基于非参数回归模型的短期风电功率预测

随着风电接入规模的增加,风电功率预测日益重要.非参数估计方法是模型估计和预测的典型方法之一,在国内短期风电功率预测中尚无应用.文中将非参数回归技术应用于短期风电功率预测,包括风电功率点预测和风电功率概率区间预测.首先,基于非参数回归模型,建立风速与风电功率之间的转换模型,得到风电功率的点预测值;其次,基于经验分布模型与非参数回归技术,建立风电功率预测误差的概率分布函数,得到风电功率预测值的概率区间.以内蒙古某风电场为例,验证了将非参数回归技术应用于风电功率预测的有效性.     

基于云支持向量机模型的短期风电功率预测

将云模型和支持向量机(SVM)相结合,提出一种适合短期风电功率预测的云支持向量机模型.该模型采用云变换方法提取风速序列的定性特征,并通过SVM建立风速特征与风电功率间的关系.对未来24h的风电功率预测结果显示,该模型在某个点上的预测值是一个有稳定倾向的离散值集合.采用逆向云算法求取集合的期望值作为确定性预测结果,并与SVM和自回归求和移动平均(ARIMA)模型的预测结果相比较,结果表明云支持向量机具有更高的预测精度,预测效果显著,因此,该模型可有效应用于短期风电功率预测.     

我国风电功率预报技术日臻完善

中国气象局风能太阳能资源评估中心从2006年开始致力于风电功率预测系统研究。他们基于风电功率记录数据和有关测风资料,利用数值模式技术和统计技术进行了风电功率短期预测研究,建立了集数值模式和统计模型为一体的风电功率短期预测系统。     

基于改进GM-ARMA组合模型的风电功率中长期预测方法*

风电功率预测是提高风电场功率上报准确率和风电场收益、提高大规模风电并网后电力系统的安全和稳定性的有效方法.目前对于风电功率超短期和短期预测的研究已取得了阶段性研究成果,但是对于风电功率中长期预测方面的研究尚未取得实质进展,预测效果难以满足实际工程应用的需要.针对现有风电功率中长期预测方法存在的缺陷,提出了一种基于改进GM-ARMA组合模型的风电功率中长期预测方法,采用遗传算法优化组合模型的参数,以得到最优模型,进而提高了风电功率预测精度.仿真结果表明该方法对年度和月度风电功率预测均有较好的应用效果,比普通GM-ARMA组合模型具有更高的预测精度.     

风电功率及其预测误差概率分布研究

进行风电功率及其预测误差概率分布研究对分析风电功率分布特性有重要意义.以风电功率、日功率波动量均值为指标,统计分析风电在不同时间尺度下的波动概率分布;针对正态分布模型对风电功率及其预测误差分布拟合效果较差问题,利用非参数估计法拟合风电功率及其短期预测误差概率分布,并以残差平方和、相关系数为评价指标,对比不同预测模型和采样间隔对应的拟合效果;基于实测数据的分析结果表明,非参数估计法可以有效拟合风电功率及其短期预测误差概率分布,且具有较好的实用性.     

基于斑点鬣狗算法优化支持向量机的短期风电功率预测

为提高短期风电功率预测精度,提出了一种基于斑点鬣狗算法优化支持向量机的短期风电功率预测方法。采用斑点鬣狗算法对支持向量机的惩罚系数和核参数进行优化,建立基于SHO SVM的短期风电功率预测模型,并采用实际风电场运行数据进行仿真分析。仿真结果表明,SHO SVM模型的平均相对误差和均方根误差分别为4.15%和0.196,预测精度和数据波动性均优于其他模型,验证了短期风电功率预测方法的正确性和实用性。     

基于误差修正的短期风电功率集成预测方法

为了提高短期风电功率预测精度,提出了一种基于误差修正的短期风电功率集成预测模型,此模型首先利用改进粒子群优化的极端梯度提升(extreme gradient boosting,XGBoost)初步建立风电功率预测模型,然后根据风速与功率的关系,将XGBoost模型预测误差分为低风速功率误差、中风速功率误差以及高风速功率...     

基于PCC-RBF网络的风电功率短期预测方法

风电功率预测对风电场安全平稳运行、电网调度具有重要意义。针对风电功率短期预测指标选择不合理、预测精确度偏低的问题,提出一种基于皮尔逊相关系数(PCC)和径向基函数(RBF)神经网络的风电功率短期预测方法。该方法利用PCC筛选出与风电功率密切相关的3个指标,即电流、温度、风速,然后以这3个指标作为预测模型的输入对风电功率进行RBF样本训练与短期预测。试验结果表明,所提的预测模型预测误差更小,预测精度更高,能够满足风电功率短期预测的要求,具有广泛的应用前景。     

风电功率的特征近邻搜索概率预测方法

风电功率概率预测可以描述预测不确定性,量化预测风险,是目前风电功率预测技术的热门研究方向.为改进风电功率概率预测效果和实用性,提出了一种短期风电功率概率预测的新方法.该方法以风电功率预测场景的关键气象预报特征为输入,基于特征相似性的近邻搜索方法实现预测特征和风电功率间复杂的非线性映射,以非参数化的方式描述风电功率不规则...     

基于神经网络平均影响值的超短期风电功率预测

针对动态神经网络风电功率预测模型输入变量较多、模型复杂的问题,将神经网络和平均影响值方法相结合,提出了一种基于神经网络平均影响值的超短期风电功率预测方法。此方法综合考虑了各输入变量对输出变量(风电预测功率)的外部贡献率和内部贡献率,筛选出了对输出变量贡献率最大的输入变量,建立了一个优化的神经网络超短期风电功率预测模型。实验结果表明,所提模型降低了预测模型的复杂度,减少了测量噪声对预测精度的影响,得到了较好的风电功率预测结果。     

基于CNN-GRU的光伏电站电压轨迹预测

光伏电站出力随机性易引发并网点电压大幅度波动,通过趋势预测提前调控是提高电压稳定性的有效途径。为了提升电压趋势预测精度,提出一种基于卷积神经网络（convolutional neural networks,CNN）和门控循环单元（gated recurrent unit,GRU）的电压轨迹预测方法。首先,通过采集单元提取电压数据构建时间序列;然后,计算电压时间序列的自相关系数及其与外部变量间的最大信息系数（maximal information coefficient,MIC）,分析电压时间序列与外部变量在时序上的关联性;再通过CNN网络提取输入数据的高层特征;最后输入至GRU网络完成电压轨迹预测。通过某地光伏电站实测数据进行验证,结果表明：本文模型与GRU、长短期记忆网络（long short-term memory,LSTM）、CNN-LSTM、支持向量回归（support vector regression,SVR）等模型相比预测准确度更高。     

基于CNN-GRU的光伏电站电压轨迹预测

光伏电站出力随机性易引发并网点电压大幅度波动,通过趋势预测提前调控是提高电压稳定性的有效途径。为了提升电压趋势预测精度,提出一种基于卷积神经网络（convolutional neural networks,CNN）和门控循环单元（gated recurrent unit,GRU）的电压轨迹预测方法。首先,通过采集单元提取电压数据构建时间序列;然后,计算电压时间序列的自相关系数及其与外部变量间的最大信息系数（maximal information coefficient,MIC）,分析电压时间序列与外部变量在时序上的关联性;再通过CNN网络提取输入数据的高层特征;最后输入至GRU网络完成电压轨迹预测。通过某地光伏电站实测数据进行验证,结果表明：本文模型与GRU、长短期记忆网络（long short-term memory,LSTM）、CNN-LSTM、支持向量回归（support vector regression,SVR）等模型相比预测准确度更高。     

基于变分模式分解和深度门控循环网络的风速短期预测模型

考虑到风速时间序列非平稳特性和时序关联难以建模的问题,提出一种基于变分模态分解和深度门控循环网络的风速短期预测模型。该模型首先使用变分模态分解非递归地将原始风速序列分解为预先设定层数的子分量,以期降低原始序列的不平稳度,使用深度门控网络分别对各子分量建模预测,最后叠加各分量的预测结果,得到风速的预测结果。实例研究表明所提模型能够有效地跟踪风速的变化,具有较高的短期预测精度。     

基于注意力机制的卷积神经网络-长短期记忆网络的短期风电功率预测

为了提高风电功率的预测精度,针对风电数据间歇性与时序性的特点,提出了一种基于注意力机制的卷积神经网络-长短期记忆(convolutional neural networks-long short-term memory,CNN-LSTM)网络预测模型.首先利用CNN提取风电数据动态变化的多维特征,然后将特征向量构造成时...     

基于贝叶斯优化的VMD-GRU短期风电功率预测

为提高风电功率预测精度,提出了一种基于贝叶斯优化的变分模态分解(variationalmodedecomposition,VMD)和门控循环单元(gatedrecurrentunit, GRU)相结合的风电功率预测方法。首先使用VMD算法对风电功率序列进行分解,并根据排列熵(permutation entropy, PE)的大小来确定序列分解的最佳模态数。然后将分解后得到的子序列分量与关键气象变量数据结合构成模型输入特征。使用GRU网络对各个子序列分量分别进行预测,并将各个子序列分量的预测结果进行重构得到风电功率预测结果。最后采用贝叶斯优化方法对各个子序列预测模型的网络初始超参数进行优化。采用某风电场的风电数据对所提模型进行验证,并与其他6种模型进行性能对比。结果表明,基于贝叶斯优化的VMD-GRU预测模型明显优于其他模型,具有较好的泛化能力,能够有效提高风电功率预测精度。     

基于CNN-GRU组合神经网络的变压器短期故障预测方法

为挖掘变压器运行状态参量间的关联关系,量化外部环境对变压器运行状态的影响,提出了一种基于卷积神经网络和门控循环单元组合神经网络的变压器短期故障预测方法。首先,通过关联规则挖掘变压器状态参量间的相关性,结合变权思想进行综合状态评估,引入指数函数建立表征变压器运行状态的故障率模型,并将其作为预测状态参量。其次,考虑外部环境对变压器运行状态的影响,分别从日期因素、气象因素和生产工艺因素构建变压器故障预测特征集。然后,利用卷积神经网络在高维空间提取特征集与故障率间的特征向量,将结果输入门控循环单元进行优化训练,从而预测变压器故障率的发展趋势。最后,通过某海上平台变压器的故障预测趋势分析,验证了所提方法的可行性与有效性。该方法与长短期记忆模型、GRU模型、CNN-LSTM模型和支持向量机模型相比,具有更高的预测精度与更高的预测效率。     

基于KPCA-K-means-GRU的短期风电功率预测研究

风能间歇性和波动性的特点给电网的平稳运行造成了很大的挑战,导致电网企业限制风电并网,造成弃风行为。因此,实时有效地预测风力发电情况对风电开发和电网的平稳运行至关重要。在分析当前多种预测方法后,提出了基于核主成分分析K均值聚类-门控循环单元(KPCA-K-means-GRU)的短期风电功率预测模型。多维数据能够较好地还原实际物理状态,但过高维度的数据会带来维数灾难。因此,利用非线性的KPCA在保留高维数据信息的同时降低数据维度。随后借鉴负荷预测相似日思路,将降维后的数据通过K-means进行无监督聚类以建立不同的预测模型来提高预测精度。最后分别训练不同类别数据的GRU神经网络参数,进行分类预测以获得更合适的网络模型。     

基于GA-BP和POS-BP神经网络的光伏电站出力短期预测

当前在光伏电站出力短期预测方面较多的采用BP或者优化的BP神经网络算法,存在采用的优化算法单一、缺乏多种优化算法比较选优、预测误差大的问题。基于本地5 k W小型分布式光伏电站,综合考虑影响光伏出力的太阳光辐射强度、环境温度、风速气象相关因素和光伏电站历史发电数据,分别采用BP以及遗传算法和粒子群算法优化的BP神经网络算法—GA-BP和POS-BP构建了晴天、多云、阴雨三种天气条件下光伏出力短期预测模型。实测结果表明,三种神经网络算法预测模型在三种不同天气条件下均达到了一定的预测精度。其中GA-BP、POS-BP相比传统的BP预测模型降低了预测误差,且POS算法相比GA算法对于BP神经网络预测模型的优化效果更好,进一步降低了预测误差,适用性更强。     

新投产风电场的短期风速预测模型建立

常规的风电场功率预测建模主要方法是将数值天气预报产生的气象要素输入基于历史scada数据建立统计模型,得到全场预报总功率。但是新投产的风电场没有历史scada数据,而风电场功率预测的准确性主要依赖于短期风速预报的精度。因此,为提高新投产风电场功率预测的准确性,短期风速预报的建立是基于数值气象预报的物理模型和统计模型相结合的方式。首先,通过数值气象模式输出风电场测风塔处轮毂高度层的气象要素;其次,通过建立神经网络模型和多元线性回归两种统计方法对模式输出数据进行修正;最后,对误差的来源进行分类分析。在江苏某风场的测试结果表明,较传统的方式,预测精度有了明显的提高,该方法能够消除数值气象预报的振幅偏差,但相位偏差仍是误差的主要来源。     

基于自适应樽海鞘算法优化BP的风光互补并网发电功率预测

为解决风光互补并网发电功率预测问题,针对前馈(BP)神经网络容易陷入局部最优而导致预测精度降低的问题,提出了一种自适应樽海鞘算法(ASSA)优化BP神经网络的风光互补并网发电功率预测模型。首先,在标准的樽海鞘算法(SSA)中引入动态权重策略和变异算子构建ASSA。其次,引入BP神经网络算法,构建BP神经网络的风光互补并网发电功率预测模型。最后,通过ASSA算法优化BP神经网络的权值和阈值,提出ASSA-BP的风光互补并网发电功率预测模型。仿真结果表明,利用ASSA-BP模型预测发电功率数据的相对误差小于BP模型预测数据的相对误差。ASSA-BP和SSA-BP的模型平均绝对误差数值更小,ASSA-BP模型的平均绝对误差最小,ASSA-BP模型的预测稳定性最强。该预测模型较传统风光互补并网发电功率预测方法有更高的精确度。