“双碳”目标下抽水蓄能电站的地勘工作

柴建峰，闫 宾，王 珏

（国网新源控股有限公司抽水蓄能技术经济研究院，北京市 100761）

1 抽水蓄能电站发展

1.1 我国抽水蓄能电站发展历程[1]

自世界上第一座抽水蓄能电站于1882年诞生在瑞士以来，世界上抽水蓄能的发展已有100多年的历史。

我国研究开发抽水蓄能电站始于20世纪60年代。1968年在冀南电网的岗南水电站安装了一台可逆式机组，建成我国第一台混合式抽水蓄能电站。该电站装机容量41MW，安装2台15MW 常规水电机组，1台11MW抽水蓄能机组。1973年和1975年又在北京密云水电站相继安装了2台可逆式机组，其发电额定出力 13MW，电站投入运行后，调峰、填谷作用明显。

1978年以后，随着国民经济的快速发展，电力负荷急剧增长，在京津唐、华东和广东等以火电为主的电网，调峰问题日益严重，为了保证电网安全，上述地区开展了抽水蓄能电站建设必要性论证和前期研究工作，并在20世纪90年代相继建成了十三陵、天荒坪、广州等大型抽水蓄能电站，以增加电网调峰能力。第一批建设的大型抽水蓄能电站主要是解决当时电网的调峰填谷问题。

随着电网规模的扩大，大容量火电机组大量投运以及老机组改造，火电机组的调峰能力得到了较大提升。根据有关部门分析，仅从火电调峰能力讲，火电机组出力变化可基本满足负荷变幅的需求，但其调峰的经济性和灵活性相对较差。

随着长距离、大容量“西电东送”“北电南送”的实施，网内风电、核电机组的发展，大容量火电机组的投产，其事故风险将越来越大，网内亟需配置一定规模的紧急事故备用容量。同时，随着国家新能源战略的实施，核电、风电、太阳能发电等新能源发电在电网中的比重日益增加，由于核电需要稳定运行，而风电、太阳能发电等具有不可调节性，因此，电力系统的安全、稳定、经济运行面临更大的挑战。建设抽水蓄能电站有利于改善电网的结构，改善火电机组的运行条件，提高整个电力系统的经济性，其除承担系统调峰、紧急备用任务外，还兼顾调频、调相和黑启动等其他辅助服务功能，当时对抽水蓄能电站必要性的论证更多地从电力系统运行的经济性和安全性等方面考虑。

1.2 “双碳”目标下抽水蓄能大发展

2020 年9月22日，习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话，郑重宣布“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于 2030 年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。”2020年12月12日，习近平主席在气候雄心峰会上发表重要讲话，进一步提出到2030年，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿kW以上。

2021年3月15日，中央财经委员会第九次会议研究了我国实现碳达峰、碳中和的基本思路和主要举措，提出“构建以新能源为主体的新型电力系统”。

“2030年前碳达峰，2060 年前碳中和”以及“构建以新能源为主体的新型电力系统”等一系列新目标已成为未来能源发展战略的重要边界条件，在“十四五”乃至中长期，能源绿色低碳转型将成为主旋律，迫切需要继续大力发展风能、太阳能等新能源，持续推动可再生能源高比例发展，减少化石能源开发利用。然而，新能源发电具有较强的随机性、间歇性和波动性，对电网安全稳定运行和可靠供电是巨大的挑战。抽水蓄能是当前技术最成熟、经济性最优、最具大规模开发条件的绿色、低碳、清洁、灵活调节电源，与风电、太阳能发电、核电、火电等配合效果好。加快发展抽水蓄能是构建新型电力系统的迫切要求，是保障电力系统安全稳定运行的重要支撑，也是可再生能源大规模发展的重要保障。

可见，在“双碳”背景下，电源结构和电网运行特征将发生巨大变革。“双碳”目标提出后，新型电力系统会增加更多的风电、光伏发电，与此同时，电力系统对储能也有了更多需求。抽水蓄能行业迎来“大爆发”，除了两大电网、五大发电集团，也有更多的社会投资主体加入到这一行业。

2020年底国家能源局启动了全国新一轮抽水蓄能中长期规划编制工作，并于2021年9月发布了《抽水蓄能中长期发展规划（2021～2035年）》，共普查筛选出资源站点1529个，总装机规模达到16亿kW。其中，重点实施项目340个，总装机容量约为4.21亿kW；储备项目247个，总装机规模约为3.05亿kW。

目前我国抽水蓄能全产业链体系基本完备，自主化率高。通过一批大型抽水蓄能电站的建设实践，基本形成涵盖标准制定、规划设计、工程建设、装备制造、运营维护的全产业链发展体系和专业化发展模式，具备大规模建设抽水蓄能的产业基础。但如此多的抽水蓄能电站项目，在短时间内同时开展勘察设计工作，对整个水电行业来说既是机遇也是挑战。

2 抽水蓄能电站的地勘情况

2.1 抽水蓄能电站地勘特点

抽水蓄能电站地勘工作按《水力发电工程地质勘察规范》（GB 50287）开展。工程建设阶段与常规水电站相同，分为选点规划阶段、预可行性研究阶段、可行性研究阶段、招标阶段和施工详图设计阶段，地勘工作主要在预可行性研究、可行性研究和招标阶段完成。

抽水蓄能电站与常规水电工程相比有以下特点[2-5]：

（1）整个工程防渗要求高，对水文地质勘测要求高。抽水蓄能电站上水库、输水系统内的水成本高，需耗电从下水库提升，甚至在我国北方地区有些抽水蓄能电站的下水库需定期耗巨资外购水以满足电站正常运行。大气降雨偏少、库址无充沛的常年地表径流时，上水库的防渗标准要求更高，当岩体完整性较差时，采用全库盆防渗方案，工程投资大。

抽水蓄能电站输水发电系统的防渗要求也很高。抽水蓄能电站输水系统的大直径高压引水隧洞，内水压力最大可达10MPa，对岩体的抗劈裂和防渗要求高。输水系统渗水量较大时，可能会影响所在山体的稳定性，如某抽水蓄能电站运行过程中发现引水系统渗漏量较大，渗漏主要发生在上斜井段，地层对应为砂岩和风化壳[6]。沿线山体地下水从“输水系统外渗的水”得到了充分的补给，抬升了临近整个山体的地下水位，进而影响了原有的地下水动态平衡，外渗的水出露在山坡形成了地表径流，渗水出露点距引水系统水平距离最远可达2.5km，渗出的水甚至造成崩塌堆积体局部失稳破坏。山体斜坡表面渗水和输水系统斜井内水外渗关系紧密，斜井放空期间山体表面渗水量出现明显减少现象；当斜井充水时，随着斜井内水位升高，山体各部位的渗水量也随之明显增加。电站输水系统上斜井更换压力钢管后，山体地下水监测孔结果表明山体水位基本保持不变，与上水库水位变化再无关联，可见压力钢管彻底截断了输水系统和山体围岩之间的水力联系，也体现出了输水系统外渗水的影响范围之大。

（2）上水库、下水库水位变幅大、变化频率高，对库岸稳定性要求高。抽水蓄能电站水库水位骤升骤降会影响库内人工边坡、库外自然岸坡的稳定，水位变化幅度和库盆大小有关，一般上水库水位变幅为30m左右。

（3）地下发电厂房洞室群埋深大，一般埋深在500m左右，厂房边墙和顶拱的大变形或岩爆问题突出。

（4）机组频繁启动，抽水工况和发电工况转换切换要求高，机组振动大，影响范围广，对周边人居环境有一定的影响。

（5）上水库位于高耸的山头，多利用山顶凹地或冲沟挖填筑坝形成，库容一般在1000万m3左右，坝高多为百米级。

（6）抽水蓄能电站道路具有水电行业显著特点，如起伏大、运输强度高、重大件超限超标准等。

抽水蓄能电站的主体工程，如上下水库、地下厂房、地面开关站等，其勘察工作主要在预可行性研究、可行性研究阶段完成，一些附属工程的勘察工作，如业主营地等，在招标阶段完成。

2.2 已有抽水蓄能电站地勘工作量统计分析

前已述及抽水蓄能电站的地质勘察工作主要在预可行性研究、可行性研究和招标阶段实施，百万千瓦级抽水蓄能电站的钻探钻尺一般超过10000m，地质探洞1000～2000m，前期勘察设计工作周期一般2～3年。

图1（a）为国内部分抽水蓄能电站预可行性研究阶段的钻孔数量和钻探进尺分析结果，包括河南洛宁、内蒙古赤峰和山西垣曲等15个电站；图1（b）为国内部分抽水蓄能电站可行性研究阶段投入的钻孔数量和钻探进尺，包括安徽琅琊山、山西西龙池、河北张河湾和山东文登等28个抽水蓄能电站[7]。结合图1，根据近期工程经验，建议：抽水蓄能电站预可行性研究阶段钻孔数不宜少于30个，进尺不宜少于3000m，且地下厂房部位宜有控制性钻孔；可行性研究阶段，钻孔数量不宜少于100个，进尺8000～10000m为宜。

图1 部分抽水蓄能电站勘察工作量统计Figure 1 Statistical map of the survey workload of some pumped storage power stations

2.3 “双碳”目标下抽水蓄能面临的挑战和机遇

当前国内能承接抽水蓄能电站勘察设计的单位主要有中国电力建设集团的华东院、北京院、西北院、中南院，中水东北勘测设计研究院、广东省水利电力勘测设计研究院、长江勘测规划设计研究院等。根据《抽水蓄能中长期发展规划（2021～2035年）》，重点实施项目340个，总装机容量约为4.21亿kW。

据近期抽水蓄能电站建设经验估算，一个装机容量120万kW的抽水蓄能电站，前期勘察设计费用在4亿元人民币左右，仅重点实施的340个抽水蓄能电站，勘察设计费将达1360亿元人民币；若按单位千瓦6000元投资来算，4.21亿kW的装机容量，工程总投入粗估可达2.53万亿元人民币。

根据当前勘察设计单位人力资源情况、已承担的项目完成情况等来看，上述勘察设计单位技术和管理人员数量，与“双碳”目标下抽水蓄能电站的发展尚有一定的差距。目前，有的抽水蓄能电站现场地质勘察负责人由毕业仅几年的工程师承担，其工程经验和业务能力有待于进一步锻炼和提高。

3 “双碳”目标下抽水蓄能电站地勘工作

（1）坚持科学合理的水电工程勘测设计周期，推动抽水蓄能高质量有序发展。

随着抽水蓄能规划资源约束和电价瓶颈的解决，各类社会资本积极布局、抢占规划资源，抽水蓄能开发建设热度空前高涨，但也对科学有序开发带来了新的挑战。抽水蓄能电站前期要进行大量电网需求分析、环境调研、地质勘测、现场勘探试验、计算分析等工作，项目核准和可行性研究工作完成后，需要开展必要的筹建期工作。目前，有的地方政府和投资方为了项目提前核准、尽快开工、加速建设，出现大幅压缩勘测设计周期的现象，有的抽水蓄能电站核准后，主体工程关键部位的地勘工作尚未完成，主体工程立即开工，未严格落实基本建设程序，给工程设计、建设、运营和维护带来安全和质量隐患。建议各投资企业能坚守科学合理的勘测设计周期，共同推动抽水蓄能科学有序高质量发展。

（2）重视弃渣场和石料场的地勘工作，减少电站建设和生产中的风险。

前期渣场选点、勘察设计中给予重视，切实按规范要求投入必要的勘测工作量，并应考虑极端气候条件下弃渣场的稳定性。如某抽水蓄能电站开工后，发现已选定的渣场有安全隐患，可能会受周边地质灾害影响，渣场需要重新选址。又如某抽水蓄能电站下水库弃渣场位于下游河道右岸，受多年降雨影响，表层松散土及小粒径碎石随雨水流入河道，逐年淤积，使河道行洪能力大大降低。2016年两次超强台风引起的强降雨，引起河道沿线多处冲沟携带大量碎石、土体流入下游河道，导致原本水流不太顺畅的河道淤积更加严重，并造成下游村庄多处排水涵管堵塞，致使村庄洪水排泄不畅，多次受淹。最终采用了河道清淤、弃渣场治理、农田渠道、道路修复等工程治理措施。

加强料场的勘探工作，除了布置钻探孔，尽可能布置适量勘探平洞，查清石料场的地层岩性分布，减少项目开工后料源不足等风险。

（3）重视交通工程等先期开工点的地勘工作。

目前不少电站前期开工点的勘测工作精度较低，尤其是隧洞进出口处问题较多。如某抽水蓄能电站，设计文件中地层和实际开挖揭示的地层岩性不一致，施工成洞难，还引起了工程索赔。又如某抽水蓄能电站，由于前期道路的勘测工作深度不够，沿线分布的巨大花岗岩孤石和滚石未调查清楚，影响施工工期。

建议重视地质调绘工作，加强洞口处勘探工作量的投入。此外，在山势陡峭处修建交通工程时，尽可能采用洞线工程，减少形成人工高边坡，建议从抽水蓄能全寿命周期角度考虑问题，减少后期高陡边坡治理维护费用，保障抽水蓄能电站安全高效运行。

（4）关注数字技术在地勘工作的应用。

在抽水蓄能电站地勘工作中应用三维建模数字技术，用于岩体节理统计和网络模拟、勘察数据管理、含属性的三维地质建模、石料场储量计算、输水系统和地下厂房围岩分级、坝基质量评价、块体三维稳定性分析等领域，可提高抽水蓄能电站勘察工作质量和效率。