FR3074844A1 - 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 Download PDFInfo
- Publication number
- FR3074844A1 FR3074844A1 FR1761915A FR1761915A FR3074844A1 FR 3074844 A1 FR3074844 A1 FR 3074844A1 FR 1761915 A FR1761915 A FR 1761915A FR 1761915 A FR1761915 A FR 1761915A FR 3074844 A1 FR3074844 A1 FR 3074844A1
- Authority
- FR
- France
- Prior art keywords
- liquid
- flow
- gas
- water
- air
- 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.)
- Granted
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 173
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 237
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims abstract description 82
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 23
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 13
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 61
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 61
- 239000004172 quinoline yellow Substances 0.000 claims description 24
- 239000004231 Riboflavin-5-Sodium Phosphate Substances 0.000 claims description 22
- 239000004229 Alkannin Substances 0.000 claims description 20
- 239000004149 tartrazine Substances 0.000 claims description 18
- 239000002151 riboflavin Substances 0.000 claims description 17
- 238000004146 energy storage Methods 0.000 claims description 16
- 239000004234 Yellow 2G Substances 0.000 claims description 14
- 239000004283 Sodium sorbate Substances 0.000 claims description 9
- 239000004230 Fast Yellow AB Substances 0.000 claims description 7
- 238000012432 intermediate storage Methods 0.000 claims description 7
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 6
- GNFTZDOKVXKIBK-UHFFFAOYSA-N 3-(2-methoxyethoxy)benzohydrazide Chemical compound COCCOC1=CC=CC(C(=O)NN)=C1 GNFTZDOKVXKIBK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 3
- 239000000661 sodium alginate Substances 0.000 claims 2
- 241000282461 Canis lupus Species 0.000 claims 1
- 239000003570 air Substances 0.000 description 157
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 100
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 22
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 18
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 12
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 8
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 8
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 5
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 239000013529 heat transfer fluid Substances 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012080 ambient air Substances 0.000 description 2
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FGUUSXIOTUKUDN-IBGZPJMESA-N C1(=CC=CC=C1)N1C2=C(NC([C@H](C1)NC=1OC(=NN=1)C1=CC=CC=C1)=O)C=CC=C2 Chemical compound C1(=CC=CC=C1)N1C2=C(NC([C@H](C1)NC=1OC(=NN=1)C1=CC=CC=C1)=O)C=CC=C2 FGUUSXIOTUKUDN-IBGZPJMESA-N 0.000 description 1
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- BNOODXBBXFZASF-UHFFFAOYSA-N [Na].[S] Chemical compound [Na].[S] BNOODXBBXFZASF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000000740 bleeding effect Effects 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019994 cava Nutrition 0.000 description 1
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004134 energy conservation Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
- Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
- 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
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
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, plombacide...) 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 dorrmages dans les turbines, l’air peut être réchauffé avant détente. De telles installations fonctionnent depuis un certain nombre 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 et825°C) et à haute pression (40 bar et 11 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 CO2 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 2011/076926 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 œuvre 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 œuvre 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 oeuvre 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 oeuvre 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 oeuvre 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.
| Compresseurs | Rapport pression | de | Efficacité (%) |
| K-101 | 5.22 | 84.3 | |
| K-102 | 4.435 | 83 | |
| K-103 | 2.7974 | 81.4 | |
| K-104 | 2.3422 | 71.8 | |
| Turbines | |||
| EX-201 | 0.59 | 78 | |
| EX-202 | 0.51 | 80.50 |
| EX-203 | 0.15 | 83 |
| EX-204 | 0.1861 | 85.50 |
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.
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 K101 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 échargeur 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 gaz4iquide 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 T301.
L’air froid (10) sortant du séparateur V-103 rentre alors dans un dernier étage de compression K-104 d’où il ressort (flux 11) 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 E104 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 T301.
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. Léau 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 2011/0016864A1.
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 K101 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 échargeur de chaleur E-101 sans contact direct (flux 3) par de l’eau à 40°C (lux 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 V101 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 T301.
L’air froid (10) sortant du séparateur V-103 rentre alors dans un dernier étage de compression K-104 d’où il ressort (flux 11) 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 E105, 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 T301.
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 T201, 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).
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 K101 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 échargeur 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 T201 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 oeuvre, 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 contrecourant 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 ΟΙ 08.
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 gazdiquide 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).
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 K101 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 échargeur de chaleur E-101 sans contact direct (flux 3) par de l’eau à 40°C (fux 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 T301.
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 11) 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 T301.
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 T201 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 contrecourant 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).
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 K101 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 échargeur de chaleur E-101 sans contact direct (flux 3) par de l’eau à 40 °C (lux 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 T404.
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 T301.
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 11) 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 T301.
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 T201 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.
| Modes de réalisation | Electricité produite (MW) | Ajout/retrait d’eau (kg/h) |
| Exemple 1 (Art antérieur) | 5,4 | - 1 349 |
| Exemple 2 (Art antérieur) | 5,2 | - 1 349 |
| Exemple 3 (Art antérieur) | 4,5 | - 690 |
| Exemple 4 (Selon l’invention) | 5,6 | + 900 |
| Exemple 5 (Selon l’invention) | 6.4 | 0 |
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 (17)
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, K103, 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, ΟΙ 06, 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, E107, 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 (V101, 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, C208) 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 (V101, 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, C106, C-107, C-108, C-208) en amont de chacun desdits moyens de détente (EX-201, EX202, 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, V104) comprend un bac de stockage intermédiaire (T-301).
11) 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, E104) ;
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 11, 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 11 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 11 à 13, dans lequel ledit gaz est de l’air.
15) Procédé selon l’une des revendications 11 à 14, dans lequel ledit liquide est de l’eau.
16) Procédé selon l’une des revendications 11 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 11 à 16, pour lequel on stocke séparément ledit 5 liquide condensé et ledit liquide stocké à l’étape e).
1/5
Figure 1
2/5
E-105
Figure 2
3/5
E-105
Figure 3
E-401
4/5
Figure 4
5/5
Figure 5
E-401
RÉPUBLIQUE FRANÇAISE
EPO FORM 1503 12.99 (P04C14) irai — I INSTITUT NATIONAL
DE LA PROPRIÉTÉ
INDUSTRIELLE
RAPPORT DE RECHERCHE PRÉLIMINAIRE établi sur la base des dernières revendications déposées avant le commencement de la recherche
DOCUMENTS CONSIDÉRÉS COMME PERTINENTS
Revend ication(s) concernée(s)
Catégorie
X
Y
A
Y
A
A
Citation du document avec indication, en cas de besoin, des parties pertinentes
US 5 537 822 A (SHNAID ISAAC [IL] ET AL)
23 juillet 1996 (1996-07-23) * figure 1 * * colonne 4, ligne 22 - ligne 34 *
WO 2016/079485 Al (DEMETAIR SYSTEMS LTD [GB]) 26 mai 2016 (2016-05-26) * figure 1 * * page 11, alinéa 4 *
EP 2 494 170 A2 (GEN ELECTRIC [US]) 5 septembre 2012 (2012-09-05) * alinéas [0032], [0042] * * figure 2 *
US 9 404 512 B2 (DÀMGEN ULRICH [DE]; MEIER-SCHEUVEN WOLF D [DE]; BOGE KOMPRESSOREN [DE])
2 août 2016 (2016-08-02) * colonne 8, ligne 27 - ligne 33 * * figure 2 *
Date d'achèvement de la recherche
17 août 2018
CATÉGORIE DES DOCUMENTS CITÉS
X : particulièrement pertinent à lui seul
Y : particulièrement pertinent en combinaison avec un autre document de la même catégorie
A : arrière-plan technologique
O : divulgation non-écrite
P : document intercalaire
N° d'enregistrement national
FA 845977
FR 1761915
Classement attribué à l'invention par ΙΊΝΡΙ
I- 3,5-8,
II- 15
17 4,9,10, 16
1,11,17
1,11,17
F02C6/16
F25B41/00
DOMAINES TECHNIQUES RECHERCHÉS (IPC)
F02C
F01D
Examinateur
Mihé, Julian
T : théorie ou principe à la base de l'invention
E : document de brevet bénéficiant d'une date antérieure à la date de dépôt et qui n'a été publié qu'à cette date de dépôt ou qu'à une date postérieure.
D : cité dans la demande
L : cité pour d'autres raisons & : membre de la même famille, document correspondant
ANNEXE AU RAPPORT DE RECHERCHE PRÉLIMINAIRE
RELATIF A LA DEMANDE DE BREVET FRANÇAIS NO. FR 1761915 FA 845977
La présente annexe indique les membres de la famille de brevets relatifs aux documents brevets cités dans le rapport de recherche préliminaire visé ci-dessus.
Les dits membres sont contenus au fichier informatique de l'Office européen des brevets à la date dul/ “08-2018
Les renseignements fournis sont donnés à titre indicatif et n'engagent pas la responsabilité de l'Office européen des brevets, ni de l'Administration française
Priority Applications (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR1761915A FR3074844B1 (fr) | 2017-12-11 | 2017-12-11 | Procede ameliore de stockage et de production d'energie avec une gestion de l'eau optimisee |
| US16/771,579 US11203973B2 (en) | 2017-12-11 | 2018-11-14 | Method for storing and producing energy with optimized water management |
| EP18799556.8A EP3724472A1 (fr) | 2017-12-11 | 2018-11-14 | Procede ameliore de stockage et de production d'energie avec une gestion de l'eau optimisee |
| PCT/EP2018/081169 WO2019115121A1 (fr) | 2017-12-11 | 2018-11-14 | Procede ameliore de stockage et de production d'energie avec une gestion de l'eau optimisee |
| CN201880079821.5A CN111465756A (zh) | 2017-12-11 | 2018-11-14 | 优化水管理的改进的存储和产生能量的方法 |
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR1761915A FR3074844B1 (fr) | 2017-12-11 | 2017-12-11 | Procede ameliore de stockage et de production d'energie avec une gestion de l'eau optimisee |
| FR1761915 | 2017-12-11 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| FR3074844A1 true FR3074844A1 (fr) | 2019-06-14 |
| FR3074844B1 FR3074844B1 (fr) | 2020-06-12 |
Family
ID=61003258
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| FR1761915A Expired - Fee Related FR3074844B1 (fr) | 2017-12-11 | 2017-12-11 | Procede ameliore de stockage et de production d'energie avec une gestion de l'eau optimisee |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US11203973B2 (fr) |
| EP (1) | EP3724472A1 (fr) |
| CN (1) | CN111465756A (fr) |
| FR (1) | FR3074844B1 (fr) |
| WO (1) | WO2019115121A1 (fr) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2022117398A1 (fr) | 2020-12-03 | 2022-06-09 | IFP Energies Nouvelles | Systeme et procede de stockage et de recuperation d'energie par gaz comprime avec recuperation de liquide |
| WO2022117397A1 (fr) | 2020-12-03 | 2022-06-09 | IFP Energies Nouvelles | Systeme et procede de stockage et de recuperation d'energie par gaz comprime avec rechauffage de liquide |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2567821A (en) | 2017-10-24 | 2019-05-01 | Storelectric Ltd | Compressed air energy storage system with thermal management system |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5537822A (en) * | 1994-02-03 | 1996-07-23 | The Israel Electric Corporation Ltd. | Compressed air energy storage method and system |
| EP2494170A2 (fr) * | 2009-10-30 | 2012-09-05 | General Electric Company | Système et procédé pour réduire l'humidité dans un système de stockage d'énergie à air comprimé |
| WO2016079485A1 (fr) * | 2014-11-17 | 2016-05-26 | Demetair Systems Ltd | Système de récupération de chaleur résiduelle combiné à un stockage d'énergie à air comprimé |
| US9404512B2 (en) * | 2011-09-05 | 2016-08-02 | Boge Kompressoren Otto Boge Gmbh & Co. Kg | System for storing energy by means of compressed air |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20110016864A1 (en) | 2009-07-23 | 2011-01-27 | Electric Power Research Institute, Inc. | Energy storage system |
| CN102052256B (zh) * | 2009-11-09 | 2013-12-18 | 中国科学院工程热物理研究所 | 超临界空气储能系统 |
| GB2476489B (en) | 2009-12-23 | 2012-02-15 | Global Power And Energy Ltd | Compressed Air Energy Storage Systems |
| DE102010055750A1 (de) | 2010-12-22 | 2012-06-28 | K-Utec Ag Salt Technologies | Verfahren zur Nutzung der Kompressionswärme bei der Verdichtung von Luft |
| GB2528449B (en) | 2014-07-21 | 2017-06-14 | Willoughby Essex Coney Michael | A compressed air energy storage and recovery system |
-
2017
- 2017-12-11 FR FR1761915A patent/FR3074844B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
2018
- 2018-11-14 EP EP18799556.8A patent/EP3724472A1/fr not_active Withdrawn
- 2018-11-14 CN CN201880079821.5A patent/CN111465756A/zh not_active Withdrawn
- 2018-11-14 WO PCT/EP2018/081169 patent/WO2019115121A1/fr unknown
- 2018-11-14 US US16/771,579 patent/US11203973B2/en active Active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5537822A (en) * | 1994-02-03 | 1996-07-23 | The Israel Electric Corporation Ltd. | Compressed air energy storage method and system |
| EP2494170A2 (fr) * | 2009-10-30 | 2012-09-05 | General Electric Company | Système et procédé pour réduire l'humidité dans un système de stockage d'énergie à air comprimé |
| US9404512B2 (en) * | 2011-09-05 | 2016-08-02 | Boge Kompressoren Otto Boge Gmbh & Co. Kg | System for storing energy by means of compressed air |
| WO2016079485A1 (fr) * | 2014-11-17 | 2016-05-26 | Demetair Systems Ltd | Système de récupération de chaleur résiduelle combiné à un stockage d'énergie à air comprimé |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2022117398A1 (fr) | 2020-12-03 | 2022-06-09 | IFP Energies Nouvelles | Systeme et procede de stockage et de recuperation d'energie par gaz comprime avec recuperation de liquide |
| WO2022117397A1 (fr) | 2020-12-03 | 2022-06-09 | IFP Energies Nouvelles | Systeme et procede de stockage et de recuperation d'energie par gaz comprime avec rechauffage de liquide |
| FR3117166A1 (fr) | 2020-12-03 | 2022-06-10 | IFP Energies Nouvelles | Système et procédé de stockage et de récupération d’énergie par gaz comprimé avec réchauffage de liquide |
| FR3117165A1 (fr) | 2020-12-03 | 2022-06-10 | IFP Energies Nouvelles | Système et procédé de stockage et de récupération d’énergie par gaz comprimé avec récupération de liquide |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20200347783A1 (en) | 2020-11-05 |
| US11203973B2 (en) | 2021-12-21 |
| CN111465756A (zh) | 2020-07-28 |
| FR3074844B1 (fr) | 2020-06-12 |
| EP3724472A1 (fr) | 2020-10-21 |
| WO2019115121A1 (fr) | 2019-06-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP5759543B2 (ja) | 排ガス再循環方式及び直接接触型冷却器による化学量論的燃焼 | |
| FR3074844A1 (fr) | Procede ameliore de stockage et de production d'energie avec une gestion de l'eau optimisee | |
| FR3074846A1 (fr) | Procede de stockage et de production d'energie par air comprime avec recuperation d'energie supplementaire | |
| FR2546976A1 (fr) | Installation de traitement chimique a turbine a gaz fonctionnant en cycle ferme | |
| JP2014517182A (ja) | 二酸化炭素分離方式を含む低エミッション動力発生システム及び方法 | |
| FR2558893A1 (fr) | Procede de production d'energie, a l'aide d'une turbine a gaz | |
| EP3499626B1 (fr) | Systeme reversible de stockage et destockage d'electricite comprenant un convertisseur electrochimique (sofc/soec) couple a un systeme de stockage/destockage d'air comprime (caes) | |
| FR3016025A1 (fr) | Combinaison d'une unite de stockage d'energie par air comprime et d'une centrale thermique | |
| FR2969693A1 (fr) | Centrale electrique a turbines a gaz et vapeur a cycle combine | |
| WO2015062782A1 (fr) | Procede d'une conversion d'une energie thermique en energie mecanique au moyen d'un cycle de rankine equipe d'une pompe a chaleur | |
| FR3074845A1 (fr) | Systeme de stockage et de recuperation d'energie ameliore | |
| SE510738C2 (sv) | Sätt samt anordning för elgenerering på basis av förbränning av gasformiga bränslen | |
| BE903196A (fr) | Procede de production d'energie | |
| FR2970042A1 (fr) | Systeme de turbine a gaz et procede de refroidissement avec du co2 | |
| FR3117163A1 (fr) | procédé de stockage et de récupération d’énergie comprenant une turbine à gaz pour réchauffer le gaz comprimé à la détente | |
| WO2022117406A1 (fr) | Procede de stockage et de recuperation d'energie avec optimisation thermique a la detente | |
| WO2022117407A1 (fr) | Système et procédé de stockage et de récupération d'énergie par gaz comprimé avec cycle de rankine | |
| EP0526579B1 (fr) | Generateur autonome d'energie thermique et module energetique sous-marin comprenant un tel generateur | |
| WO2022268830A1 (fr) | Procede de stockage et de recuperation d'energie avec stockage de chaleur indirect a la compression | |
| WO2022117398A1 (fr) | Systeme et procede de stockage et de recuperation d'energie par gaz comprime avec recuperation de liquide | |
| FR3099795A1 (fr) | Système et procédé de stockage et de récupération d’énergie par compression et détente isotherme de l’air | |
| WO2022117397A1 (fr) | Systeme et procede de stockage et de recuperation d'energie par gaz comprime avec rechauffage de liquide | |
| FR2999228A1 (fr) | Procede et systeme de conversion d'une energie thermique en energie mecanique, notamment pour la conversion de l'energie thermique des mers | |
| FR3091275A1 (fr) | Systeme et procede de stockage et de restitution de dihydrogene | |
| FR2590319A1 (fr) | Procede de production d'energie a l'aide d'une turbine a gaz |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PLSC | Publication of the preliminary search report |
Effective date: 20190614 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 3 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 4 |
|
| PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 5 |
|
| ST | Notification of lapse |
Effective date: 20230808 |