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在满足电网规划能跟上能源规划的步伐下，如何协调电源、电网、负荷三者之间的关系，成为电网接纳大规模风电能力的主要制约问题。根据风电接入应用方式，主要包括集中式应用与分散式应用。前者功率规模较大，以接入输电网电压等级网络为主，多位于电网末端，电网结构相对薄弱，距离负荷侧较远；后者多接入配电网电压等级网络，功率等级较低，距离负荷端较近。然而，无论是集中式应用还是分散式应用，风电等具有间歇性和波动性的可再生能源并网应用，势必对联络节点（并网点，Point Of Interconnection）处的供电品质产生不良影响。而由于风力发电系统多基于电力电子变换设备实现能量的控制，其运行状态与系统频率和电压解耦，基本不具备惯性响应和调频调压的功能，随其发电渗透率的提高，将使系统的调频和调压能力相对减弱，导致在扰动下的系统频率和电压质量下降，甚至引发频率和电压稳定性问题。上述问题均是制约风电并网应用的关键技术，具体介绍如下。
1.潮流与网损
电力系统中，电能从输电网流向配电网。输电网一般呈环状结构，电压等级高，网络损耗小；配电网则呈树状，结构松散，电压低，网损较大，潮流流向单一。风电场的分散接入使得配电网增加多处供电点，若不对风电场进行合理规划，将给配电网的运行带来困难，影响配电网潮流，增加网损，影响系统的稳定性与经济性。
2.电能质量
风电其固有的间歇性以及并网环节存在的换流装置将引起电压偏差、电压闪变、谐波等影响电能质量指标问题。风力发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，风力发电机会从额定出力状态自动退出运行。这种冲击对配电网的影响十分明显。同时，风速的变化和风力发电机的塔影效应都会导致风力发电机出力的波动，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25 Hz），因此，风力发电机在正常运行时也会给电网带来闪变问题。风电并网给系统带来谐波污染主要途径是在风力发电机中大量采用了变速恒频风力发电机，发电机组发出的交流电经过整流-逆变装置与电网连接，从而实现发电机的频率与电网频率相独立，并维持电网频率不变。整流逆变必然会带来谐波污染，这些谐波电流注入电力系统后，会引起电网电压畸变，降低电能质量。风电并网引起的电能质量问题将降低系统设备的使用效率与寿命，恶化潮流指标，降低系统稳定性。
3.配电网保护
配电网侧发生故障时，风电场将向故障点提供故障电流，而现有配电网馈线上一般不安装方向元件，且多为三段式电流保护，因此原有的保护装置可能不在适用，需加以分析重新配置。图2-30～图2-32描述了当风电接入配网不同位置时对电网的不同影响。
图2-30 当风电接于配网末端
在图2-30中，有
1）K1处故障可能会导致保护1误动作；
2）K2处故障会导致DG直接切除；
3）保护1、2无法配合。
图2-31 当风电接于配网非末端时
在图2-31中，有
1）K1处故障可能会导致保护3误动作；
2）K2处故障时保护3需要重新计算分支系数；
3）保护1、2需要重新按照最大运行方式进行整定。
所有保护均需要按照新的最大运行方式重新整定。另外，故障时风电场提供的短路电流对重合闸的影响分为重合闸前加速与重合闸后加速。
（1）重合闸后加速
图2-32 当风电接入配网始端时
1）故障点位于DG上游，DG仍然会向故障点提供短路电流，导致电弧持续燃烧，两端是有源系统，导致非同期重合闸。
2）故障点位于DG下游，重合闸不受DG接入的影响。
（2）重合闸前加速
与重合闸后加速不同，不管故障点位于DG的上游还是下游，都存在故障点电弧不能熄灭以及重合闸不同期的问题。
可见，风电接入配电网将影响配电网潮流，对继电保护的整定造成不同程度的影响，故障切除不及时使得系统在故障下无法过渡到新的稳定，降低系统稳定性；而对自动重合闸的影响将使系统稳定性在故障切除后维持在较低水平，不利于调度。因此风电并入配网对系统稳定性的影响制约了风电的发展，接入储能系统，利用其快速充放电特性一方面可优化系统潮流，满足功率实时平衡，提高系统稳定裕度；另一方面，合理的控制策略可保障故障下各保护装置正常运行，故障的及时切除以及及时的重合闸将使得系统在发生故障后能快速过渡到新的稳定，并提高稳定裕度。
4.供电可靠性
当系统发生扰动时，若风电与常规电源存在协调上的问题，风电的高度不确定性将影响系统供电可靠性。
5.配网规划
分散式接入配电网应用的风力发电系统，作为分布式发电的一种，将增加配网规划人员对负荷增长预测的难度，从而影响后续的配电网规划的准确性。
1.风电波动性对系统的影响
大规模风电并网后的功率波动常常与负荷波动趋势相反，即在负荷高峰时段无风可发，而在负荷低谷时段来大风需要满发，呈现出“削峰填谷”的反调峰效果，加大了电网等效峰谷差，恶化了系统负荷特性，对系统旋转备用容量提出了很高的要求。
2.系统频率和省际联络线调节的稳定性
如我国东北地区风电运行呈现功率瞬时突变的特征。从目前已并网的风力发电机组运行特性来看，铁岭、大连等地区风电场出力经常在数分钟之内就产生100～250MW的升降，造成系统的频率突变和省际联络线功率产生较大偏差，恶化系统频率特性，对系统的快速调频提出了很高的要求。
3.潮流断面重载增加并降低系统稳定性
大规模集中接入模式下的风电场可能会造成上网点附近多个输送断面的潮流发生重载，同时由于风电输送的“电气距离”相当远，在一定程度上减弱了系统对振荡的阻尼作用，降低了系统的稳定性。
4.电压稳定性
由于风电场正常运行时需要吸收大量无功来建立旋转磁场，相当一部分将从电网吸收，因此严重时将导致系统大面积母线电压跌落，直至系统电压崩溃；另一方面，风力发电机组本身不具备电压调节能力，其低电压保护的动作限值一般仅设在0.7～0.9倍的额定电压，因此很可能造成切机动作，造成风电场与系统解列，进一步降低电网对故障的抵御能力。
GB/T19963—2011明确规定了通过110kV（66kV）及以上电压等级线路与电力系统连接的新建或扩建风电场在电压偏差、电压闪变、谐波等质量指标方面的并网准则。风电场高压侧母线正、负偏差绝对值之和不超过额定电压的10%，一般应该控制在额定电压的-3%～7%，35kV及以上供电电压正负偏差绝对值之和不超过额定电压的10%。闪变、谐波接入准则见表2-8。
表2-8 各电压等级下的节点闪变限值
现有提高区域电网接纳风电能力的研究主要包括风电预测、无功电压控制、储能系统的接入等技术手段展开。然而，在现有技术水平下，功率预测技术仍无法满足最新国家标准或规范，而储能技术作为风电等可再生能源的有力辅助单元，是最具应用潜力的技术途径。利用储能系统提高电网风电能力可归为以下几点：
1）利用储能系统增强风电稳定性，包括电压稳定性与频率稳定性，即利用储能系统提供快速无功支撑和平滑风电出力，从根本上改善系统功率平衡度。这类储能系统通常对容量要求不高，需具备短时释放或吸收高功率的能力。
2）利用储能系统提高电能质量，改善电压偏差、电压波动等电压电能指标，满足IEC及国家标准相关风电并网电能指标。
3）利用储能系统优化风电经济性。随机波动的间歇性风电接入电网，将导致系统备用容量增加，储能系统的接入将替代一部分火力发电机组，参与系统调峰调频，减少了对系统备用容量的需求，另一方面减少了碳排放而造成的环境污染。
4）利用储能系统提高风电短期功率预报准确度，储能系统因其灵活地电功率“吞”、“吐”转换特性，可以有效“保证”风电按照调度曲线出力，间接提高风电功率预报的准确度和置信水平。
储能系统在可再生能源领域中的应用前景是其他提高风电能力方法所不能达到的。目前国内外对储能系统在可再生能源发电领域的优化配置做了很多研究。针对能量型储能装置（如锂电池）和功率型储能装置（如超级电容器）的不同技术特点，以及风电系统的不同应用方式（主要包括集中式应用和分散式应用），采用不同优化算法计算出风力发电系统所需的储能系统的容量。在混合储能系统的协调控制策略方面，提出了采用模糊控制理论平抑间歇式电源功率输出的方法。其中，功率型储能装置因功率密度大、响应快，主要用于平滑高频输出分量，能量型储能装置因其能量密度高主要用于平滑低频输出分量。利用储能系统分别从电源侧提高间歇式电源接入品质和从电网侧通过广域布局提高电网接纳能力，是提高大规模间歇式电源接入能力的重要手段和发展趋势。
随着节能减排指标的压力，政府将加大可再生能源消费的比例，寻找减排效果更好地技术。可见，储能技术的推广和应用具有一定潜力，甚至有望提升到国家能源战略的层面上。