1.一种储能电站参与电网一次调频深度控制方法，其特征在于，将储能电站的并网逆变器等效成具有励磁控制和调速控制的同步电压源，储能电站采用同步机三阶模型的控制策略，根据电池储能电站的灵活性指标和静态频率特性，通过设定储能电站的调差系数σbattery％控制电池储能电站参与电网一次调频的调频深度。

2.如权利要求1所述的一种储能电站参与电网一次调频深度控制方法，其特征在于，所述储能电站采用同步机三阶模型的控制策略具体过程包括如下步骤：获取储能电站的SOC和并网逆变器的出口的实测电网频率信号和电压信号；

将储能电站的SOC和并网逆变器的出口的实测电网频率信号经过调速控制输出储能电站的输出功率参考值；以及，将并网逆变器出口的实测电网电压信号经过励磁控制得到强制空载电动势参考值；

将输出功率参考值和强制空载电动势参考值输入至预先建立的虚拟同步机三阶模型中得到并网逆变器功角θ；

电压外环控制dq轴电压参考值与实际值的偏差以及电流内环控制电流参考值与实际值的偏差，修正电池储能电站并网逆变器的占空比，结合并网逆变器功角θ控制逆变器中晶闸管开关特性。

3.如权利要求2所述的一种储能电站参与电网一次调频深度控制方法，其特征在于，所述步骤2中调速控制将电池储能电站的并网逆变器出口的频率实测值fmeas与频率参考值fref的频率偏差Δf经过功频比例系数Km修正有功功率偏差量，所述功频比例系数由荷电状态SOC修正；

根据功率偏差量ΔPb与功率设定值Pb0得到电池储能电站的输出功率参考值Pbref，具体包括：储能单元的动机调节单元模拟同步机的静态频率特性，在系统调频中实现多机之间的有功功率的自动分摊，模拟同步发电机的功频特性，根据系统频率实测值与参考值之差，得到储能单元功率参考值，如式(1)所示：Pbref-Pb0＝Km(fmeas-fref)             (1)式中，fref为频率参考值；Pbref为功率参考值；Pb0为功率设定值；fmeas为频率实测值；Km为功频比例系数，由功频下垂系数kp和储能电站的SOC修正下垂系数kq共同决定；

所述系统角速度偏差与功率偏差的关系如式(2)所示：

式中，ω为实际角速度，ω0为额定角速度，Pb0为功率设定值，Pbref为功率参考值，J为转子的虚拟转动惯量，D为阻尼系数，Km为功频比例系数，s表示从时域变到频域下的变换信号。

4.如权利要求1所述的一种储能电站参与电网一次调频深度控制方法，其特征在于，所述将并网逆变器出口的实测电网电压信号经过励磁控制得到强制空载电动势参考值，包括：通过并网逆变器端口电压实测量Umeas与电压参考值Uref的偏差量修正空载电动势偏差量ΔEqe；

通过空载电动势偏差量与参考值Eqe0得到强制空载电动势参考值Eqe。

所述励磁控制中并网逆变器机端电压变化与强制空载电动势变化的关系如式(6)所示：式中，ΔEqe为空载电动势偏差量，Umeas为逆变器出口电压的时测值，Uref为逆变器出口电压参考值，Kf为励磁比例系数，Ke是一阶惯性环节的比例系数，Te是一阶惯性环节的积分系数，s代表从时域变到频域下的变化符号。

5.如权利要求1所述的一种储能电站参与电网一次调频深度控制方法，其特征在于，所述虚拟同步机三阶模型的建立过程如下：首先，根据同步机的二阶转子运动方程和一阶暂态电压方程，建立同步机标准三阶模型，如式(7)所示：式中，J为转子的虚拟转动惯量，D为阻尼系数，ω为标准值下的发电机角速度，ω0为发电机的额定角速度，Δω为额定转速与实际转速的偏差，Pm为机械功率，Pe为电磁功率，δ为发电机功角；Td0′为同步发电机励磁绕组的时间常数，Eq′为暂态电动势，Eqe为强制空载电动势，id为直轴电流分量，xd为直轴同步电抗，xd′为直轴瞬变电抗；

将电池储能电站的功率参考值Pbref和强制空载电动势参考值Eqe，带入式(7)中，分别得到并网逆变器功角θ和电池储能电站并网逆变器dq轴坐标系下暂态电动势Ed′和Eq′；

并网逆变器功角θ用于控制电池储能电站并网逆变器dq坐标系与xy坐标系下的夹角；

暂态电动势Ed′和Eq′通过虚拟定子绕组，调整逆变器的输出阻抗得到暂态电动势参考值Edref和Eqref，暂态电动势参考值Edref和Eqref依次通过电压外环得到与实际电压的偏差，经过电流内环得到与实际电流的偏差；

所述虚拟定子绕组如公式(8)所示：

E′-I(r+jx)＝Eref                   (8)式中，E′为储能电站并网逆变器的内电势，Eref为外部节点电压；

公式(8)右边进行实虚部分离如式(9)所示：

式中，r为虚拟电枢电阻，x为虚拟同步电抗。

6.如权利要求1所述的一种储能电站参与电网一次调频深度控制方法，其特征在于，设定储能电站的调差系数σbattery％控制电池储能电站参与电网一次调频的调频深度的具体包括：定义储能电站的单位调节功率Kbattery和调差系数σbattery％，根据储能电站的虚拟同步机三阶模型，当系统负荷波动时，储能电站的调频出力ΔPbattery分为两部分，如式(13)所示：ΔPbattery＝-(KmΔf-DΔω)            (13)式中，Δf为系统频率测量值与参考值的偏差，Δω为转速变化量；

则储能电站的单位调节功率如式(14)所示：

则储能单元的调差系数如式(15)所示：

式中，比例系数 kb为储能单元的下垂系数；

其次，将储能电站根据荷电状态SOC划分为三个区间；当SOC∈(SOCmax，1)时，储能电站只放电不充电；当SOC∈(SOCmin，SOCmax)时，储能电站在正常的调频工作区间，充放电自如；

当SOC∈(0，SOCmin)时，储能电站只充电不放电；在不同的SOC区间根据荷电状态修正系统的下垂系数，如式(17)所示：式中，kb0为正常工况下的下垂系数，k为极端情况下的修正系数，则储能电站的修正调差系数如式(18)所示：储能电站根据调差系数分摊系统负荷波动的部分功率，贡献调频出力。

7.如权利要求1所述的一种储能电站参与电网一次调频深度控制方法，其特征在于，所述储能电站的静态特性如式(11)所示：式中，fmax，fmin为调频死区的左右界，Kbattery为储能电站的单位调节功率；当频率上升超过频率死区右边界时，储能电站以频率偏差与单位调节功率Kbattery的乘积为充电功率值，从分布式电源吸收电能，调整电网频率下降到频率死区内；当系统频率下降超过频率死区左边界时，储能电站以频率偏差与单位调节功率Kbattery的乘积作为放电功率值，向电网释放电能。

8.一种储能电站参与电网一次调频贡献力的分析方法，其特征在于，根据权利要求6所述的一种储能电站参与电网一次调频深度控制方法，确定储能电站的调频出力，配置储能电站参与调频的额定功率、额定电量和爬坡速率；

将储能电站的调频出力与传统机组的调频出力的比值定义为储能电站参与电网一次调频的贡献因子λ，得到储能电站的调频贡献力。

9.如权利要求8所述的一种储能电站参与电网一次调频贡献力的分析方法，其特征在于，所述确定储能电站的调频出力，配置储能电站参与调频的额定功率、额定电量和爬坡速率具体包括：当储能电站工作在调频区间时，储能电站的调频出力如式(19)所示：式中，PN为系统的额定功率基准值，fN为系统的额定频率；

电力系统正常频率变化不超过额定频率±0.2Hz，则储能单元的最大调频出力为储能电站的额定功率Pbattery-N如式(20)所示：根据电力系统调频时长为30min，配置储能的额定电量Ebattery如式(21)所示：Ebattery＝0.5Pbattery-N                (21)考虑到系统一次频率调整为10s到15s，所以储能电站需要在一次调频结束之前完成功率输出，定义储能电站的功率输出速率，即爬坡速率ηbattery为：ηbattery＝0.1Pbattery-max                  (22)式中，ΔPbattery-max是系统在频繁负荷波动时储能电站按照自身的调差系数需要分摊的最大功率。

10.如权利要求8所述的一种储能电站参与电网一次调频贡献力的分析方法，其特征在于，所述将储能电站的调频出力与传统机组的调频出力的比值定义为储能电站参与电网一次调频的贡献因子λ，得到储能电站的调频贡献力包括：定义电网系统中有m台传统机组和n个储能电站参与电网一次调频，则传统机组总单位调节功率如式(24)所示：则传统机组总的调频出力为ΔPGN如式(25)所示：

将KGN换算为以n台传统机组的总容量为基准的标么值KGN*，则KGN*的倒数就是全系统传统机组的等值调差系数，如式(26)所示：定义，储能电站的总单位调节功率如式(27)所示：

则储能电站总的调频出力为ΔPbatteryM如式(28)所示：将KbatteryM换算为以m台储能电站的总容量为基准的标么值KbatteryM*，则KbatteryM*的倒数就是全系统储能电站的等值调差系数，如式(29)所示：定义储能电站的调频出力与传统机组的调频出力的比值为储能电参与电网一次调频的贡献因子λ，则贡献因子表达式λ如式(30)所示：式中，PbN为储能电站的容量基准值，PGN为传统机组的容量基准值；

贡献因子λ越大，全系统储能电站的总调频出力越大，系统一次调频后的频率变化量越小，平抑频率波动效果越好，储能电站对传统机组参与新能源系统一次调频的贡献力越大。