↑GW171-6.45样机
金风科技在样机吊装过程中，采用单叶片吊装技术，使其成为国内采用该技术吊装的最大容量直驱永磁机组。这也是国内首次自主研发针对直驱机组的单叶片吊装技术，开创了我国风电整机商直驱机组单叶片吊装的先河。
传统的三叶式吊装受风况影响较大，需在不大于8m/s的风速下进行，这导致海上项目作业窗口时间很少，影响工程进度。而单叶片吊装技术则可使叶片吊装作业风速提高到至少12m/s，从而降低大风对吊装工作的影响，大幅增加吊装作业窗口期，减少项目建设周期与成本。
同时，金风科技单叶片吊装技术不仅在安装风速上具有明显优势，其自身安装效率也较高。在本次样机的单叶片吊装过程中，最大风速虽然接近12m/s，但从开始夹持叶片到完成其与变桨轴承法兰的连接，仅用时58分钟。
↑首支叶片吊装
↑全部叶片完成吊装
GW171-6.45机型是金风科技面对江苏及其以北海域风电开发需求，所推出的一款高效产品：通过“单桩基础+大容量机组”的组合，进一步降低用海面积和全生命周期投资成本；通过“大风轮直径+高适应性与高全场能量可利用率”增加发电收益。
首先，大容量可减少用海面积与征海难度。
2016年年底，国家海洋局发布《关于进一步规范海上风电用海管理的意见》，要求“单个海上风电场外缘边线包络海域面积原则上每10万千瓦控制在16平方公里左右”，令风电开发集约用海成为必然。单机容量越大的风电机组所需基础数量越少，海缆长度更短，从而可有效减少项目用海面积。在一个总容量为20万kW的项目中，GW171-6.45机型相比4MW级机型可减少用海面积约35.2%，比5MW级减少约22.3%。不仅有利于满足集约用海要求，而且可显著降低征海难度与项目长期用海成本。
其次，大容量可降低整体投资。
GW171-6.45机型的单机容量更大，结合单桩基础方案，可令项目基础、吊装、海缆的总投资成本更低。以一个20万kW项目为例，GW171-6.45机型相比市场典型的4MW、5MW级机组在基础成本上分别低约40%与27%；在吊装成本上分别低约24.3%与15.8%；在海缆总造价上分别低约10.4%与0.5%。
GW171-6.45机型采用直驱永磁技术，相比双馈机型减少齿轮箱等一系列部件，折算每年可降低运维成本11万元以上。其单机容量大，在机组可靠性相同的情况下，同一项目中所需出海维护机组的次数与时长更少。在一个20万kW项目中，采用该机型可比4MW级机型减少运维人员8名，降低人员成本40%；减少双体船舶1艘，降低交通成本40%。
↑吊装进行时
再次，大叶轮可有效增加项目收益。
江苏及其以北海域属于III类风区以下地区，90m轮毂高度的年平均风速基本不到7.5m/s，山东半岛及渤海湾近海海域年平均风速更低，只能达到7m/s左右。基于此区域性资源条件，GW171-6.45机型通过采用171m大叶轮直径，提升在江苏及以北海域的发电能力。
GW171-6.45机型的单位kW扫风面积相比市场典型的4MW和4.5MW级机型分别高出约15.4%和4.4%，能更有效地利用风速较低的风能。并且由于其单机容量大，机位点数少，尾流损失相比4MW级机组降低2到4.5个百分点。这不仅明显提升发电量，还降低了湍流，进而减少机组疲劳载荷与机组故障率，令机组更安全。
↑吊装瞬间
此外，先进技术可实现全场能量可利用率提升。
柔性功率控制与风电场集群控制结合，令GW171-6.45机型可通过发挥群体优势，有效降低电量损失。当部分机组出现降容或停机时，场群内的其他机组可随时发挥自身优势，实现整场柔性功率调节增发电量，来弥补可能产生的整场电量损失。假设机组停机后，受大风影响5天后运维人员才能对其检修，该技术在此期间可挽回电量77.4万kWh。
电气系统4线设计，可使GW171-6.45机型任意1到3组变频器或发电机线圈故障时无须停机，剩余电气线程支路仍可继续运行。这使GW6.X-171机型因电气系统完全失效而停机的概率实现了4次方的指数级降低，实际运行中完全失效的可能性已极低。同时，假定一个变频器模块出现故障，在机组出力未到额定功率的3/4时，发电量也不会有任何损失。
智能化风机控制作为“人工大脑”被安装于GW171-6.45机型中，令每一台机组通过测量传感系统、系统在线辨识及寿命预估技术、机器学习预测控制技术、自适应扇区管理技术等，既能充分发挥自己的“个性”，又能融入集体的“共性”，基于各自机位点的风资源与载荷等情况，进行自适应式的控制。这最大限度发挥出机组与全场的出力，进一步增加风电场1%~2%的发电量。
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