Методология и система моделей прогноза электропотребления

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Методология и система моделей прогноза электропотребления

Макоклюев Б.И., д.т.н. (филиал “НТЦ Электроэнергетики” - ВНИИЭ)

Планирование режимных параметров и технико-экономических показателей является одной из важных задач обеспечения функционирования электроэнергетики. Составляя планы по различным показателям на предстоящие сутки, неделю, месяц, квартал, год, службы и отделы энергобъединений (ЭО) решают задачу планирования энергобалансов - соотношения между потребностью электроэнергии (мощности) и средствами ее удовлетворения.

Одним из основных показателей при планировании (ЭО) является величина прогнозов ожидаемого электропотребления (потребления электроэнергии и мощности) в целом по системе, группам и отдельным потребителям, узлам электрической схемы. В определенном смысле, величина прогноза электропотребления (далее - ЭП, потребление, нагрузка) является опорным показателем для последующего планирования балансов электроэнергии, мощности и расчетов электрических режимов. Необходимость точного прогнозирования обусловлена технологическими и экономическими причинами. Точные расчеты обеспечивают оптимальное с экономической точки зрения распределение нагрузок между станциями, способствуют осуществлению экономически целесообразных операций по покупке и продаже электроэнергии.

Графики режимов работы ЭО должны рассматриваться как элементы общего графика работы Единой энергетической системы России. Федеральным законом «Об электроэнергетике» определены основные принципы оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, к которым относятся обеспечение баланса производства и потребления электрической энергии и обеспечение долгосрочного и краткосрочного прогнозирования. Долгосрочные прогнозы объемов потребления электрической энергии на год, квартал, месяц используются для формирования ежегодных сводных балансов производства и потребления электрической энергии. Балансы производства и потребления электрической энергии, в свою очередь, являются основой для планирования режимов работы электростанций, определения объемов необходимых запасов топлива на ТЭС, формирования графиков ремонта оборудования и т.д. С учетом сформированных сводных балансов производства и потребления электрической энергии устанавливаются также тарифы на электрическую энергию (мощность) для участников ОРЭ.

Краткосрочные прогнозы потребления, от недели до суток вперед, являются основой для формирования диспетчерских графиков. Одновременно определяются необходимые объемы и размещение резервов мощности в ЕЭС. Объемы потребления ЭО, субъектов рынка на всех временных этапах планирования и эксплуатации обязательно согласовываются с подразделениями и филиалами Системного оператора - региональными (РДУ), объединенными диспетчерскими управлениями (ОДУ) и Центральным диспетчерским управлением Единой энергетической системой России.

Cогласованные графики потребления и генерации (диспетчерские графики) являются важнейшими для ЭО показателями, определяющими основные аспекты их работы - графики выработки электроэнергии станциями с учетом резервов, состав генерирующего оборудования, объемы покупки и продажи электроэнергии и мощности на рынке. Помимо заявленных графиков потребления участников рынка, учтенных Системным оператором при расчете предварительного диспетчерского графика, Системный оператор осуществляет собственный суточный прогноз потребления активной мощности на моменты окончания диспетчерских интервалов времени по территориям диспетчерского управления. При управлении режимами работы ЕЭС Системный оператор осуществляет также оперативный прогноз графика потребления на следующий час и оставшиеся до конца суток часы с целью оптимального использования энергоресурсов и минимизации стоимости отклонений поставок от планового объема.

Временная иерархия планирования электропотребления разделяется на три основных интервала: долгосрочное планирование (от месяца до года, нескольких лет вперед), краткосрочное планирование (от суток до месяца вперед), оперативное управление режимами (минуты, часы).

Задача расчетов прогнозов потребления решается на всех временных интервалах с последовательным уточнением результатов расчетов по мере уменьшения времени упреждения. Точность прогнозных расчетов определяется соответствием применяемых математических моделей процессу колебаний потребления. В целом колебания потребления представляют собой сложный нестационарный случайный процесс, имеющий определенные цикличности (регулярные колебания). Они определяются сезонными колебаниями температуры и освещенности (долготы дня) в разрезе года, технологическим режимом работы предприятий, режимом труда и отдыха населения.

Следует отметить, что долгосрочный, краткосрочный и оперативные прогнозы требуют различных методик - долгосрочным прогнозам нужны сценарные подходы для оценки общеэкономической ситуации, отраслевых тенденций развития и т.п. Для краткосрочных прогнозов важен учет метеофакторов, характера дня (рабочий, выходной), состояния режима энергосистемы в ближайшей ретроспективе. При оперативном прогнозировании в темпе процесса требуются адаптивные модели прогноза, учет фактора освещенности.

Существенное влияние на потребление оказывают метеорологические факторы - температура наружного воздуха, естественная освещенность, влажность, скорость ветра и другие. Все эти факторы в значительной мере определяют регулярные сезонные, суточные колебания ЭП, а также отклонения от плановых величин. Влияние метеофакторов зависит от сезона и времени суток и, в последние годы, значительно усилилось вследствие увеличения доли коммунально-бытовой нагрузки. Оценка влияния метеофакторов и учет указанных факторов при прогнозировании позволяет снижать ошибки прогнозирования в среднем на 0,1-0,4 % и более [1-3].

В зависимости от решаемых задач и детальности планирования, в состав суммарного потребления могут входить компоненты, характеризующие структуру на различных этапах и звеньях технологического процесса. Компоненты могут группироваться по территориальным, технологическим признакам. В рыночных условиях в суммарном потреблении ЭО выделяются новые компоненты - крупные потребители, самостоятельно выходящие на рынок.

Особым образом структурируется наиболее значительная составляющая потребления - полезный отпуск собственным потребителям. Возможно деление полезного отпуска по тарифным группам, типам присоединения, социальным группам и т.п. Планирование потребления осуществляется на основе прогноза суммарного показателя и каждой компоненты, при этом структура потребления должна быть сбалансирована на каждом этапе и уровне планирования. Объем исходных данных и модели прогнозов для различных компонент могут быть весьма различны. Возникает необходимость разработки адаптивной системы моделей прогнозирования и планирования потребления, применимой на различных стадиях и звеньях планирования.

В последние годы возникли обстоятельства, потребовавшие существенного расширения и дополнения круга задач, решаемых при планировании электропотребления:

· Внедрение рынка электроэнергии и его сегментов - регулируемого сектора, свободного рынка, балансирующего рынка. Изменение структуры электроэнергетики России, появление операторов рынка, разделение энергосистем на отдельные структурные подразделения, выход крупных потребителей на рынок, и, как следствие, изменение технологии расчетов по прогнозированию и планированию потребления.

· Изменение структуры потребления - значительный рост доли коммунально-бытовой нагрузки и непромышленной нагрузки, как следствие, увеличение неравномерности графиков, более существенное влияние метеорологических факторов. Это требует применения соответствующих методов и алгоритмов моделирования потребления и учета метеофакторов.

В целом методология расчетов по планированию потребления, разрабатываемые методы, алгоритмы и программные средства должны обеспечивать:

· Возможность создания и хранения многолетних архивов данных потребления, компонент балансов мощности и электроэнергии, необходимых для проведения всестороннего анализа особенностей и тенденций потребления, разработки адекватных математических моделей. Возможность организации объектной структуры хранения данных потребления на различных объектах.

· Обеспечение методологии планирования сбалансированной многокомпонентной структуры потребления;

· Наличие набора различных моделей прогнозирования, адекватно описывающих колебания компонент потребления;

· Возможность проведения необходимого статистического анализа потребления, режимных параметров и технико-экономических показателей ЭО;

· Необходимую точность расчетов по прогнозированию потребления;

· Учет при прогнозировании и планировании различных влияющих факторов, в том числе метеорологических;

· Возможность увязки исходных данных и результатов расчетов по прогнозированию и планированию потребления с другими задачами планирования и ведения режимов работы ЭО (расчет балансов электроэнергии и мощности, режимов электрической сети, расчет потерь, диспетчерские задачи);

· Возможность работы алгоритмов и программных средств в реальных производственных условиях с загрузкой данных в темпе процесса (online) из комплексов ОИК и АСКУЭ, возможность работы алгоритмов и программных средств прогноза потребления в технологии балансирующего рынка;

· Обмен исходными данными и результатами расчетов между объектами и уровнями управления.

Разработанные на основе предлагаемых методов и алгоритмов промышленные программы и программные комплексы должны обеспечивать потребности в средствах планирования потребления соответствующих служб и подразделений ЭО, диспетчерских управлений, субъектов рынка электроэнергии.

Предназначенный для решения задач планирования потребления и других задач программный комплекс “Энергостат” состоит из нескольких подсистем, реализующих различные технологические задачи, связанные санализом и планированием электропотребления и балансов:

Таблица 1

Программные подсистемы могут функционировать как раздельно, так и совместно на общей базе данных в среде Windows. Возможна сетевая организация работы в файл-серверном и клиент-серверном вариантах (с использованием СУБД ORACLE, MS SQL Server, Cache', InterBase). Программный комплекс и его отдельные подсистемы внедрены в промышленную эксплуатацию в большинстве крупных энергобъединений и диспетчерских управлений России - ЦДУ, ОДУ Центра, Урала, Северо-Запада, Средней Волги, Востока, Сибири, в Московском, Ленинградском, Cмоленском РДУ, в Кузбассэнерго, Тюменьэнерго, Алтайэнерго, Красноярскэнерго, Самараэнерго, других энергообъединениях, отделениях Энергосбыта и РДУ России. Разработанные с использованием методик и компонент комплекса “Энергостат” комплексы РТП и РБЭ используются в Мосэнерго для расчетов потерь электроэнергии и балансов.

Практика эксплуатации показала эффективность разработанных методов и алгоритмов. Реализованные модели прогнозирования разрабатывались на основе исследований многолетних статистических выборок данных потребления, влияющих факторов, компонент балансов мощности и электроэнергии большинства ЭО России. При проведении исследований применялись методы теории вероятностей и теории случайных процессов, статистического анализа, теории временных рядов. Отличием данной разработки от аналогичных, является предоставленная возможность обработки архивных данных практически всех энергосистем России, что позволило выявить определенные характеристики потребления регионов [3-6].

На базе проведенных исследований разрабатывались методы и алгоритмы планирования потребления, которые опробовались экспериментально в ЭО и модифицировались с учетом опыта эксплуатации. При проектировании структур хранения и обработки данных потребления использовались объектные и темпоральные подходы, как средства моделирования, и СУБД реляционного типа, как средства хранения данных. Для обеспечения возможности обработки и хранения статистических архивов потребления и связанных с ним параметров (глубина архивов до 10-15 лет) разработана информационная объектная структура хранения данных. Объектная структура хранения с набором программных средств администрирования базы данных представляет собой информационную систему для планирования потребления и других технологических задач. При проектировании структуры системы использовались объектные и темпоральные подходы, как средства моделирования, и СУБД реляционного типа с SQL доступом, как средства хранения данных [7-9].

Адаптация алгоритмов, программных средств к конкретным объектам и эксплуатация производится в соответствии с методологией расчетов. В соответствии с задачами, решаемыми при планировании потребления, реализуемая методология расчетов включает в себя методы, алгоритмы, технологию расчетов, способы и средства обработки данных, необходимые для осуществления всего цикла планирования электропотребления. Основные этапы реализации методологии:

1. Подготовка исходной информации для анализа и планирования.

· Подготовка структуры взаимосвязанных составляющих балансов электропотребления ЕЭС, ОЭС, ЭС. Создание объектной модели данных потребления, балансов, оборудования. Группировка данных по определенным признакам;

· Настройка и адаптация программных средств загрузки информации в темпе процесса из источников данных (ОИК, АСКУЭ, макеты и файлы). Настройка дискретности автоматической загрузки данных;

· Загрузка архивных данных потребления, составляющих балансов за несколько лет из суточных ведомостей объекта и другой документации в базу комплекса. Статистический анализ данных с использованием регрессионного и дисперсионного анализа. Идентификация недостоверных значений. Замена недостоверных значений моделированными параметрами;

· Загрузка данных по составу технологического оборудования, его характеристикам, информации для диспетчерских задач (состав ГТП, ограничения по мощности, состав диспетчерских смен).

2. Настройка математических моделей для реализации функций прогнозирования.

· Выбор математических моделей прогноза из системы стандартных моделей для всех компонент баланса потребления;

· Расчет и настройка коэффициентов математических моделей прогноза потребления Проведение серий оценочных расчетов для оценки точности прогнозов в ретроспективном режиме по фактическим данным. Необходимая коррекция моделей прогнозирования;

· Расчет и настройка коэффициентов учета влияния метеофакторов для всех компонент и типов метеофакторов.

3. Настройка программных интерфейсов.

· Настройка программных интерфейсов комплекса для серверной компоненты и клиентских мест в соответствии с принятой практикой планирования данного энергообъединения. Установка определенного количества клиентских мест;

· Подготовка прототипов отчетных форм (суточная ведомость, сводки, отчетные формы балансов). Настройка структуры выходных макетов, графических форм и схем.

4. Расчет прогнозных значений электропотребления. Подготовка плановых значений.

· Прогнозирование суточных графиков потребления по ЭО и территориям диспетчерского управления, отдельным компонентам на каждые сутки с различным упреждением;

· Прогнозирование характерных графиков и экстремальных точек - средние графики рабочих, выходных дней, максимумы, минимумы с упреждением на месяц, квартал, год, несколько лет;

· Коррекция прогнозных значений потребления с учетом прогнозных значений температуры и освещенности. Экспертная оценка и коррекция расчетов с использованием специальных программных интерфейсов;

· Расчет прогнозного баланса потребления ЭО. Варианты расчетов:

Ш Расчет прогнозов по отдельным составляющим баланса потребления с последующим суммированием потребления в целом.

Ш Расчет прогнозов по суммарному потреблению с последующей разбивкой по составляющим баланса потребления.

· Загрузка принятых прогнозных значений в плановые параметры;

· Табличное и графическое отображение фактических, прогнозных и плановых балансов потребления;

· Вывод результатов планирования в выходные макеты (308 макет), отчетные формы в формате Excel.

5. Анализ достоверности результатов расчета прогнозных значений электропотребления для заданных временных интервалов и типов суток с вычислением следующих параметров.

o Отклонение фактических данных от прогнозных значений;

o Относительные ошибки прогноза в процентах;

o Математическое ожидание относительных ошибок прогноза;

o Среднеквадратическое отклонение относительных ошибок прогноза;

o Средние модули относительных ошибок прогноза.

6. Корректировка коэффициентов моделей электропотребления по результатам анализа достоверности результатов расчета.

· Коррекция типа математической модели прогнозирования;

· Пересчет коэффициентов моделей потребления и межгодовых тенденций;

· Изменение количества суток фактических данных, учитываемых при прогнозировании;

· Пересчет коэффициентов учета влияния метеофакторов.

7. Реализация обмена данными с другими технологическими задачами.

· Загрузка плановых значений электропотребления в общую базу данных энергобъединения;

· Ввод прогнозных значений потребления активной мощности на моменты окончания диспетчерских интервалов (конец часа) предстоящих суток в предварительный и расчетный суточные диспетчерский график;

· Загрузка данных для последующего недельного планирования режимов работы ЕЭС, ОЭС, ЭС.

При планировании потребления первым этапом является разработка информационной структуры потребления и подготовка системы математических моделей прогнозирования. В зависимости от решаемых задач и детальности планирования, в состав суммарного потребления могут входить показатели, характеризующие структуру на различных этапах и в различных звеньях технологического процесса. Показатели могут разбиваться на отдельные составляющие, образовывая иерархию показателей баланса потребления при планировании многокомпонентной структуры потребления. Прогнозирование потребления в последнее время вышло за рамки относительно простой математической задачи, когда выполнялся прогноз потребления одного объекта на основе анализа ретроспективных временных рядов. Реструктуризация электроэнергетики, введение рынка привела к изменению структуры планируемого суммарного потребления ЭО, ЭС. Выделяются крупные потребители, изменяется административная структура принадлежности объектов. При планировании необходимо прогнозировать каждую новую компоненту.

На рис. 1 и 2 приведена структура планируемого потребления в СО-ЦДУ ЕЭС России и его филиале - ОДУ. На уровне ЦДУ в состав компонент включается потребление отдельных ОЭС, энергосистем (территорий).

Рис. 1. Структура компонент потребления ЕЭС России