1.  请澄清，根据《皖能奇台80万千瓦光伏基地项目EPC招标技术规范书》“（2）项目光伏送出方案暂按通过本新建220kV 升压站送出750MW 容量，另通过邻侧国网能源220kV升压站送出50MW容量，最终以接入系统方案批复意见为准（具体电缆长度现场自行实际勘测确定）。”，请指明“邻侧国网能源220kV升压站”的现状、35kV集电线路接入条件及具体位置。
回复：接入系统方案尚未取得批复意见，请充分考虑接入条件及设计的变化。邻侧国网能源220kV升压站尚未核准和建设，初步设计位置距离本光伏场区西北角红线直线距离约2km（见附件1），具体位置尚未最终确定，且合同价格不因邻侧国网能源220kV升压站位置调整而调整，投标人需自行确认并考虑邻侧国网能源220kV升压站位置变化、接入条件和设计变化带来的投标报价风险。
2.  请澄清，根据《皖能奇台80万千瓦光伏基地项目EPC招标技术规范书》“本项目是指除送出线路外的满足800MW光伏电站功能所需的光伏场区、220kV 升压站、集中控制室（布置于江布电厂南侧750kV升压站旁）、集电线路、道路、储能系统、智慧光伏系统等所有系统（以下简称本项目）。”请指明“江布电厂南侧750kV升压站”的具体位置。
回复：江布电厂南侧750kV升压站位于本光伏场区东北方向直线距离约30km处。
3.  招标技术规范书P120页“根据需要完成江布电厂220kV升压站侧接入点主计量点的施工、采购、调试、验收等工作”。光伏项目新建220kV升压站220kV出线侧为考核点，非主计量点。请明确江布电厂南侧750kV升压站220kV侧光伏电站主计量点主副关口表及电能量采集装置是否在投标方范围。
回复：属于投标范围内。
4.  招标技术规范书P125页“江布电厂南侧750kV升压站新扩建间隔设置单独的测控装置柜，实现光伏电站与江布电厂南侧750kV升压站NCS和远动系统的数据传输，实现“四遥”功能。集中控制室（江布电厂南侧750kV升压站旁）的保护及故障信息远传系统增加一台服务器和1台交换机”。请明确此处的保护及故障信息远传系统是指750kV升压站的还是新建220kV升压站的？属于对侧站间隔的测控装置柜和保护及故障信息远传系统设备是否在投标方范围？
回复：光伏场区及新建220kV升压站远动数据和保护及故障信息通过光缆接入江布电厂南侧750kV升压站旁集中控制室，集中控制室须实现对光伏场区设备的“四遥”功能。220kV升压站的测控装置柜和保护及故障信息远传系统设备属于投标方范围内，750kV升压站的测控装置柜和保护及故障信息远传系统设备不属于投标方范围内。
5.  招标技术规范书P6页“220kV升压站控制室、集中控制室（江布电厂南侧750kV升压站旁）操作台及椅子采用不锈钢材质”。招标技术规范书P35页“副集中控制室配操作台1套（亚格力材质）”。请明确220kV升压站控制室（副集中控制室）操作台材质。
回复：220kV升压站控制室（副集中控制室）及集中控制室（江布电厂南侧750kV升压站旁）操作台及椅子采用不锈钢材质，桌面采用亚格力材质，椅子配备齐全。
6.  请澄清，是否接入国网能源的50MW光伏场区设备（组件、组串逆变器、箱变、视频监控等）在新建220kV升压站进线监视、控制，站侧35kV开关柜仅在国网能源220kV升压站进行监视、控制、保护、计量，国网能源220kV升压站不再单独设置50MW光伏监控后台。
回复：可考虑按此方案，接入国网能源的50MW光伏场区设备由本电站（皖能奇台80万千瓦光伏电站）监控后台进行监控，最终以接入系统方案批复意见为准。接入系统方案尚未取得批复意见，且合同价格不因投标方案与接入系统方案批复意见存在差异而调整，请投标人充分考虑接入条件及设计变化带来的投标报价风险。
7.  请澄清，根据《皖能奇台80万千瓦光伏基地项目EPC招标技术规范书》，（四）技术要求 12.暖通工程：220kV 升压站内电气综合配电室采用空调采暖。
由于当地冬季室外空调设计温度为-23.7℃，仅通过带加热的分体空调采暖不够完善，在安全考虑的前提下单台带电加热的空调电加热量有限，如果仅通过带电加热的空调采暖，部分房间需要为冬季热负荷额外配置空调。
因此建议以上冬季热负荷较大房间暖通设备配置拟采用如下两种形式：
A.采用带加热的单冷分体空调+辅助电暖气形式，冬季当空调电加热无法满足室内热负荷时，辅助以电暖气供暖。
B.采用不带电加热的单冷分体空调+电暖气形式，冬季通过电暖气直接供暖。
烦请业主确认采用以上哪种空调形式。
回复：采用不带电加热的单冷分体空调+电暖气形式，冬季通过电暖气直接供暖。
8.  请澄清，《皖能奇台80万千瓦光伏基地项目EPC招标技术规范书》第36页装修标准表中规定外墙采用彩钢板，项目地处严寒地区，彩钢板外墙很难达到节能要求，且钢筋混凝土结构采用砌体墙更合理，可研文件中也是按砌体墙，是否可以采用砌体墙？请明确当地砌体墙采用何种材料，是否可以选用加气混凝土砌块？
回复：采用混凝土砌块砌体墙+外挂带保温层的印刷彩钢板（彩钢板颜色待整体效果图经过上级公司审核后确定）。
9.  请澄清，《皖能奇台80万千瓦光伏基地项目EPC招标技术规范书》中第四章第（四）节第13项要求：设置水喷雾系统，消防水池容积216m3。经查找主变外形资料并按照《水喷雾灭火系统技术规范》GB50219-2014计算，主变所需消防水量至少应为230m3，因此，消防水池的有效容积不应低于230m3，原技术规范书中所述的216m3无法满足一次火灾灭火所需。
回复：按照《水喷雾灭火系统技术规范》GB50219计算执行，并根据环境因素考虑防冻措施。
10.  根据澄清文件中的“技术规范及合同”附件2：皖能奇台80万千瓦光伏基地项目EPC招标技术规范书——集团2024年4月9日评审修订版  P104描述，本工程采用3台250MVA绕组有载调压电力主变压器。
 
但是根据澄清文件提供的“可研报告及附图”描述，本工程采用拟配置2台容量各为240MVA及2台容量为180MVA的三相双分裂有载调压风冷油浸式变压器。
回复：接入系统初步方案设计为3台主变容量250MVA，最终以接入系统方案批复意见为准。请投标人详细计算短路容量，核对主变绕组形式。接入系统方案尚未取得批复意见，且合同价格不因投标方案与接入系统方案批复意见存在差异而调整，请投标人充分考虑接入条件及设计变化带来的投标报价风险。
11.  综上，主变型式，数量，容量，SVG，35kV开关柜、接地变、储能配套的数量及型号等均不一致，需要澄清。
回复：接入系统初步方案设计为3台主变容量250MVA，请投标人自行计算短路容量，核对主变绕组形式。SVG、35kV开关柜、接地变、储能等设备最终以接入系统方案批复意见为准。接入系统方案尚未取得批复意见，且合同价格不因投标方案与接入系统方案批复意见存在差异而调整，请投标人充分考虑接入条件及设计变化带来的投标报价风险。
12.  招标技术规范书：七、设备技术要求-（五）储能系统-4、储能电池系统基本要求中要求“储能系统 PCS、电池 pack 均应采用液冷冷却方式。”
经了解 PCS 目前大部分采用风冷冷却，如采用液冷冷却方式，可能影响 PCS 的配置方案，部分厂家的组串式方案 PCS 采用液冷。请业主方确认 PCS 是否要求采用液冷冷却。
回复：PCS可以采用风冷散热，不考虑单机额定功率5MW限制及储能系统单机容量5MW/20MWh限制，投标人根据项目要求自行配置，其中四分之一容量按构网型储能配置，构网型储能性能应满足当地要求。电芯采用300Ah及以上容量，且在投标文件中提供电芯、模组和电池簇基于GBT36276的完整版认证报告，并通知招标方现场监造。
13.  招标技术规范书：一、总则-（一）概述-2. 投标方范围-（27）厂内生产管理通讯中要求“升压站至集中控制室（江布电厂南 750kV 升压站旁）设备通讯采用光缆方式，暂定通过 220kV 送出线路 OPGW 光缆传输信号，由投标方负责两端接入设备，最终以接入系统批复为准，如需单独敷设光缆由投标方负责。”
因通过 220kV 送出线路 OPGW 光缆传输信号与单独敷设光缆 2 个方案造价差异较大，请业主方明确具体采用哪种方案。
回复：按照在220kV送出线路上架设一条OPGW光缆作为集中控制室（江布电厂南侧750kV升压站旁）与光伏厂区的通讯通道，与送出线路承包单位的协调工作包含在本次招标范围内，并须进行单独报价（包含材料采购费用、施工调试费用，以及与送出线路承包单位的协调费用等）。
14.  招标技术规范书：一、总则-（四）主要技术方案-2. 光伏电站主要设计及施工方案-(6) 集中监控中要求“本光伏电站配置集中监控系统子站端设备一套（投标方采购 及安装，相关数据接入集中控制室（江布电厂南侧 750kV 升压站旁）及皖能集团智能集中监控中心。要求光伏电站主要设备，硬件方面必须具备独立传输端口，软件方面必须开放数据，传输协议为公用协议（如：IEC61850，104，modbus 等）开放设备（包括但不限于）：(1)光伏电站监控后台（含能量管理平台）；(2)光功率预测；(3)AGC/AVC 等； (4)逆变器、箱变监控等；(5)SVG 等；(6)视频监控等；(7)火灾报警；(8)其他需要监控的设备信息，要求以上的控制信息需在220kV升压站内完成后台整合，通过网络通讯上传至皖能新能源智能监控中心，数据传输通道和主站调试均在本次招标范围内，站内预留皖能新能源智能监控设备安装空间。”招标文件要求配置集中监控系统子站端设备一套，用于接入集中控制室（江布电厂南侧 750kV 升压站旁）及皖能集团智能集中监控中心，但又要求站内预留皖能新能源智能监控设备安装空间。请业主方明确光伏电站至皖能集团智能集中监控中心的设备是否需要 EPC 方提供，数据传输通道租赁费用和主站调试是否在本次招标范围内。
回复：达到光伏电站至皖能集团智能集中监控中心数据及控制信息（包括数据和图像）的传送功能，在光伏电站侧配置的设备及监控中心新增设备、调试均由投标方负责。
15.  根据招标技术规范书要求，箱变由发包方采购。请明确箱变相应配套的二次设备，如：箱变保护测控、通信环网交换机、纵向加密认证装置及箱变监控系统等，是由发包方采购，还是由 EPC 方采购。
回复：箱变内箱变保护测控、环网交换机、微型纵向加密装置及箱变在线监测系统由发包方采购。
16.  根据招标技术规范书要求，逆变器由发包方采购。请明确逆变器相应的二次设备，如：光伏单元通信箱（数据采集器、光纤环网交换机）等，是由发包方采购，还是由 EPC 方采购。以及光伏监控系统所需的站控层交换机、纵向加密认证装置、数据服务器及工作站，是由发包方采购，还是由 EPC 方采购。
回复：逆变器、数据采集器、光纤环网交换机由发包方采购。
17.  招标技术规范书：七、设备技术要求-（七）保护、控制、计量、通信-2、计量系统中要求“根据需要完成江布电厂 220kV 升压站侧接入点主计量点的施工、采购、调试、 验收等工作，关口表需送相关检测机构进行校验检测，并出具检验报告，一切费用含在投标方范围内。”
因光伏电站 220kV 送出线路不在招标范围内，请明确江布电厂 220kV 升压站接入点主计量点的施工、采购、调试、验收、检测等工作，一切费用是否含在投标方范围内。
回复：属于投标方范围内。最终以接入系统方案批复意见为准。接入系统方案尚未取得批复意见，且合同价格不因投标方案与接入系统方案批复意见存在差异而调整，请投标人充分考虑接入条件及设计变化带来的投标报价风险。
18.  招标文件中“附件 2：皖能奇台 80 万千瓦光伏基地项目 EPC 招标技术规范书”， 总则部分（四）主要技术方案中表明集电线路电缆可采用铝合金电缆，其余均需采用铜芯电缆；可研文件中集电线路采用的是铝芯电缆，请澄清集电线路是否只能使用铝合金电缆或者铜缆。
回复：35kV集电线路采用铝合金电缆。
19.  35kV 集电线路电缆中间接头处是否需要做中间接头井。
回复：集电线路35kV电缆原则上不允许有中间接头，电缆室、电缆沟等电缆集中敷设区域不允许有中间接头，如电缆过长必须设置中间接头时应设在地埋段且须经过发包人同意。电缆对接采用直接对接方式，直埋电缆须在接头处设置接头检查井，并在检查井旁设置集水井，并设置防跌落功能及明显标识，其他电缆不允许有中间接头。储能系统箱式基础底部电缆室设置集水井并配置自动排水泵，室外电缆沟与储能系统箱式基础底部电缆室接口处及与室内电缆沟接口处设挡水措施，并设集水坑，保证室内电缆室及电缆沟顺畅排水，在墙外设置集水井及自动排水泵。升压站内电缆沟盖板、电缆支架、电缆桥架样式及室内地砖排布等工艺措施须报发包方审核同意。
20.  请提供国网能源 220kV 升压站位置，并明确光伏区接入该站的 35kV 集电线路是否要求电缆方式。
回复：邻侧国网能源220kV升压站尚未核准和建设，初步设计位置距离本光伏场区西北角红线直线距离约2km（见附件1），具体位置尚未最终确定，且合同价格不因邻侧国网能源220kV升压站位置调整而调整，投标人需自行确认并考虑邻侧国网能源220kV升压站位置变化带来的投标报价风险。原则上要求电缆方式，接入系统方案尚未取得批复意见，且合同价格不因投标方案与接入系统方案批复意见存在差异而调整，请投标人充分考虑接入条件及设计变化带来的投标报价风险。
21.  招标文件技术规范书提到“接地体材料拟采用稀土铜铝合金等耐腐蚀类材料”，请明确是否光伏场区、升压站均需采用稀土铜铝合金材料。
回复：光伏场区用石墨烯或稀土铜铝合金材料，升压站采用常规接地体材料，但必须结合当地地理环境因素采用耐腐蚀类，且符合《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》（GB 50169）规范要求的材料。
22.  请提供集中控制室区（布置于江布电厂南侧 750kV 升压站旁）的具体位置、
平面图和各建筑图；
回复：集中控制室区尚未核准和建设，初步规划于本光伏站址东北方向直线距离约30km处江布电厂南侧 750kV 升压站旁，集控室区域平面布置和各建筑请投标人根据技术规范书要求自行设计。
23.  在《皖能奇台 80 万千瓦光伏基地项目 EPC 总承包招标技术规范书》技术要求中，220kV 升压站内包含生产办公用房为平房，和可研不一致，请提供生产办公用房的建筑图。
回复：按招标技术规范书要求设计。
24.  《皖能奇台 80 万千瓦光伏基地项目 EPC 总承包招标技术规范书》中要求设置沉降观测点，请明确沉降观测点范围及数量要求。
回复：投标方工作范围内，按规范要求设置的沉降观测点。
25.  《皖能奇台 80 万千瓦光伏基地项目 EPC 总承包招标技术规范书》中桩基工程材料采购及施工以暂估价列入总价，请明确埋置于桩基础内与立柱连接的连接件是否包含在暂估价内。
回复：光伏桩基工程属于暂估价项目。桩基暂估价范围：若采用微孔灌注桩时包含桩基及顶部预埋支架焊接钢板，若采用螺旋钢桩时包含螺旋钢桩和顶部连接端口，若采用钢筋混凝土预制桩时仅包含管桩，桩基高度为离地0.3米，请投标人根据招标文件的地质情况自行考虑，合同价格不因投标方案与最终桩基方案存在差异而调整，请投标人充分考虑桩基设计变化带来的投标报价风险。
26.  新建 220kV 主变消防是否可采用排油注氮或水喷雾灭火方式。
回复：主变消防采用水喷雾灭火系统，按照《水喷雾灭火系统技术规范》GB50219计算消防水池容量，并根据环境因素考虑防冻措施。
27.  请提供光伏场区（含升压站）的实测地形图（电子版 dwg 格式）。
回复：见附件2、附件3。
28.  古尔班通古特沙漠基地项目（皖能奇台 80 万千瓦光伏部分）EPC 总承包招标公告 2.4 计划工期：总工期 12 个月（以监理下发《开工令》当日起 12 个月内），2024年 11 月 30 日前具备升压站倒送电条件，2024 年 12 月 25 日前具备全容量并网条件。按照招标要求总工期 12 个月，具备升压站倒送电条件和具备全容量并网条件时间是否可以顺延？
回复：按招标文件执行，以上三个节点为固定节点，不因监理开工令时间变化而调整。
29.  招标文件里描述：2.项目概况与招标范围：2.4计划工期：总工期 12 个月（以监理下发《开工令》当日起 12 个月内），2024 年11 月 30 日前具备升压站倒送电条件，2024 年 12 月 25 日前具备全容量并网条件。附件2 招标技术规范书里描述：（五）工期要求1.竣工时间总工期 12 个月，2024 年 11 月 30 日前具备 220kV 升压站倒送电条件。2.里程碑进度节点
 

序号	工作内容	完成时间	备注
1	初步设计文件评审完成	总承包合同签订后 30 日内完成
2	项目正式开工建设	总承包合同签订后 60 日内完成
3	220kV升压站交安	2024年8月30日前
4	具备 220kV 升压站倒送电条件	2024年11月30日前
5	具备全容量并网条件	2024 年 12 月 25 日前	因国网能源不具备50MW容量接入导致节点未成，该节点相应顺延
6	储能系统完成充放电	监理下发开工令后 12 个月内

 
220kV 升压站交安在2024 年 8 月 30 日前、2024 年 11 月 30 日前具备升压站倒送电条件、2024 年 12 月 25 日前具备全容量并网条件，以上三个节点是否也是监理下发开工令后 12 个月内完成，请招标人明确。
回复：按招标文件执行，以上三个节点为固定节点，不因监理开工令时间变化而调整。
30.  50MW容量通过邻侧国网能源220kV升压站送出，具体电缆长度现场自行实际勘测确定。请提供邻侧国网能源220kV升压站的坐标。集中控制室（布置于江布电厂南侧 750kV升压站旁），请提供集中控制室具体坐标。
回复：邻侧国网能源220kV升压站、集中控制室（布置于江布电厂南侧 750kV升压站旁）尚未核准和建设，邻侧国网能源220kV升压站初步设计位置距离本光伏场区西北角红线直线距离约2km（见附件1），集中控制室区初步规划于本光伏站址东北方向直线距离约30km处江布电厂南侧 750kV 升压站旁，具体位置均尚未最终确定，且合同价格不因邻侧国网能源220kV升压站、集中控制室位置调整而调整，投标人需自行确认并考虑邻侧国网能源220kV升压站、集中控制室位置变化带来的投标报价风险。
31.  招标技术规范书中（1）系统能效，光伏电站建成初期（360小时试运行通过后1年内），光伏电站综合转换效率（PR值）≥87%。（2）满发小时数保证指标，要求光伏电站通过360小时试运行后的首年发电小时数不低于1680h。请明确
①PR值考核标准及发电量是否包含储能损耗；
②PR值考核标准及发电量计量节点位置；
③PR值考核标准及发电量考核的太阳辐照或其他测试计算基础条件。
回复：PR值考核标准及发电量不包含储能损耗，具体按相关标准和规范执行。
32.  请明确580Wp以上N型功率组件是否有意向合作厂家或版型尺寸。
回复：光伏组件尚未招标确定，光伏组件尺寸按2382×1134mm考虑，合同价格不因投标方案与最终光伏组件额定功率存在差异而调整，请投标人充分考虑光伏组件设备选型变化带来的投标报价风险。
33.  请明确集中控制室通信具体需求方案。
回复：按招标技术规范书执行，集中控制室须实现对光伏场区设备的“四遥”功能。
34.  根据招标文件，11章节给排水工程，要求储能消防事故废水池须满足环评要求。若需设置储能消防事故废水池，场内雨水，消防废水等需采用有组织收集（此部分与可研报告存在差异，可研报告采用雨水自然散排的形式，可研报告中无相关要求设置消防事故废水池），同时，目前并没有明确的标准规范要求储能区设置消防事故废水池，故建议取消设施相关消防事故废水池的设置。
回复：按招标技术规范书执行，满足环评要求。
35.  集中控制室（布置于江布电厂南侧 750kV升压站旁），其中集中控制室的给排水、消防设计、设备供货是否在本次招标范围内？若在，请提供相关给排水接口位置信息？生活用水、消防用水来源以及生活污水去向？
回复：按招标技术规范书执行。集中控制室的给排水、消防设计、设备供货属于招标范围内，相关工艺系统设计接口从江布电厂南侧 750kV升压站引接，管道接口位置位于相邻围墙处，电力、通讯等电气系统接口位于 750kV升压站设备下端口。
36.  根据招标文件，13章节消防工程站内设水喷雾自动灭火系统。建议站内主变固定灭火措施采用排油注氮（与可研报告相关内容保持一致），若主变采用水喷雾系统，招标文件中消防水池体积、消防水泵等设备不满足要求。
回复：主变采用水喷雾系统，投标人根据《水喷雾灭火系统技术规范》GB50219及相关规范计算自行设计消防水池容量，并根据环境因素考虑防冻措施。
37.  根据招标文件，11章节给排水工程，工程采用独立的排水系统。生活污水处理采用污水收集池进行收集，并采用污水车运至江布电厂集中处理。站内是否只需设置1座化粪池即可，容积大小按一个月收集一次进行计算？
回复：按招标技术规范书执行。
38.  集中控制室（布置于江布电厂南侧 750kV升压站旁）建筑范围及原有上下水及消防条件？生活、消防泵房是否需配套新建；请明确集控中心办公生活总使用人数。
回复：按招标技术规范书执行。集中控制室的给排水、消防设计、设备供货属于招标范围内，相关系统设计接口从江布电厂南侧 750kV升压站引接，管道接口位置位于相邻围墙处，电力、通讯等电气系统接口位于 750kV升压站设备下端口。
39.  新建升压站内，请明确拟综合楼、警卫室使用总人数。
回复：使用人数本次招标暂无法提供，请投标人根据新疆地区同类型电站自行考虑，且合同价格不因投标方案中人员与实际需求人数不符而调整，投标人需自行考虑使用人数变化带来的投标报价风险。
40.  请明确新建220kV升压站综合办公楼层数及使用人数；警卫室是否单独设置建筑物；明确集中控制室层数。
回复：使用人数本次招标暂无法提供，请投标人根据新疆地区同类型电站自行考虑，且合同价格不因投标方案中人员与实际需求人数不符而调整，投标人需自行考虑使用人数变化带来的投标报价风险。警卫室及集中控制室要求按招标技术规范书执行。
41.  请提供本项目光伏场及新建220升压站岩土工程初步勘察报告，包含场地土地层分布及桩基设计的主要参数。请提供集中控制室所在地或附近750kV变电站的地勘报告资料。
回复：光伏场地及新建220kV升压站岩土地质资料可参见可研，可研地质资料仅供参照，请投标人充分考虑最终详勘结果与可研勘察资料差异变化带来的投标报价风险，且合同价格不因投标方案与最终详勘结果存在差异而调整；光伏桩基为暂估价项目，尚未最终确定设计方案；集中控制室所在地暂无地勘报告，750kV升压站位于本光伏站址东北方向直线距离约30km处，江布电厂主厂房南侧，投标人可现场自行实际勘测确定。
42.  请提供本项目地形图资料及水文评价报告。
回复：本项目地形图见附件2、附件3，水文评价报告暂无法提供。
43.  招标技术规范书中同时表述了钢构件镀锌防腐及镁铝锌镀层防腐两种方式，请明确防腐方式是否采用任一种均可满足招标要求？
回复：采用镁铝锌镀层防腐。
44.  请明确EPC范围是否包含接入系统对侧电厂或升压站的电气一次、二次扩建工程。
回复：750kV升压站不属于招标范围。
45.  技术规范附件2中工程范围包括“布置于国网能源220kV升压站内的50MW设备”，请明确是否需要在国网能源220kV升压站内扩建220kV主变和35kV开关柜？
回复：在国网能源220kV升压站内扩建满足50MW光伏容量送出的35kV开关柜（开关柜在国网能源220kV升压站进行监视、控制、保护、计量），并接入国网能源侧35kV母线，接入系统方案尚未取得批复意见，最终以接入系统方案批复意见为准，且合同价格不因投标方案与接入系统方案批复意见存在差异而调整，请投标人充分考虑接入条件及设计变化带来的投标报价风险。
46.  请澄清，根据《古尔班通古特沙漠基地项目（皖能奇台80万千瓦光伏部分）EPC总承包招标文件正文》第100页，第一部分主要技术指标，“注：根据技术规范书要求对应填写”。主要技术指标是否为《皖能奇台80万千瓦光伏基地项目EPC招标技术规范书》中“七、设备技术要求”部份内要求填写的各设备的技术参数表。
回复：应包含但不限于技术规范书中要求的所需投标方填写的技术要求和参数指标。
47.  请澄清，根据《古尔班通古特沙漠基地项目（皖能奇台80万千瓦光伏部分）EPC总承包招标文件正文》第9页，“光伏桩基及支架”部分，“本项目光伏组件采用固定支架，暂定支架倾角采用40 度，最终由投标方确定最佳倾斜角，组件最低点离地0.5 米，”。投标方能否优化组件最低点离地高度？
回复：光伏组件最低点离地0.5 米。
48.  请发包人明确， 桩基工程暂估价里是否包括套筒的部分。
回复：光伏桩基工程属于暂估价项目。桩基暂估价范围：若采用微孔灌注桩时包含桩基及顶部预埋支架焊接钢板，若采用螺旋钢桩时包含螺旋钢桩和顶部连接端口，若采用钢筋混凝土预制桩时仅包含管桩，桩基高度为离地0.3米，请投标人根据招标文件的地质情况自行考虑，合同价格不因投标方案与最终桩基方案存在差异而调整，请投标人充分考虑桩基设计变化带来的投标报价风险。
49.  请发包人提供地勘报告、地质相关附件以及地形图（CAD 版本），因地质章节为参考资料，请明确参考项目位置及地质相似程度。
回复：地形图见附件2、附件3。详勘属于投标方范围，光伏场地地质资料可参见可研，可研地质仅供参照，请投标人充分考虑最终详勘结果与可研勘察资料差异变化带来的投标报价风险，且合同价格不因投标方案与最终详勘结果存在差异而调整。
50.  请发包人提供工程量清单。
回复：请投标人参照招标文件及现场踏勘结果自行考虑。
51.  根据规范，新建项目雨水应有组织排放，可研为地面散排，做法有误，请发包人明确。
回复：按招标文件执行。
52.  消防泵房和生活泵房不应合建， 请发包人明确。
回复：按招标文件执行。
53.  升压站内储能部分，按照《电化学储能电站设计标准》，应独立布； 拟采用防火墙将之于升压站分隔， 并增加入口及道路， 是否可行？请发包人明确。
回复：请根据规范自行设计，费用包含在投标报价中。
54.  招标文件中提及升压站内设置一座消防水池 216m3 , 但在附图中无 表示， 且综合泵房为单层， 130 ㎡，不足以满足要求， 需按实际重新计算所需面积， 请发包人明确。
回复：请根据规范自行设计，费用包含在投标报价中。
55.  储能设备如采用集装箱式布置， 集装箱顶部采用布置光伏组件的方式进行遮阳。遮阳用的光伏组件， 其发的电用到什么地方？ 请发包人明确。
回复：接入400V系统或储能系统，请投标人自行合理设计。
56.  50MW 采用什么电压等级接到国网能源电网站，请发包人明确需要配置哪些对侧设备？
回复：按招标技术规范书执行，接入系统方案尚未取得批复意见，且合同价格不因投标方案与接入系统方案批复意见存在差异而调整，请投标人充分考虑接入条件及设计变化带来的投标报价风险。
57.  请发包人明确组件采用多大尺寸。
回复：光伏组件尚未招标确定，光伏组件尺寸按2382×1134mm考虑，合同价格不因投标方案与最终光伏组件额定功率存在差异而调整，请投标人充分考虑光伏组件设备选型变化带来的投标报价风险。
58.  本项目招标技术文件中“光伏电站道路标准”章节关于进场道路 的宽度、长度与可研报告 7、3 章节中进场道路描述不一致。请发包人确认。
回复：按招标技术规范书执行。
59.  请发包人明确，对进场道路、检修道路结构层厚度，以及粒料路面的材质是否有要求。
回复：进场道路、检修道路结构层不小于20cm且需满足设备运输、安装和运行维护及清洗机器人运行的荷载要求，符合2级公路载荷要求，粒料路面的材质可根据现场周边就地取材选取碎石等。
60.  《附件2-招标技术规范书》第58页 电缆技术要求中提到“电缆应规划好电缆成盘长度，不允许存在电缆中间接头”。
因本项目规模较大，升压站位于地块东北角，集电线路电缆较长，经与市面主流电缆厂家咨询了解，考虑运输情况，35kV铝合金3*300/3*400/3*500截面高压电缆单盘最大长度不超过500m。
    请问：请发包方明确当高压电缆长度超出厂家允许的最大分盘长度时可否采用电缆分接箱进行电缆分段。
回复： 集电线路35kV电缆原则上不允许有中间接头，电缆室、电缆沟等电缆集中敷设区域不允许有中间接头，如电缆过长必须设置中间接头时应设在地埋段且须经过发包人同意。电缆对接采用直接对接方式，直埋电缆须在接头处设置接头检查井，并在检查井旁设置集水井，并设置防跌落功能及明显标识，其他电缆不允许有中间接头。储能系统箱式基础底部电缆室设置集水井并配置自动排水泵，室外电缆沟与储能系统箱式基础底部电缆室接口处及与室内电缆沟接口处设挡水措施，并设集水坑，保证室内电缆室及电缆沟顺畅排水，在墙外设置集水井及自动排水泵。升压站内电缆沟盖板、电缆支架、电缆桥架样式及室内地砖排布等工艺措施须报发包方审核同意。
61.  《附件2-招标技术规范书》第44页“站内设水喷雾自动灭火系统”。
根据GB50229-2019火力发电厂与变电站设计防火规范 11.5.4 单台容量为125MVA及以上的油浸式变压器、200Mvar及以上的油浸电抗器应设置水喷雾灭火系统或其他固定式灭火装置。由于本项目地处极寒地区，冬季最低温度约-25℃及以下。
    请问：请发包方明确是否必须采用水喷雾系统，可否采用排油充氮灭火装置。
回复：主变采用水喷雾系统，投标人按照《水喷雾灭火系统技术规范》GB50219及相关规范计算消防水池容量，并根据环境因素考虑防冻措施。
 
62.  国家规范《建筑结构荷载规范》没有昌州和奇台的基本风压数据；在基本风压分布图中查询，50年一遇基本风压数值在0.4~0.5 kN/m2之间；而可研中50年一遇基本风压为0.72kN/m2，25年一遇基本风压为0.65kN/m2，其与基本风压分布图相互矛盾。
请问：请提供奇台的50年一遇基本风压值和25年一遇基本风压值。
。
回复：根据招标技术规范书“本项目光伏桩基型式投标人根据当地气象、地质等环境因素自行设计，光伏支架结构地基基础设计使用年限应为50年”。请投标人结合可研及当地气象数据确定50年一遇基本风压值和25年一遇基本风压值。
63.  根据《工程结构通用规范》，永久荷载分项系数应取1.3，可变荷载分项系数应取1.5；根据《光伏支架结构设计规程》永久荷载分项系数可取1.2，可变荷载分项系数可取1.4。
请问：本项目结构设计是否需要按照《工程结构通用规范》永久荷载分项系数取1.3，可变荷载分项系数取1.5。
回复：永久荷载分项系数取1.3，可变荷载分项系数取1.5。
64.  光伏支架和基础结构计算时，结构重要性系数、风振系数和地面粗糙度类别均未明确。
按照《工程结构通用规范》，风振系数应不小于1.2；而《光伏支架结构设计规程》，可取1.0；按照《光伏支架结构设计规程》，结构重要性系数可取1.0；而《光伏发电站设计规范》，重要性设计不小于0.95；按照《建筑结构荷载规范》，项目所在地属于沙漠地区，地面粗糙度为A类；
请问：本项目光伏支架设计是否需要按照《工程结构通用规范》，风振系数取值不小于1.2；《光伏支架结构设计规程》，结构重要性系数取1.0；《建筑结构荷载规范》地面粗糙度取A类。
回复：风振系数不小于1.2，地面粗糙度为A类、系数不小于1.09，结构重要性系数取1.0。
65.  招标文件技术要求当光伏支架采用热镀锌时，防腐镀锌层厚度不小于85微米。
请问：在项目地所处环境中，光伏支架热镀锌镀锌层厚度不小于65微米便可满足防腐耐久性和规范要求，请问防腐镀锌层厚度是否可调整为65微米。
回复：采用镁铝锌镀层防腐。
66.  暂估价部分（桩基工程及智慧光伏系统）的税率是否按9%，预备费 500万元（牧民协调补偿费） 是否为含税金额，若含，税率按多少？
回复：暂估价部分（桩基工程及智慧光伏系统）为含税价。预备费 500万元（牧民协调补偿费）为含税（税率6%）金额 。
67.  箱变为甲供，甲供范围是否包含源控终端、环网交换机等箱变内部设备。
回复：箱变内源控终端、环网交换机由发包方采购。
68.  暂估价部分(桩基工程及智慧光伏系统)的税率是否按9%，预备费500万元(牧民协调补偿费) 是否为含税金额，如是，税率按多少?
回复：暂估价部分（桩基工程及智慧光伏系统）为含税价。预备费 500万元（牧民协调补偿费）为含税（税率6%）金额 。
69.  请问：请发包方明确是否必须采用水喷雾系统，可否采用排油充氮灭火装置。
回复：主变采用水喷雾系统，投标人按照《水喷雾灭火系统技术规范》GB50219及相关规范计算消防水池容量，并根据环境因素考虑防冻措施。
70.  《附件2-招标技术规范书》第94页储能系统中提到“储能设备如采用集装箱式布置，集装箱顶部采用布置光伏组件的方式进行遮阳”。
 请问：请发包方明确25MW/100MWh储能集装箱遮阳用的光伏组件及配套逆变器是否为甲供，遮阳用的光伏组件所发的电可否接入站用电系统。
回复：25MW/100MWh储能集装箱遮阳用的光伏组件及配套逆变器由发包方负责，接入400V系统或储能系统。
71.  《附件2-招标技术规范书》第9页箱变要求中提到“箱变容量暂定为3200kVA，箱变型式选用华式箱变”。
 请问：请发包方明确光伏电站华式箱变是否按照《电力变压器能效限定值及能效等级》GB 20052-2020能效要求执行三级能效。
回复：光伏场区箱变尚未招标确定，采用不低于《电力变压器能效限定值及能效等级》GB 20052-2020要求的三级能效，且合同价格不因投标方案与最终确定箱变型号存在差异而调整，请投标人充分考虑箱变型号变化及设计变化带来的投标报价风险。
72.  《招标文件》第5页2.5节招标范围中提到“本包不含以下工作：光伏区组件、逆变器及箱式变电站设备采购”。
    请问：请发包方明确箱式变电站中的环网交换机，箱变测控，源控终端，十兆微型纵向加密，光纤接口盒等设备是否随箱变由发包方成套提供。
回复：箱变内箱变保护测控、源控终端、环网交换机、微型纵向加密装置及光纤接口盒（不含视频监控）由发包方采购。
73.  国家规范《建筑结构荷载规范》没有昌州和奇台的基本风压数据；在基本风压分布图
4、招标文件技术要求当光伏支架采用热镀锌时，防腐镀锌层厚度不小于85微米。
请问：在项目地所处环境中，光伏支架热镀锌镀锌层平均厚度不小于65微米便可满足防腐耐久性和规范要求，请问防腐镀锌层厚度是否可调整为平均厚度不小于65微米。
回复：采用镁铝锌镀层防腐。
74.  招标技术规范书中，储能电池系统基本要求：电芯容量为314Ah（P101）
目前国内314Ah电芯处于刚刚上市阶段，各个厂家的GBT-36276终版认证报告均还没有拿到，没有经过市场的检验及运行时间的验证，产品性能和安全性没有保障，且会影响项目并网。
为了保证储能电站的运行良好，请问电芯容量是否可以改为不低于300Ah？
回复：电芯采用300Ah及以上容量，且在投标文件中提供电芯、模组和电池簇基于GBT36276的完整版认证报告，并通知招标方现场监造。
75.  招标技术规范书中，PCS技术要求：储能系统PCS采用液冷冷却方式，储能系统装置单机额定功率不低于5MW，最大效率不低于99%。储能系统单机不低于5MW/20MWh单机系统容量（P104）
国内储能系统技术路线是1台PCS对应1台电池舱。目前国内PCS单机功率可达到2500kW且为液冷散热，但是该项目为4小时系统，如果采用2500kW PCS，就会导致2台电池舱并联接入1台PCS，该方案可靠性不高。为了保证储能系统的安全性，避免直流电池舱并联。如果采用1250kW PCS，可以满足PCS和电池舱一对一，但是国内1250kW的PCS均为风冷散热。
请问PCS是否可以改为风冷散热，是否不用特别考虑“储能系统装置单机额定功率不低于5MW，最大效率不低于99%。储能系统单机不低于5MW/20MWh单机系统容量”这项要求。
回复：PCS可以采用风冷散热，不考虑单机额定功率5MW限制及储能系统单机容量5MW/20MWh限制，投标人根据项目要求自行配置，其中四分之一容量按构网型储能配置，构网型储能性能应满足当地要求。
76.  招标技术规范中，通过邻侧国网能源 220kV 升压站送出 50MW 容量（P8）。
请问是否有邻侧国网能源 220kV 升压站的前期资料，如升压站的具体位置（便于开展集电线路的设计内容）、电气主接线图、电气总平面布置图、土建总平面布置图等，以及能否明确在邻侧国网能源 220kV 升压站内需配置哪些一、二次设备。请提供国网能源220kV。
回复：接入系统方案尚未取得批复意见，请充分考虑接入条件及设计的变化。邻侧国网能源220kV升压站尚未核准和建设，初步设计位置距离本光伏场区西北角红线直线距离约2km（见附件1），具体位置尚未最终确定，接入国网能源的50MW光伏场区设备（组件、组串逆变器、箱变、视频监控等）在新建220kV升压站进线监视、控制，站侧35kV开关柜在国网能源220kV升压站进行监视、控制、保护、计量，且合同价格不因邻侧国网能源220kV升压站位置调整而调整，投标人需自行确认并考虑邻侧国网能源220kV升压站位置变化及接入条件和设计变化带来的投标报价风险。
77.  招标技术规范中，P109中升压站主变压器的描述为油浸式三相双绕组自冷有载调压升压型电力变压器，但在P112中冷却方式描述为ONAF，该缩写的冷却方式为强迫油循环风冷。
请明确主变压器冷却方式是自冷还是风冷。
回复：接入系统初步方案设计为3台主变容量250MVA，最终以接入系统方案批复意见为准。请投标人自行计算短路容量，核对主变绕组形式，并根据规范要求结合当地气候条件自行设计主变压器冷却方式。接入系统方案尚未取得批复意见，且合同价格不因投标方案与接入系统方案批复意见存在差异而调整，请投标人充分考虑接入条件及设计变化带来的投标报价风险。
78.  招标技术规范中，P109升压站主变压器的描述为油浸式三相双绕组自冷有载调压升压型电力变压器，容量为250MVA/250MVA。主变压器低压侧的额定电流即为4124A，但在P68中35kV开关柜的额定电流最大为2000A，P73中绝缘管母额定电流为2000A，可研附图中主变压器低压侧为分裂绕组。
请问35kV开关柜的额定电流、绝缘管母额定电流能否根据实际负载情况进行调整；以及请明确主变压器低压侧绕组型式是双绕组还是分裂绕组。
回复：接入系统初步方案设计为3台主变容量250MVA，最终以接入系统方案批复意见为准。请投标人自行计算短路容量，核对主变绕组形式。35kV开关柜的额定电流及绝缘管母额定电流由投标人计算。接入系统方案尚未取得批复意见，且合同价格不因投标方案与接入系统方案批复意见存在差异而调整，请投标人充分考虑接入条件及设计变化带来的投标报价风险。
79.  请问能否在红线范围对220kV升压站站址位置进行调整，以便更靠近光伏发电中心，优化集电线路布置。
回复：升压站坐标位置见附件2，且位置不可调整。
80.  请提供升压站区域和集中控制室区域的详细测量、地质和水文资料。
回复：详勘属于投标方范围，220kV升压站区域可研地质资料仅供参照，水文资料暂无法提供，集中控制室区域未核准建设暂无法提供，请投标人充分考虑最终详勘结果与可研勘察资料差异变化带来的投标报价风险，且合同价格不因投标方案与最终详勘结果存在差异而调整。
81.  招标技术规范书中（P1），招标范围包括新建集中控制室，布置于江布电厂南侧750kV升压站旁。
请明确新建集中控制室位置和可用红线范围，用以确定进站道路等相关工程量。
回复：集中控制室（布置于江布电厂南侧 750kV升压站旁）尚未核准和建设，集中控制室区初步规划于本光伏站址东北方向直线距离约30km处江布电厂南侧 750kV 升压站旁，具体位置均尚未最终确定，集中控制室进站道路750kV 升压站进场道路引接。从合同价格不因集中控制室位置调整而调整，投标人需自行确认并考虑集中控制室位置变化带来的投标报价风险。
82.  招标文件附件2：皖能奇台80万千瓦光伏基地项目EPC招标技术规范书中要求：“要求光伏电站通过360小时试运行后的首年发电小时数不低于1680h”。
经技术分析比较1680h是依据NASA气象数据库所得，通过目前常用气象数据软件分析，光伏项目常用的Solargis和Meteonorm气象数据多年总辐射值较NASA低约100多kWh/m2，望明确考核指标年的年发电小时数依据的水平面总辐射值为多少，以及选用哪种气象数据库作为计算依据。
回复：按可研报告数据。
83.  招标文件附件2：皖能奇台80万千瓦光伏基地项目EPC招标技术规范书中要求：35kV电缆采用聚氯乙烯外护套铝合金电缆与电缆技术参数表中电缆型号：ZRC-YJLY23-26/35kV-3×95mm2～3×400mm2聚乙烯外护套铝芯电缆不一致，考虑到直埋电缆的防冻要求，选择适宜低温条件的绝缘类型，也就是交联聚乙烯绝缘电缆更适合本工程的环境条件。
请明确本工程电缆采用铝合金还是铝芯，以及外护套采用聚氯乙烯还是聚乙烯材质。
回复：除集电线路电缆和逆变器至箱变电缆可采用铝合金电缆外，其他电缆均采用铜芯电缆，集电线路电缆外护套采用聚氯乙烯。
84.  招标文件中明确国网能源220kV升压站本期接入50MW，由于箱变容量为3200kVA，无法刚刚满足50MW要求，请明确国网能源220kV升压站本期是否可以接入51.2MW容量（变压器16台3200KVA箱变），或对单台箱变容量进行调整（3200kVA调整为2000kVA），正好满足50MW（15台3200kVA+1台2000kVA=50MW）的接入需求。
回复：可以按接入51.2MW容量考虑。
85.  请提供光伏场区岩土地勘报告，以计算支架基础工程量。
回复：详勘属于投标方范围，可研资料仅供参考，请投标人充分考虑最终详勘结果与可研勘察资料差异变化带来的投标报价风险，且合同价格不因投标方案与最终详勘结果存在差异而调整。
86.  我方根据光伏项目模拟软件SOLARGIS PROSPECT模拟该项目光伏系统，软件测试出项目地最佳倾角为37°，可研报告模拟项目地光伏组件最佳倾角为40°，请问招标方是否允许对项目最佳倾角予以优化为37°？
回复：投标人可根据招标文件性能要求自行设计。
87.  项目招标技术规范书第94页关于储能系统供货范围第一段的描述“通过储能变（容量25MVA）接入220kV母线”。请问招标方是否需要设置单独的一台220kV储能变压器，容量按25MVA考虑？
 
回复：不需要设置单独的220kV储能变压器，本工程在220kV升压站配置25MW/100MWh的储能系统，储能电池集装箱通过 PCS 逆变升压系统升至 35kV，接入35kV配电系统。
88.  从可研系统效率计算表上未看出系统效率是仅考虑到逆变器到箱变低压交流侧的损耗还是已考虑了箱变至升压站35kV系统母线处？系统效率是否考虑升压站系统效率？若为系统效率考虑连同整个升压站，光伏电站建成初期（360小时试运行通过后1年内），光伏电站综合转换效率（PR值）≥87%偏高，请招标方落实？
回复：按照光伏电站建成初期（360小时试运行通过后1年内），光伏电站综合转换效率（PR值）≥87%执行。
89.  本项目首年发电小时数要求不低于1680h。反推算最佳倾角对应的年峰值日照小时数将近1950h是否数据偏高，请招标方落实？
回复：本项目首年发电小时数要求不低于1680h。
90.  招标文件中提出集中控制室布置于江布电厂南侧750kV升压站旁，招标方可否提供集中控制室用地红线位置或者坐标。
回复：集中控制室（布置于江布电厂南侧 750kV升压站旁）尚未核准和建设，集中控制室区初步规划于本光伏站址东北方向直线距离约30km处江布电厂南侧 750kV 升压站旁，具体位置均尚未最终确定，合同价格不因集中控制室位置调整而调整，投标人需自行确认并考虑集中控制室位置变化带来的投标报价风险。
91.  招标文件中提出通过临侧国网能源220kV升压站送出50MW容量，招标方可否提供国网能源220kV升压站的用地红线或者坐标。
回复：接入系统方案尚未取得批复意见，请充分考虑接入条件及设计的变化。邻侧国网能源220kV升压站尚未核准和建设，初步设计位置距离本光伏场区西北角红线直线距离约2km（见附件1），具体位置尚未最终确定，且合同价格不因邻侧国网能源220kV升压站位置调整而调整，投标人需自行确认并考虑邻侧国网能源220kV升压站位置变化及接入条件和设计变化带来的投标报价风险。
92.  请明确该项目进度款的支付方式，银行转账还是承兑汇票或其他？
回复：银行转账。
93.  招标技术规格书中对排水工程做以下描述：本工程采用独立的排水系统。生活污水处理采用污水收集池进行收集，并采污水车运至江布电厂集中处理。厨房内的含油排水经室内的地上式隔油器除油后排入生活排水管道，污水收集池容积大小按一个月收集一次进行计算。
而可研报告有以下规定：本工程排水系统采用独立的排水系统，重力自流排水。
升压站生产综合楼内卫生器具的生活排水经生活排水管道收集后排至一体化综合 污水处理设备处理。污水处理工艺为二级生物接触氧化法，该工艺过程是在池内设置填 料，经过充氧的污水以一定的流速流过填料，使填料上长满生物膜，污水和生物膜相接 触，在生物膜上生物的作用下污水得到净化。处理后水质达到国家《污水再生利用工程 设计规范》中杂用水的水质标准，可进行回用。 一体化综合污水处理设备前设污水收集调节池，池内设2台潜污泵用于提升池内的污水至处理设备，处理达标后的水自流汇入附近的清水回用水池，经回用水泵升压用于站区的绿化补充用水，水泵采用2台潜水泵。用不完的回用水排出站区。厨房内的含油排水经室内的地上式隔油器除油后排入生活排水管道。
请问具体以哪个为准？
回复：按招标技术规范书执行。
94.  因技术规格书和合同范本对施工图审查（第三方专业图审机构）的规定有差异，请明确该项工作属于发包方范围还是投标方范围？
回复：属于投标方范围内。
95.  关于土地租赁，投标方是否只负责施工临建的租赁费用？
灌注桩工程量（光伏区不含箱变 39138.13）
回复：红线内土地租赁由发包方负责，红线外土地租赁费（若有）及临时用地复垦费等临时土地使用相关费用属于投标方，箱变桩基工程（若有）属于投标方范围。
96.  招标文件第109页，《三、投标报价表》
 
勘察设计费是否放入其他费用列项，不可竞争费是否放入该表，如放入是否也按其他费用列项？单位为万元的的费用填写时是否保留两位小数？
回复：
1.  《三、投标报价表》为可竞争费用报价表格式；
2.  勘察设计费用不计入其他费用，勘察设计费用报价见第六章报价格式（3、勘察设计费清单）；
3.  不可竞争费用不计入其他费用列项，不可竞争费用见第六章报价格式（5、平移合同价及暂估价清单）；单位为万元的的费用应保留两位小数。
97.  澄清1:履约保证金的金额：中标金额的10％（按两部分分别收取：发包人平移合同价部分由承包人另行缴纳，其他部分由承包人集中缴纳），
问题：平移合同价部分不属于固定价范围，设备厂商已经缴纳了该部分的履约保证金，承包人应只负责缴纳固定价部分的履约保证金。如承包人缴纳合同总价10%的履约保证金，请明确平移合同价部分的履约保证金转移缴纳给承包人。
回复：履约担保金额以专用合同条件约定为准：履约担保金额为签约合同价的10%。（合同总价是指发包人和承包人在合同协议书中确定的总金额，包括签约合同价、平移合同价、暂估价和预备费，履约担保金额为签约合同价的10%）。
98.  澄清2:14.1合同价格形式中关于勘察设计费包括a.发包人人员在国内参加设计联络会、专题会、技术培训、设备监造等活动时，发包人往返交通费用及住宿费用等相关费用均由承包人承担。
b.发包人人员参加总承包商组织的设备采购招标或项目发包招标活动时，发包人往返交通费用及住宿费用等相关费用均由承包人承担。
问题：发包人参与本项目的招采，属于发包人的工作和职责，相关差旅费用应纳入发包人正常的经营费用。如需承包人承担，应明确该项费用的封顶上限。
回复：以上发包人相关差旅费、住宿费由发包人自行负责。
99.  澄清3:设计费是否按付款节点开发票？
回复：按招标文件执行。
100.  35 电缆技术参数表中要求电缆为铝合金电缆，而型号写的是铝芯电缆ZRC-YJLY23-26/35,请明确是否是铝合金电缆ZRC-YJLHY23-26/35？
回复：采用铝合金电缆。
101.  35 电缆技术参数表中35kv电缆截面范围是3*95~3*400而可研中最大截面是3*300，最大电缆截面是否有要求？
回复：电缆截面投标人根据技术规范书要求自行计算。
102.  总体设计方案中，集电线路暂按36回考虑，能否按32回考虑，每回交流测容量按25MW考虑？
回复：接入系统方案尚未取得批复意见，请投标人自行设计，且合同价格不因投标方案与接入系统方案批复意见存在差异而调整，请投标人充分考虑接入条件及设计变化带来的投标报价风险。
103.  能否提供新建220kV 升压站和邻侧国网能源 220kV 升压站相对位置图或二者的相对距离？
回复：接入系统方案尚未取得批复意见，请充分考虑接入条件及设计的变化。邻侧国网能源220kV升压站尚未核准和建设，初步设计位置距离本光伏场区西北角红线直线距离约2km（见附件1），具体位置尚未最终确定，且合同价格不因邻侧国网能源220kV升压站位置调整而调整，投标人需自行确认并考虑邻侧国网能源220kV升压站位置变化、接入条件和设计变化带来的投标报价风险。
104.  能否提供光伏场区地形图
回复：见附件3
105.  主变：可研四台主变，2x240MVA+2x180MVA三相双绕组有载调压风冷变压器，招标文件三台主变，3x250MVA三相双分裂有载调压自冷变压器，总容量、主变型式及35kV段接线均不一致，请明确采用哪个方案？
回复：接入系统初步方案设计为3台主变容量250MVA，最终以接入系统方案批复意见为准。请投标人自行计算短路容量，核对主变绕组形式。主变型式及35kV段接线最终以接入系统方案批复意见为准。接入系统方案尚未取得批复意见，且合同价格不因投标方案与接入系统方案批复意见存在差异而调整，请投标人充分考虑接入条件及设计变化带来的投标报价风险。
106.  主变：招标文件中主变额定容量描述中为250MVA，技术参数表中为200MVA，不一致。
回复：接入系统初步方案设计为3台主变容量250MVA，最终以接入系统方案批复意见为准。请投标人详细计算短路容量，核对主变绕组形式。接入系统方案尚未取得批复意见，且合同价格不因投标方案与接入系统方案批复意见存在差异而调整，请投标人充分考虑接入条件及设计变化带来的投标报价风险。
107.  主变套管电流互感器准确级：可研中要求5P30、招标文件要求5P40。请明确采用那个方案？
回复：采用5P30。
108.  储能：可研25MW平均分配接到8段35kV母线上，招标文件要求单独设一台储能变直接接入220kV母线，是否单独装一台35kV储能变？请明确采用哪个方案？
回复：不需要设置单独的220kV储能变压器，本工程在220kV升压站配置25MW/100MWh的储能系统，储能电池集装箱通过 PCS 逆变升压系统升至 35kV，接入35kV配电系统。       
109.  储能电池电芯：可研电池电芯采用280Ah，招标文件电池电芯要求不小于314Ah，请明确采用哪个方案？
回复：电芯采用300Ah及以上容量，且在投标文件中提供电芯、模组和电池簇基于GBT36276的完整版认证报告，并通知招标方现场监造。
110.  储能电池：可研及招标文件描述都是0.5C，电芯参数中为0.25C，请明确采用0.25C还是0.5C？
回复：采用0.25C。
111.  储能单机容量：可研储能系统图为2.5kW/10MWh，招标文件中要求不低于5MW/20MWh。请明确采用那个方案？
回复：PCS不考虑单机额定功率5MW限制及储能系统单机容量5MW/20MWh限制，投标人根据项目要求自行配置，其中四分之一容量按构网型储能配置，构网型储能性能应满足当地要求。电芯采用300Ah及以上容量，且在投标文件中提供电芯、模组和电池簇基于GBT36276的完整版认证报告，并通知招标方现场监造。
112.  无功补偿装置因为可研和招标文件主接线不一致，故容量数量均不统一。请明确方案。
回复：接入系统初步方案设计为3台主变容量250MVA，请投标人自行计算短路容量，核对主变绕组形式。SVG、35kV开关柜、接地变、储能等设备最终以接入系统方案批复意见为准。接入系统方案尚未取得批复意见，且合同价格不因投标方案与接入系统方案批复意见存在差异而调整，请投标人充分考虑接入条件及设计变化带来的投标报价风险。
113.  35kV开关柜和母线，招标文件技术参数响应表中母线和主变开关柜断路器额定电流是2000A，和前面描述以及可研不符，且不满足要求。
回复：接入系统初步方案设计为3台主变容量250MVA，请投标人自行计算短路容量及设备额定电流，核对主变绕组形式。SVG、35kV开关柜、接地变、储能等设备最终以接入系统方案批复意见为准。接入系统方案尚未取得批复意见，且合同价格不因投标方案与接入系统方案批复意见存在差异而调整，请投标人充分考虑接入条件及设计变化带来的投标报价风险。
 
招标人澄清：
1、EPC招标技术规范书“一.（一）.2.投标方范围内第（11）条”修改为：基建期投标方负责提供给发包方8间临时办公场所，办公设施、家具、空调、水电费及网络费由投标方负责；负责为监理单位提供5间宿舍（每间配3张上下铺床、1张折叠桌、凳子若干），宿舍内空调、水电费由投标方负责。
2、EPC招标技术规范书内投标人提供专用工具内增加：配备1台可移动式抽水泵。
3、

序号	条款号	原招标文件内容	澄清后内容
1	招标文件，第一章公告，投标人资格条件3.3	投标人应至少具有1个单项工程发电规模≥100MW集中式光伏电站EPC总承包投产业绩；【业绩须同时提供合同协议书、项目投产（或竣工验收）证明文件；如提供的前述资料中不能体现要求的评审信息的，须另行提供其他证明材料（如业主证明文件、技术协议、验收资料或核准相关材料等）】。	投标人应至少具有1个单项工程发电规模≥100MW或≥120MWp集中式光伏电站EPC总承包投产业绩；【业绩须同时提供合同协议书、项目投产（或竣工验收）证明文件；如提供的前述资料中不能体现要求的评审信息的，须另行提供其他证明材料（如业主证明文件、技术协议、验收资料或核准相关材料等）】
2	招标文件第三章评标办法（综合评分法）评标办法前附表2.2.4（1）	在满足资格条件的基础上，投标人每多提供1个单项工程发电规模≥100MW集中式光伏电站EPC总承包投产业绩的得3分，本项满分12分。 备注：业绩须同时提供合同协议书、项目投产（或竣工验收）证明文件；如提供的前述资料中不能体现要求的评审信息的，须另行提供其他证明材料（如业主证明文件、技术协议、验收资料或核准相关材料等）	在满足资格条件的基础上，投标人每多提供1个单项工程发电规模≥100MW或≥120MWp集中式光伏电站EPC总承包投产业绩的得3分，本项满分12分。 备注：业绩须同时提供合同协议书、项目投产（或竣工验收）证明文件；如提供的前述资料中不能体现要求的评审信息的，须另行提供其他证明材料（如业主证明文件、技术协议、验收资料或核准相关材料等）
3	投标人须知前附表3.5.3	近年完成的类似项目为“2019年1月1日至投标截止日”，现对近年完成的类似项目无时间要求；	无时间要求
4	投标人须知总则3.1	投标文件的组成、投标文件技术部分“（2）初步设计方案（不含概算）”	投标文件的组成、投标文件技术部分“（2）设计方案（不含概算）”
5	投标人须知总则6.3.3	已被列入安徽省能源集团有限公司“黑名单”库的投标人，不得被推荐为中标候选人、不得被确定为中标人	已被列入安徽省能源集团有限公司、安徽省皖能股份有限公司“黑名单”库的投标人，不得被推荐为中标候选人、不得被确定为中标
6	标人须知前附表7.7.1	招标文件第二章投标人须知履约担保金额：中标金额的10％ （按两部分分别收取：发包人平移合同价部分由承包人另行缴纳，其他部分由承包人集中缴纳）履约保证金收取按（平移合同价+其他部分）收取；专用合同条件4.2履约担保金额为签约合同价的10%。二者不一致。	现履约担保金额以专用合同条件约定为准：履约担保金额为签约合同价的10%。（合同总价是指发包人和承包人在合同协议书中确定的总金额，包括签约合同价、平移合同价、暂估价和预备费，履约担保金额为签约合同价的10%）。
7	专用合同条件13.4标题及13.4.1	“暂估价”	统一规范表述为“暂估价+平移合同价”。
8	专用合同条件14.6.1	“(2)3%的同价格”	“（2）3%的合同价格”

详情请访问原网页！