一种风光储一体化系统的申报方法及相关组件

技术领域

本发明涉及电力系统申报领域，特别是涉及一种风光储一体化系统的申报方法及相关组件。

背景技术

为推动新能源发展，降低新能源电站出力随机性对电网运行造成的不利影响，目前常将风力发电系统、光伏发电系统以及储能系统三个系统进行整合形成一体化系统，也即风光储一体化系统。通过设置储能系统使得风光储一体化系统具备更强的运行调节能力，能够降低风光储一体化系统出力的随机性，由此也产生了风光储一体化系统在日前市场中进行申报策略制定的问题也即确定风光储一体化系统在不同时段内申报多少电力的问题。风光储一体化系统在日前市场中作为价格接受者，负责申报其发电出力情况，若在实际运行中出现发电出力偏差，则需要承担较高的偏差考核费用，因此风光储一体化系统的申报策略制定是至关重要的。

发明内容

本发明的目的是提供一种风光储一体化系统的申报方法及相关组件，能够充分利用储能系统的储电量，最大限度提高风光储一体化系统的收益。

为解决上述技术问题，本发明提供了一种风光储一体化系统的申报方法，包括：

确定风光储一体化系统在储能系统不储能的情况下在预设申报时段内的第一预期综合收益，确定所述第一预期综合收益最大时对应的发电出力申报值；

确定将所述储能系统中预留的储电量全部用于所述风光储一体化系统在所述预设申报时段内进行日前市场申报时的第二预期综合收益；

确定将所述储能系统中预留的储电量用于调节所述风光储一体化系统在所述预设申报时段的日内执行偏差时的第三预期综合收益；

在所述第二预期综合收益大于所述第三预期综合收益时，将所述发电出力申报值以及所述储能系统中预留的储电量之和作为所述风光储一体化系统在所述预设申报时段的总发电出力申报值；

在所述第二预期综合收益小于所述第三预期综合收益时，将所述发电出力申报值作为所述总发电出力申报值。

优选的，确定风光储一体化系统在储能系统不储能的情况下在预设申报时段内的第一预期综合收益，包括：

确定所述风光储一体化系统在储能系统不储能的情况下在所述预设申报时段包括的各个预设子时段对应的发电出力预测值以及与各个所述预设子时段对应的实际电价；

将日前市场预期收益减去实际执行正偏差损失再减去实际执行负偏差考核后得到的值作为所述第一预期综合收益；

其中，所述日前市场预期收益等于所述风光储一体化系统在各个所述预设子时段的收益之和，其中，所述预设子时段的收益等于所述预设子时段对应的发电出力预测值与所述预设子时段对应的实际电价的乘积；

所述实际执行正偏差等于所述风光储一体化系统在各个所述预设子时段的实际执行子正偏差之和，其中，所述实际执行子正偏差等于所述预设子时段对应的实际发电出力值减去发电出力预测值的差再乘所述预设子时段对应的实际电价得到的乘积；

所述实际执行负偏差考核等于所述风光储一体化系统在各个所述预设子时段的实际执行子负偏差考核之和，其中，所述实际执行负偏差考核等于所述预设子时段对应的发电出力预测值减去所述预设子时段的实际发电出力值的差再乘惩罚电价得到的乘积。

优选的，确定所述风光储一体化系统在储能系统不储能的情况下在所述预设申报时段包括的各个预设子时段对应的发电出力预测值，包括：

确定所述风光储一体化系统在所述预设子时段对应的多个子发电出力预测值以及与各个所述子发电出力预测值对应的概率值；

将最高的概率值对应的子发电出力预测值作为与所述预设子时段对应的发电出力预测值。

优选的，确定将所述储能系统中预留的储电量全部用于所述风光储一体化系统在所述预设申报时段内进行日前市场申报时的第二预期综合收益，包括：

确定所述储能系统在所述预设申报时段包括的各个预设子时段对应的放电功率、在各个所述预设子时段的充电功率以及在所述预设子时段对应的日前市场交易价格；

将所述储能系统在各个所述预设子时段的第二预期子综合收益之和作为所述第二预期综合收益，其中，所述第二预期子综合收益等于所述放电功率减去所述充电功率之差再乘所述日前市场交易价格得到的乘积。

优选的，在确定将所述储能系统中预留的储电量全部用于所述风光储一体化系统在所述预设申报时段内进行日前市场申报时的第二预期综合收益之前，还包括：

判断所述储能系统是否满足预设约束条件；

若是，则进入确定将所述储能系统中预留的储电量全部用于所述风光储一体化系统在所述预设申报时段内进行日前市场申报时的第二预期综合收益的步骤；

其中，所述预设约束条件包括所述储能系统在所述预设申报时段的放电功率应满足的预设放电功率约束条件、所述储能系统在所述预设申报时段的充电功率应满足的预设充电功率约束条件以及所述储能系统的储电量应满足的预设储电量约束条件中任意一个或多个的组合。

优选的，确定将所述储能系统中预留的储电量用于调节所述风光储一体化系统在所述预设申报时段的日内执行偏差时的第三预期综合收益，包括：

在所述风光储一体化系统在所述预设申报时段内的发电处理预测值大于实际发电出力值时，将所述发电处理预测值减去所述实际发电出力值的差值作为实际执行正偏差电量；

将所述实际执行正偏差电量与所述储能系统中预留的储电量中的较小值与所述预设申报时段对应的损失电价的乘积作为第一损失值；

在所述风光储一体化系统在所述预设申报时段内的实际发电出力值大于所述发电处理预测值时，将所述实际发电出力值减去所述发电处理预测值的差值作为实际执行负偏差电量；

将所述实际执行负偏差电量与所述损失电价的乘积作为第二损失值；

将所述第一损失值与所述第二损失值之和作为所述第三预期综合收益。

优选的，在确定将所述储能系统中预留的储电量全部用于所述风光储一体化系统在所述预设申报时段内进行日前市场申报时的第二预期综合收益以及确定将所述储能系统中预留的储电量用于调节所述风光储一体化系统在所述预设申报时段的日内执行偏差时的第三预期综合收益之前，还包括：

将所述储能系统划分为多个储能单元，各个所述储能单元的储电量等于所述储能系统的储电量除以所述储能单元的总个数的商；

确定将所述储能系统中预留的储电量全部用于所述风光储一体化系统在所述预设申报时段内进行日前市场申报时的第二预期综合收益，包括：

确定将所述储能单元中预留的储电量全部用于所述风光储一体化系统在所述预设申报时段内进行日前市场申报时的第二预期综合收益；

确定将所述储能系统中预留的储电量用于调节所述风光储一体化系统在所述预设申报时段的日内执行偏差时的第三预期综合收益，包括：

确定将所述储能单元中预留的储电量用于调节所述风光储一体化系统在所述预设申报时段的日内执行偏差时的第三预期综合收益；

在所述第二预期综合收益大于所述第三预期综合收益时，将所述发电出力申报值以及所述储能系统中预留的储电量之和作为所述风光储一体化系统在所述预设申报时段的总发电出力申报值，包括：

在所述第二预期综合收益大于所述第三预期综合收益时，将所述发电出力申报值以及所述储能单元中预留的储电量之和作为所述风光储一体化系统在所述预设申报时段的总发电出力申报值。

本申请还提供了一种风光储一体化系统的申报系统，包括：

第一预期综合收益确定单元，用于确定风光储一体化系统在储能系统不储能的情况下在预设申报时段内的第一预期综合收益，确定所述第一预期综合收益最大时对应的发电出力申报值；

第二预期综合收益确定单元，用于确定将所述储能系统中预留的储电量全部用于所述风光储一体化系统在所述预设申报时段内进行日前市场申报时的第二预期综合收益；

第三预期综合收益确定单元，用于确定将所述储能系统中预留的储电量用于调节所述风光储一体化系统在所述预设申报时段的日内执行偏差时的第三预期综合收益；

第一申报单元，用于在所述第二预期综合收益大于所述第三预期综合收益时，将所述发电出力申报值以及所述储能系统中预留的储电量之和作为所述风光储一体化系统在所述预设申报时段的总发电出力申报值；

第二申报单元，用于在所述第二预期综合收益小于所述第三预期综合收益时，将所述发电出力申报值作为所述总发电出力申报值

本申请还提供了一种风光储一体化系统的申报装置，包括：

存储器，用于存储计算机程序；

处理器，用于执行所述计算机程序时实现上述风光储一体化系统的申报方法的步骤。

本申请还提供了一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质上存储有计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现上述风光储一体化系统的申报方法的步骤。

综上，本发明公开了一种风光储一体化系统的申报方法及相关组件，涉及电力系统申报领域，将风光储一体化系统的电力申报拆分为风光申报和储能申报两方面，风光申报即为储能系统不储能的情况下以预期综合收益最大为目标确定发电出力申报值，储能申报则通过对比直接将储能系统中预留的储电量用于日前市场申报的第二预期综合收益和将储能系统中预留的储电量用于调节日内执行偏差带来的第三预期综合收益而确定，在第二预期综合收益大于第三预期综合收益时将发电出力申报值以及储能系统中预留的储电量之和作为总发电出力申报值；在第二预期综合收益小于第三预期综合收益时将发电出力申报值作为总发电出力申报值，充分利用储能系统的储电量，最大限度提高风光储一体化系统的收益。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对现有技术和实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本发明提供的一种风光储一体化系统的申报方法的流程示意图；

图2为本发明提供的一种风光储一体化系统的申报系统的结构示意图；

图3为本发明提供的一种风光储一体化系统的申报装置的结构示意图。

具体实施方式

本发明的核心是提供一种风光储一体化系统的申报方法及相关组件，能够充分利用储能系统的储电量，最大限度提高风光储一体化系统的收益。

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。

请参照图1，图1为本发明提供的一种风光储一体化系统的申报方法的流程示意图，该方法包括：

S1：确定风光储一体化系统在储能系统不储能的情况下在预设申报时段内的第一预期综合收益，确定第一预期综合收益最大时对应的发电出力申报值；

S2：确定将储能系统中预留的储电量全部用于风光储一体化系统在预设申报时段内进行日前市场申报时的第二预期综合收益；

S3：确定将储能系统中预留的储电量用于调节风光储一体化系统在预设申报时段的日内执行偏差时的第三预期综合收益；

S4：在第二预期综合收益大于第三预期综合收益时，将发电出力申报值以及储能系统中预留的储电量之和作为风光储一体化系统在预设申报时段的总发电出力申报值；

S5：在第二预期综合收益小于第三预期综合收益时，将发电出力申报值作为总发电出力申报值。

为推动风电、光伏等新能源发展，降低新能源电站出力随机性对电网运行造成的不利影响，风储、光储及风光储一体化系统成为新能源电站发展的新方向。通过配套储能系统，使得风光储一体化系统具备更强的运行调节能力，能够降低出力随机性，由此产生了风光储一体化系统在日前市场中的申报策略制定问题，也即在预设申报时段内应该申报多少发电处理值的问题。电站在日前市场中一般作为价格接受者，仅申报其发电出力曲线，若实际运行中出现发电出力偏差，则将承担较高的偏差考核费用。为此，当前风光储一体化系统申报策略一般从两个角度出发，一是围绕风光新能源发电出力预测，选用数值天气预报等高精度气象预报数据，并采用强化学习、深度学习等人工智能算法，提升预测准确率，保障申报数据准确性；二是围绕发电出力不确定性所面临的风险，采用价值风险、条件价值风险等风险评估方法，充分考虑风电、光伏发电出力不确定影响下申报策略预期收益和预期损失，在保障申报策略预期风险可控的基础上最大限度提升预期收益。

从以上介绍可以看出当前风光储一体化系统日前市场申报策略制定方法研究中，侧重于考虑风电、光伏等新能源发电出力不确定性及其风险防控方法，而对如何充分挖掘储能系统的调节能力，提升风光储一体化系统的运行效益研究较少。具体来看，当前的风光储一体化系统日前市场申报策略制定方法存在问题：一是从预期收益提升的角度来看，没有充分利用储能系统在电价高时段放电、在电价低时段充电的调控能力；二是从执行风险防控的角度来看，储能系统适当预留电储量，能够用于调控实际执行期间风光预测偏差，降低由于风光出力预测偏差导致的考核费用。

因此，在本申请中将风光储一体化系统日前市场申报策略制定问题拆分为风光申报和储能申报两个子问题，风光申报策略以其预期综合收益最大为决策目标，储能申报策略则通过对比储能直接参与日前市场申报和日内偏差调控的预期收益差别，确定市场申报和日前预留电储量，并明确储能装置申报策略，由此综合形成风光储一体化系统申报策略。

具体的，首先确定风光储一体化系统在储能系统不储能的情况下在预设申报时段内的第一预期综合收益，并确定第一预期综合收益最大时对应的发电出力申报值。然后再分别确定将储能系统中预留的储电量全部用于风光储一体化系统在预设申报时段内进行日前市场申报时的第二预期综合收益以及将储能系统中预留的储电量用于调节风光储一体化系统在预设申报时段的日内执行偏差时的第三预期综合收益。若第二预期综合收益大于第三预期综合收益，则证明在当前预设申报时段内储能系统用于进行日前市场申报带来的效益更大，因此将发电出力申报值以及储能系统中预留的储电量之和作为风光储一体化系统在预设申报时段的总发电出力申报值；若第二预期综合收益小于第三预期综合收益，则证明在当前预设申报时段内储能系统用于调节日内执行偏差(也即在风光储一体化系统实际产生的电力大于申报的电力时利用储能系统储电，在风光储一体化系统实际产生的电力小于申报的电力时利用储能系统放电)带来的效益更大，因此将发电出力申报值作为总发电出力申报值，充分利用储能系统的储电量，最大限度提高风光储一体化系统的收益。

在上述实施例的基础上：

作为一种优选的实施例，确定风光储一体化系统在储能系统不储能的情况下在预设申报时段内的第一预期综合收益，包括：

确定风光储一体化系统在储能系统不储能的情况下在预设申报时段包括的各个预设子时段对应的发电出力预测值以及与各个预设子时段对应的实际电价；

将日前市场预期收益减去实际执行正偏差损失再减去实际执行负偏差考核后得到的值作为第一预期综合收益；

其中，日前市场预期收益等于风光储一体化系统在各个预设子时段的收益之和，其中，预设子时段的收益等于预设子时段对应的发电出力预测值与预设子时段对应的实际电价的乘积；

实际执行正偏差等于风光储一体化系统在各个预设子时段的实际执行子正偏差之和，其中，实际执行子正偏差等于预设子时段对应的实际发电出力值减去发电出力预测值的差再乘预设子时段对应的实际电价得到的乘积；

实际执行负偏差考核等于风光储一体化系统在各个预设子时段的实际执行子负偏差考核之和，其中，实际执行负偏差考核等于预设子时段对应的发电出力预测值减去预设子时段的实际发电出力值的差再乘惩罚电价得到的乘积。

在本实施例中，首先准备申报策略制定方法所需的基础数据，其中，发电出力预测值可以采用多场景预测方法，可从新能源发电出力预测系统提取。与各个预设子时段对应的实际电价则可采用相似日预测等算法，由电价预测系统提取。本申请对此不作特别限定。

需要说明的是，发电出力预测值具体可以通过确定风光储一体化系统在预设子时段对应的多个子发电出力预测值以及与各个子发电出力预测值对应的概率值，然后将最高的概率值对应的子发电出力预测值作为与预设子时段对应的发电出力预测值，从而保证发电处理预测值预测的准确性。例如，如2:00至3:00的预设子时段内，第一子发电出力预测值为100MW，其发生概率50％，第二子发电出力预测值为110MW，发生概率30％，第三子发电出力预测值90MW，发生概率20％，本申请将100MW作为预设子时段最终对应的发电出力预测值。

第一预期综合收益可表示为E

实际执行正偏差损失

实际执行负偏差考核为

为风光储一体化系统在预设场景s下且在预设子时段t对应的发电出力预测值对应的实际执行负偏差，p

相适应的，确定第一预期综合收益最大时对应的发电出力申报值也即求解MaxE

作为一种优选的实施例，确定将储能系统中预留的储电量全部用于风光储一体化系统在预设申报时段内进行日前市场申报时的第二预期综合收益，包括：

确定储能系统在预设申报时段包括的各个预设子时段对应的放电功率、在各个预设子时段的充电功率以及在预设子时段对应的日前市场交易价格；

将储能系统在各个预设子时段的第二预期子综合收益之和作为第二预期综合收益，其中，第二预期子综合收益等于放电功率减去充电功率之差再乘日前市场交易价格得到的乘积。

本实施例的目的在于评估储能系统用于直接参与日前市场申报所能产生的第二预期综合收益。当储能系统参与日前市场申报时，可通过在日前市场交易价格偏低的时段充电，而在日前市场交易价格偏高的时段放电获得收益。电储能充放电计划确定后，并不改变不同风光预测场景下日前市场预期收益、实际执行正偏差损失和实际执行负偏差考核。因此，储能系统直接参与日前市场申报预期收益评估问题可等效为以预期收益最大为优化目标，以电储能运行特性为约束条件的规划问题。

第二预期综合收益可以表示为

储能系统需要满足的预设约束条件包括储能系统在预设申报时段的放电功率应满足的预设放电功率约束条件、储能系统在预设申报时段的充电功率应满足的预设充电功率约束条件以及储能系统的储电量应满足的预设储电量约束条件中任意一个或多个的组合，可以表示为：

/>

其中，P

作为一种优选的实施例，确定将储能系统中预留的储电量用于调节风光储一体化系统在预设申报时段的日内执行偏差时的第三预期综合收益，包括：

在风光储一体化系统在预设申报时段内的发电处理预测值大于实际发电出力值时，将发电处理预测值减去实际发电出力值的差值作为实际执行正偏差电量；

将实际执行正偏差电量与储能系统中预留的储电量中的较小值与预设申报时段对应的损失电价的乘积作为第一损失值；

在风光储一体化系统在预设申报时段内的实际发电出力值大于发电处理预测值时，将实际发电出力值减去发电处理预测值的差值作为实际执行负偏差电量；

将实际执行负偏差电量与损失电价的乘积作为第二损失值；

将第一损失值与第二损失值之和作为第三预期综合收益。

本实施例的目的在于评估储能系统用于调节日内执行偏差所能产生的预期收益。预留储能系统用于调节日内执行偏差所能产生的预期收益为新能源发电出力预测不同场景下在实际执行正执行偏差时段充电而在实际执行负偏差时段放电所能产生减少的实际执行正偏差和实际执行负偏差之和。

实际执行正执行偏差储能装置预期可充电量为预留电储量与实际执行正偏差电量两者间的较小值，而充电所能减少的实际执行偏差损失为预期可充电量与风光新能源预测发电出力对应实际执行正偏差的损失电价的乘积，可表示为：

式中，

实际执行负执行偏差储能装置预期可放电量为预留电储量与实际执行负偏差电量两者间的较小值，而放电所能减少的实际执行偏差损失为预期可放电量与风光新能源预测发电出力对应实际执行负偏差的损失电价的乘积，可表示为：

式中，E

/>

式中，E

作为一种优选的实施例，在确定将储能系统中预留的储电量全部用于风光储一体化系统在预设申报时段内进行日前市场申报时的第二预期综合收益以及确定将储能系统中预留的储电量用于调节风光储一体化系统在预设申报时段的日内执行偏差时的第三预期综合收益之前，还包括：

将储能系统划分为多个储能单元，各个储能单元的储电量等于储能系统的储电量除以储能单元的总个数的商；

确定将储能系统中预留的储电量全部用于风光储一体化系统在预设申报时段内进行日前市场申报时的第二预期综合收益，包括：

确定将储能单元中预留的储电量全部用于风光储一体化系统在预设申报时段内进行日前市场申报时的第二预期综合收益；

确定将储能系统中预留的储电量用于调节风光储一体化系统在预设申报时段的日内执行偏差时的第三预期综合收益，包括：

确定将储能单元中预留的储电量用于调节风光储一体化系统在预设申报时段的日内执行偏差时的第三预期综合收益；

在第二预期综合收益大于第三预期综合收益时，将发电出力申报值以及储能系统中预留的储电量之和作为风光储一体化系统在预设申报时段的总发电出力申报值，包括：

在第二预期综合收益大于第三预期综合收益时，将发电出力申报值以及储能单元中预留的储电量之和作为风光储一体化系统在预设申报时段的总发电出力申报值。

本实施例的目的在于划分储能系统单位电储量，该步骤实施原因在于风光储一体化系统预期综合收益函数为非线性函数，本发明中将采用试探性算法，按照一定单位电储量将储能系统划分为多个储能单元，通过对比储能单元直接参与日前市场申报和日内偏差调控的预期收益差别，确定市场申报和日前预留电储量，从而使得风光储一体化系统的申报策略更加精准。

请参照图2，图2为本发明提供的一种风光储一体化系统的申报系统的结构示意图，该申报系统包括：

第一预期综合收益确定单元11，用于确定风光储一体化系统在储能系统不储能的情况下在预设申报时段内的第一预期综合收益，确定第一预期综合收益最大时对应的发电出力申报值；

第二预期综合收益确定单元12，用于确定将储能系统中预留的储电量全部用于风光储一体化系统在预设申报时段内进行日前市场申报时的第二预期综合收益；

第三预期综合收益确定单元13，用于确定将储能系统中预留的储电量用于调节风光储一体化系统在预设申报时段的日内执行偏差时的第三预期综合收益；

第一申报单元14，用于在第二预期综合收益大于第三预期综合收益时，将发电出力申报值以及储能系统中预留的储电量之和作为风光储一体化系统在预设申报时段的总发电出力申报值；

第二申报单元15，用于在第二预期综合收益小于第三预期综合收益时，将发电出力申报值作为总发电出力申报值。

对于本发明提供的一种风光储一体化系统的申报系统的详细介绍请参照上述风光储一体化系统的申报方法的实施例，本申请在此不做赘述。

在上述实施例的基础上：

作为一种优选的实施例，第一预期综合收益确定单元11包括：

第一基础数据确定单元，用于确定风光储一体化系统在储能系统不储能的情况下在预设申报时段包括的各个预设子时段对应的发电出力预测值以及与各个预设子时段对应的实际电价；

第一确定子单元，用于将日前市场预期收益减去实际执行正偏差损失再减去实际执行负偏差考核后得到的值作为第一预期综合收益；

其中，日前市场预期收益等于风光储一体化系统在各个预设子时段的收益之和，其中，预设子时段的收益等于预设子时段对应的发电出力预测值与预设子时段对应的实际电价的乘积；

实际执行正偏差等于风光储一体化系统在各个预设子时段的实际执行子正偏差之和，其中，实际执行子正偏差等于预设子时段对应的实际发电出力值减去发电出力预测值的差再乘预设子时段对应的实际电价得到的乘积；

实际执行负偏差考核等于风光储一体化系统在各个预设子时段的实际执行子负偏差考核之和，其中，实际执行负偏差考核等于预设子时段对应的发电出力预测值减去预设子时段的实际发电出力值的差再乘惩罚电价得到的乘积。

作为一种优选的实施例，第一基础数据确定单元包括：

发电出力第一确定单元，用于确定风光储一体化系统在预设子时段对应的多个子发电出力预测值以及与各个子发电出力预测值对应的概率值；

发电出力第二确定单元，用于将最高的概率值对应的子发电出力预测值作为与预设子时段对应的发电出力预测值；

实际电价确定单元，用于确定风光储一体化系统在储能系统不储能的情况下在各个预设子时段对应的实际电价。

作为一种优选的实施例，第二预期综合收益确定单元12包括：

第二基础数据确定单元，用于确定储能系统在预设申报时段包括的各个预设子时段对应的放电功率、在各个预设子时段的充电功率以及在预设子时段对应的日前市场交易价格；

第二确定子单元，用于将储能系统在各个预设子时段的第二预期子综合收益之和作为第二预期综合收益，其中，第二预期子综合收益等于放电功率减去充电功率之差再乘日前市场交易价格得到的乘积。

作为一种优选的实施例，还包括：

约束判断单元，用于在确定将储能系统中预留的储电量全部用于风光储一体化系统在预设申报时段内进行日前市场申报时的第二预期综合收益之前，判断储能系统是否满足预设约束条件；若是，则触发第二预期综合收益确定单元12；

其中，预设约束条件包括储能系统在预设申报时段的放电功率应满足的预设放电功率约束条件、储能系统在预设申报时段的充电功率应满足的预设充电功率约束条件以及储能系统的储电量应满足的预设储电量约束条件中任意一个或多个的组合。

作为一种优选的实施例，第三预期综合收益确定单元13包括：

实际执行正偏差电量确定单元，用于在风光储一体化系统在预设申报时段内的发电处理预测值大于实际发电出力值时，将发电处理预测值减去实际发电出力值的差值作为实际执行正偏差电量；

第一损失值确定单元，用于将实际执行正偏差电量与储能系统中预留的储电量中的较小值与预设申报时段对应的损失电价的乘积作为第一损失值；

实际执行负偏差电量确定单元，用于在风光储一体化系统在预设申报时段内的实际发电出力值大于发电处理预测值时，将实际发电出力值减去发电处理预测值的差值作为实际执行负偏差电量；

第二损失值确定单元，用于将实际执行负偏差电量与损失电价的乘积作为第二损失值；

第三确定子单元，用于将第一损失值与第二损失值之和作为第三预期综合收益。

作为一种优选的实施例，还包括：

储能单元划分单元，用于将储能系统划分为多个储能单元，各个储能单元的储电量等于储能系统的储电量除以储能单元的总个数的商；

第二预期综合收益确定单元12，具体用于确定将储能单元中预留的储电量全部用于风光储一体化系统在预设申报时段内进行日前市场申报时的第二预期综合收益；

第三预期综合收益确定单元13，具体用于确定将储能单元中预留的储电量用于调节风光储一体化系统在预设申报时段的日内执行偏差时的第三预期综合收益；

第一申报单元14，具体用于在第二预期综合收益大于第三预期综合收益时，将发电出力申报值以及储能单元中预留的储电量之和作为风光储一体化系统在预设申报时段的总发电出力申报值。

请参照图3，图3为本发明提供的一种风光储一体化系统的申报装置的结构示意图，该申报装置包括：

存储器21，用于存储计算机程序；

处理器22，用于执行计算机程序时实现上述风光储一体化系统的申报方法的步骤。

对于本发明提供的一种风光储一体化系统的申报装置的详细介绍请参照上述风光储一体化系统的申报方法的实施例，本申请在此不做赘述。

本申请还提供了一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质上存储有计算机程序，计算机程序被处理器执行时实现上述风光储一体化系统的申报方法的步骤。

对于本发明提供的一种计算机可读存储介质的详细介绍请参照上述风光储一体化系统的申报方法的实施例，本申请在此不做赘述。

本说明书中各个实施例采用递进的方式描述，每个实施例重点说明的都是与其他实施例的不同之处，各个实施例之间相同相似部分互相参见即可。对于实施例公开的装置而言，由于其与实施例公开的方法相对应，所以描述的比较简单，相关之处参见方法部分说明即可。

还需要说明的是，在本说明书中，诸如第一和第二等之类的关系术语仅仅用来将一个实体或者操作与另一个实体或操作区分开来，而不一定要求或者暗示这些实体或操作之间存在任何这种实际的关系或者顺序。而且，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者设备不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者设备所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括所述要素的过程、方法、物品或者设备中还存在另外的相同要素。

对所公开的实施例的上述说明，使本领域专业技术人员能够实现或使用本发明。对这些实施例的多种修改对本领域的专业技术人员来说将是显而易见的，本文中所定义的一般原理可以在不脱离本发明的精神或范围的情况下，在其他实施例中实现。因此，本发明将不会被限制于本文所示的这些实施例，而是要符合与本文所公开的原理和新颖特点相一致的最宽的范围。