1.一种考虑海水淡化的沿海多源多荷协调控制方法，其特征在于，包括：根据制定日前计划需要的数据，预测次日新能源发电站出力、常规负荷的负荷功率和淡化水需求量；将次日新能源发电站出力、常规负荷的负荷功率和淡化水需求量输入预先建立的协调优化模型，得到最优日前计划；到达次日时，基于所述最优日前计划，制定最优日内计划并控制储能装置和海水淡化设施执行所述最优日内计划，进行多源多荷协调控制；所述协调优化模型基于与配电网之间联络线上的功率波动最小制定；所述制定日前计划需要的数据包括：固定参数、气象预报参数、运行数据以及历史数据；所述固定参数包括：区域面积、分时电价、海水淡化机组特性和负荷类型；所述运行数据包括：新能源发电站发电功率、储能装置的储能量与储能潜力、各海水淡化设施的淡化水需求量、淡化水生产量、储量以及负荷功率以及常规负荷的负荷功率，所述历史数据包括所述运行数据和气象数据的历史数据；所述协调优化模型的建立，包括：建立目标函数，以新能源机组功率约束、海水淡化约束、储能装置约束和功率平衡约束为约束条件，建立协调优化模型；所述目标函数如下式所示：f＝min(k 1 C total +k 2 σ L )其中，f表示目标函数，C total 表示在计划时间段内的运行成本，k 1 表示C total 在目标函数内的权重系数，σ L 表示与配电网之间的联络线上的功率在计划时间段内的方差之和，k 2 表示σ L 在目标函数内的权重系数；σ L 如下式计算：其中，N表示计划时间段内包含的运行时间段数， 表示与配电网之间的联络线上在第i个运行时间段时的功率，下标L表示联络线；C total 如下式计算：C total ＝∑C oM +∑C PC +∑C G -∑B PV其中，∑C OM 表示在计划时间段内的运维成本之和，∑C PC 表示各新能源机组在计划时间段内因弃风弃光造成的损失之和，∑C G 表示计划时间段内向配电网购电的成本，∑B PV 表示计划时间段内因供电可得的政策性光伏补贴之和，所述新能源机组包括风力发电机组和光伏发电机组。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述基于所述最优日前计划，制定最优日内计划并控制储能装置和海水淡化设施执行所述最优日内计划，进行多源多荷协调控制，包括：基于所述日前计划，在次日的每个小时内，分别根据制定日内计划的数据，预测下一小时新能源发电站出力、常规负荷的负荷功率和淡化水需求量；将下一小时新能源发电站出力、常规负荷的负荷功率和淡化水需求量输入所述协调优化模型，得到下一小时的最优日内计划；到达下一小时后，控制储能装置和海水淡化设施执行所述最优日内计划，进行多源多荷协调控制；其中，所述制定日内计划需要的数据包括：当前小时的制定日前计划需要的数据以及更新后的气象预报数据、当日实际的运行数据。
3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述∑C OM 如下式计算：其中， 为风力发电机组单位功率下，在一个运行时间段内的运维成本； 为光伏发电机组单位功率下，在一个运行时间段内的运维成本； 为海水淡化机组单位功率下，在一个运行时间段内的运维成本； 为储能装置单位功率下，在一个运行时间段内的运维成本；N W 为风力发电机组数量；N PV 为光伏发电机组数量；N DE 为海水淡化机组数量； 为第j个风电机组在第i个运行时间段时的功率； 为第k个光伏发电机组在第i个运行时间段时的功率； 为第l个海水淡化机组在第i个运行时间段时的功率； 为储能装置在第i个运行时间段时的储能量；所述∑C PC 如下式计算：其中， 为第i个运行时间段的分时电价； 为第i个运行时间段的弃风功率； 为第i个运行时间段的弃光功率；所述∑C G 如下式计算：所述∑B PV 如下式计算：其中，T PV 为单位功率下的光伏补贴金额。
4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述得到最优日前计划之后，且到达次日前，还包括：向储能装置和各分布式海水淡化设施发布日前计划。
5.如权利要求2所述的方法，其特征在于，所述得到下一小时的最优日内计划之后，且到达下一小时前，还包括：向储能装置和各分布式海水淡化设施发布日内计划。
6.如权利要求2所述的方法，其特征在于，所述预测下一小时新能源发电站出力、常规负荷的负荷功率和淡化水需求量之后，且将下一小时新能源发电站出力、常规负荷的负荷功率和淡化水需求量输入所述协调优化模型之前，还包括：判断是否有海水淡化设施的淡水储量低于下一小时对应的淡水需求量：若有，则淡水储量低于下一小时对应的淡水需求量的海水淡化设施的下一小时计划为所有机组全部起动。
