江门川岛一、二海上风电集中送出工程项目陆上集控中心建安工程已具备招标条件，现对该项目进行国内资格后审公开招标。
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：2.1.1项目概况：江门川岛一海上风电场址位于江门市西南侧海域、西侧紧邻阳江帆石场址，东南侧为领海线。场址东北侧距离下川岛约53公里，距离上川岛约64公里，距离北侧珍稀物种保护区超过11km，距离大帆石海洋保护区超过25km，距离北侧川岛二场址约1km。规划装机容量40万千瓦，场址面积47平方公里，场址中心离岸距离约68km。
江门川岛二海上风电场址位于江门市西南侧海域、西侧紧邻阳江帆石场址，东南侧为领海线。场址东北侧距离下川岛约50公里，距离上川岛约60公里，距离北侧珍稀物种保护区超过6km，距离大帆石海洋保护区超过20km，距离南侧川岛一场址约1km。规划装机容量40万千瓦，场址面积52平方公里，场址中心离岸距离约62km，水深介于39m～45m之间。
江门川岛一海上风电项目、川岛二海上风电项目规划装机容量均为400MW，总送出容量为800MW。川岛一、二风电机组发出电能均通过66kV集电海底电缆接入位于江门川岛一、川岛二海上风电场址中间预留通道东侧的一座500kV海上升压站，升压后通过2回500kV海底电缆送至海上无功补偿站，进行中间无功补偿，再送至登陆点。海上无功补偿站布置在500kV送出海缆中部区域，登陆点位于江门市台山市赤溪镇南部、台山电厂大坑水库入海口处北侧岸线。送出海缆从该段岸线登陆后采用电缆的方式接入位于国能粤电台山发电有限公司东北侧的陆上集控中心。
海上升压站拟布置2台525/66kV容量为425MVA的主变压器，500kV侧采用2个线变组接线，66kV侧采用二组单母接线。500kV海上无功补偿站拟布置4台525kV容量为262.5Mvar的三相一体自然冷却油浸式并联电抗器及500kV隔离开关及接地开关，500kV配电装置采用气体绝缘GIS设备。海上升压站采用2回500kV（三芯3×630mm²）XLPE绝缘海底电缆送至500kV海上无功补偿站，经中间无功补偿后再送至陆上登陆点，单回海缆长度约122km。
陆上集控中心接入系统方案暂定按本期新建1回500kV线路接入铜鼓电厂500kV母线，利用铜鼓电厂送出通道实现电力外送，最终送出方案以电网公司批复为准。其中，海上升压站、海上补偿站、陆上集控中心、2回500kV集中送出海缆属于江门川岛一、二海上风电集中送出工程项目。集中送出工程按照川岛一与川岛二共建共用考虑。
2.1.2招标范围：经广东新能源有限公司代采，最终合同由江门风能开发有限公司和中广核新能源（江门）有限公司签订。本次招标的工程项目为江门川岛一、二海上风电集中送出工程项目500kV陆上集控中心建安涉及所有土建、设备采购（不含电气二次、500kV降压变、500kV电抗器、500kV GIS设备、SVG型无功补偿装置）、安装、调试试验、涉网服务、创优配合、与地方关系协调、专项验收、相关合法合规手续办理等内容。具体内容包括（但不限于）：
2.1.2.1设备及材料采购
投标人负责陆上集控中心建设和除500kV降压变、500kV电抗器、500kV GIS设备、SVG型无功补偿装置、电气二次设备剩余所需完整运行设备、材料及备品备件、专用工具、生产工器具等的采购、制造协调、催交、监造配合、工厂试验、包装、运输、交货、验收、保管、安装指导、调试配合、技术培训及资料移交。主要包括：
（1）电气一次设备采购
负责陆上集控中心站除500kV降压变、500kV电抗器、500kV GIS设备、SVG型无功补偿装置以外剩余电气一次设备及其附件的采购和相关服务及包括500kV降压变、500kV电抗器、500kVGIS设备、SVG型无功补偿装置接货及保管。
（2）其他设备和材料
负责陆上集控中心站暖通、消防、给排水、站用电及备用电源、照明、等系统和设施所需设备材料，以及电力电缆、控制电缆、光缆、辅助材料、标识标牌等。
2.1.2.2陆上集控中心土建施工
（1）陆上集控中心站内场地内所有土建工程，含场坪、综合楼（办公及宿舍，以及二次装修）、危废暂存间、检修间材料库、警卫室、综合泵房、水池、污水处理设施、事故油池、GIS楼、SVG楼、变压器和电抗器基础及其他设备基础、防火墙、避雷针、室内室外电缆沟（含500kV海缆电缆沟土建）、路灯基础等的土建工程，地下管网工程、给排水工程、基础施工、建筑、装饰装修工程等；
（2）站内所有建（构）筑物室内及室外的电气设备、防雷接地装置、给排水、消防（含站内500kV降压器和电抗器的水喷雾灭火系统的安装、调试）、通风空调等专业的设备的采购、安装、调试；
（3）配合建设方委托的工程检测单位完成施工过程见证取样、原材料及构配件、过程施工送检等相关工作，其中桩基检测，包括桩头处理、水、电、道路、桩顶覆盖土层开挖、堆置配重、大应变检测时提供场内运输、起吊设备等。
（4）站内围墙、围栏、大门、道路（含进站道路与国道开口）、站区接地网、站区绿化及景观(含绿化及景观的二次设计)、车辆阻挡装置、场地平整（含迁坟协调费）、场站四周护坡及支挡、排水结构施工等站内外所有土建工程，包括拆除、新建、回建施工。其中边坡包括提供第三方边坡技术鉴定服务；
（5）本项目接入电网调度系统、国能及中广核集控系统的通讯物理路由通道、生产信息通讯通道，包括检查井、埋管施工，电缆光缆安装、通讯调试及相关单位协调等相关工作。
（6）厂外市政补给水管路：厂外补给水管路从地方区（镇）接口引入至本场区内，投标人负责所有工作（包含与周边村镇、路政、水厂等单位的协调），费用已包含在投标报价中。承包商负责核对土建施工所有预留的电缆桥架、暖通、消防管孔洞、预埋件的位置，不准确或矛盾的地方，自行做修改及调整。由此所导致的费用包含在投标总价内，不另行计量与支付。
2.1.2.3陆上集控中心设备安装及调试：
（1）陆上集控中心电气设备安装及调试：
①500kV降压变及附属设备、550kV GIS及附属设备、500kV高压并联电抗器、40.5kV空气绝缘金属封闭式开关柜、35kV站用变压器、备用电源、35kV动态无功补偿装置（含35kV电缆终端制作、安装）、无源滤波器装置（如电能质量报告批复有，含35kV电缆终端制作、安装）的安装、场内所有电缆的敷设、安装交接试验、单系统调试、分系统调试；
②陆上集控中心站用电配电设备、1kV电缆及控制电缆、防雷及接地装置（含设备明敷部分）；陆上集控中心照明设备（含厂区照明）供货、安装、调试；各设备、房间、管路等标识、标志安装。
③陆上集控中心计算机监控系统、继电保护和安全自动装置、自动化设备、时间同步系统、在线状态监测系统、远距离光电及边界警示系统、综合布线系统、视频监控系统、通风空调系统、风功率预测系统、厂内通信系统、火灾自动报警及消防控制系统、直流电源系统、UPS电源系统、大屏显示系统、接入系统通信设备全套设备安装、安装交接试验、单系统调试、试验及验收等；与中间补偿站、海上升压站、风机设备联调、与电网对侧变电站的联调；全场设备继电保护整定计算；电力监控系统等级保护测评及整改；商业密码测评及整改；入网安评及整改；集控中心其他二次设备安装；通信系统设备安装布线调试等（含与中间补偿站、海上升压站、陆上集控中心配合调试：光传输网设备、调度数据网设备、语音调度交换设备、通信配线、通信线缆、通信光缆及辅材）。SVG性能测试、AGC/AVC系统测试；川岛一、二风电场电气仿真建模及验证、风电场电网适应性验证、风电场高电压、低电压穿越能力验证等；500kV关口计量CT、PT检测以及500kV线路关口电度表安装、校核等。
④与预埋件有关的安装工程；
⑤规定由投标人负责采购的设备和材料的全部工作；
⑥所有A类（甲供）设备材料在指定地点的卸车、验收、场内运输、保管、维护、安装及调试；
⑦参加本合同各条款规定的检查、验收及出厂试验。
（2）水喷雾与通风空调工程，协调政府主管部门的消防验收工作。
（3）联调：本标段包含陆上集控中心与海上升压站、海上中间补偿站联调以及陆上集控中心与电网对侧变电站的联调及相关工作。
（4）临时工程：投标人根据项目需要规划的临时工程的设计、建设、管理、拆除等工作。
（5）其它：施工水源、施工电源由承包方自行解决，按照就近接口距离来考虑；施工电源施工结束后转为陆上集控中心备用电源，随川岛海风陆上集控站施工电源线路建设1根48芯光缆；满足接入系统批复要求（通讯第三路由等）。
（6）陆上集控中心二次设备A类（甲供）设备由招标人提供，不在此标段范围内。
（7）调试及涉网服务
本投标人负责①陆上集控中心电气设备的单体调试及分系统调试并联合调试；②陆上集控中心、中间补偿站、海上升压站、川岛一二风场等全场设备继电保护整定值及其计算书（包括陆上集控中心500kV、35kV、10kV及380V站用电部分，中间补偿站500kV、10kV及380V站用电部分，海上升压站500kV、66kV、10kV及380V站用电部分，川岛一二风机侧，由电网公司负责整定的保护定值除外），负责具体整定计算的单位必须具有风电场整定计算的业绩，由招标人确认。③海上升压站与海上中间补偿站、陆上集控中心的联调；④海上升压站与风机的联调；⑤海上升压站、陆上集控中心、海上中间补偿站、风机等系统联调、与电网对侧变电站的联调；⑥海上升压站、海上中间补偿站、陆上集控中心等单位工程系统调试验收；⑦其他与整套调试相关的调试工作；⑧调试各阶段所包含设备的调试计划、调试作业报告；调试设备检测报告。⑨电气设备的特殊试验（SVG性能测试，AGC/AVC系统测试，计量关口PT、CT的误差试验）；⑩涉网接入系统调试工作等相关接入调试服务等，满足南网和广东电网并网接入最新要求（南方电网新能源场站及电化学储能站并网检测与仿真建模指导原则等）。
2.1.2.4其他部分
（1）手续办理及专项服务。负责本标段陆集建安及登陆段电缆所需的水土保持、消防、质量监督等相关手续、专题报告及专项验收工作；负责本标段开工手续办理；配合送出工程环境保护、安全、职业卫生验收。
（2）工程检测单位由招标人委托，必要时由招标人签订合同，费用由投标人负责，在合同总价内。
详情见技术文件。
2.1.3计划工期：合同签订后10个月完成。
2.1.4质量要求：工程质量满足国家、行业现行标准及公司标准工艺相关要求，争创中国电力优质工程奖，并按相应创优标准实施全过程质量管理和验收。陆上集控中心所有设备基础按镜面混凝土质量工艺要求验收。
2.2 其他：/
3.投标人资格要求
3.1 资质条件和业绩要求：
【1】资质条件：（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电力工程施工总承包一级及以上等级资质证书。
（3）投标人须具有并提供有效的承装（修、试）电力设施许可证证书，其中承装、承试等级要求一级。
（4）投标人须具有并提供有效的安全生产许可证证书。
【2】财务要求：/
【3】业绩要求：2021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500kV及以上变电站建安工程的合同业绩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）。
【4】信誉要求：/
【5】项目经理资格要求：（1）投标人须提供拟任项目经理有效的一级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）项目经理须至少具有1个担任500kV及以上变电站建安工程项目经理的经历，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，投标人自行出具的任命文件无效）。
【6】其他主要人员要求：
技术负责人：/
安全负责人：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）。
质量负责人：/
【7】其他要求：投标人拟任的项目经理、安全负责人必须为投标人在册正式人员，必须提供近一年内（2025年9月至投标截止日）至少连续6个月在投标单位缴纳社会保险的缴费证明。（缴费证明材料可以是：社保网站养老险种查询信息网页截图、或带有社保机构印章的社会保险个人权益记录、或加盖社保机构印章的社保证明缴纳材料）
3.2 本项目不接受联合体投标。
4.招标文件获取
招标文件开始购买时间2026-09-29 16:00:00，招标文件购买截止时间2026-10-08 16:00:00。
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