CN109861246A - 一种基于vsg的光伏微网动态频率稳定控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于VSG的光伏微网动态频率稳定控制方法，包括如下步骤：构建基于VSG的光伏微网系统动态模型；对系统模型的虚拟惯性转矩和虚拟阻尼因子进行自适应控制；配置系统关键参数，选取参数最优值；确定算例并采用仿真工具对算例进行仿真分析。本发明方法通过对频率振荡过程进行分析，建立系统虚拟惯量和虚拟阻尼与系统频率变化之间的动态关系，使两者能够根据频率变化来自适应改变，从而有效地抑制频率振荡，使得系统能更好应对暂态扰动，提供系统频率稳定性。

Description

一种基于VSG的光伏微网动态频率稳定控制方法

技术领域

本发明涉及微电网频率控制领域，尤其是构建了系统虚拟惯性和虚拟阻尼与系统频率之间的关系，提出一种参数自适应控制方法，可提高系统抑制频率振荡的能力。

背景技术

分布式发电(Distributed Generation，DG)主要分为可再生能源发电、不可再生能源发电和储能技术发电。可再生能源发电包括小型水力发电(10kW～100MW)、风力发电、光伏发电、地热发电等，不可再生能源发电包括微型燃气轮机发电和燃料电池发电，储能技术包括超级电容和飞轮储能技术。

近几年随着分布式电源渗透率的不断增加，使得大量的太阳能整合到电网当中，这无疑减缓了全球的能源危机问题。但由于太阳能固有的间歇性、可变性以及不确定性,以及分布式光伏电源大量接入而导致的电网惯性降低等这些问题，都会使得电网在遭受干扰或突然变化时系统稳定性下降，并且反过来也会严重阻碍大规模DG连接到电网。所以为了更好的将太阳能引入到微电网当中，Visscher K教授在“SmartGrids for Distribution”大会上提出虚拟同步机的概念，能够使得逆变器具有惯性特性。随后J.Driesen教授和钟庆昌教授又相继提出“Virtual synchronous generators”和“Synchronverters”的概念。虽然三者名称不同，但是控制机理大致相同。虚拟同步发电机(Virtual SynchronousGenerator,简称VSG)控制方法一方面即具有电力电子装置的快速响应和高可控性，另一方面它又通过引入转子方程来模拟同步发电机的性能，不仅能为系统提供阻尼和虚拟惯性，还大大提高了系统稳定性。但是系统在遭受到干扰或突然变化时，基于VSG的发电机组的暂态容量要远小于真正的同步发电机，可能导致系统因频率的快速振荡而停止工作，给系统造成巨大的损失。

为解决电网频率振荡问题，不少学者通过将其他控制器引入到传统VSG结构当中，可利用其控制器的控制优势来改进VSG的运行性能，比如Kerdphol.T教授同时对再生能源的不确定性和负载实时变化进行研究，通过新型的基于H_∞的虚拟惯性控制器来解决这两者所引起的频率扰动问题。但是这种控制方法却很难实现各个控制器的性能和VSG性能均达到最优配置。因此，很难保证系统在广泛的干扰范围内同时具有强大的稳定性和优良的经济性。也有不少学者们是对VSG结构进行分析，建立可以表示微电网运行状态的数学模型，对系统进行优化。Hirase.Y教授对VSG的频率稳定效应进行分析，通过调整VSG的系统参数来提高系统稳定性，但是该策略可能因忽略某些物理条件等因素而导致控制方法缺乏可操作性。基于此现有不少文献对系统的惯性和阻尼因子进行改进。在VSG控制技术中，虚拟阻尼决定了角频率的稳态特性，而动态特性可以通过虚拟惯量进行优化。通过合理调整这两个参数，可使得VSG具有更优良和灵活的控制性能。但其中对很少涉及参数的自适应调整，这使得系统没办法根据系统频率的改变而实时改变系统结构参数，这样利用现有方法抑制系统因功率波动而导致的频率波动比较困难。

发明内容

针对上述技术问题，本发明的目的在于在虚拟同步发电机(VSG)控制方法基础上，构建系统虚拟惯性和阻尼与系统频率之间的关系，提出一种参数自适应控制方法，相较于传统控制方法，能够实现虚拟惯性和阻尼随频率的自适应改变，从而提高光伏系统的动态稳定性。

为实现上述目的，本发明是根据以下技术方案实现的：

一种基于VSG的光伏微网动态频率稳定控制方法，包括以下步骤：

步骤1：将光伏电池阵列、DC/DC变换器、DC-link电容器、VSC、滤波电路以及控制模块作为虚拟同步电机接入电网，构建基于VSG的微电网系统动态模型；

步骤2：建立光伏微网系统动态模型的虚拟惯性转矩和阻尼因子与系统频率间的自适应关系；

步骤3，配置系统关键参数，选取系统参数最优值；

步骤4，确定算例并采用参数自适应控制，利用仿真工具对算例进行仿真分析。

上述技术方案中，所述虚拟同步发电机的二阶模型由电磁部分与机械运动两部分组成：

式(1)中P_m为机械功率，P_e为电磁功率，J为惯性转矩，D为阻尼因子，ω₀和ω分别为额定角频率和电网实际运行角频率，δ和δ₀分别为VSG的额定相角和实际运行相角；

其中，虚拟同步机的机械功率由给定功率和频率偏差构成：

P_m＝P_ref+k(ω₀-ω) (2)

式(2)中：P_ref为有功功率的给定功率，k为调节系数。

由式(1)和(2)可得：

式(3)中:

虚拟同步机通过模拟传统同步发电机的励磁调节进行无功调节，使得逆变器具备一次调压特性，通过调节虚拟电势来调节机端电压和无功：

式(4)中：E₀为VSG的空载电势；△E_Q为VSG的无功调节电势变化值，k₁为无功调节系数，Q_ref和Q为逆变器机端输出的瞬时无功功率的额定指令和实际运行值；△E_U为VSG的电压调节电势变化值，k₂为电压调节系数，U_ref和U为逆变器机端输出电压的额定指令值和实际运行值。

上述技术方案中，所述步骤2中虚拟惯性转矩和系统频率建立自适应的对应关系为：

J＝k_J|ω-ω₀|+J₀ (5)

式(5)中：J₀和J为VSG的额定虚拟惯量和实际虚拟惯量，k_J为惯性调节系数，并且该系数与正负相同，即仅仅决定k_J值的正负；

建立虚拟阻尼与频率的自适应关系：

式(6)中：D和D₀为VSG的实际和额定虚拟惯量虚拟阻尼因子，k_D为阻尼-惯性比。

上述技术方案中，所述步骤3中确定参数变化范围的具体步骤为：

在光伏微电网中当系统稳定运行时，VSG输出功率为：

式(7)中:U和E分别VSG的输出电压和内电势，X_Σ为线路总阻抗。

而且由于系统稳定时VSG相角变化都很小，可认为sinδ＝δ，cosδ＝1，式(7)可简化为：

联立式(1)和式(8)并作拉普拉斯变换可得：

式(9)中：

式(9)为二阶传递函数，则其自然振荡角频率ω_n和阻尼系数ζ可通过表达式(10)所得：

因此，在设置额定虚拟惯性J₀和阻尼因子D₀时，先忽略惯性调节系数k_J的影响，J₀和D₀按照传统VSG控制进行设计，由式(10)可知，额定虚拟惯性通过自然振荡角频率变化范围进行确定；在虚拟阻尼整定过程中，将ξ设为最佳阻尼比，即ξ＝0.707，以获得较快的响应速度和较小的超调量，则额定虚拟阻尼为：

对于惯量调节系数k_J的数值范围，通过利用虚拟惯性的最大值和最小值来限制；在角频率加速过程中，若惯性过大会致使系统响应过慢，将其保持在最大其合理内，即

J₀+k_J|ω-ω₀|<J_max (12)

式(12)中：虚拟惯性最大值J_max按照鲁汶大学所设计的VSG控制方法进行整定，即

在角频率减速过程中，为保证系统稳定运行系统频率变化需限定在允许范围以内，即ω∈(ω_min,ω_max)，则式(2)中参数就需满足：

所以阻尼系数的最小值为：

进而确定虚拟惯性的最小值为：

J_min＝|k_D|D＝|k_D|(K₁-K) (15)

式(15)中：

则惯量调节系数k_J的数值范围为：

由式(11)和式(16)得到，稳态虚拟阻尼因子D₀和k_J的选择范围都与稳态虚拟惯性J₀有关，综合考虑系统对于暂态响应超调和整体阻尼的要求，根据系统运行状况灵活选择；

当稳态惯性和惯性调节因子选择范围确定之后，合理设定这两个参数，便能够改善系统的性能，为使得系统性能达到最优，利用根轨迹法分析参数变化对系统的影响，进而取得各参数的最优值。

上述技术方案中，步骤3中参数优化步骤如下：

1)确定稳态虚拟惯性J₀的数值范围，当系统物理参数确定后，设置自然角频率变化范围为0.628～15.7rad/s，从而确定稳态虚拟惯性选取范围的最大值和最小值；

2)选取稳态虚拟惯性J₀最优值，设置J₀在(J_mix,J_max)以小步长变化，通过分析系统极点变化选取最优值；

3)确定稳态虚拟阻因子的数值和惯性调节因子的选取范围，在步骤1)的基础上，根据式(11)确定稳定阻尼数值，同时由式(16)确定惯性调节因子的数值变化范围；

4)选取惯性调节因子最优值，在步骤3)基础上，在其变化范围内逐步增大，分析根轨迹选取最优值；

5)参数选取后，评估系统的阻尼特性，若仍未满足要求，则重复选择。依次循环各个步骤，直到系统获得较好的阻尼特性。

本发明与现有技术相比，具有如下优点：

1、在虚拟同步发电机(VSG)控制方法基础上，构建系统频率和系统虚拟惯性转矩间的自适应关系，可以使系统能够根据频率变化情况实时改变系统参数，优化系统结构，从而提高系统的动态稳定性。

2、相较于传统控制方法，本发明能够实现虚拟惯性转矩的自适应改变，并且同时控制虚拟阻尼自适应改变，进一步增强系统稳定性。并且本发明对自适应系数选取范围进行详细分析，确定其选取范围。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其它附图。

图1本发明方法的自适应VSG控制结构图。

图2本发明方法的光伏系统功率控制图。

图3本发明方法的系统扰动后VSG功率振荡和功角变化图。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。

本发明的具体步骤如下：

(1)VSG控制方法及控制模型

(1-1)VSG有功功率控制

传统的简单VSG系统由理想直流电压源和逆变器组成，由逆变器模拟同步发电机，为系统提供虚拟惯性以达到频率调节的目的。本发明将理想直流电压源用光伏电源代替，组成光伏发电系统，系统结构如附图1所示。

本发明采用虚拟同步发电机的典型二阶模型:

其中，P_m为机械功率，P_e为电磁功率，J为惯性转矩，D为阻尼因子，ω₀和ω分别为额定角频率和电网实际运行角频率，δ和δ₀分别为VSG的额定相角和实际运行相角。

虚拟同步机的机械功率由给定功率和频率偏差构成：

P_m＝P_ref+k(ω₀-ω) (2)

式(2)中:P_ref为有功功率的给定功率，k为调节系数。

由式(1)和(2)可得：

式(3)中:

可见，虚拟同步发电机的有功调节不同于传统的下垂控制方法，由于增加了虚拟转子惯性和阻尼环节，可增加光伏微网的整体惯性，增强系统的抗干扰能力。当负载发生变化时，系统由于转子惯性和阻尼的实时性，VSG产生暂态功率。随着转子转速的降低/升高，VSG释放/吸收动能，促进了功率平衡。通过设置适当的阈值，转子惯性的变化范围将受到限制，以确保VSG不会失控或关闭。

(1-2)无功功率控制

虚拟同步机的无功功率调节模拟传统同步发电机的励磁调节，使得逆变器具备一次调压特性，可通过调节虚拟电势来调节机端电压和无功。

本发明所设计的虚拟同步发电机的虚拟电势由三部分组成：

式(4)中E₀为VSG的空载电势，代表逆变器在孤网空载运行下的机端电压；△E_Q为VSG的无功调节电势变化值，k₁为无功调节系数，Q_ref和Q为逆变器机端输出的瞬时无功功率的额定指令和实际运行值；△E_U为VSG的电压调节电势变化值，k₂为电压调节系数，U_ref和U为逆变器机端输出电压的额定指令值和实际运行值。

综合上述,VSG的整体控制方法为通过检测VSG输出端的电压和电流，经计算后便可得知其输出功率和频率。输出功率和频率经VSG计算模块后，可计算出每个时刻的ω，再通过积分器便可以计算出虚拟相角δ，将其馈送至PWM模块并与电势形成调制信号，其具体控制结构如图2所示。

(2)参数自适应控制方法

对频率振荡过程分析，如图(3)所述。系统发生扰动后，VSG输出功率由平衡点1开始，在2和3间持续变化，最终在虚拟惯性和阻尼因子的影响下，在新的平衡点达到稳定。在频率振荡的一个周期内，a阶段中系统虚拟角速度不断增大，并且角速度始终大于电网额定角速度，因此需要较大的转子惯性来限制转子角速度的增加，定义此阶段为转子角速度加速阶段；b阶段中角速度大于电网额定角速度，系统虚拟角速度在减缓，因此需要较小的转子惯性来使得转子角速度尽快恢复到稳定数值，定义此阶段为转子角速度减速阶段；同理分析可得，c处于加速阶段以及d处于减速阶段。由此可见，当为正时，系统频率处于加速阶段，反之频率处于减速阶段。

综上所述，在频率振荡过程中，在转子角频率加速阶段，若系统惯性可随频率偏差增大，则可提高系统在该阶段对频率的抑制能力；而在转子角频率减速阶段，若系统惯性可随频率偏差较小，则可使得系统频率快速恢复到稳定值。但值得注意的是，若单单对惯性进行改进，无法使得系统暂态性能达到最优。因为转子加速过程中惯性增大虽能提高抗扰性，但也会减缓响应速度，所以此阶段应同时适当减小阻尼来提高系统响应；而在减速过程中惯性减小，通过减弱系统对频率波动的抑制能力来加快频率的衰减速率，所以此阶段可增大阻尼，进一步增加的频率的衰减速率，使频率尽快恢复稳定。

基于此，本发明建立一种系统惯量和阻尼与系统频率偏移量的自适应控制方法，其中自适应虚拟惯性和频率偏差的关系式为：

J＝k_J|ω-ω₀|+J₀ (5)

式(5)中：J₀和J为VSG的额定虚拟惯量和实际虚拟惯量，k_J为惯性调节系数，并且该系数与正负相同，即仅仅决定k_J值的正负，但具体数值大小与其无关。

建立虚拟阻尼与频率的自适应关系：

式(6)中：D和D₀为VSG的实际和额定虚拟惯量虚拟阻尼因子，k_D为阻尼-惯性比。

(3)系统关键参数配置

(3-1)关键参数范围选取

在光伏微电网中当系统稳定运行时，VSG输出功率为：

式(7)中:U和E分别VSG的输出电压和内电势，X_Σ为线路总阻抗。

而且由于系统稳定时VSG相角变化都很小，可认为sinδ＝δ，cosδ＝1，式(7)可简化为：

联立式(1)和式(8)并作拉普拉斯变换可得：

式(9)中：

分析式(9)可知，该式为典型的二阶传递函数，则其自然振荡角频率ω_n和阻尼系数ζ可通过表达式(10)所得。

因此，在设置本发明额定虚拟惯性J₀和阻尼因子D₀时，可先忽略惯性调节系数k_J的影响，J₀和D₀可按照传统VSG控制进行设计。由式(10)可知，额定虚拟惯性可通过自然振荡角频率变化范围进行确定；在虚拟阻尼整定过程中，将ξ设为最佳阻尼比，即ξ＝0.707，以获得较快的响应速度和较小的超调量，则额定虚拟阻尼可为：

对于惯量调节系数k_J的数值范围，可确定虚拟惯性的最大和最小值。在角频率加速过程中，若惯性过大会致使系统响应过慢，所以应将其保持在最大其合理内，即

J₀+k_J|ω-ω₀|<J_max (12)

式(12)中:虚拟惯性最大值J_max可按照鲁汶大学所设计的VSG控制方法进行整定，即

在角频率减速过程中，为保证系统稳定运行系统频率变化需限定在允许范围以内，即ω∈(ω_min,ω_max)，则式(2)中参数就需满足：

所以阻尼系数的最小值为：

进而可确定虚拟惯性的最小值为：

J_min＝|k_D|D＝|k_D|(K₁-K) (15)

式(15)中：

那么惯量调节系数k_J的数值范围为：

由式(11)和式(16)可知，稳态虚拟阻尼因子D₀和k_J的选择范围都与稳态虚拟惯性J₀有关。当J₀选取过大时，一方面会使得k_J的选择范围过大，增大系统设计难度；另一方面又会增大稳态虚拟阻尼因子，影响有功-频率下垂特性，不利于系统稳定。所以在参数选择上要注意这两方面的影响，并且还要综合考虑系统对于暂态响应超调和整体阻尼的要求，根据系统运行状况灵活选择。

(3-2)参数优化

当稳态惯性和惯性调节因子选择范围确定之后，只需合理设定这两个参数，便能够改善系统的性能。为使得系统性能达到最优，可利用根轨迹法分析参数变化对系统的影响，进而取得各参数的最优值，其具体优化步骤如下：

1)确定稳态虚拟惯性J₀的数值范围，当系统物理参数确定后，设置自然角频率变化范围为0.628～15.7rad/s，从而确定稳态虚拟惯性选取范围的最大值和最小值。

2)选取稳态虚拟惯性J₀最优值，设置J₀在(J_mix,J_max)以小步长变化，通过分析系统极点变化选取最优值。

3)确定稳态虚拟阻因子的数值和惯性调节因子的选取范围，在步骤1)的基础上，根据式(11)确定稳定阻尼数值，同时由式(16)确定惯性调节因子的数值变化范围。

4)选取惯性调节因子最优值，在步骤3)基础上，在其变化范围内逐步增大，分析根轨迹选取最优值。

5)参数选取后，评估系统的阻尼特性。若仍未满足要求，则重复选择。依次循环各个步骤，直到系统获得较好的阻尼特性。

(4)用仿真工具对算例进行仿真分析

(4-1)确定算例以及其必要特征

以所搭建模型为基础，选择直流侧电容为100mF，直流侧电压稳定值为1kV，滤波电感为5mH，等值电阻为0.1，占空比变化率为0.28kJ-1，积分时间系数为0.001s，比例系数为0.5333V/A，直流环节稳定容量为50kJ，直流环节极限容量为60.5kJ，电网电压额定值为

(4-2)采用仿真工具对算例进行仿真分析

通过VSG与自适应控制结合应用，从仿真结果直接判断在扰动变量作用下故障期间和故障清除系统恢复阶段，系统频率的波动幅值大小都要比传统VSG控制方法小，且波动时间更短，能够使得系统更加稳定；

以上对本发明的具体实施例进行了描述。需要理解的是，本发明并不局限于上述特定实施方式，本领域技术人员可以在权利要求的范围内做出各种变化或修改，这并不影响本发明的实质内容。在不冲突的情况下，本申请的实施例和实施例中的特征可以任意相互组合。

Claims (5)

1.一种基于VSG的光伏微网动态频率稳定控制方法，其特征在于，包括以下步骤：

步骤1：将光伏电池阵列、DC/DC变换器、DC-link电容器、VSC、滤波电路以及控制模块作为虚拟同步电机接入电网，构建基于VSG的微电网系统动态模型；

步骤2：建立光伏微网系统动态模型的虚拟惯性转矩和阻尼因子与系统频率间的自适应关系；

步骤3，配置系统关键参数，选取系统参数最优值；

步骤4，确定算例并采用参数自适应控制，利用仿真工具对算例进行仿真分析。

2.根据权利要求1所述的一种基于VSG的光伏微网动态频率稳定控制方法，其特征在于，所述虚拟同步发电机的二阶模型由电磁部分与机械运动两部分组成：

式(1)中P_m为机械功率，P_e为电磁功率，J为惯性转矩，D为阻尼因子，ω₀和ω分别为额定角频率和电网实际运行角频率，δ和δ₀分别为VSG的额定相角和实际运行相角；

其中，虚拟同步机的机械功率由给定功率和频率偏差构成：

P_m＝P_ref+k(ω₀-ω) (2)

式(2)中：P_ref为有功功率的给定功率，k为调节系数；

由式(1)和(2)可得：

式(3)中:

虚拟同步机通过模拟传统同步发电机的励磁调节进行无功调节，使得逆变器具备一次调压特性，通过调节虚拟电势来调节机端电压和无功：

式(4)中：E₀为VSG的空载电势；△E_Q为VSG的无功调节电势变化值，k₁为无功调节系数，Q_ref和Q为逆变器机端输出的瞬时无功功率的额定指令和实际运行值；△E_U为VSG的电压调节电势变化值，k₂为电压调节系数，U_ref和U为逆变器机端输出电压的额定指令值和实际运行值。

3.根据权利要求1所述的一种基于VSG的光伏微网动态频率稳定控制方法，其特征在于，所述步骤2中虚拟惯性转矩和系统频率建立自适应的对应关系为：

J＝k_J|ω-ω₀|+J₀ (5)

式(5)中：J₀和J为VSG的额定虚拟惯量和实际虚拟惯量，k_J为惯性调节系数，并且该系数与正负相同，即仅仅决定k_J值的正负；

建立虚拟阻尼与频率的自适应关系：

式(6)中：D和D₀为VSG的实际和额定虚拟惯量虚拟阻尼因子，k_D为阻尼-惯性比。

4.根据权利要求1所述的一种基于VSG的光伏微网动态频率稳定控制方法，其特征在于，所述步骤3中确定参数变化范围的具体步骤为：

在光伏微电网中当系统稳定运行时，VSG输出功率为：

式(7)中:U和E分别VSG的输出电压和内电势，X_Σ为线路总阻抗；

而且由于系统稳定时VSG相角变化都很小，认为sinδ＝δ，cosδ＝1，式(7)简化为：

联立式(1)和式(8)并作拉普拉斯变换可得：

式(9)中：

式(9)为二阶传递函数，则其自然振荡角频率ω_n和阻尼系数ζ通过表达式(10)所得：

因此，在设置额定虚拟惯性J₀和阻尼因子D₀时，先忽略惯性调节系数k_J的影响，J₀和D₀按照传统VSG控制进行设计，由式(10)可知，额定虚拟惯性通过自然振荡角频率变化范围进行确定；在虚拟阻尼整定过程中，将ξ设为最佳阻尼比，即ξ＝0.707，以获得较快的响应速度和较小的超调量，则额定虚拟阻尼为：

对于惯量调节系数k_J的数值范围，通过利用虚拟惯性的最大值和最小值来限制；在角频率加速过程中，若惯性过大会致使系统响应过慢，将其保持在最大其合理内，即

J₀+k_J|ω-ω₀|<J_max (12)

式(12)中：虚拟惯性最大值J_max按照鲁汶大学所设计的VSG控制方法进行整定，即

在角频率减速过程中，为保证系统稳定运行系统频率变化需限定在允许范围以内，即ω∈(ω_min,ω_max)，则式(2)中参数就需满足：

所以阻尼系数的最小值为：

进而确定虚拟惯性的最小值为：

J_min＝|k_D|D＝|k_D|(K₁-K) (15)

式(15)中：

则惯量调节系数k_J的数值范围为：

由式(11)和式(16)得到，稳态虚拟阻尼因子D₀和k_J的选择范围都与稳态虚拟惯性J₀有关，综合考虑系统对于暂态响应超调和整体阻尼的要求，根据系统运行状况灵活选择；

当稳态惯性和惯性调节因子选择范围确定之后，合理设定这两个参数，便能够改善系统的性能，为使得系统性能达到最优，利用根轨迹法分析参数变化对系统的影响，进而取得各参数的最优值。

5.根据权利要求4所述的一种基于VSG的光伏微网动态频率稳定控制方法，其特征在于，所述步骤3中参数优化步骤如下：

1)确定稳态虚拟惯性J₀的数值范围，当系统物理参数确定后，设置自然角频率变化范围为0.628～15.7rad/s，从而确定稳态虚拟惯性选取范围的最大值和最小值；

2)选取稳态虚拟惯性J₀最优值，设置J₀在(J_mix,J_max)以小步长变化，通过分析系统极点变化选取最优值；

3)确定稳态虚拟阻因子的数值和惯性调节因子的选取范围，在步骤1)的基础上，根据式(11)确定稳定阻尼数值，同时由式(16)确定惯性调节因子的数值变化范围；

4)选取惯性调节因子最优值，在步骤3)基础上，在其变化范围内逐步增大，分析根轨迹选取最优值；

5)参数选取后，评估系统的阻尼特性，若仍未满足要求，则重复选择，依次循环各个步骤，直到系统获得较好的阻尼特性。