WO2013139608A1 - 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 - Google Patents

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 Download PDF

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gas
turbine
auxiliary
main
heat
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Alain DELSUPEXHE
Frédéric GUYARD
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Alfred
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    • 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

Definitions

  • the invention generally relates to the production of electricity from stored energy in the form of a compressed gas.
  • the stored energy is a renewable energy, for example and in no way limiting the energy energy, the energy of the waves, the energy of currents or tides, or the ' solar energy.
  • the invention relates to the storage of an intermittent energy or an energy whose production is not synchronous with its consumption.
  • a basic energy for example nuclear energy, which is excessively available during periods of relatively low consumption (at night or on weekends for example), or to the storage of energy in to satisfy a demand for energy despite the existence of a limitation, clamping or congestion related to its transportation or supply.
  • the constraint or the limitation of the production can, for example, result from constraints related to the infrastructures of transport of the energy, in particular when the supply network of an isolated consumption basin is under - capacity. so that the transmission capacity of the network is insufficient to meet consumption peaks, which requires the implementation locally of expensive or polluting complementary energy sources.
  • CAES compressed air energy storage
  • a compression assembly which can, for example, be supplied with electrical energy taken from the electricity transmission and distribution network during off-peak periods, the energy thus stored being able to be subsequently reinjected. ected in the network during periods of high consumption. This technique makes it possible to make the production of electrical energy profitable by taking energy from the grid at a lower cost and returning it to the operators of electricity transmission and distribution networks at peak periods, at a higher rate.
  • CAES energy storage technology can also be used to store renewable energy in the form of compressed gas. This CAES technology is particularly advantageous for storing the energy produced by a wind farm whose intermittency oscillates over periods of a few hours to a few days.
  • wind energy is by nature intermittent so that an eoling park can not ensure constant production.
  • the compressor of the CAES energy storage facility is driven in particular by the electrical energy produced by the wind farm.
  • the object of the invention is to overcome the drawbacks associated with the processes for generating electrical energy from compressed gas under pressure according to the state of the art and, in particular, to improve the power generation efficiency by freeing itself from the problems of decreasing the efficiency of the compressor linked to the gas turbine beyond a certain ratio of injection of gas under pressure.
  • the object of the invention is therefore to provide, in a first aspect, a method of generating electrical energy from stored energy in the form of compressed gas stored under pressure in compressed gas storage means, comprising the steps of :
  • This method also comprises a step of supplying air to at least one auxiliary turbine without an air compressor and coupled to at least one electric energy generator, said auxiliary turbine being fed exclusively with gas from the compressed gas warmed.
  • the auxiliary turbine is a gas turbine without an air compressor and coupled to at least one electric energy generator, said auxiliary gas turbine being fed with heated compressed gas as an oxidizing gas and natural gas.
  • the main gas turbine is a combined cycle turbine and is associated with at least one steam turbine coupled to an electric power generator and fed with steam produced from heat from at least l one of said main and auxiliary gas turbines.
  • At least two steam turbines whose operation is linked to that of the auxiliary turbine can be used.
  • an electric heating device fed from an energy to be stored contributes to the production of steam.
  • the compressed gas withdrawn can be heated by means of a heat recovery unit of the combined cycle dedicated to the production of steam under the action of heat from at least one of said main and auxiliary gas turbines.
  • the compressed gas withdrawn can be further heated by means of a dedicated heat exchanger, using a fraction of the heat released by the main gas turbine and / or the auxiliary gas turbine.
  • a portion of the compressed gas withdrawn is heated by said heat exchanger from a fraction of the heat released by at least one of said main and auxiliary gas turbines, and the other part of the compressed gas withdrawn is heated by the heat recuperator by means of the heat released by the main gas turbine.
  • the compressed gas can be further heated from a thermal energy storage module dedicated to storing heat released during compression.
  • the compressed gas is first heated from a dedicated thermal energy storage module. storage of the heat released during compression and then heated by a heat recovery unit of the combined cycle dedicated to the production of steam under the action of heat from at least one of said main and auxiliary gas turbines.
  • steam is generated at least in part from the heat generated during compression to convert it into electrical energy by means of the steam turbine.
  • the steam may also be generated at least in part from the heat generated during compression and mixed with steam produced from heat from at least one of said main and auxiliary gas turbines.
  • the storage of the compressed gas is an isobaric storage without pressure variation.
  • the air from the compressed gas storage can be humidified prior to injection into the main gas turbine and / or the auxiliary turbine.
  • the object of the invention is also, according to a second aspect, an energy storage facility in the form of pressurized gas and the return of stored energy in the form of electric energy, comprising means for storing compressed gas. , gas compression means connected to the storage means, means for heating the gas taken from the storage means and to minus one main gas turbine coupled to at least one electric power generator and associated with an air compressor.
  • This installation also comprises at least one auxiliary turbine without an air compressor, the main gas turbine and the auxiliary turbine being each connected to the compressed gas storage means so that the combustion air supplying the main gas turbine comes from heated compressed gas from the heating means and compressed air from the air compressor and so that the auxiliary turbine is fed exclusively with gas from said heated compressed gas.
  • the auxiliary turbine is a gas turbine without an air compressor and coupled to at least one electric energy generator, said auxiliary gas turbine being supplied with heated compressed gas as an oxidizing gas and with gas natural.
  • the main gas turbine is a combined cycle turbine and is associated with at least one steam turbine coupled to an electric power generator and fed with steam produced from heat from at least l one of said main and auxiliary gas turbines.
  • Figure 1 is a schematic view of an energy storage facility in the form of pressurized gas and restitution of stored energy in the form of electrical energy, according to a first embodiment
  • FIG. 2 illustrates another embodiment of the installation of FIG. 1, provided with a heat recuperator recovering the heat released during the compression and heating of the gas. tablet taken from gas storage means;
  • FIG. 3 illustrates a third embodiment of an installation according to the invention, in which the heat resulting from the compression is stored in a thermal energy storage module and in which the compressed gas is heated through this module. storage;
  • FIG. 4 shows a fourth embodiment of an installation according to the invention, in which a heat exchanger and a heat recuperator are used;
  • FIG. 5 illustrates a fifth embodiment in which the gas coming from the compressed gas storage means is heated, on the one hand, by means of a heat exchanger and, on the other hand, by means of a heat recuperator;
  • FIG. 6 illustrates a sixth embodiment in which the compressed gas coming from the storage means is reheated through a thermal energy storage module and then through a heat recovery unit;
  • FIG. 7 illustrates a seventh embodiment of an installation according to the invention, in which two auxiliary steam turbines are used.
  • FIG. 'invention A first embodiment of an energy storage installation in the form of a pressurized gas and the restitution of the stored energy in the form of electrical energy in accordance with the invention will first be described with reference to FIG. 'invention.
  • This facility is intended to store intermittent energy or energy whose production is not synchronous with its consumption, or a base energy, for example nuclear energy, available excessively during periods of low consumption, or even 'an energy to satisfy a request despite the existence of a limitation, restraint or congestion related to its transportation or supply.
  • This storage takes place in the form of a compressed gas under pressure, for example a pressure that can be between 10 and 100 bar.
  • the installation essentially comprises a main gas turbine 1 equipped with a compressor for the compression of the ambient air admitted to the combustion chambers of the turbine; an intermittent energy source 2, for example from an eo link park; a set of compressors 3 compressing a gas, for example the ambient air by using the electric energy from the intermittent source 2; compressed gas storage means 4 connected to the compressors 3; heating means 5 connected to the compressed gas storage means 4 for heating the pressurized compressed gases extracted from these gas storage means and delivering them, on the one hand, to the main gas turbine 1 and a turbine to auxiliary gas 6.
  • the installation is provided with a single main gas turbine 1, a single auxiliary gas turbine 6 and a single compressor 3.
  • main gas turbine 1 is a combined cycle turbine.
  • the main gas turbine 1 is associated with a steam turbine 7 associated with a fluid circuit comprising a heat recovery unit 8 ("Heat Recovery Steam Generator", "HRSG”, in English), which recovers the hot gases from the main gas turbine 1 and the auxiliary gas turbine 6 to supply steam to the steam turbine 7, a cooling system 9 and a pump 10.
  • the installation is further supplemented by a first generator G of electricity coupled to the main gas turbine 1 and the steam turbine 7, and a second electricity generator G coupled to the auxiliary gas turbine 6.
  • the main gas turbine 1 ensures the production of basic electricity.
  • the intermittent energy source supplies electricity to the compressor 3, which compresses air intermittently. This compressed air is sent to the compressed gas storage means 4. Intermittently, the compressed gas storage means are emptied, particularly during periods of high consumption, and the compressed air is heated through the means of heating 5 and then injected simultaneously into the main gas turbine 1 and the auxiliary gas turbine 6.
  • auxiliary turbine 6 which is not connected to any air compressor and has only a supplement of natural gas at the inj ection.
  • the hot gas at the outlet of the main turbine 1 and the hot gas at the outlet of the auxiliary turbine 6 are sent to the heat recovery unit of the combined cycle 8, where they supply heat to heat the water with steam.
  • This steam then passes through the steam cycle of the combined cycle, which comprises the steam turbine 7 ensuring the electrical production, the cooling system 9 and the pump 10, provided on a closed steam / water circuit.
  • the basic electricity production provided by the main turbine. 1 benefits from the efficiency improvement related to the steam turbine 7 of the combined cycle. Injecting compressed gas from the compressed gas storage means 4 into the main turbine 1 reduces the load of the compressor and therefore to have more energy available for the production of electricity. As the main turbine 1 is in operation most of the time in order to ensure the basic electricity production, the reaction time to produce additional electricity through the injection of air is very fast because it is just necessary to injecting the pressurized air from the compressed gas storage means 4 into the turbine. However, the increase in electricity related to the injection of air into the main turbine 1 from the storage means is limited by the decrease in compressor efficiency related to the main turbine 1.
  • the additional electricity produced by the additional air injection is no longer justified. Outside, during peak hours, it makes sense for economic reasons to maximize electricity production in order to take advantage of the high price of electricity.
  • the fact of having the auxiliary gas turbine 6 without any connected compressor makes it possible to benefit fully from the high prices on the electricity market without having any limitation on the additional quantity of electricity produced because there is no limitation. related to the injection ratio. Indeed, all of the air supplying the auxiliary turbine 6 comes from storage and therefore all the energy produced by this turbine is available for the transmission and distribution network.
  • the intermittent source 2 which supplies the air compressor (s) 3 is a renewable energy or a non-renewable energy available excessively.
  • the renewable energies it is for example and in no way limiting wind energy produced by wind turbines located on land or sea, wave energy, energy currents or tides, or solar energy.
  • non-renewable energy available excessively it is for example and in no way limiting nuclear power, which is available in excess at weekends or at night.
  • this electricity resulting from the renewable source does not need to have an electrical quality. as good as that of the transmission and distribution network. It must just have a quality that can supply the engine (s) of the compressor (s) 3.
  • the heat generated during compression of the air before storage can be advantageously recovered in order to improve the overall efficiency of the process.
  • a first method relates to the recovery of heat by circulating the hot air from the compressors 3 in a heat recovery unit 8.
  • the cold fluid is water that will be converted to steam and this steam will be converted into electricity using a steam turbine.
  • the heat recovery unit 8 recuperates the heat coming from the compressor 3. It also recovers the heat released during the operation of the main gas turbine 1 and the auxiliary gas turbine 6. also used to heat the compressed gas taken from the compressed gas storage means 4 before their injection into the main gas turbine 1 and auxiliary 6.
  • the heat recovery unit may be a heat recovery unit distinct from that of the main turbine 1 of the main cycle or the same heat recovery unit 8 as that of the main turbine 1 which also provides a passage for the air coming from the main turbine. compression module.
  • the steam turbine may be a steam turbine different from that used in the steam cycle of the main gas turbine or be the same steam turbine 7 as used for the steam cycle of the main gas turbine. In this case, it will be slightly enlarged to produce additional electricity generated by heat from intermittent compression.
  • a second method of heat recovery relates to the storage of heat in a thermal energy storage module 1 1, which can store heat. until the gas will be taken storage means to be sent to the turbines.
  • Materials that can store heat are, for example, phase change materials ("PCM”), refractory materials, sand or pebbles.
  • an electric heater 12 can be installed on the water of the steam cycle to instantaneously convert some of the intermittent energy to be stored into heat energy by helping to heat the water or steam. . This thermal energy is then converted into electricity for the electricity transmission and distribution network through the steam turbine 7 without having to start additional compressor 3. This embodiment is illustrated in Figure 4.
  • Another way to take advantage of an excess of available intermittent energy compared to that needed to run the compressors 3 in an optimized manner is to store this excess energy in batteries. This energy can then be used to meet the electrical consumption needs of the various equipment of the installation (for example: water pumps, oil pumps, control system, lighting, etc.) or to restore electrical energy. subsequently to the transmission and distribution network. This electricity from batteries could for example be used as a primary reserve for voltage or frequency regulation.
  • the storage of compressed gas 4 can be a storage in an underground cavity, such as a salt cavity or an old mine for example, which therefore operates with pressure variations of several tens of bar within the storage, or isobaric storage such as reservoirs located under water, underground aquifer storage with a water level providing constant pressure, or aquifer storage under the sea.
  • isobaric storage such as reservoirs located under water, underground aquifer storage with a water level providing constant pressure, or aquifer storage under the sea.
  • the pressure within the storage is almost constant thanks to at the hydrostatic pressure exerted by the constant water column.
  • the heating of the gas from the compressed gas storage means 4 before simultaneous injection into the turbines can be done in different ways.
  • a first method consists in heating this air by passing it through the heat recovery unit 8 of the main turbine 1, the heat-exchange fluid being the gas leaving the two gas turbines which passes through the recuperator of heat 8 of the main gas turbine.
  • This heat recuperator 8 can be sized to additionally recover the heat generated during the compression of air in order to transform it into electricity thanks to the steam turbine.
  • a second method consists in heating this air by passing it through a dedicated heat exchanger 13, the circulating fluid being constituted by a portion of the hot gas leaving the two gas turbines.
  • the flow of the circulating fluid is adjusted in order to have temperature differences at the hot end and at the cold end of this exchanger less than 100 ° C.
  • the two flows could be mixed before the heat recovery unit 8, or two separate inputs fed by the two respective streams and mix them in the heat recovery unit 8 before the outlet.
  • Another method is to heat the gas from the compressed gas storage means 4 by combining the first two methods described above.
  • the gas coming from the compressed gas storage means 4 sent to the main turbine 1 passes through the heat recovery unit 8, the circulating fluid being constituted by the hot gas leaving the main turbine 1.
  • the air sent to the auxiliary turbine 6 passes through a dedicated exchanger 13, the circulating fluid being the hot gas leaving the independent turbine 6. This embodiment is illustrated in FIG.
  • FIG. 3 Another method illustrated in FIG. 3 consists of sending this air through the thermal energy storage module 1 1 previously described.
  • the heat stored in this thermal energy storage module 1 1 comes from the compression of the air before storage.
  • it could additionally send the hot gas from the independent turbine 6 to the heat recovery unit 8 in order to increase the electric production of the steam turbine 7.
  • the first three methods mentioned above differ fundamentally from the fourth.
  • the first three methods are based on a quasi-instantaneous exchange of heat while the fourth method relies on heat storage for subsequent restitution.
  • the air from the compressed gas storage means 4, once reheated, is divided into two streams.
  • a first stream is sent to the main turbine 1.
  • the air injected in the main gas turbine 1 is constituted by a fraction of the nominal flow rate passing through the compressor connected to the main gas turbine 1.
  • the second flow, containing the remaining air, is sent to the combustion chamber of the auxiliary turbine 6 where there is no other air supply.
  • the operating hours of the main turbine 1 are very similar to those of the turbine of a conventional combined cycle power plant. In case of stopping for a few hours, a steam generator could be used to keep the steam warm and allow a quick restart.
  • the auxiliary turbine 6 is used when the storage of compressed gas 4 is empty. This is dictated either by a high price on the electricity market or by the needs of the electricity transmission and distribution system operator for additional electricity generation in a control objective of the electricity grid. transmission and distribution of electricity, regulation of voltage or frequency, for example.
  • two steam turbines 7 and 14 could be installed.
  • the hot gas leaving the auxiliary turbine 6 is used to produce heat that is converted into electricity through the steam cycle. Therefore, using the auxiliary turbine 6 can generate an increase of more than 10% of the electrical energy produced through the steam cycle. Faced with these significant variations in electricity produced through the steam cycle, having two turbines makes it possible to have optimum efficiency at all times on the steam cycle.
  • the steam turbine 7 operates close to its optimum and the second steam turbine 14 is at a standstill.
  • the main turbine 1 is, as indicated above, a combined cycle turbine, that is to say a gas turbine associated with a steam turbine.
  • such a turbine comprises an operating cycle in which the gas turbine is actuated by the gases coming from, on the one hand, the compression of the ambient air and, on the other hand, compressed gases extracted compressed storage means, and a steam cycle in which the steam generated by the action of the heat generated by at least one of the main and auxiliary gas turbines 1 and 6 is supplied to a steam turbine.
  • the steam cycle corresponds to a Rankine cycle. It is also possible to consider a Kalina cycle, and generally any other type of cycle using steam with or without a secondary cycle to produce electricity from steam.
  • the pressurized gases from the compressed gas storage means are reheated by the heating means 5 before being injected into combustion chambers of the main gas turbine and the combustion turbine. independent gas.
  • the steam used by the steam cycle of the combined cycle turbine is generated, as indicated above, by the heat released by the main gas turbine 1 and auxiliary 6.
  • the heat resulting from the compression is recovered in the heat recovery unit 8 and the gas coming from the storage is heated through the heat recovery unit 8 before simultaneous injection into the two turbines.
  • FIG. 3 corresponds to a particular case of the method of FIG. 1 in which the heat resulting from the compression is stored in a thermal energy storage module 11 and the gas coming from the storage is heated to through this same thermal energy storage module 1 1 before simultaneous injection in both turbines.
  • the gas coming from the storage means is heated through a dedicated exchanger 1 3 and the heat-generating gas is constituted by a fraction of the flow of hot gas leaving the main turbine 1 and the turbine
  • an electric heater 12 is installed on the water of the steam cycle in order to valorize part of the intermittent energy, for example in the case where it would not be possible to valorize this energy by starting an additional compressor. 3 or to operate this additional compressor 3 effectively.
  • the gas coming from the compressed gas storage means 4 is heated in two different ways before injection into the turbines.
  • the gas going to the main turbine 1 is heated through the heat recovery unit 8 and the gas to the auxiliary turbine 6 is heated through a dedicated heat exchanger.
  • the heating of the gas through the thermal energy storage module 11 is completed by a heating phase through the heat recovery unit 8.
  • the assembly comprising the main turbine 1, the compressor (s) 3, the heating means 5, the auxiliary turbine 6, the steam turbine 7, the heat recovery unit 8, the cooling system 9, the pump 10 , the thermal energy storage 1 1, the electric heater 12, the dedicated heat exchanger 13 and the second steam turbine 14 can be installed on land or at sea, on an FPSO floating barge ("Flo ating, Production , Storage, Offloading ”) or on an offshore platform.
  • the auxiliary turbine 6 is a gas turbine fueled with natural gas. As illustrated in FIG. 1, on which the natural gas supply has been shown in dotted lines, it is possible to envisage an auxiliary turbine operating solely with heated compressed gas, without an air compressor and without a gas supply. natural.
  • the advantage of this solution is to have an auxiliary turbine that can produce electricity without CO 2 emissions related to the use of natural gas.
  • the output temperature of the auxiliary turbine may be lower than the atmospheric temperature and this cold air can be recovered by sending it to the air compressor connected to the main turbine 1.
  • the main gas turbine, the auxiliary turbine and the or each steam turbine is coupled to an electric power generator.
  • each of these turbines is coupled to several generators of electrical energy.
  • the heat available at the outlet of the main turbine 1 is used to produce electricity through a steam cycle in a combined cycle.
  • This heat could also be used for heating, which would then lead to a cogeneration cycle instead of the combined cycle described in the embodiments described above.
  • the heat generated during the compression 3 is transferred directly to the steam which converts this heat into electrical energy through a steam turbine 7. It is also possible to envisage a configuration in which the heat released during the compression is first transferred to an intermediate heat transfer fluid (oil for example) and then transferred by this intermediate heat transfer fluid to steam for conversion into electrical energy by means of a steam turbine 7. This configuration is particularly interesting in cases where compression 3 requires intermediate cooling stages.
  • an intermediate heat transfer fluid oil for example
  • auxiliary turbine 6 in English, such as than a clutch
  • auxiliary turbine 6 and the compressor 3 operate in the frame defined above.
  • the auxiliary turbine 6 can operate as a "conventional" gas turbine where the air feeding the turbine comes directly from a compressor driven mechanically by the turbine.

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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

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 éo lienne, 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 iso lé 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 œuvre 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 réinj ectée 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 techno logie 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 éo lien ne peut assurer une production constante. Dans ce contexte, il est souhaitable de pouvoir stocker l' énergie fournie par le parc éo lien 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 inj ection 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 B l 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 inj ection 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 inj ecté dans la turbine à gaz principale couplée à un compresseur d' air. Cette so lution 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 so lutions nécessitent des temps de démarrage relativement longs car il faut chauffer les équipements et les mettre en marche avant de pouvoir inj ecter 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- 1 1 9485 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 so lution 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' inj ection de gaz sous pression.
L 'invention a donc pour obj et, 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 œuvre, 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 mo ins 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 œuvre, 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 œuvre, 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 inj ection 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 obj et, 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 exemp le 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 mo de 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 exemp le 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 éo lien ; 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 comp létée 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 inj ecté 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 inj ectée 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 ' inj ection.
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' inj ecter 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 inj ection 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 1 1 , 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. C e 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 1 1 décrit précédemment. La chaleur stockée dans ce module de stockage d' énergie thermique 1 1 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 1 1 ne serait pas suffisant, on pourrait faire circuler le gaz provenant du stockage d ' énergie thermique 1 1 à travers le récupérateur de chaleur 8 pour le chauffer davantage avant son inj ection 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 inj ecté 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 obj ectif 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 1 1 , 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 inj ection 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 inj ection 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 mo dule de stockage d' énergie thermique 1 1 et le gaz provenant du stockage est chauffé à travers ce même module de stockage d' énergie thermique 1 1 avant inj ection 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 1 3 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 inj ection 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 mo dule de stockage d' énergie thermique 1 1 est complété par une phase de chauffage à travers le récupérateur de chaleur 8.
Dans le mode de mise en œuvre 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 1 1 , 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 (« Flo ating, 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 C02 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 1 1 . Ce fluide caloporteur pourra également être utilisé pour transférer la chaleur du stockage d' énergie thermique 1 1 vers le gaz provenant du stockage de gaz comprimé 4 avant inj ection 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

REVENDICATIONS
1 . 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. 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. 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. 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. 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. 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 mo ins l 'une desdites turbines à gaz principale et auxiliaire.
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. 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. 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 ( 1 1 ) dédié au stockage de la chaleur dégagée lors de la compression.
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 ( 1 1 ) 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.
1 1 . Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 1 0, dans lequel on génère de la vapeur au moins en partie à partir de la chaleur dégagée lors de la compression, pour la convertir en une énergie électrique au moyen d'une turbine à vapeur.
12. Procédé selon la revendication 1 1 , 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. 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. 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. 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. Procédé selon l'une quelconque des revendications 1 à 1 5 , dans lequel l ' air provenant du stockage de gaz comprimé est humidifié avant inj ection dans l 'une desdites turbines à gaz principale ou auxiliaire.
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) .
1 8. 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 associée à 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. Installation selon la revendication 1 8 , 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. Installation selon la revendication 1 8 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 .
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