[发明专利]负荷区域内分布式光伏发电总功率的预测方法、系统与计算机可读介质

权利要求书

1.一种负荷区域内分布式光伏发电总功率的预测方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1、获取负荷区域在“待估算日”以及之前30天的每日总功率数据P_{Σ_i}，其中下标i＝1,2,…，31，表示天数的序号，i＝31代表“待估算日”；获取负荷区域内某一个具有测量装置的分布式光伏站点PV1在上述31天内的每日输出功率数据P_{PV1_i}，i＝1,2,…，31；

步骤2、根据步骤1获取的分布式光伏站点PV1在“待估算日”的有功功率输出曲线P_{PV1_31}，计算P_{PV1_31}曲线在白天有输出功率时段内的极大值点数量N_P；

步骤3、根据步骤1获取的分布式光伏站点PV1在“待估算日”前30天内的有功功率输出曲线P_{PV1_i}，筛选出一组在白天时段里功率曲线极大值点数量等于N_P的负荷区域总功率曲线P_{Σ_i}，组成曲线集合J₁；

步骤4、针对步骤3筛选出的负荷区域总功率曲线集合J₁所对应的天数，计算其白天时段内分布式光伏站点PV1输出功率P_{PV1_i}的最大值与“待估算日”PV1输出功率P_{PV1_31}的最大值之间的差值ΔP_i＝|max(P_{PV1_i})-max(P_{PV_31})|，在负荷区域总功率曲线集合J₁中剔除ΔP_i小于0.5MW的曲线，J₁中的剩余曲线组成负荷区域总功率曲线集合J₂；

步骤5、在步骤4筛选出的负荷区域总功率曲线集合J₂中，按下式计算J₂中每一条曲线P_{Σ_i}与“待估算日”总功率曲线P_{Σ_31}在夜间时段的差异指标ρ_i：

其中，P_{Σ_i}∈J₂，l代表夜间时段所对应数据点的序号，N_n是夜间时段所对应数据点的数量；

步骤6、根据步骤5计算出的夜间时段负荷区域总功率曲线差异指标ρ_i，选出ρ_i最小值对应的负荷区域总功率曲线P_{Σ_ρmin}及其对应的分布式光伏站点PV1输出功率P_{PV1_ρmin}，按下式计算出分布式光伏站点PV1的输出功率与负荷区域内全部分布式光伏输出功率之间的比例系数K：

其中，k代表白天时段所对应数据点的序号，N_d是白天时段所对应数据点的数量；

步骤7、根据步骤1获得的分布式光伏站点PV1在“待估算日”的输出功率数据P_{PV1_31}，以及步骤6求出的比例系数K，按下式计算出“待估算日”负荷区域内全部分布式光伏的总输出功率P_{PV_31}：

P_{PV_31}＝K·P_{PV1_31}。

2.根据权利要求1所述的负荷区域内分布式光伏发电总功率的预测方法，其特征在于，步骤1中，所述白天时段被设置为10:00至15:00时段，夜间时段被设置为00:00至04:00，以及21:00至24:00时段。

3.根据权利要求1所述的负荷区域内分布式光伏发电总功率的预测方法，其特征在于，步骤1中，负荷区域每天的总功率数据和分布式光伏站点的每日总功率数据的获取过程中，每日总功率数据P_{Σ_i}和P_{PV1_i}均包含以15分钟间隔，将一天分成96个时间段形成的96个数据点。

4.根据权利要求1所述的负荷区域内分布式光伏发电总功率的预测方法，其特征在于，步骤4中，判断是否从负荷区域总功率曲线集合J₁中剔除某日的总功率曲线的标准为：白天时段内分布式光伏站点PV1输出功率的最大值与“待估算日”分布式光伏站点PV1输出功率P_{PV1_31}的最大值之间的差值ΔP_i小于0.5MW。