11月18日，西藏开发投资集团有限公司就西藏开投安多县土硕100MW光热+800MW光伏一体化项目光热部分EPC总承包招标项目发布公开招标公告。

项目概况：

本项目拟建设100MW熔盐塔式光热电站位于西藏那曲市安多县帕那镇东部约17.5km处，为唐古拉高山区，地貌类型为河流侵蚀堆积宽谷地貌，场址区地形较平坦，局部略有起伏。场址海拔高程在4645m-4657m之间，总体地势北高南低，由北向南缓倾，坡度平缓，整体自然坡度约为0.5-1.0%。区内局部发育有宽浅冲沟，冲沟一般宽约5m-10m，深一般0.3m-0.5m。场地当前为一处草场，植被以草甸为主，地表出露地层主要为耕植土层，浅黄色，稍湿，松散，以粉细砂为主。

项目光热发电工程装机规模1×100MW，采用熔盐塔式技术路线，镜场总采光面积不小于80万平方米，储热时长不小于8h（以汽轮机额定效率折算等效储热8h），储热介质与传热介质均选用二元熔盐，其质量组分40%KNO3+60%NaNO3。本项目采用发电机-变压器-线路组接线，220kV配电装置采用户内GIS布置，GIS采用电缆出线接入到光伏项目配套的220kV升压站，出线长度约1.6km（接入系统方案最终以接入系统审查意见为准）。光热发电工程集控中心可以实现对一期125MW光伏、二期275MW光伏+100MW光热、新能源100MW的集中监视与控制。

配套新建220kV升压汇集站工程，利用已建成110kV升压站预留场地及新增征地建设。规划建设2台200MVA主变压器，本期建成2台，其中1台主变采用三相三绕组有载调压变压器，另1台主变采用三相双绕组有载调压变压器；220kV侧电气主接线为单母线接线，规划1回出线及1回100MW光热进线；110kV侧电气主接线为线变组接线，规划1回电缆进线（一期125MW光伏工程）；升压汇集站电气主接线最终以接入系统设计及其批复意见为准。

配套改造110kV升压站工程，对已建成110kV升压站进行改造，改造110kV升压站位于新建220kV升压站南侧，原110kV升压站，110kV侧电气主接线为线变组接线，架空出线，本期将110kV架空出线形式改为电缆出线，采用110kV电缆接入新建220kV升压汇集站110kV侧。

招标范围：

保障本项目1×100MW熔盐塔式光热电站及配套的新建220kV升压汇集站、已建110kV升压站改造工程、一体化集控展示中心（与光热工程集控室合建，含集中供氧）按期投运及竣工验收而开展的全过程勘察设计（可研除外），以及与项目有关的设备（含甲定乙购：聚光集热系统、蒸汽发生系统、热力系统）和材料（含熔融盐的供应及化盐服务）采购供应、设备材料监造、保管；建筑工程（包括通水、通电、通路、通讯、通气、地基处理、场地平整及防洪工程等）、安装工程（包括甲定乙购设备安装）、临时工程、取水工程、环保工程、水土保持工程等施工；项目管理、调试、试运行、移交生产、专项验收、功能试验、初步验收、性能试验、达标创优、竣工验收；科研课题研究、技术服务、培训、配套服务、3年运行维护等，以及缺陷责任期及质量保修期服务（含缺陷责任及质量保修责任的整改、修复、替换、完善等）等满足工程竣工验收内容。包括但不限于以下内容：

（1）工程勘察设计（可研除外）

本项目1×100MW熔盐塔式光热电站及配套的新建220kV升压汇集站、已建110kV升压站改造工程的工程勘察（包含常规岛地震灾害评价钻探）、初步设计、工程概算、技术规范书、施工图设计、竣工图设计、工程预算、配合业主委托第三方审查施工图（含费用）、施工图技术交底、工程量清单、设计优化或者设计变更、工程建设全过程设计服务等。向招标人（或项目业主）交付的成果包括但不限于：工程详勘文件、初步设计文件、施工图设计文件、竣工图文件、其他设计相关文件及相关第三方审查意见文件。对于设计工作必须包含但不限于以下专题报告：光热项目汽轮机本体疏水专题报告、熔盐泵选型专题报告、汽轮机选型专题报告、化盐专题报告、定日镜选型及镜场优化布置专题报告、熔融盐系统加热、伴热系统专题报告，吸热器系统参数控制

策略及镜场智能调度专题报告，动力岛区总平面布置优化专题报告、一体化项目（100MW光热+400MW光伏+新能源100MW）集中控制方式专题报告等。

（2）设备、材料、临时设施的采购供应

项目建设所需的一切设备、材料（含熔融盐的供应及化盐服务）、临时设施（含拆除）、环保水保设施等均由投标人负责采购供应、运输（含运输保险及倒运）、保管、安装。其中聚光集热系统、蒸汽发生系统、热力系统采用甲定乙购形式。除甲定乙购设备外，其余均为投标人负责，投标人采购的主要设备和材料须向招标人（或项目业主）提供供应商短名单，经招标人（或项目业主）审核同意后方可采购。甲定乙购部分包含以下项目：1）聚光集热系统甲定乙购部分，供货范围包括但不限于：①定日镜本体（含镜片、支架、连接件、传动部件、立柱及附件）；

②镜场电气系统（镜场变压器、电缆等）；

③镜场控制系统（含控制系统内部通信）；

④镜场其他辅助系统（含校正系统，气象系统，清洗车，镜场内部配电系统，镜场供货设备的火灾报警及其监控系统、线缆接线端子、红外相机及其附属设备）；

⑤吸热器本体（转换层平台以上所有设备、熔盐管道、缓冲罐及相关设备）；

⑥吸热器配套设备（电气系统、仪控系统、监控系统、消防及火灾报警系统、压缩空气系统）；

⑦其他附属设施设备；

⑧备品备件、专用工具等。

2）蒸汽发生系统甲定乙购部分：

①设备本体（包含预热器、蒸发器、汽包及升下降管、过热器、再热器）；

②设备本体阀门仪表及附件（包括但不限于：设备本体疏盐、排气、取样、充氮保护等接口所需阀门及附件，SGS系统所需的主动、被动安全阀门及必要监测仪表）；

③备品备件、专用工具(不含设备间连接管道)。

3）热力系统甲定乙购部分：

①汽轮机回热系统，包含各级抽汽逆止阀及其控制系统中的设备，低压加热器及其附件；

②汽轮机轴封供汽系统，包含轴封加热器，轴封管道，仪表等；

③汽轮机凝汽系统：三级减温减压器及其控制系统（包括节流阀、隔离阀，消能装置等），凝结水箱及其仪表附件；④汽轮机疏水系统，包含疏水管道及其疏水阀门，疏水扩容器及其相关仪表等；

⑤汽轮机润滑油系统，包含润滑油泵，油烟风机，油箱，滤油器，冷油器及管道等；

⑥汽轮机顶轴油系统（顶轴油泵及附属阀门、管路）⑦汽轮机控制系统，包含DEH,ETS,TSI系统；

⑧汽轮机本体及辅助系统热工仪表及设备；

⑨汽轮机末级叶片安全监测系统；

⑩发电机本体：包含底板、地脚螺栓、冷却器、电加热器、发电机出线铜排、安装材料、发电机本体相关的测温元件、现场接线盒以及接线盒与测温元件之间的预制电缆；测量振动信号的相关支架；

⑪励磁系统：包含AVR自动励磁电压调节器、包括试验、调试转接插件及专用仪表等、励磁电源系统设备、硅整流系统设备、自动调节励磁装置、自动灭磁装置、过压保护、交直流励磁接口、转子过电压、接地保护装置、电压、电流互感器、变送器、起励装置等；

⑫备品备件、专用工具等。

（3）本项目全部工程施工

包括但不限于光热厂区（不限于聚光集热系统、储热系统、蒸汽发生系统、热力系统、水处理系统、供水系统、电气工程、仪表与控制系统、附属生产工程等主辅生产工程）、配套的新建220kV升压汇集站工程、已建110kV升压站改造工程与厂址有关的单项工程（不限于交通运输工程、水质净化工程、补给水工程、地基处理工程、厂区、施工区土石方工程、临时工程、线路工程等）、进场道路、场内检修道路、集电线路、厂区围栏、防洪、安全设施标准化（含围栏、标识、标牌，满足安全设施标准化清单）、地基处理及场地平整、临时设施施工及拆除（包括施工及生活用水、用电、用风，临时办公生活房屋及设施，混凝土拌合系统）、场地清理（含迁改、拆除等）、环境保护及水土保持、

设备材料保管运输及二次倒运等；环境保护及水土保持设施、设备、材料物资保管及倒运、建设期工程保险（含工伤保险、人身意外伤害险）等。

（4）本项目全部安装工作

包括但不限于项目建设所需的一切设备安装工作。

（5）本项目全部调试工作

包括但不限于工程施工安装、调试、试验（含投标人特殊试验，并委托具备资质条件的第三方单位）及检查测试(含电科院和国网公司要求的各类认可、测试、试验和必须取得的报告)、文件，不限于配合质量监督、技术监督等，费用已包含在总价内；单体调试、分系统调试、整体调试、整机启动、联调、试运行等。

（6）配套的新建220kV升压汇集站建设工作

满足一期125MW光伏接入（含新增一期125MW光伏至新建220kV升压站接入110kV线路、改造及电气设备采购、调试），满足二期275MW光伏接入（含电气设备采购、调试）。包括但不限于勘察设计、土建工程、设备采购及安装、调试等工作。

（7）本项目业主方拎包入住，工作范围包含所有建筑物的室内装修装饰（含窗帘）、室外装修装饰，通风、空调、暖通、供氧及消防系统，办公及生活设施、设备及家具配置齐全（标准：设施、材料等均采用国内一线品牌，所配置设施满足生产生活需求）。

（8）负责本项目开工仪式筹办，标志标牌及宣传标语制作安装，达标创优，生产培训及3年期运行维护【含运行维护人员、

生产工器具、消耗性材料及备品备件（含二元熔盐的损耗量）】等工作。

（9）其他服务工作

包括但不限于负责涉网试验、试运行、负责办理并网手续、消缺、培训、验收和最终交付投产、质保等，同时也包括所有材料、备品备件（3年）、专用工具（3年）、消耗品（3年）以及相关的技术资料等；通讯网络（作为后期生产用通讯设施，含投运后两年网络费）；项目管理、以招标人（或项目业主）名义协调（含电网、政府），工程验收（含防雷检测、质量监督、技术监督、安全性评价等各项专项验收等，水保、安全设施、环保、职业卫生专项、消防、等保测评等验收）、压力容器及特种设备注册登记办理使用证、达标创优、竣工验收、科技创新、档案竣工移交归档以及质保期内的服务。光热项目场区征租地工作由招标人（或项目业主）完成，承包人负责在施工结束后恢复原始地貌。施工临时用地租赁由招标人（或项目业主）负责，其他费用均由投标人承担（如土地补偿、青苗补偿、迁移补偿、其他地上附着物补偿、安置补偿、农网（通讯）线路改迁等）。

投标人主要资格要求：

1、业绩要求：投标人（牵头人）2018年1月1日至投标截止日前（以合同签订时间为准）具有至少1项已完工的50MW及以上光热发电工程EPC总承包业绩或1项正在实施的100MW及以上光热发电工程EPC总承包业绩（业绩证明至少包含合同首页、签字盖章页等材料，国外业绩证明需提供对应的中文译本并加盖投标人公章）。

2、主要人员要求：

（1）项目总协调人：须是所在单位领导班子成员且为副职及以上职位，负责项目总协调。每季度到场一次，提供投标人公司或上级单位任命文件。

（2）项目经理：具有高级工程师及以上技术职称和有效的安全生产考核合格证（B证），一级注册建造师执业资格，至少具有1个担任光热项目负责人（或项目副经理及以上）的经历，提供能证明光热项目负责人（或项目副经理及以上）的业绩证明。

（3）设计副经理：具有高级工程师及以上技术职称、有效的勘察设计类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），至少具有1个担任光热项目设计总工程师（或设计副经理）的经历，提供能证明设计负责人（或设计副经理）的业绩证明。

（4）施工副经理（或总工或技术负责人）：具有工程师及以上技术职称、一级注册建造师执业资格、有效的安全生产考核合格证（B证），至少具有1个担任光热EPC总承包项目副经理及以上的工作经历，提供能证明项目副经理及以上工作经历的业绩证明。

（5）安全总监（或安全负责人）：具有注册安全工程师证资格证书和安全生产考核合格证书C证、具有10年及以上相关工作经验，至少具有1个担任项目安全总监（或安全负责人）的管理经历，提供能证明安全总监（或安全负责人）的业绩证明。

（6）机电安装副经理：具有高级工程师及以上技术职称、具有8年及以上机电安装经历，至少具有1个担任光热或火电项目机电安装副经理及以上的工作经历，提供能证明机电安装副经理及以上工作经历的业绩证明。

3、 联合体投标 

本项目允许联合体投标，由设计单位负责牵头，联合体成员 数不超过 2 家。联合体分工须在联合体投标协议中明确，且应符 合相关资质要求。在合同谈判阶段或合同履约阶段招标人（或业 主）有权对联合体分工进行调整，联合体各方必须无条件接受。

公告原文如下：