Availability Risk Analysis of Oversea Power Plant Project

国内电力建设的模式大部分采用国有发电公司投资、设计院设计、项目公司或筹建办采购电厂设备并进行项目管理、施工单位安装调试、最终发电公司运行的模式，即E-P-C分离。这种建设模式下，由于不是一家单位对机组EPC建设，而机组可用性是设计合理性、设备质量、施工安装质量及运行水平的综合考核指标，因此无法转嫁到任一分包商上进行可用性考核。

国内机组建设对标，一般仅比较能耗指标，主要是供电煤耗、发电水耗、油耗、厂用电率。参加对标机组的供电煤耗、厂用电率、发电综合耗水率、油耗四项能效指标实际值与同类机组标杆值对比，确定是否达标。这几项指标，对于海外EPC项目^[2]，一般在PAC验收的机组性能考核中已经进行了检查，超出预期指标，可能拒收或罚款。

国内机组以平均设备利用小时表示发电设备利用程度的指标。它是一定时期内平均发电设备容量在满负荷运行条件下的运行小时数，平均发电设备利用小时＝报告期发电量/报告期的平均发电设备容量，全国600 MW机组能效对标数据见表1。

2014年度，随着非化石能源电量比重增加(超过25%)，火电发电量负增长，设备利用小数数创新低，全国发电设备(6 000 kW及以上电厂)利用小时4 286 h，为1978年以来的年度最低水平，同比降低235 h。

某电厂的330 MW机组在2004年投运，1 000 MW机组在2013年投运，由于有较长的调停时间，所以较少发生计划外停运的问题。根据电厂运行人员反馈，一般机组投运第一年内的故障率较多，原因主要是设备的成熟度与质量及运行保护定值的设置问题，例如该厂的330 MW机组，从设备到运行规程都很成熟，投运后很快就消缺了，但1 000 MW机组在国内机组较少，运行经验不足，投运初期一般是一年内故障较多，问题主要出在电气二次与热工保护的整定方面。

根据《发电企业设备检修导则》(DL/T 838—2003)^[1]，将发电机组的检修分为A、B、C、D四个等级，A级俗称大修，B级俗称中修，C级俗称小修，D级是对主要设备的附属系统和设备进行消缺。主要设备是指锅炉、汽轮机、发电机、主变压器、机组控制装置，辅助设备是指主要设备以外的生产设备。新机组第一次A/B级检修可根据制造厂要求、合同规定以及机组的具体情况决定。若制造厂没有明确规定，一般安排在正式投产后一年左右。一般进口汽轮发电机组A级检修间隔年6～8年，国产汽轮发电机组A级检修间隔年4～6年。在两次A级检修之间，安排1次机组B级检修；除有A、B级检修年外，每年安排1次C级检修，并可视情况，每年增加1次D级检修。

以600 MW机组为例，汽轮发电机组标准项目检修停用时间：A级检修60～68天，B级检修30～45天，C级检修20～26天，D级检修9～12天。

根据国内《发电厂并网运行管理规定》^[10]：每台机组允许的年累计非计划停运时间为200 h/台·年。非计划停运时间为机组临时停运时间与等效停运时间之和。其中，临时停运时间为计划检修和备用之外停运时间(非电厂原因除外)、计划检修超过批准工期时间、机组未按要求并网而推延的时间之和；等效停运时间为机组处于非停运状态，但发电能力达不到额定功率所持续时间折算成机组全停的时间。

根据统计报告，机组异常停运的原因分析如下：

1)锅炉原因引起的停运分析：炉管泄漏、送风机动叶调节系统故障、捞渣机故障、运行不当。

2)汽机原因引起的停运分析：轴承振动、蒸汽泄漏、油路故障。

3)热控原因引起的停运分析：热控卡件故障、设计不合理、定值设置不当、快速减负荷功能不完善、检修维护。

1)年平均利用小时数在4 500～5 500 h之间，调停时间在2 500～4 000 h之间，主要是因为国内火力发电装机容量充足，调停时间较长。

2)平均非计划停运小时在30～50 h之间。

3)计划检修时间遵循《发电企业设备检修导则》(DL/T 838—2003)，实际检修时间接近但不超过计划检修时间，一般小修年的检修时间不超过20天。

4)除了检修及计划外停运时间这些机组自身原因导致的机组不用原因，机组的可用小时在7 510 h(大修年)～8 230 h(小修年)。

5)投运后第一年的故障率最高，主要是设备的消缺及保护整定的合理性，第一年磨合好后进入稳定运行期，第一年的运行维护非常关键。

6)进入稳定运行期，发生非计划停运的责任原因中产品质量不良为第一位，台年平均为0.16次和10.09 h。设备老化引发机组非计划停运上升至第二位主要原因，且占全部火电非计划停运总时间比例的13.57%。

国外电厂一般采用EPC模式建设，筹建资金一般需要需要融资解决。贷款期分为宽限期(含提款期)和还款期。宽限期内，借款人只支付利息，不偿还本金；进入还款期，按贷款协议还本付息。项目在PAC之后，就将电厂移交业主进行运行管理，进入还款期，PAC后的稳定发电、售电是业主还款的保证。如果PAC后，电厂的可利用率低，即需要发电时设备故障导致机组不可用，业主无法获得预期的收益，就无法按期偿还贷款，可能还需承担来自电网及银行的罚款，因此对电厂投资方及业主而言，机组可用性是投资成败的重要保证。业主一般通过在EPC合同中设置可用性罚款，将这个风险转嫁给EPC承包商。

国外电厂考核机组可用性，一般从PAC开始到质保期结束，按照年度为单位进行考核。一般分为电量考核或可用率^[8]考核两种。

即规定每年保证可发电量达到多少千瓦时，例如对于300 MW机组，要求保证每年可发电量为2.280 GW·h，相当于7 600 h满功率发电。发电量考核又细分为毛发电量考核还是净发电量考核两种，净发电量考核即上网电量，毛发电量减去厂用电量等于净发电量。

罚则：例如每缺少1 MW·h罚40 USD。对于300 MW机组，假设年度可利用小时数少100 h的话，EPC承包商的质保金将被罚120万USD。

发电机组可利用率应在质保期期间每12个月机组运行期验证。

发电机组可利用率按下列公式确定：

式中：AF——利用率系数—发电机组利用率(机组利用率系数)，%；T_k——每年日历时间，h/a；T_plan——每年计划停机时间(T_plan＝ T_b)，h/a；T_b——承包商要求的某年例行维护停机时间，h/a；T_a——每年故障时间，h/a。

计划停机时间(机组维护停机时间)，从发电机停机时至发电机重新并网进行计算，确定发电机组利用率仅将例行维护(没有中修和大修)列入考虑。

机组故障时间包括下列：

T_a1：从发电机紧急停机至发电机重新并网或机组无法满足规定的排放要求期间的时间。

T_a2：由于其一台设备(例如给水泵，冷却水泵，风扇磨煤机)故障所致机组或由当前环境参数和燃料参数(将局部负荷系数列入考虑)所致系统无法达到其额定功率期间的时间。

式中：P_{zn，gross，i}——在发电机组设备或系统i次故障期间用于环境参数和燃料参数校正的发电机端子处的总额定功率，MWe；P_{o，gross，i}——在发电机组设备或系统i次故障期间发电机端子处的平均总功率，MWe；T_i——发电机组设备或系统i次故障的持续时间。

故障时间应使用下列公式计算：

罚则：例如每年机组可用率系数每降低0.1%(百分之零点一)pp，对承包商的一般性罚款为合同净价的0.05%(百分之零点零五)。质保期间，每12(十二)个月检查一次机组可用率系数。

哪些情况视同承包商机组可用非常重要，例如在EPC合同中应规定下述因素都视为承包商机组可用：

1)由于电网原因导致的电厂不发电或未满功率发电视同机组满发。

2)由于业主运行失误等非承包商原因导致的电厂不发电或未满功率发电视同机组满发。

3)由于燃料的质量和数量导致的电厂不发电或未满功率发电视同机组满发。

4)由于非承包商原因的检修时间超过计划时间视同机组满发。

总而言之，由于非承包商原因的电厂不发电或未满功率发电视同机组满发，这些小时数应计入机组可用小时数考核中。

1)T＝8 760 h。

2)T＝T₁＋T₂＋T₃；T₁＝T₁₁＋T₁₂；T₂＝T₂₁＋T₂₂；T₃＝T₃₁＋T₃₂。

3)机组年可利用小时数：

T_k＝T₁＋T₃₂＝T-T₃₁-T₂，其中如果不属于承包商原因导致的T2时间都视同为T₁类时间。

4)可用性系数AF＝T_k/T。

1)T_b——承包商要求的某年例行维护停机时间，h/a。

如果有锅炉、汽机等主要设备的检修维护时间计划，按供货厂家推荐的检修时间考虑。如果没有则按照国内规程，每年要安排一次C级检修，一般在20～26天。进口机组建议取20天(国内规程的下限)进行评估。例行维护时间，对于进口主机，一般比国内主机检修间隔时间长，特别是质保期内，汽机基本可以不检修。

2)T_a——每年故障时间，h/a。

例如某项目锅炉厂提供的可用率是92%，汽机厂提供的可用率是95%，则

(1)锅炉非计划停机时间＝8 760×(1-92%) ＝701 h。

(2)汽机非计划停机时间＝8 760×(1-95%) ＝438 h。

(3)汽机和锅炉的可用性不累加计算，可按最差值计算，即锅炉的数值。

(4)BOP因素的非计划停机时间＝8 760×(1-99.8%)＝18 h。

(5)BOP的不可用时间根据系统配置和冗余度综合考虑，如果备用多，设备档次选择中高档的话，可取99.8%，属于国内较好水平。

3)全年可利用时间＝8 760-T_b-T_a＝8 760-20×24-(701＋18)＝7 561 h

若按照最长检修时间，则应该增加144 h不可利用时间，则全年可利用小时＝7 417 h。

1)根据合同罚则，计算机组不可用小时数导致的罚金。

例如，上述案例项目要求机组可用小时数为7 600 h，机组为600 MW机组，每缺少1 MW·h罚40 USD，则：

每年预计罚款额为(7 600-7 417)×600 MW×40 USD/h×6.2＝2 724万元人民币。

2)将可用性罚款风险尽量转移至主机供货商。

例如主机厂背靠背承担供货合同额的百分比%罚款，设置由于主机设备导致的机组不可用的性能罚款金。

3)EPC承包商自留的可用性罚款风险金。

例如2年质保期内的承包商自留的可用性罚款风险金为2 724×2-2 480＝2 968万人民币。

对应的风险防范措施为：

(1)预留风险金额：2 968万人民币；

(2)争取在执行阶段要求主机厂提高机组可利用率的罚款上限，可以将上述可用性风险金转化为利润。

1)提升锅炉、汽机的可用性保证值。一般主机厂不愿意在设备可用性系数上有积极的承诺，这需要EPC承包商有较强的谈判能力及对设备运行统计数据熟悉，综合给出设备可用性方面的判断。选择成熟可靠的产品，同时尽可能地提高设备冗余量是提高机组可用性的直接保障措施。

2)提高机组的出力。虽然机组按照额定出力进行设计，对于国外项目，多数是自由竞价上网，在环境温度较低等条件允许情况下，机组允许超发，这样相当于发电量增加或满发小时数增大，也可以降低EPC承包商机组可用性方面罚款的风险。

3)缩短机组在质保期的计划停机检修时间。落实主要设备厂家在质保期的检修需求，对于进口主机，一般比国产主机的检修间隔时间长。争取在PAC之前做好设备的消缺，提高质保期的机组可用率。例如某国外主机供货商在两年质保期只需要1次26天的检修时间，根据经验，第二年的机组可利用率将比第一年好，因此可以将此次检修计划安排在质保期第二年或者第一年最后一个月，用以调节保证发电量，以此平衡降低担保发电量带来的风险。

4)在考虑上述措施后，如与业主要求的可用性目标有差距，则项目自留可用性罚款风险金。

5)由于需进行机组可用性考核，就需每日承包商与业主签署当日满功率运行小时数\未满功率运行小时数与原因分析，最终累计出全年的机组可用小时数或电量。为此，承包商应在EPC合同中明确有以下权利：

(1)承包商应有权对质保期期间机组整定值进行修正，只要这种修正不危及安全运行，并事先通知业主。

(2)机组应由训练有素的合格人员按照操作说明进行操作，修理和维护。

(3)机组质保期间，业主未经承包商签发的书面同意不得自行进行任何修改。

(4)由于业主的原因导致的机组不正常运行，那么这类失效时间应视为准备就绪，机组可利用。

(5)承包商有权查阅各种机组运行维护数据资料，有权使用电厂一些检修维护设施。

1)可用性考核是海外火电厂EPC项目完工的必考项，这与国内电力建设的评价指标不一样，而且海外业主对这项考核非常重视与严格。因此，在EPC合同签订时，承包商应非常重视与可用性相关的条款，例如考核的条件与罚则，充分评估其风险及应对措施。在整个合同执行过程都应关注是否与最终可用性移交考核相关，做好风险管理，将可用性风险列为影响项目成败的重大风险进行管理。

2)EPC电厂的可用性考核，是对电厂总体质量的综合性考核，是对设计、设备、安装、调试、试运行的综合检验。应充分重视机组可用性的考核，针对这类风险应该量化为风险金，供项目成本、风险、利润分析决策时使用。

3)国外机组质保期对机组可用性的考核是基于对EPC承包商原因导致的机组不可用的罚则，与国内机组利用小时数的概念不同。

4)关注EPC合同中机组可用性的考核方式与罚则，尽量将风险转移给主机供货商，应有具体的风险转移或自留措施。