竺筱晶, 薛睿萌

(上海電力大學數(shù)理學院, 上海 201306)

1 引言

近些年來,我國電力體制不斷改革。2021年9月,綠色電力集中交易正式達成,各個市場主體可以直接參與交易,在相對自由又充滿競爭的交易環(huán)境下,參與者希望得到最精準的預測電價來做出合理決策,達到收益最大化[1]。目前,我國新能源技術(shù)得到快速發(fā)展,發(fā)電水平不斷提高,新能源發(fā)電成本低且綠色環(huán)保,未來將會成為電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行的主要力量[2]。而當前,大多數(shù)研究者僅考慮天氣、電力負荷、日?；顒訌姸鹊葘﹄妰r的影響,沒有考慮到新能源對電價的影響。

迄今為止,對短期電價進行預測的方法主要有時間序列法和機器學習法等[3]。時間序列方法易于搭建模型,但僅考慮了時間對電價的影響,沒有考慮到其他影響因素,且不能容納大量數(shù)據(jù)的輸入,無法深入了解特征的具體波動情況,所以預測精度普遍較低。機器學習方法能夠緩解特征難以提取的問題,提高模型泛化能力,但對于時序數(shù)據(jù)之間的關(guān)系挖掘不足。

相比于上述方法,深度學習方法對圖像、語音等數(shù)據(jù)的處理方面具有良好的應(yīng)用效果,能夠緩解特征難以提取的問題,同時也可以彌補機器學習方法泛化能力差的難題,因此逐漸成為研究者用于時間序列預測的方法[4]。文獻[5]對比了七種基準模型,證明長短期記憶網(wǎng)絡(luò)(Long Short-Term Memory, LSTM)的預測準確率最高。但LSTM對于較長時間序列,會遺忘較早的信息,從而學習不到數(shù)據(jù)的全部內(nèi)容[6],因此雙向長短期記憶網(wǎng)絡(luò)(Bi-directional Long Short-Term Memory, Bi-LSTM)作為LSTM的延伸被提出,它可以考慮到數(shù)據(jù)的全局信息,避免時序數(shù)據(jù)太長而遺忘較早的內(nèi)容。文獻[7]運用時間卷積網(wǎng)絡(luò)(Temporal Convolution Network, TCN)預測電力負荷,證明了TCN可以解決深層網(wǎng)絡(luò)學習的退化問題。文獻[8]利用小波包分解序列,建立雙重注意力機制的TCN進行預測,獲得更高的預測精度。文獻[9,10]分別用奇異譜分析和小波包對原始數(shù)據(jù)進行處理,改善了模型框架,說明對數(shù)據(jù)進行信號處理可以提高模型的有效性。文獻[11]建立基于注意力機制的門控循環(huán)單元(Attention Gated Recurrent Unit, Attention-GRU)模型對電價進行預測,但沒有考慮新能源發(fā)電量對電價的影響。文獻[12]針對含高比例風能和太陽能的電力市場建立預測模型,但沒有對電價的不同影響因素進行分類特征提取處理。

綜上所述,本文提出一種基于小波變換的Bi-LSTM-TCN的模型,對含高比例風電新能源的DK1市場進行短期電價預測。首先運用離散小波變換(Discrete Wavelet Transform, DWT)對原始數(shù)據(jù)進行分解,并對重構(gòu)后的子序列進行相關(guān)性分析,得出影響各子序列的主要因素;然后對于主要影響因素為負荷的子序列建立基于Bi-LSTM和深度神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)(Deep Neural Networks, DNN)的Bi-LSTM-DNN模型進行預測,對于主要影響因素為風電量的子序列建立Bi-LSTM-TCN模型進行預測;最后疊加各子序列預測結(jié)果得到電價預測值。實驗結(jié)果表明,相較于一些其他模型,該方法具有更高的預測精度,為電力市場交易中的參與者提供一定參考。

2 預測模型原理

2.1 離散小波變換

傅里葉變換作為早期的信號處理方式應(yīng)用廣泛,但不能處理非平穩(wěn)的信號,所以在此基礎(chǔ)上延伸出小波變換[13]。小波變換又分為連續(xù)和離散小波變換。因本實驗用到的數(shù)據(jù)是按小時記錄的,所以采用離散小波變換,公式如下:

(1)

式中,α0為尺度參數(shù);τ0為平移參數(shù);m、n分別為縮放和平移參數(shù);ψ*(x)為復共軛函數(shù);f(t)為時間序列。

運用不同的小波基得到的分解結(jié)果不同。對于時間序列數(shù)據(jù)來說,采用3～5層Daubechies小波函數(shù)的效果最好[14]。本文經(jīng)實驗對比最終選取db5進行3層小波分解重構(gòu)。對原始電價序列進行DWT得到的時頻圖如圖1所示。

運用皮爾遜相關(guān)系數(shù)法(Pearson Correlation Coefficient, PCC)分析每條子序列中影響電價的主要特征。計算結(jié)果見表1,其中A3和D1的主要影響因素為風力發(fā)電量,D2和D3的主要影響因素為負荷。計算過程如下:

表1 各子序列r值Tab.1 r value of each subsequence

(2)

式中,E(x)、E(y)分別為x和y的期望。

2.2 Bi-LSTM神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)

Bi-LSTM由前向LSTM和后向LSTM組合而成[15]。LSTM的遺忘門ft用來忘記上一時刻記憶細胞中不重要信息,輸入門it控制輸入,輸出門ot控制輸出,由值域為[0,1]的σ激活函數(shù)計算得出。計算過程如下:

ft=σ(Wxfxt+Whfht-1+bf)

(3)

it=σ(Wxixt+Whiht-1+bi)

(4)

ot=σ(Wxoxt+Whoht-1+bo)

(5)

(6)

(7)

隱藏狀態(tài)ht是通過輸出門對記憶細胞的控制來進行輸出。計算過程如下:

ht=ot?tanh(Ct)

(8)

式中,Wxf、Whf、Wxi、Whi、Wxo、Who、Wxc、Whc為權(quán)重;bf、bi、bo、bc為偏置。LSTM的內(nèi)部結(jié)構(gòu)如圖2所示。

圖2 LSTM單元結(jié)構(gòu)Fig.2 Unit structure of LSTM

對于t時刻的輸入,Bi-LSTM計算過程如下:

(9)

(10)

(11)

圖3 Bi-LSTM 結(jié)構(gòu)Fig.3 Structure of Bi-LSTM

2.3 TCN網(wǎng)絡(luò)

TCN是一種基于卷積神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)(Convolutional Neural Network, CNN)的新型網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu),其特殊性在于以一維卷積神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)為基礎(chǔ),結(jié)合了因果卷積、擴張卷積和殘差連接,在對時間序列數(shù)據(jù)預測方面有著良好的效果[16]。

TCN的核心是擴張因果卷積[17]。因果卷積即第i層的輸出a僅與第i-1層a及其以前時刻的值有關(guān)。擴張卷積即卷積時對輸入數(shù)據(jù)間隔采樣,計算過程如下:

(12)

式中,*為卷積運算;f:{0,…,k-1}為卷積核;d=[1,…,2L]為空洞參數(shù)。

擴張因果卷積的結(jié)構(gòu)如圖4所示,本文設(shè)置參數(shù)為d=1,2,4,8,16,k=3。隨著層數(shù)增加,d通過指數(shù)級增長以較少層數(shù)獲得更大感受野,同時降低網(wǎng)絡(luò)復雜度。

圖4 TCN擴張因果卷積結(jié)構(gòu)Fig.4 Dilated causal convolutional structure of TCN

TCN的感受野取決于網(wǎng)絡(luò)深度n、k和d,當捕獲更長時間序列數(shù)據(jù)之間的關(guān)系時,TCN模型采用殘差模塊使前一層的誤差直接傳入后一層。TCN的殘差模塊如圖5所示。

圖5 TCN的殘差模塊結(jié)構(gòu)Fig.5 Residual module structure of TCN

3 DWT-Bi-LSTM-TCN預測模型

電價、負荷和風力發(fā)電量都具有波動性和隨機性,屬于非平穩(wěn)序列,而深度學習對這類序列具有較高的適應(yīng)性。其中,負荷的多少不僅與當前溫度、日類型等因素有關(guān),還與消費者心理、用戶響應(yīng)程度有關(guān)[18],而用戶的消費心理受目前和未來一段時間電價、政策等因素的影響,所以當前以及未來時刻的部分因素共同影響負荷。Bi-LSTM對數(shù)據(jù)進行雙向?qū)W習,同時捕獲歷史以及未來時間序列中的全部特征,在對由負荷影響電價的序列進行預測時具有較高的預測精度[19]。而風力發(fā)電量的多少主要與當前時刻的風速、風能密度、環(huán)境溫度等因素有關(guān)[20],因此TCN的擴張因果卷積結(jié)構(gòu)恰是符合對由風力發(fā)電量影響電價的序列進行預測。

因此,對DWT后的子序列進行了PCC分析,對于主要影響因素為負荷的子序列D2和D3建立Bi-LSTM-DNN預測模型,對于主要影響因素為風電量的子序列D1和A3建立Bi-LSTM-TCN預測模型。

Bi-LSTM-DNN預測模型先是對輸入的數(shù)據(jù)集進行雙向?qū)W習,從而更好地記憶較長時序數(shù)據(jù)的內(nèi)部變化規(guī)律,再用經(jīng)過Dropout處理的DNN提取數(shù)據(jù)更深層次的特征,防止模型過擬合,并減少訓練時間,提高模型的擬合能力。

Bi-LSTM-TCN預測模型運用Bi-LSTM對輸入的電價和負荷數(shù)據(jù)集進行雙向?qū)W習,運用TCN捕獲歷史風電量的變化特征,最后進行電價預測。

綜上所述,本文建立DWT-Bi-LSTM-TCN模型預測電價,預測模型的基本框架如圖6所示。

圖6 預測模型流程Fig.6 Process of predictive model

具體步驟如下:

(1)運用PCC分析法對多維輸入特征進行篩選,計算各影響因素與電價之間的相關(guān)性,選取相關(guān)性值較高的特征作為實驗數(shù)據(jù)集。

(2)對所選特征進行數(shù)據(jù)預處理,離群值用閾值替代,缺失值采取均值插補法進行填補。

(3)對預處理后的各特征分別進行小波分解和系數(shù)重構(gòu),得到含有不同頻率的多條子序列,按照頻率相關(guān)性進行序列重組。

(4)對重組后的4組序列分別進行最大最小歸一化處理,將數(shù)據(jù)縮放到[0,1]之間,避免各個特征在數(shù)值上的差別過大而導致預測誤差增大,計算過程如下:

(13)

式中,xi為原數(shù)據(jù);x′i為歸一化數(shù)據(jù);xmin為最小值;xmax為最大值。

(5)得到4條處于不同頻率的組合序列,運用PCC分析影響每條序列的主要因素,對主要影響因素是負荷的序列建立Bi-LSTM-DNN模型,對主要影響因素是風力發(fā)電量的序列建立Bi-LSTM-TCN模型。

(6)獨立構(gòu)建并訓練模型,對4條序列分別進行電價預測,將預測結(jié)果反歸一化處理。

(7)疊加各子序列的預測值,得到最終的預測電價值。

4 基于DWT-Bi-LSTM-TCN的電價預測

4.1 數(shù)據(jù)來源與預處理

本文數(shù)據(jù)采集于含高比例風電新能源的北歐丹麥DK1電力市場,丹麥實施風力發(fā)電最早,是風電占電力消費比例最高的國家之一[21]。數(shù)據(jù)從2021年1月21日到3月21日,以小時為記錄單位,共1 440條數(shù)據(jù),前936條為訓練集,后48條為測試集,中間456條為驗證集。其60天的電價曲線如圖7所示。從圖7中可以看出,電價曲線波動幅度較大,有時候會出現(xiàn)極大值和極小值,屬于非平穩(wěn)序列。

圖7 DK1電價曲線Fig.7 Electricity price curve of DK1

采集的原始數(shù)據(jù)包含歷史電價、歷史負荷、歷史風電發(fā)電量、歷史交易量、日期和溫度等,并引入外部變量風荷比,即風能與負荷的比值[22]。由于影響電價的因素較多,在預測中會出現(xiàn)維度災難問題,所以運用PCC計算電價與其影響因素之間的影響因子,篩選出相關(guān)性較高的特征,從而防止過擬合。計算結(jié)果見表2,選取絕對值在0.5～1.0之間的影響因素,包括電價、負荷、風電和風荷比。

表2 電價序列r值Tab.2 r value of electricity price series

對原始數(shù)據(jù)進行預處理,避免在采集時出現(xiàn)人為因素、設(shè)備故障等問題,從而確保數(shù)據(jù)的有效可靠性。對于缺失值本文采取均值插補法進行填補,對于離群值用閾值代替。

4.2 誤差評價指標

本文以均方根誤差(Root Mean Square Error, RMSE)和平均絕對誤差(Mean Absolute Error, MAE)為評價指標,計算過程如下:

(14)

(15)

式中,yi為實際值;y′i為預測值;T為測試集總數(shù)。

4.3 實驗結(jié)果與對比分析

為驗證本文方法的有效性和泛化性,進行了四個維度的對比實驗,分析評估模型的性能。

4.3.1 模型性能分析

為了驗證本文所建立的預測模型的有效性,根據(jù)DWT-Bi-LSTM-TCN得到4種變體模型:

(1)Bi-LSTM。在本文模型的基礎(chǔ)上去掉了小波變換和TCN網(wǎng)絡(luò),僅對原始數(shù)據(jù)集進行數(shù)據(jù)預處理,然后運用Bi-LSTM模型對4條子序列進行預測。

(2)Bi-LSTM-TCN。在本文模型的基礎(chǔ)上去掉了小波變換部分,即預處理后的數(shù)據(jù)直接參與模型訓練與預測,不經(jīng)過小波分解與系數(shù)重構(gòu)。

(3)DWT-Bi-LSTM。在本文模型的基礎(chǔ)上去掉了TCN模型,對預處理后的數(shù)據(jù)進行小波變換后,只通過Bi-LSTM模型進行訓練和預測,不特殊考慮發(fā)電量對電價的影響。

(4)DWT-Bi-LSTM-TCN。對數(shù)據(jù)進行小波變換,運用Bi-LSTM-TCN模型進行預測,即本文建立的電價預測模型。

得到的各模型的電價預測結(jié)果曲線如圖8所示,預測結(jié)果誤差見表3。由圖8和表3可知:

表3 變體模型預測誤差Tab.3 Prediction error of variant model

圖8 變體模型預測曲線Fig.8 Prediction curve of variant model

(1)DWT-Bi-LSTM-TCN模型的預測曲線最接近原始電價曲線,模型誤差最小,RMSE和MAE分別為3.081和2.588,整體預測結(jié)果優(yōu)于其他模型。主要原因是在預測前用DWT對數(shù)據(jù)進行頻率信息的提取與重構(gòu),然后構(gòu)建Bi-LSTM-TCN模型,其中Bi-LSTM對長時間序列有較強的記憶能力,TCN針對風電量對電價的影響做預測。

(2)Bi-LSTM模型最簡單,未對數(shù)據(jù)進行小波變換提取頻率信息,僅對數(shù)據(jù)進行單個模型電價預測,預測誤差均最大。表明預測前的數(shù)據(jù)處理及組合模型對模型預測很重要,DWT-Bi-LSTM-TCN模型相較于此模型,RMSE、MAE分別降低42%和37%。

(3)與Bi-LSTM-TCN模型相比,本文所建模型對數(shù)據(jù)進行了離散小波變換,預測效果有明顯提升,RMSE和MAE分別降低了37%和29%。實驗結(jié)果表明DWT通過提取數(shù)據(jù)中的不同頻率信息,形成多條子序列,針對不同序列建立不同模型進行預測,可以更好地擬合到數(shù)據(jù)的變化規(guī)律,從而提高電價預測精度。

(4)與DWT-Bi-LSTM模型相比,本文針對新能源發(fā)電量對電價的影響,建立TCN網(wǎng)絡(luò)進行預測,改善了預測效果,RMSE和MAE分別降低了25%和22%。

4.3.2 不同模型對比分析

為了進一步說明本文模型在電價預測中的優(yōu)勢,選取現(xiàn)有論文中的模型CNN、3L-GRU[23]和CNN-LSTM[24]與本文模型進行對比。得到各個模型的電價預測結(jié)果曲線如圖9所示,對比各個預測模型的預測誤差如圖10所示。

圖9 對比模型預測曲線Fig.9 Prediction curve of contrasting model

圖10 不同預測模型的預測誤差值對比圖Fig.10 Prediction error of contrasting model

由圖9和圖10可知,本文建立的預測模型誤差評價指標最小,預測曲線最接近原始電價曲線。其中,CNN作為單一模型進行預測效果最差;3L-GRU模型由于層數(shù)的增加,訓練模型的內(nèi)存開銷增大,易產(chǎn)生過擬合的現(xiàn)象,所以預測誤差偏高;CNN-LSTM利用CNN提取特征,LSTM進行預測,但LSTM無法考慮到時序數(shù)據(jù)中較早的信息,CNN進行卷積運算時會發(fā)生信息泄露的問題,所以相比于Bi-LSTM-TCN的預測結(jié)果仍有不足。

4.3.3 不同輸入特征對比分析

電價受多個特征的影響,為了驗證不同特征對電價預測的影響,共建立了3種模型進行實驗對比,模型分別包含不同的輸入特征,具體輸入輸出形式如下:

(1) A模型。輸入特征為前一天24個時刻的電價、負荷、風電量和風荷比,輸出當天0點時的電價,以此類推,得到24個時刻的電價。即本文所選取的全部特征。

(2) B模型。僅輸入電價和負荷進行預測,輸出形式與A模型相同,即不考慮風電和風荷比對電價的影響。

(3) C模型。輸入電價、負荷和風電量數(shù)據(jù)集,輸出形式相同,即不考慮風荷比對電價的影響。

運用DWT-Bi-LSTM-TCN模型對含不同輸入特征的3個模型進行電價預測,記錄總的預測結(jié)果誤差值,以及對4條子序列的預測誤差值并進行對比分析。電價預測結(jié)果的RMSE見表4,預測結(jié)果的MAE見表5。

表4 不同輸入特征的RMSETab.4 RMSE for different input features

表5 不同輸入特征的MAETab.5 MAE for different input features

由表4和表5可知,A模型考慮了全部的輸入特征,預測結(jié)果誤差最小,RMSE和MAE分別為3.081和2.588。與B、C模型相比,RMSE分別降低了25%和14%,MAE分別降低了24%和12%。其中B模型僅考慮電價和負荷兩個特征,其預測結(jié)果誤差最大,說明風電新能源對電價預測的重要性;C模型的預測誤差介于A模型和B模型之間,說明風荷比對電價的預測也存在一定的影響。由此驗證了新能源并網(wǎng)會對電價的走勢產(chǎn)生影響,對由風電量影響的電價序列做獨立預測可以提高預測準確性。

4.3.4 不同數(shù)據(jù)集對比分析

為了驗證所提出的電價預測方法的泛化性,選取北歐丹麥DK2電力市場2020年12月27日～2021年1月31日的數(shù)據(jù)集進行實驗,DK2與DK1電力市場相似,具有較高的風力發(fā)電量。電價預測結(jié)果曲線圖如圖11所示,預測結(jié)果誤差見表6。

表6 DK2預測誤差Tab.6 Prediction error of DK2

圖11 DK2預測曲線Fig.11 Prediction curve of DK2

從圖11和表6中可知,在各模型對DK2電力市場的預測結(jié)果中,DWT-Bi-LSTM-TCN模型的預測誤差最小,RMSE和MAE分別為2.682和2.109,預測曲線圖與原始電價曲線圖最接近。實驗結(jié)果表明,本文所建立的模型預測效果最好,從而進一步驗證了該方法的普遍適用性,具有較好的泛化能力。

5 結(jié)論

針對風電新能源影響下電價預測難度增大的問題,提出了一種基于小波變換的Bi-LSTM-TCN的短期電價預測模型。首先采用DWT把各特征按時間和頻率進行分解重構(gòu),充分提取出原始數(shù)據(jù)的變化特征;然后運用PCC對各條子序列進行相關(guān)性分析,對于受不同因素影響的序列建立不同模型;最后對電價進行預測。在北歐丹麥DK1電力市場數(shù)據(jù)集上進行仿真實驗,結(jié)果表明,相比于其他預測模型,該模型的RMSE和MAE分別降低了25%和22%以上;通過輸入不同特征、在不同數(shù)據(jù)集上進行對比分析,證明了本文在考慮風電新能源影響下所建立的模型,有較好的泛化能力,有效提高了電價預測精度,為電力市場交易中的參與者提供一定的參考。

目前,我國電力現(xiàn)貨市場處于起步階段,電價是整個市場運作的關(guān)鍵因素,建立電價預測模型并準確預測電價是電力市場各參與方密切關(guān)注的問題。與此同時,我國新能源發(fā)電水平不斷提高,以化石能源為主體的電力系統(tǒng)也將逐步轉(zhuǎn)變?yōu)橐孕履茉礊橹黧w的新型電力系統(tǒng)。新能源并網(wǎng)將會對電價的波動產(chǎn)生一定的影響,而目前考慮新能源發(fā)電量對電價影響的研究較少。

今后工作將會進一步考慮到節(jié)假日、太陽能發(fā)電量等因素對電價的影響,運用深度學習算法挖掘各特征變換規(guī)律以及與電價之間的關(guān)系,并嘗試加入其他預測模型進行組合,基于更復雜的環(huán)境建立電價預測模型,從而提高電價預測精度。