1.一种基于柔性直流输电和抽蓄电站蓄能的电力系统调度方法，其特征在于，包括以下步骤：(1)建立基于柔性直流输电和抽蓄电站蓄能的电力系统调度模型，该模型由目标函数和约束条件构成；具体步骤如下：(1-1)确定模型的目标函数；模型的目标函数为系统运行的总成本S SUM 最小化：总成本为传输成本、发电成本和惩罚项之和，其中，传输成本的计算表达式如下：式中，A i 表示电力系统中第i条传输线上的传输成本函数，P i 表示第i条传输线上的有功功率，I表示柔性直流传输支路集合；A i 的计算表达式如下：A i ＝R i P i 2其中，R i 代表第i条传输线上线路损耗；发电成本的计算表达式如下：式中，G i 表示柔性直流电力系统节点i处发电机的发电成本函数，P Gi 表示柔性直流电力系统节点i处发电机的有功功率，G表示接入发电机的柔性直流电力系统节点集合；G i 的计算表达式如下：G i ＝a i P Gi 2 +b i P Gi +c i其中，a i ,b i ,c i 分别代表节点i处发电机的发电成本参数；惩罚项为弃电惩罚与负荷追踪偏移惩罚之和，计算表达式如下：S pun ＝S 1 +S 2其中，弃电惩罚的计算表达式如下：式中，P j 表示新能源电站j的实际出力，p j 表示预测的新能源电站j的出力；J为所有新能源电站的集合，α代表新能源电站的弃电惩罚系数；负荷追踪偏移惩罚计算表达式如下：S 2 ＝γ(P b.t -P b.t-1 ) 2 ,t∈T其中，γ为负荷追踪偏移惩罚系数，T为受控时间段，P b.t 为t时刻的负荷追踪值；(1-2)确定模型的约束条件，具体如下：(1-2-1)发电机功率约束：P Gi,min ≤P Gi -α i (u max -u 0 )P Gi -α i (u min -u 0 )≤P Gi,max其中，P Gi,min ,P Gi,max 分别表示节点i处发电机的最小出力与最大出力，P Gi 是节点i处发电机实际出力，α i 是节点i处发电机的自动发电控制AGC调节系数，u max 是新能源电站的最大出力，u min 是新能源电站的最小出力，u 0 为新能源电站的实际出力；(1-2-2)新能源电站功率约束：w i,min ≤ w0≤w i,min ≤w i,0 ≤w i,max其中，w i,0 表示节点i处新能源电站的功率设定值，w i,min 代表节点i处的新能源电站的最小出力，w i,max 代表节点i处的新能源电站的最大出力， w 是新能源波动下界， 是新能源波动上界；(1-2-3)全网功率平衡方程约束：其中， 表示接入负载的电力系统节点集合， 表示接入传统能源发电厂的电力系统节点集合， 表示接入新能源电站的电力系统节点集合，P Di 表示电力系统节点i处的负荷功率；(1-2-4)线路传输功率容量约束：其中， 分别表示电力系统中支路L相对于节点i和节点j的功率分布转移因子， 为电力系统中支路L相对于节点i的有功功率的灵敏度：其中， 表示支路L的最大允许功率，α i 表示节点i处发电机的自动发电控制调节系数；(1-2-5)抽水蓄能电站约束：w u,t+1 -w u,t ＝w h,t -w g,tw u,min ≤w u,t ≤w u,maxw l,t+1 -w l,t ＝w g,t -w h,tw l,min ≤w l,t ≤w l,maxw h,t ＝η h p h,tp g,t ＝η g w g,tp ch.t ＝B(t)p g,tp dis.t ＝B(t)p g,tp ch.t ≥0p dis.t ≥0其中，p g,t 表示时刻t抽水蓄能电站的发电功率，w g,t 表示时刻t抽水蓄能电站的用水功率，η g 为抽水蓄能电站的发电效率，p h,t 表示时刻t抽水蓄能电站的用电功率，w h,t 表示时刻t抽水蓄能电站的蓄水功率，η h 表示抽水蓄能电站的抽水效率，w u,t 表示时刻t上游水库的蓄水量，w l,t 表示时刻t下游水库的蓄水量，p ch.t 为时刻t流入抽水蓄能电站的功率，p dis. t为时刻t流出抽水蓄能电站的功率，B为布尔函数；(1-2-6)柔性直流模型约束：p z ＝p z.i +p z.op z +l z ＝0p z ≤S zr≥|l z /S zl |r≤1其中，p z.i ,p z.o 分别为柔性直流母线z处的注入功率和流出功率，l z 为连接柔性直流母线z的柔性直流输电线路传输功率，r为线路最大负载率，S z 为母线z处的换流站容量，S zl 为连接母线z的输电线路容量；(2)对步骤(1)建立的模型进行求解，得到P Gi ，w i,0 ，p g,t ，l z 分别对应的最优解，即为基于柔性直流输电和抽蓄电站蓄能的电力系统的最优调度方案。
