FR2988433A1 - Procede de generation d'energie electrique a partir d'une energie stockee sous forme de gaz comprime et installation de stockage d'energie et de production d'electricite correspondante - Google Patents

Abstract

Ce procédé de génération d'énergie électrique à partir d'une énergie stockée sous forme de gaz comprimé stocké sous pression dans des moyens de stockage de gaz comprimé (4), comprend les étapes de : - prélèvement du gaz à partir des moyens de stockage de gaz (4) ; - réchauffage du gaz comprimé prélevé; - alimentation en air comburant d'au moins une turbine à gaz principale (1) couplée à au moins un générateur d'énergie électrique (G), une première fraction de l'air comburant provenant du gaz comprimé réchauffé et une deuxième fraction de l'air comburant étant issue d'un compresseur (2) associé à la turbine à gaz principale et alimenté en air extérieur. Il comporte en outre une étape d'alimentation en air d'au moins une turbine auxiliaire (6) couplée à au moins un générateur d'énergie électrique (G), ladite turbine auxiliaire étant alimentée exclusivement en gaz à partir du gaz comprimé réchauffé.

Description

B12-0733FR 1 Procédé de génération d'énergie électrique à partir d'une énergie stockée sous forme de gaz comprimé et installation de stockage d'énergie et de production d'électricité correspondante L'invention concerne, de manière générale, la production d'électricité à partir d'une énergie stockée sous forme de gaz comprimé. Selon une application particulièrement intéressante de l'invention, l'énergie stockée est une énergie renouvelable, par exemple et de manière nullement limitative l'énergie éolienne, l'énergie de la houle, l'énergie des courants ou des marées, ou l'énergie solaire. Ainsi, de manière générale, l'invention concerne le stockage d'une énergie intermittente ou d'une énergie dont la production n'est pas synchrone avec sa consommation. Toutefois, elle se rapporte également au stockage d'une énergie de base, par exemple nucléaire, disponible de manière excédentaire pendant des périodes de relativement faible consommation (la nuit ou le week-end par exemple), ou au stockage d'une énergie en vue de satisfaire à une demande en énergie malgré l'existence d'une limitation, d'un bridage ou d'une congestion lié à son transport ou à son approvisionnement. Dans ce dernier cas, le bridage ou la limitation de la production peut, par exemple, résulter de contraintes liées aux infrastructures de transport de l'énergie, notamment lorsque le réseau d'alimentation d'un bassin de consommation isolé est sous-capacitaire, de sorte que la capacité de transport du réseau est insuffisante pour satisfaire à des pics de consommation, ce qui nécessite la mise en oeuvre localement de sources d'énergie complémentaires coûteuses ou polluantes.

Le stockage d'énergie sous forme de gaz comprimé, connu également sous l'appellation de CAES (« compressed air energy storage », en langue anglaise) est une technique connue qui consiste à comprimer un gaz et à le stocker dans des réservoirs de stockage pressurisés. L'énergie stockée peut ainsi être récupérée pour être, notamment, convertie en énergie électrique et fournie à un réseau de transport et de distribution d'électricité.

Pour comprimer le gaz, on utilise un ensemble de compression qui peut, par exemple, être alimenté en énergie électrique prélevée sur le réseau de transport et de distribution d'électricité dans des périodes creuses, l'énergie ainsi stockée pouvant être par la suite réinjectée dans le réseau en période de forte consommation. Cette technique permet ainsi de rentabiliser la production d'énergie électrique en prélevant sur le réseau de l'énergie à moindre coût et en la restituant aux exploitants des réseaux de transport et de distribution d'électricité aux périodes pleines, à une tarification plus élevée. La technologie de stockage d'énergie CAES peut également être utilisée pour stocker une énergie renouvelable sous forme de gaz comprimé. Cette technologie CAES est particulièrement avantageuse pour stocker l'énergie produite par un parc éolien dont l'intermittence oscille sur des périodes de quelques heures à quelques jours. En effet, l'énergie éolienne est par nature intermittente de sorte qu'un parc éolien ne peut assurer une production constante. Dans ce contexte, il est souhaitable de pouvoir stocker l'énergie fournie par le parc éolien lorsque la production d'énergie est supérieure à la consommation, pour la restituer lorsque la production est inférieure à la demande. Dans ce but, le compresseur de l'installation de stockage d'énergie CAES est entraîné notamment par l'énergie électrique produite par le parc éolien. En ce qui concerne la production d'électricité, il est connu d'utiliser des turbines à gaz couplées à un module de stockage d'énergie sous forme d'air comprimé. Il a à cet égard été proposé d'utiliser une turbine à gaz seule, sans compresseur directement associé, et de réchauffer l'air provenant du stockage d'air comprimé en le chauffant avant injection dans la turbine. Il a toutefois été constaté que les rendements étaient relativement faibles.

On pourra notamment se référer au document US 7,406,828 B1 qui décrit un procédé de génération d'énergie électrique dans lequel l'air provenant du stockage est d'abord réchauffé à travers un échangeur, puis subit une détente séquentielle, le gaz stocké réchauffé traversant une turbine à air sans apport de gaz naturel puis une turbine avec injection de gaz naturel. Cet agencement est bien adapté à un stockage souterrain où la pression dans le stockage varie de manière significative à mesure que le stockage se vide. La première turbine à air permet certes de valoriser l'écart de pression entre le stockage et l'entrée de la turbine principale mais pâtit de rendements dégradés à mesure que la pression dans le stockage diminue. On pourra également se référer au document US 7,614,237 B2 dans lequel le gaz provenant du stockage est d'abord réchauffé avec du gaz chaud provenant d'une turbine à gaz principale couplée à un compresseur d'air, détendu dans une turbine à gaz seule sans compresseur d'air relié, puis injecté dans la turbine à gaz principale couplée à un compresseur d'air. Cette solution est particulièrement adaptée à des cas où la production d'électricité est intermittente. Le fait que ce procédé soit destiné à des périodes intermittentes de production d'électricité, liées notamment aux heures de pointe sur le marché de l'électricité, limite toutefois le rendement. Par ailleurs, ce procédé repose sur une utilisation en série des turbines. Par conséquent, si l'une des turbines tombe en panne alors toute l'installation tombe en panne.

De plus, ces solutions nécessitent des temps de démarrage relativement longs car il faut chauffer les équipements et les mettre en marche avant de pouvoir injecter de l'électricité sur le réseau de transport et de distribution d'électricité. Il a par ailleurs été proposé d'améliorer le rendement de production d'énergie électrique grâce à la prise en compte d'un cycle vapeur. On pourra notamment se référer au document JP 07-119485 qui prévoit l'installation de deux turbines à gaz classiques avec en parallèle deux turbines en série liées à un stockage de gaz comprimé qui alimente ces deux turbines. Une turbine à vapeur permet de convertir en énergie électrique la chaleur disponible en sortie de la dernière turbine détendant l'air provenant du stockage de gaz comprimé. La solution décrite dans ce document présente l'inconvénient de ne pas tirer pleinement profit des possibilités d'amélioration de rendement qu'offre le stockage d'énergie car il n'y a aucune injection de gaz provenant du stockage vers les turbines à gaz à cycle combiné assurant la production de base. Cette impossibilité est notamment due au fait que la pression dans le stockage est bien supérieure à la pression à l'entrée des deux turbines à gaz à cycle combiné. Les temps de démarrage sont également relativement longs. Au vu de ce qui précède, le but que se propose d'atteindre l'invention est de palier les inconvénients liés aux procédés de génération d'énergie électrique à partir d'un gaz comprimé sous pression selon l'état de la technique et, notamment, d'améliorer le rendement de génération d' électricité en s' affranchissant des problèmes constatés de baisse de rendement du compresseur liée à la turbine à gaz au-delà d'un certain ratio d'injection de gaz sous pression. L'invention a donc pour objet, selon un premier aspect, un procédé de génération d'énergie électrique à partir d'une énergie stockée sous forme de gaz comprimé stocké sous pression dans des moyens de stockage de gaz comprimé, comprenant les étapes de : - prélèvement du gaz à partir des moyens de stockage de gaz ; - réchauffage du gaz comprimé prélevé ; - alimentation en air comburant d'au moins une turbine à gaz principale couplée à au moins un générateur d'énergie électrique, une première fraction de l'air comburant provenant du gaz comprimé réchauffé et une deuxième fraction de l'air comburant étant issue d'un compresseur d'air associé à la turbine à gaz principale et alimentée en air extérieur. Ce procédé comporte en outre une étape d'alimentation en air d'au moins une turbine auxiliaire dépourvue de compresseur d'air et couplée à au moins un générateur d'énergie électrique, ladite turbine auxiliaire étant alimentée exclusivement en gaz à partir du gaz comprimé réchauffé. Selon une autre caractéristique, la turbine auxiliaire est une turbine à gaz dépourvue de compresseur d'air et couplée à au moins un générateur d'énergie électrique, ladite turbine à gaz auxiliaire étant alimentée en gaz comprimé réchauffé comme gaz comburant et en gaz naturel. Selon une autre caractéristique, la turbine à gaz principale est une turbine à cycle combiné et est associée à au moins une turbine à vapeur couplée à un générateur d'énergie électrique et alimentée en vapeur produite à partir de la chaleur issue d'au moins l'une desdites turbines à gaz principale et auxiliaire. On peut utiliser au moins deux turbines à vapeur dont le fonctionnement est lié à celui de la turbine auxiliaire.

Dans un mode de mise en oeuvre, un dispositif de chauffage électrique alimenté à partir d'une énergie à stocker contribue à la production de vapeur. On peut réchauffer le gaz comprimé prélevé au moyen d'un récupérateur de chaleur du cycle combiné dédié à la production de vapeur sous l'action de la chaleur issue d'au moins l'une desdites turbines à gaz principale et auxiliaire. On peut encore réchauffer le gaz comprimé prélevé au moyen d'un échangeur de chaleur dédié, en utilisant une fraction de la chaleur dégagée par la turbine à gaz principale et/ou par la turbine à gaz auxiliaire. Par exemple, une partie du gaz comprimé prélevé est réchauffée par ledit échangeur de chaleur à partir d'une fraction de la chaleur dégagée par au moins l'une desdites turbines à gaz principale et auxiliaire, et l'autre partie du gaz comprimé prélevé est réchauffée par le récupérateur de chaleur au moyen de la chaleur dégagée par la turbine à gaz principale. Le gaz comprimé peut encore être réchauffé à partir d'un module de stockage d'énergie thermique dédié au stockage de la chaleur dégagée lors de la compression.

Dans un mode de mise en oeuvre, le gaz comprimé est d'abord réchauffé à partir d'un module de stockage d'énergie thermique dédié au stockage de la chaleur dégagée lors de la compression puis réchauffé par un récupérateur de chaleur du cycle combiné dédié à la production de vapeur sous l'action de la chaleur issue d'au moins l'une desdites turbines à gaz principale et auxiliaire. Par exemple, on génère de la vapeur au moins en partie à partir de la chaleur dégagée lors de la compression pour la convertir en énergie électrique au moyen de la turbine à vapeur.

La vapeur peut également être générée au moins en partie à partir de la chaleur dégagée lors de la compression et être mélangée à de la vapeur produite à partir de la chaleur issue d'au moins l'une desdites turbines à gaz principale et auxiliaire. Dans un mode de mise en oeuvre, le stockage du gaz comprimé est un stockage isobare sans variation de pression. On peut prévoir qu'une fraction de l'air alimentant le compresseur de la turbine à gaz principale provient de la sortie de la turbine auxiliaire. On peut également prévoir que le gaz chaud en sortie de la turbine à gaz principale est utilisé pour de la production commerciale de chaleur, permettant ainsi de la cogénération. En outre, l'air provenant du stockage de gaz comprimé peut être humidifié avant injection dans la turbine à gaz principale et/ou dans la turbine auxiliaire.

Par ailleurs, on peut réaliser un couplage mécanique entre la turbine auxiliaire et un compresseur avec une prise de type « clutch », en langue anglaise, telle qu'un embrayage, qui peut être connectée ou déconnectée, ce qui permet d'avoir un mode opératoire additionnel où la turbine auxiliaire utilise de l'air provenant directement du compresseur. L'invention a également pour objet, selon un deuxième aspect, une installation de stockage d'énergie sous forme de gaz sous pression et de restitution de l'énergie stockée sous forme d'énergie électrique, comprenant des moyens de stockage de gaz comprimé, des moyens de compression de gaz raccordés aux moyens de stockage, des moyens de réchauffage du gaz prélevé à partir des moyens de stockage et au moins une turbine à gaz principale couplée à au moins un générateur d'énergie électrique et associée à un compresseur d'air.

Cette installation comporte en outre au moins une turbine auxiliaire dépourvue de compresseur d'air, la turbine à gaz principale et la turbine auxiliaire étant chacune raccordée aux moyens de stockage de gaz comprimé de sorte que l'air comburant alimentant la turbine à gaz principale provient du gaz comprimé réchauffé issu des moyens de réchauffage et de l'air extérieur comprimé par le compresseur d'air et de sorte que la turbine auxiliaire soit alimentée exclusivement en gaz à partir dudit gaz comprimé réchauffé. Selon une autre caractéristique, la turbine auxiliaire est une turbine à gaz dépourvue de compresseur d'air et couplée à au moins un générateur d'énergie électrique, ladite turbine à gaz auxiliaire étant alimentée en gaz comprimé réchauffé en tant que gaz comburant et en gaz naturel. Selon une autre caractéristique, la turbine à gaz principale est une turbine à cycle combiné et est associée à au moins une turbine à vapeur couplée à un générateur d'énergie électrique et alimentée en vapeur produite à partir de la chaleur issue d'au moins l'une desdites turbines à gaz principale et auxiliaire. D'autres buts, caractéristiques et avantages de l'invention apparaîtront à la lecture de la description suivante, donnée uniquement à titre d'exemple non limitatif, et faite en référence aux dessins annexés sur lesquels : la figure 1 est une vue schématique d'une installation de stockage d'énergie sous forme de gaz sous pression et de restitution de l'énergie stockée sous forme d'énergie électrique, selon un premier mode de réalisation ; la figure 2 illustre un autre exemple de réalisation de l'installation de la figure 1, dotée d'un récupérateur de chaleur assurant la récupération de la chaleur dégagée lors de la compression et le chauffage du gaz comprimé prélevé à partir de moyens de stockage de gaz ; la figure 3 illustre un troisième mode de réalisation d'une installation conforme à l'invention, dans laquelle la chaleur issue de la compression est stockée dans un module de stockage d'énergie thermique et dans laquelle le gaz comprimé est réchauffé à travers ce module de stockage ; la figure 4 montre un quatrième mode de réalisation d'une installation conforme à l'invention, dans laquelle on utilise un échangeur de chaleur et un récupérateur de chaleur ; la figure 5 illustre un cinquième mode de réalisation dans lequel le gaz provenant des moyens de stockage de gaz comprimé est chauffé, d'une part, au moyen d'un échangeur de chaleur et, d'autre part, au moyen d'un récupérateur de chaleur ; la figure 6 illustre un sixième mode de réalisation dans lequel le gaz comprimé issu des moyens de stockage est réchauffé à travers un module de stockage d' énergie thermique puis à travers un récupérateur de chaleur ; et la figure 7 illustre un septième mode de réalisation d'une installation conforme à l'invention, dans lequel on utilise deux turbines à vapeur auxiliaires. On va tout d'abord décrire en référence à la figure 1 un premier mode de réalisation d'une installation de stockage d'énergie sous forme de gaz sous pression et de restitution de l'énergie stockée sous forme d'énergie électrique conforme à l'invention. Cette installation est destinée à stocker une énergie intermittente ou une énergie dont la production n'est pas synchrone avec sa consommation, ou encore une énergie de base, par exemple nucléaire, disponible de manière excédentaire pendant des périodes de faible consommation, ou encore d'une énergie en vue de satisfaire une demande malgré l'existence d'une limitation, d'un bridage ou d'une congestion lié à son transport ou à son approvisionnement. Ce stockage s'effectue sous la forme d'un gaz comprimé sous pression, par exemple d'une pression pouvant être comprise entre 10 et 100 bars. Comme on le voit sur la figure 1, l'installation comporte essentiellement une turbine à gaz principale 1 équipée d'un compresseur destiné à la compression de l'air ambiant admis dans les chambres de combustion de la turbine ; une source d'énergie intermittente 2, par exemple issue d'un parc éolien ; un ensemble de compresseurs 3 assurant la compression d'un gaz, par exemple l'air ambiant en utilisant l'énergie électrique provenant de la source intermittente 2 ; des moyens de stockage de gaz comprimé 4 raccordés aux compresseurs 3 ; des moyens de chauffage 5 raccordés aux moyens de stockage de gaz comprimé 4 pour réchauffer les gaz comprimés sous pression extrait de ces moyens de stockage de gaz et les délivrer, d'une part, à la turbine à gaz principale 1 et à une turbine à gaz auxiliaire 6.

Dans l'exemple de réalisation représenté, l'installation est dotée d'une unique turbine à gaz principale 1, d'une unique turbine à gaz auxiliaire 6 et d'un unique compresseur 3. On notera toutefois que l'on ne sort pas du cadre de l'invention lorsque l'installation est dotée d'un nombre quelconque des telles turbines à gaz principale et auxiliaire, et de tels compresseurs associés chacun à une source intermittente 2. On notera que la turbine à gaz principale 1 est une turbine à cycle combiné. En d'autres termes, la turbine à gaz principale 1 est associée à une turbine à vapeur 7 associée à un circuit fluidique comprenant un récupérateur de chaleur 8 (« Heat Recovery Steam Generator », « HRSG », en anglais), qui récupère les gaz chauds issus de la turbine à gaz principale 1 et de la turbine à gaz auxiliaire 6 pour fournir de la vapeur à la turbine à vapeur 7, un système de refroidissement 9 et une pompe 10. L'installation est encore complétée par un premier générateur G d'électricité couplé à la turbine à gaz principale 1 et à la turbine à vapeur 7, et un deuxième générateur d'électricité G couplé à la turbine à gaz auxiliaire 6. Cette installation fonctionne de la façon suivante. La turbine à gaz principale 1 assure la production d'électricité de base. La source d'énergie intermittente fournit, quant à elle, de l'électricité au compresseur 3 qui comprime de l'air de manière intermittente. Cet air comprimé est envoyé vers les moyens de stockage de gaz comprimé 4. De manière intermittente, les moyens de stockage de gaz comprimé se vident, en particulier pendant les périodes de forte consommation, et l'air comprimé est réchauffé en traversant le moyen de chauffage 5 puis est injecté simultanément dans la turbine à gaz principale 1 et dans la turbine à gaz auxiliaire 6. En d'autres termes, une fraction du gaz comprimé réchauffé est injectée dans la turbine principale 1, permettant ainsi d'augmenter le rendement et l'énergie produite par cette turbine principale, le reste du débit de gaz comprimé réchauffé étant envoyé vers la turbine auxiliaire 6, laquelle n'est reliée à aucun compresseur d'air et ne bénéficie que d'un appoint de gaz naturel à l'injection. Le gaz chaud en sortie de la turbine principale 1 et le gaz chaud en sortie de la turbine auxiliaire 6 sont envoyés vers le récupérateur de chaleur du cycle combiné 8 où ils fournissent la chaleur pour chauffer l'eau en vapeur. Cette vapeur traverse alors le cycle vapeur du cycle combiné, qui comporte la turbine à vapeur 7 assurant la production électrique, le système de refroidissement 9 et la pompe 10, pourvus sur un circuit fermé vapeur/eau.

Ce procédé présente plusieurs avantages qui rendent l'utilisation des turbines à gaz particulièrement intéressante pour la production d'électricité couplée à des moyens de stockage de gaz comprimé 4. Tout d'abord, la production d'électricité de base fournie par la turbine principale 1 bénéficie de l'amélioration de rendement liée à la turbine à vapeur 7 du cycle combiné. Le fait d'injecter du gaz comprimé provenant des moyens de stockage de gaz comprimé 4 dans la turbine principale 1 permet de réduire la charge du compresseur et donc d'avoir plus d'énergie disponible pour la production d'électricité.

Comme la turbine principale 1 est en fonctionnement la plupart du temps afin d'assurer la production d'électricité de base, le temps de réaction pour produire l'électricité supplémentaire grâce à l'injection d'air est très rapide car il suffit juste d'injecter l'air pressurisé provenant des moyens de stockage de gaz comprimé 4 dans la turbine.

Cependant, l'augmentation d'électricité liée à l'injection d'air dans la turbine principale 1 depuis les moyens de stockage est limitée par la baisse de rendement du compresseur lié à la turbine principale 1. Au-delà de certains ratios d'injection, l'électricité additionnelle produite par l'injection d'air supplémentaire n'est plus justifiée. Hors, pendant les heures de pointe, il est judicieux pour des raisons économiques de maximiser la production électrique afin de tirer profit du prix élevé de l'électricité. Le fait de disposer de la turbine à gaz auxiliaire 6 sans aucun compresseur relié permet de bénéficier pleinement des prix élevés sur le marché de l'électricité sans avoir de limitation sur la quantité additionnelle d'électricité produite car il n'y a pas de limitation liée au ratio d'injection. En effet, l'intégralité de l'air alimentant la turbine auxiliaire 6 provient du stockage et par conséquent toute l'énergie produite par cette turbine est disponible pour le réseau de transport et de distribution d'électricité.

La source intermittente 2 qui alimente le ou les compresseurs d'air 3 est une énergie renouvelable ou une énergie non renouvelable disponible de manière excédentaire. Parmi les énergies renouvelables, il s'agit par exemple et de manière nullement limitative d'énergie éolienne produite par des éoliennes situées sur terre ou en mer, d'énergie de la houle, d'énergie des courants ou des marées, ou d'énergie solaire. Dans le cas d'une énergie non renouvelable disponible de manière excédentaire il s'agit par exemple et de manière nullement limitative d'électricité nucléaire, qui est disponible en excès le week-end ou la nuit. Dans le cas où une énergie renouvelable est utilisée pour l'alimentation des compresseurs 3, cette électricité issue de la source renouvelable n'a pas besoin d'avoir une qualité électrique aussi bonne que celle du réseau de transport et de distribution d'électricité. Elle doit juste avoir une qualité qui permet d'alimenter le ou les moteurs du ou des compresseurs 3. La chaleur dégagée lors de la compression de l'air avant stockage pourra être avantageusement récupérée afin d'améliorer le rendement global du procédé. Plusieurs méthodes de récupération existent.

En se référant tout d'abord à la figure 2, sur laquelle des éléments identiques à ceux de la figure 1 portent les mêmes références, une première méthode concerne la récupération de la chaleur en faisant circuler l'air chaud provenant des compresseurs 3 dans un récupérateur de chaleur 8. Le fluide froid est de l'eau qui sera transformé en vapeur et cette vapeur sera convertie en électricité à l'aide d'une turbine à vapeur. On voit en effet sur la figure 2 que le récupérateur de chaleur 8 récupère la chaleur issue du compresseur 3. Il récupère en outre la chaleur dégagée lors du fonctionnement de la turbine à gaz principale 1 et de la turbine à gaz auxiliaire 6. Il est également utilisé pour réchauffer le gaz comprimé prélevé des moyens de stockage de gaz comprimé 4 avant leur injection dans les turbines à gaz principale 1 et auxiliaire 6. On notera que le récupérateur de chaleur peut être un récupérateur de chaleur distinct de celui de la turbine principale 1 du cycle principal ou le même récupérateur de chaleur 8 que celui de la turbine principale 1 qui prévoit en plus un passage pour l'air provenant du module de compression. La turbine à vapeur peut être une turbine à vapeur différente de celle utilisée dans le cycle vapeur de la turbine à gaz principale ou être la même turbine à vapeur 7 que celle utilisée pour le cycle vapeur de la turbine à gaz principale. Dans ce cas, elle sera donc légèrement agrandie afin de produire l'électricité supplémentaire générée grâce à la chaleur provenant de la compression intermittente.

En se référant à la figure 3, une deuxième méthode de récupération de chaleur concerne le stockage de la chaleur dans un module de stockage d'énergie thermique 11, pouvant stocker la chaleur jusqu'au moment où le gaz sera pris des moyens de stockage pour être envoyé vers les turbines. Les matériaux pouvant stocker la chaleur sont par exemple des matériaux à changement de phase (« Phase Change Material », « PCM », en anglais), des matériaux réfractaires, du sable ou des galets. On notera que dans l'hypothèse où l'installation est équipée d'un parc de plusieurs compresseurs 3 installés pour opérer avec une source d'énergie intermittente 2, dans certains cas, il pourrait être injustifié de démarrer un compresseur supplémentaire car l'énergie disponible pour ce compresseur additionnel ne sera pas suffisante pour le faire tourner de manière optimisée ou même pour tout simplement le démarrer. Dans ce cas, on peut installer un dispositif de chauffage électrique 12 sur l'eau du cycle vapeur afin de convertir de manière quasi-instantanée une partie de l'énergie intermittente à stocker en énergie thermique en aidant à chauffer l'eau ou la vapeur. Cette énergie thermique est ensuite convertie en électricité pour le réseau de transport et de distribution d'électricité à travers la turbine à vapeur 7 sans avoir à démarrer de compresseur 3 additionnel. Ce mode de réalisation est illustré dans la figure 4. Une autre manière de tirer profit d'un excès d'énergie intermittente disponible par rapport à celle nécessaire pour faire tourner les compresseurs 3 de manière optimisée consiste à stocker cette énergie excédentaire dans des batteries. Cette énergie peut ensuite être utilisée pour répondre aux besoins de consommation électrique des différents équipements de l'installation (par exemple : pompes à eau, pompes à huile, système de contrôle commande, éclairage...) ou pour restituer de l'énergie électrique ultérieurement au réseau de transport et de distribution d'électricité. Cette électricité provenant de batteries pourra par exemple être utilisée en tant que réserve primaire pour de la régulation de tension ou de fréquence.

Le stockage de gaz comprimé 4 peut être un stockage dans une cavité souterraine, du type cavité de sel ou ancienne mine par exemple, qui fonctionne donc avec des variations de pression de plusieurs dizaines de bar au sein du stockage, ou un stockage isobare du type réservoirs situés sous l'eau, stockage aquifère sous terre bénéficiant d'une hauteur d'eau assurant une pression constante, ou stockage aquifère sous la mer. Dans le cas du stockage isobare, la pression au sein du stockage est quasiment constante grâce à la pression hydrostatique exercée par la colonne d'eau constante.

Le chauffage du gaz provenant des moyens de stockage de gaz comprimé 4 avant injection simultanée dans les turbines peut se faire de différentes manières. Comme indiqué précédemment en référence à la figure 2, une première méthode consiste à réchauffer cet air en le faisant traverser le récupérateur de chaleur 8 de la turbine principale 1, le fluide calorigène étant le gaz sortant des deux turbines à gaz qui traverse le récupérateur de chaleur 8 de la turbine à gaz principale. Ce récupérateur de chaleur 8 peut être dimensionné pour en plus récupérer la chaleur dégagée lors de la compression d'air afin de la transformer en électricité grâce à la turbine à vapeur. En se référant à la figure 4, une deuxième méthode consiste à réchauffer cet air en le faisant traverser un échangeur dédié 13, le fluide calorigène étant constitué par une partie du gaz chaud sortant des deux turbines à gaz. Dans ce cas, le débit du fluide calorigène est ajusté afin d'avoir des écarts de température au bout chaud et au bout froid de cet échangeur inférieurs à 100°C. Dans les cas où le gaz chaud provenant de la turbine principale 1 et de la turbine 6 auxiliaire est envoyé vers le récupérateur de chaleur 8, on pourrait mélanger les deux flux avant le récupérateur de chaleur 8, ou prévoir deux entrées séparées alimentées par les deux flux respectifs et les mélanger dans le récupérateur de chaleur 8 avant la sortie. On pourrait également, en variante, envisager deux entrées séparées et deux sorties séparées.

Une autre méthode consiste à réchauffer le gaz provenant des moyens de stockage de gaz comprimé 4 en combinant les deux premières méthodes décrites ci-dessus. Le gaz provenant des moyens de stockage de gaz comprimé 4 envoyé à la turbine principale 1 traverse le récupérateur de chaleur 8, le fluide calorigène étant constitué par le gaz chaud sortant de la turbine principale 1. En parallèle, l'air envoyé à la turbine auxiliaire 6 traverse un échangeur dédié 13, le fluide calorigène étant le gaz chaud sortant de la turbine indépendante 6. Ce mode de réalisation est illustré sur la figure 5.

Une autre méthode illustrée à la figure 3 consiste à envoyer cet air à travers le module de stockage d'énergie thermique 11 décrit précédemment. La chaleur stockée dans ce module de stockage d'énergie thermique 11 provient de la compression de l'air avant stockage. Dans ce cas, on pourrait envoyer en plus le gaz chaud provenant de la turbine indépendante 6 vers le récupérateur de chaleur 8 afin d'augmenter la production électrique de la turbine à vapeur 7. Il convient de noter que les trois premières méthodes évoquées ci-dessus diffèrent fondamentalement de la quatrième. Les trois premières méthodes reposent sur un échange quasi-instantané de chaleur tandis que la quatrième méthode repose sur un stockage de chaleur pour une restitution ultérieure. Enfin, en se référant à la figure 6, dans l'hypothèse où le chauffage du gaz au travers du module de stockage d'énergie thermique 11 ne serait pas suffisant, on pourrait faire circuler le gaz provenant du stockage d'énergie thermique 11 à travers le récupérateur de chaleur 8 pour le chauffer davantage avant son injection dans la turbine principale 1 et dans la turbine auxiliaire 6. L'air provenant des moyens de stockage de gaz comprimé 4, une fois réchauffé, est divisé en deux flux. Un premier flux est envoyé vers la turbine principale 1. L'air injecté dans la turbine à gaz principale 1 est constitué par une fraction du débit nominal traversant le compresseur lié à la turbine à gaz principale 1. Le deuxième flux, comportant l'air restant, est envoyé vers la chambre à combustion de la turbine auxiliaire 6 où il n'y a pas d'autre apport d'air.

Les heures de fonctionnement de la turbine principale 1 sont très similaires à celles de la turbine d'une centrale à cycle combiné classique. En cas d'arrêt pendant quelques heures, on pourrait utiliser un générateur de vapeur afin de conserver la vapeur chaude et permettre un redémarrage rapide. La turbine auxiliaire 6 est utilisée lorsque le stockage de gaz comprimé 4 se vide. Ceci est dicté soit par un prix élevé sur le marché de l'électricité ou par des besoins de la part du gestionnaire de réseau de transport et de distribution d'électricité pour une production d'électricité supplémentaire dans un objectif de régulation du réseau de transport et de distribution d'électricité, régulation de tension ou de fréquence par exemple. On notera que pour des raisons de limitations de taille de la turbine auxiliaire 6 ou pour des raisons de flexibilité d'opération, il pourrait être intéressant d'installer deux, trois ou plusieurs turbines ayant toutes le même mode de fonctionnement que cette turbine auxiliaire 6. En se référant enfin à la figure 7, dans une configuration utilisant un module de stockage d'énergie thermique 11, on pourrait installer deux turbines à vapeur 7 et 14. En effet, dans cette configuration, le gaz chaud sortant de la turbine auxiliaire 6 est utilisé pour produire de la chaleur qui est convertie en électricité à travers le cycle vapeur. Par conséquent, le fait d'utiliser la turbine auxiliaire 6 peut générer une augmentation supérieure à 10% de l'énergie électrique produite à travers le cycle vapeur. Face à ces variations importantes d'électricité produite au travers du cycle vapeur, le fait d'avoir deux turbines permet d'avoir un rendement optimum à tout moment sur le cycle vapeur. Pendant la production de base, lorsque la turbine auxiliaire 6 ne fonctionne pas, la turbine à vapeur 7 fonctionne proche de son optimum et la deuxième turbine à vapeur 14 est à l'arrêt. Lorsque les moyens de stockage d'air comprimé 4 se vident et que de l'air est envoyé depuis les moyens de stockage de gaz comprimé 4 à la turbine principale 1 et à la turbine auxiliaire 6, l'énergie électrique générée au travers du cycle vapeur augmente nettement et la deuxième turbine à vapeur 14 se met alors en marche. Le fait d'avoir une deuxième turbine à vapeur 14 qui ne fonctionne que lorsque la turbine à gaz auxiliaire 6 fonctionne permet d'éviter de surdimensionner la turbine à vapeur 7 qui assure la production de base.

La conversion d'énergie mécanique en énergie électrique se fait à l'aide de générateurs. On peut imaginer plusieurs cas concernant la disposition des générateurs électriques. Dans le mode de mise en oeuvre de base décrit en référence à la figure 1, un générateur électrique est couplé à la turbine principale 1 et à la turbine à vapeur 7 du cycle combiné. Un autre générateur est couplé à la turbine auxiliaire 6. On peut également prévoir un générateur pour la turbine principale 1, un générateur pour la turbine à vapeur 7 et un générateur pour la turbine auxiliaire 6. Enfin, on pourrait prévoir un seul générateur commun à la turbine à gaz principale, à la turbine à vapeur 7 et la turbine auxiliaire 6. Dans le cas où une turbine à vapeur additionnelle est installée pour récupérer la chaleur issue de la compression, on pourrait prévoir un générateur électrique dédié à cette turbine pour produire de l'électricité pour le réseau de transport et de distribution d'électricité ou pour alimenter les compresseurs 3, ou utiliser un générateur électrique relié à un autre équipement, à la turbine principale 1, à la turbine à vapeur 7 ou à la turbine auxiliaire 6, pour récupérer l'énergie électrique de cette deuxième turbine à vapeur. Le même raisonnement s'applique au générateur de la deuxième turbine à vapeur 14 qui peut être installée pour assurer un rendement optimum sur le cycle vapeur en toutes circonstances. On notera que, selon une caractéristique de l'invention, la turbine principale 1 est, comme indiqué précédemment, une turbine à cycle combiné, c'est-à-dire une turbine à gaz associée à une turbine à vapeur En d'autres termes, une telle turbine comporte un cycle de fonctionnement dans lequel la turbine à gaz est actionnée par les gaz issus d'une part, de la compression de l'air ambiant et, d'autre part, des gaz comprimés extraits des moyens de stockage comprimés, et un cycle vapeur dans lequel la vapeur générée sous l'action de la chaleur dégagée par au moins l'une des turbines à gaz principale 1 et auxiliaire 6, est délivrée à une turbine à vapeur. On notera que le cycle vapeur, décrit précédemment en référence aux figures 1 à 7, correspond à un cycle de Rankine.

Il est également possible d'envisager un cycle de Kalina, et de manière générale tout autre type de cycle utilisant de la vapeur avec ou non un cycle secondaire afin de produire de l'électricité à partir de la vapeur. Dans le mode de réalisation de la figure 1, les gaz sous pression issus des moyens de stockage de gaz comprimé sont réchauffés par les moyens de chauffage 5 avant leur injection dans des chambres de combustion de la turbine à gaz principale et de la turbine à gaz indépendante. La vapeur utilisée par le cycle vapeur de la turbine à cycle combiné est générée, comme indiqué précédemment, par la chaleur dégagée par les turbines à gaz principale 1 et auxiliaire 6. Dans le mode de réalisation de la figure 2, la chaleur issue de la compression est récupérée dans le récupérateur de chaleur 8 et le gaz provenant du stockage est chauffé à travers le récupérateur de chaleur 8 avant injection simultanée dans les deux turbines. Le mode de réalisation de la figure 3 correspond à un cas particulier du procédé de la figure 1 dans lequel la chaleur issue de la compression est stockée dans un module de stockage d'énergie thermique 11 et le gaz provenant du stockage est chauffé à travers ce même module de stockage d'énergie thermique 11 avant injection simultanée dans les deux turbines. Dans le mode de réalisation de la figure 4, le gaz provenant des moyens de stockage est chauffé à travers un échangeur dédié 13 et le gaz calorigène est constitué par une fraction du débit de gaz chaud sortant de la turbine principale 1 et de la turbine auxiliaire 6. En outre, un réchauffeur électrique 12 est installé sur l'eau du cycle vapeur afin de valoriser une partie de l'énergie intermittente, par exemple dans le cas où il ne serait pas possible de valoriser cette énergie en démarrant un compresseur additionnel 3 ou de faire fonctionner ce compresseur additionnel 3 de manière efficace. Dans le mode de réalisation de la figure 5, le gaz provenant des moyens de stockage de gaz comprimé 4 est chauffé de deux manières différentes avant injection dans les turbines. Le gaz allant vers la turbine principale 1 est chauffé à travers le récupérateur de chaleur 8 et le gaz allant vers la turbine auxiliaire 6 est chauffé à travers un échangeur dédié. Selon la figure 6, le chauffage du gaz à travers le module de stockage d'énergie thermique 11 est complété par une phase de chauffage à travers le récupérateur de chaleur 8. Dans le mode de mise en oeuvre de la figure 7, on utilise deux turbines à vapeur afin d'obtenir le rendement optimum sur le cycle vapeur en toutes circonstances.

On notera que l'ensemble comprenant la turbine principale 1, le ou les compresseurs 3, le moyen de chauffage 5, la turbine auxiliaire 6, la turbine à vapeur 7, le récupérateur de chaleur 8, le système de refroidissement 9, la pompe 10, le stockage d'énergie thermique 11, le réchauffeur électrique 12, l'échangeur dédié 13 et la deuxième turbine à vapeur 14 peuvent être installés sur terre ou sur la mer, sur une barge flottante de type FPSO (« Floating, Production, Storage, Offloading » en anglais) ou sur une plateforme en mer. On notera que dans les divers modes de réalisation décrits précédemment, la turbine auxiliaire 6 est une turbine à gaz alimentée en gaz naturel. Comme illustré sur la figure 1 sur laquelle l'apport de gaz naturel a été illustré en pointillés, il est possible d'envisager une turbine auxiliaire fonctionnant uniquement avec du gaz comprimé réchauffé, dépourvue de compresseur d'air et dépourvue d'alimentation en gaz naturel. L'avantage de cette solution est d'avoir une turbine auxiliaire qui peut produire de l'électricité sans émission de CO2 liées à l'utilisation de gaz naturel. Dans cette configuration, la température en sortie de la turbine auxiliaire pourra être inférieure à la température atmosphérique et l'on pourra récupérer cet air froid en l'envoyant vers le compresseur d'air relié à la turbine principale 1.

On notera en outre que, dans les divers modes de réalisation décrits précédemment, la turbine à gaz principale, la turbine auxiliaire et la ou chaque turbine à vapeur est couplée à un générateur d'énergie électrique. Bien entendu, on ne sort pas du cadre de l'invention lorsque chacune de ces turbines est couplée à plusieurs générateurs d'énergie électrique. Par ailleurs, dans les exemples de réalisation ci-dessus, la chaleur disponible en sortie de la turbine principale 1 est utilisée pour produire de l'électricité à travers un cycle vapeur dans un cycle combiné. Cette chaleur pourrait également être utilisée pour du chauffage, ce qui conduirait alors à un cycle de cogénération au lieu du cycle combiné décrit dans les exemples de réalisation décrits ci-dessus. Dans certaines configurations ci-dessus, la chaleur dégagée lors de la compression 3 est transférée directement à de la vapeur qui convertit cette chaleur en énergie électrique au travers d'une turbine à vapeur 7. On peut également envisager une configuration dans laquelle la chaleur dégagée lors de la compression est d'abord transférée à un fluide caloporteur intermédiaire (huile par exemple) puis transférée par ce fluide caloporteur intermédiaire à la vapeur pour une conversion en énergie électrique au moyen d'une turbine à vapeur 7. Cette configuration est particulièrement intéressante dans les cas où la compression 3 nécessite des étages de refroidissement intermédiaires. De la même manière, on peut également envisager une configuration dans laquelle un fluide caloporteur transfère la chaleur dégagée lors de la compression 3 vers le stockage d'énergie thermique 11. Ce fluide caloporteur pourra également être utilisé pour transférer la chaleur du stockage d'énergie thermique 11 vers le gaz provenant du stockage de gaz comprimé 4 avant injection dans les turbines.

Par ailleurs, afin d'augmenter la flexibilité opérationnelle de l'ensemble selon la présente description, il est possible s'installer un couplage mécanique entre la turbine auxiliaire 6 et un compresseur 3 avec une prise de type « clutch », en anglais, telle qu'un embrayage, pour connecter ou déconnecter les deux machines. Lorsque la prise est déconnectée, la turbine auxiliaire 6 et le compresseur 3 opèrent dans le cadre défini ci-dessus. Lorsque la prise est connectée, la turbine auxiliaire 6 peut opérer comme une turbine à gaz « classique » où l'air alimentant la turbine provient directement d'un compresseur entraîné mécaniquement par la turbine. Enfin, on pourrait ajouter un module permettant d'humidifier l'air provenant du stockage de gaz comprimé avant d'injecter l'air dans les turbines. Ceci permet d'augmenter la puissance de la turbine principale et/ou de la turbine auxiliaire grâce à une augmentation du débit massique de l'air.

Claims (20)

1. REVENDICATIONS1. Procédé de génération d'énergie électrique à partir d'une énergie stockée sous forme de gaz comprimé stocké sous pression dans des moyens de stockage de gaz comprimé (4), comprenant les étapes de : - prélèvement du gaz à partir des moyens de stockage de gaz (4) ; - réchauffage du gaz comprimé prélevé ; - alimentation en air comburant d'au moins une turbine à gaz principale (1) couplée à au moins un générateur d'énergie électrique (G), une première fraction de l'air comburant provenant du gaz comprimé réchauffé et une deuxième fraction de l'air comburant étant issue d'un compresseur associé à la turbine à gaz principale et alimenté en air extérieur, caractérisé en ce qu'il comporte en outre une étape d'alimentation en air d'au moins une turbine auxiliaire (6) couplée à au moins un générateur d'énergie électrique (G), ladite turbine auxiliaire étant alimentée exclusivement en gaz à partir du gaz comprimé réchauffé.
2. 2. Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que la turbine auxiliaire est une turbine à gaz (6) dépourvue de compresseur d'air et couplée à au moins un générateur d'énergie électrique (G), ladite turbine à gaz auxiliaire étant alimentée en gaz comprimé réchauffé comme gaz comburant et en gaz naturel.
3. 3. Procédé selon la revendication 1 ou 2, caractérisé en ce que la turbine à gaz principale (1) est une turbine à cycle combiné et est associée à au moins une turbine à vapeur (7) couplée à au moins un générateur d'énergie électrique (G) et alimentée en vapeur produite à partir de la chaleur issue d'au moins l'une desdites turbines à gaz principale et auxiliaire.
4. 4. Procédé selon la revendication 3, dans lequel on utilise au moins deux turbines à vapeur dont le fonctionnement est lié à celui de la turbine auxiliaire.
5. 5. Procédé selon l'une des revendications 3 et 4, dans lequel un dispositif de chauffage électrique (12) alimenté à partir d'une énergie à stocker contribue à la production de vapeur.
6. 6. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 5, dans lequel on réchauffe le gaz comprimé prélevé à partir d'un récupérateur de chaleur (8) du cycle combiné dédié à la production de vapeur sous l'action de la chaleur issue d'au moins l'une desdites turbines à gaz principale et auxiliaire.
7. 7. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 6, dans lequel on réchauffe le gaz comprimé prélevé au moyen d'un échangeur de chaleur (13) dédié, à partir d'une fraction de la chaleur dégagée par la turbine à gaz principale et/ou par la turbine à gaz auxiliaire.
8. 8. Procédé selon la revendication 7, dépendante de la revendication 6, dans lequel une partie du gaz comprimé prélevé est réchauffée par ledit échangeur de chaleur (13) à partir d'une fraction de la chaleur dégagée par au moins l'une desdites turbines à gaz principale et auxiliaire, et l'autre partie du gaz comprimé prélevé est réchauffée par le récupérateur de chaleur (8) au moyen de la chaleur dégagée par la turbine à gaz principale.
9. 9. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 8, dans lequel le gaz comprimé est réchauffé à partir d'un module de stockage d'énergie thermique (11) dédié au stockage de la chaleur dégagée lors de la compression.
10. 10. Procédé selon la revendication 9 dépendante de la revendication 3, dans lequel le gaz comprimé est d'abord réchauffé à partir d'un module de stockage d'énergie thermique (11) dédié au stockage de la chaleur dégagée lors de la compression puis réchauffé par un récupérateur de chaleur (8) du cycle combiné dédié à la production de vapeur sous l'action de la chaleur issue d'au moins l'une desdites turbines à gaz principale et auxiliaire.
11. 11. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 10, dans lequel on génère de la vapeur au moins en partie à partir de lachaleur dégagée lors de la compression, pour la convertir en une énergie électrique au moyen d'une turbine à vapeur.
12. 12. Procédé selon la revendication 11, dans lequel la vapeur au moins en partie générée à partir de la chaleur dégagée lors de la compression est mélangée à de la vapeur produite à partir de la chaleur issue d'au moins l'une desdites turbines à gaz principale et auxiliaire.
13. 13. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 12, dans lequel le stockage de gaz comprimé est un stockage isobare sans variation de pression.
14. 14. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 13, dans lequel une fraction de l'air alimentant le compresseur de la turbine à gaz principale (1) provient de la sortie de la turbine auxiliaire (6).
15. 15. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 14, caractérisé en ce que le gaz chaud en sortie de la turbine à gaz principale est utilisé pour de la production de chaleur, permettant ainsi de la cogénération.
16. 16. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 15, dans lequel l'air provenant du stockage de gaz comprimé est humidifié avant injection dans l'une desdites turbines à gaz principale ou auxiliaire.
17. 17. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 16, dans lequel on réalise un couplage mécanique entre la turbine auxiliaire (6) et un compresseur (3) avec une prise, telle qu'un embrayage, qui peut être connectée ou déconnectée, ce qui permet d'avoir un mode opératoire additionnel où la turbine auxiliaire (6) utilise de l'air provenant directement du compresseur (3).
18. 18. Installation de stockage d'énergie sous forme de gaz sous pression et de restitution d'énergie stockée sous forme d'énergie électrique, comprenant des moyens de stockage de gaz comprimé (4), des moyens (3) de compression de gaz raccordés aux moyens de stockage, des moyens de réchauffage du gaz prélevé à partir des moyens de stockage et au moins une turbine à gaz principale (1) couplée à au moins un générateur d'énergie électrique (G) et associéeà un compresseur d'air, caractérisée en ce qu'elle comporte en outre au moins une turbine auxiliaire (6) dépourvue de compresseur d'air, la turbine à gaz principale et la turbine auxiliaire étant chacune raccordées aux moyens (4) de stockage de gaz comprimé de sorte que l'air comburant alimentant la turbine à gaz principale provienne du gaz comprimé réchauffé issu des moyens de réchauffage et de l'air extérieur comprimé par le compresseur d'air, et de sorte que la turbine auxiliaire (6) soit alimentée exclusivement en gaz à partir dudit gaz comprimé réchauffé.
19. 19. Installation selon la revendication 18, dans laquelle la turbine auxiliaire est une turbine à gaz (6) dépourvue de compresseur d'air et couplée à au moins un générateur d'énergie électrique (G), ladite turbine à gaz auxiliaire étant alimentée en gaz comprimé réchauffé en tant que gaz comburant et en gaz naturel.
20. 20. Installation selon la revendication 18 ou 19, dans laquelle la turbine à gaz principale est une turbine à cycle combiné et est associée à au moins une turbine à vapeur (7) couplée à au moins un générateur d'énergie électrique et alimentée en vapeur produite à partir de la chaleur issue d'au moins l'une desdites turbines à gaz principale et auxiliaire.