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：本工程新建八都光伏110kV升压站至金滩110kV变电站110KV侧单回线路，线路长32km，导线型号采用1×JL/G1A-300/40钢芯铝绞线，利用现状金滩110kV变电站110kV间隔1个做为本期出线，增加一次扩建内容及相应配套所有二次测控、保护、电能计量、防误闭锁装置、表计等。

吉水县八都镇200MW光伏发电项目（一期100MW）110kV送出工程包括以下内容：（1）110kV输电线路工程

（2）金滩110kV变电站110kV间隔改建工程；

（3）配套光纤通信工程。

2.2 其他：本项目为EPC总承包项目，不分标段（包）。内容包括（但不限于）：

（1）国水八都升压站-金滩110kV变电站110kV线路工程

吉水县八都镇200MW光伏发电项目（一期100MW）110kV国能吉水八都升压站位于位于吉安吉水县八都镇毛家村。金滩110kV变电站位于吉水县金滩镇工业园区。

本项目拟建线路本线路从吉水县八都镇200MW光伏发电项目（一期100MW）吉水八都升压站110kV出线构架开始，走线由八都光伏电站升压站朝西北出线后转向西南，途径八都镇、双村镇、醪桥镇、金滩镇，止于金滩镇110kV金滩变。主要走线为：由八都光伏电站升压站朝西北出线后转向西南，途径八都镇、跨过长坑水库到达马田村西北方向，左转朝西南途径双村镇，跨过匡秋坑水库，后继续朝西南至高速铁路隧道，从隧道上方跨过左转跨过35kV醪八II线#31-32档、35kV醪八I线#38-39档后，左转向西南方向走线，途经黄家边村东南侧后，左转跨过35kV醪八I线#29-30档、35kV醪八II线#24-25档后，向西南方向走线途经沙田，下穿110kV正醪线#44-#45档后，与正醪线平行走线，途经醪桥镇，右转下穿500kV庐文线，再次左转下穿110kV南陂电铁I线#8-#9档后，右转与南陂电铁I线平行走线，跨过县道X812、赣江后，左转到临津寺东南侧，再右转到星之光大道农田侧走线到周家边西北侧，后采用钢管杆沿星之光道路南侧，至金樟大道衔接路口，右转至白水路口，改为电缆敷设过金樟大道，右转至金滩变西侧，电缆敷设至新立单回路电缆终端塔后再接入金滩县110kV构架，本方案路径长约32km，其中电缆段0.3km，钢管杆段2.7km，角钢塔段29km。

本工程线路起点国能吉水八都110kV升压站，终点为金滩110kV变电站，途径八都镇、双村镇、醪桥镇、金滩镇；外送线路需要跨越赣江，跨江段1.6km，全路径在下穿金樟大道采用电缆敷设外，其余段均采用单回架空架设，本线路总长约32km，其中架空31.7km，电缆0.3km；本线路导线采用1×JL/G1A-300/40钢芯铝绞线，电缆采用ZC-YJLW03-Z 64/110 1×800，地线两根采用24芯OPGW光缆（跨赣江段采用48芯）。设计气象条件：10mm轻冰区（V=27m/s，C=10mm）；工程地形比例：泥沼70%，丘陵30%。

本工程线路基本沿平原及丘陵走线，线路塔基位都有可以利用的县道、村道全线交通条件较好。设计气象条件：C=10mm，V=27m/s。全线地形比例：丘陵30%，泥沼70%，主要交叉跨越统计表：

（2）金滩110kV变电站间隔改造工程

本期在金滩110kV变电站围墙内扩建110kV国能八都光伏间隔1个，所有扩建均在预留间隔内，不需额外征地增加与一次扩建内容相应配套所有二次测控、保护、电能计量、防误闭锁装置、表计等，二次电气部分延续前期模式，按新增间隔配置相应二次设备接入原有二次系统。

金滩变已配置1套110kV备自投装置，本期需完善联切小电源功能；金滩110kV变电站未配置110kV母线保护装置，本工程本期按最终接线型式及单元配置1套110kV母线保护装置；金滩110kV变电站前期已配置1套110kV备自投装置，以实现备用电源自动投切功能，本期要求该装置具备联切小电源功能；本期在金滩变110kV线路侧设置关口计量点，按照主/副表配置0.2S级关口计量表2块，计量关口点需配置有计量专用电压互感器线圈及电流互感器线圈；金滩变前期未配置电能质量监测分析装置，本期在金滩变新增1套电能质量监测分析装置，接入光伏线路侧电能质量信息

金滩变电站扩建工程本期设备选择表如下：

金滩变电站扩建工程本期土建建设规模如下：

（3）配套光纤通信工程

3.1光缆线路

G.652光纤在我国长途光缆通信工程中已广泛应用，它与业已成熟的OA、WDM技术相结合，可基本满足今后通信发展的要求，并能实现较长的再生中继距离，因此在我国《同步数字系列（SDH）长途光缆传输工程设计规范》中根据技术经济比较，结合工程实际，可选用G.652和G.655光纤。尤其是业务量大的省际骨干光缆拟应用高速率、多信道的WDM系统方式时，宜选用G.655光纤。从工程投资的角度考虑，G.652光纤较G.653、G.655都要经济、成熟。

国能吉水八都升压站---金滩110kV变电站本工程主要传输信息包括调度/行政电话、数据网络通道、继电保护通道等，新增信息量统计如下表：

本工程光纤路由随新建110kV单回路架空段线路普通段架设2根24芯的OPGW，光缆路径长度约2×30.6km，随跨江段线路建设2根48芯光缆路径长约2×1.4km。

3.2光纤电路

八都光伏至金滩110kV线路保护采用专用纤芯方式作为线路保护通道，需用占用OPGW光缆4芯（2芯+备2芯）。

根据光缆建设方案，光纤通信电路建设方案如下：

八都光伏需配置2套STM-4 ADM 1+1光传输设备，1套为江西省网光传输设备（接入省网阿尔卡特），1套为吉安地网光传输设备（接入地网奥普泰）。本配套外送工程在樟山变省网设备增加2块622M光板，开通樟山变至光伏622M 1+1省网电路（金滩变跳纤，接入省网阿尔卡特）；金滩变地网设备增加2块622M光板，开通金滩变至光伏622M 1+1地网电路（接入地网奥普泰）。

3.3其他通信设施

调度电话

国能吉水八都光伏电站升压站侧需配置2套调度用IAD设备，在吉安地调配置1套IAD机架式协转装置，1套承载在省网光传输设备上，另1套承载在地网光传输设备上。以此开通光伏电站～吉安地调的IAD话路，光伏电站～江西省调的IAD话路通过地调设备转接。调度电话采用IAD设备接入调度交换网实现，利用IAD设备开通光伏电站至省调及地调的调度电话。光伏站侧还需装设一门电信公网程控电话，提供光伏对外联络通信和通信备用。

3.4电气二次

3.4.1 二次系统部分

为满足八都镇光伏发电项目的接入需求，本期在110kV金滩变电站扩建1回110kV线路间隔。

本期延续前期模式，按新增间隔配置相应二次设备接入原有二次系统。

3.4.2系统继电保护及安全自动装置

1) 一次系统概况

金滩变前期110kV系统规模：单母分段接线。

金滩变本期及远景采用单母分段接线，本期扩建1回110kV线路间隔。

2) 系统继电保护现状

金滩变为常规变电站，与本期扩建相关的前期110kV系统继电保护配置情况如下：

110kV母线保护：无。

110kV故障录波柜：无。

继电保护及故障信息系统：继电保护故障信息处理不配置独立装置，其功能由一体化监控系统实现。

3.4.3  110kV系统继电保护

1） 110kV线路保护

本期新扩线路间隔配置1套光纤电流差动保护装置，组1面110kV线路保护柜。

本期新上的线路保护均采用光纤电流差动保护采用直达 OPGW 复合光缆中的专用纤芯通道，提供专用光芯 2 芯，备用光芯 2 芯。110kV线路光纤差动保护装置采用与八都镇光伏发电变电站侧相同型号产品。

2） 110kV母线保护、故障录波及网络分析、故障信息系统

根据接入系统报告要求，本期新上一套110kV母线差动保护装置，安装110kV线路保护屏上。

前期工程无配置故障录波柜，本期扩建间隔的无接入故障录波信息，建议业主后期改造配置。

故障信息处理同前期，由一体化监控系统实现。

3.4.4   安全稳定控制装置

本工程扩建1个110kV间隔，无需配置安全稳定控制装置。

3.4.5  调度自动化

110kV金滩变前期由江西省省调通中心和地调调度，本期工程扩建后调度管理关系同前期。

金滩变前期已配置独立的2套远动主机，本期沿用前期装置。

本期工程远动信息采集同前期，由新上间隔的测控装置进行采集。远动信息传送方式及通道同前期，利用原有设备进行传输，本期不新增远动设备。

3.4.6  装置及电能量远方终端

金滩变前期已配置一套电能量远方终端，电能信息经该电能量远方终端采用调度数据网络传输至地调端计费系统主站。本期新增电能表接入现有的电能量远方终端。

电能表配置：根据接入系统报告，用电计量关口表一般设置在产权分界处，因此本期扩建的110kV线路关口计量点设在本侧金滩变，本侧金滩变110kV新建线路间隔设置2个0.2S级关口表；本期新上110kV线路关口电能表柜1面。

3.4.7 调度数据网络接入设备

金滩变前期配置2套调度数据网接入设备，前期数据网满足本期接入要求，本期不需新增设备。

3.4.8二次系统安全防护

本站前期配置一套安全稳定控制系统，可满足本期接入需要，本期不需新增设备。

3.4.9 变电站自动化系统

1) 站控层设备

前期配置一套完整的变电站自动化系统，前期配置的站控层设备可满足本期接入需要，本期不需新增设备。

2) 间隔层设备

测控装置：本期新增1套110kV线路测控装置，组屏安装于110kV线路保护柜上。建议采用本站前期综自后台东方电子有限公司产品。

3.4.10 站用交直流一体化电源系统

本期工程直流电源从前期直流系统的预留回路引接。

3.4.11  全站时钟同步系统

同步时钟系统前期已上，本期工程对时从前期已上同步时钟系统的预留回路引接。

3.4.12 五防系统

前期已配置一套五防系统，本期利用原有系统扩建间隔五防锁具，采用前期珠海优特五防产品。

3.4.13 智能辅助控制系统

前期已设置一套火灾报警系统和一套图像监视系统，火灾报警系统可满足本期要求，无需新增。

3.4.14电能质量监测系统

根据系统接入报告，金滩变侧按要求配置一套电能质量监测分析装置，组屏安装于110kV线路保护屏上。

3.4.15 二次设备屏柜布置

本期新增1面110kV线路保护测控柜、1面110kV线路关口电能表柜安装于主控室内，由于主控室内无预留屏位，本期需新建两面屏位置，具体详见附图（二次设备室屏位布置图）。

3.4.16 光缆/电缆敷设及抗干扰措施

通信工程设备材料需求清单

工程设备主材需求一览表：

 注：1、110kV线路的OPGW光缆、金具等材料在线路部分中计列。

2.1.3特别提醒事项

承包人负责本EPC工程设计、设备采购、施工、调试和整体性能保证等，包括但不限于本工程的前期工作、设计、供货、安装、施工、调试、试运行、投运、电网接入及相关政策处理、消缺、性能质量保证、工程质量保修期限服务、最终交付、其他技术服务,最终通过电网公司、电力质监及项目单位的各类验收，按标准投产预移交等全过程总承包工作。其中前期工作、调试验收、其他补偿协调等工作说明如下：

（1）关于工程范围，由发包人承担的工程前期费用包括：可研报告编制及评审、消纳分析报告编制及评审、接入方案编制及评审，其余如：地灾报告编制及评审、用地预审及规划选址专题报告编制并取得选址意见书，水保方案编制及评审、环评方案编制及评审、压覆矿评估报告编制和及评审、安评报告及评审、林勘报告编制及评审、生物多样性评价、线路核准等涉及到线路最终验收需要的均由承包人负责。

（2）除非合同明确约定，否则不论合同文件是否提及、承包报价高低，凡涉及本工程前期各项政府审批（除发包人前期已发生的费用）、各项专题报告编制评审及批复工作、政策处理、青苗补偿、技术服务、设备采购、建筑安装、试验、检查测试、电网接入及相关政策处理、临时性用地、调试试运、验收等相关方面的全部工作内容及费用均由投标方负责。本文件中存在的与设计、数据、规格或方法有关的任何缺陷、错误或疏漏，均不能减轻或免除承包人应承担的责任。

（3）投标人负责本工程所需的征（租）地费用、青苗补偿、迁坟赔偿、地上附着物补偿、渔业补偿、退养补偿、树木砍伐补偿、临时施工占地赔偿、跨越铁路和公路所涉及费用；负责施工用地、运输通道和施工协调等工作；负责办理土地证、用地规划许可证、建设工程规划许可证、林业砍伐许可证等工程所需全部证照。投标人需充分了解掌握工程现场实际情况，和补偿协调工作的艰巨性、复杂性，审慎考虑报价费用。

（4）凡本标段工程在设计、施工、验收、投运过程中，需与电网公司协调、配合等所有工作及费用，涉及对侧间隔母线电压互感器试验及间隔侧电流互感器试验、关口表校验、光纤测试报告为本送出工程供货范围及施工范围均由承包人负责。

    2.2 其他：计划工期：计划于2023年10月24日开工，2023年11月30日完工且具备带电条件。具体开工日期以招标人或监理人通知为准。总工期38日历天。

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证书；或工程设计电力行业乙级及以上等级资质证书；或工程设计电力行业（送电工程）专业乙级及以上等级资质证书；

    （3）投标人须具有并提供有效的电力工程施工总承包三级及以上等级资质证书和有效的安全生产许可证。

    （4）投标人须具有并提供有效的承装（修、试）电力设施许可证书，其中：其中承装、承试要求三级及以上资质。

    【2】财务要求：/

    【3】业绩要求：2018年9月至投标截止日（以合同签订时间为准），投标人须至少具有110kV及以上输电线路工程EPC总承包业绩2份（联合体投标的，以牵头方业绩为准），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完工的材料（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工程建设类执业资格注册证书（若执业资格国家未开展注册，可提供执业资格证书）或高级专业技术职称证书。

    （2）项目经理须至少具有1个110kV及以上输电线路EPC总承包项目经理的经历（联合体投标的，以牵头方业绩为准）,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：（1）投标人须提供拟任设计负责人有效的勘察设计注册工程师执业资格注册证书（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110kV及以上输电线路设计负责人的经历，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：（1）投标人须提供拟任施工负责人有效的二级及以上建造师执业资格注册证书（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110kV及以上输电线路施工负责人（或项目经理）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：/

    3.2 本项目接受联合体投标。联合体成员不超过两家，联合体牵头单位由设计单位或施工单位承担。联合体须提供联合体协议书，明确联合体牵头单位、各成员承包范围、职责分工。联合体各方不得再以自己名义单独或参加其他联合体在同意标段投标。本项目由联合体牵头单位负责本项目投标报名、递交投标文件等相关事项。

4.招标文件开始购买时间2023-09-28 10:00:00，招标文件购买截止时间2023-10-07 16:00:00。