风电等可再生能源接入系统主要有以下问题：
（1）通常风能资源丰富地区距离负荷中心较远，大规模的风电无法就地消纳，需要通过输电网输送到负荷中心。
（2）对于风电来说，由于风速的随机性和间歇性，风电功率不确定性大、较为分散，直接交流方式接入电网对交流系统电压和频率都有不良影响，主要表现为电压偏差、电压波动及闪变，特别是对于短路容量较小的薄弱电网的影响较大。
（3）部分风电场运行时消耗较大无功，并网后将从电网动态吸收无功。
（4）有较大谐波干扰。
3.1.2.1 系统电压
海上风电场并网带来的电压问题主要是电压偏差和电压闪变。
（1）电压偏差。由于风电场的风力发电机运行时要从电网吸收感性无功来建立磁场，所需感性无功功率对电网来说是一个相当大的负担，会引起较大的功率损耗和电压损耗，这必然导致电压偏差增大。
从电网向风电场看，设电网端的电压为U1，风电场端的电压为U2，从电网看风电场的电压纵分量为
横分量为
两者电压角度相差不大时，可以近似地认为电压损耗就等于电压降落的纵分量，即
式（3-4）表明，当风电场向系统输送功率时，无功功率是产生电压下降的主要因素。因此风电场需要从系统吸收无功功率是引起电压偏差的根本原因。
（2）电压闪变。电压闪变是海上风电场并网带来的另一个系统电压问题。风电机组大多采用软并网方式，但是在启动时仍然会产生较大的冲击电流。当风速超过切出风速时，风电机组会从额定出力状态自动退出运行。如果整个风电场所有风电机组几乎同时动作，这种冲击对配电网的影响将十分明显。不但如此，风速的变化和风电机组的塔影效应都会导致风电机组出力的波动，而其波动正好处在能够产生电压闪变的频率范围之内 （低于25Hz），因此，风电机组在正常运行时也会给电网带来闪变问题，影响电能质量。已有的研究成果表明，闪变对并网点的短路电流水平和电网的阻抗比 （也有说是阻抗角）十分敏感。
3.1.2.2 谐波污染
风电给系统带来谐波的途径主要有以下方面：
（1）风力发电机本身配备的电力电子装置可能带来谐波问题。对于直接和电网相连的恒速风力发电机，软启动阶段要通过电力电子装置与电网相连，因此会产生一定的谐波，不过因为过程很短，发生的次数也不多，通常可以忽略；对于变速风力发电机则不然，因为变速风力发电机通过整流和逆变装置接入系统，如果电力电子装置的切换频率恰好在产生谐波的范围内，则会产生很严重的谐波问题，不过随着电力电子器件的不断改进，这一问题也在逐步得到解决。
（2）风力发电机的并联补偿电容器可能和线路电抗发生谐振，在实际运行中，曾经观测到在风电场出口变压器的低压侧产生大量谐波的现象。(www.xing528.com)
通过海上风电场并网系统进入电网的谐波分量过大，会对电力系统设备造成多方面的危害：首先，谐波会在电气设备的基波电压上叠加谐波电压，引起电气应力的增加，危害设备的安全运行；其次，谐波会使换流器的控制不稳定，引起电网中发生局部谐振过电压；再次，谐波还会引起附加发热、保护系统的误动作和计量设备的误差；最后，在换流器直流侧所面临的问题是电压谐波与通信线路产生相互作用，可能产生电磁干扰。
3.1.2.3 系统稳定
风电场一般在电网的末端接入，而风电场的大规模异步风电机组向电网注入功率时也从系统吸收大量的无功功率，同时风电场出力的随机性造成了接入点的潮流是双向流动的，这在原有电网的设计和建造时是未曾考虑的。随着风电场注入电网功率的加大，当地电网的电压和联络线功率会超出额定范围，严重时会导致电网崩溃。由于异步风力发电机具有规律恢复特性，若风电机组在系统故障排除后能恢复机端电压并稳定运行，则地区电网的暂态电压稳定性便能得到维持；若风电机组在故障排除后无法恢复机端电压，风电机组将超速运行并失去稳定，破坏区域电网的暂态电压稳定性。此时，需利用风电场的无功补偿装置、风电机组的无功支撑能力在暂态过程中支撑电网电压，或者及时切除风电机组，以保证区域电网的暂态电压稳定性。随着风力发电在整个系统中所占的比重越来越大，风电不稳定的有功功率输出对电网的功率冲击效应也将不断增大，严重情况下，将会破坏系统的动态稳定性，导致整个系统解列。
大型风电场及其周围地区常常会有电压波动大的情况。主要是因为以下情况：
（1）风力发电机组启动时仍然会产生较大的冲击电流。单台风电机组并网对电网电压的冲击相对较小，但并网过程至少持续一段时间后（约为几十秒）才基本结束，多台风电机组同时直接并网则会造成电网电压骤降。因此多台风力发电机组的并网需分组进行，且要有一定的间隔时间。
（2）当风速超过切出风速或风电机组发生故障时，风电机组会从额定出力状态自动退出并网状态，风电机组的脱网会产生电网电压的突降，而机端较多的电容补偿由于抬高了脱网前风电场的运行电压，从而会引起电网电压下降得更多。
（3）风电场风速条件变化也将引起风电场及其附近的电压波动。比如当风场平均风速加大，输入系统的有功功率增加，风电场母线电压开始有所降低，然后升高。这是因为当风电场输入功率较小时，输入有功功率引起的电压升高数值小，而吸收无功功率引起的电压降大；当风场输入功率增大时，输入有功引起的电压升高数值增加较大，而吸收无功功率引起的电压降增加较小。如果考虑机端电容补偿，则风电场的电压增加。需要指出的是，当风电场与系统间等值阻抗较大时，由于风速变动引起的电压波动现象更为明显。
3.1.2.4 系统调频
电力系统是个实时动态平衡系统，发电、输电、用电必须时刻保持平衡。常规电源功率可调、可控，用电负荷的预测精度已经很高，在没有风电的情况下电网频率完全可控。风电功率具有波动性和间歇性，并且很难精确预测，这给电网调频带来一定影响。
风电机组输出的有功功率主要随风能变化而调整，一般情况下风电机组不参与系统调频。德国只要求风电机组在高频时可减出力 （即采用放弃部分风能的做法）；英国要求参与调频，但一般不用；丹麦要求在大规模、集中接入、远距离输送的大型风电场留有一定的调节裕度（即采用弃风方式保留一定的调整容量），不仅参与调频，还参与调峰。我国现行的标准没有对于风电机组参与系统调频提出要求，现有运行风电机组均不参与系统频率调整。
3.1.2.5 系统调峰
由于风电具有随机性、间歇性、反调节性及波动大的特点，所以对系统调峰的影响主要表现在：①大规模风电接入导致电网等效负荷峰谷差变大，客观上需要增大调峰容量；②风电的反调节特性进一步加大了对系统调峰容量的需求。
调峰问题是制约我国风电大规模并网的主要矛盾之一。电源结构不合理是导致调峰困难的根本原因。我国调峰电源结构与德国等国家相比有较大的差异。从德国的电源结构来看，燃油、燃气、水电等快速功率调节电源占有较大比例，具有较强的调峰能力，为风电的开发利用提供了较好的基础条件。我国快速功率调节机组所占比例较低，大规模风电集中接入将增加电网调峰压力，必须配套建设相应容量的调峰电源，加强全国联网，采用风火、风水打捆外送的方式来实现。
3.1.2.6 低电压穿越
低电压穿越（Low Voltage Ride-Through，LVRT）能力是指在风电机组并网点电压跌落时，风电机组能够保持并网，甚至向电网提供一定的无功功率以支持电网恢复，直到电网电压恢复正常，从而“穿越” 这个低电压时间。
在这种情况下，常规机组 （火、水、气、核）均可通过快速励磁调节，提供电压支撑，保持在系统低电压期间机组的可靠联网运行而不脱网 （一般为故障重合闸时间），低电压穿越能力强。
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