CN110158552A - 阶梯式虚拟抽水蓄能电站 - Google Patents

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CN110158552A CN201910383363.0A CN201910383363A CN110158552A CN 110158552 A CN110158552 A CN 110158552A CN 201910383363 A CN201910383363 A CN 201910383363A CN 110158552 A CN110158552 A CN 110158552A
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姜彤
崔岩
张璐路
陈紫薇
傅昊
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North China Electric Power University
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Abstract

本发明公开了属于电力储能领域的一种阶梯式虚拟抽水蓄能电站，高压水池、低压水池和缓冲液压池引出压强不等的水头端口，压强不等的各水头端口通过液体管道与抽蓄发电单元相连；缓冲液压池的内部压强通过稳压策略控制，以保证各水头端口间的压强恒定。本发明采用虚拟抽蓄技术在高水头需求下进行水头的合理拆分，降低能量损失，降低设备的制造难度；采用缓冲液压池设计稳定水头端口压强，配合多种稳压调节形式，提升电站运行的稳定性；根据抽蓄发电单元中水力设备的运行特性，合理设置水头端口压强，或根据水头端口压强设定，合理选择水力设备，保证电站运行的高效率；电站设备分布集中，便于集约控制，集中化管理。

Description

阶梯式虚拟抽水蓄能电站
技术领域
本发明属于电力储能技术领域，具体为一种阶梯式虚拟抽水蓄能电站。
背景技术
随着产业结构的升级和经济增长方式的转变，我国能源结构已逐渐进入深刻调整期，大量间歇性、随机性可再生能源发电的并网运行，给电力系统的安全稳定运行带来冲击，同时也造成大量的弃风、弃光等资源浪费现象。电力储能技术作为未来电力系统发展的的关键技术，打破传统电网“即发即用”的原则，在新能源并网发电、电网调峰等领域有广泛的应用空间。
传统的抽水蓄能电站依山而建，储能时利用水力设备将水抽至上水池，电能转化成液体高度势能存储，发电时上水池的水驱动水利设备发电，将液体的高度势能转化为电能。传统抽水蓄能电站选址要求高，灵活性差，施工难度大，成本高，高海拔落差条件下，电站储发设备制造难度大，且水力设备出口液体流速高，能量损失严重，同时高速的液体流动会冲击坝底和河床，危及电站的安全稳定运行。传统的阶梯式抽水蓄能电站，分级利用山体高度落差，每一级发电单元出口压力为大气压力，利用山体高度下落构建下一级发电单元入口压强，即每一级的水头端口均有两个，零压上端口和高压下端口，电站设备分布不集中，难以集约化管理。
发明内容
针对上述问题，本发明提出了一种阶梯式虚拟抽水蓄能电站，其特征在于，包括：高压水池、低压水池、至少一个缓冲液压池和至少两级抽蓄发电单元；其中高压水池、低压水池和缓冲液压池引出压强不等的水头端口，各水头端口之间形成势能源，各势能源间连接抽蓄发电单元。
所述缓冲液压池为压缩空气和水共存的压力容器、受外力作用的液压活塞形成的压力容器、一定高度的水池及其下连管道中的一种或多种的组合；
所述稳压策略主要包括缓冲液压池自调节、抽蓄发电单元流量调节和外增设备恒压调节三种稳压调节形式中的一种或多种；
缓冲液压池自调节是指利用缓冲液压池自身特性，运行过程中自动限制水头端口压强波动；
抽蓄发电单元流量调节是指通过对抽蓄发电单元水门、转速进行控制，调整抽蓄发电单元的流量，从而维持水头端口压强恒定；
外增设备恒压调节，是指在缓冲液压池外部增加液体支路或气体支路，实现缓冲液压池水头端口压强恒定；
所述液体支路为：在缓冲液压池底部经液体管道串接水泵和水轮发电机，通过控制水泵、水轮发电机的工作状态调整缓冲液压池的进出水量，从而控制水头端口压强；
所述气体支路为：当缓冲液压池为压缩空气和水共存的压力容器、受外力作用的液压活塞形成的压力容器时，在缓冲液压池顶部设置气体端口，经气体管道与空压机和膨胀机相连，通过控制空压机、膨胀机组的工作状态调整缓冲液压池的进出气量，从而控制水头端口压强。
当缓冲液压池为受外力作用的液压活塞形成的压力容器时，液压活塞承受外力形式可为重物重力、弹簧弹力、磁排斥力；
缓冲液压池的内部压强通过稳压策略控制，以保证各水头端口间的压强恒定。
所述高压水池为山体上水池及其下连管道、或为内部混合压缩空气和水的压力容器、或为外力作用的液压活塞。
所述抽蓄发电单元为直连活塞缸形式的液压机构或直连水轮机形式的轮机机构；直连水轮机形式又包括水轮发电机和水泵的组合形式、可逆式水轮机组，实现将两个水头端口间的液体势能转化成电能。
所述直连活塞缸形式的液压机构为利用连杆连接一组活塞和外部电力设备，活塞的内腔通过阀门和管道连接一组势能源，实现将两个水头端口间的液体势能转化成连杆的平动动能，再通过外部电力设备转化成电能。
所述水头端口任意两个为一组势能源，两组或多组势能源通过势能转换单元相接；其中势能转换单元为同轴多活塞缸形式的液压机构或同轴水轮机形式的轮机机构；势能转换单元使用势能转换单元流量调节对势能转换单元所连接的两组势能源进行稳压调节。
所述同轴多活塞缸形式的液压机构，采用面积不同的两组活塞串联成活塞组，两组活塞之间通过连杆连接，两组活塞的活塞腔通过阀门和管道分别连接两组势能源；实现将一组势能源液体势能转化成连杆的平动动能，进而转化成另一组势能源的液体势能。
所述同轴水轮机形式的轮机机构，采用面积不同的两组同轴旋转叶片，分别通过阀门和管道连接到两组势能源；实现将一组势能源液体势能转化成叶片的转动动能，进而转化成另一组势能源的液体势能。
所述的势能转换单元流量调节是指通过对势能转换单元连杆速度、叶片转速进行控制，调整势能转换单元连接的两组势能源流量，从而维持水头端口压强恒定。
本发明的有益效果包括以下几个方面：
1、采用抽蓄电站梯形设计方法，在高水头需求下进行水头的合理拆分，降低能量损失，降低设备的制造难度。
2、采用缓冲液压池设计稳定水头端口压强，配合缓冲液压池自调节、抽蓄发电单元流量调节、外增设备恒压调节、势能转换单元流量调节的稳压调节形式，提升电站运行的稳定性。
3、根据抽蓄发电单元中水力设备的运行特性，合理设置水头端口压强，或根据水头端口压强设定，合理选择水力设备，保证电站运行的高效率。
4、高压水池和缓冲液压池实现方法多样，可摆脱抽蓄电站对山体的依赖，选址灵活，建造成本低。
5、相较于传统阶梯式抽蓄发电技术中抽蓄发电单元出口和下一级入口之间有两个水头端口，即零压上水头端口以及借助液体落差的高压下水头端口，本发明中每一级缓冲液压池仅有一个水头端口，阶梯式的设备分布集中，便于集约控制，集中化管理。
附图说明
图1为本发明阶梯式虚拟抽水蓄能电站实施例1的示意图；
图2为本发明实施例2的示意图；
图3为本发明实施例3的示意图；
图4为本发明实施例4的示意图；
图5为本发明实施例5的示意图；
图6为本发明实施例6的示意图；
图7为本发明实施例7的示意图；
图8为本发明实施例8的示意图；
图9为本发明实施例9的示意图；
图10为本发明实施例10的示意图；
图11为本发明实施例中水气共存压力容器的示意图；
图12为本发明实施例中重物作用液压活塞的示意图；
图13为本发明实施例中弹力作用液压活塞的示意图；
图14为本发明实施例中山体具有一定高度上水池的示意图；
图15为本发明实施例中直连水轮机形式的轮机机构示意图；
图16为本发明实施例中直活塞缸形式的液压机构的示意图；
图17为本发明实施例中同轴多活塞缸形式的液压机构的示意图；
图18为本发明实施例中同轴水轮机形式的轮机机构的示意图；
图19为本发明实施例中外部电力设备采用虚拟抽蓄设备的示意图；
图20为本发明实施例中另一种同轴多活塞缸形式的液压机构的示意图；
图21为本发明实施例中另一种同轴水轮机形式的轮机机构的示意图。
图中：
1-高压水池，2-低压水池，3-缓冲液压池，4-抽蓄发电单元，5-水头端口，6-势能转换单元；
11-山体上水池及下连管道，12-内部混合压缩空气和水的压力容器，13-外力作用的液压活塞，31-最高缓冲液压池，32-较高缓冲液压池，33-较低缓冲液压池，34-最低缓冲液压池，41-一级抽蓄发电单元，42-二级抽蓄发电单元，43-三级抽蓄发电单元，44-四级抽蓄发电单元，45-五级抽蓄发电单元，51-第一水头端口，52-第二水头端口，53-第三水头端口，54-第四水头端口，55-第五水头端口，56-第六水头端口，71-液体支路，72-气体支路；
301-水气共存压力容器，302-外力作用的液压活塞，303-一定高度的水池及其下连管道，401-直连水轮机形式的轮机机构，402-直连活塞缸形式的液压机构，601-同轴多活塞缸形式的液压机构，602-同轴水轮机形式的轮机机构，121-压力容器，122-海底沉箱，711-水泵，712-水轮发电机，721-压缩机，722-膨胀机；
3021-重物作用的液压活塞，3022-弹力作用的液压活塞，4021-液压活塞，4011-水轮发电机，4012-电动机/发电机，4022-直线电机，4023-虚拟抽蓄设备，6011-活塞缸，6021-旋转叶片；
40231-上水池，40232-下水池，40233-活塞缸，40234-水泵，40235-水轮发电机。
具体实施方式
下面结合附图，对实施例作详细说明。
如图1所示的本发明实施例1，包括：高压水池1、低压水池2、至少一个缓冲液压池3和至少两级抽蓄发电单元4；其中高压水池1、低压水池2和缓冲液压池3引出压强不等的水头端口5，各水头端口5之间形成两级以上势能源，各级势能源连接对应的抽蓄发电单元4。
缓冲液压池3为压缩空气和水共存的压力容器、受外力作用的液压活塞形成的压力容器、一定高度的水池及其下连管道中的一种或多种的组合；受外力作用的液压活塞形成的压力容器中，液压活塞承受外力形式可为重物重力、弹簧弹力、磁排斥力。缓冲液压池3的内部压强通过稳压策略控制，以保证各水头端口间的压强恒定。
高压水池1为山体上水池及其下连管道、或为内部混合压缩空气和水的压力容器、或为外力作用的液压活塞；高压水池1和低压水池2可以看作是一种特殊的缓冲液压池3，高压水池1的压强最高，低压水池2的压强最低。高压水池1具备一定的势能存储能力，缓冲液压池3仅有极小的势能存储能力；以高压水池1、某缓冲液压池3的水头端口5压强分别为pa＝0.6MPa、pb＝0.2MPa为例，设储能运行过程中高压水池1中进入的液体量为Va＝100m3，该缓冲液压池3允许波动的最大液体量为高压水池1中进入的液体量0.1％，即Vb＝0.1m3，该缓冲液压池3的水头端口5所允许波动的最大压强为pb的5％，即pb’＝0.2(1+5％)＝0.21MPa，则高压水池1的最大势能存储量为Wa＝paVa＝60MJ，缓冲液压池3的最大势能存储量仅为Wb＝pb’Vb＝0.021MJ。
水头端口5连接抽蓄发电单元4的形式，可以采用任意两个水头端口5与单个抽蓄发电单元4直接连接的形式；可以采用任意两个水头端口5与多个抽蓄发电单元4并列运行的形式；也可以采用在水头端口5之间通过增加缓冲液压池3构造出新的水头端口5与现有水头端口5间构成多组势能源，再继续连接多组抽蓄发电单元4的形式。
稳压策略使用了缓冲液压池自调节、抽蓄发电单元流量调节和外增设备恒压调节三种稳压调节形式中的至少一种；其中缓冲液压池自调节是指利用缓冲液压池3自身特性，运行过程中自动限制水头端口5压强波动；抽蓄发电单元流量调节是指通过对抽蓄发电单元4水门、转速等控制，调整抽蓄发电单元4的流量，从而维持水头端口5压强恒定；外增设备恒压调节，是指在缓冲液压池3外部增加液体支路71或气体支路72，实现缓冲液压池3的水头端口5压强恒定；液体支路71，即在缓冲液压池3底部经液体管道串接水泵和水轮发电机，通过控制水泵、水轮发电机的工作状态调整缓冲液压池3的进出水量，从而控制水头端口5压强；气体支路72，即在缓冲液压池3顶部增加气体端口，经气体管道与空压机和膨胀机相连，通过控制空压机、膨胀机组的工作状态调整缓冲液压池3的进出气量，从而控制水头端口5压强。
抽蓄发电单元4实现将各势能源液体(缓冲液压池3、高压水池1或低压水池2)中的势能到电能之间的转换；抽蓄发电单元4为直连活塞缸形式的液压机构或直连水轮机形式的轮机机构；直连水轮机形式又包括水轮发电机和水泵的组合形式、可逆式水轮机组，实现将两个水头端口5间的液体势能转化成电能。抽蓄发电单元4进出口压强差为两个水头端口5间的相对压强差，抽蓄发电单元4设备耐压值为两个水头端口5中高压水头端口的绝对压强值。
直连活塞缸形式的液压机构为利用连杆连接一组活塞和外部电力设备，活塞的内腔通过阀门和管道连接一组势能源，实现将两个水头端口5间的液体势能转化成连杆的平动动能，再通过外部电力设备转化成电能。
工作储能时，抽蓄发电单元4消耗电能，将水从低压水池2顺序通过压强由低至高的各水头端口5送入高压水池1，实现将电能转化成高压水池1的势能。
工作发电时，水从高压水池1顺序通过压强由高至低的各水头端口5，推动各抽蓄发电单元4发电，实现将高压水池1的势能转化为电能输出。
在本实施例中，由高压水池1的第一水头端口51至低压水池2的第二水头端口52的方向上，增加一级缓冲液压池3的第三水头端口53；高压水池1和缓冲液压池3间连接一级抽蓄发电单元41，缓冲液压池3和低压水池2间连接二级抽蓄发电单元42；一级抽蓄发电单元41、二级抽蓄发电单元42都与电网相连，且一级抽蓄发电单元41、二级抽蓄发电单元42的进出口和各水头端口5(第一水头端口51、第二水头端口52和第三水头端口53)的管路上都设有阀门。
如图2、图11和图15所示的本发明实施例2，未描述部分与实施例1相同；
在本实施例中，缓冲液压池3包括最高缓冲液压池31和较高缓冲液压池32，抽蓄发电单元4又分为一级抽蓄发电单元41、二级抽蓄发电单元42和三级抽蓄发电单元43；高压水池1的第一水头端口51至低压水池2的第四水头端口54的方向上，通过液体管道顺序连接最高缓冲液压池31的第二水头端口52和较高缓冲液压池32的第三水头端口53两个水头端口5；高压水池1和最高缓冲液压池31间的液体管道上设有一级抽蓄发电单元41，最高缓冲液压池31和较高缓冲液压池32间的液体管道上设有二级抽蓄发电单元42，较高缓冲液压池32和低压水池2间的液体管道上设有三级抽蓄发电单元43；一级抽蓄发电单元41、二级抽蓄发电单元42和三级抽蓄发电单元43都与电网相连，且一级抽蓄发电单元41、二级抽蓄发电单元42和三级抽蓄发电单元43的进出口和各水头端口5的管路上都设有阀门。
在本实施例中，最高缓冲液压池31和较高缓冲液压池32从水气共存压力容器301、外力作用的液压活塞302和一定高度的水池及其下连管道303三种方案中都选择了水气共存压力容器301方案；水气共存压力容器301为在密闭的压力容器内部充入水和指定压强的压缩空气，水气共存压力容器301的底部与液体管道相连，形成指定压强的水头端口5，忽略容器液体高度，压缩气体压强值即为水头端口压强值。运行时阀门均处于打开的状态，为保持水头端口5压强恒定，水气共存压力容器301连至液体管道每时刻的进水量应与出水量相等，即净进水量为0，水气共存压力容器301内部气体不被压缩或膨胀，实现稳定压强的作用。当水头端口5(第二水头端口52和第三水头端口53)压强上升，水气共存压力容器301中的压缩空气被再次压缩，水头端口5产生的高压强会减少液体进入量，增大液体流出量，即净进水量为负，整体表现为水从水头端口流出，阻止压缩空气进一步压缩，限制水头端口5压强持续上升；因而水气共存压力容器301具备自调节能力。
在本实施例中，高压水池1从山体上水池及下连管道11、内部混合压缩空气和水的压力容器12、外力作用的液压活塞13三种方案中采用了山体上水池及下连管道11方案；即在山体高位置开凿一定容积的上水池，在水池底部开通管路连接至低位置液体管道，利用山体高度势能在液体管道中产生高压强。
在本实施例中，抽蓄发电单元共分3级，分别为均采用了直连水轮机形式的一级抽蓄发电单元41、二级抽蓄发电单元42、三级抽蓄发电单元43，且具体都使用了直连水轮机形式的轮机机构401；更具体的，在不同压强的缓冲液压池3之间通过阀门和液体管道连接水轮机4011，水轮机外接入电动机/发电机4012与电网交互；直连水轮机形式的轮机机构401还可以采用可逆式抽蓄机组或水轮发电机和水泵的并联组合；直连水轮机形式的轮机机构401实现势能源液体势能与电能的转换。
在本实施例中，高压水池1、最高缓冲液压池31、较高缓冲液压池32和低压水池2的压强依次减小，因此在高压水池11、最高缓冲液压池31、较高缓冲液压池32和低压水池2间两两存在有势能源。
储能过程中，电动机/发电机4012工作在电动机状态，消耗电网电能驱动水轮机4011工作，将水从低压水池2逐级抽至高压水池11。三级抽蓄发电单元43将水从低压水池2抽至较高缓冲液压池32，流量为Q43；二级抽蓄发电单元42将水从较高缓冲液压池32抽至最高缓冲液压池31，流量为Q42；一级抽蓄发电单元41将水从最高缓冲液压池31抽至高压水池11，流量为Q41。运行时维持缓冲液压池3压强恒定，即流量关系满足Q41＝Q42＝Q43；各级缓冲液压池3的压强设定和抽蓄发电单元4的流量设定应根据水轮机最优运行效率点下的压强、流量设定，以满足各级抽蓄发电单元4均运行在水轮机最优的工作状态。例如，高压水池11的山体高度为600m，抽蓄发电单元4均选择最优工作水头为200m的混流式水轮机，最高缓冲液压池31中水气共存压力容器301可充入4MPa(相对值)压缩空气，较高缓冲液压池32中水气共存压力容器301可充入2MPa(相对值)压缩空气，在高压水池11和最高缓冲液压池31之间、最高缓冲液压池31和较高缓冲液压池32之间、较高缓冲液压池32和低压水池2之间均形成了200m水头，此时最高缓冲液压池31在电站稳定运行时的压强应为4MPa，较高缓冲液压池32在电站稳定运行时的压强应为2MPa；同时，通过水头为200m的混流式水轮机的抽水过程运行效率曲线选取最高效率ηm＝η(Qm)下的运行流量Qm，运行时控制各级水轮机水门开度和转速使Q41＝Q42＝Q43＝Qm，此时，各级抽蓄发电单元4在电站稳定运行时的流量为Qm。对于电动机/发电机4012，功率应达P＝p*Qm，其中p为各抽蓄发电单元4两侧的压强差。
发电过程中，电动机/发电机4012工作在发电机状态，高压水池11的水逐级流至低压水池2，液体势能驱动水轮机4011旋转发电传至电网侧。发电过程控制方法和储能相同，仍保证最高缓冲液压池31和较高缓冲液压池32压强与储能过程一致，保证各级流量相同，即Q41＝Q42＝Q43＝Qm，此时Qm为混流式水轮机在发电过程运行效率曲线中最高效率点对应的流量。
在本实施例中，所使用的稳压策略为缓冲液压池自调节和抽蓄发电单元流量调节。
缓冲液压池自调节是指在缓冲液压池3所采用的水气共存压力容器301，外力作用的液压活塞302和一定高度的水池及其下连管道303方案时，由于缓冲液压池3自身特性，在运行过程中自动限制水头端口5压强波动。在本实施例中，缓冲液压池3均采用水气共存压力容器301，以发电时较高缓冲液压池32为例：正常运行时，较高缓冲液压池32水头端口5压强恒定，水头端口5中从二级抽蓄发电单元42的流入进水量Q1与流向三级抽蓄发电单元43的出水量Q2相同，即Q1＝Q2，水头端口5的净进水量Q＝Q1-Q2＝0，故水头维持恒定状态。当较高缓冲液压池32水头端口5压强上升时，即水头端口5的净进水量Q＝Q1-Q2>0，较高缓冲液压池32内部压缩空气被压缩，产生高压强阻止水进一步进入端口内，即流入进水量Q1下降，流出量Q2上升，最终实现净进水量Q＝Q1-Q2＝0，水头端口5维持了稳定状态。当较高缓冲液压池32水头端口5压强下降时，即水头端口5的净进水量Q＝Q1-Q2<0，较高缓冲液压池32内部压缩空气被膨胀，产生低压强阻止水进一步流出端口，即流入进水量Q1上升，流出量Q2下降，最终实现净进水量Q＝Q1-Q2＝0，水头端口5维持了稳定状态。上述过程为缓冲液压池自调节过程，不需外力作用，仅靠自身特性实现调节过程，适用于任何形式的缓冲液压池3，适用于储能和发电过程。
抽蓄发电单元流量调节是指通过对各抽蓄发电单元4中水轮发电机的水门和转速等进行控制，以调整抽蓄发电单元的流量，从而维持水头端口压强恒定。在本实施例中，一级抽蓄发电单元41、二级抽蓄发电单元42、三级抽蓄发电单元43均采用直连水轮机形式，通过对各级抽蓄发电单元4水轮机的水门、转速等控制，控制每级流入和流出缓冲液压池3的流量。正常运行时，各级抽蓄发电单元4的流量相同，即Q41＝Q42＝Q43，对于最高缓冲液压池31和较高缓冲液压池32水头端口5的净进水量为Q31＝Q32＝0，水头端口5压强稳定。储能过程中，当最高缓冲液压池31水头端口5的压强上升时，最高缓冲液压池31水头端口5净进水量Q31＝Q42-Q41>0，此时增大一级抽蓄发电单元41中水轮机4011的转速和水门开度，即提升流量Q41，或者减少二级抽蓄发电单元42中水轮机4011的转速和水门开度，即减少流量Q42，最终实现最高缓冲液压池31水头端口5净进水量Q31＝Q41-Q42＝0，维持水头端口5压强恒定；当最高缓冲液压池31水头端口5的压强下降时，最高缓冲液压池31水头端口5净进水量Q31＝Q42-Q41<0，此时减少一级抽蓄发电单元41中水轮机4011的转速和水门开度，即减少流量Q41，或者增大二级抽蓄发电单元42中水轮机4011的转速和水门开度，即提升流量Q42，最终实现最高缓冲液压池31水头端口5净进水量Q31＝Q41-Q42＝0，维持水头端口5压强恒定。发电过程中，当最高缓冲液压池31水头端口5的压强上升时，最高缓冲液压池31水头端口5净进水量Q31＝Q41-Q42>0，此时减少一级抽蓄发电单元41中水轮机4011的转速和水门开度，即减少流量Q41，或者增大二级抽蓄发电单元42中水轮机4011的转速和水门开度，即提升流量Q42，最终实现最高缓冲液压池31水头端口5净进水量Q31＝Q41-Q42＝0，维持水头端口5压强恒定；当最高缓冲液压池31水头端口5的压强下降时，最高缓冲液压池31水头端口5净进水量Q31＝Q41-Q42<0，此时增大一级抽蓄发电单元41中水轮机4011的转速和水门开度，即提升流量Q41，或者减少二级抽蓄发电单元42中水轮机4011的转速和水门开度，即减少流量Q42，最终实现最高缓冲液压池31水头端口5净进水量Q31＝Q41-Q42＝0，维持水头端口5压强恒定。此种控制的方法也适用于对较高缓冲液压池32压强的控制。
如图3、图11、图14和图19所示的实施例3，未描述部分与实施例2相同；
在本实施例中，最高缓冲液压池31和较高缓冲液压池32均使用了外力作用的液压活塞302方案中的弹力作用液压活塞3022；弹力作用液压活塞3022为在液压活塞外部连接压缩弹簧，活塞底部与液体管道相连，形成指定压强的水头端口5，忽略容器液体高度，设弹簧压缩量为X，弹簧弹性系数为k，活塞面积为S，则kX/S即为水头端口压强值。运行时阀门均处于打开的状态，为保持水头端口5压强恒定，弹力作用液压活塞3022连至液体管道，每时刻的进水量应与出水量相等，即净进水量为0，弹力作用液压活塞3022外部弹簧不被再次压缩或膨胀，实现稳定压强的作用。当水头端口5(第二水头端口52和第三水头端口53)压强上升，弹力作用液压活塞3022中的弹簧被再次压缩，水头端口5产生的高压强会减少液体进入量，增大液体流出量，即净进水量为负，整体表现为水从水头端口流出，阻止外接弹簧进一步压缩，限制水头端口5压强持续上升；因而弹力作用液压活塞3022具备自调节能力。
在本实施例中，高压水池1采用内部混合压缩空气和水的压力容器12方案，具体采用海底沉箱方案，即在海底沉箱122内注入压缩空气，压缩空气压强值与海底液体压强相同，利用海底液体压强维持压力容器121内空气压强，压力容器121底部有大量液体，底部开通管路连接至液体管道，利用空气压强在液体管道中产生高压强。另外，除了海底沉箱方案，内部混合压缩空气和水的压力容器12方案也可采用外接水力设备的方法在压力容器内部压缩空气产生高压强。
在本实施例中，一级抽蓄发电单元41、二级抽蓄发电单元42和三级抽蓄发电单元43分别为均采用了直连活塞缸形式，具体外部电力设备采用直线电机的方案，即在不同压强的缓冲液压池3之间通过阀门和液体管道连接液压活塞4021，液压活塞4021内部活塞通过连杆与直线电机4022相连，直线电机4022与电网交互；直线电机可为直线发电机和直线电动机的组合形式，根据储能发电状态切换运行模式；活塞缸串联直线电机形式的液压机构402实现将一组势能源液体势能转化成连杆的平动动能，进而转化成电能。另外，除了外接直线电机方案将连杆的平动动能转化成电能，也可采用液压变压器发电、曲柄或齿轮发电等方案。
在本实施例中，高压水池1、最高缓冲液压池31、较高缓冲液压池32和低压水池2的压强依次减小，即第一水头端口51、第二水头端口52、第三水头端口53和第四水头端口54间的压强依次减小；因此在高压水池1、最高缓冲液压池31、较高缓冲液压池32和低压水池2间两两存在有势能源。
储能过程中，直线电机4022工作在电动机状态，消耗电网电能驱动活塞杆往复运动，将水从低压水池2逐级抽至高压水池12。以二级抽蓄发电单元42为例，连杆向左运动时，F2、F3阀门打开，F1、F4阀门关闭；连杆向右运动时，F1、F4阀门打开，F2、F3阀门关闭；水从较高缓冲液压池32进入最高缓冲液压池31，实现储能过程。一级抽蓄发电单元41、二级抽蓄发电单元42、三级抽蓄发电单元43的流量分别为Q41、Q42、Q43，运行时满足Q41＝Q42＝Q43；各级缓冲液压池3的压强设定和抽蓄发电单元4的流量设定应根据液压活塞最优运行效率点下的压强、流量设定，以满足各级抽蓄发电单元4均运行在直线电机最优的工作状态。例如，高压水池12的压缩空气为6MPa，抽蓄发电单元4均选择最优负载为2MPa的液压活塞，最高缓冲液压池31中弹力作用液压活塞3022在水头端口5产生的压强为2MPa，较高缓冲液压池32中弹力作用液压活塞3022在水头端口5产生的压强为2MPa，在高压水池11和最高缓冲液压池31之间、最高缓冲液压池31和较高缓冲液压池32之间、较高缓冲液压池32和低压水池2之间均形成了2MPa压强差值，此时最高缓冲液压池31在电站稳定运行时的压强应为4MPa，较高缓冲液压池32在电站稳定运行时的压强应为2MPa；同时，通过液压活塞和直线电机运行效率曲线选取最高效率ηm＝η(Qm)下的运行流量Qm，运行时控制各级液压活塞4021运行速度使Q41＝Q42＝Q43＝Qm，当液压活塞面积为S时，控制液压活塞4021运行速度为v＝Qm/S，此时各级抽蓄发电单元4在电站稳定运行时的流量为Qm。对于直线电机4022，功率应达P＝p*Qm，出力应达F＝p*S，其中p为各抽蓄发电单元4两侧的压强差。
发电过程中，直线电机4022工作在直线发电机状态，高压水池12的水逐级流至低压水池2，液体势能驱动液压活塞4021往复运动使直线电动机发电传至电网侧。以二级抽蓄发电单元42为例，连杆向左运动时，F1、F4阀门打开，F2、F3阀门关闭；连杆向右运动时，F2、F3阀门打开，F1、F4阀门关闭；水从最高缓冲液压池31进入较高缓冲液压池32，实现发电过程。发电过程控制方法和储能相同，仍保证最高缓冲液压池31和较高缓冲液压池32压强与储能过程相同，保证各级流量相同，即Q41＝Q42＝Q43＝Qm。
本实施例所使用的稳压策略为缓冲液压池自调节和抽蓄发电单元流量调节。
缓冲液压池自调节是指在缓冲液压池3所采用的水气共存压力容器301，外力作用的液压活塞302和一定高度的水池及其下连管道303方案时，由于缓冲液压池3自身特性，在运行过程中自动限制水头端口5压强波动。在本实施例中，缓冲液压池3均采用弹力作用的液压活塞3022，以发电时较高缓冲液压池32为例：正常运行时，较高缓冲液压池32水头端口5压强恒定，水头端口5中从二级抽蓄发电单元42的流入进水量Q1与流向三级抽蓄发电单元43的出水量Q2相同，即Q1＝Q2，水头端口5的净进水量Q＝Q1-Q2＝0，故水头维持恒定状态。当较高缓冲液压池32水头端口5压强上升时，即水头端口5的净进水量Q＝Q1-Q2>0，较高缓冲液压池32液压活塞3022外部弹簧被压缩，产生高压强阻止水进一步进入端口内，即流入进水量Q1下降，流出量Q2上升，最终实现净进水量Q＝Q1-Q2＝0，水头端口5维持了稳定状态。当较高缓冲液压池32水头端口5压强下降时，即水头端口5的净进水量Q＝Q1-Q2<0，较高缓冲液压池32液压活塞3022外部弹簧被拉伸，产生低压强阻止水进一步流出端口，即流入进水量Q1上升，流出量Q2下降，最终实现净进水量Q＝Q1-Q2＝0，水头端口5维持了稳定状态。上述过程为缓冲液压池自调节过程，不需外力作用，仅靠自身特性实现调节过程，适用于任何形式的缓冲液压池3，适用于储能和发电过程。
抽蓄发电单元流量调节是指通过对各抽蓄发电单元4中液压活塞4021的运行速度进行控制，以调整抽蓄发电单元的流量，从而维持水头端口压强恒定。在本实施例中，一级抽蓄发电单元41、二级抽蓄发电单元42、三级抽蓄发电单元43均采用直连水轮机形式，通过对各级抽蓄发电单元中液压活塞4021的运行速度进行控制，控制每级流入和流出缓冲液压池3的流量。正常运行时，各级抽蓄发电单元4的流量相同，即Q41＝Q42＝Q43，对于最高缓冲液压池31和较高缓冲液压池32水头端口5的净进水量为Q31＝Q32＝0，水头端口5压强稳定。储能过程中，当最高缓冲液压池31水头端口5的压强上升时，最高缓冲液压池31水头端口5净进水量Q31＝Q42-Q41>0，此时增大一级抽蓄发电单元41中液压活塞4021的运行速度v，即提升流量Q41，或者减少二级抽蓄发电单元42中液压活塞4021的运行速度v，即减少流量Q42，最终实现最高缓冲液压池31水头端口5净进水量Q31＝Q41-Q42＝0，维持水头端口5压强恒定；当最高缓冲液压池31水头端口5的压强下降时，最高缓冲液压池31水头端口5净进水量Q31＝Q42-Q41<0，此时减少一级抽蓄发电单元41中液压活塞4021的运行速度v，即减少流量Q41，或者增大二级抽蓄发电单元42中液压活塞4021的运行速度v，即提升流量Q42，最终实现最高缓冲液压池31水头端口5净进水量Q31＝Q41-Q42＝0，维持水头端口5压强恒定。发电过程中，当最高缓冲液压池31水头端口5的压强上升时，最高缓冲液压池31水头端口5净进水量Q31＝Q41-Q42>0，此时减少一级抽蓄发电单元41中液压活塞4021的运行速度v，即减少流量Q41，或者增大二级抽蓄发电单元42中液压活塞4021的运行速度v，即提升流量Q42，最终实现最高缓冲液压池31水头端口5净进水量Q31＝Q41-Q42＝0，维持水头端口5压强恒定；当最高缓冲液压池31水头端口5的压强下降时，最高缓冲液压池31水头端口5净进水量Q31＝Q41-Q42<0，此时增大一级抽蓄发电单元41中液压活塞4021的运行速度v，即提升流量Q41，或者减少二级抽蓄发电单元42中液压活塞4021的运行速度v，即减少流量Q42，最终实现最高缓冲液压池31水头端口5净进水量Q31＝Q41-Q42＝0，维持水头端口5压强恒定。此种控制的方法也适用于对较高缓冲液压池32压强的控制。
本实施例中，外部电力设备采用直线电机4022实现连杆平动动能到电能的转化，外部电力设备也可采用虚拟抽蓄设备4023实现。图19为本发明实施例中外部电力设备采用虚拟抽蓄设备的示意图。以最高缓冲液压池31与较高缓冲液压池32之间构建二级抽蓄发电单元42为例。二级抽蓄发电单元42采用直连活塞缸形式的液压机构402，其中外部电力设备采用虚拟抽蓄设备4023。虚拟抽蓄设备4023由活塞缸40233、水泵40234、水轮发电机40235、上水池40231和下水池40232组成。活塞缸40233、水泵40234、水轮发电机40235并联一侧连接上水池40231，另一侧连接下水池40232，虚拟抽蓄设备4023与液压活塞4021通过活塞缸连杆相连。储能过程中，虚拟抽蓄设备4023中水泵40234工作耗能，将水从下水池40232抽至上水池40231，同时等量的水通过活塞缸40233从上水池40231回到下水池40232，始终保持上水池40231水量不变，推动连杆往复运动，即阀门F5和F8打开，阀门F6和F7关闭，连杆向右运动，阀门F6和F7打开，阀门F5和F8关闭，连杆向右运动。发电过程中，水轮发电机40235处于工作状态，连杆往复运动带动活塞缸从下水池40232抽水至上水池40231，同时等量的水通过水轮发电机40235从上水池40231回到下水池40232，水轮发电机40235对外发电，且连杆向右运动时，阀门F6和F7打开，阀门F5和F8关闭，连杆向左运动时，阀门F5和F8打开，阀门F6和F7关闭。储发过程液压活塞4021的运行过程与采用直线电机4022时的方案一致。
如图4和图14所示的本发明实施例4，未描述部分与实施例2相同；
在本实施例中，最高缓冲液压池31和较高缓冲液压池32均使用了一定高度的水池及其下连管道303方案；在海拔为H的山体上开凿上水池，通过液体的高度势能在水头端口5产生压强，压强为p＝ρgh。运行时阀门均处于打开的状态，为保持水头端口5压强恒定，一定高度的水池及其下连管道303每时刻的进水量应与出水量相等，即净进水量为0，一定高度的水池及其下连管道303内部水位不升不降，实现稳定压强的作用。当水头端口5压强上升，一定高度的水池及其下连管道303中水位上升，该水头端口5产生的高压强会减少液体进入量，增大液体流出量，即净进水量为负，整体表现为水从水头端口流出，阻止水位进一步上升，限制水头端口5压强持续上升；因而一定高度的水池及其下连管道303具备自调节能力。
在本实施例中，抽蓄发电单元4可采用直连活塞缸或直连水轮机任何一种形式，具体结构和运行方式可详见实施例2和实施例3。
在本实施例中，高压水池1采用采用了山体上水池及下连管道11方案。高压水池1、最高缓冲液压池31、较高缓冲液压池32和低压水池2的压强依次减小，因此在高压水池1、最高缓冲液压池31、较高缓冲液压池32和低压水池2间两两存在有势能源。
储能和发电过程中，保持各级抽蓄发电单元4的流量相同，即Q41＝Q42＝Q43，具体结构和运行方式可详见实施例2和实施例3。
本实施例所使用的稳压策略为缓冲液压池自调节和抽蓄发电单元流量调节。其中，抽蓄发电单元流量调节可详见实施例2和实施例3。
缓冲液压池自调节是指在缓冲液压池3所采用的水气共存压力容器301，外力作用的液压活塞302和一定高度的水池及其下连管道303方案时，由于缓冲液压池3自身特性，在运行过程中自动限制水头端口5压强波动。在本实施例中，缓冲液压池3均采用一定高度的水池及其下连管道303，以发电时较高缓冲液压池32为例：正常运行时，较高缓冲液压池32水头端口5压强恒定，水头端口5中从二级抽蓄发电单元42的流入进水量Q1与流向三级抽蓄发电单元43的出水量Q2相同，即Q1＝Q2，水头端口5的净进水量Q＝Q1-Q2＝0，故水头维持恒定状态。当较高缓冲液压池32水头端口5压强上升时，即水头端口5的净进水量Q＝Q1-Q2>0，较高缓冲液压池32水位上升，水头端口压强p＝ρgh上升，产生高压强阻止水进一步进入端口内，即流入进水量Q1下降，流出量Q2上升，最终实现净进水量Q＝Q1-Q2＝0，水头端口5维持了稳定状态。当较高缓冲液压池32水头端口5压强下降时，即水头端口5的净进水量Q＝Q1-Q2<0，较高缓冲液压池32水位下降，水头端口压强p＝ρgh降低，产生低压强阻止水进一步流出端口，即流入进水量Q1上升，流出量Q2下降，最终实现净进水量Q＝Q1-Q2＝0，水头端口5维持了稳定状态。上述过程为缓冲液压池自调节过程，不需外力作用，仅靠自身特性实现调节过程，适用于任何形式的缓冲液压池3，适用于储能和发电过程。
如图5所示的本发明实施例5，未描述部分与实施例1相同；
本实施例具体连接方式为：缓冲液压池3包括最高缓冲液压池31和较高缓冲液压池32，抽蓄发电单元4又分为一级抽蓄发电单元41、二级抽蓄发电单元42和三级抽蓄发电单元43；在高压水池1的第一水头端口51至低压水池2的第四水头端口54的方向上，顺序连接有一级抽蓄发电单元41、最高缓冲液压池31的气体端口、最高缓冲液压池31、最高缓冲液压池31的第二水头端口52、二级抽蓄发电单元42、较高缓冲液压池32的气体端口、较高缓冲液压池32、较高缓冲液压池32的第三水头端口53和三级抽蓄发电单元43。
本实施例中，最高缓冲液压池31和较高缓冲液压池32均使用了水气共存压力容器301；高压水池1采用山体上水池及其下连管道11、或为内部混合压缩空气和水的压力容器12、或为外力作用的液压活塞13任意一种方案；抽蓄发电单元4可采用直连活塞缸或直连水轮机任何一种形式，其中直连水轮机形式中水轮机可采用冲击式水轮机等；
本实施例应用于发电过程，具体为：水从高压水池1逐级流入低压水池2驱动抽蓄发电单元4发电，将水的势能最终转化成电能；水从高压水池1经高压水池的水头端口5、一级抽蓄发电单元41、最高缓冲液压池31的气体端口流入最高缓冲液压池31内，驱动一级抽蓄发电单元41发电；水从最高缓冲液压池31经最高缓冲液压池31的水头端口5、二级抽蓄发电单元42、较高缓冲液压池32的气体端口流入较高缓冲液压池32内，驱动二级抽蓄发电单元42发电；水从较高缓冲液压池32经较高缓冲液压池32的水头端口5、三级抽蓄发电单元41流入低压水池2内，驱动低压水池2发电。一级抽蓄发电单元41、二级抽蓄发电单元42、三级抽蓄发电单元43的流量分别为Q41、Q42、Q43，运行时满足Q41＝Q42＝Q43；
发电过程中可采用缓冲液压池自调节、抽蓄发电单元流量调节方式，发电过程缓冲液压池3的进水来自气体端口，出水流入水头端口，具体运行方式可详见实施例2和实施例3。
相较于传统阶梯式抽蓄发电技术中抽蓄发电单元出口和下一级入口之间有两个水头端口，即零压上水头端口以及借助液体落差的高压下水头端口，本电站中每一级缓冲液压池3仅有一个水头端口，实施例5中缓冲液压池3虽然有两个端口，但压强相同，两个端口的作用等效。
如图6、图11、图13所示本发明实施例6，未描述部分与实施例1相同；
本实施例具体连接方式为：缓冲液压池3包括最高缓冲液压池31和较高缓冲液压池32，抽蓄发电单元4又分为一级抽蓄发电单元41、二级抽蓄发电单元42和三级抽蓄发电单元43；在高压水池1的第一水头端口51至低压水池2的第四水头端口54的方向上，顺序连接有一级抽蓄发电单元41、二级抽蓄发电单元42和三级抽蓄发电单元43，最高缓冲液压池31的第二水头端口52以及较高缓冲液压池32的第三水头端口53分别接入一级抽蓄发电单元41和二级抽蓄发电单元42间以及二级抽蓄发电单元42和三级抽蓄发电单元43间的管路。
本实施例中，最高缓冲液压池31采用水气共存压力容器301和受外力作用的液压活塞形成的压力容器302组合形式，具体为水气共存压力容器301和受弹力作用的液压活塞形成的压力容器3022组合形式，较高缓冲液压池32均使用了水气共存压力容器301；高压水池1采用山体上水池及其下连管道11、或为内部混合压缩空气和水的压力容器12、或为外力作用的液压活塞13任意一种方案；抽蓄发电单元4可采用直连活塞缸或直连水轮机任何一种形式。
储能和发电过程中，保持各级抽蓄发电单元4的流量相同，即Q41＝Q42＝Q43，具体结构和运行方式可详见实施例2和实施例3。
本实施例所使用的稳压策略为缓冲液压池自调节和抽蓄发电单元流量调节。其中，抽蓄发电单元流量调节可详见实施例2和实施例3。
缓冲液压池自调节是指在缓冲液压池3所采用的水气共存压力容器301，外力作用的液压活塞302和一定高度的水池及其下连管道303方案时，由于缓冲液压池3自身特性，在运行过程中自动限制水头端口5压强波动。在本实施例中，最高缓冲液压池31采用水气共存压力容器301和受外力作用的液压活塞形成的压力容器302组合形式，具体为水气共存压力容器301和受弹力作用的液压活塞形成的压力容器3022组合形式，以发电时最高缓冲液压池31为例：正常运行时，最高缓冲液压池31水头端口5压强恒定，水头端口5中从一级抽蓄发电单元42的流入进水量Q1与流向二级抽蓄发电单元43的出水量Q2相同，即Q1＝Q2，最高缓冲液压池31水头端口5的净进水量Q＝Q1-Q2＝0，故水头维持恒定状态。当最高缓冲液压池32水头端口5压强上升时，即水头端口5的净进水量Q＝Q1-Q2>0，最高缓冲液压池31中水气共存压力容器301和弹力作用的液压活塞形成的压力容器3022中水位同时上升，水气共存压力容器301内气体压缩，弹力作用的液压活塞形成的压力容器3022中弹簧压缩，二者在水头端口5产生的压强相同且升高，产生高压强阻止水进一步进入端口内，即流入进水量Q1下降，流出量Q2上升，最终实现净进水量Q＝Q1-Q2＝0，水头端口5维持了稳定状态。当最高缓冲液压池31水头端口5压强下降时，分析过程与上述相同。上述过程为缓冲液压池自调节过程，不需外力作用，仅靠自身特性实现调节过程，适用于任何形式的缓冲液压池3，适用于储能和发电过程。
如图7所示的本发明实施例7，未描述部分与实施例1相同；
在本实施例中，最高缓冲液压池31和较高缓冲液压池32之间连接有外增设备稳压调节的液体支路71和气体支路72。
在本实施例中，最高缓冲液压池31和较高缓冲液压池32均使用了水气共存压力容器301，高压水池1采用了山体上水池及下连管道11方案，具体结构和运行方式可详见实施例2。
在本实施例中，抽蓄发电单元4可采用直连活塞缸或直连水轮机任何一种形式，具体结构和运行方式可详见实施例2和实施例3。
在本实施例中，高压水池1、最高缓冲液压池31、较高缓冲液压池32和低压水池2的压强依次减小，即第一水头端口51、第二水头端口52、第三水头端口53和第四水头端口54间的压强依次减小；因此在高压水池1、最高缓冲液压池31、较高缓冲液压池32和低压水池2间两两存在有势能源。
储能和发电过程中，保持各级抽蓄发电单元4的流量相同，即Q41＝Q42＝Q43，具体结构和运行方式可详见实施例2和实施例3。
本实施例所使用的稳压策略为缓冲液压池自调节、抽蓄发电单元流量调节和外增设备恒压调节。缓冲液压池自调节、抽蓄发电单元流量调节过程可详见实施例2和实施例3。
外增设备恒压调节是指在最高缓冲液压池31和较高缓冲液压池32都使用水气共存压力容器301的方案时，在水气共存压力容器301之间增加液体支路71或气体支路72，以实现水头端口5压强恒定。
具体为：
液体支路71是指在两个水气共存压力容器301的底部经液体管道并行连接水泵711和水轮发电机712，通过控制水泵711和水轮发电机712的工作状态调整各缓冲液压池3的进出水量，从而控制水头端口5压强。当最高缓冲液压池31构成的水头端口5压强上升时，水轮发电机712启动，水从最高缓冲液压池31流至较高缓冲液压池32并驱动水轮机发电传至电网侧；此时最高缓冲液压池31的压强降低，水头端口5压强恢复指定值，实现水头端口5稳压。当最高缓冲液压池31构成的水头端口5压强下降时，水泵711启动，消耗电网电能将水从较高缓冲液压池32抽至最高缓冲液压池31；此时最高缓冲液压池31的压强上升，水头端口5压强恢复指定值，实现水头端口5稳压。
气体支路72是指在两个水气共存压力容器301的顶部之间各增加两个气体端口，两个缓冲液压池3的气体端口之间经气体管道分别与压缩机721和膨胀机722相连，通过控制压缩机721和膨胀机722工作状态调整两个缓冲液压池3各自的进出气量，从而控制水头端口5压强。当最高缓冲液压池31构成的水头端口5压强上升时，最高缓冲液压池31和较高缓冲液压池32间连接的膨胀机722启动，最高缓冲液压池31中的空气膨胀至较高缓冲液压池32中并驱动膨胀机722发电传至电网侧；此时最高缓冲液压池31的压强降低，水头端口5压强恢复指定值，实现水头端口5稳压。当最高缓冲液压池31构成的水头端口5压强下降时，最高缓冲液压池31和较高缓冲液压池32间连接的压缩机721启动，消耗电网电能将空气从较高缓冲液压池32抽至最高缓冲液压池31内压缩；此时最高缓冲液压池31的压强上升，水头端口5压强恢复指定值，实现水头端口5稳压。
当最高缓冲液压池31和较高缓冲液压池32使用外力作用的液压活塞302或一定高度的水池及其下连管道303时，仍可采用增加液体支路71的方法，以实现水头端口5压强恒定。具体调节过程与水气共存压力容器301采用液体支路71的方法一致。
如图8、图17、图20所示的本发明实施例8，未描述部分与实施例1相同；
水头端口5任意两个为一组势能源，两组或多组势能源通过势能转换单元6相接；其中势能转换单元6为同轴多活塞缸形式的液压机构或同轴水轮机形式的轮机机构。势能转换单元6可使用势能转换单元流量调节对势能转换单元6所连接的两组势能源进行稳压调节。
同轴多活塞缸形式的液压机构601，采用面积不同的两组活塞串联成活塞组，两组活塞之间通过连杆连接，两组活塞的活塞腔通过阀门和管道分别连接两组势能源；实现将一组势能源液体势能转化成连杆的平动动能，进而转化成另一组势能源的液体势能，最终通过抽蓄发电单元4转化成电能。
势能转换单元流量调节是指通过对势能转换单元6连杆速度、叶片转速进行控制，调整势能转换单元6连接的两组势能源流量，从而维持水头端口5压强恒定。
本发明的实施例8包括：高压水池1、低压水池2、缓冲液压池3、抽蓄发电单元4、势能转换单元6，缓冲液压池3包括最高缓冲液压池31、较高缓冲液压池32、较低缓冲液压池33、最低缓冲液压池34；抽蓄发电单元4又分为一级抽蓄发电单元41、二级抽蓄发电单元42、三级抽蓄发电单元43、四级抽蓄发电单元44、五级抽蓄发电单元45；高压水池1和低压水池2通过液体管道相连，在液体管道上，从高压水池1的第一水头端口51至低压水池2的第六水头端口56方向上通过第二水头端口52、第三水头端口53、第四水头端口54和第五水头端口55四个水头端口5顺序连接有最高缓冲液压池31、较高缓冲液压池32、较低缓冲液压池33、最低缓冲液压池34；高压水池1和最高缓冲液压池31间的液体管道上设有一级抽蓄发电单元41，最高缓冲液压池31和较高缓冲液压池32间的液体管道上设有二级抽蓄发电单元42，较高缓冲液压池32和较低缓冲液压池33间的液体管道上设有三级抽蓄发电单元43，较低缓冲液压池33和最低缓冲液压池34间的液体管道上设有四级抽蓄发电单元44，最低缓冲液压池34和低压水池2间的液体管道上设有五级抽蓄发电单元45；一级抽蓄发电单元41、二级抽蓄发电单元42、三级抽蓄发电单元43、四级抽蓄发电单元44和五级抽蓄发电单元45与电网相连，且各级抽蓄发电单元4的进出口、缓冲液压池3的水头端口5、势能转换单元6两端都设有阀门。
在本实施例中，势能转换单元6采用同轴多活塞缸形式的液压机构601；高压水池1、最高缓冲液压池31为一组势能源通过同轴多活塞缸形式的液压机构601与较低缓冲液压池33、最低缓冲液压池34为一组势能源相连；势能转换单元6也可只连接缓冲液压池3的水头端口，但至少有一个缓冲液压池3的水头端口通过势能转换单元6连接了高压水池1。
在本实施例中，最高缓冲液压池31、较高缓冲液压池32、较低缓冲液压池33、最低缓冲液压池34均使用了水气共存压力容器301，高压水池1采用了内部混合压缩空气和水的压力容器12方案。
在本实施例中，一级抽蓄发电单元41、二级抽蓄发电单元42、三级抽蓄发电单元43、四级抽蓄发电单元44、五级抽蓄发电单元45可采用直连活塞缸或直连水轮机任何一种形式，具体结构和运行方式可详见实施例2和实施例3。
如图17所示势能转换单元6采用同轴多活塞缸形式的液压机构601，具体结构为：面积不同的两组活塞缸6011串联成活塞组，活塞杆通过连杆相连同步转动，两组活塞的活塞腔通过阀门和管道分别连接两组势能源；实现将一组势能源液体势能转化成连杆的平动动能，进而转化成另一组势能源的液体势能，最终通过抽蓄发电单元4转化成电能。
在本实施例中，高压水池1、最高缓冲液压池31、较高缓冲液压池32、较低缓冲液压池33、最低缓冲液压池34和低压水池2的压强依次减小，压强值依次设为p1、p31、p32、p33、p34、p2，因此在高压水池1、最高缓冲液压池31、较高缓冲液压池32、较低缓冲液压池33、最低缓冲液压池34和低压水池2间两两存在有势能源。与一级抽蓄发电单元41并联的活塞缸面积为S1，与四级抽蓄发电单元44并联的活塞缸面积为S2，为保证连杆将能量高效传递，设计参数应满足：(p1-p31)*S1＝(p33-p34)*S2。
储能过程中，当同轴多活塞缸形式的液压机构601不启动时，即连杆的运行速度v＝0，此时保持各级抽蓄发电单元4的流量相同，即Q41＝Q42＝Q43＝Q44＝Q45，具体结构和运行方式与实施例2或实施例3中可保持一致。当同轴多活塞缸形式的液压机构601启动时，连杆的运行速度为v，为使较低缓冲液压池33和最低缓冲液压池34构成势能源的液体势能转至高压水池1和最高缓冲液压池31，连杆向左运行时，阀门F6、F7、F2、F3打开，F5、F6、F1、F4关闭，向右运行时，阀门F5、F6、F1、F4打开，F6、F7、F2、F3关闭，实现较低缓冲液压池33中的水进入最低缓冲液压池34中，流量为S2*v，最高缓冲液压池31中的水进入高压水池1中，流量为S1*v；各级抽蓄发电单元4的流量为Q41、Q42、Q43、Q44、Q45，为保证缓冲液压池3间的压强保持不变，即各缓冲液压池3的净进水量为0，各级抽蓄发电单元4的流量关系应满足Q42＝Q43＝Q45、Q41＝Q42-S1*v、Q44＝Q45+S2*v。当同轴多活塞缸形式的液压机构601启动时，连杆的运行速度为v，为使高压水池1和最高缓冲液压池31构成势能源的液体势能转至较低缓冲液压池33和最低缓冲液压池34侧，连杆向左运行时，阀门F5、F6、F1、F4打开，F6、F7、F2、F3关闭，向右运行时，阀门F6、F7、F2、F3打开，F5、F6、F1、F4关闭，实现高压水池1中的水进入最高缓冲液压池31中，流量为S1*v，最低缓冲液压池34中的水进入较低缓冲液压池33中，流量为S2*v；各级抽蓄发电单元4的流量为Q41、Q42、Q43、Q44、Q45，为保证缓冲液压池3间的压强保持不变，即各缓冲液压池3的净进水量为0，各级抽蓄发电单元4的流量关系应满足Q42＝Q43＝Q45、Q41＝Q42+S1*v、Q44＝Q45-S2*v。
发电过程中，当同轴多活塞缸形式的液压机构601中连杆不启动时，即连杆的运行速度v＝0，此时保持各级抽蓄发电单元4的流量相同，即Q41＝Q42＝Q43＝Q44＝Q45，具体结构和运行方式与实施例2或实施例3中可保持一致。当同轴多活塞缸形式的液压机构601启动时，连杆的运行速度为v，为使高压水池1和最高缓冲液压池31构成势能源的液体势能转至较低缓冲液压池33和最低缓冲液压池34侧，连杆向左运行时，阀门F5、F6、F1、F4打开，F6、F7、F2、F3关闭，向右运行时，阀门F6、F7、F2、F3打开，F5、F6、F1、F4关闭，实现高压水池1中的水进入最高缓冲液压池31中，流量为S1*v，最低缓冲液压池34中的水进入较低缓冲液压池33中，流量为S2*v；各级抽蓄发电单元4的流量为Q41、Q42、Q43、Q44、Q45，为保证缓冲液压池3间的压强保持不变，即各缓冲液压池3的净进水量为0，各级抽蓄发电单元4的流量关系应满足Q42＝Q43＝Q45、Q41＝Q42-S1*v、Q44＝Q45+S2*v。当同轴多活塞缸形式的液压机构601中连杆启动时，连杆的运行速度为v，为使较低缓冲液压池33和最低缓冲液压池34构成势能源的液体势能转至高压水池1和最高缓冲液压池31，连杆向左运行时，阀门F6、F7、F2、F3打开，F5、F6、F1、F4关闭，向右运行时，阀门F5、F6、F1、F4打开，F6、F7、F2、F3关闭，实现较低缓冲液压池33中的水进入最低缓冲液压池34中，流量为S2*v，最高缓冲液压池31中的水进入高压水池1中，流量为S1*v；各级抽蓄发电单元4的流量为Q41、Q42、Q43、Q44、Q45，为保证缓冲液压池3间的压强保持不变，即各缓冲液压池3的净进水量为0，各级抽蓄发电单元4的流量关系应满足Q42＝Q43＝Q45、Q41＝Q42+S1*v、Q44＝Q45-S2*v。
在本实施例中的稳压策略采用缓冲液压池自调节、抽蓄发电单元流量调节、势能转换单元流量调节，缓冲液压池自调节和抽蓄发电单元流量调节具体调节方式见实施例2和实施例3。势能转换单元流量调节是指通过控制液压机构601的连杆运行速度v调节缓冲液压池3的压强。以对较低缓冲液压池33调节为例，储能过程中，当较低缓冲液压池33和最低缓冲液压池34构成势能源的液体势能转至高压水池1和最高缓冲液压池31侧，较低缓冲液压池33压强上升时，增加液压机构601连杆的运行速度v，较低缓冲液压池33中的水进入最低缓冲液压池34中的流量为S2*v会增大，即较低缓冲液压池33中压强会下降，实现水头端口5的压强稳定；当高压水池1和最高缓冲液压池31构成势能源的液体势能转至较低缓冲液压池33和最低缓冲液压池34侧，较低缓冲液压池33压强上升时，减小液压机构601连杆的运行速度v，最低缓冲液压池34中的水进入较低缓冲液压池33中的流量为S2*v会减少，即较低缓冲液压池33中压强会下降，实现水头端口5的压强稳定。在势能转换单元流量调节过程中，通过对势能转换单元6连杆速度或叶片转速进行控制，以调整势能转换单元6所连接两组(各组)势能源间的流量。当第一组势能源中第一个水头端口5的压强上升时，通过对势能转换单元6连杆速度或叶片转速控制，该水头端口5中的水经势能转换单元6流入该组势能源第二个水头端口5中，第一个水头端口5压强下降，维持第一组势能源中第一个水头端口5压强稳定，同时势能转换单元6的连杆或叶片带动其他组势能源内的液体做相同的流动。
上述势能转换单元6采用同轴多活塞缸形式的液压机构601，连接的是两组势能源，势能转换单元6也可连接多组势能源进行势能的相互转化。图20为实施例中另一种同轴多活塞缸形式的液压机构的示意图，三组活塞缸6011通过连杆串联连接三组势能源，设高压水池1与最高缓冲液压池31之间的势能源为第一组势能源，较高缓冲液压池32与较低缓冲液压池33之间的势能源为第二组势能源，最低缓冲液压池34与低压水池2之间的势能源为第三组势能源，该同轴多活塞缸形式的液压机构601液可实现任意两组势能源势能向剩余一组势能源势能的转化，也可实现任意一组势能源势能向剩余两组势能源势能的转化。以发电过程为例，连杆向右运行时，阀门F1、F4、F6、F7、F10和F11打开，阀门F2、F3、F5、F8、F9和F12关闭，连杆向左运行时，阀门F2、F3、F5、F8、F9和F12打开，阀门F1、F4、F6、F7、F10和F11关闭，实现第一组势能源势能向第二组势能源势能、第三组势能源势能同时转化；连杆向右运行时，阀门F1、F4、F5、F8、F10和F11打开，阀门F2、F3、F6、F7、F9和F12关闭，连杆向左运行时，阀门F2、F3、F6、F7、F9和F12打开，阀门F1、F4、F5、F8、F10和F11关闭，实现第一组势能源势能、第二组势能源势能同时向第三组势能源势能转化，同理可根据阀门开关状态可实现多种势能方式。储能过程与之相反。
如图9、图18、图21所示的本发明实施例9，未描述部分与实施例1相同；
水头端口5任意两个为一组势能源，两组或多组势能源通过势能转换单元6相接；其中势能转换单元6为同轴多活塞缸形式的液压机构或同轴水轮机形式的轮机机构。势能转换单元6可使用势能转换单元流量调节对势能转换单元6所连接的两组势能源进行稳压调节。
同轴水轮机形式的轮机机构602，采用面积不同的两组同轴旋转叶片，分别通过阀门和管道连接到两组势能源；实现将一组势能源液体势能转化成叶片的转动动能，进而转化成另一组势能源的液体势能。
势能转换单元流量调节是指通过对势能转换单元6连杆速度、叶片转速进行控制，调整势能转换单元6连接的两组势能源流量，从而维持水头端口5压强恒定。
本发明的实施例9包括：高压水池1、低压水池2、缓冲液压池3、抽蓄发电单元4、势能转换单元8，连接形式与实施例8一致。
在本实施例中，势能转换单元6采用轴水轮机形式的轮机机构602；高压水池1、最高缓冲液压池31为一组势能源通过轮机机构602与较低缓冲液压池33、最低缓冲液压池34为一组势能源相连；势能转换单元6也可只连接缓冲液压池3的水头端口，但至少有一个缓冲液压池3的水头端口通过势能转换单元6连接了高压水池1。
在本实施例中，最高缓冲液压池31、较高缓冲液压池32、较低缓冲液压池33、最低缓冲液压池34均使用了水气共存压力容器301，高压水池1采用了内部混合压缩空气和水的压力容器12方案，具体结构和运行方式可详见实施例2和实施例3。
在本实施例中，一级抽蓄发电单元41、二级抽蓄发电单元42、三级抽蓄发电单元43、四级抽蓄发电单元44、五级抽蓄发电单元45可采用活塞缸串联直线电机或直连水轮机任何一种形式，具体结构和运行方式可详见实施例2和实施例3。
如图18所示的势能转换单元6采用同轴水轮机形式的轮机机构602，具体结构为：面积不同的两组同轴旋转叶片6021，分别通过阀门和管道连接到两组势能源。实现将一组势能源液体势能转化成叶片的转动动能，进而转化成另一组势能源的液体势能，最终转化成电能。
在本实施例中，高压水池1、最高缓冲液压池31、较高缓冲液压池32、较低缓冲液压池33、最低缓冲液压池34和低压水池2的压强依次减小，压强值依次设为p1、p31、p32、p33、p34、p2，因此在高压水池1、最高缓冲液压池31、较高缓冲液压池32、较低缓冲液压池33、最低缓冲液压池34和低压水池2间两两存在有势能源。与一级抽蓄发电单元41并联的旋转叶片面积为S1，与四级抽蓄发电单元44并联的旋转叶片面积为S2，为保证连杆将能量高效传递，设计参数应满足：(p1-p31)*S1＝(p33-p34)*S2。
储能过程中，当同轴水轮机形式的轮机机构602中连轴不启动时，即连轴的转动速度v＝0，此时保持各级抽蓄发电单元4的流量相同，即Q41＝Q42＝Q43＝Q44＝Q45，具体结构和运行方式与实施例2或实施例3中可保持一致。当同轴水轮机形式的轮机机构602启动时，连轴的转动速度为v，为使较低缓冲液压池33和最低缓冲液压池34构成势能源的液体势能转至高压水池1和最高缓冲液压池31，叶片顺时针(逆时针)转动，实现较低缓冲液压池33中的水进入最低缓冲液压池34中，流量为S2*v，最高缓冲液压池31中的水进入高压水池1中，流量为S1*v；各级抽蓄发电单元4的流量为Q41、Q42、Q43、Q44、Q45，为保证缓冲液压池3间的压强保持不变，即各缓冲液压池3的净进水量为0，各级抽蓄发电单元4的流量关系应满足Q42＝Q43＝Q45、Q41＝Q42-S1*v、Q44＝Q45+S2*v。当同轴水轮机形式的轮机机构602中连轴启动时，连轴的转动速度为v，为使高压水池1和最高缓冲液压池31构成势能源的液体势能转至较低缓冲液压池33和最低缓冲液压池34侧，叶片逆时针(顺时针)转动，实现高压水池1中的水进入最高缓冲液压池31中，流量为S1*v，最低缓冲液压池34中的水进入较低缓冲液压池33中，流量为S2*v；各级抽蓄发电单元4的流量为Q41、Q42、Q43、Q44、Q45，为保证缓冲液压池3间的压强保持不变，即各缓冲液压池3的净进水量为0，各级抽蓄发电单元4的流量关系应满足Q42＝Q43＝Q45、Q41＝Q42+S1*v、Q44＝Q45-S2*v。
发电过程中，当同轴水轮机形式的轮机机构602不启动时，即连轴的转动速度v＝0，此时保持各级抽蓄发电单元4的流量相同，即Q41＝Q42＝Q43＝Q44＝Q45，具体结构和运行方式与实施例2或实施例3中可保持一致。当同轴水轮机形式的轮机机构602启动时，连轴的转动速度为v，为使高压水池1和最高缓冲液压池31构成势能源的液体势能转至较低缓冲液压池33和最低缓冲液压池34侧，叶片顺时针(逆时针)转动，实现高压水池1中的水进入最高缓冲液压池31中，流量为S1*v，最低缓冲液压池34中的水进入较低缓冲液压池33中，流量为S2*v；各级抽蓄发电单元4的流量为Q41、Q42、Q43、Q44、Q45，为保证缓冲液压池3间的压强保持不变，即各缓冲液压池3的净进水量为0，各级抽蓄发电单元4的流量关系应满足Q42＝Q43＝Q45、Q41＝Q42-S1*v、Q44＝Q45+S2*v。当同轴水轮机形式的轮机机构602启动时，连轴的转动速度为v，为使较低缓冲液压池33和最低缓冲液压池34构成势能源的液体势能转至高压水池1和最高缓冲液压池31，叶片顺时针(逆时针)转动，实现较低缓冲液压池33中的水进入最低缓冲液压池34中，流量为S2*v，最高缓冲液压池31中的水进入高压水池1中，流量为S1*v；各级抽蓄发电单元4的流量为Q41、Q42、Q43、Q44、Q45，为保证缓冲液压池3间的压强保持不变，即各缓冲液压池3的净进水量为0，各级抽蓄发电单元4的流量关系应满足Q42＝Q43＝Q45、Q41＝Q42+S1*v、Q44＝Q45-S2*v。
在本实施例中的稳压策略采用缓冲液压池自调节、抽蓄发电单元流量和势能转换单元流量调节，缓冲液压池自调节和抽蓄发电单元流量调节具体调节方式见实施例2和实施例3。势能转换单元流量调节是指通过控制轮机机构602的连轴转动速度v调节缓冲液压池3的压强。以较低缓冲液压池33为例，储能过程中，当较低缓冲液压池33和最低缓冲液压池34构成势能源的液体势能转至高压水池1和最高缓冲液压池31侧，较低缓冲液压池33压强上升时，增加轮机机构602连轴的转动速度v，较低缓冲液压池33中的水进入最低缓冲液压池34中的流量为S2*v会增大，即较低缓冲液压池33中压强会下降，实现水头端口5的压强稳定；当高压水池1和最高缓冲液压池31构成势能源的液体势能转至较低缓冲液压池33和最低缓冲液压池34侧，较低缓冲液压池33压强上升时，减小轮机机构602连轴的转动速度v，最低缓冲液压池34中的水进入较低缓冲液压池33中的流量为S2*v会减少，即较低缓冲液压池33中压强会下降，实现水头端口5的压强稳定。
上述势能转换单元6采用同轴水轮机形式的轮机机构的液压机构602，连接的是两组势能源，势能转换单元6也可连接多组势能源进行势能的相互转化。图21为实施例中另一种同轴水轮机形式的轮机机构的示意图，三组旋转叶片6021通过连轴串联连接三组势能源，设高压水池1与最高缓冲液压池31之间的势能源为第一组势能源，较高缓冲液压池32与较低缓冲液压池33之间的势能源为第二组势能源，最低缓冲液压池34与低压水池2之间的势能源为第三组势能源，该同轴水轮机形式的轮机机构602可实现任意两组势能源势能向剩余一组势能源势能的转化，也可实现任意一组势能源势能向剩余两组势能源势能的转化。仅通过阀门控制，该同轴水轮机形式的液压机构601即可实现水量的双向灵活流动，对各组势能源间的势能进行双向转化。
图10、图12和图14所示的本发明实施例10，未描述部分与实施例1相同；
本发明的实施例7包括：高压水池1、低压水池2、缓冲液压池3和抽蓄发电单元4，缓冲液压池3包括最高缓冲液压池31、较高缓冲液压池32；抽蓄发电单元4又分为一级抽蓄发电单元41、二级抽蓄发电单元42、三级抽蓄发电单元43、四级抽蓄发电单元44、五级抽蓄发电单元45；从高压水池1的第一水头端口51至低压水池2的第四水头端口54方向上通过第二水头端口52和第三水头端口53两个水头端口5顺序连接有最高缓冲液压池31、较高缓冲液压池32；高压水池1和最高缓冲液压池31间的液体管道上设有一级抽蓄发电单元41，最高缓冲液压池31和较高缓冲液压池32间的液体管道设有二级抽蓄发电单元42，较高缓冲液压池32和低压水池2间的液体管道上设有三级抽蓄发电单元43，最高缓冲液压池31和低压水池2间的液体管道上设有四级抽蓄发电单元44，高压水池1和较高缓冲液压池32间的液体管道上设有五级抽蓄发电单元45；一级抽蓄发电单元41、二级抽蓄发电单元42、三级抽蓄发电单元43、四级抽蓄发电单元44和五级抽蓄发电单元45都与电网相连，且各级抽蓄发电单元4的进出口和缓冲液压池3的水头端口5都设有阀门。
在本实施例中，最高缓冲液压池31使用了一定高度的水池及其下连管道303，图14为缓冲液压池3采用一定高度的水池及其下连管道303的实现方案，在海拔为H的山体上开凿上水池，通过液体的高度势能在水头端口5产生压强，压强为p＝ρgh；较高缓冲液压池32采用了重物作用液压活塞3021，图12为缓冲液压池3采用重物作用液压活塞3021的实现方案，利用质量为m的重物重力在水头端口5产生压强，活塞面积为S，则产生的压强为p＝mg/S。
在本实施例中，高压水池1采用外力作用的液压活塞13方案，液压活塞上由重物作用，在水头端口产生压强，另外也可通过弹簧弹力、磁排斥力等形式实现外力作用。
在本实施例中，一级抽蓄发电单元41、二级抽蓄发电单元42、三级抽蓄发电单元43、四级抽蓄发电单元44、五级抽蓄发电单元45可采用活塞缸串联直线电机或直连水轮机任何一种形式，各级抽蓄发电单元流量为Q41、Q42、Q43、Q44、Q45。
在本实施例中，高压水池1、最高缓冲液压池31、较高缓冲液压池32和低压水池2的压强依次减小，压强值依次设为p1、p31、p32、p2，因此在高压水池1、最高缓冲液压池31、较高缓冲液压池32、较低缓冲液压池33、最低缓冲液压池34和低压水池2间两两存在有势能源。
储能过程中，抽蓄发电单元4消耗电网电能将水从低压水池2逐级抽至高压水池13，为保证水头端口5压强恒定，每个缓冲液压池3的进出水量相等，且满足从低压水池抽入的水量Q与进入高压水池13内的水量相等。各级抽蓄发电单元4的流量满足关系：Q＝Q41+Q45，Q41＝Q44+Q42,Q43＝Q42+Q45,Q＝Q44+Q43。发电过程中，水从高压水池13逐级流入低压水池2中，各级抽蓄发电单元4的流量满足关系：Q＝Q41+Q45，Q41＝Q44+Q42,Q43＝Q42+Q45,Q＝Q44+Q43，与储能过程一致。
在本实施例中，稳压策略采用缓冲液压池自调节和抽蓄发电单元流量调节。具体调节方式见实施例2和实施例3。
以上实施例仅为本发明典型的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。

Claims (10)

1.一种阶梯式虚拟抽水蓄能电站，其特征在于，包括：高压水池(1)、低压水池(2)、至少一个缓冲液压池(3)和至少两级抽蓄发电单元(4)；其中高压水池(1)、低压水池(2)和缓冲液压池(3)引出压强不等的水头端口(5)，各水头端口(5)之间形成势能源，各势能源间连接抽蓄发电单元(4)。
2.根据权利要求1所述的一种阶梯式虚拟抽水蓄能电站，其特征在于，所述缓冲液压池(3)为压缩空气和水共存的压力容器、受外力作用的液压活塞形成的压力容器、一定高度的水池及其下连管道中的一种或多种的组合；
当缓冲液压池(3)为受外力作用的液压活塞形成的压力容器时，液压活塞承受外力形式可为重物重力、弹簧弹力、磁排斥力；
缓冲液压池(3)的内部压强通过稳压策略控制，以保证各水头端口(5)间的压强恒定。
3.根据权利要求2所述的一种阶梯式虚拟抽水蓄能电站，其特征在于，所述稳压策略主要包括缓冲液压池自调节、抽蓄发电单元流量调节和外增设备恒压调节三种稳压调节形式中的一种或多种；
缓冲液压池自调节是指利用缓冲液压池(3)自身特性，运行过程中自动限制水头端口(5)压强波动；
抽蓄发电单元流量调节是指通过对抽蓄发电单元(4)水门、转速进行控制，调整抽蓄发电单元(4)的流量，从而维持水头端口(5)压强恒定；
外增设备恒压调节，是指在缓冲液压池(3)外部增加液体支路或气体支路，实现缓冲液压池(3)水头端口(5)压强恒定；
所述液体支路为：在缓冲液压池(3)底部经液体管道串接水泵和水轮发电机，通过控制水泵、水轮发电机的工作状态调整缓冲液压池(3)的进出水量，从而控制水头端口(5)压强；
所述气体支路为：当缓冲液压池(3)为压缩空气和水共存的压力容器、受外力作用的液压活塞形成的压力容器时，在缓冲液压池(3)顶部设置气体端口，经气体管道与空压机和膨胀机相连，通过控制空压机、膨胀机组的工作状态调整缓冲液压池(3)的进出气量，从而控制水头端口(5)压强。
4.根据权利要求1所述的一种阶梯式虚拟抽水蓄能电站，其特征在于，所述高压水池(1)为山体上水池及其下连管道、或为内部混合压缩空气和水的压力容器、或为外力作用的液压活塞。
5.根据权利要求1所述的一种阶梯式虚拟抽水蓄能电站，其特征在于，所述抽蓄发电单元(4)为直连活塞缸形式的液压机构或直连水轮机形式的轮机机构；直连水轮机形式又包括水轮发电机和水泵的组合形式、可逆式水轮机组，实现将两个水头端口(5)间的液体势能转化成电能。
6.根据权利要求5所述的一种阶梯式虚拟抽水蓄能电站，其特征在于，所述直连活塞缸形式的液压机构为利用连杆连接一组活塞和外部电力设备，活塞的内腔通过阀门和管道连接一组势能源，实现将两个水头端口(5)间的液体势能转化成连杆的平动动能，再通过外部电力设备转化成电能。
7.根据权利要求1所述的一种阶梯式虚拟抽水蓄能电站，其特征在于，所述水头端口(5)任意两个为一组势能源，两组或多组势能源通过势能转换单元(6)相接；其中势能转换单元(6)为同轴多活塞缸形式的液压机构或同轴水轮机形式的轮机机构；势能转换单元(6)使用势能转换单元流量调节对势能转换单元(6)所连接的两组势能源进行稳压调节。
8.根据权利要求7所述的一种阶梯式虚拟抽水蓄能电站，其特征在于，所述同轴多活塞缸形式的液压机构，采用面积不同的两组活塞串联成活塞组，两组活塞之间通过连杆连接，两组活塞的活塞腔通过阀门和管道分别连接两组势能源；实现将一组势能源液体势能转化成连杆的平动动能，进而转化成另一组势能源的液体势能。
9.根据权利要求7所述的一种阶梯式虚拟抽水蓄能电站，其特征在于，所述同轴水轮机形式的轮机机构，采用面积不同的两组同轴旋转叶片，分别通过阀门和管道连接到两组势能源；实现将一组势能源液体势能转化成叶片的转动动能，进而转化成另一组势能源的液体势能。
10.根据权利要求7所述的一种阶梯式虚拟抽水蓄能电站，其特征在于，所述的势能转换单元流量调节是指通过对势能转换单元(6)连杆速度、叶片转速进行控制，调整势能转换单元(6)连接的两组势能源流量，从而维持水头端口(5)压强恒定。
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