通过对各国标准的学习和归纳后发现，风电机组必须要满足的GFRT指标有如下几项：
风电机组应穿越的电网故障类型包括对称故障和非对称故障，而其最大深度指标则指故障所引起的并网点高/低电压有效值离并网点电压标称值的偏移量百分比(简称电压变化水平)。
对LVRT要求而言，中国标准要求:《风电场并网点电压跌至20%标称电压时，风机能够保证不脱网连续运行625 ms。可知，LVRT最大深度指标在中国规程中的取值为20%额定电压。大多数风电发达国家的并网规程都比中国严格，都提出了零电压穿越(Zero Voltage Ride Through， ZVRT)要求;而故障类型也是对称故障和非对称故障。实际上，当电网发生短路故障时，因风电场内的各级变压器和电网阻抗、故障点位置、电网结构形式等因素的影响，在风电机组电网侧的实际电压跌落深度并没有像风电场并网点跌落深度那么深。另外，各级变压器的联接组别对电压跌落类型及其分布也有影响，如在中国，风电机组出口升压变压器的联接组别一般都选为Dyn11或Dyn5，在这种情况下，在箱变高压侧发生各类短路故障时，在风电机组电网侧并不会出现单相电压跌落。
就HVRT要求而言，这里所讲的高电压一般是指因电网故障而产生的工频过电压。在中国还没有HVRT正式标准，相关工作正在进行中。但在澳大利亚、美国等国家并网规程中已有明确的HVRT技术要求。以美国WECC标准为例，1.2 p.u过电压下要工作至少1s，1.15p.u过电压下要工作至少3s 。可知，HVRT最大深度指标在美国规程中的取值为120%额定电压。对于HVRT的故障类型而言，高电压故障产生的机理比较复杂，但标准要求风电机组应能承受对称过电压和非对称过电压。
就LVRT要求而言，德国E.ON标准规定《风电场并网点电压跌至0%标称电压时，风机能够保证不脱网连续运行150ms，即在德国E.ON电网中LVRT持续时间指标的取值为150ms。最严格的标准是芬兰等北欧国家标准，要求风电场在0%标称电压下持续工作至少250ms。
该指标包括风电机组在LVRT或HVRT期间的有功功率和无功功率控制要求。对于LVRT而言，大多数国家对LVRT期间的风机有功控制并无明确要求，只有丹麦标准要求风电机组在LVRT期间根据电网电压实际值按照一定比例关系尽可能地多发有功功率。对于LVRT期间的风机无功控制，大多数国家都有明确的规定，如中国标准要求是:《当电力系统发生三相短路故障引起电压跌落，且并网点电压处于标称电压的20%到 90%区间内时，风机应能通过注入无功电流支撑电压恢复(动态无功电流控制的响应时间不大于75 ms，持续时间应不小于550 ms。
对于HVRT而言，绝大多数国家并网规程都没有提出风机在HVRT期间应如何控制风机的有功出力和无功功率。
该指标包括四个方面的要求:故障恢复时间、故障结束后的有功功率恢复速度、故障结束后的无功功率控制要求和故障结束瞬间的电气超调量控制问题。
以LVRT的故障恢复时间为例，中国标准的要求是：《当风电场并网点电压在发生跌落后2s内能够恢复到标称电压的90%时，风机能够保证不脱网连续运行》，故LVRT '恢复时间要求为2s。故障恢复时间取决于各国电网的实际状况，存在较大的差异性。
再看LVRT结束后的风机有功功率恢复速度。最严格的标准是德国E.ON准则，要求风电机组以20%额定功率的速度恢复到故障之前的值。对于HVRT结束后的风机有功功率恢复速度而言，各国并网规程都没有提出具体要求。
对于LVRT或HVRT结束后的无功功率控制问题而言，该指标的主要意图是:故障结束(在大多数国家并网规程中，要求风电机组可正常运行的电网电压范围为90%-110%标称电压。这里所说的“故障结束，是指:电压恢复到(90%-110% ) Un的电压区域，并非恢复到100%标称电压。使风电机组的电网侧电压尽快恢复到标称电压附近。可见，故障结束后的无功功率及其持续时间的控制取决于电压的恢复情况。
对于LVRT或HVRT结束瞬间的电气超调量 (国外叫Overshoot)控制而言，规程内容的根本意图在于保证风电机组的各个涉网电气保护在故障结束瞬间不被触发。当然，电气超调量的幅值越小越好，进入稳定工作点的速度越快越好。
大多数国家对此并无明确要求，只有丹麦标准要求：《在两分钟之内至少两次低电压故障穿越》来考核风电机组的LVRT育邑力。对于高电压穿越重现频次而言，还没有任何要求。
包括两个要素：故障类型判别速度和故障发生瞬间后无功功率响应速度。一般而言，当发生电网故障时，风电机组先试图对故障类型进行快速判别以确定故障期间的有功/无功功率的控制方式。此外，风电机组控制器对电网故障类型快速完成定性后，还要快速进行无功功率调节以支持电网电压的恢复。
可见，各国风电并网规程针对风电机组的GFRT要求包含如下12项技术要素:电压变化水平；故障类型(单相/两相/三相)；故障持续时间；故障恢复时间；故障期间的有功功率控制；故障期间的无功功率支持；故障类型判别速度；故障发生瞬间的无功功率响应时间；故障结束后有功功率恢复速度；故障结束后无功功率控制；故障结束瞬间的电气超调量控制；故障重现频次。
，市场上的主流风电机组有三类，它们分别是直接并网的失速型定速异步风电机组(StallRegulated Fixed Speed Induction Generator, FSIG)、双馈异步风电机组(Doubly-Fed Induction Generator, DFIG、直驱永磁同步风电机组(Permanent MagnetSynchronous Generator PMSG)。电网短路故障对各种机型的影响简述如下。
FSIG主回路拓扑图如右图1所示。从图可知，发电机直接连接到电网。这种较强的电压和频率藕合使电网故障直接反应在电机定子电压和转速上。当电网故障时，导致定子磁链出现直流成份；当不对称故障时还会出现负序分量。定子磁链的直流分量和不对称故障产生的负序分量将产生较大的转差，从而产生较大的转子电势和转子电流。
此外，在电网故障的过渡过程中，电机电磁转矩会出现比较大的波动，对传动系统的齿轮箱等部件产生非常大的机械冲击，导致部件损坏或机组寿命缩短。
还有，电网故障会降低定子电压，风电机组输出功率也跟着降低，必然导致发电机转速的上升。转速的上升会增加风电机组从系统吸收的无功功率，进一步恶化电网电压的恢复，严重时将导致系统的电压崩溃。
DFIG主回路拓扑如右图2所示。从图可知，对DFIG而言，电网电压的跌落会导致风电机组转速上升，对传动系统造成机械冲击。在电网电压跌落瞬间，发电机定子上的大电流，必然引起转子侧较大的感应电流。而在电网电压恢复瞬间，因DFIG从电网吸收无功功率来恢复气隙磁链，导致定子侧注入较大的浪涌电流，造成发电机电网侧电压的降低。另外，DFIG转子侧由于采用了小功率变流器并网，变流器过流能力和DC环节的过电压能力都非常有限，需要在电压、电流和有功功率控制之间要很好地匹配，以保证功率器件不被过电压、过电流损坏并保证直流侧电压在合理的范围之内。可见，双馈风电机组在故障期间的暂态行为较复杂，实现DFIG风机的GFRT能力相对而言比较难 。
对PMSG而言，从主回路拓扑图(右图)可知，发电机经过AC-DC-AC全功率变流器与电网相接，发电机输出侧与风电机组的电网侧已被“频率/电压解藕”，风机的GFRT能力等并网特性主要跟变流器有关。当电网电压跌落时，因电网侧逆变器电流不能突变，注入电网的有功功率迅速减少。为了传送等同的有功功率，逆变器应增加输出电流，但电压跌落到一定深度时，因回路电流不可超过逆变器IGBT能承受的最大电流，注入电网的有功功率受到限制。这样必将导致DC电容输入功率大于逆变器注入电网的输出功率，DC电容电压上升，影响系统的正常运行，甚至导致部件损坏或更严重的后果。可见，直流侧过电压是因DC回路输入能量和输出能量的不平衡引起，释放这一部分多余的能量是保证直驱风机GFRT能力的根本途径 。
已有许多文献研究了风电机组/风电场的GFRT能力，尤其是风电机组的LURT特性和HURT特性对系统的影响。工程实践也足以说明风电机组/风电场的GFRT特性对电力系统有着不可忽视的影响。主要表现在以下几个方面:
(1)对电力系统稳定性的影响
工程经验说明具备GFRT能力的风电场比不具备此能力的风电场具有更好的稳定性。在像中国酒泉地区这种大规模高度集中接入的情况下，如果风电机组不具备GFRT能力，则当电网发生故障时上千台风电机组一起脱网，对电网必将是很大的冲击，甚至是灾难。再从电网大系统而言，当功角临界失稳时，电压会降低，而风电机组对电压比较敏感，电压的降低会导致风电机组电压保护的动作，进一步恶化系统电压。
(2)对系统电压控制的影响
一般而言，一个风电场也会含有多种风电机组机型，而各个风电机组机型在故障情况下的无功功率调节特性不同。另外，风电场主变低压侧也会配有各种类型的无功功率补偿设备，如并联电容器组、SVC， SVG等多见。可见，风电机组在故障期间的故障判别速度及其对应的功率控制(有功功率控制和无功功率控制)方式不仅影响到故障期间的系统无功功率需求和系统潮流分布，而且对电压控制的精度和效果带来一定的不利影响，因此风电机组应按照标准要求严格执行相关GFRT控制任务。
(3)对系统发电计划、系统规划等的影响
按照的电网现状，假设风电机组可以不具备故障穿越能力，则整个系统的架构都要发生改变，如风电场的接入规模、系统安稳装置配备、系统保护配置及其设定等，会涉及到很多方面，在此不再细述。
