10月22日上午，CWP2019风电叶片大型化技术论坛在新国展召开。中国船舶重工集团海装股份有限公司仿真及前沿技术研究所所长文茂诗出席论坛并发表演讲。他认为，国家层面的导向是发展大功率风机来降低多元成本，在一定程度上推动了风机功率大型化和叶片大型化，但由于过于快速的发展，导致全产业链的技术不成熟，零部件设计制造技术不够成熟，带来了技术风险增大和成本增加。而叶片是所有设计的源头，叶片的长度一定程度上决定载荷成本，发电水平以及整机成本。如何通过大功率来降低成本，追求高发电收益，并适度的考虑供应链的技术成熟度情况，是一项关键技术。
以下为发言全文：
文茂诗：首先介绍一下背景，海上风电市场全面转好，十三五规划有望一年完成，根据数据显示，近三年每年累积装机量上升40%，另一方面随着海上风电市场的快速发展，国家降低了对风电的扶持力度，海上风电市场全面进入竞价上网模式，如何降低成本成为行业的首要目标，另一方面我们看看国家的政策导向，科技部以及十三五规划提及要发展十兆瓦级以上海上发电，国家层面的导向是发展大功率，降低多元成本。一定程度上功率大型化，叶片大型化，过于快速的发展，直接面临的问题是全产业链的技术不成熟，带来的技术风险增大，成本增加，叶片是所有设计的源头，叶片的长度一定程度上决定载荷成本，发电水平以及整机成本。如何通过大功率来降低成本，追求高发电收益，零部件设计制造技术不够成熟，并适度的考虑供应链的技术成熟度情况，是一项关键技术。
大有可为，是海装一直秉承的重要设计方向，海装是国内开展叶片大型化工作最早的风电整机企业，通过叶片大型化2兆瓦91，创造了25%的发电收益提升。在海上将5兆瓦128，151升级到171，创造40%的发电提升，取得了不错的成绩。但在核心技术的背后，绝不仅仅是越大越好这么简单，要结合总体收益率。今天我们在这里进行分享。这是穿透投标中机型的过程，所选择的机型计算发电量，基础成本，然后再计算风场投资成本，根据运维成本计算投资回报率，而我们的思路是这样，这样一种模型，不急于详细的机组设计，直接根据功率等级，计算出机组成本，通过传统的方法，计算投资回报率，功率等级以及其他条件与投资回报率的多元函数。
我们最终的使用的方法是通过满发小时数，机组成本，投资成本，投资回报率，进行收益率分析，这是满发小时数的模型，我们从理论层面出发，寻找最适合的方法，单位千瓦扫风面积与满发小时数呈三次或近似二次方关系，通过二次曲对市面上的看到拟合效果还是比较好的，满发小时数还有尾流的影响就不在这里进一步正展开。
整机成本模型，载荷技术的突破，新材料新方法的应用，精细化设计将本，供应链成熟度，所以整机模型的建立，不仅仅是从单一层面而言，一方面考虑技术产业链的进步对成本的影响，更多体现对技术状态的与其，另一方面机基于现有的技术水平，风能系统、传统系统，发电系统，承载系统的载荷与成本的关系，建立模型，系统设计层面对成本的影响。
还有基础与风场静态投资模型，财务模型作这里不再进行详细的介绍。这里是我们集成后的软件界面，这是一个输出结果的示例，得益于输出结果的模型，开发之初对积极性进行判断，不同功率等级，风轮直径下收益率的情况，通过曲面进行描述，简化一点，下面我们用收益率的模型，分析叶片大型化与投资收益率的关系，明确的是影响海上风电场投资收益率的5大条件，风资源，水深、距离、低质条件，电价，机型，低质条件很难通过详细的模型建立关系，但是我们可以通过已有的可行数据进行一定的修整。而这里的机型是我们主要研究的目标，不同电价不同水深收益率的结果。可以看到不同的外部条件对收益率是有显著的影响，所以分析收益率研究最具有积极性的机型。
针对特定的场子而言，特定的区域而言，泛泛而谈是没有实际意义的，我们将以广东福建浙江江苏四省为例，分析叶片大型化与收益率的关系，第一个我们介绍如东某个风场的情况。首先我们修正下系数，修正是必须的，抛开影响因素不谈来直接得到收益的模型是不科学的修正，对发电量的影响，低质条件对基础成本的影响，及价格策略的影响，以及投资成本修正系数等，与实际可研相比满发小时数，先大1.5%，投资成本偏低2.6%。通过适度的修正可以得到更精细的评估结果这里展示的是评估结果的情况。可以看到从竖向来看，在同样收益率情况下，在同样的功率情况下收益率随着冯仑的增大先增大，后减少，目前市面上所有机型没有触及到收益率的拐点，目前的技术状态水平下，最优的收益率区域为与7到8兆附近，目前的风轮技术水平没有办法满足8兆瓦的最优经济性能，另一方面我们再来看看根据发改委要求，定价分别在8毛、7毛5左右，我们可以计算不同定价的收益率情况，特定收益率情况下不同电价的情况。这里展示收益率8%和6.8%情况下，等状线图。
下面我们再介绍徐闻某风场的情况，年均风速依然只有7.7米每秒，理论模型计算的机构和可研的结果是基本一致。下面再来展示不同电价下的收益率的情况。这里展示的是最低电价的等状线图情况，第三个是嘉兴风场，这里同样列举了收益率与最低电价的结果。三类风区。福清的风场年均风速9.3米每秒…固定收益率下的最低电价。最后我们来以一个典型的深海风场，年均风速10米每秒，曲线先增大后减小，而这时候收益率的拐点是可能被越过的，可以获得更好的收益结果，同样最优的收益率最高点应该是5与7到8兆瓦附近，这个时候七八兆瓦下是最优的，是有望达到的，一类应该追求最大功率，大叶片机型。
补充介绍一个问题，这里得到结论是七八兆瓦是最优，经济性收益，为什么国家推崇的是10兆瓦机以上的大功率机组，这里并不是和国家的技术路线矛盾，其实不然，我们回到最初，整机成本模型，有两部分组成，一部分是基于风机本身的成本，另一方面是考虑未来技术预期以及产业链进步的情况，这里展示的只是基于目前技术状态的基本情况。目前10兆瓦风机的成本必然是偏高，而如果考虑未来，10兆瓦的将本空间，比4兆瓦5兆瓦多很多。所以当考虑未来技术的发展情况之后，趋势必将右移体现10兆瓦在经济性上面的突出优势。最后介绍结论，七八兆瓦机型下能达到最优收益，这是重要的竞价筹码。
（根据演讲速记整理，未经演讲人审核）
原标题：中国海装文茂诗：在海上风电竞价下通过模型确定最优的大功率风机叶片
