基于粒子群算法优化参数的VMD-GRU短期电力负荷预测模型

为了更有效提取电力负荷数据中的特征信息，从原始含噪声较多的负荷序列中提取包含丰富特征信息的信号分量，提高电力负荷预测精度。针对变分模态分解(variational mode decomposition, VMD)参数设定经验与主观性较强，提出一种基于粒子群算法(particle swarm algorithm, PSO)优化参数的变分模态分解和门控循环单元(gated recurrent unit, GRU)的组合模型短期电力负荷预测方法，先通过粒子群算法对VMD最佳影响参数组合进行搜寻，得到最佳效果的分解子序列，减少不同趋势信息对预测精度影响。然后运用GRU网络，针对各子序列分量建立基于GRU的预测模型。最后叠加各子序列预测结果得到短期电力负荷的最终预测值。实验结果表明，相对于相对于BP神经网络(Back Propagation Neural Network)、支持向量机(support vector machine, SVM)、GRU模型和EMD-GRU模型以及未经优化VMD-GRU模型，此模型具有更高的负荷预测精度。     

短期电力负荷组合预测方法研究

为了解决短期电力负荷不同预测方法的预测角度片面性、预测精度差等问题,提出了基于小波神经网络(WNN)的组合预测模型.首先用小波神经网络预测模型和历史平均模型分别进行预测,然后再通过小波神经网络对两单一模型的预测值进行组合.相比BP神经网络组合模型,该组合预测模型的预测精度大大提高.该模型同时引入模糊聚类分析的方法选取组合模型的训练样本,减少了训练样本的冗余性,提高了预测模型的精度.     

基于RWT-SVM的台区配电网日前负荷预测研究

日前负荷预测对于制定合理的调度计划,保证电力系统安全可靠具有重要意义.电力负荷时间序列通常存在随机误差,而基于智能算法的预测模型为了充分提取负荷信息,结构复杂、计算量大.为此,本文利用台区配电网的历史电力负荷时间序列,提出一种基于重复小波变换-支持向量机（RWT-SVM）混合模型的日前电力负荷预测方法.该方法利用小波变换技术将台区配电网电力负荷时间序列分解为多个子序列;利用平均绝对误差（MAE）计算每个子序列的预报误差贡献度;对MAE最大的序列进一步分解,从而提升模型的预测能力,得到精度更高的预测结果.仿真结果表明,RWT-SVM混合模型的预测精度高于三种对比方法.     

加权Markov修正模糊信息粒的电力负荷区间预测

针对电力负荷预测存在波动性且预测精度不高的问题,提出一种基于加权马尔可夫(Markov)修正模糊信息粒的电力负荷区间预测方法.该方法首先对电力负荷数据序列进行基于模糊信息粒化(FIG)的空间窗口重构,以此得到电力负荷模糊信息粒和电力负荷的各阶自相关系数;然后建立由基于FIG和长短时记忆网络(LSTM)组合的模型(FIG-LSTM),以此获得能够预测不同模糊粒的3组LSTM模型;最后建立加权Markov-FIG-LSTM模型,并通过消除3组LSTM模型中的预测误差得到电力负荷预测区间和趋势值.实例分析表明,Markov-FIG-LSTM模型的RMSE、MAE和MAPE指标比FIG-LSTM模型分别降低了4.78%、11.37%和11.72%,因此该方法可为电网调度提供有效的数据支撑.     

组合灰色模型在电力系统负荷预处理中的应用

根据GM（1,1）模型的特点,通过在数据序列前面加一个非负数,提出了加数GM（1,1）模型的方法。该方法克服了原始模型中不能利用第一点数据的缺陷,提高了原始数据的利用率。同时,结合电力负荷呈日周期性变化的特性,提出了基于关联度的组合灰色预测模型用于电力系统负荷预处理。实例表明,加数模型的预测精度优于原始模型的预测精度,组合灰色模型比单一的灰色模型在预测精度上有明显提高。     

基于EEMD与动态神经网络的短期负荷预测

提出了采用EEMD与动态神经网络络相结合的混合模型进行电力系统短期负荷预测的方法.首先运用EEMD将非平稳的负荷序列分解,然后根据分解后各分量的特点构造不同的动态神经网络对各分量分别进行预测,最后对各分量预测结果采用BP网络进行重构得到最终预测结果.仿真结果表明基于该方法的电力系统短期负荷预测具有较高的精度.     

基于神经网络最优组合预测在电力负荷预测中的应用

为提高负荷预测的准确性,引入了最优组合预测模型,使几个电力负荷预测模型有机地结合起来.针对最优组合预测模型权重分配时出现的负权重问题,建立了基于神经网络的最优组合预测模型,通过实例论证,该模型具有较高的预测精度.     

基于神经网络校正的电力负荷灰色预测

针对电力负荷预测残差序列具有复杂的非线性状态的特点,运用神经网络模型,对电力负荷的灰色预测残差进行校正;同时对神经网络隐含层的神经元个数进行调整,使得网络模型结构优化,模型参数确定更为合理,进一步提高了预测精度。     

基于GANO算法的电力系统中长期负荷预测研究

进行负荷预测时,由于中长期负荷历史数据较少而制约因素较多,因此预测难度较大。在分析了灰色预测和神经网络预测优缺点的基础上,提出了多因素灰色神经网络组合预测模型(GANO)。该模型首先采用灰色GM(1,n)模型处理多因素的影响,进而利用BP神经网络训练电力历史负荷数据,最后利用统计方差的倒数建立较为理想的优化组合预测模型。该优化模型结合了各模型优点且综合考虑了电力负荷的多种制约因素。经算例验证,优于单一历史负荷预测模型,有效地提高了中长期负荷预测精度。     

基于改进PSO的神经网络短期电力负荷预测模型

针对短期电力负荷预测问题,提出了一种基于改进粒子群算法(PSO)的BP神经网络预测模型.选取与电力负荷大小密切相关的季节、天气情况、当天最高温度、当天最低温度、日期性质、上年同期历史数据为神经网络的输入变量,电力负荷大小为输出变量,建立基于BP神经网络的电力负荷预测模型,同时利用改进的粒子群算法对神经网络进行训练.该训练算法具有较高的精度,能够建立较精确的短期电力负荷测量模型.仿真结果表明,基于改进粒子群算法的BP神经网络电力负荷预测模型预测精度较高,具有一定的应用价值.     

基于Bagging算法和Elman-NN融合的短期负荷预测模型

针对传统神经网络经常无法满足短期负荷预测的实际应用要求,本文提出了基于Bagging算法和Elman神经网络结合的电力系统短期负荷预测模型。把经预处理过后的数据分为原始训练集和测试集,然后通过Bootstrap方式在原始训练集中随机抽取若干个子训练集,并建立相应的Elman神经网络负荷预测模型,并将子训练集分别用于训练不同的网络模型,最后利用测试集进行预测,最终的预测结果取不同模型预测结果的平均值。利用训练不同模型的Bagging算法,消除Elman神经网络的不稳定性,提高了预测模型的精度和稳定性。通过某城市负荷预测的实际算例,对所提出的预测模型与单一的Elman神经网络预测模型进行对比分析。分析结果表明,基于Bagging算法和Elman神经网络融合的预测模型具有较好的预测精度和稳定性。该研究具有一定的应用前景。     

计及PUE的数据中心短期电力负荷预测方法

为了准确预测数据中心短期电力负荷,提出了基于长短期记忆神经网络的短期负荷预测模型,有效地弥补前馈型神经网络不能处理序列间关联信息与传统循环神经网络无法记忆久远关键信息的缺陷.通过分析得出电源利用效率(power usage effectiveness,PUE)值与负荷具有相关性,因此在预测模型中考虑了PUE的影响,并使用自适应矩估计算法进行深度学习.并通过对广州某电力设计院数据中心机房的实际电力负荷进行预测,表明在模型中引入PUE值可以有效提高数据中心短期负荷预测的精度.     

基于VMD和TCN的多尺度短期电力负荷预测

准确的电力负荷预测对于保证电力系统的稳定运行起着重要作用。针对传统短期电力负荷预测方法预测精度低,模态分解后未考虑子序列融合等问题,提出一种基于变分模态分解(VMD)和时域卷积网络(TCN)的多尺度短期电力负荷预测方法。首先利用VMD将电力负荷数据分解为若干个子序列,解决电力负荷数据的非线性和随机性等问题;再利用TCN对若干个序列采用不同时间尺度进行训练;最后利用全连接网络(FC)对各时间尺度的子序列进行融合,实现短期电力负荷预测,提升预测精度。实验结果表明,该方法相较于VMD和改进的长短时记忆网络(LSTM)相结合的传统预测方法,其均方根误差下降40%,曲线拟合程度提升1.1%。     

基于趋势变化分段的电力负荷组合预测方法

提出了一种基于趋势变化分段的电力负荷组合预测方法,该方法基于趋势变化与加权组合的思想,有效提高了电力负荷的预测精度。在充分研究电力负荷“三峰三谷”变化特性的基础上,将电力负荷变化曲线划分为六个时段,每个时段均采用线性回归法、趋势变化法、BP神经网络和支持向量机的加权组合预测方式,并基于最小二乘法的思想,求解得到了模型最优参数。最后以苏北某地区的电力负荷预测为例进行了分析,结果表明该方法预测电力负荷的平均相对误差为2.83%,精度高,在电力系统具有较好的应用价值,从而验证了该方法的有效性与可行性。     

智能电网中电力负荷短期预测数据挖掘模型

依据数据挖掘理论对数据进行收集、整合,运用改进型BP神经网络模型处理数据,建立电力负荷模型进行短期预测.通过不同精度下的实验分析,结果表明,改进型神经网络负荷预测模型在高精度下预测结果优于低精度下预测结果,最大误差同比降低80%,适用实际负荷预测.     

基于经验模态分解的短期负荷预测

提出了一种新的电力系统短期负荷预测混合模型,该模型将经验模态分解（EMD）、支持向量机与BP型神经网络有机结合在一起,充分利用了各方法的特点。利用经验模态分解将负荷序列分解成若干序列,根据各序列的变化特点,在考虑温度影响因素的基础上构建不同的支持向量机模型,然后利用BP网络进行非线性重构得到最终预测结果。仿真结果表明基于该方法的电力系统短期负荷预测具有较高的精度。     

基于改进的模态分解和组合预测模型的短期负荷预测

短期负荷预测是电网调度计划重要的支撑依据,同时短期负荷预测的预测精度也是电网系统安全稳定运行的基础和前提。文中提出了基于改进的模态分解和组合预测模型(EEMD-组合模型)的预测思想,实现对短期电力负荷的精准预测。首先利用改进的模态分解实现对历史序列分解,挖掘不同频段序列的负荷特性以及与影响因素的关联关系,然后针对不同频段的序列使用不同的预测方法,最终集成整体预测结果,并使用均方根误差和平均相对误差进行测后评价,同时与其他预测模型进行对比。结果表明EEMD-组合模型可以很精准地预测未来负荷变化情况。     

基于ARIMA LSTM组合模型的楼宇短期负荷预测方法研究

在楼宇短期负荷预测中,针对单一预测模型难以充分学习负荷时间序列中的特性问题,提出了一种基于自回归差分移动平均-长短期记忆神经网络(ARIMA-LSTM)组合模型的楼宇负荷预测方法。首先,根据灰色关联度选取相似日时间序列数据为训练样本;然后,利用ARIMA模型预测负荷,并将原始数据和ARIM A预测数据之间的误差视为非线性分量;最后,通过LSTM神经网络对误差序列进行校正,得到楼宇短期负荷的最终预测值。通过对上海市某楼宇的预测效果分析,并将其与ARIMA模型、LSTM模型和ARIMASVM组合模型进行对比,验证了所提方法能够有效控制预测误差,提高楼宇负荷预测精度。     

小波回归分析法在短期电力系统负荷预测中的应用

利用多分辨分析的小波变换对短期电力负荷序列进行了分解处理.将负荷序列投影到不同的尺度上,根据其在各尺度上子序列的特性分别进行回归预测.最后将预测结果叠加,得到最佳预测结果.结果表明,该方法能够取得较好的预测精确度.     

基于小波变换的支持向量机短期负荷预测

提出了一种基于小波分解和支持向量机的短期负荷预测方法.首先利用小波变换把负荷序列分解成不同频段的子序列,对高频序列利用软阀值消噪法去除负荷噪声;对降噪后的负荷序列利用不同的小波进行分解.然后用相匹配的支持向量机模型预测各子序列.仿真结果表明db4小波的预测精度最高,平均绝对预测误差为1.6692%.所得结果同直接用支持向量机预测结果进行比较表明,该方法是有效的.