西南水电开发的科技创新与展望——以雅砻江流域水电开发为例

陈云华

（雅砻江流域水电开发有限公司，四川省成都市 610051）

1 前言

1.1 西南水电开发战略意义

我国水能资源蕴藏量居世界首位，其中西南是水资源最丰富的地区，主要集中在金沙江、雅砻江、澜沧江、怒江、雅鲁藏布江、大渡河等流域。虽然我国水电开发成就显著，但西南地区的水电开发程度相比发达国家还较低，开发潜力巨大。习近平总书记在十九大报告中要求，“推进能源生产和消费革命，构建清洁低碳、安全高效的能源体系”“优化区域开放布局，加大西部开放力度”“强化举措推进西部大开发形成新格局”。《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标的建议》明确提出实施雅鲁藏布江下游水电开发。“优先，积极，有序”开展西南水电开发完全符合国家顶层设计，有利于将藏区的资源优势变成经济优势，推动民族地区的基础设施建设和产业发展，有效改善百姓生活，促使脱贫致富，促进和谐稳定；有利于优化国家能源结构，通过水电的良好调节作用，促进西部风光资源互补一体化开发，形成水电4亿kW、风电4亿kW、光电8亿kW的巨型清洁能源基地，助力国家完成节能减排和“2030年，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿kW以上”的目标；有利于控制与调节长江上游水量，充分合理利用水资源，降低水旱灾害发生频率[1，2]。

1.2 西南水电开发难点

西南地区水电开发点地处生态脆弱区域，生态环境保护压力大；自然环境恶劣，施工工效低，施工人员组织困难；远离城市，对外交通落后，施工供电与电力输出困难；地质条件复杂，边坡陡峻，施工布置困难；建筑材料匮乏，混凝土骨料普遍存在碱活性问题；地处少数民族地区，移民安置难度高。综合分析，西南地区水电开发需要大力开展科技创新与管理创新，攻克技术难题，落实移民问题，降低建设成本，改善运行条件。

1.3 雅砻江流域水电开发情况

雅砻江是金沙江第一大支流，干流河道全长1570km，流域面积约13.6万km2，水电技术可开发量约3000万kW，年发电量1500亿kWh，在全国规划的十三大水电基地中，装机规模排名第三[3]。雅砻江流域水电开发有限公司（简称雅砻江公司）负责雅砻江干流水电站的建设与运行管理。目前，下游锦屏一级、锦屏二级、官地、二滩、桐子林5座水电站（1470万kW）已全部投产，中游两河口水电站（300万kW）、杨房沟水电站（150万kW）将于2021年投产发电，卡拉水电站已于2020年6月核准，中游其他水电站的开发建设正在加速推进。待两河口水电站建设完成后，雅砻江公司将拥有两河口、锦屏一级和二滩三座调节水库，总调节库容148.4亿m3，可实现河段多年调节，也能为下游金沙江梯级水电站以及长江的三峡、葛洲坝等电站带来巨大的梯级补偿效益。

2 雅砻江流域水电开发的创新实践

2.1 “一个主体、一条江”的流域开发创新

改革开放以来，水电开发的投资主体和投资方式逐步多样化，开发规模逐步扩大，水能资源无序开发利用的问题逐步凸显[4]。2003年10月，国家发展改革委正式授权二滩公司全面负责实施雅砻江水能资源开发和水电站建设与管理，并要求将“二滩水电开发有限责任公司”更名为“雅砻江流域水电开发有限公司”。由此，雅砻江公司成为我国唯一一个由国家授权完整开发一条江的流域公司，为雅砻江“一条江”水电开发模式创造了条件[5]。在流域统筹开发的明确要求下，公司对雅砻江水能资源开发条件和未来市场进行了综合分析，确立了雅砻江开发“四阶段战略”，科学布局了雅砻江总装机容量约3000万kW的22个电站的开发时序，绘就了雅砻江“一条江”的科学、有序、和谐开发“路线图”，制定了全面完成雅砻江流域水电开发的时间，并按照三化（流域化、集团化、科学化）、四阶段战略与“统筹规划、科学布局、着力推进、重点突破”的发展思路有序推进开发建设。雅砻江流域不仅水能资源优越，风、光资源同样富集，且与水能资源具有天然互补特性。在新时代背景下，雅砻江公司又积极响应党中央发展绿色清洁可再生能源的号召，秉承“贡献绿色能源，服务国家发展”宗旨，拓展风电、光伏等新能源开发领域，重点推动雅砻江流域水风光互补绿色清洁可再生能源示范基地建设。

为推进一条江的科学开发，2005年和2016年，雅砻江公司与国家自然科学基金委员会共同成立资金总规模1.4亿元的雅砻江水电开发联合研究基金，开展相关工程技术、电力生产、环境保护等重大课题研究。同时，雅砻江公司通过成立博士后工作站和特咨团，聘请国内外学者专家，与国内外权威专业机构开展合作，共同攻克诸多世界级水电工程技术难题[6]。此外，依托锦屏二级垂直岩石覆盖厚度达2500m的辅助洞，建设世界最深地下实验室，开展暗物质探测、深部岩体力学、核天体物理、深地医学等相关实验工作。由于实验室研究成果在国内外产生的巨大影响，雅砻江品牌国际知名度也进一步提升。

2.2 “流域统筹、和谐发展”的环保水保创新

雅砻江公司始终坚持“流域统筹、和谐发展”的环保理念，前瞻性地统筹做好流域水电开发规划和生态保护规划，努力造就“山川秀美、经济繁荣、社会和谐的雅砻江河谷”，逐渐形成了“流域统筹，和谐保护一条江”的环境保护格局，实现了包括水生生态保护、陆生生态保护、水土保持等在内的全方位环境保护管理。一方面，公司依托“一个主体开发一条江”的优势，统筹规划全流域的鱼类保护工作，设置4座鱼类增殖放流站，实现中下游及部分上游河段鱼类增殖放流全覆盖。截至2020年，公司已累计增殖放流鱼苗近1400万尾，极大地补充了流域鱼类资源。另一方面，立足生态环保长远发展，创新工作思路，在雅砻江锦屏大河湾建立雅砻江鲈鲤长丝裂腹鱼省级水产种质资源保护区；在锦屏一级水电站，设计分层取水系统；在雅砻江中游规划高原鱼类栖息地保护区；两河口、杨房沟和卡拉水电站规划设计综合性过鱼设施；在多地成功建设示范林；开展高陡边坡生态治理；采用“先截流，后开挖”施工措施，积极践行人与自然和谐共生的流域开发模式。图1为锦屏鱼类增殖放流站。

图1 锦屏鱼类增殖放流站Figure 1 Jinping fish hatchery and release station

2.3 “上下求索，不断突破”的工程建设创新

2.3.1 统筹流域水电工程建设施工规划

雅砻江流域水电站多处于高山峡谷地区，地质条件复杂，山高坡陡，对外交通条件差，施工布置困难，科学进行施工规划是经济、安全推进水电站建设的关键。为此，雅砻江公司高度重视施工规划工作，充分发挥“一个主体开发一条江”的优势，统筹规划，合理布置，多措并举取得了很好的经济、环保、安全综合效益。统筹全流域工程建设，统筹建设一条专用公路，如锦屏至杨房沟专用公路（见图2），服务全流域多个电站；统筹建设全流域共用的物资转运站，如漫水湾转运站（见图3），为中下游各电站建设提供服务；场内交通公路大量使用洞线布置，确保交通安全，降低施工干扰；统筹“坝肩开挖先截流后施工原则”，避免开挖过程中渣料下江，造成水土流失问题，实现水电站施工进度、环保双丰收；统筹解决高山峡谷区场内交通布置特别困难的问题，如锦屏工程场内运输采用管带机、空间曲线胶带机进行材料运输等，取得了良好的经济与环保效益。锦屏二级“大倾角长距离空间曲线返程带料胶带机”（见图4）。

图2 锦屏至杨房沟专用公路示意图Figure 2 The exclusive Jinping-Yangfanggou highway

图3 漫水湾转运站全景图Figure 3 Manshuiwan hub of materials and equipment

图4 锦屏二级“大倾角空间曲线胶带机”Figure 4 Jinping-II “large-dip space curve conveyor belt”

2.3.2 开展EPC建设管理探索与实践

“以DBB为主的传统建设管理模式”主要存在按照线性顺序进行设计、招标、施工管理，工程建设周期长；工程的设计与施工相对独立，融合性较差，容易产生频繁的设计变更，引起较多索赔；由于合同以工程量计价，造价越高，工程量越大，对设计和施工单位越有利，导致其开展工程优化的动力不足，工程建设投资控制难度较大；管理层级多和管理链条长，责任主体权责不够明晰，项目管理效率相对较低的弊端[7]。面对挑战，考虑国家政策层面鼓励发展工程总承包的行业新形势，公司自2011年起开展国内外水电项目EPC开发模式调研，形成了《新形势下二滩公司工程承包管理模式研究报告》，并以“两河口水电站库区复建代建工程”“杨房沟水电站主体工程”为突破口，率先在水电行业内开创了大型水电项目EPC建设管理模式的先河。

两河口水电站库区移民代建工程主要包括两河口水电站库区的六个库周交通恢复工程，以及部分其他工程等，线路总长约 175km，工程投资约 32 亿元，2015 年 8 月，公司创新采用了 EPC建设管理模式。杨房沟水电站为大（1）型工程，总装机容量为150万kW，采用混凝土双曲拱坝，最大坝高155m。主体工程2016年开工建设，是国内首个采用EPC模式的百万千瓦级水电工程，EPC模式使施工和设计单位组成紧密联合体，主观能动性明显提高，实现了设计施工一体化管理，项目总投资、安全、质量、进度、风险等总体可控。通过EPC实践，杨房沟水电站提前近9个月下闸蓄水，预计可提前6个月实现首批机组发电。

EPC建设管理模式充分体现了参建各方“合作共赢、利益对等、诚信履约、风险共担”的管理理念，达到了“设计施工深度融合、项目资源优化配置、建设信息高度共享、质量进度投资可控”的效果，为我国大型水电站建设管理模式的创新奠定了坚实基础，积累了科学性、原创性、权威性、示范性的经验。

2.3.3 复杂地质条件下高坝建设

锦屏一级水电站工程是当前世界上建成的最高大坝，电站装机容量360万kW，工程主要技术特点表现为“五高一深”，即特高拱坝（305m）、特高水头（240m）、特高边坡（530m）、高山峡谷（1500m）、高地应力（40.4MPa）、深部卸荷（330m），是水电建设史上地质条件最复杂、施工条件最艰险、技术难度极富挑战、建设管理难度最大的巨型水电工程。为此，公司与参建各方团结协作，联合国内外一流科研机构和高校进行科技攻关，攻克了诸多世界级技术难题，在水电工程建设技术上取得创新与突破。通过采用提高隧洞占比、充分利用地下洞室群、优化施工时序等有效措施，解决了高山峡谷中特高拱坝施工布置问题。采取“科研跟踪、监测反馈、动态设计、信息融合”的预警机制和动态设计理念，解决了水电工程高陡岩质边坡稳定实时监控问题。采用“垫座改造左坝肩地形对称性，提高破碎岩体的抗变形能力”等综合措施，解决了锦屏一级坝址区地质条件极端复杂，对坝基防渗、拱坝抗力体受力产生较大影响的问题。采用化学灌浆处理等方式，解决了煌斑岩脉（X）水泥灌浆不吸浆的问题和超高拱坝坝肩变形控制的难题。通过多次试验研究，完成高性能混凝土骨料料源选择，并采取组合骨料和高掺粉煤灰等工程措施，有效抑制了混凝土的碱骨料反应，解决了锦屏拱坝混凝土骨料匮乏问题。

2.3.4 超深埋特长隧洞引水式水电站建设

锦屏二级水电站装机容量480万kW，采用引水式开发，工程平行布置4 条引水隧洞、2条辅助（交通）洞和1条排水洞穿越锦屏山，单洞长度16.7km，总长约120km，隧洞沿线埋深1500～2000m，最大埋深2525m，最大地应力达70MPa，是世界上埋深最大、规模最大、地质条件异常复杂的水工隧洞群。工程建设面临“强烈岩爆”“突涌水”等问题。为此，公司联合全国相关科研机构与高校开展了深部岩石力学、岩溶水文地质学等多学科交叉与集成研究，解决现场技术难题，取得多项创新成果，部分成果已纳入《铁路隧道超前地质预报技术指南》和《铁路隧道全断面岩石掘进机法技术指南》等行业标准，促进了行业科技进步。提出了超高地应力场测试分析和岩爆风险分区新方法，构建了岩爆风险多指标评价系统，首创了“超前诱导释放能量，时空分序强化围岩”的岩爆防控集成技术体系，攻克了高地应力强烈岩爆区隧洞安全施工难题，形成了超深埋特大隧洞强烈岩爆风险预测与防控系列成果。建立了高山峡谷岩溶水孕育演化、突涌水运移规律的非线性分析预测方法，提出了突涌水灾害风险多尺度递进识别与预警方法，研发了超高压大流量地下突涌水治理成套技术，解决了高压大流量地下突涌水治理难题，形成了超高压大流量岩溶突涌水灾害预测预警与防治系列成果。构建了超深埋条件下反映真实围岩性状的围岩分类体系，提出了以“抑制围岩时效破裂”为核心的超深埋隧洞成洞和围岩稳定控制方法，建立了以围岩为主体的复合承载结构设计方法，破解了超高地应力和超高外水压力耦合作用下特大隧洞建设的世界级难题。采取超深埋特大水工隧洞群“TBM与钻爆开挖优化组合、协同立体通风”施工技术，充分利用TBM的掘进速度，加快工程建设，其中东端1号TBM引水隧洞最高月挖掘进尺达537m，3号TBM引水隧洞最高月挖掘进尺达682.9m，创造了58个月全部贯通的世界纪录，同时充分发挥TBM施工通风、排水优势，有效地解决了东端2、4号引水洞钻爆法施工的施工排水与通风问题。提出并实施了“大倾角长距离空间曲线及返程带料连续皮带机”施工高效物料运输系统，创造性地解决了高山峡谷地区工程施工物料运输系统布置和高强度物料运输的难题，实现了开挖渣料和成品骨料的安全、高效、环保的一站式双向运输，完成了锦屏二级水电站中段和东段引水隧洞TBM开挖渣料、混凝土骨料的运输任务。

2.3.5 高海拔高寒地区土石坝建设

两河口水电站为雅砻江中下游的“龙头”水库，总库容为107.67亿m3，调节库容65.6亿m3，具有多年调节能力。枢纽工程主要包括砾石土心墙堆石坝、引水发电系统和泄水建筑物，大坝高295m，坝顶高程2875m，总填筑方量约4300万m3；电站装机容量300万kW，多年平均年发电量110亿kWh。两河口水电站地处高寒地区，季节温差大、昼夜温差大；工程规模大，土料场分散、土料特性复杂、差异性大，心墙料填筑受冬季冻土影响大；人工和机械设备降效明显，综合建设规模与施工难度居世界土石坝工程前列。面对这些特点，公司联合全国科研机构和高校开展科研攻关，组织研发了300m级超高心墙堆石坝填筑全过程智能监控技术和无人碾压机群大规模协同施工技术，实现了高心墙堆石坝施工全天候、全过程智能监视、分析与控制，实现了智能无人驾驶碾压机群规模化、常态化、规范化作业，大幅提升施工效率。针对两河口水电站位于我国季节冻土区，冬季日照时间短，气候寒冷干燥，年平均气温10.9℃，最低气温-15.9℃等特点，针对性提出土料场“随采随剥”、掺拌场“随填筑随掺配”、心墙料填筑“冻土不上坝、冻土不碾压、碾压土不受冻”等冬季施工措施。通过测试和论证，采用核子密度仪和附加质量法，实现了土石坝施工质量的快速检测。两河口水电站智能大坝系统界面见图5。大坝无人碾压机群大规模协同施工见图6。

图5 两河口水电站智能大坝系统界面示意图Figure 5 Monitoring screens of smart construction system for Lianghekou dam

图6 大坝无人碾压机群协同施工图Figure 6 Automatic pilot compactors in well-coordinated performance

2.3.6 地下框格连续墙在水电工程中的应用

桐子林水电站采用束窄河床分期导流，导流流量大，十年一遇洪水达10500m3/s。由于河谷不够宽阔，不具备开挖覆盖层的条件，桐子林水电站导流明渠左导墙下游段位于覆盖层上，覆盖层厚度一般15～30m，最大约37m。该段基岩起伏较大，采用传统的沉井施工施工工期长、投资大，施工安全问题突出。为解决上述问题，公司积极研究，采用地下框格式连续墙进行基础处理，工程经历了多次洪水考验，地下框格连续墙与左导墙变形、位移均不大，处于稳定状态，有效保障了工程安全，积累了宝贵的实践经验。

3 展望

3.1 坚持推进“一个主体开发一条江”模式

传统水电开发通常以单个或几个项目为一个开发主体，导致一个流域存在多个业主进行水电资源开发，不同利益主体之间“抢滩”“腰斩”带来开发次序不合理、电站运行不统一、资源利用效率低下、资源难于共享、建设成本高等问题。雅砻江公司的实践证明，“一个主体开发一条江” 有利于结合电力市场发展要求，获取流域开发最优解；有利于统筹考虑电力接入系统和外送规划；可以统筹开展流域生态环境保护和移民工作，有利于水电科学开发与和谐开发；有利于节约投资，提高管理效率；有利于梯级电站的联合优化调度，实现综合效益最大化；可以有效解决梯级补偿问题，促进龙头梯级电站建设，从而改善电网特性。因此，单一主体实施流域整体开发符合水电资源开发的特点和规律，对我国科学开发水电资源具有重要意义。期望在西南后续水电开发中，其他大型流域， 特别是雅鲁藏布江的水电开发，应借鉴“一个主体开发一条江”的模式，由中央会同地方政府专门成立一个主体，实现流域科学有序、高效开发。

3.2 流域水风光资源一体化综合开发

流域水风光一体化可再生能源综合开发是指依托已建、在建或规划水电基地，利用已经和规划形成的水库库容和灵活调节能力，在流域周边合理范围内以水电业主为主体，统一规划建设风电、光伏电站，形成具有流域带状特征的水风光多能互补基地，同时利用现有水电输电线路或已经明确的输电规划，充分发挥水电的储能和灵活调节作用，实现水风光打捆送出，满足基地集约高效发展需要。期望西南后续流域规划综合考虑水风光一体化规划，以水电开发业主为主体推进流域水风光资源一体化综合开发。

3.3 流域电站群和风光蓄电源点一体化运行调度

目前电网调度具体到电厂甚至机组，不利于流域电站群的优化运行与资源高效利用。流域水风光一体化开发运营，将使电站优化运行与调度难度进一步加大。如果电网仍然采用目前调度模式，电网与企业矛盾将更加突出。期望今后电网调度只到流域，即电网只要求某个流域提供多少电量，具体由哪个电站发电、是光电、风电还是水电，由企业根据资源利用最优原则自主确定。

3.4 推进智能电站建设，加快数字化转型

西南地区电源点大多远离城市，海拔高，自然环境恶劣，生活条件艰苦，电站运行成本与管理难度大。目前，雅砻江公司正在开展流域数字化管理平台建设。随着国家人工智能和大数据分析技术的逐渐成熟，可以在流域电站远程统一调度、电站“无人值班、少人值守”的基础上，加大力度推进智能电站建设和数字化转型，实现电站运行系统自学习、自诊断、自修复、自优化、自适应，最大限度地代替人工完成电站运行管理。

3.5 贯彻生态环保理念，落实生态环境保护

西南地区生态脆弱，一旦破坏很难修复，应从规划、建设到运行全过程重视生态环境保护。规划设计阶段，应统筹做好全流域生物保护规划、对外交通规划、场内施工布置规划。流域梯级水电站建设宜从下游向上游逐级推进，便于逐级水路运输。陆路交通尽可能选择隧道、施工中减少施工支洞，长隧道施工宜根据条件选用TBM掘进，场内运输尽量采用胶带机。实施阶段，应注重新技术、新工艺、新材料、新设备的应用，施工中应尽量减少边坡开挖，最大限度地减少对自然环境的扰动。

3.6 充分发挥既有资源优势，努力降低开发成本

西南地区水电站远离城市，对外交通困难，工程区建筑材料匮乏，混凝土骨料原岩普遍存在碱活性问题。雅砻江公司开展了“石粉替代粉煤灰”的科研攻关，采用雅砻江上游的玄武岩、砂板岩、花岗岩、灰岩磨细的石粉具有火山灰活性，单掺石粉、复掺石粉与硅粉、复掺石粉与粉煤灰均能抑制混凝土碱活性，石粉可以替代粉煤灰[8]。因此，建议在西南地区的电站建设中尽量采用当地材料，混凝土掺合料采用当地岩石生产石粉代替粉煤灰，充分利用开挖料，减小对外交通运输压力，降低工程成本。另外，水电站建设单位要与国家电网协同沟通，统筹开展前期施工电源和后续送出电源的规划建设，考虑升压站、变压器等复用问题，进一步降低开发成本。