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抽水蓄能电站额定水头的确定直接关系到电站运行的稳定性和经济性，而它的选择与常规电站水轮机额定水头的确定既有相似之处、又有不同之处因此，充分考虑各方面的制约因素，正确拟定比选方案，全方位进行比选对于额定水头的选择至关重要。我国设计规范对额定水头的选取作了如下原则性的规定：“抽水蓄能机组额定水头、额定扬程选择应根据上、下库水位变幅、水头损失及电站运行方式分析确定”。水轮机的转轮特性首先由水泵工况确定，当机组的模型综合特性曲线确定后，额定水头的提高只是影响水轮机的工作点。在水轮机模型综合特性曲线上可以看出，随着额定水头的提高，水轮机运行范围中从额定水头到最小水头这一工作范围均向最高效率点方向偏移。如额定水头偏低，为保证发出额定出力，导叶开度相对较大，使水轮机工况远离最优区运行，效率显著下降。
抽水蓄能电站的水泵水轮机既要作水轮机运行、又要作水泵运行，由于水道系统和机组本身流道引起一定的水头损失，使得水泵工况下水泵扬程必然大于上下库的静水位差，而发电时水轮机发电水头小于静水位差，这样，单转速水泵水轮机不可能同时满足两种工况的最优转速条件。由于水泵工况无法通过控制导水叶开度来调节流量和输入功率，水泵的高效区较窄，所以总是先以水泵工况为主进行水泵水轮机的水力设计，再用水轮机工况校核。由于水泵水轮机特性和引水系统水力损失的原因，造成水轮机工况总是偏离最优效率区运行，即处于最优效率区以下的运行水头范围。一般来说，水泵水轮机的额定水头选得越高，水轮机工况的高出力运行范围就越靠近最优效率区，也就越有利于机组参数的优化和稳定性的提高。一般情况下，抽水蓄能机组的发电水头可按满发额定容量时最小的上、下水库水位差减去相应的水头损失确定。从电站运行效益来看，抽水蓄能电站以提供调峰容量效益为主。因此，额定水头的选择应在经济合理的前提下，尽可能减少电站的受阻容量。
以某蓄能站为例，根据制造厂提供的转轮特性曲线分析，当水轮机的额定水头为624m时，最小水头出力为293MW，为机组额定出力的95.87%；额定水头为632m时，最小水头出力为288.8MW，为机组额定出力的94.36%；额定水头为640m时，最小水头出力为281.6MW，为机组额定出力的92%.随着额定水头由624m提高到632m和640m，水轮机额定水头效率分别提高了0.6%，1%，最小水头效率提高了0.6%和0.9%。由此可以看出，选择更高的额定水头，各个水头下的最优效率点向小出力方向偏移，也就是机组发出部分出力时效率相对有所提高。另一方面，机组稳定性问题的发生，大多数情况由机组过流部件水流压力脉动而引起，这是水力机械产生振动的重要原因之一。在模型曲线可以看出，越是偏离最优设计工况，机组压力脉动幅值越大。当机组的额定水头提高时，机组在额定点发出额定出力时导叶开度相对较小，转轮出口水流分布均匀，在最优单位转速时水流为法向出口，压力脉动最小。但如果水泵水轮机实际的运行水头比最优工况水头偏低，水轮机的单位转速比最优单位转速大，此时转轮出口有正的速度矩，产生尾水涡带。当水轮机在低水头工况运行时，导叶开度进一步减小，尾水管的压力脉动加大。提高水轮机的额定水头后，水轮机工作点向最优单位转速方向偏移，这可以降低水轮机在最小水头运行时尾水管振动大的危险性。所以从机组运行稳定性看，在一定范围内提高额定水头对机组运行稳定性有好处。
合理地选择水泵水轮机水轮机工况额定水头，应根据电站的水头特性，以加权平均水头为基础，从保证机组稳定运行出发，拟定不同方案，分析计算电站预想出力降低对电力系统的影响及机组参数的变化对电站投资的影响，通过技术经济比较后确定。因此，水泵水轮机水轮机工况额定水头的选择，是一项涉及到多个方面的综合性工作，一般来讲，需要考虑以下几方面的内容：电站的运行方式、在系统中的作用和电力系统对机组运行性能的要求；在电站正常运行范围内，水泵水轮机要有较高的综合效率；水泵水轮机的水力设计合理，水轮机工况和水泵工况参数能合理匹配；水轮机工况在低水头和部分负荷条件下应能够稳定运行，并能稳定地并入电网；在一个工作周期内，发电工况和抽水工况基本上达到水量平衡。
从收集到的其他国家电站资料来看，额定水头一般多在算术平均水头附近。国内外抽水蓄能电站最高水头与额定水头的比值一般小于等于1．1。根据对国外102座抽水蓄能电站的统计，有66座抽水蓄能电站的额定水头高于算数平均水头，17座抽水蓄能电站额定水头与算数平均水头相同，19座抽水蓄能电站额定水头低于算数平均水头。而低于算数平均水头的抽水蓄能电站都是水头变幅较小的。从机组运行稳定性考虑，对于水头变幅较大的抽水蓄能电站，额定水头不宜小于算术平均水头；对于水头变幅较小的抽水蓄能电站，额定水头可略低于加权平均水头和算术平均水头。从机组运行效率角度考虑，额定水头越高，加权平均效率越高。从经济性分析，随着额定水头的抬高，主要水机设备投资减少。
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