适用于大规模风电场并网系统次同步振荡问题的分析方法主要包括频率扫描分析法、特征根分析法、复转矩系数法、时域仿真法、阻抗分析法以及幅相运动分析法等 。

大规模风电并网次同步振荡频率扫描分析法

频率扫描分析法可以筛选出具有次同步振荡风险的系统运行方式，它是一种近似的线性方法。首先，建立风电机组并网系统的正序网络;其次，从待研究的风电机组看向并网系统侧，计算系统中的其他电网元件(主要包括其他风电机组、线路、变压器等)的次暂态等值阻抗;然后通过计算得到SSO等值电阻和SSO等值电抗随频率变化的曲线当SSO等值电抗在零附近所对应的次同步频率点上的SSO等值电阻小于零时，系统产生次同步振荡风险较高，而且等值电阻绝对值越大电气振荡越容易发散。

有文献采用频率扫描分析法研究了双馈风电机组并网系统中IGE产生的机理与影响因素，得出串补度的增加与风速的减小会诱发IGE的产生。也有文献采用此方法指出双馈风电机组并网系统发生次同步振荡的参与因子主要是风电机组与电网的状态变量，控制器的变量对振荡特性影响较小，驱动系统的状态变量几乎对振荡没有影响。

频率扫描分析法可以有效地定性筛选有次同步振荡风险的风电机组，而且方法比较简单，成本较低。但该方法存在以下缺点:不适用于存在电力电子等非线性元件的计算;没有考虑系统运行方式以及控制器暂态特性的影响，由于简化了发电机模型，分析结果不够精确。所以需要采用精确分析法进一步对风电场次同步振荡的程度与特性进行验证。

大规模风电并网次同步振荡特征根分析法

首先在系统中加入小扰动信号，其次对系统建立线性化模型，然后通过求解系统状态矩阵的特征根、特征向量和相关因子来判断系统稳定性的方法是特征根分析法。

右文献通过特征根方法分析得到直驱风机并入弱交流系统时会产生次同步振荡，在这种振荡模态下，直驱风机表现为具有负阻特性的容性阻抗，与电网产生谐振回路，诱发次同步振荡的产生。也有文献通过此方法指出双馈风电机组经串补并网系统中风速的减小和串补度的增加会诱发IGE，转子侧变流器电流环控制器参数的增大会诱发SSCI的产生。有研究利用此方法设计了抑制风电并网系统次同步振荡的附加阻尼控制器，并取得了较好的效果。有文献建立了双馈风电场串补系统等值模型，通过特征值灵敏度分析了各因素变化对风机稳定性与安全运行域的影响，结果表明，串补度越高、风机转子侧变流器的电流环比例系数越大，稳定面积越小，影响稳定性最大的因素为风机转速，而线路串补度和风机并网台数对谐振频率有重要影响。

特征根分析法科学理论严密，物理概念清晰，分析方法精确，可以用于优化设计控制器以抑制次同步振荡，适用于分析除了TA作用之外的各种次同步振荡问题。但是其只能用于描述系统的正序网络，且随着电力系统规模越来越大，线性化系统状态矩阵的维数将会非常高，使用特征根法时将出现严重的“维数灾”问题。它只能用于孤立模态的动态特性分析，不能分析连续频率的动态特性，且难以用数学模型表达特征根与元件参数、运行参数的关系。

大规模风电并网次同步振荡复转矩系数法

复转矩系数分析法将频率扫描方法和特征根分析方法进行了结合，具体如下:首先对系统中的某一发电机转子相对角度上施加一个强制小干扰分量△s，然后分别计算风电机组电气部分与机械部分的电气复转矩和机械复转矩，其中电气复转矩系数分为电气弹性系数和电气阻尼系数，机械复转矩系数分为机械弹性系数和机械阻尼系数。当电气弹性系数和机械弹性系数之和为0时，系统处于临界状态，如果此时系统阻尼为负，则表明在次同步频率。系统将发生次同步振荡。电气复转矩系数和机械复转矩系数可以通过系统的传递函数模型得到。与此同时，电气复转矩系数还可以通过物理系统的测试曲线或者时域仿真响应曲线计算得出。

有文献提出一种根据复转矩系数频率扫描的计算结果来估算次同步谐振模式特征值的方法，方便判断系统是否发生次同步振荡。也有文献提出一种微小扰动稳态响应算法用于计算含TCSC的电力系统次同步谐振的复转矩系数，这种算法可以推广到复杂的大规模风电并网系统。

大规模风电并网次同步振荡时域仿真法

时域仿真法是通过建立包含风力发电机组、电力电子装置及电网元件的等值模型，在电磁暂态仿真软件中用数值积分方法求解并网系统动态特性的微分方程组，得到系统中变量随时间变化的响应曲线，从而分析系统动态特性的方法。时域仿真可以模拟元件从几百纳秒至几秒之间的电磁暂态及机电暂态过程，仿真过程不仅可以考虑风电机组、电力电子装置的控制特性，电网元件(如避雷器、变压器、电抗器等)的非线性特性，输电线路分布参数特性和参数的频率特性，还可以进行线路开关操作和各种故障类型模拟。

时域仿真法的优点主要有:模型适用范围广泛，适用于非线性设备的暂态过程模拟，详细模拟控制和故障过程，分析不同强度扰动下的次同步振荡，可计算次同步等效电抗、复转矩系数等，为其他分析方法做仿真验证。但缺点是难以分析次同步振荡的振荡模式、阻尼特性、产生机理、影响因素和预防与抑制策略等。

大规模风电并网次同步振荡阻抗分析法

阻抗分析法通过建立电力电子装置的小信号频域阻抗模型，利用奈奎斯特判据或者推广的奈奎斯特判据对系统稳定性进行判定，是近年来国内外学者重点关注的理论方法。根据建立阻抗模型所用坐标系不同，阻抗分析又可分为:静止坐标中建立正负序阻抗模型和dq坐标中建立阻抗模型。

J. Sun教授于2009年提出了基于谐波线性化的电力电子装置正负序阻抗建模方法，得到了具有物理含义清晰的正负序阻抗以及应用简便的稳定性判据。本方法克服了传统相量模型在频域范围上的局限性以及电磁暂态模型不可线性化的问题，并且在此阻抗模型基础上建立的系统等效电路模型可以有效地揭示不同电力电子装置(新能源变流器、FACTS及HVDC等)与电网之间相互作用，包括常见的次同步和超同步振荡问题的机理和根源，为解决这些问题提供了有效的解析手段。

由于该理论是在小干扰理论下衍生的，所以它不能用于分析TA作用下的次同步振荡，而且随着电力电子化电力系统的普及，越来越多的电力电子设备并入公共电网，对于基于阻抗的多输入多输出系统稳定性判据需要进一步的深入研究。但是阻抗分析方法有一定的局限性，难以应用到直流电压、转速等秒级时间尺度动态问题的分析和研究中。

大规模风电并网次同步振荡幅相运动分析法

有文献提出了基于幅相运动的电力电子化电力系统电压功角稳定分析方法。考虑直流电压控制的影响提出了基于幅相运动方程的并网变流器建模方法，建立了内在电势与功率波动之间的状态方程，并与时域仿真、特征根方法对比证明了此方法的可行性。也有文献基于幅相运动方程分析了电压源换流器并入弱电网时电流环控制范围内的相互作用，提出可以将电流环分为自稳定和与电网互作用2部分，通过分析得到加速电流控制将会降低系统阻尼，恶化系统稳定性。

自2009年美国德州双馈风电场发生次同步振荡引起关注之后，国际上众多学者对风电场并网系统的次同步振荡进行了大量的研究，提出了多种方法以抑制次同步振荡的产生或者降低其发生的风险。根据抑制机理的不同分为以下几种类型:改变电气参数、附加阻尼控制、附加滤波装置 。

大规模风电并网次同步振荡改变电气参数

（1）改变系统运行方式

在风电场并网系统实际运行过程中，如果已经检测到系统中存在次同步振荡现象，可通过避开不安全的运行方式来避免事故的进一步扩大。例如切除风电机组，切除无功补偿设备，SVG恒电压控制改为恒无功控制、风电场或者HVDC降功率运行等等。

（2）控制风机合理短路比

大型直驱风电场接入弱交流系统或者双馈风电场经串补并入电网时会出现次同步振荡风险，因此可在规划阶段通过评估风电机组接入总容量与电网短路容量以及串补度的关系，合理规划风电发展。适当增强网架结构，降低输电线路与变压器阻抗，提高风电场并网点短路比，同时优化输电线路串补度，也可以降低次同步振荡发生风险。但是增强网架结构会大幅度地增加风电建设成本，经济效益不高。建设初期合理的规划风电装机容量更对解决此问题更有帮助。

（3）优化风电机组控制器

通过优化控制器参数、改善控制策略，提高风电机组抑制次同步振荡的能力，改变风电机组的输出阻抗特性，从而改变风电机组与电网相互作用的次同步振荡谐振点，可以有效降低次同步振荡对系统安全稳定运行的危害。

（4）串联型FACTS装置

常用来抑制风电并网系统次同步振荡的串联型FACTS装置主要包括可控串联补偿电容器TCSC、门级控制串联电容器、静止同步串联补偿器(SSSC)等。有文献分析了TCSC和GCSC对风电场次同步振荡的抑制策略，并通过仿真验证了大干扰下对SSCI的阻尼效果。虽然串联型FACTS装置通过合理的设计能够取得很好的抑制效果，但它串接于系统之中，结构上不够灵活，缺乏可靠性，且全控型的FACTS装置价格昂贵。

大规模风电并网次同步振荡附加阻尼控制

（1）风电机组变流器附加阻尼控制

有文献指出在风电机组转子侧变流器(RSC)或者网侧变流器(GSC)控制系统中附加阻尼控制，可以抑制风电场的次同步振荡，且转子侧附加阻尼效果较好。也有文献提出在DFIG的转子换流器的控制器内电流环d轴或者q轴上附加一个陷波器以抑制次同步振荡，特征根分析与仿真结果证明所提方法有效，并且d轴比q轴抑制效果较好。此方法通过修改双馈风电机组变流控制器控制方式，引入阻尼控制环节实现抑制次同步振荡的方式，不需要额外增加设备，是一种经济有效的方式。但是在工程实际中会受到控制器硬件的限制，在已建成风电场的风电机组中难以增加额外的阻尼控制回路。

（2）并联FACTS装置的次同步阻尼控制

抑制风电场并网系统次同步振荡的主要并联FACTS装置包括静止无功补偿器(SVC)、静止同步补偿器(STATCOM)、统一潮流控制器(UPFC)以及超导储能(SMES)等。有文献采用概率法研究了多运行方式下风电场次同步振荡的统计属性，利用参与因子分析其相互作用模式，并提出了基于附加阻尼的SVC抑制措施。也有文献提出一种基于VSC的集中抑制风电并网系统SSCI引起次同步振荡的装置一次同步振荡阻尼器(SSD)，通过特征值分析设计了SSD的控制参数为SSCI提供正阻尼，并利用时域仿真验证所提装置的有效性。

相比串联型FACTS装置，并联型FACTS装置在结构上灵活可靠，在工程使用上更为方便，但是并联型的抑制能力有限，不能从根本上解决次同步振荡问题。

大规模风电并网次同步振荡附加滤波装置

（1）阻塞滤波器

与抑制火电机组的次同步振荡相似，在风电场并网系统输电线路上串联在次同步频率下具有高阻抗，工频下具有低阻抗特性的阻塞滤波器阻断风电机组机械系统与电网电气系统的相互作用，从而可抑制次同步振荡的产生这种方法的优点是结构简单，但是存在一些缺点制约了其大规模工程应用:1)对频率十分敏感，

当环境温度导致元件参数变化时，容易失谐;2)体积大、造价高，运行时会有功率损耗且维护困难。

（2）旁路阻尼滤波器

旁路阻尼滤波器(BDF)是并联在串补线路中，由一个电阻和多个LC并联谐振滤波器串联组成。正常运行状况下，BDF在工频下具有高阻抗，在次同步频率下具有低阻抗，因此滤波器中的工频电流很小，次同步电流很大，从而抑制次同步振荡的发生。BDF对于IGE的抑制作用最为有效，它可以抑制频率在90%基频以下的次同步振荡，但是高于此范围，BDF就无能为力了。与BF类似，BDF也存在参数整定困难、容易失谐等缺点，目前还没有实际投运的工程。

针对次同步振荡(subsynchronous oscillation, SSO)问题的讨论最早始于20世纪30年代，但直到1970年，美国Mohave电站先后发生了2起次同步振荡导致的发电机组事故，才引起了广大学者对这一问题的重视，并在世界范围内掀起了研究的热潮。与汽轮机发电机组相比，对风电机组次同步振荡问题的研究起步较晚，但随着风电并网容量的快速增长，大规模风电场与电网之间相互作用引起的新型次同步振荡问题近几年已成为风电场安全稳定运行的重要挑战之一。

大规模风电场由数百台台甚至数千台风电机组组成，它们类型多样(双馈风电机组、鼠笼式风电机组、直驱风电机组等)，控制参数各异，而且运行方式各不相同。风电场大多地处偏远地区，远离负荷中心，其并网点短路比(SCR)随着风电机组并网数量的增加而降低，形成弱交流系统。同时，大规模风电场常采用高压直流输电(HVDC)技术或串联补偿技术实现远距离外送。相关研究表明，当风电场并入弱交流系统、含串联补偿系统，以及HVDC系统时，均可能发生次同步振荡。另外，在不合理的控制参数与运行方式下，风电场无功补偿装置将可能加剧SSO问题的严重性，给大规模风电场并网系统的安全稳定运行带来严峻的挑战 。

2009年10月，美国德州发生电网故障导致某双馈风电场经过含75%串联补偿的线路并入电网，引发了20 Hz左右的次同步振荡现象，系统电压振荡幅值超过2.0 pu，造成风电机组脱网及crowbar电路损坏。2011年以来，我国华北地区也多次出现以双馈风电机组为主的风电场经串补线路送出时的次同步振荡问题。2015年7月，我国西北某以直驱风电机组为主的风电基地，在没有串联补偿的情况下，多次出现次同步频率范围的持续功率振荡现象，甚至引发200 km以外的直流送出配套火电机组扭振保护动作切机，严重威胁电网的安全稳定运行，影响风电的并网消纳 。

由于风电场中存在大量类型多样、控制参数各异的风电机组和无功补偿装置，且运行方式各不相同，其并入不同特征电网而产生次同步振荡的机理与相关特性各不相同，所使用的分析方法以及针对不同的振荡类型所采用的抑制措施也各有区别。首先介绍了大规模风电场经串联补偿、弱交流系统或HVDC并网引发次同步振荡的机理，然后论述了分析大规模风电场并网系统次同步振荡的主要方法，在此基础上归纳总结了次同步振荡的抑制措施，最后对于大规模风电场并网次同步振荡问题未来的研究方向予以展望。

根据已发表文献，大规模风电场并网系统次同步振荡产生机理按照相互作用的对象不同可以分为3种类型，分别是:次同步谐振(SSR)、装置引起的次同步振荡(SSTI)以及次同步控制互作用(SSCI) 。

次同步谐振(SSR)

次同步谐振产生机理如图1所示，在异常运行状态下，串联补偿电路中的补偿电容与风电机组轴系的定子电感之间形成次同步谐振回路，能量以某个或多个次同步振荡频率在风电机组和电网间不断交换，危及风电机组与电网安全稳定运行。根据具体产生机理，次同步谐振主要包含3种类型:感应发电机效应(IGE);扭转互作用(TI);暂态扭矩放大作用(TA) 。

IGE是指在某次同步频率下，风电机组转子的等效电阻表现为负阻值特性，当转子等效负值电阻大于电网系统(输电线路、变压器等)和发电机定子在此频率下等效电阻之和时，整个风电机组并网系统的等值电阻为负值，形成电气回路的自激，并网次同步电流将持续发散振荡。IGE强调的是一种电气回路的谐振现象。风电机组并网系统的IGE现象通常发生在串补度非常高的情形，并且只涉及电气系统的动态过程，与风电机轴系无关。风电并网系统中暂未发生扭转互作用与暂态扭矩放大作用引起的SSO现象。

有文献分析了双馈风电机组(DFIG)并网系统IGE产生的机理与影响因素，得出串补度的增加与风速的减小会诱发IGE产生的结论。指出由于直驱风电机组的背靠背变流器将风力发电机与电网隔离，阻止了电网中的次同步振荡电流与风电机组定子内部绕组的相互作用。因此，直驱风电机组不存在次同步谐振现象。有文献指出双馈型风电机组和鼠笼风电机组的轴系长度较短，转子转动惯量较大，而且存在齿轮箱，这使得这2种类型的风电机组轴系自然扭振频率较低，因此只有当输电线路串补度非常高时才会引发此类型风电场并网系统的次同步振荡。有文献建立了双馈风场并入带串补的交流系统等效模型，通过仿真复现了SSR现象，并利用特征根方法分析其主导因素为风速、风机并网数量以及控制方式，揭示了DFIG次同步谐振的产生机理。考虑输电线路的经济性与可靠性，实际工程中的串补度一般小于70%，电气谐振的自激条件难以实现。因此，在正常情况下，SSR并不是风电机组主要的次同步振荡类型。

大规模风电并网次同步振荡装置引起的次同步振荡(SSTI)

如图2所示，当并网系统中的风电场中的风电机组变流器、HVDC或者FACTS装置等控制参数设计与运行方式不合理时，风电机组轴系可能与电力电子设备控制器之间相互作用，引起风电并网系统发生次同步振荡。上述电力电子装置控制器的快速响应能力可能会对风电机组电磁转矩及转速的相位差产生负面影响，当两者之间的相位差大于90度时，风电机组将引入负阻尼效应，诱发系统发生次同步振荡。

目前，由于动态无功补偿装置可以提供紧急无功支撑、提高电压静态稳定性和暂态稳定性以及增加系统输送的容量等优点，被广泛应用于大规模风电并网系统。MMC-HVDC由于其输出电压畸变小、有功无功解藕控制等优势，成为海上风电并网系统的解决方案。但是这些电力电子装置本身的快速响应能力有可能诱发并加剧风电机组发生次同步振荡的风险。

装置引起的次同步振荡主要研究集中在火电机组领域，由于风电在实际工程中尚未遇到此问题，因此研究较少。有文献研究了海上风电场经VSC-HVDC并网的功率振荡问题，提出了对VSC和风机控制器的阻尼控制的一种新型设计准则，同时讨论了鲁棒性与控制延迟、风机机械共振、风场可提供的阻尼以及功率曲线对实际工程阻尼设计的限制。也有文献建立了风电机组与MMC的阻抗模型，发现风电场经HVDC并网系统产生振荡的机理为风电机组变流器与HVDC系统相互作用引起的，并提出一种有源阻尼控制方法有效地降低了振荡发生的风险。

大规模风电并网次同步振荡次同步控制相互作用(SSCI)

由风电机组控制器与弱交流系统或者串联补偿之间的相互作用引发的次同步振荡称为次同步控制互作用（SSCI），SSCI与风力发电机组的轴系扭振无关，其振荡频率与弱交流系统阻抗、输电线路串补度、风电机组控制器以及系统运行方式相关。有文献指出对于双馈风电机组，当电网中产生次同步电流时，如果双馈型风电机组变流器的输出电压增大发电机转子中感应到的次同步电流，将会加剧电网次同步电流的振荡，从而使DFIG转子侧控制器与串补线路之间形成互激，导致系统发生次同步振荡现象。也有文献通过理论与实际风场测量数据详细分析了风电机组与串补系统相互作用引起的次同步振荡特性，揭示SSCI的产生主要原因是DFIG在次同步频率下具有负阻尼特性，分析结果表明风电机组的振荡频率随着时间、电网运行方式及发电机数量的不同而不断变化。

HVDC控制参数不合理可能引起次同步振荡，称为装置引起的次同步振荡(SSTI)。 1977年，美国的Square Buttez电厂在投入HVDC时，发生了第一起SSTI问题。换流器在次同步频率范围内对功率、电流等进行快速控制时，会影响到发电机电磁转矩和转速的相位差。当相位差超过90度，换流器会给发电机引入负阻尼，从而引发发电机轴系的次同步增幅振荡。

大规模风电并网次同步振荡国内外研究现状

目前，次同步振荡问题主要出现在火电机组经HVDC送出系统中。由于风电发展较晚，在实际工程中，风电经HVDC送出尚未发生次同步振荡问题。国内外主要研究多集中在火电机组的次同步振荡问题。

大规模风电并网次同步振荡风电场等值方法

由于HVDC系统复杂的调节特性，采用时域仿真法研究风电经HVDC送出时的次同步振荡问题是合理有效的。然而，时域仿真会受到计算机内存和仿真时间的限制，仿真规模不能过大，对于含大量风电机组的风电场直接进行时域仿真在现阶段是不可行的。因此，需要采用适当的风电场等值方法对规模庞大的风电场进行等值，相关研究如下。

用一台风电机组模拟风电场中所有风电机组的方法。这种方法中，所有风电机组通过出口变压器接于同一母线，忽略风速分布、功率损耗等因素，简单易行，但只能用于理想风电场的等值建模中。考虑风速差异影响的方法。该方法考虑了不同区段因尾流效应造成的风速差异，将每个区段的风电机组用一台风电机组等值，但忽略了一些约束并且以风力机群运行条件一致为前提，这与实际情况中风电机组类型不尽相同的现状不符。参数辨识等值建模法，这种方法借鉴同步发电机同调等值中传递函数的概念，基于异步机模型，使用频域响应辨识法的改进算法对异步发电机的同步电抗、暂态电抗、转子时间常数和初始转差进行最小二乘法拟合求取风电场的等值参数。

上述方法对于风电机组与高压直流输电系统的相互作用缺乏关注，且外送直流模型结构简单，与实际工程有一定差距。

大规模风电并网次同步振荡次同步振荡抑制措施

由于目前在风电经HVDC送出过程中尚未发生过次同步振荡问题，对次同步振荡抑制措施的研究主要集中于火电机组的SSTI抑制措施。有文献提出在转子侧换流器控制中加入一个阻尼环节抑制风电机组的次同步振荡，其PI控制器参数须与轴系固有频率以及其他变频器控制参数相协调。

实际系统中，当HVDC选择的输入信号是从换流站母线中提取时，风电场的振荡信号可能过小而难以精确提取，同时，对于在机端附加阻尼控制器这一类方法，对于含众多不同种类风电机组的风电场，可能难以满足经济性和可行性。因此，现有HVDC可能无法满足抑制风电场次同步振荡的要求。同时，风火打捆经HVDC送出场景下，HVDC的有效性并未得到验证。能否通过对SSDC进行适当的调整，使其能同时抑制风/火电机组次同步振荡问题，有待深入研究。

由于我国电网规模庞大，网架结构复杂，各风电基地与电网相连接的方式也不尽相同，风电机组类型多样、控制参数各异，多种电力电子装置接入，导致西北和华北地区振荡机理亦不同。因此，大规模风电场并网系统的次同步振荡的产生机理、振荡特性、影响因素、抑制策略等函待深入研究。未来的研究方向可从以下几方面进行。

1}无串联补偿的以直驱风电机组为主的大型风电场次同步振荡问题。目前针对接入弱交流系统下以直驱风电机组为主的风电场的次同步振荡问题研究较少，其振荡发生机理与特性较为复杂，参与因子较多，函需开展研究。

2 ) FACTS装置(静止无功补偿器SVC、静止无功发生器SVG等)、VSC-HVDC等电力电子装置对风电并网系统次同步振荡特性的影响需要进一步的深化研究。

3)大规模风电并网系统的异构型多机次同步振荡问题分析。现有针对风电场并网系统问题的研究大多以单机无穷大系统为背景，多机系统仅考虑了相同控制参数、同种类型风电机组的情况，未考虑不同类型、不同控制参数风电机组间的相互作用。相应的抑制措施同样未考虑对风电机组种类各异、控制参数不同而且数量庞大的大规模风电场并网系统的适用性。

国外风电并网运行中出现过的风电出力高风险爬坡事件曾给电网造成过很大损失。在我国大规模高集中风电接入系统的背景下安全问题更加严峻，高风险爬坡事件呈现出难建模、难预测、难防范的显著特点。本课题在时间序列数据分析、风场局地气候与风机地理布局以及风机功率限制与状态切换三个层面上逐层深入研究极端气候条件下风电场功率波动特性的建模和仿真，消除了传统风场模型在极端事件下的不适用性。提出综合运用高精度数值天气预报、概率统计以及智能模式识别技术，建立高风险爬坡事件智能在线滚动预测模型，通过长过程仿真计算，给出计及风电预测误差的运行风险概率，对大规模风电接入运行风险进行评估与预警。协调防御体系的优化机制方面，在空间域利用分解协调的理念将优化问题分解为主-从迭代问题，在时间线上采用时序递进、滚动协调方式通过边界约束实现滚动计划与既定计划的协调，建立适应多时空、多目标、全工况的协调防御体系。

《风电场并网技术》主要内容包括风电场的组成与控制，风电场并网对电力系统的影响，风电场并网技术规定和要求，风电场并网方案，风电场调压计算、潮流计算、稳定计算、一次部分计算、继电保护及安全自动装置、调度自动化、通信，风光联合运行，风能和抽水蓄能及其他储能系统联合运行，可再生能源发电微电网运行等。

本书全面介绍了大规模风电并网方面的知识及相关的主要问题，帮助读者了解风电并网的最新研究成果及运行经验，介绍与风电并网相关的主要电气、机械知识，机械工程师可以学习到足够的电力工程知识，使他们可以理解风电场电压控制和故障穿越问题；而电气工程师可以从介绍的风电机组空气动力学知识中获益。他们都需要理解电力市场，尤其是风电可能如何交易。目前国内还没有像此书这样综合性地全面介绍风电场并网技术的专著。尤其在我国风电迅速发展，大规模风电并网已成为一个重大关注问题的背景下，本书有重要参考价值。

本书适用于风力发电尤其是风电并网方面的基础研究、应用等方面的有关人员，包括研究、规划、设计、建设和运行人员；本书也适用于可再生能源有关专业的大学本科生和研究生，也可用于教学培训。