国际火电EPC项目性能保证指标分析

吴庆礼，康振兴

（中国电建集团国际工程有限公司，北京 100036）

0 引言

我国对外承包企业大批量投身“走出去”浪潮，以工程总承包（Engineering Procurement Construction，EPC）、带融资工程总承包（Financing Engineering Procurement Construction，FEPC）、建设－经营－转让（Build⁃Operate⁃Transfer，BOT）等各类模式积极参与开发国际火电项目，相较于传统总承包项目，EPC 模式将设计、采购、施工三者融合，以其建设效率高、投资可控、业主管理负担小等优势，已经成为国际火电项目广泛采用的管理模式［1］。在火电项目EPC 招标中，业主方为了保证电站性能可控、可靠、可行，会对机组的重要性能指标参数提出合同保证要求，因此承包商前期对火电项目性能指标的策划及机组选型都至关重要，过于保守会丧失竞争优势，失去项目机会，过于激进则增大风险，如无法达到合同要求，势必会触发索赔条款，导致项目亏损或失败甚至发生拒收。

火电项目性能保证指标通常包括机组净出力、净热耗、可用率以及启动时间、石灰石耗量等，因项目的特殊情况而不同，主要选取净出力、净热耗、可用率、环保排放这几项最主要性能指标进行分析，旨在对电力工程企业在海外火电项目开发阶段对招标项目的性能指标进行分析，对EPC投标进行指导。

1 项目架构

我国国内传统的电力行业开发模式是设计、采购、施工相分离，设计院提供的设计性能指标直接对业主方负责，而且由于在项目建设前并没有购电协议（Power Purchase Agreement，PPA）等长期协议的限制，因此相关性能指标考核并不严格，计算也较为简单，这就给相关性能计算向国外工程移植时带来了一定困扰，国际火电项目往往拥有复杂的项目架构，在进行性能指标计算前，首先应对项目架构进行分析，不同的项目架构、开发商类别、甚至融资模式，都可能传递给EPC 承包商不同的要求，以及不同的索赔条款，如图1 为典型国际电力项目的基本架构［2］。

在图1 中可以看到，作为电厂的项目公司在前期需要签署各种协议，其中最为重要的是与购电方签订的购电协议。作为项目公司的收入来源，购电协议对电站性能做出了众多要求，明确规定了电站应当具备的出力能力、可用率，考虑到电站燃料费用的穿透机制以及对电站节能减排的考量，也会对电站的热耗水平做出规定，并对不能满足上述要求的索赔或者罚则做出明确要求。为了满足上述规定和要求，项目公司一定会在购电协议项下的EPC 合同中，将这些要求传递给EPC 承包商。因此，作为国际工程承包商，不仅应严格遵守EPC 合同，还应当研究了解购电协议等相关协议内容，了解EPC 合同中性能要求的来源以及EPC 合同中的要求与购电协议等源头协议中规定的差异，做到有的放矢。

图1 典型国际电力项目架构（不含融资）

除此之外，开发商的类别、融资形式等也会影响项目架构，进而影响相关性能保证条款向EPC 承包商的传递，例如以私营业主为主要群体的独立发电站（Independent Power Producer，IPP）项目，往往对相关性能保证的要求更加苛刻，相应的索赔条款也更加严厉，则EPC 承包商对性能保证数据的确定、商务报价考虑方面，也要有相应的针对性。

2 净出力

火电机组净出力，是汽轮发电机组发电容量减去电站自用电以及输电相关损耗后，传输给电网的净发电能力，其主要取决于包括锅炉、汽轮机、发电机在内的主机出力能力，以及相关辅助设备的电力消耗（厂用电率）。与国内电力开发习惯不同，国际电站项目在前期购电协议中，就已经规定了电站必须具备的净出力能力，而在其项下的EPC 合同中，净出力也是电站最低功能规范（Minimum Functional Specification，MFS）中最重要的条款之一。因此承包商为了保证净出力，需要通过对当地环境、煤质、购电协议、EPC 合同进行分析，结合电站配置方案估算厂用电率，确定主机容量，除此之外，火电机组净出力还应当考虑如下因素：环境因素、煤质变化。

2.1 环境因素

环境因素主要包括气温、气压、风向风速等因素，其中设计气温的选择对火电机组的选型至关重要，在年气温变化较大地区的火电机组，设计温度选择越高，意味着机组一年内满足净出力的时间更长，但是也会使机组型号更大、投资越高。在非洲某火电项目中，EPC合同中参考设计温度为22 ℃（要求最终设计参数需要由承包商核算），承包商在进行一定的调研测算后，认同了22 ℃的设计温度，并由此进行了主机选型和采购，但是后来业主方以22 ℃无法在夏季实现满负荷净出力，无法向电网和政府交代为由，要求承包商将设计温度调整为28 ℃，如果按照此数据进行调整，将造成承包商设计、采购、施工方面大面积返工，影响成本和工期的控制。双方就此问题纠缠多时，最终由于承包商在前期机组选型时考虑了一定裕量，机组有一定冗余，满足了业主的要求。

而在土耳其某火电项目中，EPC 承包商已经根据合同采购了主机，但是由于业主方征地问题，导致项目厂址发生了变化，新厂址海拔升高、气压降低，导致锅炉烟风系统出力不足，已经采购的锅炉厂家表示无法满足原有出力，进而影响到了整个机组的净出力，由于整个事件为业主方责任，因此业主方与电网公司、政府方协商，降低了机组出力的相关要求。

2.2 煤质变化

作为燃煤电站的“口粮”，电站设计煤质的确定以及煤质变化范围的选择对燃煤电站至关重要。燃煤电站的开发阶段，业主往往需要从来煤品质、煤源安全性和稳定性、储量、煤价、环保因素、运费等多方面选择煤质［3］。煤质变化会直接影响锅炉效率以及锅炉的安全稳定运行，煤质变化过大甚至会影响锅炉的出力能力以及机组净出力，现役机组中由于煤质变化而导致机组不能满负荷运行的实例不胜枚举。鉴于国际煤电项目中购电协议已经对电站可用率和净出力有了明确要求，因此在合同规定的煤质变化范围内，EPC承包商必须保证机组的净出力。

在某些国际EPC 项目中，由于业主方前期工作开展不充分，在EPC 招标阶段，仍未能锁定设计煤质以及煤质变化范围，导致锅炉及相关系统的选型、招标存在开口项。在这些项目中，承包商应积极与业主、主机厂沟通，一方面可以从业主途径锁定煤质，另一方面争取主机厂支持，与主机厂合作，向业主提出煤质变化范围的建议，体现承包商的专业价值。

3 净热耗

以燃煤机组为例，净热耗为每向电网供应一度电，消耗的燃煤热量，根据GB 50660—2011《大中型火力发电厂设计规范》提供的计算方法，燃煤电站净热耗为［4］

式中：Qgn为纯凝机组设计净热耗，kJ/kWh；Qjrn为纯凝汽轮机的设计热耗，kJ/kWh：ηgl为锅炉效率，%；ηgd为管道效率，%；e为纯凝机组厂用电率，%。

而实际运行中，作为业主的开发商，除了考虑以上各参数外，还需要考虑诸多损耗情况，例如来煤运输过程中的损耗，电站煤炭储存、转运、挥发的热量损耗、机组随着运行时间增长引起的热耗增加、机组负荷降低引起的热耗增加等等。在国际火电EPC 项目中，承包商首先需要明晰燃煤电站中影响热耗指标的因素，对EPC 合同中对净热耗指标的范围要求有所甄别，然后针对净热耗的各项具体组成，分别落实，以下是针对承包商常规需要考虑的热耗组成进行分析。

3.1 汽轮机热耗

汽轮机热耗，并非仅指汽轮机本体的效率，而是指由汽轮机与锅炉之间形成的热力系统的效率指标，其影响因素包括主蒸汽温度压力、汽轮机本体的热耗水平、回热系统的配置与优化、主要辅机（如给水泵）的选择、凝汽器背压的拟定等多方面，是机组热耗考量中最重要的基本参数。

主蒸汽温度压力决定了热力系统入口能量的品质，提高主蒸汽参数已经成为目前国内燃煤电站提高能效的最主要抓手，目前国内推进的630 ℃机组甚至研发的700 ℃课题项目，无非都是想在这方面优化热力系统，起到节能减排的作用。在国际EPC项目中，在合同规定的范围内，承包商应当结合投资、技术风险与性能指标，尽可能优化主蒸汽参数指标，提高热力系统能量输入的品质。

与此相对地，凝汽器背压的优化则是为了降低热力系统在冷端的损失，在机组性能与投资的平衡中，进行冷端优化，是目前火电项目中的必选课题。

回热系统的配置，是基于经典热力系统原理朗肯循环的优化，包括适当增加回热级数、甚至是大型机组中的再热次数，都是为了在已有热力系统中，压榨出更多能量，但是回热系统优化，通常会带来投资增加、系统和布置复杂化以及相应的运维复杂化。在过去的国际火电项目中，回热系统的优化一般比较保守，但随着国内承包商的纷纷出海，国际火电项目的较高技术标准也在逐渐被吸收和接受，回热系统优化也逐渐成为目前火电项目性能优化中需要斟酌的技术配置。

汽轮机本体的设置也会对热力系统的热耗值产生较大影响，包括主汽阀的设计方案，再热蒸汽入口阀的设计、叶片设计制造水平以及设计余量等，在EPC 项目中需要与主机厂就上述各个方面进行分析讨论，优化汽轮机本体热耗水平。

另外，热力系统中主要动力管道的压降、温降以及辅机（电泵或者汽泵）的选择都会对热力系统的热耗产生影响，需要EPC 承包商与设计方、主机厂通过优化管道系统与布置、辅机比选等措施提出方案的最优解。

3.2 锅炉效率

锅炉效率，是锅炉燃煤产生的化学能与工质热能进行能量传递的效率，其主要影响因素在于燃用煤质带来的排烟温度、灰渣排放量、不充分燃烧以及炉膛设计造成的漏风等因素造成，最主要的因素是煤质，另外还与锅炉厂换热面、空预器设计、炉膛漏风控制、以及相关排放指标的限制等息息相关。上述各方面的因素，在项目前期应当与锅炉厂进行充分沟通，结合对锅炉以及辅助的煤、灰、脱硫脱硝系统的投资分析，优化锅炉效率值。

3.3 厂用电率

厂用电是电站为了维持自身系统正常运行，各主辅机及各系统需要消耗的电力电量。在主机出力能力已经确定的情况下，降低厂用电率，意味着电站有能力卖出更多的上网电量。在EPC 项目中，确定厂用电率也要首先明确合同规定的厂用电考核范围，如某海外项目招标文件中明确指出厂用电率考核时，输煤、石灰石制备、尿素制备、原水处理、检修起吊设施等系统和设备均处于停运状态，不考虑其电耗，为承包商与业主的厂用电计算列出了明晰的界面，业主可以在承包商计算的基础上，根据机组运行的经验，考虑间歇运行系统的耗能情况。如果业主方在招标文件中并未列出，承包商则应在性能保证时，列出相应的条件呈交业主方。

关于具体厂用电的计算，EPC承包商可以通过与设计部门的交流沟通，选择电机容量法或者轴功率法，针对主要的耗能系统，比如烟风、脱硫、循环水、电泵等，逐一分解沟通，避免设备电功率计算失真。

3.4 管道效率

根据GB 50660—2011《大中型火力发电厂设计规范》，管道效率一般取值为99%，其中热损失主要包括工质泄漏，主、再热管道压力、温度损失等，在性能考核边界已经界定清楚的情况下，可以适当优化管道效率［5］。

4 可用率

可用率是燃煤电站技术指标中非常重要的一项指标，可用率将直接反映出机组的年利用小时数，对项目的还本付息和盈利都起着颠覆性的影响，是购电协议中规定的重要数据，也是海外煤电项目财务模型中的一个重要的技术参数输入项。而对于某些工矿企业的自备电站，由于电站的供电、供汽会直接影响企业的生产运营，则对电站可用率的要求会更加严格。

可用率在技术层面主要与设备性能、工程建设质量及运行维护水平相关，属于需要长期运行才能验证的数据。在早期的EPC 项目中，由于很难以可用率考核EPC 承包商，一般不作为EPC 合同的考核项。但是近年来，考虑到可用率与设备性能的密切相关，设备可用率、机组可用率也逐渐体现在EPC 合同中。如近期某海外EPC 项目招标中，就要求在机组投入商运日期（Commercial Operation Date，COD）后2 年内考核机组运行可用率，保证可用率为93%，索赔条款为可用率每降低1%，索赔2 亿人民币，如此严格的考核条款，足以体现业主对相关性能指标的重视。

在具体项目中，应结合EPC 合同或者购电协议中对可用率的精确定义，结合主要设备厂家对设备可靠性的经验、运维部门对机组大小修周期及时间的判断，对机组可用率进行核算，反馈业主切实可行的可用率水平。

5 环保排放指标

随着《巴黎气候变化协定》的一步步落实推进、国际金融组织对煤电项目融资日趋严格，火电机组的环保排放指标已经成为项目前期开发阶段的最重要决定因素之一，因此项目开发商在拿到项目环评许可后，必须将环评中的相关环保要求在EPC 合同中传递给承包商，从近年来的项目趋势来看，环保排放指标日趋严格，对承包商的技术能力提出了更高的要求。

火电机组的环保排放指标中，最重要的是烟气的排放指标，包括烟气含尘浓度、SO2、NOx排放浓度等，其排放标准主要取决于项目所在国别的环保排放政策、国际金融组织赤道原则的要求、煤质情况和环保设施技术水平。EPC 承包商在应标时，应在满足排放指标和响应招标文件技术规范的前提下，合理分析现有可行的各种技术路线，考虑不同技术路线对初投资、热耗、可利用率甚至后期综合利用情况的影响，综合选择环保技术方案。例如土耳其某循化流化床高硫煤项目，见表1，环保指标要求机组SO2排放满足欧盟标准，如考虑方案Ⅰ无法满足排放要求，考虑方案Ⅱ满足排放要求但机组热耗低、投资高，方案Ⅲ同样满足排放要求，但热耗高、投资低，在此情况下承包方需要结合评标规则综合比较选择技术方案。

表1 脱硫技术路线选择

6 结语

国内外火电项目在商业模式、技术分工等方面均与国内项目由很大区别，近年来中国承包商在国际火电项目投标、履约中暴露了很多问题，付出了惨痛的代价，笔者希望能从项目整体架构、开发商的思维与责任角度出发，使中国承包商不仅了解性能指标本身的技术定义，更能对国际火电项目中各项性能指标的来源、对开发商的意义有所了解，做到宏观入手，步步深入，进而更好地在投标和履约中把握分寸，拿出具有竞争性且安全性的方案。

当然，上述性能指标不是孤立存在的，各项指标之间存在千丝万缕的联系，而且性能指标还需要结合项目投资、主机选型等因素确定，这些所有的因素最终会在开发商的财务模型汇和，为开发商做出最终的判断提供依据，目前还不能将这些因素有效串联，后续将继续这些方面的研究。