关于广西环江驯乐和界子良二期等6个风电工程勘察设计服务预招标公告

 

项目所在地区：广西壮族自治区

1. 招标条件
本广西公司环江驯乐和界子良二期等6个风电工程勘察设计服务预招标已由项目审批机关批准，项目资金为企业自筹,本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 建设地点: 广西壮族自治区

2.2 标段划分及项目概况：

（一）标段一（500MW）：环江驯乐、环江界子良二期风电

界子良二期风电项目位于广西壮族自治区河池市环江毛南族自治县龙岩乡东北侧一带山脊区域，场址范围涉及驯乐苗族乡及龙岩乡，场址海拔1000m～1450m，场址中心地理坐标约为东经 108°31'37.83"，北纬25°21'20.58"，风电场场面积约 94km2。本风电场场址区域属以山地地形为主，山体连绵起伏，山顶多呈浑圆状、锥状，地形相对较缓，场址大部分区域种植有杉树、松树、毛竹等，部分区域为杂木、灌木等。计划安装32台 6.25MW 风机，轮毂高度125m，叶轮直径220m，总计装机容量 200MW。

界子良二期风电项目分2个片区，其中：1.#1片区75MW风力发电机组所发电力经35kV箱变就地升压接入已建成的肯兰升压站，与界子良一期风电整合后通过220kV肯陈线送出；2.新建界子良二期风电项目220kV升压站1座，2#片区125MW风力发电机组所发电力经35kV箱变就地升压后接入拟新建的界子良二期风电项目220kV升压站，与驯乐300MW风电整合后，以该升压站为汇流点，通过新建界子良二期风电项目220kV升压站至500kV河池变电站220kV送出线路接入550kV河池变电站220kV侧，实现送出。界子良二期风电项目新建220kV升压站总平面布置需要预留储能装置安装位置，储能装置规模暂按100MW/200MWh考虑。接入方案最终以接入系统专题批复意见为准。

驯乐风电项目位于位于广西壮族自治区河池市环江毛南族自治县驯乐乡东北部与贵州省从江县交界处的山脊上，项目场址分为北部、中部、南部三个区域，场址属中山地貌。风电场场地区及附近山顶高程一般800m～1450m，沟谷高程一般500m～1000m，相对高差一般200m～800m。山体较陡峭，山坡自然坡度20°～30°不等，局部达30°～45°，场址中心地理坐标约为东经 108°17'10.55"，北纬25°27'41.94"，风电场场面积约65km2。场址内山顶及山坡地段大部分地段主要为林场，种植有杉树、松树、毛竹等，部分区域为杂木、灌木等，冲沟、洼地地段主要为荒地及少量水田。拟安装48台 6.25MW 风机，轮毂高度125m，叶轮直径220m，总计装机容量 300MW。

驯乐风电场拟新建220kV升压站1座，风力发电机组所发电力经35kV箱变就地升压后接入新建的220kV升压站，通过新建1回220kV联络线接入新建界子良二期220kV升压站，与界子良二期风电项目2#片区125MW风电整合后，通过新建界子良二期220kV升压站至500kV河池变电站220kV送出线路接入550kV河池变电站220kV侧，实现送出。接入方案最终以接入系统专题批复意见为准。

环江驯乐风电项目及环江界子良二期风电项目采用统招分签方式。

(二) 标段二（200MW）：融水四荣二期、三江古平岭

融水四荣风电场二期工程位于广西壮族自治区柳州市融水苗族自治 县四荣乡南部、永乐镇北部与融水镇西部交界的山区地带，场址距离融 水苗族自治县公路里程约 18km。地理坐标介于北纬 25°03′~25°12′，东经 109°04′~109°12′之间，场址范围总面积约 47.51km2。整个场区为山地风电场，地表起伏较大，场内可利用山脊或山包海拔高度介于 500m～900m 之间。

融水四荣风电场二期工程规划装机容量为 100MW，拟安装 16 台单机容量为6.25MW 风电机组，叶轮直径为 220m，轮毂高度 125m。本工程与四荣风电场一期共 用一个 220kV升压站，本期在一期原预留位置扩建 1 台容量为 100MVA 的主变压器及相应高低压配电装置。

三江古平岭风电场位于广西柳州市三江侗族自治县斗江镇、高基瑶族乡、和平乡和丹洲镇交界一带。地理坐标介于北纬 25.45°~25.71°，东经 109.61°~109.77°之间，场址范围总面积约 344km2，场内可利用山脊或山包海拔高度介于 560～1200m。场区地貌类型属丘陵、山地，场址距离三江侗族自治县公路里程约 10km，场址周边有三北高速、桂三高速、省道 S31 和国道 G209 经过，对外交通较为便利。

三江古平岭风电场为山地风电场，项目已获取建设指标为 100MW，本期建设容量 100MW；依据目前收集的敏感性因素及风资源数据排查情况，场内可规划装机容量总计约 150MW，暂按照 50MW 预留作为后续开发。本期拟安装 16 台单机容量为 6.25MW 风电机组。本工程在场区内新建一座220kV 升压站，本期安装 1 台容量为 100MVA 有载调压升压变压器，考虑本风电场二期以35kV 电压等级接入，考虑周边风电场以 220kV 电压等级接入，升压站最终规模按 200MVA 考虑。升压站拟以 1 回 220kV 架空线接入 220kV 三江变电站，导线型号为 JL/G1A-300，线路长度约 24km。最终的接入系统方案以电网主管部门审查通过的接入系统报告及接入系统批复文件为准。

融水四荣二期工程、三江古平岭风电项目工程采用统招分签方式。

(三)标段三（200MW）：那坡羊加山二期

那坡羊加山二期风电场工程（以下简称“羊加山二期”）主要位于广西壮族自治区那坡县百都乡、百省乡一带区域，地理坐标介于东经 105°46″36.15″～105°45″28″、北纬 23°12″12″～23°20″55″之间，规划场址属于山地地貌类型，拟布置风机区域为东西宽 15.28km，南北长 17.03km 的山地地带的山顶，海拔高程在1100～1510m 之间，项目拟安装单机容量为 32 台单机容量 6.25MW 叶轮直径 200m 的风力发电机组，总装机容量 200MW，拟以35kV电压等级接入华能那坡羊加山一期风电场工程220kV升压站（一期升压站已预留扩建位置），与一期项目汇流后以220kV电压等级送出至对侧变电站，接入方案以最终接入系统专题批复意见为准。

(四)标段四（100MW）: 田林老八渡

广西自治区百色市田林县八渡瑶族乡、八桂瑶族乡的平板村、各烟村、刘家坪村一带的山脊和山包区域，场址中心坐标为东经 105°59’54.81”，北纬 24°21’35.10”，场址面积约为 118km2。场址中心距离田林县、百色市直线距离分别约 26.71km、82.19km。场址区域属山地丘陵地貌，部分区域地形起伏相对较大，场址内山脊海拔高度在 800m～1200m 之间，山顶植被以桉树和低矮灌木为主，部分区域分布有杂树。田林老八渡风电场工程装机规模为 100MW，推荐安装 16 台 6.25MW 的风电机组。风电场配套建设 220kV 升压站一座，站内建设 1 台 100MVA 的主变，装机容量100MW。

田林老八渡风电场工程装机规模为 100MW，推荐安装 16 台 6.25MW 的风电机组。风电场配套建设 220kV 升压站一座，站内建设 1 台 100MVA 的主变。计划于 2025 年投产。根据风电场的总装机容量、近区电网规划及负荷发展情况，田林老八渡风电场项目初步拟定接入系统方案为：田林老八渡风电场以 220kV 电压等级接入 220 千伏振林变电站。新建 1座 220kV 老八渡升压站，并建设老八渡风电升压站~振林站 220kV 线路，需扩建 220kV间隔。新建线路长度约 25km，导线截面为 240mm2。接入电压等级及接入方案最终以接入系统专题批复意见为准。

2.3 标段划分:

标段一：环江驯乐及界子良二期风电项目工程勘察设计服务预招标

标段二：融水四荣二期工程、三江古平岭风电项目工程勘察设计服务预招标

标段三：那坡羊加山风电场二期工程勘察设计服务预招标

标段四：田林老八渡风电项目工程勘察设计服务预招标

本项目分为4个标段，同一投标人在本标包4个标段最多只能中1个标段。

2.4 服 务 期:自合同生效之日起30天内完成工程勘察，自合同生效之日起60天内完成设计，施工图设计应能满足工程进度的需要。

2.5 招标范围:

标段一、二、三：包括但不限于1：500地形图测绘及项目所需相关补测等服务、风资源评估及机组选型报告、初步设计阶段微观选址（报告）、项目初步设计报告编制（含必备图纸、初设概算、各类专题报告编制（包括风能资源分析及微观选址专题报告、集电线路设计专题报告、场内道路设计专题报告、风机基础设计专题报告、工程地基处理专题报告、升压变电站防雷接地、风电场近期、远期规划、节能减排、智能电网技术在风电场升压变电站的应用、电力发电集团对风电场升压变电站的远程监视和控制等）及评审工作、项目施工图阶段的勘察设计并出具地勘报告、施工阶段招标文件编制（包含工程量清单、技术协议等文件编制）、施工图设计、非标设计、场外道路设计、风电场效果图、项目设备选型、无功补偿及电能质量专题报告及电网评审、施工图设计阶段项目优化设计报告、竣工图设计阶段竣工图编制、现场设计技术服务等（包含不限于参与评标、评审、技术联络会、常驻工地代表、配合验收整改、配合达标投产、工程创优、申报QC科技成果、项目后评价和专项验收等工作）以及与项目相关或另委项目的所有勘察设计相关工作。

标段四：包括但不限于1：500地形图测绘及项目所需相关补测等服务、风资源评估及机组选型报告、初步设计阶段微观选址（报告）、项目初步设计报告编制（含必备图纸、初设概算、各类专题报告编制（包括风能资源分析及微观选址专题报告、集电线路设计专题报告、场内道路设计专题报告、风机基础设计专题报告、工程地基处理专题报告、升压变电站防雷接地、风电场近期、远期规划、节能减排、智能电网技术在风电场升压变电站的应用、电力发电集团对风电场升压变电站的远程监视和控制等）及评审工作、项目施工图阶段的勘察设计并出具地勘报告、施工阶段招标文件编制（包含工程量清单、技术协议等文件编制）、施工图设计、非标设计、场外道路设计、风电场效果图、项目设备选型、无功补偿及电能质量专题报告及电网评审、施工图设计阶段项目优化设计报告、竣工图设计阶段竣工图编制、现场设计技术服务等（包含不限于参与评标、评审、技术联络会、常驻工地代表、配合验收整改、配合达标投产、工程创优、申报QC科技成果、项目后评价和专项验收等工作）、本工程部分或全部采用混塔方案，应具备混塔设计能力，且能够承担与项目相关或另委项目的所有勘察设计相关工作。具体工作要求详见附件《中国华能集团有限公司风电工程初步设计内容及深度规定》。

3. 投标人资格要求
3.1 通用资格条件

标段一、二、三、四：

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系统内单位相关文件确认的禁止投标的范围和处罚期内；

(3)在信用中国网站近三年没有串通投标或骗取中标或严重违约处罚记录，没有经有关部门认定的因其服务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经营异常名录或者严重违法企业名单；

(5)未被最高人民法院在“信用中国”网站（www.creditchina.gov.cn）或各级信用信息共享平台中列入失信被执行人名单；

(6)法定代表人或单位负责人为同一人的两个及两个以上法人，母公司、全资子公司及其控股公司，不得在同一标段或者未划分标段的同一招标项目中同时投标。

3.2 专用资格条件

标段一、三：

3.2.1投标人应同时具备以下资质：

（1）勘察资质要求:工程勘察综合资质甲级或工程勘察岩土工程专业甲级或工程勘察岩土工程专业单项甲级；

（2）设计资质要求:工程设计电力专业（风力发电）甲级及以上或工程设计电力行业甲级及以上或工程设计综合甲级资质。

以上资质需提供资质文件影印件（附资质证书扫描件）。

3.2.2业绩要求：投标人自2020年1月1日起（以合同签订日期为准）至少有10个陆上风电场（其中至少有2个200MW（单项200MW）及以上等级的陆上风电场）的设计业绩（上述业绩需提供合同扫描件，至少需提供首页、签字盖章页、反映合同内容及日期页，并同时提供结算增值税发票或阶段性收付款发票（事业单位项目可提供拨款凭证），否则该业绩按无效业绩处理）。

3.2.3本工程拟任设总：具有高级职称，且自2020年1月1日起（以合同签订日期为准）至少具有1个200MW等级风电工程担任设计负责人的经历（附合同复印件或任命书或发包人证明材料，须体现设总的姓名）。

3.2.4本工程不允许联合体投标。

标段二、四：

3.2.1投标人应同时具备以下资质：

（1）勘察资质要求:工程勘察综合资质甲级或工程勘察岩土工程专业甲级或工程勘察岩土工程专业单项甲级；

（2）设计资质要求:工程设计电力专业（风力发电）甲级及以上或工程设计电力行业甲级及以上或工程设计综合甲级资质。

以上资质需提供资质文件影印件（附资质证书扫描件）

3.2.2业绩要求：投标人自2020年1月1日起（以合同签订日期为准）至少有10个陆上山地型风电场（其中至少有1个100MW（单项100MW）及以上等级的陆上风电场）的设计业绩（上述业绩需提供合同扫描件，至少需提供首页、签字盖章页、反映合同内容及日期页，并同时提供结算增值税发票或阶段性收付款发票（事业单位项目可提供拨款凭证），否则该业绩按无效业绩处理）。

3.2.3本工程拟任设总：具有高级职称，且自2020年1月1日起（以合同签订日期为准）至少具有1个100MW等级风电工程担任设计负责人的经历（附合同复印件或任命书或发包人证明材料，须体现设总的姓名）。

3.2.4本工程不允许联合体投标。

4. 招标文件的获取
获取时间：从2025年01月09日09时00分起至2025年01月20日17时00分止。