EP3724458A1 - Procede de stockage et de production d' energie par air comprime avec recuperation d' energie supplementaire - Google Patents

Procede de stockage et de production d' energie par air comprime avec recuperation d' energie supplementaire

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Publication number
EP3724458A1
EP3724458A1 EP18799555.0A EP18799555A EP3724458A1 EP 3724458 A1 EP3724458 A1 EP 3724458A1 EP 18799555 A EP18799555 A EP 18799555A EP 3724458 A1 EP3724458 A1 EP 3724458A1
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EP
European Patent Office
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air
transfer fluid
heat
compression
stream
Prior art date
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Withdrawn
Application number
EP18799555.0A
Other languages
German (de)
English (en)
Inventor
Patrick Briot
David Teixeira
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IFP Energies Nouvelles IFPEN
Original Assignee
IFP Energies Nouvelles IFPEN
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Filing date
Publication date
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Definitions

  • the present invention relates to the field of storage and energy production by compression and expansion of air.
  • FES Flywheel Energy Storage
  • the cooling of the air during compression can be done using exchangers without direct contact between the fluids, only the heat will be transferred from the hot air to the cold fluid.
  • This fluid can be a liquid (water, organic liquid, mineral liquid) or a gas. This fluid then becomes hot and it is stored or not to warm the cold air before the relaxation
  • the direct contactless exchangers may be plate heat exchangers (welded or not), tube-calender exchangers, or any device known to those skilled in the art in which there is heat exchange without transfer of material.
  • WO 2016/012764 A1 describes such an indirect exchange between the hot air resulting from the compression and a molten salt by means of exchangers, the air before expansion is reheated using the previously obtained hot molten salt.
  • Such a system is also used in DE 10 2010 055 750 A1 where the fluid for transferring heat from compression to expansion is a saline solution through exchangers.
  • the cooling of the air can also be done using so-called direct contact exchangers, that is to say that the hot air is sent to a column in which a cold liquid is sent against the current air.
  • the heat of the air will be transferred to the cold fluid that will heat up on contact.
  • material transfers can occur during contact.
  • These columns generally, contain elements for improving the contact between the gas phase (air) and the liquid phase (cold fluid) to facilitate the gas-liquid transfer.
  • These elements can be packing, structured or bulk distribution trays equipped with fireplaces.
  • Document US 2016/0326958 A1 discloses a system where heat transfer is by direct contact with phase change materials.
  • US2011 / 0016864A1 uses a heat transfer technology with direct contact with molten salts.
  • the object of the present invention is to improve the performance of the storage and power generation unit by using a part of the heat of the heat transfer fluid, whatever the nature of the heat transfer fluid (water , mineral oil, ...), to produce additional electricity and reduce the amount of cold necessary to cool said thermal fluid before recycling.
  • the present invention relates to a process for storing and producing energy by compressed air comprising the following steps:
  • staged detents of the air by power generation turbines during which the heating of the air is carried out after at least one expansion stage by said hot transfer fluid withdrawn from said storage
  • said transfer fluid is cooled by a additional energy recovery loop comprising a pump, an exchanger and a turbine and an additional transfer fluid.
  • the transfer fluid with air may be selected from water, mineral oils, ammonia solutions.
  • the additional transfer fluid may be chosen from hydrocarbons, such as butane and propane, and ammonia solutions.
  • Heat exchange equipment may be common to the compression and expansion steps of the compressed air.
  • Heat exchange equipment can be technology exchanges without direct contact between fluids.
  • Heat exchange equipment can be technology exchanges with direct contact between fluids.
  • At least one separator may be disposed on the compressed or expanded air line so as to control a mass transfer between said heat transfer fluid and the air.
  • Direct contact heat exchange equipment may include packed columns, or tray columns.
  • said heat transfer fluid is stored in intermediate storage means, before exchanging heat with said additional transfer fluid.
  • the invention relates to a compressed air energy storage and production system comprising:
  • Staged compressors, and at least one heat exchanger with a heat transfer fluid is arranged between a compression stage, b) A compressed air storage means and a storage means of said hot heat transfer fluid after exchange during compression, c) power generation turbines, and at least one heat exchanger (with said heat transfer fluid is arranged between an expansion stage, said system comprises a supplementary energy recovery loop comprising a pump, an exchanger and a turbine and an additional transfer fluid, said additional recovery loop being arranged after reheating the air and before being recycled to the compression step.
  • the transfer fluid with air is chosen from water, mineral oils and ammonia solutions.
  • the additional transfer fluid is chosen from hydrocarbons, such as butane and propane, and ammonia solutions.
  • the heat exchangers are common to the compression and expansion steps of the compressed air.
  • At least one heat exchanger is technology exchanges without direct contact between the fluids.
  • At least one heat exchanger is exchange technology with direct contact between the fluids.
  • At least one separator is arranged on the compressed or expanded air line, so as to control a mass transfer between said heat transfer fluid and the air.
  • the direct contact heat exchange equipment comprise packed columns, or tray columns.
  • said system comprises means for intermediate storage of said heat transfer fluid arranged before said additional recovery loop.
  • FIG. 2 describes the method according to FIG. 1 in which is integrated a supplementary recovery loop according to the invention.
  • FIG. 3 describes a compressed air energy storage and production process according to the prior art in which the heat transfer fluid exchange in direct contact with the air.
  • FIG. 4 describes the method according to FIG. 3 in which is integrated a supplementary recovery loop according to the invention.
  • the present invention proposes to use, in a CAES-type method or system, a supplementary heat recovery loop on the heat transfer fluid of the heat recovered during the compression of the air and after use of this heat when of relaxation.
  • the invention is suitable for any CAES system and method in which the heat exchanges between the compression and expansion stages comprise at least one heat exchange with a heat transfer fluid.
  • the system and the method comprise at least one cold storage means for storing the cold transfer fluid before being used in at least one heat exchanger arranged in the compression line (between the compression stages).
  • the system and method include at least one hot storage means for storing the hot transfer fluid before being used in the flash line (between the flash stages).
  • the additional recovery loop is arranged at the output of the expansion stages, and before the reinjection of the heat transfer fluid the cold storage means.
  • This additional recovery device is based on cycles using hydrocarbons, or ammonia solutions, the nature of which can be selected according to the final temperature of the thermal fluid.
  • This loop has two steps: A step in which the hot heat transfer fluid is brought into indirect contact with an additional transfer fluid, such as a hydrocarbon, under temperature and pressure conditions in which the hydrocarbon is liquid. During this contact the hot thermal fluid is cooled to a temperature close to but greater than the incoming liquid hydrocarbon.
  • the additional transfer fluid eg hydrocarbon liquid vaporizes during this indirect contact.
  • the vapors of the additional transfer fluid (for example hydrocarbon vapors) are sent to a turbine in which they are expanded at a pressure such that the temperature is close to but higher than the temperature of the cooling fluid (air, water, etc.). .). After this expansion, the vapors are sent to an exchange device without direct contact with air (or water) to be condensed. The liquid thus obtained has its pressure restored to the initial value before vaporization by means of a pump.
  • an additional additional transfer fluid cooling cycle (which may include hydrocarbons, the nature of which is selected according to the temperature of the water) allows the CAES process and system to produce more fuel. electricity and spend less energy for cooling the recycled transfer liquid, for example water or oil. This gain is even greater than the final temperature of the transfer liquid is higher.
  • the system and the method may comprise at least one intermediate storage means, intended to store the heat transfer fluid after the heat exchanges provided in the line of relaxation (after the stages of heating). relaxation).
  • the additional recovery loop is intended to recover heat contained in this intermediate storage means. After the heat exchange of the transfer fluid with the additional transfer fluid, the transfer fluid can be returned to the cold storage means.
  • the transfer fluid is subjected to the following loop:
  • the CAES system and method may comprise at least one of the following features:
  • the transfer fluid with air is chosen from water, mineral oils, ammonia solutions,
  • At least one non-contact heat exchanger preferably comprising packed columns, or tray columns,
  • At least one separator disposed on the compressed or expanded air line, so as to control a transfer of mass between said heat transfer fluid and the air,
  • the heat exchangers can be common for the compression line and for the line of relaxation, so as to limit the number of devices in the system.
  • Example 1 According to the prior art ( Figure 1).
  • This example may be a description of the process with water as a heat transfer fluid instead of a salt solution as described in DE 10 2010 055 750 A1.
  • the hot water leaving the exchanger (stream 32) is sent to a storage tank (T-402).
  • the cooled air (stream 6) enters a gas-liquid separator (V-102) separating the condensed moisture (stream 24) from the cold air (stream 7). Condensed moisture is sent to a storage bin (T-301).
  • the cooled air (stream 7) enters a third compression stage (K-103) from which it emerges (stream 8) at a higher pressure and at a higher temperature. It is then cooled in a direct contactless heat exchanger (E-103) with cold water (stream 33). This hot water is then sent to a storage tank (T-402).
  • the cold air for its part, enters a gas-liquid separator (V-103) where the condensed moisture (stream 25) is separated from the air (stream 10). This condensed moisture is then sent to a storage tank (T-301).
  • the cold air (10) leaving the separator (V-103) then enters a last compression stage (K-104) where it emerges (flow 1 1) at a higher pressure and temperature. It is then cooled in a direct contactless heat exchanger (E-104) with cold water (flow 36).
  • This stream 36 can be cooled, thanks to an exchanger E-105, at a lower temperature than that of the water used for cooling the stages of the compressor.
  • the hot water (stream 37) leaving the exchanger (E-104) is then sent to a storage tank (T-402).
  • the cold air (stream 12) enters a gas-liquid separator V-104 where the condensed moisture (stream 26) is sent to a storage tank (T-301).
  • the cold air (flow 13), 50 000 kg / h, exiting at a pressure of 136.15 bar and a temperature of 30 ° C is sent to a storage tank (T-201) which can be natural or artificial. It contains only 300 ppm of water.
  • the power consumption for the compression stage is equal to 10.9 MW.
  • the condensed water represents a quantity of 1.35 ton / hour.
  • the stored air (stream 14) is sent from the tank (T-201) to a direct contactless heat exchanger (E-104) with hot water (stream 39) from the storage bin (T-402).
  • the exchanger E-104 is the same as that used for cooling during compression. This saving of equipment is possible because, the process being cyclic exchangers are either used during compression or during relaxation.
  • the schematic diagram describes all the circulations of the fluids, but not the details of all the pipes necessary for the alternate use of the exchangers.
  • the hot air (stream 15) enters an EX-201 turbine where it undergoes a relaxation.
  • the cooled water (stream 40), leaving the exchanger E-104, is sent to the exchanger E-103 without direct contact where it will heat the air cooled and cooled (stream 16).
  • This heated air (stream 17) is sent to a second turbine EX-202 where it will be expanded at a lower pressure and pressure (stream 18).
  • the cooled water (stream 41) leaving the exchanger E-103 is sent to the exchanger without direct contact E-102 where it will heat the air exiting the turbine EX-202 which will then be reheated (stream 19). .
  • This hot air will then be sent to a third EX-203 turbine to be expanded to a lower pressure (stream 20).
  • the hot water that has been used for the various pre-expansion air heats (stream 43) will be at a final temperature of 126 ° C. Before being recycled, this water will need to be cooled either by a water exchanger or with an air cooler. The cooling power required is 5.5 MWthermic.
  • the electric power produced by the successive detents is equal to 5.2 MW.
  • Example 2 According to the invention ( Figure 2).
  • the air after final expansion is released into the atmosphere (stream 22) at a pressure of 1.02 bar and a temperature of 10 ° C.
  • the hot water, heat transfer fluid that has been used for the various pre-expansion air heats (stream 43) is at a final temperature of 126 ° C.
  • this hot water is then sent to an additional non-contact direct heat transfer device E-501 where it will be cooled (stream 44) at a temperature of 50 ° C. by heat exchange with a liquid butane stream ( flow 46).
  • This liquid butane stream at a pressure of 21 bar and a temperature of 41.4 ° C., is vaporized during the heat exchange and is then at a pressure of 20.5 bar and a temperature of 1 16 ° C. C.
  • the cooled water (stream 44) is then sent to an exchanger (E-401) where it will be cooled by water or air at a temperature of 40 ° C (stream 45).
  • Steam butane (stream 47) is sent into a turbine (EX-501) to be expanded at a pressure of 4 bar.
  • the flux (stream 48) is then sent to a heat transfer device (E-502) to be condensed at 40 ° C and a pressure of 3.88 bar.
  • the pump (P-501) will reduce the flow of liquid butane (stream 49) to a pressure of 21 bar and a temperature of 41.4 ° C to be recycled to the additional non-contact heat transfer device E-501.
  • the required cooling power of the equipment E-401 and E-502 is equal to 4.9 MW thermal compared to 5.5 MWthermic of the previous example.
  • the additional recovery fluid may be a hydrocarbon, for example butane, propane, and also be in the form of ammonia or ammonia solution. More generally, the invention also includes a method in which only one or more stages of compression (s) and expansion (s) are (are) concerned.
  • Example 3 According to the prior art ( Figure 3).
  • the cooled air exits the column from above (stream 3) and then enters a second compression stage (K-102) from where it exits at a higher pressure and temperature (stream 4). It is then cooled in a direct contact heat exchanger (C-102) with cold water (stream 25).
  • the hot water leaving the column downwards (stream 26) is sent to a storage tank (T-403).
  • This hot water (stream 30) is then sent to a storage tank (T-404).
  • the cold air (stream 7) exits through the top of the column and then enters a last compression stage (K-104) where it emerges (stream 8) at a higher pressure and temperature. It is then cooled in a direct-contact heat exchanger (C-104) with cold water (stream 34).
  • This stream 34 can be cooled, thanks to an exchanger E-105, at a lower temperature than that of the water used for cooling the stages of the compressor.
  • the hot water (stream 35) leaving the bottom of the column (C-104) is then sent to a storage tank (T-405).
  • the cold air (flow 9), 50 000 kg / h, exiting at a pressure of 134.34 bar and a temperature of 30 ° C is sent to a storage bin (T-201) that can be either natural or artificial. It contains only 320 ppm of water.
  • the power consumption for the compression step is equal to 10.9 MW, which is identical to those of Examples 1 and 2.
  • the stored air (stream 10) is sent from the tank (T-201) to a direct-contact heat exchanger (C-104) with hot water (stream 36) or from the tank. storage (T-405).
  • the exchanger (C-104) is the same column that was used for cooling during compression. This saving of equipment is possible because, the process being cyclic exchangers are either used during compression or during relaxation.
  • the schematic diagram describes all the circulations of the fluids, but not the details of all the pipes necessary for the alternate use of the exchangers.
  • the hot air (flow 1 1) leaves the top of the column and enters an EX-201 turbine where it undergoes relaxation.
  • the cooled water (stream 37) leaving the bottom of the column C-104 is sent to a storage tank T-406, also called intermediate storage means.
  • the air exiting the turbine EX-201 is sent (stream 12) to the direct contact heat exchanger C-103 where it will be heated by water flowing against the current from the storage tank T-404 (flow 31).
  • the cooled water (stream 32) is sent to a storage tank (T-406).
  • This heated air (stream 13) is sent to a second turbine EX-202 where it will be expanded at a lower pressure and pressure (stream 14). It is then reheated by water (stream 27) from storage tank T-403.
  • the cooled water (stream 28) leaving the bottom of the column C-102 is sent to a storage tank T-406.
  • the heated air (stream 15) is sent to an EX-203 turbine where it will be expanded to a lower pressure (stream 16).
  • This cold air will be heated by hot water (stream 23) from storage tank T-402 in the C-101 direct contact heat exchanger.
  • This cooled water (stream 24) will be sent to a T-406 storage tank.
  • the heated air (stream 17) will then be sent to a last EX-204 turbine to be expanded to a lower pressure (stream 18).
  • This cold air will then be sent to a V-201 gas-liquid separator to separate the air (stream 19) from the liquid water that may be present (stream 38). This water will be sent to the T-406 storage bin.
  • the air, 50,800 kg / h, after final expansion is released into the atmosphere (stream 19) at a pressure of 1.02 bar and a temperature of 22 ° C.
  • the hot water that has been used for the various pre-expansion air heats (stream 39) will be at a final temperature of 65.7 ° C. Before being recycled, this water will need to be cooled either by a water exchanger or with an air cooler.
  • the required cooling power is 5.3 MWthermic.
  • the electric power produced by the successive detents is equal to 4.45 MW.
  • FIG. 4 illustrates, in a nonlimiting manner, an embodiment of the invention.
  • the air, 50,800 kg / h, after final expansion is released into the atmosphere (stream 19) at a pressure of 1.02 bar and a temperature of 22 ° C.
  • the hot water that has been used for the various air heats after detents (stream 39) will be at a final temperature of 65.7 ° C in the tank T-406.
  • This hot water is then sent into a non-contact direct heat transfer device E-501 where it will be cooled (stream 40) at a temperature of 50 ° C by heat exchange with a stream of liquid propane (stream 44).
  • This liquid propane stream at a pressure of 19.5 bar and a temperature of 40.8 ° C, is vaporized during the heat exchange and is then at a pressure of 19 bar and a temperature of 55.6 ° C. ° C.
  • the cooled water (stream 40) is then sent to an exchanger (E-401) where it will be cooled by water or air at a temperature of 40 ° C (stream 41).
  • Steam propane (stream 45) is sent to a turbine (EX-501) to be expanded to a pressure of 14.3 bar. It will then be sent into a heat transfer device E-502 to be condensed at 40 ° C and a pressure of 13.9 bar.
  • the P-501 pump will return the liquid propane to a pressure of 19.5 bar and a temperature of 40.8 ° C.
  • the required cooling power of the equipment E-401 and E-502 is equal to 5.2 MWthermic compared to 5.3 MWthermic of the previous example.
  • the invention also comprises a method and a system in which only one or more stages of compression (s) and expansion (s) are (are) concerned.
  • an additional transfer fluid cooling cycle comprising hydrocarbons, the nature of which is selected according to the temperature of the water, allows the CAES process and system to produce more electricity and to spend less energy for cooling the recycled transfer liquid, for example water or oil. This gain is even greater than the final temperature of the transfer liquid is higher.

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Abstract

L'invention concerne un procédé de stockage et de production d'énergie par air comprimé comportant les étapes suivantes: - une compression de l'air par des compresseurs étagés au cours de laquelle le refroidissement de l'air après au moins une étape de compression est effectué à l'aide d'un d'échange avec un fluide de transfert thermique, - stockage de l'air comprimé et du fluide de transfert thermique chaud après échange lors des compressions, - détentes étagées de l'air par des turbines de production d'énergie, au cours desquelles le réchauffage de l'air est effectué après au moins une étape de détente par ledit fluide de transfert chaud soutiré dudit stockage. Selon l'invention, après réchauffage de l'air en détente et avant d'être recyclé vers l'étape de compression, le fluide de transfert est refroidi par une boucle de récupération supplémentaire d'énergie comportant une pompe, un échangeur et une turbine et un fluide de transfert supplémentaire.

Description

PROCEDE DE STOCKAGE ET DE PRODUCTION D’ENERGIE PAR AIR COMPRIME AVEC RECUPERATION D’ENERGIE SUPPLEMENTAIRE
La présente invention concerne le domaine du stockage et de la production d'énergie par compression et détente d’air.
La production d’électricité à partir d’énergies renouvelables, soleil par l’intermédiaire de panneaux solaires, vent par l’intermédiaire d’éoliennes terrestres ou en mer, est en pleine essor. Les principaux inconvénients de ces moyens de production est l’intermittence de la production et la possible non-adéquation entre la période de production et la période de consommation. Il existe donc un besoin de disposer d’un moyen de stocker l’électricité lors de la production et de la restituer lors d’une période de besoin ou de surconsommation. Il existe de nombreuses technologies permettant cet équilibre dont la plus connue est la Station de Transfert d’Eau par Pompage (STEP) qui consiste en l’utilisation de deux réservoirs d’eau à des altitudes différentes. L’eau est pompée du bassin inférieur lors de la phase de charge. L’eau est turbinée vers le bassin inférieur lors de la décharge. D’autres technologies peuvent être l’utilisation de batteries de différents types (lithium, nickel, sodium-soufre, plomb-acide...). Le stockage d'énergie par volant d’inertie (FES pour Flywheel Energy Storage) fonctionne en accélérant un rotor (volant) à une vitesse très élevée et en maintenant l'énergie dans le système en énergie cinétique. Lorsque l'énergie est extraite du système, la vitesse de rotation du volant est réduite en conséquence du principe de conservation de l'énergie. L'ajout d'énergie au système entraîne en conséquence une augmentation de la vitesse du volant.
La plupart des systèmes FES utilisent l'électricité pour accélérer et décélérer le volant, mais des dispositifs qui utilisent directement de l'énergie mécanique sont en cours de développement.
La technologie de stockage d’énergie par utilisation d’air comprimé est prometteuse. L’électricité produite et non consommée est utilisée pour comprimer de l’air à des pressions comprises entre 40 bar et 200 bar à l’aide de compresseurs multi-étagés. Pour minimiser la consommation d’électricité de chaque compresseur, la chaleur résultant de la compression est éliminée entre chaque étage. L’air comprimé est alors stocké sous pression, soit dans des cavités naturelles (grottes), soit dans des réservoirs artificiels.
Lors de la phase de production d’électricité, l’air stocké est alors envoyé dans des turbines afin de produire de l’électricité. Lors de la détente, l’air se refroidit. Afin d’éviter des températures trop basses (-50°C) entraînant des dégâts dans les turbines, l’air doit être réchauffé avant détente. De telles installations fonctionnent depuis un certain nombre d’années déjà. Parmi les plus célèbres, il faut citer une unité en Allemagne à Huntorf fonctionnant depuis 1978 et aux USA à Macintosh (Alabama) fonctionnant depuis 1991. Ces deux installations ont la particularité d’utiliser l’air comprimé stocké pour alimenter des turbines à gaz. Ces turbines à gaz brûlent du gaz naturel en présence d’air sous pression afin de générer des gaz de combustion très chaud (550°C et 825°C pour l’unité d’Huntorf) et à haute pression (40 bar et 1 1 bar) avant de les détendre dans des turbines générant de l’électricité. Ce type de procédé émet du dioxyde de carbone. L’unité d’Huntorf pourrait émettre environ 830 kg de C02 par mégawatt d’électricité produit.
Il existe une variante en développement. Il s’agit d’un procédé dit adiabatique dans lequel la chaleur issue de la compression de l’air est récupérée, stockée et restituée à l’air avant de le détendre lors de la récupération d’énergie.
Le refroidissement de l’air lors de la compression peut se faire à l’aide d’échangeurs sans contact direct entre les fluides, seule la chaleur va se transférer de l’air chaud vers le fluide froid. Ce fluide peut être un liquide (eau, liquide organique, liquide minéral) ou un gaz. Ce fluide devient alors chaud et il est stocké ou non afin de réchauffer l’air froid avant la détente
La demande de brevet US 2013/0042601 décrit un refroidissement de l’air entre les étages de compressions par de l’eau à travers des échangeurs sans contact direct. L’eau chaude est ensuite refroidie. La chaleur nécessaire lors de la détente est apportée par une combustion d’hydrocarbures dans des brûleurs à haute pression et à basse pression. Une description similaire est faite dans les documents US 2014/0026584A1 et US 2016/0053682A1.
Les échangeurs sans contact direct peuvent être des échangeurs à plaques (soudées ou non), des échangeurs tube-calandres, ou tout dispositif connu de l’homme de l’art dans lequel il y a échange de chaleur sans transfert de matière.
Le document WO 2016/012764A1 décrit un tel échange indirect entre l’air chaud issu de la compression et un sel fondu par l’intermédiaire d’échangeurs, l’air avant détente est réchauffé à l’aide du sel fondu chaud préalablement obtenu. Un tel système est aussi utilisé dans le document DE 10 2010 055 750 A1 où le fluide servant au transfert de la chaleur de la compression vers la détente est une solution d’eau saline à travers des échangeurs.
Le refroidissement de l’air peut se faire aussi à l’aide d’échangeurs dits à contact direct, c’est-à-dire que l’air chaud est envoyé dans une colonne dans laquelle un liquide froid est envoyé à contre-courant de l’air. La chaleur de l’air va être transférée au fluide froid qui va se réchauffer au contact. En plus de la chaleur, des transferts de matières peuvent se produire lors du contact. Ces colonnes, de façon générale, contiennent des éléments permettant d’améliorer le contact entre la phase gazeuse (l’air) et la phase liquide (fluide froid) pour faciliter le transfert gaz-liquide. Ces éléments peuvent être du garnissage (« packing »), structuré ou en vrac, des plateaux distributeurs équipés de cheminées. Il existe aussi des systèmes à contact direct basé sur des solides. Le document US 2016/0326958A1 décrit un système où le transfert de chaleur se fait par un contact direct avec des matériaux à changement de phase. Le document US2011/0016864A1 utilise une technologie de transfert de chaleur à contact direct avec des sels fondus.
Pour minimiser le coût de matériel, les mêmes équipements sont utilisés pour le refroidissement de l’air chaud issu de la compression et le réchauffement de l’air après détente car le procédé fonctionne de façon cyclique. Ce fait est décrit dans le document DE 10 2010 055 750 A1 pour la technologie sans contact direct et dans les demandes de brevets US 201 1/0016864A1 et US 2016/0326958A1 pour la technologie d’échange de chaleur à contact direct.
Il existe un déséquilibre de chaleur produite par la compression et la chaleur utilisée par le chauffage de l’air lors de la détente. Dans le cas de l'utilisation d’un fluide pour transférer la chaleur de la compression vers la détente, ce fluide reste chaud avec des températures supérieures à la température initiale acceptable pour le refroidissement. Cela va nécessiter un refroidissement avant de pouvoir être recyclé pour être utilisé à nouveau.
L'objet de la présente invention est d’améliorer la performance de l’unité de stockage et de production d’électricité en utilisant une partie de la chaleur du fluide de transfert thermique, quelle que soit la nature du fluide de transfert thermique (eau, huile minérale, ...), afin de produire de l’électricité supplémentaire et diminuer la quantité de froid nécessaire pour refroidir ledit fluide thermique avant recyclage.
Ainsi, la présente invention concerne un procédé de stockage et de production d’énergie par air comprimé comportant les étapes suivantes :
- une compression de l’air par des compresseurs étagés au cours de laquelle le refroidissement de l’air est effectué après au moins un étage de compression à l’aide d’un d’échange avec un fluide de transfert thermique,
- stockage de l’air comprimé et dudit fluide de transfert thermique chaud après échange lors de la compression,
- détentes étagées de l’air par des turbines de production d’énergie, au cours desquelles le réchauffage de l’air est effectué après au moins un étage de détente par ledit fluide de transfert chaud soutiré dudit stockage,
Selon l’invention, après réchauffage de l’air en détente et avant d’être recyclé vers l’étape de compression, ledit fluide de transfert est refroidi par une boucle de récupération supplémentaire d’énergie comportant une pompe, un échangeur et une turbine et un fluide de transfert supplémentaire.
Le fluide de transfert avec l’air peut être choisi parmi l’eau, les huiles minérales, les solutions d’ammoniaque.
Le fluide de transfert supplémentaire peut être choisi parmi les hydrocarbures, tels le butane et le propane, et les solutions d’ammoniaque.
Les équipements d’échange thermique peuvent être communs aux étapes de compression et de détente de l’air comprimé.
Les équipements d’échange thermique peuvent être de la technologie des échanges sans contact direct entre les fluides.
Les équipements d’échange thermique peuvent être de la technologie des échanges avec contact direct entre les fluides.
Au moins un séparateur peut être disposé sur la ligne d’air comprimé ou détendu, de façon à contrôler un transfert de masse entre ledit fluide de transfert thermique et l’air.
Les équipements d’échange thermique à contact direct peuvent comporter des colonnes à garnissage, ou des colonnes à plateaux.
Selon un aspect, ledit fluide de transfert thermique est stocké dans un moyen de stockage intermédiaire, avant d’échanger de la chaleur avec ledit fluide de transfert supplémentaire.
En outre, l’invention concerne un système de stockage et de production d’énergie par air comprimé comportant:
a) Des compresseurs étagés, et au moins un échangeur de chaleur avec un fluide de transfert thermique est agencé entre un étage de compression, b) Un moyen de stockage de l’air comprimé et un moyen de stockage dudit fluide de transfert thermique chaud après échange lors de la compression, c) Des turbines de production d’énergie, et au moins un échangeur de chaleur (avec ledit fluide de transfert thermique est agencé entre un étage de détente, ledit système comprend une boucle de récupération supplémentaire d’énergie comportant une pompe, un échangeur et une turbine et un fluide de transfert supplémentaire, ladite boucle de récupération supplémentaire étant agencé après réchauffage de l’air en détente et avant d’être recyclé vers l’étape de compression.
Selon un mode de réalisation, le fluide de transfert avec l’air est choisi parmi l’eau, les huiles minérales, les solutions d’ammoniaque.
Conformément à une mise en oeuvre, le fluide de transfert supplémentaire est choisi parmi les hydrocarbures, tels le butane et le propane, et les solutions d’ammoniaque.
Avantageusement, les échangeurs de chaleur sont communs aux étapes de compression et de détente de l’air comprimé.
Selon un aspect, au moins un échangeur de chaleur est de la technologie des échanges sans contact direct entre les fluides.
Conformément à un mode de réalisation, au moins un échangeur de chaleur est de la technologie des échanges avec contact direct entre les fluides.
Selon une mise en oeuvre de l’invention, au moins un séparateur est disposé sur la ligne d’air comprimé ou détendu, de façon à contrôler un transfert de masse entre ledit fluide de transfert thermique et l’air.
De manière avantageuse, les équipements d’échange thermique à contact direct comportent des colonnes à garnissage, ou des colonnes à plateaux.
Avantageusement, ledit système comprend un moyen de stockage intermédiaire dudit fluide de transfert thermique agencé avant ladite boucle de récupération supplémentaire.
L’invention sera mieux comprise et ses avantages apparaîtront plus clairement à la lecture de la description qui suit des différents exemples issus de l’art antérieur comparés à des mises en oeuvre de l’invention, nullement limitatives, et illustrée par les figures ci-après annexées parmi lesquelles : - la figure 1 décrit un procédé de stockage et production d’énergie par air comprimé selon l’art antérieur dans lequel le fluide de transfert thermique est de l’eau.
- la figure 2 décrit le procédé selon la figure 1 dans lequel est intégrée une boucle de récupération supplémentaire selon l’invention.
- la figure 3 décrit un procédé de stockage et production d’énergie par air comprimé selon l’art antérieur dans lequel le fluide de transfert thermique échange en contact direct avec l’air.
- la figure 4 décrit le procédé selon la figure 3 dans lequel est intégrée une boucle de récupération supplémentaire selon l’invention.
La présente invention propose d'utiliser, dans un procédé ou un système de type CAES, une boucle de récupération supplémentaire de chaleur sur le fluide de transfert thermique de la chaleur récupérée lors de la compression de l’air et après utilisation de cette chaleur lors de la détente.
L’invention est adapté à tout système et procédé CAES dans lequel les échanges de chaleur entre les étages de compression et de détente comprennent au moins un échange de chaleur avec un fluide de transfert thermique. Le système et le procédé comportent au moins un moyen de stockage froid, destiné à stocker le fluide de transfert froid, avant d’être utilisé dans au moins un échangeur de chaleur agencé dans la ligne de compression (entre les étages de compression). De plus, le système et le procédé comportent au moins un moyen de stockage chaud, destiné à stocker le fluide de transfert chaud, avant d’être utilisé dans la ligne de détente (entre les étages de détente).
La boucle de récupération supplémentaire est agencée en sortie des étages de détente, et avant la réinjection du fluide de transfert thermique le moyen de stockage froid.
Ce dispositif de récupération supplémentaire est basé sur des cycles utilisant des hydrocarbures, ou des solutions d’ammoniaque, dont la nature peut être sélectionnée selon la température finale du fluide thermique. Cette boucle comprend deux étapes : - Une étape au cours de laquelle le fluide de transfert thermique chaud est mis en contact indirect avec un fluide de transfert supplémentaire, tel un hydrocarbure, dans des conditions de température et de pression dans lesquelles l’hydrocarbure est liquide. Au cours de ce contact le fluide thermique chaud est refroidi à une température proche mais supérieure à l’hydrocarbure liquide entrant. Le fluide de transfert supplémentaire (par exemple l’hydrocarbure) liquide se vaporise au cours de ce contact indirect.
- Les vapeurs du fluide transfert supplémentaire (par exemple les vapeurs d’hydrocarbures) sont envoyées dans une turbine dans laquelle elles sont détendues à une pression telle que la température soit proche mais supérieure à la température du fluide de refroidissement (air, eau...). Après cette détente, les vapeurs sont envoyées dans un dispositif d’échange sans contact direct avec de l’air (ou de l’eau) pour être condensées. Le liquide ainsi obtenu voit sa pression rétablie à la valeur initiale avant vaporisation par l’intermédiaire d’une pompe.
Selon l’invention, l’utilisation d’un cycle supplémentaire de refroidissement du fluide de transfert supplémentaire (pouvant comprendre des hydrocarbures, dont la nature est sélectionnée selon la température de l’eau) permet au procédé et au système CAES de produire plus d’électricité et de dépenser moins d’énergie pour le refroidissement du liquide de transfert recyclé, par exemple de l’eau ou de l’huile. Ce gain est d’autant plus grand que la température finale du liquide de transfert est plus élevée.
Conformément à une mise en oeuvre de l’invention, le système et le procédé peuvent comprendre au moins un moyen de stockage intermédiaire, destiné à stocker le fluide de transfert thermique après les échanges de chaleur prévus dans la ligne de détente (après les étages de détente). Dans ce cas, la boucle de récupération supplémentaire est destinée à récupérer de la chaleur contenue dans ce moyen de stockage intermédiaire. Après l’échange de chaleur du fluide de transfert avec le fluide de transfert supplémentaire, le fluide de transfert peut être renvoyé dans le moyen de stockage froid.
Ainsi, pour cette mise en œuvre de l’invention, le fluide de transfert est soumis à la boucle suivante :
- stockage dans le moyen de stockage froid,
- au moins un échange de chaleur avec le gaz dans la ligne de compression,
- stockage dans le moyen de stockage chaud,
- au moins un échange de chaleur avec le gaz dans la ligne de détente,
- stockage dans le moyen de stockage intermédiaire,
- échange de chaleur avec le fluide de transfert supplémentaire de la boucle de récupération supplémentaire, et
- transfert dans le moyen de stockage froid.
Selon un mode de réalisation de l’invention, le système et le procédé CAES peuvent comprendre au moins une des caractéristiques suivantes :
- le fluide de transfert avec l’air est choisi parmi l’eau, les huiles minérales, les solutions d’ammoniaque,
- au moins un échangeur de chaleur à contact direct,
- au moins un échangeur de chaleur sans contact direct, de préférence comportant des colonnes à garnissage, ou des colonnes à plateaux,
- au moins un séparateur disposé sur la ligne d’air comprimé ou détendu, de façon à contrôler un transfert de masse entre ledit fluide de transfert thermique et l’air,
- les échangeurs de chaleur peuvent être communs pour la ligne de compression et pour la ligne de détente, de manière à limiter le nombre de dispositifs dans le système.
Dans la description des différents exemples et de l’invention, les mêmes équipements ont été utilisés pour la compression et la détente de l’air. Les caractéristiques des compresseurs et turbines utilisées sont présentées dans les tableaux suivants.
Exemple 1 : Selon l’art antérieur (figure 1).
Cet exemple peut être une description du procédé avec de l’eau comme fluide de transfert thermique au lieu d’une solution saline tel que décrit dans le document DE 10 2010 055 750 A1.
De l’air extérieur (flux 1 ), à une température de 20°C et une pression de 1.014 bar contenant 4.2% molaire d’eau, rentre dans un étage de compresseur K-
101 d’où il sort à une pression plus élevée et à une température supérieure (flux 2). Ce flux 2 est ensuite refroidi à 50°C dans un échangeur (E-101 ) sans contact direct (flux 3) par de l’eau à 40°C (flux 29). L’eau sort de l’échangeur à une température supérieure (flux 30) pour rejoindre un bac de stockage (T-402). L’air refroidi voit son humidité de l’air condensée (flux 23) et est séparée de l’air (flux 4) dans un séparateur gaz-liquide V-101. Cette eau condensée va rejoindre un bac de stockage (T-301 ). L’air rentre alors dans un deuxième étage de compression (K-102) d’où il sort à une pression et température plus élevées (flux 5). Il est alors refroidi dans un échangeur sans contact direct (E-102) avec de l’eau froide (flux 31 ). L’eau chaude sortant de l’échangeur (flux 32) est envoyé vers un bac de stockage (T-402). L’air refroidi (flux 6) pénètre dans un séparateur gaz-liquide (V- 102) séparant l’humidité condensée (flux 24) de l’air froid (flux 7). L’humidité condensée est envoyée vers un bac de stockage (T-301 ). L’air refroidi (flux 7) pénètre dans un troisième étage de compression (K-103) d’où il ressort (flux 8) à une pression et à une température plus élevées. Il est ensuite refroidi dans un échangeur sans contact direct (E-103) avec de l’eau froide (flux 33). Cette eau chaude est ensuite envoyée vers un bac de stockage (T-402). L’air froid, quant à lui, pénètre dans un séparateur gaz-liquide (V-103) où l’humidité condensée (flux 25) est séparée de l’air (flux 10). Cette humidité condensée est ensuite envoyée vers un bac de stockage (T-301 ). L’air froid (10) sortant du séparateur (V-103) rentre alors dans un dernier étage de compression (K-104) d’où il ressort (flux 1 1 ) à une pression et température plus élevées. Il est ensuite refroidi dans un échangeur sans contact direct (E-104) avec de l’eau (flux 36) froide. Ce flux 36 peut être refroidi, grâce à un échangeur E-105, à une plus basse température que celle de l’eau servant au refroidissement des étages du compresseur. L’eau chaude (flux 37) sortant de l’échangeur (E-104) est ensuite envoyée vers un bac de stockage (T-402). L’air froid (flux 12) pénètre dans un séparateur gaz-liquide V- 104 où l’humidité condensée (flux 26) est envoyée vers un bac de stockage (T- 301 ). L’air froid (flux 13), 50 000 kg/h, sortant à une pression de 136.15 bar et à une température de 30°C est envoyé dans un bac de stockage (T-201 ) qui peut être naturel ou artificiel. Il ne contient plus que 300 ppm d’eau. La consommation électrique pour l’étape de compression est égale à 10.9 MW. L’eau condensée représente une quantité de 1 ,35 tonne/heure.
Lors de la production d’électricité, l’air stocké (flux 14) est envoyé du réservoir (T-201 ) vers un échangeur sans contact direct (E-104) avec l’eau chaude (flux 39) provenant du bac de stockage (T-402). L’échangeur E-104 est le même que celui ayant servi pour le refroidissement pendant la compression. Cette économie d’équipements est possible car, le procédé étant cyclique les échangeurs sont soit utilisés lors de la compression, soit lors de la détente. Le schéma de principe décrit toutes les circulations des fluides, mais pas le détails de toutes les conduites nécessaires pour l’utilisation alternée des échangeurs.
L’air chaud (flux 15) rentre dans une turbine EX-201 où il subit une détente. L’eau refroidie (flux 40), sortant de l’échangeur E-104, est envoyée vers l’échangeur E-103 sans contact direct où elle va réchauffer l’air détendue et refroidie (flux 16). Cet air réchauffé (flux 17) est envoyée vers une deuxième turbine EX-202 où il sera détendu à une pression et à une pression plus faible (flux 18). L’eau refroidie (flux 41 ) sortant de l’échangeur E-103 est envoyée vers l’échangeur sans contact direct E-102 où elle va réchauffer l’air sortant de la turbine EX-202 qui sera alors réchauffé (flux 19). Cet air chaud sera ensuite envoyé dans une troisième turbine EX-203 pour être détendue à une pression plus faible (flux 20). L’eau moins chaude (flux 42) sortant de l’échangeur E-102 sera envoyée vers un autre échangeur sans contact direct E-101. Cet échangeur servira à réchauffer l’air sortant (flux 20) de la turbine EX-203 avant de pénétrer (flux 21 ) dans la dernière turbine EX-204. L’air après détente finale est relâché dans l’atmosphère (flux 22) à une pression de 1.02 bar et une température de 10°C.
L’eau chaude ayant servie aux différents réchauffements de l’air avant détente (flux 43) sera à une température finale de 126°C. Avant d’être recyclée, cette eau aura besoin d’être refroidie soit par un échangeur à eau soit avec un refroidisseur à air. La puissance de refroidissement nécessaire est à 5,5 MWthermique.
La puissance électrique produite par les détentes successives est égale à 5,2 MWélectrique.
Exemple 2 : Selon l’invention (figure 2).
Le procédé de stockage et de production d’énergie par air comprimé est identique à celui décrit exemple 1.
De la même manière, l’air après détente finale est relâché dans l’atmosphère (flux 22) à une pression de 1.02 bar et une température de 10°C. L’eau chaude, fluide de transfert thermique ayant servi aux différents réchauffements de l’air avant détente (flux 43) est à une température finale de 126°C.
Selon l’invention, cette eau chaude est alors envoyée dans un dispositif supplémentaire de transfert thermique sans contact direct E-501 où elle sera refroidie (flux 44) à une température de 50°C par échange de chaleur avec un flux de butane liquide (flux 46). Ce flux de butane liquide, à une pression de 21 bar et une température de 41 ,4°C, est vaporisé au cours de l’échange thermique et se trouve alors à une pression de 20,5 bar et une température de 1 16°C. L’eau refroidie (flux 44) est alors envoyée dans un échangeur (E-401 ) où elle sera refroidie par de l’eau ou de l’air à une température de 40°C (flux 45).
Le butane vapeur (flux 47) est envoyé dans une turbine (EX-501 ) pour être détendu à une pression de 4 bar. Le flux (flux 48) est ensuite envoyé dans un dispositif de transfert thermique (E-502) pour y être condensé à 40°C et une pression de 3,88 bar. La pompe (P-501 ) va ramener le flux de butane liquide (flux 49) à une pression de 21 bar et une température de 41 ,4°C pour être recycler dans le dispositif supplémentaire de transfert thermique sans contact direct E-501.
La puissance de refroidissement nécessaire des équipements E-401 et E- 502 est égale à 4,9 MWthermique à comparer aux 5,5 MWthermique de l’exemple précédent.
La détente du butane, diminuée de la consommation électrique de la pompe P-501 , va produire 0,55 MWélectrique à rajouter au 5,2 MWélectrique du cycle de l’air soit un total de 5,75 MWélectrique.
Ainsi, l’addition d’une boucle supplémentaire de récupération d’énergie sur le fluide de transfert thermique de réchauffage de l’air détendu dans les étages de turbines augmente le rendement global du procédé.
Le fluide de récupération supplémentaire peut être un hydrocarbure, par exemple butane, propane, et également être sous forme d’ammoniaque ou solution d’ammoniaque. D’une manière plus générale, l’invention comprend également un procédé dans lequel un seul, ou plusieurs étages, de compression(s) et de détente(s) est (sont) concerné(s).
Exemple 3 : Selon l’art antérieur (figure 3).
De l’air extérieur (flux 1 ), à une température de 20°C et une pression de 1.014 bar contenant 4.2% molaire d’eau, rentre dans un étage de compresseur K- 101 d’où il sort à une pression plus élevée et à une température supérieure (flux 2). Ce flux 2 est ensuite refroidi à 50°C dans un échangeur (C-101 ) à contact direct par de l’eau à 40°C (flux 21 ). Cette échangeur C-101 est constituée d’une colonne à garnissage où l’air chaud (flux 2) rentre par le bas de la colonne. L’eau froide (flux 21 ) est injectée en haut de la colonne, les flux sont à courant croisés : un flux monte (l’air) et l’autre descend (l’eau). L’eau chaude sort de la colonne en bas à une température supérieure (flux 22) pour rejoindre un bac de stockage (T- 402). L’air refroidi sort de la colonne par le haut (flux 3) et rentre alors dans un deuxième étage de compression (K-102) d’où il sort à une pression et température plus élevées (flux 4). Il est alors refroidi dans un échangeur à contact direct (C- 102) avec de l’eau froide (flux 25). L’eau chaude sortant de la colonne vers le bas (flux 26) est envoyé vers un bac de stockage (T-403). L’air refroidi (flux 5) pénètre dans un troisième étage de compression (K-103) d’où il ressort (flux 6) à une pression et à une température plus élevées. Il est ensuite refroidi dans un échangeur à contact direct (C-103) avec de l’eau froide (flux 29). Cette eau chaude (flux 30) est ensuite envoyée vers un bac de stockage (T-404). L’air froid (flux 7) sort par le haut de la colonne et rentre alors dans un dernier étage de compression (K-104) d’où il ressort (flux 8) à une pression et température plus élevées. Il est ensuite refroidi dans un échangeur à contact direct (C-104) avec de l’eau (flux 34) froide. Ce flux 34 peut être refroidi, grâce à un échangeur E-105, à une plus basse température que celle de l’eau servant au refroidissement des étages du compresseur. L’eau chaude (flux 35) sortant du bas de la colonne (C- 104) est ensuite envoyée vers un bac de stockage (T-405). L’air froid (flux 9), 50 000 kg/h, sortant à une pression de 134.34 bar et à une température de 30°C est envoyé dans un bac de stockage (T-201 ) qui peut être soit naturel soit artificiel. Il ne contient plus que 320 ppm d’eau. La consommation électrique pour l’étape de compression est égale à 10.9 MW soit identique à celles des exemples 1 et 2.
Lors de la production d’électricité, l’air stocké (flux 10) est envoyé du réservoir (T-201 ) vers un échangeur à contact direct (C-104) avec l’eau chaude (flux 36) ou provenant du bac de stockage (T-405). L’échangeur (C-104) est la même colonne que celle ayant servie pour le refroidissement pendant la compression. Cette économie d’équipements est possible car, le procédé étant cyclique les échangeurs sont soit utilisés lors de la compression, soit lors de la détente. Le schéma de principe décrit toutes les circulations des fluides, mais pas le détails de toutes les conduites nécessaires pour l’utilisation alternée des échangeurs.
L’air chaud (flux 1 1 ) sort par le haut de la colonne et rentre dans une turbine EX-201 où il subit une détente. L’eau refroidie (flux 37), sortant du bas de la colonne C-104, est envoyée vers un bac de stockage T-406, appelé également moyen de stockage intermédiaire. L’air sortant de la turbine EX-201 est envoyé (flux 12) vers l’échangeur C-103 à contact direct où il sera réchauffé par de l’eau circulant à contre-courant provenant du bac de stockage T-404 (flux 31 ). L’eau refroidie (flux 32) est envoyée vers un bac de stockage (T-406). Cet air réchauffé (flux 13) est envoyée vers une deuxième turbine EX-202 où il sera détendu à une pression et à une pression plus faible (flux 14). Il est alors réchauffé par de l’eau (flux 27) provenant du bac de stockage T-403. L’eau refroidie (flux 28) sortant du bas de la colonne C-102 est envoyée vers un bac de stockage T-406. L’air réchauffé (flux 15) est envoyé vers une turbine EX-203 où il sera détendu à une pression plus faible (flux 16). Cet air froid sera réchauffé par de l’eau chaude (flux 23) provenant du bac de stockage T-402 dans l’échangeur à contact direct C-101. Cette eau refroidie (flux 24) sera envoyée dans un bac de stockage T-406. L’air réchauffé (flux 17) sera ensuite envoyé dans une dernière turbine EX-204 pour être détendue à une pression plus faible (flux 18). Cet air froid sera ensuite envoyé dans un séparateur gaz-liquide V-201 afin de séparer l’air (flux 19) de l’eau liquide pouvant être présent (flux 38). Cette eau sera envoyée dans le bac de stockage T-406. L’air, 50800 kg/h, après détente finale est relâché dans l’atmosphère (flux 19) à une pression de 1 .02 bar et une température de 22°C. L’eau chaude ayant servie aux différents réchauffements de l’air avant détente (flux 39) sera à une température finale de 65,7°C. Avant d’être recyclée, cette eau aura besoin d’être refroidie soit par un échangeur à eau soit avec un refroidisseur à air. La puissance de refroidissement nécessaire est à 5,3 MWthermique.
La puissance électrique produite par les détentes successives est égale à 4,45 MWélectrique.
Exemple 4 : Selon l’invention (figure 4).
La figure 4 illustre, ne manière non limitative un mode de réalisation de l’invention.
Le procédé et le système de stockage et de production d’énergie par air comprimé est identique à celui décrit exemple 3.
De la même manière, l’air, 50800 kg/h, après détente finale est relâché dans l’atmosphère (flux 19) à une pression de 1 ,02 bar et une température de 22°C. L’eau chaude ayant servie aux différents réchauffements de l’air après détentes (flux 39) sera à une température finale de 65,7°C dans le réservoir T- 406.
Cette eau chaude est alors envoyée dans un dispositif de transfert thermique sans contact direct E-501 où elle sera refroidie (flux 40) à une température de 50°C par échange de chaleur avec un flux de propane liquide (flux 44). Ce flux de propane liquide, à une pression de 19,5 bar et une température de 40,8°C, est vaporisé au cours de l’échange thermique et se trouve alors à une pression de 19 bar et une température de 55,6°C. L’eau refroidie (flux 40) est alors envoyée dans un échangeur (E-401 ) où elle sera refroidie par de l’eau ou de l’air à une température de 40°C (flux 41 ).
Le propane vapeur (flux 45) est envoyé dans une turbine (EX-501 ) pour être détendu à une pression de 14,3 bar. Il sera alors envoyé dans un dispositif de transfert thermique E-502 pour y être condensé à 40°C et une pression de 13,9 bar. La pompe P-501 va ramener le propane liquide à une pression de 19,5 bar et une température de 40,8°C.
La puissance de refroidissement nécessaire des équipements E-401 et E- 502 est égale à 5,2 MWthermique à comparer aux 5,3 MWthermique de l’exemple précédent.
La détente du propane, diminuée de la consommation électrique de la pompe P-501 , va produire 0,09 MWélectrique à rajouter au 4,45 MWélectrique du cycle de l’air soit un total de 4,54 MWélectrique.
D’une manière plus générale, l’invention comprend également un procédé et un système dans lequel un seul, ou plusieurs étages, de compression(s) et de détente(s) est (sont) concerné(s).
Le tableau récapitulatif ci-dessous résume les principaux résultats des différents exemples.
Selon l’invention, l’utilisation d’un cycle supplémentaire de refroidissement du fluide de transfert comprenant des hydrocarbures, dont la nature est sélectionnée selon la température de l’eau, permet au procédé et au système CAES de produire plus d’électricité et de dépenser moins d’énergie pour le refroidissement du liquide de transfert recyclé, par exemple de l’eau ou de l’huile. Ce gain est d’autant plus grand que la température finale du liquide de transfert est plus élevée.

Claims

REVENDICATIONS
1) Procédé de stockage et de production d’énergie par air comprimé comportant les étapes suivantes :
a) Une compression de l’air par des compresseurs étagés (K-101 , K-102, K- 103, K-104) au cours de laquelle le refroidissement de l’air est effectué après au moins un étage de compression à l’aide d’un d’échange avec un fluide de transfert thermique (C-101 , C-102, C-103, C-104),
b) Stockage de l’air comprimé et dudit fluide de transfert thermique chaud après échange lors de la compression,
c) Détentes étagées de l’air par des turbines de production d’énergie (EX-201 , EX-202, EX-203, EX-204), au cours desquelles le réchauffage de l’air est effectué avant au moins un étage de détente par ledit fluide de transfert chaud soutiré dudit stockage (C-101 , C-102, C-103, C-104),
caractérisé en ce que, après réchauffage de l’air en détente et avant d’être recyclé vers l’étape de compression, ledit fluide de transfert est refroidi par une boucle de récupération supplémentaire d’énergie comportant une pompe (P- 501 ), un échangeur (E-501 ) et une turbine (EX-501 ) et un fluide de transfert supplémentaire.
2) Procédé selon la revendication 1 , dans lequel le fluide de transfert avec l’air est choisi parmi l’eau, les huiles minérales, les solutions d’ammoniaque.
3) Procédé selon l’une des revendications précédentes, dans lequel le fluide de transfert supplémentaire est choisi parmi les hydrocarbures, tels le butane et le propane, et les solutions d’ammoniaque.
4) Procédé selon l’une des revendications précédentes, dans lequel les équipements d’échange thermique (C-101 , C-102, C-103, C-104) sont communs aux étapes de compression et de détente de l’air comprimé. 5) Procédé selon l’une des revendications précédentes, dans lequel au moins un équipement d’échange thermique (C-101 , C-102, C-103, C-104) est de la technologie des échanges sans contact direct entre les fluides.
6) Procédé selon l’une des revendications précédentes, dans lequel au moins un équipement d’échange thermique (C-101 , C-102, C-103, C-104) est de la technologie des échanges avec contact direct entre les fluides.
7) Procédé selon la revendication 6, dans lequel au moins un séparateur (V-101 , V-102, V-103, V-104) est disposé sur la ligne d’air comprimé ou détendu, de façon à contrôler un transfert de masse entre ledit fluide de transfert thermique et l’air.
8) Procédé selon l’une des revendications 6 ou 7, dans lequel les équipements d’échange thermique à contact direct comportent des colonnes à garnissage, ou des colonnes à plateaux.
9) Procédé selon l’une des revendications précédents, dans lequel ledit fluide de transfert thermique est stocké dans un moyen de stockage intermédiaire (T-406), avant d’échanger de la chaleur avec ledit fluide de transfert supplémentaire.
10) Système de stockage et de production d’énergie par air comprimé comportant:
a) Des compresseurs étagés (K-101 , K-102, K-103, K-104), et au moins un échangeur de chaleur (C-101 , C-102, C-103, C-104) avec un fluide de transfert thermique est agencé entre un étage de compression,
b) Un moyen de stockage de l’air comprimé (T-201 ) et un moyen de stockage dudit fluide de transfert thermique chaud (T-402, T403, T-404, T-405) après échange lors de la compression, c) Des turbines de production d’énergie (EX-201 , EX-202, EX-203, EX-204), et au moins un échangeur de chaleur (C-101 , C-102, C-103, C-104) avec ledit fluide de transfert thermique est agencé entre un étage de détente, caractérisé en ce que ledit système comprend une boucle de récupération supplémentaire d’énergie comportant une pompe (P-501 ), un échangeur (E- 501 ) et une turbine (EX-501 ) et un fluide de transfert supplémentaire, ladite boucle de récupération supplémentaire étant agencé après réchauffage de l’air en détente et avant d’être recyclé vers l’étape de compression.
11) Système selon la revendication 10, dans lequel le fluide de transfert avec l’air est choisi parmi l’eau, les huiles minérales, les solutions d’ammoniaque.
12) Système selon l’une des revendications 10 ou 1 1 , dans lequel le fluide de transfert supplémentaire est choisi parmi les hydrocarbures, tels le butane et le propane, et les solutions d’ammoniaque.
13) Système selon l’une des revendications 10 à 12, dans lequel les échangeurs de chaleur (C-101 , C-102, C-103, C-104) sont communs aux étapes de compression et de détente de l’air comprimé.
14) Système selon l’une des revendications 10 à 13, dans lequel au moins un échangeur de chaleur (C-101 , C-102, C-103, C-104) est de la technologie des échanges sans contact direct entre les fluides.
15) Système selon l’une des revendications 10 à 14, dans lequel au moins un échangeur de chaleur (C-101 , C-102, C-103, C-104) est de la technologie des échanges avec contact direct entre les fluides.
16) Système selon la revendication 15, dans lequel au moins un séparateur (V-101 , V-102, V-103, V-104) est disposé sur la ligne d’air comprimé ou détendu, de façon à contrôler un transfert de masse entre ledit fluide de transfert thermique et l’air.
17) Système selon l’une des revendications 15 ou 16, dans lequel les équipements d’échange thermique à contact direct comportent des colonnes à garnissage, ou des colonnes à plateaux.
18) Système selon l’une des revendications 10 à 17, dans lequel ledit système comprend un moyen de stockage intermédiaire (T-406) dudit fluide de transfert thermique agencé avant ladite boucle de récupération supplémentaire.
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