第六节EMS的能量管理级功能电网调度中的电网控制功能是多种多样的，包括电压控制、负荷控制以及自动发电控制（AGC）。这里仅介绍AGC功能以及与之密切相关的发电计划、负荷预测内容。
AGC的基本功能自动发电控制（AGC）就是通过监视电厂出力和系统负荷之间的差异，来控制调频机组的出力，以满足不断变化的用户电力需要，达到电能的发供平衡。并且使整个系统处于经济的运行状态。
在联合电力系统中，AGC是以区域系统为单位。AGC能实现机组出力的自动调节，是电力调度EMS系统中最重要的控制功能。
在正常的系统运行状态下，AGC的基本功能是：
使发电自动跟踪电力系统负荷变化；
响应负荷和发电的随机变化，维持电力系统频率为额定值（50Hz）；
在各区域间分配系统发电功率，维持区域间净交换功率为计划值；
对周期性的负荷变化按发电计划调整发电功率。
监视和调整备用容量，满足电力系统安全要求。
第1项目标一般与系统一次调节有关，汽轮机速度调节器按正比例响应当地频率偏差，并在几秒钟内使频率的变化达到零；
第2～3项目标则由区域控制中心的二次调节实现；
第4项目标也称为三次调节；
第5项目标应包含在2～5项中实现。
AGC的一般过程当系统中出现频率或交换功率的偏差时，就可以通过测量和计算确定区域控制偏差，获得进行系统所需要增减的功率总值。
再将这需要增减的功率总值分配给区域或子系统中各调节电厂和调节机组。在进行机组功率分配的时候，如果采用等耗量微增率准则来分配各个机组承担的功率增减，这就是所谓的经济调度计算。
AGC的三个控制回路。
区域调节控制（二次调节）完成上面提出的第2、3项任务。
区域跟踪控制（三次调节）用来实现第4项；
调频器的一次响应回路虽不是AGC的直接部分，为了说明其对调频的影响，也表示在图中。
一次调频是汽轮发电机组就地实现的。当系统中用户的负荷增加时，初始的负荷增量是由释放汽轮发电机组的动能来提供的，即整个系统频率开始下降；于是系统中所有调速器响应，并使频率在几秒内实现“大幅”提高，即一次调频。
二次调频由AGC实现。其中的区域调节控制确定机组的调节分量PR，它的目的是使区域控制误差ACE调到零，这是AGC的核心，即可调机组之间分配区域误差ACE。
三次调频区即域跟踪控制的目的是按计划提供机组发电基点功率（base point）Pi，将PR加到基点功率Pi上，它们共同形成的期望发电量P作用于调频机组的控制系统。控制调速器的nREF，形成机组出力的闭环控制。由此可见，AGC系统基本上是一个出力跟踪控制系统。
发电基点功率与负荷预测、机组经济组合、水电计划及交换功率计划有关，担负主要调峰任务，这就是所谓的三次调整。
AGC与其它应用软件的关系
AGC是EMS的有机组成部分，需要在其它应用软件的支持下工作，例如发电计划、负荷预测、机组组合、水电计划、交换计划、状态估计、安全约束调度和最优潮流等应用软件。此外，AGC的实现与系统调度员和发电厂调度员有着密切的关系。
如图5-17所示，系统负荷预测、机组组合、水电计划和交换计划均与发电计划协调，并经过发电计划与AGC相联系。这种联系一种是按负荷曲线以周期的形式实现，一种是计划外的负荷变动的消化。
负荷预测不仅是短期的（日～周），还需要超短期的（几分钟～几十分钟），尤其是在升负荷阶段。超短期负荷预测与发电计划相结合，安排升负荷阶段慢速机组每十分钟的计划值，达到尽可能密切的调峰跟踪，这有助于实现AGC。
状态估计可以每十分钟向AGC提供各机组和各联络线交接点的网损微增率，使AGC做到最恰当的网损修正。如果状态估计发现有线路潮流过负荷，则启动实时安全约束调度软件，提出解除过负荷的措施，以改变电厂发电功率限值的方式送给AGC，由下一个周期开始AGC将自动进行解除支路过负荷的调整。
最优潮流可以代替安全约束调度的功能，还可以及时提供网损修正后的经济负荷分配方案给AGC，但现在安全实现这几项功能的最优潮流还少见，应该说最优潮流的在线应用理论上不存在问题，但实际应用问题还很多。
AGC理论上是完全自动化的，但实际上没有系统调度员和发电厂调度员的人工干预是很难实现的。调度员的工作有以下几个方面：
在没有超短期发电计划、负荷预测、机组组合、水电计划和交换计划软件时，调度员需在线填写这些计划。即使有这些软件，这些计划也需调度员监视和调整，特别是峰荷阶段。
AGC中各种模型的状态和参数随量测状态、机组开停和备用状态、网络状态、分担因子等不断变化，除少数可自动更改外多数需调度员在运行中监视与维护，否则AGC性能下降甚至停用。
在升负荷阶段需系统调度员与发电厂调度员的通力合作，发电厂调度员在得到预先通知的情况下事先准备辅机，人工启动机组和升发电功率可以比自动化做出更快的响应。有经验的调度员可以做好预先调度，使调频所需的容量降到最低。
发电计划发电计划是EMS中发电级的核心应用软件，它向AGC提供基点功率值，对电力系统经济调度起着关键作用。
发电计划也称火电系统经济调度（EDC），即在已知系统负荷、机组组合、水电计划、交换计划、备用监视计划、机组经济特性、网络损失特性和运行限制等条件下，按照等耗微增率准则，编制火电机组发电计划，使整个系统发电费用最低。发电计划有两种应用方式，一是编制次日（或周）24小时（或168小时）的发电计划，二是编制指定时刻的发电计划（作为模块使用）。
水电计划又称为水电调度计划或水火电协调计划，是一个经济效益显著而计算复杂的问题。水电厂在运行的过程中，必须要做到充分的利用来水，防止弃水，充分利用自然水发电。负荷峰谷的调节，使电力系统的运行费用微增率在周期内波动尽量小。水电计划是一个具有复杂约束的大型非线性规划问题，解决水电计划的方法主要有：动态规划法、网络流规划法（简称网流法）、水火电协调方程式解法。
交换计划随着我国电力工业的迅速发展，从小电力系统发展到大的联合电力系统。将来临近的大电力系统进一步联合成跨地区的国家级电网。电力系统的联合给安全运行和经济运行带来了很大的效益。电网的扩大和联合成为电力系统发展的趋势。
按照产权划分的运行区域，必须进行必要的协调来实现电能交换和统一调度。交换计划可以通过以下的三种不同的方式进行协调。
1）自协调方式：各个区域独立进行调度，管理自己的电厂和负荷，根据本区域的发电费用向其他区域通报本区域买电或卖电的价格，双方协商确定交换功率计划。
2）电力交易市场模式：不同产权的运行区域，按照各自的发电计划，向交易市场通报买卖的电量和价格，市场按照取得最大交换利益原则制定各区域间的交换计划，通知各区域。
3）协商调度模式：双方设立联合调度中心，各区域平等协商，确定长短期的电力和电量合同，制定调度协议。各区域系统调度本区域发电厂，满足联合调度中心的要求。
从联合系统的发展角度看，这三种调度模式逐步提高，可以达到统一调度的水平。整个电网作为一个整体来编制经济调度计划，各区域按照统一调度中心的计划安排本区域的发电功率。
检修计划：电力系统机组检修计划或停机安排是电力系统长期运行计划中一项十分重要的内容。由于机组停机和检修将直接影响电网的总发电功率，所以它对系统运行的可靠性和经济性都有很大的影响。
检修计划属于长期运行计划范畴，即按预先安排检修时间、任务、人力、资源等，使电力系统预防性检修的效果为最优。机组检修的目的，从技术方面考虑，是为了使发电设备及各种组成部件的工作特性保持在允许的极限范围之内，增加设备的可靠性。从社会经济效益来看，检修的目的是满足用户对供电可靠性的要求，使电能的生产成本最小，推迟新建电厂的投资。用数学语言描述，检修计划实际上是一个多目标、多约束的优化问题。
负荷预测技术
EMS系统中的负荷预测功能属于电能管理功能。电力系统的作用是应当对各类用户尽可能的提供可靠的、合乎要求的电能，以随时满足各类用户负荷的要求。而要满足这种要求，就要对未来预期的用户负荷有一个量的估计，这就是电力系统的负荷预测。国民经济和人民生活水平的不断提高，就会带来用电负荷的不断变化，因此，电力生产的调节能力也必须满足这种增加。电力系统要作到在负荷变化较大时，不限电拉闸，不启停机组，就必须进行电力系统的负荷预测，才能真正掌握电能生产的主动性，为系统的实时控制、系统的发展规划、系统的具体运行计划提供前提。
电力系统负荷预测的分类电力系统的负荷预测可以分为系统的负荷预测和母线的负荷预测两类。在这两类中，母线负荷预测可以通过系统负荷预测取得某一时刻系统负荷值，并将它分配到每一条母线上。在系统负荷到每一条母线负荷之间往往再设1～2层负荷区，对某一时刻来说具有一套多层的分配系数，对不同的时刻配有不同的分配系数，这样才能适应上下层之间负荷曲线的不一致性。母线分配系数是由状态估计在线维护的。
按照系统负荷预测的周期来分，电力系统的负荷预测可分为：超短期负荷预测，短期负荷预测，中期负荷预测和长期负荷预测。
1、超短期负荷预测。通常包括用于质量控制需要5～10s的负荷值，用于安全监视需1～5min负荷值，用于预防控制和紧急状态处理需要10～60min负荷值。超短期负荷预测的使用对象是调度员。
超短期负荷预测是指未来一个小时内的负荷预测。正常情况下一般不考虑气象等条件的影响，事实上气象变化对负荷的影响，主要表现在温度改变引起负荷变化，由于温度变化是缓慢的，所以它对负荷的影响一般不会突变。当以负荷历史记录作为负荷预测的资料时，温度的影响实际上就已包含在负荷的历史记录中了。但是，对天气的突变和其他一些对负荷造成一定影响的突发性事件，在预测的前提下必须加以考虑。
2、短期负荷预测。主要应用在电力系统的火电分配、水火电协调、机组紧急组合和交换功率计划，需要1日～1周的负荷值，使用对象是编制调度计划的工程师。
短期负荷预测通常是指24小时日负荷预测和168小时的周负荷预测。对于日负荷来说，工作日和节假日的日负荷曲线是明显不同的，其次，天气因素，特别是温度对日负荷的影响是较大的。同时，对于日负荷和周负荷的变化，受到特别事件（天气）影响明显，同时还存在大量的随机负荷分量。
3、中期负荷预测。主要用于水库调度、机组检修、交换计划和燃料计划，需要1月～1年的负荷值，使用对象是编制中长期运行计划的工程师。
中期负荷预测是指未来一年（12个月）之内的用电负荷预测，主要预测指标有月平均最大负荷、月最大负荷和月用电量。中期负荷预测比短期负荷预测考虑的因素要多一些，特别是一些未来的因素和气候条件，都要考虑到。另外，中期负荷预测和地区经济增长，发、供电设备和用电量需求增长也有关系。这些因素具有不确定性，有时还存在一些突变现象。
4、长期负荷预测。用于电源的发展规划和网络规划等，需要数年甚至是数十年的负荷值，使用对象是系统规划工程师。
长期负荷预测是指未来的负荷预测，一个电网用电负荷的年际变化明显受到该地区社会经济、人口、气候等多方面因素的影响。就长期的用电负荷预测而言，一定是具有增长变化的特性。将社会经济、人工等影响用电负荷的各种因素单独做出经济学计量预测模型，并把握它们对用电负荷的因果关联，用解析的方法给出它们对用电负荷的影响，从而预测年际负荷。
负荷预测的要求及影响负荷预测的因素衡量电力系统负荷预测软件和方法的主要指标是负荷预测的精度。提高了负荷预测的精度，就能为电力系统的调度提供精确的负荷数据，同时也就提高了电力系统的安全性和运行的经济性。在衡量电力系统负荷预测软件的质量时，往往将预测软件的精度作为它的衡量标准。
电力系统中负荷的类型是多种多样的，而且随着科学技术的发展，电力负荷中的用电设备类型也越来越复杂。不同类型的负荷有着不同的变化规律。不同的地区有着不同性质的负荷类型，比例差别也是比较大的。比如空调设备在南方的普及，使得系统的负荷尤其是夏季的负荷受气温变化的影响越来越大；商业负荷主要是硬性晚间负荷，而且随季节而变化；工业负荷受气象的影响较小，但大企业成分下降，使晚间低估负荷增长缓慢，农业的负荷变化和降水的情况关系密切。同时，负荷的大小还受到某些未知的不确定因素引起的负荷变化，对每一个电网来说，随机波动的负荷大小是不同的。而且在进行某个区域的负荷预测时，如果对该区域的负荷区域划分不当，也可能造成负荷预测的精度降低。
电力系统负荷预测的精度首先是决定于对具体电力系统负荷变化规律的掌握，其次才是模型和算法的选择。
另外，不同的负荷预测方法都存在一定的弊端，不可能将各个影响精度的方面都考虑清楚，因此，负荷预测软件针对某一个具体的电力系统，要确定合适的模型，然后选择最佳的算法。一套成熟的软件中，应该能包含各种周期的预测功能，并有多种计算方法供用户选择，并且能自动确认模型和选择算法。
负荷预测的模型和算法
1、负荷预测模型在一个大型的电力系统中，对负荷预测的区域划分是十分重要的。对一个大型的总体负荷进行负荷预测，往往不能取得很好的预测精度。但是，将一个很大的负荷区域进行划分，划分的区域越多，预测的精度就越高。
针对电力系统影响负荷的因素，我们将电力系统的总负荷预测模型按照以下的四个分量描述为：
式中，为时刻t的系统总负荷；为时刻t的基本正常负荷分量；为时刻t的天气敏感负荷分量；为时刻t的特别事件负荷分量；为时刻t的随机负荷分量。
我们可以在进行不同预测周期的负荷预测时，对上述的几个负荷影响分量进行确定。在超短期负荷预测中，负荷预测的模型必须能反映出负荷在短期内的随时间变化的规律，在这期间，我们可以认为上式中的是一个常数，而其他的变量就要进行修正。在短期负荷预测中，我们要预测一天或者是一个周内的负荷变化情况，因此我们就必须考虑到天气（气候）和重大事件的影响。即对应该考虑的多一些。中期负荷预测中，对一年中不同的月份进行预测，我们就必须考虑到因为季节和气候的变化对居民消费负荷和工业生产负荷的影响。对上式中的天气敏感负荷分量就要进行详细的建模。
预测类型
预测周期
用途
模型
算法
超短期
数分至数小时
AGC，安全监视
线性
1234
短期
日～周
机组、水电、交换计划
线性×周期
124
中期
月～年
水库、检修、燃料计划
线性×周期
124
长期
多～年
发电、网络规划
线性×周期
125
1、线性外推法2、时间序列法3、卡尔曼滤波法4、人工神经网络法5、灰色理论
表5-1 不同负荷预测周期的常用方法
2、负荷预测算法负荷预测模型确定了之后，进一步就应该确定采取什么样的负荷预测算法了，几十年来，各种可能的算法均在负荷预测的课题上进行试验了，目前比较实用的算法主要有：线性外推法、线性回归法、时间序列法、卡尔曼滤波法、人工神经网络法、灰色系统和专家系统方法等。各种方法都有一定的使用场合，可以说没有一个算法适用于各种负荷预测模型而精度都比其他的算法要高。
在实际当中，我们一般是根据不同周期的预测目的，选择合适的预测模型。一旦模型选择好后，就要选择合适的算法进行模型辨识和参数估计。
表5-1说明了在负荷预测中常用的几种算法和模型。
AGC的基本功能自动发电控制（AGC）就是通过监视电厂出力和系统负荷之间的差异，来控制调频机组的出力，以满足不断变化的用户电力需要，达到电能的发供平衡。并且使整个系统处于经济的运行状态。
在联合电力系统中，AGC是以区域系统为单位。AGC能实现机组出力的自动调节，是电力调度EMS系统中最重要的控制功能。
在正常的系统运行状态下，AGC的基本功能是：
使发电自动跟踪电力系统负荷变化；
响应负荷和发电的随机变化，维持电力系统频率为额定值（50Hz）；
在各区域间分配系统发电功率，维持区域间净交换功率为计划值；
对周期性的负荷变化按发电计划调整发电功率。
监视和调整备用容量，满足电力系统安全要求。
第1项目标一般与系统一次调节有关，汽轮机速度调节器按正比例响应当地频率偏差，并在几秒钟内使频率的变化达到零；
第2～3项目标则由区域控制中心的二次调节实现；
第4项目标也称为三次调节；
第5项目标应包含在2～5项中实现。
AGC的一般过程当系统中出现频率或交换功率的偏差时，就可以通过测量和计算确定区域控制偏差，获得进行系统所需要增减的功率总值。
再将这需要增减的功率总值分配给区域或子系统中各调节电厂和调节机组。在进行机组功率分配的时候，如果采用等耗量微增率准则来分配各个机组承担的功率增减，这就是所谓的经济调度计算。
AGC的三个控制回路。
区域调节控制（二次调节）完成上面提出的第2、3项任务。
区域跟踪控制（三次调节）用来实现第4项；
调频器的一次响应回路虽不是AGC的直接部分，为了说明其对调频的影响，也表示在图中。
一次调频是汽轮发电机组就地实现的。当系统中用户的负荷增加时，初始的负荷增量是由释放汽轮发电机组的动能来提供的，即整个系统频率开始下降；于是系统中所有调速器响应，并使频率在几秒内实现“大幅”提高，即一次调频。
二次调频由AGC实现。其中的区域调节控制确定机组的调节分量PR，它的目的是使区域控制误差ACE调到零，这是AGC的核心，即可调机组之间分配区域误差ACE。
三次调频区即域跟踪控制的目的是按计划提供机组发电基点功率（base point）Pi，将PR加到基点功率Pi上，它们共同形成的期望发电量P作用于调频机组的控制系统。控制调速器的nREF，形成机组出力的闭环控制。由此可见，AGC系统基本上是一个出力跟踪控制系统。
发电基点功率与负荷预测、机组经济组合、水电计划及交换功率计划有关，担负主要调峰任务，这就是所谓的三次调整。
AGC与其它应用软件的关系
AGC是EMS的有机组成部分，需要在其它应用软件的支持下工作，例如发电计划、负荷预测、机组组合、水电计划、交换计划、状态估计、安全约束调度和最优潮流等应用软件。此外，AGC的实现与系统调度员和发电厂调度员有着密切的关系。
如图5-17所示，系统负荷预测、机组组合、水电计划和交换计划均与发电计划协调，并经过发电计划与AGC相联系。这种联系一种是按负荷曲线以周期的形式实现，一种是计划外的负荷变动的消化。
负荷预测不仅是短期的（日～周），还需要超短期的（几分钟～几十分钟），尤其是在升负荷阶段。超短期负荷预测与发电计划相结合，安排升负荷阶段慢速机组每十分钟的计划值，达到尽可能密切的调峰跟踪，这有助于实现AGC。
状态估计可以每十分钟向AGC提供各机组和各联络线交接点的网损微增率，使AGC做到最恰当的网损修正。如果状态估计发现有线路潮流过负荷，则启动实时安全约束调度软件，提出解除过负荷的措施，以改变电厂发电功率限值的方式送给AGC，由下一个周期开始AGC将自动进行解除支路过负荷的调整。
最优潮流可以代替安全约束调度的功能，还可以及时提供网损修正后的经济负荷分配方案给AGC，但现在安全实现这几项功能的最优潮流还少见，应该说最优潮流的在线应用理论上不存在问题，但实际应用问题还很多。
AGC理论上是完全自动化的，但实际上没有系统调度员和发电厂调度员的人工干预是很难实现的。调度员的工作有以下几个方面：
在没有超短期发电计划、负荷预测、机组组合、水电计划和交换计划软件时，调度员需在线填写这些计划。即使有这些软件，这些计划也需调度员监视和调整，特别是峰荷阶段。
AGC中各种模型的状态和参数随量测状态、机组开停和备用状态、网络状态、分担因子等不断变化，除少数可自动更改外多数需调度员在运行中监视与维护，否则AGC性能下降甚至停用。
在升负荷阶段需系统调度员与发电厂调度员的通力合作，发电厂调度员在得到预先通知的情况下事先准备辅机，人工启动机组和升发电功率可以比自动化做出更快的响应。有经验的调度员可以做好预先调度，使调频所需的容量降到最低。
发电计划发电计划是EMS中发电级的核心应用软件，它向AGC提供基点功率值，对电力系统经济调度起着关键作用。
发电计划也称火电系统经济调度（EDC），即在已知系统负荷、机组组合、水电计划、交换计划、备用监视计划、机组经济特性、网络损失特性和运行限制等条件下，按照等耗微增率准则，编制火电机组发电计划，使整个系统发电费用最低。发电计划有两种应用方式，一是编制次日（或周）24小时（或168小时）的发电计划，二是编制指定时刻的发电计划（作为模块使用）。
水电计划又称为水电调度计划或水火电协调计划，是一个经济效益显著而计算复杂的问题。水电厂在运行的过程中，必须要做到充分的利用来水，防止弃水，充分利用自然水发电。负荷峰谷的调节，使电力系统的运行费用微增率在周期内波动尽量小。水电计划是一个具有复杂约束的大型非线性规划问题，解决水电计划的方法主要有：动态规划法、网络流规划法（简称网流法）、水火电协调方程式解法。
交换计划随着我国电力工业的迅速发展，从小电力系统发展到大的联合电力系统。将来临近的大电力系统进一步联合成跨地区的国家级电网。电力系统的联合给安全运行和经济运行带来了很大的效益。电网的扩大和联合成为电力系统发展的趋势。
按照产权划分的运行区域，必须进行必要的协调来实现电能交换和统一调度。交换计划可以通过以下的三种不同的方式进行协调。
1）自协调方式：各个区域独立进行调度，管理自己的电厂和负荷，根据本区域的发电费用向其他区域通报本区域买电或卖电的价格，双方协商确定交换功率计划。
2）电力交易市场模式：不同产权的运行区域，按照各自的发电计划，向交易市场通报买卖的电量和价格，市场按照取得最大交换利益原则制定各区域间的交换计划，通知各区域。
3）协商调度模式：双方设立联合调度中心，各区域平等协商，确定长短期的电力和电量合同，制定调度协议。各区域系统调度本区域发电厂，满足联合调度中心的要求。
从联合系统的发展角度看，这三种调度模式逐步提高，可以达到统一调度的水平。整个电网作为一个整体来编制经济调度计划，各区域按照统一调度中心的计划安排本区域的发电功率。
检修计划：电力系统机组检修计划或停机安排是电力系统长期运行计划中一项十分重要的内容。由于机组停机和检修将直接影响电网的总发电功率，所以它对系统运行的可靠性和经济性都有很大的影响。
检修计划属于长期运行计划范畴，即按预先安排检修时间、任务、人力、资源等，使电力系统预防性检修的效果为最优。机组检修的目的，从技术方面考虑，是为了使发电设备及各种组成部件的工作特性保持在允许的极限范围之内，增加设备的可靠性。从社会经济效益来看，检修的目的是满足用户对供电可靠性的要求，使电能的生产成本最小，推迟新建电厂的投资。用数学语言描述，检修计划实际上是一个多目标、多约束的优化问题。
负荷预测技术
EMS系统中的负荷预测功能属于电能管理功能。电力系统的作用是应当对各类用户尽可能的提供可靠的、合乎要求的电能，以随时满足各类用户负荷的要求。而要满足这种要求，就要对未来预期的用户负荷有一个量的估计，这就是电力系统的负荷预测。国民经济和人民生活水平的不断提高，就会带来用电负荷的不断变化，因此，电力生产的调节能力也必须满足这种增加。电力系统要作到在负荷变化较大时，不限电拉闸，不启停机组，就必须进行电力系统的负荷预测，才能真正掌握电能生产的主动性，为系统的实时控制、系统的发展规划、系统的具体运行计划提供前提。
电力系统负荷预测的分类电力系统的负荷预测可以分为系统的负荷预测和母线的负荷预测两类。在这两类中，母线负荷预测可以通过系统负荷预测取得某一时刻系统负荷值，并将它分配到每一条母线上。在系统负荷到每一条母线负荷之间往往再设1～2层负荷区，对某一时刻来说具有一套多层的分配系数，对不同的时刻配有不同的分配系数，这样才能适应上下层之间负荷曲线的不一致性。母线分配系数是由状态估计在线维护的。
按照系统负荷预测的周期来分，电力系统的负荷预测可分为：超短期负荷预测，短期负荷预测，中期负荷预测和长期负荷预测。
1、超短期负荷预测。通常包括用于质量控制需要5～10s的负荷值，用于安全监视需1～5min负荷值，用于预防控制和紧急状态处理需要10～60min负荷值。超短期负荷预测的使用对象是调度员。
超短期负荷预测是指未来一个小时内的负荷预测。正常情况下一般不考虑气象等条件的影响，事实上气象变化对负荷的影响，主要表现在温度改变引起负荷变化，由于温度变化是缓慢的，所以它对负荷的影响一般不会突变。当以负荷历史记录作为负荷预测的资料时，温度的影响实际上就已包含在负荷的历史记录中了。但是，对天气的突变和其他一些对负荷造成一定影响的突发性事件，在预测的前提下必须加以考虑。
2、短期负荷预测。主要应用在电力系统的火电分配、水火电协调、机组紧急组合和交换功率计划，需要1日～1周的负荷值，使用对象是编制调度计划的工程师。
短期负荷预测通常是指24小时日负荷预测和168小时的周负荷预测。对于日负荷来说，工作日和节假日的日负荷曲线是明显不同的，其次，天气因素，特别是温度对日负荷的影响是较大的。同时，对于日负荷和周负荷的变化，受到特别事件（天气）影响明显，同时还存在大量的随机负荷分量。
3、中期负荷预测。主要用于水库调度、机组检修、交换计划和燃料计划，需要1月～1年的负荷值，使用对象是编制中长期运行计划的工程师。
中期负荷预测是指未来一年（12个月）之内的用电负荷预测，主要预测指标有月平均最大负荷、月最大负荷和月用电量。中期负荷预测比短期负荷预测考虑的因素要多一些，特别是一些未来的因素和气候条件，都要考虑到。另外，中期负荷预测和地区经济增长，发、供电设备和用电量需求增长也有关系。这些因素具有不确定性，有时还存在一些突变现象。
4、长期负荷预测。用于电源的发展规划和网络规划等，需要数年甚至是数十年的负荷值，使用对象是系统规划工程师。
长期负荷预测是指未来的负荷预测，一个电网用电负荷的年际变化明显受到该地区社会经济、人口、气候等多方面因素的影响。就长期的用电负荷预测而言，一定是具有增长变化的特性。将社会经济、人工等影响用电负荷的各种因素单独做出经济学计量预测模型，并把握它们对用电负荷的因果关联，用解析的方法给出它们对用电负荷的影响，从而预测年际负荷。
负荷预测的要求及影响负荷预测的因素衡量电力系统负荷预测软件和方法的主要指标是负荷预测的精度。提高了负荷预测的精度，就能为电力系统的调度提供精确的负荷数据，同时也就提高了电力系统的安全性和运行的经济性。在衡量电力系统负荷预测软件的质量时，往往将预测软件的精度作为它的衡量标准。
电力系统中负荷的类型是多种多样的，而且随着科学技术的发展，电力负荷中的用电设备类型也越来越复杂。不同类型的负荷有着不同的变化规律。不同的地区有着不同性质的负荷类型，比例差别也是比较大的。比如空调设备在南方的普及，使得系统的负荷尤其是夏季的负荷受气温变化的影响越来越大；商业负荷主要是硬性晚间负荷，而且随季节而变化；工业负荷受气象的影响较小，但大企业成分下降，使晚间低估负荷增长缓慢，农业的负荷变化和降水的情况关系密切。同时，负荷的大小还受到某些未知的不确定因素引起的负荷变化，对每一个电网来说，随机波动的负荷大小是不同的。而且在进行某个区域的负荷预测时，如果对该区域的负荷区域划分不当，也可能造成负荷预测的精度降低。
电力系统负荷预测的精度首先是决定于对具体电力系统负荷变化规律的掌握，其次才是模型和算法的选择。
另外，不同的负荷预测方法都存在一定的弊端，不可能将各个影响精度的方面都考虑清楚，因此，负荷预测软件针对某一个具体的电力系统，要确定合适的模型，然后选择最佳的算法。一套成熟的软件中，应该能包含各种周期的预测功能，并有多种计算方法供用户选择，并且能自动确认模型和选择算法。
负荷预测的模型和算法
1、负荷预测模型在一个大型的电力系统中，对负荷预测的区域划分是十分重要的。对一个大型的总体负荷进行负荷预测，往往不能取得很好的预测精度。但是，将一个很大的负荷区域进行划分，划分的区域越多，预测的精度就越高。
针对电力系统影响负荷的因素，我们将电力系统的总负荷预测模型按照以下的四个分量描述为：
式中，为时刻t的系统总负荷；为时刻t的基本正常负荷分量；为时刻t的天气敏感负荷分量；为时刻t的特别事件负荷分量；为时刻t的随机负荷分量。
我们可以在进行不同预测周期的负荷预测时，对上述的几个负荷影响分量进行确定。在超短期负荷预测中，负荷预测的模型必须能反映出负荷在短期内的随时间变化的规律，在这期间，我们可以认为上式中的是一个常数，而其他的变量就要进行修正。在短期负荷预测中，我们要预测一天或者是一个周内的负荷变化情况，因此我们就必须考虑到天气（气候）和重大事件的影响。即对应该考虑的多一些。中期负荷预测中，对一年中不同的月份进行预测，我们就必须考虑到因为季节和气候的变化对居民消费负荷和工业生产负荷的影响。对上式中的天气敏感负荷分量就要进行详细的建模。
预测类型
预测周期
用途
模型
算法
超短期
数分至数小时
AGC，安全监视
线性
1234
短期
日～周
机组、水电、交换计划
线性×周期
124
中期
月～年
水库、检修、燃料计划
线性×周期
124
长期
多～年
发电、网络规划
线性×周期
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1、线性外推法2、时间序列法3、卡尔曼滤波法4、人工神经网络法5、灰色理论
表5-1 不同负荷预测周期的常用方法
2、负荷预测算法负荷预测模型确定了之后，进一步就应该确定采取什么样的负荷预测算法了，几十年来，各种可能的算法均在负荷预测的课题上进行试验了，目前比较实用的算法主要有：线性外推法、线性回归法、时间序列法、卡尔曼滤波法、人工神经网络法、灰色系统和专家系统方法等。各种方法都有一定的使用场合，可以说没有一个算法适用于各种负荷预测模型而精度都比其他的算法要高。
在实际当中，我们一般是根据不同周期的预测目的，选择合适的预测模型。一旦模型选择好后，就要选择合适的算法进行模型辨识和参数估计。
表5-1说明了在负荷预测中常用的几种算法和模型。
