CN113803219B - 风电机组的降载控制方法和装置 - Google Patents

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Abstract

提供一种风电机组的降载控制方法和装置，所述降载控制方法包括：确定风电机组的代表叶根载荷值；基于所确定的代表叶根载荷值确定附加变桨速率值；根据变桨速率给定值和附加变桨速率值，确定变桨速率控制值；将所确定的变桨速率控制值同时施加到风力发电机组的每只叶片，以控制风电机组的叶片执行变桨动作。采用本发明示例性实施例的风电机组的降载控制方法和装置，能够在对发电量影响较小的情况下，大幅度降低整机载荷水平。

Description

风电机组的降载控制方法和装置
技术领域
本发明总体说来涉及风力发电技术领域，更具体地讲，涉及一种风电机组的降载控制方法和装置。
背景技术
风电机组的叶轮面受力是整个风电机组的驱动力，合理降低叶轮面载荷可以降低整个风电机组的载荷水平。目前常用的降载手段主要有IPC(单独变桨)或者推力控制。其中IPC控制策略可以有效降低叶轮面不平衡载荷，同时降低塔顶的极限载荷和疲劳载荷，但是对于塔底载荷没有明显的改善，且会大幅度增加执行机构的疲劳载荷，推力控制通常以风电机组的功率等运行状态作为输入，可以有效降低整个风电机组的载荷水平，但是对发电量影响较大，通常会降低0.5％左右的发电量。
发明内容
本发明的示例性实施例的目的在于提供一种风电机组的降载控制方法和装置，以克服上述至少一种缺陷。
在一个总体方面，提供一种风电机组的降载控制方法，所述降载控制方法包括：确定风电机组的代表叶根载荷值；基于所确定的代表叶根载荷值确定附加变桨速率值；根据变桨速率给定值和附加变桨速率值，确定变桨速率控制值；将所确定的变桨速率控制值同时施加到风力发电机组的每只叶片，以控制风电机组的叶片执行变桨动作。
可选地，风电机组可包括至少一个叶片，其中，确定风电机组的代表叶根载荷值的步骤可包括：获取所述至少一个叶片的叶根载荷值；将所获取的所述至少一个叶片的叶根载荷值中的最大值，确定为所述代表叶根载荷值。
可选地，基于所确定的代表叶根载荷值确定附加变桨速率值的步骤可包括：确定所确定的代表叶根载荷值与预定载荷边界值的差值；基于所确定的差值获得附加变桨速率值。
可选地，基于所确定的差值获得附加变桨速率值的步骤可包括：将所确定的差值与限定幅值比较；如果所确定的差值小于所述限定幅值，则基于所述限定幅值获得附加变桨速率；如果所确定的差值大于或者等于所述限定幅值，则基于所确定的差值获得附加变桨速率。
可选地，基于所确定的差值获得附加变桨速率值的步骤可包括：基于所确定的差值经由PI控制获得附加变桨速率值，和/或，基于所述限定幅值获得附加变桨速率的步骤可包括：基于所述限定幅值经由PI控制获得附加变桨速率值。
可选地，可通过以下方式确定所述预定载荷边界值：确定在正常湍流强度下的叶根载荷边界值；如果所确定的叶根载荷边界值小于或者等于风电机组的叶根硬件设计载荷值，则将叶根载荷边界值确定为所述预定载荷边界值；如果所确定的叶根载荷边界值大于风电机组的叶根硬件设计载荷值，则将预设载荷值确定为所述预定载荷边界值，其中，所述预设载荷值小于叶根硬件设计载荷值。
可选地，确定在正常湍流强度下的叶根载荷边界值的步骤可包括：获取风电机组在正常湍流强度下的不同工况下的叶根载荷值；将所获取的不同工况下的叶根载荷值中的最大值，确定为在正常湍流强度下的叶根载荷边界值。
可选地，所述变桨速率控制值为变桨速率给定值与附加变桨速率值之和，其中，变桨速率给定值可指风电机组基于转速控制策略下的变桨速率值。
在另一总体方面，提供一种风电机组的降载控制装置，所述降载控制装置包括：载荷值确定模块，确定风电机组的代表叶根载荷值；附加变桨值确定模块，基于所确定的代表叶根载荷值确定附加变桨速率值；变桨控制值确定模块，根据变桨速率给定值和附加变桨速率值，确定变桨速率控制值；变桨控制模块，将所确定的变桨速率控制值同时施加到风力发电机组的每只叶片，以控制风电机组的叶片执行变桨动作。
在另一总体方面，提供一种风电机组的降载控制系统，所述降载控制系统包括：载荷传感器，设置在风电机组的叶片的根部，检测叶片的叶根载荷值，控制器，被配置为：从载荷传感器获取叶片的叶根载荷值，并基于所获取的叶片的叶根载荷值确定风电机组的代表叶根载荷值，基于所确定的代表叶根载荷值确定附加变桨速率值，根据变桨速率给定值和附加变桨速率值，确定变桨速率控制值，将所确定的变桨速率控制值同时施加到风力发电机组的每只叶片，以控制风电机组的叶片执行变桨动作。
在另一总体方面，提供一种控制器，包括：处理器；输入\输出接口；存储器，用于存储计算机程序，所述计算机程序在被所述处理器执行时实现上述的风电机组的降载控制方法。
在另一总体方面，提供一种存储有计算机程序的计算机可读存储介质，当所述计算机程序在被处理器执行时实现如上述的风电机组的降载控制方法。
采用本发明示例性实施例的风电机组的降载控制方法和装置，能够在对发电量影响较小的情况下，大幅度降低整机载荷水平。
附图说明
通过下面结合示例性地示出实施例的附图进行的详细描述，本发明示例性实施例的上述和其它目的、特点和优点将会变得更加清楚。
图1示出根据本发明示例性实施例的风电机组的降载控制方法的流程图；
图2示出根据本发明示例性实施例的风电机组的降载控制方法的控制框图；
图3A至图3F示出根据本发明示例性实施例的风电机组的各部件的极限载荷的对比示意图；
图4A至图4F示出根据本发明示例性实施例的风电机组的各部件的疲劳载荷的对比示意图；
图5示出根据本发明示例性实施例的风电机组的降载控制装置的框图；
图6示出根据本发明示例性实施例的控制器的框图。
具体实施方式
现在，将参照附图更充分地描述不同的示例实施例，一些示例性实施例在附图中示出。
图1示出根据本发明示例性实施例的风电机组的降载控制方法的流程图。图2示出根据本发明示例性实施例的风电机组的降载控制方法的控制框图。下面结合图1和图2来介绍本发明示例性实施例的风电机组的降载控制过程。
参照图1，在步骤S10中，确定风电机组的代表叶根载荷值。
这里，风电机组可包括至少一个叶片，例如，风电机组可包括但不限于三个叶片。
在一示例中，可在风电机组的每个叶片的叶根处设置一载荷传感器，用于检测叶片的叶根载荷值，在此情况下，可获取至少一个叶片中的每个叶片的叶根载荷值(如叶根载荷值Mxy)，并将所获取的至少一个叶片的叶根载荷值中的最大值，确定为代表叶根载荷值。
以图2所示为例，在本示例中，假设风电机组包括三个叶片，分别获取三个叶片的叶根载荷值，将所获取的三个叶根载荷值中的最大值确定为代表叶根载荷值。
可选地，可对获取的每个叶片的叶根载荷值进行滤波处理(如数字滤波处理)，以滤除高频噪声和风电机组固定模态频率信号。
应理解，上述确定代表叶根载荷值的方式仅为一示例，本发明不限于此，也可以通过其他方式来确定代表叶根载荷值，例如，将每个叶片的叶根载荷值的平均值、中间值等确定为代表叶根载荷值。
在步骤S20中，基于所确定的代表叶根载荷值确定附加变桨速率值。
在一示例中，可基于代表叶根载荷值与预定载荷边界值的比较结果来确定附加变桨速率值。
例如，可确定代表叶根载荷值与预定载荷边界值的差值，基于所确定的差值获得附加变桨速率值。
以图2所示为例，可将预定载荷边界值作为PI控制器的参考输入，将代表叶根载荷值作为PI控制器的原始输入，将代表叶根载荷值与预定载荷边界值的差值作为原始的误差信号输入PI控制器，优选地，可对误差信号进行限幅处理。
例如，对误差信号进行限幅处理的过程可为：将所确定的差值与限定幅值比较，如果所确定的差值小于限定幅值，则基于限定幅值获得附加变桨速率，例如，基于限定幅值经由PI控制获得附加变桨速率值，即，将限定幅值作为PI控制器的输入来获得附加变桨速率值。
如果所确定的差值大于或者等于限定幅值，则基于所确定的差值获得附加变桨速率，例如，基于所确定的差值经由PI控制获得附加变桨速率值，即，将代表叶根载荷值与预定载荷边界值的差值作为PI控制器的输入来获得附加变桨速率值。
在一示例中，限定幅值可为零，即，将限幅处理的下限值设置为零，上限值可无需设置，这样通过上述限幅处理，可以防止附加变桨速率值为负值，否则会对载荷与恒转速控制产生不利影响。但本发明不限于此，本领域技术人员也可以将限定幅值的大小设置为其他数值。
在本发明示例性实施例中，将基于叶根的载荷传感器的检测结果作为控制输入，在通过仿真确定预定载荷边界值之后，设计PI控制器输出附加变桨速率值，确保风电机组的叶根载荷值不会超过预定载荷边界值，从而在对发电量影响较小的情况下，大幅度降低整机载荷水平。
根据本发明示例性实施例的风电机组的降载控制方法，相对于本发明示例性实施例提出的风电机组的降载控制方法基于载荷进行控制，只有载荷超过目标值才会动作，因此对发电量的影响较小。而在现有的推力控制中，因为推力控制不区分载荷大小的情况，即使载荷不大，只要功率达到功能启动范围就会提高桨距角值，导致对发电量影响较大。
下面介绍确定预定载荷边界值的过程。
例如，可通过以下方式确定预定载荷边界值：确定在正常湍流强度下的叶根载荷边界值，如果所确定的叶根载荷边界值小于或者等于风电机组的叶根硬件设计载荷值，则将叶根载荷边界值确定为预定载荷边界值。在此情况下，由于风电机组的代表叶根载荷值不会超过叶根硬件设计载荷值，此时触发本发明的降载控制策略来施加附加变桨速率值不会对风电机组的发电量造成影响。
这里，在风电机组设计安装完成之后，风电机组的各部件具有一硬件设计载荷值，在上述确定预定载荷边界值的过程中使用的是风电机组的叶根硬件设计载荷值。此外，可将小于或者等于预设湍流强度值的湍流强度值确定为正常湍流强度，例如，可以按照风电领域的设计规范来确定正常湍流强度的数值大小。
如果所确定的叶根载荷边界值大于风电机组的叶根硬件设计载荷值，则将预设载荷值确定为预定载荷边界值。这里，预设载荷值小于叶根硬件设计载荷值，以保证风电机组的运行安全。作为示例，本领域技术人员可以根据实际需求来设置预设载荷值的大小，本发明对此不做限定。在此情况下，触发本发明的降载控制策略来施加附加变桨速率值会对风电机组的发电量造成较小的影响。
在一示例中，确定在正常湍流强度下的叶根载荷边界值的步骤可包括：获取风电机组在正常湍流强度下的不同工况下的叶根载荷值，将所获取的不同工况下的叶根载荷值中的最大值，确定为在正常湍流强度下的叶根载荷边界值。
例如，可获取风电机组在正常湍流强度下的不同工况下的各叶片的叶根载荷值，将所获取的叶根载荷值中的最大值确定为叶根载荷边界值。
在步骤S30中，根据变桨速率给定值和附加变桨速率值，确定变桨速率控制值。
例如，可将变桨速率给定值与附加变桨速率值之和确定为变桨速率控制值。这里，变桨速率给定值可指风电机组基于转速控制策略下(即，统一变桨策略CPC下)的变桨速率值。
在步骤S40中，将所确定的变桨速率控制值同时施加到风力发电机组的每只叶片，以控制风电机组的叶片执行变桨动作。
基于上述本发明示例性实施例的风电机组的降载控制方法，可以有效提升最小桨矩角值。
图3A至图3F示出根据本发明示例性实施例的风电机组的各部件的极限载荷的对比示意图。
在图3A至图3F所示的示例中，左侧柱状图为在未使用本发明示例性实施例的降载控制策略下的风电机组的各部件的极限载荷值，右侧柱状图为在使用本发明示例性实施例的降载控制策略下的风电机组的各部件的极限载荷值。从图3A至图3F所示可以看出，通过仿真可以对比风电机组未使用与使用上述降载控制策略的极限载荷差异。
图4A至图4F示出根据本发明示例性实施例的风电机组的各部件的疲劳载荷的对比示意图。
在图4A至图4F所示的示例中，左侧柱状图为在未使用本发明示例性实施例的降载控制策略下的风电机组的各部件的疲劳载荷值，右侧柱状图为在使用本发明示例性实施例的降载控制策略下的风电机组的各部件的疲劳载荷值。从图4A至图4F所示可以看出，通过仿真可以对比风电机组未使用与使用上述降载控制策略的疲劳载荷差异。
由上述各图可以看出，在使用本发明示例性实施例的风电机组的降载控制策略之后，风电机组的各个关键部件的极限载荷具有不同程度下降，且下降幅度非常大，风电机组的各个关键部件的关键疲劳载荷同样有不同程度的下降。在统计发电量之后，对发电量的损失大约为0.1％左右。因此根据本发明示例性实施例的风电机组的降载控制方法，在对发电量影响很小的同时，大幅度降低风电机组的极限载荷与疲劳载荷。
图5示出根据本发明示例性实施例的风电机组的降载控制装置的框图。
如图5所示，根据本发明示例性实施例的风电机组的降载控制装置100包括：载荷值确定模块101、附加变桨值确定模块102、变桨控制值确定模块103和变桨控制模块104。
具体说来，载荷值确定模块101确定风电机组的代表叶根载荷值。
这里，风电机组可包括至少一个叶片，例如，风电机组可包括但不限于三个叶片。
在一示例中，可在风电机组的每个叶片的叶根处设置一载荷传感器，用于检测叶片的叶根载荷值，在此情况下，载荷值确定模块101可获取至少一个叶片中的每个叶片的叶根载荷值，并将所获取的至少一个叶片的叶根载荷值中的最大值，确定为代表叶根载荷值。
附加变桨值确定模块102基于所确定的代表叶根载荷值确定附加变桨速率值。
在一示例中，附加变桨值确定模块102可基于代表叶根载荷值与预定载荷边界值的比较结果来确定附加变桨速率值。例如，附加变桨值确定模块102可确定代表叶根载荷值与预定载荷边界值的差值，基于所确定的差值获得附加变桨速率值。
附加变桨值确定模块102可将预定载荷边界值作为PI控制器的参考输入，将代表叶根载荷值作为PI控制器的原始输入，将代表叶根载荷值与预定载荷边界值的差值作为原始的误差信号输入PI控制器，优选地，附加变桨值确定模块102可对误差信号进行限幅处理。
例如，附加变桨值确定模块102对误差信号进行限幅处理的过程可为：将所确定的差值与限定幅值比较，如果所确定的差值小于限定幅值，则基于限定幅值获得附加变桨速率，例如，基于限定幅值经由PI控制获得附加变桨速率值，即，将限定幅值作为PI控制器的输入来获得附加变桨速率值。
如果所确定的差值大于或者等于限定幅值，则基于所确定的差值获得附加变桨速率，例如，附加变桨值确定模块102基于所确定的差值经由PI控制获得附加变桨速率值，即，将代表叶根载荷值与预定载荷边界值的差值作为PI控制器的输入来获得附加变桨速率值。在一示例中，限定幅值可为零，即，将限幅处理的下限值设置为零。
例如，附加变桨值确定模块102可通过以下方式确定预定载荷边界值：确定在正常湍流强度下的叶根载荷边界值，如果所确定的叶根载荷边界值小于或者等于风电机组的叶根硬件设计载荷值，则将叶根载荷边界值确定为预定载荷边界值。在此情况下，由于风电机组的代表叶根载荷值不会超过叶根硬件设计载荷值，此时触发本发明的降载控制策略来施加附加变桨速率值不会对风电机组的发电量造成影响。
如果所确定的叶根载荷边界值大于风电机组的叶根硬件设计载荷值，则将预设载荷值确定为预定载荷边界值。这里，预设载荷值小于叶根硬件设计载荷值，以保证风电机组的运行安全。作为示例，本领域技术人员可以根据实际需求来设置预设载荷值的大小，本发明对此不做限定。在此情况下，触发本发明的降载控制策略来施加附加变桨速率值会对风电机组的发电量造成较小的影响。
在一示例中，附加变桨值确定模块102获取风电机组在正常湍流强度下的不同工况下的叶根载荷值，将所获取的不同工况下的叶根载荷值中的最大值，确定为在正常湍流强度下的叶根载荷边界值。
例如，附加变桨值确定模块102可获取风电机组在正常湍流强度下的不同工况下的各叶片的叶根载荷值，将所获取的叶根载荷值中的最大值确定为叶根载荷边界值。
变桨控制值确定模块103根据变桨速率给定值和附加变桨速率值，确定变桨速率控制值。
例如，变桨控制值确定模块103可将变桨速率给定值与附加变桨速率值之和确定为变桨速率控制值。这里，变桨速率给定值可指风电机组基于转速控制策略下(即，统一变桨策略CPC下)的变桨速率值。
变桨控制模块104将所确定的变桨速率控制值同时施加到风力发电机组的每只叶片，以控制风电机组的叶片执行变桨动作。
图6示出根据本发明示例性实施例的控制器的框图。
如图6所示，根据本发明示例性实施例的控制器200包括：处理器201和存储器202。
具体说来，存储器202用于存储计算机程序，所述计算机程序在被所述处理器201执行时实现上述的风电机组的降载控制方法。
这里，图1所示的风电机组的降载控制方法可在图6所示的处理器201中执行。也就是说，图5所示的各模块可由数字信号处理器、现场可编程门阵列等通用硬件处理器来实现，也可通过专用芯片等专用硬件处理器来实现，还可完全通过计算机程序来以软件方式实现，例如，可被实现为图6中所示的处理器201中的各个模块。
根据本发明的示例性实施例还提供一种风电机组的降载控制系统。该降载控制系统包括：载荷传感器和控制器。
载荷传感器设置在风电机组的叶片的根部，用于检测叶片的叶根载荷值。针对风电机组包括至少一个叶片的情况，可在每个叶片的根部分别设置一载荷传感器，以检测每个叶片的叶根载荷值。
控制器被配置为：从载荷传感器获取叶片的叶根载荷值，并基于所获取的叶片的叶根载荷值确定风电机组的代表叶根载荷值，基于所确定的代表叶根载荷值确定附加变桨速率值，根据变桨速率给定值和附加变桨速率值，确定变桨速率控制值，将所确定的变桨速率控制值同时施加到风力发电机组的每只叶片，以控制风电机组的叶片执行变桨动作。
根据本发明的示例性实施例还提供一种存储有计算机程序的计算机可读存储介质。该计算机可读存储介质存储有当被处理器执行时使得处理器执行上述风电机组的降载控制方法的计算机程序。该计算机可读记录介质是可存储由计算机系统读出的数据的任意数据存储装置。计算机可读记录介质的示例包括：只读存储器、随机存取存储器、只读光盘、磁带、软盘、光数据存储装置和载波(诸如经有线或无线传输路径通过互联网的数据传输)。
根据本发明示例性实施例的风电机组的降载控制方法和装置，能够大幅度降低风电机组的载荷水平，降低风电机组的成本，同时对发电量影响非常小。
尽管已经参照其示例性实施例具体显示和描述了本发明，但是本领域的技术人员应该理解，在不脱离权利要求所限定的本发明的精神和范围的情况下，可以对其进行形式和细节上的各种改变。

Claims (10)

1.一种风电机组的降载控制方法，其特征在于，所述降载控制方法包括：
确定风电机组的代表叶根载荷值；
基于所确定的代表叶根载荷值确定附加变桨速率值；
根据变桨速率给定值和附加变桨速率值，确定变桨速率控制值；
将所确定的变桨速率控制值同时施加到风力发电机组的每只叶片，以控制风电机组的叶片执行变桨动作，
其中，基于所确定的代表叶根载荷值确定附加变桨速率值的步骤包括：
确定所确定的代表叶根载荷值与小于叶根硬件设计载荷值的预定载荷边界值的差值；
基于所确定的差值获得附加变桨速率值，
其中，基于所确定的差值获得附加变桨速率值的步骤包括：
将所确定的差值与限定幅值比较；
如果所确定的差值小于所述限定幅值，则基于所述限定幅值获得附加变桨速率；
如果所确定的差值大于或者等于所述限定幅值，则基于所确定的差值获得附加变桨速率。
2.根据权利要求1所述的降载控制方法，其特征在于，风电机组包括至少一个叶片，
其中，确定风电机组的代表叶根载荷值的步骤包括：
获取所述至少一个叶片的叶根载荷值；
将所获取的所述至少一个叶片的叶根载荷值中的最大值，确定为所述代表叶根载荷值。
3.根据权利要求1所述的降载控制方法，其特征在于，基于所确定的差值获得附加变桨速率值的步骤包括：
基于所确定的差值经由PI控制获得附加变桨速率值，
和/或，基于所述限定幅值获得附加变桨速率的步骤包括：
基于所述限定幅值经由PI控制获得附加变桨速率值。
4.根据权利要求1所述的降载控制方法，其特征在于，通过以下方式确定所述预定载荷边界值：
确定在正常湍流强度下的叶根载荷边界值；
如果所确定的叶根载荷边界值小于风电机组的叶根硬件设计载荷值，则将叶根载荷边界值确定为所述预定载荷边界值；
如果所确定的叶根载荷边界值大于风电机组的叶根硬件设计载荷值，则将预设载荷值确定为所述预定载荷边界值，其中，所述预设载荷值小于叶根硬件设计载荷值。
5.根据权利要求4所述的降载控制方法，其特征在于，确定在正常湍流强度下的叶根载荷边界值的步骤包括：
获取风电机组在正常湍流强度下的不同工况下的叶根载荷值；
将所获取的不同工况下的叶根载荷值中的最大值，确定为在正常湍流强度下的叶根载荷边界值。
6.根据权利要求1所述的降载控制方法，其特征在于，所述变桨速率控制值为变桨速率给定值与附加变桨速率值之和，
其中，变桨速率给定值指风电机组基于转速控制策略下的变桨速率值。
7.一种风电机组的降载控制装置，其特征在于，所述降载控制装置包括：
载荷值确定模块，确定风电机组的代表叶根载荷值；
附加变桨值确定模块，基于所确定的代表叶根载荷值确定附加变桨速率值；
变桨控制值确定模块，根据变桨速率给定值和附加变桨速率值，确定变桨速率控制值；
变桨控制模块，将所确定的变桨速率控制值同时施加到风力发电机组的每只叶片，以控制风电机组的叶片执行变桨动作，
其中，附加变桨值确定模块被配置为：
确定所确定的代表叶根载荷值与预定载荷边界值的差值；
基于所确定的差值获得附加变桨速率值，
其中，基于所确定的差值获得附加变桨速率值的步骤包括：
将所确定的差值与限定幅值比较；
如果所确定的差值小于所述限定幅值，则基于所述限定幅值获得附加变桨速率；
如果所确定的差值大于或者等于所述限定幅值，则基于所确定的差值获得附加变桨速率。
8.一种风电机组的降载控制系统，其特征在于，所述降载控制系统包括：
载荷传感器，设置在风电机组的叶片的根部，检测叶片的叶根载荷值，
控制器，被配置为：
从载荷传感器获取叶片的叶根载荷值，并基于所获取的叶片的叶根载荷值确定风电机组的代表叶根载荷值，
基于所确定的代表叶根载荷值确定附加变桨速率值，
根据变桨速率给定值和附加变桨速率值，确定变桨速率控制值，
将所确定的变桨速率控制值同时施加到风力发电机组的每只叶片，以控制风电机组的叶片执行变桨动作，
其中，基于所确定的代表叶根载荷值确定附加变桨速率值的处理包括：
确定所确定的代表叶根载荷值与预定载荷边界值的差值；
基于所确定的差值获得附加变桨速率值，
其中，基于所确定的差值获得附加变桨速率值的步骤包括：
将所确定的差值与限定幅值比较；
如果所确定的差值小于所述限定幅值，则基于所述限定幅值获得附加变桨速率；
如果所确定的差值大于或者等于所述限定幅值，则基于所确定的差值获得附加变桨速率。
9.一种控制器，其特征在于，包括：
处理器；
存储器，用于存储计算机程序，所述计算机程序在被所述处理器执行时实现如权利要求1至6中任意一项所述的风电机组的降载控制方法。
10.一种存储有计算机程序的计算机可读存储介质，其特征在于，当所述计算机程序在被处理器执行时实现如权利要求1至6中任意一项所述的风电机组的降载控制方法。
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