CN109960823B - 风力发电机组的等效风速确定方法和设备 - Google Patents

风力发电机组的等效风速确定方法和设备 Download PDF

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Abstract

本发明提供一种风力发电机组的等效风速确定方法和设备，所述等效风速确定方法包括：获取风力发电机组的运行参数值；根据所述运行参数值以及风力发电机组的数字等效模型来确定风力作用于风力发电机组的外载参数值；根据所述运行参数值、所述外载参数值以及风力发电机组的气动模型确定等效风速。本发明通过可被测量的运行参数值以及风力发电机组不同类型的数字化模型可准确地确定叶轮面的等效风速，该等效风速可应用于风力发电机组的各种控制场景中，可丰富风力发电机组的控制策略，提升风力发电机组的控制水平。

Description

风力发电机组的等效风速确定方法和设备
技术领域
本发明涉及风速确定的技术领域。更具体地讲，涉及一种风力发电机组的等效风速确定方法和设备。
背景技术
现阶段风力发电机组的风速的测量大都依靠安装在风力发电机组机舱外的测风设备，而测风设备常规的都是安装在机舱尾部，容易受到尾流的影响，导致风速难以得到准确地测量。另外，上述方法测量得到的风速也只是叶轮平面某一个点的风速，并不能代表整个叶轮平面风的特性。风速作为风力发电场最重要的环境参数，由于测量得不够准确，难以直接参与控制，制约着先进的控制技术的发展和应用。
此外，测风设备因受到环境因素的影响，可靠性差，并且通常只能测量叶轮平面某一个点的风速，该风速无法代表整个叶轮平面风的特性，很难直接应用于风力发电机组的控制。
因此，现有的测量方法获得的风力发电机组的风速不够准确，难以应用于风力发电机组的控制。
发明内容
本发明的目的在于提供一种风力发电机组的等效风速确定方法和设备，以解决现有的测量方法获得的风力发电机组的风速不够准确的问题。
本发明的一方面提供一种风力发电机组的等效风速确定方法，所述确定方法包括：获取风力发电机组的运行参数值；根据所述运行参数值以及风力发电机组的数字等效模型来确定风力作用于风力发电机组的外载参数值，其中，所述数字等效模型指示所述运行参数值与所述外载参数值之间的对应关系；根据所述运行参数值、所述外载参数值以及风力发电机组的气动模型确定等效风速，其中，所述气动模型指示所述运行参数值以及所述等效风速与所述外载参数值之间的对应关系。
可选地，所述确定等效风速的步骤包括：根据所述运行参数值、所述外载参数值以及风力发电机组的气动模型，通过迭代求解得到所述等效风速。
可选地，所述通过迭代求解得到所述等效风速的步骤包括：根据预设的等效风速、所述运行参数值以及所述气动模型估计外载参数值；当估计的外载参数值与确定的外载参数值之间的差值不小于预定阈值时，更新预设的等效风速，并重新估计外载参数值；当估计的外载参数值与确定的外载参数值之间的差值小于所述预定阈值时，将当前预设的等效风速作为迭代求解得到的等效风速，并结束所述迭代求解。
可选地，初始的预设的等效风速为风力发电机组的风速仪检测到的风速或者根据叶轮转速、叶片桨距角以及塔顶速度确定的风速；和/或，更新预设的等效风速的步骤包括：根据所述差值确定风速变化值，将更新前的预设的等效风速与所述风速变化值的和作为更新后的预设的等效风速。
可选地，所述运行参数值包括塔顶速度、叶轮转速以及叶片桨距角，其中，所述气动模型指示所述等效风速、所述运行参数值中的塔顶速度、叶轮转速以及叶片桨距角与所述外载参数值之间的对应关系。
可选地，所述气动模型包括第一子气动模型和第二子气动模型，其中，第一子气动模型指示叶尖速比以及叶片桨距角与所述外载参数系数之间的对应关系，第二子气动模型指示所述外载参数系数和相对风速与所述外载参数值之间的对应关系；其中，所述相对风速根据所述等效风速和所述塔顶速度确定，所述叶尖速比根据所述相对风速和所述叶轮转速确定。
可选地，所述外载参数值为气动推力值，所述运行参数值还包括塔顶加速度和塔顶位移，其中，所述数字等效模型指示所述运行参数值中的塔顶加速度、塔顶速度以及塔顶位移与所述外载参数值之间的对应关系。
可选地，所述数字等效模型为通过将风力发电机组等效为质量弹簧阻尼系统建立的数字等效模型。
可选地，所述外载参数值为叶轮转矩值或者叶轮功率值，所述运行参数值还包括叶轮转动加速度和发电机扭矩；其中，所述数字等效模型指示所述运行参数值中的叶轮转动加速度以及发电机扭矩与所述外载参数值之间的对应关系。
可选地，所述气动模型为基于动量叶素理论、涡流理论、升力线理论或升力面理论针对风力发电机组建立的气动模型。
根据本发明的另一方面提供一种风力发电机组的等效风速确定设备，所述确定设备包括：获取单元，获取风力发电机组的运行参数值；外载参数值确定单元，根据所述运行参数值以及风力发电机组的数字等效模型来确定风力作用于风力发电机组的外载参数值，其中，所述数字等效模型指示所述运行参数值与所述外载参数值之间的对应关系；等效风速确定单元，根据所述运行参数值、所述外载参数值以及风力发电机组的气动模型确定等效风速，其中，所述气动模型指示所述运行参数值以及所述等效风速与所述外载参数值之间的对应关系。
可选地，所述等效风速确定单元根据所述运行参数值、所述外载参数值以及风力发电机组的气动模型，通过迭代求解得到所述等效风速。
可选地，所述等效风速确定单元通过迭代求解得到所述等效风速的操作包括：根据预设的等效风速、所述运行参数值以及所述气动模型估计外载参数值；当估计的外载参数值与确定的外载参数值之间的差值不小于预定阈值时，更新预设的等效风速，并重新估计外载参数值；当估计的外载参数值与确定的外载参数值之间的差值小于所述预定阈值时，将当前预设的等效风速作为迭代求解得到的等效风速，并结束所述迭代求解。
可选地，初始的预设的等效风速为风力发电机组的风速仪检测到的风速或者根据叶轮转速、叶片桨距角以及塔顶速度确定的风速；和/或，所述等效风速确定单元通过以下方式更新预设的等效风速：根据所述差值确定风速变化值，将更新前的预设的等效风速与所述风速变化值的和作为更新后的预设的等效风速。
可选地，所述运行参数值包括塔顶速度、叶轮转速以及叶片桨距角，其中，所述气动模型指示所述等效风速、所述运行参数值中的塔顶速度、叶轮转速以及叶片桨距角与所述外载参数值之间的对应关系。
可选地，所述气动模型包括第一子气动模型和第二子气动模型，其中，第一子气动模型指示叶尖速比以及叶片桨距角与所述外载参数系数之间的对应关系，第二子气动模型指示所述外载参数系数和相对风速与所述外载参数值之间的对应关系；其中，所述相对风速根据所述等效风速和所述塔顶速度确定，所述叶尖速比根据所述相对风速和所述叶轮转速确定。
可选地，所述外载参数值为气动推力值，所述运行参数值还包括塔顶加速度和塔顶位移，其中，所述数字等效模型指示所述运行参数值中的塔顶加速度、塔顶速度以及塔顶位移与所述外载参数值之间的对应关系。
可选地，所述数字等效模型为通过将风力发电机组等效为质量弹簧阻尼系统建立的数字等效模型。
可选地，所述外载参数值为叶轮转矩值或者叶轮功率值，所述运行参数值还包括叶轮转动加速度和发电机扭矩；其中，所述数字等效模型指示所述运行参数值中的叶轮转动加速度以及发电机扭矩与所述外载参数值之间的对应关系。
可选地，所述气动模型为基于动量叶素理论、涡流理论、升力线理论或升力面理论针对风力发电机组建立的气动模型。
根据本发明的另一方面提供一种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如上所述的风力发电机组的等效风速确定方法的计算机程序。
根据本发明的另一方面提供一种计算装置，包括：处理器；存储器，用于存储当被处理器执行使得处理器执行如上所述的风力发电机组的等效风速确定方法的计算机程序。
根据本发明的实施例的风力发电机组的等效风速确定方法和设备，通过可被测量的运行参数值以及风力发电机组不同类型的数字化模型可准确地确定叶轮面的等效风速，该等效风速可应用于风力发电机组的各种控制场景中，可丰富风力发电机组的控制策略，提升风力发电机组的控制水平。
将在接下来的描述中部分阐述本发明另外的方面和/或优点，还有一部分通过描述将是清楚的，或者可以经过本发明的实施而得知。
附图说明
通过下面结合附图进行的详细描述，本发明的上述和其它目的、特点和优点将会变得更加清楚，其中：
图1是示出根据本发明的实施例的风力发电机组的等效风速确定方法的流程图；
图2是示出根据本发明的实施例的等效为质量弹簧阻尼系统的风力发电机组的结构示例；
图3是示出根据本发明的实施例的迭代求解等效风速的流程图；
图4是示出根据本发明的实施例的叶尖速比以及叶片桨距角与气动推力系数之间的关系曲线的三维示意图；
图5是示出根据本发明的实施例的表示叶尖速比以及叶片桨距角与气动推力系数之间的关系的示意表格；
图6是示出根据本发明的实施例的风力发电机组的等效风速确定设备的框图。
具体实施方式
下面参照附图详细描述本发明的实施例。
图1是示出根据本发明的实施例的风力发电机组的等效风速确定方法的流程图。
如图1所示，在步骤S10，获取风力发电机组的运行参数值。
在本发明实施例中，运行参数值是容易被准确测量的参数值，或者通过容易被准确测量的参数值计算得到的其他参数值。例如，运行参数值可包括以下至少一项：塔顶速度、叶轮转速、叶片桨距角、塔顶加速度、塔顶位移、叶轮转动加速度和发电机扭矩。塔顶加速度、叶轮转动加速度和叶片桨距角可从用于测量这些数据的传感器获取。塔顶速度和塔顶位移可分别通过对塔顶加速度做一次积分和两次积分得到。叶轮转速可通过对叶轮转动加速度做一次积分得到，也可通过测量获得。这里，在积分时，可通过卡尔曼滤波计算来消除噪声对积分的影响。
在步骤S20，根据运行参数值以及风力发电机组的数字等效模型来确定风力作用于发电机组的外载参数值。
外载参数值是指风力作用在风力发电机组上，使风力发电机组承受的力相关的参数值。例如，该外载参数值为气动推力值、叶轮转矩值或者叶轮功率值。
该数字等效模型指示运行参数值与外载参数值之间的对应关系。外载参数值可通过运行参数值以及风力发电机组的数字等效模型来确定。
在外载参数值为气动推力值的情况下，该数字等效模型是通过将风力发电机组等效为质量弹簧阻尼系统建立的数字等效模型。该数字等效模型指示运行参数值中的塔顶加速度、塔顶速度以及塔顶位移与气动推力值(即外载参数值)之间的对应关系。
图2是示出根据本发明的实施例的等效为质量弹簧阻尼系统的风力发电机组的结构示例。如图2所示，风力发电机组在受到气动推力Fa之后将使塔顶发生位移xT，也就是说塔顶位移为xT。
作为示例，在外载参数值为气动推力值的情况下，该数字等效模型可表示为如下的公式(1)。
mTeaT+cTevT+kTexT＝Fa   (1)
其中，mTe、cTe、kTe表示质量弹簧阻尼系统的等效质量、阻尼和刚度，aT表示塔顶加速度，vT表示塔顶速度，xT表示架顶位移，Fa表示气动推力值。
上述图2和公式(1)分别是将风力发电机组等效为单自由度的质量弹簧阻尼系统的结构示例和数字等效模型，可以理解，本领域技术人员还可以通过各种已知的方法来风力发电机组等效为多自由度的系统，并得到相应的结构示例和数字等效模型。
在外载参数值为叶轮转矩值的情况下，数字等效模型指示运行参数值中的叶轮转动加速度以及发电机扭矩与外载参数值(即叶轮转矩值)之间的对应关系。
作为示例，在外载参数值为叶轮转矩值的情况下，该数字等效模型可表示为如下的公式(2)。
Figure BDA0001520214480000061
其中，Ma表示气动转矩值，MG表示风力发电机扭矩值，iGB表示传动比，ηGB表示齿轮箱效率，J表示传动系的转动惯量，Ω表示叶轮转动加速度。
返回参照图1，在步骤S30，根据运行参数值、外载参数值以及风力发电机组的气动模型确定等效风速。该等效风速是指风力发电机组的叶轮面的等效风速。
该气动模型指示运行参数值以及等效风速与外载参数值之间的对应关系。对于外载参数值为气动推力值、叶轮转矩值或者叶轮功率值的情况，该气动模型指示等效风速、运行参数值中的塔顶速度、叶轮转速以及叶片桨距角与气动推力值、叶轮转矩值或者叶轮功率值之间的对应关系。
该气动模型可以是基于各种空气动力学理论建立的或动态气动模型。例如，该气动模型为基于动量叶素理论、涡流理论、升力线理论或升力面理论针对风力发电机组建立的气动模型。
这里，由于运行参数值和外载参数值都是已知的，而气动模型指示运行参数值以及等效风速与外载参数值之间的对应关系，因此，可通过各种求解的方法来得到与运行参数值和外载参数值对应的等效风速。
作为示例，可通过迭代求解的方法来得到等效风速。这里，可通过各种迭代求解的方法来得到等效风速。
例如，可参照图3所示的流程图来得到等效风速。图3是示出根据本发明的实施例的迭代求解等效风速的流程图。
在步骤S301，根据预设的等效风速、运行参数值以及气动模型估计外载参数值。
由于运行参数值和预设的等效风速都是已知的，而气动模型指示运行参数值以及等效风速与外载参数值之间的对应关系，因此，可根据预设的等效风速、运行参数值以及气动模型得到估计的外载参数值。
作为示例，该气动模型包括第一子气动模型和第二子气动模型。
第一子气动模型用于描述风力发电机组的气动特性。第一子气动模型指示叶尖速比以及叶片桨距角与外载参数系数(例如气动推力系数、叶轮转矩系数或叶轮功率系数)之间的对应关系。根据叶尖速比、叶片桨距角以及第一子气动模型可得到与该叶尖速比以及叶片桨距角对应的外载参数系数(例如气动推力系数、叶轮转矩系数或叶轮功率系数)。
这里，叶尖速比可根据相对风速和运行参数值中的叶轮转速确定，相对风速可根据等效风速(即预设的等效风速)和运行参数值中的塔顶速度确定。
作为示例，该叶尖速比和相对风速可分别根据以下公式(3)和(4)来确定。
λ＝ΩR/vrel    (3)
vrel＝v0-vT   (4)
其中，λ表示叶尖速比，Ω表示叶轮转速，R表示叶轮半径，vrel表示相对风速，v0表示等效风速，vT表示塔顶速度。
图4是示出根据本发明的实施例的叶尖速比以及叶片桨距角与气动推力系数之间的关系曲线的三维示意图。如图4所示，该关系曲线表示了与不同的叶尖速比以及不同的叶片桨距角对应的气动推力系数。
在实际应用中，可将上述关系曲线离散为一个二维表格。图5是示出根据本发明的实施例的表示叶尖速比以及叶片桨距角与气动推力系数之间的关系的示意表格。可将示意表格中的相关数据进行线性插值得到与叶尖速比以及叶片桨距角对应的气动推力系数。
第二子气动模型指示外载参数系数和相对风速与外载参数值之间的对应关系。由于相对风速可根据上述公式(4)确定，外载参数系数可根据上述第一子气动模型确定，因此，可根据外载参数系数、相对风速以及第二子气动模型得到估计的外载参数值。
作为示例，在外载参数值为气动推力值的情况下，第二气动模型可表示为如下的公式(5)。
Figure BDA0001520214480000081
其中，Fa表示气动推力值，ρ表示空气密度，R表示叶轮半径，cT(λ，θ)表示叶尖速比为λ以及叶片桨距角为θ时的气动推力系数，vrel表示相对风速。
作为示例，在外载参数值为叶轮转矩值的情况下，第二气动模型可表示为如下的公式(6)。
Figure BDA0001520214480000082
其中，Ma表示叶轮转矩值，ρ表示空气密度，R表示叶轮半径，cP(λ，θ)表示叶尖速比为λ以及叶片桨距角为θ时的叶轮转矩系数，vrel表示相对风速。
可以理解，在外载参数值为叶轮功率值的情况下，在上述公式(6)得到的叶轮转矩值的基础上乘以叶轮转速即可得到叶轮功率值。
在步骤S302，确定估计的外载参数值与在步骤S20确定的外载参数值之间的差值是否小于预定阈值。该预定阈值可根据需求进行设定，预定阈值越小，迭代求解得到的等效风速越准确，需要的迭代求解的次数越多。
当估计的外载参数值与确定的外载参数值之间的差值不小于预定阈值，执行步骤S303，更新预设的等效风速，并重新估计外载参数值，也就是说，进入下一次迭代。
在迭代求解的过程中，初始的预设的等效风速可以是风力发电机组的风速仪检测到的风速。优选地，为了提高求迭代求解的效率，初始的预设的等效风速可以是根据叶轮转速、叶片桨距角以及塔顶速度确定的风速。具体说来，可根据各种现有的方法来确定叶轮转速、叶片桨距角以及塔顶速度与风速之间大概的对应关系，再根据该大概的对应关系得到与叶轮转速、叶片桨距角以及塔顶速度大概对应的风速。
这里，可通过在当前预设的等效风速的基础上加上预定值作为更新后的预设的等效风速。优选地，为了提高迭代求解的效率，可根据估计的外载参数值与确定的外载参数值之间的差值确定风速变化值，将更新前的预设的等效风速与风速变化值的和作为更新后的预设的等效风速。作为示例，可预先建立该差值与风速变化值之间的对应关系，在更新预设的等效风速时，根据该差值以及该对应关系得到与该差值对应的风速变化值。
当估计的外载参数值与确定的外载参数值之间的差值小于预定阈值时，执行步骤S304，将当前预设的等效风速作为迭代求解得到的等效风速，并结束迭代求解。
可以理解，上述根据本发明的实施例的发电机组的等效风速确定方法主要根据容易测量的塔架顶部的运行参数值来确定塔架顶部的等效风速，并将塔架顶部的等效风速作为叶轮面的等效风速，本领域技术人员也可根据叶轮面的一个或多个其他区域的运行参数值来确定一个或多个其他区域的等效风速，并将一个或多个其他区域的等效风速作为叶轮面的等效风速。
图6是示出根据本发明的实施例的风力发电机组的等效风速确定设备的框图。根据本发明的实施例的风力发电机组的等效风速确定设备包括获取单元10、外载参数值确定单元20和等效风速确定单元30。
获取单元10获取风力发电机组的运行参数值。
在本发明实施例中，运行参数值是容易被准确测量的参数值，或者通过容易被准确测量的参数值计算得到的其他参数值。例如，运行参数值可包括以下至少一项：塔顶速度、叶轮转速、叶片桨距角、塔顶加速度、塔顶位移、叶轮转动加速度和发电机扭矩。塔顶加速度、叶轮转动加速度和叶片桨距角可从用于测量这些数据的传感器获取。塔顶速度和塔顶位移可分别通过对塔顶加速度做一次积分和两次积分得到。叶轮转速可通过对叶轮转动加速度做一次积分得到，也可通过测量获得。这里，在积分时，可通过卡尔曼滤波计算来消除噪声对积分的影响。
外载参数值确定单元20根据运行参数值以及风力发电机组的数字等效模型来确定风力作用于发电机组的外载参数值。
外载参数值是指风力作用在风力发电机组上，使风力发电机组承受的力相关的参数值。例如，该外载参数值为气动推力值、叶轮转矩值或者叶轮功率值。
该数字等效模型指示运行参数值与外载参数值之间的对应关系。外载参数值可通过运行参数值以及风力发电机组的数字等效模型来确定。
在外载参数值为气动推力值的情况下，该数字等效模型是通过将风力发电机组等效为质量弹簧阻尼系统建立的数字等效模型。该数字等效模型指示运行参数值中的塔顶加速度、塔顶速度以及塔顶位移与气动推力值(即外载参数值)之间的对应关系。
图2是示出根据本发明的实施例的等效为质量弹簧阻尼系统的风力发电机组的结构示例。如图2所示，风力发电机组在受到气动推力Fa之后将使塔顶发生位移xT，也就是说塔顶位移为xT。
作为示例，在外载参数值为气动推力值的情况下，该数字等效模型可表示为如上所述的公式(1)。
上述图2和公式(1)分别是将风力发电机组等效为单自由度的质量弹簧阻尼系统的结构示例和数字等效模型，可以理解，本领域技术人员还可以通过各种已知的方法来风力发电机组等效为多自由度的系统，并得到相应的结构示例和数字等效模型。
在外载参数值为叶轮转矩值的情况下，数字等效模型指示运行参数值中的叶轮转动加速度以及发电机扭矩与外载参数值(即叶轮转矩值)之间的对应关系。
作为示例，在外载参数值为叶轮转矩值的情况下，该数字等效模型可表示为如上所述的公式(2)。
等效风速确定单元30根据运行参数值、外载参数值以及风力发电机组的气动模型确定等效风速。该等效风速是指风力发电机组的叶轮面的等效风速。
该气动模型指示运行参数值以及等效风速与外载参数值之间的对应关系。对于外载参数值为气动推力值、叶轮转矩值或者叶轮功率值的情况，该气动模型指示等效风速、运行参数值中的塔顶速度、叶轮转速以及叶片桨距角与气动推力值、叶轮转矩值或者叶轮功率值之间的对应关系。
该气动模型可以是基于各种空气动力学理论建立的静态或动态气动模型。例如，该气动模型为基于动量叶素理论、涡流理论、升力线理论或升力面理论针对风力发电机组建立的气动模型。
这里，由于运行参数值和外载参数值都是已知的，而气动模型指示运行参数值以及等效风速与外载参数值之间的对应关系，因此，可通过各种求解的方法来得到与运行参数值和外载参数值对应的等效风速。
作为示例，可通过迭代求解的方法来得到等效风速。这里，可通过各种迭代求解的方法来得到等效风速。例如，等效风速确定单元30可参照图3所述的迭代求解的流程图中的各个步骤来得到等效风速。
根据本发明的实施例的风力发电机组的等效风速确定方法和设备，通过可被测量的运行参数值以及风力发电机组不同类型的数字化模型可准确地确定叶轮面的等效风速，该等效风速可应用于风力发电机组的各种控制场景中，可丰富风力发电机组的控制策略，提升风力发电机组的控制水平。
根据本发明的实施例还提供一种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如上所述的风力发电机组的等效风速确定方法的计算机程序。
根据本发明的实施例还提供一种计算装置。该计算装置包括处理器和存储器。存储器用于存储程序指令。所述程序指令被处理器执行使得处理器执行如上所述的风力发电机组的等效风速确定方法的计算机程序。
此外，根据本发明的实施例的风力发电机组的等效风速确定设备的各个程序模块可完全由硬件来实现，例如现场可编程门阵列或专用集成电路；还可以由硬件和软件相结合的方式来实现；也可以完全通过计算机程序来以软件方式实现。
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 (20)

1.一种风力发电机组的等效风速确定方法，其特征在于，所述确定方法包括：
获取风力发电机组的运行参数值；
根据所述运行参数值以及风力发电机组的数字等效模型来确定风力作用于风力发电机组的外载参数值，其中，所述数字等效模型指示所述运行参数值与所述外载参数值之间的对应关系；
根据所述运行参数值、所述外载参数值以及风力发电机组的气动模型确定等效风速，其中，所述气动模型指示所述运行参数值以及所述等效风速与所述外载参数值之间的对应关系，
其中，所述气动模型为基于动量叶素理论、涡流理论、升力线理论或升力面理论针对风力发电机组建立的气动模型，
其中，所述运行参数值包括塔顶速度、叶轮转速以及叶片桨距角。
2.根据权利要求1所述的等效风速确定方法，其特征在于，确定等效风速的步骤包括：根据所述运行参数值、所述外载参数值以及风力发电机组的气动模型，通过迭代求解得到所述等效风速。
3.根据权利要求2所述的等效风速确定方法，其特征在于，所述通过迭代求解得到所述等效风速的步骤包括：
根据预设的等效风速、所述运行参数值以及所述气动模型估计外载参数值；
当估计的外载参数值与确定的外载参数值之间的差值不小于预定阈值时，更新预设的等效风速，并重新估计外载参数值；
当估计的外载参数值与确定的外载参数值之间的差值小于所述预定阈值时，将当前预设的等效风速作为迭代求解得到的等效风速，并结束所述迭代求解。
4.根据权利要求3所述的等效风速确定方法，其特征在于，初始的预设的等效风速为风力发电机组的风速仪检测到的风速或者根据叶轮转速、叶片桨距角以及塔顶速度确定的风速；和/或，
更新预设的等效风速的步骤包括：根据所述差值确定风速变化值，将更新前的预设的等效风速与所述风速变化值的和作为更新后的预设的等效风速。
5.根据权利要求1所述的等效风速确定方法，其特征在于，所述气动模型指示所述等效风速、所述运行参数值中的塔顶速度、叶轮转速以及叶片桨距角与所述外载参数值之间的对应关系。
6.根据权利要求5所述的等效风速确定方法，其特征在于，所述气动模型包括第一子气动模型和第二子气动模型，
其中，第一子气动模型指示叶尖速比以及叶片桨距角与外载参数系数之间的对应关系，第二子气动模型指示所述外载参数系数和相对风速与所述外载参数值之间的对应关系；
其中，所述相对风速根据所述等效风速和所述塔顶速度确定，所述叶尖速比根据所述相对风速和所述叶轮转速确定。
7.根据权利要求5所述的等效风速确定方法，其特征在于，所述外载参数值为气动推力值，所述运行参数值还包括塔顶加速度和塔顶位移，
其中，所述数字等效模型指示所述运行参数值中的塔顶加速度、塔顶速度以及塔顶位移与所述外载参数值之间的对应关系。
8.根据权利要求7所述的等效风速确定方法，其特征在于，所述数字等效模型为通过将风力发电机组等效为质量弹簧阻尼系统建立的数字等效模型。
9.根据权利要求5所述的等效风速确定方法，其特征在于，所述外载参数值为叶轮转矩值或者叶轮功率值，所述运行参数值还包括叶轮转动加速度和发电机扭矩；
其中，所述数字等效模型指示所述运行参数值中的叶轮转动加速度以及发电机扭矩与所述外载参数值之间的对应关系。
10.一种风力发电机组的等效风速确定设备，其特征在于，所述确定设备包括：
获取单元，获取风力发电机组的运行参数值；
外载参数值确定单元，根据所述运行参数值以及风力发电机组的数字等效模型来确定风力作用于风力发电机组的外载参数值，其中，所述数字等效模型指示所述运行参数值与所述外载参数值之间的对应关系；
等效风速确定单元，根据所述运行参数值、所述外载参数值以及风力发电机组的气动模型确定等效风速，其中，所述气动模型指示所述运行参数值以及所述等效风速与所述外载参数值之间的对应关系，
其中，所述气动模型为基于动量叶素理论、涡流理论、升力线理论或升力面理论针对风力发电机组建立的气动模型，
其中，所述运行参数值包括塔顶速度、叶轮转速以及叶片桨距角。
11.根据权利要求10所述的等效风速确定设备，其特征在于，所述等效风速确定单元根据所述运行参数值、所述外载参数值以及风力发电机组的气动模型，通过迭代求解得到所述等效风速。
12.根据权利要求11所述的等效风速确定设备，其特征在于，所述等效风速确定单元通过迭代求解得到所述等效风速的操作包括：
根据预设的等效风速、所述运行参数值以及所述气动模型估计外载参数值；
当估计的外载参数值与确定的外载参数值之间的差值不小于预定阈值时，更新预设的等效风速，并重新估计外载参数值；
当估计的外载参数值与确定的外载参数值之间的差值小于所述预定阈值时，将当前预设的等效风速作为迭代求解得到的等效风速，并结束所述迭代求解。
13.根据权利要求12所述的等效风速确定设备，其特征在于，初始的预设的等效风速为风力发电机组的风速仪检测到的风速或者根据叶轮转速、叶片桨距角以及塔顶速度确定的风速；和/或，
所述等效风速确定单元通过以下方式更新预设的等效风速：根据所述差值确定风速变化值，将更新前的预设的等效风速与所述风速变化值的和作为更新后的预设的等效风速。
14.根据权利要求10所述的等效风速确定设备，其特征在于，所述气动模型指示所述等效风速、所述运行参数值中的塔顶速度、叶轮转速以及叶片桨距角与所述外载参数值之间的对应关系。
15.根据权利要求14所述的等效风速确定设备，其特征在于，所述气动模型包括第一子气动模型和第二子气动模型，
其中，第一子气动模型指示叶尖速比以及叶片桨距角与外载参数系数之间的对应关系，第二子气动模型指示所述外载参数系数和相对风速与所述外载参数值之间的对应关系；
其中，所述相对风速根据所述等效风速和所述塔顶速度确定，所述叶尖速比根据所述相对风速和所述叶轮转速确定。
16.根据权利要求14所述的等效风速确定设备，其特征在于，所述外载参数值为气动推力值，所述运行参数值还包括塔顶加速度和塔顶位移，
其中，所述数字等效模型指示所述运行参数值中的塔顶加速度、塔顶速度以及塔顶位移与所述外载参数值之间的对应关系。
17.根据权利要求16所述的等效风速确定设备，其特征在于，所述数字等效模型为通过将风力发电机组等效为质量弹簧阻尼系统建立的数字等效模型。
18.根据权利要求14所述的等效风速确定设备，其特征在于，所述外载参数值为叶轮转矩值或者叶轮功率值，所述运行参数值还包括叶轮转动加速度和发电机扭矩；
其中，所述数字等效模型指示所述运行参数值中的叶轮转动加速度以及发电机扭矩与所述外载参数值之间的对应关系。
19.一种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如权利要求1至9中任意一项所述的风力发电机组的等效风速确定方法的计算机程序。
20.一种计算装置，包括：
处理器；
存储器，用于存储当被处理器执行使得处理器执行如权利要求1至9中任意一项所述的风力发电机组的等效风速确定方法的计算机程序。
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