2.项目概况与招标范围
2.1 项目概况、招标范围及标段（包）划分：本项目只划分一个标段
2.1.1 项目概况
本项目位于陕西省商洛市商南县试马镇、城关街道和富水镇。场址区位于商南县东、西两侧，最东侧距商南县直线距离约14km，最西侧距商南县直线距离约15km，场址周边有通村道路和国道G40、G312、启那线通过，对外交通便利。场址中心点坐标为东经110.9705°、北纬33.4836°。海拔高度约409米～725米。规划建设用地较为分散，包含试马镇、城关街道和富水镇总计约186个地块，建设场址土地属性为园地，地貌为山地丘陵地带，地形大多数为坡地，其中30°~35°的坡地占比大约为30%，35°~50°的坡地占比大约为29%，部分地块区域需修建进场道路。本工程用地面积总计约7036.61亩，其中光伏区占地约7020亩，升压站占地约16.61亩。安装容量260MWp，额定容量200MW，项目运营期为25年，采用“全额上网”运营模式。
本工程安装容量260MWp，额定容量200MW，推荐采用分块发电、集中并网方案。本工程拟选用高效双面单晶硅N型TOPCon组件，组件规格为570Wp及以上；拟选用300kW及以上组串式逆变器，1000/1250/1600/2000/2500/3125kVA/35kV升压箱变。3125kVA发电单元方案为：26块组件组成1个组件串，最多20个组件串接入1台组串式逆变器，14台组串式逆变器接入1台3125kVA升压箱变，组成1个发电单元。其余各发电单元组成方案为：1000/1250/1600/2000/2500kVA升压箱变接入逆变器数量分别为：4/6/7/9/11/14台。本工程共设96个发电单元，其中3125kVA发电单元22个，2500kVA发电单元18个，2000kVA发电单元18个，1600kVA发电单元15个，1250kVA发电单元13个，1000kVA发电单元10个。本工程共设8回集电线路，采用35kV电缆直埋与35kV架空线路相结合的敷设方式接入新建110kV升压站35kV母线，其中35kV电缆长度约为38.6km，35kV架空线路(包含同塔单回、同塔双回、同塔四回)的路径长度约为60.9km。根据光伏组件选型以及光伏阵列运行方式，光伏方阵推荐采用固定支架安装，安装倾角21°，两排竖铺，光伏组件最低端距离地面高度拟设置为2.5米。
本工程场址内配套建设一座110kV升压站，本期安装2台100MVA 主变，采用单母线接线方式，以1回110kV线路接入330kV鹿城变，送出线路长度约1.8km,其中架空线路长度约1.2km，电缆线路长度约0.6km。最终接入系统方案以电网公司批复文件为准。
2.1.2 招标范围及标段（包）划分
本项目采购范围为光伏场区、升压站、集电线路及送出工程施工准备、勘察、设计、采购、施工、并网、培训、试运行、验收、移交生产等 EPC 总承包一揽子交钥匙工程（工程建设监理除外），包括但不仅限于：
1）本工程的所有勘察设计。勘察设计范围为建设功能完整的光伏电站，主要包括但不限于光伏区、35kV 集电电缆线路、110kV 升压站、施工电源（并网后作为电站备用电源）、公网通信线路等的勘察设计；初步设计阶段包括但不限于光伏区、升压站 1:500 地形图测绘、地勘、初步设计报告(含审查)、设备技术规范书、材料清单、工程量清单等；施工图设计阶段包括但不限于地勘、设计、计算书、采购设备图纸文件、竣工图编制；完成相关部门施工图审查工作；编制安全设施设计专篇、职业卫生防护设施设计专篇、环境与水土保持设计专篇等（所有设计专篇均需单独编制报告并完成相关审查手续、报批或备案）；施工图技术交底、派出设计代表驻场并解决现场施工出现的与设计相关的技术问题等现场服务工作等。如地形发生变化，需负责地形图测绘、补测工作。
2）光伏方阵列区设备和材料、35kV集电线路设备和材料采购、供货、监造、催交、运输、保险、接车、卸车、二次倒运、到货验收、性能试验、仓储保管等。包括：支架、逆变器、直流柜等；35kV箱式变压器；光伏组件等；通讯柜，电缆、电缆头等设备和材料等；接地相关设备和材料等；视频监控（含基建期高风险作业视频监控设备）、及站区采集数据所需的相关设备等；以及承担本项目上述工作内容和设备质保期内的费用。
3）光伏方阵区全部土建工程，包括但不限于：光伏支架基础施工，试桩施工及试桩检测，箱变、逆变器设备基础施工（含事故油池），光伏场区电缆施工，场区内、外道路施工，社会道路通行、维护、保障，五通一平，余土弃置（含施工建筑废弃物清运）、场区设施迁建、临时及永久控制桩测设、防雷接地、场内排水系统，场区及场外防洪施工，场区围栏等全部土建工程及工程相关的协调、可靠性试运行及质量保证期内的服务、以及第三方检测（第三方检测单位合同签订主体为建设单位）。
4）光伏方阵区安装工程，包括但不限于：支架，光伏组件（含第三方检测），箱变、逆变器设备，通讯柜，电缆，接地等所有设备和材料的采购、安装、系统集成、试验（包括常规试验和特殊性试验）、调试、试运行、整套启动、消缺处理、全站全容量并网安全稳定运行、整套系统启动的性能保证的考核直至移交给招标人的全部工作；以及承担招标人认为有必要的设备出厂检查验收工作等。
5、35kV集电路建筑安装工程，包括但不限于：架空输电线路及电缆输电线路的电缆、电缆头、导地线、通讯线路、杆塔、绝缘子、金具、隔离刀闸等设备和材料采购、运输、保险、接车、卸车、二次倒运、仓储保管等；电缆沟道的施工、电缆敷设、电缆头制作、杆塔基础施工、杆塔组立、架线、电缆及架空线路试验、通讯光缆熔接调试等。
6）110kV升压站设备和材料采购、监造、催交、运输、保险、接车、卸车、仓储保管等， 包括但不限于：110kV设备（主变、GIS）及其附件、35kV母线桥、35kV屋内配电装置、动态无功补偿水冷成套装置、全站防雷及设备接地（包括电气设备、设备支架、构架和辅助装置的工作接地、保护接地和防雷接地）、全站电缆及电缆防火封堵、电气二次及综合自动化设备、通讯及远动系统、二次安防系统、控制及直流系统、站用电系统、环境监测系统和光功率预测系统、计量设备、机房环境监测系统、快频响应装置、集中监控系统硬件设备、软件系统（包括区域集控（转发）中心侧数据接入（展示）及转发、总部监视中心侧的数据接入及展示）、生产视频监控系统（含基建期高风险作业视频监控设备）、备用电源、消防及给排水、污水处理、火灾报警系统、安全工器具、生产辅助楼办公宿舍厨房家具家电、全站照明、供暖、通风及空调设备和材料，设备与材料（含建筑材料）采购和试验检验，承担本项目所有设备质保期内的相关工作及费用。
7）110kV升压站全部土建施工，包括但不限于：生产辅助楼及配套设施、危废库、消防及生活水泵房、所有设备基础、升压站进站道路、站内道路、余土弃置（含施工建筑废弃物清 运）、场区设施迁建、临时及永久控制桩测设、防雷接地、给排水系统、场区围墙围栏、大门、局部绿化、水土保持及环境保护工程施工、场区及场外防洪施工，接入到升压站内的公网通信线路施工等全部土建工程及工程相关的协调、可靠性试运行及质量保证期内的服务、质量检测。
8）110kV升压站的电气设备安装工程，包括但不限于：主变、SVG、接地变、站用电设备、35kV和110kV设备（GIS）、电缆、消防及给排水、污水处理、环境监测系统和光功率预测系统、二次及综合自动化设备、通讯系统设备、计量设备、集中监控系统硬件设备及软件系统、全场防雷接地、升压站变电架构等设备的安装、系统集成、试验（包括常规试验和特殊性试验）、调试、试运行、整套启动、消缺处理、系统启动验收、试运行直至移交生产。
9）承担项目所有设备到货卸车、验货（招标人、供货商、投标人、监理人四方参加）、 保管、二次运输就位、安装、调试、试运行、消缺处理直至移交给发包人的全部工作；承担招标人认为有必要的设备出厂检查验收工作等。
10）承包人需在发包人的监督下招标确定110kV送出工程EPC总承包单位。110kV送出工程包括但不限于本光伏电站升压站至接入到对侧电网变电站的110kV输电线路工程及对侧电网变电站间隔扩建的所有勘察设计（含评审并取得评审意见，包括但不限于完成工作所需要的项目地质详细勘察、初步设计、施工图设计、竣工图编制，送出线路设计审查需由发包人参与）；设备和材料的采购、试验检验、监造、催交、运输、保险、接车、卸车、仓储保管、建筑安装工程施工、调试、试运、性能试验检测、直至验收交付生产、以及在质量保修期内的消缺、维保服务等全部工作，并按照工期要求和合同规定达到标准并移交投运；送出线路工程的建安工程施工、设备及系统调试、相关检测及工程验收（包括规划、国土、水保、电力、水利、林草、消防、文物、职业卫生、安全设施、环保、档案等专项验收、竣工验收及相关部门的验收批文或备案回执）、质量保证期内的维保服务（含电网公司收取的首年运维费用）等所有工作；线路穿（跨）越、设施迁移迁建的所有费用及临时征用地、施工便道、青赔及土地复垦施工。负责（委托）进行各项保护的定值计算并承担相关费用。
11）建设手续办理并承担相关费用。包括但不限于一切因法律、规范规定等需要业主出面的工作，业主积极配合，但所办事项的业务联系、协调、责任及所需费用由总包方承担，主要有：农业综合利用方案编制评审、实施与验收；施工图审查及地方施工许可（备案）手续；项目开工手续办理（含建设用地规划许可证、工程规划许可证、施工许可等）；办理职业健康“三同时”编制、评审（备案）及验收手续；办理项目防雷和消防审查及验收；负责安全、水保及环保工程建设（满足三同时要求）；负责完成建设及运营期生产生活用水设施并承担相关费用；负责以业主名义办理能监局安全管理备案工作，并支付相关费用；按照《光伏发电工程质量监督检查大纲》要求，协调、配合质监站开展各阶段质量监督检查工作，接受各个阶段质量监督检查、支付质量监督会议费及专家费等费用，并取得质监转序通知书；协调、配合电网公司、启动验收委员会的检查，并承担相关的费用；以及承担建设项目所必要的其他建设手续办理。
12）用地手续办理，包括但不限于升压站、光伏场区、集电线路、场内外道路工程、施工便道所涉及的永久、临时征租用地协调、占地手续办理（含配合办理土地预审、规划选址、勘测定界和建设用地报批）及占地补偿、青赔、设施迁建、临时占用地复垦及验收、余物清理（含线路走廊清理）等工作及费用,其中升压站建设用地永久征地费用由发包人承担；负责项目用地协调、迁坟、林木砍伐、跨（穿）越等与项目相关的地方关系协调工作，承担相关建设场地（含光伏场区租地）征用及清表等费用（承担施工临时占地费、复垦施工费用、光伏场区首年租地费）；完成项目征租用地协议签署等工作（须由业主作为协议一方）；配合完成本项目建设用地手续办理并承担相关协调费用。负责占用林草用地报告编写，通过审查、取得省林业厅《林草地使用审核同意书》，并承担相关费用（如涉及）。
13）以发包人名义办理并网手续，包括但不限于办理电站并网前、后的各项验收手续（包含政府、招标人组织的各类验收），送电手续办理，并取得相应报告；并网前质量监督、并网前技术监督、保护定值计算、启动验收；办理电能质量测试、并网前后所必须的全部试验，包括所有电气设备常规试验和特殊试验、SVG并网性能检测等；承担电力工程质量监督检查并取得最终监督检验报告；负责办理电力业务许可证、转商业运营手续、并网手续（包括办理《购售电合同》《并网调度协议》《通信协议》《电力生产专用通信通道调试技术服务合同》《电力生产专用通信通道及通信设备运维技术服务合同》《电力生产专用通信通道技术服务合同》《通信设备运行维护合同》《送出线路运维合同》《高压供电合同》等）；电力公司调度及供电手续、消缺、培训、验收和最终交付投产、质保等；以及电网要求的其他并网测试、验收手续。上述手续办理所涉及的相关费用包含在报价中，包干不调整。
14）项目验收手续的办理（含送出线路工程）及承担相关费用。包括工程验收（含水保、安全设施、环保、消防、劳动安全和职业卫生、档案等各专项验收）、启动验收、并网验收、达标投产验收和工程竣工验收及相关部门的验收批文或备案回执；审计配合；质保期内的服务；临时征用土地复垦施工及验收、电力建设工程项目安全管理备案（国家能源局西北监管局），并承担上述验收报验文件的编制、咨询、报审、实施、承办会议等，直至验收通过的全部工作及费用。
15）按照招标人要求完成施工期、试运行期安全文明标准化相关工作（按照招标人安全文明标准化图册实施）、建设期发包人临建管理用房（详见技术部分要求）。
16）移交运行：在完成项目全部设计内容的施工，项目全容量并网投产后安全运行360小时后，由投标人向监理单位报送验收申请，按照相关规定进行验收。验收合格后办理移交。在全容量投产移交前，由承包方承担已投产部分光伏区发电生产运行及维护。
17）按照能源安环〔2021〕382号-关于推进应用安全监督移动电子设备和高风险作业视频监控装置的通知、《关于进一步加强电力建设项目安全视频监控管理的通知》要求，在施工期间对高风险作业布置安全视频监控。
18）根据《关于印发＜集团电力产业反恐怖达标建设工作指导意见＞的通知》（电力[2021]577 号）文件，承包人需完成反恐怖防范标准达标工作，制定反恐怖防范标准达标计划，编制切实可行的达标建设方案并组织实施。
19）其他项目内容包括：所有材料、备品备件、专用工具、工器具（安全工器具必须进行第三方检验合格）以及相关的技术资料等；建设期工程保险（除建筑工程一切险、安装工程一切险）；升压站辅助设施工程（包括运营商互联网及座机电话，含1年费用）等；常态化疫情防控措施费用；场区环境整治等。
2.2 其他：
1）工期要求
计划工期开始时间：2023年4月15 日。
计划工期结束时间：2023年 8月 31 日光伏方阵全部并网。
具体开工时间以项目公司书面通知为准。
2）质量目标要求
符合国家及行业现行相关标准（详见技术条款）；建设质量满足国家、行业强制性条文要求，达到设计标准。
①不发生较大及以上质量事故。
②按分项工程，建筑、安装工程合格率100%，建筑工程优良率≥85%（按电力行业标准进行建筑部分验收的工程），安装工程优良率≥95%。
③节能、生态环保指标符合国家及地方标准，建设生态友好型工程。
④机组主要技术经济指标达到国内同类工程先进水平。
⑤工程档案管理规范，文件归档齐全，内容详细，真实准确，且移交及时。
⑥工程(机组)长周期安全稳定运行，高标准实现达标投产。
3）安健环目标
努力实现人身死亡“零事故”目标，杜绝发生以下等级事故：
①不发生人身重伤及以上事故。
②不发生火灾事故。
③不发生负主要或全部责任的人员死亡交通事故。
④不发生一般及以上设备事故。
⑤环保设施三同时。
⑥不发生职业病危害事故和环境污染事故。
2.2 其他：/
3.投标人资格要求
3.1 资质条件和业绩要求：
【1】资质要求：（1）投标人须为依法注册的独立法人或其他组织，须提供有效的证明文件。
（2）投标人须具有并提供有效的工程设计综合甲级资质；或工程设计电力行业甲级资质；或电力工程施工总承包一级及以上等级资质证书和有效的安全生产许可证。
【2】财务要求：/
【3】业绩要求：2018年2月至投标截止日（以合同签订时间为准），投标人须至少具有单个规模在50MWp及以上光伏EPC的合同业绩2份，且均已完工。投标人须提供能证明本次招标业绩要求的合同和对应的用户证明扫描件，合同扫描件须至少包含：合同买卖双方盖章页、合同签订时间和业绩要求中的关键信息页；用户证明须由最终用户盖章，可以是验收证明、使用证明、回访记录或其他能证明合同标的物已投运的材料（若合同甲方不是最终用户，合同甲方获取的最终用户证明也可）。
【4】信誉要求：/
【5】项目经理的资格要求：（1）投标人须提供拟任项目经理有效的一级注册建造师执业资格证书和有效的B类安全生产考核合格证。
（2）项目经理须至少具有1个同类型（单个规模在50MWp及以上光伏EPC总承包）项目经理的经历,投标人须提供能证明项目经理业绩的合同，若合同中无项目经理姓名，须提供对应的验收证明或用户证明等有盖章的证明材料（须含工程名称、项目经理及单位名称）。
【6】设计负责人的资格要求：（投标人为设计单位的要求此项。若投标人的设计和施工资质均满足招标文件要求，则根据投标文件中承担的内容，认定是否需要满足此项要求；投标文件未明确是否承担设计工作的，按承担认定）
（1）投标人须提供拟任设计负责人有效的勘察设计执业资格注册证书。（若执业资格国家未开展注册，可提供执业资格证书）。
（2）设计负责人须至少具有1个担任同类型标的物(单个规模在50MWp及以上光伏EPC)设计负责人的经历，投标人须提供能证明设计负责人业绩的合同，若合同中无设计负责人姓名，须提供对应的验收证明或用户证明等有盖章的证明材料（须含工程名称、设计负责人及单位名称）。
【7】施工负责人的资格要求：（投标人为施工单位的要求此项。若投标人的设计和施工资质均满足招标文件要求，则根据投标文件中承担的内容，认定是否需要满足此项要求；投标文件未明确是否承担施工工作的，按承担认定）
（1）投标人须提供拟任施工负责人有效的一级建造师执业资格注册证书（建筑工程或机电工程专业）和有效的安全生产考核合格证（B类）。
（2）施工负责人须至少具有1个担任同类型标的物(单个规模在50MWp及以上光伏EPC)施工负责人的经历，投标人须提供能证明施工负责人业绩的合同，若合同中无施工负责人姓名，须提供对应的验收证明或用户证明等有盖章的证明材料（须含工程名称、施工负责人及单位名称）。
【8】施工机械设备：/
【9】项目管理机构及人员：（投标人为施工单位的要求此项。若投标人的设计和施工资质均满足招标文件要求，则根据投标文件中承担的内容，认定是否需要满足此项要求；投标文件未明确是否承担施工工作的，按承担认定）
投标人须提供拟任安全负责人有效的安全生产考核合格证（C类）。
【10】采购货物要求：/
【11】其他要求：【重要提示】根据《住房和城乡建设部办公厅关于全面实行一级建造师电子注册证书的通知》的规定，一级建造师注册证书有效性判断标准如下，不符合规定的按照无效证书处理：（1）自2022年1月1日起，一级建造师统一使用电子证书，纸质注册证书作废。（2）一级建造师打印电子证书后，应在个人签名处手写本人签名，未手写签名或与签名图像笔迹不一致的，该电子证书无效。
3.2 本项目不接受联合体投标。
4.招标文件的获取
4.1 凡有意参加投标者，购标前必须完成供应商注册，已注册的投标人请勿重复注册。
4.2 购标途径：已完成注册的投标人请登陆在线完成招标文件的购买。
4.3 招标文件开始购买时间2023-03-03 14:00:00，招标文件购买截止时间2023-03-09 16:00:00。
备注：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查看详细的招标公告或报名表格等！为保证您能够顺利投标，具体要求及购买标书操作流程以公告详细内容为准
联系人：王 清
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