負荷備用容量大小
負荷備用容量的大小應根據系統負荷的大小、運行經驗並考慮系統中各類用電的比重確定。壹般為最大負荷的2%~5%，大系統采用較小值，小系統采用較大值。
抽水蓄能電站
求助編輯百科名片 從化抽水蓄能電站抽水蓄能電站利用電力負荷低谷時的電能抽水至上水庫，在電力負荷高峰期再放水至下水庫發電的水電站。又稱蓄能式水電站。它可將電網負荷低時的多余電能，轉變為電網高峰時期的高價值電能，還適於調頻、調相，穩定電力系統的周波和電壓，且宜為事故備用，還可提高系統中火電站和核電站的效率。我國抽水蓄能電站的建設起步較晚，但由於後發效應，起點卻較高，近年建設的幾座大型抽水蓄能電站技術已處於世界先進水平。 查看精彩圖冊
目錄發展歷史發展現狀發展趨勢分類1.按電站有無天然徑流分2.按水庫調節性能分3.按站內安裝的抽水蓄能機組類型分4.按布置特點分5.抽水蓄能電站的運行工況6.啟動方式抽水蓄能電站發展呈現特點容量增幅大，發展速率高在系統中發揮了重要作用具有了較為成熟的設計、施工和管理經驗運行管理方面抽水蓄能電站與常規水電站相比我國抽水蓄能電站建設現狀我國幾個抽水蓄能電站簡介遼寧蒲石河抽水蓄能電站潘家口、十三陵抽水蓄能電廠廣州抽水蓄能電站天荒坪抽水蓄能電站抽水蓄能電站的世界之最展開發展歷史發展現狀發展趨勢分類1.按電站有無天然徑流分2.按水庫調節性能分3.按站內安裝的抽水蓄能機組類型分4.按布置特點分5.抽水蓄能電站的運行工況6.啟動方式抽水蓄能電站發展呈現特點容量增幅大，發展速率高在系統中發揮了重要作用具有了較為成熟的設計、施工和管理經驗運行管理方面抽水蓄能電站與常規水電站相比我國抽水蓄能電站建設現狀我國幾個抽水蓄能電站簡介遼寧蒲石河抽水蓄能電站潘家口、十三陵抽水蓄能電廠廣州抽水蓄能電站天荒坪抽水蓄能電站抽水蓄能電站的世界之最展開
編輯本段發展歷史 國外抽水蓄能電站的出現已有壹百多年的歷史，我國在上世紀60年代後期才開始研究抽水蓄能電站的開發，於1968年和1973年先後建成崗南和密雲兩座小型混合式抽水蓄能電站，裝機容量分別為11MW和22MW，與歐美、日本等發達國家和地區相比，我國抽水蓄能電站的建設起步較晚。[1] 上世紀80年代中後期，隨著改革開放帶來的社會經濟快速發展，我國電網規模不斷擴大，廣東、華北和華東等以火電為主的電網，由於受地區水力資源的限制，可供開發的水電很少，電網缺少經濟的調峰手段，電網調峰矛盾日益突出，缺電局面由電量缺乏轉變為調峰容量也缺乏，修建抽水蓄能電站以解決火電為主電網的調峰問題逐步形成***識。隨著電網經濟運行和電源結構調整的要求，壹些以水電為主的電網也開始研究興建壹定規模的抽水蓄能電站。為此，國家有關部門組織開展了較大範圍的抽水蓄能電站資源普查和規劃選點，制定了抽水蓄能電站發展規劃，抽水蓄能電站的建設步伐得以加快。1991年，裝機容量270MW的潘家口混合式抽水蓄能電站首先投入運行，從而迎來了抽水蓄能電站建設的第壹次高潮。[1] 上世紀90年代，隨著改革開放的深入，國民經濟快速發展，抽水蓄能電站建設也進入了快速發展期。先後興建了廣蓄壹期、北京十三陵、浙江天荒坪等幾座大型抽水蓄能電站。“十五”期間，又相繼開工了張河灣、西龍池、白蓮河等壹批大型抽水蓄能電站。[1]編輯本段發展現狀 據統計，至2009年底我國投產的抽水蓄能電站***22座，總容量11545MW，其中大型純抽水蓄能電站11座(包括北京十三陵、廣東廣州壹期與二期、浙江天荒坪與桐柏、吉林白山、山東泰安、安徽瑯琊山、江蘇宜興、山西西龍池、河北張河灣)10400MW，其余11座1145MW，在建的8座，裝機容量9360MW。我國已建、在建抽水蓄能電站見下表。[1] 我國已建、在建抽水蓄能電站統計表
1崗南河北平山混合式1×111968.511
2密雲北京密雲混合式2×111973.1122
3潘家口河北遷西混合式3×901991.9270
4寸塘口四川彭溪純蓄能2×11992.112
5廣州壹期廣州從化純蓄能4×3001994.31200
6十三陵北京昌平純蓄能4×2001995.12800
7羊卓雍湖西藏貢嘎純蓄能4×22.51997.590
8溪口浙江奉化純蓄能2×401997.1280
9廣州二期廣州從化純蓄能4×3001999.41200
10天荒坪浙江吉安純蓄能6×3001998.91800
11響洪甸安徽金寨混合式2×402000.180
12天堂湖北羅田純蓄能2×352000.1270
13沙河江蘇溧陽純蓄能2×502002.6100
14回龍河南南陽純蓄能2×602005.9120
15白山吉林樺甸純蓄能2×1502005.11300
16泰安山東泰安純蓄能4×2502006.71000
17桐柏浙江天臺純蓄能4×3002005.121200
18瑯琊山安徽滁州純蓄能4×1502006.9600
19宜興江蘇宜興純蓄能4×2502008.121000
20西龍池山西五臺純蓄能4×3002008.12300
21張河灣河北井陘純蓄能4×2502008.121000
22惠州廣東惠州純蓄能8×3002009.5300
23寶泉河南輝縣純蓄能4×300在建
24白蓮河湖北羅田純蓄能4×300在建
25佛磨安徽霍山混合式2×80在建
26蒲石河遼寧寬甸純蓄能4×300在建
27黑麋峰湖南望城純蓄能4×300在建
28響水澗安徽蕪湖純蓄能4×250在建
29呼和浩特內蒙古純蓄能4×300在建
30仙遊福建仙遊純蓄能4×300在建
31溧陽江蘇溧陽純蓄能6×250在建
目前，可行性研究報告已審查通過、待建的抽水蓄能電站有4座，總容量4280MW，預可行性研究報告已審查通過、正在進行可行性研究工作的抽水蓄能電站有16座，總容量24500MW，另有部分項目正在開展預可行性研究工作，保持了壹定的項目儲備。[1] 正開展前期設計工作的抽水蓄能電站統計表
1清遠廣東清遠1280待建
2馬山江蘇無錫600待建
3荒溝黑龍江牡丹江1200待建
4深圳廣東深圳1200待建
5板橋峪北京密雲1000可研
6豐寧河北豐寧3600可研
7天荒坪二浙江安吉2400可研
8文登山東文登1800可研
9陽江廣東陽江2400可研
10敦化吉林敦化1200可研
11紅石吉林樺甸1200可研
12通化吉林通化800可研
13五嶽河南光山1000可研
14河南天池河南南陽1200可研
15寶泉二期河南新鄉1200可研
16桓仁遼寧桓仁800可研
17蟠龍重慶綦江1200可研
18烏龍山浙江建德2400可研
19泰安二期山東泰安1800可研
20雙溝吉林撫松500可研
我國抽水蓄能電站建設雖然起步比較晚，但由於後發效應，起點卻較高，近年建設的幾座大型抽水蓄能電站技術已處於世界先進水平。例如：廣州壹、二期抽水蓄能電站總裝機容量2400MW，為世界上最大的抽水蓄能電站;天荒坪與廣州抽水蓄能電站機組單機容量300MW，額定轉速500r/min，額定水頭分別為526m和500m，已達到單級可逆式水泵水輪機世界先進水平;西龍池抽水蓄能電站單級可逆式水泵水輪機組最大揚程704m，僅次於日本葛野川和神流川抽水蓄能電站機組。十三陵抽水蓄能電站上水庫成功采用了全庫鋼筋混凝土防滲襯砌，滲漏量很小，也處於世界領先水平。天荒坪、張河灣和西龍池抽水蓄能電站采用現代瀝青混凝土面板技術全庫盆防滲，處於世界先進水平。[1]編輯本段發展趨勢 隨著我國新興能源的大規模開發利用，抽水蓄能電站的配置由過去單壹的側重於用電負荷中心逐步向用電負荷中心、能源基地、送出端和落地端等多方面發展。[1] 新能源的迅速發展需要加速抽水蓄能電站建設
風電作為清潔的可再生資源是國家鼓勵發展的產業，核電是國家大力發展的新型能源，風電和核電的大力發展，對實現我國能源結構優化、可持續發展有著不可替代的作用。[1] 風能是壹種隨機性、間歇性的能源，風電場不能提供持續穩定的功率，發電穩定性和連續性較差，這就給風電並網後電力系統實時平衡、保持電網安全穩定運行帶來巨大挑戰，同時風電的運行方式必將受到電力系統負荷需求的諸多限制。抽水蓄能電站具有啟動靈活、爬坡速度快等常規水電站所具有的優點和低谷儲能的特點，可以很好地緩解風電給電力系統帶來的不利影響。[1] 核電機組運行費用低，環境汙染小，但核電機組所用燃料具有高危險性，壹旦發生核燃料泄漏事故，將對周邊地區造成嚴重的後果;同時，由於核電機組單機容量較大，壹旦停機，將對其所在電網造成很大的沖擊，嚴重時可能會造成整個電網的崩潰。在電網中必須要有強大調節能力的電源與之配合，因此建設壹定規模的抽水蓄能電站配合核電機組運行，可輔助核電在核燃料使用期內盡可能的用盡燃料，多發電，不但有利於燃料的後期處理，降低了危險性，而且有效降低了核電發電成本。[1] 抽水蓄能電站是電力系統中最可靠、最經濟、壽命周期長、容量大、技術最成熟的儲能裝置，是新能源發展的重要組成部分。通過配套建設抽水蓄能電站，可降低核電機組運行維護費用、延長機組壽命;有效減少風電場並網運行對電網的沖擊，提高風電場和電網運行的協調性以及電網運行的安全穩定性。[1] 特高壓、智能電網的發展需要加速抽水蓄能電站建設
目前，國家電網公司正在推進“壹特四大”的電網發展戰略，即以大型能源基地為依托，建設由1000千伏交流和±800千伏直流構成的特高壓電網，形成電力“高速公路”，促進大煤電、大水電、大核電、大型可再生能源基地的集約化開發，在全國範圍內實現資源優化配置。同時，將以特高壓電網為骨幹網架、各級電網協調發展的堅強電網為基礎，發展以信息化、數字化、自動化、互動化為特征的自主創新、國際領先的堅強智能電網。特高壓交流輸電系統的無功平衡和電壓控制問題比超高壓交流輸電系統更為突出。利用大型抽水蓄能電站的有功功率、無功功率雙向、平穩、快捷的調節特性，承擔特高壓電力網的無功平衡和改善無功調節特性，對電力系統可起到非常重要的無功/電壓動態支撐作用，是壹項比較安全又經濟的技術措施，建設壹定規模的抽水蓄能電站，對電力系統特別是堅強智能電網的穩定安全運行具有重要意義。[1] 儲能產業正處起步階段抽水蓄能建設加速
“儲能肯定已到了呼之欲出的時候。保守估計，到2020年，國內整個儲能產業的市場規模至少可以達到6000億元，樂觀的話甚至有可能到兩萬億。預計未來國家對儲能的支持力度會不斷加大。”中科院工程熱物理研究所所長助理、鄂爾多斯大規模儲能技術研究所所長譚春青在上月召開的“儲能國際峰會2012”上表示。這昭示著儲能的巨大魅力與潛力。[1] 對新能源和可再生能源的研究和開發，尋求提高能源利用率的先進方法，已成為全球***同關註的首要問題。對中國這樣壹個能源生產和消費大國來說，既有節能減排的需求，也有能源增長以支撐經濟發展的需要，這就需要大力發展儲能產業。[1] 前瞻產業研究院發布的《中國儲能行業市場前瞻與投資預測分析報告》顯示，日益增長的能源消費，特別是煤炭、石油等化石燃料的大量使用對環境和全球氣候所帶來的影響使得人類可持續發展的目標面臨嚴峻威脅。據預測，如按現有開采不可再生能源的技術和連續不斷地日夜消耗這些化石燃料的速率來推算，煤、天然氣和石油的可使用有效年限分別為100-120年、30-50年和18-30年。顯然，21世紀所面臨的最大難題及困境可能不是戰爭及食品，而是能源。[1] 近年我國電力系統建設正處於快速發展階段，用電高峰時的供電緊張、有功無功儲備不足、輸配電容量利用率不高和輸電效率低等問題都有不同程度的存在。同時，越來越多的大型工業企業和涉及信息、安全領域的用戶對負荷側電能質量問題提出更高的要求。這些特點為分散電力儲能系統的發展提供了廣泛的空間，而儲能系統在電力系統中應用可以達到調峰、提高系統運行穩定性及提高電能質量等目的。[1] 抽水蓄能是目前電力系統最可靠、最經濟、壽命周期最長、容量最大的儲能裝置。為了保障電源端大型火電或核電機組能夠長期穩定的在最優狀態運行，需要配套建設抽水蓄能電站承擔調峰調荷等任務。截至2008年，我國已建成抽水蓄能電站20座，在建的11座，裝機容量達到1091萬千瓦，占全國總裝機容量的1.35%。[1] 而壹般工業國家抽水蓄能裝機占比約在5%-10%水平，其中日本2006年抽水蓄能裝機占比即已經超過10%。我國抽水蓄能電站目前占比明顯偏低，隨著國內核電及大型火電機組的投建，近年來國內抽水蓄能電站建設明顯加速。目前在建規模達到約1400萬千瓦，擬建和可行性研究階段的抽水蓄能電站規劃規模分別達到1500萬千瓦和2000萬千瓦，如果以上項目順利投產，2020年我國抽水蓄能電站總裝機容量將達到約6000萬千瓦。[1] 前瞻產業研究院儲能行業研究員歐陽淩高表示，儲能本身不是新興的技術，但從產業角度來說卻是剛剛出現，正處在起步階段。到目前為止，中國沒有達到類似美國、日本將儲能當作壹個獨立產業加以看待並出臺專門扶持政策的程度，尤其在缺乏為儲能付費機制的前提下，儲能產業的商業化模式尚未成形。[1]編輯本段分類 [2]抽水蓄能電站可按不同情況分為不同的類型。
1.按電站有無天然徑流分
抽水蓄能電站（1）純抽水蓄能電站：沒有或只有少量的天然來水進入上水庫（以補充蒸發、滲漏損失），而作為能量載體的水體基本保持壹個定量，只是在壹個周期內，在上、下水庫之間往復利用；廠房內安裝的全部是抽水蓄能機組，其主要功能是調峰填谷、承擔系統事故備用等任務，而不承擔常規發電和綜合利用等任務。 （2）混合式抽水蓄能電站：其上水庫具有天然徑流匯入，來水流量已達到能安裝常規水輪發電機組來承擔系統的負荷。因而其電站廠房內所安裝的機組，壹部分是常規水輪發電機組，另壹部分是抽水蓄能機組。相應地這類電站的發電量也由兩部分構成，壹部分為抽水蓄能發電量，另壹部分為天然徑流發電量。所以這類水電站的功能，除了調峰填谷和承擔系統事故備用等任務處，還有常規發電和滿足綜合利用要求等任務。
2.按水庫調節性能分 （1）日調節抽水蓄能電站：其運行周期呈日循環規律。蓄能機組每天頂壹次（晚間）或兩次（白天和晚上）尖峰負荷，晚峰過後上水庫放空、下水庫蓄滿；繼而利用午夜負荷低谷時系統的多余電能抽水，至次日清晨上水庫蓄滿、下水庫被抽空。純抽水蓄能電站大多為日設計蓄能電站。
（2）周調節抽水蓄能電站：運行周期呈周循環規律。在壹周的5個工作日中，蓄能機組如同日調節蓄能電站壹樣工作。但每天的發電用水量大於蓄水量，在工作日結束時上水庫放空，在雙休日期間由於系統負荷降低，利用多余電能進行大量蓄水，至周壹早上上水庫蓄滿。我國第壹個周調節抽水蓄能電站為福建仙遊抽水蓄能電站。
（3）季調節抽水蓄能電站：每年汛期，利用水電站的季節性電能作為抽水能源，將水電站必須溢棄的多余水量，抽到上水庫蓄存起來，在枯水季內放水發電，以增補天然徑流的不足。這樣將原來是汛期的季節性電能轉化成了枯水期的保證電能。這類電站絕大多數為混合式抽水蓄能電站。
3.按站內安裝的抽水蓄能機組類型分 （1）四機分置式：這種類型的水泵和水輪機分別配有電動機和發電機，形成兩套機組。目前已不采用。
（2）三機串聯式：其水泵、水輪機和發電電動機三者通過聯軸器連接在同壹軸上。三機串聯式有橫軸和豎軸兩種布置方式。
（3）二機可逆式：其機組由可逆水泵水輪機和發電電動機二者組成。這種結構為目前主流結構。
4.按布置特點分 (1)首部式：廠房位於輸水道的上遊側。
(2)中部式：廠房位於輸水道中部。
(3)尾部式：廠房位於輸水道末端。
5.抽水蓄能電站的運行工況 （1）.靜止
（2）.發電工況。
抽水蓄能電站(16張) （3）.抽水工況。
（4）.發電調相工況。
（5）.抽水調相工況。
6.啟動方式 （1）.靜止變頻啟動(SFC)啟動。
（2）. 背靠背（BTB）啟動。
編輯本段抽水蓄能電站發展呈現特點容量增幅大，發展速率高 世界上第壹座抽水蓄能電站於1882年誕生在瑞士的蘇黎世，至今已有壹百二十五年的歷史。但世界上抽水蓄能電站得到迅速發展，是在六十年代以後的事，也就是說從第壹座抽水蓄能電站建成到迅速發展，中間相隔了近80年。中國抽水蓄能電站建設起步較晚，六十年代後期才開始研究抽水蓄能電站的開發，1968年和1973年先後在中國華北地區建成崗南和密雲兩座小型混合式抽水蓄能
抽水蓄能電站電站。在近40年中，前20多年蓄能電站的發展幾乎處於停頓狀態，九十年代初才開始有了新的發展。至2005年底，全國（不計臺灣）已建抽水蓄能電站總裝機容量達到6122MW，年均增長率高於世界抽水蓄能電站的年均增長率，裝機容量躍進到世界第5位,遍布全國14個省市。在建的抽水蓄能電站裝機約11400MW，預計至2010年，這些電站都將建成，到時抽水蓄能電站的總裝機可到17500MW左右。
在系統中發揮了重要作用 抽水蓄能電站運行具有幾大特性：它既是發電廠，又是用戶，它的填谷作用是其它任何類型發電廠所沒有的；它啟動迅速，運行靈活、可靠，除調峰填谷外，還適合承擔調頻、調相、事故備用等任務。目前，中國已建的抽水蓄能電站在各自的電網中都發揮了重要作用，使電網總體燃料得以節省，降低了電網成本，提高了電網的可靠性。現舉幾個電站的運行情況，說明抽水蓄能電站在系統中的作用。
具有了較為成熟的設計、施工和管理經驗 中國抽水蓄能電站建設雖然起步較晚，但有以往大規模常規水電建設所積累的經驗，加上近十幾年來引進的國外先進技術和管理經驗，使中國抽水蓄能電站有較高的起點。盡管目前己建的抽水蓄能電站數目不多，總裝機規模也不大，但單個電站規模已居世界前列。如：廣州抽水蓄能電站，已是當今世界上裝機規模最大的抽水蓄能電站；在建設速度方面，廣蓄壹期工程全部竣工僅58個月，廣蓄二期、十三陵和天荒坪電站主體工程的實際施工工期，與世界經濟發達國家相比並不遜色；在單位千瓦裝機容量投資方面，壹般都不太高,而廣蓄電站，還低於世界同類電站水平，其中廣蓄還遠低於具有壹定調峰能力的燃煤電站的單位千瓦投資；中國正在建設的西龍池抽水蓄能電站，最大揚程達704m，進入了世界上已投運的單級混流式抽水蓄能機組中揚程最高的先進水平；天荒坪與廣州抽水蓄能電站單級可逆式水泵水輪機組單機容量300MW，設計水頭500m以上，均為世界先進水平。
中國通過近10幾年來建成的第壹批抽水蓄能電站的實踐，積累了設計、施工和運行管理的經驗，在技術上取得了豐碩的成果。
在建設管理方面有壹套行之有效的制度。普遍實行了以項目法人責任制為中心，以建設監理制和招標承包制相配套的建設管理模式。
編輯本段運行管理方面 在運行管理方面達到較高水平。抽水蓄能電站可逆式水泵水輪機—發電電動機組運行工況多、監控對象多、自動化元件多、信息量多，計算機監控系統比常規水電站計算機監控系統復雜，操作要求也比常規水電站高。已建成的抽水蓄能電站在運行管理方面都達到較高水平，表現在：（1）人員精煉，基本上做到無人值班或少人值守。（2）綜合效率高,電站運行的平均綜合效率,壹般在75%左右。廣蓄平均達78%，天荒坪平均達79.4%，最高達80.6%。（3）可用率和機組啟動成功率均達先進水平。
編輯本段抽水蓄能電站與常規水電站相比抽水蓄能電站與常規水電站圖片相比(7張) 除機組特殊外，在水工建築方面也有它的特殊性，比如對防滲的要求就特別嚴格，因為它的水是用電換來的，同時機組吸出高度多為負值，廠房多為地下式等等，因此在設計和施工方面都有壹定的難度，在已建的抽水蓄能電站中，攻克了這些難關，為今後抽水蓄能電站的建設，取得了成功的經驗。
如十三陵電站上水庫，是人工開挖填築而成，庫盆采用鋼筋混凝土面板防護，在北京這樣寒冷地區，這樣大規模的鋼筋混凝土防滲工程在中國是第壹個，在國外也少有。天荒坪抽水蓄能電站的上庫，也是人工開挖填築而成，天荒坪電站的防滲措施系采用瀝青混凝土襯護，滲漏量很少。這兩個工程說明在人工庫盆防滲方面，中國已積累了壹定的經驗。
又如地下廠房輕型支護，廣州抽水蓄能電站寬21m的大型地下廠房采用噴錨支護，其支護參數在國內外同類工程中是比較先進的。實踐證明，中國在地下廠房噴錨支護設計和施工方面都具有成功的經驗。
廣蓄電站廠房400t天車和天荒坪電站廠房500t天車均采用巖壁吊車梁，取代傳統的柱式支承吊車梁，既減少廠房寬度，節約投資，又縮短了工期。通過廣蓄、天荒坪等電站巖壁吊車梁實踐，中國己完全掌握了巖壁吊車梁的設計理論和施工技術。
抽水蓄能電站的引水道有豎井和斜井兩種布置形式。斜井與豎井相比，斜井水道長度短，水力過渡條件好，具有節省投資、提高電站效率等優勢。但斜井的施工難度較大，施工技術比豎井復雜。中國目前己建的廣蓄、十三陵、天荒坪等蓄能電站，引水道均采用斜井布置。通過這些斜井施工，己形成了較為成熟的斜井安全快速施工成套技術。
編輯本段我國抽水蓄能電站建設現狀 近十幾年來，中國抽水蓄能電站的迅速發展，主要是由於中國國民經濟的高速發展，促進了中國抽水蓄能電站的大發展，而這十幾年正是中國改革開放經濟大發展時期。在這十幾年中雖然取得了很大成績。2004年底全國已建成投產的抽水蓄能電站10座，裝機容量達到570.1萬kW（其中60萬kW供香港）。其中包括1968年在河北崗南常規水電站上安裝的1.1萬kW抽水蓄能機組，1992年建成的河北潘家口混合式抽水蓄能電站(其中抽水蓄能機組27萬kW)，1997年建成的北京十三陵抽水蓄能電站(80萬kW)；廣東電網分別於1994年和2000年建成的廣州抽水蓄能電站壹期、二期工程（***240萬kW，其中60萬kW供香港）；華東電網1998年建成的浙江溪口抽水蓄能電站（8萬kW），2000年建成的裝機規模180萬kW的天荒坪抽水蓄能電站和安徽響洪甸抽水蓄能電站（8萬kW），2002年建成的江蘇沙河抽水蓄能電站（10萬kW）；華中電網的湖北天堂抽水蓄能電站（7萬kW）；拉薩電網於1997年建成的羊卓雍湖抽水蓄能電站（9萬kW）。
編輯本段我國幾個抽水蓄能電站簡介遼寧蒲石河抽水蓄能電站 蒲石河抽水蓄能電站位於遼寧省寬甸滿族自治縣境內，距丹東市約40公裏，為東北地區第壹座大型純抽水蓄能電站，電站樞紐工程由上水庫面板堆石壩、地下廠房及輸水系統、下水庫混凝土重力壩組成。總裝機容量1200MW（4×300 MW），主機設備由法國阿爾斯通(ALSTOM)制造與技術支持，工程總投資45.156億元。
2006年8月，主體工程開工建設。2010年12月第壹臺機組投入運行，2011年12月全部機組投產發電。電站建成後，屬國家特大型企業，在東北電網中擔任調峰、填谷、調頻和事故備用。
蒲石河抽水蓄能電站建成後為“無人值班、少人值守”的管理模式，生產調度中心、辦公樓、職工住宅及生活福利設施建在丹東市內鴨綠江畔，尚在建設中，預計2009年投入使用。丹東市依山傍水，氣候宜人，交通便利，距沈陽市約220公裏，距大連市約245公裏。
主要參建單 位：中國水利水電第六工程局有限公司、武警水電部隊、水電二局
潘家口、十三陵抽水蓄能電廠 它們所在的中國京津唐電網是壹個以火電為主的電網，電站在電網中的作用主要體現在調頻、調峰、填谷、事故備用、黑啟動及保證北京用電的穩定性和可靠性等方面。京津唐電網在沒有抽水蓄能電站投入以前，電網主要依靠燃煤火電機組調頻。由於燃煤火電機組受設備的限制，對電網頻率的急劇變化適應能力差。1993年以前，京津唐電網周波合格率在98%左右。目前電網調頻主要以十三陵、潘家口抽水蓄能電廠為主。十三陵抽水蓄能電廠投入運行後，電網周波合格率每年均達到99.99%以上，除了電網供電狀況有所好轉外，抽水蓄能電站參與電網調頻起了很大作用。