项目资金来源：自筹
项目已具备招标条件，现进行公开招标。
2．项目概况与招标范围
2.1 项目概况
2.1.1 打挂山风电场隶属于云南滇能智慧能源有限公司（南华分公司），电场位于云南省楚雄州南华县的一街乡、罗武庄乡、五街镇和红土坡镇境内，海拔高度为2300m~2900m。其中南部红土坡占地总面积为约30km²，红土坡升压站距省会昆明约300km，距楚雄市约110km，距南华县约90km，距红土坡镇镇政府所在地约20km，共有70 台风机，风机主机厂家为远景能源（江苏）有限公司；北部五街占地总面积为约40km²，五街升压站距省会昆明约280km，距楚雄市约90km，距南华县约70km，距五街镇镇政府所在地约20km，共有70 台风机，其中19 台风机主机厂家为远景能源（江苏）有限公司，另51 台风机主机厂家为哈电风能有限公司（原湘电风能有限公司），。风电场设置南、北两座220kV 升压站，其中北站安装2 台220/35kV 有载调压升压变压器，主变容量为1*80MVA+1*170MVA，
通过1 回220kV 中间联络线接入南部升压站，中间联络线长度约16.2km；南站安装2 台220/35kV 有载调压升压变压器，容量为2×80MVA，220kV 出线1 回，接入云南电网220kV 紫溪变电站。
南华县属亚热季风气候，立体气候显著，其显著特点为光照充足，四季温差很小，无严寒、酷暑。根据打挂山风电场场址附近气象站的观测资料统计，该地区多年平均气温为14.8℃，多年平均气压为80.06kPa，多年平均降水量为822.5mm。
2.1.2 大荒山风电场隶属于云南滇能智慧能源有限公司（禄丰分公司），电场位于云南省楚雄州禄丰县黑井镇、高峰乡、一平浪镇和妥安乡境内，海拔高度为2200m~2750m。其中东部阿普升压站位于禄丰县高峰乡，距省会昆明175km，距楚雄市100km，距禄丰县70km，距黑井镇镇政府所在地20km，共有94 台风机，其中70 台风机主机厂家为上海电气风电集团有限公司，另24 台风机主机厂家为中船重工重庆海装风电有限责任公司；西部三台坡升压站位于禄丰县黑井镇，距省会昆明235km，距楚雄市90km，距禄丰县150km，距牟定县51km，距黑井镇镇政府所在地20km，共有49 台风机，其中3 台风机主机厂家为上海电气风电集团有限公司，另46 台风机主机厂家为中船重工重庆海装风电有限责任公司。
风电场设置东、西两座220kV升压站，其中西部三台坡升压站规模1×100MVA，以Ⅰ回220kV 中间联络线接入东部阿普升压站；东部阿普升压站安装2 台100MVA有载调压升压变压器，最终以一回220kV 架空出线接入云南电网220kV 禄丰变电站。
禄丰县位于金沙江、红河两大水系上游分水岭地段，乌蒙、云岭余脉延绵，全县海拔高程在1309m～2754m 之间，县城所在地海拔1560m，最高海拔在碧城老青山为2754m。禄丰县境内2km2 以上的坝子有25 个，坝区面积占全县国土面积的8.1%，其中罗次坝子面积103km2，罗川坝子是离昆明最近的坝子。禄丰县的年均气温19.6℃，年降雨量930mm～950mm，年无霜期307 天，处于滇中湿润区与半湿润区的交汇地带，水分充足，森林覆率达70％。
2.1.3 大基坡风电场隶属于昆明中云电新能源有限责任公司，该公司为云南滇能智慧能源有限公司全资子公司，风电场位于云南省昆明市倘甸产业园区寻甸县倘甸镇境内，海拔在2300m 至2900m 之间，风电场距寻甸县城直线距离约49km，距东川城区直线距离约45km，距昆明市直线距离约85km。风电场共建1 座220kV 升压站，共安装72 台风机。风电场分三期建设，一期大基坡项目占地面积约18km²；二期大尖山项目占地总面积约28km²；三期九龙山项目占地总面积约16.6km²。一期、二期安装48 台风机，风机主机厂家为许昌许继风电科技有限公司，型号为WT2000-100，以4 回35kV 场内集电线路接入大基坡220kV 升压站；三期安装24 台风机，主机厂家为上海电气风电集团股份有限公司，型号为W2000H-99，以2 回35kV 场内集电线路接入220kV 升压站。升压站以1 回220kV出线接入220kV 嵩明变，长度73.77km。
大基坡风电场场址区总体呈南北向展布，长8km，宽 2～4.5km，场区大部分地区海拔高程在 2300～2900m 之间，相对高差小于500m，总体属剥蚀、溶蚀低中山～中山地貌。
2.1.4 联合风电场隶属于昆明中云电新能源有限责任公司，该公司为云南滇能智慧能源有限公司全资子公司，电场位于云南省昆明市寻甸县联合乡，项目占地约为35.8k㎡，海拔高度在1985~2600m之间，联合风电场升压站距昆明市140km，距寻甸县城110km,距联合乡政府驻地1.5km。联合风电场共安装66 台东方电气FD89B/1500 机组，单机容量1.5MW，总装机容量99MW。建设四回35kV 集电线路汇集到110kV 升压站，通过一台100MVA 主变将35kV 升至110kV，经28km 的110kV线路“T”接至新村变～腊利变I 回110kV 线路上。
联合风电场位于云南省东北部的滇东台褶带上，区内地形起伏较大，沟谷切割严重，斜坡多为下部陡，上部较平缓，总体上山体较为浑圆，山梁较宽缓，近山顶附近山体大多较为平缓，局部较单薄。工程区内山体海拔高程多在2500～3400m 之间，相对高差300～600m，属构造、侵蚀中山-低中山地貌类型。
联合风电场所处区域气候温和，夏无酷暑、冬无严寒，干、湿季节分明，立体气候显著的气候特点。每年5 月～10 月为雨季，11 月～次年4 月为干季，场址处高寒山区，雷电活动比较频繁，雷暴天气一般从4 月雨季开始，到10 月结束。夏季受西南季风的影响，有充沛的水汽条件，加上足够的动力、热力作用，容易形成局地性强对流天气，使得雷暴过程多发频发。
2.1.5 老青山风电场属于云南滇能智慧能源有限公司（禄丰分公司），电场位于云南省楚雄州禄丰县碧城镇境内，海拔在2300m～2700m 之间，场内道路为
四级道路，路面结构为泥结石、碎石路面及土路面，总长度25km，场区面积约23km²。年最高气温29.2 度、最低气温-7.2 度、平均气温16.2 度。老青山风电场升压站距省会昆明130km，距楚雄市133km，距禄丰县55km,距镇政府所在地22km。
老青山风电场安装东方电气风机33台，其中FD89A/1500型风机11台、FD93H/1500 型风机22 台共33 台机组，单机容量1.5MW，总装机容量49.5MW。
老青山风电场由35kV 青龙Ⅰ、Ⅱ回线接入110kV 老青山升压站，经110kV 禄勤老线T 接至禄丰变—勤丰变110kV 线路汇入。
风电场地处云贵高原中部，构造剥蚀中山地貌，地貌特征受构造控制，大部分为低中山、中山地貌。场址地质构造背景复杂，属于构造稳定性差的地区。老青山风电场所处区域属亚热带亚湿润高原季风气候，由于山高谷深，气候垂直变化明显。随地形和海拔的差异，境内各地有明显的立体气候和小气候特征。年平均降雨量 681.6mm，年平均气温 17.4℃，年日照 2359.6 小时。
2.1.6 仙人洞风电场隶属于云南滇能智慧能源有限公司（禄丰分公司），电场位于云南省楚雄州禄丰县仁兴镇，海拔高度在2036～2745m 左右，项目占地总面积为18.77km²。仙人洞风电场升压站距省会昆明约160km，距楚雄州约160km，距禄丰县约65km,距仁兴镇镇政府所在地直线距离约7km。仙人洞装机容量49.5MW，安装新疆金风科技股份有限公司GW87/1500 风力发电机组33 台，单机容量1.5MW，经两回集电线路分别接入变电站35kV 开关柜间隔，后经主变升压至110kV，以一回6.7 公里的110kV 线路接入110kV 果园变电站。
场区处于高山坡地，降水量、雷暴强度均比坝区大，对风电场施工会产生不利的影响。场址周边气象站的极端最低温度达到-7.8℃～-7.0℃，场址海拔比气象站高出500～800m，根据气温随海拔高程的变化规律：地面至海拔11km 的空气中，海拔每升高1000m，气温将下降约6.5℃，由此可见场址气温相应会比气象站所在处低一些，冬季施工时应注意防寒。根据2010 年5 月～2011 年6 月一年多的测风资料，场区10m高十分钟平均最大风速为 36.7m/s，极大风速 47.4m/s，大风时段不利于施工工作。
2.1.7 骔岭北风电场隶属于纳雍中机能源有限公司，电场位于贵州省毕节市纳雍县骔岭镇，项目占地总面积为58km²。骔岭北风电场升压站距省会贵阳约180km，距毕节市约108km，距纳雍县约22km,距骔岭镇镇政府所在地直线距离约
3km。骔岭北装机容量81MW，安装新疆金风科技股份有限公司GW131/2300 风力发电机组30台，单机容量2.3MW，GW121/2000风力发电机组6台，单机容量2.0MW，共计36 台，经四回集电线路分别接入变电站35kV 开关柜间隔，后经主变升压至220kV，以一回9.6km 的220kV 线路接入220kV 友谊变电站。
2.1.8 富源西风电场隶属于曲靖滇能零碳能源开发有限公司，项目分为220kV 冒天水升压站及220kV 老古山升压站，电场位于云南省曲靖市富源县、沾益区和麒麟区境内，场址中心距富源县城约26km，距曲靖约60km，距省会昆明市约200km。两座风电场装机均为400MW，合计装机800MW，共有2 座升压站。
两座风电场共安装135 台风机，共计建设29 回35kV 集电线路，送出线路均为电网资产。其中冒天水片区（一二期）共计6 条主干道，支路若干，道路路基宽度为5.5m，路面宽度为4.5m。共有35kV 集电线路铁塔7 基，其余为地埋电缆，总长约263km（架空1.2km）。其中老古山片区（三期）共计7 条主干道，支路若干，道路路基宽度为5.5m，路面宽度为4.5m。共有35kV 集电线路铁塔117 基，其余为地埋电缆，总长约282km（架空26.4km）。冒天水片区总占地总面积为约136.7km2，场内道路为四级道路，路面结构有柏油路面、泥结石及碎石路面、土路面及混凝土路面，道路总长约88.4km。老古山片区总占地总面积为约320km2，场内道路为四级道路，路面结构有柏油路面、泥结石及碎石路面、土路面及混凝土路面，道路总长约151.4km。
2.1.9 富源西四期风电项目
隶属于富源云伊电投新能源有限公司，富源西风电场四期项目位于云南省曲靖市富源县中安街道西南部和墨红镇西北部，距富源县城区约20km。项目场址中心点坐标为北纬25°33.056′，东经104°5.789′，地形为山地，海拔高程介于2100m～2450m 之间。项目总装机容量为140.7MW，新建220kV 升压站一座（富源西四期风电项目装机容量140.7MW、香花岭光伏项目装机容量100MW、下坡光伏项目装机容量75MW 共用一座升压站，总装机容量322.4MW），场区内21台6.7MW 风力发电机组通过6 回集电线路接入升压站35kV 侧，年上网发电量为33851 万kW·h，年等效满负荷小时数为 2296.57h。通过1 台容量为330MVA 的主变压器升压至220kV 后，本期以1 回220kV 线路接入500kV 喜平变，线路全长20.7km，送出线路为电场资产。
2.1.10 北大村光伏项目
北大村光伏电站隶属于石林中云电新能源有限责任公司，位于云南省昆明市石林彝族自治县西街口镇宜奈村东侧约 1km 处，距离昆明85km。电站总装机60MW，共56 个方阵经5 回35kV 集电线路汇至 35kV I 段母线，经110kV 主变压器升压为110kV，以1 回110kV 输电线路线路送至沙林 220kV 变电站 110kV 侧。
2.1.11 秀田光伏项目
秀田光伏电站隶属于云南滇能智慧能源有限公司（永仁分公司），位于云南省楚雄州永仁县东北，距县城直线距离约8km，电站总装机50MW，共50 个方阵 4 回 35kV 集电线路，经110kV 主变压器升压后以1 回110kV 接至220kV 方山变，线路全长约11.9km。
2.1.12 班果山光伏项目
班果光伏电站隶属于元谋弘盈新能源发电有限公司，位于云南省楚雄州元谋县黄瓜园镇苴林小村，距离元谋县城直线距离15km，总装机 50MW，共计38 个方阵，以1 回110kV 线路接入110kV 黄瓜园变电站。
2.1.13 芝麻光伏项目
芝麻光伏电站隶属于元谋惠光光伏发电有限公司，位于云南省楚雄州元谋县物茂乡芝麻村，距元谋县城约32.5km，距离永仁县城14.5km，总装机 50MW，共计40 个方阵，以1 回110kV 线路接入220kV 方山变电站。
2.1.14 小西村光伏项目
小西村光伏电站隶属于元谋中电电气光伏发电有限公司，位于云南省楚雄州元谋县小西村东北侧，装机容量为20MW，共19 个方阵经2 回35kV 集电线路汇至 35kV I 段母线，以一回35 千伏线路T 接至35 千伏能禹变～沙地变35 千伏线路，线路长度约9.4 千米。
2.1.15 朱坊光伏项目
朱坊光伏电站隶属于弥渡惠扬农业新能源科技有限公司，位于云南省大理州弥渡县弥城镇朱坊村委会，场址距弥渡县城约7.5km，距州府下关68 公里，距省会昆明340 公里。电站总装机50MW，分46 个方阵区，以3 回35kV 地埋电缆送至升压站，经一台容量为50MVA 的主变升压至110kV，再以1 回110kV 输电线路送至西南方向220kV 丁家庄变电站。
2.1.16 麻舍所光伏项目
麻舍所光伏电站隶属于陆良汇昆天合太阳能电力开发有限公司，位于云南省曲靖市陆良县大莫古镇麻舍所村西南部，距离陆良县城西北约17km，电站总装机30MW，共计16 个方阵，以 2 回集电线路接入35kV 母线，经汇流后以1 回出线T 接至110kV 太平哨变〜110kV 西桥变35kV 线路。
2.1.17 云坪光伏电站
云坪光伏电站隶属于云南滇能云坪光伏发电有限公司，位于云南省昆明市东川区舍块乡云坪村，距东川城区里程约95km，距昆明市里程约250km。总装机280MW，建有一座220kV 升压站，经220kV 坪甲线接入甲岩水电站。
2.1.18 宜莲光伏电站
宜莲光伏电隶属于永仁滇能零碳能源开发有限公司，位于云南省楚雄州永仁县莲池乡境内，距离永仁县约16km，距离昆明约229km。总装机容量300MW，建有一座220kV 升压站，经220kV 光莲线接入500kV 光辉变。
2.1.19 格红光伏电站
格红光伏电站隶属于永仁云伊电投能源有限责任公司，位于云南省楚雄州永仁县莲池乡境内，距永仁县城约16km,距昆明约229km。电站总装机容量120MW，经5 回35kV 集电线路送至宜莲光伏电站220kV 升压站。
2.1.20 哨上光伏电站
哨上光伏电站隶属于国电投绿电能源（玉溪）有限公司，属于云南滇能智慧能源有限公司运维管理项目，位于云南省玉溪市元江县洼垤乡横山村一带，地理坐标为北纬23°55′，东经102°26′，站址距元江县城公路里程60 公里，距昆明市区公路里程260 公里，场区海拔1400～2000 米之间。总装机150MW，电站建设1 座220kV 升压站。
2.1.21 竹溪光伏电站
竹溪光伏电隶属于云南滇能智慧能源有限公司禄丰分公司，位于云南省楚雄州禄丰市彩云镇东侧，距禄丰市直线距离约20km。电站总装机40MW，建有1 座110kV 升压站，经110kV 苍竹线接入220kV 苍岭变。
2.1.22 张半山光伏电站
张半山光伏电站隶属于易门滇能智慧能源有限公司，位于云南省玉溪市易门
县小街乡境内，距小街乡乡政府10km，距离易门县城20km，距离玉溪市72km。
电站总装机容量18.9MW，建有一座35kV 张半山汇集站，以1 回35kV 送出线路接入35kV 龙潭变电站。
2.1.23 底尼光伏电站
底尼光伏电站隶属于易门滇能智慧能源有限公司，位于云南省玉溪市易门县铜厂乡底尼村境内，距离易门县城里程约为31km，距昆明市里程约为135km。电站总装机容量25MW，建有一座35kV 开汇集站，经1 回35kV 线路接入110kV 济川变电站。
2.1.24 独田箐光伏电站
独田箐光伏电站隶属于南华云伊电投智慧能源有限公司，位于楚雄州南华县，场址位于一街乡平掌村及田房村境内，距离南华县约74km，距离昆明约188km。
电站总装机90MW，建有一座35kV 汇集站，经2 回35kV 线路接入220kV 五街风电场升压站。
2.1.25 鲁家箐光伏电站
鲁家箐光伏电站隶属于禄丰市浩裕光伏发电有限公司，位于云南省楚雄州禄丰市恐龙山镇，采用550Wp 单晶双面双玻光伏组件，规划装机容量为80MW（鲁家箐40MW、老半山40MW），安装容量80MWp，共32 个方阵，布置30 个固定支架方阵，2 个柔性支架方阵，固定支架采用2×14 双排立柱固定支架。新建1 座110kV升压站，1 台容量为110MVA 的主变压器，升压站1 回110kV 线路接入110kV 指挥营变电站，新建架空线路长度约17.8km；全站通过4 回（鲁家箐2 回，老半山2 回）35kV 集电线路(架空和地埋结合)输送至110kV 升压站后经1 回110kV架空线路送出。
2.1.26 香花岭光伏项目概述
香花岭光伏电站隶属于富源云伊电投新能源有限公司，位于云南省曲靖市富源县中安街道、胜境街道，距富源县城直线距离约10km，与富源西四期风电场共用1 座升压站。项目占地约1.53km²，海拔在1993m～2136m 之间。总装机规模为交流侧100MW，直流侧122.32MWp，共由41 个光伏子方阵组成，采用142940块峰值功率为715Wp 的单晶硅光伏组件、41 台箱变、313 台320kW 的组串式逆变器，以4 回35kV 线路接入220kV 富源西四期风电场升压站。
2.1.27 下坡光伏项目概述
下坡光伏电站隶属于曲靖中和零碳能源有限公司，场址位于云南省曲靖市沾益县白水镇下坡村，下坡村位于云南省沾益区东侧和白水镇南侧，距沾益区直线距离分别为约10km 、15km 、30km, 工程地理坐标介于东经103°51′58.09”～104°8′0.84”、北纬25°31′38.57”～25°44′14.31”之间，海拔在1950m～2220m 之间。项目规划总装机规模为交流侧75MW，直流侧96.5MWp，采用162240块峰值功率为595Wp 的单晶硅光伏组件，以3 回35kV 线路接入220kV 富源西四期风电场升压站。
2.1.28 德益光伏电站
德益光伏电站隶属于曲靖中和零碳能源有限公司，位于曲靖市沾益区德泽乡，工程地理坐标介于东经103°36′2.39″～103°36′33.9″、北纬25°57′7.08″～26°3′19.69″之间，海拔高程在2036～2360m 之间，规划总装机容量12 万千瓦，新建220kV 升压站1 座，220kV 送出线路14.77km，安装光伏组件151.06MWp。建成后预计年平均上网电量2.041 亿kW•h，25 年总发电量51.032亿kW•h，年平均等效满负荷利用小时数为1351.2 小时。
2.1.29 新铺光伏电站
新铺光伏电站隶属于关岭中机能源有限公司，位于贵州省安顺市关岭自治县新铺镇江西坪村，距离关岭自治县中心直线距离24km，总装机容量50MWp，共50 个光伏发电单元，经3 回35kV 集电线路送至升压站35kVⅠ段母线，由主变升压后以1 回110kV 架空线路送到220kV 顶云变电站。
2.1.30 平坡储能电站
平坡储能电站隶属于陆良滇能电力有限公司，位于云南省曲靖市陆良县原云南滇能陆良协联热电厂旧址。项目在拆除部分废弃厂房的基础上，利用原热电厂场址用地建设储能电站。场址中心距陆良县城直线距离约4km，地理坐标介于东经103°37′30″-103°37′48″，北纬 25°2′40″-25°3′0″之间。场区布局紧凑，总占地面积为120157㎡，高程在1870m～1876m 之间。平坡储能电站配套建设1 座220kV 升压站，配置1 台200MVA 主变压器。升压站通过1 回220kV架空线路（长度约40.5km）接入220kV 沙林变电站。全站采用三级电压系统：0.4kV（站用低压）、35kV（储能电池逆变升压）和220kV（并网电压）。本期储
能容量通过8 回35kV 集电线路汇流至升压站后，经220kV 线路集中送出。2.1.31 后续由滇能智慧生产管理的新增新能源场站。
2.1.32.庙林电站：庙林电站位于云南省昭通市彝良县、大关县境内，金沙江一级支流横江的支流洛泽河下游河段，厂房距昭通市约100km，距彝良县约20km。引水式电站，由调节水库、取水建筑物、压力引水隧洞、调压井、压力钢管道及主、副厂房、升压站等组成。电站装机容量为2×35.75MW，电站设计年发电量3.068 亿kw.h，年利用小时4291h。发电机与变压器形成单元接线，发电机设出口断路器，极端电压10.5kV，经40000MVA 主变压器升压为110kV 后接入110kV 单母线，以110kV 电压等级线路接入云南电网彝良县新场110kV 变电站。
2.1.33 熊家沟电站：熊家沟电站位于云南省昭通市彝良县，金沙江一级支流横江的支流洛泽河中游河段，厂房距昭通市约100km，距彝良县约20km。引水式电站，由调节水库、取水建筑物、压力引水隧洞、调压井、压力钢管道及主、副厂房、升压站等组成。电站装机容量为2×9MW，#1、#2 发电机与变压器形成扩大单元接线，发电机设出口断路器，电压6.3kV，主变压器三绕组变压器，其中110kV 侧升压为110kV 后，以110kV 电压等级与洛泽河电站T 接后接入云南电网220kV 法界变电站。35kV 线路送入洛泽河电站。
2.1.34 泗南江电站：泗南江电站坝址位于云南省普洱市墨江哈尼族自治县坝溜乡嫚娘新寨坡脚联珠小河汇口下游土堆峡谷入口处；厂区位于泗南江镇阿墨江汇口下游5.5km的坝沙田村倮何大箐汇口，距离昆明市320km，距离墨江县70km。
电站装机容量为20.1 万kW（3×6.7 万kW），多年平均发电量9.196 亿kW.h，年平均利用小时4575h；机组采用单元接线接入220kV 单母线，经I 回220kV 墨泗线接入500kV 墨江变电站并入云南电网。
2.1.35 天花板电站：天花板电站坝址位于牛栏江支流清水河河口上游约1.5km 的天花板峡谷处；厂区位于昭通市鲁甸县龙头山镇银屏村委会店子村民小组清水河河口下游约1.5km 处，距离巧家和鲁甸县城公路里程分别为123km 和57km，距昭通市91km；电站装机容量为18 万kW（2×9 万kW），多年平均发电量5.5211 亿kW.h，年平均利用小时3067h；机组采用单元接线接入220kV 单母线，经I 回220kV 永天线接入500kV 永丰变电站并入云南电网。
2.1.36 小岩头电站：小岩头水电站位于金沙江一级支流牛栏江中下游河段，
地处云贵两省三县交汇之地，左岸为云南省会泽县，右岸分属贵州省威宁县、云南省鲁甸县，是牛栏江水电开发规划的第四级，以发电为主要开发目标，供电范围为云南省电网。本工程为Ⅲ等中型工程，枢纽工程的永久性主要建筑物包括栏河坝、左岸长引水系统和地面厂房等建筑物。枢纽工程主要建筑物有：拦河坝（混凝土闸坝）、导流洞、电站进水口及闸门、引水隧洞、调压井、压力管道、主副厂房及开关站等。电站总装机容量130MW，安装有3 台单机容量为43.33MW的立轴混流式水轮发电机组，保证出力21.7MW，年利用小时数4515h，多年平均发电量约为5.87 亿kW·h。
2.1.37.铅厂电站：铅厂电站位于云南普渡河下游河段，大坝左岸属禄劝县中屏乡辖区，右岸属九龙乡辖区。铅厂电站厂房经中屏乡距禄劝县城公路里程约100km，距昆明市公路里程190km，电站厂房至大坝的公路里程约9km。该水电站为普渡河下游梯级的第五级电站。电站总装机容量为11.4 万千瓦，经一回220kV中铅线送至220kV 中屏开关站并入云南电网，输电线路采用LGJ-300/40 导线，线路全长19.805km，其中线路使用铁塔45 基，其中直线塔30 基，承力塔15 基。采用OPGW 光缆。
2.1.38.鲁基厂电站：鲁基厂电站位于云南省普渡河下游河段，在禄劝县境内，是普渡河流域梯级开发的第六级，距离昆明市177 公里，距离禄劝县100 公里。电站开发方式为引水式开发，安装3 台32MW 混流立式水轮发电机组，总装机容量96MW。电站经I 回220kV 鲁中线线路送入中屏变电站并入云南电网。电站于2007年2 月1 日开工，2010 年7 月30 日首台机组并网发电，2010 年8 月30 日3 台机组全部并网发电。
2.1.39.甲岩电站：甲岩电站位于云南省禄劝县境内，为普渡河下游河段水电规划的七个梯级电站的最后一个梯级，上游与鲁基厂电站衔接，下游为金沙江干流上的白鹤滩水电站。厂区枢纽位于普渡河左岸泽泥村下游1.5km 处，电站坝址距禄劝县城120km、距昆明市公路里程190km。电站装机容量为24 万千瓦，经一回220kV 德甲线送至德著龙风电场，经德著龙风电场并入云南电网，线路全长53.672 km，其中甲岩电站至鲁基厂电站线路全长为20.908km，导线型号为2×JL/G1A-300/40-24/7，线路使用铁塔45 基，其中直线塔22 基，承力塔23 基；鲁基厂电站至德著龙风电场升压站线路全长为32.764km，N0-N7 基塔导线型号为2×JL/G1A-300/50，N8-N83 基塔导线型号为2×JL/G1A-300/40，线路使用铁塔82 11
基，其中直线塔54 基，承力塔28 基。采用OPGW 光缆。
2.1.40.赛珠电站：赛珠水电站坝址位于云南省禄劝县转龙镇境内洗马河下游泸溪桥附近，为一混合式开发电站。首部枢纽位于洗马河泸溪桥上游约400m 处，距转龙镇约17km，距昆明市约151km。电站厂房枢纽位于普渡河三江口下游5.7km 处的右岸，距普渡河下游小河口电站约6.9km，距昆明市171km。电站装机容量102（3×34）MW，本工程属三等中型工程。枢纽建筑物由拦河坝、泄水建筑物、发电引水建筑物和发电地下厂房等组成。赛珠水电站工程于2005 年10 月10 日主体工程开工， 2008 年07 月18 日全部机组投产发电。
2.1.41.黄连山二级电站：黄连山二级电站生产区位于绿春县三猛乡茶卡河旁，距离昆明市391 公里，距离绿春县城 70 公里，电站装机容量7000kW（2×3500kW），电站为卧式冲击式机组，设计多年平均发电量 2700 万kW.h，年利用 3734 小时,以1回 35kV 线路送往黄连山一级电站，再经一级电站送至110kV 绿春中心变电站，送出线路约长 70 公里。
2.1.42.陆良智慧供热站：陆良智慧供热站位于云南省曲靖市陆良县青山工业园区（县城区域），距离昆明约140 公里，供热站位于陆良县县城区域，厂区门口为市政道路兴锦路，厂区距离陆良北收费站约1.9km，交通便利。供热站安装有3 台30t/h 天然气锅炉，配套建设水处理设备、屋顶光伏等，设计年供热量50 万吨，厂外供热管道约26 公里。
2.1.43 后续由滇能控股生产管理的新增水电站。
2.2 项目地点：打挂山风电场等30 个场站以及后续合同期限内由滇能智慧生产管理的新增新能源场站，发包人指定位置。滇能控股所属水电站及供热站分布于昭通、红河、禄劝、普洱、陆良县等以及由滇能控股生产管理的新增水电站。
2.3 合同有效期及工期要求
（1）合同有效期：自合同签订之日起3 年，合同一年一签。
（2）工期要求
承包人接到发包人书面通知后立即组织入场，根据发包方应急抢险要求编制施工方案及进度计划，按双方审批确认的工期完成工作，并通过发包人验收合格。
2.4 招标范围
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标段名称 |
招标范围 |
服务期 |
信息服务费（元） |
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标包1：团云南国际电力投资有限公司生产设备设施应急抢修及消缺长协项目（通用部分） |
云南国际所属水电站及供热站、存量及新增新能源场站2026 年-2029 年生产应急抢险长协项目，包含主变压器应急抢修、35kV 封闭气体高压开关柜应急抢修、GIS 气体绝缘金属封闭开关设备应急抢修、室外敞开式出线间隔应急抢修，35kV 站用变（接地变）应急抢修、电气二次应急抢修，UPS 供电系统应急抢修，升压站其他应急抢修，高压电缆应急抢修、架空线路应急抢修、通信光缆应急抢修、道路沟渠应急抢修、安防设备设施应急抢修等工作。 详见第五章 委托人要求 |
详见第一章招标公告2.3合同有效期及工期要求 |
500 |
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标包2：云南国际电力投资有限公司生产设备设施应急抢修及消缺长协项目（专业部分） |
1.云南国际所属存量及新增新能源场站2026年-2029 年生产应急抢险长协项目，包含风机叶片抢修应急倒运，SVG 设备故障抢修，光伏逆变器故障抢修、光伏组件抢修，光伏支架抢修等工作。 2.云南国际所属水电及供热站2026年-2029 年生产应急抢险长协项目，包含水电站发电机短路干燥抢修等工作，供热站管道焊接等工作。 详见第五章 委托人要求 |
详见第一章招标公告2.3合同有效期及工期要求 |
500 |
注：（1）招标范围以招标文件第二卷为准。
（2）投标人可以兼投但不能兼中各个标包，具体推荐排序方法详见第三章评标办法。
（3）合同签订及结算：各中标人中标后分别与发包人或项目所属公司签订13
合同，结算时按项目所属公司分别进行结算。
（4）通用部分按新能源及水电板块装机比例分签合同，专业部分按发包人
运营管理的类别分别与中标人签订合同。
3．投标人资格要求
本次招标采取资格后审方式对各位投标申请人进行资格审查，通过形式
为合格制。
*3.1 基本资格要求
3.1.1.具有独立订立合同的资格，提供行政管理部门核发的营业执照或具有同等效力的证明资料；
3.1.2.没有处于被责令停业，财产被接管、冻结，破产状态，并提供承诺；3.1.3 经营状况良好，应提供最近三年的经审计的财务报表（递交文件截止时间在6 月30 日及以前的提交前四个年度中连续三年度报表，递交文件截止时
间在6 月30 日后的提交前三个年度报表，成立不足三年的提供已有年份的报
表），包括（但不限于）资产负债表、现金流量表、利润表等；
3.1.4.近36 个月内（投标截止日前36 个月）不存在骗取中标、严重违约及因自身的责任而使任何合同被解除的情形，并提供承诺；
3.1.5 在同一标段投标中，没有与其他投标人单位负责人为同一人或者存在控股、管理关系的情况；
3.1.6 不接受集团公司纪检监察机构查办的涉法案件涉及到的行贿企业以及行贿人实际控制的企业或被集团公司纳入涉案供应商“黑名单”管理的供应商的投标；
3.1.7 无尚未完成的重大被执行经济案件，没有被列入失信被执行人名单，重大经济案件指单项金额5000 万元及以上或累计金额达到1 亿元及以上；3.1.8 未处于云南国际电力投资有限公司相关文件确认的禁止投标的范围和处罚期内，以招标人提供的文件材料
查询为准；
3.1.9 本项目（接受）联合体投标。
*3.2 专项资格要求
标包1：
3.2.1 投标人应具有有效的安全生产许可证；
3.2.2 投标人应具备下列资质，并提供证书或证明材料：
（1）通信工程施工总承包三级及以上资质；
（2）承装（修、试）电力设施许可证承装或承修类二级及以上资质；（3）电力工程施工总承包二级及以上资质。
3.2.3 具有近5 年内（投标截止日前5 年-“本项目释义均按此原则”）已完成至少2 个110kV 及以上新能源场站或水电站建设或安装或检修类似业绩，不
接受在建业绩，须提供合同或完工证明等证明材料（包括但不限于合同封面、
合同范围、签字盖章页等）。
3.2.4 投标人拟派项目经理要求：投标人至少拟派2 名项目经理，分别具有
通信与广电工程一级注册建造师资格、机电工程专业二级及以上注册建造师资
格各1 名，均应具有类似项目管理经验（合同中未明确项目经理的，须提供任命文件或发包人证明材料或其他合法证明材料），均应具有安全生产考核合格B
证。
3.2.5 项目安全管理人员提供有效的安全资格证书。
3.2.6 近24 个月内不存在较大及以上生产安全责任事故，近36 个月在集团公司系统未发生人身死亡事故，并提供承诺。
标包2：
3.2.1 投标人应具有有效的安全生产许可证；
3.2.2 投标人应具备下列资质，并提供证书或证明材料：
（1）承装（修、试）电力设施许可证承装或承修类三级及以上资质；（2）电力工程施工总承包二级及以上资质。
3.2.3 具有近5 年内（投标截止日前5 年-“本项目释义均按此原则”）已完成至少2 个110kV 及以上新能源场站或水电站建设或安装或检修类似业绩，不
接受在建业绩，须提供合同或完工证明等证明材料（包括但不限于合同封面、
合同范围、签字盖章页等）。
3.2.4 项目经理应具有机电工程专业二级及以上注册建造师资格，具有类似
项目管理经验（合同中未明确项目经理的，须提供任命文件或发包人证明材料
或其他合法证明材料），具有安全生产考核合格B 证。项目安全管理人员提供有
效的安全资格证书。
3.2.5 近24 个月内不存在较大及以上生产安全责任事故，近36 个月在国家
电投集团公司系统未发生人身死亡事故，并提供承诺。
4．招标文件获取时间
2026年5 月28 日至2026 年6月10日23时59 分（北京时间）。
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