ICS29.020CCSF21團體標(biāo)準(zhǔn)Technicalspecificationforprovincialandsubstationloadcollaborativepredictionofnewpower江蘇省電工技術(shù)學(xué)會2T/JES001—2025 2規(guī)范性引用文件 3術(shù)語和定義 4總體要求 35負(fù)荷關(guān)鍵構(gòu)成要素 35.1省級負(fù)荷要素 45.2市級負(fù)荷要素 45.3縣級負(fù)荷要素 45.4變電站級負(fù)荷要素 46數(shù)據(jù)采集及處理 46.1數(shù)據(jù)采集 46.2數(shù)據(jù)處理 57負(fù)荷特性分析 57.1負(fù)荷曲線還原 57.1負(fù)荷特性分析 57.2氣象因素分析 58省市縣變電站負(fù)荷協(xié)同預(yù)測 59負(fù)荷預(yù)測結(jié)果評估 6 7 8T/JES001—2025本文件按照GB/T1.1-2020《標(biāo)準(zhǔn)化工作導(dǎo)則第1部分：標(biāo)準(zhǔn)化文件的結(jié)構(gòu)和起草規(guī)則》的規(guī)定起草。請注意本文件的某些內(nèi)容可能涉及專利。本文件的發(fā)布機構(gòu)不承擔(dān)識別專利的責(zé)任。本文件由江蘇省電工技術(shù)學(xué)會提出并歸口。本文件起草單位：國網(wǎng)江蘇省電力有限公司經(jīng)濟技術(shù)研究院、國網(wǎng)江蘇省電力有限公司、南京東博智慧能源研究院有限公司、東南大學(xué)本文件主要起草人：史靜、陳泉、謝珍建、談健、張文嘉、李琥、葛毅、諸德律、李冰潔、李澤森、胡曉燕、王志浩、劉柏良、黃成、劉國靜、張敏、陳琛、牛文娟、蔡暉、吳垠、薛貴元、彭竹弈、孫文濤、許偲軒、王琳媛、鄭宇超、湯奕、戴劍豐、韓青青、張翼飛、姜震韜、韓蕾。1T/JES001—2025新型電力系統(tǒng)省市縣變電站負(fù)荷協(xié)同預(yù)測技術(shù)規(guī)范本標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定了新型電力系統(tǒng)省市縣變電站負(fù)荷協(xié)同預(yù)測的基本技術(shù)要求。本標(biāo)準(zhǔn)適用于電網(wǎng)企業(yè)、市場經(jīng)營主體開展新型電力系統(tǒng)負(fù)荷協(xié)同預(yù)測。2規(guī)范性引用文件以下文件中的內(nèi)容通過文中的規(guī)范性引用而構(gòu)成本文件必不可少的條款。其中，注日期的引用文件，僅該日期對應(yīng)的版本適用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本文件。GB/T15148-2024電力負(fù)荷管理系統(tǒng)技術(shù)規(guī)范GB/T19964GB/T30149GB/T31464光伏發(fā)電站接入電力系統(tǒng)技術(shù)規(guī)定電網(wǎng)通用模型描述規(guī)范電網(wǎng)運行準(zhǔn)則GB/T33590.1-2017智能電網(wǎng)調(diào)度控制系統(tǒng)技術(shù)規(guī)范第1部分：總體架構(gòu)GB/T33590.2-2017智能電網(wǎng)調(diào)度控制系統(tǒng)技術(shù)規(guī)范第2部分：術(shù)語GB/T33602-2017電力系統(tǒng)通用服務(wù)協(xié)議DL/T1170電力調(diào)度工作流程描述規(guī)范DL/T1711-2017電網(wǎng)短期和超短期負(fù)荷預(yù)測技術(shù)規(guī)范DL/T5003電力系統(tǒng)調(diào)度自動化設(shè)計規(guī)程DL/T516電力調(diào)度自動化系統(tǒng)運行管理規(guī)程QX/T244-2014太陽能光伏發(fā)電功率短期預(yù)報方法國家發(fā)展和改革委員會令（第14號）電力監(jiān)控系統(tǒng)安全防護規(guī)定3術(shù)語和定義下列術(shù)語和定義適用于本文件。3.1電力負(fù)荷powerload電力用戶的負(fù)荷設(shè)備在某一時刻向電力系統(tǒng)取用或向電力系統(tǒng)發(fā)出的電功率總和。3.2系統(tǒng)負(fù)荷systemload某時刻系統(tǒng)發(fā)、受電力的代數(shù)和。3.3歷史負(fù)荷historicalload電力系統(tǒng)在過去時間點的負(fù)荷值記錄。3.42T/JES001—2025全時序負(fù)荷fulltimeseriesload負(fù)荷隨時間變化的完整數(shù)據(jù)序列，反映電力系統(tǒng)在不同時間尺度上的負(fù)荷特性，時間尺度可以是分鐘級、小時級、日級、周級、月級、年級等，一般以小時級為主。3.5凈負(fù)荷曲線netloadcurve用電負(fù)荷減去風(fēng)、光出力后的值所繪的負(fù)荷曲線。3.6負(fù)荷關(guān)鍵構(gòu)成要素keycomponentsofload影響電力負(fù)荷的關(guān)鍵因素，與電力負(fù)荷值存在直接或間接的線性、非線性關(guān)系。3.7預(yù)測算法forecastalgorithm用某種數(shù)學(xué)模型來描述預(yù)測對象發(fā)展變化規(guī)律的方法，稱為預(yù)測算法。3.8綜合預(yù)測模型comprehensivepredictionmodel對多種單一算法預(yù)測結(jié)果進行組合優(yōu)化的預(yù)測方法。3.9負(fù)荷層級loadhierarchy基于電力調(diào)度的省級、地市級、區(qū)縣級電力負(fù)荷。3.10最大/最小負(fù)荷maximum/minimumload在統(tǒng)計時間內(nèi)，每15min/1h時刻點對應(yīng)負(fù)荷的最大值、最小值。3.11典型日typicaldays夏季對應(yīng)的最大負(fù)荷日為夏季典型日，冬季對應(yīng)的最大負(fù)荷日為冬季典型日。3.12最大負(fù)荷預(yù)測maximumloadforecasting預(yù)測包括夏季典型日的最大負(fù)荷、冬季典型日的最大負(fù)荷、全年的最大負(fù)荷。3.13峰谷差peak-valleyload在統(tǒng)計時間內(nèi)，最高負(fù)荷與最低負(fù)荷的差值。3.14平均負(fù)荷averageload在統(tǒng)計時間內(nèi)，每15min/1h時刻點對應(yīng)負(fù)荷的平均值。3.15負(fù)荷率loadrate3T/JES001—2025在統(tǒng)計時間內(nèi)，平均負(fù)荷與最高負(fù)荷的比值。3.16負(fù)荷類型kindofloads負(fù)荷類型包括：商業(yè)負(fù)荷、工業(yè)負(fù)荷、居民負(fù)荷、農(nóng)業(yè)負(fù)荷等。3.17正常日normaldays一般工作日、休息日（周六、周日但不包括節(jié)假日。3.18節(jié)假日festivalsandholidays國家法定的重大節(jié)日或假日，包括農(nóng)歷節(jié)假日（春節(jié)、清明節(jié)、端午節(jié)、中秋節(jié)）和公歷節(jié)假日（國慶、元旦、五一節(jié)）以及預(yù)測地區(qū)傳統(tǒng)民俗節(jié)日、特殊社會事件日等。3.19相似日similardays歷史樣本負(fù)荷日中與被預(yù)測日在星期類型、環(huán)境、氣象、農(nóng)歷節(jié)氣、節(jié)假日等方面相似度較高的若干歷史負(fù)荷日。3.20光伏電站grid-connectedphotovoltaic(PV)powerstation將太陽輻射能直接轉(zhuǎn)換成電能并接入到電網(wǎng)的發(fā)電系統(tǒng)，一般包含光伏陣列、逆變器、變壓器以及相關(guān)的系統(tǒng)平衡部件等。3.21分布式光伏distributedphotovoltaic利用分散式太陽能資源，裝機規(guī)模較小、布置在用戶附近的發(fā)電系統(tǒng)，一般接入低于35kV電壓等級的配電網(wǎng)中。3.22數(shù)值天氣預(yù)報numericalweatherprediction根據(jù)大氣實際情況，在一定的初值和邊值條件下，通過數(shù)值方法求解描寫天氣演變過程中的大氣運動方程組，預(yù)測未來一定時段的大氣運動狀態(tài)和天氣現(xiàn)象的方法，通過數(shù)值的形式給出不同氣象要素的預(yù)報值。4總體要求4.1省市縣變電站負(fù)荷協(xié)同預(yù)測的范圍根據(jù)負(fù)荷層級及業(yè)務(wù)需求選擇，包括：省級負(fù)荷、地市級負(fù)荷、區(qū)縣級負(fù)荷、變電站級負(fù)荷。4.2省市縣變電站負(fù)荷協(xié)同預(yù)測工作應(yīng)包括：負(fù)荷關(guān)鍵構(gòu)成要素分析、數(shù)據(jù)采集及處理、負(fù)荷特性分析、負(fù)荷預(yù)測、預(yù)測結(jié)果評估等步驟進行。5負(fù)荷關(guān)鍵構(gòu)成要素負(fù)荷關(guān)鍵構(gòu)成要素應(yīng)明確省市縣變電站負(fù)荷協(xié)同預(yù)測的負(fù)荷層級，再明確該層級負(fù)荷的構(gòu)成4T/JES001—2025要素。5.1省級負(fù)荷要素省級負(fù)荷要素包括：本省內(nèi)所有地級市負(fù)荷、省級產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)、風(fēng)光及其它新能源出力。5.2市級負(fù)荷要素市級負(fù)荷要素包括：本市內(nèi)所有區(qū)及縣的負(fù)荷、市級產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)、風(fēng)光及其它新能源出力。5.3縣級負(fù)荷要素縣級負(fù)荷要求：縣級產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)、風(fēng)光及其它新能源出力。5.4變電站級負(fù)荷要素5.4.1220kV變電站負(fù)荷要素包括：負(fù)荷類型、變電站的容載比和負(fù)載率、變電站線路結(jié)構(gòu)（下屬110kV變電站、110kV出線）、新能源出力。5.4.2110kV變電站負(fù)荷要素包括：負(fù)荷類型、變電站的容載比和負(fù)載率、變電站線路結(jié)構(gòu)（下屬35kV變電站、10kV出線）、新能源出力。6數(shù)據(jù)采集及處理6.1數(shù)據(jù)采集6.1.1省市縣變電站負(fù)荷協(xié)同預(yù)測所需數(shù)據(jù)應(yīng)包括：歷史負(fù)荷數(shù)據(jù)、氣象數(shù)據(jù)、新能源出力數(shù)據(jù)、產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)數(shù)據(jù)、GDP數(shù)據(jù)、大用戶數(shù)據(jù)等。6.1.2負(fù)荷數(shù)據(jù)要求負(fù)荷數(shù)據(jù)為電網(wǎng)調(diào)度系統(tǒng)的省級、地市級、區(qū)縣級歷史負(fù)荷數(shù)據(jù)，應(yīng)包括歷史負(fù)荷數(shù)據(jù)、歷史負(fù)荷管理數(shù)據(jù)、負(fù)荷損失數(shù)據(jù)、用戶數(shù)據(jù)、電源數(shù)據(jù)等，數(shù)據(jù)可采用小時級或15分鐘級的數(shù)據(jù)格式。負(fù)荷數(shù)據(jù)宜通過終端或調(diào)度自動化系統(tǒng)自動采集，采集數(shù)據(jù)應(yīng)滿足GB/T33604-2017的要求，并可通過手動方式補充錄入。用戶負(fù)荷數(shù)據(jù)通過新型電力負(fù)荷管理、調(diào)度自動化等系統(tǒng)采集，可根據(jù)實際情況采用直采、擬合等方式獲取，應(yīng)包括來自電力用戶的、對用戶用電負(fù)荷有較大影響的用戶生成計劃數(shù)據(jù)。6.1.3氣象數(shù)據(jù)要求氣象數(shù)據(jù)宜包括天氣類型、氣溫、濕度、氣壓、降水量、地表水平輻射、地面風(fēng)速、風(fēng)向等，數(shù)據(jù)應(yīng)采用小時級或15分鐘級的數(shù)據(jù)格式。氣象數(shù)據(jù)來自氣象部門，包括歷史氣象數(shù)據(jù)和數(shù)值氣象預(yù)報數(shù)據(jù)。6.1.4新能源出力數(shù)據(jù)要求新能源出力數(shù)據(jù)包括風(fēng)電、光伏、生物質(zhì)能等新能源發(fā)電的出力數(shù)據(jù)。風(fēng)電出力數(shù)據(jù)應(yīng)包括風(fēng)電場的歷史出力數(shù)據(jù)，同時應(yīng)包括風(fēng)電場的并網(wǎng)裝機容量、接入位置及接入的負(fù)荷層級。光伏出力數(shù)據(jù)應(yīng)包括光伏電站、分布式光伏的歷史出力數(shù)據(jù)，同時應(yīng)包括光伏電站/分布式光伏的并網(wǎng)裝機容量、接入位置及接入的負(fù)荷層級。新能源出力數(shù)據(jù)宜通過終端或調(diào)度自動化系統(tǒng)自動采集，采集數(shù)據(jù)應(yīng)滿足GB/T33604-2017的要求，并可通過手動方式補充錄入。6.1.5負(fù)荷數(shù)據(jù)、氣象數(shù)據(jù)、新能源出力數(shù)據(jù)應(yīng)與負(fù)荷預(yù)測范圍、時間尺度相匹配。6.1.6其他要求居民戶用分布式光伏等未納入調(diào)度管轄的其余電源，宜通過相應(yīng)的負(fù)荷管理系統(tǒng)或終5T/JES001—2025端采集，若無采集設(shè)備，宜采用聚合、擬合、等值等方式獲取。電源數(shù)據(jù)通過調(diào)度自動化系統(tǒng)采集，包括電源歷史出力數(shù)據(jù)，以及發(fā)電能力、出力預(yù)測等數(shù)據(jù)。6.2數(shù)據(jù)處理對空數(shù)據(jù)點、零數(shù)據(jù)點、連續(xù)恒定值、異常階躍值等數(shù)據(jù)進行辨識，宜采用相似日曲線比對法辨識不良數(shù)據(jù)，宜采用線性插值法和指數(shù)平滑法修正不良數(shù)據(jù)。經(jīng)過修正的數(shù)據(jù)應(yīng)以特殊標(biāo)志做區(qū)分。具體參照附錄A。省級、地市級、區(qū)縣級的負(fù)荷數(shù)據(jù)應(yīng)通過負(fù)荷層級關(guān)系由上至下或從下而上的校驗。7負(fù)荷特性分析7.1負(fù)荷曲線還原省市縣變電站負(fù)荷協(xié)同預(yù)測應(yīng)在時序調(diào)度負(fù)荷的基礎(chǔ)上，疊加分布式光伏出力數(shù)據(jù)（220kV變電站層面需疊加110kV及以下小電源的出力數(shù)據(jù)得到全網(wǎng)口徑負(fù)荷；若有需要，可在全網(wǎng)口徑負(fù)荷曲線基礎(chǔ)上剔除省內(nèi)風(fēng)光電源出力得到凈負(fù)荷曲線，再根據(jù)負(fù)荷類型依次分解凈負(fù)荷的構(gòu)成要素。凈負(fù)荷計算方法見附錄B。7.2負(fù)荷特性分析7.2.1負(fù)荷特性分析的時空范圍可根據(jù)業(yè)務(wù)需要選擇，應(yīng)分析綜合負(fù)荷特性、凈負(fù)荷特性。7.2.2負(fù)荷特性分析應(yīng)包括：a)基本特征分析?；咎卣靼ǎ鹤畲筘?fù)荷、最小負(fù)荷、平均負(fù)荷、負(fù)荷率、峰谷差等。b)典型日特性分析。典型日包括：夏季和冬季的最大負(fù)荷日。c)趨勢變化特性分析。結(jié)合負(fù)荷自然增長率，對負(fù)荷進行數(shù)據(jù)分解與分析，量化評估不同層級（省級、地市級、區(qū)縣級）在年內(nèi)不同時段負(fù)荷發(fā)展的變化特性。可形成負(fù)荷規(guī)律性上限與下限，用于評估負(fù)荷預(yù)測的范圍。d)類型日特性分析。針對工作日、節(jié)假日等不同類型日，考慮重大社會活動、重要社會事件開展負(fù)荷特性分析，可采用相似日曲線比對法等方法。7.2.3新型電力系統(tǒng)下，宜針對性分析凈負(fù)荷特性。7.2.4對于省級、地市級、區(qū)縣級負(fù)荷、變電站負(fù)荷之間的關(guān)聯(lián)關(guān)系，宜開展回歸性分析。7.3氣象因素分析7.3.1氣象因素的影響體現(xiàn)在：（1）對用戶用電行為的影響；（2）對新能源發(fā)電的影響。7.3.2基于氣象數(shù)據(jù)，分析高溫、寒潮等氣象情況對用電負(fù)荷變化的影響，可采用分段線性擬合、相似日曲線比對等方法，具體參照附錄A。7.3.3基于新能源數(shù)據(jù)（風(fēng)電、光伏電站/分布式光伏）和氣象數(shù)據(jù)，分析負(fù)荷的變化趨勢，可開展相關(guān)性分析、回歸性分析等?？蓮臄?shù)學(xué)上建立負(fù)荷、新能源出力與氣象的關(guān)系模型，作為負(fù)荷預(yù)測的輸入條件。8省市縣變電站負(fù)荷協(xié)同預(yù)測8.1省市縣變電站負(fù)荷協(xié)同預(yù)測基于歷史負(fù)荷數(shù)據(jù)分析的規(guī)律和模型，應(yīng)針對新能源出力數(shù)據(jù)、凈負(fù)荷曲線各構(gòu)成要素分別預(yù)測。6T/JES001—20258.2省市縣變電站負(fù)荷協(xié)同預(yù)測應(yīng)考慮的關(guān)鍵點有：（1）從規(guī)劃的角度考慮社會經(jīng)濟發(fā)展情況下，每一類型負(fù)荷的自然增長趨勢；（2）未來新能源的發(fā)展計劃、政策支持等引起的其接入容量的增長；（3）氣象因素對新能源發(fā)電的影響，如極寒極熱天氣、不同時空位置對新能源發(fā)電的影響；（4）各級負(fù)荷預(yù)測結(jié)果的同時率、最大負(fù)荷利用小時數(shù)等應(yīng)符合該地區(qū)的發(fā)展規(guī)律。8.3省市縣變電站負(fù)荷協(xié)同預(yù)測可根據(jù)市場運營、生產(chǎn)組織等業(yè)務(wù)需要開展；預(yù)測范圍包括省級負(fù)荷預(yù)測、地市級負(fù)荷預(yù)測、區(qū)縣級負(fù)荷預(yù)測、變電站級負(fù)荷預(yù)測等；預(yù)測時間尺度包括預(yù)測時間分辨率、預(yù)測時長。8.4省市縣變電站負(fù)荷協(xié)同預(yù)測應(yīng)預(yù)測不同類型日的負(fù)荷情況，包括：正常日、節(jié)假日、典型日。8.5應(yīng)充分考慮近大遠(yuǎn)小原則，即負(fù)荷未來變化趨勢，即負(fù)荷未來變化趨勢更多取決于歷史時段中近期負(fù)荷的發(fā)展規(guī)律，與歷史遠(yuǎn)期負(fù)荷發(fā)展趨勢相關(guān)性較弱。8.6省市縣變電站負(fù)荷協(xié)同預(yù)測應(yīng)基于相關(guān)歷史數(shù)據(jù)及其關(guān)系，建立負(fù)荷預(yù)測模型，可針對不同負(fù)荷類型、不同負(fù)荷層級、不同類型日、不同時間階段分別建立模型，也可根據(jù)業(yè)務(wù)需求建立負(fù)荷綜合預(yù)測模型。8.7省市縣變電站負(fù)荷協(xié)同預(yù)測算法應(yīng)根據(jù)負(fù)荷預(yù)測模型、負(fù)荷特性、預(yù)測精度需求、季節(jié)、氣象等情況綜合考慮進行選擇，預(yù)測算法可包括最小二乘法、線性回歸、倍比平滑法、模糊聚類法、時間序列算法、線性外推法、頻域分量法、人工智能算法、專家系統(tǒng)法等，可選擇一種或多種算法組合預(yù)測。8.8當(dāng)發(fā)生影響負(fù)荷的變化情況時，應(yīng)及時調(diào)整負(fù)荷預(yù)測模型和預(yù)測算法。8.9負(fù)荷預(yù)測分為初始預(yù)測、預(yù)測修正兩個環(huán)節(jié)。初始預(yù)測通過負(fù)荷預(yù)測模型進行預(yù)測，預(yù)測修正考慮相關(guān)影響因素（專家經(jīng)驗、社會因素、氣象因素、新能源發(fā)電因素、年自然增長率）修正初始預(yù)測結(jié)果。8.10應(yīng)重視專家知識的積累，通過調(diào)整預(yù)測模型參數(shù)來干預(yù)預(yù)測過程或直接修正負(fù)荷預(yù)測結(jié)果。8.11對于社會因素、氣象因素相似日期的負(fù)荷預(yù)測，宜考慮結(jié)合相似日、疊加歷年自然增長率進行負(fù)荷預(yù)測修正。8.12應(yīng)重視數(shù)據(jù)資料的收集，包括但不限于地區(qū)經(jīng)濟社會發(fā)展及影響負(fù)荷發(fā)展的重大政策、大用戶業(yè)擴報裝等。9負(fù)荷預(yù)測結(jié)果評估9.1預(yù)測結(jié)果評估應(yīng)考慮數(shù)值天氣預(yù)報偏差、算法模型、設(shè)備老化等客觀條件限制。9.2預(yù)測結(jié)果評估指標(biāo)應(yīng)包括評估時刻負(fù)荷預(yù)測偏差率、日（月）平均負(fù)荷預(yù)測準(zhǔn)確率、日最大（小）負(fù)荷預(yù)測準(zhǔn)確率、月平均日最大（小）負(fù)荷預(yù)測準(zhǔn)確率等，具體的計算方法見附錄B。9.3省市縣變電站負(fù)荷協(xié)同預(yù)測結(jié)果評估應(yīng)結(jié)合最大負(fù)荷利用小時數(shù)校驗預(yù)測合理性，具體的計算方法見附錄B。7T/JES001—2025（資料性）數(shù)據(jù)處理、分析和負(fù)荷預(yù)測方法省市縣變電站負(fù)荷協(xié)同預(yù)測過程中，涉及數(shù)據(jù)處理、分析及負(fù)荷預(yù)測等環(huán)節(jié)，有關(guān)推薦方法見表A.1。表A.1數(shù)據(jù)處理、分析和負(fù)荷預(yù)測方法序號類別方法1負(fù)荷歷史數(shù)據(jù)處理不良數(shù)據(jù)辨識法特征曲線法相似日曲線比對法線性插值法指數(shù)平滑法2氣象與負(fù)荷關(guān)聯(lián)性皮爾遜相關(guān)系數(shù)法3氣象與光伏關(guān)聯(lián)性皮爾遜相關(guān)系數(shù)法最小二乘法分段線性擬合相似日曲線比對人工神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)法4負(fù)荷層級關(guān)系最小二乘法5負(fù)荷預(yù)測點對點法倍比平滑法重疊曲線法模式識別法頻域分量法線性外推法相似度外推法相關(guān)因素匹配法人工神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)法模糊聚類法專家系統(tǒng)法逐點增長率法8T/JES001—2025（資料性）預(yù)測結(jié)果評估指標(biāo)計算方法B.1評估時刻負(fù)荷預(yù)測偏差率評估時刻負(fù)荷預(yù)測偏差率Ei的計算方法見式（1）。（1）式中：Ei——時刻i的負(fù)荷預(yù)測偏差率，單位為百分比（%Li,f——時刻i的負(fù)荷預(yù)測值，單位為兆瓦（MWLi——時刻i的負(fù)荷實際值，單位為兆瓦（MW）。B.2日平均負(fù)荷預(yù)測準(zhǔn)確率日平均負(fù)荷預(yù)測準(zhǔn)確率Ad的計算方法見式（2）和（3）。Ad=(1-RMSE)×100%（2）（3）式中：Ad——日平均負(fù)荷預(yù)測準(zhǔn)確率，單位為百分比（%RMSE——日負(fù)荷預(yù)測偏差率均方根；Ei——時刻i的負(fù)荷預(yù)測偏差率，單位為百分比（%n——日負(fù)荷實際考核點數(shù)。B.3月平均日負(fù)荷預(yù)測準(zhǔn)確率（4）式中：9T/JES001—2025Am——月平均日負(fù)荷預(yù)測準(zhǔn)確率，單位為百分比（%Ad,i——該月某日i的日平均負(fù)荷預(yù)測準(zhǔn)確率，單位為百分比（%m——月度天數(shù)。B.4日最大（?。┴?fù)荷預(yù)測準(zhǔn)確率日最大、最小負(fù)荷預(yù)測準(zhǔn)確率Ah、Ah的計算方法見式（5）和（6）。（7）（8）Ah——日最大負(fù)荷預(yù)測準(zhǔn)確率，單位為百分比（%Lh,f——日最大負(fù)荷預(yù)測值，單位為兆瓦（MWLh——日最