长庆油田分公司第七采油厂2025年油维改造数字化配套项目招标公告

                        招标编号：ZY25-XA604-FW1353

（重要提示：投标人务必认真填写招标文件附件《投标信息表》中的“业绩发票”等表格，并在递交投标文件时，将已填写的《投标信息表》（EXCEL版）上传至中国石油电子招标投标交易平台“递交投标文件”的“价格文件”处。《投标信息表》（EXCEL版）填写的信息须与投标文件内容保持一致，若因填写信息错误或与投标文件内容不一致而导致对评审结果和合同签订的不利后果，由投标人自行承担。）

1. 招标条件

本招标项目 长庆油田分公司第七采油厂2025年油维改造数字化配套项目 已由 长庆油田分公司第七采油厂 批准，资金来自 企业自筹 （资金来源），出资比例为 100% ，招标人为 长庆油田分公司第七采油厂 。项目已具备招标条件，现对该项目的服务进行公开招标。

2. 项目概况与招标范围

2.1项目概况：第七采油厂2025年油维改造数字化配套项目计划已下达，资金已落实，具备招标条件，现对该项目进行公开招标。主要服务内容（工作量）：

1. 第七采油厂环江作业区环一转输油泵改造工程（数字化）；（2）2024年长庆油田第七采油厂环四联、白豹伴生气处理站数字化通信改造；（3）2024年第七采油厂白204撬等3座数字化一体撬更换工程数字化配套项目；（4）环江作业区环25增输油泵改造工程数字化配套；（5）第七采油厂洪德储备库仪表电气电缆更换改造项目；（6）第七采油厂山城作业区环十三转站内优化简化改造（数字化部分）；（7）采油十厂庆一联系统引气至大板梁作业区项目（数字化）；（8）第七采油厂白豹伴生气处理站集气阀门池搬迁改造-数字化部分；（9）第七采油厂山城提效示范区建设项目站点降级改造工程（数字化部分）；（10）第七采油厂2025年白豹油区水源井数字化技术配套项目；（11）环二联采出水处理系统改造（仪表部分）；（12）环二联保障点扩建（仪表）；（13）白豹油田原油稳定及伴生气综合利用工程（袁21-15橇油气混输装置无泄漏防爆污油污水回收装置）仪表部分；（14）白豹油田原油稳定及伴生气综合利用工程（关29-55废液站压缩机）仪表部分；（15）环江油田原油稳定及伴生气综合利用工程-环十七转罗211-107井场智能相变混烃机组（仪表部分）；（16）环江油田原油稳定及伴生气综合利用工程（环18增气液分离器配套完善）仪表部分；（17）环4增、环23增、刘平16-19橇等3座站点配套油气混输装置仪表部分；（18）袁28-14撬、白155-126撬配套油气混输配套装置仪表部分；（19）伴生气综合利用工程压缩机监控配套完善仪表部分，共18项数字化改造配套内容，具体工作量如下：

（1）第七采油厂环江作业区环一转输油泵改造工程（数字化）：安装输油泵出口电动执行机构1台、压力变送器2台、温度变送器1台、可燃气体探测器及可燃气体报警控制器各1台，敷设14芯控制电缆150米、2芯信号电缆270米、3芯信号电缆50米，安装DN20镀锌钢管 10米，对新增数字化设备及配套接地、线缆通断进行校验打标，对已建站控系统扩容及监控界面组态调试，实现环一转输油泵改造后的生产运行远程监控和管理。

（2）2024年长庆油田第七采油厂环四联、白豹伴生气处理站数字化通信改造：1、对原站控系统进行扩容；2、对32台阀门、2台液位进行安装并调试数据上线；3、新建2座电控撬至已建中控室通信线缆六类网线80米，穿钢管地埋敷设，埋深1.0米；新建地面火炬视频监控至已建中控室通信线路4芯铠装光缆160米，地埋敷设，埋深1.0米；环四联装车系统至中控系统新增通信光缆150米地埋敷设，埋深1.0米；白豹处理站装车系统至中控系统新增通信光缆200米地埋敷设，埋深1.0米。

（3）2024年第七采油厂白204撬等3座数字化一体撬更换工程数字化配套项目：本次对白204撬、白20增、环9增3座撬装站点，敷设PLC机柜到撬装2芯信号电缆敷设1800米、4芯信号电缆600米、14芯控制线路1800米、电动阀供电电缆1800米、站点电缆沟挖沟填土及铺沙盖砖940米、仪器仪表接地3套、模拟量点调试21个、开关量点调试66个、站控PLC组态调试3套，经过对3座撬装的数字化配套及站控组态进行调试后，达到无人值守站运行要求。

（4）第七采油厂环江作业区环25增输油泵改造工程数字化配套：敷设14芯控制电缆65米、4芯信号电缆 65米、开挖及恢复电缆沟（0.5m，深1.2m）65米，进行电控一体化橇数字化设备进行校验，并进行界面组态和数据接入调试，最终实现环25增输油泵生产过程的监控和远程管理。

（5）第七采油厂洪德储备库仪表电气电缆更换改造项目：对原值班室3台操作站、18台可燃气体探测器及可燃气体控制器、1台室内UPS+主机机柜和站内视频监控等设备搬迁至新中控制室，敷设3芯信号电缆4800米，2芯信号电缆3000米、4芯信号电缆1400米，安装1台SMART CPU SR40、1台信号板RS485/232信号板模块、3台模拟量输入模块，实现搬迁设备数据上传至SCADA系统；敷设12芯400米光缆至新建中控室和大门口员工值班室，并安装光纤收发器1对、一光四电交换机1对，实现两室办公网络和社区网络正常；对集输站设备间内PLC300中模拟量、数字化量等模块接入的仪表信号电缆进行校线，并对废弃线路摘除，规范性PLC机柜布置线路；对集输站设备间内网络机柜中的交换机等设备重新安装，并规范和固定通信线路；对站内安装的1台防爆网络一体化摄像机升级更换，实现视频监控设备升级；安装硬盘录像机（带显示器）128T 1台，实现储备库存储视频升级，经过对洪德储备库进行数字化配套，实现生产过程参数监控和远程管理。

（6）第七采油厂山城作业区环十三转站内优化简化改造（数字化部分）：外输系统出口管线安装2台电动执行机构、5台压力变送器、2台温度变送器、1台刮板轮流量计、2台可燃气体探测器和配套的3台可燃气体报警控制器、1台声光报警器，敷设14芯控制电缆110米、2芯信号电缆300米、3芯信号电缆110米、4芯信号电缆80米、4芯信号电缆20米，对数字化设备仪表进行接地和校准，将新增数字化配套仪表PLC接入和监控界面的组态调试，实现新建外输系统生产运行远程监控和管理。

（7）采油十厂庆一联系统引气至大板梁作业区项目（数字化）：对原大板梁作业区白15增站内已建仪控间站控系统扩容，并对I/O点、数据通信接口、供电接口等有可能将雷电感应所引起的过电流与过电压引入系统的关键部位安装防浪涌保护器；安装1台气体流量计、1台可燃气体探测器及可燃气体报警控制器（增加1台备用可燃气体报警控制器），将新增设备的信号接入原有PLC控制柜并进行信号校准，并实现可燃气双链路的SCADA系统接入组态和报警；电缆沟挖掘及恢复约100米，对线缆进行校验和仪表接地。

（8）第七采油厂白豹伴生气处理站集气阀门池搬迁改造：站内新安装 10 台流量计，挖沟布线至中控室，将信号接入原有PLC西门子1500，调试数据上线；新安装 1 台固定式可燃气体探测器、1台壁挂式可燃气体报警控制器，挖沟布线将固定式可燃气体探测器信号接入壁挂式可燃气体报警控制器，调试数据上线。同时，将固定式可燃气体探测器信号直接接入站内PLC西门子1500控制柜，保证可燃气体探测器为双链路传输；通过加装485卡件对原站控系统进行扩容改造；挖沟布线距离约80米，要求室外埋深1.2米；按照改造新增仪表设备需求，对现有的监控系统界面组态调试，实现白豹伴生气处理站的整体监控和数字化管理。

（9）第七采油厂山城提效示范区建设项目站点降级改造工程（数字化部分）：山城作业区8座站点负荷率低，设计规模与现运行实际规模不匹配，存在大马拉小车的现象，造成了一定程度上的资源过剩与效率低下。这种情况不仅可能导致运营成本的不必要增加，还可能影响到能源的有效利用及整体系统的优化配置。因此，重新评估并调整这些站点的规模，使之更好地匹配当前的实际运营需求，成为了亟待解决的问题，以便提升系统运行效率并降低成本。

（10）第七采油厂2025年白豹油区水源井数字化技术配套项目：对白豹采油作业区25口水源井及大板梁采油作业区21口水源井数字化配套及数据采集：在水源井房外合适地点安装智能控制仪箱，箱内设备包括RTU、安装轨道、空开、电源等，要求做好箱体接地保护，水源井补充安装压力变送器、自动放空装置、电流及电压互感器等，并对所有仪器仪表接线，利用智能控制仪采集井口流量、压力、电参等数据，并完成智能远程启停调试，对距离井场≤100m的采用网线传输，对距离井场≥100m的井场采用光缆传输，并配套相应网络设备进行调试，将水源井数据添加至厂级和作业区级SCADA平台，保障数据上线。

（11）第七采油厂环二联水处理系统腐蚀治理工程数字化配套项目:安装2台磁性浮子液位计和4台浮球液位控制器；对6台仪器仪表挖沟布线140米至中控室并接线至PLC，对铺设线缆进行校验和打线标，对设备仪表进行接入准确性核对；对站控系统通过增加PLC模块进行扩容、增加监控点并进行组态开发，对监控画面调整优化、数据库调整，最终实现缓冲水罐液位远传监测、液位超限报警、低限液位连锁停止加压泵等功能。

（12）环二联保障点扩建（仪表）：1、光传输部分：老综合楼引光缆至公寓楼一层机柜间，在公寓楼一层设备间安装通信机柜1面，在光传输机柜内安装OLT设备及4台网络交换机，在综合布线系统机柜安装光分路由器；2、电话网络电视布线系统：在公寓楼一层机柜安装机架式光分路器1台，每间宿舍设置配线箱1面、网络出线盒3套、电话出线盒1套；3、公寓楼视频监控系统：在公寓楼设置视频监控系统1套，1层安装高清摄像机6台、2层安装4台、3层安装4台；4、社区无线网：在走廊安装无限AP，实现社区网覆盖；5、公共广播系统：在公寓楼设置公共广播系统，在走道安装3W全频高音质吸顶喇叭，在值班室设置远程寻呼话筒，在火灾出现时分区使用。

（13）白豹油田原油稳定及伴生气综合利用工程（袁21-15橇油气混输装置无泄漏防爆污油污水回收装置）仪表部分：1）新增新建60m3/d无人值守油气混输装置1台自带变频控制柜2台，通过RJ45接口、TCP/ IP 方式，数据上传至站控系统，通过硬接线方式，实现远程启停功能并监视运行状态。2）电加热器自带控制柜，通过硬接线方式，实现远程启停功能并监视运行状态。3）新增污油回收装置自配套的控制柜进行通信，监控装置的生产运行参数。通信方式为RS485接口，Modbus for RTU协议。4）可燃气体泄漏监测：袁21-15橇已建1套可燃气体报警控制器，接收本站固定式可燃气体探测器输出的气体泄漏浓度信号，完成站内可燃气体泄漏浓度的监测、报警，并通过RS485接口、 Modbus for . RTU 协议，实现本站可燃气体泄漏浓度的远程监视、报警。5）在新增新建60m3/d无人值守油气混输装置附近、新建无泄漏防爆污油污水回收装置附近分别设置固定式可燃气体探测器（ AT -1~2)；监测新增区域的可燃气体泄漏浓度，信号接入已建气体报警控制器。。

（14）白豹油田原油稳定及伴生气综合利用工程（关29-55废液站压缩机）仪表部分：1）新增压缩机主要运行参数监视，压缩机的生产运行控制由其自配套的监控设备完成，该监控设备以RS485接口、 Modbus for RTU 协议，将生产运行数据传输至控制系统。2）通过硬接线实现事故状态下压缩机远程紧急停车控制、压缩机运行状态信号、报警信号、紧急停车状态信号上传。3）压缩机进／出口管线温度监测，信号进站控系统。4）压缩机进／出口管线压力监测，信号进站控系统。5）压缩机进口管线流量监测，信号进站控系统。

（15）环江油田原油稳定及伴生气综合利用工程-环十七转罗211-107井场智能相变混烃机组（仪表部分）：环十七转值班室已建有1套控制系统，完成站内的生产过程监视和管理，实现重要生产过程的自动控制。已建控制系统具备扩容能力，本次扩建对站内已建控制系统进行扩容，完成新增监控点组态、画面调整、数据库调整。具体新增监控内容如下：1）与1套智能相变分离混烃机组自带控制柜进行通信，通信方式为RS485接口， Modbus for RTU 协议，实现对装置数据采集及状态监测。(RS485:1路）2）可燃气体泄漏监测系统：环十七转值班室新增可燃气体报警控制器（壁挂式），接收新建装置区域固定式可燃气体探测器输出的可燃气体泄漏浓度信号，实现新增区域可燃气体泄漏浓度的监测、报警，并将可燃气体泄漏浓度信号上传至已建站控系统。新增可燃气体报警控制器在控制室内壁挂安装，电源由已建可燃气体报警控制器接入。3）现场仪表设置：①新增装置区设置带现场声光报警的点型可燃气体探测器，检测可燃气体的泄漏浓度，将信号上传至可燃气体报警控制器。②可燃气体探测器安装在可燃气体易积聚和易泄漏处，探测器固定在DN50钢管立柱上，室外装高0.4m。可燃气体检测探头的具体安装位置，依据现场工艺设备的安装情况可由施工人员作合理调整，但应尽量靠近可燃气体易泄漏或易积聚处，并避开检修通道。

(16)环江油田原油稳定及伴生气综合利用工程（环18增气液分离器配套完善）仪表部分：1）监测伴生气分液器气相出口压力。2）监测伴生气分液器液位。3）接收可燃气体报警控制器输出的可燃气体浓度超限报警信号，实现伴生气分液器区域的可燃气体泄漏监视、报警。在伴生气分液器区域的可燃气体易积聚和易泄漏处设置固定式可燃气体探测器，信号接入值班室新增可燃气体报警控制器，对该区域内可燃气体的泄漏浓度进行集中监测与报警，并向已建站控系统输出报警信号。为φ400伴生气分液器（立式）设置浮球液位变送器1台、压力变送器1台。

（17）环4增、环23增、刘平16-19橇等3座站点配套油气混输装置仪表部分：各配套无人值守智能油气混输装置1座。仪表专业负责将混输装置的监测数据上传作业区 SCADA 系统。环4增、环23增、刘平16-19橇PLC站控系统组态调试3套，超五类网线穿管敷设各80米，以及配套开沟填土等工作量。

（18）袁28-14撬、白155-126撬配套油气混输配套装置仪表部分：袁28-14橇、白155-126橇各配套无人值守智能油气混输装置1座。仪表专业负责将混输装置的监测数据上传作业区 SCADA 系统。袁28-14橇、白155-126橇PLC站控系统组态调试2套，超五类网线穿管敷设各80米，以及配套开沟填土等工作量。

（19）伴生气综合利用工程压缩机监控配套完善仪表部分：在环六转、巴12-1橇、环19增、环26增、环40增、环45增、环47增、环54增、环55增、环60增、环四联、环44增、环56增、环二联、环二十转共15座站点，增加计量系统配套完善，主要涉及进口流量计、压变、温变安装及运行参数上传至响应站控系统。仪表专业完成相关仪表设备的设置及系统扩容。15台压变、温变、流量计安装调试，以及相关配套电缆等辅材，15套控制系统扩容。

预算投资：193.655534万元（含税6%）。

2.2招标范围：

该项目根据内容的不同共划分为 3 个标段：

第一标段：招标控制价： 57.939282 万元（含税6%）。

主要内容：（1）第七采油厂环江作业区环一转输油泵改造工程（数字化）：安装输油泵出口电动执行机构1台、压力变送器2台、温度变送器1台、可燃气体探测器及可燃气体报警控制器各1台，敷设14芯控制电缆150米、2芯信号电缆270米、3芯信号电缆50米，安装DN20镀锌钢管 10米，对新增数字化设备及配套接地、线缆通断进行校验打标，对已建站控系统扩容及监控界面组态调试，实现环一转输油泵改造后的生产运行远程监控和管理。

（2）2024年长庆油田第七采油厂环四联、白豹伴生气处理站数字化通信改造：1、对原站控系统进行扩容；2、对32台阀门、2台液位进行安装并调试数据上线；3、新建2座电控撬至已建中控室通信线缆六类网线80米，穿钢管地埋敷设，埋深1.0米；新建地面火炬视频监控至已建中控室通信线路4芯铠装光缆160米，地埋敷设，埋深1.0米；环四联装车系统至中控系统新增通信光缆150米地埋敷设，埋深1.0米；白豹处理站装车系统至中控系统新增通信光缆200米地埋敷设，埋深1.0米。

（3）2024年第七采油厂白204撬等3座数字化一体撬更换工程数字化配套项目：本次对白204撬、白20增、环9增3座撬装站点，敷设PLC机柜到撬装2芯信号电缆敷设1800米、4芯信号电缆600米、14芯控制线路1800米、电动阀供电电缆1800米、站点电缆沟挖沟填土及铺沙盖砖940米、仪器仪表接地3套、模拟量点调试21个、开关量点调试66个、站控PLC组态调试3套，经过对3座撬装的数字化配套及站控组态进行调试后，达到无人值守站运行要求。

（4）第七采油厂环江作业区环25增输油泵改造工程数字化配套：敷设14芯控制电缆65米、4芯信号电缆 65米、开挖及恢复电缆沟（0.5m，深1.2m）65米，进行电控一体化橇数字化设备进行校验，并进行界面组态和数据接入调试，最终实现环25增输油泵生产过程的监控和远程管理。

（5）第七采油厂洪德储备库仪表电气电缆更换改造项目：对原值班室3台操作站、18台可燃气体探测器及可燃气体控制器、1台室内UPS+主机机柜和站内视频监控等设备搬迁至新中控制室，敷设3芯信号电缆4800米，2芯信号电缆3000米、4芯信号电缆1400米，安装1台SMART CPU SR40、1台信号板RS485/232信号板模块、3台模拟量输入模块，实现搬迁设备数据上传至SCADA系统；敷设12芯400米光缆至新建中控室和大门口员工值班室，并安装光纤收发器1对、一光四电交换机1对，实现两室办公网络和社区网络正常；对集输站设备间内PLC300中模拟量、数字化量等模块接入的仪表信号电缆进行校线，并对废弃线路摘除，规范性PLC机柜布置线路；对集输站设备间内网络机柜中的交换机等设备重新安装，并规范和固定通信线路；对站内安装的1台防爆网络一体化摄像机升级更换，实现视频监控设备升级；安装硬盘录像机（带显示器）128T 1台，实现储备库存储视频升级，经过对洪德储备库进行数字化配套，实现生产过程参数监控和远程管理。

第二标段：59.78294万元（含税6%）。

主要内容：（1）第七采油厂山城作业区环十三转站内优化简化改造（数字化部分）：外输系统出口管线安装2台电动执行机构、5台压力变送器、2台温度变送器、1台刮板轮流量计、2台可燃气体探测器和配套的3台可燃气体报警控制器、1台声光报警器，敷设14芯控制电缆110米、2芯信号电缆300米、3芯信号电缆110米、4芯信号电缆80米、4芯信号电缆20米，对数字化设备仪表进行接地和校准，将新增数字化配套仪表PLC接入和监控界面的组态调试，实现新建外输系统生产运行远程监控和管理。

（2）采油十厂庆一联系统引气至大板梁作业区项目（数字化）：对原大板梁作业区白15增站内已建仪控间站控系统扩容，并对I/O点、数据通信接口、供电接口等有可能将雷电感应所引起的过电流与过电压引入系统的关键部位安装防浪涌保护器；安装1台气体流量计、1台可燃气体探测器及可燃气体报警控制器（增加1台备用可燃气体报警控制器），将新增设备的信号接入原有PLC控制柜并进行信号校准，并实现可燃气双链路的SCADA系统接入组态和报警；电缆沟挖掘及恢复约100米，对线缆进行校验和仪表接地。

（3）第七采油厂白豹伴生气处理站集气阀门池搬迁改造：站内新安装 10 台流量计，挖沟布线至中控室，将信号接入原有PLC西门子1500，调试数据上线；新安装 1 台固定式可燃气体探测器、1台壁挂式可燃气体报警控制器，挖沟布线将固定式可燃气体探测器信号接入壁挂式可燃气体报警控制器，调试数据上线。同时，将固定式可燃气体探测器信号直接接入站内PLC西门子1500控制柜，保证可燃气体探测器为双链路传输；通过加装485卡件对原站控系统进行扩容改造；挖沟布线距离约80米，要求室外埋深1.2米；按照改造新增仪表设备需求，对现有的监控系统界面组态调试，实现白豹伴生气处理站的整体监控和数字化管理。

（4）第七采油厂山城提效示范区建设项目站点降级改造工程（数字化部分）：山城作业区8座站点负荷率低，设计规模与现运行实际规模不匹配，存在大马拉小车的现象，造成了一定程度上的资源过剩与效率低下。这种情况不仅可能导致运营成本的不必要增加，还可能影响到能源的有效利用及整体系统的优化配置。因此，重新评估并调整这些站点的规模，使之更好地匹配当前的实际运营需求，成为了亟待解决的问题，以便提升系统运行效率并降低成本。

（5）第七采油厂2025年白豹油区水源井数字化技术配套项目：对白豹采油作业区25口水源井及大板梁采油作业区21口水源井数字化配套及数据采集：在水源井房外合适地点安装智能控制仪箱，箱内设备包括RTU、安装轨道、空开、电源等，要求做好箱体接地保护，水源井补充安装压力变送器、自动放空装置、电流及电压互感器等，并对所有仪器仪表接线，利用智能控制仪采集井口流量、压力、电参等数据，并完成智能远程启停调试，对距离井场≤100m的采用网线传输，对距离井场≥100m的井场采用光缆传输，并配套相应网络设备进行调试，将水源井数据添加至厂级和作业区级SCADA平台，保障数据上线。

第二标段：75.933312万元（含税6%）。

主要内容：（1）第七采油厂环二联水处理系统腐蚀治理工程数字化配套项目: 安装2台磁性浮子液位计和4台浮球液位控制器；对6台仪器仪表挖沟布线140米至中控室并接线至PLC，对铺设线缆进行校验和打线标，对设备仪表进行接入准确性核对；对站控系统通过增加PLC模块进行扩容、增加监控点并进行组态开发，对监控画面调整优化、数据库调整，最终实现缓冲水罐液位远传监测、液位超限报警、低限液位连锁停止加压泵等功能。

（2）环二联保障点扩建（仪表）：1、光传输部分：老综合楼引光缆至公寓楼一层机柜间，在公寓楼一层设备间安装通信机柜1面，在光传输机柜内安装OLT设备及4台网络交换机，在综合布线系统机柜安装光分路由器；2、电话网络电视布线系统：在公寓楼一层机柜安装机架式光分路器1台，每间宿舍设置配线箱1面、网络出线盒3套、电话出线盒1套；3、公寓楼视频监控系统：在公寓楼设置视频监控系统1套，1层安装高清摄像机6台、2层安装4台、3层安装4台；4、社区无线网：在走廊安装无限AP，实现社区网覆盖；5、公共广播系统：在公寓楼设置公共广播系统，在走道安装3W全频高音质吸顶喇叭，在值班室设置远程寻呼话筒，在火灾出现时分区使用。

（3）白豹油田原油稳定及伴生气综合利用工程（袁21-15橇油气混输装置无泄漏防爆污油污水回收装置）仪表部分：1）新增新建60m3/d无人值守油气混输装置1台自带变频控制柜2台，通过RJ45接口、TCP/ IP 方式，数据上传至站控系统，通过硬接线方式，实现远程启停功能并监视运行状态。2）电加热器自带控制柜，通过硬接线方式，实现远程启停功能并监视运行状态。3）新增污油回收装置自配套的控制柜进行通信，监控装置的生产运行参数。通信方式为RS485接口，Modbus for RTU协议。4）可燃气体泄漏监测：袁21-15橇已建1套可燃气体报警控制器，接收本站固定式可燃气体探测器输出的气体泄漏浓度信号，完成站内可燃气体泄漏浓度的监测、报警，并通过RS485接口、 Modbus for . RTU 协议，实现本站可燃气体泄漏浓度的远程监视、报警。5）在新增新建60m3/d无人值守油气混输装置附近、新建无泄漏防爆污油污水回收装置附近分别设置固定式可燃气体探测器（ AT -1~2)；监测新增区域的可燃气体泄漏浓度，信号接入已建气体报警控制器。。

（4）白豹油田原油稳定及伴生气综合利用工程（关29-55废液站压缩机）仪表部分：1）新增压缩机主要运行参数监视，压缩机的生产运行控制由其自配套的监控设备完成，该监控设备以RS485接口、 Modbus for RTU 协议，将生产运行数据传输至控制系统。2）通过硬接线实现事故状态下压缩机远程紧急停车控制、压缩机运行状态信号、报警信号、紧急停车状态信号上传。3）压缩机进／出口管线温度监测，信号进站控系统。4）压缩机进／出口管线压力监测，信号进站控系统。5）压缩机进口管线流量监测，信号进站控系统。。

（5）环江油田原油稳定及伴生气综合利用工程-环十七转罗211-107井场智能相变混烃机组（仪表部分）：环十七转值班室已建有1套控制系统，完成站内的生产过程监视和管理，实现重要生产过程的自动控制。已建控制系统具备扩容能力，本次扩建对站内已建控制系统进行扩容，完成新增监控点组态、画面调整、数据库调整。具体新增监控内容如下：1）与1套智能相变分离混烃机组自带控制柜进行通信，通信方式为RS485接口， Modbus for RTU 协议，实现对装置数据采集及状态监测。(RS485:1路）2）可燃气体泄漏监测系统：环十七转值班室新增可燃气体报警控制器（壁挂式），接收新建装置区域固定式可燃气体探测器输出的可燃气体泄漏浓度信号，实现新增区域可燃气体泄漏浓度的监测、报警，并将可燃气体泄漏浓度信号上传至已建站控系统。新增可燃气体报警控制器在控制室内壁挂安装，电源由已建可燃气体报警控制器接入。3）现场仪表设置：①新增装置区设置带现场声光报警的点型可燃气体探测器，检测可燃气体的泄漏浓度，将信号上传至可燃气体报警控制器。②可燃气体探测器安装在可燃气体易积聚和易泄漏处，探测器固定在DN50钢管立柱上，室外装高0.4m。可燃气体检测探头的具体安装位置，依据现场工艺设备的安装情况可由施工人员作合理调整，但应尽量靠近可燃气体易泄漏或易积聚处，并避开检修通道。

（6）环江油田原油稳定及伴生气综合利用工程（环18增气液分离器配套完善）仪表部分：1）监测伴生气分液器气相出口压力。2）监测伴生气分液器液位。3）接收可燃气体报警控制器输出的可燃气体浓度超限报警信号，实现伴生气分液器区域的可燃气体泄漏监视、报警。在伴生气分液器区域的可燃气体易积聚和易泄漏处设置固定式可燃气体探测器，信号接入值班室新增可燃气体报警控制器，对该区域内可燃气体的泄漏浓度进行集中监测与报警，并向已建站控系统输出报警信号。为φ400伴生气分液器（立式）设置浮球液位变送器1台、压力变送器1台。

（7）环4增、环23增、刘平16-19橇等3座站点配套油气混输装置仪表部分：各配套无人值守智能油气混输装置1座。仪表专业负责将混输装置的监测数据上传作业区 SCADA 系统。环4增、环23增、刘平16-19橇PLC站控系统组态调试3套，超五类网线穿管敷设各80米，以及配套开沟填土等工作量。

（8）袁28-14撬、白155-126撬配套油气混输配套装置仪表部分：袁28-14橇、白155-126橇各配套无人值守智能油气混输装置1座。仪表专业负责将混输装置的监测数据上传作业区 SCADA 系统。袁28-14橇、白155-126橇PLC站控系统组态调试2套，超五类网线穿管敷设各80米，以及配套开沟填土等工作量。

（9）伴生气综合利用工程压缩机监控配套完善仪表部分：在环六转、巴12-1橇、环19增、环26增、环40增、环45增、环47增、环54增、环55增、环60增、环四联、环44增、环56增、环二联、环二十转共15座站点，增加计量系统配套完善，主要涉及进口流量计、压变、温变安装及运行参数上传至响应站控系统。仪表专业完成相关仪表设备的设置及系统扩容。15台压变、温变、流量计安装调试，以及相关配套电缆等辅材，15套控制系统扩容。

2.3实施地点：长庆油田分公司第七采油厂生产管辖区域。

2.4实施期限：合同签订日---2025年11月30日。

2.5标段划分：

R 是，划分为 3 个标段。

£ 否，本项目不进行标段划分。

3. 投标人资格要求

3.1 投标人须是依照中华人民共和国法律在国内注册的独立法人或其它组织，具有有效的营业执照；投标人须具有“电子与智能化工程施工专业承包”二级以上资质；同时持有效的安全生产许可证。

3.2 业绩要求：近三年2022年1月1日至投标截止时间至少承担过一项物联网（不含光缆）建设项目（提供合同及对应发票）。

3.3 财务要求：未被责令停产停业；不存在资不******事务所或审计机构审计的财务审计报告，包括资产负债表、利润表、现金流量表、财务报表附注。

3.4 项目管理机构及人员要求：

3.4.1项目负责人具有“通信与广电工程专业”一级注册建造师资格或“机电工程专业”二级及以上注册建造师资格（以注册证书为准）；具有“安全生产考核合格证书”（建安B证）。

（提示：若拟派的项目经理为一级注册建造师，其提供的一级建造师注册证书须符合《住房和城乡建设部办公厅关于全面实行一级建造师电子注册证书的通知》（建办市〔2021〕40号）的要求）

3.4.2技术负责人具有相关专业中级及以上职称。

3.4.3安全负责人具有“安全生产考核合格证书”（建安C证）。

3.4.4项目负责人、技术负责人、安全负责人与投标人签订劳动合同且建立劳动工资和社会养老保险关系。投标人须出具安全生产责任险（含项目负责人、技术负责人和安全负责人名单及对应的安全生产责任险）。

3.4.5项目负责人、技术负责人、安全管理负责人在项目实施期间不得有在建其他项目兼职。（承诺）

3.4.6施工人员数量每个标段不少于5人，至少有1人应持有有效的登高作业特种作业证件、至少有1人持有有效的低压电工特种作业证件/建筑电工。

3.5 设备及工器具要求

3.5.1车辆配备每个标段不少于2辆，租赁车辆需提供有效的车辆租赁合同、有效的行驶证及车辆保险，自有车辆需提供有效的行驶证、驾驶员驾照和车辆保险。

3.5.2主要工器具：物联网配套工程常用笔记本电脑、万用表、PLC调试编程线缆、接地电阻测试仪、数字化仪表校验仪及电工工器具。

3.6 信誉要求：①投标人未被“国家企业信用信息公示系统”网站（************法院在“信用中国”网站（******）列入失信被执行人；③投标人或其法定代表人、拟委任的项目负责人无行贿犯罪。

3.7 投标人、拟委任的项目负责人未被“全国建筑市场监管公共服务平台”（网站http：//jzsc.mohurd.gov.cn/asite/jsbpp/index）列入黑名单，或虽然被“全国建筑市场监管公共服务平台”网站列入黑名单但移除黑名单日期在投标截止时间之前的。

3.8 单位负责人为同一人或者存在控股、管理关系的不同单位，不得参加同一标段投标或者未划分标段的同一招标项目投标。

3.9******有限公司或长庆油田纳入“黑名单”或限制投标的。投标人须通过中石油统一组织的公开招标资格评审，通过结果在中国石油工程建设管理平台承包商资源库查询，通过的资质类别和等级与本项目资质要求一致，状态正常。

3.10 投标人建立QHSE管理体系并有效运行。

3.11 联合体要求：不接受联合体投标。

3.12 其他要求

3.12.1  2022年1月1日至投标截止时间未发生较大及以上质量事故、较大及以上突发环境事件、较大及以上生产安全事故。（承诺函）

3.13 投标人需承诺在施工前提供以下资料：

3.13.1项目所有参建人员均经过正规医疗机构健康体检，均无无心脏病等相关职业健康禁忌症；（承诺和健康体检表）

3.13.2为项目参建人员购买工伤保险等人身伤害保险；

3.13.3项目负责人、技术负责人、安全负责人在项目实施期间需与投标文件保持一致，未经招标人的同意不得更换。

3.13.4承诺合同签订后，作业施工前全员必须办理有效的HSE证件。

3.13.5所有人员必须额外购买有个人工伤意外保险，保险有效期至2025年12月31日，并提供对应证明材料。

4．招标文件获取

4.1 凡有意参加投标者，请于北京时间 2025 年 06 月 11 日至2025 年 06 月 17 日内完成以下两个步骤：

①登录中国石油电子招标投标交易平台（网址：******/bidder/ebid/base/login.html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该项目并完成在线报名，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”相关章节，有关注册、报名等有关交易平台的操作问题请咨询技术支持团队相关人员，咨询电话:******14）；

②投标人购买招标文件地址：******/#/wel/index，账号密码和招标平台一致，如有问题，致电400-8800-114转电子招标平台。

4.2招标文件每 标段 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，售后不退，应自负其责。

4.3本次招标文件采取线上发售的方式。潜在投标人在4.1规定的时间内完成4.1规定的2项工作（在线报名和自助购买文件）后，潜在投标人可在中国石油电子招标投标交易平台下载招标文件。

4.4招标文件发票开具：投标人支付标书费后，登陆中国石油招标中心网站：******/#/login 在“个人中心”栏进入相应订单列表，点击“订单及开票详情”，可以自行下载标书费电子发票。

4.5此次采购招标项目为全流程网上操作，需要使用U-key完成投标工作，所有首次参与中国石油招标项目投标人必须办理U-key。具体办理通知公告及操作手册下载方法如下：

登录中国石油招标投标网首页：******“通知公告栏目”的“操作指南”中“电子招投标平台Ukey办理通知公告及操作手册”，即可下载“Ukey办理通知公告及操作手册.zip”。

5．投标文件递交

5.1 投标文件递交的截止时间（投标截止时间及开标时间，下同）为 2025 年 07 月 01 日 09 时 00 分，投标人应在截止时间前通过 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时间的影响，建议于投标截止时间24小时之前完成网上电子投标文件的递交。）

5.2 投标截止时间未成功传送的电子投标文件将不被系统接受，视为主动撤回投标文件。

5.3 投标保证金：每标段 10000******银行保函形式递交，具体递交方式详见招标文件。

5.4 开标地点（网上开标）：中国石油电子招标投标平台（所有投标人可登录中国石油电子招标投标平台在线参加开标仪式）。

潜在******有限公司，咨询电话:******14，请在工作时间咨询。

招标公告中未尽事宜或与招标文件不符之处，以招标文件为准。

6．发布公告的媒介

本次招标公告同时在中国招标投标公共服务平台（******），中国石油招标投标网（******）上发布。

7．联系方式

                              招标机构： ******有限公司西安分公司