论电网内部负荷预测准确率

随着《**省电力公司内部市场实施办法》的实施，已建立了省公司内部市场，以改进内部管理办法为主体，以省公司向供电公司售电的方式进行内部市场运作。负荷预测准确率的高低，不仅影响电网经济效益，而且关系到电网安全、优质、经济运行，挖掘电网内部潜力，满足电力需求，切实提高电网经营企业的科学化管理和市场化运作水平是当前亟待解决的问题。

负荷预测是电网安全运行、经济调度的必要基础，提高各地市供电公司负荷预测准确率是提高**电网负荷预测准确率的基础。从同业对标数据中可以看出，抚州地调和其它地调相比，在负荷预测工作方面还有较大差距。

一、影响负荷预测准确率的因素

1、气候状况的影响

抚州供电地区小水电资源丰富，宜黄、南城、南丰、广昌、黎川、资溪、乐安七县的电力都以自发自供为主，受降雨影响较大，雨水充足时，不仅自供有余，而且还大量供给电网；天晴少雨时，却要大量向电网索要电量。在春夏之交的4~6月和盛夏季节受台风影响的7~9月，抚州地区大多数县（区）处于多雨期，给负荷预测工作带来很大困难。

2、大工业用电客户偶发性事件的影响

大工业用户装接容量大，电力负荷高，对负荷预测具有较大影响。以大亚木业为例，在正常生产情况下，其电力负荷占预测负荷的6%左右。由于该厂运行不够稳定，因而经常无法准确判断开停机时间，仅其一家的偶发性事件对负荷预测准确率的影响就达6%。

3、地区小水电的影响

截止2005年底，抚州地区小水电装机容量达11.83万千瓦，而预测的平均负荷为17万千瓦左右，由于小水电缺乏管理，经常无序上网，给负荷预测工作带来了相当的难度。

二、提高负荷预测准确率的措施

虽然负荷预测存在很多随机的、不确定的因素，但只要不断从自身的薄弱环节入手认真分析总结，相信通过采取以下措施一定会提高内部市场负荷预测准确率。

1、做好年度、月度及周负荷预测工作

要提高内部市场负荷预测准确率，不仅要做好日负荷预测工作，还要做好年度、月度及周负荷预测工作。年度、月度及周负荷预测是日负荷预测的基础，能更好指导日负荷预测工作。

首先要摸清用户用电规律，广泛搜集有关信息。通过认真观察和仔细分析，发现天气、休息日、线路停电情况对大中用户用电情况有较大影响。由于用户每周的工作，休息日安排基本一致，采取按周分析的办法，通过大量的历史数据，生成一条历史负荷曲线。在此基础上，再结合影响大中用户用电的主要因素，进行调整，产生预测的负荷曲线。按此原则，每年8月底完成下一年度抚州电网的年度用电负荷预测，10月底对该负荷预测结果进行修正。通过对抚州电网用电负荷特点分析，根据电力、电量增长情况，对新增负荷及其分布情况、经济增长情况等做好年度负荷预测工作。每月20日之前完成下一个月度负荷预测工作，每周的周日完成对下一周的负荷预测工作。

2、掌握负荷预测的基本理论和基本方法

负荷预测应在经常性调查分析的基础上，充分研究本地区用电量和负荷的历史发展规律来进行测算，负荷预测应分区、分电压等级进行，它分为近期、中期和远期。

负荷预测采用两种基本方法。一种方法是从电量预测入手，然后转化为负荷；另一种方法是从计算网内各分区现有负荷密度入手，然后再推算总负荷。两种方法可以互相校核。

电力负荷预测分为经典预测方法和现代预测方法。

经典预测方法：

主要有指数平滑法、趋势外推法、时间序列法、回归分析法等。

现代负荷预测方法：

主要有灰色数学理论、专家系统方法、神经网络理论、模糊预测理论等。

3、采用切实可行的电力系统负荷预测软件

传统的观念认为负荷预测，就是对负荷的历史资料进行统计、整理、分析，然后凭预测人员的经验，对未来负荷进行预测，一般的电力系统负荷预测软件无法考虑到许多不确定以及随机的因素，因而对实际的负荷预测工作不仅没有帮助，反而会影响其准确性。

但是采用灰色模型（因电力系统负荷是典型的灰色系统）的应用软件，既可成功进行普通日电力负荷预测，又可进行特殊日电力负荷预测。普通日的短期负荷具有明显的周期性，这种周期性呈现明显的日周期性和周周期性。所谓日周期性，指每日的同一时刻，用电量基本相同。所谓周期性，指每周的同一天同一时刻，用电量基本相同。而采用灰色模型的预测方法充分利用了最近的历史数据且充分考虑了电力负荷的周期性，适用于普通日电力负荷预测。对于气候温度剧变的特殊日的电力负荷预测，根据气候温度的剧变程度给出不同的调整权重，如气候分“晴、阴、雨”；温度以28℃为分界，低于28℃每相差4℃为一档，高于28℃，每相差2℃为一档，并采用相应原则处理，即可成功进行特殊日的电力负荷预测。

由于负荷预测系统STLP是一个基于WINDOWS操作系统的应用软件，采用微软公司的数据库系统MicrosoftAccess97作为数据库平台，编程语言则选用MicrosoftVisualBas5.0，本软件包将电力系统负荷预测的传统方法与最新方法相结合，既包括常规的时间序列法、回归分析法等预测方法，也有神经网络和模糊预测等方法，可以根据实际负荷情况提出建议，由预测人员自由选择预测方法。该软件包有六个功能模块，分别实现负荷预测、负荷数据维护、数据查询、影响负荷因素输入、负荷数据分析演示报表打印。软件操作方便、灵活，运行稳定。

4、加强并网小水电管理，实行统一调度

由于长期缺乏对小水电的管理，小水电无序上网情况严重，对大网造成很大的冲击：一方面大大地降低了负荷预测的准确率，对公司内部市场的运营带来非常不利的影响；另一方面降低了电网的供电负荷率，致使抚州电网电力负荷峰谷差越来越大，造成电网局部电压异常，给电网的调压带来了较大的难度，建议出台并实施小水电管理办法，对小水电进行科学、合理的调度，充分发挥水利资源的优势，使小水电成为增强电网调压手段和提高电网运营经济效益的一个杠杆。凡需并网（抚州电网）运行的小水电，必须与抚州供电公司签订并网协议，服从抚州地调的统一调度，抚州地调按发电机组设计能力，同时体现公平、公正、公开、经济、合理的原则以及电网运行的需要，统一安排并网电厂的调峰、调压和事故备用以及小水电日发电曲线。要求并网的小水电严格按照抚州地调下达的日发电曲线运行，误差不应超过7%。

5、充分发挥电力负荷监控系统在负荷预测中的作用

无线电电力负荷远程控制技术是八十年代西方发达国家广泛采用的一种用户侧负荷综合管理系统，是电力系统自动化向用户的延伸，它基于需求侧管理（DSM）概念中的技术手段，通过直接的负荷控制，传递用户负荷信息等手段来实现削峰、填谷、移荷，以求达到电网的最佳经济运行状态。由于电力生产的连续性和不可存储性，在保证经济运行和电能质量的前提下，这种“以销定产”很大程度上取决于对电力需求市场预测的精确度。负控装置采集到的各大用户用电信息，具有相当的连续性和精确度，它对电力市场负荷预测有非常重要的参考价值。

利用电力负控装置在数据采集方面的优势，充分利用负荷监控系统数据实时性强的特点来进行负荷预测，充分发挥负荷监控系统的资源优势，提高电网运行的经济性，为电力企业走向市场提供有力的支持。

6、加大对县(区)公司负荷预测的考核

抚州供电区域的各县（区）公司大部分未进行日负荷预测工作，应出台县（区）公司内部市场调度运营管理办法，对负荷预测准确率考核，各县（区）公司将全面开展负荷预测工作，抚州地调负荷预测人员根据各县（区）公司的负荷预测数据及曲线进行负荷预测，准确率将会有很大提高。

7、加强停电管理，严格计划检修

抚州地调管辖的设备应合理编制设备停电检修计划，严格按计划检修，任何设备的计划停电检修应至少在开工前两天向地调申请，由地调通知到相关用户。不管是用户原因，还是检修单位原因，若需取消该工作，应至少在开工前一天通知地调；若需延长停电检修时间，至少在计划工作结束前两小时向地调申请。

各县（区）公司管辖设备的停电应提前通知抚州地调，并说明停电的具体时段。以便对第二天的负荷进行准确的预测。

负荷预测在未来电力市场改革中将发挥巨大的作用。它是负荷、电量实时交换的依据。不断的完善预测方法，提高预测精度，认真细致的做好负荷管理工作势在必行。