光伏扶贫发电项目投标书Word格式.docx
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23~27
七
投标业绩承诺函
28
八
有关证明文件
29
九
投标授权书
30
十
技术要求和货物需求
31~35
十一
施工组织设计方案
36~45
十二
生产厂商授权书
46~47
十三
本地化服务情况一览表
48
十四
供货安装（调试）方案
49~58
十五
售后服务体系与维保方案
59~60
十六
所投工程项目的技术资料或样本等
61~62
十七
评审指标对应资料索引表
63~64
一．投标人综合情况简介
xx华伟建设集团有限公司
二．技术标投标函
致：
xx县扶贫开发办公室
根据贵方xx县2017年光伏扶贫项目的招标公告，正式授权 （姓名）代表投标人xx华伟建设集团有限公司（投标人全称），提交投标文件正本_1份，副本_2份。
据此函，我方兹宣布同意如下：
1、按招标文件规定提供交付的工程项目（包括安装调试等工作）的最终投标报价见商务标开标一览表，如我公司中标，我公司承诺愿意按招标文件规定交纳履约保证金和中标服务费。
2、我方根据招标文件的规定，严格履行合同的责任和义务,并保证于买方要求的日期内完成供货、安装及服务，并通过买方验收。
3、我方承诺报价低于同类工程项目和服务的市场平均价格。
4、我方已详细审核全部招标文件，包括招标文件修改书（如有），参考资料及有关附件，我方正式认可并遵守本次招标文件，并对招标文件各项条款（包括开标时间）、规定及要求均无异议。
我方知道必须放弃提出含糊不清或误解的问题的权利。
5、我方同意从招标文件规定的开标日期起遵循本投标文件，并在招标文件规定的投标有效期之前均具有约束力。
6、我方承诺如投标保证金未在招标文件规定时间前到达贵方指定的账户，我方投标无效，由此产生的一切后果由我方承担；
如果在开标后规定的投标有效期内撤回投标，我方的投标保证金可被贵方没收。
7、我方声明投标文件所提供的一切资料均真实无误、及时、有效。
企业运营正常（注册登记信息、年报信息可查）。
由于我方提供资料不实而造成的责任和后果由我方承担。
我方同意按照贵方提出的要求，提供与投标有关的任何证据、数据或资料。
8、我方完全理解贵方不一定接受最低报价的投标。
9、我方同意招标文件规定的付款方式。
10、与本投标有关的通讯地址：
电话：
传真：
投标人基本账户开户名：
账号：
开户行：
投标人公章xx华伟建设集团有限公司日期：
2017年11月11日
三．投标响应表
项目名称
xx县2017年光伏扶贫项目
第一部分：
技术部分响应
技术要求条目
投标人技术要求响应
/偏差情况
偏离简述
备注
1
无偏差
第二部分：
其他部分（非投标报价）响应
条目号
偏差情况
投标人公章：
备注：
1、本表为投标响应一览表。
表中应引用条目序号，“正偏”为优于招标文件要求，“负偏”为低于招标文件要求，对于无偏差的项目无需填写。
投标人应认真、真实填写上表，招标人有权拒绝投标人提出的偏离。
2、招标文件中需投标人填写的技术参数、材质、工艺要求等应在上表中注明。
附件
承诺书
我公司郑重承诺：
所投产品满足招标文件中提供的技术参数。
特此承诺
承诺人：
日期：
2017年11月11日
四．项目总体设计方案
1、项目概况
xx县2017年光伏扶贫项目位于xx县境内，建设一、三、四标段合计3.093MW的并网型太阳能光伏发电系统，包括太阳能光伏发电系统及相应的配套并网和监控设施。
本项目采用自发自用余电上网的并网模式，所发电量主要馈送至光伏子系统所在企业的配电网，供其中的各种负载使用，余电上网的方式进行运作，系统不设储能装置。
1）、投标方负责本项目所涉及到的所有工作（明确由招标方负责的除外），包括设备和材料供货、分系统设计以及土建、安装、培训、调试，并配合性能验收试验等所有工作。
2）、本技术规范中提出了最低技术要求，并未规定所有技术要求和适用标准，投标方提供满足本技术协议和有关最新工业标准的产品的高质量的设计、设备及其相应的服务。
并满足国家有关安全、消防、环保、劳动卫生等强制性标准的要求。
3）、招标方所提及的供货范围都是最低限度的要求，并未对一切技术细节作出规定，投标方应提供符合招标文件和相关工业标准的功能齐全的优质产品及其相应服务。
招标方对本分布式光伏发电项目的设计、制造、供货等方面内容的认可，都不能免除投标方的责任。
4）、投标方所执行的标准与本技术规范所使用的标准不一致时，经招标方同意后才能执行。
本技术规范书的文字说明、供货范围和附图是一个完整的整体，投标方满足所有的要求。
如果发生矛盾，以更高的要求为准。
5）、建设进度：
投标方应按照此工期在投标文件中做出整个工程进度控制网络图，并做出保证工程按期完成的措施和方案。
6）、投标方的承包范围除新建满足招标文件技术要求的完整的太阳能分布式并网光伏电站外，还包括因建造光伏电站需要而对原构筑物局部的拆除和修复、能满足太阳能分布式光伏发电系统从发电直至并网正常运行所需具备的相关设计、设备材料采购供应、运输及储存、建筑安装工程施工、工程质量及工期控制、工程管理、培训、各种试验、调试及检查测试、试运直至验收交付生产，以及在十年质量保修期内的消缺等全过程的工作，并保证光伏电站首年度整体发电效率不低于80%。
7）、太阳能并网光伏电站总的要求是：
安全可靠、系统优化、功能完整、建设期间不影响项目所在工厂正常生产。
投标方提供的设备以及施工，必须满足本规范书的要求。
8、投标方在充分理解招标设计文件的基础上，如对太阳能光伏电站系统提出优化的解决方案，需经招标方确认后采用。
投标方对系统的拟定、设备的选择和布置负责，招标方的要求并不解除投标方的责任。
8）、涉及载荷校核等问题，投标方应充分理解原有建筑物设计单位设计文件。
设计文件不能免除投标方的责任。
9）、投标人应在投标前对工程项目现场实施踏勘，以充分理解并掌握了本工程项目招标的全部有关情况；
因投标前未实施踏勘而对项目及招标文件的未充分理解由投标人自行承担责任。
踏勘的费用由投标人自行承担。
投标人及其代表进入现场实施踏勘前需经招标人允许，如投标人及其代表在实施踏勘时造成的任何人身伤害或财产毁损，投标人应承担由此引起的所有责任，招标人不承担任何责任。
10）、投标方如对技术规范书有异议，不管多么微小，应以书面形式明确提出，反映在差异表中。
在征得招标方同意后，可对有关条文进行修改。
如招标方不同意修改，仍以招标方的意见为准。
对于无明确异议的部分，则表明投标方认可本技术规范书的相应部分。
11）、本工程采用统一的KKS编码标识系统。
投标方负责按招标方提供的原则编制光伏系统的KKS编码。
2、项目地概况
xx县位于xx省西北部，地理坐标东经115°
25′―115°
55′，北纬33°
04′―33°
35′。
东临涡阳、利辛，南抵阜阳，西接界首，西南与临泉相接，北与亳州谯城区为邻，西北与河南郸城接壤。
东南经凤台、淮南去合肥224公里，西北经淮阳、西华去郑州307公里。
东去津浦路至蚌埠209公里，西去平汉路之漯河210公里。
xx县境南北长52公里、东西宽60公里。
本次项目共五个标段，其中一、三、四标段分布在10个乡镇，一标段：
大新镇、肖口镇、胡总镇、城关镇，包括3个60kw村级地面电站和276户3kw户用电站，共计1008kw；
三标段：
大庙镇、洪山镇、桑营镇，包括3个60kw村级地面电站和300户3kw户用电站，共计1080kw；
四标段：
倪邱镇、坟台镇、阮桥镇，包括3个60kw村级地面电站和275户3kw户用电站，共计1005kw，三个标段共计3.093MW。
3、接入系统
系统安装于10个乡镇的居民屋顶，屋顶安装的是3KW的系统，地面电站是60KW的系统；
各屋顶太阳能光伏发电子系统采用经直流汇流－交流逆变后，输出0.4kV交流电，并于安装各个村的0.4kV配电系统并入地区电力网。
电能计量采用双向计量方式，电力接入需符合电网接入规范要求，电力运行遵守当地调度指令。
（具体接入系统方案以电网公司审批为准）。
我方协助招标方完成达到电网公司对光伏发电系统并网要求的施工、安装、调试等工作。
4、性能和规范
太阳能并网光伏电站的制造、土建施工、安装、调试、试验及检查、试运行、考核、最终交付等符合相关的中国法律及规范、以及最新版的ISO和IEC标准。
对于标准的采用符合下述原则：
Ø
与安全、环保、健康、消防等相关的事项执行中国国家及地方有关法规、标准；
上述标准中未包含的部分应采用的技术来源国标准或国际通用标准，由投标方提供，招标方确认；
设备和材料执行设备和材料制造商所在国或国际标准；
建筑、结构执行中国电力行业标准或中国相应的行业标准。
我方针对本工程的制造、调试、试验及检查、试运行、性能考核等要求，提交所有相关标准、规定及相关标准的清单。
在合同执行过程中采用的标准需经招标方确认。
（1）IEC61215晶体硅光伏组件设计鉴定和定型
（2）IEC6173O.l光伏组件的安全性构造要求
（3）IEC6173O.2光伏组件的安全性测试要求
（4）GB/T18479-2001《地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》
（5）SJ/T11127-1997《光伏（PV）发电系统过电压保护—导则》
（6）GB/T19939-2005《光伏系统并网技术要求》
（7）GB/T19394-2003光伏（PV）组件紫外试验
（8）EN61829-1998晶体硅光伏方阵I-V特性现场测量
（9）EN61721-1999光伏组件对意外碰撞的承受能力（抗撞击试验）
（10）EN61345-1998光伏组件紫外试验
（11）GB6495.1-1996光伏器件第1部分:
光伏电流－电压特性的测量
（12）GB6495.2-1996光伏器件第2部分:
标准太阳电池的要求
（13）GB6495.3-1996光伏器件第3部分:
地面用光伏器件的测量原理及标准光谱辐照度数据
（14）GB6495.4-1996晶体硅光伏器件的I-V实测特性的温度和辐照度修正方法
（15）GB6495.5-1997光伏器件第5部分:
用开路电压法确定光伏（PV）器件的等效电池温度（ECT）
（16）GB6495.7-2006《光伏器件第7部分：
光伏器件测量过程中引起的光谱失配误差的计算》
（17）GB6495.8-2002《光伏器件第8部分:
光伏器件光谱响应的测量》测量
（18）GB/T18210-2000晶体硅光伏（PV）方阵I-V特性的现场测量
（19）GB/T18912-2002光伏组件盐雾腐蚀试验华能泗安10MWp分布式光伏发电项目技术标投标书11
（20）GB50797-2012光伏发电站设计规范
（21）GB/T13384—1992机电产品包装通用技术条件
（22）GB/T191-2008包装储运图示标志
（23）GB20047.1-2006《光伏（PV）组件安全鉴定第1部分：
结构要求》
（24）GB20047.2-2006《光伏（PV）组件安全鉴定第2部分：
试验要求》
（25）GB6495-86地面用太阳能电池电性能测试方法；
（26）GB6497-1986地面用太阳能电池标定的一般规定；
（27）GB/T14007-1992陆地用太阳能电池组件总规范；
（28）GB/T14009-1992太阳能电池组件参数测量方法；
（29）GB/T9535-1998地面用晶体硅太阳电池组件设计鉴定和类型；
（30）GB/T11009-1989太阳电池光谱响应测试方法；
（31）GB/T11010-1989光谱标准太阳电池；
（32）GB/T11012-1989太阳电池电性能测试设备检验方法；
（33）IEEE1262-1995太阳电池组件的测试认证规范；
（34）SJ/T2196-1982地面用硅太阳电池电性能测试方法；
（35）SJ/T9550.29-1993地面用晶体硅太阳电池单体质量分等标准；
（36）SJ/T9550.30-1993地面用晶体硅太阳电池组件质量分等标准；
（37）SJ/T10173-1991TDA75晶硅太阳电池；
（38）SJ/T10459-1993太阳电池温度系数测试方法；
（39）SJ/T11209-1999光伏器件第6部分标准太阳电池组件的要求；
（40）GB/T19964-2005《光伏发电站接入电力系统技术规定》
（41）Q/SPS22-2007《并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法》
（42）CSCS85:
1996《太阳光伏电源系统安装工程施工及验收技术规范》
（43）CGC/GF0031：
2009并网光伏系统工程验收基本要求
（44）GB/T50796-2012光伏发电工程验收规范
（45）GB/T50795-2012光伏发电工程施工组织设计规范
（46）GB50794-2012光伏发电站施工规范
（47）Q/GDW617-2011光伏电站接入电网技术规定
上述标准、规范及规程仅是本工程的最基本依据，并未包括实施中所涉及到的所有标准、规范和规程，并且所用标准和技术规范均须为合同签订之日为止时的最新版本。
5、光伏组件的性能要求
1）在标准试验条件下（即：
大气质量AM=1.5，辐照度1000W/m2，电池工作温度为25℃，标准太阳光谱辐照度分布符合GB/T6495.3规定），光伏组件的实际输出功率满足标称功率范围。
工作温度范围为-40℃～+85℃，初始功率（出厂时）不低于组件标称功率。
2）使用寿命不低于25年，质保期不少于5年。
光伏组件衰减率在5年内不高于5%，10年内不高于10%，25年内不高于20%。
组件逐年衰减应为线性变化。
投标方提供的所有光伏组件的实际输出功率的总和不低于投标保证功率。
3）光伏组件防护等级不低于IP65。
确保在25年内在当地自然条件下不致破坏。
4）投标人要对光伏组件板外表面板的清洁、防热斑提供措施。
光伏组件各部件在正常工况下应能安全、持续运行，不应有过度的应力、温升、腐蚀、老化等问题。
5）每块光伏组件应带有正负出线、正负极连接头和旁路二极管（防止组件热斑故障）。
光伏组件自配的串联所使用的电缆线满足抗紫外线、抗老化、抗高温、防腐蚀和阻燃等性能要求，选用双绝缘防紫外线阻燃镀锡铜芯电缆，电缆性能符合GB/T18950-2003性能测试的要求；
接线盒（引线盒）应密封防水、散热性好并连接牢固，引线极性标记准确、明显，采用满足IEC标准的电气连接；
采用工业防水耐温快速接插件，接插件防锈、防腐蚀等性能要求，并应满足符合相关国家和行业规范规程，满足不少于25年室外使用的要求。
6）为确保组件的绝缘、抗湿性和寿命，要求边框与电池片的距离要至少超过11mm的距离。
7）光伏组件的插头采用MC4型，防护等级IP67。
组件正、负极引线长度不小于1000mm，并满足现场安装要求。
8）光伏组件年故障率≤0.01%。
9）提供的多晶硅组件转换效率必须在15.7%以上。
10）晶硅组件功率与质量比大于10W/kg，填充因子FF大于0.65.
11）组件在正常情况下绝缘电阻不低于40MΩ·
m2。
12）光伏组件边框应预留有接地孔洞及相应标示，供货方应有光伏组件防雷的技术要求。
13）采用EVA、玻璃等层压封装的组件，EVA的交联度应大于65%，EVA与玻璃的剥离强度大于30N/cm。
EVA与组件背板剥离强度大于15N/cm。
14）光伏组件的背板材料选用含氟材料的PET背板。
15）光伏组件及所有配件的使用寿命不低于25年。
6、光伏支架的技术要求
总的要求
1）支架主型材要求采用国标铝合金型材；
安装螺栓以及连接件采用304不锈钢材料或铝合金型材。
2）支架的强度应满足在自重、风荷载、雪荷载和地震荷载共同作用下的使用要求，设计时应考虑台风的影响。
表面防腐应满足10年内可拆卸再利用和25年内安全使用的要求。
3）支架设计必须考虑在光伏电站使用周期内屋面维修时光伏组件安装、维修更换时方便拆卸。
在彩钢瓦安装的光伏支架单个可拆卸阵列模块面积不大于10平方米。
4）支架能满足安装抗风要求、抗雪压要求、抗震要求、耐腐蚀性要求、安全性要求、通用性要求、快速安装要求，并提供成本最小化的深化设计方案。
厂家应对支架系统进行受力分析；
设计时，必须计算风压引起的材料的弯曲强度和弯曲量，安装螺栓的强度等，并确认强度；
需保证支架的强度、变形量，需进行整体计算，保证支架整体的抗滑移、抗倾覆性能。
平屋顶安装示意图：
斜屋顶安装示意图
5）固定倾角支架的倾角为25°
，共有3种支架安装形式，分别安装5~60块（详见设计图纸）260W组件（组件的技术规格：
长1652mm*宽994mm*厚40mm，重20kg）。
6）以10块组件安装单元为例，每个单元支架设置10个支腿，南北跨距1米，东西跨距2.5米，投标方应保证光伏支架单个可拆卸阵列模块组件数不大于12块。
7）组件支架采用热浸镀锌钢材（热镀锌层厚度不低于80μm）。
所有连接处（焊接处）应可靠连接，避免松动。
支架连接不允许使用自攻螺丝。
支架系统所有部位包括压块、卡扣等均要求能够耐室外风霜雨雪，连接螺栓采用304不锈钢，确保25年不会产生锈蚀，盐雾测试可达到1000小时以上。
8）固定支架安装在屋面预制混凝土基础上，位置应准确，充分考虑整体美观协调，并预留足够的检修通道。
预制混凝土块与屋面之间应设置防滑垫层，防止损伤屋顶原防水层。
10）固定支架系统是以工厂预制零部件在工地现场进行组装的支架产品，支架主体间采用标准连接件。
固定支架系统设计倾角为25°
。
考虑屋顶非水平和基础制作中的偏差，要求支架在垂直和水平方向上具有可在现场安装时调节的裕度或设计措施，调节范围不大于±
5°
11）固定支架及光伏组件最终安装完成后，光伏组件最低点距屋面不应低于350mm，并保证屋面原有设备、管道等在阳光照射下不应在光伏组件上投射有阴影，屋面原有设备、管道等不应占用或阻挡固定支架、光伏组件的检修、维护空间。
12）在安装光伏汇流箱的支架间隔，固定支架后立柱间应加装2根汇流箱安装横梁，以方便汇流箱的挂装。
横梁的安装高度、间距、安装开孔尺寸、间距等参数应与汇流箱安装要求匹配。
13）固定支架系统应具有可供与防雷接地系统连接的专用的连接端子或明显的焊接位置。
14）光伏组件采用压块安装方式安装。
地面安装示意图
7、逆变器
逆变器是光伏电站的主要设备，应当提供具有ISO导则25资质的专业测试机构出具的符合国家标准（或IEC标准）的测试报告（有国家标准或IEC标准的应给出标准号）及通过国内（CQC、CGC）、国际认证（UL、TUV、CE）。
并网逆变器的功率因数和电能质量应满足电网要求，各项性能指标满足国网公司《光伏电站接入电网技术规定》、《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定（试行）》、《IEC62446：
2009并网光伏发电系统文件、试运行测试和检查的基本要求》、《GB/T18479-2001：
地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》、《GB/T19939-2005：
光伏系统并网技术要求》、GB/T20046-2006：
光伏（PV）系统电网接口特性》、《IEC/TR60755:
2008保护装置剩余电流动作的一般要求》、《CNCA/CTS0004-2009400V以下低压并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法》要求。
逆变器设备应能在工程所在地极端气候条件下使用。
逆变器额定功率应满足用于本招标文件相应的海拔高度的要求，其内绝缘等电气性能满足要求。
系统的设计应充分考虑电磁兼容技术，包括光电隔离、合理的接地和必须的电磁屏蔽等措施。
系统应能在电子噪声，射频干扰，强电磁场等恶劣的电磁环境中安全可靠的连续运行，且不降低系统的性能。
设备应满足抗电磁场干扰及静电影响的要求，在雷击过电压及操作过电压发生及一次设备出现短路故障时，设备不应误动作。
7.1、逆变器的性能要求
1）无隔离变压器型逆变器最大转换效率≥98%，含隔离变压器型逆变器最大转换效率≥97%。
2）额定功率下电流总谐波畸变率≤3%；
交流输出三相电压的允许偏差不超过额定电压的±
10%；
直流分量不超过其交流额定值的0.5%；
具有电网过/欠压保护、过/欠频保护、防孤岛保护、恢复并网保护、过流保护、极性反接保护、过载保护、短路保护、光伏阵列及逆变器本身的接地检测及保护功能，并相应给出各保护功能动作的条件和工况（即保护动作条件、保护时间、自恢复时间等），具备低电压穿越能力。
3）使用寿命不低于25年，质保期不低于5年。
在环境温度为-25℃～+50℃，相对湿度≤95%，海拔高度≤2000米情况下能正常使用。
（能提供保险公司保单优先考虑）。
4）无功功率可调，功率因数范围超前0.9至滞后0.9。
5）按照CNCA/CTS0004:
2009认证技术规范要求，通过国家批准认证机构的认证。
逆变器输出功率大于其额定功率的50%时，功率因数应不小于0.98，输出有功功率在20%-50%之间时，功率因数不小于0.95。
同时逆变器功率因数必须满足浙江地区电网要求。
6）逆变器应采用太阳光伏电池组件最大功率跟踪技术（MPPT）。
7）逆变器本体要求具有紧急停机操作开关。
8）逆变器应具有通讯接口，能将相关的测量保护信号上传至监控系统，并能实现远方控制。
通信、监控系统的采购、安装、调试工作均由投标方负责。
9）逆变器应能通过RS485接口（协议采用MODBUS-RTU）向监控系统上传当前发电功率、日发电量、累计发电量、设备状态、电流、电压、逆变器机内温度、频率、故障信息、保护动作信息等数据信号。
11）逆变器参数与升压变压器参数要合理匹配。
12）逆变器输出电流和电压的谐波水平应满足现行国家规范和电网的规定。
光伏系统的输出应有较低的电流畸变，以确保对连接的电网的其他设备不造成不利影响。
逆变器输出电流总谐波畸变率不大于3%。
各次谐波应限制在下表所列的百分比之内。
此范围内的偶次谐波应小于奇次谐波限值的25%。
13）逆
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