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 35kV Ⅰ、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 

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 查查詢投標人實際控制人、股權結構；

3.1.7 沒有納入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 ”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 網公布信息為準；

3.1.10 沒有處于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 可證叁級及以上資質，并滿足以下要求的資質之一：

（1）具備水利水電施工總承包叁級及以上資質；

（2）具備水利水電機電設備安裝工程專業承包叁級及以上資質；

（3）具備電力工程施工總承包叁級及以上資質；

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）。