1.一种源荷分布式协调的特高压直流受端电网频率调节方法，其特征在于，包括以下步骤：步骤1：构建特高压直流受端电网模型，分别将多台光伏系统、多台储能系统、多台柔性负荷系统依次接入特高压直流受端电网模型的节点；步骤2：在特高压直流受端电网模型中模拟系统故障，在系统故障发生后直至系统趋于稳态时每隔一定采样间隔时间对系统频率进行采样，根据采样的系统频率分别计算系统故障时刻的等效惯量、计算发电机的增益系数；步骤3：构建系统频率最小值模型，进一步对系统频率最小值模型通过迭代法进行优化求解得到系统频率反馈系数，根据系统频率反馈系数、调节器调节系数计算储能的频率反馈系数、柔性负荷的频率反馈系数、光伏的频率反馈系数之和，进一步计算系统需求容量；步骤4，通过光伏系统的可调容量构建光伏出力约束条件，通过储能系统的可调容量构建储能出力约束条件，通过柔性负荷的可调容量构建负荷约束条件，根据光伏系统的调节成本、储能系统的调节成本、柔性负荷的调节收益构建总调节成本，结合系统需求容量以总调节成本最小为优化目标，优化光伏系统的实际出力、储能系统的实际出力，以及柔性负荷的实际负荷；步骤1所述特高压直流受端电网模型的节点数量为N；步骤1所述光伏系统、储能系统、柔性负荷系统的数量均为I；步骤3所述构建系统频率最小值模型为：其中，K total 为系统频率反馈系数，Δf min 为系统频率最小值，K G 为发电机的增益系数，R表示调节器调节系数，P step 表示故障时损失的功率，α表示振荡系数， 表示系统自然角度， 表示阻尼比角度；其中，T R 为发电机再热时间常数，ω n 表示无阻尼自然频率，ζ表示传递函数的阻尼比；其中，K TOTAL 为系统频率反馈系数，R表示调节器调节系数，K G 为发电机的增益系数，H为系统故障时刻的等效惯量，T R 为发电机再热时间常数；其中，F H 为由高压涡轮产生的部分功率，R表示调节器调节系数，H为系统故障时刻的等效惯量，K TOTAL 为系统频率反馈系数，K G 为发电机的增益系数，T R 为发电机再热时间常数，ω n 表示无阻尼自然频率；其中， 表示系统自然角度， 表示阻尼比角度，ω n 表示无阻尼自然频率，T R 为发电机再热时间常数，ζ表示传递函数的阻尼比；步骤3所述计算储能的频率反馈系数、柔性负荷的频率反馈系数、光伏的频率反馈系数之和为：K B +K L +K PV ＝K total -D其中，K total 为系统频率反馈系数，D表示阻尼系数，K B 为储能的频率反馈系数，K L 为柔性负荷的频率反馈系数，K PV 为光伏的频率反馈系数；步骤3所述计算系统需求容量:P sum ＝Δf(K total -D)Δf＝f(F)-f o其中，P sum 为系统需求容量，Δf为系统故障发生后直至系统趋于稳态时的频率与额定频率差值，f(F)为系统故障发生后直至系统趋于稳态时的频率，f 0 为额定频率。
2.根据权利要求1所述的源荷分布式协调的特高压直流受端电网频率调节方法，其特征在于：步骤2所述对系统频率进行采样为：f(1)、f(2)、...、f(F)其中，f(t)表示第t次采样的系统频率，t∈[1,F]，F为步骤2所述系统故障发生后直至系统趋于稳态时的采样次数；步骤2所述计算系统故障时刻的等效惯量为：其中，H为系统故障时刻的等效惯量，P step 表示故障时损失的功率，q为步骤2所述采样间隔时间；步骤2所述计算发电机的增益系数为：其中，K G 为发电机的增益系数，R表示调节器调节系数，P step 表示故障时损失的功率，D表示阻尼系数，f 0 为额定频率。
3.根据权利要求1所述的源荷分布式协调的特高压直流受端电网频率调节方法，其特征在于：步骤4所述光伏系统的可调容量：其中， 为第i个光伏系统的可调容量最小值， 为第i个光伏系统的可调容量最大值，I为光伏系统的数量；步骤4所述光伏出力约束条件为：其中，ω i 表示第i个光伏系统的实际出力；步骤4所述储能系统的可调容量为：[-EV i *(1-SOC i )，EV i *SOC i ]i∈[1,I]其中，SOC i 为第i个储能系统的荷电状态，EV i 为第i个储能系统的额定容量；步骤4所述储能出力的约束条件为：-EV i *(1-SOC i )≤s i ≤EV i *SOC i其中，s i 为第i个储能系统的实际出力，若s i ≥0，表示第i个储能系统处于放电状态即输出功率，若s i ＜0，表示第i个储能系统处于充电状态即吸收功率；步骤4所述柔性负荷的可调容量为：δ i P i ,δ i ∈{0,1}i∈[1,I]其中，δ i 为第i个柔性负荷的开关状态，δ i ＝1表示第i个柔性负荷接入，δ i ＝0表示第i个柔性负荷切断，P i 为第i个柔性负荷的额定容量；步骤4所述柔性负荷的约束条件为：0≤e i ≤P i其中，e i 为第i个柔性负荷的实际负荷功率；其中，C 1 、C 2 、C 3 分别为光伏系统调频成本、储能系统调频成本和柔性负荷调频成本；步骤4所述光伏系统的调节成本为：其中，w i 为第i台光伏系统的实际出力，为待优化变量， 为第i台光伏系统的弃光成本系数；步骤4所述储能系统的调节成本为：其中，s i 为第i台储能系统的实际出力，为待优化变量，I i 为第i台储能系统的装机成本，ΔT为充放电时间，Q i 表示第i台储能系统的容量，A total,i 表示第i台储能系统的电池全生命周期总放电容量，soc init,i 表示第i台储能系统的初始荷电状态；步骤4所述柔性负荷的调节收益为：其中， 为第i台柔性负荷的成本系数，e i 表示第i台柔性负荷的负荷功率，为待优化变量；步骤4所述总调节成本表示为：步骤4所述结合系统需求容量以总调节成本最小为优化目标，优化光伏系统的实际出力、储能系统和柔性负荷的实际出力，具体为：目标函数： 所述约束条件为：功率平衡约束： 其中，ω i0 为第i台光伏系统的初始时刻出力；运用内点法对上述模型进行优化求解，得出第i台光伏系统的优化出力、第i台储能系统的优化出力、第i个柔性负荷的优化负荷功率，i∈[1,I]，步骤1所述光伏系统、储能系统、柔性负荷系统的数量均为I；根据第i台光伏系统的优化出力调节第i台光伏系统的实际出力；根据第i台储能系统的优化出力调节第i台储能系统的实际出力；根据第i台柔性负荷的优化负荷功率调节第i台柔性负荷的实际负荷功率。
