CN112865117A - 新能源汇集直流闭锁后无功紧急控制方法、装置和系统 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种新能源汇集直流闭锁后无功紧急控制方法、装置和系统，确定无功控制地点优先级与分轮次无功控制量，监测直流闭锁故障信号与事故后关键交流母线稳态电压，基于设定时延，按照既定的优先级与控制量分轮次进行无功控制。本发明弥补了现有新能源汇集直流紧急控制系统针对事故后无功控制的缺失，为事故后系统母线稳态过电压的控制提供了兜底方案，为新能源汇集特高压直流系统安全稳定外送提供了安全保障。

Description

新能源汇集直流闭锁后无功紧急控制方法、装置和系统
技术领域
本发明涉及一种新能源汇集直流闭锁后无功紧急控制方法、装置和系统，属于电力系统自动化技术领域。
背景技术
新能源与直流输电技术的快速发展，为我国资源优化配置与能源低碳转型提供了重要支撑。我国青海地区清洁能源资源丰富，为了将青海地区清洁能源输送至中东部负荷中心，2020年已经建设投运以光伏为主要配套电源的特高压直流输电工程，是世界上首条全清洁能源输送的特高压直流。
以集中式新能源为主要配套的特高压直流闭锁故障后，一般通过采取切机措施来解决有功盈余导致的频率稳定问题，并且优先切除配套新能源。由于集中式大容量新能源电力均是通过多级变压、远距离汇集，与直流换流站的电气距离较大，大量集中切除新能源后，特别是新能源出力较大时，汇集线路潮流大量回退，无功功率大量剩余，导致事故后交流母线电压存在越限风险。现有自动电压控制(AVC)系统的控制周期一般为5分钟，在直流故障后、AVC动作之前的一段时间内，交流母线的稳态过电压存在控制手段缺失的问题，严重威胁设备与系统安全。
现有直流系统紧急控制方法主要考虑有功功率紧急控制，或者以事故后稳态过电压最低为目标进行有功控制策略优化，目前尚未有文献考虑事故后的无功功率紧急控制，缺乏针对事故后系统母线稳态过电压的兜底控制方案。因此提供一种新能源汇集直流外送系统故障后的无功紧急控制方法，对保障新能源汇集直流外送系统安全稳定具有重要意义。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明的目的是提供一种新能源汇集直流闭锁后无功紧急控制方法，包括步骤：
获取直流闭锁故障信号与事故后关键交流母线稳态电压数值；
基于所述关键交流母线稳态电压数值，按照预先确定的无功控制地点优先级与每一轮无功控制量依次进行无功控制。
进一步的，所述无功控制地点优先级与每一轮无功控制量确定方法包括：
针对直流闭锁故障采取切除新能源措施后，分析各新能源汇集交流母线Busi的电压Vi，若Vi>Vimax，则认定母线Busi为关键交流母线，Vimax为新能源汇集交流母线稳态电压上限；
针对存在可控无功资源的变电站Sj，切除相同容量Q0的电容器，关键交流母线Busi的母线电压下降值为ΔViQ0j，计算所有关键交流母线的电压下降值总和
Figure BDA0002895503950000021
针对n个存在可控无功资源的变电站，对
Figure BDA0002895503950000022
大小进行排序，数值最大的对应变电站Sjmax的控制优先级最高，数值最小的对应变电站Sjmin的控制优先级最低；
考察事故后任一关键交流母线Busi，针对优先级最大的变电站Sjmax实施无功控制，求解每一轮无功控制量Q1，计算该关键交流母线Busi的稳态电压降幅占比σi＝ΔVBusi/ViN，使得当无功控制量为2Q1时，σi<σ0，当控制量为3Q1时，σi≥σ0；
其中，ΔVBusi、ViN分别为交流母线Busi的稳态电压降幅、额定值，σ0为电压变化量阈值。
进一步的，基于所述关键交流母线稳态电压数值，按照预先确定的无功控制地点优先级与每一轮无功控制量依次进行无功控制，包括：
获取到直流闭锁信号，并且事故后关键交流母线稳态电压存在越限，Vi>Vimax，经过时间Tset延时后，按照预先确定的无功控制地点优先级与每一轮无功控制量依次进行无功控制。
一种新能源汇集直流闭锁后无功紧急控制装置，包括：
信息获取模块，用于获取直流闭锁故障信号与事故后关键交流母线稳态电压数值；
无功控制模块，用于基于所述关键交流母线稳态电压数值，按照预先确定的无功控制地点优先级与每一轮无功控制量依次进行无功控制。
进一步的，所述无功控制地点优先级与每一轮无功控制量确定方法包括：
针对直流闭锁故障采取切除新能源措施后，分析各新能源汇集交流母线Busi的电压Vi，若Vi>Vimax，则认定母线Busi为关键交流母线，Vimax为新能源汇集交流母线稳态电压上限；
针对存在可控无功资源的变电站Sj，切除相同容量Q0的电容器，关键交流母线Busi的母线电压下降值为ΔViQ0j，计算所有关键交流母线的电压下降值总和
Figure BDA0002895503950000031
针对n个存在可控无功资源的变电站，对
Figure BDA0002895503950000032
大小进行排序，数值最大的对应变电站Sjmax的控制优先级最高，数值最小的对应变电站Sjmin的控制优先级最低；
考察事故后任一关键交流母线Busi，针对优先级最大的变电站Sjmax实施无功控制，求解每一轮无功控制量Q1，计算该关键交流母线Busi的稳态电压降幅占比σi＝ΔVBusi/ViN，使得当无功控制量为2Q1时，σi<σ0，当控制量为3Q1时，σi≥σ0；
其中，ΔVBusi、ViN分别为交流母线Busi的稳态电压降幅、额定值，σ0为电压变化量阈值。
进一步的，基于所述关键交流母线稳态电压数值，按照预先确定的无功控制地点优先级与每一轮无功控制量依次进行无功控制，包括：
获取到直流闭锁信号，并且事故后关键交流母线稳态电压存在越限，Vi>Vimax，经过时间Tset延时后，按照预先确定的无功控制地点优先级与每一轮无功控制量依次进行无功控制。
一种新能源汇集直流闭锁后无功紧急控制系统，包括：
电压控制主站，用于接收直流闭锁故障信号，判断是否存在关键交流母线电压越限、是否达到设定延时定值，按照预先确定的无功控制地点优先级与每一轮无功控制量依次进行无功控制，生成无功控制指令，向电压控制子站发送无功控制指令；
电压控制子站，用于接收电压控制主站的无功控制指令，接收电压执行站上送的无功可控量及关键交流母线电压数值；分配无功控制指令，向电压控制执行站发送控制指令；
电压控制执行站，用于接收电压控制子站的控制指令并且执行，采集本地关键交流母线电压并且上送至电压控制子站。
进一步的，无功控制地点优先级与每一轮无功控制量确定方法，包括：
针对直流闭锁故障采取切除新能源措施后，分析各新能源汇集交流母线Busi的电压Vi，若Vi>Vimax，则认定母线Busi为关键交流母线，Vimax为新能源汇集交流母线稳态电压上限；
针对存在可控无功资源的变电站Sj，切除相同容量Q0的电容器，关键交流母线Busi的母线电压下降值为ΔViQ0j，计算所有关键交流母线的电压下降值总和
Figure BDA0002895503950000041
针对n个存在可控无功资源的变电站，对
Figure BDA0002895503950000042
大小进行排序，数值最大的对应变电站Sjmax的控制优先级最高，数值最小的对应变电站Sjmin的控制优先级最低；
考察事故后任一关键交流母线Busi，针对优先级最大的变电站Sjmax实施无功控制，求解每一轮无功控制量Q1，计算该关键交流母线Busi的稳态电压降幅占比σi＝ΔVBusi/ViN，使得当无功控制量为2Q1时，σi<σ0，当控制量为3Q1时，σi≥σ0；
其中，ΔVBusi、ViN分别为交流母线Busi的稳态电压降幅、额定值，σ0为电压变化量阈值。
与现有技术相比，本发明的有益效果在于：本发明弥补了现有新能源汇集直流紧急控制系统中，针对直流闭锁故障后无功紧急控制的缺失，为事故后系统母线稳态过电压的控制提供了兜底方案，避免了交流母线设备损坏，为新能源汇集特高压直流系统安全稳定外送提供了安全保障。
附图说明
图1为本发明实施例中的一种控制方法流程图；
图2为本发明实施例中的一种控制系统结构图；
图3为本发明实施例中的一种控制方法效果图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明作进一步描述。以下实施例仅用于更加清楚地说明本发明的技术方案，而不能以此来限制本发明的保护范围。
如图1所示，一种新能源汇集直流闭锁后无功紧急控制方法，包括以下步骤：
步骤1：确定无功控制地点优先级与每一轮无功控制量。
(1-1)获取电力系统运行方式数据、模型及参数，确定相关计算边界条件；基于多种严重运行方式，针对直流闭锁故障采取切除新能源措施后，分析各新能源汇集交流母线Busi的电压Vi，设定新能源汇集交流母线稳态电压上限、下限限额为Vimax、Vimin，若Vi>Vimax，则认定母线Busi为关键交流母线，得到关键交流母线集合B＝{Busi},(i＝1,2...m)，m为新能源汇集交流母线的总数；
本实施例获取青海电网实际运行方式机电暂态仿真数据、模型及参数，日间新能源大发方式下，青豫直流400万千瓦，青豫直流双极闭锁故障后，考虑西北电网最大承受210万千瓦不平衡量，为应对直流闭锁后导致的系统暂态频率稳定问题，紧急切除塔拉地区新能源190万千瓦。基于机电暂态仿真分析计算，将新能源汇集站330千伏母线作为关键交流母线，根据电网运行规定，330千伏交流母线稳态电压运行上限为363千伏，运行下限为345千伏；通过仿真计算分析，得到关键交流母线为：330千伏黄河共和、沙柳、汇明、青南换。
(1-2)根据变电站实际设备配置情况，确定存在可控无功资源(包括低容、抵抗、调相机等)的变电站集合S＝{Sj},(j＝1,2...n)，n为存在可控无功资源的变电站总数，通过仿真分析，针对变电站Sj，切除相同容量Q0的电容器，关键交流母线Busi的母线电压下降ΔViQ0j，计算所有关键交流母线的电压下降值总和
Figure BDA0002895503950000061
针对n个变电站，对
Figure BDA0002895503950000062
大小进行排序，确定最大值
Figure BDA0002895503950000063
最小值
Figure BDA0002895503950000064
数值最大的对应变电站Sjmax的控制优先级最高，数值最小的对应变电站Sjmin的控制优先级最低，即无功控制地点优先级；
根据变电站实际设备配置情况，确定存在可控无功资源的变电站为330千伏沙柳、黄河共和、思明、汇明、珠玉、共汇、合二；通过仿真计算分析，该七个变电站切除相同容性无功控制量60MVar后，关键母线330千伏黄河共和、沙柳、汇明、青南换的电压下降总和分别为-0.10509p.u.、-0.07532p.u.、-0.05862p.u.、-0.05699p.u.、-0.04677p.u.、-0.03697p.u.、-0.01882p.u.；确定控制地点优先级排序为：330千伏沙柳、黄河、共和、思明、汇明、珠玉、共汇、合二。
(1-3)考察事故后任一交流母线Busi，针对优先级最大的变电站Sjmax实施无功控制，求解每一轮无功控制量Q1，计算该关键交流母线Busi的稳态电压降幅占比σi＝ΔVBusi/ViN，使得当无功控制量为2Q1时，σi<σ0，当控制量为3Q1时，σi≥σ0。其中ΔVBusi、ViN分别为交流母线Busi的稳态电压降幅、额定值，σ0为电压变化量阈值，根据相关高压电容器运行标准或规范确定的投切一组电容器后母线电压的最大允许变化量。本实施例中：求解每一轮无功控制量为Q1，当控制量为2Q1时，计算所有关键交流母线Busi的稳态电压降幅ΔV/Vi小于2.5％；当控制量为3Q1时，母线Busi的稳态电压降幅ΔV/Vi大于或等于2.5％；则确定每一轮无功最大控制量为Q1，保证即使控制系统误动，导致额外控制一轮，也不会导致控制后系统电压降幅大于2.5％。
考察事故后交流母线稳态电压关键母线330千伏青南换，直流闭锁故障后采取切除190万千瓦新能源后330千伏青南换稳态电压365千伏，针对变电站沙柳实施无功控制量240MVar后母线330千伏青南换的稳态电压降低6.2千伏，降幅1.7％；针对变电站沙柳实施无功控制量360MVar后母线330千伏青南换的稳态电压降低9.4千伏，降幅2.54％；确定每一轮无功控制量为120MVar。
步骤2，获取直流闭锁故障信号与事故后关键交流母线稳态电压数值；
获取青豫特高压直流闭锁故障信号与事故后关键交流母线稳态电压数值；
步骤3：基于设定逻辑与延时定值，按照所述无功控制地点优先级与控制量依次进行无功控制。
获取到直流闭锁信号，并且事故后关键交流母线稳态电压存在越限，Vi>Vimax，经过时间Tset延时后，按照所述无功控制地点优先级与每一轮无功控制量依次进行无功控制。
电压控制主站监测到直流闭锁故障后5秒启动监测330千伏关键交流母线电压，设定Vimax＝363kV、Tset＝5s，电压控制主站判断Vi>Vimax且满足Tset≥5s，下发无功控制命令至电压控制子站；电压控制子站接收到命令后，根据控制量及优先级顺序下发控制执行站。
控制效果如图3所示，可以看出，直流闭锁采取有功功率紧急控制后关键交流母线稳态电压越限，采用本发明提出的无功紧急控制方法，基于设定逻辑与延时定值，实施两轮无功控制，能够将交流母线电压控制在合理水平，保障了电网设备运行安全。
实施例2：
如图2所示，一种新能源汇集直流闭锁后无功紧急控制系统，包括电压控制主站、电压控制子站和电压控制执行站。
电压控制主站，用于接收直流闭锁故障信号，判断是否存在关键交流母线电压越限、是否达到设定延时定值，向电压控制子站发送无功控制指令。
电压控制子站，用于接收电压控制主站的无功控制指令，接收电压执行站上送的无功可控量及关键交流母线电压数值；分配无功控制指令，向电压控制执行站发送控制指令。
电压控制执行站，用于接收电压控制子站的控制指令并且执行，采集本地关键交流母线电压并且上送至电压控制子站。
实施例3：
一种新能源汇集直流闭锁后无功紧急控制装置，包括：
信息获取模块，用于获取直流闭锁故障信号与事故后关键交流母线稳态电压数值；
无功控制模块，用于基于直流闭锁故障信号与事故后关键交流母线稳态电压数值，按照预先确定的无功控制地点优先级与每一轮无功控制量依次进行无功控制。
所述无功控制地点优先级与每一轮无功控制量确定方法包括：
针对直流闭锁故障采取切除新能源措施后，分析各新能源汇集交流母线Busi的电压Vi，设定新能源汇集交流母线稳态电压上限、下限限额为Vimax、Vimin，若Vi>Vimax，则认定母线Busi为关键交流母线；
针对存在可控无功资源的变电站Sj，切除相同容量Q0的电容器，关键交流母线Busi的母线电压下降ΔViQ0j，计算所有关键交流母线的电压下降值总和
Figure BDA0002895503950000091
针对n个存在可控无功资源的变电站，对
Figure BDA0002895503950000092
大小进行排序，数值最大的对应变电站Sjmax的控制优先级最高，数值最小的对应变电站Sjmin的控制优先级最低；
考察事故后任一交流母线Busi，针对优先级最大的变电站Sjmax实施无功控制，求解每一轮无功控制量Q1，计算该关键交流母线Busi的稳态电压降幅占比σi＝ΔVBusi/ViN，使得当无功控制量为2Q1时，σi<σ0，当控制量为3Q1时，σi≥σ0。其中ΔVBusi、ViN分别为交流母线Busi的稳态电压降幅、额定值，σ0为电压变化量阈值，根据相关高压电容器运行标准或规范确定的投切一组电容器后母线电压的最大允许变化量。本实施例中：求解每一轮无功控制量为Q1，当控制量为2Q1时，计算所有关键交流母线Busi的稳态电压降幅ΔV/Vi小于2.5％；当控制量为3Q1时，母线Busi的稳态电压降幅ΔV/Vi大于或等于2.5％；则确定每一轮无功最大控制量为Q1，保证即使控制系统误动，导致额外控制一轮，也不会导致控制后系统电压降幅大于2.5％。
基于直流闭锁故障信号与事故后关键交流母线稳态电压数值，按照预先确定的无功控制地点优先级与每一轮无功控制量依次进行无功控制，包括：
获取到直流闭锁信号，并且事故后关键交流母线稳态电压存在越限，Vi>Vimax，经过时间Tset延时后，按照预先确定的无功控制地点优先级与每一轮无功控制量依次进行无功控制。
本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明技术原理的前提下，还可以做出若干改进和变形，这些改进和变形也应视为本发明的保护范围。

Claims (8)

1.一种新能源汇集直流闭锁后无功紧急控制方法，其特征在于，包括步骤：
获取直流闭锁故障信号与事故后关键交流母线稳态电压数值；
基于所述关键交流母线稳态电压数值，按照预先确定的无功控制地点优先级与每一轮无功控制量依次进行无功控制。
2.根据权利要求1所述的一种新能源汇集直流闭锁后无功紧急控制方法，其特征在于，所述无功控制地点优先级与每一轮无功控制量确定方法包括：
针对直流闭锁故障采取切除新能源措施后，分析各新能源汇集交流母线Busi的电压Vi，若Vi>Vimax，则认定母线Busi为关键交流母线，Vimax为新能源汇集交流母线稳态电压上限；
针对存在可控无功资源的变电站Sj，切除相同容量Q0的电容器，关键交流母线Busi的母线电压下降值为ΔViQ0j，计算所有关键交流母线的电压下降值总和
Figure FDA0002895503940000011
m为新能源汇集交流母线的总数；针对n个存在可控无功资源的变电站，对
Figure FDA0002895503940000012
大小进行排序，数值最大的对应变电站Sjmax的控制优先级最高，数值最小的对应变电站Sjmin的控制优先级最低；
考察事故后任一关键交流母线Busi，针对优先级最大的变电站Sjmax实施无功控制，求解每一轮无功控制量Q1，计算该关键交流母线Busi的稳态电压降幅占比σi＝ΔVBusi/ViN，使得当无功控制量为2Q1时，σi<σ0，当控制量为3Q1时，σi≥σ0；
其中，ΔVBusi、ViN分别为交流母线Busi的稳态电压降幅、额定值，σ0为电压变化量阈值。
3.根据权利要求2所述的一种新能源汇集直流闭锁后无功紧急控制方法，其特征在于，基于所述关键交流母线稳态电压数值，按照预先确定的无功控制地点优先级与每一轮无功控制量依次进行无功控制，包括：
获取到直流闭锁信号，并且事故后关键交流母线稳态电压存在越限，Vi>Vimax，经过时间Tset延时后，按照预先确定的无功控制地点优先级与每一轮无功控制量依次进行无功控制。
4.一种新能源汇集直流闭锁后无功紧急控制装置，其特征在于，包括：
信息获取模块，用于获取直流闭锁故障信号与事故后关键交流母线稳态电压数值；
无功控制模块，用于基于所述关键交流母线稳态电压数值，按照预先确定的无功控制地点优先级与每一轮无功控制量依次进行无功控制。
5.根据权利要求4所述的一种新能源汇集直流闭锁后无功紧急控制装置，其特征在于，所述无功控制地点优先级与每一轮无功控制量确定方法包括：
针对直流闭锁故障采取切除新能源措施后，分析各新能源汇集交流母线Busi的电压Vi，若Vi>Vimax，则认定母线Busi为关键交流母线，Vimax为新能源汇集交流母线稳态电压上限；
针对存在可控无功资源的变电站Sj，切除相同容量Q0的电容器，关键交流母线Busi的母线电压下降值为ΔViQ0j，计算所有关键交流母线的电压下降值总和
Figure FDA0002895503940000021
针对n个存在可控无功资源的变电站，对
Figure FDA0002895503940000022
大小进行排序，数值最大的对应变电站Sjmax的控制优先级最高，数值最小的对应变电站Sjmin的控制优先级最低；
考察事故后任一关键交流母线Busi，针对优先级最大的变电站Sjmax实施无功控制，求解每一轮无功控制量Q1，计算该关键交流母线Busi的稳态电压降幅占比σi＝ΔVBusi/ViN，使得当无功控制量为2Q1时，σi<σ0，当控制量为3Q1时，σi≥σ0；
其中，ΔVBusi、ViN分别为交流母线Busi的稳态电压降幅、额定值，σ0为电压变化量阈值。
6.根据权利要求5所述的一种新能源汇集直流闭锁后无功紧急控制装置，其特征在于，基于所述关键交流母线稳态电压数值，按照预先确定的无功控制地点优先级与每一轮无功控制量依次进行无功控制，包括：
获取到直流闭锁信号，并且事故后关键交流母线稳态电压存在越限，Vi>Vimax，经过时间Tset延时后，按照预先确定的无功控制地点优先级与每一轮无功控制量依次进行无功控制。
7.一种新能源汇集直流闭锁后无功紧急控制系统，其特征在于，包括：
电压控制主站，用于接收直流闭锁故障信号，判断是否存在关键交流母线电压越限、是否达到设定延时定值，按照预先确定的无功控制地点优先级与每一轮无功控制量依次进行无功控制，生成无功控制指令，向电压控制子站发送无功控制指令；
电压控制子站，用于接收电压控制主站的无功控制指令，接收电压执行站上送的无功可控量及关键交流母线电压数值；分配无功控制指令，向电压控制执行站发送控制指令；
电压控制执行站，用于接收电压控制子站的控制指令并且执行，采集本地关键交流母线电压并且上送至电压控制子站。
8.根据权利要求7所述的一种新能源汇集直流闭锁后无功紧急控制系统，其特征在于，无功控制地点优先级与每一轮无功控制量确定方法，包括：
针对直流闭锁故障采取切除新能源措施后，分析各新能源汇集交流母线Busi的电压Vi，若Vi>Vimax，则认定母线Busi为关键交流母线，Vimax为新能源汇集交流母线稳态电压上限；
针对存在可控无功资源的变电站Sj，切除相同容量Q0的电容器，关键交流母线Busi的母线电压下降值为ΔViQ0j，计算所有关键交流母线的电压下降值总和
Figure FDA0002895503940000041
m为新能源汇集交流母线的总数；针对n个存在可控无功资源的变电站，对
Figure FDA0002895503940000042
大小进行排序，数值最大的对应变电站Sjmax的控制优先级最高，数值最小的对应变电站Sjmin的控制优先级最低；
考察事故后任一关键交流母线Busi，针对优先级最大的变电站Sjmax实施无功控制，求解每一轮无功控制量Q1，计算该关键交流母线Busi的稳态电压降幅占比σi＝ΔVBusi/ViN，使得当无功控制量为2Q1时，σi<σ0，当控制量为3Q1时，σi≥σ0；
其中，ΔVBusi、ViN分别为交流母线Busi的稳态电压降幅、额定值，σ0为电压变化量阈值。
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