CN108204335A - 风力发电机组变桨角度校准方法和校准装置 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种风力发电机组变桨角度校准方法和校准装置，其中，该方法包括：在风力发电机机组的运行状态下，对风力发电机进行封锁偏航处理；在封锁偏航状态下，控制风力发电机的叶片从主控制器存储的当前0度位置变桨至预设角度值；在变桨至预设角度值的过程中，确定风力发电机的功率值最大值；根据功率值最大值，确定与功率值最大值对应的桨距角，并将主控制器存储的桨距角0度设定为与功率值最大值对应的桨距角。提高了校准的准确率。校准过程为自动完成，不需要停机，且校准效果更能满足风力发电机组最大功率跟踪的要求。
Description
技术领域
本发明涉及风力发电技术领域，尤其涉及一种风力发电机组变桨角度校准方法和校准装置。
背景技术
风力发电机的变桨系统是风力发电机叶片调节装置，变桨系统可以实现最大功率跟踪、以及气动刹车、稳定风力发电机的发电机转速的目的。一般而言，在轮毂上标有零刻度位置，变桨系统通过编码器采集到的叶片角度来控制叶片的角度，进而实现最大功率跟踪，转速恒定、停机收桨等功能。在整个过程中，需要根据叶片零刻度位置为参考值，计算出叶片相应的角度。因此，叶片的零刻度位置十分重要，在风力发电机组运行前，需要先将叶片物理零刻度位置对齐，并在主控制器中将叶片角度设置为0度。
现有技术中，采用人工校零的方法进行叶片的校准、或者使用接近开关进行零度位置校准。其中，人工校零的方法需要人员爬上风机机舱，然而进入轮毂，进而进行目测校零。使用接近开关进行零度位置校准的方式，在风力发电机停机之后，人工进行操作校准。
然而现有技术中，人工校零的方法由于进行的是目测校零，进而存在较大的偏差，校准的准确率较低，并且需要锁定风机叶轮风轮锁，进而需要多人配合进行校准；使用接近开关进行零度位置校准的方式，也需要人员进行操作控制，并且，由于使用接近开关进行位置校准，进而校准精度很低，例如，以变桨轴承直径为3米进行计算，变桨轴承的周长是3.14*3＝9.52米，若接近开关感应面的触发长度是0.01米，则其角度误差为(0.01/9.52)*360＝0.387度，进而校准误差太大，校准的准确率较低。
发明内容
本发明提供一种风力发电机组变桨角度校准方法和校准装置，用以解决现有技术中不能自动校准、校准精确度低的问题。
本发明的一方面是提供一种风力发电机组变桨角度校准方法，包括：
在风力发电机机组的运行状态下，对风力发电机进行封锁偏航处理；
在封锁偏航状态下，控制风力发电机的叶片从主控制器存储的当前0度位置变桨至预设角度值；
在变桨至预设角度值的过程中，确定风力发电机的功率值最大值；
根据所述功率值最大值，确定与功率值最大值对应的桨距角，并将主控制器存储的桨距角0度设定为与功率值最大值对应的桨距角。
本发明的另一方面是提供一种风力发电机组变桨角度校准装置，包括：
偏航处理单元，用于在风力发电机机组的运行状态下，对风力发电机进行封锁偏航处理；
角度调整单元，用于在封锁偏航状态下，控制风力发电机的叶片从主控制器存储的当前0度位置变桨至预设角度值；
功率确定单元，用于在变桨至预设角度值的过程中，确定风力发电机的功率值最大值；
零刻度校准单元，用于根据所述功率值最大值，确定与功率值最大值对应的桨距角，并将主控制器存储的桨距角0度设定为与功率值最大值对应的桨距角。
本发明的技术效果是：通过在风力发电机机组的运行状态下，对风力发电机进行封锁偏航处理；在封锁偏航状态下，控制风力发电机的叶片从主控制器存储的当前0度位置变桨至预设角度值；在变桨至预设角度值的过程中，确定风力发电机的功率值最大值；根据功率值最大值，确定与功率值最大值对应的桨距角，并将主控制器存储的桨距角0度设定为与功率值最大值对应的桨距角。从而在风力发电机的运行过程中，实现风力发电机的叶片角度的自主校零，这个校准过程由风力发电机自动完成，不需要人员干预；并且在校准过程不需要停机，从而不会影响风力发电机的发电量；也不需要增加任何传感器设备，不需要对风力发电机进行改造，且校准效果更能满足风力发电机组最大功率跟踪的要求；同时，由于是根据风力发电机的实际功率进行零刻度位置校准，所以校准后的位置更接近于风力发电机的叶片的真实零度位置，提高了校准的准确率。
附图说明
图1为本发明实施例一提供的风力发电机组变桨角度校准方法的流程图；
图2为本发明实施例二提供的风力发电机组变桨角度校准方法的流程图；
图3为本发明实施例二提供的风力发电机组变桨系统结构图；
图4为本发明实施例三提供的风力发电机组变桨角度校准装置的结构示意图；
图5为本发明实施例四提供的风力发电机组变桨角度校准装置的结构示意图。
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。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
图1为本发明实施例一提供的风力发电机组变桨角度校准方法流程图，如图1所示，本实施例的方法，包括：
步骤101、在风力发电机机组的运行状态下，对风力发电机进行封锁偏航处理。
在本实施例中，具体的，本实施例的执行主体可以是风力发电机的主控系统。
首先确定风力发电机机组在正常运行的状态下，然后对风力发电机进行封锁偏航处理，进而不允许风力发电机自主偏航。
步骤102、在封锁偏航状态下，控制风力发电机的叶片从主控制器存储的当前0度位置变桨至预设角度值。
其中，步骤102的具体实现方式为：在封锁偏航状态下，控制风力发电机的叶片从主控制器存储的当前0度位置，以预设变桨速度，向预设方位变桨至预设角度值。例如，预设变桨速度为0.5度每秒；预设方位为顺浆方向或逆浆方向，预设角度值为0.5度～1度。
在本实施例中，具体的，在封锁偏航状态下，控制风力发电机的叶片从主控制器存储的当前0度位置调整到预设角度值。具体来说，在封锁偏航状态下，控制风力发电机的叶片从主控制器存储的当前0度位置，以0.5度/秒的速度或者其他速度，向预设方位变桨至预设角度值，可以在顺浆方向或逆浆方向上各开桨0.5度～1度。
步骤103、在变桨至预设角度值的过程中，确定风力发电机的功率值最大值。
在本实施例中，具体的，在变桨至预设角度值的过程中，计算出风力发电机的功率值最大值。
步骤104、根据功率值最大值，确定与功率值最大值对应的桨距角，并将主控制器存储的桨距角0度设定为与功率值最大值对应的桨距角。
在本实施例中，具体的，可以根据功率值最大值，识别出开浆到功率值最大值时所对应的桨距角，然后将与功率值最大值对应的桨距角校准为主控制器存储的桨距角0度。
本实施例通过在风力发电机机组的运行状态下，对风力发电机进行封锁偏航处理；在封锁偏航状态下，控制风力发电机的叶片从主控制器存储的当前0度位置变桨至预设角度值；在变桨至预设角度值的过程中，确定风力发电机的功率值最大值；根据功率值最大值，确定与功率值最大值对应的桨距角，并将主控制器存储的桨距角0度设定为与功率值最大值对应的桨距角。从而在风力发电机的运行过程中，实现风力发电机的叶片角度的自主校零，这个校准过程由风力发电机自动完成，不需要人员干预；并且在校准过程不需要停机，从而不会影响风力发电机的发电量；也不需要增加任何传感器设备，不需要对风力发电机进行改造，且校准效果更能满足风力发电机组最大功率跟踪的要求；同时，由于是根据风力发电机的实际功率进行零刻度位置校准，所以校准后的位置更接近于风力发电机的叶片的真实零度位置，提高了校准的准确率。
图2为本发明实施例二提供的风力发电机的校准方法的流程图，在实施例一的基础上，本实施例的方法，在步骤102之后，还包括：
步骤201、实时采集当前的风速值和风向值；若风速值异常和/或风向值异常，则退出本实施例提供的风力发电机组变桨角度校准方法。
在本实施例中，具体的，本实施例的执行主体可以是风力发电机的主控系统。
在步骤102控制风力发电机的叶片从主控制器存储的当前0度位置调整至预设角度值这一开桨过程中，主控系统实时采集风力发电机的风速值、风向值，若确定风速值、风向值中的至少一个发生明显变化的时候，即确定风速值、风向值中的至少一个异常，此时可以退出校准过程，即直接退出本发明的方法。
步骤103，具体包括：
在调整至预设角度值的过程中，获取风力发电机的瞬时发电功率值；
根据瞬时发电功率值，确定风力发电机的功率值最大值。
其中，瞬时发电功率值为P＝(1/2)*πρCp(λ,β)R2v3；ρ为空气密度，β为桨距角，Cp(λ,β)为风力发电机的风能利用系数，R为风轮的半径，v为风速，λ为叶尖速比；且λ＝ωR/v，ω为风力发电机的角速度。
在本实施例中，具体的，在调整至预设角度值的过程中，主控系统采集风力发电机的瞬时发电功率值；然后，主控系统对瞬时发电功率值进行统计，去获取到风力发电机的功率值最大值及对应的桨角值；然后在确定瞬时发电功率值的统计完成之后，执行步骤104。
根据贝兹理论，若需要使得风力发电机组输出功率更大，则需要使风力发电机组的风能利用系数最大，捕获到的瞬时发电功率值为P＝(1/2)*πρCp(λ,β)R2v3，其中，ρ为空气密度，β为桨距角，Cp(λ,β)为风力发电机的风能利用系数，R为风轮的半径，v为风速，λ为叶尖速比；且λ＝ωR/v，ω为风力发电机的角速度。风能利用系数Cp(λ,β)随着桨距角β的变化而变化，风速值一定的情况下，桨距角发生变化，风力发电机从风中捕获的瞬时发电功率值也会随着发生变化。
在步骤101之前，还包括：
步骤202、在校准标志为允许校准，风速和风向稳定且风速值低于额定风速的情况下，执行步骤101。
其中，步骤202的具体实现方式为：判断风力发电机是否具有校准允许标志，若不具有校准允许标志，则退出方法；若具有校准允许标志，则判断风力发电机的风速是否短时无变化，若风速短时有变化，则退出方法；若风速短时无变化，则判断风力发电机的风向是否短时无变化，若风向短时有变化，则退出方法；若风向短时无变化，则判断风力发电机的风速值是否低于额定风速，若风速值不低于额定风速，则退出方法；若风速值低于额定风速，则执行步骤101。
在本实施例中，具体的，在校准标志为允许校准，并且确定风速和风向稳定且风速值低于额定风速的情况下，去执行步骤101。
具体来说，首先需要判断风力发电机是否有校准允许标志，若不具有校准允许标志，则跳转到结束本发明的方法。若具有校准允许标志，则去判断风力发电机的风速是否短时无变化；若风速短时有变化，则跳转到结束本发明的方法；此部分的时间为几秒钟即可，此步骤的目的是更方便主控系统进行功率值的对比和分析。若风速短时无变化，则去判断风力发电机的风向是否短时无变化，若风向短时有变化，则跳转到结束本发明的方法；此部分的时间为几秒钟即可，此步骤的目的是更方便主控系统进行功率值的对比和分析。若风向短时无变化，则去判断风力发电机的风速值是否低于额定风速，若风速值不低于额定风速，则跳转到结束本发明的方法；此步骤的目的是确保此时不会调桨，且风力发电机组不会发生过速，保证风力发电机组安全。若风速值低于额定风速，则去执行步骤101。
在步骤104之后，还包括：
步骤203、将校准标志设置为不允许校准；控制风力发电机组的叶片变桨至紧急收桨位置；记录叶片触发限位开关停止变桨的桨距角，将其设定为主控制器存储的停机角度位置。
在本实施例中，具体的，在完成了将主控制器存储的桨距角0度设定为与功率值最大值对应的桨距角之后，此时就可以退出校准控制，并清除封锁偏航处理下的封锁偏航标志。
然后，将校准标志设置为不允许校准，接着控制风力发电机组的叶片变桨至紧急收桨位置；再记录叶片触发限位开关停止变桨的桨距角，将其设定为主控制器存储的停机角度位置。
具体来说，在完成功率值最大值统计并将与功率值最大值对应的角度值校准为桨距角0度后，当风力发电机触发紧急顺桨时，触发风力发电机的变桨轴承上的限位开关；确定触发限位开关之后风力发电机的叶片的角度值。此时，在步骤104之后，图3为本发明实施例二提供的风力发电机组变桨系统结构图，如图3所示，该变桨系统包括设置在轮毂308上的叶片轴承307，以及变桨电机(图中未示出)。叶片301固定在叶片轴承307上，变桨电机驱动叶片轴承307旋转，进而带动叶片301旋转，使叶片的桨距角发生变化。
叶片轴承307的内圈上固定设置限位挡块304，当叶片轴承307转动时，限位挡块304随轴承内圈转动。
本实施例提供的变桨角度校准方法，目的是在叶片301位于图中所示的0度位置时，将风力发电机组主控系统中记录的桨距角精确校准为0度。
在该变桨系统中，当叶片位于零桨距角时，此时限位开关306位于叶片轴承307圆心右侧，即实线所画的限位挡块304的位置；然后，判断0度位置是否校准完成，如果校准完成，则判断紧急顺桨是否完成，如果紧急顺桨完成，则判断是否触发限位开关306，如果触发限位开关306，306记录限位开关306关闭之后风力发电机的叶片的桨距角b。此时，顺浆方向的90度的位置表示的桨距角为停机角度，并触发限位开关306后叶片的位置，此时桨距角为停机角度为89度或91度，对应图3中的角度c，并且此时限位开关306位于叶片轴承307圆心下侧，即虚线所画的限位挡块304的位置。
然后，可以确定是否需要重新校准桨距角，若是，则在限位开关306的停机位置处，直接将风力发电机的叶片的当前桨距角，校准为限位开关关闭之后风力发电机的叶片的桨距角b。具体来说，由于0度位置和限位开关306的位置是固定的，所以0度位置校准后，然后就可以直接根据记录的桨距角b进行角度校准；例如，当由于需要更换编码器等原因，去需要再次对桨距角进行校准时，只需要在限位开关306的位置，将桨距角直接校验为之前记录的桨距角b，那么叶片开到0度时的实际测量值就是0度，进而不需要再重新把叶片开到0度进行测试。
本实施通过在风力发电机机组的运行状态下，对风力发电机进行封锁偏航处理；在封锁偏航状态下，控制风力发电机的叶片从主控制器存储的当前0度位置变桨至预设角度值；在变桨至预设角度值的过程中，确定风力发电机的功率值最大值；根据功率值最大值，确定与功率值最大值对应的桨距角，并将主控制器存储的桨距角0度设定为与功率值最大值对应的桨距角。从而在风力发电机的运行过程中，实现风力发电机的叶片角度的自主校零，这个校准过程由风力发电机自动完成，不需要人员干预；并且在校准过程不需要停机，从而不会影响风力发电机的发电量；也不需要增加任何传感器设备，不需要对风力发电机进行改造，且校准效果更能满足风力发电机组最大功率跟踪的要求；同时，由于是根据风力发电机的实际功率进行零刻度位置校准，所以校准后的位置更接近于风力发电机的叶片的真实零度位置，提高了校准的准确率；由于只需要判断数值是否恒定，所以对风速传感器和风向传感器的测量精度无要求，只需要判断是否发生明显变化即可。并且，在需要重新校验叶片角度值的时候，直接对叶片处于停机位置时的角度值进行校准即可，不需要重新进行0度位置校准，提高了校准效率。
图4为本发明实施例三提供的风力发电机组变桨角度校准装置的结构示意图，如图4所示，本实施例的装置，包括：
偏航处理单元41，用于在风力发电机机组的运行状态下，对风力发电机进行封锁偏航处理；
角度调整单元42，用于在封锁偏航状态下，控制风力发电机的叶片从主控制器存储的当前0度位置变桨至预设角度值；
功率确定单元43，用于在变桨至预设角度值的过程中，确定风力发电机的功率值最大值；
零刻度校准单元44，用于根据功率值最大值，确定与功率值最大值对应的桨距角，并将主控制器存储的桨距角0度设定为与功率值最大值对应的桨距角。
本实施例的风力发电机的校准装置可执行本发明实施例一提供的风力发电机的校准方法，其实现原理相类似，此处不再赘述。
本实施例通过在风力发电机机组的运行状态下，对风力发电机进行封锁偏航处理；在封锁偏航状态下，控制风力发电机的叶片从主控制器存储的当前0度位置变桨至预设角度值；在变桨至预设角度值的过程中，确定风力发电机的功率值最大值；根据功率值最大值，确定与功率值最大值对应的桨距角，并将主控制器存储的桨距角0度设定为与功率值最大值对应的桨距角。从而在风力发电机的运行过程中，实现风力发电机的叶片角度的自主校零，这个校准过程由风力发电机自动完成，不需要人员干预；并且在校准过程不需要停机，从而不会影响风力发电机的发电量；也不需要增加任何传感器设备，不需要对风力发电机进行改造，且校准效果更能满足风力发电机组最大功率跟踪的要求；同时，由于是根据风力发电机的实际功率进行零刻度位置校准，所以校准后的位置更接近于风力发电机的叶片的真实零度位置，提高了校准的准确率。
图5为本发明实施例四提供的风力发电机组变桨角度校准装置的结构示意图，在实施例三的基础上，如图5所示，本实施例的装置，角度调整单元42，具体用于：
在封锁偏航状态下，控制风力发电机的叶片从主控制器存储的当前0度位置，以预设变桨速度，向预设方位变桨至预设角度值。
预设变桨速度为0.5度每秒；预设方位为顺浆方向或逆浆方向，预设角度值为0.5度～1度。
本实施例的装置，还包括：
异常确定单元51，用于在角度调整单元42在封锁偏航状态下，控制风力发电机的叶片从主控制器存储的当前0度位置变桨至预设角度值之后，实时采集当前的风速值和风向值；若风速值异常和/或风向值异常，则退出风力发电机组变桨角度校准装置所执行的过程。
本实施例的装置，还包括：
状态确定单元52，用于在偏航处理单元41在风力发电机机组的运行状态下，对风力发电机进行封锁偏航处理之前，在校准标志为允许校准，风速和风向稳定且风速值低于额定风速的情况下，执行偏航处理单元41。
本实施例的装置，还包括：
角度校准单元53，用于在零刻度校准单元44将主控制器存储的桨距角0度设定为与功率值最大值对应的桨距角之后，将校准标志设置为不允许校准；控制风力发电机组的叶片变桨至紧急收桨位置；记录叶片触发限位开关停止变桨的桨距角，将其设定为主控制器存储的停机角度位置。
本实施例的风力发电机的校准装置可执行本发明实施例一提供的风力发电机的校准方法，其实现原理相类似，此处不再赘述。
本实施通过在风力发电机机组的运行状态下，对风力发电机进行封锁偏航处理；在封锁偏航状态下，控制风力发电机的叶片从主控制器存储的当前0度位置变桨至预设角度值；在变桨至预设角度值的过程中，确定风力发电机的功率值最大值；根据功率值最大值，确定与功率值最大值对应的桨距角，并将主控制器存储的桨距角0度设定为与功率值最大值对应的桨距角。从而在风力发电机的运行过程中，实现风力发电机的叶片角度的自主校零，这个校准过程由风力发电机自动完成，不需要人员干预；并且在校准过程不需要停机，从而不会影响风力发电机的发电量；也不需要增加任何传感器设备，不需要对风力发电机进行改造，且校准效果更能满足风力发电机组最大功率跟踪的要求；同时，由于是根据风力发电机的实际功率进行零刻度位置校准，所以校准后的位置更接近于风力发电机的叶片的真实零度位置，提高了校准的准确率；由于只需要判断数值是否恒定，所以对风速传感器和风向传感器的测量精度无要求，只需要判断是否发生明显变化即可。并且，在需要重新校验叶片角度值的时候，直接对叶片处于停机位置时的角度值进行校准即可，不需要重新进行0度位置校准，提高了校准效率。
最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明各实施例技术方案的精神和范围。
Claims (12)
1.一种风力发电机组变桨角度校准方法，其特征在于，包括：
在风力发电机机组的运行状态下，对风力发电机进行封锁偏航处理；
在封锁偏航状态下，控制风力发电机的叶片从主控制器存储的当前0度位置变桨至预设角度值；
在变桨至预设角度值的过程中，确定风力发电机的功率值最大值；
根据所述功率值最大值，确定与功率值最大值对应的桨距角，并将主控制器存储的桨距角0度设定为与功率值最大值对应的桨距角。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述在封锁偏航状态下，控制风力发电机的叶片从主控制器存储的当前0度位置变桨至预设角度值，包括：
在封锁偏航状态下，控制风力发电机的叶片从主控制器存储的当前0度位置，以预设变桨速度，向预设方位变桨至预设角度值。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述预设变桨速度为0.5度每秒；
所述预设方位为顺浆方向或逆浆方向，所述预设角度值为0.5度～1度。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述在封锁偏航状态下，控制风力发电机的叶片从主控制器存储的当前0度位置变桨至预设角度值之后，还包括：
实时采集当前的风速值和风向值；
若所述风速值异常和/或所述风向值异常，则退出所述风力发电机组变桨角度校准方法。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述在风力发电机机组的运行状态下，对风力发电机进行封锁偏航处理之前，还包括：
在校准标志为允许校准，风速和风向稳定且风速值低于额定风速的情况下，执行对风力发电机进行封锁偏航处理的步骤。
6.根据权利要求1-5任一项所述的方法，其特征在于，在所述将主控制器存储的桨距角0度设定为与功率值最大值对应的桨距角之后，还包括：
将校准标志设置为不允许校准；
控制风力发电机组的叶片变桨至紧急收桨位置；
记录叶片触发限位开关停止变桨的桨距角，将其设定为主控制器存储的停机角度位置。
7.一种风力发电机组变桨角度校准装置，其特征在于，包括：
偏航处理单元，用于在风力发电机机组的运行状态下，对风力发电机进行封锁偏航处理；
角度调整单元，用于在封锁偏航状态下，控制风力发电机的叶片从主控制器存储的当前0度位置变桨至预设角度值；
功率确定单元，用于在变桨至预设角度值的过程中，确定风力发电机的功率值最大值；
零刻度校准单元，用于根据所述功率值最大值，确定与功率值最大值对应的桨距角，并将主控制器存储的桨距角0度设定为与功率值最大值对应的桨距角。
8.根据权利要求7所述的装置，其特征在于，所述角度调整单元，具体用于：
在封锁偏航状态下，控制风力发电机的叶片从主控制器存储的当前0度位置，以预设变桨速度，向预设方位变桨至预设角度值。
9.根据权利要求8所述的装置，其特征在于，所述预设变桨速度为0.5度每秒；
所述预设方位为顺浆方向或逆浆方向，所述预设角度值为0.5度～1度。
10.根据权利要求7所述的装置，其特征在于，还包括：
异常确定单元，用于在所述角度调整单元在封锁偏航状态下，控制风力发电机的叶片从主控制器存储的当前0度位置变桨至预设角度值之后，实时采集当前的风速值和风向值；若所述风速值异常和/或所述风向值异常，则退出所述风力发电机组变桨角度校准装置所执行的过程。
11.根据权利要求7所述的装置，其特征在于，还包括：
状态确定单元，用于在所述偏航处理单元在风力发电机机组的运行状态下，对风力发电机进行封锁偏航处理之前，在校准标志为允许校准，风速和风向稳定且风速值低于额定风速的情况下，执行所述偏航处理单元。
12.根据权利要求7-11任一项所述的装置，其特征在于，还包括：
角度校准单元，用于在所述零刻度校准单元将主控制器存储的桨距角0度设定为与功率值最大值对应的桨距角之后，将校准标志设置为不允许校准；控制风力发电机组的叶片变桨至紧急收桨位置；记录叶片触发限位开关停止变桨的桨距角，将其设定为主控制器存储的停机角度位置。
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