第1章 抽水蓄能电站水工建筑物布置及结构设计
1.1 抽水蓄能电站简介
1.1.1 抽水电力系统与抽水蓄能
电力系统电力的生产、输送、分配使用不同于其他物品，有自己的特点，一是电力不能储存；二是电力负荷变化频繁、变动速度快；三是国民经济、人民生活对电力依赖强，要求电力稳定。抽水蓄能电站安装可以兼具水泵和水轮机两种工作方式的机组，在电力负荷出现低谷时做水泵运行，抽水存蓄在上水库。按照电网调度的需要可做调峰、调频、调相及紧急事故运行。
1.1.1.1 电力系统运行及调峰需求
在电力系统中，电气设备开机所需用的电功率之和称为负荷或电力负荷。一般来说，在上午、下午与晚上用电量大，夜间用电量少。电力负荷在某个时间段内出现的用电最大值称为最大负荷；在一段时间范围内统计的电力负荷的平均值称为平均负荷；某个时间段内出现的用电最小值称为最小负荷。把平均负荷水平线以上的部分称为峰荷；把最小负荷与平均负荷之间的部分称为腰荷，把最小负荷水平线以下部分称为基荷，把平均负荷水平线以下的最低时段称为低谷。
目前，电力系统的电力大部分由火电厂（燃煤、燃油、燃气）供给，其余部分由大型水电站、核电站等供给，大多数地区基本都以火电为主。火电、核电的特点是在额定负荷运行时效率高、能耗少，火电机组在低于额定负荷运行时效率下降，煤耗上升，规定最小运行负荷为额定负荷的70%，核电要求机组必须运行在额定负荷的80%以上以保证安全运行。火电机组的停机与启动时间很长，停机时（不包括彻底停产）仍有较大的能耗，而且设备损耗较大，核电机组也是同样，无法跟上电力系统的频繁变化。
建设电厂的容量小于最大负荷时则无法满足在用电高峰期的电量需求，按最大负荷建设电厂不但投资加大，电厂在大多数时候要运行在低于额定负荷的状态，造成发电成本与能耗大大增加。理想的办法是按平均负荷建电厂，采用高速蓄电设备来蓄能，在用电低谷期把电能储存起来，在用电高峰期把电能释放出来返回电网，补充供电不足的情况，这是电力系统理想的调峰技术。调峰储存的电量是巨大的，其他蓄能技术（如蓄电池、储气、飞轮、电感、电容蓄能）难以解决，能有这么大的容量的安全、经济、成熟的蓄能技术只有抽水蓄能电站。
1.1.1.2 抽水蓄能电站的基本特点、作用
1.基本特点
抽水蓄能电站与一般的水力发电站有许多相同之处，也有许多不同之处，抽水蓄能电站有上水库，上水库水可流向下方的水轮发电机，推动水轮发电机发电，这是相同之处；但抽水蓄能电站有下水库，推动水轮发电机发电后的水不是随便流走，是储存在下水库，抽水蓄能电站还可以把下水库的水泵送到上水库，也就是说，抽水蓄能电站的水流是双向运行的。抽水蓄能电站的运行工况有：静止、发电工况、抽水工况、发电调相工况、抽水调相工况。其启动方式有：①静止变频启动（SFC）启动；②背靠背（BTB）启动。
目前抽水蓄能电站使用的水轮机是双向可逆的，既可作为水轮机使用，也可作为水泵使用，又称为水泵水轮机；抽水蓄能电站的电机也是双向运转的，既可以作为发电机，又可以作为电动机使用，称为电动发电机。上水库的水流向下水库时推动水泵水轮机旋转，带动电动发电机发电向电网输电；使用电网的电驱动电动发电机旋转，带动水泵水轮机把下水库的水泵送到上水库。
抽水蓄能电站把下水库的水泵送到上水库，消耗了电能，送到上水库的水具有了势能，储存在上水库的水相当于储存了电能，上水库的水向下流时推动水轮发电机组发电就是释放电能。抽水蓄能电站的双向运转、停机切换速度相当快（数十秒即可完成），而且一个抽水蓄能电站往往有几台机组，通过切换可实现从较小容量到满容量的选择。
2.基本作用
在白天和前半夜，电网处于用电高峰，上水库放水，可逆式机组切换为发电工况，水通过可逆式机组到下水库，将水的势能转化为电能，向电网输送，补充用电高峰时电力不足；到后半夜，电网处于用电低谷，将机组切换为抽水机工况，利用电网中多余的电能，将下水库的水抽向上水库，把电网中多余的电能转化为水的势能储存在上水库中，相当于储存电网中多余的电能。水库中的水多次使用，与两机组一起，完成能量的多次转化，实现了对电网的调峰。
当然，抽水蓄能电站也有效率，一般来说只有75%的电量能被重新返回，即使这样也是经济的，因为它迅速灵活的调峰功能避免了火电机组的高煤耗运行与设备损耗，减少了环境污染，提高了电网安全和供电质量。
1.1.2 抽水蓄能电站分类
抽水蓄能电站有多种类型。其分类方法很多，下面简述几种主要的分类方法。
1.1.2.1 按建设类型分类
1.纯抽水蓄能电站
上水库没有水源或天然水流量很小，需将水由下水库抽到上水库储存，抽水蓄能运行所需要的水是在上、下水库间循环使用，上、下水库要有足够的容量。电站不能作为独立电源，必须配合电网中其他电站协调运行。
2.混合式抽水蓄能电站
混合式抽水蓄能电站的上水库有一定的天然水流量，下水库按抽水蓄能需要的容积在河道下游修建，并在下水库出口建筑一个小坝，以保证下水库的库容。在混合式抽水蓄能电站内，既安装有普通水轮发电机组，利用江河径流发电；又安装有抽水蓄能机组，可从下水库抽水蓄能发电，承担调峰、调频、调相任务。
1.1.2.2 按机组形式分类
1.四机式抽水蓄能电站
最早使用的蓄能机组由单独的抽水机组和发电机组组合而成，即电站由水轮机与发电机组成的水轮发电机组与电动机与水泵机组成的水泵机组组成，共有4台机，称为四机式机组。输水系统与输、变电系统共用。由于发电与抽水机组分开，两机组都可设计与运行在最佳工作状态，效率高，但系统复杂，占地大，投资大，现很少采用。
2.三机式抽水蓄能电站
将一台泵和一台水轮机分别连接在可以兼做电动机和发电机的一端或两端形成三机式机组，又称组合式机组。即水泵、水轮机共用一台电动发电机，水泵、水轮机、电动发电机三者同轴运转。通常水轮机与水泵旋转方向相同，这样在抽水工况与发电工况间切换迅速、快捷，由于水轮机与水泵各按最佳状态设计，所以效率也很高，对于抽水蓄能电站在两个以上水库之间工作的场合具有其优越性。一些超高水头的抽水蓄能机组常采用这种方式，因为冲击式水轮机仍是超高水头的首选，多级高压水泵技术也很成熟。空化会严重影响水泵的抽水性能，为了防止空化，机组必须安装在下水库水平线以下较深的地方，水轮机转轮室会充满水，由于冲击式水轮机的水轮浸没在水中会受到很大的阻力，必须注入压缩空气把转轮室的水压到转轮以下。
组合式机组有卧式和立式两种布置型式，卧式机组常将水泵和水轮机布置在发电机的两端，同轴连接，水泵和发电机之间有联轴器。发电运行时联轴器断开，水泵与电机脱离，抽水时联轴器接通，向转轮室打入空气以减少转轮的风耗。立式机组是现代组合式机组的发展趋势，它适应了水泵和水轮机两种工况对安装高度的不同要求，将水泵安装在水轮机下面，以获取更多的淹没水深，立式机组可减小厂房的平面尺寸，在泵的上方也有一个联轴器，由于联轴器不能传递轴向推力，故在泵下面装有推力轴承，水泵和水轮机各有进出水管道。
在水轮机与水泵通往上水库的管道都装有阀门（球阀），机组在发电运行工况时，关闭水泵的阀门防止水流出，联轴器分离使水泵不跟随水轮机旋转，避免能量损失，打开水轮机阀门，水轮机带动电动发电机发电；机组在抽水运行工况时，关闭水轮机阀门，联轴器接合，打开水泵阀门，电动发电机带动水泵旋转抽水，虽然水轮机转轮跟着旋转，但在空气中旋转阻力很小。
三机式机组使机轴太长，厂房高度加大，进出水需两套设备，投资大，这是它的缺点。在三机串联式机组的电动发电机与水轮机之间也可安装联轴器，可以在抽水时水轮机不跟着旋转，转轮室内也不用充气，效率更高，但必须把电机安装在中间。这种机组作为立式安装会有更多困难，把电机放在中层，不但安装非常麻烦，混凝土结构也很复杂，投资更大。
3.两机式抽水蓄能电站
随着技术的进步出现了可以双向运行的水力机组，它向一个方向旋转抽水，向另一方向旋转发电，这样的机组称为可逆式水泵水轮机，它和可逆式电动发电机组合成的蓄能机组，称为两机式机组。机组的水轮机同时具备水泵功能（称为水泵水轮机），发电机又可以作电动机使用（称为电动发电机），可逆式蓄能机组把水泵和水轮机合并成一台机组，因而轴向尺寸可以大大缩小，使机械设备和电站建筑物的投资都可降低。水泵水轮机和常规水轮机一样，可以设计成混流式、斜流、轴流、贯流等型式，在应用中，混流式水泵水轮机占绝大多数，适用范围广。两机式机组结构简单、总造价低，土建工程量小，是现代抽水蓄能电站的主要机组形式。
1.1.2.3 按水库调节性能分类
1.日调节抽水蓄能电站
其运行周期呈日循环规律。蓄能机组每天承担1次（晚间）或2次（白天和晚上）尖峰负荷，晚峰过后上水库放空、下水库蓄满；继而利用午夜负荷低谷时系统的多余电能抽水，至次日清晨上水库蓄满、下水库被抽空。
纯抽水蓄能电站大多为日调节设计蓄能电站。
2.周调节抽水蓄能电站
运行周期呈周循环规律。在一周的5个工作日中，蓄能机组如同日调节蓄能电站一样工作。但每天的发电用水量大于蓄水量，在工作日结束时上水库放空，在双休日期间由于系统负荷降低，利用多余电能进行大量蓄水，至周一早上上水库蓄满。
我国第一个周调节抽水蓄能电站为福建仙游抽水蓄能电站。
3.季调节抽水蓄能电站
每年汛期，利用水电站的季节性电能作为抽水能源，将水电站必须溢弃的多余水量，抽到上水库蓄存起来，在枯水季内放水发电，以增补天然径流的不足。这样将原来是汛期的季节性电能转化成了枯水期的保证电能。
这类电站绝大多数为混合式抽水蓄能电站。
1.1.2.4 按布置特点分类
（1）首部式：厂房位于输水道的上游侧。
（2）中部式：厂房位于输水道中部。
（3）尾部式：厂房位于输水道末端。
1.1.3 抽水蓄能电站的发展
1.1.3.1 发展历史
国外抽水蓄能电站的出现已有100多年的历史，我国在20世纪60年代后期才开始研究抽水蓄能电站的开发，于1968年和1973年先后建成岗南和密云两座小型混合式抽水蓄能电站，装机容量分别为11MW和22MW，与欧美、日本等发达国家和地区相比，我国抽水蓄能电站的建设起步较晚。
20世纪80年代中后期，随着改革开放带来的社会经济快速发展，我国电网规模不断扩大。广东、华北和华东等以火电为主的电网，由于受地区水力资源的限制，可供开发的水电很少，电网缺少经济的调峰手段，电网调峰矛盾日益突出，缺电局面由电量缺乏转变为调峰容量也缺乏，修建抽水蓄能电站以解决火电为主电网的调峰问题逐步形成共识。
随着电网经济运行和电源结构调整的要求，一些以水电为主的电网也开始研究兴建一定规模的抽水蓄能电站。为此，国家有关部门组织开展了较大范围的抽水蓄能电站资源普查和规划选点，制定了抽水蓄能电站发展规划，抽水蓄能电站的建设步伐得以加快。1991年，装机容量270MW的潘家口混合式抽水蓄能电站首先投入运行，从而迎来了抽水蓄能电站建设的第一次高潮。
20世纪90年代，随着改革开放的深入，国民经济快速发展，抽水蓄能电站建设也进入了快速发展期。先后兴建了广蓄一期、北京十三陵、浙江天荒坪等几座大型抽水蓄能电站。“十五”规划期间，又相继开工了张河湾、西龙池、白莲河等一批大型抽水蓄能电站。
1.1.3.2 发展现状
据统计，截至2009年底我国投产的抽水蓄能电站共22座，总容量11545MW，其中大型纯抽水蓄能电站11座（包括北京十三陵、广东广州一期与二期、浙江天荒坪与桐柏、吉林白山、山东泰安、安徽琅琊山、江苏宜兴、山西西龙池、河北张河湾）。我国已建、在建混合式抽水蓄能电站主要有：北京密云22MW、河北迁西潘家口270MW、河北平山岗南11MW、安徽金寨响洪甸80MW、安徽霍山佛磨160MW；纯抽水蓄能电站有：四川彭溪寸塘口2MW、广州从化一期1200MW、北京昌平十三陵800MW、西藏贡嘎羊卓雍湖90MW、浙江奉化溪口80MW、广州从化二期1200MW、浙江吉安天荒坪1800MW、湖北罗田天堂70MW、江苏溧阳沙河100MW、河南南阳回龙120MW、吉林桦甸白山300MW、山东泰安1000MW、浙江天台桐柏1200MW、安徽滁州琅琊山600MW、江苏宜兴1000MW、山西五台西龙池1200MW、河北井陉张河湾1000MW、广东惠州2400MW、河南辉县宝泉1200MW、湖北罗田白莲河1200MW、辽宁宽甸蒲石河1200MW、湖南望城黑麋峰1200MW、安徽芜湖响水涧1000MW、内蒙古呼和浩特1200MW、福建仙游1200MW、江苏溧阳1500MW、吉林敦化1200MW，深圳广东纯蓄能1200MW、广东清远1280MW。
目前，仍有很多项目正在开展预可行性研究、可行性研究或已审查通过正在筹建，保持了一定的项目储备。正开展前期设计工作的抽水蓄能电站主要有：江苏无锡马山600MW、黑龙江牡丹江荒沟1200MW、北京密云板桥峪1000MW、河北丰宁3600MW、浙江安吉天荒坪二2400MW、山东文登纯蓄能1800MW、广东阳江2400MW、吉林桦甸红石1200MW、吉林通化800MW、河南光山五岳1000MW、河南南阳天池1200MW、河南新乡宝泉二期1200MW、辽宁桓仁800MW、重庆綦江蟠龙1200MW、浙江建德乌龙山2400MW、山东泰安二期1800MW、吉林抚松双沟500MW。
总体来说，我国抽水蓄能电站建设虽然起步比较晚，起点却较高，近年建设的几座大型抽水蓄能电站技术已处于世界先进水平。例如：广州一、二期抽水蓄能电站总装机容量2400MW，为世界上最大的抽水蓄能电站；天荒坪与广州抽水蓄能电站机组单机容量300MW，额定转速500r/min，额定水头分别为526m和500m，已达到单级可逆式水泵水轮机世界先进水平；西龙池抽水蓄能电站单级可逆式水泵水轮机组最大扬程704m，仅次于日本葛野川和神流川抽水蓄能电站机组。十三陵抽水蓄能电站上水库成功采用了全库钢筋混凝土防渗衬砌，渗漏量很小，也处于世界领先水平。天荒坪、张河湾和西龙池抽水蓄能电站采用现代沥青混凝土面板技术全库盆防渗，处于世界先进水平。
1.1.3.3 抽水蓄能电站的发展趋势
随着我国新兴能源的大规模开发利用，抽水蓄能电站的配置由过去单一的侧重于用电负荷中心逐步向用电负荷中心、能源基地、送出端和落地端等多方面发展。
1.新能源的迅速发展需要加速抽水蓄能电站建设
风电、光伏发电作为清洁的可再生资源，是国家鼓励发展的产业，核电是国家大力发展的新型能源；风、光、核电的大力发展，对实现我国能源结构优化、可持续发展有着不可替代的作用。
风能、光能是一种随机性、间歇性的能源，其电厂不能提供持续稳定的功率，发电稳定性和连续性较差，这就给风电、光电并网后电力系统实时平衡、保持电网安全稳定运行带来巨大挑战，同时电厂的运行方式必将受到电力系统负荷需求的诸多限制。抽水蓄能电站具有启动灵活、爬坡速度快等常规水电站所具有的优点和低谷储能的特点，可以很好地缓解风电、光电给电力系统带来的不利影响。
核电机组运行费用低，环境污染小，但核电机组所用燃料具有高危险性，一旦发生核燃料泄漏事故，将对周边地区造成严重的后果；同时，由于核电机组单机容量较大，一旦停机，将对其所在电网造成很大的冲击，严重时可能会造成整个电网的崩溃。在电网中必须要有强大调节能力的电源与之配合，因此建设一定规模的抽水蓄能电站配合核电机组运行，可辅助核电在核燃料使用期内尽可能的用尽燃料，多发电，不但有利于燃料的后期处理，降低了危险性，而且有效降低了核电发电成本。
抽水蓄能电站是目前技术条件下电力系统中最可靠、最经济、寿命周期长、容量大、技术最成熟的储能装置，是新能源发展的重要组成部分。通过配套建设抽水蓄能电站，可降低核电机组运行维护费用、延长机组寿命；有效减少风、光电厂并网运行对电网的冲击，提高电厂和电网运行的协调性以及电网运行的安全稳定性。
2.特高压、智能电网的发展需要加速抽水蓄能电站建设
目前，国家电网公司正在推进“一特四大”的电网发展战略，即以大型能源基地为依托，建设由1000kV交流和±800kV直流构成的特高压电网，形成电力“高速公路”，促进大煤电、大水电、大核电、大型可再生能源基地的集约化开发，在全国范围内实现资源优化配置。同时，将以特高压电网为骨干网架、各级电网协调发展的坚强电网为基础，发展以信息化、数字化、自动化为特征的自主创新、国际领先的坚强智能电网。
特高压交流输电系统的无功平衡和电压控制问题比超高压交流输电系统更为突出。利用大型抽水蓄能电站的有功功率、无功功率双向、平稳、快捷的调节特性，承担特高压电力网的无功平衡和改善无功调节特性，对电力系统可起到非常重要的无功/电压动态支撑作用，是一项比较安全又经济的技术措施，建设一定规模的抽水蓄能电站，对电力系统特别是坚强智能电网的稳定安全运行具有重要意义。
3.储能产业正处起步阶段，抽水蓄能建设加速
中科院工程热物理研究所所长助理、鄂尔多斯大规模储能技术研究所所长谭春青在“储能国际峰会2012”上表示：“储能肯定已到了呼之欲出的时候。保守估计，到2020年，国内整个储能产业的市场规模至少可以达到6000亿元，乐观的话甚至有可能到两万亿。预计未来国家对储能的支持力度会不断加大。”这昭示着储能的巨大魅力与潜力。
对新能源和可再生能源的研究和开发，寻求提高能源利用率的先进方法，已成为全球共同关注的首要问题。对中国这样一个能源生产和消费大国来说，既有节能减排的需求，也有能源增长以支撑经济发展的需要，这就需要大力发展储能产业。
前瞻产业研究院发布的《中国储能行业市场前瞻与投资预测分析报告》显示，日益增长的能源消费，特别是煤炭、石油等化石燃料的大量使用对环境和全球气候所带来的影响使得人类可持续发展的目标面临严峻威胁。据预测，如按现有开采不可再生能源的技术和连续不断地日夜消耗这些化石燃料的速率来推算，煤、天然气和石油的可使用有效年限分别为100～120年、30～50年和18～30年。显然，21世纪所面临的最大难题及困境可能不是战争及食品，而是能源。
近年我国电力系统建设正处于快速发展阶段，用电高峰时的供电紧张、有功无功储备不足、输配电容量利用率不高和输电效率低等问题都有不同程度的存在。同时，越来越多的大型工业企业和涉及信息、安全领域的用户对负荷侧电能质量问题提出更高的要求。这些特点为分散电力储能系统的发展提供了广泛的空间，而储能系统在电力系统中应用可以达到调峰、提高系统运行稳定性及提高电能质量等目的。
抽水蓄能是目前电力系统最可靠、最经济、寿命周期最长、容量最大的储能装置。为了保障电源端大型火电或核电机组能够长期稳定的在最优状态运行，需要配套建设承担调峰调荷等任务的抽水蓄能电站。
一般工业国家抽水蓄能装机占比约5%～10%，其中日本2006年抽水蓄能装机占比已经超过10%。我国抽水蓄能电站目前占比明显偏低，随着国内核电及大型火电机组的投建，近年来国内抽水蓄能电站建设明显加速。截至2013年年底，我国抽水蓄能电站投产装机容量2154.5万kW，在建电站装机容量1424万kW，如果以上项目顺利投产，2020年我国抽水蓄能电站总装机容量将达到约6000万kW。
前瞻产业研究院储能行业研究员欧阳凌高表示，储能本身不是新兴的技术，但从产业角度来说却是刚刚出现，正处在起步阶段。到目前为止，中国没有达到类似美国、日本将储能当作一个独立产业加以看待并出台专门扶持政策的程度，尤其在缺乏为储能付费机制的前提下，储能产业的商业化模式尚未成形。
1.1.3.4 抽水蓄能电站发展特点与作用
1.容量增幅大，发展速率高
世界上第一座抽水蓄能电站于1882年建成，位于瑞士的苏黎世，至今已有130年的历史。但世界上抽水蓄能电站得到迅速发展，是在20世纪60年代以后的事，也就是说从第一座抽水蓄能电站建成到迅速发展，中间相隔了近80年。中国抽水蓄能电站建设起步较晚，20世纪60年代后期才开始研究抽水蓄能电站的开发，1968年和1973年先后在中国华北地区建成岗南和密云两座小型混合式抽水蓄能电站。在近50余年中，前20多年蓄能电站的发展几乎处于停顿状态，20世纪90年代初才开始有了新的发展。截至2009年年底，我国（不计台湾）投产的抽水蓄能电站共22座，总容量11545MW，年均增长率高于世界抽水蓄能电站的年均增长率，装机容量跃进到世界第5位，遍布全国14个省市。
2.在系统中发挥了重要作用
抽水蓄能电站运行具有几大特性：它既是发电厂，又是用户，它的填谷作用是其他任何类型发电厂所没有的；它启动迅速，运行灵活、可靠，除调峰填谷外，还适合承担调频、调相、事故备用等任务。目前，中国已建的抽水蓄能电站在各自的电网中都发挥了重要作用，使电网总体燃料得以节省，降低了电网成本，提高了电网的可靠性。近年来，国家电网公司加强对抽水蓄能电站的调度运行管理，确保电力系统安全稳定运行。抽水蓄能电站在系统中的作用包括：
（1）解决电力系统日益突出的调峰问题。例如，浙江天荒坪、江苏宜兴等电站根据电网调峰需要，每日基本运行方式为“两发一抽”，夏天炎热高温时，天荒坪电站甚至“三发两抽”。
（2）发挥调压调相作用，保证电网电压稳定。例如，2009年6月18日上午9点45分，华东电网内琅琊山蓄能电站所处局部电网电压偏高，机组短时进相运行约2min，明显改善了局部电网电压偏高的状况。
（3）发挥事故备用作用，保障电力系统安全稳定运行。例如，宁东±660kV直流输电工程投运期间，山东泰山电站发挥启停迅速的特点，机组启动1052次，确保了电网安全稳定运行。
此外，抽水蓄能电站还具有机组发电工况黑启动（即在厂用交流电全部消失时，将机组以发电工况启动，使电厂恢复厂用电，并能向外供电，这种工况简称黑启动）、系统特殊负荷等功能，这些优良性能在被逐渐认识和推广应用的同时，进一步推动了我国抽水蓄能电站发展。
3.具有了较为成熟的设计、施工和管理经验
中国抽水蓄能电站建设虽然起步较晚，但有以往大规模常规水电建设所积累的经验，加上近10余年来引进的国外先进技术和管理经验，使中国抽水蓄能电站有较高的起点。
尽管目前已建的抽水蓄能电站数目不多，总装机规模也不大，但单个电站规模已居世界前列。如：广州抽水蓄能电站，已是当今世界上装机规模最大的抽水蓄能电站；在建设速度方面，广蓄一期工程全部竣工仅58个月，广蓄二期、十三陵和天荒坪电站主体工程的实际施工工期，与世界经济发达国家相比并不逊色；在单位千瓦装机容量投资方面，一般都不太高，而广蓄电站，还低于世界同类电站水平，其中广蓄还远低于具有一定调峰能力的燃煤电站的单位千瓦投资；西龙池抽水蓄能电站，最大扬程达704m，进入了世界上已投运的单级混流式抽水蓄能机组中扬程最高的先进水平；天荒坪与广州抽水蓄能电站单级可逆式水泵水轮机组单机容量300MW，设计水头500m以上，均为世界先进水平。
中国通过近10余年来建成的第一批抽水蓄能电站的实践，积累了设计、施工和运行管理的经验，在技术上取得了丰硕的成果。
在建设管理方面有一套行之有效的制度。普遍实行了以项目法人责任制为中心，以建设监理制和招标承包制相配套的建设管理模式。
4.运行管理水平较高
抽水蓄能电站可逆式水泵水轮机——发电电动机组运行工况复杂、监控对象多、自动化元件多、信息量多，计算机监控系统比常规水电站计算机监控系统复杂，操作要求也比常规水电站高。已建成的抽水蓄能电站在运行管理方面都达到较高水平，表现在：
（1）人员精炼，基本上做到无人值班或少人值守。
（2）综合效率高，电站运行的平均综合效率，一般在75%左右。广蓄平均达78%，天荒坪平均达79.4%，最高达80.6%。
（3）可用率和机组启动成功率均达先进水平。
5.水工建筑方面的特殊性
除机组特殊外，在水工建筑方面也有它的特殊性，比如对防渗的要求就特别严格，因为它的水是用电换来的，同时机组吸出高度是常规水电点的数倍，多采用地下厂房布置形式等等，因此在设计和施工方面都有一定的难度。如十三陵电站上水库是人工开挖填筑而成，库盆采用钢筋混凝土面板防渗，天荒坪抽水蓄能电站上库采用沥青混凝土防渗措施，渗漏量很少。泰安电站全库盆土工膜防渗、呼和浩特全库盆沥青混凝土面板防渗的成功，这些工程说明在人工库盆防渗方面，中国已积累了一定的经验。又如地下厂房轻型支护，广州抽水蓄能电站宽21m的大型地下厂房采用喷锚支护，其支护参数在国内外同类工程中是比较先进的。实践证明，中国在各种复杂地质条件下地下厂房喷锚支护设计和施工方面都具有成功的经验。
抽水蓄能电站的引水道有竖井和斜井两种布置形式。斜井与竖井相比，斜井水道长度短，水力过渡条件好，具有节省投资、提高电站效率等优势。但斜井的施工难度较大，施工技术比竖井复杂。中国目前已建的广蓄、十三陵、天荒坪等蓄能电站，引水道均采用斜井布置。通过这些斜井施工，已形成了较为成熟的长斜井安全快速施工成套技术。
1.1.4 抽水蓄能电站机组
1.1.4.1 水泵水轮机
水泵水轮机既可以作水泵使用又可以作水轮机使用，也称为可逆式水轮机，作水轮机运行时转轮顺时针旋转，逆时针旋转时作水泵运行，水泵水轮机主要用于抽水蓄能电站。水泵水轮机和常规水轮机一样可以设计成轴流式水轮机、贯流式水轮机、斜流式水轮机、混流式水轮机，当然只有经过设计变化后才能双向高效运行。可逆式轴流式水轮机应用水头范围大约在3～40m，应用较少；可逆式贯流式水轮机适用于潮汐电站，应用水头一般不会超过15～20m；可逆式斜流式水轮机主要应用于150m以下水头变化范围较大的场合，由于结构复杂，造价高而应用不广；可逆式混流式水轮机根据不同型号应用水头范围在30～40m直到600～700m，是目前抽水蓄能电站应用最广的机型。
混流式水泵水轮机组成与一般混流式水轮机相似，主要由蜗壳、引水与导水系统、转轮、顶盖、底环、尾水管组成。由于抽水蓄能电站的发电、抽水、停机切换频繁，水泵水轮机负荷变化大、水流振动大、对导叶冲击大，为使导叶能平稳的调节，水泵水轮机常采用每个导叶有单独接力器的导水传动机构。在每个导叶转轴上端头固定有转臂，单导叶接力器一端连接导叶的转臂、另一端连接到固定环，固定环固定在水轮机顶盖（或水轮机基础）上不能转动，接力器推拉转臂使导叶转动。由于每个导叶单独使用一个接力器，减少了中间机械连接环节产生的间隙，使操作更平稳灵活，转动力更强劲；在必要时可进行导叶的不同步操作，使机组平稳启停。
混流式水泵水轮机作水轮机运行时水流从蜗壳进水口进入，通过导叶进入转轮，从转轮下方经尾水管排出；作水泵运行时，水流方向相反。混流式水泵水轮机虽能可逆运转，但要实现在作水轮机与水泵时都运行在高效率状况，其转速并不相同，一般情况是水泵转速为水轮机转速的1.2～1.35倍。
1.1.4.2 电动发电机
抽水蓄能的电动发电机是同步电机，可以作为发电机或为电动机使用，基本结构与普通水轮发电机相同，由于双向运转，频繁切换，设计与制造比普通电机的难度大，技术要求高。
从基本结构上看，电动发电机与普通水轮发电机相同，但电动发电机用的是高压高速水轮机，故电动发电机的转子极数要少些，目前30万kW的电动发电机多数是500V/min，采用6对磁极。
电动发电机的转子采用凸极式结构，磁极安装在磁轭上，电动发电机有南北相间的12个磁极。每个磁极上都绕有励磁线圈，励磁电源由外部的晶闸管励磁系统提供（由轴上端的滑环向励磁线圈供电）。由于磁极少，转子直径可以做得小，通过加长长度来达到同样容量，小的直径可避免高速旋转离心力可能带来的损坏。
发电机定子铁芯由导磁良好的硅钢片叠成，在铁芯内圆均匀分布着许多槽，用来嵌放定子线圈，定子线圈嵌放在定子槽内，组成三相绕组，每相绕组由多个线圈组成，按一定规律排列。
电动发电机安装在由混凝土浇筑的机墩上，在机墩上安装定子铁芯的机座，也是水轮发电机的外壳；在机墩上还安装下机架，下机架有推力轴承，用来安装发电机转子，推力轴承可承受转子的重量与振动、冲击等力。
在机座上安装定子铁芯与定子线圈。
转子插在定子中间，与定子有很小间隙，转子由下机架的推力轴承支撑，可以自由旋转，上机架中心安装有导轴承，防止发电机主轴晃动，使其稳定地处于中心位置。
铺好上平台地板，安装好电刷装置，一台电动发电机就安装好了。
1.1.4.3 多级水泵水轮机
二机可逆式水泵水轮机机组是目前抽水蓄能电站的主要形式，由于抽水蓄能电站基本都采用高水头（400m以上）工作方式，故水泵水轮机都是混流式水泵水轮机。目前单级水泵水轮机的工作水头最高可达800m，一般混流式水泵水轮机经济工作水头在500m左右。高水头水泵水轮机转轮也存在某些差异：由于水泵水轮机要适应两种工况要求，其特征形状与离心泵更为相似，与常规水电站相比转轮外形较扁平，转轮进口宽度（导叶高度）在直径的10%以下。为适应双向水流承受水泵工况水流的强烈撞击，一般使用数目较少强度高的导叶。蜗壳设计的原则是：水轮机工况要求在结构和经济条件许可的情况下采用较大的断面，以使水流能均匀的进入转轮周围；而水泵工况希望蜗壳扩散角不要过大，以免水流产生脱离，高水头可逆式机组蜗壳断面选取介于两种工况要求之间，并更多满足水轮机工况。
由于电力系统对抽水蓄能需求的不断增加，抽水蓄能机组的应用水头从20世纪60年代的200/300m，提高到70年代的400/500m。在将单级混流式水泵水轮机进一步应用于500/600m水头时，发现水力效率偏低、转轮叶片压力偏高，同时叶片流道宽度变得很小，不利于加工。不过因为其结构简单，不少厂家仍致力于努力提高单级水泵水轮机性能的研究，实际应用水头已超过700m，日本日立公司多年在研究适用于800m水头的单级水泵水轮机组。20世纪80 年代出现了使用两级转轮的水泵水轮机，每级转轮承担一半水头，因而可以提高机组的比转速、运行效率并降低叶片应力，但两级转轮都需要导水机构，结构十分复杂。如果水头超过800～1000m或更高，两级水泵水轮机也不能满足要求，为适应更高的水头，可使用超过两级的多级可逆式机组。
多级水泵水轮机一般按每级200～300m设计，目前已有4～6级的多级水泵水轮机，其工作水头达1000～1400m。多级水泵水轮机很难在每级转轮安装导水机构，采用无导水机构结构对抽水无影响，但水轮机运行时无法进行调节会使效率下降。