用于预测局域网电量的模型算法

技术领域

本发明涉及局域电网数字化、信息化管理领域，具体的是一种用于预测局域网电量的模型算法。

背景技术

现有计算机预测往往针对短期单一电量指标，对于中长期预测，还没有形成成熟的预测方法。常规思路是依靠水雨情等大数据做支撑，结合历史数据来进行预测。这种预测路线计算机需要处理的数据量大，对系统软、硬件要求高，需要的资金投入较大，目前没有见到在规模小，但发、用、变、配环节齐全的局域电网公司落地实施。

发明内容

本发明专利的目的在于克服上述不足，为局域电网公司，找到一套投资少、简单实用的电量数据组预测方法，满足局域电网公司参加电力市场化交易、财务资金管理等业务活动的实际需求。

为解决上述技术问题，本发明所采用的技术方案是：一种用于预测局域网电量的模型算法，其特征在于：包括发电量、用电量、购电量、售电量以及自发自用电量的预测；

所述局域网与主网A、主网B两个管理区域之间存在电量结算关系，所述主网A用于向局域网提供电能或为局域网消纳电能，主网B仅用于为局域网公司所辖用电单位提供电能；

所述的发电量预测方法包括：

每月前5天，发电量为多年平均发电量，互抵发电量、直售主网A发电量显示值也为多年平均统计值；

每月第6天开始，进行本月发电量预测，具体为电量为两种方法计算后的平均值；

上述两种计算方法包括：

(1)本月测算日以前发电量平均值乘以本月天数所获得的数值；

(2)本月测算日以前累计发电量加上本月后期发电量预测值所获得的数值。

优选的，上述预测方法中，用电量预测方法具体是先预测总项用电量和分项主网A直供电量，由两项预测数据结合互抵发电量预测数据，再确定主网B直供电量，当主网B直供电量预测确定后，最后确定互抵用电量，并通过下述计算公式计算：

互抵用电量＝用电量-主网A直供电量-主网B直供电量

所述总项用电量预测方法包括两种：

(1)以上月用电量为基准加上调度依据检修计划确定的用电量调剂确定；

(2)依据测算日以前日均用电量×本月天数确定。

优选的，上述预测方法中，购电量预测方法具体是对购电量、互抵购电量进行预测；

其中，互抵购电量分两个时间阶段进行预测：

第一阶段，为每月的前15天，互抵购电量预测值由公式计算确定，具体为：

互抵购电量＝互抵用电量预测值-互抵发电量预测值+网损预测值

若上述公式计算值大于零，则直接显示计算值，如果该公式计算值小于零，则显示0；

第二阶段，为每月(15+1)日及以后，互抵购电量预测值为：

公式计算值+人工调剂值

人工调剂值由营销科根据当月水情及发电不均衡情况确定，若不录入人工调剂值，则该值为零，若前一日有录入，后一日未调整的，调剂量沿用前一日的录入值；

购电量预测值计算公式为：

购电量预测值＝互抵购电预测值+直购主网A购电量+直购主网B购电量

其中，直购主网A购电量＝主网A直供电量，直购主网B购电量＝主网B直供电量。

优选的，上述预测方法中，售电量预测方法具体是对售电量、互抵售电量、直售主网A售电量进行预测；

其中，互抵售电量分两个时间阶段进行预测：

第一阶段，为每月的前15天，互抵售电量预测值由公式计算确定，具体为：

互抵售电量＝互抵发电量预测值-互抵用电量预测值-网损预测值

若上述公式计算值大于零，则显示计算值，如果该公式计算值小于零，则显示0；

第二阶段，为每月(15+1)日及以后，互抵售电量预测值为:

公式计算值+人工调剂值

人工调剂值由营销科根据当月水情及发电不均衡情况确定，若不录入人工调剂值，则该值为零，若前一日有录入，后一日未调整的，调剂量沿用前一日的录入值；

售电量预测值计算公式为

售电量预测值＝互抵售电量预测值+直售主网A售电量预测值

其中，直售主网A售电量在数值上等于直售主网A发电量。

优选的，上述预测方法中，自发自用电量预测方法具体采用以下公式：

自发自用电量预测值＝发电量预测值-电站总内损-直售主网A发电量预测值-地面光伏发电量测算日以前统计值。

本发明所提供的一种用于预测局域网电量的模型算法，通过采用上述结构，具有以下有益效果：

(1)立足于历史和当前数据，利用局域电网结构特点和各电量数据间的数理关系，确定具体算法和安排，通过合理的人工置数接口，对预测进行必要和简单的人工干预，使预测值贴近实际值；

(2)能够满足局域电网公司参加电力市场化交易、财务资金管理等业务活动的实际需求。

附图说明

下面结合附图和实施例对本发明作进一步说明：

图1为本发明的电量预测原理框图

具体实施方式

实施例1：

一种用于预测局域网电量的模型算法，其特征在于：包括发电量、用电量、购电量、售电量以及自发自用电量的预测；

所述局域网与主网A、主网B两个管理区域之间存在电量结算关系，所述主网A用于向局域网提供电能或为局域网消纳电能，主网B仅用于为局域网公司所辖用电单位提供电能；

上述五项中：

发电量：

局域网内发电厂所发电量(含局域网外，主网认可纳入发用互抵范围的发电厂发电量)由局域网内用电单位消纳的部分，称为互抵发电量。局域网内部分发电厂，发电量不用于网内用电单位消纳，需要直接售卖给主网A，这部分发电量称为直售主网A发电量。具体数量关系：发电量＝互抵发电量+直售主网A发电量。

用电量：

局域网公司所辖用电单位，一部分在局域网内，这部用电量成为互抵用电量，一部分在局域网外，分别直接使用主网A、主网B电量，这部分用电单位的用电量称为主网A直供电量、主网B直供电量。具体数量关系：用电量＝互抵用电量+主网A直供电量+主网B直供电量。

购电量：

当互抵发电量小于互抵用电量，局域网需要主网A提供电能，也就是说局域网需要购买主网电能，这部分购电量称为互抵购电量。局域网外，局域网公司所辖用电单位直接使用的主网A电量，也是需要购买的，这部分购电量称为直购主网A购电量；同理，局域网外，局域网公司所辖用电单位直接使用的主网B电量，称为直购主网B购电量。具体数量关系：购电量＝互抵购电量+直购主网A购电量+直购主网B购电量。

其中，直购主网A购电量数值上等于主网A直供电量，是一个电量数据从购电、用电不同的角度给予的不同的称呼。直购主网B购电量数值上等于主网B直供电量，也是一个电量数据从购电、用电不同的角度给予的不同称呼。

售电量：

当发电量大于用电量，富余发电量需经产权分界点送到主网消纳，这部分发电量按政府核定上网电价售卖给主网A，称为互抵售主网A电量。局域网内，不用于网内用电单位消纳，直接按政府核定上网电价售卖给主网A，这部分售电量称为直售主网A售电量。具体数量关系：售电量＝互抵售主网A电量+直售主网A售电量。

自发自用电量：

指互抵发电量中正好被互抵用电量所冲抵的那部分发电量。

实施例2：

在实施例1的基础上，所述的发电量预测方法包括：

每月的前5天，通过公众号发电量预测处显示“多年平均发电量”名称，电量为多年平均统计值，互抵发电量、直售主网A发电量显示值也为多年平均统计值；

每月第6天开始，进行本月发电量预测，具体为电量为两种方法计算后的平均值；

上述两种计算方法包括：

(1)本月测算日以前发电量平均值乘以本月天数所获得的数值；

(2)本月测算日以前累计发电量加上本月后期发电量预测值(依据值班调度员估测的后期平均负荷计算后期发电量)所获得的数值；

上述发电量预测方法中，为了保证预测结果准确性，值班调度员至少从每月15日开始介入调节(每天在调度监控页面上输入后期平均负荷预估值)，并每日在调度监控页面上输入后期平均负荷预估值，人工输入到每月27日截止，28日到31日不使用人工预估值，直接使用替代值与上述第一种发电量预测算法进行平均。

每月15日若不输入后期平均负荷预估值(1日至测算日前一日平均)，6日-15日，平台自动以测算日以前负荷平均值，替代后期平均负荷估测值；16日至月末，平台自动以测算日前一日平均值，替代后期平均负荷估测值。

从第6天开始，互抵发电量、直售主网A发电量预测值为测算日以前累计值+后期预测值；

互抵发电量、直售主网A发电量后期预测值为：

(发电量预测值-发电量测算日以前累计值)×互抵发电量、直售主网A发电量各自占多年平均发电量占比系数

若上述公式的计算值小于0，则后期预测值＝测算日以前日平均值×后期天数。

实施例3：

在实施例1的基础上，所述的用电量预测方法具体是：

先预测总项用电量和分项主网A直供电量，由两项预测数据结合互抵发电量预测数据，再确定主网B直供电量，当主网B直供电量预测确定后，最后确定互抵用电量，并通过下述计算公式计算：

互抵用电量＝用电量-主网A直供电量-主网B直供电量

该类预测的难度不在于总项用电量，也不在于分项主网A直供电量，在于分项主网B直供电量。总项用电量受到月度生产计划、检修计划安排制约，容易预测，主网A直供电量相对独立、稳定，结合历史电量也容易预测。主网B直供电量与互抵用电量相互关联，此多则彼少，此少则彼多，所以预测难度较大。

所述总项用电量预测方法包括两种：

(1)以上月用电量为基准加上调度依据检修计划确定的用电量调剂(用电量调剂可以调增也可以调减)确定；

(2)依据测算日以前日均用电量×本月天数确定。

每月的前5天显示上述第一种方法的测算值，从第6天开始显示上述第一种和第二种方法的平均值，从第25天开始显示第二种方法测算值。

主网A直供电量每月的前5天为同期多年平均用电量，从第6天开始随测算日以前平均用电量的变化而变化，具体测算值为测算日以前“主网A直供电量”日平均值×当月天数。

根据生产计划安排能确定“主网B直供电量”时，“主网B直供电量”预测值由人工置数确定；

人工无法确定“主网B直供电量”时，“主网B直供电量”预测值由公式计算确定，计算公式为：

800×(1-互抵发电量/(“用电量”-“主网A直供电量”))，如果出现负值，直接取零。

当用电量、主网A直供电量、主网B直供电量确定后，“互抵用电量”采用前述公式(如下)计算即可：

互抵用电量＝用电量-主网A直供电量-主网B直供电量

实施例4：

在实施例1的基础上，所述的购电量需要预测的目标数据有4个，由于直购主网A购电量等于主网A直供电量，直购主网B购电量等于主网B直供电量，而主网A直供电量、主网B直供电量在用电量预测中已经算出确定值，所以直购主网A购电量、直购主网B购电量不用重复预测，只需对购电量、互抵购电量这两个数据进行预测即可，即购电量预测方法具体是对购电量、互抵购电量进行预测；

其中，互抵购电量分两个时间阶段进行预测：

第一阶段，为每月的前15天，互抵购电量预测值由公式计算确定，具体为：

互抵购电量＝互抵用电量预测值-互抵发电量预测值+网损预测值

上述公式中，网损预测值随发电量预测值变化，不同的发电量对应不同的网损，暂定网损值为200万度，可由营销科人为增减调节；

若上述公式计算值大于零，则直接显示计算值，如果该公式计算值小于零，则显示0；

第二阶段，为每月(15+1)日及以后，互抵购电量预测值为：

公式计算值+人工调剂值

人工调剂值由营销科根据当月水情及发电不均衡情况确定，若不录入人工调剂值，则该值为零，若前一日有录入，后一日未调整的，调剂量沿用前一日的录入值；

购电量预测值计算公式为：

购电量预测值＝互抵购电预测值+直购主网A购电量+直购主网B购电量

其中，直购主网A购电量＝主网A直供电量，直购主网B购电量＝主网B直供电量。

实施例5：

在实施例1的基础上，所述的售电量预测方法具体是对售电量、互抵售电量、直售主网A售电量进行预测；

其中，互抵售电量分两个时间阶段进行预测：

第一阶段，为每月的前15天，互抵售电量预测值由公式计算确定，具体为：

互抵售电量＝互抵发电量预测值-互抵用电量预测值-网损预测值

若上述公式计算值大于零，则显示计算值，如果该公式计算值小于零，则显示0；

第二阶段，为每月(15+1)日及以后，互抵售电量预测值为:

公式计算值+人工调剂值

人工调剂值由营销科根据当月水情及发电不均衡情况确定，若不录入人工调剂值，则该值为零，若前一日有录入，后一日未调整的，调剂量沿用前一日的录入值；

售电量预测值计算公式为

售电量预测值＝互抵售电量预测值+直售主网A售电量预测值

其中，直售主网A售电量在数值上等于直售主网A发电量。

实施例6：

在实施例1的基础上，所述的自发自用电量预测方法具体采用以下公式：

自发自用电量预测值＝发电量预测值-电站总内损-直售主网A发电量预测值-地面光伏发电量测算日以前统计值。

实施例7：

预置参数说明：

由于预测项目多，人工置数项多且散，为便于理解，并完整设置预测方案所需要的各种预置接口，现将方案中所有人工置数项进行汇总展示如下：

预测方案中人工置数项汇总说明