CN110503250B - 考虑电-热转移负荷转移量不确定性的综合能源规划方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提出了一种考虑电‑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。该方法，可以减少系统碳排放量，提升系统的可靠性和多能互补的效益。另一方面，采用两阶段鲁棒优化理论处理电‑热可转移负荷转移量的不确定性，可以更加精确地考虑其不确定性，灵活调整综合能源系统规划方案的保守性。
Description
技术领域
本发明涉及综合能源系统规划领域和电力市场领域，具体涉及一种考虑电-热转移负荷转移量不确定性的综合能源规划方法。
背景技术
随着能源需求和环境压力的不断增加，天然气开采技术、电转气(power to gas,P2G)技术和热电联产(combined heat and power,CHP)等技术得到了迅速发展。电力系统和天然气系统的耦合日益加深，电力需求和天然气需求可以相互转化，例如热负荷需求可以由供热机组直接供热，也可以由电加热设备供热，使得这类负荷具有电-热可转移的性质，某些电负荷被热负荷替代可以减少系统CO2排放量。传统的电力系统与天然气系统独立规划的模式已经不能满足电气综合能源系统的需要。因此，为了提升综合能源系统供能的可靠性，在进行综合能源系统规划时就有必要考虑电-热可转移负荷转移量的不确定性。
发明内容
本发明的目的在于提供一种考虑电-热转移负荷转移量不确定性的综合能源规划方法，提高系统的可靠性和整体效益。
为解决上述技术问题，本发明提出一种考虑电-热转移负荷转移量不确定性的综合能源规划方法，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。
优选的，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，ΩY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。
优选的，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。
优选的，所述系统装机类型及数目约束条件为：
dtk＝max{0,ωt,k-ωt-1,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。
优选的，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：
式中，
为常规发电机组i的出力上限，
为常规发电机组i的出力下限，Pi gen(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：
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 wind(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：
式中，Pi CHP(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 P2G(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。
优选的，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：
式中，Fi gs(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 gs(t,τ)为正值表示进气量，所述Fi gs(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；H′i(t,τ)表示点i处在第t年时段τ的热负荷。
优选的，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：
式中，Fi chp(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：
Fi p2g(t,τ)＝θpPi p2g(t,τ) (19)
式中，θp表示P2G厂站的电转气效率；Fi p2g(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的供热功率；Fi f(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。
优选的，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)。
优选的，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；Γz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。
优选的，所述步骤2中，采用两阶段鲁棒规划模型方法处理处理电-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。
与现有的技术相比，本发明的技术方案所带来的有益效果是：
本发明提供的考虑电-热转移负荷转移量不确定性的综合能源规划方法，通过考虑电-热可转移负荷，可以减少系统碳排放量，提升系统的可靠性和多能互补的效益。另一方面，采用两阶段鲁棒优化理论处理电-热可转移负荷转移量的不确定性，可以更加精确地考虑其不确定性，灵活调整综合能源系统规划方案的保守性，提升多能互补的效益。
附图说明
图1是本发明实施例中综合能源规划方法的流程图；
图2是能源中心结构示意图；以及
图3是本发明实施例中9节点综合能源测试系统结构图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明做进一步说明。
本实施例的考虑电-热转移负荷转移量不确定性的综合能源规划方法，具体步骤如图1所示：
步骤一，以图2所示的能源中心结构为基础，输入能源为电能和天然气，输出电能和热能供应负荷需求。
步骤二，建立综合能源系统规划模型。
步骤三，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。
步骤四，求解综合能源系统规划模型，得到规划方案。
作为上述技术方案的补充，综合能源系统规划模型包括目标函数和约束条件：
以规划年限内总成本净现值最小为优化目标，其中总成本包含投资成本、运行成本两部分：
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；
和
分别为第t年的投资成本和运行成本；G和M分别为候选设备与运行设备的种类；ΩG和ΩY分别为候选设备和运行设备集合(候选设备包含常规机组、燃气锅炉、CHP机组、P2G厂站、输电线路和天然气管道，运行设备包含气源点、常规机组、燃气锅炉、CHP机组和P2G厂站)；
分别表示第G类候选设备的额定容量、单位容量投建成本；xi,t、xi,t-1为不同设备的状态变量，已有设备的状态变量设为1，候选设备第t年投运后，其状态变量由0变为1；
和
分别为第M类运行设备的出力和单位容量的运行费用。
约束条件主要包括系统装机类型及数目约束、电力系统运行约束、天然气系统运行约束、能源耦合单元约束四个方面。
(1)系统装机类型及数目约束：
dtk＝max{0,ωt,k-ωt-1,k} (4)
式中：dtk表示第t年k型机组的新增装机数量；ωt,k和ωt-1,k分别为k型机组在第t年和第t-1年的数量；
表示k型机组的最大数目。
(2)电力系统运行约束包括常规发电机组出力约束、风电机组运行约束、输电线路有功功率传输极限约束、支路潮流约束、节点电功率平衡约束、备用容量约束：
式中，
和
分别表示常规发电机组i的出力上下限；Pi gen(t,τ)为第t年时段τ火电机组i的出力；
和
分别表示风电机组i的出力上下限；Pi wind(t,τ)为第t年时段τ风电机组i的出力；
表示输电线路(i,j)传输有功功率的最大值；
表示输电线路(i,j)传输的有功功率；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；Pi CHP(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 P2G(t,τ)为节点i处P2G设备在第t年时段τ消耗的有功功率；Re(t,τ)为第t年时段τ电力系统所需的备用容量。
(3)天然气系统运行约束包括：气源点的出气限额约束见式、管道传输流量约束见式、节点天然气平衡约束见式、节点热功率平衡约束。
式中：Fi gs(t,τ)表示节点i处气源点在第t年时段τ的进/出气量(正值表示进气，负值表示出气)；
表示天然气管道(i,j)在第t年时段τ的输送流量；H′i(t,τ)表示点i处在第t年时段τ的热负荷。
(4)能源耦合单元约束包括CHP、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：
Fi p2g(t,τ)＝θpPi p2g(t,τ) (18)
式中：
θp分别表示CHP机组的发电和供热效率、P2G厂站的电转气效率；Fi chp(t,τ)、Fi p2g(t,τ)分别表示节点i处CHP机组在第t年时段τ的耗气功率、节点i处P2G厂站在第t年时段τ的电转气功率；
代表CHP机组在第t年时段τ的供热功率；
Fi f(t,τ)、
分别表示节点i处燃气锅炉在第t年时段τ的供热功率、节点i处燃气锅炉在第t年时段τ的耗气功率、燃气锅炉的供热效率。
作为上述技术方案的补充，综合能源系统规划的确定性模型为：
综合能源系统规划模型的目标函数为式(1)；投资决策变量为x，运行优化变量为y，表达式为：
需要满足的约束条件包括：与规划层面相关的约束有式(4)-(5)，与运行层面相关的约束有式(6)-(22)。
作为上述技术方案的补充，电-热负荷可转移量不确定性建模，电负荷折算公式和电-热可转移负荷转移量的波动范围如下：
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；
和
分别为第t年电负荷需求可转移到热负荷需求的量的潜在值、预测值和波动偏差，假设
Γz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。
作为上述技术方案的补充，综合能源系统规划的两阶段鲁棒规划模型的建立，将目标函数式(1)转变为min-max-min结构的两阶段鲁棒优化形式：
并且需要满足约束式(4)-(22)、式(25)。采用Benders算法对模型进行转化和求解。
第五步：采用Benders算法对模型进行转化求解，调用CPLEX获得综合能源系统规划最优方案。
本实施例以如图3所示的一个9节点能源中心测试系统为例，来解释本发明的实际应用。
9节点能源中心测试系统结构图如附图1所示，该能源中心测试系统包含3个火电机组、2个气源点、1个风电场、4个燃气锅炉、9条输电线路和9条天然气管道。给定规划周期为10年，年均折现率为6％，规划期内电负荷和热负荷的年均增长率分别为5％和2％。
电-热负荷可转移量不确定性方面，设第t年电负荷需求可转移到热负荷需求的量的预测值为0，即
不确定域的波动范围
参数Γz在1～10之间浮动。
表1 综合能源系统参数
根据本发明所提出的方法，求解综合能源系统的规划结果，为说明考虑电-热转移负荷转移量不确定性的综合能源规划方法的有效性与优越性，本发明分析了以下两种场景：
场景1：不考虑电-热转移负荷转移量，即电-热转移负荷转移量为0。
场景2：考虑电-热转移负荷转移量，及其不确定性。
针对上述2种场景，求解得规划结果如表2所示。
| 场景 | 总成本(106$) | 投资成(106$) | 运行成本(106$) | 碳排放量(104t) |
| 场景1 | 421.73 | 35.97 | 385.76 | 163.25 |
| 场景2 | 426.45 | 38.91 | 387.54 | 126.83 |
比较上述2种场景的结果，在综合能源系统的规划中考虑电-热转移负荷转移量不确定性后，虽然投资成本、运行成本略有升高，但是碳排放量大幅减少。
本发明考虑了电-热转移负荷转移量不确定性对综合能源规划的影响，充分挖掘了多种能源形式之间互补互济、灵活规划的潜力，可以减少碳排放量，提高综合能源系统的低碳性和灵活性。
尽管上面结合附图对本发明的功能及工作过程进行了描述，但本发明并不局限于上述的具体功能和过程，上述的具体实施方式仅仅是示意性的，而不是限制性的，本领域的普通技术人员在本发明的启示下，在不脱离本发明宗旨和权利要求所保护的范围情况下，还可以做出很多形式，这些均属于本发明的保护之内。
Claims (10)
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：
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 gen(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：
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 wind(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：
式中，Pi CHP(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 P2G(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：
式中，Fi gs(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 gs(t,τ)为正值表示进气量，所述Fi gs(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：
式中，Fi chp(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：
Fi p2g(t,τ)＝θpPi p2g(t,τ)(19)
式中，θp表示P2G厂站的电转气效率；Fi p2g(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的供热功率；Fi f(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；Γz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。
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