评分标准第一包别第二包别.docx
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评分标准第一包别第二包别
评分标准（第一包别、第二包别）
评分因素
分值
（分）
评分标准
价格部分（30）
报价得分
30
采用低价优先法计算，即满足招标文件要求且投标价格最低的投标报价为评标基准价，其价格为满分。
其他投标人的价格得分按照下列公式计算：
投标报价得分=（评标基准价/投标报价）×30×100%
备注：
投标报价为“开标一览表”中的投标总价。
技术部分（39）
设计
方案
6
1项目总体设计方案科学合理，项目各子系统的配置齐全，没有缺项；设计方案中的电能平衡测算合理，功能性、完整性、安全性和可维护性均能符合要求。
（得0-1分）
2光伏组件、逆变器、支架、汇流箱、升压设备、保护设备等主要设备的选型、配置计算及优化方案、并网接入方案全面完整、技术先进、针对性强。
（得0-1分）
3光伏方阵排列布置要节约土地、与当地自然环境有机的结合，设计规范，并兼顾光伏电站的美观展示性；有对光伏阵列中组件方位角、倾角、组件布置、阵列高差及行间距、逆变器布置位置等进行优化分析。
（得0-1分）
4逆变器房屋设计合理性。
（得0-1分）
5变压器接地、逆变器接地及支架防雷接地设计合理性。
（得0-1分）
6在本项目上使用成熟的监控管理平台，实现实时数据信息共享、电站设备故障报警、大数据分析、自动化运维、发电量分析、智能手机APP维修派单等功能。
（得0-1分）
建造
方案
3
1技术负责人具有电力工程或机电工程高级职称的得1分；提供施工员、质检员、安全员、资料员齐全的得1分，每少一个扣0.5分，本项扣完为止。
本项满分2分。
（以上评标时提供原件，未按要求提供的，本项不得分）。
2根据施工组织设计科学性、合理性进行综合评价，确保工程质量的技术措施，确保施工安全的技术措施、确保工期的技术措施和文明施工的技术措施等科学合理。
（得0-1分）
主要设备选型
30
1电站整体效益，电站并网发电之日起壹年内，年单位发电量大于等于1.127度/瓦/年的得6分；大于等于1.156度/瓦/年的得7分，大于等于1.180度/瓦/年的得8分；大于等于1.200度/瓦/年的得9分。
（按得分最高的计算，不重复记分）
备注：
投标人提供承诺书原件。
采购人根据承诺书进行验收，未达到承诺要求，视为违约。
2投标人所投光伏组件获得著名商标的得1分，获得驰名商标的得2分；投标人所投光伏逆变器获得著名商标的得1分，获得驰名商标的得2分；投标人所投支架获得著名商标的得0.5分，获得驰名商标的得1分；投标人所投电缆获得著名商标的得0.5分，获得驰名商标的得1分。
本项最高得分4分。
3投标人所投光伏组件获得高新技术产品认定证书，省级的得1分，国家级的得2分；投标人所投光伏逆变器获得高新技术产品认定证书，省级的得1分，国家级的得2分；投标人所投支架获得高新技术产品认定证书，省级的得0.5分，国家级的得1分；投标人所投电缆高新技术产品认定证书，省级的得0.5分，国家级的得1分。
本项最高得分4分。
备注：
以上2、3项评标时提供证书复印件，复印件加盖生产厂家公章，未按要求提供的，本项不得分。
原件中标后备查。
4投标人所投的光伏组件全部采用单晶硅的得5分；光伏组件的光电转换率达到17.5%（含）以上的得2分。
本项满分7分。
5投标人所投的逆变器转换效率达到98.5%的得1分，达到99%的得3分；本项满分3分。
6支架产品具有《人造气氛腐蚀试验盐雾试验》报告的得2分。
7电缆具有第三方检测机构出具检验报告并符合相关规范要求的。
（得0-1分）
备注：
以上4、5、6、7项评标时提供国家认监委认证的第三方检测机构出具的拟用设备检验报告等相关证明材料的复印件并加盖厂家公章。
企业实力（14分）
企业认证
1
投标人具有ISO9001、ISO14001、OHSAS18001体系认证的，满分1分，每少1个扣0.5分，扣完为止。
备注：
以上评标时提供证书原件，未按要求提供的，本项不得分。
企业业绩
13
按下列条件得分最高的计算：
1自2012年1月1日投标人累计完成光伏电站项目装机容量（X）：
40MW＞X≥30MW的，得3分；50MW＞X≥40MW的，得4分；60MW＞X≥50MW的，得5分；70MW＞X≥60MW的，得6分；X≥70MW的，得7分。
2自2012年1月1日投标人累计完成光伏扶贫电站装机容量（X）：
5MW＞X≥3MW的，得1分；10MW＞X≥5MW的，得2分；15MW＞X≥10MW的，得3分；X≥15MW的，得4分。
备注：
以上评标时提供中标通知书、合同、供电部门出具并网验收资料的原件，未按要求提供的，本项不得分。
3投标人具有自主知识产权（所投光伏组件、逆变器相关的）或省级（含）以上建设主管部门认可的先进工法（光伏电站相关方面），每一项得1分，最高得2分。
备注：
以上评标时需提供证明资料原件。
售后服务（13分）
售后服务
13
1投标人提供光伏组件生产厂家针对本项目10年以上免费质保书的，维保期在10年基础上每加1年得2分，本项满分4分。
评标时提供质保书原件，未提供的不得分。
2投标人提供逆变器生产厂家针对本项目10年以上免费质保书的，维保期在10年基础上每加1年得2分，本项满分4分。
评标时提供质保书原件，未提供的不得分。
3投标人对光伏电站整体免费承诺提供10年免费质保的基础上，每加1年加1分，本项满分3分。
；
提供承诺书原件，未提供的不得分。
4维保及时性：
投标人承诺中标后在枞阳县内设立维保站点的，得1分，提供承诺书原件，未提供不得分。
评委根据投标人投标文件响应的维保及时性方案（合理的配置维保员工等）进行评分，按0-1分之间进行评分。
本项满分2分。
财务状况（4分）
财务报告
1
提供2015年度第三方专业会计事务所的财务审计报告的得1分。
评标时提供财务审计报告原件，未按要求提供的，本项不得分
养老保险
1.5
投标人2016年以来连续6个月缴纳职工养老保险人数（X）
100人＞X≥50人的，得0.2分；150人＞X≥100人的，得0.5分；200人＞X≥150人的，得0.8分；300人＞X≥200人的，得1分，X≥300人的，得1.5分。
（按得分最高的计算，不重复记分）。
备注：
评标时提供缴纳费用发票原件或企业所在地人力资源和社会保障局出具的证明并加盖县级以上人力资源和社会保障局公章，未按要求提供的不得分。
税收
1.5
投标人2016年交纳税收额（X）
1000万元＞X≥500万元的，得0.5分；1500万元＞X≥1000万元的，得0.8分；2000万元＞X≥1500万元的；得1分；3000万元＞X≥2000万元的，得1.2分；X≥3000万元的，得1.5分。
（按得分最高的计算，不重复记分）
备查：
评标时提供发票原件或企业所在地税务部门出具的证明并加盖县级以上税务局公章，未按要求提供的不得分。
付款方式：
本项目在光伏组件安装结束后付合同总价款的30%，在光伏项目并网发电，经验收合格后付合同总价款的30%，在光伏项目运行满一年后无重大质量问题付合同总价款的30%，余款10%为质量、运维保证金，从本项目全部正式验收且并网发电之日起计算满五年后无重大质量问题时付合同总价款的3%，免费维保期满后，付合同总价款的7%，但中标人违约的除外。
技术规范和要求
20说明
20.1本技术规范适用于本项目太阳能光伏发电站的设备供货及安装。
本方案提出了太阳能光伏发电站的功能设计、结构、性能、安装和试验等方面最低限度的技术要求，并未对一切技术细节作出规定，也未充分引述所有标准和规范的条文，投标人应提供符合本规范和相关标准的优质产品。
同时本技术规范中涉及的技术方案仅为参考方案，如无明确限制，投标人可以进行优化，提供满足采购人实际需要的更优技术方案或者设备配置（其方案或配置不低于本参考方案要求且须经评委会认可）；
20.2为鼓励不同品牌的充分竞争，如某设备的某技术参数或要求属于个别品牌专有，则该技术参数及要求不具有限制性，投标人可对该参数或要求进行适当调整，并应当说明调整的理由，且此调整须经评委会认可；
20.3投标人应当在投标文件中列出完成本项目并通过验收所需的全部费用及各项服务明细表。
中标人必须确保整体项目通过采购人及有关主管部门验收,所发生的验收费用由中标人承担；投标人应自行踏勘建设区域现场，若投标人未踏勘现场而导致的报价缺项、漏项、废标、中标后无法施工，投标人自行承担一切后果；
20.4如对本招标文件有任何疑问或澄清要求，请按本招标文件“投标人投标须知前附表”中的约定方式联系采购人或招标代理机构。
否则视同理解和接受。
21标准和规范
21.1概述
投标人应该满足或超过下面所列最新版本标准和规范的要求，包括最新修改件或补充文本。
当出现几个标准、规程和规范阐述同一内容情况时，请遵循最严格的描述。
投标人应对本项目的完整性和整体性负责，招标文件未列出但电站系统运行必须要的设备，投标人应予以补齐，其费用以包含在报价中。
本项目为“交钥匙工程”。
21.2引用和参照的主要标准和规范
GB50797-2012《光伏发电站设计规范》
GB-Z19964-2005《光伏发电站接入电力系统技术规定》
GB/T19064-2003《家用太阳能光伏电源系统技术条件和试验方法》
GB/T12325-2008《电能质量供电电压允许偏差》
GB/T12326-2008《电能质量电压波动和闪变》
GB/T15543-2008《电能质量三相电压不平衡》
GB/T15945-2008《电能质量电力系统频率偏差》
GB/T18481-2001《电能质量暂时过电压和瞬态过电压》
GB/T14549《电能质量公用电网谐波》
GB4208-2008《外壳防护等级（IP代码）》
GB50016-2012《建筑设计防火规范》
GB50057-2010《建筑物防雷设计规范》
JGJ203-2010《民用建筑太阳能光伏系统应用技术规范》
JGJ/T264-2012《光伏建筑一体化系统运行与维护规范》
Q/GDW617-2011《光伏电站接入电网技术规定》
Q/GDW618-2011《光伏电站接入电网测试规程》
Q/GDW11147-2013《分布式电源接入配电网设计规范》
CGC/GF001:
2009《400V以下低压并网光伏发电专用逆变器技术要求和试验方法》
SJ/T11127-1997光伏（PV）发电系统过电压保护—导则
GB/T9535-1998地面用晶体硅光伏组件设计鉴定和定型
GB/T18210-2000晶体硅光伏（PV）方阵I-V特性的现场测量
GB/T18479-2001地面用光伏（PV）发电系统概述和导则
GB/T19064-2003家用太阳能光伏电源系统技术条件和试验方法
GB/T61727-1995光伏（PV）系统电网接口特性
以上标准若有新版，请按新版执行。
21.3接入电网标称电压：
10KV。
22设计要求
22.1结构设计与工艺和建筑专业相配合，合理确定光伏系统各组成部分。
22.2光伏组件支架材料、结构设计方案及构造措施，应保证支架在运输、安装、使用过程中满足强度、刚度、稳定性的要求，并符合抗震、抗风、防腐等要求。
支架、支撑金属件及其连接节点，应按承载能力极限状态和正常使用极限状态进行复核验算。
22.3应考虑风压变化对光伏组件及其支架的影响，光伏组件或方阵宜安装在风压较小的位置。
22.4光伏方阵的支架应由埋设在钢筋混凝土基座中的钢制镀锌连接件或立柱做主要支撑；钢筋混凝土基座应埋入地下一定深度；满足风荷载、雪荷载与地震荷载作用的要求。
22.5光伏系统输配电和控制用线缆应与其他管线统筹安排，安全、隐蔽、集中布置，满足安装维护的要求。
22.6光伏组件或方阵连接电缆应符合《光伏（PV）组件安全鉴定结构要求》的相关规定。
22.7光伏系统的电能质量应符合《光伏系统并网技术要求》，电压偏差、频率、谐波和波形畸变、功率因数、电压不平衡度和直流分量等电能质量指标的要求。
22.8并网光伏系统应具有相应的并网保护功能，并安装必要的计量装置（计量互感器和计量表，计量表由供电部门提供）。
22.9在人员有可能接触或接近光伏系统的位置，应设置防触电警示标志。
22.10光伏方阵的选择应符合以下规定：
22.10.1本地光伏组件安装最佳倾角为25度，应根据地形合理设计光伏组件摆布和电气线路。
22.10.2应根据逆变器的额定直流电压、最大功率跟踪控制范围、光伏组件的最大输出工作电压及其温度系数，确定光伏组件的串联数（或称为光伏组串）；
22.10.3应根据逆变器容量及光伏组串的容量确定光伏子方阵内光伏组串的并联数；
22.10.4光伏方阵应采用高效利用太阳能的方位角和倾角方式安装；
22.10.5组成光伏方阵的光伏组件应采用降低风压的措施布置；
22.10.6对固定倾角安装方式造成的光伏组件遮挡部分应做遮挡间距计算。
22.11直流线路的选择应符合以下要求：
22.11.1耐压等级应高于光伏方阵最大输出电压的1.25倍；
22.11.2额定载流量应高于短路保护电器的额定值，短路保护电器的额定值应高于光伏方阵标称短路电流的1.25倍；
22.11.3在系统额定功率状态下，线路电压损失应控制在3%以内。
22.12本项目采用的光伏组件、逆变器应符合国家《光伏制造行业规范条件（2015年本）》、《关于促进先进光伏技术产品应用和升级的意见》国能新能【2015】194号（“领跑者计划”），且通过TUV，CE认证。
22.13投标人在投标文件中提供400KW规模的地面电站设计图纸。
中标后中标人须聘请有专业资质的勘查设计单位至施工现场进行勘查设计并提供勘查设计报告及图纸。
23规划选址
23.1光伏系统规划设计应进行太阳能辐射、建筑物、电网等方面的资源评估，优先选择光照资源丰富，电网接入方便的地区。
23.2应根据建设地点的地理、地质、气候特征及太阳能资源条件，并根据电站系统的整体布局、朝向、日照时间、间距、群体组合和空间环境等进行组件阵列的规划设计。
23.3在土地上选址要考虑当前的土地利用性质、未来规划、土地所有权等信息是否能满足光伏电站的实际建设需要。
24设备选型
24.1光伏系统中的设备和部件应按照系统设计整体要求来配置，其性能应符合国家和行业相关标准，并应获得相关认证。
根据所选地块面积和供电接入方案要求，确定单个电站建设规模，平均每个电站容量约400KW，最大容量不超过1000KW，规定投标人提供功率40KW以上任意一种规格的组串式高压并网逆变器。
24.2光伏系统中的设备应有专用标识，其形状、颜色、尺寸和安装高度应符合现行国家标准。
24.3光伏组件应符合以下要求（并符合国家工信部最新发布《光伏制造行业规范条件》（2015年版））：
24.3.1电池组件的光电转换效率不低于16.5%，标准条件下峰值功率≥265W；
24.3.2电池组件自项目投产运行之日起，一年内衰减率分别不高于2.5%-3%，之后每年衰减率不高于0.7%，项目全生命周期内衰减率不高于20%；
24.3.3有良好的一致性（颜色、规格等），并应满足组件串的技术要求；
24.3.4结构强度和耐候性应满足设计技术要求；
24.3.5应有带电警告标识。
24.4光伏配电箱（柜）应符合以下要求：
（多个交流回路以上系统）
24.4.1光伏配电箱内接线端子需标识清晰；
24.4.2光伏阵列在直流侧应有明显的断开点；
24.4.3光伏配电箱内应设置防雷保护装置；
24.4.4配电箱内应设置汇流铜母排；
24.4.5光伏配电箱应设置在室内干燥场所，其位置应便于维护和检修，放置在室外的配电箱应具有防水、防腐措施，其防护等级不应低于IP65。
24.5并网光伏系统逆变器的总额定容量应根据光伏系统装机容量确定。
并网逆变器的配置还应满足以下要求：
24.5.1逆变器转换效率不低于98%，并有不小于5%的过载能力；
24.5.2逆变器具有宽电压工作能力，最大直流电压不低于1000V，交流并网电压480伏特；
24.5.3逆变器应具备防孤岛保护、直流反接保护、交流短路保护、过压保护等功能；
24.5.4逆变器防护等级不低于IP65；
24.5.5逆变器应具备无功功率可调，功率因数可调范围：
0.8超前至0.8滞后；
24.5.6逆变器应具有无线通信的功能；
24.5.7逆变器应通过TUV、CQC等第三方权威机构认证。
24.5.8逆变器应设置在室内干燥通风场所，其位置应便于维护和检修，放置在室外的配电箱应具有防水、防晒、防腐措施，其防护等级不应低于IP65，逆变器静电接地极应独立接地，不得与其他防雷接地串接、混接、共用接地极及接地线路等。
24.6光伏监控系统应符合以下要求：
24.6.1光伏监控系统应显示系统电压、电流、日发电量、累计发电量等参数；
24.6.2光伏监控系统应具备无线通信的能力，可随时随地接入互联网；
24.6.3可通过手机等移动终端随时监控系统运行状况。
24.7光伏支架：
支架选用热镀锌优质板材、板材厚度不低于2.5mm，立柱使用40mm*60mm*2.5mm矩形管，其他横梁、斜梁等材料使用C型钢，光伏支架南侧前沿离地高度不低于90cm，并符合荷载、抗风压等要求，防腐措施应保证二十年免维护期。
24.8基础要求
24.8.1本项目基础原则上要求采用钢筋混凝土结构圆柱形桩基基础，基础直径不少于50cm；
24.8.2基础埋深不少于65cm，基础出土高度不低于60cm，基础中心间距不大于2600mm；
24.9逆变电房屋：
砖混结构、基础坚实、现浇或光伏板屋面，满足通风、隔热防水、防晒等要求，整体设计满足25年使用要求。
24.10系统接入
每个电站均需建设专用变压器，通过高压方式并网，投标人负责专用变压器的设计、采购、架设及管理。
从专用变压器至10KV线路的杆线费用由投标人承担。
所有费用均包含在总报价中，具体技术方案按照电网接入批复意见执行。
24.11变压器
24.11.1光伏发电站升压站主变压器的选择应符合现行行业标准《导体和电器选择设计技术规定》DL/T5222的规定，参数宜按现行国家标准《油浸式电力变压器技术参数和要求》GB/T6451，《干式电力变压器技术参数和要求》GB/T10228，《三相配电变压器能效限定值及节能评价值》GB20052或《电力变压器能效限定值及能效等级》GB24790的规定进行选择。
24.11.2光伏发电站升压站主变压器的选择应符合下列要求：
（1）应优先选用自冷式、低损耗电力变压器。
（2）当无励磁调压电力变压器不能满足电力系统调压要求时，应采用有载调压电力变压器。
（3）主变压器容量可按光伏发电站的最大连续输出容量进行选取，且宜选用标准容量。
24.11.3光伏方阵内就地升压变压器的选择应符合下列要求：
（1）宜选用自冷式、低损耗电力变压器。
（2）变压器容量可按光伏方阵单元模块最大输出功率选取。
（3）可选用高压（低压）预装式箱式变电站或变压器、高低压电气设备等组成的装配式变电站。
（4）就地升压变压器可采用双绕组变压器或分裂变压器。
（5）就地升压变压器宜选用无励磁调压变压器。
24.12电缆选择与敷设
24.12.1光伏发电站电缆的选择与敷设，应符合现行国家标准《电力工程电缆设计规范》GB50217的规定。
24.12.2集中敷设于沟道、槽盒中的电缆宜选用C类阻燃电缆。
24.12.3光伏组件之间及组件与汇流箱之间的电缆应有固定措施和防晒措施。
24.12.4电缆敷设可采用直埋、电缆沟、电缆桥架、电缆线槽等方式。
动力电缆和控制电缆宜分开排列。
24.12.5电缆沟不得作为排水通路。
24.13光伏电站接入配网的设备型号和生产厂家应是国网安徽省电力公司2016年配网设备和协议库存中标结果清单表内的厂商。
24.14安全围栏及警示标志
安全围栏要求不低于以下规格：
Q195低碳钢，表面浸塑处理，丝径4mm粗，网孔90*170mm，立柱48mm圆管，高2米，安全警示牌不小于：
40cm×60cm。
24.15接地角铁：
不低于热镀锌50mm×50mm×3mm,扁铁不低于热镀锌30mm×3mm，接地线不低于16mm2。
25系统施工
25.1场平
25.1.1确定好安装地点后，对场地进行通路、通水、通电；
25.1.2地块如需加固，需进行加固处理。
25.2测量放线
25.2.1根据已确定的技术方案及设计图纸，进行测量放线；测量放线过程中，务必保证光伏阵列的朝向为正南方，角度偏差小于±5°；
25.2.2测量放线要符合图纸要求；
25.2.3前后组件净距应不小于2.8m，前后基础中心间距不小于3.39m；
25.2.4组件最低沿距地不得低于800mm；
25.3基础施工
25.3.1根据放线位置及设计要求进行模板制作，务必保证模板间距及模板坚固。
地质不稳之处需特殊加固；
25.3.2灌注桩应对成孔、清渣、放置钢筋笼、灌注混凝土等进行全过程检查，并进行抽检。
25.3.3根据图纸计算出所需混凝土方量，安排混凝土。
24.3.4所有准备工作完成后，进行混凝土浇筑；浇筑过程中必须一次成型，振捣到位，做到无蜂窝麻面。
基础表面平整，无露筋现象；无爆模现象。
25.3.5浇筑混凝土时，选用插入式振动棒进行振捣，振捣时要快插拔，均匀布点振捣，不漏振，混凝土的振捣以混凝土不冒气泡为宜。
振捣结束后，应随即用木抹搓平，同时用水准仪复核每个标准组内的基础标高，用钢尺复核轴线距离。
25.3.6浇筑24小时后进行拆模，拆模完成后进行基础培土；养护过程中按时洒水，以免基础烧毁，影响基础施工质量。
25.3.7混凝土养护应达到70％强度后，即可安装支架。
25.3.8基础验收标准：
表一灌注桩基础尺寸允许偏差
项目名称
允许偏差（mm）
桩位
D/10且≤30
桩顶标高
0，-10
垂直度
每米
≤5
全高
≤10
桩径（截面尺寸）
灌注桩
±10
表二条形基础尺寸允许偏差
项目名称
允许偏差（mm）
轴线
±10
顶标高
0，-10
垂直度
每米
≤5
全高
≤10
截面尺寸
±20
25.4支架安装
25.4.1支架到场后应做如下检查：
（1）外观及防腐层应完好无损；
（2）型号、规格及材质应符合设计图纸要求，附件、备件应齐全。
25.4.2支架安装过程中不应强行敲打，不应气割扩孔；对热镀锌材质的支架，现场不宜打孔；
25.4.3根据支架设计图纸完成支架的初装，初装完成后，运抵项目现场整体组装、调节；
25.4.4支架搬运过程中，注意对其进行保护，以免损坏支架；
25.4.5螺栓等紧固件需拧紧，保证支架横平竖直；
25.4.6支架倾斜角度偏差不应大于±1°；
25.4.7支架立柱或预埋件预埋深度不小于30cm；
25.4.8支架安装验收标准：
项目
允许偏差（mm）
中心线偏差
≤2
梁标高偏差（同组）
≤3
立柱顶标高偏差（同组）
≤3
25.5组件安装
25.5.1投标人根据所投光伏组件功率大小和各电站规模合理计算组串数量和摆布方式。
25.5.2安装过程中，根据设计图纸要求，完成串线工作。
25.5.3光伏组件安装验收标准：
项目
允许偏差
倾斜
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