人数量
当各标包有效投标人个数 N≥11 时，每个标包确定 5 家中标入围单位；当各 标包有效投标人个数 N 在 7-10 时，每个标包确定 4 家中标入围单位；当各标包 有效投标人个数 N 在 4-6 时，每个标包确定 3 家中标入围单位；当某标包有效投 标人个数 N 在 3 家及以下时，该标包重新招标。
2.9 二次竞价的选取规则
框架招标入围的单位，在后续具体项目实施前，发包人委托云南鸿立招标代 理有限公司向入围的单位发出二次竞价邀请，从接受邀请并报价的单位中以经评 审的最低价法，选择单位签订合同。各中标人二次响应报价不能超出本次框架性 招投标确定的中标价格，否则该中标单位二次响应无效。
2.10 本项目所涉的委托运维项目可能部分或全部取消，投标人应予以接受， 投标人不得以此为由拒绝实施发包人委托运维的项目或向发包人提出索赔、补 偿等。
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，并提供承诺；
3.1.3 经营状况良好，须提交最近 3 年的经审计的财务报表（递交文件截止 时间在 6 月 30 日及以前的提交前 4 个年度中连续 3 年度报表，递交文件截止时 间在 6 月 30 日后的提交前 3 个年度报表，成立不足 3 年的提供已有年份的报 告）；
3.1.4 近 36 个月内（投标截止日前 36 个月）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，并提供认证证书；
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、股权结构信息为准；
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 ”，以招标人或招标代理机构查询 为准；
3.1.8 没有纳入“信用中国 ”（https://www.creditchina.gov.cn/）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，以招标人或招标代理机构查询为 准；
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 投标人应具备下列资质，并提供证书： 标包 1：
（1）承装（修、试）电力设施许可证承装类四级及以上； （2）承装（修、试）电力设施许可证承修类二级及以上； （3）承装（修、试）电力设施许可证承试类四级及以上。 标包 2：
（1）承装（修、试）电力设施许可证承装类四级及以上；
（2）承装（修、试）电力设施许可证承修类四级及以上；
（3）承装（修、试）电力设施许可证承试类四级及以上。
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 承包商及其分包商（如有）未被列入承包商“黑名单”库,以招标人或招标代理机构查询为准。
3.2.4 业绩要求：
标包 1：具有近 5 年内（投标截止日前 5 年）已完成至少 2 个 110kV 电压等 级及以上项目的升压站（变电站）运维或电力设施维修业绩，须提供合同（包 括但不限于合同封面、合同范围、签字盖章页等）及完工证明等证明材料。
标包 2：具有近 5 年内（投标截止日前 5 年）已完成至少 2 个 35kV 电压等 级及以上项目的升压站（变电站）运维或电力设施维修业绩，须提供合同（包 括但不限于合同封面、合同范围、签字盖章页等）及完工证明等证明材料。
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 12 月 16 日至 2024 年 12 月 31 日 23 时 59 分（北京时间）。