Иерархическая система прогнозирования электропотребления (ИСП)

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Иерархическая система прогнозирования электропотребления (ИСП)

А.С. Полижаров, к.т.н., А.В. Антонов, Б.И. Макоклюев, д.т.н, ООО «Энергостат»

Э.А. Алла, А.А. Басов, О.Н. Зеленохат, к.т.н., ОАО «СО ЕЭС»

В данной статье освещаются задачи внедрения, типовые бизнес-процессы использования ИСП и перспективы развития технологий прогнозирования потребления электроэнергии в ОАО «СО ЕЭС». Алгоритмы и модели прогнозирования в данной статье не рассматриваются и подробно описаны в [1].

Открытое акционерное общество «Системный оператор Единой энергетической системы» (СО) - специализированная организация, единолично осуществляющая централизованное оперативно-диспетчерское управление в Единой энергетической системе России. Единую иерархию подразделений СО образуют центральное диспетчерское управление, 7 филиалов - объединенных диспетчерских управлений (ОДУ), 59 филиалов - региональных диспетчерских управлений (РДУ).

Одной из основных функций СО является планирование оптимальных суточных графиков работы электростанций и электрических сетей Единой энергетической системы России. Важнейшим этапом планирования является формирование прогноза потребления электрической энергии. В настоящее время технологии планирования режимов энергосистем развиваются в направлении снижения упреждения планирования (разрыв между началом сбора данных и наступлением планируемого периода), увеличения частоты проведения расчетов. Технология расчетов требует формирования единой для всех диспетчерских центров (ДЦ) системы прогнозирования и анализа электропотребления для использования на всех этапах планирования режимов. Для решения этой задачи была создана Иерархическая система прогнозирования электропотребления для планирования режимов ЕЭС (далее - ИСП), разработанная ООО «Энергостат» по заказу СО [2].

Основными объектами прогнозирования в ИСП являются территории субъектов федерации, операционные зоны диспетчерских центров - РДУ и ОДУ. При необходимости, территории энергосистем дробятся на энергорайоны. Объекты прогнозирования связаны между собой в иерархическую древовидную структуру. Структура формируется с обязательным выполнением условия равенства потребления родительского объекта сумме дочерних. Дополнительно могут вводиться объекты, представляющие крупных потребителей, собственные нужды электростанций, потери в сетях и др. Структура электропотребления формализована в объектной базе данных ИСП в соответствии с одной из реализаций классификатора объектов ЕЭС. Объектам структуры сопоставлены коды, как внутренние, так и стандартизованные (КПО и т.п.)[3].

При прогнозировании потребления важен учёт праздников и переносов рабочих дней. В ИСП реализован энергетический календарь, поддерживающий не только всероссийские, но и региональные праздники и особые даты, что позволяет более точно учитывать их влияние на потребление каждой энергосистемы.

Функциональная схема формирования прогноза электропотребления представлена на рис.1.

Для оптимальной организации бизнес-процессов и обеспечения соблюдения регламентов планирования в ИСП реализована поддержка автоматического выполнения рутинных процедур как по расписанию, так и по наступлению определенных событий (например, получение прогноза из нижестоящего ДЦ). Система организована таким образом, чтобы к моменту, когда технолог, согласно регламенту планирования, начинает работу с прогнозом, требуемый тип прогноза уже был рассчитан автоматически и доступен пользователю для анализа и коррекции.

На первом этапе по разработанным моделям прогноза потребления с учетом сезонности и метеофакторов формируется статистический(Ст) вариант прогноза. Прогноз электропотребления выполняется с учетом прогноза метеофакторов (температура наружного воздуха, облачность, осадки), полученного из Гидрометеоцентра России. Далее, с использованием Ст и прогнозов, полученных от нижестоящих ДЦ (для ОДУ и ЦДУ), осуществляется формирование автоматического (А) прогноза.

Рис. 1. Функциональная схема формирования прогноза электропотребления

В отношении каждого объекта прогнозирования и этапа планирования настраивается способ формирования автоматического прогноза:

· по статистическим моделям данного диспетчерского управления (ДУ);

· полученный из РДУ (для ОДУ);

· полученный из ОДУ (для ЦДУ);

· сумма потребления объектов нижнего уровня;

· выбор варианта на основании минимальной ошибки прогноза за период 3 месяца.

При независимом формировании автоматического прогноза отдельных объектов сумма потребления дочерних объектов не будет равна потреблению родительского. Разница между ними называется небалансом, а процедура распределения небаланса - балансировкой. Для ИСП разработан оптимизационный итерационный алгоритм балансировки. Распределение небаланса производится в соответствии с весовыми коэффициентами до достижения величины пределов допустимой коррекции.

Весовые коэффициенты являются динамическими и могут формироваться на основании величины потребления объекта, статистики точности прогнозов. Пределы допустимой коррекции формируются автоматически на основе статистики или задаются нижестоящим диспетчерским центром в отношении своей операционной зоны или составляющих ее потребления. Реализация такого алгоритма позволяет оперативно осуществить распределение небаланса в многоуровневой структуре потребления, что особенно важно в цикле планов балансирующего рынка (ПБР).

После осуществления процедуры балансировки и достоверизации (проверки по специализированным алгоритмам) результаты сохраняются со статусом автоматического (А) прогноза. При достоверизации в отношении отдельных значений прогноза по отдельным объектам в ИСП для технолога автоматически выставляются пометки и информационные сообщения, чтобы при последующей работе с автоматическим прогнозом он обратил особое внимание на эти данные. Пометки выставляются, например, при достижении пределов балансировки или нехарактерной форме графика - рисунок 2.

Рис. 2. Пометки алгоритмов проверки

Для анализа прогноза технологу предоставляется специализированный пользовательский интерфейс - рисунок 3. В интерфейсе представлены табличные и графические инструменты для анализа и коррекции информации. Изменённый и сохранённый технологом вариант прогноза называется рабочим прогнозом (РП). Возможно сохранение нескольких вариантов РП.

Рис. 3. Пользовательский интерфейс технолога ИСП

Окончательный вариант прогноза электропотребления имеет статус акцептованного (Ац) прогноза и формируется путем ручного акцепта рабочего прогноза технологом. После акцептования прогноз передаётся в вышестоящий ДЦ, где учитывается при подготовке прогноза по своей ОЗ. Помимо значений прогноза передаются пометки, сделанные технологами нижестоящих ДЦ.

После акцептования прогноза в исполнительным аппарате СО ЕЭС он становится утверждённым планом и рассылается по всем ДЦ для планирования режимов работы энергосистем, формирования диспетчерских графиков и отчетной информации. Разнесение суммарного потребления территорий по узлам схемы замещения не является функцией ИСП и выполняется в ОДУ при формировании расчетных моделей ОЗ ОДУ.

Важной особенностью ИСП является возможность работы в режиме полного автомата - без вмешательства технолога. Если к моменту окончания регламентного времени этапа планирования технолог не произвёл акцептование прогноза, автоматический вариант прогноза рассчитывается повторно (для учёта всех доступных к этому моменту данных) и отправляется в вышестоящий ДЦ с пометкой автоакцепта. Таким образом, в регламентное время данные прогноза гарантированно будут доступны внешним задачам.

Специалистами фирмы «Энергостат» совместно с СО ЕЭС производилась оценка точности прогноза ИСП в ретроспективном автоматическом режиме (таблица 1). Прогноз в сутки Х-1 выполнялся с учетом фактических и прогнозных данных, известных на момент времени 9:05 суток Х-1. Прогноз в сутки Х для ПБР-N выполнялся с учетом фактических и прогнозных данных, известных на момент времени [N-5]:30 суток Х. Для оценки точности использовались следующие статистические показатели:

· Математическое ожидание ошибки прогноза - характеризует систематическую ошибку;

· Среднеквадратическое отклонение - характеризует разброс ошибок;

· Модуль ошибки - среднее всех ошибок взятых по модулю;

· Доверительный интервал (95%) - 95% всех ошибок не превышает этого значения.

Таблица 1. Оценка точности прогноза потребления по рабочим дням в ИСП, %

Оценка показала соответствие предъявленным к ИСП техническим требованиям. Следует отметить низкий уровень систематической ошибки прогноза (математического ожидания) по всем ОЭС и ЕЭС.

Внедрение ИСП позволило формализовать прогнозирование суточных графиков электропотребления путем системной обработки архивов значений электропотребления и метеофакторов, использования единых методик оценки и коррекции прогнозов, сформированных на различных уровнях (РДУ, ОДУ, ЦДУ). В системе сохраняются фактические значения потребления и метеофакторов, различные варианты прогнозов потребления, прогнозы метеофакторов, а также дополнительная информация (пометки и информационные сообщения, пределы допустимой коррекции и др.) Архив представляет собой единую распределенную базу данных, обеспечивающую надежное хранение всей используемой информации.

В системе применяются новые разработанные алгоритмы и методы достоверизации данных, оценки и выбора оптимальных методов прогнозирования на основе статистического анализа архивных данных и результатов расчетов [1]. Повышение точности прогноза электропотребления обеспечивается за счет использования:

· усовершенствованных методов прогнозирования, балансировки и достоверизации;

· автоматической оптимизации ряда параметров модели в соответствии с поступлением новых данных;

· вспомогательной информации (пределы допустимой коррекции, комментарии и т.д.) при обмене данными между ДЦ;

· метеоданных в полном объеме и в темпе их поступления из метеослужб.

Автоматизация многих этапов планирования позволяет оптимизировать временные затраты на подготовку прогноза, что особо важно при внутрисуточном планировании для балансирующего рынка.

В настоящее время иерархическая система прогнозирования находится в промышленной эксплуатации в диспетчерских центрах Системного оператора.

автоматический электрический прогнозирование

Список использованных источников

1. Макоклюев Б.И. Анализ и планирование электропотребления. М.: Энергоатомиздат, 2008. 296 с.

2. Полижаров А.С., Антонов А.В., Алла Э.А., Зеленохат О.Н. Опыт разработки и внедрения иерархической системы прогнозирования электропотребления (ИСП) СО ЕЭС // Энергоэксперт. 2010. №6. С.64-66.

3. Макоклюев Б.И., Кудряшов Ю.М., Полижаров А.С., Литвинов П.В., Современные подходы к построению информационных моделей в электроэнергетике. Проблемы создания Единой системы классификации и кодирования информации // Энергорынок, 2009.№ 2

Размещено на Allbest.ru