招标信息

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35kVⅠ、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

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（https://www.tianyancha.com/）查询投标人实际控制人、股权结构；

3.1.7没有纳入国家电投集团公司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”（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（http://zxgk.court.gov.cn/）公布信息为准；

3.1.10没有处于国家电力投资集团有限公司或国家电投集团云南国际电力投资有限公司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）电力设施许可证三级及以上资质，并满足以下要求的资质之一：

（1）具备水利水电施工总承包三级及以上资质；

（2）具备水利水电机电设备安装工程专业承包三级及以上资质；

（3）具备电力工程施工总承包三级及以上资质；

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个月在国家电投集团公司系统未发生人身死亡事故，并提供承诺。

3.2.3承包商未被列入国家电投集团云南国际电力投资有限公司黑名单库，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12

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

(登录后查看)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）。

4.3招标文件价格

购买招标文件需支付招标文件成本费，招标文件价格详见《招标范围》。招标文件自愿购买，一经售出，费用不退。

本招标项目仅供正式会员查看，您的权限不能浏览详细信息，请联系办理会员入网事宜，成为正式会员后可下载详细的招标公告、报名表格、项目附件和部分项目招标文件等。

联系人：徐经理
手机：13641172550 (欢迎拨打手机/微信同号)
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