受访人：金风科技海上业务单元总经理于晨光

《风能》：在本届全球海上风电大会上，不少声音在呼吁关注海上风电机组可靠性问题，涉及机组可靠的关键环节都有哪些？应如何把控？

于晨光：保障风电机组可靠性是一个体系化管控的过程，关键环节包括设计、配套链质量管理、测试、小批量验证等。金风科技始终坚持“风电是一场长跑”的理念，对产品质量与可靠性严格把控，这也是金风科技可信赖的产品和品牌形象获得市场认可的关键要素。金风科技也一直在把这一理念落实到实际行动中。在机组设计环节，比如传动链的设计选型，不同的传动链结构设计背后存在着较大的成本差异。金风科技在传动技术路线的成本寻优过程中，充分考虑了质量与可靠性风险，在数十种选择中最终采用了外置主轴双轴承设计。这种设计虽然增加了主机成本，但齿轮箱、发电机的受载环境更好，可卸载大部分叶轮传递的不利载荷，大幅提高可靠性；同时，该传动链设计可以保障在不拆卸叶轮和机舱情况下对齿轮箱和发电机进行更换维修，这样可避免动用大型安装船，降低运维成本。在实验验证环节，金风科技在江苏盐城建设了全球领先的实验检测中心，贯穿材料零部件、子系统、整机、场网环节四级实验验证能力。比如整机试验台，行业内主要为实验驱动端传递一个扭矩进行测试，而金风科技投入使用的整机测试平台，不仅能够传递扭矩，还会利用液压系统进行整机加载，模拟叶轮安装后真实的载荷。相当于可在机组未吊装的情况下，通过加载测试整个传动链系统可靠性。金风科技还有专业的防腐实验室，可以针对不同沿海地区的温度、湿度、盐分进行验证试验。在供应链管理环节，金风科技严格把控技术规格，坚持不通过降低技术要求来控制成本，不以牺牲可靠性去降本增效。

《风能》：大会论坛环节中各位专家对海上风电机组的降本增效提出自身观点，努力在成本、性能、可靠性这一“不可能三角”中找到适合目前海上风电发展的平衡点。在您看来，保证产品可靠性与性能的前提下降本，是否真的无解？

于晨光：并非无解。事实上，海上风电只关注风电主机的时代已经过去，如今要关注整体的系统性成本。海上风电在主机成本外，支撑结构一体化设计能力及吊装效率、质量可靠性对整体成本的影响需要引起高度关注。以16MW机型为例，其叶轮直径达到了252m，叶片长度达到了123m，但采用了碳纤维主梁设计的叶片重量比玻纤材料叶片轻了10t。大家都了解，碳纤维主梁叶片相对成本要高，金风科技之所以坚定地采用这种材料，是因为叶片所减轻的重量，可在同等条件下大大降低整机载荷。载荷降低带来的就是塔架与基础成本的降低，能极大降低项目的整体造价。以江苏盐城某项目为例，通过一体化设计的载荷优化，金风科技帮助客户节省了7000万元的塔架与基础成本。同时值得注意的是，吊装机组的效率对造价影响非常大，吊装时间如果多1倍，在浙江、福建、广东等时间窗口短，窗口期破碎的情况下，项目施工周期中将出现2.4倍的差距，产生很大的成本差异。金风科技近百人的海工设计团队为上述工作提供了重要保障。然而，上述工作所带来的隐性价值，在目前的主机招标规则中很难得到体现，海上风电主机的低价，给客户带来的并不一定是更低造价。因此我也在论坛中呼吁，招标范围可以做些变化，实现整机和支撑结构一体化设计、生产、供货，确保开发企业收益最大化。还有，我要做些澄清，海上风电机组技术与产品目前根本没有实现同质化，只是单机容量和叶轮直径差不多而已。

《风能》：您前面提到金风科技由整机设计到验证环节做了大量可靠性管控工作，而在实际运行过程中，这些机组的可靠性表现如何？

于晨光：金风科技海上风电累计装机数量接近1000台，总容量460万千瓦。从辽宁到上海、江苏、福建、广东，金风科技海上机组的实际运行表现都得到了客户很高的评价。2022年，金风科技海上机组的平均可利用率在99%以上，MTBF（故障间隔小时数）在6000h以上，有些风电项目甚至达到10000h，这些项目除正常的定检外，几乎没有设备维修出海。以江苏大丰H8-2项目为例，机组可利用率长期保持在99.3%以上，连续多个月收到客户表扬信。

《风能》：金风科技一直是整机大型化技术的引领者。根据长跑规律，跑在最前面的人往往更累，也付出更多，反而采取跟随策略的人，可较为轻松地到达终点，那么金风科技为何还要选择保持大型化产品与技术的优势？

于晨光：金风科技更多是从国家发展战略层面进行考虑，实现碳中和目标。具体主要由三方面因素决定：一是能源转型和高效利用海洋资源的需要，作为落实“3060”发展目标的重要支撑，到“十四五”末，我国海上风电累计装机容量需达到1亿千瓦以上，到2030年累计达2亿千瓦以上，到2050年累计不少于10亿千瓦。海洋必须集约化利用，如果不大力推动机组大型化，现有机型将很难支撑未来海上风电的大规模与高质量发展。以目前一个采用8MW机组的100万千瓦海上风电场为例，在同等用海面积下，改用16MW机组机组开发规模可以提升60%。二是海上风电代表风电技术的制高点，大型化技术一定程度上促进了陆上风电的技术进步和快速发展，加快产业链整体能力建设。三是大型化能有效降低成本，单机容量的增加为叶片、轴承、塔架、电机、变流器等核心部件带来了明确的成本降低路径，同时带来制造费、运费、建设及运维成本的降低。以福建、广东海域为例，16MW机型相比8MW机型的LCOE（平准化度电成本）降低了将近30%。当然，机组大型化发展也需要保持一个适度的节奏，节奏太快会产生研发与制造资源的浪费，应该给予大容量产品更多的验证时间。

《风能》：金风科技从推出到安装16MW机型的速度有目共睹，贵公司是如何在快速应用该产品的同时，确保其可靠性的？

于晨光：现在回想起来，1.5MW和2MW机型的市场周期超过了10年，3MW、4MW等机型的市场周期达到了5年以上，但在8MW之后，整个风电整机市场的迭代速度明显加快。对于一些企业而言，快速研发与推出产品可能带来灾难性后果，但金风科技对自身在这方面的能力充满信心。金风科技的整个研发体系是流程化的，通过MP+IPD（市场规划+集成产品开发）控制一款产品的市场与产品研发管理。其中IPD里又有TR1到TR6（技术评审）等多个关键环节，通过每一个环节都需要严格的评审。以16MW机型为例，从概念设计到验证装机时间紧、任务重，但上述流程一个都不会被跳过，整个过程体现出企业研发及拉动产业链协同的综合能力。同时，金风科技非常重视技术研发工作，2022年在研发方面的投入超过20亿元，再加上体系化管理，确保新产品设计的可靠性。另外，在产品设计过程中，金风科技不仅关注自己，还关注整个供应链，将零部件的质量管理纳入到自身整体管理过程中，通过技术规格、实验检测、设计评审来把控整个供应链条。

《风能》：您谈到机组大型化对于降本的意义，也提到在大型化过程中要谨慎，并给新产品创造适度的市场周期。那么您认为未来风电机组做到更大的瓶颈或难点在哪？应如何解决？

于晨光：针对大型化技术，中国风电产业已经攻克了很多难点。未来向更大发展，难点将主要出现在叶片上。如果考虑成本不采用高性能材料，那么叶片在进一步加长后，可能出现过柔的问题。普通叶片的变形方式更多是向一个方向弯曲，但长柔叶片更复杂，弯扭组合的变形。如何在高空中，尤其是面临台风时，做好这三支超柔叶片稳定性控制和发电性能保障，存在很大挑战。目前我国风电叶片长度已经进入到全球“无人区”，需要更多依靠自身能力解决上述技术挑战。对于超长柔叶片可能面临的挑战，金风科技一是在努力开发具有自主知识产权、轻量化、高升阻比、低载荷、低粗糙度敏感度的新型叶片；二是通过选取高性能材料增强其刚性；三是建设叶片仿真系统，再通过位于江苏盐城叶片试验台的实验测试，利用大量实验与校验工作不断迭代出最优方案，设计出理想的产品。