大规模风电集群的接入是我国电力系统现阶段发展的主要特点,受自然风速的影响,并网风电功率具有明显的波动性、间歇性特征,严重威胁着电网运行的静态安全。近年来世界范围内发生的多起“大停电”事故在很大程度上表明,电网静态安全是电力系统稳定的重要保障。在“节能减排,低碳环保”的能源发展战略下,以风能为主的清洁能源发展势头强劲,用于保证电网静态安全的传统预防控制决策方法在应对大容量波动性风电功率的能力上存在一定局限性。在风电并网容量较小时,考虑到电网设备元件的电抗远大于电阻、负载率较轻等因素,传统的电力系统预防控制在基于功率解耦的条件下主要分为两个方面,即有功预防控制和无功电压预防控制。当风电并网容量具备一定规模时,系统中有功和无功功率的分布发生较大变化,除风电功率的波动性对电网的影响外,风电大发时段内,承担风功率外送任务的输电通道及沿线各级线路的有功负荷率逼近极限,风电集群从电网中汲取的无功功率增大导致输电线路上无功倒送的情况频繁发生。大容量的风电功率势必取代系统中一部分同步发电机组,进一步削弱了电力系统的调频调压能力。加强电网建设必然能增强电网的应对波动性风电功率的预防控制能力,然而,风电发展与电网建设的非对称发展是我国目前一个不争事实,况且,风电的间歇性特点不能保证新增调节设备的利用率,使得电网的调度运行难以满足一定的经济性指标。因此,本文基于现有电网可调节设备,对传统预防控制方法进行优化以挖掘含风电集群接入的电网有功无功功率控制能力,并研究新的电网预防控制决策方法,主要工作归纳如下:通过故障仿真分析了风电集群接入对实际电网的功率分布的影响,指出大规模风电并网后,传统预防控制决策在应对风电功功率剧烈波动性时存在的不足。有功功率方面,以风电功率波动量、波动率和变化率为指标,对不同装机容量的风电场群的有功出力日曲线进行了分析,并通过甘肃750kV线路N-1故障分析了风电集群接入对电网有功功率的影响;无功功率方面,以由现役主流风力发电机型为例,绘制了甘肃酒泉风电基地中不同风电场群的电压-有功出力曲线,分析了风电集群接入对电网的无功电压的影响。基于交叉权重因子和反向等量配对,提出了应对含风电集群接入的电网有功校正控制方法和策略。利用一阶泰勒级数展开式,推导出了交流节点-支路潮流灵敏度的线性化计算表达式,并基于灵敏度提出了交叉权重因子指标,用于优化参与有功控制的发电机组的选择。结合反向等量配对方法,提出了可提高电力系统有功预防控制能力的有功校正控制策略。提出了基于分级分区协调的电网无功电压控制模型。计及一级电压控制的“准稳态”响应,改进了含风电集群接入的电网无功电压灵敏度计算方法,基于无功电压灵敏度计算系统各节点在无功源控制空间的坐标,采用改进模糊C均值聚类方法对无功源控制空间中的节点进行了无功电压控制分区的划分。结合传统三级电压控制思路,提出了含风电集群接入的电网无功电压分级分区协调校正控制方法。提出了用于电力系统预防控制决策的功率耦合控制方法。以独立电源送出线和一般输电线路上的有功/无功功率耦合机理分析为基础,提出了以有功或无功控制为主导的功率耦合控制方法。该方法在预防控制策略时能够计及风电集群接入后电网的有功潮流与电压之间强耦合影响,避免因有功或无功电压校正控制而引起电压或有功潮流越限等情况。提出含风电集群接入的电力系统功率解耦/耦合控制方法。以PQ分解法的原理为基础,通过分析电网不同运行条件下系统状态量的特点,提出了功率耦合模式识别方法。在当前电网运行条件下通过模式识别来决定是否采取考虑功率耦合影响的预防控制方法,并以状态量越限严重程度为依据建立预防控制优先级,实现严重问题先解决的控制目的。