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：本项目共划分为一个标段。
2.1.1项目概况：本风电场共选定4个风机位，规划总容量为35MW。项目位于吉林省永吉县西部一拉溪镇辖区内，风电场中心坐标为北纬47.7717°、东经126.0837°。风电场中心距永吉县直线距离约36km，距长春市直线距离约63km。拟选风电场场址地貌为平原地区，地类以农用地为主，地势较为平坦。
本项目共安装4台风力发电机组，风力发电机组出口额定电压暂按1140V。风机经附近的箱式变电站（以下称“箱变”）升压后将电量送出，风机与箱变采用“一机一变”单元接线方式，风力发电机组配置变压器容量选择9.2MVA。箱变暂按布置在距风机约15m处，风机地面控制柜（位于塔筒底部）与箱变采用3kV电缆连接。
根据本风电场规划容量，装机规模、风机布置位置，考虑到线路的损耗及造价方面，风机箱式变高压侧推荐选用35kV电压等级。风电场集电线路接线为汇流干线方式，根据《风电场工程电气设计规范》35kV线路输送能力、风电场装机规模、风机布置、地形特点等因素，对风机进行分组，现4台风机分为两组，其中C01,C02,C03风机位于升压站北侧，此三台风机为一条集电线路，C04风机单独位于升压站南侧，单独一条集电线路。
本工程总容量35MW，风电场规划1座66kV升压站，送出1回66kV线T接附近66kV线路，导线截面150mm2。最终方案以本工程接入系统报告审查意见为准。
升压站安装1台容量为40MVA主变压器，主变压器选用三相、双绕组、低损耗、有载调压自冷电力变压器，66kV侧采用单母线接线，主变低压侧分设置1段35kV母线，采用单母线接线，不设分段开关。
本工程升压站66kV配电装置采用户内预制舱式GIS组合电器；主变压器布置在35kV屋内配电装置与66kV配电装置之间；35kV配电装置采用预制舱内柜式布置。
2.1.2招标范围：本项目为EPC总承包项目，项目建设范围内的勘察设计（风电场区、道路、环水保、35kV集电线路、升压站等工程）；采购（风电机组、塔筒、锚栓、主变、箱变除外）、所有设备和材料(含备品备件和专用工具)的采购和供应；风电场区、道路、35kV集电线路、升压站等所有建筑工程和安装工程的施工（含临时工程、消防、环水保、外来电源等）；项目全系统调试及试验、相关开工及并网手续办理、试运行、验收、档案资料移交等施工总承包一揽子工程（工程建设监理、造价咨询、发包人采购设备监造除外）。包括不限于：
（1）勘查设计：自可行性研究完成后至全面竣工投产的全部勘测设计工作。主要包括（不限于）：风力发电场区[含风机基础及接地、桩基设计及优化（含试验桩及检测，出具检测报告）、吊装平台、风机箱变基础及接地、35kV集电线路、配套66kV升压站(含升压站内各建筑物、主变、站用变、GIS、SVG系统、照明、通讯、消防等公用系统等)、进站道路、检修道路、施工道路，微观选址复核、初步设计、施工图、竣工图阶段等的全过程勘察以及设计工作。设备类现场技术服务等的设计及管理工作，设计需得到发包人书面批准实施。承包人需完成技术交底、设计工代，派出设计代表驻现场解决施工出现的与设计相关的技术问题等现场服务工作，以及根据现场地形及征地调整所进行的动态设计工作，与本工程全容量并网及竣工相关的所有工作。承包人不能私自更改项目可研、初步设计方案，如发生技术变更，变更方案必须报监理及发包人书面同意后才能实施。
勘察主要包括但不限于：风场机位、升压站、集电线路、风场道路等详勘；风场区地形图测绘；机位、升压站、风场内道路地形图测绘；风场集电线路断面测量；如在施工过程中个别风机机位、局部道路发生变化,需负责地形图补测；勘察内容以满足施工图设计深度需求为准。
设计工作包括但不限于：项目初步设计到竣工验收阶段的全部设计工作，初步设计阶段包括但不限于编制初步设计技术文件及概算，接受初步设计文件的审查；编制设备技术规范书、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、现场施工图，完成相关部门施工图纸审查工作；编制安全设施和消防设施、职业卫生防护设施设计专篇、环境与水土保持设计专篇及施工设计，施工图纸技术交底、现场交桩、派出设计代表驻场服务。竣工图阶段：依据业主确认的现场修改资料编制竣工图，竣工图纸需经业主审查。项目全过程所需相关专项报告编制，并按照要求组织进行审查、报批或备案。
承包人应符合国家、行业现行标准规范相关规定进行设计并满足要求。
（2）物资供货
风机（含塔筒和锚栓）、主变、箱式变压器设备为发包人提供，风机（含塔筒和锚栓）、箱式变压器设备由设备厂家运送至风机机位点，承包人负责卸车；主变压器由设备厂家运送至升压站指定地点，承包人负责卸车。
承包人负责发包人提供设备以外的其他设备及材料包括但不限于：调相机（若有）、GIS 组合电器、微机监控及保护设备、站用变压器、开关柜（断路器）、SVG无功补偿装置、通讯、自动化、五防系统、涉网、计量等设备，电缆（含光缆）、电缆终端（中间）接头、35kV集电线路等材料，施工所需的塔材（若有）、线材（若有）、接地材料、安装附件及与本项目相关的其他设备材料的采购、监造和运输，负责所有材料、专用工具、工器具（安全工器具必须进行第三方检验合格）、消耗品采购，承包人负责上述设备及材料的卸货、二次倒运（含堆场）、场内外运输、保管、管理、监造及移交等工作及其所产生的全部费用。满足智慧化风场设备技术要求。
供货边界：包含项目全部设备材料（送出工程相关设备材料除外）。
（3）工程施工
场内施工包括但不限于：所有建筑工程、道路工程（包括进场道路、场内道路、进站道路，含新建道路和利旧道路修复）、风机基础工程（含试桩、桩检测、沉降观测等）、35kV集电线路施工工程、升压站新建建筑安装工程、调相机施工工程（若有）、消防工程、接地工程及附属工程、给排水工程、场内通信工程及临水临电的施工，大件设备运输过程中涉及的跨越（穿越）、迁改线、拆迁、协调、成品看护等，工程完工后的绿色植被恢复、环境保护、水土保持等工程，征占永久、临时用地手续办理和施工协调及过程中的各类协调、验收，全部设备安装和调试（包含升压站特殊试验、升压站分系统调试、升压站整套启动调试）工作，负责配合由招标人委托第三方进行的工程各类检验、试验、检测等，系统调试和启动试运工作，负责工程单体调试、负责地方相关部门、电力质监部门和电网公司的验收工作（包括项目报装及并网手续办理）及其所产生的全部费用，满足智慧风场施工技术要求。
各种永久标识包括但不限于：按国家及行业标准完成所有设备标识、安全标识牌、交通标识、消防标识、生活标识、警示标识等标志标识的制作、挂牌工作、所有安全标识警戒线(含材料购买，并符合基建、生产管理标准要求)。
承包人在报价时应充分考虑以下因素：1）自行考虑施工降水费用。2）自行考虑施工措施及支护费用。3）自行考虑回填料外购因素及费用。4）自行考虑设备、材料、临建设施、土石方、弃土、弃渣、弃石等的场地及费用。5）自行考虑冬雨季施工费用。6）自行考虑施工用水、用电、通讯及洒水降尘、临时绿化、施工宣传、正式工程标识等费用及相关手续办理。7）本标段材料检测、沉降观测由发包人委托第三方检测机构实施，相关费用由承包人负责。安装部分材料检测由承包人负责。
（4）设备的试验及调试包括但不限于：升压站特殊试验、升压站分系统调试、升压站整套启动调试，主变、箱变、各规格电缆、电气一次设备系统、电气二次设备系统、通讯系统、消防系统、后台监控系统、视频监控系统安装设备及保护定值整定等。场区内所有设备及线路“五遥”（遥测、遥信、遥调、遥控、遥视）功能接入升压站并配合调试；一次调频装置性能测试并通过电网验收，满足发包人后台数据远程传输要求；设备第三方检测，稳控装置、继电保护整定的计算、SVG性能测试，AVC/AGC性能测试，通信工程技术服务，电能质量测试、场站电磁暂态仿真建模、机电暂态仿真建模、二次安防等保测评、电气设备特殊试验、涉网试验等；信息安全等级测评、安全风险评估、漏洞扫描报告等涉及到并网的相关试验及报告编制等。所提供的并网检测服务满足国家、行业、国家电网的相关要求。
风机的试验、调试及性能测试由风机厂家负责，承包人提供相应的配合服务。
（5）永久占地与临时占地
本项目永久占地（除土地出让金以外）与临时占地的所有工作及发生的全部费用均为承包人的范围。
本工程升压站（含进场道路）、风机基础、箱变基础、集电线路杆塔基础为本项目永久占地。
临时占地：由于施工作业面、设备转场、施工期间道路加宽等因素而发生的土地征用均视为临时占地。上述内容相关手续由承包人办理，但需服从地方职能部门的统一安排，同时负责支付临时占地费用（包含为满足本工程建设需要，所需增加的临时占地费用）。临时占地包括除永久占地以外的为满足项目建设所需的所有其他用地，包括但不限于施工临建、加工厂、临时堆场、施工道路、直埋电缆、吊装平台。临时占地费用包括为满足临时占地所发生的一切费用，包括但不限于为办理临时使用草原审批、临时使用林地审批和临时使用一般农田土地审批所发生的临时占地补偿、植被恢复费、复垦保证金（如需）、临时占地勘测定界报告、植被恢复方案编制、土地复垦方案编制（如需）等补偿及专项报告编制费用。
若地方林业、草原、国土等主管部门要求办理临时用地手续（包括但不限于为办理临时使用草原审批、临时使用林地审批和临时使用土地审批所发生的植被恢复费、复垦保证金等）需由承包方缴纳费用。
（6）手续办理
手续办理包括但不限于：承包人负责供货范围内所有设备的运输及相关通行手续办理（包含招标人提供设备），场外公共道路、桥梁的维护、加固，破坏修复等。升压站初步设计评审、建设用地手续、草原手续、开工合法性手续办理、并网手续的办理，特种设备、地方国网质量监督中心站验收等与本工程相关的全部的有相关部门、电网公司要求的合法合规手续办理工作。合规手续办理应满足工程进度要求。由于办理相关手续必须完成的专项报告的编制及有关措施的实施均包含在本次招标范围内。负责办理设备编号、线路命名、电能质量测算、保护定值、等保测评方案编制及备案、电能表计及相关设备的校验和验收、电力公司并网验收、电力工程质量监督检查并取得最终监督报告和并网协议、并网调度协议、电力业务许可证及购售电合同办理、并网验收手续并取得批复、一区一集控验收等全部验收服务，承担本项目涉及的审查及验收相关费用。负责办理项目开工的行政许可文件，包括但不限于本项目永久及临时征地、草原手续、电力业务许可证、建设用地规划许可证、建设工程规划许可证、施工许可证、不动产证、消防图审及报备等。如承包人中标后在60日内未能办理完成项目开工的行政许可文件，项目永久征地及临时征地手续，则甲方有权解除合同，同时承包人应赔偿因未能办理完成手续给发包人带来的一切损失，且处罚合同额10%的资金作为处罚。
（7）专项验收
包括但不限于：安全验收、土地复垦验收、表土剥离验收、环评验收、水保验收、植被恢复验收、安全预评价验收、职业病预评价验收、消防验收、接地验收、全过程档案管理、移交及归档等专项验收工作包含在本次招标范围内，验收后均需由发包人确认，并取得政府管理部门相关验收文件方可算完成验收。由于专项验收而产生的报告编制、第三方监理、检测、评审、协调所产生的费用包含在投标报价中。
（8）移交运行
移交运行：在完成本工程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240小时后，完成消缺，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。在全容量投产验收移交前，投标人承担整个项目的建设发电生产运行及维护（包括调度两个细则考核），并提供各类培训及质保期内的服务。各阶段电量收入均归招标人所有。
（9）沟通协调
承包方负责项目全过程的协调工作，所产生的费用均包含在投标总价中。
（10）工程创优
本工程力争取得电力行业优质工程奖，并至少取得QC成果1项。
2.1.3计划工期：计划开工时间2026年4月1日；计划全部并网时间：2026年12月31日。（开工时间以招标人书面通知为准）
2.1.4项目地点：本项目位于吉林省吉林市永吉县一拉溪镇。
2.1.5质量要求：本工程的质量验收标准应符合国家、当地电网及公司的技术规程、规范。
1）设计要求的质量标准：（1）实现高水平达标投产，主要技术经济指标达设计值，创国内同地区、同期、同类型工程先进水平。（2）工程项目的质量达到现行的国家标准和规程、规范要求，实现工程及设备安全、稳定、经济、环保、长周期运行。（3）不发生质量事故。
2）施工要求的质量标准：达到国家标准施工规范，达到设计技术要求。
3）货物要求的质量标准：投标人须提供全新制造、技术先进、性能稳定、安全可靠、包装完整的成套设备，包括从供货、安装、调试到正常运行所需的全部部件，以及相应的技术服务。
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乙级及以上资质；或工程设计电力行业（风力发电）专业乙级及以上资质；或工程设计电力行业（新能源发电）专业乙级及以上资质；或电力工程施工总承包三级及以上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：2021年1月至投标截止日（以投运时间为准），投标人须至少具有35MW及以上风电场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）。注：如合同中无法体现35MW及以上风电场的，须补充提供证明材料，否则该业绩不予认可。
【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个国内35MW及以上风电场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）。注：如合同中无法体现35MW及以上风电场的，须补充提供证明材料，否则该业绩不予认可。
【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个国内35MW及以上风电场EPC总承包项目设计负责人的经历，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）。注：如合同中无法体现35MW及以上风电场的，须补充提供证明材料，否则该业绩不予认可。
【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二级及以上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个国内35MW及以上风电场EPC总承包项目施工负责人的经历，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）。注：如合同中无法体现35MW及以上风电场的，须补充提供证明材料，否则该业绩不予认可。
【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：本项目为EPC总承包工程，若投标人仅满足本章3.1“资质条件和业绩要求”中对设计或施工单位的要求，须开展施工或设计分包，分包单位须满足分包内容（施工或设计）相应的资质要求；若投标人明确不分包，则须同时满足本章3.1“资质条件和业绩要求”对设计和施工单位的要求；若投标人未明确是否分包，则按不分包认定，须同时满足本章3.1“资质条件和业绩要求”对设计和施工单位的要求。
3.2 本项目不接受联合体投标。
4.招标文件的获取
招标文件开始购买时间2026-03-09 11:00:00，招标文件购买截止时间2026-03-16 16:00:00。
购买招标文件的投标人,请联系办理供应商会员事宜，未在中国电力招标采购网（www.dlztb.com）上注册会员的单位应先点击注册。成为正式供应商后根据招标公告的相应说明在线完成招标文件的购买!为保证您能够顺利投标，购买标书及具体流程联系 010-51957412
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