一种风力发电机组停机控制方法和控制装置与流程

本发明涉及一种风力发电机组停机控制方法和控制装置。

背景技术：

随着风力发电机组叶片向大型化方向发展，机组承受巨大载荷冲击导致出现极限载荷的问题越来越突出，尤其是在电网掉电和紧急停机过程中，变流器直接脱网，完全依靠叶片收桨完成机组停机，机组承受的载荷冲击主要依靠变桨停机策略的规划来降低。

气动阻尼的大小与叶片翼型升力系数随攻角变化曲线的斜率存在着密切联系，非失速时，气动阻尼为正，失速后，升力系数曲线斜率为负，气动阻尼减小，甚至可能下降为负值。当负气动阻尼为振动提供的能量大于结构阻尼可以吸收的能量时，容易引起失速振动，造成叶片损坏。

图1为非对称翼型的升力系数和阻力系数随攻角变化曲线图，图中，实线曲线表示升力系数曲线，虚线曲线表示阻力系数曲线。升力系数cl先是随着攻角的增大几乎线性增大，之后cl曲线缓慢增大至最大值clmax，如果攻角继续增大，气流沿翼型的流动不再平滑，开始分离，此时，升力变小，而阻力系数cd随攻角增大而急剧增大。负攻角时，cl呈曲线变化，cl通过一最低点clmin。

现有的停机策略没有考虑攻角的变化情况，导致气动阻尼出现负值的情况，进而在停机过程中对机组造成损坏。因此，在停机过程中，合理的停机策略能够使得攻角处于合适的角度，能够避免出现气动阻尼为负值的情况，降低机组载荷，减少停机过程中对机组的危害。

技术实现要素：

本发明的目的是提供一种风力发电机组停机控制方法和控制装置，用以解决在停机过程中若气动阻尼出现负值的情况，会对机组造成损坏的问题。

为实现上述目的，本发明包括以下技术方案：

一种风力发电机组停机控制方法，包括以下步骤：

(1)初步设定变桨速率；

(2)根据初步设定的变桨速率控制风力发电机组变桨停机，在此过程中，实时计算攻角值，并设定一个攻角正常范围，所述攻角正常范围的最小值为下限设定值，所述攻角正常范围的最大值为上限设定值，所述下限设定值大于或者等于0，所述上限设定值大于0，所述下限设定值小于上限设定值；

(3)根据计算得到的攻角值实时调整变桨速率，使攻角值始终处于所述攻角正常范围内，以保证在停机过程中气动阻尼一直为正。

先初步设定变桨速率，然后，计算攻角值，并在控制风力发电机组变桨停机过程中根据计算得到的攻角值实时调整设定的变桨速率，使攻角值始终处于攻角正常范围内，由于攻角正常范围是一个攻角大于或者等于0的取值区间，因此，通过该控制方式能够保证攻角始终大于或者等于0，使得攻角处于合适的角度，避免攻角为负的情况发生，进而避免气动阻尼减小，也就避免了气动阻尼出现负值的情况，很大程度上降低了机组载荷，避免叶片出现失速振动的情况，减少停机过程中对机组的危害。因此，该方法以升力系数随攻角变化的规律为依据，根据攻角满足的范围控制调整停机过程中的变桨速率，保证在停机过程中气动阻尼一直为正，以避免停机过程中因气动阻尼为负使得机组发生失速振动的问题，进而避免发生非稳定现象以至于导致载荷大于设计的问题，降低了停机过程中叶根的载荷，减少了机组振动的概率，保证了整机安全。

进一步地，所述下限设定值等于0，所述上限设定值为升力系数最大值对应的攻角值。

在该攻角范围内能够保证攻角处于一个合适的角度，进而保证气动阻尼处于一个合适的范围，进一步避免气动阻尼减小，也就避免了气动阻尼出现负值的情况，进一步提升机组变桨停机过程的安全性。

进一步地，所述攻角的计算公式为：

α＝φ-β

其中，α为攻角，β为风力发电机组的桨距角，φ为相对入流角；

相对入流角φ的计算公式为：

其中，v为实际来流风速，ω为叶片的旋转角速度，r为叶素绕风轮旋转中心的半径。

通过该攻角计算公式能够计算得到攻角值。

进一步地，根据变桨速率控制风力发电机组变桨停机的过程中，设定两个桨距角，根据这两个桨距角将变桨停机过程划分为三个阶段，在变桨过程中，当实际的桨距角处于某一个阶段时，按照该阶段对应的控制策略进行变桨控制，其中：

第一阶段，变桨速率为风力发电机组能够承受的最大变桨速率，以该变桨速率控制变桨停机；

第二阶段，设定该阶段对应的变桨速率，为第二阶段设定变桨速率，以该第二阶段设定变桨速率控制变桨停机，并根据计算得到的攻角值实时调整变桨速率，使攻角值始终处于所述攻角正常范围内；

第三阶段，设定该阶段对应的变桨速率，为第三阶段设定变桨速率，以该第三阶段设定变桨速率控制变桨停机，并根据计算得到的攻角值实时调整变桨速率，使攻角值始终处于所述攻角正常范围内。

根据叶片气动阻尼变化趋势分阶段进行变桨控制，分三个阶段主要是因为阻尼曲线变化趋势：先是较大，在大约20deg～40deg处较小，然后再变大，类似“v”形的曲线，那么，设定两个桨距角，根据这两个桨距角就能够将变桨停机过程划分为三个阶段，为了达到快速停机的目的，第一阶段中的变桨速率为风力发电机组能够承受的最大变桨速率，第二阶段和第三阶段中均先设定相应的变桨速率，然后根据计算得到的攻角值实时调整变桨速率，使攻角值始终处于攻角正常范围内。通过这种控制策略，不但能够加快停机的速度，而且，还能够避免攻角为负的情况发生，进而避免气动阻尼减小，也就避免了气动阻尼出现负值的情况。

进一步地，变桨速率的设定过程为：

1)计算桨叶截面上气动升力fl和气动阻力fd；

其中，cl为升力系数，cd为阻力系数，ρ为空气密度，s为桨叶面积，s等于弦长*桨叶长度，v为实际来流风速，ω为叶片的旋转角速度，r为叶素绕风轮旋转中心的半径；

2)将气动升力fl和气动阻力fd分解为垂直于旋转平面的推力fx和平行于旋转平面的切向力fy；

fx＝flcosφ+fdsinφ

fy＝flsinφ-fdcosφ

其中，φ为相对入流角；

相对入流角φ的计算公式为：

3)计算叶素局部气动阻尼矩阵计算公式为：

其中，为由叶素在挥舞方向动态变形引起的叶素挥舞气动阻尼，为由叶素在摆振方向动态变形引起的叶素挥舞气动阻尼，为由叶素在挥舞方向动态变形引起的叶素摆振气动阻尼，为由叶素在摆阵方向动态变形引起的叶素摆振气动阻尼；

4)计算风轮旋转坐标系下，第i阶叶片模态气动阻尼计算公式为：

其中，uri为第i阶模态振型在风轮旋转坐标系下对应的模态坐标；

5)根据公式将风轮旋转坐标系转换至叶根坐标系，θ为两种坐标系的夹角，对应叶根坐标系下叶片模态气动阻尼的计算公式为：

其中，为叶片第i阶模态在叶根坐标系xb方向上的坐标，为叶片第i阶模态在叶根坐标系yb方向上的坐标；

6)叶片模态阻尼比的计算公式为：

其中，ξ为叶片模态阻尼比，mi为第i阶叶片模态质量，ω′i为第i阶叶片模态角频率；

7)根据计算出的叶片模态气动阻尼及叶片模态阻尼比获取叶片模态气动阻尼及叶片模态阻尼比随桨距角变化的曲线，然后根据叶片模态气动阻尼大小设定相应的变桨速率，设定的变桨速率与叶片模态气动阻尼大小成正比。

根据该计算过程能够得到气动阻尼及叶片模态阻尼比，然后得到气动阻尼及叶片模态阻尼比随桨距角变化的曲线，由于阻尼大小与变桨速率的设定存在着一定的关系，因此，根据阻尼大小设定变桨速率，其中，阻尼较大时，停机过程中可设定较大的变桨速率；阻尼较小时，停机过程中需设定较小的变桨速率，如果设置较大的变桨速率，容易导致攻角为负，造成气动阻尼减小，引起叶片失速振动。

一种风力发电机组停机控制装置，包括存储器、处理器以及存储在所述存储器中并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器在执行所述计算机程序时实现的控制过程包括：

(1)初步设定变桨速率；

(2)根据初步设定的变桨速率控制风力发电机组变桨停机，在此过程中，实时计算攻角值，并设定一个攻角正常范围，所述攻角正常范围的最小值为下限设定值，所述攻角正常范围的最大值为上限设定值，所述下限设定值大于或者等于0，所述上限设定值大于0，所述下限设定值小于上限设定值；

(3)根据计算得到的攻角值实时调整变桨速率，使攻角值始终处于所述攻角正常范围内，以保证在停机过程中气动阻尼一直为正。

先初步设定变桨速率，然后，计算攻角值，并在控制风力发电机组变桨停机过程中根据计算得到的攻角值实时调整设定的变桨速率，使攻角值始终处于攻角正常范围内，由于攻角正常范围是一个攻角大于或者等于0的取值区间，因此，通过该控制方式能够保证攻角始终大于或者等于0，使得攻角处于合适的角度，避免攻角为负的情况发生，进而避免气动阻尼减小，也就避免了气动阻尼出现负值的情况，很大程度上降低了机组载荷，避免叶片出现失速振动的情况，减少停机过程中对机组的危害。因此，该方法以升力系数随攻角变化的规律为依据，根据攻角满足的范围控制调整停机过程中的变桨速率，保证在停机过程中气动阻尼一直为正，以避免停机过程中因气动阻尼为负使得机组发生失速振动的问题，进而避免发生非稳定现象以至于导致载荷大于设计的问题，降低了停机过程中叶根的载荷，减少了机组振动的概率，保证了整机安全。

进一步地，所述下限设定值等于0，所述上限设定值为升力系数最大值对应的攻角值。

在该攻角范围内能够保证攻角处于一个合适的角度，进而保证气动阻尼处于一个合适的范围，进一步避免气动阻尼减小，也就避免了气动阻尼出现负值的情况，进一步提升机组变桨停机过程的安全性。

进一步地，所述攻角的计算公式为：

α＝φ-β

其中，α为攻角，β为风力发电机组的桨距角，φ为相对入流角；

相对入流角φ的计算公式为：

其中，v为实际来流风速，ω为叶片的旋转角速度，r为叶素绕风轮旋转中心的半径。

通过该攻角计算公式能够计算得到攻角值。

进一步地，根据变桨速率控制风力发电机组变桨停机的过程中，设定两个桨距角，根据这两个桨距角将变桨停机过程划分为三个阶段，在变桨过程中，当实际的桨距角处于某一个阶段时，按照该阶段对应的控制策略进行变桨控制，其中：

第一阶段，变桨速率为风力发电机组能够承受的最大变桨速率，以该变桨速率控制变桨停机；

第二阶段，设定该阶段对应的变桨速率，为第二阶段设定变桨速率，以该第二阶段设定变桨速率控制变桨停机，并根据计算得到的攻角值实时调整变桨速率，使攻角值始终处于所述攻角正常范围内；

第三阶段，设定该阶段对应的变桨速率，为第三阶段设定变桨速率，以该第三阶段设定变桨速率控制变桨停机，并根据计算得到的攻角值实时调整变桨速率，使攻角值始终处于所述攻角正常范围内。

根据叶片气动阻尼变化趋势分阶段进行变桨控制，分三个阶段主要是因为阻尼曲线变化趋势：先是较大，在大约20deg～40deg处较小，然后再变大，类似“v”形的曲线，那么，设定两个桨距角，根据这两个桨距角就能够将变桨停机过程划分为三个阶段，为了达到快速停机的目的，第一阶段中的变桨速率为风力发电机组能够承受的最大变桨速率，第二阶段和第三阶段中均先设定相应的变桨速率，然后根据计算得到的攻角值实时调整变桨速率，使攻角值始终处于攻角正常范围内。通过这种控制策略，不但能够加快停机的速度，而且，还能够避免攻角为负的情况发生，进而避免气动阻尼减小，也就避免了气动阻尼出现负值的情况。

进一步地，变桨速率的设定过程为：

1)计算桨叶截面上气动升力fl和气动阻力fd；

其中，cl为升力系数，cd为阻力系数，ρ为空气密度，s为桨叶面积，s等于弦长*桨叶长度，v为实际来流风速，ω为叶片的旋转角速度，r为叶素绕风轮旋转中心的半径；

2)将气动升力fl和气动阻力fd分解为垂直于旋转平面的推力fx和平行于旋转平面的切向力fy；

fx＝flcosφ+fdsinφ

fy＝flsinφ-fdcosφ

其中，φ为相对入流角；

相对入流角φ的计算公式为：

3)计算叶素局部气动阻尼矩阵计算公式为：

其中，为由叶素在挥舞方向动态变形引起的叶素挥舞气动阻尼，为由叶素在摆振方向动态变形引起的叶素挥舞气动阻尼，为由叶素在挥舞方向动态变形引起的叶素摆振气动阻尼，为由叶素在摆阵方向动态变形引起的叶素摆振气动阻尼；

4)计算风轮旋转坐标系下，第i阶叶片模态气动阻尼计算公式为：

其中，uri为第i阶模态振型在风轮旋转坐标系下对应的模态坐标；

5)根据公式将风轮旋转坐标系转换至叶根坐标系，θ为两种坐标系的夹角，对应叶根坐标系下叶片模态气动阻尼的计算公式为：

其中，为叶片第i阶模态在叶根坐标系xb方向上的坐标，为叶片第i阶模态在叶根坐标系yb方向上的坐标；

6)叶片模态阻尼比的计算公式为：

其中，ξ为叶片模态阻尼比，mi为第i阶叶片模态质量，ω′i为第i阶叶片模态角频率；

7)根据计算出的叶片模态气动阻尼及叶片模态阻尼比获取叶片模态气动阻尼及叶片模态阻尼比随桨距角变化的曲线，然后根据叶片模态气动阻尼大小设定相应的变桨速率，设定的变桨速率与叶片模态气动阻尼大小成正比。

根据该计算过程能够得到气动阻尼及叶片模态阻尼比，然后得到气动阻尼及叶片模态阻尼比随桨距角变化的曲线，由于阻尼大小与变桨速率的设定存在着一定的关系，因此，根据阻尼大小设定变桨速率，其中，阻尼较大时，停机过程中可设定较大的变桨速率；阻尼较小时，停机过程中需设定较小的变桨速率，如果设置较大的变桨速率，容易导致攻角为负，造成气动阻尼减小，引起叶片失速振动。

附图说明

图1是非对称翼型的升力系数和阻力系数随攻角变化曲线图；

图2是叶素速度三角形关系图；

图3是叶片翼型截面流速与受力分析图；

图4是风力发电机组停机控制方法的整体控制流程图；

图5是停机过程中变桨速率为6deg/s-6deg/s-1deg/s的变桨速率曲线图；

图6是图5所示变桨速率下的攻角变化曲线图；

图7是停机过程中变桨速率为6deg/s-2deg/s-1deg/s的变桨速率曲线图；

图8是图7所示变桨速率下的攻角变化曲线图；

图9是不同变桨速率下叶根my仿真结果对比图；

图10是不同变桨速率下轮毂中心载荷myz仿真结果对比图。

具体实施方式

一种风力发电机组停机控制方法，包括以下步骤：

(1)初步设定变桨速率；

(2)根据初步设定的变桨速率控制风力发电机组变桨停机，在此过程中，实时计算攻角值，并设定一个攻角正常范围，攻角正常范围的最小值为下限设定值，攻角正常范围的最大值为上限设定值，下限设定值大于或者等于0，上限设定值大于0，下限设定值小于上限设定值；

(3)根据计算得到的攻角值实时调整变桨速率，使攻角值始终处于攻角正常范围内，以保证在停机过程中气动阻尼一直为正。

下面结合附图，对本发明提供的风力发电机组停机控制方法的具体实现过程做进一步详细的说明。

首先，在风力发电机组变桨停机过程开始之前，要先初步设定一个变桨速率，先以该初步设定的变桨速率控制风力发电机组变桨停机。该初步设定的变桨速率可以根据经验值进行设定，也可以根据相关的设定过程进行设定，以下给出一种具体的设定过程，当然，本发明并不局限下述具体的设定过程。

1)对翼型截面上气动力进行分析，计算桨叶截面上气动升力fl和气动阻力fd；

其中，cl为升力系数，cd为阻力系数，ρ为空气密度，s为桨叶面积，s等于弦长*桨叶长度；图2是叶素速度三角形关系图，风速w可以分解成轴向速度和切向速度，那么，v为实际来流风速，ω为叶片的旋转角速度，r为叶素绕风轮旋转中心的半径。

2)将气动升力fl和气动阻力fd分解为垂直于旋转平面的推力fx和平行于旋转平面的切向力fy，即进行坐标变换；

fx＝flcosφ+fdsinφ

fy＝flsinφ-fdcosφ

其中，φ为相对入流角；

相对入流角φ的计算公式为：

叶片翼型截面流速与受力分析如图3所示。

3)计算叶素局部气动阻尼矩阵计算公式为：

其中，为由叶素在挥舞方向动态变形引起的叶素挥舞气动阻尼，为由叶素在摆振方向动态变形引起的叶素挥舞气动阻尼，为由叶素在挥舞方向动态变形引起的叶素摆振气动阻尼，为由叶素在摆阵方向动态变形引起的叶素摆振气动阻尼。

4)计算风轮旋转坐标系下，第i阶叶片模态气动阻尼计算公式为：

其中，uri为第i阶模态振型在风轮旋转坐标系下对应的模态坐标。

5)根据公式将风轮旋转坐标系转换至叶根坐标系，θ为两种坐标系的夹角，对应叶根坐标系下叶片模态气动阻尼的计算公式为：

其中，为叶片第i阶模态在叶根坐标系xb方向上的坐标，为叶片第i阶模态在叶根坐标系yb方向上的坐标。

6)叶片模态阻尼比的计算公式为：

其中，ξ为叶片模态阻尼比，mi为第i阶叶片模态质量，ω′为第i阶叶片模态角频率。

7)根据计算出的叶片模态气动阻尼及叶片模态阻尼比获取叶片模态气动阻尼及叶片模态阻尼比随桨距角变化的曲线，可以利用编程实现，同样地，也可以利用编程对叶片模态气动阻尼及叶片模态阻尼比随桨距角变化的曲线进行分析，然后根据叶片模态气动阻尼大小对上述初步设定变桨速率进行设定，两者的关系为：初步设定变桨速率与叶片模态气动阻尼大小成正比，即叶片模态气动阻尼较大时，可设置较大的变桨速率，叶片模态气动阻尼较小时，需设置较小的变桨速率，如果设置较大，容易导致攻角为负，造成气动阻尼减小，引起叶片失速振动。

在完成初步设定变桨速率之后，根据该初步设定的变桨速率控制风力发电机组变桨停机，在该变桨停机过程中，实时计算从叶根至叶尖的攻角值，以下给出攻角α的计算公式：

α＝φ-β

其中，β为风力发电机组的桨距角，由于在变桨停机过程中桨距角时刻发生变化，那么，β为持续变化的机组桨距角的实际值，φ为相对入流角，上文中给出了计算公式，这里就不再赘述。

设定一个攻角正常范围，该攻角正常范围的设定要求是：攻角在该攻角正常范围内能够保证攻角不能为负值，进而保证在停机过程中气动阻尼一直为正，以避免停机过程中气动阻尼为负使得机组发生失速振动的情况。该攻角正常范围包括最大值和最小值，最大值和最小值构成该攻角正常范围，其中，将最小值称为下限设定值，将最大值称为上限设定值，且下限设定值为一个大于或者等于0的数值，上限设定值为一个大于0的数值，当然，下限设定值小于上限设定值。而下限设定值与上限设定值的具体数值根据实际情况进行设定，当然，需要满足上述攻角正常范围的设定要求。因此，该攻角正常范围是一个能够使气动阻尼一直为正值的数值范围。为了进一步保证攻角不能为负值以及气动阻尼一直为正，以下给出下限设定值与上限设定值的一种具体取值，下限设定值等于0，上限设定值为升力系数最大值clmax对应的攻角值。

那么，根据初步设定的变桨速率控制风力发电机组变桨停机时，计算得到的攻角α可能不满足攻角正常范围，那么，在整个变桨停机过程中，根据计算得到的攻角α实时调整变桨速率，使攻角α始终处于攻角正常范围内，即保证在停机过程中攻角α在0deg和升力系数最大值clmax对应的攻角值之间。如图4所示，当攻角α不满足要求时，即攻角α小于0时，重新调节变桨速率。

本实施例中，阻尼曲线具有以下变化趋势：先是较大，接着在大约20deg～40deg处较小，然后再变大，类似“v”形曲线。那么，根据上述变化趋势，本实施例将整个变桨停机过程分为三个阶段，为了划分三个阶段，需要设定两个桨距角，这两个桨距角可以根据经验值设定，一般设定为20deg和50deg，并且叶片不同，叶片气动特性不一样，桨距角有所变化；也可以根据上述阻尼曲线的具体变化趋势进行设定，即通过分析叶片气动阻尼变化趋势进行设定。那么，根据这两个桨距角将变桨停机过程划分为三个阶段，在变桨过程中，实际的桨距角实时变化，当实际的桨距角变化到某一个阶段时，按照该阶段对应的控制策略进行变桨控制，实现分阶段规划变桨速率，其中：

第一阶段，当实际的桨距角处于该阶段过程中，变桨速率始终为一个定值，为风力发电机组能够承受的最大变桨速率，以该变桨速率控制变桨停机，能够达到快速停机的目的。

第二阶段，当实际的桨距角处于该阶段过程中，设定该阶段对应的变桨速率，为第二阶段设定变桨速率，以该第二阶段设定变桨速率控制变桨停机，并根据计算得到的攻角值实时调整变桨速率，使攻角值始终处于攻角正常范围内，避免发生攻角小于0，甚至更小的情况，保证在停机过程中攻角在0deg和升力系数最大值clmax对应的攻角值之间。

第三阶段，设定该阶段对应的变桨速率，为第三阶段设定变桨速率，以该第三阶段设定变桨速率控制变桨停机，并根据计算得到的攻角值实时调整变桨速率，使攻角值始终处于攻角正常范围内，避免发生攻角小于0，甚至更小的情况，保证在停机过程中攻角在0deg和升力系数最大值clmax对应的攻角值之间。

其中，第二阶段设定变桨速率和第三阶段设定变桨速率也可以根据经验进行设定，当然，也可以按照上述给出的变桨速率具体设定过程进行设定。

另外，分三阶段变桨停机主要是由具体的机型、叶片翼型、机组载荷等因素决定，并不是其他所有的风力发电机组都必须这样规划，如果停机过程中气动阻尼一直比较大，机组以能承受的最大变桨速率收桨不会造成失速振动，且机组载荷满足设计要求，那么机组完全可以不用分阶段变速停机，直接以最大变桨速率收桨至停机位置。而且，不同的机组由于叶片的气动特性不一样，那么，升力系数、阻力系数随攻角变化的曲线也发生相应的改变，最终相关的变桨速率设定值也会发生相应的改变。

为了进一步提升控制可靠性，在通过不断调整变桨速率过程得到变桨速率之后，还可以将得到的若干组符合条件的变桨速率进行载荷仿真计算，选取最优载荷结果对应的变桨速率作为最终规划停机策略中的变桨速率。

因此，本发明提供的风力发电机组停机控制方法能够有效降低停机过程中机组的载荷，特别是针对在阵风时电网掉电工况和叶片卡住工况下因停机策略规划不合理使得气动阻尼降低，甚至发生负阻尼的情况，进而避免出现机组振动增大以至于载荷超过设计限值的情况，降低了机组振动概率。该方法能够将载荷降低至安全范围内，提高风力发电机组的可靠性，延长机组各部件的使用寿命，增强对环境的适应性。

以下以gl标准dlc1.5电网掉电工况实际停机过程中变桨速率的设置过程为例进行说明。

根据叶片的翼型信息，在bladed(bladed为风力发电机组专用的计算载荷的软件)外部控制器中编程计算叶根至叶尖的攻角α，同时设定一组停机过程中的变桨速率，然后利用bladed进行仿真计算。

在bladed仿真结果中查看攻角α变化情况，根据仿真结果调整变桨速率，原则是：攻角α在0deg和升力系数最大值clmax对应的攻角值之间(因为攻角为负，容易导致阻尼减小甚至负阻尼，引起叶片失速振动)。如果攻角不合适，则调整变桨速率，重新进行bladed仿真计算。

图5、图6、图7和图8所示为bladed仿真结果，其中，图5和图6为一组仿真，图7和图8为一组仿真。图5为给出了停机过程中设定的一组变桨速率，为6deg/s-6deg/s-1deg/s(即第一阶段的变桨速率为6deg/s，第二阶段的变桨速率为6deg/s，第三阶段的变桨速率为1deg/s)，图6为图5所示变桨速率下，停机过程中攻角α的变化曲线。图7给出了停机过程中设定的一组变桨速率，为6deg/s-2deg/s-1deg/s(第一阶段的变桨速率为6deg/s，第二阶段的变桨速率为2deg/s，第三阶段的变桨速率为1deg/s)，图8为图7所示变桨速率下，停机过程中攻角α的变化曲线。

图6和图8中攻角α的曲线中：对某一型叶片，从叶根至叶尖按一定间隔选取40个点，attackang[23]表示第23个点处的攻角，例如：第23个点处距离叶根37.5m，弦长1.83388m，气动扭角0.8732228deg，停机过程中攻角变化如图中曲线所示。实际仿真中，叶根至叶尖选取了40个点，这里只选取了几条主要曲线呈现出来。

图5和图6中，按图5设置变桨速率仿真时，图6显示第二阶段由于变桨速率设置太大，导致约29s时攻角小于0，故该组变桨速率不合适；图7和图8中，按图7设置变桨速率仿真时，图8中攻角满足要求，符合调整原则，该组变桨速率合适，予以保存。

按照上述方法，选取多组变桨速率进行仿真(机组能承受的最大变桨速率是一定的，故能选择的变桨速率组合也是有限的)，将满足要求的进行保存，不合适的进行剔除。

对于上述保存的几组变桨速率，进行bladed载荷计算仿真，对比机组的载荷，选取最优载荷对应的那组变桨速率作为最终确定的停机变桨速率。如图9和图10所示，对比了叶根载荷my和轮毂中心载荷myz，选取载荷较小对应的那组变桨速率。图9和图10中的两组数据对比比较明显，故选取这两组以示根据载荷选取最优变桨速率的过程。

上述控制方法可以作为一种计算机程序，由处理器执行。

以上给出了具体的实施方式，但本发明不局限于所描述的实施方式。本发明的基本思路在于上述基本方案，对本领域普通技术人员而言，根据本发明的教导，设计出各种变形的模型、公式、参数并不需要花费创造性劳动。在不脱离本发明的原理和精神的情况下对实施方式进行的变化、修改、替换和变型仍落入本发明的保护范围内。