中国常规水电与抽水蓄能技术创新与发展

张宗亮，刘 彪，王富强，喻葭临，严 磊

(1.水电水利规划设计总院，北京 100120；2.清华大学水利水电工程系，北京 100084；3.中国电力建设集团，北京 100048)

0 引 言

气候变化是全球共同面临的挑战，中国积极履行大国责任，以习近平同志为核心的党中央作出了“中国2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和”的庄严承诺。当前，中国正在进行一场深刻的能源革命，着力构建清洁低碳、安全高效的新型能源体系。电力行业是中国碳减排的“主战场”，电源结构清洁化转型是关键[1-2]。

中国水、风、光等可再生能源资源丰富，发展清洁能源，加快构建新型能源体系，是实现双碳目标、应对气候变化的重要途径。在新型能源体系中，常规水电的电量和容量支撑作用凸显，“水风光一体化”也为水电提供了新机遇。此外，在诸多调节电源和储能品种之中，抽水蓄能技术成熟，规模大，寿命期长，绿色环保。新型电力系统调节电源和储能主要依靠抽水蓄能。

本文系统总结了我国常规水电和抽水蓄能技术的发展历程与成就，包括资源总量、开发阶段和开发现状等；介绍了常规水电工程和抽水蓄能电站的关键技术进展；系统阐述了我国常规水电工程和抽水蓄能电站在“双碳”目标和构建新型能源体系背景下的发展机遇、新定位与新使命。

1 发展历程成就

1.1 常规水电

(1)资源总量。我国水力资源技术可开发量6.87亿kW[3-4]，居世界首位。西南地区技术可开发量4.76亿kW，占比69.3%。长江、黄河、金沙江、雅砻江、澜沧江等主要河流装机规模3.75亿kW，占全国总资源量的54.5%。

(2)发展阶段。我国水力资源开发大致可分为4个阶段：第一阶段，艰苦奋斗建基业(1949年～1978年)。这一时期新安江、刘家峡等建成投产，水电装机容量从36万kW跃升至1 576万kW。第二阶段，改革开放谋发展(1979年～2000年)。这一时期鲁布革、五朵金花建成投产，三峡开工建设，装机容量跃居世界第一。第三阶段，继往开来展宏图(2001年～2011年)。水电规模快速跃升，装机容量稳居世界第一。第四阶段，科学发展绘新篇(2012年至今)。我国水电发展实现了新跨越，截至2022年，常规水电装机规模已突破4亿kW大关。

(3)开发现状。目前，我国常规水电技术开发程度超过58%，截至2022年底，已建装机规模3.68亿kW，在建规模约2700万kW。现已擘画十四大水电基地发展蓝图，除雅江和怒江外，其余十二大水电基地基本建成。

1.2 抽水蓄能

(1)资源总量。我国抽水蓄能站点资源丰富，数量达1 500余座，总装机规模达16亿kW。从地域分布来看，南方、西北、华中、华东等区域分布相对较多。至2022年底，已纳入《抽水蓄能中长期发展规划》的站点资源总量约8.23亿kW，其中1.67亿kW已经实施；重点实施项目共计4.21亿kW，规划储备项目共计3.03亿kW[3-4]。

(2)发展阶段。我国抽水蓄能发展主要经历5个阶段。1968年，以河北岗南混蓄投运为标志拉开序幕，随后历经探索发展期、完善发展期和蓬勃发展期，至2020年底，在运、在建规模均居世界第一。2021年《抽水蓄能中长期发展规划》印发实施，进入新发展期。

(3)开发现状。十四五期间，我国抽水蓄能电站项目已核准9 399万kW。截至2022年底，我国投产在运装机规模达到4 579万kW，同比增长25.8%，在建总装机规模为1.21亿kW。2022年，新投产装机规模880万kW，核准项目48个，核准总装机规模6 890万kW。历经50多年的探索，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。

(4)造价水平。我国抽水蓄能电站工程建设条件个体差异明显，造价水平与工程建设条件和装机规模密切相关。电站单位造价一般随装机规模增加而显著降低。全国各区域抽水蓄能电站单位千瓦静态投资中位数如表1所示。从表1可以看出，2022年开展前期工作的抽水蓄能电站单位千瓦静态总投资中位数为5 756元/kW；分区域看，西北、华北区域造价最高，南方、华东区域造价最低。抽蓄电站工程造价各部分投资占比如表2所示。从表2可以看出，目前机电设备及安装工程投资占比最高，建筑工程投资占比次之，抽水蓄能电站的投资占比前三位为：机电设备及安装工程占26%，建筑工程占25%，建设期利息占14%。

表1 全国各区域抽水蓄能电站单位千瓦静态投资中位数 元

表2 抽蓄电站工程造价各部分投资占比 %

(5)机组制造水平。我国抽水蓄能机组装备制造核心技术发展实现了从“跟跑”、“并跑”到“领跑”的跨越式发展。国内现有大中型水电机组生产企业十余家。东电、哈电大型抽水蓄能机组的制造、交付、安装服务能力领跑。上海福伊特、通用电气(中国)和东芝水电设备(杭州)均具备大型抽水蓄能机组的设计制造能力。

2 关键技术

2.1 高坝工程技术

目前，我国已建成小湾、锦屏一级、糯扎渡、两河口、白鹤滩、黄登、猴子岩等巨型水电站工程[5]，获国家奖9项，国际里程碑工程14座，标志着我国在300 m级高混凝土拱坝、200 m级混凝土重力坝、300 m级高土心墙堆石坝、250 m级高混凝土面板堆石坝等高坝工程技术居世界领先，实现了跟跑、并跑、领跑。

(1)300 m级特高拱坝关键技术体系[6]。通过特高拱坝体形结构优化、高边坡及坝基处理、混凝土温控防裂和高拱坝抗震安全及运行安全评价等创新，现已形成300 m级特高拱坝关键技术体系。世界已建最高的10座混凝土拱坝中，中国占5座，见表3。

表3 世界已建最高的10座混凝土拱坝

(2)200 m级混凝土重力坝关键技术体系[7]。通过碾压混凝土特性分析和制备、坝体防渗、全坝全过程智能温控与防裂和基于BIM的精细化智能化管控等创新，现已形成200 m级混凝土重力坝关键技术体系。世界已建最高的10座混凝土重力坝，中国占5座，见表4。

表4 世界已建最高的10座混凝土重力坝

(3)300 m级特高心墙坝关键技术体系[8]。通过筑坝材料试验与改性、设计准则及安全评价标准、施工质量数字化监控及快速检测等创新，形成了300 m级特高心墙坝关键技术体系。世界已建最高的10座心墙堆石坝，中国占3座，见表5。

表5 世界已建最高的10座心墙堆石坝

(4)250 m级高面板堆石坝建设技术体系[9]。通过坝体分区准则优化、渗控设施研发和变形协调控制等创新，形成了面板堆石坝科研、设计和施工成套技术，编制了相应的设计和施工规范，构建了250 m级高面板堆石坝关键技术体系。世界已建最高的10座心墙堆石坝，中国占3座，见表6。

表6 世界已建最高的10座面板堆石坝

(5)堰塞坝“应急抢险—后续处置—开发利用”一体化技术体系[10]。通过堰塞湖风险评估与应急抢险、安全评估与处置、改良加固施工专用技术、材料与装备等创新，首创堰塞坝“应急抢险—后续处置—开发利用”一体化技术体系，并应用于装机20.1万kW、坝高103 m的红石岩堰塞坝水利枢纽工程。

2.2 地下工程技术

我国水利水电地下工程核心技术主要包括以下2个方面[11]：

(1)超深埋特大引水隧洞发电工程关键技术。目前，我国已经解决水电工程的成洞理论方法、强岩爆、强突涌水、特大规模水力调控、长距离巡检技术等世界级难题。锦屏二级水电站引水隧洞单洞长达16.7 km，洞径14.6 m，最大埋深达2 525 m。

(2)大规模地下洞室设计施工关键技术。我国现已突破复杂地质条件下大跨度地下洞室开挖支护、混凝土施工等关键技术，并成功应用于小湾、锦屏一级、白鹤滩等水电站。其中，白鹤滩水电站地下主厂房洞室群规模目前为世界第一，单座主厂房长400余m，宽34 m，高88.7 m。

2.3 泄洪消能技术

(1)超高水头、超大流量拱坝坝身泄洪消能技术。我国现已研发了特高拱坝“坝身多层孔口、出流水舌碰撞、水垫塘消能”模式，解决了拱坝大规模坝身泄洪消能问题。在当前已建或在建的水电工程中，溪洛渡水电站最大泄流量为52 300 m3/s，最大落差达197.5 m，最大泄洪功率近10万MW，最大流速约50 m/s；小湾水电站最大泄流量为20 680 m3/s，最大落差达212 m，最大泄洪功率为4.6万MW，最大流速约52 m/s；白鹤滩水电站最大泄流量为42 358 m3/s，最大落差约200 m，最大泄洪功率为9万MW，最大流速50 m/s。

(2)超大规模土石坝岸边式溢洪道关键技术。目前，我国已形成泄槽底板掺气、消力池“护岸不护底”、大尺寸闸门设计制造安装、泄洪雾化调控等关键技术体系，解决了岸边溢洪道泄洪安全问题。糯扎渡水电站岸边溢洪道最大泄流量为31 318 m3/s，最大泄洪功率为5.6万MW，最大流速约52 m/s；水布垭水电站岸边溢洪道最大泄流量为18 320 m3/s，最大泄洪功率为3.1万MW。

此外，我国还成功研发并应用了重力坝多股多层跌坎底流消能技术，能够大幅降低重力坝下游消力池临底流速和脉动压力，解决了消力池底板破坏问题，在向家坝水电站得以应用，泄洪量达49 800 m3/s，临底流速45 m/s。研发并应用了高水头、大流量竖井旋流泄洪消能技术，在高山峡谷地区避免了大规模岸边溢洪道开挖，使泄洪洞与导流洞结合更易布置，双江口水电站的竖井旋流泄量达1 200 m3/s，竖井段落差为167 m。

2.4 边坡工程技术

我国现已构建700 m级特高工程边坡开挖支护及安全评价体系，形成了高边坡设计施工关键技术。白鹤滩和小湾水电工程的高陡边坡均为700 m级。

2.5 施工技术与装备

(1)大坝智能建设。我国水利水电工程建设实现了碾压机群在坝体填筑施工中无人值守、实时监控的高质高效管理，是大规模填筑智能建设的典范[12-13]。

(2)超深基础处理技术与施工装备。在基础处理技术与施工装备方面，主要包括以下3项技术：①200 m级覆盖层防渗墙施工技术，已建的西藏旁多沥青混凝土心墙沙砾石坝坝址防渗墙达158 m，在建的新疆大河沿沥青混凝土心墙坝防渗墙达186 m。②振冲碎石桩基础加固技术，目前试桩深度达90 m，金沙江上游拉哇水电站围堰基础系统加固深度已达72 m。③高水头、动水条件下150 m深厚覆盖层钻孔灌浆成套技术，并成功应用于泸定大坝基础帷幕灌浆加固工程。

(3)大坝混凝土智能温控和智能灌浆装备。现已研发前端快速感知、全周期全域实时分析、全过程精确控制的智能温控技术装备，实现自动温控到智能温控的转变；研发了全自动控制智能灌浆系统[14]。

2.6 机电设备制造与安装技术

(1)水轮发电机组设计制造。在水轮发电机组设计制造方面，实现了百万千瓦水轮发电机组设计制造，单机容量世界第一。

(2)抽水蓄能机组设计制造。历经依赖进口、技术引进、消化吸收、自主创新4个阶段，研发了涵盖400 MW超大容量抽水蓄能机组，800 m级超高水头、高转速、大容量机组和交流励磁变速机组的设计、制造、安装和调试成套关键技术。

2.7 抽水蓄能建设关键技术

抽水蓄能电站相关关键技术主要包括以下几点：

(1)创新研发了抽水蓄能智慧化规划成套技术，包括基于智能空间分析的自动选址、新型电力系统运行模拟、“风光水火储”多能互补一体化规划等方面，实现科学高效布局，切实发挥规划引领作用。

(2)针对水库地形不整齐、岩体风化深厚、岩性复杂、陡斜坡河谷等复杂地形地质条件，研发了精细定制化筑坝成库成套关键技术，包括就地取材混合料筑坝、陡纵坡沟谷地基筑坝、土石坝坝身泄洪、小流量泄放控制等。目前，我国现已建成的抽水蓄能电站最高混凝土面板坝为溧阳抽水蓄能电站上水库大坝，坝高165 m；我国现已建成的抽水蓄能电站最高沥青混凝土面板坝为西龙池抽水蓄能电站下水库大坝，坝高97.4 m；我国现已建成的抽水蓄能电站最高碾压混凝土第一高坝为西龙池抽水蓄能电站下水库大坝，坝高108 m。

(3)针对上库位于高山之巅、地下水位低、岩体透水性强等地形地质特点，库盆防渗问题突出，研发了库盆防渗成套关键技术，包括深厚回填库盆防渗、不同表面防渗结构连接、恶劣气候防渗板耐久性定量设计等。

(4)针对破碎、软弱、岩溶等复杂地质条件，研发了大型地下厂房洞室群成套关键建设技术，包括预固结灌浆加固、顶拱柔性“板”支护体系、高边墙锚贴固壁墙组合支护体系、岩溶地区的防护穿越、跨越等。丰宁抽水蓄能电站地下厂房单体总长达414 m，高度达54.5 m，跨度达25 m。

(5)针对双向水流、水力过渡过程复杂、压力管道水头高和围岩软弱破碎等难点，研发了高压输水管道设计及制造成套关键技术，包括大HD值高压隧洞设计施工、大HD值压力钢管设计建造、复杂流道调节保证设计、复杂条件进/出水口体形设计等。长龙山抽水蓄能电站额定水头710 m，发电最高水头达756 m，是目前世界上已建抽水蓄能电站的最高发电水头；长龙山抽水蓄能电站的高压岔管水压试验中，HD值达到4 800，也为目前世界第一。

(6)针对电站地下洞室数量多、规模大，施工难度大、工期长，劳动力缺口大、成本高等难题，研发了快速施工成套关键技术，包括TBM施工、矿山正井法施工、反井钻施工、智慧工地、智能建造等。

2.8 工程安全

(1)现已构建全国流域水电应急大数据平台，显著提升流域水电应急管理在监测预警、应急处置、灾损分析等方面的能力和水平。

(2)研发了高坝大库联合调度控制技术，提高流域的发电量，为电力保供作出重要贡献；并且提升了流域防洪抗旱能力，降低了洪涝和水旱灾害的损失。

2.9 数字化技术

数字化转型是必然趋势，我国水利水电行业充分融入现代信息技术，大力推进数字化转型实践，实现了从工程数字化到全面数字化的转变，正在向智能建设和智慧工程迈进。

(1)数字化基础能力。目前，我国水电行业已经建立了一系列数字化标准体系，包括《水电工程信息模型设计交付规范》《水利水电工程信息模型分类和编码标准》《水利水电工程设计信息模型交付标准》《水利水电工程信息模型存储标准》《水利水电工程信息模型设计应用标准》等。此外，中华人民共和国水利部和国家能源局分别修订了“工程可行性研究报告编制规程”，增补工程信息化数字化篇章，实现了水利水电工程数字化顶层设计和有序发展。

(2)数字化设计。为了提高水利水电工程的设计效率和质量，水利水电工程参建各方单位在实践中不断创新工程设计理论和技术，研发了三维设计、协同设计平台，如：水利水电工程全生命周期HydroBIM[15]管控平台、糯扎渡水电站BIM模型、白鹤滩水电站BIM模型、丰宁抽水蓄能电站BIM模型等，实现了工程数字化、协同化设计。

(3)智能化建设。为实现机械化智能化施工，推进水利水电工程建设提质、降本、增效，水利水电工程参建各方单位逐步构建了工程智能化建设技术体系，包括智能碾压、智能浇筑、智能温控、智能灌浆等技术、装备与管控平台等，如：数字黄登大坝施工管理信息化系统、溪洛渡数字大坝管理系统、叶巴滩智能建设管理平台、杨房沟设计施工BIM管理系统等。

(4)智慧化运营。为推进工程和流域安全运行的精细管理和精准决策，水利水电工程参建各方单位逐步建立集监测预警、综合调度、安全评价与辅助决策于一体的智慧化运营技术体系，研发了系列智慧化运营平台，如：澜沧江大坝安全监控平台、澜沧江数字流域综合管理平台、钱塘江数字孪生流域防洪建在管理平台等。

3 发展机遇

党的二十大报告明确提出，加快规划建设新型能源体系，可再生能源发展机遇前所未有，将迎来大规模、高比例、市场化和高质量发展。

对于常规水电而言，“双碳”目标注入了新动能，水电电量和容量支撑作用凸显；“水风光一体化”是可再生能源重要创新发展方向，也为水电提供新机遇；实施大规模水电工程开发为行业发展提供新引擎。

对于抽水蓄能电站而言，为解决风电、光伏发电等新能源的间歇性、波动性和分散性问题，电力系统对调节电源的需求更加迫切。在诸多调节电源和储能品种之中，抽水蓄能技术最成熟，且规模大，寿命期长，绿色环保。电力系统调节电源和储能主要依靠抽水蓄能。此外，抽水蓄能电站也是推动地方经济发展和促进乡村振兴的重要手段。因此，抽水蓄能发展迎来重大机遇。

4 新定位与新使命

4.1 新定位

常规水利水电工程的定位由传统的“电量供应为主”向“电量供应与灵活调节并重”转变，一方面提供大量清洁电量，助力节能减排；另一方面发挥灵活调节和长时储能作用，支撑新能源大规模接入和高效消纳。

抽水蓄能电站的定位由传统“保障电网安全稳定运行”向“能源电力、经济社会多领域综合效益发挥”转变。抽水蓄能电站对于支撑新型电力系统建设、流域“水风光储”一体化清洁能源基地和“沙戈荒”风光蓄大型基地、规模化拉动经济发展和促进乡村振兴等方面发挥着重要作用。

4.2 发展新思路及攻关任务

4.2.1 常规水利水电工程

对于常规水利水电工程而言，未来的发展新思路重点为以下3点：

(1)做大增量，积极推动流域龙头水库和战略性工程建设。“龙头水库”能够提升流域梯级电站和水库发电、防洪、供水等综合效益。应积极推动大型骨干工程前期工作，完善大型水电基地，推动流域整体效益尽早发挥。此外，还应积极推进雅鲁藏布江下游水电开发。

(2)用好存量，统筹考虑水文、地质条件、水利动能、上下游梯级流量匹配等因素，进行梯级水电扩机，以及机组增容改造；结合外部需求和自身建设条件，研究增设可逆式水轮发电机组，建设混合式抽水蓄能电站；在确保工程安全的前提下，考虑既有工程承担任务，结合新形势需要，增加坝高、调整特征水位等方式，增加水库调节库容。

(3)创新发展，依托水电灵活调节能力，推动“水风光储”一体化综合开发。利用水风光电源出力特性互补和经济优势互补，实现水电、新能源、输电通道“1+1+1>3”。目前，多个流域正按照最大化开发流域风电、光伏的原则，优化水风光组合运行方式，规划一体化综合开发基地。其中，雅砻江流域水风光一体化综合规划已获批复。

未来水利水电工程建设具有“五高”(高寒、高海拔、高地应力、高地震烈度、高水头)，“四大”(大埋深、大落差、大保护、大温差)，“三长”(长冬歇、长隧洞、长周期)等特点。常规水利水电工程建设应重点攻关深厚覆盖层勘察与基础处理关键技术、深厚覆盖层筑坝理论与关键技术、大规模地下输水发电工程设计理论和方法、水电工程绿色智能建造技术与装备研发、水电工程群智慧运营技术与装备研发等。此外，针对流域“水风光储”和“沙戈荒”风光蓄基地开发的规划设计和运行调度需求，还需重点研究流域梯级水风光储一体化典型模式、水风光储多能互补容量配置和优化技术等。

4.2.2 抽水蓄能

大力发展抽水蓄能电站，未来需要大幅提升建设和投产规模，实现更加广泛场景应用，推动形成多元化发展格局，建设更加完善产业体系。在特殊场景地区，需要创新发展新型特殊抽水蓄能形式，包括因地制宜开展中小抽水蓄能建设、探索与分布式发电等结合的小微型抽水蓄能技术与示范、依托常规水电站建设混合式抽水蓄能、探索海水抽水蓄能技术与示范、探索推进水电梯级融合改造、探索结合矿坑治理建设抽水蓄能电站和开展水气耦合抽水蓄能技术研究等。

在设计建造方面，工程设计在恶劣环境下水库库盆防渗、大坝变形稳定、高压水道衬砌、洞室围岩稳定、厂房结构振动、生态环境保护等方面进一步开展攻关。工程施工在复杂地质条件、高水头、深埋隧洞、大断面竖井、斜井以及大跨度高边墙地下厂房等方面进一步开展攻关，持续推进少人化、机械化、智能化、标准化施工。工程投资针对建设过程涉及面广，一次性投资大，建设周期长、风险因素多等挑战。在压缩建设周期、投资风险防控和优化工程造价等方面进一步开展攻关。

在设备制造方面，大型机组设计制造继续朝着高水头、大容量、高可靠性、可变速机组等方向快速发展，在运行稳定性和可靠性分析、输水系统过渡过程分析、变速抽水蓄能机组工程应用等方面进一步集中攻关。面对抽水蓄能大规模加快发展趋势，应该在降低大型蓄能机组生产周期和提高产能规模等方面继续努力。

在建设管理方面，目前投资主体多元化，可能存在管理、技术和协调能力不足问题，应该加强推进勘测设计产品质量管控、建设管理规范化和安全风险防控。

4.2.3 能源数字化智能化

未来常规水利水电工程、新能源和抽水蓄能电站的能源数字化智能化发展应以实现数字驱动下的行业“投、建、营”一体化融合发展为目标，重点攻关智能传感与智能量测技术，特种智能机器人技术，人工智能与区块链技术，能源大数据与云计算技术，能源物联网技术等基础共性技术以及“投建营”平台研发，水电数字化智能化技术，风电机组与风电场数字化智能化技术，光伏发电数字化智能化技术，区域综合智慧能源关键技术等行业智能升级技术。

5 结 论

党的二十大报告指出：积极稳妥推进碳达峰碳中和。实现碳达峰碳中和是一场广泛而深刻的经济社会系统性变革。我们应立足我国能源资源禀赋，坚持先立后破，有计划分步骤实施碳达峰行动。

水电、抽水蓄能和新能源融合发展是实现双碳目标的重要途径。新时代、新征程、新使命，水电已站在新的历史方位，抽水蓄能行至新的战略起点，必将担起新的光荣使命。

水利水电工程从业者应该全面贯彻习近平新时代中国特色社会主义思想，牢记建设能源强国的重大责任和使命，踔厉奋发、勇毅前行，抢抓科技发展先机，勇攀能源科技高峰，为推动能源科技自立自强、保障国家能源安全、建设世界科技强国和能源强国作出新贡献。