光伏发展史上首次实现如此大规模的发电侧强电压并网，对光伏电站建设的设计技术、运行管理、并网条件都提出了新的挑战。我国太阳能光伏产业飞速展开的同时，整个产业的标准化亟待完善。
2011年的青海，是光伏界站建设的热土。特别是在秋季的格尔木地区，数十家光伏电站在茫茫戈壁上集中开建，建设如火如荼。
这一切源于2011年5月，国家发改委制定的青海省优惠光伏电价政策，即规定凡在当年9月30日前并网发电的青海省的光伏电站，上网电价为1.15元/千瓦时。此后，国家发改委在7月底正式推出1.15元/千瓦时的全国性光伏上网标杆电价，规定在当年7月1日前申报并在当年12月31日前并网的光伏电站均可享受这一电价，青海也在其中，这进一步催热了光伏电站建设的浪潮。
统计结果显示，截至2011年12月31日，青海建成光伏装机超过1GW，绝大多数成功并网试运行。其中格尔木建设光伏电站23家，装机容量超过500MW，21家成功并网发电，格尔木因此取得了“世界上最大的光伏电站群”、“世界范围内首个实现百万千瓦级光伏电站并网发电的基地”等“五个世界第一”。
然而，这是在光伏发展史上首次实现如此大规模的发电侧强电压并网，对光伏电站建设的设计技术、运行管理、并网条件都提出了新的挑战。
一大型光伏电站的反思
小杜(化名)是某电力企业的安全管理人员，今年开春后就随公司的生产运行工作组对公司去年在青海投产发电的光伏电站进行督察。“公司去年在格尔木和青海其他地区投产了好几个项目，规模不一，为在年底前享受电价政策，原定一年的工期缩减到几个月，我们的任务就是‘找问题’，看看到底是什么影响了发电量。”小杜对记者说。
小杜所说的“影响了发电量”，指的是其公司去年在格尔木投产的一大型光伏电站。“去年发电量只完成了计划的四分之一，今年的设计年发电量也是完不成了。”小杜对本报记者说，“还有一个主要问题是，受到欧洲光伏市场需求减退及欧债危机影响，我国前期大规模上马的太阳能电池组件生产严重过剩，去年我们公司在格尔木的光伏项目成本是12元/瓦，现在是5元多/瓦，这条产业链已出现严重问题。”
小杜在督察中发现，电量上不去的原因有很多，如逆变器的缺陷、故障不能得到及时处理，电池板有破裂损坏的情况等。“发电量受影响很重要的一点是受到青藏直流联网工程的影响，电网为求系统稳定性而要求光伏电站限负荷运行。网调目前给的最大负荷是电站设计负荷的四分之三，加上备自投装置为投运，进一步降低了供电可靠性。”小杜对本报记者说。
小杜和其他同事的任务是查找问题、落实整改，并制定管理和技术标准。“如果光伏电站从设计、安装、施工到运行管理等都有一套标准体系可遵循，就不会出现那么多问题了。”小杜对本报记者说。
行业标准亟待建设
“十二五”期间，小杜所在的公司对清洁能源发展提出了很高的目标，今年在青海的光伏电站计划依旧规模不减。对此，中国科学院广州能源所光伏发电与微网技术实验室主任、IEEE(全球科技专家联盟)会员舒杰对本报记者说，由于这两年光伏国际市场相对低迷，国家为鼓励光伏发展，在光伏应用方面加大了扶持资金投入。如正在执行的光电建筑、金太阳示范工程政策性补贴等，极大的推动了国内光伏发电装机容量的增长。“这两年随着光伏电池价格的降低，在日照资源好的地方，企业不需要拿补贴，5-6年就可以收回投资，具有很好的经济性。另外，很多光伏企业也从设备制造商逐步转变为光伏电站的投资商。目前西部先圈地-后建设-再扩网已经成了光伏发电行业的普遍做法。国内光伏电站大规模上马没有统一的规划、布局，没有综合考虑当地的负荷、电网容量、并网条件等已是常态了。”舒杰说。
正如舒杰所说，小杜所在公司在青海的光伏战略和光伏电站运行管理中频出的问题，只是目前大规模上马光伏电站带来诸多问题的一个缩影。“我们下决心做光伏行业的领头人，还有很长的路要走，国家对太阳能光伏电站相关标准、规范都不全。比如，目前国家还未出台光伏电站技术监督标准，目前电站的设备参考的是水电厂技术监督标准。没有这个标准，我们怎么对现役运行设备进行全方位、全过程技术监督?”小杜对本报记者说。
事实上，我国早在1987年就成立了全国太阳光伏能源系统标准化技术委员会，制定了一些太阳光伏能源系统领域的基础类标准，随后又对部分国际通用的IEC国际电工委员会光伏标准进行了转化，替代了原有的部分标准。主要的国家标准和行业标准包括太阳能电池，配套产品中的光伏系统专用控制器和逆变器的地方标准、与光伏系统相关的蓄电池国家标准、与风光互补发电系统相关的小型风力发电机标准等，这其中多是推荐标准(GB/T)，而非强制标准(GB)。
“从2004年来,国内在制定的太阳能光伏并网发电标准、规范还没有公开执行，光伏部件生产企业主要参考国际IEC标准，2001年前的光伏标准主要是针对太阳电池、组件、独立光伏系统。2009年以来的“金太阳计划”、光电建筑扶持资金项目，也没有统一的并网技术规范，主要是对关键部件(组件、并网逆变器)满足专门检测认证条件就可通过(如北京鉴衡认证)。如在金太阳项目的实施要求中，企业建设电站所采用的光伏电池组件、逆变器等是通过北京鉴衡等机构认证的，至于建成之后，光伏电站发电性能、并网电能质量等都没有明确的评价标准。”舒杰告诉本报记者。
据中国电科院电力工业电力系统自动化设备质量检验测试中心暨国家能源太阳能发电研发(实验)中心张军军向本报记者介绍，目前太阳光伏能源系统专业涉及光伏材料、太阳电池、太阳电池组件、太阳电池阵、光伏测试系统、光伏系统控制器、光伏系统逆变器、光伏并网系统、光伏应用系统等，主要可以分为材料、组件、部件、并网四类，目前没有统一的标准体系，用的多是“认证标准”。张军军对本报记者说：“所谓的‘认证标准’可以说只是一种‘应急方案’，是在没有国标、行标情况下的最低级的标准。
“目前光伏行业独立光伏电站比较成熟，可参照常规电源管理;小型光伏电站标准存在争议，还没有明确国标出来，运营管理的标准也是比较缺乏的。”国网能源研究院研究员王乾坤对本报记者说。
国家发改委能源研究所王斯成认为，目前已经颁布的独立光伏发电系统的国家标准中只有针对户用光伏系统的标准，而没有针对光伏独立电站的国家标准;系统部件，包括控制器、逆变器、光伏专用蓄电池等的国家标准待批准、待完善;光伏产品，如太阳能路灯、太阳能草坪灯、太阳能交通信号、太阳能广告标识等尚无国家标准。
“有技术标准可依，光伏市场才能规范、产品质量才能保证，如果没有标准或标准出台不及时都会直接影响产品或工程质量，也不利于市场的有序发展。”小杜对本报记者说。
并网标准：光伏标准的重中之重
在记者采访中，多位业内人士向记者表示，由于光伏发电幅照强度波动性、随机性强，运行控制问题突出，其大规模应用对电网运行提出了新挑战，光伏分布式接入配电网对电网安全、继电保护、电能质量产生影响，必须尽快出台相关的标准规范对光伏并网的特性做出明确的规定，包括资源与负荷如何匹配、运行控制、安全保护。
2009年底，国家标准化管理委员会发布《关于成立光伏发电及产业化标准推进组的通知》(标委办工二[2009]226号)，决定成立光伏发电及产业化标准推进组，总体推进国家、行业和联盟光伏标准化工作;编制光伏标准体系，提出光伏标准制修订计划项目，协调光伏标准重大技术问题，监督和检查光伏标准的质量和进度。成立材料、电池和组件、系统和部件、并网发电四个工作组，其中，并网发电工作由中国电力企业联合会牵头进行。
作为并网发电工作推进组的组长，中电联标准化中心主任许松林向本报记者介绍：自2009年来，并网发电工作组安排立项了光伏发电标准计划40多项，其中国家标准20项、行业标准20余项。这些标准涵盖了光伏发电站的设计、安装、施工、检测方法、并网的基本要求和建设验收等关键标准。
根据许松林介绍，目前光伏发电并网行业采用的标准为2005年发布的光伏发电站接入电力系统技术规定(GB-Z19964-2005)，这是一个指导性文件，原定期限为三年，但目前光伏发电并网行业仍只有这一标准可参考。记者查阅了这一标准，标准对光伏发电站电能质量、有功功率、无功功率、运行电压、电压调节、运行测试通信信号进行了规定，但规定十分简单，基本没有具体可依据操作的细节。
截至记者发稿前，根据记者从中电联标准化中心得到的最新数据，目前光伏发电及产业化标准推进组并网发电组已经向住建部、国家标委会上报了10项标准，并将很快发布。
“我国太阳能光伏产业飞速展开的同时，整个产业的标准化亟待完善，希望有关主管部门加紧批复已上报的标准，以更好地指导光伏发电行业的工程建设和电站的安全运行。”中电联标准化中心汪毅对本报记者说。
