大规模风电集群接入已成为我国风电开发的主要模式。随着风电并网容量逐渐增长,大规模风电所具有的随机性、间歇性和集群出力相关性必将会给电力系统注入更多的复杂不确定性。复杂不确定性因素所具有的随机模糊特性不仅影响系统的频率稳定、电压稳定,还将严重影响系统的潮流分布等,使电网规划工作面临一系列新的挑战。本文从大规模风电集群出力特性方面着手,建立了分析复杂不确定性因素随机模糊特性的云模型,进而结合大规模风电出力相关性对考虑风电接入的输电网协调规划、考虑风电全成本的输电网规划、考虑风电可用输电能力的输电网规划、考虑风电接入的输电网多阶段风险规划等方面展开了研究,最后利用基于多准则妥协解排序VIKOR理论的输电网规划评估方法对规划方案进行了综合评价。本文取得的主要成果如下:(1)建立了大规模风电接入背景下电网规划中各主要不确定性因素的云模型。重点分析了基于ARIMA-GARCH模型的风电场出力波动性和基于三元R藤正态Pair Copula模型的多维风电场群出力相关性,并在此基础上引入云理论,建立以期望、熵和超熵为云数字特征的风电场出力云模型,实现对大规模风电集群出力的随机模糊特性的合理描述和处理。(2)建立了考虑大规模风电接入的输电网协调规划模型。在规划期内火电、水电、核电等常规机组的规划确定的前提下,分析系统的调峰调频能力,同时通过结合风电场规划和电网规划的耦合关系,统筹协调大规模风电规划和输电网扩展规划,并基于云理论建立以电网线路投资成本、风电机组建设成本和常规机组排污影子成本为目标函数的输电网协调规划模型;利用分解协调方法,将规划模型分解为主问题和子问题规划模型,从规划的角度确保风电调峰调频层面的灵活消纳。(3)建立了考虑风电全成本的多目标输电网灵活规划模型。从静态成本、动态成本和生态成本角度提出全成本计算方法,构建由线路投资成本、网损费用、缺电成本和基于影子价格的风电环境效益组成的全成本的分析框架,并利用云理论全面地考虑未来规划水平年各种不确定性因素随机模糊特性的影响,建立考虑风电全成本的柔性约束输电网规划模型,保证系统在复杂不确定性情形下经济可靠运行。(4)建立了考虑风电可用输电能力的多目标输电网灵活规划模型。从输电网规划层面研究电网最大风电可用输电能力,防止输电容量不足而造成的弃风。以充分利用电网线路的可用传输裕度为基本原则建立风电可用输电能力的计算模型,并基于此建立以线路投资成本和风电可用输电能力指标云数字特征为目标的柔性约束规划模型,提高输电网风电可用传输裕度,使规划方案能够更好地适应计及弃风问题的未来电网不确定环境。(5)建立了考虑风电接入的输电网多目标多阶段风险规划模型。基于风险评估理论和云理论定义输电投资收益的CVaR值的期望、熵和超熵概念并研究其优化算法,在此基础上,以线路投资成本、输电投资收益的CVaR指标云数字特征为目标,建立多目标多阶段的柔性约束规划模型,确保各阶段规划方案满足大规模风电接入、负荷增长以及降低风险水平的要求。(6)提出考虑风电接入的电网规划方案评估方法。结合最小切负荷费用悲观值、风电可用输电能力期望值和投资收益加权风险价值WVaR指标进行电网规划方案安全性评估,提高系统抵御安全风险的能力;提出基于全成本的国民经济评价指标,评估风电接入带来的社会经济效益。引入VIKOR多属性评估方法,结合各项指标,同时考虑规划方案的群体效用最大化和负面影响最小化,并对规划方案进行分类排序,从而为决策者的最终选择提供评估标准。18节点系统和某实际300节点系统各输电网规划结果的分析和比较,说明了本文研究成果的可行性和有效性。