中国石油集团济柴动力有限公司集气站净化处理装置设备采购及工艺包设计项目
招标公告
1. 招标条件
本招标项目中国石油集团济柴动力有限公司集气站净化处理装置设备及工艺包设计采购，招标人为中国石油集团济柴动力有限公司，招标项目资金来自企业自筹。该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：为了适应深层煤层气的发展，需对煤层气进行二氧化碳净化处理以达到外输条件。为此中国石油集团济柴动力有限公司在集气站实施净化处理技术服务项目以减少二氧化碳含量，达到脱碳目的。
中国石油集团济柴动力有限公司为在集气站实施净化处理技术服务，需设计采购日处理能力达到200万方的煤层气过滤、脱碳、二氧化碳液化处理装置，从而实现对集气站煤层气的脱碳处理和二氧化碳液化。招标完成后，按济柴项目工期计划实施采购。
2.2招标范围：
2.2.1工艺包设计:投标方应凭借执行同类项目的成功经验，组织高水平的设计队伍，在现有输入条件下，按照招标方的设计要求，完成脱碳、二氧化碳液化装置及辅助系统的工艺包设计工作。
设计输入条件如下：
整体处理规模及要求：180×10⁴Nm³/d（满足200×10⁴Nm³/d处理能力）；操作弹性：50～120%；装置入口压力：1.0～3.0MPa，设计点2.0MPa；入口温度：3～25℃，设计点温度15℃；二氧化碳含量由3.1%～6%降低至2.8%～1.5%。设计点2.5%，运行点2.8%。脱碳装置燃料气消耗量小于1.25%。二氧化碳液化产品浓度需达到99%及以上。注：原料气可能含有少量烃类和其他气体，投标人需考虑装置适应性，保证装置安全、平稳运行。天然气脱碳与液化处理设备的设计及选型应分模块成橇，全工厂预制，便于现场组装调试；所选型的设备、设施不得使用国家当期规定的淘汰型高能耗、低效设备。
2.2.2设计范围主要包括但不限于以下内容：
（1）日处理180万Nm3天然气（煤层气）净化及液化处理项目，操作弹性按日处理量50~120%的工艺流程设计，含流程计算、PID和PFD设计等。
（2）工艺包设计范围：原料气入口的第一个阀门后至合格的天然气产品出口及二氧化碳液化、装车。
（3）工艺系统设备设计、设备选型：主要包括但不限于工艺系统配套的过滤单元、脱碳单元、二氧化碳液化单元及相应的附属设施（二氧化碳液化储罐、泵、阀、制氮装置、导热油等）。
（4）仪表控制系统工艺包设计和选型 ，主要包括UPS、DCS、SIS、GDS、控制阀门、变送器、流量计、压力表/温度计、分析仪等 ，并且所有控制点接入 DCS、SIS或GDS系统，要求可监控、调节。
（5）电气系统工艺包设计和选型，主要包括但不限于10kV及10kV以下变压器、开关柜或电控柜、操作柱等设备。
（6）工艺装置平面布置设计、火炬、消防、水处理系统及其他公共辅助系统等。
（7）工艺流程的危害和操作研究(HAZOP) 和安全仪表系统安全完整性等级评估及计算。
2.2.3设备供货范围:
（1）具体见设备供货范围（以最终设计为准）。
（2）设备供货要求:投标方所提供的设备应是全新的、符合国家、行业相关质量规范、标准的。设备参数及供货数量以工艺包评审及最终设计确定的数据为准。中标方提供的仪表焊接接头、仪表、阀门、变送器等，保证投运时在有效期内，否则需要在业主当地指定地点完成二次标定。中标方提供完备的特种设备的注册、报验等所需资料。
（3）采购及服务:中标方负责设备的采购、监造、检验、按期交付以及相关服务。招标方有权在设备出厂前到中标方或其供货厂家进行验收。中标方负责提供净化处理成套设备及橇内物资的运输、现场设备的复装指导、所供设备调试服务。
（4）运输及服务:中标方负责将设备运输到项目指定现场并承担运输费用（车底板交货），运输包括探路、交通、保险、设备移交以及清关（若有）。同时，招标方在项目现场进行到货验收。
（5）负责提供备品备件及清单:中标方提供调试运行用的备品备件，需配套对接法兰、垫片（200%）、螺栓（120%）、螺母（120%）。开车投运考核验收后备品备件由招标方负责，投标方配合提供备品备件清单和价格（不包含在投标方的供货范围内）。
（6）培训服务及要求:中标方应对招标方的人员开展免费理论与操作培训（至少包括项目开工前培训、同类型项目现场培训、本项目现场培训等）。
①理论培训，包括工艺流程、设备原理和结构、装置控制、设备保养及检维修培训。
②中标方应组织在中标方、设备生产（成套）单位和本项目现场为招标方人员提供理论、操作及维护、设备保养及检维修培训。
③中标方应为招标方选取工艺相同或类似的净化处理厂进行实地培训。
2.2.4单机调试服务与性能考核:
（1）中标方提供所供设备单机性能测试方案、单机开机方案、单机调试服务及考核期间的保运服务。方案于各项点实施前30日内提供。
（2）中标方提供所供设备系统性能测试方案、系统联动调试方案、系统开车服务及考核期间的保运服务。方案于各项点实施前30日内提供。
（3）中标方有义务按相应的开机、联调方案，提出原料气、供水、动力供应条件，以便招标方进行协调。
（4）中标方与招标方承担各阶段相关费用分工如下：
①中标方负责提供开机物料及装填。
②招标方负责调试期间及性能考核期间的水、电、原料气（包括原料气损失）费用。
2.2.5机械竣工、试车和竣工验收及售后服务:中标方须提供项目机械竣工、试车和竣工验收期间的驻场服务和投产运行后的售后服务。质保期内，中标方产品出现任何设备本身质量问题，中标方无条件进行免费更换或维修，直至恢复正常。
服务及时性：中标方提供产品如发生故障，在接到招标方通知后，应在1小时内回复，并按照省内24小时、省外48小时的要求及时到现场处理解决。
2.2.6其他:二氧化碳制冷压缩机组在本次招标范围，二氧化碳增压压缩机组由招标方负责。投标方按经招标方最终确认后的 PID 供货，不含给排水系统、导热油系统、热力系统。所有与橇块连接的工艺管道和仪表配管均接至橇边，提供接口处的配对法兰、螺栓、螺母和垫片，提供必要的橇上供操作和维护的操作平台（含配电箱等），包括成橇设备内的管线、仪表电缆、桥架、电缆保护管等属于投标方供货范围。投标方需配套切断阀、过滤器、减压阀、安全阀、手动阀门等。特殊工具——投标方应提供供货设备安装和试车的特殊工具（如果需要）清单。
2.2.7设备招标范围：包括不限于以下设备，投标人可根据实际情况进行增加，设备规格参数以最终设计为准。

序号	系统	部件名称	型号、规格	数量	备注
1	过滤、脱碳系统	原料气旋风分离器（带旋风消泡功能）	设计压力MPa.g：6.3 设计温度℃：70 正常压力MPa.g：1.0-3.0 正常温度℃：50 过滤效率%：≥99%（6μm）	1	设备设计按200万方/天考虑，含所有内件
		原料气过滤分离器	设计压力MPa.g：6.3 设计温度℃：70 正常压力MPa.g：1.0-3.0 正常温度℃：50 过滤效率%：≥99%（1μm）	1	设备设计按200万方/天考虑，含所有内件
		原料气聚结器	设计压力MPa.g：6.3 设计温度℃：75 正常压力MPa.g：1.0-3.0 正常温度℃：55 过滤效率%：≥99%（0.3μm）	1	设备设计按200万方/天考虑，含所有内件
		吸收塔	设计压力MPa.g：6.3 设计温度℃：105 正常压力（顶部/底部）MPa.g：2.87/2.9 正常温度（顶部/底部）℃：67/67	1	设备设计按200万方/天考虑，含所有内件
		湿净化气空冷器	设计压力MPa.g：6.3 设计温度℃：90进口/出口压力MPa.g：1.84/1.82 进口/出口温度℃：67/55 热负荷kW：892 管程数：偶数管程	1	设备设计按200万方/天考虑
		湿净化气分离器	设计压力MPa.g：6.3 设计温度℃：70 正常压力MPa.g：1.82 正常温度℃：50	1	设备设计按200万方/天考虑
		富胺液闪蒸罐	设计压力MPa.g：1 设计温度℃：88 正常压力MPa.g：0.6 正常温度℃：68	1
		胺液预过滤器	设计压力MPa.g：1 设计温度℃：88 正常压力MPa.g：0.6 正常温度℃：68 分离精度μm：25	1	含所有内件及填料
		活性炭过滤器	设计压力MPa.g：1 设计温度℃：88 正常压力MPa.g：0.6 正常温度℃：68	1	含所有内件及填料
		胺液后过滤器	设计压力MPa.g：1 设计温度℃：88 正常压力MPa.g：0.6 正常温度℃：68 分离精度μm：10	1	含所有内件及填料
		贫/富液换热器A/B	设计压力MPa.g：壳程1.6管程1.6 设计温度℃：壳程150管程150 进口/出口压力MPa.g：壳程0.09/0.06 管程0.6/0.57 进口/出口温度℃：壳程122.9/96.2 管程66.8/96.5 热负荷kW：2554	1
		再生塔	设计压力MPa.g：0.35/FV 设计温度℃：150 正常压力（顶部/底部）MPa.g：0.08/0.1 正常温度（顶部/底部）℃：84/127 绝热厚度mm：100	1	含所有内件及填料
		再生塔底重沸器	设计压力MPa.g：壳程1.6管程1.6 设计温度℃：壳程160管程300 进口/出口压力MPa.g：壳程0.1/0.99 管程0.5/0.48 进口/出口温度℃：壳程122/122.9 管程220/160 热负荷kW：5857.5	1	含所有内件及填料
		贫液空冷器	设计压力MPa.g：6.3 设计温度℃：117 正常压力（顶部/底部）MPa.g：0.06/0.04 正常温度（顶部/底部）℃：96.2/50 热负荷kW：4215.2 管程数：偶数管程	1
		贫胺液循环泵A/B	工作压力MPa.g：吸入口0.004 排出口3.64 流量（设计值）m3/h：105 扬程（设计值）m：360 轴功率（设计值）kW：137 汽蚀余量（NPSHa）m：5	3	二用一备
		酸气空冷器	设计压力MPa.g：1.6 设计温度℃：105 正常压力（顶部/底部）MPa.g：0.07/0.05 正常温度（顶部/底部）℃：83.6/50 热负荷kW：650 管程数：偶数管程	1
		酸水回流罐	设计压力MPa.g：0.35 设计温度℃：70 正常压力MPa.g：0.05 正常温度℃：50，最大55	1	含所有内件及填料
		再生塔顶回流泵	工作压力MPa.g：吸入口0.05排出口0.63 流量（设计值）m3/h：1.2 扬程（设计值）m：60 轴功率（设计值）kW：1.5 汽蚀余量（NPSHa）m：3	2	一用一备
		胺液补充泵	工作压力MPa.g：常压排出口0.6 流量（设计值）m3/h：5 扬程（设计值）m：60 轴功率（设计值）kW：7.5 汽蚀余量（NPSHa）m：7	1
		胺液储罐	设计压力MPa.g：0.002/-0.00025 设计温度℃：80 正常压力MPa.g：常压 正常温度℃：40	1	含所有内件
2	二氧化碳液化	二氧化碳脱水橇	设计压力MPa.g：3.00 设计温度℃：70 操作压力MPa.g：2.50 操作温度℃：50	1	含填料及分布器等所有塔内件，含开车三甘醇
		二氧化碳液化橇（含制冷压缩机组）	设计压力MPa.g：3.00 设计温度℃：-30 操作压力MPa.g：2.30 操作温度℃：-25	1
3	燃料气系统	燃料气稳压罐	设计压力MPa.g：1.0 设计温度℃：5~75 操作压力MPa.g：0.4 操作温度℃：10~55	1
4	空气氮气系统	空气压缩及压缩空气净化橇		2
		变压吸附式制氮橇		1
		工厂风储罐	压力MPa.g：0.75 温度℃：40	1
		仪表风储罐	压力MPa.g：0.75 温度℃：40	1
		氮气储罐	压力MPa.g：0.6 温度℃：40	1
5	液化二氧化碳罐区及装车系统	液化二氧化碳储罐	满足7天储存量（≥1000m3)	1	含所有内件及操作梯、平台等附件
		装车装置	含两套计量泵、两套二氧化碳加注臂	1
		地磅	80吨	1
6	放空火炬系统	放空分液罐	PN1.6MPa	1
		放空火炬控制模块		1
		放空火炬点火系统		1
		放空火炬		1
7	除盐水系统	除盐水装置橇	带箱式橇装房	1
8	全厂通信系统	综合布线系统	包括电话和网络系统	1
		火灾自动报警系统		1
		工业电视监视系统	兼顾周界系统	1
9	电气系统		包括但不限于：组合式成套箱式变电站、10kV高压开关柜、10kVPT柜、干式变压器、不间断电源UPS、不间断电源EPS、落地式动力配电箱、操作柱、接线箱、端子箱、灯具、所有所用规格电缆（含电缆保护管及相关辅料）等	1	含机柜及操作平台
10	自控系统	仪控橇装房	包含机柜室、控制室、控制系统等	1	含机柜及操作平台
11	开机物料、备品备件		包含MEDA溶液、润滑油、填料、三甘醇等	1	确保开机直至投运
12	其他		投标方可根据设计需要增加并列明相关设备

2.3交货期：
（1）工艺包设计：工艺包交付时间：合同生效后15个工作日内完成最终文件的交付。
（2）设备供货： 11月5日前全部设备到货。
2.4交货地点：山西省临汾市永和县楼山乡鹿角村项目现场。
2.5标段划分：本项目共1个标段；
2.6技术要求：符合国家及行业标准，并满足以下总体技术要求：
（1）整体处理规模：180×10⁴Nm³/d（满足200×10⁴Nm³/d处理能力），操作弹性：50%～120%；装置入口压力：1.0～3.0MPa，设计点2.0MPa；入口温度：3～25℃，设计点温度15℃；二氧化碳含量由3.1%～6%降低至2.8%～1.5%。设计点2.5%，运行点2.8%。
脱碳装置燃料气消耗量小于1.25%；二氧化碳液化产品浓度超过99%及以上。
（2）脱碳装置采用醇胺法脱除二氧化碳，脱碳装置进、出口设置在现用永宁2集气站已建增压装置后，脱水装置前。为做好对比计量，进、出口均需加装流量计，脱除二氧化碳需进行液化处理。
（3）天然气脱碳与液化处理设备的设计及选型应分模块成橇，全工厂预制，便于现场组装调试；所选型的设备、设施不得使用国家当期规定的淘汰型高能耗、低效设备。
具体技术要求详见附件三技术规格书。
2.7产品质保期：质保期为全部设备到场并完成开箱验收后18个月或性能考核合格之日起12个月（以先到为准）。
2.8付款方式：
1）工艺包设计
①最终设计文件提交后7个工作日内，中标方开具设计费总价100%的增值税专用发票，招标方挂账后30个工作日内支付设计费总价的90%；
②全套设备现场调试投产后120个工作日内，无设计缺陷，招标方支付设计费总价的10%；
2）设备供货
①合同签订7个工作日内，招标方向中标方预付设备款的10%作为预付款。
②乙方在按采购合同规定将符合要求的货物(设备、材料等)及相关资料送达指定的交货地点，交付验收并提交符合用方要求的支持文件(包括不限于装箱单、产品说明书、质量合格证等)、提供合同全额的增值税发票后，申请合同总额50%的付款，经甲方审核确认后支付。
③乙方在提供现场指导安装、调试服务、培训、投产验收合格后，申请支付合同总额30%的金额，经甲方审核确认后支付。
④剩余合同总额10%的款项将作为质保金，至货物的质保期结束后乙方提出付款申请，经甲方审核确认后支付。
3. 投标人资格要求
3.1 本次招标不接受联合体投标。
3.2本次招标接受分支机构投标。分支机构要求：允许法人依法设立的分支机构（分公司）参与投标，但必须得到总公司的授权，取得独立法人的授权委托，其民事责任由总公司承担。投标时执行分支机构的资质、业绩、财务文件；且同一独立法人仅能授权下属一家分支机构参与本次投标。
3.3本次招标投标人须具备：
3.3.1 资质要求：投标人须在中华人民共和国境内注册，具有合格有效的营业执照。
投标人须对拟供设备的全套系统工艺、压力容器进行设计，自行或委托持有压力容器制造特种设备生产许可证的厂家生产制造；
投标人须具备有效的特种设备生产许可证压力容器设计资质；
投标人须具备有效的特种设备生产许可压力管道设计工业管道（GC1）设计资质；
3.3.2 业绩要求：投标人2019年1月1日起到投标截止日止（以合同签订时间为准）须至少具有1项天然气净化处理工艺包设计或相应的设备供货业绩，且单项合同金额在人民币800万元及以上（提供合同签署文本及发票）；
3.3.3 信誉要求：①未被工商行政管理机关在全国企业信用信息公示系统中列入严重违法失信企业名单；②未被最高人民法院在“信用中国”网站或各级信用信息共享平台中列入失信被执行人名单；③未被列入中国石油集团级、企业级三商黑名单；④开标当日未被中国石油招标投标网暂停或取消投标资格的。
暂停投标资格：失信分达到8分时，暂停投标人的投标资格半年；失信分达到9分时，暂停投标人的投标资格一年；失信分达到10分暂停投标人的投标资格两年。暂停期满后恢复投标资格，有效期内的失信分继续加价或扣分。
取消投标人资格：失信分10.5分及以上，或在暂停期间再次发生失信行为的，取消集团公司范围内的投标资格三年。期满重新获得投标人资格的，失信分不清零，有效期顺延三年。
3.3.4其他要求：单位负责人为同一人的潜在投标人不得在本项目中同时投标。否则将同时为无效投标人，取消其投标资格或中标资格；
4. 招标文件的获取
4.1凡有意参加投标的潜在投标人，请于2024年06月27日至2024年07月02日24时前（北京时间），登录中国石油电子招标投标交易平台 购买下载电子招标文件。
①登录“中国石油招标投标网”，进入中国石油电子招标投标交易平台在线报名，如未在中国石油电子招标投标交易平台上注册过的潜在投标人需要先注册，并在工作时间电话联系：4008800114通过平台审核，审核通过后登录平台在“可报名项目”中可找到本项目，并完成在线报名和交费。
②此次招标采购项目为全流程网上操作，投标人需要使用中国石油电子招标投标交易平台的U-key才能完成投标工作，因此要求所有参与本次采购招标的投标人必须办理U-key（具体操作请参考中国石油招标投标网首页----操作指南---《关于招标平台U-KEY办理和信息注册维护通知》）。其他具体操作请参考中国石油招标投标网操作指南中“投标人用户手册”的相关章节，有关注册、报名等交易平台的操作问题也可在工作时间咨询技术支持团队相关人员，咨询电话:4008800114。
4.2招标文件每标段(包)售价为200元人民币，请有意参加投标的潜在投标人确认自身资格条件是否满足要求，购买招标文件凡支付成功的，即视为招标文件已经售出，文件一经售出概不退款。如不满足开标条件需第二次报名时，请投标人务必自行登录中国石油电子招标投标交易平台重新报名并交费，否则视为放弃投标，招标文件售后不退。所投标段如招标失败，购买标书费用不予退还。
①购买招标文件采用平台支付，只支持个人网银支付，支付成功后，潜在投标人自行从平台下载招标文件（不再提供任何纸质招标文件）。
②购买招标文件的发票将以普通增值税发票电子发票形式开具，开票信息默认为“中国石油电子招标投标交易平台”初始录入基本信息（投标人名称、通信地址、联系人、联系方式及开票信息等），若以上信息有误，请于开标前确保在平台中修改为正确信息，招标机构将于项目开标后七个工作日内完成发票开具。
③发票获取形式：电子发票默认发送至投标人在“中国石油电子招标投标交易平台”预留手机号及邮箱。发票咨询电话：022-25928052、25966392。
报名成功后请投标人将公告附件《收款、开票信息承诺书》（盖章扫描版和excel电子版）发送至招标代理机构联系人邮箱，以开具发票。
招标过程中因联络方式有误导致的一切后果由投标人自行承担。
5. 投标文件的递交及开标
5.1本次招标采取网上递交电子投标文件的投标方式
投标人应在5.2规定的投标截止时间前通过“中国石油电子招标投标交易平台”递交电子投标文件；（为避免受网速及网站技术支持工作时间的影响，建议于投标截止时间前24小时完成网上电子投标文件的递交。）投标截止时间前未被系统成功传送的电子投标文件将不被接受，视为主动撤回投标文件。
5.2投标截止时间及开标时间（网上开标）：2024年07月17日08时00分（北京时间）。
5.3开标地点（网上开标）：中国石油电子招标投标交易平台（所有投标人可登录中国石油电子招标投标交易平台在线参加开标仪式）。
5.4潜在投标人应在投标截止时间前，向投标保证金专用账户提交8万元人民币的投标保证金，缴纳方式为通过企业网银向昆仑银行指定账户支付后，投标人须进入项目主控台——投标人电子钱包——分配至本项目（标段），确定投标保证金递交成功。
投标保证金账户信息如下：
账户名称：昆仑银行电子招投标保证金
开户行名称：昆仑银行股份有限公司大庆分行
行号：313265010019
银行账号：26902100171850000010
昆仑银行客服电话：4006696569
注意：如您是第一次向昆仑银行递交投标保证金，请您至少提前5天打款，打款之后务必核实是否打款成功，同时与项目负责人确认是否成功递交保证金，避免出现因信息不同步等原因导致保证金无法递交的情况，如出现以上问题，请及时致电4008800114（接通后，请根据语音提示选择“电子招标平台”） 进行解决。
6. 发布公告的媒介
本次招标公告同时在以下信息平台发布：
中石油招标投标网：www.cnpcbidding.com
电子交易平台（外网）：https://ebidmanage.cnpcbidding.com
电子交易平台（内网）：http://bidmanage.cnpcbidding.cnpc
山东省采购与招标网：https://www.sdbidding.org.cn/
本公告如有修改和补充也在以上网站同时公布。
7. 投标费用
中标人须交纳招标代理费，详见招标文件。
8. 联系方式
招标代理机构：天津大港油田工程咨询有限公司
地 址：天津滨海新区大港油田创业三路 邮编：300280
联系人：张工邮箱：2878371479@qq.com
电 话：/手机：15222123335

投诉受理部门：大港油田招标中心联系电话：022-25977051
意见与建议：大港油田招标中心 联系电话：022-25977051

电子招标运维单位：中油物采信息技术有限公司
电子投标技术咨询电话：4008800114语音导航“电子招标”

2024年06月