河南工业大学新校区3MWp太阳能光电建筑应用示范项目

技术参数公示

各潜在投标人：

河南省机电设备招标股份有限公司受河南工业大学委托，就河南工业大学新校区3MWp太阳能光电建筑应用示范项目进行公开招标采购，依照“河南省财政厅关于进一步规范政府采购操作执行行为有关问题的通知”豫财办购[2007]20号文件相关规定，现将招标项目技术参数及功能描述进行网上公示，请各潜在供应商对公示的内容是否有倾向性、歧视性等内容提出意见或建议。

所有意见或建议应于2012 年3月5日下午17:00(北京时间)前以书面形式并加盖单位公章及法定代表人签字向河南工业大学或河南省机电设备招标股份有限公司提出，由法定代表人或其授权代表亲自携带企业营业执照副本原件及本人有效身份证件原件一并提交（邮寄、传真件不予受理），逾期不予受理。

采购人地址：郑州高新技术产业开发区莲花街

联系人：安老师

电 话：0371- ********

采购代理机构地址：河南省机电设备招标股份有限公司115室（郑州市纬二路与经一路交叉口东北角）

联系人：郝先生 潘女士

电 话：****-********

附件：技术参数要求

一、招标范围及要求

1、项目概况
1.1 工程地点：河南工业大学新校区（屋面约5.5万m2 ）

1.2 工程规模：3MWp

1.3 工程特征：分区安装，具有低压侧并网功能

1.4 安装方式：屋顶式、集成式

1.5 招标范围：河南工业大学新校区3MWp太阳能光电建筑应用示范项目系统集成（含设计），材料及设备采购、系统接入、安装调试及试运行、技术服务等项目正式运行前一切工作。

2、招标要求
2.1 招标范围内所涉及的太阳能光伏组件、支架、交直流配电设备、逆变器、电缆及避雷装置等的设备或元器件要求选用技术先进、质量优良、性能可靠并为太阳能光电行业公认的国内知名品牌的优质产品，并符合国家“财政部、科技部、住房城乡和建设部、国家能源局《关于做好金太阳示范工程和太阳能光电建筑应用示范工程建设管理的通知》（财建〔2012〕21号）文件”中规定的相关光伏组件的基本要求。

2.2 施工质量评定的标准：施工单位应按照现行国家相关的规定进行施工。质量评定的标准和规范按国家现行的质量评定标准和施工技术验收规范执行。

二、工程建设技术规范

3、工程建设技术要求

3.1设计、施工及验收规范均执行现行国家相关设计、施工及验收规范。

3.2工程特征：分区安装，具有低压侧并网功能

3.3安装方式：屋顶式、集成式

3.4招标范围：河南工业大学新校区3MWp太阳能光电建筑应用示范项目系统集成（含设计），材料及设备采购、系统接入、安装调试及试运行、技术服务等项目正式运行前一切工作。

3.5根据整个项目的规划和设计，建筑物主体朝向为正南方向，朝向佳，太阳能开发利用资源条件较好。

3.6各屋顶形状、女儿墙高度、构造做法及可利用面积等技术参数，详见原土建设计图纸，并结合原建筑设计图纸由投标单位认真踏勘现场，根据现场实际情况确定。

3.7所有教学楼、办公楼、食堂、图书馆等屋顶均为现浇钢筋混凝土梁板结构，学生宿舍楼屋顶为预应力空心楼板；上述所有建筑屋顶原均有保温层和防水层。

3.8 以上屋面承载为≥0.5KN/m2。

3.9 本项目拟根据现场条件分区建设：

3.9.1 各分区主干线汇集至各分区的总配电室。

3.9.2食堂、图书馆等的主干线汇集至相应的配电室（配电室位置见招标所发平面图），相应的管线及施工安装费用均计入本次投标报价。

3.10 请各投标人注意：各投标人结合招标所发平面图、逐楼踏勘现场情况并详细勘察通向各配电室的通道、施工条件等，在方案设计时合理布置室内外电缆，上述相关材料（设备）及施工安装费用均计入本次投标报价之内，上述费用在中标后、施工期间不做调增。

三、项目设计要求

4、光伏电站的设备配置

4.1 并网太阳能光伏电站应由太阳能光伏组件、支架、交直流配电设备、逆变器、电缆及避雷装置等主要设备组成。

4.2 逆变器输入端应具有过流过压保护措施，输出端应具有电网电压和电流自动捕捉功能。

4.3 能将电源系统的各种信息传送至监控器，达到即时动态显示效果，并能进行遥测、遥控的电源监控系统。数据通讯接口RS485/以太网，具有完善的数据采集、远程监控、故障诊断功能。

4.4 设计方案需通过系统设计，体现系统中主要设备的匹配过程、选优过程，最后确定集成方案。集成后整个系统效率衰减不超过5%。

4.5 系统设计必须有解决发生“孤岛效应”的应急措施和相关方案。

5、光伏组件：

5.1 标准和规范

《晶体硅光伏组件设计鉴定和定型》 IEC61215

《光伏组件的安全性构造要求》 IEC61730.1

《光伏组件的安全性测试要求》 IEC61730.2

《地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》 GB/T18479-2001

《光伏（PV）发电系统过电压保护—导则》 SJ/T11127-1997

《光伏组件盐雾腐蚀试验》 EN61701-1999

《晶体硅光伏方阵 Ⅰ-Ⅴ特性现场测量》 EN61829-1998

《光伏组件对意外碰撞的承受能力（抗撞击试验）》 EN61829-1998

《光伏组件紫外试验》 EN61345-1998

《光伏器件 第1部分：光伏电流—电压特性的测量》 GB6495.1—1996

《光伏器件 第2部分：标准太阳电池的要求》 GB6495.2—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》 GB6495.2—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》

GB6495.4—1996

《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》

GB6495.7—2006

《光伏器件 第8部分：光伏器件光谱响应的测量》

GB6495.8—2002

《晶体硅光伏（PV）方阵Ⅰ-Ⅴ特性的现场测量》 GB/T18210-2000

《机电产品包装通用技术条件》 GB/T13384—1992

《包装储运图示标志》 GB/T191—2008

《太阳能电池光谱响应测试方法》 GB/T11009—1989

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、规程，并且所用标准和技术规范均应为合同签订之日为止的最新版本。

5.2 选用国内知名品牌的多晶硅光伏组件。产品性能：

5.2.1 晶体硅组件全光照面积的光电装换效率（已含组件边框面积计算）≥15%。

5.2.2 工作温度范围为-40℃～＋85℃，初始功率（出厂前）偏差范围±3%。

5.2.3 太阳能光伏组件使用寿命不低于25年，质保期不少于5年。晶体硅组件衰减率在2年内不高于2%，25年内不高于20%。

5.2.4 晶体硅按照GB/T9535（或IEC61215）和GB/T18911(或IEC61646)以及GB/T20047（或IEC61730）标准要求，通过国家批准认证机构的认证。

5.3 组件特点

5.3.1 铝边框组件产品性能描述

5.3.2 多晶硅电池组件弱光性好；

5.3.3 太阳电池绒面表面处理和减反射层减少对阳光的反射；

5.3.4 电池片采用全自动焊接，有良好的接触可靠性；

5.3.5 低铁超白钢化玻璃覆盖在表面，有很好的机械强度并保证好的透光性；

5.3.6 后面的背板防止被磨损，撕裂和刺破，起到密封防水和绝缘的作用；

5.3.7 铝边框上有四个安装孔，2个接地孔，便于安装和接地；

5.3.8 接线盒达到IP65的防护等级，接线方便 ，安全并有保护作用；

5.3.9 在接线盒内，设有旁路二极管，可有效减少阴影带来的组件输出功率损失；

5.3.10 组件的功率是从接线盒内由接线端子输出的。端子的材料是表面附银浆的H59，具有优良的耐候、抗腐蚀性能，可确保在产品在寿命期内的可靠输出；

5.3.11 在接线盒上用O型圈，保证其密封性良好；

5.3.12 接线盒用优质硅胶固定，保证有良好的耐腐蚀性、密封性；

5.3.13 产品一致性好。

5.3.14 光伏组件投标产品符合国家“财政部 科技部 住房城乡和建设部、国家能源局《关于做好金太阳示范工程和太阳能光电建筑应用示范工程建设管理的通知》（财建〔2012〕21号）文件”中规定的相关光伏组件的基本要求。

5.4 安装要求

5.4.1 太阳能光伏组件应设置在周围无遮挡障碍物、无污染源（烟雾、粉尘）、无腐蚀性气体等的安全可靠的场所。

5.4.2 太阳能光伏组件平面应朝向正南方。

5.4.3 女儿墙不能遮挡，年平均日照时间应不少于2200小时。

5.4.4 太阳能光伏发电系统可在环境温度-40℃～+60℃范围内正常工作和使用。

5.4.5 太阳能光伏组件要有抵抗最大风力10级的加固措施。同时，要有避免微风导致的光伏组件共振对系统影响的措施。

5.4.6 屋顶的太阳能光伏组件四周应采用围墙或栏杆等类型的保护。 光伏电源系统应有过电压保护装置（措施），必须安装避雷装置。

5.4.7 屋顶基座平面应高于屋面或隔热层200mm。

5.4.8 基座的高度偏差应不大于5mm，水平度偏差应不大于3mm/m。

5.4.9 太阳能光伏组件的支撑结构应牢固、可靠，应有防锈、防腐措施（宜采用不锈钢或热镀锌方式处理）。组件安装前，机架所有连接螺栓应加放松垫片并拧紧。机架安装完毕后，对安装过程中受到损坏的漆膜应进行补涂。

5.4.10 太阳能光伏组件排列方式，应能便于安装、维护以及具有较强的抗风能力，组件间隔应不小于5mm。组件在机架上的安装应平直，机架上组件间的风道间隙应不小于8mm。

5.4.11 组件安装前应测试其开路电压、短路电流，将工作参数接近的组件装在同一个子方阵内，并选择额定工作电流相等或相近的组件进行串联。

6、并网逆变器的性能要求

6.1 标准和规范

《静态继电保护装置逆变电源技术条件》 GB18479-2001

《度量继电器盒和保护装置的冲击与碰撞试验》 GB/T14537—1993

《度量继电器盒和保护装置安全设计的一般要求》 GB16836-1997

《静态继电保护及安全自动装置通用技术条件》 DL/T14537—1993

《光伏系统并网技术条件》 GB/T19939—2005

《电工电子产品基本环境试验规程 试验A：低温试验方法》 GB/T2423.1—2001

《电工电子产品基本环境试验规程 试验B：高温试验方法》 GB/T2423.2—2001

《电工电子产品基本环境试验规程 试验C：设备用恒定湿热试验方法》 GB/T2423.9—2001

《外壳防护等级（IP代码）（IEC60529:1998）》 GB4208-2008

《半导体变流器 应用导则》 GB/T14549-1993

《光伏（PV）发电系统的过电压保护—导则》 SJ11127—1997

《光伏系统性能监测、测量、数据交换的分析导则》 GB20513—2006

《光伏系统功率调节器效率测量程序》 GB20514—2006

《并网光伏发电专用逆变器技术要求和实验方法》 Q/SPS22-2007

电磁兼容性相关标准：EN50081或同级以上标准

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、规程，并且所用标准和技术规范均应为合同签订之日为止的最新版本。

6.2 光伏并网逆变器选用国内知名产品，功率范围：50kw-500kw，其技术指标必须满足以下要求：

6.2.1 额定功率下电流总谐波畸变率≤5% ；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1.5%；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、过载保护功能。

6.2.2 最大效率：功率100kW以上的（含100kW）最大逆变效率不低于97%；100kW以下的最大逆变器效率不低于94%。

6.2.3 50-250kW逆变器输出适应电压范围：310—450V，500kW逆变器输出适应电压范围210-310V。直流侧最大功率电压跟踪范围为450—820V。

6.2.4 绝缘电阻与介电强度电路与外壳之间应能承受正弦50Hz、2500V电压，历时1min的试验而不击穿。

6.3.5 太阳能光伏组件使用寿命不低于25年，系统质保期2年。在环境温度为-25℃～＋50℃，相对湿度≤95%，海拔高度≤2000米情况下正常使用。

6.3.6 逆变器生产企业为财政部、科技部、国家能源局于2010年通过统一招标确定的中标企业。

6.2.7 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。

6.2.8 室内保护等级：IP20。

6.3 设备的安装与布置

6.3.1 直流侧需配置配电设备，按二级配电设计。第一级设计为户外型，可安装于电池支架上。第二级设计为户内型和逆变器并柜安装。此配电设备必须是国内知名的逆变器厂家生产，能和逆变器形成完美结合，增加发电量。

6.3.2 逆变器的数量、容量及放置位置设计应根据建筑分布情况，从经济、技术两方面考虑，以达到最佳效果。

6.4 并网逆变器安装要求

6.4.1 装机器件均采用工业级产品，保证逆变器在恶略的环境里稳定、可靠运行；

6.4.2 直流母线电容采用最新的膜电容产品，有效延长逆变器运行寿命；

6.4.3 采用高准确度、变步长MPPT（最大功率点跟踪）算法，保证逆变器从光伏组件获取足以大能量输出；

6.4.4 采用先进的软开关技术，降低逆变其功率器件消耗，有效提高逆变器效率；

6.4.5 直流母线电压直接反馈控制技术，降低太阳辐射强度快速变化条件下逆变器的非正常关机概率,有效提高系统发电量；

7、防雷汇流箱各功能指标基本要求

7.1 防护等级IP65，满足室外安装的要求；

7.2 可同时接入8路或16路电池组件串列，每路串列的电流可根据组件参数进行配置；

7.3 每路接入电池组件串列的开路电压值最大可达DC900V；

7.4 每路电池组件串列输入回路的正负极都配置高压直流熔断器，其耐压值可达DC1000V；

7.5 直流汇流输出配有防雷器；

7.6 直流汇流的输出端配有可分断的直流断路器。

8、线路敷设：

8.1 导线的安装与布置：

8.1.1 导线总体敷设方式为放射式，具体要求为：单栋建筑物屋顶光伏组采用铜缆连接至各分支汇聚箱，以放射式汇集该楼主汇流箱，单栋楼出线采用铜缆以放射式并入分区逆变器汇流箱。

8.1.2 组件方阵的布线应有支撑、固定、防护等措施，导线应留有适当余量，应选用不同颜色导线作为正极、负极和串联连接线。

8.1.3 连接导线的接头应镀锡。截面大于6mm2的多股导线应加装铜接头（鼻子），截面小于6mm2的单芯导线在组件接线盒打接头圈连接时，线头弯曲方向应与紧固螺丝方向一致，每处接线端最多允许两根芯线，且两根芯线间应加垫片，所有接线螺丝均应拧紧。

8.1.4 接线盒出口处的连接线应向下弯曲，防止雨水流入接线盒。组件连线和方阵引出电缆应用固定卡固定在机架上

8.2 馈线穿过穿线管后应对管口进行防水、防鼠处理 。

8.3 电缆及馈线应采用整段线料，不得在中间接头。

8.4 电源馈线正、负极两端应有统一颜色标志，方阵输出端还应有方阵的编号标志。

8.5 电缆剖头处必须用胶带和护套封扎。

8.6 安装方阵电缆与控制柜连接前，应先将控制柜中相关开关或熔断器断开，并按规范的顺序进行操作。

8.7 导线接头与设备接触部分应平整洁净、安装平直端正、螺丝紧固，且不应使端子受机械应力。

8.8 电源馈线连接后，应将接头处电缆牢靠固定在控制柜的导线卡上。

8.9 控制柜出线孔必须加防护胶圈。

9、并网环节

9.1 光伏发电系统采用低压侧并网方案；

9.2 满足《国家电网公司光伏电站接入电网技术规定》(试行)

10、计量显示装置技术要求

10.1 通信与电能计量装置应符合以下要求：

10.1.1 根据国家电网光伏电站接入要求, 光伏并网电站应配置自动控制、电能计量及数据通信存储装置。其中数据记录装置至少要能保存3年以上数据。数据采集装置应采集电站运行主要数据，包含但不限于系统的工作状态，如电站系统的实时电压、功率、发电量、某一时期内（月/年）的系统运行情况等。并网电站需要相应的报警装置，当逆变器状态发生改变时，能够将逆变器异常通过终端显示装置表现出来。系统需配置环境因素传感装置，能够采集环境因素信息并通过无线传输方式传输到系统控制中心或公众显示终端。

10.1.2 电能计量点原则上设置在产权分界点，计量装置应符合《电测量及电能计量装置设计技术规程》DL/T5137－2001和《电能计量装置技术管理规程》DL/T448－2000的相关规定。

11、设计图纸要求

11.1 设计依据及原则

《晶体硅光伏（PV）方阵I-V特性的现场测量》 GB/T18210-2000

《地面用光伏（PV）发电系统概述和导则》 GB/T18479-2001

《光伏组件的测试认证规范》 IEEE 1262-1995

《电池组件标准》 IEC61727:2004\IEC61215\IEC61730

《光伏系统并网技术要求》 GB/T 19939-2005

《光伏发电站接入电力系统的技术规定》 GB/Z 19964-2005

《光伏系统电网接口特性》 GB/T 20046-2006

《电压波动和闪变》 GB12326-200

《公共电网谐波》 GB/T 4549-19939

《建筑结构载荷规范》 GB50009-2001

《钢结构设计规范》 GB50017-2003

《建筑物防雷设计规范》 GB50057-2010

《建筑设计防火规范》 GB50016-2006

《混凝土结构设计规范》 GB50010-2002

《建筑地基基础设计规范》 GB50007-2002

《建筑地基处理技术规范》 JGJ79-91

《建筑结构可靠设计统一标准》 GB50068-2001

《建筑抗震设计规范》 GB50011-2001

《建筑工程抗震设防分类标准》 GB50023-2004

《民用建筑电气设计规范》 JGJ16-2008

《建设工程施工现场供用电安全规范》 GB50194-1993

《城市电力规划规范》 GB50293-1999

《低压配电设计规范》 GB50054-1995

《电力工程电缆设计规范》 GB50217-2007

《电力装置的电测量仪表装置设计规范》 GBJ63－1990

《供配电系统设计规范》 GB50052-2009

《电力工程电缆设计规范》 GB50212-2007

《电能质量，电压波动和闪变》 GB12326—2000

《电能质量，公用电网谐波》 GB/T14549—1993

《电能质量，三相电压允许不平衡度》 GB/T15543—1995

《电能质量，电力系统频率允许偏差》 GB/T15945—1995

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、规程，并且所用标准和技术规范均应为合同签订之日为止的最新版本。

11.2 设计原则如下：

11.2.1 将太阳能光伏发电应用于建筑。使安装在河南工业大学新校区的太阳能光伏发电系统将与建筑结构密切配合，达到光伏建筑的一体化应用。

11.2.2 最大限度地获得太阳辐照量，为了增加光伏阵列的输出能量，尽可能地保证光伏组件普照在阳光下， 避免光伏组件之间互相遮光，以及其他障碍物遮挡阳光。

11.2.3 减低电缆传输距离，优化设计输配电，为了实现以下目的，从光伏组件到接线箱、接线箱到逆变器以及从逆变器到并网交流配电柜的电力电缆全部按照最短距离。

11.3 设计方应提供以下设计图纸：

11.3.1 总系统图和各分支系统图。

11.3.2 光伏组件的平面布置图（以单栋建筑屋面为单位）

11.3.3 线路总平面布置图和各分区平面布置图。

11.3.4 设备分布平面图。

11.3.5 所有设备、设施一次系统图、二次原理图。

11.3.6 安装支架图。

11.3.7 设备基础图及配套工程附图。

11.3.8 设计说明及材料、设备一览表。

11.4 投标人应提供上述设计图纸完整的电子版和纸质版。

12、系统防护

12.1 屋顶栏杆（或女儿墙）离太阳能光伏组件边缘距离不应小于1m。

12.2 太阳能光伏电源系统的工作接地、保护接地、防雷接地等应单独设置联合接地系统，必要时，也可与其他设施或建筑物的防雷和接地系统的保护设施统一考虑。光伏组件至控制箱（柜）的电源输入馈线端应设置防雷电感应装置。

12.3 光伏组件需另设防雷装置时，避雷针应设置在光伏组件的背面的最高处，且离光伏组件边缘距离应大于2m，避雷针接地线严禁直接从光伏组件机架上引出。

12.4 光伏组件接地电阻不大于4Ω。

12.5 光伏组件及其他设备都应采取加固措施。

四、工程安装

13、本工程招标要求执行的施工及验收的依据
《中华人民共和国国家标准电气装置安装工程施工及验收规范》 GBJ232

《电气装置安装工程电力变流设备施工及验收规范》 GB50254-96

《电气装置安装工程接地装置施工及验收规范》 GB50255-96

《电气装置安装工程电缆线路施工及验收规范》 GB50168-92

《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》 GB50171-92

《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》 GB50150-91

《电气装置安装工程母线装置施工及验收规范》 GBJ149-90

与太阳能光电工程施工相关的其他规范、标准及以上标准、规范的最新实施版本。

14、施工现场管理
14.1中标人负责本工程的施工并进行现场管理、监督、协调，并按文件组卷要求对施工文件整理、归档。

14.2 在工程施工过程中，中标人应接受招标人、监理人（如有）的不定期检查，向招标人、监理人（如有）报告施工进度和质量。

14.3 工程的施工必须根据招标文件提供的技术要求，按照国家有关标准、规范进行，如对施工图修改，应取得招标人和工程设计单位的书面同意，对修改的内容应作详细记录，并作为绘制竣工图样的依据。

14.4 中标人按要求提供的货物、材料等必须是近一年内出厂的、全新的合格产品（须附合格证、出厂证、检验报告等），施工过程要报送招标人、监理人（如有）同意后方可采购。

14.5系统设计及施工安装时，必须根据现场实际情况，保护好原有屋顶结构，同时采取切实可行的防水措施，以免造成屋顶渗漏。施工安装前，发包人、承包人、监理人三方共同对原有屋面做防水闭水试验，若有渗漏，由发包人负责修复；光伏系统安装完毕，三方再次做防水闭水试验，若有渗漏，由承包人负责修复并承担相应的费用。15、其他15.1 上述未明确的技术指标及参数按国家有关光电建筑规范执行。15.2 太阳能光伏组件及逆变器进场时，由建设单位和施工单位共同验收符合要求、施工安装单位方可安装。15.3 本项目所涉及的各类材料、设备均由施工安装单位提供。15.4本次招标含系统集成设计、材料及设备采购、施工安装、系统调试、系统试运行等全部工作内容。16、变更
16.1 中标人做出任何超出合同规定的调整，必须经过招标人和监理工程师的同意。如果发现货物或材料的性能指标已严重影响工程的质量和进度，中标人必须事先取得招标人和监理工程师的同意才能做出调整。

16.2 由于变更产生的费用，执行本招标文件第一章第规定。

17、现场成品保护
17.1 在工程施工期间，中标人应保持现场整洁，按规定存放并处置好中标人的任何设备和材料。

17.2 在工程结束正式移交招标人之前，中标人应从其所涉及的施工现场清除并运出投标人的全部施工设备、多余材料、垃圾和各种临时工程。

17.3 除非合同中另有约定，从工程开工日期起直到颁发整个工程的竣工移交证书日期止，中标人应对整个工程、施工过程的中间成果、工程材料、待安装的工程设备等的保护负完全责任。这种保护的责任应随竣工移交证书一起移交给招标人。

17.4 在中标人施工期间，如果中标人所负责工程、施工过程的中间成果、工程材料、设备出现任何损失或损坏，不论出于其他任何原因，中标人必须弥补此类损失或损坏，以使永久工程在各方面符合合同的约定，所发生的费用由中标人承担。

17.5 在中标人施工期间，除非经监理工程师同意，中标人不得对其责任以外的工程、施工过程的中间成果、工程材料和设备造成损坏。中标人应对其在进行施工过程中造成的对工程的任何损失或损坏承担责任。

17.6 中标人负责对招标人的太阳能光伏组件、交直流配电设备、逆变器等主要设备进行调试，在调试过程中工程材料、电气设备出现任何损失或损坏，以及出现人身伤害事故，均由中标人负责。

五、工程验收及售后服务

18、测试与调试
18.1 安装结束后，中标人负责对系统进行全面的检查与测试，完成系统的局部及整体的调试工作，并完成竣工图。

18.2 测试工作所需的一切费用均包含在中标人的投标报价中。所有的测试工作必须在合同约定的时间内完成。

18.3 中标人必须修复在测试中发现的故障和缺陷，并承担修复故障和缺陷所发生的费用。招标人有权追究中标人由于修复故障和缺陷造成工期延误而产生的损失。

19、工程竣工资料
工程竣工后，中标人应向招标人及有关部门提交下列技术资料：

19.1 工程项目开工报告（如果有）

19.2 工程项目竣工报告

19.3 图纸会审和设计交底记录

19.4 设计变更通知单

19.5 技术变更核定单

19.6 工程质量事故发生后调查和处理资料

19.7 设备、材料、构件的质量合格证明资料

19.8 隐蔽工程验收记录及施工日志

19.9 竣工图

19.10 质量检验评定资料

19.11 工程竣工验收资料

19.12 其它相关技术文件

19.13 其他有关部门规定提交的全部资料

20、质量保证期
本太阳能光电工程质量保证期为二年，自全部设备正式送电之日起开始计算二年。在此期间，凡因货物或材料质量及安装质量问题，由本工程中标人免费进行维修、保养、更换货物或材料。