立項情況：已立項

項目資金來源：自籌

項目已具備招標條件，現進行公開招標。

2．項目概況與招標范圍

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任公司，東川橄欖坡生態修復光伏電站場址位于云南省昆明市東川區碧谷社區老村村委會，光伏場區地跨東經102°56′～102°58′，北緯25°69′～25°70′，場址區主要為西南坡。距離東川城區8km，距離昆明市里程約為150km。海拔高程1276～1295米。

2.1.2大荒山風電場

大荒山風電場總裝機規模為286兆瓦，共布置143臺單機容量為2兆瓦風機;本電場143臺風機由三種機型組成，其中上海電氣W2000H-111高原型風機20臺、上海電氣W2000H-99高原型風機53臺、中船重工（重慶）海裝H111N-2.0MW高原型風機70臺；大荒山風電場年平均發電量約6.35億千瓦時，年滿負荷運行小時數約為2217小時。

由于大荒山風電場規劃場址內有龍川江穿流而過，將大荒山風電場分為東部場區、西部場區，大荒山風電場東區和西區各新建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”。云南電力調度控制中心將大荒山風電場東部場區命名為——220kV阿普風電場；將大荒山風電場西部場區命名為——220kV三臺坡風電場。大荒山220kV 2號升壓站規模1×100MVA，以Ⅰ回220kV東西場區聯絡架空線（線路長約10.235公里，25基鐵塔，采用LGJ－400導線）接入大荒山220kV 1號升壓站220kV母線間隔匯流。大荒山220kV 1號升壓站規模2×100MVA，該升壓站經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耐熱鋁合金導線）接入220kV祿豐變電站，向云南主電網輸電。

大荒山風電場東部場區——220kV阿普風電場共布置94臺單機容量為2兆瓦的風機，總裝機容量為188兆瓦；35kV集電線路共10回，線路總長約114.881公里，345基鐵塔，根據情況分別采用LGJ－120、150、185類型導線。

西部場區——220kV三臺坡風電場共布置49臺單機容量為2兆瓦的風機，總裝機容量為98兆瓦；西部場區35kV集電線路共5回，總長約47.572公里，155基鐵塔，根據情況分別采用LGJ－120、150、185類型導線。

本次主要工程項目為大荒山風電場2024年升壓站部分設備檢修工作（詳見工程量清單）。

2.1.3大基坡風電場

大基坡風電場位于云南昆明倘甸產業園區尋甸縣倘甸鎮境內，海拔高度在2300～2900米之間，總裝機規模為144MW，全場共安裝72臺單機容量為2MW的雙饋異步風力發電機組；目前處于工程建設期間。

風電場采用一機組一箱變（690V/35kV）接線方式，72臺箱變經六回集電線路接至風電場升壓站的35kVⅠ、Ⅱ段母線匯聚電能，經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，線路全長73.77公里。

本次主要工程項目為大基坡風電場2024年升壓站部分設備檢修工作（詳見工程量清單）。

2.1.4老青山風電場

老青山風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，地理坐標介于北緯25o 17＇34＂—25o 14＇42＂，東經102o 19＇10＂—102o 25＇6＂之間。廠址內由多條南北-東西走向的短山脊構成，擬用山脊全長約20km，廠區涉及面積約23km2，場區內地勢整體呈現東高西低的趨勢，海拔高程在2300-2700m左右。

老青山風電場安裝東方汽輪機廠生產的33臺風力發電機組，總裝機容量49.5MW，主要包括單機容量1500KW的東汽FD89/1500風電機組11臺，單機容量1500KW的東汽FD93/1500風電機組22臺，配套每臺風機裝設一臺35KV箱式變壓器，一座110KV升壓變電站。

老青山風電場設計年平均風速6.3米/秒，年平均發電量10113.0萬kw.h,年利用小時2043h;2015年4月至12月發電量：0.4317萬kw.h，上網電量：0.4262萬kw.h，年平均風速5.41m/s,機組可利用率：99%；2016年發電量1.2265萬kw.h，上網電量：1.2159萬kw.h，年平均風速5.65m/s,機組可利用率：

99.43%；2017年發電量1.0745萬kw.h，上網電量：1.0648萬kw.h，年平均風速5.46m/s,機組可利用率：99.61%；2018年發電量1.1171萬kw.h，上網電量：1.1096萬kw.h，年平均風速5.63m/s,機組可利用率：99.15%；2019年1月至8月發電量1.0278萬kw.h，上網電量：1.0205萬kw.h，年平均風速6.3m/s,機組可利用率：99.3%。

本次主要工程項目為老青山風電場2024年升壓站部分設備檢修工作（詳見工程量清單）

2.1.5昆明聯合風電場

昆明聯合風電場位于昆明倘甸兩區聯合鄉，現安裝有東汽FD89B-1500kW型風機66臺，裝機容量為99MW。

風電場采用一機組一箱變（690V/35kV）接線方式，66臺箱變分為四回線（聯合風電場35kV一期聯合Ⅰ回線連接1－16號風機；35kV一期聯合Ⅱ回線連接17－33號風機；35kV二期小白龍風電場Ⅰ回線連接小白龍風電場1－17號風機；35kV二期小白龍風電場Ⅱ回線連接小白龍風電場18－33號風機），四回集電線路至風電場升壓站的35kV開關柜，由35kVⅠ段母線匯聚電能，經110kV主變壓器升壓后，由110kV新聯利線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合風電場2024年升壓站部分設備檢修工作（詳見工程量清單）。

2.1.6打掛山風電場

打掛山風電場位于云南省楚雄彝族自治州南華縣的一街鄉、羅武莊鄉、五街鎮和紅土坡鎮境內，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。

打掛山風電場總裝機容量為300MW，安裝140臺單機容量為2000kW~2300kW的風力發電機組，設計上網電量為70506萬kW.h，相應年等效滿負荷利用小時為2350h，容量系數為0.268。

風電場分南北兩大區域，兩區域直線距離約15km。風電場設置南、北兩座220kV升壓站，其中北站安裝2臺220/35kV有載調壓升壓變壓器，主變容量為2×80 MVA，通過1回220kV中間聯絡線接入南部升壓站，中間聯絡線長度16.2km，導線截面為240mm2；南站安裝2臺220/35kV有載調壓升壓變壓器，容量為2×80MVA，220kV出線1回，接入云南電網220kV紫溪變電站，220kV送出線路長度69km，采用耐熱鋁合金導線，導線截面為400mm2。

打掛山風電場共配置有80MVA主變壓器4臺，250kVA場用變4臺，800kVA接地變4臺，2400kVA及2500kVA風機箱變140臺，除場用變及接地變采用干式變壓器外，其余主變及風機箱變均采用油浸式變壓器，主變采用三相雙繞組有載調壓自然油循環風冷(ONAN)變壓器。

本次主要工程項目為打掛山風電場2024年升壓站部分設備檢修工作（詳見工程量清單）。

2.1.7仙人洞風電場

祿豐仙人洞風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，現安裝有金風科技GW87/1500風力發電機組33臺，裝機容量為49.5MW。風電場采用一機組一箱變（690V/35kV）接線方式，33臺箱變分為兩回線（仙人洞風電場35kV仙人洞Ⅰ回線連接1－11、14-18、31號共17臺風機；Ⅱ回線連接12－13、20-30、32-33號共16臺風機），兩回集電線路至風電場升壓站的35kV開關柜，由35kVⅠ段母線匯聚電能，經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骔嶺北風電場

骔嶺北風電場位于貴州省畢節市納雍縣境內，場址中心距納雍縣城道路里程約22km，與畢節市城區道路里程約105km，海拔高度為1997～2332m。設計安裝30臺單機容量為2.3MW風力發電機組和6臺單機為2.0MW風力發電機組，裝機

規模為81MW。安裝1臺220/35kV有載調壓升壓變壓器，主變容量為1×100MVA，電場集電線路采用直埋為主、架空為輔的設計方案。風機與風機之間連接均采用地埋電纜連接，從風機最后一臺至6號渣場采用覆冰厚度為30mm設計的加強型導線、塔材、金具等設計的架空線路連接，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。

2.1.9老莊科風電場

老莊科風電場場址位于云南省文山州丘北縣膩腳彝族鄉祭羊山村～老莊科村～迷達村一帶的臺地及山脊上，風電場場址地理坐標范圍在東經

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。

老莊科風電場共安裝單機容量2MW重慶海裝風力發電機組24臺

（H120-2.0MW），裝機容量48MW，根據初步設計估算年上網電量11,227.2萬千瓦時，年等效滿負荷小時數為2339小時，2020年發電量7504萬千瓦時。電場于2019年3月26日正式開工建設，2019年12月30日，首臺風機并網發電，2020年6月8日24臺風機全部并網發電。

風電場風力發電機與箱變采用“一機一變”單元接線方式，箱變容量為2250kVA。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1臺50MVA三相有載調壓變壓器升壓至110kV，通過110kV錦老線（長35.116公里，133基桿塔，導線采用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，地理坐標介于東經

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，地理坐標介于東經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2698小時，年均太陽總輻射6543.1MJ/m2。

50MWp光伏發電系統由50個1MWp光伏發電分系統組成，全站共設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光伏發電分系統由2個500kWp光伏發電單元系統組成；每個光伏發電單元系統主要由1個500kWp太陽電池方陣和1臺500kW逆變器組成；共100個500kWp光伏發電單元系統。在1個光伏發電單元系統中，500kWp太陽電池組件經串并聯后發出的直流電經匯流箱匯流至各自相應的直流防雷配電柜，再接入逆變器直流側，通過逆變器將直流電轉變成交流電。每1個光伏發電單元系統中的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，導線截面均選擇為240m㎡。

全站共設四級電壓：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245Wp多晶硅太陽能組件，一期二批（30MWp）采用國產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，年平均發電量為70979.31 MWh，年均利用小時數為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完成的第一期工程裝機容量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，該地區太陽能資源屬于Ⅱ級地區。設計首年利用小時數1426小時、年均利用小時數1279小時，25年設計總發電量192021.7111萬千瓦時，25年年平均發電量為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電單元。每22塊光伏組件串聯形成一個組串，經低壓電纜接至直流匯流

箱匯流后接到相應的500kW逆變器的直流側，再經逆變器轉換為50Hz的三相交流電。兩臺500kW逆變器的交流側聯接一臺1000kW箱變的低壓側，經箱變升壓為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5回35kV集電線路匯至35kV I段母線，經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。其中35kV及以下電壓等級(除#30、#31、#32方陣由架空經3級塔基連接經電纜至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3級塔基連接經電纜引至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備首次帶電時間為2016年01月27日，方陣區首次發電時間為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嶺自治縣新鋪鎮江西坪村，距離關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,場區土地屬于灌木林地及宜林荒山荒地；項目設計年利用小時數1060小時，年均太陽總輻射

4896.5MJ/m2,預計年平均發電量為5862萬千瓦時。

新鋪光伏電站規劃裝機為100MWp,本期裝機容量50MWp，電站本期由50個1MWp多晶硅電池光伏方陣組成，共50個光伏發電單元，經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發電。

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朱坊村委會朱坊上，場址距彌渡縣城約7.5km，距州府下關68公里，距省會昆明340公里。地理位置坐標為：東經100°33′00″～100°33′52″，北緯25°18′34″～

25°19′42″。海拔介于1920m～2160m之間。場址內多為未利用地，兼有部分林地和灌木叢。場區分為西北、西南及東南三個片區，總裝機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。

全站共安裝有國產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，采用集散式逆變器布置，以3回35kV地埋電纜送至升壓站，經一臺容量為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，導線截面240mm2。

電站年平均太陽總輻射為6185.9MJ/m2.a，年平均發電量67625.1MW.h，平均利用小時數為1352小時。

2.1.14芝麻光伏電站

元謀縣芝麻村農牧綜合利用光伏電站項目位于元謀縣物茂鄉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單晶硅光伏組件進行開發，建設規模50MWp，主變容量為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電量為6831.86萬kW?h，年等效滿負荷小時數為1372.79hr。

2.1.15麻舍所光伏電站

云南陸良縣林光互補30MW光伏發電站位于云南省曲靖市陸良縣大莫古鎮村西南部約3km處的山坡上，距離陸良縣城西北約17km，場址坐標介于北緯24°53'22”?24°54'45”、東經103°34'14”?103°35'17”之間，高程在1950m?2015m之間，東南片區30MW方陣，所有太陽電池組件滿足規范要求的冬至日6小時以上的日照時間；經計算，根據太陽輻射量、系統組件總功率、系統總效率81.6%等數據，太陽電池組件采用固定系統傾斜22°布置。計算得出,陸良林光互補光伏電站項目25年總發934286.35MWh，25年年平均發電量37371.45 MW.h，25年年平均利用小時數為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站35kV母線，經匯流后以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導線截面240mm2。

光伏電站其它情況介紹：全站共設三級電壓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直接接入系統電壓,35kV配電裝置采用單母線接線型式。

35kV開關站電氣主接線形式：35kV為單母線接線,包含2個電纜進線間隔、1個架空出線間隔、1個PT間隔、1個無功補償間隔、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，地理坐標介于北緯25°48′36′′～25°50′15′′、東經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。

班果光伏電站裝機容量50MWp，布置40個光伏方陣；光伏方陣區共采用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，單個光伏方陣的標準容量為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；光伏方陣區產生的電力經箱變升壓后經35 kV 3回集電線匯流至35 kV母線，經1號主變壓器升壓后經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年運行期內多年平均上網電量為7019萬kW?h,年平均滿負荷利用小時數為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發電。

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東側，距祿豐市直線距離約20km，升壓站坐標經度：東經101°54′2"、緯度：北緯25°1′17"；光伏電站場址較為集中，地理坐標介于東經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，東西向寬約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底尼村，光伏場區地跨東經102°3′～102°5′，北緯24°35′～24°36′，場址區主要為西南坡和南坡。距離銅廠彝族鄉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，距楚雄市約56km，距祿豐市城約23km。升壓站坐標經度：102°05′20″、緯度：24°56′51″；方陣區較分散，東經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，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任公司，東川橄欖坡生態修復光伏電站場址位于云南省昆明市東川區碧谷社區老村村委會，光伏場區地跨東經102°56′～102°58′，北緯25°69′～25°70′，場址區主要為西南坡。距離東川城區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東側，距祿豐市直線距離約20km，升壓站坐標經度：東經101°54′2"、緯度：北緯25°1′17"；光伏電站場址較為集中，地理坐標介于東經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，東西向寬約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，擬布置組件區域為一塊整體呈南向的坡地，場址地理坐標介于東經102°2′8″～102°2′32″、北緯24°49′25″～24°49′58″之間，距離小街鄉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招標范圍

序號	標段名稱	招標范圍	服務期	文件價格（元）
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施檢修工程	打掛山風電場、大荒山風電場、大基坡風電場、聯合風電場、仙人洞風電場、老青山風電場、骔嶺北風電場、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．投標人資格要求

本次招標采取資格后審方式對各位投標申請人進行資格審查，通過形式為合格制。

*3.1基本資格要求

3.1.1具有獨立訂立合同的資格，提供行政管理部門核發的營業執照或具有同等效力的證明資料；

3.1.2沒有處于被責令停業，財產被接管、凍結，破產狀態，提供承諾；3.1.3投標人經營狀況良好，近三年內財務無嚴重虧損；沒有處于被責令停

業，財產被接管、凍結及破產狀態。投標人必須提交最近三年的經審計的財務報表（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個月內不存在騙取中標、嚴重違約及因自身的責任而使任何合同被解除的情形，并提供承諾；

3.1.5具有完善的質量保證體系，通過第三方認證審核，提供認證證書；3.1.6單位負責人為同一人或者存在控股、管理關系的不同單位不得在同一標段投標，提供承諾，以招標人或招標代理機構通過天眼查（https://www.tianyancha.com/）查詢投標人實際控制人、股權結構；

3.1.7沒有納入國家電投集團公司紀檢監察機構查辦的涉法案件涉及到的行賄企業以及行賄人實際控制的企業“黑名單”，招標人或招標代理機構查詢；3.1.8沒有納入“信用中國”（https://www.creditchina.gov.cn/）嚴重失信主體名單、經營異常名錄，以招標人或招標代理機構查詢網站公布信息為準；3.1.9無尚未完成的重大被執行經濟案件，沒有被列入失信被執行人名單，重大經濟案件指單項金額5000萬元及以上或累計金額達到1億元及以上，提供承諾，以招標人或招標代理機構查詢中國執行信息公開網（http://zxgk.court.gov.cn/）公布信息為準；

3.1.10沒有處于國家電力投資集團有限公司或國家電投集團云南國際電力投資有限公司相關文件確認的禁止投標的范圍，招標人或招標代理機構查詢；3.1.11本項目不接受聯合體投標。

*3.2專項資格要求

3.2.1資質條件：投標人必須具有安全生產許可證書及承裝（修）電力設施許可證三級及以上資質，并滿足以下要求的資質之一：

（1）具備水利水電施工總承包三級及以上資質；

（2）具備水利水電機電設備安裝工程專業承包三級及以上資質；

（3）具備電力工程施工總承包三級及以上資質；

3.2.2近18個月內不存在較大及以上生產安全責任事故，近12個月在國家電投集團公司系統未發生人身死亡事故，并提供承諾。

3.2.3承包商未被列入國家電投集團云南國際電力投資有限公司黑名單庫，以招標人或招標機構查詢為準。

3.2.4業績要求：投標人須在近5年內已完成2個及以上單機3萬kW及以上水12

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項目經理資格及要求：機電工程專業二級及以上建造師證書，中級及以上職稱，具有安全生產考核合格證書（B證），近3年內具有1個及以上水電站（單機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理業績（需提供項目合同或發包人單位出具的證明文件等證明資料），不得同時擔任兩個及以上建設工程的項目經理，并提供承諾。

4．招標文件的獲取

4.1招標文件發售方式

(登錄后查看)報名參與購買招標文件，不接受現場購買。

4.2招標文件發售時間

2024年4月16日至2024年4月26日23時59分（北京時間）。

4.3招標文件價格

購買招標文件需支付招標文件成本費，招標文件價格詳見《招標范圍》。招標文件自愿購買，一經售出，費用不退。

本招標項目僅供正式會員查看，您的權限不能瀏覽詳細信息，請點擊注冊/登錄，聯系工作人員辦理入網升級。

聯系人：陳經理
電話：010-83551561
手機：13717815020 (歡迎撥打手機/微信同號)
郵箱：kefu@gdtzb.com
QQ：1571675411