（略）第七采油廠2025年油維改造數字化配套項目招標公告
（略）：ZY25-XA604-FW1353
（重要提示：投標人務必認真填寫招標文件附件《投標信息表》中的“業績發票”等表格，并在遞交投標文件時，將已填寫的《投標信息表》（EXCEL版）（略）“遞交投標文件”的“價格文件”處。《投標信息表》（EXCEL版）填寫的信息須與投標文件內容保持一致，若因填寫信息錯誤或與投標文件內容不一致而導致對評審結果和合同簽訂的不利后果，由投標人自行承擔。）
1.招標條件
（略）第七采油廠批準，資金來自企業自籌（資金來源），出資比例為100%，（略）第七采油廠。項目已具備招標條件，現對該項目的服務進行公開招標。
2.項目概況與招標范圍
2.1項目概況：第七采油廠2025年油維改造數字化配套項目計劃已下達，資金已落實，具備招標條件，現對該項目進行公開招標。主要服務內容（工作量）：
第七采油廠環江（略）電纜50米，安裝DN20鍍鋅鋼管10米，對新增數字化設備及配套接地、線纜通斷進行校驗打標，（略）擴容及監控界面組態調試，實現環一轉輸油泵改造后的生產運行遠程監控和管理。
（2）2024年長慶油田第七采油廠環四聯、白豹伴生氣處理站數字化通信改造：1、（略）進行擴容；2、對32臺閥門、2臺液位進行安裝并調試數據上線；3、新建2（略）線80米，穿鋼管地埋敷設，埋深1.0米；（略）4芯鎧裝光纜160米，地埋敷設，埋深1.0米；（略）新增通信光纜150米地埋敷設，埋深1.0米；（略）新增通信光纜200米地埋敷設，埋深1.0米。
（3）2024年第七采油廠白204撬等3座數字化一體撬更換工程數字化配套項目：本次對白204撬、白20增、環9增3座撬裝站點，敷設PLC機柜到撬裝2（略）電纜敷設1800米、4（略）電纜600米、14（略）1800米、電動閥供電電纜1800米、站點電纜溝挖溝填土及鋪沙蓋磚940米、儀器儀表接地3套、模擬量點調試21個、開關量點調試66個、站控PLC組態調試3套，經過對3座撬裝的數字化配套及站控組態進行調試后，達到無人值守站運行要求。
（4）第七采油廠環江（略）電纜65米、開挖及恢復電纜溝（0.5m，深1.2m）65米，進行電控一體化橇數字化設備進行校驗，并進行界面組態和數據接入調試，最終實現環25增輸油泵生產過程的監控和遠程管理。
（5）第七采油廠洪德儲備庫儀表電氣電纜更換改造項目：對原值班室3臺操作站、18臺可燃氣體探測器及可燃氣體控制器、1臺室內UPS+主機機柜和站內視頻監控等設備搬遷至新中控制室，敷設3（略）電纜4800米，2（略）電纜3000米、4（略）電纜1400米，安裝1臺SMARTCPUSR40、1（略）板RS485/232信號板模塊、3臺模擬量輸入模塊，實現搬遷設備數據上傳至SCADA系統；敷設12芯400米光纜至新建中控室和大門口員工值班室，并安裝光纖收發器1對、一光四電交換機1對，（略）絡（略）電纜進行校線，（略）摘除，規范性PLC（略）；（略）絡機柜中的交換機等設備重新安裝，（略）；對站內安裝的1（略）絡一體化攝像機升級更換，實現視頻監控設備升級；安裝硬盤錄像機（帶顯示器）128T1臺，實現儲備庫存儲視頻升級，經過對洪德儲備庫進行數字化配套，實現生產過程參數監控和遠程管理。
（6）第七采油廠山城（略）電纜20米，對數字化設備儀表進行接地和校準，將新增數字化配套儀表PLC接入和監控界面的組態調試，（略）生產運行遠程監控和管理。
（7）（略）引氣至大板梁（略）校準，（略）的SCADA系統接入組態和報警；電纜溝挖掘及恢復約100米，對線纜進行校驗和儀表接地。
（8）第七采油廠白豹伴生氣處理站集氣閥門池搬遷改造：站內新安裝10臺流量計，挖溝布線至中控室，（略）接入原有PLC西門子1500，調試數據上線；新安裝1臺固定式可燃氣體探測器、1臺壁掛式可燃氣體報警控制器，（略）接入壁掛式可燃氣體報警控制器，調試數據上線。同時，（略）直接接入站內PLC西門子1500控制柜，（略）傳輸；通過加裝485（略）進行擴容改造；挖溝布線距離約80米，要求室外埋深1.2米；按照改造新增儀表設備需求，（略）界面組態調試，實現白豹伴生氣處理站的整體監控和數字化管理。
（9）第七采油廠山城提效（略）站點負荷率低，設計規模與現運行實際規模不匹配，存在大馬拉小車的現象，造成了一定程度上的資源過剩與效率低下。這種情況不僅可能導致運營成本的不必要增加，（略）的優化配置。因此，重新評估并調整這些站點的規模，使之更好地匹配當前的實際運營需求，成為了亟待解決的問題，（略）運行效率并降低成本。
（10）第七采油廠2025年白（略）水源井數字化技術配套項目：對白豹采油（略）25口水源井及大板梁采油（略）21口水源井數字化配套及數據采集：在水源井房外合適地點：（略）
（11）（略）腐蝕治理工程數字化配套項目:安裝2臺磁性浮子液位計和4臺浮球液位控制器；對6臺儀器儀表挖溝布線140米至中控室并接線至PLC，對鋪設線纜進行校驗和打線標，對設備儀表進行接入準確性核對；（略）通過增加PLC模塊進行擴容、增加監控點并進行組態開發，對監控畫面調整優化、數據庫調整，最終實現緩沖水罐液位遠傳監測、液位超限報警、低限液位連鎖停止加壓泵等功能。
（12）環二聯保障點擴建（儀表）：1、光傳輸部分：（略）一層機柜間，（略）一層設備間安裝通信機柜1面，在光傳輸機柜內安裝OLT設備及4臺網絡交換機，（略）由器；2、（略）：（略）器1臺，每間宿舍設置配線箱1面、網絡出線盒3套、電話出線盒1套；3、（略）：（略）1套，1層安裝高清攝像機6臺、2層安裝4臺、3層安裝4臺；4、（略）：在走廊安裝無限AP，實（略）設置遠程尋呼話筒，在火災出現（略）使用。
（13）白豹油田原油穩定及伴生氣綜合利用工程（袁21-15橇油氣混輸裝置無泄漏防爆污油污水回收裝置）儀表部分：1）新增新建60m3/d無人值守油氣混輸裝置1臺自帶變頻控制柜2臺，通過RJ45接口、TCP/IP方式：（略）
（14）白豹油田原油穩定及伴生氣綜合利用工程（關29-55廢液站壓縮機）儀表部分：1）新增壓縮機主要運行參數監視，壓縮機的生產運行控制由其自配套的監控設備完成，該監控設備以RS485接口、ModbusforRTU協議，（略）。2）通過硬接線實現事故狀態下壓縮機遠程緊急停車控制、（略）、（略）、（略）上傳。3）壓縮機進／出口管線溫度監測，（略）。4）壓縮機進／出口管線壓力監測，（略）。5）壓縮機進口管線流量監測，（略）。
（15）環江油田原油穩定及伴生氣綜合利用工程-環十七轉羅211-107井場智能相變混烴機組（儀表部分）：環十七轉值班室已建有1（略），完成站內的生產過程監視和管理，實現重要生產過程的自動控制。（略）具備擴容能力，（略）進行擴容，完成新增監控點組態、畫面調整、數據庫調整。具體新增監控內容如下：1）與1套智能相變分離混烴機組自帶控制柜進行通信，通信方式：（略）
(16)環江油田原油穩定及伴生氣綜合利用工程（環18增氣液分離器配套完善）儀表部分：1）監測伴生氣分液器氣相出口壓力。2）監測伴生氣分液器液位。3）接收可燃氣（略），實現伴生氣分（略）。為φ400伴生氣分液器（立式）設置浮球液位變送器1臺、壓力變送器1臺。
（17）環4增、環23增、劉平16-19橇等3座站點配套油氣混輸裝置儀表部分：各配套無人值守智能油氣混輸裝置1座。儀表專業負責將混輸裝置的監測數據上傳（略）SCADA系統。環4增、環23增、劉平16-19橇PLC（略）組態調試3套，（略）線穿管敷設各80米，以及配套開溝填土等工作量。
（18）袁28-14撬、白155-126撬配套油氣混輸配套裝置儀表部分：袁28-14橇、白155-126橇各配套無人值守智能油氣混輸裝置1座。儀表專業負責將混輸裝置的監測數據上傳（略）SCADA系統。袁28-14橇、白155-126橇PLC（略）組態調試2套，（略）線穿管敷設各80米，以及配套開溝填土等工作量。
（19）伴生氣綜合利用工程壓縮機監控配套完善儀表部分：在環六轉、巴12-1橇、環19增、環26增、環40增、環45增、環47增、環54增、環55增、環60增、環四聯、環44增、環56增、環二聯、環二十轉共15座站點，（略）配套完善，主要涉及進口流量計、壓變、（略）。（略）擴容。15臺壓變、溫變、流量計安裝調試，以及相關配套電纜等輔材，15（略）擴容。
預算投資：193.655534萬元（含稅6%）。
2.2招標范圍：
該項目根據內容的不同共劃分為3個標段：
第一標段：招標控制價：57.939282萬元（含稅6%）。
主要內容：（1）第七采油廠環江（略）電纜50米，安裝DN20鍍鋅鋼管10米，對新增數字化設備及配套接地、線纜通斷進行校驗打標，（略）擴容及監控界面組態調試，實現環一轉輸油泵改造后的生產運行遠程監控和管理。
（2）2024年長慶油田第七采油廠環四聯、白豹伴生氣處理站數字化通信改造：1、（略）進行擴容；2、對32臺閥門、2臺液位進行安裝并調試數據上線；3、新建2（略）線80米，穿鋼管地埋敷設，埋深1.0米；（略）4芯鎧裝光纜160米，地埋敷設，埋深1.0米；（略）新增通信光纜150米地埋敷設，埋深1.0米；（略）新增通信光纜200米地埋敷設，埋深1.0米。
（3）2024年第七采油廠白204撬等3座數字化一體撬更換工程數字化配套項目：本次對白204撬、白20增、環9增3座撬裝站點，敷設PLC機柜到撬裝2（略）電纜敷設1800米、4（略）電纜600米、14（略）1800米、電動閥供電電纜1800米、站點電纜溝挖溝填土及鋪沙蓋磚940米、儀器儀表接地3套、模擬量點調試21個、開關量點調試66個、站控PLC組態調試3套，經過對3座撬裝的數字化配套及站控組態進行調試后，達到無人值守站運行要求。
（4）第七采油廠環江（略）電纜65米、開挖及恢復電纜溝（0.5m，深1.2m）65米，進行電控一體化橇數字化設備進行校驗，并進行界面組態和數據接入調試，最終實現環25增輸油泵生產過程的監控和遠程管理。
（5）第七采油廠洪德儲備庫儀表電氣電纜更換改造項目：對原值班室3臺操作站、18臺可燃氣體探測器及可燃氣體控制器、1臺室內UPS+主機機柜和站內視頻監控等設備搬遷至新中控制室，敷設3（略）電纜4800米，2（略）電纜3000米、4（略）電纜1400米，安裝1臺SMARTCPUSR40、1（略）板RS485/232信號板模塊、3臺模擬量輸入模塊，實現搬遷設備數據上傳至SCADA系統；敷設12芯400米光纜至新建中控室和大門口員工值班室，并安裝光纖收發器1對、一光四電交換機1對，（略）絡（略）電纜進行校線，（略）摘除，規范性PLC（略）；（略）絡機柜中的交換機等設備重新安裝，（略）；對站內安裝的1（略）絡一體化攝像機升級更換，實現視頻監控設備升級；安裝硬盤錄像機（帶顯示器）128T1臺，實現儲備庫存儲視頻升級，經過對洪德儲備庫進行數字化配套，實現生產過程參數監控和遠程管理。
第二標段：59.78294萬元（含稅6%）。
主要內容：（1）第七采油廠山城（略）電纜20米，對數字化設備儀表進行接地和校準，將新增數字化配套儀表PLC接入和監控界面的組態調試，（略）生產運行遠程監控和管理。
（2）（略）引氣至大板梁（略）校準，（略）的SCADA系統接入組態和報警；電纜溝挖掘及恢復約100米，對線纜進行校驗和儀表接地。
（3）第七采油廠白豹伴生氣處理站集氣閥門池搬遷改造：站內新安裝10臺流量計，挖溝布線至中控室，（略）接入原有PLC西門子1500，調試數據上線；新安裝1臺固定式可燃氣體探測器、1臺壁掛式可燃氣體報警控制器，（略）接入壁掛式可燃氣體報警控制器，調試數據上線。同時，（略）直接接入站內PLC西門子1500控制柜，（略）傳輸；通過加裝485（略）進行擴容改造；挖溝布線距離約80米，要求室外埋深1.2米；按照改造新增儀表設備需求，（略）界面組態調試，實現白豹伴生氣處理站的整體監控和數字化管理。
（4）第七采油廠山城提效（略）站點負荷率低，設計規模與現運行實際規模不匹配，存在大馬拉小車的現象，造成了一定程度上的資源過剩與效率低下。這種情況不僅可能導致運營成本的不必要增加，（略）的優化配置。因此，重新評估并調整這些站點的規模，使之更好地匹配當前的實際運營需求，成為了亟待解決的問題，（略）運行效率并降低成本。
（5）第七采油廠2025年白（略）水源井數字化技術配套項目：對白豹采油（略）25口水源井及大板梁采油（略）21口水源井數字化配套及數據采集：在水源井房外合適地點：（略）
第二標段：75.933312萬元（含稅6%）。
主要內容：（1）（略）腐蝕治理工程數字化配套項目:安裝2臺磁性浮子液位計和4臺浮球液位控制器；對6臺儀器儀表挖溝布線140米至中控室并接線至PLC，對鋪設線纜進行校驗和打線標，對設備儀表進行接入準確性核對；（略）通過增加PLC模塊進行擴容、增加監控點并進行組態開發，對監控畫面調整優化、數據庫調整，最終實現緩沖水罐液位遠傳監測、液位超限報警、低限液位連鎖停止加壓泵等功能。
（2）環二聯保障點擴建（儀表）：1、光傳輸部分：（略）一層機柜間，（略）一層設備間安裝通信機柜1面，在光傳輸機柜內安裝OLT設備及4臺網絡交換機，（略）由器；2、（略）：（略）器1臺，每間宿舍設置配線箱1面、網絡出線盒3套、電話出線盒1套；3、（略）：（略）1套，1層安裝高清攝像機6臺、2層安裝4臺、3層安裝4臺；4、（略）：在走廊安裝無限AP，實（略）設置遠程尋呼話筒，在火災出現（略）使用。
（3）白豹油田原油穩定及伴生氣綜合利用工程（袁21-15橇油氣混輸裝置無泄漏防爆污油污水回收裝置）儀表部分：1）新增新建60m3/d無人值守油氣混輸裝置1臺自帶變頻控制柜2臺，通過RJ45接口、TCP/IP方式：（略）
（4）白豹油田原油穩定及伴生氣綜合利用工程（關29-55廢液站壓縮機）儀表部分：1）新增壓縮機主要運行參數監視，壓縮機的生產運行控制由其自配套的監控設備完成，該監控設備以RS485接口、ModbusforRTU協議，（略）。2）通過硬接線實現事故狀態下壓縮機遠程緊急停車控制、（略）、（略）、（略）上傳。3）壓縮機進／出口管線溫度監測，（略）。4）壓縮機進／出口管線壓力監測，（略）。5）壓縮機進口管線流量監測，（略）。。
（5）環江油田原油穩定及伴生氣綜合利用工程-環十七轉羅211-107井場智能相變混烴機組（儀表部分）：環十七轉值班室已建有1（略），完成站內的生產過程監視和管理，實現重要生產過程的自動控制。（略）具備擴容能力，（略）進行擴容，完成新增監控點組態、畫面調整、數據庫調整。具體新增監控內容如下：1）與1套智能相變分離混烴機組自帶控制柜進行通信，通信方式：（略）
（6）環江油田原油穩定及伴生氣綜合利用工程（環18增氣液分離器配套完善）儀表部分：1）監測伴生氣分液器氣相出口壓力。2）監測伴生氣分液器液位。3）接收可燃氣（略），實現伴生氣分（略）。為φ400伴生氣分液器（立式）設置浮球液位變送器1臺、壓力變送器1臺。
（7）環4增、環23增、劉平16-19橇等3座站點配套油氣混輸裝置儀表部分：各配套無人值守智能油氣混輸裝置1座。儀表專業負責將混輸裝置的監測數據上傳（略）SCADA系統。環4增、環23增、劉平16-19橇PLC（略）組態調試3套，（略）線穿管敷設各80米，以及配套開溝填土等工作量。
（8）袁28-14撬、白155-126撬配套油氣混輸配套裝置儀表部分：袁28-14橇、白155-126橇各配套無人值守智能油氣混輸裝置1座。儀表專業負責將混輸裝置的監測數據上傳（略）SCADA系統。袁28-14橇、白155-126橇PLC（略）組態調試2套，（略）線穿管敷設各80米，以及配套開溝填土等工作量。
（9）伴生氣綜合利用工程壓縮機監控配套完善儀表部分：在環六轉、巴12-1橇、環19增、環26增、環40增、環45增、環47增、環54增、環55增、環60增、環四聯、環44增、環56增、環二聯、環二十轉共15座站點，（略）配套完善，主要涉及進口流量計、壓變、（略）。（略）擴容。15臺壓變、溫變、流量計安裝調試，以及相關配套電纜等輔材，15（略）擴容。
2.3實施地點：（略）
2.4實施期限：合同簽訂日---2025年11月30日。
2.5標段劃分：
R是，劃分為3個標段。
￡否，本項目不進行標段劃分。
3.投標人資格要求
3.1投標人須是依照中華人民共和國法律在國內注冊的獨立法人或其它組織，具有有效的營業執照；投標人須具有“電子與智能化工程施工專業承包”二級以上資質；同時持有效的安全生產許可證。
3.2業績要求：近三年2022年1月1（略）（不含光纜）建設項目（提供合同及對應發票）。
3.3財務要求：未被責令停產停業；不存在資不抵債；未進入清算程序，或被宣告破產，或其他喪失履約能力的情形；投標人應提供2024年度經會計師事務所或審計機構審計的財務審計報告，包括資產負債表、利潤表、現金流量表、財務報表附注。
3.4項目管理機構及人員要求：
（略）項目負責人具有“通信與廣電工程專業”一級注冊建造師資格或“機電工程專業”二級及以上注冊建造師資格（以注冊證書為準）；具有“安全生產考核合格證書”（建安B證）。
（提示：若擬派的項目經理：（略）
（略）技術負責人具有相關專業中級及以上職稱。
（略）安全負責人具有“安全生產考核合格證書”（建安C證）。
（略）項目負責人、技術負責人、安全負責人與投標人簽訂勞動合同且建立勞動工資和社會養老保險關系。投標人須出具安全生產責任險（含項目負責人、技術負責人和安全負責人名單及對應的安全生產責任險）。
（略）項目負責人、技術負責人、安全管理負責人在項目實施期間不得有在建其他項目兼職。（承諾）
（略）施工人員數量每個標段不少于5人，至少有1人應持有有效的登高作業特種作業證件、至少有1人持有有效的低壓電工特種作業證件/建筑電工。
3.5設備及工器具要求
（略）車輛配備每個標段不少于2輛，租賃車輛需提供有效的車輛租賃合同、有效的行駛證及車輛保險，自有車輛需提供有效的行駛證、駕駛員駕照和車輛保險。
（略）主要工器具：（略）配套工程常用筆記本電腦、萬用表、PLC調試編程線纜、接地電阻測試儀、數字化儀表校驗儀及電工工器具。
3.6信譽要求：①投標人未被“（略）”網站（（略）.cn）列入經營異常名錄和嚴重違法失信企業名單；②投標人、法定代表人或者負責人未被人民法院在“信用中國”網站（（略）.cn）列入失信被執行人；③投標人或其法定代表人、擬委任的項目負責人無行賄犯罪。
3.7投標人、擬委任的項目負責人未被“（略）”（網站http：//（略）.cn/asite/jsbpp/index）列入黑名單，或雖然被“（略）”網站列入黑名單但移除黑名單日期在投標截止時間之前的。
3.8單位：（略）
3.9（略）暫停或取消投標資格的；（略）或長慶油田納入“黑名單”或限制投標的。投標人須通過中石油統一組織的公開招標資格評審，（略）承包商資源庫查詢，通過的資質類別和等級與本項目資質要求一致，狀態正常。
3.10投標人建立QHSE管理體系并有效運行。
3.11聯合體要求：不接受聯合體投標。
3.12其他要求
（略）年1月1日至投標截止時間未發生較大及以上質量事故、較大及以上突發環境事件、較大及以上生產安全事故。（承諾函）
3.13投標人需承諾在施工前提供以下資料：
（略）項目所有參建人員均經過正規醫療機構健康體檢，均無無心臟病等相關職業健康禁忌癥；（承諾和健康體檢表）
（略）為項目參建人員購買工傷保險等人身傷害保險；
（略）項目負責人、技術負責人、安全負責人在項目實施期間需與投標文件保持一致，未經招標人：（略）
（略）承諾合同簽訂后，作業施工前全員必須辦理有效的HSE證件。
（略）所有人員必須額外購買有個人工傷意外保險，保險有效期至2025年12月31日，并提供對應證明材料。
4．招標文件獲取：（略）
4.1凡有意參加投標者，請于北京時間2025年06月11日至2025年06月17日內完成以下兩個步驟：
①（略）（網址：（略）.html在線報名（（略）審核，（略）在可報名項目中可找到該項目并完成在線報名，（略）操作指南中“投標人用戶手冊”相關章節，有關注冊、（略）的操作問題請咨詢技術支持團隊相關人員，咨詢電話:（略））；
②投標人購買招標文件地址：（略）
4.2招標文件每標段售價為200元人民幣，請有意參加投標的潛在投標人確認自身資格條件是否滿足要求，售后不退，應自負其責。
4.3本次招標文件采取線上發售的方式：（略）
4.4招標文件發票開具：投標人支付標書費后，（略）網站：http://（略）#/login在“（略）”欄進入相應訂單列表，點擊“訂單及開票詳情”，可以自行下載標書費電子發票。
4.5（略）上操作，需要使用U-key完成投標工作，所有首次參與中國石油招標項目投標人必須辦理U-key。具體辦理通知公告及操作手冊下載方法如下：
（略）首頁：https://（略）“通知公告欄目”的“操作指南”中“（略）Ukey辦理通知公告及操作手冊”，即可下載“Ukey辦理通知公告及操作手冊.zip”。
5．投標文件遞交
5.1投標文件遞交的截止時間（投標截止時間及開標時間，下同）為2025年07月01日09時00分，（略）遞交電子投標文件。（（略）站技術支持時間的影響，建議于投標截止時間24（略）上電子投標文件的遞交。）
5.2投（略）接受，視為主動撤回投標文件。
5.3投標保證金：每標段（略）人民幣；投標保證金有效期與投標有效期一致，投標保證金可以采用保證保險或電匯或銀行保函形式遞交，具體遞交方式：（略）
5.4開標地點：（略）
潛在投標人對招標文件有疑問請咨詢招標機構聯系人：（略）
招標公告中未盡事宜或與招標文件不符之處，以招標文件為準。
6．發布公告的媒介
（略）（（略）），（略）（（略））上發布。
7．聯系方式：（略）
招標人：（略）
招標機構：（略）
地址：（略）
地址：（略）
聯系人：（略）
聯系人：（略）
電話：（略）/（略）
電話：（略）/（略）
電子郵件：（略）@163.com
招標機構：（略）
招標公告.doc