EP3724472A1 - Procede ameliore de stockage et de production d'energie avec une gestion de l'eau optimisee - Google Patents

Procede ameliore de stockage et de production d'energie avec une gestion de l'eau optimisee

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Publication number
EP3724472A1
EP3724472A1 EP18799556.8A EP18799556A EP3724472A1 EP 3724472 A1 EP3724472 A1 EP 3724472A1 EP 18799556 A EP18799556 A EP 18799556A EP 3724472 A1 EP3724472 A1 EP 3724472A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
liquid
stream
water
gas
heat exchanger
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Withdrawn
Application number
EP18799556.8A
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
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by IFP Energies Nouvelles IFPEN filed Critical IFP Energies Nouvelles IFPEN
Publication of EP3724472A1 publication Critical patent/EP3724472A1/fr
Withdrawn legal-status Critical Current

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    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C6/00—Plural gas-turbine plants; Combinations of gas-turbine plants with other apparatus; Adaptations of gas-turbine plants for special use
    • F02C6/14—Gas-turbine plants having means for storing energy, e.g. for meeting peak loads
    • F02C6/16—Gas-turbine plants having means for storing energy, e.g. for meeting peak loads for storing compressed air
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
    • F01D25/00—Component parts, details, or accessories, not provided for in, or of interest apart from, other groups
    • F01D25/32—Collecting of condensation water; Drainage ; Removing solid particles
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C1/00—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid
    • F02C1/04—Gas-turbine plants characterised by the use of hot gases or unheated pressurised gases, as the working fluid the working fluid being heated indirectly
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F02—COMBUSTION ENGINES; HOT-GAS OR COMBUSTION-PRODUCT ENGINE PLANTS
    • F02C—GAS-TURBINE PLANTS; AIR INTAKES FOR JET-PROPULSION PLANTS; CONTROLLING FUEL SUPPLY IN AIR-BREATHING JET-PROPULSION PLANTS
    • F02C7/00—Features, components parts, details or accessories, not provided for in, or of interest apart form groups F02C1/00 - F02C6/00; Air intakes for jet-propulsion plants
    • F02C7/12—Cooling of plants
    • F02C7/14—Cooling of plants of fluids in the plant, e.g. lubricant or fuel
    • F02C7/141—Cooling of plants of fluids in the plant, e.g. lubricant or fuel of working fluid
    • F02C7/143—Cooling of plants of fluids in the plant, e.g. lubricant or fuel of working fluid before or between the compressor stages
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2260/00—Function
    • F05D2260/20—Heat transfer, e.g. cooling
    • F05D2260/211—Heat transfer, e.g. cooling by intercooling, e.g. during a compression cycle
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F05—INDEXING SCHEMES RELATING TO ENGINES OR PUMPS IN VARIOUS SUBCLASSES OF CLASSES F01-F04
    • F05D—INDEXING SCHEME FOR ASPECTS RELATING TO NON-POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, GAS-TURBINES OR JET-PROPULSION PLANTS
    • F05D2260/00—Function
    • F05D2260/20—Heat transfer, e.g. cooling
    • F05D2260/213—Heat transfer, e.g. cooling by the provision of a heat exchanger within the cooling circuit
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
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    • Y02E60/16—Mechanical energy storage, e.g. flywheels or pressurised fluids
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02T—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO TRANSPORTATION
    • Y02T50/00—Aeronautics or air transport
    • Y02T50/60—Efficient propulsion technologies, e.g. for aircraft

Definitions

  • STEP Pumped Water Transfer Station
  • batteries of different types lithium, nickel, sodium-sulfur, lead-acid .
  • FES Flywheel Energy Storage
  • compressed air energy storage technology using compressed gas, (often compressed air) is promising.
  • the energy produced and not consumed is used to compress air at pressures between 40 bar and 200 bar using compressors (which can be multi-stage).
  • compressors which can be multi-stage.
  • the air temperature increases.
  • the air can be cooled between each compression stage.
  • the compressed air is then stored under pressure, either in natural cavities (caverns) or in artificial reservoirs.
  • the stored air is then sent to turbines to produce electricity.
  • the air cools.
  • the air can be warmed up before relaxation.
  • SUBSTITUTE SHEET (RULE 26) years ago, such as the Huntorf unit in Germany operating since 1978 or the Macintosh unit in the USA (Alabama) operating since 1991. These two installations have the particularity of using stored compressed air to supply gas turbines. These gas turbines burn natural gas in the presence of pressurized air to generate very hot (550 ° C and 825 ° C) and high-pressure (40 bar and 1 1 bar) combustion gases before they are vented. turbines generating electricity. This type of process emits carbon dioxide. The Huntorf unit could emit approximately 830 kg of C0 2 per megawatt of electricity produced.
  • the air is often air taken from the surrounding environment. It can therefore contain water in the form of steam. This humidity varies according to the geographical location and the temperature and / or the season.
  • This condensation can represent significant quantities to manage. For example, in Nice (France), in January, air contains about 4 grams of water per kilogram of air. In August, this amount of water drops to 12 grams of water per kilogram of air at the suction of the compressors. Few patents cite this problem of water management.
  • Certain patents (WO 2016/012764, WO 201 1/076926 and WO2016 / 079485) propose to recover the condensation water to store it in a simple storage tank. Moreover, when it is not taken from gas, the water contained in the gas can cause deterioration of compressors and other equipment, in which the compressed gas circulates.
  • heat exchangers are used. These exchangers make it possible to cool a hot gas, from a cold fluid (often a cold liquid), or to heat a cold gas, from a hot fluid (often a hot liquid).
  • direct contact heat exchangers refers to heat exchangers in which there is direct contact between a (often liquid) fluid and a gas. When direct contact heat exchangers are used, material exchanges between the fluid and the gas can also occur.
  • the gas may be partially charged with fluid in the form of gases or liquid droplets and / or a portion of the gas may condense or be absorbed by the fluid. It depends on the fluid, the gases, pressures and temperatures as well as the mode of exchange (heating or cooling the gas). It may therefore be necessary to add fluid in the circuit or on the contrary to extract it, making the management and regulation of these flows more complex. Without management of these flows, system performance is reduced and the risk of damage to system components is increased.
  • Heat exchangers in which there is no direct contact between the fluid and the gas are called "heat exchangers without direct contact".
  • heat exchangers without direct contact the heat exchange is done for example through a solid wall but no transfer of material can be done between the fluid and the gas.
  • heat exchangers without direct contact are plate or tube / shell heat exchangers.
  • the present invention proposes to improve the performance of the storage and energy recovery system by providing optimized management of the liquid contained in the system.
  • the system has at least one liquid / gas separator positioned after at least one heat exchanger, in the air compression zone.
  • the liquid recovered from the separators is collected and stored with the cold liquid, so as to improve the flow of liquid in the system.
  • the invention relates to a system for storage and energy recovery by compressed gas comprising:
  • At least one first heat exchanger said first heat exchanger being located downstream of said compression means of said compressed gas
  • At least one second heat exchanger said second heat exchanger being positioned upstream of said expansion means of said compressed gas.
  • the system comprises at least one means for introducing said liquid leaving the separation means into at least one means for storing said cold liquid.
  • said gas is air.
  • said liquid is water.
  • said first and second heat exchangers are merged.
  • several gas compression means and / or several expansion means of said gas are used, preferably at least three.
  • first heat exchangers are used, preferably at least one first heat exchanger after each of said compression means.
  • separation means are used, preferably at least one separation means after each of said first heat exchangers.
  • a plurality of second heat exchangers are used, preferably at least one second heat exchanger upstream of each of said expansion means.
  • said means for introducing the liquid leaving the separation means comprises an intermediate storage tank.
  • the invention also relates to a method for storing and recovering energy in which the following steps are carried out:
  • step e) heating said compressed compressed gas by a heat exchanger using the hot liquid stored in step c) and storing said cold liquid;
  • step c) The condensed liquid stored in step c) is injected into said stored cold liquid.
  • step e) and f) is performed several times before performing step g).
  • said gas is air.
  • said liquid is water.
  • said gas is heated by heat exchange in direct contact with said hot liquid.
  • said condensed liquid and said liquid stored in step e) are separately stored.
  • FIG. 1 illustrates an example of a storage and energy recovery system according to the prior art.
  • FIG. 3 illustrates a third example of a storage and energy recovery system according to the prior art.
  • FIG. 4 illustrates a first embodiment of a storage and energy recovery system according to the invention.
  • FIG. 5 illustrates a second embodiment of a storage and energy recovery system according to the invention.
  • the present invention relates to a storage system and energy recovery by compressed gas.
  • the system according to the invention comprises: at least one means for compressing the gas, making it possible to increase the pressure of the gas, with a view to its storage;
  • At least one compressed gas storage means for storing the compressed gas for later reuse
  • At least a first heat exchanger located downstream of the gas compression means. This first heat exchanger cools the compressed gas circulating in the heat exchanger, a liquid that comes cold and comes out hot.
  • At least one second heat exchanger positioned upstream of the expansion means for the compressed gas. This second heat exchanger warms the compressed gas before it is released, circulating a liquid that arrives hot and comes out cold.
  • At least one cold liquid storage means and at least one hot liquid storage means these means allowing the use of cold liquid for the first heat exchangers and the use of hot liquid for the second heat exchanger.
  • the liquid recovered in at least one means for separating the compression line and the cold leaving liquid from at least one second heat exchanger used on the line of expansion can be stored together in at least one cold liquid storage means.
  • the liquid may be water.
  • the water contained in the gas, in particular the ambient air is the same liquid as that used in the heat exchangers, thus facilitating the implementation of the method of the invention.
  • the air then enters a second compression stage K-102 where it leaves at a higher pressure and temperature (stream 5). It is then cooled in a direct-contact heat exchanger E-102 with cold water (stream 31).
  • the cold air (stream 13), 50 000 kg / h, exiting at a pressure of 136.15 bar and at a temperature of 30 ° C is sent into the compressed gas storage means T-201, which can be either natural, be artificial. It contains only 300 ppm of water.
  • the power consumption for the compression stage is equal to 10.9 MW.
  • the cooling of the air during the compression uses 54,689 kg / h of cooling water and the condensation of the humidity of the air represents a quantity of 1, 35 ton / hour which must be stored or eliminated.
  • the stored air (stream 14) is sent from the compressed gas storage means T-201 to a direct contactless heat exchanger E-106 with the hot water (stream 39) from the heat source.
  • the exchanger E-106 may be identical to the exchanger E-104 used during cooling. Alternatively, the exchanger E-106 and the exchanger E-104 can be confused for equipment savings. This is possible because the operation is cyclic: either the exchanger E-104 / E-106 is used during compression, or during relaxation.
  • the cooled water (stream 41) leaving the exchanger E-107 is sent to the exchanger without direct contact E-108 where it heats the air leaving the turbine EX- 202 which is then warmed (stream 19). This hot air is then sent into a third turbine EX-203 to be expanded at a lower pressure (stream 20).
  • the less hot water (stream 42) leaving the exchanger E-108 is sent to another exchanger without direct contact E-109.
  • This exchanger is used to heat the outgoing air (flow 20) of the turbine EX-203 before entering (flow 21) in the last turbine EX-204.
  • 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 water which has been used for the various pre-expansion air heatsings, leaving the exchanger E-109, (stream 43) is at a final temperature of 126 ° C.
  • the cooled air sees its humidity of condensed air (stream 23).
  • a separator V-101 separates the air (stream 4) from the condensed moisture (stream 23). This condensed water then joins a condensed liquid storage means T-301.
  • the air then enters a second compression stage K-102 where it leaves at a higher pressure and temperature (stream 5).
  • the condensed moisture is sent to the condensed liquid storage means T-301.
  • the cold air meanwhile, 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 the condensed liquid storage means T-301.
  • the cooling of the air during the compression uses 54,689 kg / h of cooling water and the condensation of the humidity of the air represents a quantity of 1.35 ton / hour. you have to store or eliminate.
  • the condensation water stored in the condensed liquid storage means T-301 is not managed: for example, the condensed liquid storage means T-301 is regularly emptied.
  • the stored air (stream 14) is sent from the compressed gas storage means T-201 to a direct contactless heat exchanger E-106 with the hot water from the hot liquid storage means. T-405.
  • the exchanger E-106 may be the same as the exchanger E-104 used during cooling.
  • the E-106 and E-104 exchangers can be confused for equipment savings. This is possible because the operation of the system is cyclic: either it is used to compress the air, or to relax it.
  • the hot air (stream 15) enters an EX-201 turbine where it undergoes a relaxation.
  • the cooled water (stream 40) leaving the exchanger E-106 is sent to cold storage means T-406.
  • the air exiting the turbine EX-201 is sent (stream 16) to the exchanger E-107 without direct contact where it is heated (stream 17) with water from the hot liquid storage means T-404 .
  • the cooled water (stream 41) is sent to the cold liquid storage means T-406.
  • This heated air (stream 17) is sent to a second turbine EX-202 where it is expanded at a lower temperature and pressure (stream 18).
  • the cooled water (stream 42) leaving the exchanger E-108 is sent to the cold liquid storage means T-406.
  • the heated air (stream 19) is sent to an EX-203 turbine where it is expanded to a lower pressure (stream 20).
  • the water which has been used for the different pre-expansion air heatsings through the exchangers E-106, E-107, E-108 and E-109 is at a final temperature of 129 ° C.
  • Example 3 According to the prior art ( Figure 3).
  • This stream 2 is then cooled to 50 ° C in a direct contact heat exchanger C-101, with water at 40 ° C (stream 21).
  • This heat exchanger C-101 consists of a packed column where the hot air (flow 2) enters through the bottom of the column.
  • the cold water (stream 21) is injected at the top of the column, the flows are cross-flow: one flows up (the air) and the other goes down (the water).
  • the hot water exits the bottom column at a higher temperature (stream 22) to join a hot liquid storage means T-402.
  • the cooled air leaves the heat exchanger C-101 from above (stream 3) and then enters a second compression stage K-102 where it leaves at a higher pressure and temperature (stream 4). It is then cooled in a C-102 direct contact heat exchanger with cold water (stream 25). The hot water leaving the heat exchanger C-102 downward (stream 26) is sent to a hot liquid storage means T-403.
  • the cold air (stream 7) exits through the top of the heat exchanger C-103 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 C-104 direct contact heat exchanger with cold water (stream 34).
  • This stream 34 can be cooled, by means of an E-105 heat exchanger, at a lower temperature than that of the water used for the heat exchangers C-101, C-102 and C103.
  • the cold air (stream 9), 50 000 kg / h, exiting at a pressure of 134.34 bar and at a temperature of 30 ° C is sent to a compressed gas storage means T-201 which 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, identical to those of Examples 1 and 2.
  • Example 3 178,338 kg / h of water are injected for cooling and 179,715 kg / h out of the process is 1,377 kg / h more than the amount initially injected. All condensed moisture was transferred to the cooling water.
  • the stored air (stream 14) is sent from the compressed gas storage means T-201 to a direct contact heat exchanger C-105 with hot water (stream 54) or from hot liquid storage means T-405.
  • the heat exchanger C-105 may be identical to the exchanger C-104.
  • the heat exchangers C-104 and C-105 can be confused for reasons of equipment savings. This is possible because the operation of the system is cyclic: either it is used during compression or during relaxation.
  • the cooled water (stream 40) leaving the bottom of exchanger C-105 is sent to cold storage means T-406.
  • the air exiting the turbine EX-201 is sent (stream 16) to the direct contact heat exchanger C-106 where it is heated by countercurrent water from the hot liquid storage means. T-404 (stream 53).
  • the heated air (stream 17) is sent to a second turbine EX-202 where it is expanded at a lower pressure (stream 18).
  • the cooled water (stream 42) leaving the bottom of the heat exchanger C-107 is sent to the cold liquid storage means T-406.
  • This cooled water (stream 43) is sent into the cold liquid storage means T-406.
  • the heated air (stream 21) is then sent into a last turbine EX-204 to be expanded at a lower pressure (stream 22).
  • This cold air is then sent into a gas-liquid separator V-201 to separate the air (stream 50) from the liquid water that may be present (stream 90). This water is sent to the cold liquid storage means T-406.
  • the air, 50,800 kg / h, after final expansion is released into the atmosphere (stream 50) at a pressure of 1.02 bar and a temperature of 22 ° C.
  • the water which has been used for the various air heats through the exchangers C-105, C-106, C-107 and C-108 before expansion is at a final temperature of 65.7 ° C.
  • this water Before being recycled, this water needs to be cooled, for example by a water exchanger or by an air cooler.
  • the required cooling power is 5.3 MW thermal, which is an electric power consumption of 74.5 kW electric.
  • the electric power produced by the successive detents is equal to 4.45 MW electric.
  • the amount of water leaving after expansion of the air is equal to 179 030 kg / h, ie 690 kg / h more than the quantity necessary for cooling.
  • the quantity of water collected at the outlet is equal to the quantity of water required for cooling, but this is done to the detriment of the generated electrical power which decreases to 3.6 MW electric.
  • This stream 2 is then cooled to 50 ° C in a heat exchanger E-101 without direct contact (stream 3) with water at 40 ° C (stream 29).
  • the water exits the exchanger at a higher temperature (flow 30) to reach a hot liquid storage means T-402.
  • the cooled air sees its humidity of condensed air (stream 23).
  • a separation means for example a gas / liquid separator
  • V-101 of the liquid and the gas makes it possible to separate the air (stream 4) from the condensed liquid.
  • This condensed water then joins an intermediate storage means of the condensed liquid T-301.
  • the air then enters a second compression stage K-102 where it leaves at a higher pressure and temperature (stream 5). It is then cooled in a heat exchanger without direct contact E-102 with cold water (stream 31).
  • the hot water leaving the exchanger E-102 (stream 58) is sent to a hot liquid storage means T-404.
  • the cooled air (stream 6) enters a gas-liquid separator V-102 separating the condensed moisture (stream 24) from the cold air (stream 7).
  • the condensed moisture is sent to the condensed liquid intermediate storage means 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 non-direct contact heat exchanger E-103 with cold water (stream 33). The water emerging from the exchanger E-103 (stream 59) is then sent to a hot liquid storage means T-403.
  • the cold air meanwhile, 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 the condensed liquid storage means T-301.
  • the cold air (flow 10) leaving the separator V-103 then enters a last compression stage K-104, from which it emerges (flow 1 1) at a higher pressure and temperature. It is then cooled in a non-direct contact heat exchanger E-104 with cold water (flow 36). This stream 36 can be cooled, by means of an E-105 heat exchanger, at a lower temperature than that of the water used for the exchangers E-101, E-102 and E-103.
  • the hot water (stream 37) leaving the heat exchanger E-104 is then sent to a hot liquid storage means T-405.
  • the cold air (stream 12) enters a gas-liquid separator V-104 where the condensed moisture (stream 26) is sent to the condensed liquid storage means T-301.
  • the cold air (stream 13), 50 000 kg / h, exiting at a pressure of 136.15 bar and at a temperature of 30 ° C is sent to a compressed gas storage means T-201 which can be either natural or artificial. It contains only 300 ppm of water.
  • the power consumption for the compression stage is equal to 10.9 MW.
  • the cooling of the air during the compression uses 54,689 kg / h of cooling water and the condensation of the humidity of the air represents a quantity of 1, 35 ton / hour that must be stored or eliminated.
  • the stored air (stream 14) is sent from the compressed gas storage means T-201 to a direct-contact heat exchanger C-205 with hot water (stream 60) or from hot liquid storage means T-402.
  • the cooled water (stream 40), leaving the bottom of the heat exchanger C-205, is sent to a cold liquid storage means T-406.
  • the cooled water (stream 42) leaving the bottom of the heat exchanger C-206 is sent to the cold liquid storage means T-406.
  • the heated air (stream 19) is sent to an EX-203 turbine where it is expanded to a lower pressure (stream 20).
  • This cold air is warmed by hot water (stream 63) from the hot liquid storage means T-405 in the C-208 direct contact heat exchanger.
  • This cooled water (stream 43) is sent into the cold liquid storage means T-406.
  • the air, 52 240 kg / h, after final expansion is released into the atmosphere (stream 50) at a pressure of 1.02 bar and a temperature of 39 ° C.
  • the water that has been used for the various air warmings through the heat exchangers C-205, C-206, C-207 and C-208 and stored in the cold liquid storage means T-406 is at a temperature of 93.3 ° C final.
  • this water Before being recycled, this water needs to be cooled, for example by a water exchanger or by an air cooler.
  • the cooling power required is 3.3 MW thermal, which is an electric power consumption of 31.6 kW electric.
  • the electric power produced by the successive detents is equal to 5.6 MW electric.
  • the amount leaving the process after expansion of the air is 53,792 kg / h less than the amount of water required for cooling.
  • the process consumes water.
  • This stream 2 is then cooled to 50 ° C in a heat exchanger E-101 without direct contact (stream 3) with water at 40 ° C (stream 29).
  • the air then enters a second compression stage K-102 where it leaves at a higher pressure and temperature (stream 5). It is then cooled in a heat exchanger without direct contact E-102 with cold water (stream 31).
  • the hot water leaving the exchanger E-102 (stream 32) is sent to a hot liquid storage means T-403.
  • the cooled air (stream 6) enters a gas-liquid separator V-102 separating the condensed moisture (stream 24) from the cold air (stream 7).
  • the condensed moisture is sent to the condensed liquid storage means 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.

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Abstract

L'invention concerne un système et un procédé de stockage et de récupération d'énergie par gaz comprimé comprenant au moins un premier et au moins un second échangeurs de chaleur, un moyen de stockage de liquide froid et le moyen de stockage de liquide chaud ainsi qu'un moyen de séparation. Le moyen de séparation est positionné après au moins un premier échangeur de chaleur. Le système comporte au moins un moyen d'introduction du liquide sortant du moyen de séparation pour l'envoyer vers le moyen de stockage de liquide froid.

Description

PROCEDE AMELIORE DE STOCKAGE ET DE PRODUCTION D’ENERGIE AVEC UNE GESTION DE L’EAU OPTIMISEE
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, par exemple par l’intermédiaire de panneaux solaires, ou d’éoliennes terrestres ou marines, est en plein essor. Les principaux inconvénients de ces moyens de production sont l’intermittence de la production et la possible non-adéquation entre la période de production et la période de consommation. Il est donc important de disposer d’un moyen de stockage de l’énergie lors de la production pour la restituer lors d’une période de consommation.
Il existe de nombreuses technologies permettant cet équilibre.
Parmi elles, 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 vers le bassin supérieur lors de la phase de charge. L’eau est ensuite envoyée vers une turbine, en direction du bassin inférieur, lors de la décharge.
L’utilisation de batteries de différents types (lithium, nickel, sodium-soufre, plomb- acide...) peut également répondre à ce besoin de stockage d’énergie.
Une autre technologie, le stockage d’énergie par rotor (FES pour Flywheel Energy Storage), consiste à accélérer un rotor (volant) à une vitesse très élevée et à maintenir l'énergie dans le système sous forme d’énergie cinétique. Lorsque l'énergie est extraite de ce système FES, la vitesse de rotation du volant est réduite en conséquence du principe de conservation de l'énergie. L'ajout d'énergie au système FES entraîne, en conséquence, une augmentation de la vitesse du volant.
La technologie de stockage d’énergie par utilisation d’un gaz comprimé, (souvent de l’air comprimé) est prometteuse. L’énergie 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 (pouvant être multi-étagés). Lors de la compression, la température de l’air augmente. Afin de limiter le coût des réservoirs de stockage et minimiser la consommation d’électricité du compresseur, l’air peut être refroidi entre chaque étage de compression. L’air comprimé est alors stocké sous pression, soit dans des cavités naturelles (cavernes), 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 dommages dans les turbines, l’air peut être réchauffé avant détente. De telles installations fonctionnent depuis un certain nombre
FEUILLE DE REMPLACEMENT (RÈGLE 26) d’années déjà, comme par exemple l’unité de Huntorf en Allemagne fonctionnant depuis 1978 ou celle de Macintosh aux USA (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 chauds (550°C et 825°C) 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. Il s’agit de la technologie AACAES (issue de l’anglais « Advanced Adiabatic Compressed Air Energy Storage »).
Dans cette technologie, l’air est souvent de l’air prélevé en milieu environnant. Il peut donc contenir de l’eau sous forme de vapeur. Cette humidité varie selon la localisation géographique et la température et/ou la saison. Lors du refroidissement de l’air à l’issue de la compression, l’eau contenue dans l’air peut se condenser totalement ou partiellement. Cette condensation peut représenter des quantités importantes à gérer. Par exemple, à Nice (France), en janvier, l’air contient environ 4 grammes d’eau par kilogramme d’air. En août, cette quantité d’eau passe à 12 grammes d’eau par kilogramme d’air à l’aspiration des compresseurs. Peu de brevets citent ce problème de la gestion d’eau. Certains brevets (WO 2016/012764, WO 201 1/076926 et WO2016/079485) proposent de récupérer l’eau de condensation pour la stocker dans un simple bac de stockage. Par ailleurs, lorsqu’elle n’est pas prélevée au gaz, l’eau contenue dans le gaz peut entraîner des détériorations des compresseurs et autres équipements, dans lesquels circule le gaz comprimé.
De plus, lorsque l’air est refroidi ou réchauffé, des échangeurs de chaleur sont utilisés. Ces échangeurs permettent de refroidir un gaz chaud, à partir d’un fluide froid (souvent un liquide froid), ou de réchauffer un gaz froid, à partir d’un fluide chaud (souvent un liquide chaud).
On appelle « Echangeurs de chaleur à contact direct » les échangeurs de chaleur dans lesquels il existe un contact direct entre un fluide (souvent liquide) et un gaz. Lorsque des échangeurs de chaleur à contact direct sont utilisés, des échanges de matières entre le fluide et le gaz peuvent également se produire.
Dans le cas d’utilisation d’échangeurs de chaleur à contact direct, le gaz peut se charger partiellement en fluide sous forme de gaz ou de gouttelettes liquides et/ou une partie du gaz peut se condenser ou être absorbée par le fluide. Cela dépend à la fois du fluide, du gaz, des pressions et températures ainsi que du mode d’échange (chauffage ou refroidissement du gaz). Il peut donc s’avérer nécessaire d’ajouter du fluide dans le circuit ou au contraire d’en extraire, complexifiant la gestion et la régulation de ces flux. Sans gestion de ces flux, les performances du système sont réduites et les risques d’endommagement des éléments du système sont accrus.
On appelle « Echangeurs de chaleur sans contact direct » les échangeurs de chaleur dans lesquels il n’existe pas de contact direct entre le fluide et le gaz. Dans ce type d’échangeurs de chaleur sans contact direct, l’échange de chaleur se fait par l’intermédiaire par exemple d’une paroi solide mais aucun transfert de matière ne peut se faire entre le fluide et le gaz. Les échangeurs à plaques ou à tubes/calandres sont des exemples d’échangeurs de chaleur sans contact direct.
Pour remédier aux problématiques de gestion de l’eau non traitées jusque-là, la présente invention propose d’améliorer la performance du système de stockage et de récupération d’énergie en fournissant une gestion optimisée du liquide contenu dans le système. Pour cela, le système dispose d’au moins un séparateur liquide/gaz positionnés après au moins un échangeur de chaleur, dans la zone de compression de l’air. Le liquide récupéré des séparateurs est collecté et stocké avec le liquide froid, de manière à améliorer le flux de liquide dans le système.
Le procédé et le système selon l’invention
L’invention concerne un système de stockage et de récupération d’énergie par gaz comprimé comprenant :
- au moins un moyen de compression du gaz,
- au moins un moyen de stockage dudit gaz comprimé,
- au moins un moyen de détente dudit gaz comprimé,
- au moins un premier échangeur de chaleur, ledit premier échangeur de chaleur étant situé en aval dudit moyen de compression dudit gaz comprimé,
- au moins un second échangeur de chaleur, ledit second échangeur de chaleur étant positionné en amont dudit moyen de détente dudit gaz comprimé.
- au moins un moyen de stockage d’un liquide froid et au moins un moyen de stockage du liquide chaud,
- au moins un moyen de séparation dudit gaz et dudit liquide.
Lesdits premier et second échangeurs de chaleur transfèrent de la chaleur entre ledit gaz et ledit liquide, lesdits premier et second échangeurs de chaleur étant positionnés entre ledit moyen de stockage de liquide froid et ledit moyen de stockage de liquide chaud, ledit moyen de séparation étant positionné après au moins un premier échangeur de chaleur. Le système comporte au moins un moyen d’introduction dudit liquide sortant du moyen de séparation dans au moins un moyen de stockage dudit liquide froid.
Préférentiellement, ledit gaz est de l’air.
Avantageusement, ledit liquide est de l’eau.
De manière avantageuse, lesdits premier et second échangeurs de chaleur sont confondus.
Selon un mode de réalisation du système selon l’invention, plusieurs moyens de compression de gaz et/ou plusieurs moyens de détente dudit gaz sont utilisés, de préférence au moins trois.
Selon une variation de l’invention, plusieurs premiers échangeurs de chaleur sont utilisés, de préférence au moins un premier échangeur de chaleur après chacun desdits moyens de compression.
De manière avantageuse, plusieurs moyens de séparation sont utilisés, de préférence au moins un moyen de séparation après chacun desdits premiers échangeurs de chaleur.
De préférence, plusieurs seconds échangeurs de chaleur sont utilisés, de préférence au moins un second échangeur de chaleur en amont de chacun desdits moyens de détente.
Selon une mise en oeuvre de l’invention, au moins un second échangeur de chaleur est un échangeur à contact direct entre ledit liquide et ledit gaz.
Selon un mode de réalisation, ledit moyen d’introduction du liquide sortant du moyen de séparation comprend un bac de stockage intermédiaire.
L’invention concerne aussi un procédé de stockage et de récupération d’énergie dans lequel on réalise les étapes suivantes :
a) On comprime un gaz ;
b) On refroidit un gaz comprimé par un échange de chaleur avec un liquide froid et on stocke le liquide chaud en sortie de l’échangeur de chaleur;
c) On sépare ledit gaz comprimé refroidi et ledit liquide condensé et on stocke ledit liquide condensé ; d) On stocke ledit gaz comprimé refroidi ;
e) On réchauffe ledit gaz comprimé refroidi par un échangeur de chaleur utilisant le liquide chaud stocké à l’étape c) et on stocke ledit liquide froid ;
f) On détend ledit gaz comprimé ;
g) On injecte ledit liquide condensé stocké à l’étape c) dans ledit liquide froid stocké.
Avantageusement, au moins une des étapes a) à c) est réalisée plusieurs fois avant de passer à l’étape suivante.
Préférentiellement, au moins une des étapes l’étape e) et f) est réalisée plusieurs fois avant de réaliser l’étape g).
De manière préférée, ledit gaz est de l’air.
De manière avantageuse, ledit liquide est de l’eau.
Selon une mise en oeuvre du procédé selon l’invention, lors d’au moins une étape e), ledit gaz est réchauffé par un échange de chaleur à contact direct avec ledit liquide chaud.
Selon un mode de réalisation du procédé selon l’invention, on stocke séparément ledit liquide condensé et ledit liquide stocké à l’étape e).
Présentation succincte des figures
D'autres caractéristiques et avantages du système et du procédé selon l'invention, apparaîtront à la lecture de la description ci-après d'exemples non limitatifs de réalisations, en se référant aux figures annexées et décrites ci-après.
La figure 1 illustre un exemple de système de stockage et de récupération d’énergie selon l’art antérieur.
La figure 2 illustre un deuxième exemple de système de stockage et de récupération d’énergie selon l’art antérieur.
La figure 3 illustre un troisième exemple de système de stockage et de récupération d’énergie selon l’art antérieur.
La figure 4 illustre un premier mode de réalisation d’un système de stockage et de récupération d’énergie selon l’invention.
La figure 5 illustre un deuxième mode de réalisation d’un système de stockage et de récupération d’énergie selon l’invention.
Description détaillée de l'invention
La présente invention concerne un système de stockage et de récupération d’énergie par gaz comprimé. Le système selon l’invention comprend : - au moins un moyen de compression du gaz, permettant d’augmenter la pression du gaz, en vue de son stockage ;
- au moins un moyen de stockage du gaz comprimé, pour stocker le gaz comprimé afin de le réutiliser ultérieurement ;
- au moins un moyen de détente du gaz comprimé pour générer une énergie,
- au moins un premier échangeur de chaleur, situé en aval du moyen de compression du gaz. Ce premier échangeur de chaleur refroidit le gaz comprimé faisant circuler dans l’échangeur de chaleur, un liquide qui arrive froid et ressort chaud.
- au moins un second échangeur de chaleur, positionné en amont du moyen de détente du gaz comprimé. Ce second échangeur de chaleur réchauffe le gaz comprimé avant sa détente, en faisant circuler un liquide qui arrive chaud et ressort froid.
- au moins un moyen de stockage de liquide froid et au moins un moyen de stockage de liquide chaud, ces moyens permettant l’utilisation de liquide froid pour les premiers échangeurs de chaleur et l’utilisation de liquide chaud pour les seconds échangeurs de chaleur.
- au moins un moyen de séparation permettant de séparer le gaz et le liquide, permettant d’éliminer les traces de liquide qui pourraient être contenues dans le gaz après son refroidissement et qui pourraient endommager le système, notamment les moyens de compression. Le moyen de séparation est positionné après au moins un premier échangeur de chaleur.
- au moins un moyen d’introduction du liquide sortant du moyen de séparation, dans au moins un moyen de stockage de liquide froid, rendant ainsi possible l’utilisation de liquide récupéré de condensation, avec le liquide servant aux échangeurs de chaleur.
Dans cette mise en oeuvre, au moins un moyen de compression (par exemple un compresseur) est utilisé pour comprimer le gaz. Le gaz est ensuite refroidi à travers au moins un échangeur de chaleur, appelé « premier échangeur de chaleur ».
Lors du refroidissement, une partie du gaz (typiquement de la vapeur d’eau contenue dans de l’air) peut se condenser. De manière à éviter que ce liquide ne détériore les équipements du système, un moyen de séparation (par exemple, un séparateur gaz/liquide) est positionné en aval d’au moins un premier échangeur de chaleur de manière à récupérer le liquide formé lors du refroidissement.
Le gaz comprimé refroidi et séparé du liquide de condensation est ensuite stocké dans au moins un moyen de stockage du gaz comprimé.
Par la suite, on appelle « ligne de compression », la ligne de gaz allant de l’entrée de gaz jusqu’au moyen de stockage de gaz comprimé passant par au moins un moyen de compression. Lors de la récupération d’énergie, le gaz comprimé contenu dans au moins un moyen de stockage de gaz comprimé est envoyé vers au moins un échangeur de chaleur, dit « second échangeur de chaleur », pour être réchauffé avant d’être envoyé vers au moins un moyen de détente (une turbine par exemple) qui permet de récupérer l’énergie.
On appelle « ligne de détente », la ligne de gaz allant du moyen de stockage de gaz comprimé jusqu’à la sortie de gaz passant par au moins un moyen de détente.
Le liquide récupéré dans au moins un moyen de séparation de la ligne de compression et le liquide sortant froid d’au moins un second échangeur de chaleur utilisé sur la ligne de détente peuvent être stockés ensemble dans au moins un moyen de stockage de liquide froid.
Le liquide contenu dans ce moyen de stockage de liquide froid sert ensuite pour le refroidissement du gaz, sur la ligne de compression, à travers les premiers échangeurs de chaleur positionnés sur cette ligne.
Ainsi, le flux de liquide est géré au sein du système, limitant ainsi l’ajout ou le retrait de liquide à l’intérieur de la « boucle liquide ». On appelle « boucle liquide », le circuit de liquide partant du moyen de stockage du liquide froid, vers le moyen de stockage de liquide chaud et retournant ensuite vers le moyen de stockage de liquide froid.
Les premier et second échangeurs de chaleur sont positionnés sur cette boucle liquide, entre le moyen de stockage de liquide froid et le moyen de stockage de liquide chaud.
La gestion du flux de liquide dans le système permet d’améliorer les performances du système, d’augmenter la durée de vie des équipements et limiter les consommations d’énergie et de liquide. Elle permet également d’éviter de gérer le flux de liquide récupéré du moyen de séparation, séparément du liquide servant aux échangeurs de chaleur.
De préférence, le gaz peut être de l’air. Avantageusement, il peut être prélevé dans le milieu ambiant. Cela a l’avantage d’éviter un coût lié à la production du gaz, son stockage et la logistique associée.
De préférence, le liquide peut être de l’eau. En effet, le gaz utilisé, notamment l’air ambiant peut contenir de l’eau. En choisissant l’eau comme liquide servant dans les échangeurs, un seul liquide est utilisé dans le système, simplifiant ainsi la mise en oeuvre du système. Par ailleurs, l’utilisation de l’eau en tant que liquide caloporteur est peu onéreuse.
Selon une variante de l’invention, les premiers et seconds échangeurs de chaleur peuvent être confondus, de manière à limiter les coûts de ces matériels. Selon une mise en œuvre de l’invention, plusieurs moyens de compression et/ou de détente du gaz peuvent être utilisés, de préférence au moins 3 moyens de compression et/ou au moins 3 moyens de détente. Cette caractéristique permet d’améliorer les performances du système. En effet, en utilisant plusieurs moyens de compression et/ou détente, la pression finale du gaz comprimé peut être augmentée et les plages de pressions de fonctionnement entrée/sortie de chaque moyen de compression et/ou détente sont réduites, ce qui permet l’optimisation des performances de ces moyens.
De plus, plusieurs premiers échangeurs de chaleur pour refroidir le gaz peuvent être utilisés, de préférence un premier échangeur de chaleur après chaque moyen de compression. Cela permet d’améliorer les performances du système en permettant à chaque moyen de compression de fonctionner à une température optimale.
Selon une autre variante, plusieurs moyens de séparation peuvent être utilisés, de préférence un après chaque premier échangeur de chaleur. De cette manière, le liquide de condensation qui peut se produire dans chaque premier échangeur de chaleur est éliminé avant d’atteindre le prochain moyen de compression ou le moyen de stockage de gaz comprimé. L’élimination de toute trace de liquide au plus tôt après sa formation permet d’éviter les risques de détérioration des équipements et d’éviter les pertes de performances liées à la présence de liquide dans le système.
Selon une autre variante, plusieurs seconds échangeurs de chaleur peuvent être utilisés, de préférence un juste en amont de chaque moyen de détente. Ainsi, on évite des températures qui pourraient être trop froides en sortie des moyens de détente. En effet, des températures non adaptées aux moyens de détente sont à l’origine de pertes de performances des moyens de détente.
Selon une mise en œuvre de l’invention, au moins un second échangeur de chaleur peut être un échangeur de chaleur à contact direct entre le liquide et le gaz. De cette manière, une partie du liquide est intégrée au gaz comprimé réchauffé avant sa détente, améliorant ainsi les performances du système et optimisant le flux de liquide au sein du système. L’objet de l’invention est particulièrement adapté à ce mode de réalisation.
Alternativement, les premier et second échangeurs de chaleur peuvent être des échangeurs de chaleur sans contact direct entre le liquide et le gaz.
Selon une mise en œuvre de l’invention, le moyen d’introduction du liquide sortant du moyen de séparation peut comprendre un bac de stockage intermédiaire avant que ce liquide sortant du moyen de séparation ne soit stocké dans au moins un moyen de stockage de liquide froid, comprenant également le liquide servant aux échangeurs de chaleur. Ce bac de stockage intermédiaire peut notamment être utilisé pour estimer la quantité de liquide condensé, faire des analyses de fluide condensé, homogénéiser les températures etc...
L’invention concerne également un procédé de stockage et de récupération d’énergie dans lequel on réalise les étapes suivantes :
a) On comprime un gaz
b) On refroidit un gaz comprimé par un échange de chaleur avec un liquide froid et on stocke le liquide chaud en sortie de l’échangeur de chaleur
c) On sépare le gaz comprimé refroidi et le liquide condensé et on stocke le liquide condensé
d) On stocke le gaz comprimé refroidi
e) On réchauffe le gaz comprimé refroidi par un échangeur de chaleur utilisant le liquide chaud stocké à l’étape c) et on stocke le liquide froid
f) On détend le gaz comprimé
g) On injecte le liquide condensé stocké à l’étape c) dans le liquide froid stocké.
De cette manière, le procédé intègre une gestion du liquide intégré au système, permettant de limiter la consommation de liquide, la consommation d’énergie et d’améliorer les performances du système.
De préférence, au moins une des étapes a) à c) (par exemple a) ou a) et b) ou a) à c) ) peut être réalisée plusieurs fois avant de passer à l’étape suivante. Ainsi, en réalisant plusieurs opérations de compression, la pression totale est augmentée, limitant le volume du moyen de stockage de gaz comprimé et donc son coût. De plus, les moyens de compression peuvent être optimisés sur des plages de fonctionnement plus réduites. Utiliser plusieurs premiers échangeurs de chaleur permet de faire fonctionner chaque moyen de compression à une température optimale, améliorant ainsi leur fonctionnement. De plus, utiliser plusieurs moyens de séparation permet d’éliminer au mieux les traces de liquide qui permettent d’une part, d’améliorer les performances du système et d’autre part, d’éviter les détériorations des équipements et donc d’augmenter leur durée de vie.
De préférence, au moins une des étapes e) et f) (par exemple, l’étape f) ou les étapes e) et f)) peut être réalisée plusieurs fois avant de réaliser l’étape g). En utilisant plusieurs moyens de détente, chaque moyen de détente peut être conçu de manière optimale sur une plage de fonctionnement réduite. Cela permet d’améliorer les performances du système. De la même manière, utiliser plusieurs seconds échangeurs de chaleur permet de faire fonctionner chaque moyen de détente sur une plage de température optimale, maximisant ainsi le rendement de chaque moyen de détente. Préférentiellement, le gaz peut être de l’air et de préférence, de l’air prélevé dans le milieu ambiant. Ainsi, les coûts de production du gaz et de sa logistique sont nuis.
Préférentiellement, le liquide peut être de l’eau. De cette manière, l’eau contenu dans le gaz, notamment l’air ambiant, est le même liquide que celui utilisé dans les échangeurs de chaleur, facilitant ainsi la mise en œuvre du procédé de l’invention.
Selon une variante du procédé selon l’invention, lors d’au moins une étape e), le gaz peut être réchauffé par un échange de chaleur à contact direct avec le liquide chaud. Par ce type d’échange de chaleur, une partie du liquide est intégrée au gaz avant sa détente, permettant ainsi une gestion du flux de liquide optimisée dans le système et améliorant les performances du système.
Selon une autre variante du procédé, le liquide condensé peut être stocké seul avant d’être injecté dans le liquide froid sortant d’au moins un second échangeur de chaleur. Cela peut permettre d’effectuer des analyses, prélèvements, ou encore d’homogénéiser les températures avant d’introduire ce liquide avec le liquide froid sortant d’au moins un second échangeur de chaleur.
D'autres caractéristiques et avantages du procédé selon l'invention, apparaîtront à la lecture de la description ci-après d'exemples non limitatifs de réalisations, en se référant aux figures annexées et décrites ci-après.
Les exemples 1 à 3 sont des variantes de l’état de l’art. Les exemples 4 et 5 sont des variantes de réalisation selon l’invention.
Les exemples sont réalisés avec 4 étages de compression et 4 étages de détente mais ce nombre d’étages n’est pas limitatif.
Dans la description de ces différents exemples, les mêmes équipements (compresseurs pour les moyens de compression et turbines pour les moyens de détente) ont été utilisés pour la compression et la détente de l’air. Les caractéristiques des compresseurs et turbines utilisés sont présentées dans le tableau suivant.
Exemple 1 : Selon l’art antérieur (figure 1).
Cet exemple peut correspondre au système ou au procédé avec de l’eau comme fluide thermique au lieu d’une solution saline tel que décrit dans le brevet DE 10 2010 055 750 A1.
51 350 kg/h d’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 par de l’eau à 40°C (flux 29). L’eau sort de l’échangeur à une température supérieure (flux 30) pour rejoindre un moyen de stockage de liquide chaud T-402.
L’air refroidi est envoyé dans un séparateur gaz-liquide V-101 qui sépare l’humidité de l’air condensée (flux 23) de l’air (flux 4). Cette eau condensée rejoint ensuite un moyen de stockage de liquide condensé 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 le moyen de stockage de liquide chaud 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 le moyen de stockage de liquide condensé 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 le moyen de stockage de liquide chaud 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 le moyen de stockage de liquide condensé 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 aux échangeurs de chaleur E-101 , E-102 et E-103. L’eau chaude (flux 37) sortant de l’échangeur E- 104 est ensuite envoyée vers le moyen de stockage de liquide chaud T-402.
L’air froid (flux 12) pénètre dans un séparateur gaz-liquide V-104 où l’humidité condensée (flux 26) est envoyée vers le moyen de stockage de liquide condensé 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 le moyen de stockage de gaz comprimé T-201 , qui peut être soit naturel, soit artificiel. Il ne contient plus que 300 ppm d’eau. La consommation électrique pour l’étape de compression est égale à 10.9 MW. Le refroidissement de l’air lors de la compression utilise 54 689 kg/h d’eau de refroidissement et la condensation de l’humidité de l’air représente une quantité de 1 ,35 tonne/heure qu’il faut stocker ou éliminer.
L’eau stockée dans le moyen de stockage de liquide condensé T-301 n’est pas gérée : par exemple, on vide régulièrement le moyen de stockage de liquide condensé T-301.
Lors de la production d’électricité, l’air stocké (flux 14) est envoyé du moyen de stockage de gaz comprimé T-201 vers un échangeur sans contact direct E-106 avec l’eau chaude (flux 39) provenant du moyen de stockage de liquide chaud T-402. L’échangeur E-106 peut être identique à l’échangeur E-104 ayant servi lors du refroidissement. Alternativement, l’échangeur E-106 et l’échangeur E-104 peuvent être confondus pour des économies d’équipements. Ceci est possible car le fonctionnement est cyclique : soit l’échangeur E-104/E-106 est utilisé lors de la compression, soit lors de la détente.
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-106, est envoyée vers l’échangeur E-107 sans contact direct où elle réchauffe l’air détendu et refroidi (flux 16). Cet air réchauffé (flux 17) est envoyé vers une deuxième turbine EX-202 où il est détendu à une pression plus faible (flux 18).
L’eau refroidie (flux 41 ) sortant de l’échangeur E-107 est envoyée vers l’échangeur sans contact direct E-108 où elle réchauffe l’air sortant de la turbine EX- 202 qui est alors réchauffé (flux 19). Cet air chaud est ensuite envoyé dans une troisième turbine EX-203 pour être détendu à une pression plus faible (flux 20).
L’eau moins chaude (flux 42) sortant de l’échangeur E-108 est envoyée vers un autre échangeur sans contact direct E-109. Cet échangeur sert 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 ayant servie aux différents réchauffements de l’air avant détente, sortant de l’échangeur E-109, (flux 43) est à une température finale de 126°C.
Avant d’être recyclée, cette eau a besoin d’être refroidie, par exemple par un échangeur à eau ou par un refroidisseur à air. La puissance de refroidissement nécessaire est à 5.5 MW thermique, soit une puissance électrique consommée de 38.7 kW électrique.
La puissance électrique produite par les détentes successives est égale à 5,2 MW électrique.
Exemple 2 : Selon l’art antérieur (figure 2).
Cet exemple décrit un système ou procédé avec de l’eau comme fluide thermique au lieu de sels fondus tels que décrits dans le brevet US 201 1/0016864A1 .
51 350 kg/h d’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 de chaleur 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 moyen de stockage de liquide chaud T-402.
L’air refroidi voit son humidité de l’air condensée (flux 23). Un séparateur V- 101 permet de séparer l’air (flux 4) de l’humidité condensée (flux 23). Cette eau condensée rejoint ensuite un moyen de stockage de liquide condensé 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 moyen de stockage de liquide chaud T-403. 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 le moyen de stockage de liquide condensé 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).
L’eau chaude (flux 34), en sortie de l’échangeur E-103, est ensuite envoyée vers un moyen de stockage de liquide chaud T-404.
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 le moyen de stockage de liquide condensé 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 de chaleur E- 105, à une plus basse température que celle de l’eau servant aux échangeurs E-101 , E-102 et E-103. L’eau chaude (flux 37) sortant de l’échangeur E-104 est ensuite envoyée vers un moyen de stockage de liquide chaud T-405.
L’air froid (flux 12) pénètre dans un séparateur gaz-liquide V-104 où l’humidité condensée (flux 26) est envoyée vers le moyen de stockage de liquide condensé 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 moyen de stockage de gaz comprimé T- 201 , qui peut être soit naturel, soit artificiel. Il ne contient plus que 300 ppm d’eau. La consommation électrique pour l’étape de compression est égale à 10.9 MW.
Comme dans l’exemple précédent, le refroidissement de l’air lors de la compression utilise 54 689 kg/h d’eau de refroidissement et la condensation de l’humidité de l’air représente une quantité de 1 ,35 tonne/heure qu’il faut stocker ou éliminer.
Comme pour l’exemple 1 , l’eau de condensation stockée dans le moyen de stockage de liquide condensé T-301 n’est pas gérée : par exemple, on vide régulièrement le moyen de stockage de liquide condensé T-301. Lors de la production d’électricité, l’air stocké (flux 14) est envoyé du moyen de stockage de gaz comprimé T-201 vers un échangeur sans contact direct E-106 avec l’eau chaude provenant du moyen de stockage de liquide chaud T-405. L’échangeur E-106 peut être le même que l’échangeur E-104 ayant servi lors du refroidissement. Alternativement, les échangeurs E-106 et E-104 peuvent être confondus pour des économies d’équipements. Ceci est possible car le fonctionnement du système est cyclique : soit il est utilisé pour comprimer l’air, soit pour le détendre.
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-106, est envoyée vers un moyen de stockage de liquide froid T-406.
L’air sortant de la turbine EX-201 est envoyé (flux 16) vers l’échangeur E-107 sans contact direct où il est réchauffé (flux 17) par de l’eau provenant du moyen de stockage de liquide chaud T-404.
L’eau refroidie (flux 41 ) est envoyée vers le moyen de stockage de liquide froid T-406.
Cet air réchauffé (flux 17) est envoyé vers une deuxième turbine EX-202 où il est détendu à une température et à une pression plus faibles (flux 18).
Il est alors réchauffé dans l’échangeur de chaleur sans contact direct E-108 par de l’eau provenant du moyen de stockage de liquide chaud T-403.
L’eau refroidie (flux 42) sortant de l’échangeur E-108 est envoyée vers le moyen de stockage de liquide froid T-406. L’air réchauffé (flux 19) est envoyé vers une turbine EX-203 où il est détendu à une pression plus faible (flux 20).
Cet air froid est réchauffé par de l’eau chaude provenant du moyen de stockage de liquide chaud T-402 dans l’échangeur sans contact direct E-109. Cette eau refroidie (flux 43) est envoyée dans le moyen de stockage de liquide froid T-406.
L’air réchauffé (flux 21 ) est ensuite envoyé dans une dernière turbine EX-204 pour être détendu à une pression plus faible (flux 22).
L’air, 50 000 kg/h, après détente finale est relâché dans l’atmosphère (flux 22) à une pression de 1 .02 bar et une température de 17°C.
L’eau ayant servie aux différents réchauffements de l’air avant détente à travers les échangeurs E-106, E-107, E-108 et E-109 est à une température finale de 129°C.
Avant d’être recyclée, cette eau a besoin d’être refroidie, par exemple par un échangeur à eau ou un refroidisseur à air. La puissance de refroidissement nécessaire est à 4.2 MW thermique, soit une puissance électrique consommée de 31 kW électrique. La puissance électrique produite par les détentes successives est égale à 5.4 MW électrique.
Exemple 3 : Selon l’art antérieur (figure 3).
51 350 kg/h d’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 de chaleur C-101 à contact direct, par de l’eau à 40°C (flux 21 ). Cet échangeur de chaleur C-101 est constitué 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 moyen de stockage de liquide chaud T-402.
L’air refroidi sort de l’échangeur de chaleur C-101 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 de chaleur à contact direct C-102 avec de l’eau froide (flux 25). L’eau chaude sortant de l’échangeur de chaleur C-102 vers le bas (flux 26) est envoyée vers un moyen de stockage de liquide chaud 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 de chaleur à contact direct C-103 avec de l’eau froide (flux 29). Cette eau chaude (flux 30) est ensuite envoyée vers un moyen de stockage de liquide chaud T-404.
L’air froid (flux 7) sort par le haut de l’échangeur de chaleur C-103 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 de chaleur à contact direct C-104 avec de l’eau (flux 34) froide. Ce flux 34 peut être refroidi, grâce à un échangeur de chaleur E-105, à une plus basse température que celle de l’eau servant aux échangeurs de chaleur C-101 , C-102 et C103.
L’eau chaude (flux 35) sortant du bas de l’échangeur de chaleur C-104 est ensuite envoyée vers un moyen de stockage de liquide chaud 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 moyen de stockage de gaz comprimé 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, identique à celles des exemples 1 et 2.
Dans cet exemple de mise en œuvre, il n’y a pas de flux d’eau condensée. Par contre, l’humidité de l’air s’ajoute à l’eau injectée pour le refroidissement, si bien qu’il y a, après compression, plus d’eau recueillie à la sortie que d’eau injectée initialement.
Dans l’exemple 3, 178 338 kg/h d’eau sont injectés pour le refroidissement et 179 715 kg/h sortent du procédé soit 1 377 kg/h de plus que la quantité injectée initialement. Toute l’humidité condensée a été transférée dans l’eau de refroidissement.
Lors de la production d’électricité, l’air stocké (flux 14) est envoyé du moyen de stockage de gaz comprimé T-201 vers un échangeur de chaleur à contact direct C-105 avec l’eau chaude (flux 54) ou provenant du moyen de stockage de liquide chaud T-405. L’échangeur de chaleur C-105 peut être identique à l’échangeur C-104. Alternativement, les échangeurs de chaleur C-104 et C-105 peuvent être confondus pour des raisons d’économies d’équipements. Cela est possible car le fonctionnement du système est cyclique : soit il est utilisé lors de la compression, soit lors de la détente.
L’air chaud (flux 15) sort par le haut de la colonne et rentre dans une turbine EX-201 où il subit une détente.
L’eau refroidie (flux 40), sortant du bas de l’échangeur C-105, est envoyée vers un moyen de stockage de liquide froid T-406.
L’air sortant de la turbine EX-201 est envoyé (flux 16) vers l’échangeur de chaleur C-106 à contact direct où il est réchauffé par de l’eau circulant à contre- courant provenant du moyen de stockage de liquide chaud T-404 (flux 53).
L’eau refroidie (flux 41 ) est envoyée vers le moyen de stockage de liquide froid T-406.
L’air réchauffé (flux 17) est envoyé vers une deuxième turbine EX-202 où il est détendu à une pression plus faible (flux 18).
Il est alors réchauffé par l’échangeur de chaleur à contact direct C-107 par de l’eau (flux 52) provenant du moyen de stockage de liquide chaud T-403.
L’eau refroidie (flux 42) sortant du bas de l’échangeur de chaleur C-107 est envoyée vers le moyen de stockage de liquide froid T-406.
L’air réchauffé (flux 19) est envoyé vers une turbine EX-203 où il est détendu à une pression plus faible (flux 20). Cet air froid est réchauffé par de l’eau chaude (flux 51 ) provenant du moyen de stockage de liquide chaud T-402 dans l’échangeur de chaleur à contact direct C- 108.
Cette eau refroidie (flux 43) est envoyée dans le moyen de stockage de liquide froid T-406.
L’air réchauffé (flux 21 ) est ensuite envoyé dans une dernière turbine EX-204 pour être détendu à une pression plus faible (flux 22). Cet air froid est ensuite envoyé dans un séparateur gaz-liquide V-201 afin de séparer l’air (flux 50) de l’eau liquide pouvant être présent (flux 90). Cette eau est envoyée dans le moyen de stockage de liquide froid T-406.
L’air, 50 800 kg/h, après détente finale est relâché dans l’atmosphère (flux 50) à une pression de 1 .02 bar et une température de 22°C.
L’eau ayant servie aux différents réchauffements de l’air à travers les échangeurs C-105, C-106, C-107 et C-108 avant détente est à une température finale de 65.7°C.
Avant d’être recyclée, cette eau a besoin d’être refroidie par exemple par un échangeur à eau ou par un refroidisseur à air. La puissance de refroidissement nécessaire est à 5.3 MW thermique, soit une puissance électrique consommée de 74.5 kW électrique.
La puissance électrique produite par les détentes successives est égale à 4,45 MW électrique.
La quantité d’eau sortant après détente de l’air est égale à 179 030 kg/h, soit 690 kg/h de plus que la quantité nécessaire pour le refroidissement.
En augmentant la pression de sortie de la turbine EX4 à 2,48 bar au lieu de 1 ,02 bar, la quantité d’eau recueillie en sortie est égale à la quantité d’eau nécessaire au refroidissement mais cela se fait au détriment de la puissance électrique générée qui diminue à 3,6 MW électrique.
Exemple 4 : Selon l’invention (figure 4).
51 350 kg/h d’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 de chaleur 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 moyen de stockage de liquide chaud T-402. L’air refroidi voit son humidité de l’air condensée (flux 23). Un moyen de séparation (par exemple un séparateur gaz/liquide) V-101 du liquide et du gaz permet de séparer l’air (flux 4) du liquide condensé. Cette eau condensée rejoint ensuite un moyen de stockage intermédiaire du liquide condensé 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 de chaleur sans contact direct E-102 avec de l’eau froide (flux 31 ).
L’eau chaude sortant de l’échangeur E-102 (flux 58) est envoyée vers un moyen de stockage de liquide chaud T-404.
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 le moyen de stockage intermédiaire de liquide condensée 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 de chaleur sans contact direct E-103 avec de l’eau froide (flux 33). L’eau qui ressort de l’échangeur E-103 (flux 59) est ensuite envoyée vers un moyen de stockage de liquide chaud T-403.
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 le moyen de stockage de liquide condensé T- 301.
L’air froid (flux 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 de chaleur sans contact direct E-104 avec de l’eau (flux 36) froide. Ce flux 36 peut être refroidi, grâce à un échangeur de chaleur E-105, à une plus basse température que celle de l’eau servant aux échangeurs E-101 , E-102 et E-103.
L’eau chaude (flux 37) sortant de l’échangeur de chaleur E-104 est ensuite envoyée vers un moyen de stockage de liquide chaud T-405.
L’air froid (flux 12) pénètre dans un séparateur gaz-liquide V-104 où l’humidité condensée (flux 26) est envoyée vers le moyen de stockage de liquide condensé 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 moyen de stockage de gaz comprimé T- 201 qui peut être soit naturel, soit artificiel. Il ne contient plus que 300 ppm d’eau. La consommation électrique pour l’étape de compression est égale à 10.9 MW. Comme dans les exemples 1 et 2, le refroidissement de l’air lors de la compression utilise 54 689 kg/h d’eau de refroidissement et la condensation de l’humidité de l’air représente une quantité de 1 ,35 tonne/heure qu’il faut stocker ou éliminer.
L’eau de condensation stockée dans le moyen de stockage intermédiaire de liquide condensé T301 , est renvoyée via le flux 81 , vers le moyen de stockage de liquide froid T-406. Ainsi, l’eau de condensation est récupérée et peut servir en tant que fluide caloporteur.
Lors de la production d’électricité, l’air stocké (flux 14) est envoyé du moyen de stockage du gaz comprimé T-201 vers un échangeur de chaleur à contact direct C-205 avec l’eau chaude (flux 60) ou provenant du moyen de stockage de liquide chaud T-402.
L’air chaud (flux 15) sort par le haut de l’échangeur de chaleur C-205 et rentre dans une turbine EX-201 où il subit une détente.
L’eau refroidie (flux 40), sortant du bas de l’échangeur de chaleur C-205, est envoyée vers un moyen de stockage de liquide froid T-406.
L’air sortant de la turbine EX-201 est envoyé (flux 16) vers l’échangeur de chaleur à contact direct C-206 où il est réchauffé par de l’eau circulant à contre- courant provenant du moyen de stockage de liquide chaud T-403 (flux 61 ). L’eau refroidie (flux 41 ) est envoyée vers le moyen de stockage de liquide froid T-406.
Cet air réchauffé (flux 17) est envoyé vers une deuxième turbine EX-202 où il est détendu à une pression plus faible (flux 18).
Il est alors réchauffé, dans l’échangeur de chaleur à contact direct C-206, par de l’eau (flux 62) provenant du moyen de stockage de liquide chaud T-404.
L’eau refroidie (flux 42) sortant du bas de l’échangeur de chaleur C-206 est envoyée vers le moyen de stockage de liquide froid T-406.
L’air réchauffé (flux 19) est envoyé vers une turbine EX-203 où il est détendu à une pression plus faible (flux 20).
Cet air froid est réchauffé par de l’eau chaude (flux 63) provenant du moyen de stockage de liquide chaud T-405 dans l’échangeur à contact direct C-208.
Cette eau refroidie (flux 43) est envoyée dans le moyen de stockage de liquide froid T-406.
L’air réchauffé (flux 21 ) est ensuite envoyé dans une dernière turbine EX-204 pour être détendu à une pression plus faible (flux 22). Cet air froid est ensuite envoyé dans un séparateur gaz-liquide V-201 afin de séparer l’air (flux 50) de l’eau liquide pouvant être présent (flux 90). Cette eau est envoyée dans le moyen de stockage de liquide froid T-406.
L’air, 52 240 kg/h, après détente finale est relâché dans l’atmosphère (flux 50) à une pression de 1 .02 bar et une température de 39°C.
L’eau ayant servi aux différents réchauffements de l’air à travers les échangeurs de chaleur C-205, C-206, C-207 et C-208 et stockée dans le moyen de stockage de liquide froid T-406 est à une température finale de 93.3°C.
Avant d’être recyclée, cette eau a besoin d’être refroidie par exemple par un échangeur à eau ou par un refroidisseur à air. La puissance de refroidissement nécessaire est à 3.3 MW thermique, soit une puissance électrique consommée de 31 .6 kW électrique.
La puissance électrique produite par les détentes successives est égale à 5,6 MW électrique.
La quantité sortant du procédé après détente de l’air est égale à 53 792 kg/h soit moins que la quantité d’eau nécessaire pour le refroidissement. Malgré l’ajout de l’eau de condensation au réseau d’eau, il faut rajouter 900 kg/h d’eau au réseau. Le procédé consomme de l’eau.
Exemple 5 : Selon l’invention (figure 5).
51 350 kg/h d’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 de chaleur 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 moyen de stockage de liquide chaud T-402.
L’air refroidi voit son humidité de l’air condensée (flux 23) qui est séparée de l’air (flux 4) dans un séparateur gaz-liquide V-101 . Cette eau condensée rejoint ensuite un moyen de stockage intermédiaire de liquide condensé 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 de chaleur sans contact direct E-102 avec de l’eau froide (flux 31 ).
L’eau chaude sortant de l’échangeur E-102 (flux 32) est envoyée vers un moyen de stockage de liquide chaud T-403. 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 le moyen de stockage de liquide condensé 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 de chaleur sans contact direct E-103 avec de l’eau froide (flux 33). L’eau qui ressort chaude (flux 34) de l’échangeur de chaleur E-103 est ensuite envoyée vers le moyen de stockage de liquide chaud T- 404.
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 le moyen de stockage de liquide condensé T- 301.
L’air froid (flux 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 de chaleur sans contact direct E-104 avec de l’eau (flux 36) froide. Ce flux 36 peut être refroidi, grâce à un échangeur de chaleur E-105, à une plus basse température que celle de l’eau servant aux échangeurs de chaleur E-101 , E-102 et E-103.
L’eau chaude (flux 37) sortant de l’échangeur de chaleur E-104 est ensuite envoyée vers un moyen de stockage de liquide chaud T-405.
L’air froid (flux 12) pénètre dans un séparateur gaz-liquide V-104 où l’humidité condensée (flux 26) est envoyée vers le moyen de stockage de liquide condensé 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 moyen de stockage de gaz comprimé T- 201 qui peut être soit naturel, soit 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 de condensation stockée dans le moyen de stockage intermédiaire de liquide condensé T301 , est renvoyée via le flux 81 , vers le moyen de stockage de liquide froid T-406. Ainsi, l’eau de condensation est récupérée et peut servir en tant que fluide caloporteur.
Lors de la production d’électricité, l’air stocké (flux 14) est envoyé du moyen de stockage de gaz comprimé T-201 vers un échangeur de chaleur sans contact direct E-106 avec l’eau chaude (flux 60) ou provenant du moyen de stockage de liquide chaud T-402. L’échangeur de chaleur E-106 peut être identique à l’échangeur E-104. Alternativement, les échangeurs E-106 et E-104 peuvent être confondus pour des raisons d’économies d’équipements. Cela est possible car le procédé est cyclique : soit il est utilisé lors de la compression, soit lors de la détente.
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-106, est envoyée vers le moyen de stockage de liquide froid T-406.
L’air sortant de la turbine EX-201 est envoyé (flux 16) vers l’échangeur de chaleur E-107 sans contact direct où il est réchauffé (flux 17) par de l’eau provenant du moyen de stockage de liquide chaud T-403 (flux 61 ). L’eau refroidie (flux 89) est envoyée vers un autre échangeur de chaleur sans contact direct E-108.
Cet air réchauffé (flux 17) est envoyé vers une deuxième turbine EX-202 où il est détendu à une pression plus faible (flux 18).
Il est alors réchauffé dans un échangeur sans contact direct E-208 par de l’eau provenant de l’échangeur E-107 (flux 89).
L’air réchauffé (flux 19) est envoyé vers une turbine EX-203 où il est détendu à une pression plus faible (flux 20).
Cet air froid est réchauffé dans un échangeur à contact direct C-201 par de l’eau chaude (flux 87) provenant d’un mélangeur en ligne, mélangeant les eaux chaudes provenant de l’échangeur E-201 (flux 88), du moyen de stockage de liquide chaud T-404 (flux 85) et du moyen de stockage de liquide chaud T-405 (flux 86).
L’eau refroidie (flux 43) sortant du bas de l’échangeur de chaleur C-208 est envoyée vers le moyen de stockage de liquide froid T-406.
L’air réchauffé (flux 21 ) est ensuite envoyé dans une dernière turbine EX-204 pour être détendu à une pression plus faible (flux 22).
Cet air détendu est ensuite envoyé dans un séparateur gaz-liquide V-201 afin de séparer l’air (flux 50) de l’eau liquide pouvant être présent (flux 90). Cette eau est ensuite envoyée dans le moyen de stockage de liquide froid T-406.
L’air, 51 320 kg/h, après détente finale est relâché dans l’atmosphère (flux
50).
La pression de sortie de la dernière turbine EX-204 (2.50 bar) a été sélectionnée de façon à ce que la quantité d’eau finale en sortie du procédé soit égale à la quantité d’eau utilisée initialement pour le refroidissement de l’air lors de la compression soit 54 688 kg/h. Une quantité d’eau équivalente à la quantité d’eau condensée (humidité) a été intégrée à l’air rejeté dans l’atmosphère. L’enchaînement judicieux des flux thermiques et de l’augmentation de masse de matière traversant la dernière turbine EX-204 a permis de gagner de la production d’électricité.
La puissance électrique produite par les détentes successives est égale à 6.4 MW électrique.
L’eau chaude ayant servi aux différents réchauffements de l’air à travers les échangeurs E-106, E-107, E-201 et C-208 et stockée dans le moyen de stockage de liquide froid T-406 est à une température finale de 85.4°C.
Avant d’être recyclée, cette eau a besoin d’être refroidie par exemple par un échangeur à eau ou par un refroidisseur à air. La puissance de refroidissement nécessaire est à 2.9 MW thermique, soit une puissance électrique consommée de 30 kW électrique.
Le tableau récapitulatif ci-dessous résume les principaux résultats des différents exemples.
Les exemples 4 et 5 où l’eau de condensation est réintroduite dans le circuit de fluide caloporteur montrent une augmentation de la puissance électrique produite.
Par ailleurs, les exemples 1 à 3 suivant l’art antérieur montre qu’une quantité d’eau importante est présente et non utilisée. Il est donc avantageux de gérer le flux d’eau de condensation pour réutiliser la quantité d’eau présente.
L’exemple 5 est quant à lui, particulièrement intéressant car il montre un flux de liquide nul, ce qui signifie que le flux de liquide est géré de façon optimale dans le système : aucun ajout ou retrait de liquide n’est nécessaire. Cet exemple montre, de plus, un gain d’électricité produite, nettement supérieur aux autres exemples.

Claims

Revendications
1 ) Système de stockage et de récupération d’énergie par gaz comprimé comprenant :
- au moins un moyen de compression du gaz (K-101 , K-102, K-103, K-104),
- au moins un moyen de stockage dudit gaz comprimé (T-201 ),
- au moins un moyen de détente (EX-201 , EX-202, EX-203, EX-204) dudit gaz comprimé,
- au moins un premier échangeur de chaleur (E-101 , E-102, E-103, E-104), ledit premier échangeur de chaleur étant situé en aval dudit moyen de compression (K-101 , K-102, K- 103, K-104) dudit gaz comprimé,
- au moins un second échangeur de chaleur (E-106, E-107, E-201 , C-105, C-106, C-107, C-108, C-208), ledit second échangeur de chaleur étant positionné en amont dudit moyen de détente (EX-201 , EX-202, EX-203, EX-204) dudit gaz comprimé.
- au moins un moyen de stockage d’un liquide froid (T-406) et au moins un moyen de stockage du liquide chaud (T-402, T-403, T-404, T-405),
- au moins un moyen de séparation (V-101 , V-102, V-103, V-104) dudit gaz et dudit liquide,
lesdits premier (E-101 , E-102, E-103, E-104) et second (E-106, E-107, E-201 , C-105, C-
106, C-107, C-108, C-208) échangeurs de chaleur transférant de la chaleur entre ledit gaz et ledit liquide, lesdits premier (E-101 , E-102, E-103, E-104) et second (E-106, E-
107, E-201 , C-105, C-106, C-107, C-108, C-208) échangeurs de chaleur étant positionnés entre ledit moyen de stockage de liquide froid (T-406) et ledit moyen de stockage de liquide chaud (T-402, T-403, T-404, T-405), ledit moyen de séparation (V- 101 , V-102, V-103, V-104) étant positionné après au moins un premier échangeur de chaleur (E-101 , E-102, E-103, E-104), caractérisé en ce que le système comporte au moins un moyen d’introduction (81 ) dudit liquide sortant du moyen de séparation (V-101 , V-102, V-103, V-104) dans au moins un moyen de stockage du liquide froid (T -406).
2) Système selon la revendication 1 , dans lequel ledit gaz est de l’air.
3) Système selon l’une des revendications précédentes, dans lequel ledit liquide est de l’eau.
4) Système selon l’une des revendications précédentes, dans lequel lesdits premier (E-101 , E-102, E-103, E-104) et second (E-106, E-107, E-201 , C-105, C-106, C-107, C-108, C- 208) échangeurs de chaleur sont confondus.
5) Système selon l’une des revendications précédentes, dans lequel plusieurs moyens de compression de gaz (K-101 , K-102, K-103, K-104) et/ou plusieurs moyens de détente (EX-201 , EX-202, EX-203, EX-204) dudit gaz sont utilisés, de préférence au moins trois.
6) Système selon la revendication 5 dans lequel, plusieurs premiers échangeurs de chaleur (E-101 , E-102, E-103, E-104) sont utilisés, de préférence au moins un premier échangeur de chaleur (E-101 , E-102, E-103, E-104) après chacun desdits moyens de compression ( K- 101 , K-102, K-103, K-104).
7) Système selon la revendication 6, dans lequel, plusieurs moyens de séparation (V-101 , V-102, V-103, V-104) sont utilisés, de préférence au moins un moyen de séparation (V- 101 , V-102, V-103, V-104) après chacun desdits premiers échangeurs de chaleur (E-101 , E-102, E-103, E-104).
8) Système selon l’une des revendications 5 à 7, dans lequel plusieurs seconds échangeurs de chaleur (E-106, E-107, E-201 , C-105, C-106, C-107, C-108, C-208) sont utilisés, de préférence au moins un second échangeur de chaleur (E-106, E-107, E-201 , C-105, C- 106, C-107, C-108, C-208) en amont de chacun desdits moyens de détente (EX-201 , EX- 202, EX-203, EX-204).
9) Système selon l’une des revendications précédentes, dans lequel au moins un second échangeur de chaleur (E-106, E-107, E-201 , C-105, C-106, C-107, C-108, C-208) est un échangeur à contact direct (C-105, C-106, C-107, C-108, C-208) entre ledit liquide et ledit gaz.
10) Système selon l’une des revendications précédentes, dans lequel ledit moyen d’introduction (81 ) du liquide sortant du moyen de séparation (V-101 , V-102, V-103, V- 104) comprend un bac de stockage intermédiaire (T-301 ).
1 1 ) Procédé de stockage et de récupération d’énergie dans lequel on réalise les étapes suivantes :
a) On comprime un gaz ;
b) On refroidit un gaz comprimé par un échange de chaleur avec un liquide froid et on stocke le liquide chaud en sortie de l’échangeur de chaleur (E-101 , E-102, E-103, E- 104) ;
c) On sépare ledit gaz comprimé refroidi et ledit liquide condensé et on stocke ledit liquide condensé ;
d) On stocke ledit gaz comprimé refroidi ;
e) On réchauffe ledit gaz comprimé refroidi par un échangeur de chaleur utilisant le liquide chaud stocké à l’étape c) et on stocke ledit liquide froid ;
f) On détend ledit gaz comprimé ;
g) On injecte ledit liquide condensé stocké à l’étape c) dans ledit liquide froid stocké
12) Procédé selon la revendication 1 1 , pour lequel au moins une des étapes a) à c) est réalisée plusieurs fois avant de passer à l’étape suivante.
13) Procédé selon l’une des revendications 1 1 ou 12, dans lequel au moins une des étapes l’étape e) et f) est réalisée plusieurs fois avant de réaliser l’étape g).
14) Procédé selon l’une des revendications 1 1 à 13, dans lequel ledit gaz est de l’air.
15) Procédé selon l’une des revendications 1 1 à 14, dans lequel ledit liquide est de l’eau. 16) Procédé selon l’une des revendications 1 1 à 15, dans lequel lors d’au moins une étape e), ledit gaz est réchauffé par un échange de chaleur à contact direct avec ledit liquide chaud.
17) Procédé selon l’une des revendications 1 1 à 16, pour lequel on stocke séparément ledit liquide condensé et ledit liquide stocké à l’étape e).
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