1.一种考虑电‑热转移负荷转移量不确定性的综合能源规划方法，其特征在于：所述方法的具体步骤如下：步骤1、以能源中心模型为基础，以电能和天然气为输入，以电能和热能供应负荷需求为输出，建立综合能源系统规划模型；

步骤2、考虑电‑热可转移负荷转移量对综合能源系统规划的影响，采用两阶段鲁棒优化方法处理电‑热可转移负荷转移量的不确定性；

步骤3、求解综合能源系统规划模型，得到规划方案。

2.根据权利要求1所述的考虑电‑热转移负荷转移量不确定性的综合能源规划方法，其特征在于：所述综合能源系统规划模型包括目标函数和约束条件；

所述目标函数以规划年限内总成本净现值最小为优化目标，所述总成本包括投资成本和运行成本；

所述目标函数表达式为：

式中：F为规划总成本，N为规划年限，r为贴现率， 为第t年机组的投资成本， 为第t年机组的运行成本，G为候选设备的种类，M为运行设备的种类；ΩG为候选设备集合，ΩM为运行设备集合， 为第G类候选设备的额定容量， 为第G类候选设备的单位容量投建成本；xi,t为设备i第t年的状态变量，xi,t‑1为设备i第t‑1年的状态变量，所述设备包括运营设备和候选设备；所述运行设备为已经投入生产运营的设备，包括气源点、常规机组、燃气锅炉、CHP机组和P2G厂站，所述运营设备的状态变量设为1；所述候选设备为尚未投入运营的设备，包括常规机组、燃气锅炉、CHP机组、P2G厂站、输电线路和天然气管道，所述候选设备投建之前的状态变量为0，投建之后的状态变量为1； 为第M类运行设备的出力，为第M类运行设备单位容量的运行费用。

3.根据权利要求2所述的考虑电‑热转移负荷转移量不确定性的综合能源规划方法，其特征在于：所述约束条件包括系统装机类型及数目约束条件、电力系统运行约束条件、天然气系统运行约束条件和能源耦合单元约束条件。

4.根据权利要求3所述的考虑电‑热转移负荷转移量不确定性的综合能源规划方法，其特征在于：所述系统装机类型及数目约束条件为：dtk＝max{0，ωt，k‑ωt‑l，k}            (4)式中：dtk表示第t年k型机组的新增装机数量，ωt,k为k型机组在第t年的数量，ωt‑1,k为k型机组在第t‑1年的数量， 表示k型机组的最大数目。

5.根据权利要求4所述的考虑电‑热转移负荷转移量不确定性的综合能源规划方法，其特征在于：所述电力系统运行约束条件包括常规发电机组出力约束条件、风电机组运行约束条件、输电线路有功功率传输极限约束条件、支路潮流约束条件、节点电功率平衡约束条件和备用容量约束条件；

所述常规发电机组出力约束条件为：

gen

式中， 为常规发电机组i的出力下限， 为常规发电机组i的出力上限，Pi (t,τ)为第t年时段τ火电机组i的出力；

所述风电机组运行约束条件为：

wind

式中， 为风电机组i的出力下限， 为风电机组i的出力上限，Pi (t,τ)为第t年时段τ风电机组i的出力；

所述输电线路有功功率传输极限约束条件为：

式中, 为输电线路(i,j)传输有功功率的最大值, 为输电线路(i,j)传输的有功功率；

所述支路潮流约束条件为：

式中，θi(t,τ)为节点i处在第t年时段τ的电压相角；Xij为输电线路(i,j)的电抗；

所述节点电功率平衡约束条件为：

CHP P2G

式中，Pi (t,τ)为节点i处CHP机组在第t年时段τ输出的有功功率；Pi (t,τ)为节点i处P2G设备在第t年时段τ消耗的有功功率；Pi′(t，τ)为节点i处所需电功率； 为输电线路(i,j)在第t年时段τ传输的有功功率； 为输电线路(j,i)在第t年时段τ传输的有功功率；

所述备用容量约束条件为：

式中，Re(t,τ)为第t年时段τ电力系统所需的备用容量。

6.根据权利要求5所述的考虑电‑热转移负荷转移量不确定性的综合能源规划方法，其特征在于：所述天然气系统运行约束条件包括气源点的出气限额约束条件、管道传输流量约束条件、节点天然气平衡约束条件和节点热功率平衡约束条件；

所述出气限额约束条件为：

gs gs

式中，Fi (t,τ)表示节点i处气源点在第t年时段τ的进气量或者出气量，所述Fi (t,τ)gs为正值表示进气量，所述Fi (t,τ)为负值表示出气量； 表示节点i处气源点在第t年时段τ的最小出气量； 表示节点i处气源点在第t年时段τ的最大出气量；

所述管道传输流量约束条件为:

式中， 表示天然气管道(i,j)在第t年时段τ的输送流量； 表示天然气管道(i,j)在第t年时段τ的最大输送流量；

所述节点天然气平衡约束条件为：

所述节点天然气平衡约束条件表达式中： 表示天然气管道(j,i)在第t年时段τ的输送流量；

所述节点热功率平衡约束条件为：

式中： 表示点i处在第t年时段τCHP机组的供热负荷； 表示点i处在第t年时段τ燃气锅炉的供热负荷；Hi'(t,τ)表示点i处在第t年时段τ的热负荷。

7.根据权利要求6所述的考虑电‑热转移负荷转移量不确定性的综合能源规划方法，其特征在于：所述能源耦合单元约束包括CHP设备、P2G设备和燃气锅炉在运行时需要满足的容量约束和能量转换时的能量守恒约束：所述CHP设备的能量转换约束条件为：

式中， 表示CHP机组的发电效率； 表示CHP机组的供热效率；

所述CHP设备的容量约束条件为：

chp

式中，Fi (t,τ)表示节点i处CHP机组在第t年时段τ的耗气功率； 表示节点i处CHP机组在第t年时段τ的最小耗气功率； 表示节点i处CHP机组在第t年时段τ的最大耗气功率；

所述P2G设备的能量转换约束条件为：

p2g p2g

Fi (t,τ)＝θpPi (t,τ)(19)

p2g

式中，θp表示P2G厂站的电转气效率；Fi (t,τ)表示节点i处P2G厂站在第t年时段τ的电转气功率；

所述P2G设备的容量约束条件为：

式中， 为节点i处P2G设备在第t年时段τ消耗的最小有功功率； 为节点i处P2G设备在第t年时段τ消耗的最大有功功率；

所述燃气锅炉设备的能量转换约束条件为：

式中， 燃气锅炉的供热效率； 表示节点i处燃气锅炉在第t年时段τ的供热f功率；Fi(t,τ)表示节点i处燃气锅炉在第t年时段τ的耗气功率；

所述燃气锅炉设备的容量约束条件为：

式中， 表示节点i处燃气锅炉在第t年时段τ的最小耗气功率； 表示节点i处燃气锅炉在第t年时段τ的最大耗气功率。

8.根据权利要求7所述的考虑电‑热转移负荷转移量不确定性的综合能源规划方法，其特征在于：所述综合能源系统规划的确定性模型为：所述确定性模型中，x为投资决策变量，y为运行优化变量；所述确定性模型需要满足的约束条件包括所述约束条件(4)、(5)以及所述约束条件(6)‑(22)。

9.根据权利要求8所述的考虑电‑热转移负荷转移量不确定性的综合能源规划方法，其特征在于：所述步骤2中，采用两阶段鲁棒优化方法处理后的电‑热可转移负荷转移量的不确定性模型，包括电负荷折算公式和电‑热可转移负荷转移量的波动范围：所述电负荷折算公式为：

式中：P为供电量； 为发热折算成供电量的折算系数，即发1kWh电所需的热量，取6MJ/kWh；H为供热量；

所述电‑热可转移负荷转移量的波动范围为：

式中， 为第t年电负荷需求可转移到热负荷需求的量的潜在值， 为第t年电负荷需求可转移到热负荷需求的量的预测值， 为第t年电负荷需求可转移到热负荷需求的量z的波动偏差，在不考虑所述电‑热可转移负荷转移量的不确定性时， 的初始值为0；Γ 为规划期内电‑热负荷可转移量的潜在值的不确定性调节参数。

10.根据权利要求9所述的考虑电‑热转移负荷转移量不确定性的综合能源规划方法，其特征在于：所述步骤2中，采用两阶段鲁棒规划模型方法处理电‑热可转移负荷转移量的不确定性，得到min‑max‑min结构的两阶段鲁棒优化形式的所述目标函数表达式为：所述目标函数表达式(27)需要满足约束条件(4)‑(22)和(25)，且需要采用Benders算法对所述目标函数表达式(27)进行转化和求解。