光伏发电与风力发电的并网技术标准概要

第31卷第11期2011年11月
电力自动化设备
ElectricPowerAutomationEquipment
Vol．31No.11Nov.2011
光伏发电与风力发电的并网技术标准
王继东1，张小静1，杜旭浩1，李国栋2
（1.天津大学智能电网教育部重点实验室，天津300072；
2.天津电力科学研究院，天津300022）
摘要：主要比较了国内外常用的光伏发电与风力发电的并网技术标准，分别从并网方式，电压偏差、电压波动和闪变、频率、谐波、直流注入等电能质量指标，保护与控制以及风电场低电压穿越等方面进行了详细的分析。

指出了国内现有标准存在的不足，在并网技术标准的制定过程中，应综合考虑并网容量以及接入电网的电压等级等因素。

关键词：新能源发电；智能电网；光伏发电；风电；并网技术；标准中图分类号：TM732；TM61
文献标识码：A
文章编号：1006－6047（2011）11－0001－07
发电的光伏发电和风力发电可参考此标准）。

许多国家都有自己的DG并网技术标准：加拿大2个主要的DG互联标准为C22.2NO.257和C22.3NO.9；新西兰在2005年完成了基于逆变器的微电源标准AS4777.1、AS4777.2、AS4777.3［6］。

欧美发达国家近年提出SmartGrid、IntelliGrid等概念和研究计划［1］。

风力发电、光伏以及燃料电池发电等分布式可再生能源由于其本身的不稳定性，给传统配电网的电压、电能质量、继电保护等方面带来了诸多不利影响［2-3］。

新能源发电并网标准是推进新能源与智能电网发展的技术基础和先决条件。

本文对现有的光伏发电与风力发电并网技术标准分别进行了比较，指出了在光伏发电与风力发电并网标准中应该重点考虑的问题。

2
2.1
光伏发电并网技术标准
1光伏发电与风力发电并网标准概述
许多国家和地区都针对自己的实际情况制定了光伏发电系统并网技术标准，如美国的IEEE、NEC、UL标准等，我国光伏标准委员会及国家电网公司也制定了光伏发电系统并网标准。

国际电工委员会（IEC）制定的IEC标准是被广泛接受和采用的国际标准。

国际电工委员会在1994年率先制定了风轮发电机系统IEC61400系列标准，并被日本和欧洲众多国家和地区接纳和采用，该系列标准主要涉及风轮发电机系统的设计、安装、系统安全保护、动力性能试验以及电能质量测试评定等方面的内容。

此外，IEEE也提出了一些风能转换系统与公用电网互联规范［4］。

中国国家标准是参考IEC61400系列标准和德国、丹麦等国家的风力发电并网标准而制定的。

此外，IEEE1547—2003标准第一次尝试统一所有类型分布式发电DG （DistributedGeneration）性能、运行、测试、安全、维护等方面的标准和要求，得到了国际上最广泛的认可［5］，目前已经发展成为一系列的标准
IEEE1547.1—IEEE1547.6（作为分布式
收稿日期：2011-05-10；修回日期：2011-09-25
基金项目：国家重点基础研究发展计划（973计划）资助项目
（2009CB219700）；国家自然科学基金资助项目（51007062）
并网方式
我国GB／T19939—2005标准［7］根据光伏发电系统是否允许通过供电区的变压器向高压电网送电，分为可逆流和不可逆流2种并网方式，但并未对光伏发电系统的并网容量和接入电压等级进行详细规定。

日本《电气事业法》（1998年）对家用光伏发电系统与公用电力系统的并网原则上进行如下区分：单独家用用户的电力容量不足50kW的发电设备与低压配电线（电压600V以下）并网，不足2000kW的发电设备与高压配电线（电压大于600V小于7000V）并网。

表1列出了日本《电气事业法》所规定的根据光伏发电系统输出容量及受电电力容量的并网区分及电气设备的分类［8］。

表1光伏发电系统并网方式
Tab.1Grid-connectionmodeofPV
powergenerationsystem
每家用户的电力容量／kW
并网系统电气设备
光伏发电系统的受电电力的容量
的区分的种类
输出容量（合同电力）
和低压配一般电气设备
［0，50］
电线并网（小功率发电设备）
20以下
和高压配专用电气
（50，2000］
电线并网设备
20以上
50以下
（0，50］（50，2000］（0，50］
和低压配电线并网和高压配电线并网和高压配电线并网和高压配电线并网
专用电气设备专用电气设备专用电气设备专用电气设备ProjectsupportedbytheNationalBasicResearchProgramofChina（973Program）（2009CB219700）andtheNationalNaturalScienceFoundationofChina（51007062
）
50以上
（50，2000］
电力自动化设备
国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》［9］
中，根据光伏电站接入电网的电压等级（0.4kV、10~35kV、66kV）将光伏电站划分为小型、中型和大型，但没有明确光伏电站的容量。

IEEE929—2000［10］中对小型、中型和大型光伏发电系统的容量分别规定为≤10kW、10～500kW和≥500kW。

建议我国在制定标准时可以参考国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》、IEEE929和日本的相关规定，综合考虑光伏发电系统输出容量和受电电力容量，选择合适的并网电压等级和电气设备。

2.2电能质量
任何形式的光伏发电系统向当地交流负载提供电能和向电网发送电能的质量都应受控，在电压偏差、频率、谐波、闪变和直流注入等方面应满足使用要求并至少符合电能质量国家标准。

2.2.1电压偏差
通常情况下，光伏发电系统并网不允许参与公共连接点（PCC）电压的调节，不应造成电力系统电压超过相关标准所规定的范围，不应造成所连接区域电力系统设备额定值的过电压，也不能干扰电力系统中接地保护的协调动作。

表2是国内标准GB／Z19939—2005［7］、GB／T19964—2005［11］、国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》［9］和国外标准IEEE929［10］、IEEE1547［12］对光伏发电系统正常运行电压范围和公共连接点处电压偏差限值的规定。

表2光伏发电系统运行电压范围
第31卷
2000［10］规定电压闪变限值不应超过IEEE519—1992［13］中的规定。

IEC61727—2004［14］规定：光伏发电系统运行不应该使电压闪变超出
IEC61000-3-3（＜16A系统）、IEC61000-3-5（≥16A系统）中的相关规定。

GB／Z19964—2005［11］及国家电网公司《光伏电
站接入电网技术规定》［9］均规定，光伏电站接入电网后，PCC点的电压波动和闪变应满足GB／T12326—2000的规定，光伏电站引起的电压闪变值应根据光伏电站装机容量与公共连接点上的干扰源总容量之比进行分配。

一般而言，光伏发电系统与电网相联引起的电压波动和闪变很小，基本不会引起电网的电压波动和闪变值越限。

2.2.3频率
几乎所有的标准都要求光伏发电系统并网时应与电网同步运行。

各标准对光伏发电系统的正常运行频率范围或偏差限值做出了相关规定，如表3所示［7，9-12，14］。

表3光伏发电系统正常运行频率范围
Tab.3Normaloperatingfrequencyrangeof
PVpowergenerationsystem
Hz
标准
正常运行频率范围
频率偏差限值
IEEE929—2000IEEE1547—2003IEC61727—2004GB／Z19964—2005GB／
T19939—2005国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》
59.3～60.5
--49.5～50.2
-±1±0.5-
Tab.2OperatingvoltagerangeofPV
powergenerationsystem
标准
并网处电压偏差（占额定电压的百分数）
正常运行电压范围（占额定电压的百分数）
IEEE929—2000IEEE1547—2003GB／T19939—2005
-88％～110％
-90％～110％
我国国家标准并未对光伏发电系统的正常运行频率范围做出规定，仅规定频率偏差限值为±0.5Hz。

而GB／T15945—2008中规定，用户冲击负荷引起的系统频率
变动一般不得超过±0.2Hz，当系统容量较小（系统装机容量不大于3000MW）时可以放宽到±0.5Hz。

35kV及以上＜10％，20kV及以下三相±7％35kV及以上＜10％，
GB／Z19964—2005
20kV及以下三相±7％国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》
35kV及以上＜10％，20kV及以下三相±7％
85％～110％
IEEE929［10］中指出，对于小型独立的电力系统，
不宜将频率偏差规定得太小，通常要在上述规定的频率范围外有一定的频率偏差。

如将系统频率偏差规定得过小，势必影响电气设备对频率的适应性。

对于大型的光伏发电系统，电网也许需要其能够主动参与调节电网频率。

因此，本文建议可以将光伏发电系统看作一类特殊的负荷，采纳GB／T15945—2008中的方法，对容量较小的光伏发电系统制定较为宽泛的正常运行频率范围和偏差限值。

2.2.4谐波与波形畸变
大部分国内外标准规定，光伏发电系统的输出应该有较低的电流畸变水平以确保不会给并网的其他设备带来危害。

国内外各标准对于谐波电流畸变的限值如表4所示［7，10-14］。

由表2可见，我国标准均规定光伏发电系统并网处电压偏差应满足相应的电能质量国家标准，但是对正常运行电压范围的划分有所差别。

建议根据光伏发电系统的并网容量、合同电力、并网电压等级等因素综合考虑制定合适的正常运行电压范围，既要避免范围限定过于严格，不利于降低光伏发电系统的并网运行利用率，也要避免范围过于宽泛，影响到并网电力系统的安全、稳定性。

2.2.2电压波动和闪变
IEEE1547［12］标准指出：分布式电源不能使地区电力系统电压超过
ANSIC84.1—1995标准所规定的范围；与电网并列运行的分布式电源在PCC处引起电压波动不应超过±5%；分布式电源不应该造成区域电力系统中其他用户的电压闪变。

IEEE929—
第11期
王继东，等：光伏发电与风力发电的并网技术标准
表4光伏发电系统谐波电流畸变限值
Tab.4HarmoniccurrentdistortionlimitsofPVpowergenerationsystem
奇次谐波电流畸变限值／％
标准
（1，11）
［11，17）［17，23）［23，35）［35，＋∞）［2，10）
［10，34）［34，＋∞）
偶次谐波电流畸变限值／％
THD／％
IEC61727—2004GB／Z19964—2005GB／T19939—2005IEEE1547—
2003IEEE929—2000IEEE519—1992
＜4.0＜2.0＜1.5＜0.6－＜1.0＜0.5-5．0
＜4.0＜2.0＜1.5＜0.6＜0.3奇次谐波25%以内5.0
国家标准、IEC61727—2004及IEEE标准均规定偶次谐波电流畸变值不应超过奇次谐波的25%，对谐波次数小于35次的电流畸变限值的规定也相同。

但国家标准和IEC61727没有规定谐波次数大于35的谐波电流畸变限值，本文建议该限值可参考IEEE1547标准进行补充完善。

2.2.5直流分量
当光伏发电系统的并网逆变器输出端直接与电网连接（不带隔离变压器），逆变器存在参数不均衡、触发脉冲不对称等情况时，可能向电网注入直流电流。

直流注入将会对变压器等电网设备产生不良影响。

因此，国内外标准对光伏发电系统并网注入的直流分量均有限制，如表5所示［7，9-12，14］。

表5光伏发电系统输出直流分量限值
要求如表6所示，光伏发电系统应在指定的分闸时间内停止向电网供电或从电网中切除［7，9-10，12，14］。

由表6可知，各标准对各范围异常电压的响应时间要求基本相同，对异常电压的划分范围有所差别。

异常电压范围的划分与2.2.1节中的正常运行电压范围有关。

2.3.2低电压穿越
有些标准还要求大型和中型光伏电站应具备一
定的低电压穿越能力，国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》［9］中对大中型光伏电站的低电压穿越要求为：当并网点电压跌落至20%标称电压时，光伏电站能保证不间断并网运行1s；且如果光伏电站并网点电压发生跌落后3s内能恢复到标称电压的90%时，光伏电站应能保证不间断并网运行。

建议在制定或修改国家标准时重点考虑这方面的问题，当电网故障时，充分利用光伏发电系统的低电压穿越能力为电网提供电压支撑。

Tab.5OutputDCcomponentlimitsofPV
powergenerationsystem
标准
国家电网公司IEC61727—2004
IEEE1547—2003
GB／T19939—2005《光伏电站接入
IEEE929—2000
GB／Z19964—2005电网技术规定》
不应超过逆变器额定输出电流的1%
不应超过交流额定值的0.5%
直流不应超过额定输分量出电流的0.5%
2.3.3频率异常
当电网频率偏离规定的条件时，光伏发电系统应
该停止向电网供电。

如果频率在规定的跳闸时间
国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》中对光伏电站并网运行时馈入电网的直流分量的限值要比国家标准严格。

除了对光伏发电系统的直流注入进行限定之外，有些国家的标准还规定，一旦光伏发电系统的直流注入超过规定值就需在规定时间内切除电源［6］，这在我国标准中尚未体现。

2.3保护与控制2.3.1电压异常
各标准对于光伏发电系统异常电压的响应时间
内恢复到正常电网连续运行的情况，则不必停止供电。

频率保护装置允许时间延迟的目的是为了避免由于短期扰动引起的误动作［7，9-10，12，14］。

光伏发电系统对异常频率的响应时间如表7所示。

国家电网公司要求大型和中型光伏电站应具备一定的耐受系统频率异常的能力，这有利于光伏发电系统在一定条件下参与调节电网频率。

我国在制定国家标准时，也应当考虑电网的实际情况，规定光
表6光伏发电系统对异常电压的响应时间
Tab.6ResponsetimeofPVpowergenerationsystemtoabnormalvoltage
标准
异常电压范围及响应时间
［0，50%）为0.16s［50%，88%）为2.00s（110%，120%）为1.00s［120%，+∞）为0.16s［0，50%）为6个电网周期
［50%，88%）为120个网周期
（110%，137%）为120个电网周期
［137%，+∞）为2个电网周期
IEEE1547—2003IEEE929—2000IEC61727—2004GB／T19939—2005国家电网公司《光伏电站接入电网技术
规定》
［0，50%）为0.1s［50%，85%）为2.0s（110%，135%）
为2.0s［135%，+∞）为0.05s
电力自动化设备
表7光伏发电系统对异常频率的响应时间
第31卷
Tab.7ResponsetimeofPVpowergenerationsystem
toabnormal
frequency
标准
最大分闸时间
主要有直接并网、降压并网、准同期并网和晶闸管软并网等［15］。

各种并网方式都有其自身的优缺点，根据实际所采用的风电机组类型和具体并网要求选择最恰当的并网方式，可以减小风电机组并网时对电网的冲击，保证电网的安全稳定运行。

我国在制定风力发电并网国家标准GB／Z19963—2005［16］时，只考虑到当时的风电规模和机组的制造水平，是一个很低的标准。

近年来风电事业发展迅速，整体呈现大规模、远距离、高电压、集中接入的特点，对电网的渗透率越来越高，为使风电成为一种能预测、能控制、抗干扰的电网友好型优质电源，有必要对原有标准进行升级完善。

IEEE929—2000IEC61727—2004GB／T19939—2005国家电网公司《光伏电站接入电网技术
规定》
0.1s0.2s
小型光伏电站：0.2s。

大中型光伏电站：具有一定的耐系统频率异常的能力小于等于30kW系统，频率大于60.5Hz或小于59.3Hz时为0.16s。

大于30kW系统，频率大于60.5Hz或小于57.0Hz时为0.16s；频率小于59.8Hz大于57.0Hz（可调设定点）时为0.16s到300s可调
IEEE1547
伏发电系统的耐受系统频率异常的能力。

2.3.4防孤岛保护
防孤岛保护是分布式电源特有的保护。

几乎所有的标准均要求当光伏发电系统并入的电网失压，处于非计划孤岛运行时，需要在规定的时间内检测到孤岛运行并停止供电。

超出运行状态导致光伏发电系统停止向电网送电，在电网的电压和频率恢复到正常范围后，需延迟一段时间再并入电网运行。

表8是国内外标准对发
生非计划性孤岛时保护动作的时间以及电网恢复正常后并网延时的限值规定［7，9-10，12，14］。

表8光伏发电系统防孤岛保护动作时间和恢复并网时间
3.2电能质量
大部分国家和地区的风力发电并网标准均要求
风电场正常运行时满足本国家和地区的电能质量标准。

3.2.1电压偏差
表9给出了国内标准（GB／Z19963—2005［16］、国家电网公司《风电场接入电网技术规定》［17］）和
IEEE1001—1988［18］对风电场正常运行电压范围和风
电场并网点处电压偏差限值的规定。

表9对风电场运行电压范围的规定
Tab.9Provisionsofwindfarmoperatingvoltagerange
标准
并网处电压偏差（占额定电压的百分数）
正常运行电压（占额定电压的
百数）
Tab.8Operationtimeforanti-islandingprotectionandreconnectiondelayofPVpowergenerationsystem
标准
防孤岛保护动作时间／s
恢复并网至少5min以后
国家电网公司《风电场＜10％，一般为额定电压接入电网技术规定》的-3％～+7％
90％～110％90％～110％90％～110％
IEEE1547—2003
IEEE929—2000IEC61727—2004GB／T19939—2005国家电网公司《光伏电站接入电网技术规定》
22
GB／Z19963—2005IEEE1001—1988
110kV及以下系统：＜10％。

220kV及以上系统：-3％～+7％
-
20s～5min以后小型光伏电站20s~5min，大中型光伏电站执行电力电度
部门指令
-
3.2.2
IEEE929［10］和UL1741标准还规定，所有的并网逆变器必须具有防孤岛效应的功能，同时这2个标
准给出了并网逆变器在电网断电后检测到孤岛现象并将逆变器与电网断开的时间限制。

我国还没有制定具有防孤岛功能的并网逆变器的相关标准，建议尽快加以制定完善。

电压波动和闪变
由于风机的出力会受到风速随机性的影响，有可能在风力发电系统与电网接口处造成电压波动。

GB／Z19963—2005［16］与国家电网公司《风电场接入电网技术规定》［17］均规定，风电场所在的公共连接点的闪变干扰允许值和引起的电压变动和闪变应满足GB12326—2008的要求，其中风电场引起的长
3
3.1
风力发电并网技术标准
并网方式
目前，国内外的风力发电大多是以风电场形式大规模集中接入电网。

考虑到不同的风力发电机组工作原理不同，因此其并网方式也有区别。

国内风电场常用机型主要包括异步风力发电机、双馈异步风力发电机、直驱式交流永磁同步发电机、高压同步发电机等。

同步风力发电机的主要并网方式是准同步和自同步并网；异步风力发电机组的并网方式则
时间闪变值Plt按照风电场装机容量与公共连接点上的干扰源总容量之比进行分配。

风力发电机组的闪变测试与多台风力发电机组的闪变叠加计算，应根据
IEC61400-21有关规定进行。

IEEE1453—2004标准［19］中规定的220kV以下闪变限值与我国国家标准
GB12326—2000相同，该标准同时规定了电压超过230kV系统的闪变限值，而在GB12326—2000中没有规定。

GB12326—2008中虽然规定了系统正常运行时较小方式下220kV以上的长时间闪变值Plt，却未对短时间闪变值Pst做出具体说明，建议做出补充修订。

第11期
王继东，等：光伏发电与风力发电的并网技术标准
3.2.3
频率
我国和欧洲国家电网额定频率为50Hz，美国和加拿大电网额定频率为60Hz，因此，各个国家对于本国电网的正常频率范围和频率偏差限值的规定有所不同。

表10给出了国内外标准对风电场正常连续运行时的频率范围［16-18］。

表10对风电场正常连续运行频率的规定
3.3.1
Tab.10Provisionsofwindfarmnormal
operatingfrequencyrange
标准
正常进行频率范围／Hz
基本要求［17，20］
各国对于LVRT的基本要求各不相同，但可以用几个关键点大致描述风电场LVRT的要求：并网点电压跌落至某一个最低限值U1时，风电机组能维持并网运行一段时间t1，且如果并网点电压值在电压跌落之后的t2时间内恢复到一定电压水平U2，风电机组应保持并网运行。

表11给出了各国标准中对风电场LVRT 能力要求曲线中U1、t1、t2、U2等关键点的限值。

表11各标准中对风电场低电压穿越能力关键点的规定
IEEE1001—1988GB／Z19963—2005国家电网公司《风电场接入电网技术规定》59．0～60．149．5～50．249．5～50．2
Tab.11Requirementsofvariousstandardsfor
keypointsofwindfarmLVRT
U1／％
标准
U2／％
大部分标准均规定，当电网频率偏移正常运行范围时，在某些频率范围内可以允许风机短时间运行。

我国国家标准和国网标准均要求频率与正常运行范围有较小偏差时，风电场可以并网运行一段时间；偏差过大时，风电场机组应逐步退出运行或根据电网调度部门的指令限功率运行。

德国E.On和VET公司规定频率高于50.2Hz时风机减少出力。

西班牙规定低于47.5Hz时风机停止运行。

3.2.4谐波GB／Z19963与国家电网公司《风电场接入电网技术规定》中均指出［16-17］，当风电场采用带电力电子变换器的风力发电机组或无功补偿设备时，需要对风电场注入系统的谐波电流做出限制。

风电场所在的公共连接点的谐波注入电流应满足GB／T14549—1993的要求，其中风电场向电网注入的谐波电流允许值按照风电场装机容量与公共连接点上具有谐波源的发／供电设备总容量之比进行分配。

风力发电机组的谐波测试与多台风力发电机组的谐波叠加计算，应根据
IEC61400-21有关规定进行。

3.3低电压穿越
低电压穿越LVRT（LowVoltageRideThrough）是当电网故障或扰动引起的风电场并网点电压跌落时，在一定电压跌落范围内，风电机组能够不间断并网运行。

目前我国风电事业迅猛发展，伴随着风电装机容量的不断增加，其占电网总装机容量的比例不断增大，尤其是在电网的末端装机比重更大。

当电网出现电压突降时，不具备低电压穿越能力的风力发电机组切机将对电网的稳定运行造成巨大影响。

风力发电机组是否具备低电压穿越能力不但会对电网的安全稳定运行产生巨大影响，还会对风机本身寿命及运行维护成本产生影响。

国家标准尚未对此做出任何规定，而国家电网公司《风电场接入电网技术规定》以及美国、加拿大、欧洲众多国家的标准均已经针对LVRT制定了相关要求，可以作为重要的参考依据。

（占额定（占额定
t1／mst2／s
电压的电压的百分比）百分比）
国家电网公司《风电场
接入电网技术规定》
美国标准
加拿大德国高短路电流德国低短路电流
20150015
625625150150600左右
9090859090
2331.53
国家电网公司《风电场接入电网技术规定》与美国标准对LVRT的规定大致相同。

加拿大规定，各省各地可以根据实际情况进行相应修改。

2001年之前，德国电网上的风电机组在电网故障时都会切除；到2001年时有实现故障后有功支持的简单要求；2003年之后提出更高要求，要求无功电流贡献以控制电压。

此外，双重电压降落特性是丹麦并网要求的一部分，它要求两相短路100ms后间隔300ms再发生一次新的100ms短路时不发生切机；单相短路100ms后间隔1s再发生一次新的100ms电压降落时也不发生切机。

3.3.2有功恢复［17，20］
国网标准要求对故障期间没有切出电网的风电场，其有功功率在故障切除后应快速恢复，以至少每秒10%额定功率的变化率恢复至故障前的值。

德国标准规定有功输出在故障切除后立即恢复并且每秒至少增加20%的额定功率；网络故障时，机组必须能够提供电压支持；如果电压降落幅度大于机端电压均方根值的10%，机组必须切换到支持电压；机组必须在通过提供机端无功功率
进行的故障识别后20ms内提供电压支持，无功功率的提供必须保证电压每降落1%的同时增加2%的无功电流。

丹麦规定：风电场应在电压重新到达0.9p.u.以上后，不迟于10s发出额定功率。

电压降落期间，并网点的有功功率应满足以下条件：在电压恢复到0.9p.u.后，应在不迟于10s内满足与电网的无功功率交换要求。

电压降落期间，风电场必须尽量发出风电场标称电流1.0倍的无功电流。

电力自动化设备
新国标的制定中，LVRT是让相关利益方颇有微词的关键所在。

LVRT被认为是风电机组设计制造技术上的一大挑战，而且会增加风力发电成本，如果制定的不够合理，可能会影响到风电开发商的积极性，不利于风电产业的发展；另一方面，对于保证电网的稳定性，在电网故障时提供无功功率，支持电网恢复，LVRT能力必不可少。

因此，如何制定恰当的LVRT标准，妥善协调各方利益极为关键。

对于接入点短路容量大的强系统，故障时电压跌落低，没有强LVRT能力的风机也能实现穿越，因此没必要对并网的风机要求很高的LVRT能力，从而降低成本；而对接入点短路容量小的弱系统，故障时电压也许会跌得很低，需要并网风机有很好的LVRT能力，而对太弱的系统要求过高也不现实。

因此，在风电场规划设计阶段，有必要慎重选择并网点，并对风机提出实际可行的LVRT要求［21］。

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4结语
加快制定各种形式新能源并网标准以及完善现有标准是推动智能电网发展的原动力之一。

目前，除了光伏发电和风力发电，我国还没有制定针对其他形式新能源发电并网的技术标准和规范，而已制定的标准还不够成熟，尚需进一步发展和完善。

本文针对目前新能源发电应用最为广泛的光伏发电和风力发电，将国内外相关的主要并网技术标准分别进行了综合比较分析，指出了国内标准存在的不足并提出了一些初步建议，为国内标准的进一步完善提供参考依据。

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