风电的开发利用是推动能源转型的重要途径,其利用方式主要分为集中式与分散式。我国北方风电主要采用集中式开发模式,最为典型的是“三北”风电基地。风电基地通过特高压外送通道向中、东部地区远距离送电,其消纳能力易受外送通道的约束。近年来,我国风电开发由大规模集中式向集中、分散式协调发展转变。分散式风电场是我国南部及中东部地区开发利用风电的主流方式,其多处于地形复杂、网架结构薄弱且水电丰富的地区,以山地风电场为主。山地风电开发利用面临着多类型谐波叠加问题突出、三相电压不平衡带来的不利影响难以消除及无功电压协调调度难等技术瓶颈。针对上述问题,在山地风电场集成调控滤波与动态无功补偿、三相电压不平衡协调治理技术、风电场内部电压最优分层控制以及风电场接入电网无功电压协调控制等方面开展基础性研究工作,取得的创新性研究成果主要体现在以下几个方面:（1）提出了一种基于集成调控滤波与动态无功补偿技术的风电并网系统等值电路模型和谐波传递解析数学模型建立方法。首先,针对山地风电场升压站面积紧张,难以实现紧凑、高效滤波与无功补偿等难题,提出了一种变压器电抗集成理论,实现了级联SVG连接电抗与并网变压器的一体化设计。其次,建立了以谐波阻抗特征为表达方式的等值电路解耦模型;然后,通过详细的数学模型推导,建立了反映集成调控滤波与动态无功补偿技术对风电场谐波分布特性影响的谐波传递模型,并得到了实现集成调控滤波与动态无功补偿的满足条件,即第三绕组侧等值阻抗为0与流入第三绕组侧的电流要满足特定的关系才能使该滤波支路等同于谐波短路环,从而可将风电场谐波屏蔽于变压器内部。在此基础上,提出了控制系统的设计方案以及谐波阻抗匹配控制方法;最后,对应用该技术的风电场进行了仿真及现场测试,仿真及测试结果表明,集成调控滤波与动态无功补偿技术可实现风电场的谐波高效滤除与动态无功快速补偿。（2）提出一种基于级联SVG与永磁直驱风电机组（PMSG）协调控制的风电场并网点电压不平衡抑制方法。首先建立了级联SVG与PMSG的负序导纳等效数学模型,从理论上证明了可以通过改变级联SVG及PMSG输出负序导纳大小抑制风电场并网点负序电压的可行性。接下来,建立了负序电流分别与级联S VG输出最大电流、输出最大电压的数学关系,由此得到级联S VG负序电流最优补偿域,同时为了避免系统需要的负序电流超出负序电流补偿域而导致的不稳定问题,提出了一种负序参考电流快速计算流程,确保负序电流限制在补偿域以内。此外,为解决拥有不同剩余容量PMSG“按需”承担电压不平衡治理难题,提出了一种基于参与系数的负序导纳自适应调整方法,其中参与系数与电压不平衡度、自身剩余容量正相关,级联SVG与PMSG可通过调整各自的参与系数可以改变自身的输出负序导纳,以此来实现风电场并网点电压不平衡治理任务的合理分配,避免了传统按比例分配导致剩余容量较少风机易发生过电流问题。（3）本章对山地风电场并网点电压及风电机组端电压抬升问题进行了深入剖析,发现了集电线路的充电电容、风电有功出力对风电场内部电压分布的影响规律。针对风电场内部电压抬升问题,提出了一种计及有功削减的风电场电压分层协调优化控制方法,并引入一种近似电压灵敏度计算方法,克服了传统方法需频繁计算电压灵敏度引起的计算复杂难题。随后,通过近似电压灵敏度建立了风电机组与风电场内部所有节点间的电压-无功联系,且使每台风电机组具有独有的下垂增益并随运行工况改变而改变。以机端电压和并网点电压偏差最小为目标,以下垂增益为决策变量,以风电机组的无功约束、电压约束等为限定条件,使得所有风电机组工作于最优下垂增益。当风电场处于满发或接近满发而并网点电压又越限时,通过削减部分风电机组的有功功率以满足系统的无功需求。仿真结果验证了所提控制方法对风电场内部电压控制的优越性,与传统下垂控制方式相比,风电场内无功分布更合理,解决了风电并网点电压和机组端电压电压波动及抬升难题。（4）针对山地风电接入电网存在的电压协调控制难题,提出一种基于无功电压分区的分布式电压协调控制方法。首先定义了一种电气距离控制空间,以解决PV节点之间无法用无功-电压关系表征难题,然后将电网中具有电压调节能力的风电场作为无功源,分析该类风电场无功出力与电网重要节点电压之间的关联强度,定量评估风电场参与电网电压控制的作用强度,建立了风电场参与电压控制自适应分区准则,采用聚类树跟踪法划分出山地风电无功电压的强控制区域。其次,建立了电网电压稳定控制模型,并运用线性决策原则将最优潮流模型简化为标准二次规划问题,最后,以湖南省某市级电网为研究对象,结合风电场在典型日中出力情况,基于最优无功电压分区调用ADMM算法进行分布式求解,仿真结果表明所提控制策略能最大限度的将系统电压控制在目标值附近,有效抑制电压波动问题,同时也能够减小网损。