JP2021052588A - Electric power demand forecasting device and electric power demand forecasting method - Google Patents
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Abstract
Description
本発明は、需要家の電力需要量を予測する電力需要量予測装置及び電力需要量予測方法に関する。 The present invention relates to a power demand prediction device and a power demand prediction method for predicting the power demand of a consumer.
従来、新電力等の電力事業者は、例えば、日本卸電力取引所(電力取引市場)における一日前市場(スポット市場)や、当日市場(時間前市場)から電力を調達し、その調達した電力を需要家(電力需要施設を利用する居住者等)に供給している。そのような電力の調達においては、調達量と実際の電力需要量とが一致しない場合、ペナルティ料金(インバランス料金)や無駄(電力会社への無償提供)が生じるため、電力事業者は、電力需要量を精度良く予測することが求められる。例えば、電力事業者は、電力を市場から調達する際に、過去(前日や前々日)の需要家の消費電力(使用電力量)に基づき電力需要量を予測することが知られている。 Conventionally, electric power companies such as new electric power companies procure electric power from the one-day market (spot market) or the same-day market (hourly market) on the Japan Wholesale Electric Power Exchange (electric power trading market), and the procured electric power. Is supplied to consumers (residents who use electricity demand facilities, etc.). In the procurement of such electric power, if the amount of electricity procured does not match the actual amount of electric power demand, a penalty charge (imbalance charge) or waste (provided free of charge to the electric power company) will occur. It is required to accurately predict the amount of demand. For example, when procuring electric power from the market, an electric power company is known to predict the amount of electric power demand based on the past (the day before or the day before the previous day) consumer power consumption (power consumption).
一方、需要家の消費電力には、外気温や湿度などの気象条件に応じて変動する消費電力が含まれるため、過去の消費電力をそのまま電力需要量の予測に反映するだけでは、調達量と実際の電力需要量とを精度良く一致させることは難しい。また、電力需要量の予測を外気温の予測値に基づき適宜修正することも考えられるが、熟練したオペレータによる手作業が必要となり、その作業負荷も大きい。 On the other hand, the power consumption of consumers includes power consumption that fluctuates according to weather conditions such as outside temperature and humidity. It is difficult to accurately match the actual power demand. Further, it is conceivable to modify the forecast of the electric power demand as appropriate based on the predicted value of the outside air temperature, but manual work by a skilled operator is required, and the workload is large.
これに対し、消費電力予測モデルと予測対象時点の外気温とに基づいて、需要家の予測対象時点の消費電力を予測する電力需要予測システムが知られている(特許文献1参照)。この電力需要予測システムでは、外気温電力関係(外気温と、消費電力のうち外気温に応じて変動する外気温変動電力との関係)を抽出し、その抽出された外気温電力関係に基づいて、外気温に応じた需要家の消費電力を予測するための消費電力予測モデルを作成する。 On the other hand, there is known a power demand forecasting system that predicts the power consumption of a consumer at a forecasting target time based on a power consumption forecasting model and an outside temperature at the forecasting target time point (see Patent Document 1). This power demand prediction system extracts the outside temperature power relationship (relationship between the outside temperature and the outside temperature fluctuation power that fluctuates according to the outside temperature among the power consumption), and based on the extracted outside temperature power relationship. , Create a power consumption prediction model for predicting the power consumption of consumers according to the outside temperature.
上記特許文献1に記載された従来技術では、需要家の使用電力を、所定期間において一定のベース電力と、外気温に応じて変動する外気温変動電力と、需要家(居住者等)の行動に応じて変動する行動電力とからなる細目に分離する。そして、消費電力予測モデルの作成にあたり、外気温と消費電力との相関が高い時間帯の過去の消費電力値データに基づいて、外気温電力関係を抽出し、その外気温電力関係に基づいて、需要家の電力の使用状態である行動状態を推定し、その推定された行動状態に基づいて、外気温に応じた需要家の行動状態を予測するための行動状態予測モデルを作成し、需要家の消費電力のうち外気温変動電力と基準となるベース電力とを除いた残りの電力である行動電力を算出し、行動電力と行動状態とに基づいて、各行動状態における需要家の行動電力を予測する。
In the prior art described in
したがって、上記従来技術では、消費電力予測モデルを作成するためのデータ処理が複雑であるという問題があった。 Therefore, the above-mentioned conventional technique has a problem that the data processing for creating the power consumption prediction model is complicated.
本発明は、このような従来技術の課題を鑑みて案出されたものであり、過去の需要家の使用電力量に関するデータを用いて簡易な処理により需要家の電力需要量を予測可能とする電力需要量予測装置及び電力需要量予測方法を提供することを主目的とする。 The present invention has been devised in view of the problems of the prior art, and makes it possible to predict the electric power demand of the consumer by a simple process using the data on the electric energy used by the consumer in the past. The main purpose is to provide an electric energy demand forecasting device and an electric energy demand forecasting method.
本発明の電力需要量予測装置は、数理モデルに基づき需要家の電力需要量を予測する電力需要量予測装置であって、前記需要家による過去の使用電力量の情報を取得する使用電力量取得部と、前記需要家が位置する地域の過去の気象情報を取得する気象情報取得部と、前記使用電力量の情報及び前記過去の気象情報に基づき、前記数理モデルに含まれる複数のモデルパラメータをそれぞれ決定するモデルパラメータ決定部と、予測対象日における気象の予測情報を、前記複数のモデルパラメータが決定された前記数理モデルに適用することにより、前記需要家の電力需要量を算出する電力需要量算出部と、を備え、前記数理モデルにおいて、予測される前記需要家の電力需要量は、前記過去の使用電力量から過去の気象に依存する使用電力量が排除されたものに基づく関数を含む第1の項、前記予測対象日の気象に依存する使用電力量に基づく関数を含む第2の項、及び誤差項としての第3の項を含む構成とする。 The electric energy demand forecasting device of the present invention is an electric energy demand forecasting device that predicts the electric energy demand of a consumer based on a mathematical model, and acquires the electric energy consumption in the past by the consumer. A unit, a weather information acquisition unit that acquires past weather information of the area where the customer is located, and a plurality of model parameters included in the mathematical model based on the information on the amount of power used and the past weather information. The electric energy demand amount for calculating the electric energy demand amount of the consumer by applying the model parameter determination unit to be determined respectively and the forecast information of the weather on the prediction target date to the mathematical model in which the plurality of model parameters are determined. A calculation unit is provided, and in the mathematical model, the predicted electric energy of the consumer includes a function based on the past electric energy excluding the electric energy depending on the past weather. The configuration includes a first term, a second term including a function based on the amount of power consumption depending on the weather on the prediction target day, and a third term as an error term.
本発明の電力需要量予測方法は、数理モデルに基づき需要家の電力需要量を予測する電力需要量予測装置による電力需要量予測方法であって、前記需要家による過去の使用電力量の情報を取得し、前記需要家が位置する地域の過去の気象情報を取得し、前記使用電力量の情報及び前記過去の気象情報に基づき、前記数理モデルに含まれる複数のモデルパラメータをそれぞれ決定し、予測対象日における気象の予測情報を、前記複数のモデルパラメータが決定された前記数理モデルに適用することにより、前記需要家の電力需要量を算出し、前記数理モデルにおいて、予測される前記需要家の電力需要量は、前記過去の使用電力量から過去の気象に依存する使用電力量が排除されたものに基づく関数を含む第1の項、前記予測対象日の気象に依存する使用電力量に基づく関数を含む第2の項、及び誤差項としての第3の項を含む構成とする。 The electric energy forecasting method of the present invention is an electric energy forecasting method using an electric energy forecasting device that predicts an electric energy demand of a consumer based on a mathematical model, and obtains information on past electric energy consumption by the consumer. Acquire, acquire the past weather information of the area where the consumer is located, determine and predict each of a plurality of model parameters included in the mathematical model based on the information on the amount of electric energy used and the past weather information. By applying the forecast information of the weather on the target day to the mathematical model in which the plurality of model parameters are determined, the electric energy demand of the consumer is calculated, and the predicted electric energy of the consumer in the mathematical model is calculated. The electric energy demand is based on the first term including a function based on the past electric energy excluding the electric energy depending on the past weather, and the electric energy depending on the weather on the forecast target day. The configuration includes a second term including a function and a third term as an error term.
本発明によれば、過去の需要家の使用電力量に関するデータを用いて簡易な処理により需要家の電力需要量を予測することが可能となる。 According to the present invention, it is possible to predict the electric power demand of a consumer by a simple process using the data on the electric power consumption of the past consumer.
上記課題を解決するためになされた第1の発明は、数理モデルに基づき需要家の電力需要量を予測する電力需要量予測装置であって、前記需要家による過去の使用電力量の情報を取得する使用電力量取得部と、前記需要家が位置する地域の過去の気象情報を取得する気象情報取得部と、前記使用電力量の情報及び前記過去の気象情報に基づき、前記数理モデルに含まれる複数のモデルパラメータをそれぞれ決定するモデルパラメータ決定部と、予測対象日における気象の予測情報を、前記複数のモデルパラメータが決定された前記数理モデルに適用することにより、前記需要家の電力需要量を算出する電力需要量算出部と、を備え、前記数理モデルにおいて、予測される前記需要家の電力需要量は、前記過去の使用電力量から過去の気象に依存する使用電力量が排除されたものに基づく関数を含む第1の項、前記予測対象日の気象に依存する使用電力量に基づく関数を含む第2の項、及び誤差項としての第3の項を含む構成とする。 The first invention made to solve the above problem is a power demand prediction device that predicts a consumer's power demand based on a mathematical model, and acquires information on the past power consumption by the consumer. It is included in the mathematical model based on the power consumption acquisition unit, the weather information acquisition unit that acquires the past weather information of the area where the consumer is located, the power consumption information, and the past weather information. By applying the model parameter determination unit that determines each of the plurality of model parameters and the forecast information of the weather on the prediction target date to the mathematical model in which the plurality of model parameters are determined, the electric energy demand of the consumer can be obtained. A power demand calculation unit for calculating is provided, and in the mathematical model, the predicted power demand of the consumer is obtained by excluding the power consumption depending on the past weather from the past power consumption. The configuration includes a first term including a function based on the above, a second term including a function based on the amount of power consumption depending on the weather on the prediction target day, and a third term as an error term.
これによれば、過去の需要家の使用電力量のデータにおける外気温と相関の高いデータの抽出や、需要家の行動状態の予測などの複雑な処理を必要とすることなく、過去の需要家の使用電力量に関するデータを用いて簡易な処理により需要家の電力需要量を予測することが可能となる。 According to this, past consumers do not need to perform complicated processing such as extracting data that is highly correlated with the outside temperature in the past consumer power consumption data and predicting the behavioral state of the consumer. It is possible to predict the electric energy demand of consumers by simple processing using the data related to the electric energy consumption of.
また、第2の発明では、前記複数のモデルパラメータは、前記第1から第3の項にそれぞれ含まれる第1から第3のモデルパラメータを含み、前記第2のモデルパラメータは、前記第2の項が正となるように、非負の値に拘束される構成とする。 Further, in the second invention, the plurality of model parameters include the first to third model parameters included in the first to third terms, respectively, and the second model parameter is the second model parameter. The configuration is constrained to a non-negative value so that the term is positive.
これによれば、数理モデルにおいて気象に依存する使用電力量の解釈が容易となる。 This facilitates the interpretation of weather-dependent power consumption in a mathematical model.
また、第3の発明では、前記複数のモデルパラメータは、前記第1から第3の項にそれぞれ含まれる第1から第3のモデルパラメータを含み、前記モデルパラメータ決定部は、前記第1から第3のモデルパラメータを含む所定の対数尤度関数を最大化するように、前記第1から第3のモデルパラメータのうちのいずれか2つを固定し、残りの1つのモデルパラメータを決定することにより、前記第1から第3のモデルパラメータを順次決定する構成とする。 Further, in the third invention, the plurality of model parameters include the first to third model parameters included in the first to third terms, respectively, and the model parameter determining unit includes the first to third models. By fixing any two of the first to third model parameters and determining the remaining one model parameter so as to maximize a predetermined log-likelihood function containing the three model parameters. , The first to third model parameters are sequentially determined.
これによれば、過去の需要家の使用電力量に関するデータを用いてより簡易な処理により需要家の電力需要量を予測することが可能となる。 According to this, it is possible to predict the electric power demand of the consumer by a simpler process using the data on the electric power consumption of the past consumer.
また、第4の発明では、前記モデルパラメータ決定部は、前記過去の気象情報を構成するデータをクラスタリングし、前記クラスタリングによって生成された複数のクラスターに基づき、前記過去の気象に依存する使用電力量に基づく関数を決定する構成とする。 Further, in the fourth invention, the model parameter determining unit clusters the data constituting the past weather information, and based on the plurality of clusters generated by the clustering, the amount of power consumption depending on the past weather. The configuration is such that the function based on is determined.
これによれば、簡易な処理により需要家の電力需要量を精度良く予測することが可能となる。 According to this, it is possible to accurately predict the electric power demand of the consumer by a simple process.
また、第5の発明では、前記過去の気象情報は、外気温、湿度、天気、及び降水量のうちの少なくとも1つのデータを含む構成とする。 Further, in the fifth invention, the past weather information is configured to include at least one data of outside air temperature, humidity, weather, and precipitation.
これによれば、容易に取得可能な気象情報に基づき、簡易な処理により需要家の電力需要量を予測することが可能となる。 According to this, it is possible to predict the electricity demand of the consumer by simple processing based on the easily available weather information.
また、第6の発明では、前記過去の気象情報は、所定の時間帯における前記データの代表値である構成とする。 Further, in the sixth invention, the past weather information is configured to be a representative value of the data in a predetermined time zone.
これによれば、より容易に取得可能な気象情報に基づき、簡易な処理により需要家の電力需要量を予測することが可能となり、また、時刻に依存する気象情報を用いることによる電力需要量の予測処理の複雑化を回避できる。 According to this, it is possible to predict the electric power demand of the consumer by simple processing based on the meteorological information that can be obtained more easily, and the electric power demand by using the time-dependent meteorological information. It is possible to avoid complication of prediction processing.
また、第7の発明では、オペレータによって入力される前記需要家が位置する地域で開催された過去のイベントの情報を取得するイベント情報取得部を更に備え、前記第2の項は、前記イベントの影響に基づく関数を含み、前記電力需要量算出部は、予測対象日に開催されるイベントの予定情報を、前記複数のモデルパラメータが決定された前記数理モデルに適用することにより、前記需要家の電力需要量を算出する構成とする。 Further, in the seventh invention, an event information acquisition unit for acquiring information on past events held in the area where the consumer is located, which is input by the operator, is further provided, and the second item is the event. The power demand calculation unit includes a function based on the influence, and the power demand calculation unit applies the schedule information of the event to be held on the forecast target day to the mathematical model in which the plurality of model parameters are determined, so that the consumer's The configuration is such that the amount of electricity demand is calculated.
これによれば、過去のイベントの情報を考慮することにより、需要家の電力需要量をより精度良く予測することが可能となる。 According to this, by considering the information of past events, it becomes possible to predict the electric power demand of the consumer more accurately.
また、第8の発明では、数理モデルに基づき需要家の電力需要量を予測する電力需要量予測装置による電力需要量予測方法であって、前記需要家による過去の使用電力量の情報を取得し、前記需要家が位置する地域の過去の気象情報を取得し、前記使用電力量の情報及び前記過去の気象情報に基づき、前記数理モデルに含まれる複数のモデルパラメータをそれぞれ決定し、予測対象日における気象の予測情報を、前記複数のモデルパラメータが決定された前記数理モデルに適用することにより、前記需要家の電力需要量を算出し、前記数理モデルにおいて、予測される前記需要家の電力需要量は、前記過去の使用電力量から過去の気象に依存する使用電力量が排除されたものに基づく関数を含む第1の項、前記予測対象日の気象に依存する使用電力量に基づく関数を含む第2の項、及び誤差項としての第3の項を含む構成とする。 Further, the eighth invention is a method of predicting electric energy by an electric energy forecasting device that predicts electric energy of a consumer based on a mathematical model, and acquires information on past electric energy used by the consumer. , Acquire past weather information of the area where the customer is located, determine a plurality of model parameters included in the mathematical model based on the information on the amount of electric energy used and the past weather information, and determine the forecast target date. By applying the forecast information of the weather in the above to the mathematical model in which the plurality of model parameters are determined, the electric energy demand of the consumer is calculated, and the electric energy of the consumer predicted by the mathematical model. The quantity is the first term including a function based on the past power consumption excluding the past weather-dependent power consumption, and the function based on the weather-dependent power consumption on the forecast target day. The configuration includes a second term including and a third term as an error term.
これによれば、過去の需要家の使用電力量のデータにおける外気温と相関の高いデータの抽出や、需要家の行動状態の予測などの複雑な処理を必要とすることなく、過去の需要家の使用電力量に関するデータを用いて簡易な処理により需要家の電力需要量を予測することが可能となる。 According to this, past consumers do not need to perform complicated processing such as extracting data that is highly correlated with the outside temperature in the past consumer power consumption data and predicting the behavioral state of the consumer. It is possible to predict the electric energy demand of consumers by simple processing using the data related to the electric energy consumption of.
以下、本発明の実施の形態について図面を参照しながら説明する。 Hereinafter, embodiments of the present invention will be described with reference to the drawings.
(第1実施形態)
図1は、本発明の第1実施形態に係る電力需要量予測装置1の機能ブロック図である。
(First Embodiment)
FIG. 1 is a functional block diagram of the electric power demand
電力需要量予測装置1は、後述する予測モデル(数理モデル)に基づき、予測対象日時(ここでは、予測対象日を構成する複数の時間帯)における複数の需要家2の電力需要量を予測する装置である。電力需要量予測装置1は、インターネットやLANなどの通信用のネットワーク3を介してアグリゲータ4と通信可能に接続されている。電力需要量予測装置1による予測結果はアグリゲータ4に提供される。これにより、アグリゲータ4は、電力需要量の予測結果に基づき、予測対象日時に複数の需要家2が使用する可能性のある電力を電力取引市場5から調達する。
The electric power
複数の需要家2は、例えば、家屋やオフィスビル等の電力需要施設を利用する者(居住者、施設管理者など)である。各需要家2は、それぞれ所定の時間間隔で電力使用量(ここでは、1日を構成する各30分間の電力使用量)を計測するスマートメータ(SM)6を備える。スマートメータ6は、アグリゲータ4と通信可能に接続されており、計測した電力使用量のデータをアグリゲータ4に送信する。
The plurality of
アグリゲータ4は、例えば、小規模の新電力等の電力事業者であり、必要な情報処理を行う管理装置10を備える。アグリゲータ4において、オペレータは、管理装置10を使用することにより、各スマートメータ6で計測された電力使用量のデータを集計する処理や、電力取引市場5から電力を調達する処理を行うことができる。なお、管理装置10は、後述する電力需要量予測装置1と同様に、所定のプログラムによって動作するコンピュータによって構成することができる。ただし、管理装置10によって実行される処理は、複数のコンピュータによって分担されてもよい。
The
電力取引市場5は、例えば、日本卸電力取引所であり、アグリゲータ4や発電事業者の電力の売買を可能とする。
The electric
図1に示すように、電力需要量予測装置1は、使用電力量取得部11、記憶部12、気象情報取得部13、イベント情報取得部16、モデルパラメータ決定部17、電力需要量算出部21、及び予測結果送信部23を有する。
As shown in FIG. 1, the power
使用電力量取得部11は、需要家2による過去の使用電力量(すなわち、消費電力の実績)の情報をアグリゲータ4から順次取得する。その取得された使用電力量の情報は記憶部12に記憶される。
The power
気象情報取得部13は、需要家2が位置する(すなわち、需要家2の電力需要施設が設置された)地域における過去の気象情報を、外部の気象情報データベース(DB)14から順次取得する。その取得された過去の気象情報は、上述の使用電力量の情報に適宜対応づけられ、記憶部12に記憶される。図示は省略するが、気象情報データベース14は、ネットワーク3を介して電力需要量予測装置1と通信することができる。
The meteorological
そのような過去の気象情報には、気温(外気温)、湿度、天気、及び降水量などに関するデータが含まれる。ここでは、過去の気象情報は、所定の時間帯におけるデータの代表値(例えば、1日における平均値、中央値、最高値、及び最低値など)とするとよい。ただし、電力需要量予測装置1では、所定の日時における過去の気象情報を使用することも可能である。
Such past meteorological information includes data on air temperature (outside air temperature), humidity, weather, precipitation, and the like. Here, the past weather information may be a representative value of data in a predetermined time zone (for example, a daily average value, a median value, a maximum value, a minimum value, etc.). However, the electric power
イベント情報取得部16は、需要家2の電力需要施設が設置された地域において過去に実施されたイベントの情報、及び予測対象日に実施されるイベントの予定情報を取得する。それらの取得された情報は記憶部12に記憶される。そのようなイベントの情報には、対象の地域で実施された行事や、催し物などの名称や、実施された日時などの情報が含まれる。また、イベント情報取得部16は、電力需要量予測装置1の入力装置35(図2参照)からオペレータが入力した過去のイベントの情報、及び予測対象日に実施されるイベントの予定情報を取得することができる。
The event
モデルパラメータ決定部17は、記憶部12から過去の使用電力量の情報、過去の気象情報、及び過去のイベント情報を取得する。また、モデルパラメータ決定部17は、それらの過去の情報に基づき、後に詳述する予測モデルのモデルパラメータを決定する。なお、モデルパラメータの決定において、過去のイベント情報は必須ではなく、モデルパラメータ決定部17は、イベント情報の取得を省略してもよい。
The model
電力需要量算出部21は、予測対象日における気象の予測情報を、予測モデルに適用することにより、需要家の電力需要量を算出する。また、電力需要量算出部21は、必要に応じて予測対象日に実施されるイベントの予定情報を需要家の電力需要量の算出に用いることができる。この予測モデルは、モデルパラメータ決定部17によってモデルパラメータが決定されたものである。
The electric power
また、電力需要量算出部21は、気象の予測情報を外部の気象予報機関22から取得する。この気象予報機関22は、例えば、気象庁や民間の民間気象情報会社である。電力需要量算出部21は、それらが運用するサーバ装置から気象の予測情報を取得することができる。なお、電力需要量予測装置1が算出する電力需要量は、複数の需要家2の電力需要量の総量であるが、各需要家2の電力需要量を個別に予測することも可能である。
Further, the electric power
予測結果送信部23は、電力需要量算出部21によって算出された需要家の電力需要量(予測値)を含む予測結果を、ネットワーク3を介してアグリゲータ4の管理装置10に送信する。
The prediction
なお、図1では、電力需要量予測装置1およびアグリゲータの管理装置10を個別に設ける例を示したが、電力需要量予測装置1を管理装置10と一体に設ける(すなわち、管理装置10に電力需要量予測装置1としての機能を付加する)こともできる。あるいは、アグリゲータの管理装置10が、電力需要量予測装置1の一部の機能を備え、電力需要量予測装置1と協働して需要家2の電力需要量を予測する構成としてもよい。
Although FIG. 1 shows an example in which the power
図2は、第1実施形態に係る電力需要量予測装置1のハードウェア構成図である。
FIG. 2 is a hardware configuration diagram of the power
電力需要量予測装置1は、公知のハードウェアを有するコンピュータから構成される。電力需要量予測装置1の本体部には、所定の制御プログラムに基づき各種情報処理や周辺機器の制御等を統括的に実行するCPU(Central Processing Unit)等からなるプロセッサ31、プロセッサ31のワークエリア等として機能するRAM(Random Access Memory)32、プロセッサ31が実行する制御プログラムやデータを格納するROM(Read Only Memory)33、及びネットワーク3を介した通信処理を実行するネットワークインターフェース34が設けられ、それら各構成要素はバス40を介して相互に接続されている。
The power
また、電力需要量予測装置1は、周辺機器として、電力需要量予測装置1のオペレータが各種命令やデータを入力するためのキーボードやタッチパネル等から構成される入力装置35、電力需要量予測装置1が実行する電力需要量予測処理に関する各種情報を表示するモニタ36、及び電力需要量予測処理で使用する各種データやそれらデータの演算結果等を記憶するHDD(Hard Disk Drive)等から構成されるストレージ37を備える。ストレージ37は、上述の記憶部12を構成する。
Further, the power
上述の図1に示した電力需要量予測装置1における各部の機能(その少なくとも一部)は、プロセッサ31が所定の制御プログラムを実行することによって実現可能である。なお、電力需要量予測装置1の機能の少なくとも一部を他の公知のハードウェアによる処理によって代替してもよい。
The functions (at least a part thereof) of each part in the power
次に、電力需要量予測装置1による電力需要量予測処理について説明する。図3は、第1実施形態に係る電力需要量予測装置1による電力需要量予測処理の流れを示すフロー図である。
Next, the power demand prediction process by the power
電力需要量予測処理では、モデルパラメータ決定部17が、予測モデルのモデルパラメータ(ここでは、後に詳述する第1から第3のモデルパラメータα、γ、σ)を決定する(ST101)。
In the power demand prediction process, the model
続いて、電力需要量算出部21は、予測対象日(電力取引市場5から電力を調達する日)の気象の予測情報を気象予報機関22から取得する(ST102)。このとき、電力需要量算出部21は、必要に応じて予測対象日に実施されるイベントの予定情報を取得することができる。
Subsequently, the electric power
その後、電力需要量算出部21は、気象の予測情報(例えば、気温等に関する予測値)を予測モデルに適用(入力)することにより、需要家2の電力需要量(予測値)を算出する(ST103)。ここで、算出された電力需要量は、電力需要量予測装置1の予測結果として、アグリゲータ4に提供される。この場合、電力需要量算出部21は、数値化したイベントの予定情報を、気象の予測情報の一部として予測モデルに適用することができる。
After that, the electric power
図4は、図3中のモデルパラメータの決定処理(ステップST101)の詳細を示すフロー図である。 FIG. 4 is a flow chart showing details of the model parameter determination process (step ST101) in FIG.
モデルパラメータの決定処理では、まず、予測対象が、アグリゲータ4による一日前市場における電力の調達に用いられる前日予測のための電力需要量か否かを判定する(ST201)。 In the model parameter determination process, first, it is determined whether or not the forecast target is the amount of electric power demand for the previous day forecast used for the procurement of electric power in the one day market by the aggregator 4 (ST201).
ステップST201で予測対象が前日予測である場合(Yes)、使用電力量取得部11は、当該前日までの過去の使用電力量の情報を取得する(ST202)。一方、ステップST201で予測対象が前日予測でない(すなわち、予測対象が、アグリゲータ4による当日市場における電力の調達に用いられる当日予測のための電力需要量である)場合(No)、使用電力量取得部11は、当該前日までの過去の使用電力量の情報を取得する(ST203)。
When the prediction target is the previous day's forecast in step ST201 (Yes), the power
次に、モデルパラメータ決定部17は、記憶部12から過去の使用電力量の情報を取得する(ST204)。このとき、モデルパラメータ決定部17は、必要に応じて過去のイベント情報を取得する。
Next, the model
続いて、モデルパラメータ決定部17は、第1から第3のモデルパラメータα、γ、σについて、予め決定された初期値をそれぞれ取得する(ST205)。
Subsequently, the model
その後、モデルパラメータ決定部17は、座標降下法に基づき第1から第3のモデルパラメータα、γ、σをそれぞれ決定する。
After that, the model
まず、モデルパラメータ決定部17は、第1及び第3のモデルパラメータα、σを固定し、所定の対数尤度関数(後述する式(11)参照)を最大化する第2のモデルパラメータγを求める(ST206)。なお、対数尤度関数を最大化すること(即ち、最尤法)は、最小二乗法を含む。
First, the model
同様に、モデルパラメータ決定部17は、第2及び第3のモデルパラメータγ、σを固定し、所定の対数尤度関数を最大化する第1のモデルパラメータαを求める(ST207)。
Similarly, the model
同様に、モデルパラメータ決定部17は、第1及び第2モデルパラメータα、γを固定し、所定の対数尤度関数を最大化する第3のモデルパラメータσを求める(ST208)。
Similarly, the model
次に、モデルパラメータ決定部17は、第1から第3のモデルパラメータα、γ、σが収束したか否かを判定する(ST209)。ステップST209において第1から第3のモデルパラメータα、γ、σが収束していない場合(No)、再びステップST206に戻り、同様の処理が実行される。
Next, the model
最終的に全てのモデルパラメータα、γ、σが収束すると(ST209:Yes)、モデルパラメータの決定処理は終了する。 When all the model parameters α, γ, and σ finally converge (ST209: Yes), the model parameter determination process ends.
次に、電力需要量予測装置1において、複数の需要家2の電力需要量の予測に用いられる予測モデルの詳細について説明する。
Next, the details of the prediction model used for predicting the power demand of the plurality of
<予測モデル>
予測モデルは、予測対象日から過去の一定期間(ここでは、予測対象日からT+1日前まで)の需要家2による過去の使用電力量の実績値と、予測対象日の気象(気温等)の影響とを考慮して構築される。予測モデルは、以下のように定められる。
<Prediction model>
The forecast model is based on the actual value of the past power consumption by the
yij:i日目の時間帯jの電力需要量(予測値)
μij:需要家2による過去の使用電力量(過去の気象に依存する分を排除したもの)に基づく項(第1の項)
bij:予測対象日の気象に依存する使用電力量に基づく項(第2の項)
εij:誤差項(第3の項)
y ij : Electric power demand (forecast value) in the time zone j on the i-day
μ ij : A term based on the past power consumption by consumer 2 (excluding the amount that depends on the past weather) (first term)
b ij : A term based on the amount of power used depending on the weather on the forecast target day (second term)
ε ij : Error term (third term)
電力需要量予測装置1は、この予測モデルを用いることにより、電力取引市場5の一日前市場における電力の調達に用いられる前日予測や、当日市場における電力の調達に用いられる当日予測を行うことができる。
By using this prediction model, the electric power
<εijについて>
ここでは、εij〜N(0,σj 2)とし、誤差は独立であると仮定する。つまり、εijは、平均0、誤差の分散σj 2(第3のモデルパラメータ)の正規分布に従う。
<About ε ij>
Here, it is assumed that ε ij to N (0, σ j 2 ) and the errors are independent. That is, ε ij follows a normal distribution with mean 0 and error variance σ j 2 (third model parameter).
<bijについて>
本実施形態では、需要家の電力需要量の算出(予測)に用いる気象情報に含まれる気温等のデータとして、所定の時間帯(ここでは、1日)におけるデータの代表値を用いる。そのような代表値としては、例えば最高気温、最低気温、平均気温、及び湿度の平均値などを用いることができる。また、このように、データの代表値を用いることにより、予測モデルにおけるパラメータの数が過度に増大することを抑制することができ、電力需要量の予測処理の複雑化を回避できる。また、ここでは、数値化したイベントの情報を気象情報の一部として扱うことができる。
<About bij>
In the present embodiment, as the data such as the temperature included in the meteorological information used for calculating (predicting) the electric power demand of the consumer, the representative value of the data in a predetermined time zone (here, one day) is used. As such a representative value, for example, a maximum temperature, a minimum temperature, an average temperature, an average value of humidity, and the like can be used. Further, by using the representative value of the data in this way, it is possible to suppress an excessive increase in the number of parameters in the prediction model, and it is possible to avoid complication of the prediction processing of the power demand amount. Further, here, the digitized event information can be treated as a part of the meteorological information.
一方、需要家2が位置する地域の気象が電力需要量に与える影響は、時間帯jによって変化することが想定される。そこで、bijは、既知の基底関数gm(si)(m=1、・・・、M)の線形結合により、以下の式のように推定されるものとする。ここで、Mは、後述するクラスター数とすることができ、また、電力需要量の予測誤差が小さくなるように適宜設定することができる。
On the other hand, the influence of the weather in the area where the
si:気象情報に含まれる気温等のデータ
s i: data of air temperature and the like included in the weather information
また、φm(j)は、既知の基底関数hq(j)(q=1、・・・、Q)に基づき、以下のように基底展開できるものとする。ここで、γqm(第2のモデルパラメータ)は、過去の気象(気温等)に依存する使用電力量に関する(すなわち、過去の気象に依存する使用電力量に基づく関数に含まれる)モデルパラメータである。 Further, it is assumed that φ m (j) can be base-expanded as follows based on the known basis functions h q (j) (q = 1, ..., Q). Here, γ qm (second model parameter) is a model parameter relating to the amount of power used depending on the past weather (temperature, etc.) (that is, included in the function based on the amount of power used depending on the past weather). is there.
ここで、式(3)を式(2)に代入すると、以下のようになる。
また、gm(si)については、例えば、以下のRBF(Radial Basis Function)を用いることができる(hq(j)についても同様。)。 Also, the g m (s i), for example, the following RBF (Radial Basis Function) can be used (also h q (j) similar.).
ここで、gm(si)に関し、例えばs1、・・・・snの気温のデータがある場合には、これらのデータをk−means法によりクラスタリングすることができる。このとき、クラスター数Mは、例えば、クロスバリデーションなどの評価方法を用いて決定することができる。なお、siが一次元の場合には、k−means法を用いる必要はなく、データを所定の間隔(例えば、等間隔)で分類すればよい。 Here, it relates g m (s i), for example s 1, if there is data for temperatures · · · · s n may These data are clustered by the k-means method. At this time, the number of clusters M can be determined by using an evaluation method such as cross-validation. When si is one-dimensional, it is not necessary to use the k-means method, and the data may be classified at predetermined intervals (for example, equal intervals).
また、RBFに含まれる上記パラメータの値は、k−means法によって得られたクラスター(C1、・・・・、CM)を用いて以下のように推定することができる。ここで、#Cmは、m番目のクラスターの要素の数である。 The values of the parameters contained in the RBF is a cluster obtained by the k-means method (C 1, ····, C M ) can be estimated as follows using. Here, #Cm is the number of elements of the m-th cluster.
このように、gm(si)については、クラスタリングによって生成された複数のクラスターに基づき決定することができる。 Thus, for g m (s i), it can be determined based on a plurality of clusters generated by the clustering.
一方、hq(j)については、データを所定の間隔でとることができる。例えば、Q=10のとき、1日の24時間(30分×48個)について、30分×4の時間帯が2回連続し、30分×5の時間帯が8回連続するように分けることができる。そして、それらの時間帯に対して、平均および分散を計算(推定)し、それらを式(5)と同様の式に代入することによりhq(j)を求めることができる。 On the other hand, for h q (j), data can be taken at predetermined intervals. For example, when Q = 10, for 24 hours a day (30 minutes x 48 pieces), the time zone of 30 minutes x 4 is divided into two consecutive times, and the time zone of 30 minutes x 5 is divided into eight consecutive times. be able to. Then, h q (j) can be obtained by calculating (estimating) the mean and variance for those time zones and substituting them into the same equation as in equation (5).
<μijについて>
μijは、過去の電力需要量y(i−t−Lα)j(Lα≧0)から気温による影響b(i−t−Lα)jを排除したy(i−t−Lα)j−b(i−t−Lα)jに基づく重み付きの和としての前日予測に関する項と、この前日予測に関する項と同様に、過去の電力需要量yi(j−u−Lβ)(Lβ≧0)から気温による影響bi(j−u−Lβ)を排除したyi(j−u−Lβ)−bi(j−t−Lβ)に基づく重み付きの和としての当日予測に関する項とにより、以下のように仮定することができる。なお、前日予測を行う場合には、yi(j−u−Lβ)−bi(j−t−Lβ) に基づく当日予測に関する項は省略される。
<About μ ij>
mu ij is past power demand y (i-t-Lα) j (L α ≧ 0) influence of temperature from b (i-t-Lα) y which eliminated the j (i-t-Lα) j - Similar to the term for the previous day's forecast as a weighted sum based on b (it-Lα) j and the term for this previous day's forecast, the past power demand y i (j-u-Lβ) (L β ≧) section on day predictions as a sum of weighted based on 0) effect of temperature from b i (j-u-Lβ ) y i which eliminated the (j-u-Lβ) -b i (j-t-Lβ) and Therefore, it can be assumed as follows. When making the previous day's forecast, the item related to the current day's forecast based on y i (j-u-Lβ) -bi (j-t-Lβ) is omitted.
ここで、αjt及びβju(第1のモデルパラメータ)は、需要家2による過去の使用電力量(過去の気象に依存する分を排除したもの)に関する(すなわち、過去の使用電力量から過去の気象に依存する使用電力量が排除されたものに基づく関数に含まれる)モデルパラメータである。また、Lα及びLβは、アグリゲータ4が電力取引市場5から電力を調達する際に、予め決められている入札時刻の影響を調整するための補正パラメータである。
Here, α jt and β ju (first model parameter) relate to the past power consumption by the consumer 2 (excluding the portion depending on the past weather) (that is, the past from the past power consumption). It is a model parameter (included in the function based on the one in which the amount of electricity used depending on the weather is excluded). Further, L α and L β are correction parameters for adjusting the influence of a predetermined bid time when the
ここで、式(8)に式(4)を代入すると、μijは、以下のように求められる。 Here, by substituting the equation (4) into the equation (8), μ ij can be obtained as follows.
これにより、予測モデルを示す式(1)は、以下のように表される。 As a result, the equation (1) showing the prediction model is expressed as follows.
この式(10)では、モデルパラメータα(ここでは、αjt、βjuに相当)とγとの積が含まれる点において、通常の回帰モデルとは異なる。そこで、モデルパラメータの推定では、各モデルパラメータを交互に推定する座標降下法を用いるとよい(図4中のステップST206−208を参照)。各モデルパラメータは、過去の気象(気温等)に依存する使用電力量を良好に再現できるように決定される。 This equation (10) differs from the normal regression model in that it includes the product of the model parameters α (here, corresponding to α jt and β ju) and γ. Therefore, in estimating the model parameters, it is preferable to use the coordinate descent method in which each model parameter is estimated alternately (see steps ST206-208 in FIG. 4). Each model parameter is determined so that the amount of power used depending on the past weather (temperature, etc.) can be reproduced well.
次に、上述の第1から第3のモデルパラメータ(αjt(必要に応じてβjuを含む)、γqm、及びσj 2)を決定する方法について説明する。 Next, a method for determining the above-mentioned first to third model parameters (α jt (including β ju if necessary), γ qm , and σ j 2) will be described.
<モデルパラメータの推定>
モデルパラメータは、所定の対数尤度関数を用いて求めることができる。本実施形態では、次の正則化対数尤度関数を最大化するようにして求める。
<Estimation of model parameters>
Model parameters can be determined using a predetermined log-likelihood function. In this embodiment, the following regularized log-likelihood function is obtained by maximizing it.
ここで、l(θ)は対数尤度関数であり、Pλ(α、γ)は罰則項である。それらは、以下のように与えられる。 Here, l (θ) is a log-likelihood function, and P λ (α, γ) is a penalty term. They are given as follows.
よって、対数尤度関数lλ(θ)は、以下のように与えられる。 Therefore, the log-likelihood function l λ (θ) is given as follows.
ここで、μij及びbijは、上述の式(4)及び式(8)でそれぞれ与えられ、モデルパラメータα、γに依存する。 Here, μ ij and b ij are given by the above equations (4) and (8), respectively, and depend on the model parameters α and γ, respectively.
モデルパラメータαについては、各jについてσj 2で基準化(分散を1にするように)してから求めるとよい。即ち、Σを対角成分をσjとする対角行列、Inを単位行列とし、 The model parameter α may be obtained after standardizing each j with σ j 2 (so that the variance is 1). That is, the diagonal matrix with diagonal elements the sigma sigma j, and a unit matrix I n,
同様に、モデルパラメータγについては、
また、σj 2については、以下のように推定することができる。 Further, σ j 2 can be estimated as follows.
このような予測モデルについては、モデルパラメータα及びγにそれぞれに着目し、行列表示することにより、通常の回帰モデルと同様の定式化が可能となり、アルゴリズムの構築が容易となる。 By paying attention to the model parameters α and γ and displaying them in a matrix, such a prediction model can be formulated in the same manner as a normal regression model, and an algorithm can be easily constructed.
まず、モデルパラメータαに着目すると、電力需要量(予測値)yijの算出の際に、モデルパラメータγが与えられているとき、bijが与えられることになる。 First, focusing on the model parameter α, when the model parameter γ is given when calculating the power demand amount (predicted value) y ij , bi j is given.
ベクトル及び行列を用いて、以下のように定めると、
ziは以下のように表される。
なお、
さらに、
zは以下のように表される。
次に、モデルパラメータγに着目する。 Next, we focus on the model parameter γ.
ベクトル及び行列を用いて、以下のように定めると、
上述の式(10)は、以下のように表される。 The above equation (10) is expressed as follows.
さらに、式(10)は、以下のように表すことができる。
ここで、
yiは以下のように表される。 y i is expressed as follows.
また、
γは以下のように表すことができる。 γ can be expressed as follows.
これは通常の回帰モデルであるが、各時間帯j に依存して誤差分散の値が変化することに注意が必要である。 This is a normal regression model, but it should be noted that the value of the error variance changes depending on each time zone j.
<漸近分散>
線形回帰モデルにおいては、リッジ推定量の漸近分散は陽に求まる(例えば、Hoerl, A. E. and Kennard, R. W. (1970) Ridge regression: Biased estimation for nonorthogonal problems. Technometrics, 12, 55-67.を参照)。
<Asymptotic dispersion>
In a linear regression model, the asymptotic variance of the ridge estimator is explicitly obtained (see, eg, Hoerl, AE and Kennard, RW (1970) Ridge regression: Biased estimation for nonorthogonal problems. Technometrics, 12, 55-67.).
しかしながら、本実施形態の予測モデルは、モデルパラメータの積が含まれるため、分散を陽に求めることができない。Cessie and Houwelingenは、パラメータθ=(αT,γT,σT)Tの漸近分散が、次のように与えられることを示している(Cessie, S. L. and Houwelingen, J. C. V. (1992) Ridge Estimators in Logistic-Regression. Journal of the Royal Statistical Society Series C (Applied Statistics), 41, 191-201.を参照)。 However, since the prediction model of the present embodiment includes the product of model parameters, the variance cannot be explicitly obtained. Cessie and Houwelingen show that the asymptotic variance of the parameter θ = (α T , γ T , σ T ) T is given as follows (Cessie, SL and Houwelingen, JCV (1992) Ridge Estimators in Logistic. -See Regression. Journal of the Royal Statistical Society Series C (Applied Statistics), 41, 191-201.).
しかし、この漸近分散は極限のとり方が曖昧であるため、適切であるとは言えない。また、この漸近分散は、推定量のバイアスを考慮していないため、Cessie and Houwelingen は、信頼区間の構築ができないことを指摘している(Cessie, S. L. and Houwelingen, J. C. V.(1992) Ridge Estimators in Logistic-Regression. Journal of the Royal Statistical Society Series C (Applied Statistics), 41, 191-201.を参照)。 However, this asymptotic dispersion is not appropriate because the limit is ambiguous. In addition, Cessie and Houwelingen point out that confidence intervals cannot be constructed because this asymptotic variance does not take into account the bias of the estimator (Cessie, SL and Houwelingen, JCV (1992) Ridge Estimators in Logistic. -See Regression. Journal of the Royal Statistical Society Series C (Applied Statistics), 41, 191-201.).
そこで、Takagi and Inagakiに基づいた漸近分散を求める(Takagi, Y. and Inagaki, N. (1993) Estimating Function with Asymptotic Bias and Its Estimator. Annals of the Institute of Statistical Mathematics, 45, 499-510.を参照)。リッジ推定では、Takagi and Inagaki (1993) のTheorem 4.3 (あるいはTheorem 4.2,Knight and Fu, 2000 など) により、θの漸近分布は、次のようになる。 Therefore, refer to Takagi, Y. and Inagaki, N. (1993) Estimating Function with Asymptotic Bias and Its Estimator. Annals of the Institute of Statistical Mathematics, 45, 499-510. ). In the ridge estimation, the asymptotic distribution of θ is as follows according to Theorem 4.3 (or Theorem 4.2, Knight and Fu, 2000, etc.) by Takagi and Inagaki (1993).
ただし、I(θ) はフィッシャー情報行列とする。この性質を使えば、以下が成り立つ。 However, I (θ) is a Fisher information matrix. Using this property, the following holds.
ここで、
上述の式(62)は、以下のように表すことができる。
ここで、
here,
次に、フィッシャー情報行列の導出(対数尤度関数の微分)について説明する。 Next, the derivation of the Fisher information matrix (derivative of the log-likelihood function) will be described.
<フィッシャー情報行列の導出>
本質的に、漸近分散を求めることは正則化対数尤度関数の二階微分を求めることである。そこで、二階微分を実際に計算する。対数尤度関数は、以下の式で与えられる。
<Derivation of Fisher information matrix>
In essence, finding the asymptotic variance is finding the second derivative of the regularized log-likelihood function. Therefore, the second derivative is actually calculated. The log-likelihood function is given by the following equation.
ここで、||r−Lγ||2の二階微分を計算することを考える。まず、一階微分は、以下のように表される。 Now consider calculating the second derivative of || r-Lγ || 2. First, the first derivative is expressed as follows.
また、同じ変数での二階微分は、以下のように表される。 The second derivative for the same variable is expressed as follows.
続いて、式(67)をαに関して微分する。 Subsequently, equation (67) is differentiated with respect to α.
まず、
であるので、
ここで、
さらに、
さらに、
また、以下の式が得られる。
なお、二階微分は、推定量を入れると、以下の式で与えられる。
さらに、上述の式(66)及び式(67)との組み合わせにより、以下を計算することができる。
<電力需要量の予測>
上述のように、モデルパラメータα、γの推定値が得られると、気象の予測情報sn+1(気温等の予測値データ)を適用することにより、電力需要量yn+1は、上述の式(44)に基づく以下の式から求められる。
<Forecast of electricity demand>
As described above, when the estimated values of the model parameters α and γ are obtained , the power demand amount y n + 1 is calculated by applying the weather forecast information sn + 1 (predicted value data such as temperature) to the above equation (44). ) Is calculated from the following formula.
<予測区間>
次に、予測区間について説明する。
<Prediction interval>
Next, the prediction interval will be described.
本実施形態における予測モデルに関し、予測区間についてはデルタ法により求めることができる。ここで、パラメータθの漸近分散が与えられているとする(式(60)で導出される一致推定量を入れることで計算可能である。)。 Regarding the prediction model in this embodiment, the prediction interval can be obtained by the delta method. Here, it is assumed that the asymptotic variance of the parameter θ is given (it can be calculated by including the coincident estimator derived from the equation (60)).
ここで、
ここで、
また、
よって、gj(θ0)の100(1−α)%の信頼区間は、以下のようになる。ここで、zαは、標準正規分布の上側100αパーセント点である。 Therefore, the confidence interval of 100 (1-α)% of g j (θ 0) is as follows. Here, z α is the upper 100 α percent point of the standard normal distribution.
なお、実際には、以下の予測区間を用いることができる。 Actually, the following prediction intervals can be used.
そこで、θ0にその一致推定量を代入することにより、信頼区間を求めることができる。 Therefore, the confidence interval can be obtained by substituting the matching estimator into θ 0.
なお、gi(θ)の微分については、容易に計算可能である。例えば、αjでの微分は、以下の式で与えられる。 The derivative of gi (θ) can be easily calculated. For example, the derivative at α j is given by the following equation.
<γのベイズ推定>
次に、第2のモデルパラメータγのベイズ推定について説明する。
<Bayesian inference of γ>
Next, Bayesian estimation of the second model parameter γ will be described.
γの値は、気象情報による影響に基づくが、比較的長期間(例えば、1年分)の気象(ここでは、気温)に関するデータが得られないと、精度良く推定することが難しい。しかしながら、そのような長期間のデータが得られない場合には、代替手段としてベイズ推定を行うことができる。 The value of γ is based on the influence of meteorological information, but it is difficult to estimate it accurately unless data on meteorology (here, temperature) for a relatively long period (for example, one year) is obtained. However, if such long-term data are not available, Bayesian inference can be used as an alternative.
ここでは、気象に関し、あるデータセットを用いてγ0が得られたとする。ただし、別の電力需要量と推定したい電力需要量の大きさが違うと、うまく推定できないと考えられるため、あらかじめ電力需要量スケーリングされたγ0を準備する必要がある。この場合、例えば、それぞれの電力需要量の平均値の比kを用いてkγ0と置き換えることが考えられる。 Here, it is assumed that γ 0 is obtained using a certain data set regarding the weather. However, if the magnitude of the power demand to be estimated is different from that of another power demand, it may not be possible to estimate it well. Therefore, it is necessary to prepare γ 0 in which the power demand is scaled in advance. In this case, for example, it is conceivable to replace it with kγ 0 by using the ratio k of the average value of each power demand.
ここで、計画行列L及び回帰係数ベクトルγとした式(59)の線形回帰モデルに基づき、γを以下の関数の最小化によりベイズ推定することを考える。ここでnは学習に供される過去のデータの日数を意味する。 Here, it is considered that Bayesian estimation of γ is performed by minimizing the following function based on the linear regression model of the equation (59) with the design matrix L and the regression coefficient vector γ. Here, n means the number of days of past data used for learning.
これを微分すると、以下のようになり、
さらに、以下の式が得られる。
ここで、事前情報の強さρ→∞とすると、
(第2実施形態)
次に、本発明の第2実施形態に係る電力需要量予測装置1について説明する。以下では、第2実施形態に係る電力需要量予測装置1において、複数の需要家2の電力需要量の予測に用いられる予測モデルの詳細について説明する。なお、第2実施形態に係る電力需要量予測装置1およびその処理に関し、以下で特に言及しない事項については、上述の第1実施形態の場合と同様とする。
(Second Embodiment)
Next, the electric power
第1実施形態では、上述の式(59)を用いてベクトルγを推定した。このとき、次式のように、最小二乗推定における損失関数を最小にする。 In the first embodiment, the vector γ was estimated using the above equation (59). At this time, the loss function in the least squares estimation is minimized as shown in the following equation.
しかしながら、経験上、最小二乗推定の要素γは負になることがある。そのような場合、上述の式(4)において、基底関数hq(j)およびgm(si)は一般に正の値をとるため、bijの値は負になる。bijの値は、電力消費への天候の影響を示すものであるため、bijが非負の値をとるようにすると感覚的に理解されやすくなる。天候の影響の解釈は、電力供給者の観点から有用である(例えば、J. Moral-Carcedo and J. Vicens-Otero. Modelling the non-linear response of Spanish electricity demand to temperature variations. Energy Economics, 27(3):477-494, May 2005.を参照)。 However, empirically, the element γ of the least squares estimation can be negative. In such a case, in the above equation (4), basis functions h q (j) and g m (s i) is generally to a positive value, the value of b ij is negative. The value of b ij, since illustrates the effect of weather on the power consumption, b ij is sensuously easier to understand when to take a non-negative value. Interpretation of the effects of weather is useful from the perspective of the power supplier (eg, J. Moral-Carcedo and J. Vicens-Otero. Modeling the non-linear response of Spanish electricity demand to temperature variations. Energy Economics, 27 ( 3): See 477-494, May 2005.).
第2実施形態では、上述の式(1)において予測対象日の気象に依存する電力使用量に基づく第2項(bij)が非負となるように、γを非負の値に拘束する。bijの非負の値は、少なくともγのすべての要素が非負であるときに実現される。非負の回帰係数の推定には、次式のように非負の最小二乗(NNLS)推定が有用である。ここでは、γのすべての要素が非負である。
式(113)に関する最適化問題は、非負性制約(例えば、V. Franc, V. Hlavac, and M. Navara. Sequential coordinate-wise algorithm for the nonnegative least squares problem. Computer Analysis of Images and Patterns, Proceedings, 3691:407-414, 2005.を参照)を有する二次計画法の特殊な場合である。その結果、NNLS推定は凸最適化問題となる。式(113)で解を得るためのいくつかの効率的アルゴリズムが文献(例えば、C. L. Lawson and R. J. Hanson. Solving Least Squares Problems. Society for Industrial and Applied Mathematics, 1995. doi: 10.1137/1.9781611971217. URL https://epubs. siam.org/doi/abs/10.1137/1.9781611971217.を参照)で提案されている。ここでは、次式のようにNNLSの損失関数にリッジペナルティ(A. E. Hoerl and R. W. Kennard. Ridge Regression: Biased Estimation for Nonorthogonal Problems. Technometrics, 12(1):55-67, Feb. 1970.を参照)を追加する。 The optimization problem for equation (113) is a non-negative constraint (eg, V. Franc, V. Hlavac, and M. Navara. Sequential coordinate-wise algorithm for the non-negative least squares problem. Computer Analysis of Images and Patterns, Proceedings, 3691: 407-414, 2005.) This is a special case of quadratic programming. As a result, the NNLS estimation becomes a convex optimization problem. Several efficient algorithms for obtaining solutions in equation (113) are available in the literature (eg CL Lawson and RJ Hanson. Solving Least Squares Problems. Society for Industrial and Applied Mathematics, 1995. doi: 10.1137 / 1.9781611971217. URL https: // epubs. See siam.org/doi/abs/10.1137/1.9781611971217.). Here, the NNLS loss function is given a ridge penalty (see AE Hoerl and RW Kennard. Ridge Regression: Biased Estimation for Nonorthogonal Problems. Technometrics, 12 (1): 55-67, Feb. 1970.) as follows: to add.
パラメータγを非負(0以上とする)の制約のもとで推定した際に、信頼区間を求めることは一般に難しい。そこで、2段階推定を考える。まず、式(114)によって非ゼロ要素を抽出する。次に、その非ゼロ要素に基づいて最小二乗法を適用する。このとき,非ゼロ要素を抽出したという条件のもとでの予測区間が必要となる。なお、予測区間の導出については、Lee, J. D., & Taylor, J. E. (2014). Exact Post Model Selection Inference for Marginal Screening. arXiv preprint arXiv:1402.5596. Lee et al. (2014)を参照されたい。 It is generally difficult to find a confidence interval when the parameter γ is estimated under a non-negative (0 or more) constraint. Therefore, consider a two-step estimation. First, the non-zero element is extracted by the equation (114). Then apply the least squares method based on its non-zero elements. At this time, a prediction interval is required under the condition that non-zero elements are extracted. For the derivation of the prediction interval, refer to Lee, J.D., & Taylor, J.E. (2014). Exact Post Model Selection Inference for Marginal Screening. ArXiv preprint arXiv: 1402.5596. Lee et al. (2014).
以上、本発明を特定の実施形態に基づいて説明したが、これらの実施形態はあくまでも例示であって、本発明はこれらの実施形態によって限定されるものではない。なお、上記実施形態に示した本発明に係る電力需要量予測装置及び電力需要量予測方法の各構成要素は、必ずしも全てが必須ではなく、少なくとも本発明の範囲を逸脱しない限りにおいて適宜取捨選択することが可能である。 Although the present invention has been described above based on specific embodiments, these embodiments are merely examples, and the present invention is not limited to these embodiments. It should be noted that all the components of the power demand prediction device and the power demand prediction method according to the present invention shown in the above embodiment are not necessarily all indispensable, and are appropriately selected as long as they do not deviate from the scope of the present invention. It is possible.
1: 電力需要量予測装置
2: 需要家
3: ネットワーク
4: アグリゲータ
5: 電力取引市場
6: スマートメータ
10:管理装置
11:使用電力量取得部
12:記憶部
13:気象情報取得部
14:気象情報データベース
16:イベント情報取得部
17:モデルパラメータ決定部
21:電力需要量算出部
22:気象予報機関
23:予測結果送信部
31:プロセッサ
1: Electric power demand forecasting device 2: Consumer 3: Network 4: Aggregator 5: Electric power trading market 6: Smart meter 10: Management device 11: Electric energy consumption acquisition unit 12: Storage unit 13: Meteorological information acquisition unit 14: Meteorological Information database 16: Event information acquisition unit 17: Model parameter determination unit 21: Electric power demand calculation unit 22: Weather forecast organization 23: Forecast result transmission unit 31: Processor
Claims (8)
前記需要家による過去の使用電力量の情報を取得する使用電力量取得部と、
前記需要家が位置する地域の過去の気象情報を取得する気象情報取得部と、
前記使用電力量の情報及び前記過去の気象情報に基づき、前記数理モデルに含まれる複数のモデルパラメータをそれぞれ決定するモデルパラメータ決定部と、
予測対象日における気象の予測情報を、前記複数のモデルパラメータが決定された前記数理モデルに適用することにより、前記需要家の電力需要量を算出する電力需要量算出部と、を備え、
前記数理モデルにおいて、予測される前記需要家の電力需要量は、前記過去の使用電力量から過去の気象に依存する使用電力量が排除されたものに基づく関数を含む第1の項、前記予測対象日の気象に依存する使用電力量に基づく関数を含む第2の項、及び誤差項としての第3の項を含む、ことを特徴とする電力需要量予測装置。 It is a power demand forecasting device that predicts the power demand of consumers based on a mathematical model.
The power consumption acquisition unit that acquires information on the past power consumption by the consumer,
The meteorological information acquisition department that acquires the past meteorological information of the area where the customer is located,
A model parameter determination unit that determines a plurality of model parameters included in the mathematical model based on the power consumption information and the past weather information.
It is provided with a power demand calculation unit that calculates the power demand of the consumer by applying the forecast information of the weather on the prediction target date to the mathematical model in which the plurality of model parameters are determined.
In the mathematical model, the predicted power demand of the consumer includes a function based on the past power consumption excluding the power consumption depending on the past weather, the first term, the prediction. A power demand forecasting device including a second term including a function based on the amount of power used depending on the weather of the target day, and a third term as an error term.
前記第2のモデルパラメータは、前記第2の項が正となるように、非負の値に拘束されることを特徴とする請求項1に記載の電力需要量予測装置。 The plurality of model parameters include the first to third model parameters included in the first to third terms, respectively.
The power demand forecasting device according to claim 1, wherein the second model parameter is constrained to a non-negative value so that the second term becomes positive.
前記モデルパラメータ決定部は、前記第1から第3のモデルパラメータを含む所定の対数尤度関数を最大化するように、前記第1から第3のモデルパラメータのうちのいずれか2つを固定し、残りの1つのモデルパラメータを決定することにより、前記第1から第3のモデルパラメータを順次決定することを特徴とする請求項1に記載の電力需要量予測装置。 The plurality of model parameters include the first to third model parameters included in the first to third terms, respectively.
The model parameter determination unit fixes any two of the first to third model parameters so as to maximize a predetermined log-likelihood function including the first to third model parameters. The power demand prediction device according to claim 1, wherein the first to third model parameters are sequentially determined by determining the remaining one model parameter.
前記クラスタリングによって生成された複数のクラスターに基づき、前記過去の気象に依存する使用電力量に基づく関数を決定することを特徴とする請求項1から請求項3のいずれかに記載の電力需要量予測装置。 The model parameter determination unit clusters the data constituting the past weather information.
The power demand forecast according to any one of claims 1 to 3, wherein a function based on the power consumption depending on the past weather is determined based on the plurality of clusters generated by the clustering. apparatus.
前記第2の項に含まれる前記関数は、前記過去のイベントに依存する使用電力量に基づき、
前記電力需要量算出部は、予測対象日に開催されるイベントの予定情報を、前記複数のモデルパラメータが決定された前記数理モデルに適用することにより、前記需要家の電力需要量を算出することを特徴とする請求項1から請求項6のいずれかに記載の電力需要量予測装置。 It also has an event information acquisition unit that acquires information on past events held in the area where the customer is located, which is input by the operator.
The function included in the second term is based on the amount of power used depending on the past event.
The electric power demand calculation unit calculates the electric power demand of the consumer by applying the scheduled information of the event to be held on the forecast target day to the mathematical model in which the plurality of model parameters are determined. The electric power demand forecasting device according to any one of claims 1 to 6, wherein the electric power demand forecasting device is characterized.
前記需要家による過去の使用電力量の情報を取得し、
前記需要家が位置する地域の過去の気象情報を取得し、
前記使用電力量の情報及び前記過去の気象情報に基づき、前記数理モデルに含まれる複数のモデルパラメータをそれぞれ決定し、
予測対象日における気象の予測情報を、前記複数のモデルパラメータが決定された前記数理モデルに適用することにより、前記需要家の電力需要量を算出し、
前記数理モデルにおいて、予測される前記需要家の電力需要量は、前記過去の使用電力量から過去の気象に依存する使用電力量が排除されたものに基づく関数を含む第1の項、前記予測対象日の気象に依存する使用電力量に基づく関数を含む第2の項、及び誤差項としての第3の項を含む、ことを特徴とする電力需要量予測方法。 It is a power demand prediction method using a power demand forecaster that predicts the power demand of consumers based on a mathematical model.
Obtaining information on the amount of electricity used in the past by the consumer,
Acquire past weather information of the area where the customer is located,
Based on the power consumption information and the past weather information, a plurality of model parameters included in the mathematical model are determined, respectively.
By applying the forecast information of the weather on the forecast target date to the mathematical model in which the plurality of model parameters are determined, the electric power demand amount of the consumer is calculated.
In the mathematical model, the predicted power demand of the consumer includes a function based on the past power consumption excluding the power consumption depending on the past weather, the first term, the prediction. A method for predicting electric power demand, which comprises a second term including a function based on the amount of electric power used depending on the weather of the target day, and a third term as an error term.
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