L'invention concerne un système intégré de stockage de masse d'énergie électrique sous forme chimique, puis de restitution de cette énergie, comportant des opérations d'électrolyse et de méthanisation pendant le stockage et d'oxycombustion pendant la restitution, couplées par des réservoirs de méthane, d'oxygène, de dioxyde de carbone et d'eau. Les systèmes de production d'électricité évoluent vers une incorporation croissante d'énergies d'origine renouvelable, avec des perspectives que ces dernières représentent des fractions majoritaires, voire la totalité, des sources de production d'électricité à l'horizon 2030-2050. Les énergies renouvelables comprennent notamment (1) l'éolien, (2) le solaire photovoltaïque, (3) l'hydroélectricité au fil de l'eau, (4) l'énergie des vagues marines, (5) l'énergie marémotrice, (6) la géothermie et (7) l'hydroélectricité de barrage. Cet objectif est visé pour trois raisons principales : (1) à court terme, la combustion de combustibles carbonés fossiles (charbon, pétrole, gaz), produit des gaz à effet de serre, en particulier du dioxyde de carbone, qui provoquent un réchauffement du climat et une dégradation des conditions de production agricole menaçant la survie même de populations vulnérables et la paix internationale ; (2) les réserves de combustibles carbonés fossiles et nucléaires sont par définition finies, car les minéraux ne se reconstituent pas aux échelles de temps historiques, et l'épuisement des réserves de certains de ces combustibles se traduit par un pic de production prévu dans les années 2010-2020 pour le pétrole ; enfin (3) l'exploitation de l'énergie nucléaire est jugée dangereuse, en particulier à la suite des accidents industriels de 1979 (Three Mile Island, États-Unis d'Amérique), 1986 (Tchernobyl, Ukraine) et 2011 (Fukushima n°l, Japon). Cependant, l'usage des énergies renouvelables pour assurer la majorité ou la totalité de la production d'électricité se heurte à un obstacle majeur. Les énergies renouvelables sont pour la plupart d'entre elles disponibles uniquement lorsque les phénomènes naturels à leur origine sont présents. Ainsi : - l'éolien est disponible lorsque le vent souffle, et la puissance disponible dépend fortement de la vitesse de celui-ci (loi d'évolution au cube de la vitesse du vent) - le solaire photovoltaïque est disponible le jour (dont la durée dépend de paramètres 30 astronomiques, latitude et instant dans le cycle des saisons), et la puissance disponible dépend de combien la lumière solaire est atténuée ou non par les nuages - la puissance disponible avec l'hydroélectricité au fil de l'eau est directement proportionnelle au débit instantané du cours d'eau - l'énergie des vagues est disponible lorsque la houle est présente, et la puissance 5 disponible dépend de l'amplitude de cette houle - l'énergie marémotrice dépend de l'instant dans le cycle de la marée et de l'ampleur de celle-ci (qui elle-même dépend de facteurs astronomiques liés à l'instant dans le cycle des saisons et à la phase de la lune). Par contraste avec cette production irrégulière, intermittente et dépendant de phénomènes 10 naturels, la consommation d'électricité par les activités humaines est pilotée par les besoins humains et sociaux, et combine une consommation de base, correspondant à des activités non interruptibles (industrielles, de réseau, de sécurité des personnes et des biens, de santé), et une consommation fluctuant avec l'heure de la journée, le jour de la semaine et les saisons. 15 Dans la situation prévalant en 2011, où l'électricité d'origine renouvelable est marginale dans la production, l'inadéquation temporelle entre la production d'origine renouvelable et la consommation humaine est compensée par la mise en service d'équipements de production d'électricité dont l'instant de mise en service et la puissance produite sont commandables. Ces équipements sont (marginalement) les dispositifs commandables de 20 production d'électricité renouvelable que sont la géothermie et l'hydroélectricité de barrage, et très majoritairement les centrales électriques alimentées aux combustibles carbonés fossiles (charbon, gaz, marginalement pétrole) et à l'énergie nucléaire. Dans un scénario où l'essentiel, voire la totalité, de l'électricité provient de sources renouvelables, ce recours à des équipements commandables de production d'électricité 25 s'appuyant sur des combustibles minéraux (carbonés fossiles ou nucléaires) n'est plus envisageable. Il apparaît donc un problème technique majeur de stockage de l'électricité. Ce stockage doit compenser l'inadéquation temporelle entre production d'origine renouvelable et consommation humaine, à une échelle de quelques heures (variations circadiennes), de quelques jours (variations hebdomadaires), ou de plusieurs mois 30 (variations saisonnières). Pour résoudre ce problème technique, un dispositif de stockage d'électricité doit satisfaire les contraintes suivantes : - il doit être massif, et permettre de stocker de l'ordre de plusieurs mois de consommation de l'unité géographique considérée région, pays, union continentale comme l'Union Européenne) pour compenser les écarts saisonniers entre production et consommation il doit mobiliser des ressources naturelles largement disponibles, afin de ne pas être contraint par un manque de matières premières rares - il doit être non polluant et sûr - il doit fonctionner sans émettre de gaz à effet de serre, tels le dioxyde de carbone, afin que le bénéfice qui existe à utiliser des sources d'énergie renouvelables pour préserver le climat ne soit pas perdu du fait de ce dispositif de stockage - son rendement doit être correct, afin que l'énergie stockée à un instant donné soit restituée ultérieurement sans pertes rédhibitoires. La présente invention a pour objectif de répondre à l'ensemble de ces contraintes 15 techniques. Les dispositifs classiques de stockage de l'électricité sont les suivants : (1) le stockage chimique dans des batteries d'accumulateurs, (2) le stockage mécanique dans des masses tournant à grande vitesse, appelés volants d'inertie, (3) le stockage mécanique sous forme de deux lacs de retenue d'eau à des altitudes différentes, selon un procédé appelé pompage 20 - turbinage, (4) le stockage mécanique sous forme d'air comprimé. Le stockage chimique dans des batteries d'accumulateurs présente les inconvénients suivants : - utilisation de matériaux métalliques, dont certains, selon les technologies utilisées, sont rares (Nickel, Cadmium, Cobalt) et ne sont donc pas compatibles avec un 25 stockage de masse - une restitution d'électricité sous forme de courant continu à très basse tension (quelques volts), générant des pertes lors de la conversion en courant alternatif à une tension compatible avec le réseau, largement supérieure et égale à quelques centaines de Volt à plusieurs centaines de kiloVolt - une dégradation des performances au terme d'un certain nombre de cycles de charge - décharge, ce qui limite la durée de vie de l'installation. Le stockage mécanique sous forme de volant d'inertie présente principalement 5 l'inconvénient de perdre de l'énergie par frottement, et de n'être donc pas adapté à un stockage de longue durée (supérieure à quelques heures ou quelques jours). Le procédé de pompage - turbinage présente l'inconvénient de demander des sites géographiquement favorables, et ces derniers sont peu nombreux, même dans les régions montagneuses. Les rares sites appropriés en Europe ont ainsi été équipés, et le potentiel de 10 croissance du parc est très faible. Enfin, le stockage par air comprimé présente les inconvénients suivants : - la densité volumique de stockage est faible, de l'ordre de 118 MJ / m3 d'air comprimé - la solution simple et bon marché, consistant à ne pas récupérer la chaleur perdue 15 lors de la compression, présente un rendement faible (de l'ordre de 50 %), alors que la solution à haute performance (rendement supérieur à 80 %), dite "adiabatique avancée", demande pour capter puis restituer la chaleur de compression du gaz des échangeurs de chaleur de très grand débit, à la fois chers et dont la faisabilité technique n'est pas prouvée. 20 Face aux inconvénients de ces solutions classiques de stockage, le stockage de l'électricité sous forme de méthane est déjà connu (Brevet Gregor Waldstein, WO 2009/065577 Al). Il présente les avantages suivants : - les dispositifs de synthèse de méthane, par électrolyse de l'eau, puis méthanisation du gaz carbonique à l'aide de l'hydrogène ainsi obtenu, sont connus et exploités de 25 manière industrielle - les dispositifs de stockage du méthane sont connus, et exploités de manière industrielle. Ils sont compatibles avec un stockage massif, en particulier géologique, dans des formations souterraines poreuses ou des cavités artificielles (creusées dans des mines de sel ou dans des mines désaffectées) - la densité volumique de stockage est élevée, de l'ordre de 3 600 MJ / m3 de méthane comprimé à une pression de travail de 100 bar, soit près de 30 fois supérieure à celle obtenue pour le stockage sous forme d'air comprimé - la restitution d'électricité à partir de méthane s'obtiznt avec des techniques connues, exploitées de façon industrielle et avec de forts rendements, par exemple avec des turbines à gaz à cycle combiné. En revanche, la solution technique présentée par Waldstein présente deux faiblesses : (1) le dioxyde de carbone nécessaire à la production de méthane est extrait de l'air ambiant par absorption - désorption, ce qui est un procédé coûteux, car la concentration de dioxyde de carbone dans l'atmosphère reste faible (de l'ordre de 250 ppm, parts pour million) et (2) la combustion du méthane ainsi stockée est productrice de dioxyde de carbone, qui est un gaz à effet de serre et neutralise ainsi une partie des avantages de l'utilisation d'énergies renouvelables dans la production d'électricité. The invention relates to an integrated system for mass storage of electrical energy in chemical form, and then to the return of this energy, comprising electrolysis and methanization operations during storage and oxycombustion during the recovery, coupled by reservoirs. methane, oxygen, carbon dioxide and water. Electricity generation systems are evolving towards an increasing incorporation of renewable energies, with the prospect that these represent majority fractions, if not all, of electricity generation sources by 2030-2050. Renewable energies include (1) wind energy, (2) solar photovoltaic, (3) run-of-river hydroelectricity, (4) wave energy, (5) tidal power, (6) geothermal and (7) dam hydroelectricity. This objective is targeted for three main reasons: (1) in the short term, the combustion of fossil carbon fuels (coal, oil, gas), produces greenhouse gases, in particular carbon dioxide, which cause a warming of the climate and degradation of agricultural production conditions threatening the very survival of vulnerable populations and international peace; (2) Fossil and nuclear fossil fuel reserves are by definition finite because minerals are not replenished at historical time scales, and depletion of some of these fuels results in peak production in 2010-2020 years for oil; and finally (3) the exploitation of nuclear energy is considered dangerous, especially following the industrial accidents of 1979 (Three Mile Island, United States of America), 1986 (Chernobyl, Ukraine) and 2011 (Fukushima n Japan). However, the use of renewable energies to ensure the majority or the totality of electricity production faces a major obstacle. Renewable energies are for the most part available only when the natural phenomena at their origin are present. Thus: - the wind is available when the wind blows, and the available power strongly depends on the speed of it (law of evolution with the cube of the speed of the wind) - solar photovoltaic is available the day (whose duration depends on astronomical parameters, latitude and instant in the cycle of the seasons), and the available power depends on how much the solar light is attenuated or not by the clouds - the power available with the hydropower over the water is directly proportional to the instantaneous flow rate of the watercourse - wave energy is available when the swell is present, and the available power 5 depends on the amplitude of this swell - tidal energy depends on the instant in the cycle of the tide and the magnitude of it (which itself depends on astronomical factors related to the moment in the cycle of the seasons and the phase of the moon). In contrast to this irregular, intermittent and natural-dependent production, the consumption of electricity by human activities is driven by human and social needs, and combines a basic consumption, corresponding to uninterruptible activities (industrial, network, safety of people and goods, health), and fluctuating consumption with time of day, day of the week and seasons. 15 In the situation prevailing in 2011, where renewable electricity is marginal in production, the temporal mismatch between renewable generation and human consumption is offset by the commissioning of generation equipment. electricity whose moment of commissioning and the power produced are controllable. These equipments are (marginally) the controllable renewable electricity generation devices that are geothermal and dam hydroelectricity, and most of the power plants powered by fossil carbonaceous fuels (coal, gas, marginally oil) and the nuclear energy. In a scenario where most, if not all, of the electricity comes from renewable sources, the use of controlled generation equipment 25 based on fossil fuels (fossil or nuclear carbon) is no longer possible. It therefore appears to be a major technical problem of storing electricity. This storage must compensate for the temporal mismatch between renewable production and human consumption, at a scale of a few hours (circadian variations), a few days (weekly variations), or several months (seasonal variations). To solve this technical problem, an electricity storage device must satisfy the following constraints: - it must be massive, and allow to store on the order of several months of consumption of the geographic unit considered region, country, continental union as the European Union) to compensate for seasonal differences between production and consumption it must mobilize widely available natural resources, so as not to be constrained by a lack of scarce raw materials - it must be non-polluting and safe - it must operate without emit greenhouse gases, such as carbon dioxide, so that the benefit of using renewable energy sources to preserve the climate is not lost as a result of this storage device - its performance must be correct, so that the energy stored at a given moment is restored later without loss. The present invention aims to meet all of these technical constraints. Conventional electricity storage devices are: (1) chemical storage in storage batteries, (2) mechanical storage in high-speed rotating masses, called flywheels, (3) mechanical storage in the form of two water retaining lakes at different altitudes, according to a process called pumping 20-turbining, (4) mechanical storage in the form of compressed air. Chemical storage in storage batteries has the following disadvantages: - use of metallic materials, some of which, depending on the technologies used, are rare (nickel, cadmium, cobalt) and are therefore not compatible with mass storage - a return of electricity in the form of DC current at very low voltage (a few volts), generating losses when converting AC power to a voltage compatible with the network, much higher and equal to a few hundred volts to several hundred kiloVolt - a degradation of performance after a number of charge-discharge cycles, which limits the life of the installation. The mechanical storage in the form of flywheel mainly has the disadvantage of losing energy by friction, and therefore not suitable for long-term storage (more than a few hours or a few days). The pumping-turbining process has the disadvantage of requiring geographically favorable sites, and these are few, even in mountainous areas. The few appropriate sites in Europe have been equipped, and the growth potential of the park is very low. Finally, compressed air storage has the following drawbacks: - the storage density is low, of the order of 118 MJ / m 3 of compressed air - the simple and inexpensive solution of not recovering waste heat 15 during compression, has a low efficiency (of the order of 50%), while the high performance solution (yield greater than 80%), called "advanced adiabatic", requires to capture and then restore the heat of compression gas heat exchangers very high flow, both expensive and whose technical feasibility is not proven. In view of the disadvantages of these conventional storage solutions, the storage of electricity in the form of methane is already known (Patent Gregor Waldstein, WO 2009/065577 A1). It has the following advantages: - devices for the synthesis of methane, by electrolysis of water, then methanization of carbon dioxide using the hydrogen thus obtained, are known and exploited in an industrial way - the storage devices methane are known and exploited industrially. They are compatible with a massive storage, in particular geological, in porous underground formations or artificial cavities (dug in salt mines or in abandoned mines) - the density of storage volume is high, of the order of 3 600 MJ / m3 methane compressed at a working pressure of 100 bar, nearly 30 times higher than that obtained for storage in the form of compressed air - the return of electricity from methane is obtained with known techniques , operated industrially and with high efficiencies, for example with combined cycle gas turbines. On the other hand, the technical solution presented by Waldstein has two weaknesses: (1) the carbon dioxide necessary for the production of methane is extracted from the ambient air by absorption-desorption, which is a costly process, since the concentration of dioxide atmospheric carbon remains low (around 250 ppm, parts per million) and (2) the combustion of the methane thus stored produces carbon dioxide, which is a greenhouse gas, and thereby neutralises part of the benefits of using renewable energy in electricity generation.
Indépendamment des travaux et recherches décrits ci-dessus concernant le stockage de l'électricité, et dans des communautés techniques et scientifiques totalement distinctes de celles traitant de ces questions, de nombreux travaux techniques et scientifiques sont engagés pour capturer, puis séquestrer le dioxyde de carbone généré par la combustion des combustibles carbonés fossiles (charbon, gaz, pétrole et dérivés du pétrole comme le fioul lourd industriel). Ces technologies dites de Capture & Séquestration du Carbone cherchent ainsi à limiter l'inconvénient de court terme de l'usage des combustibles carbonés fossiles, à savoir leur impact négatif sur le climat, sans cependant résoudre leur second défaut, à savoir l'utilisation de ressources minérales, donc finies et non renouvelables. La difficulté principale de ces technologies de Capture & Séquestration du Carbone consiste en ce que la combustion des combustibles carbonés fossiles (charbon, gaz, pétrole) se fait avec de l'air. L'air ambiant est principalement un mélange d'oxygène (pour environ 1/5), qui sert de comburant à la combustion, et d'azote (pour environ 4/5), gaz inerte chimiquement et qui n'intervient pas dans la réaction (sinon pour former, en faibles quantités, les composés polluants que sont les oxydes d'azote). Du fait de l'utilisation de l'air comme comburant, les gaz d'échappement résultant de la combustion des combustibles carbonés fossiles (charbon, gaz, pétrole et dérivés du pétrole) sont un mélange de vapeur d'eau, d'azote et de dioxyde de carbone, et il est techniquement très difficile de séparer le dioxyde de carbone (pour le séquestrer hors de l'atmosphère afin de limiter le réchauffement climatique) de l'azote (qui peut sans dommage rester dans l'atmosphère). Apart from the work and research described above concerning the storage of electricity, and in technical and scientific communities totally different from those dealing with these issues, many technical and scientific works are engaged to capture and then sequester carbon dioxide. generated by the combustion of fossil fuels (coal, gas, oil and petroleum derivatives such as industrial heavy fuel oil). These so-called Carbon Capture & Sequestration technologies seek to limit the short-term disadvantage of the use of fossil carbon fuels, namely their negative impact on the climate, without however solving their second defect, namely the use of mineral resources, therefore finished and non-renewable. The main difficulty of these Capture & Carbon sequestration technologies is that the combustion of fossil carbon fuels (coal, gas, oil) is done with air. The ambient air is mainly a mixture of oxygen (for about 1/5), which serves as an oxidizer for combustion, and nitrogen (for about 4/5), a chemically inert gas that does not intervene in the combustion process. reaction (if not to form, in small quantities, the polluting compounds that are the oxides of nitrogen). Due to the use of air as an oxidizer, the exhaust gases resulting from the combustion of fossil carbon fuels (coal, gas, oil and petroleum derivatives) are a mixture of water vapor, nitrogen and of carbon dioxide, and it is technically very difficult to separate carbon dioxide (to sequester it out of the atmosphere to limit global warming) of nitrogen (which can safely remain in the atmosphere).
Dans le cadre des recherches visant à la Capture & Séquestration du Carbone lors de la combustion de combustibles carbonés fossiles, une technologie a été explorée, sans cependant être développée au-delà de la recherche pré-industrielle : l'oxycombustion. Le principe de l'oxycombustion consiste à utiliser de l'oxygène, éventuellement mélangé à du dioxyde de carbone ou à de la vapeur d'eau, comme comburant (à la place de l'air) dans une turbine à gaz, le combustible restant du méthane. Ainsi, les gaz d'échappement sont composés uniquement de dioxyde de carbone et de vapeur d'eau. Il est alors très aisé de séparer les deux, en baissant la température : la vapeur d'eau se condense en eau liquide, et le gaz restant est du dioxyde de carbone pratiquement pur. Ces recherches n'ont pas été poursuivies au-delà des réflexions de principe, car la production, en amont de la réaction d'oxycombustion, de l'oxygène pur représente un coût énergétique et d'infrastructure tel qu'il met en question la rentabilité d'une unité de production d'électricité fonctionnant à base de combustibles carbonés fossiles. La présente invention concerne un dispositif de stockage de masse d'électricité sous forme 20 chimique par réaction entre le méthane, l'oxygène, le dioxyde de carbone et l'eau, selon la formule de réaction chimique globale suivante : CO2 + 2H2O H CH4 +202 où CH4 représente le méthane, composante principale du gaz naturel, O2 représente l'oxygène gazeux, CO2 représente le dioxyde de carbone, encore appelé "gaz carbonique" 25 et H2O représente l'eau. La réaction de gauche à droite, consistant en une conversion du dioxyde de carbone et de l'eau en du méthane et de l'hydrogène, consomme de l'énergie électrique pendant la phase de stockage, tandis que la réaction de droite à gauche, de combustion du méthane dans l'oxygène pur en dégageant du dioxyde de carbone et de l'eau, génère de l'énergie, pendant la phase de restitution. In the context of research aimed at carbon capture and sequestration during the combustion of fossil carbonaceous fuels, a technology has been explored, without however being developed beyond pre-industrial research: oxycombustion. The principle of oxycombustion is to use oxygen, possibly mixed with carbon dioxide or water vapor, as an oxidant (instead of air) in a gas turbine, the remaining fuel methane. Thus, the exhaust gases are composed only of carbon dioxide and water vapor. It is then very easy to separate the two, by lowering the temperature: the water vapor condenses in liquid water, and the remaining gas is almost pure carbon dioxide. This research has not been pursued beyond the reflections in principle, because the production, upstream of the oxycombustion reaction, of pure oxygen represents an energy and infrastructure cost that puts into question the profitability of a power generation unit based on fossil carbon fuels. The present invention relates to a device for storing mass of electricity in chemical form by reaction between methane, oxygen, carbon dioxide and water, according to the following overall chemical reaction formula: CO2 + 2H2OH CH4 +202 where CH4 is methane, the main component of natural gas, O2 is gaseous oxygen, CO2 is carbon dioxide, also called "carbon dioxide", and H2O is water. The reaction from left to right, consisting of a conversion of carbon dioxide and water into methane and hydrogen, consumes electrical energy during the storage phase, while the reaction from right to left, the combustion of methane in pure oxygen by releasing carbon dioxide and water, generates energy during the restitution phase.
De façon générale, il est clair pour l'homme de l'art que pour chacun des modules décrits ci-après, ceux-ci doivent être dimensionnés de façon à s'adapter les uns aux autres dans leurs débits d'entrée et de sortie, et que les modules de stockage doivent également être dimensionnés dans leurs capacité et leur débit d'entrée et de sortie en fonction des besoins de l'installation et de la durée (circadienne, hebdomadaire ou saisonnière) sur laquelle le stockage est réalisé. Ce dimensionnement est un travail de routine d'ingénieur, et est inclus dans la présente invention. De même, il est évident pour l'homme de l'art que chacun des modules décrits ci-après peut être, pour des raisons de coût, de sécurité ou de performance, réalisé en plusieurs exemplaires installés en parallèle et réalisant la même fonction. Ainsi, une installation donnée conforme à l'invention pourra comprendre un ou plusieurs réservoirs d'eau, un ou plusieurs dispositifs de méthanisation, etc... Ces variations font partie du travail de routine d'ingénieur, et sont incluses dans la présente invention. Enfin, il est évident pour l'homme de l'art que, chacune des variantes de mise en oeuvre des modules peut être combinée avec toutes les autres, selon des choix d'optimisation technique, économique ou de sécurité; de sorte que la présente invention comprend toutes les combinaisons possibles des modalités de réalisation pour chacun des modules. Dans une première variante, dite "simplifiée", de mise en oeuvre de l'invention, l'invention consiste en l'assemblage des modules suivants, dont les capacités sont ajustées les unes aux autres : un réservoir d'eau (2), un réservoir de dioxyde de carbone (3), un électrolyseur (4), un réservoir d'oxygène (5), un dispositif de méthanisation (7), un condenseur de séparation eau-méthane (11), un réservoir de méthane (8), un générateur principal d'électricité (9) fonctionnant par oxycombustion, c'est à dire utilisant le méthane comme combustible et l'oxygène pur ou l'oxygène mélangé à de la vapeur d'eau ou à du dioxyde de carbone comme comburant, une source froide (10) et un condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (11'). L'invention concerne également le mode d'utilisation de ce dispositif. Les réactions chimiques présidant à la phase de stockage, puis de restitution d'énergie électrique sont réalisées avec des proportions respectives de composés chimiques, dites proportions "stoechiométriques", tout à fait connues et maîtrisées. Il est donc de l'ordre de l'activité d'ingénierie de routine que de définir les capacités des réservoirs d'eau (2), de dioxyde de carbone (3), d'oxygène (5) et de méthane (8) de façon à ce que le système fonctionne en circuit fermé, sans perte ni apport de matière au cours d'un cycle complet de stockage et de restitution d'énergie électrique. Un tel dimensionnement est un mode de réalisation préférentiel de l'invention, mais celle-ci comprend également des capacités de réservoir différant de cette configuration jugée optimale. Dans une variante préférentielle de l'invention, une même cavité souterraine ou une même cuve métallique est utilisée pour constituer le réservoir d'eau (2) et le réservoir d'oxygène (5) ou de méthane (8), chacune de ces deux options constituant une variante de mise en oeuvre de l'invention. Dans cette variante préférentielle, le nombre de cavités souterraines ou de cuves métalliques est diminué d'une unité par comparaison avec la situation de référence où chaque fluide intervenant dans la réaction est stocké dans sa propre cavité souterraine ou sa propre cuve métallique. Dans cette variante, l'eau liquide est stockée dans la partie inférieure de la cavité souterraine ou de la cuve métallique, tandis que le gaz (oxygène ou méthane) est stocké dans sa partie supérieure. L'apport ou le retrait d'eau est opéré par le bas de la cavité souterraine ou de la cuve métallique, alors que l'apport ou le retrait de gaz (oxygène ou méthane) est opéré par le haut de cette même cavité souterraine ou cuve métallique. Une variante de mise en oeuvre de l'invention consiste en ce que l'eau liquide dans la partie inférieure de la cavité ou de la cuve est séparée du gaz situé dans sa partie supérieure par une couche de liquide non miscible dans l'eau et dont la température d'ébullition est inférieure à celle de stockage du gaz, tel qu'une huile minérale ou végétale. De même; dans une autre variante préférentielle de l'invention, une même cavité souterraine ou une même cuve métallique est utilisée pour constituer le réservoir de dioxyde de carbone (3), ce dernier étant stocké sous état liquide dit "supercritique", et le réservoir d'oxygène (5) ou de méthane (8), chacune de ces deux options constituant une variante de mise en oeuvre de l'invention. Dans cette variante préférentielle, le nombre de cavités souterraines ou de cuves métalliques est diminué d'une unité par comparaison avec la situation de référence où chaque fluide intervenant dans la réaction est stocké dans sa propre cavité souterraine ou sa propre cuve métallique. Dans cette variante, le dioxyde de carbone supercritique est stocké dans la partie inférieure de la cavité souterraine ou de la cuve métallique, tandis que le gaz (oxygène ou méthane) est stocké dans sa partie supérieure. L'apport ou le retrait de dioxyde de carbone supercritique est opéré par le bas de la cavité souterraine ou de la cuve métallique, alors que l'apport ou le retrait de gaz (oxygène ou méthane) est opéré par le haut de cette même cavité souterraine ou cuve métallique. Une variante de mise en oeuvre de l'invention consiste en ce que le dioxyde de carbone supercritique dans la partie inférieure de la cavité ou de la cuve est séparé du gaz situé dans sa partie supérieure par une couche de liquide non miscible dans le dioxyde de carbone supercritique et dont la température d'ébullition est inférieure à celle de stockage du gaz, tel qu'une huile silicone. In general, it is clear to those skilled in the art that for each of the modules described below, they must be sized to adapt to each other in their input and output rates , and that the storage modules must also be sized in their capacity and their input and output rate according to the needs of the installation and the duration (circadian, weekly or seasonal) on which the storage is made. This sizing is an engineering routine, and is included in the present invention. Similarly, it is obvious to those skilled in the art that each of the modules described below can be, for reasons of cost, security or performance, made in several copies installed in parallel and performing the same function. Thus, a given installation according to the invention may comprise one or more water tanks, one or more methanation devices, etc. These variations are part of the routine engineering work, and are included in the present invention. . Finally, it is obvious to the person skilled in the art that each of the variants of implementation of the modules can be combined with all the others, according to choices of technical optimization, economic or security; so that the present invention includes all possible combinations of the embodiments for each of the modules. In a first variant, called "simplified" embodiment of the invention, the invention consists of the assembly of the following modules, whose capacities are adjusted to each other: a water tank (2), a carbon dioxide tank (3), an electrolyser (4), an oxygen tank (5), a methanation device (7), a water-methane separation condenser (11), a methane tank (8), ), a main electricity generator (9) operating by oxycombustion, that is to say using methane as fuel and pure oxygen or oxygen mixed with water vapor or carbon dioxide as oxidant , a cold source (10) and a water-carbon dioxide separation condenser (11 '). The invention also relates to the mode of use of this device. The chemical reactions leading to the storage phase and then the restitution of electrical energy are performed with respective proportions of chemical compounds, called "stoichiometric" proportions, quite known and controlled. It is therefore in the nature of routine engineering activity to define the capacity of the water (2), carbon dioxide (3), oxygen (5) and methane (8) reservoirs. so that the system operates in closed circuit, without loss or addition of material during a complete cycle of storage and return of electrical energy. Such a dimensioning is a preferred embodiment of the invention, but it also includes reservoir capacities differing from this configuration deemed optimal. In a preferred variant of the invention, the same underground cavity or the same metal vessel is used to constitute the water reservoir (2) and the oxygen (5) or methane (8) reservoir, each of these two options constituting an alternative embodiment of the invention. In this preferred embodiment, the number of underground cavities or metal tanks is reduced by one unit compared to the reference situation where each fluid involved in the reaction is stored in its own underground cavity or its own metal tank. In this variant, the liquid water is stored in the lower part of the underground cavity or the metal tank, while the gas (oxygen or methane) is stored in its upper part. The supply or the removal of water is operated by the bottom of the underground cavity or the metal tank, whereas the supply or the withdrawal of gas (oxygen or methane) is operated by the top of this same underground cavity or metal tank. An alternative embodiment of the invention is that the liquid water in the lower part of the cavity or the tank is separated from the gas located in its upper part by a layer of liquid immiscible in water and whose boiling temperature is lower than that of storing the gas, such as mineral or vegetable oil. Similarly; in another preferred embodiment of the invention, the same underground cavity or the same metal tank is used to constitute the carbon dioxide reservoir (3), the latter being stored under a so-called "supercritical" liquid state, and the reservoir of oxygen (5) or methane (8), each of these two options constituting an alternative embodiment of the invention. In this preferred embodiment, the number of underground cavities or metal tanks is reduced by one unit compared to the reference situation where each fluid involved in the reaction is stored in its own underground cavity or its own metal tank. In this variant, the supercritical carbon dioxide is stored in the lower part of the underground cavity or the metal tank, while the gas (oxygen or methane) is stored in its upper part. The supply or removal of supercritical carbon dioxide is operated by the bottom of the underground cavity or the metal tank, while the supply or removal of gas (oxygen or methane) is operated from the top of the same cavity underground or metal tank. An alternative embodiment of the invention is that the supercritical carbon dioxide in the lower part of the cavity or the tank is separated from the gas located in its upper part by a layer of liquid immiscible in the carbon dioxide. supercritical carbon and whose boiling temperature is lower than that of gas storage, such as a silicone oil.
Dans d'autres variantes de mise en oeuvre de l'invention, le dispositif comprend de plus un ou plusieurs des modules suivants, appelés "modules optionnels" : réservoir tampon d'hydrogène (6), module de compression ou de liquéfaction de dioxyde de carbone (12), module de compression ou de liquéfaction d'oxygène (1Z), module de compression ou de liquéfaction d'hydrogène (14), module de compression ou de liquéfaction de méthane (15), générateur auxiliaire d'électricité (16) exploitant l'énergie mécanique de détente d'un gaz à haute pression ou de vaporisation et de détente d'un gaz stocké sous forme liquide, module de stockage de chaleur (17), échangeur de chaleur (18). La variante comprenant l'ensemble de ces "modules optionnels" est décrite comme étant la variante "complète" de l'invention, toute combinaison de présence ou d'absence de l'un ou l'autre des "modules optionnels" constituant une variante de mise en oeuvre de l'invention. On décrira ci-après, à titre d'exemple non limitatif, une forme d'exécution de la présente invention, en référence aux figures annexés sur lequel, par convention de représentation : (1) les flux de matière (gaz ou liquide) sont représentés par des flèches continues fines, (2) les flux d'énergie électrique sont représentés par des flèches continues épaisses, (3) les flux d'énergie calorifique (chaleur) sont représentés par des flèches discontinues fines, (4) les modules consommateurs ou producteurs d'énergie électrique sont représentés par un symbole entouré d'un trait continu épais, (5) les modules émettant ou recevant de l'énergie calorifique (chaleur) uniquement sont représentés par un symbole entouré d'un trait discontinu fin, (6) des flèches de même nature qui se croisent sur le schéma avec une intersection soulignée par un disque noir représentent des flux connectés entre eux, tout en restant susceptibles d'être séparés si nécessaire par des robinets de régulation de débit placés sur chaque flux d'entrée ou de sortie de l'intersection, et (7) dans tous les autres cas où des flèches se croisent sur le schéma, les flux sont séparés. La figure 1 représente la variante "complète" du système objet de la présente invention, comprenant l'ensemble des "modules optionnels", et est décrite ci-après. La figure 2 représente la variante "simplifiée" du système objet de la présente invention. In other embodiments of the invention, the device further comprises one or more of the following modules, called "optional modules": hydrogen buffer tank (6), compression or liquefaction module of carbon (12), oxygen compression or liquefaction unit (1Z), hydrogen compression or liquefaction module (14), methane gas compression or liquefaction module (15), auxiliary electricity generator (16) ) using the mechanical energy of expansion of a gas at high pressure or vaporization and expansion of a gas stored in liquid form, heat storage module (17), heat exchanger (18). The variant comprising all of these "optional modules" is described as being the "complete" variant of the invention, any combination of presence or absence of one or the other of the "optional modules" constituting a variant implementation of the invention. One embodiment of the present invention will be described hereinafter by way of nonlimiting example, with reference to the appended figures in which, by convention of representation: (1) the flows of material (gas or liquid) are represented by fine continuous arrows, (2) electrical energy flows are represented by thick continuous arrows, (3) heat energy flows (heat) are represented by fine discontinuous arrows, (4) consumer modules or producers of electrical energy are represented by a symbol surrounded by a thick continuous line, (5) modules emitting or receiving heat energy (heat) only are represented by a symbol surrounded by a fine dashed line, ( 6) arrows of the same nature that intersect on the diagram with an intersection underlined by a black disk represent flows connected to each other, while remaining capable of being separated if necessary by flow control valves placed on each input or output flow of the intersection, and (7) in all other cases where arrows intersect in the diagram, the flows are separated. FIG. 1 represents the "complete" variant of the system that is the subject of the present invention, comprising all of the "optional modules", and is described below. FIG. 2 represents the "simplified" variant of the system that is the subject of the present invention.
La présente invention a pour fonction le stockage, puis la restitution sur le réseau, de l'énergie électrique issue de la source d'énergie électrique (1). Cette source d'énergie électrique (1) est préférentiellement une source renouvelable, intermittente, irrégulière et dont la puissance fournie diverge des besoins humains et sociaux de consommation électrique. Elle peut être une éolienne, un capteur photovoltaïque, une centrale hydroélectrique au fil de l'eau, un dispositif de captation de l'énergie de houle, une usine marémotrice, une centrale électrique utilisant les courants marins, une centrale électrique thermique à combustible carboné fossile (charbon, gaz naturel, pétrole ou produits dérivés du pétrole, tel le fioul lourd industriel), une centrale électrique nucléaire à fission, une centrale nucléaire à fusion thermonucléaire contrôlée, au le réseau électrique général, chacune de ces options constituant une variante de mise en oeuvre de l'invention. La source d'énergie électrique (1) alimente, lors de la phase de stockage d'électricité: l'électrolyseur (4), et éventuellement, s'ils sont présents dans la variante choisie de mise en oeuvre de l'invention, le module de compression ou de liquéfaction d'oxygène (13), le module de compression ou de liquéfaction d'hydrogène (14) et le module de compression ou de liquéfaction de méthane (15) La variante "complète" du système objet de la présente invention comprend les modules suivants, interconnectés entre eux comme il est précisé ci-après : le réservoir d'eau (2) peut être à l'air libre, sous forme d'étang ou de lac, naturel ou artificiel, de réservoir bétonné (souterrain ou à l'air libre), de cavité creusée par explosion chimique ou nucléaire, de toute forme de cavité souterraine, naturelle ou creusée artificiellement, ou de cuve métallique (souterraine ou à l'air libre), chacune de ces options constituant une variante de mise en oeuvre de l'invention. Dans une variante préférentielle de l'invention, l'eau est stockée sous forme distillée, mais peut être également, dans d'autres variantes de mise en oeuvre, être stockée sous forme d'eau potable, d'eau de rivière ou d'eau de mer. Le réservoir d'eau (2) est alimenté par le condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (11') traitant les gaz d'échappement du générateur d'électricité et par le condenseur de séparation eau-méthane (11) traitant le mélange de sortie du dispositif de méthanisation (7). Il alimente l'électrolyseur (4) et éventuellement, selon le choix technique retenu pour diluer l'oxygène dans le mélange comburant, le générateur principal d'électricité (9) le réservoir de dioxyde de carbone (3) peut être souterrain, dans une cavité creusée dans une formation saline, un aquifère salin, un ancien gisement de pétrole ou de gaz ou dans une veine de charbon non exploitée, dans une cavité creusée par explosion chimique ou nucléaire, dans toute forme de cavité souterraine, naturelle ou creusée artificiellement, ou dans une cuve métallique (souterraine ou à l'air libre), et contenir le dioxyde de carbone sous forme gazeuse, à pression atmosphérique ou sous haute pression jusqu'à 300 bars, ou sous forme liquide, dite supercritique, à une température supérieure à 31,1 °C et une pression supérieure à 74 bars, chacune de ces options constituant une variante de mise en oeuvre de l'invention. Le réservoir de dioxyde de carbone (3) est alimenté par le condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (11') traitant les gaz d'échappement du générateur principal d'électricité (9), par l'intermédiaire du module de compression ou de liquéfaction de dioxyde de carbone (12) et alimente le dispositif de méthanisation (7) ainsi que, selon le choix technique retenu pour diluer l'oxygène dans le mélange comburant, le générateur principal d'électricité (9), dans les deux cas par l'intermédiaire d'un générateur auxiliaire d'électricité (16), à travers lequel le dioxyde de carbone liquéfié et comprimé ou seulement comprimé se vaporise et se détend ou se détend seulement, libérant une énergie mécanique ainsi transformée en énergie électrique - l'électrolyseur (4) sépare l'eau en ses deux composantes chimiques, oxygène et hydrogène, en consommant de l'énergie électrique, selon la réaction connue d'électrolyse de l'eau 2H2O -> Oz + 2H2. L'électrolyseur (4) peut être un électrolyseur à haute température utilisant de l'eau distillée, un électrolyseur alcalin à base pression (tel que décrit dans le brevet US 3 135 673), un électrolyseur à Membrane Échangeuse de Protons, chacune de ces options constituant une variante de mise en oeuvre de l'invention. L'électrolyseur (4) est alimenté en énergie électrique lors de la phase de stockage d'électricité par la source d'énergie électrique (1) et par les générateurs auxiliaires d'électricité (16) en sortie du réservoir de dioxyde de carbone (3) et du réservoir tampon d'hydrogène (6). L'électrolyseur (4) est alimenté en eau par le réservoir d'eau (2). L'électrolyseur (4) alimente le réservoir d'oxygène (5), par l'intermédiaire du module de compression ou de liquéfaction d'oxygène (13), et le réservoir tampon d'hydrogène (6), par l'intermédiaire du module de compression ou de liquéfaction d'hydrogène (14) - le réservoir d'oxygène (5) peut être souterrain dans une cavité creusée dans une formation saline, dans un aquifère saline, dans une cavité creusée par explosion chimique ou nucléaire, ou dans toute forme de cavité souterraine, naturelle ou creusée artificiellement, ou dans une cuve métallique (souterraine ou à l'air libre), et contenir l'oxygène sous forme gazeuse, à pression atmosphérique ou sous haute pression jusqu'à 300 bars, ou sous forme liquide à basse température (inférieure à -183 °C à la pression atmosphérique), chacune de ces options constituant une variante de mise en oeuvre de l'invention. Le réservoir d'oxygène (5) est alimenté par l'électrolyseur (4), par l'intermédiaire du module de compression ou de liquéfaction d'oxygène (13), et alimente le générateur principal d'électricité (9), par l'intermédiaire d'un générateur auxiliaire d'électricité (16), à travers lequel l'oxygène liquéfié ou comprimé se vaporise ou se détend, libérant une énergie mécanique ainsi transformée en énergie électrique - le réservoir tampon d'hydrogène (6) peut être souterrain dans une cavité creusée dans une formation saline, une cavité creusée par explosion chimique ou nucléaire, ou toute forme de cavité souterraine, naturelle ou creusée artificiellement, ou dans une cuve métallique (souterraine ou à l'air libre), et contenir l'hydrogène sous forme gazeuse, à pression atmosphérique ou sous haute pression jusqu'à 300 bars, ou sous forme liquide à basse température (inférieure à -253 °C à la pression atmosphérique), chacune de ces options constituant une variante de mise en oeuvre de l'invention. Le réservoir tampon d'hydrogène est alimenté par l'électrolyseur (4), par l'intermédiaire du module de compression ou de liquéfaction d'hydrogène (14), si ce dernier est présent, et alimente le dispositif de méthanisation (7) par l'intermédiaire d'un générateur auxiliaire d'électricité (16), à travers lequel l'hydrogène liquéfié ou comprimé se vaporise ou se détend, libérant une énergie mécanique ainsi transformée en énergie électrique - le dispositif de méthanisation (7) transforme du dioxyde de carbone et de l'hydrogène en méthane et en eau, selon la réaction connue, dite de Sabatier CO2 + 4H2 -+ CH4 + 2H20, dégageant de la chaleur. Le dispositif de méthanisation (7) peut être réalisé sous forme d'un réacteur entre 1 et 30 bar, préférentiellement à la pression atmosphérique, à une température de l'ordre de 300 à 400 °C, en une ou plusieurs étapes, à l'aide d'un catalyseur au nickel ou au ruthénium sur substrat d'alumine, chacune de ces options constituant une variante de mise en oeuvre de l'invention. Le dispositif de méthanisation (7) est alimenté par le réservoir de dioxyde de carbone (3), par l'intermédiaire d'un générateur auxiliaire d'électricité (16), et par le réservoir tampon d'hydrogène (6), par l'intermédiaire d'un autre générateur auxiliaire d'électricité (16). Le dispositif de méthanisation (7) alimente de son mélange de sortie le condenseur de séparation eau-méthane (11). Il évacue sa chaleur excédentaire par l'intermédiaire d'un échangeur de chaleur (18) vers la source froide (10) ou vers le module de stockage de chaleur (17) - le réservoir de méthane (8) peut être souterrain, dans une formation géologique poreuse, dans une cavité creusée dans une formation saline, dans un aquifère salin, dans une cavité creusée par explosion chimique ou nucléaire, ou dans toute forme de cavité souterraine, naturelle ou creusée artificiellement, ou dans une cuve métallique (souterraine ou à l'air libre), et contenir le méthane sous forme gazeuse, à pression atmosphérique ou sous haute pression jusqu'à 300 bars, ou sous forme liquide à basse température (inférieure à -162 °C à la pression atmosphérique), chacune de ces options constituant une variante de mise en oeuvre de l'invention. Le réservoir de méthane (8) est alimenté par le condenseur de séparation eau-méthane (11), par l'intermédiaire du module de compression ou de liquéfaction du méthane (15), et alimente le générateur principal d'électricité (9), par l'intermédiaire d'un générateur auxiliaire d'électricité (16), à travers lequel le méthane liquéfié ou comprimé se vaporise ou se détend, libérant une énergie mécanique ainsi transformée en énergie électrique - le générateur principal d'électricité (9) est une turbine à gaz entraînant un générateur électrique, selon un procédé connu. La turbine à gaz utilise le méthane comme combustible et l'oxygène pur ou l'oxygène mélangé à de la vapeur d'eau ou à du dioxyde de carbone comme comburant, selon un procédé connu d'oxycombustion. Ce procédé peut être (1) le cycle à oxygène dit "oxy-fuel" ou sa variante dite "cycle de Matiant", dans lequel l'oxygène est mélangé à du dioxyde de carbone avant de servir de comburant au méthane, (2) le cycle à eau dit "water cycle" où l'oxygène est mélangé à de la vapeur d'eau avant avant de servir de comburant au méthane, (3) le cycle dit "de Graz", dans lequel l'oxygène est mélangé à du dioxyde de carbone et à de la vapeur d'eau en proportions connues avant de servir de comburant au méthane, (4) toute autre méthode dans laquelle l'oxygène est mélangé à du dioxyde de carbone et à de la vapeur d'eau en proportions quelconques avant de servir de comburant au méthane, (5) la combustion du méthane dans l'oxygène pur, chacune de ces options constituant une variante de mise en oeuvre de l'invention. La génération d'électricité peut être réalisée en une seule étape de combustion du méthane avec le mélange gazeux décrit ci-dessus dans une turbine à gaz connue, ou préférentiellement en deux étapes, la chaleur résiduelle des gaz d'échappement de la turbine à gaz décrite ci-avant chauffant la vapeur d'un générateur de vapeur récupérateur, selon l'architecture connue dite de turbine à cycle combiné, chacune de ces options constituant une variante de mise en oeuvre de l'invention. Le générateur principal d'électricité (9) est alimenté par le réservoir d'oxygène (5), par l'intermédiaire d'un générateur auxiliaire d'électricité (16), et par le réservoir de méthane (8), par l'intermédiaire d'un générateur auxiliaire d'électricité (16), et, selon l'option technique choisie pour le mélange avec l'oxygène, par le condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (11'), par le réservoir d'eau (2), ou par le réservoir de dioxyde de carbone (3), par l'intermédiaire d'un générateur auxiliaire d'électricité (16). Le générateur principal d'électricité (9) transfère son excédent de chaleur vers la source froide (10) ou vers le module de stockage de chaleur (17) par l'intermédiaire d'un échangeur de chaleur (18). Le générateur principal d'électricité (9) fournit le réseau électrique externe en puissance électrique lors des phases de restitution de l'énergie stockée. Le générateur principal d'électricité (9) alimente avec ses gaz d'échappement le condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (11') - la source froide (10) peut être l'air ambiant, un cours d'eau, un canal, un lac de barrage, la mer ou l'océan, chacune de ces options constituant une variante de mise en oeuvre de l'invention. La source froide (10) reçoit un flux d'énergie calorifique (chaleur) issu du générateur principal d'électricité (9), qui comme toute machine thermique, requiert d'évacuer sa chaleur excédentaire vers une telle source froide, d'après l'état bien connu de la technique, et de surcroît du dispositif de méthanisation (7), du condenseur de séparation eau-méthane (11) ou du condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (11') le condenseur de séparation eau-méthane (11) refroidit le mélange de méthane et de vapeur d'eau en sortie du dispositif de méthanisation (7) jusqu'à des conditions de température et de pression où la vapeur d'eau se condense, c'est à dire redevient liquide, tandis que le méthane reste gazeux. Les deux composantes du mélange sont ainsi séparées. Le refroidissement s'opère par transfert d'énergie calorifique (chaleur) vers la source froide (10) ou vers le module de stockage de chaleur (17), depuis le mélange de gaz issu du dispositif de méthanisation (7), par l'intermédiaire d'un échangeur de chaleur (18). Le condenseur de séparation eau-méthane (11) est alimenté en mélange gazeux de vapeur d'eau et de méthane par le dispositif de méthanisation (7). Le condenseur de séparation eau-méthane (11) alimente le réservoir de méthane (8), par l'intermédiaire du module de compression ou de liquéfaction de méthane (15) et le réservoir d'eau (2) - le condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (1 l') refroidit le mélange de dioxyde de carbone et de vapeur d'eau que constituent les gaz d'échappement du générateur principal d'électricité (9) jusqu'à des conditions de température et de pression où la vapeur d'eau se condense, c'est à dire redevient liquide, tandis que le dioxyde de carbone reste gazeux. Les deux composantes du mélange sont ainsi séparées. Le refroidissement s'opère par transfert d'énergie calorifique (chaleur) vers la source froide (10) ou vers le module de stockage de chaleur (17), depuis les gaz d'échappement issus du générateur principal d'électricité (9), par l'intermédiaire d'un échangeur de chaleur (18). Le condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (11') est alimenté en mélange gazeux de vapeur d'eau et de dioxyde de carbone par le générateur principal d'électricité (9). Le condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (11') alimente le réservoir de dioxyde de carbone (3), par l'intermédiaire du module de compression ou de liquéfaction de dioxyde de carbone (12), le réservoir d'eau (2), et, selon l'option technique retenue pour former le comburant par mélange avec l'oxygène, le générateur principal d'électricité (9) - le module de compression ou de liquéfaction de dioxyde de carbone (12) combine des compresseurs connus, ou en cours de développement pour le stockage d'électricité sous forme d'air comprimé, afin d'amener le dioxyde de carbone dans l'état de pression et de température convenant à son stockage, selon les options techniques retenues. Le module de compression ou de liquéfaction de dioxyde de carbone (12) est alimenté en énergie électrique par le générateur principal d'électricité (9) et par les générateurs auxiliaires d'électricité (16) en sortie du réservoir d'oxygène (5) et de méthane (8), et en dioxyde de carbone par le condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (11'). Le module de compression ou de liquéfaction de dioxyde de carbone (12) alimente en gaz le réservoir de dioxyde de carbone (3). Le module de compression ou de liquéfaction de dioxyde de carbone (12) alimente en chaleur le module de stockage de chaleur (17), par l'intermédiaire d'un échangeur de chaleur (18) - le module de compression ou de liquéfaction d'oxygène (13) combine des compresseurs et des dispositifs de cryogénie connus, ou en cours de développement pour le stockage d'électricité sous forme d'air comprimé, afin d'amener l'oxygène dans l'état de pression et de température convenant à son stockage, selon les options techniques retenues. Le module de compression ou de liquéfaction d'oxygène (13) est alimenté en énergie électrique par la source d'énergie électrique (1) et par les générateurs auxiliaires d'électricité (16) en sortie du réservoir de dioxyde de carbone (3) et du réservoir tampon d'hydrogène (6), et en oxygène par l'électrolyseur (4). Le module de compression ou de liquéfaction d'oxygène (13) alimente en oxygène le réservoir d'oxygène (5). Le module de compression ou de liquéfaction d'oxygène (13) alimente en chaleur le module de stockage de chaleur (17), par l'intermédiaire d'un échangeur de chaleur (18) - le module de compression ou de liquéfaction d'hydrogène (14) combine des compresseurs et des dispositifs de cryogénie connus, afin d'amener l'hydrogène dans l'état de pression et de température convenant à son stockage, selon les options techniques retenues. Le module de compression ou de liquéfaction d'hydrogène(14) est alimenté en énergie électrique par la source d'énergie électrique (1) et par les générateurs auxiliaires d'électricité (16) en sortie du réservoir de dioxyde de carbone (3) et du réservoir tampon d'hydrogène (6) et en hydrogène par l'électrolyseur (4). Le module de compression ou de liquéfaction d'hydrogène (14) alimente en hydrogène le réservoir tampon d'hydrogène (6). Le module de compression ou de liquéfaction d'hydrogène (14) alimente en chaleur le module de stockage de chaleur (17), par l'intermédiaire d'un échangeur de chaleur (18) - le module de compression ou de liquéfaction de méthane (15) combine des compresseurs et des dispositifs de cryogénie connus, ou en cours de développement pour le stockage d'électricité sous forme d'air comprimé, afin d'amener le méthane dans l'état de pression et de température convenant à son stockage, selon les options techniques retenues. Le module de compression ou de liquéfaction de méthane (15) est alimenté en énergie électrique par la source d'énergie électrique (1) et par les générateurs auxiliaires d'électricité (16) en sortie du réservoir de dioxyde de carbone (3) et du réservoir tampon d'hydrogène (6) et en méthane par le condenseur de séparation eau-méthane (11). Le module de compression ou de liquéfaction de méthane (15) alimente en méthane le réservoir de méthane (8). Le module de compression ou de liquéfaction de méthane (15) alimente en chaleur le module de stockage de chaleur (17), par l'intermédiaire d'un échangeur de chaleur (18) - un générateur auxiliaire d'électricité (16) exploite en sortie de réservoir l'énergie mécanique de détente d'un gaz (dioxyde de carbone, oxygène, hydrogène ou méthane) stocké à haute pression lorsque celui-ci se détend, ou d'un gaz stocké sous forme liquide lorsque celui-ci se vaporise, pour produire de l'énergie électrique. De tels générateurs, mobilisant des turbines à air à "pression glissante" ("sliding pressure air turbine"), sont connus et en développement pour les technologies de stockage d'électricité par air comprimé. Un générateur auxiliaire d'électricité (16) reçoit en entrée un gaz comprimé ou liquéfié et éventuellement un flux d'énergie calorifique (chaleur) visant à réchauffer ledit gaz, et livre en sortie un gaz à faible pression, ainsi que l'énergie électrique résultant de la transformation dans la turbine de l'énergie mécanique issue de la détente ou de la vaporisation du gaz reçu en entrée. Chaque générateur auxiliaire d'électricité (16) est alimenté en gaz par le réservoir correspondant, respectivement de dioxyde de carbone (3), d'oxygène (5), d'hydrogène (6) ou de méthane (8) et en énergie calorifique par le module de stockage de chaleur (17), par l'intermédiaire d'un échangeur de chaleur (18). Le générateur auxiliaire d'électricité (16) en sortie du réservoir de dioxyde de carbone (3) alimente en gaz le dispositif de méthanisation (7) et, selon l'option technique retenue pour former le mélange comburant, le générateur principal d'électricité (9). Le générateur auxiliaire d'électricité (16) en sortie du réservoir tampon d'hydrogène (6) alimente en gaz le dispositif de méthanisation (7). Les générateurs auxiliaires d'électricité (16) en sortie du réservoir d'oxygène (5) et de méthane (8) alimentent en gaz le générateur principal d'électricité (9). Les générateurs auxiliaires d'électricité (16) en sortie des réservoirs de dioxyde de carbone (3) et d'hydrogène (6) alimentent en énergie électrique l'hydrolyseur (4) ou les modules de compression et de liquéfaction d'oxygène (13), d'hydrogène (14) ou de méthane (15). Les générateurs d'électricité auxiliaires (16) en sortie des réservoirs d'oxygène (5) et de méthane (8) alimentent en énergie électrique le module de compression ou de liquéfaction de dioxyde de carbone (12) ou complètent la puissance électrique fournie en sortie par le générateur principal d'électricité (9) - le module de stockage de chaleur (17) est constitué de matériau massif, entouré d'une enceinte thermiquement isolante, et parcouru de nombreuses canalisations à travers lesquelles circule un fluide caloporteur, selon des techniques connues de stockage thermique. Le matériau est préférentiellement solide, mais il peut aussi être liquide ou gazeux, chacune de ces options constituant une variante de mise en oeuvre de l'invention. Le liquide caloporteur peut être de l'eau pure, de l'eau additionnée de sels en concentration quelconque, un métal fondu comme le sodium, ou tout autre liquide, de l'air, ou tout autre gaz, pur ou en mélange, chacune de ces options constituant une variante de mise en oeuvre de l'invention - un échangeur de chaleur (18) transfère l'énergie calorifique, ou chaleur, depuis le module de stockage de chaleur (17) vers les générateurs auxiliaires d'électricité (16) ou depuis le module de méthanisation (7), le générateur principal d'électricité (9), le condenseur de séparation eau-méthane (11), le condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (11'), ou les modules de compression ou de liquéfaction de gaz (12 à 15) vers la source froide (10) ou le module de stockage de chaleur (17). Un échangeur de chaleur est un dispositif connu, comportant un fluide caloporteur circulant dans de nombreuses canalisations, ces canalisations étant au contact du fluide ou de l'objet solide auquel apporter ou retirer de l'énergie calorifique. Le système objet de la présente invention présente trois modes de fonctionnement distincts, séparés dans le temps : 1. un mode de stockage de l'énergie électrique, lorsque celle fournie par la source principale d'énergie électrique (1) est supérieure aux besoins instantanés du réseau, et lorsque la capacité de stockage de l'installation n'est pas saturée, c'est à dire lorsque les réservoirs de méthane (8) et d'oxygène (5) ne sont pas pleins et que les réservoirs d'eau (2) et de dioxyde de carbone (3) ne sont pas vides 2. un mode de restitution de l'énergie électrique stockée, lorsque les besoins instantanés du réseau sont supérieurs à celle fournie par la source principale d'énergie électrique (1) et lorsque la capacité de restitution de l'installation n'est pas épuisée, c'est à dire lorsque les réservoirs de méthane (8) et d'oxygène (5) ne sont pas vides et que les réservoirs d'eau (2) et de dioxyde de carbone (3) ne sont pas pleins 3. un mode inactif, dans tous les autres cas, où l'état du système ne change pas. La description des modes actifs de fonctionnement du système (stockage et restitution), donnée ci-après illustre, de façon non limitative, un exemple de mise en oeuvre de la présente invention dans la variante "complète" de mise en oeuvre de l'invention. En mode de stockage de l'énergie électrique, la réaction chimique globale réalisée par le 10 système objet de l'invention est la conversion de l'eau et du dioxyde de carbone en du méthane et de l'oxygène, en deux opérations successives d'électrolyse et de méthanisation, selon la formule : CO2 + 2H2O -> CH4 +202, en utilisant l'énergie électrique issue de la source principale (1) destinée à être stockée. Dans ce mode, les modules suivants sont en fonctionnement : les réservoirs d'eau (2), de 15 dioxyde de carbone (3), d'oxygène (5) et de méthane (8), l'électrolyseur (4), le réservoir tampon d'hydrogène (6), le dispositif de méthanisation (7), le condenseur de séparation eau-méthane (11), la source froide (10), les modules de compression ou de liquéfaction d'oxygène (13), d'hydrogène (14) et de méthane (15), les générateurs auxiliaires d'électricité (16) en sortie des réservoirs de dioxyde de carbone (3) et d'hydrogène (6), le 20 module de stockage de chaleur (17, les échangeurs de chaleur (18) couplés au dispositif de méthanisation (7), au condenseur de séparation eau-méthane (11), aux modules de compression ou de liquéfaction d'oxygène (13), d'hydrogène (14) et de méthane (15) et aux générateurs auxiliaires (16) en sortie des réservoirs de dioxyde de carbone (3) et d'hydrogène (6). Les autres modules sont à l'arrêt. 25 L'électrolyseur (4) utilise l'eau contenue dans le réservoir d'eau (2) et l'énergie électrique disponible issue de la source principale (1) et des générateurs auxiliaires d'électricité (16) en sortie des réservoirs de dioxyde de carbone (3) et d'hydrogène (6), pour produire de l'oxygène, qui est alors stocké dans le réservoir d'oxygène (5), en mobilisant le module de compression ou de liquéfaction d'oxygène (13), et de l'hydrogène, qui est alors stocké 30 temporairement dans le réservoir tampon d'hydrogène (6) en mobilisant le module de compression ou de liquéfaction d'hydrogène (14). Le dispositif de méthanisation (7) utilise le dioxyde de carbone issu du réservoir de dioxyde de carbone (3), reçu par l'intermédiaire du générateur auxiliaire d'électricité (16) en sortie de celui-ci, et l'hydrogène issu du réservoir tampon d'hydrogène (6), reçu par l'intermédiaire du générateur auxiliaire d'électricité (16) en sortie de celui-ci, pour produire un mélange de méthane et de vapeur d'eau, qui alimente le condenseur de séparation eau-méthane (11). La chaleur en excès produite par la réaction chimique de méthanisation est évacuée vers la source froide (10) ou vers le module de stockage de chaleur (17) par l'intermédiaire d'un échangeur de chaleur (18). The present invention has the function of storing, then restoring on the network, the electrical energy from the source of electrical energy (1). This source of electrical energy (1) is preferably a renewable source, intermittent, irregular and whose power supplied diverges human and social needs of electricity consumption. It can be a wind turbine, a photovoltaic sensor, a run-of-river hydroelectric power station, a wave energy harvesting device, a tidal power plant, a power plant using marine currents, a thermal power plant with carbonaceous fuel. fossil fuel (coal, natural gas, oil or petroleum products, such as industrial heavy fuel oil), a nuclear fission power station, a nuclear power station with controlled thermonuclear fusion, and the general power grid, each of these options constituting a variant of implementation of the invention. The source of electrical energy (1) supplies, during the electricity storage phase: the electrolyser (4), and possibly, if they are present in the chosen variant of implementation of the invention, the oxygen compression or liquefaction module (13), the hydrogen compression or liquefaction module (14) and the methane liquefaction or compression module (15). The "complete" variant of the system that is the subject of this The invention comprises the following modules, interconnected as described below: the water tank (2) can be in the open air, in the form of a pond or lake, natural or artificial, of concrete tank ( underground or in the open), cavity excavated by chemical or nuclear explosion, any form of underground cavity, natural or artificially dug, or metal tank (underground or open air), each of these options constituting a variant embodiment of the invention. In a preferred variant of the invention, the water is stored in distilled form, but can also be, in other implementation variants, be stored in the form of drinking water, river water or water. sea water. The water tank (2) is fed by the water-carbon dioxide separation condenser (11 ') treating the exhaust gases of the electricity generator and by the water-methane separation condenser (11'). ) treating the output mixture of the methanation device (7). It feeds the electrolyser (4) and optionally, according to the technical choice chosen for diluting the oxygen in the oxidant mixture, the main electricity generator (9) the carbon dioxide tank (3) can be underground, in a a cavity excavated in a saline formation, a saline aquifer, a former oil or gas deposit or in an unexploited coal vein, in a cavity excavated by chemical or nuclear explosion, in any form of underground cavity, natural or artificially excavated, or in a metal tank (underground or in the open air), and contain carbon dioxide in gaseous form, at atmospheric pressure or under high pressure up to 300 bar, or in liquid form, called supercritical, at a higher temperature at 31.1 ° C. and a pressure greater than 74 bar, each of these options constituting an alternative embodiment of the invention. The carbon dioxide tank (3) is fed by the water-carbon dioxide separation condenser (11 ') processing the exhaust gases of the main electricity generator (9), via the compression module or for liquefying carbon dioxide (12) and supplying the methanation device (7) and, according to the technical choice chosen for diluting the oxygen in the oxidizing mixture, the main electricity generator (9), in both cases via an auxiliary electricity generator (16), through which the liquefied and compressed carbon or only compressed carbon dioxide vaporizes and expands or expands only, releasing a mechanical energy thus transformed into electrical energy - l electrolyser (4) separates the water into its two chemical components, oxygen and hydrogen, by consuming electrical energy, according to the known electrolysis reaction of water 2H2O → Oz + 2H2. The electrolyzer (4) may be a high temperature electrolyzer using distilled water, a pressure-based alkaline electrolyser (as described in US Pat. No. 3,135,673), a proton exchange membrane electrolyser, each of these options constituting an alternative embodiment of the invention. The electrolyser (4) is supplied with electrical energy during the electricity storage phase by the electric power source (1) and by the auxiliary electricity generators (16) at the outlet of the carbon dioxide tank ( 3) and the hydrogen buffer tank (6). The electrolyser (4) is supplied with water by the water tank (2). The electrolyser (4) feeds the oxygen tank (5), via the oxygen compression or liquefaction module (13), and the hydrogen buffer tank (6) via the hydrogen compression or liquefaction module (14) - the oxygen tank (5) can be subterranean in a cavity dug in saline formation, in a saline aquifer, in a cavity dug by chemical or nuclear explosion, or in any form of underground cavern, natural or artificially dug, or in a metal tank (underground or open air), and contain oxygen in gaseous form, at atmospheric pressure or under high pressure up to 300 bar, or liquid form at low temperature (below -183 ° C at atmospheric pressure), each of these options constituting an alternative embodiment of the invention. The oxygen tank (5) is fed by the electrolyser (4), via the oxygen compression or liquefaction module (13), and feeds the main electricity generator (9), by means of the intermediate of an auxiliary electricity generator (16), through which the liquefied or compressed oxygen vaporizes or expands, releasing a mechanical energy thus transformed into electrical energy - the hydrogen buffer tank (6) can be underground in a cavity dug in a salt formation, a cavity dug by chemical or nuclear explosion, or any form of underground cavity, natural or artificially dug, or in a metal tank (underground or open air), and contain the hydrogen in gaseous form, at atmospheric pressure or under high pressure up to 300 bar, or in liquid form at low temperature (below -253 ° C at atmospheric pressure), each of these options constitutes an alternative embodiment of the invention. The hydrogen buffer tank is fed by the electrolyser (4), via the hydrogen compression or liquefaction module (14), if present, and feeds the methanation device (7) with via an auxiliary electricity generator (16), through which the liquefied or compressed hydrogen vaporizes or expands, releasing a mechanical energy thus transformed into electrical energy - the methanation device (7) converts dioxide of carbon and hydrogen to methane and water, according to the known reaction, known as Sabatier CO2 + 4H2 - + CH4 + 2H20, giving off heat. The anaerobic digestion device (7) can be produced in the form of a reactor between 1 and 30 bar, preferably at atmospheric pressure, at a temperature of the order of 300 to 400 ° C., in one or more stages, at a temperature of using a nickel or ruthenium catalyst on an alumina substrate, each of these options constituting an alternative embodiment of the invention. The anaerobic digestion device (7) is fed by the carbon dioxide tank (3), via an auxiliary electricity generator (16), and by the hydrogen buffer tank (6), by the intermediate of another auxiliary electricity generator (16). The methanation device (7) feeds from its outlet mixture the water-methane separation condenser (11). It discharges its excess heat through a heat exchanger (18) to the cold source (10) or to the heat storage module (17) - the methane tank (8) can be underground, in a porous geological formation, in a cavity excavated in a saline formation, in a saline aquifer, in a cavity excavated by chemical or nuclear explosion, or in any form of underground cavity, natural or artificially excavated, or in a metal tank (underground or at free air), and contain methane in gaseous form, at atmospheric pressure or under high pressure up to 300 bar, or in liquid form at low temperature (below -162 ° C at atmospheric pressure), each of these options constituting an alternative embodiment of the invention. The methane tank (8) is supplied by the water-methane separation condenser (11), via the methane liquefaction or compression module (15), and feeds the main electricity generator (9), via an auxiliary electricity generator (16), through which the liquefied or compressed methane vaporizes or expands, releasing a mechanical energy thus transformed into electrical energy - the main electricity generator (9) is a gas turbine driving an electric generator, according to a known method. The gas turbine uses methane as fuel and pure oxygen or oxygen mixed with water vapor or carbon dioxide as the oxidant, according to a known oxy-fuel combustion process. This process can be (1) the so-called "oxy-fuel" oxygen cycle or its "material cycle" variant, in which the oxygen is mixed with carbon dioxide before serving as a methane oxidizer, (2) the so-called "water cycle" where the oxygen is mixed with water vapor before serving as a methane oxidizer; (3) the so-called "Graz" cycle, in which oxygen is mixed with carbon dioxide and water vapor in known proportions prior to serving as a methane oxidizer; (4) any other method in which oxygen is mixed with carbon dioxide and water vapor; any proportions before serving as oxidant methane, (5) the combustion of methane in pure oxygen, each of these options constituting an alternative embodiment of the invention. The generation of electricity can be carried out in a single methane combustion step with the gaseous mixture described above in a known gas turbine, or preferably in two stages, the residual heat of the gas turbine exhaust gas. described above heating the steam of a recovery steam generator, according to the known architecture known as combined cycle turbine, each of these options constituting an alternative embodiment of the invention. The main electricity generator (9) is supplied by the oxygen tank (5) through an auxiliary electricity generator (16) and the methane tank (8) via the intermediate of an auxiliary electricity generator (16), and, according to the technical option chosen for mixing with oxygen, by the water-carbon dioxide separation condenser (11 '), by the water tank (2), or by the carbon dioxide tank (3), via an auxiliary electricity generator (16). The main electricity generator (9) transfers its excess heat to the cold source (10) or to the heat storage module (17) via a heat exchanger (18). The main electricity generator (9) supplies the external electrical network with electrical power during the phases of restitution of the stored energy. The main electricity generator (9) feeds with its exhaust gas the water-carbon dioxide separation condenser (11 ') - the cold source (10) can be ambient air, a stream, a canal, a reservoir, the sea or the ocean, each of these options constituting an alternative embodiment of the invention. The cold source (10) receives a flow of heat energy (heat) from the main electricity generator (9), which, like any heat engine, requires the evacuation of excess heat to such a cold source, according to the well known state of the art, and in addition to the anaerobic digestion device (7), the water-methane separation condenser (11) or the water-carbon dioxide separation condenser (11 ') the water-methane separation condenser (11) cools the mixture of methane and steam at the outlet of the methanation device (7) to conditions of temperature and pressure at which the water vapor condenses, ie becomes liquid again, while methane remains gaseous. The two components of the mixture are thus separated. The cooling is effected by transfer of heat energy (heat) to the cold source (10) or to the heat storage module (17), since the gas mixture from the methanation device (7), by the intermediate of a heat exchanger (18). The water-methane separation condenser (11) is supplied with gaseous mixture of steam and methane by the methanation device (7). The water-methane separation condenser (11) feeds the methane tank (8) via the methane liquefaction or compression module (15) and the water tank (2) - the water separation condenser carbon dioxide (1 l ') cools the mixture of carbon dioxide and water vapor constituted by the exhaust gases of the main electricity generator (9) to conditions of temperature and pressure where the water vapor condenses, ie becomes liquid again, while carbon dioxide remains gaseous. The two components of the mixture are thus separated. The cooling is effected by transfer of heat energy (heat) to the cold source (10) or to the heat storage module (17), from the exhaust gases from the main electricity generator (9), via a heat exchanger (18). The water-carbon dioxide separation condenser (11 ') is supplied with gaseous mixture of water vapor and carbon dioxide by the main electricity generator (9). The water-carbon dioxide separation condenser (11 ') feeds the carbon dioxide tank (3), via the carbon dioxide compression or liquefaction unit (12), the water tank (2). ), and, depending on the technical option chosen to form the oxidant by mixing with oxygen, the main electricity generator (9) - the carbon dioxide compression or liquefaction unit (12) combines known compressors, or under development for the storage of electricity in the form of compressed air, in order to bring the carbon dioxide into the state of pressure and temperature suitable for its storage, according to the technical options selected. The carbon dioxide compression or liquefaction unit (12) is supplied with electrical energy by the main electricity generator (9) and the auxiliary electricity generators (16) at the outlet of the oxygen tank (5) and methane (8), and carbon dioxide by the water-carbon dioxide separation condenser (11 '). The carbon dioxide compression or liquefaction unit (12) supplies gas to the carbon dioxide tank (3). The carbon dioxide compression or liquefaction module (12) supplies the heat storage module (17) with heat via a heat exchanger (18) - the compression or liquefaction module oxygen (13) combines compressors and cryogenic devices known or being developed for the storage of electricity in the form of compressed air, in order to bring oxygen into the state of pressure and temperature suitable for storage, depending on the technical options selected. The oxygen compression or liquefaction unit (13) is supplied with electrical energy by the electric power source (1) and by the auxiliary electricity generators (16) at the outlet of the carbon dioxide tank (3) and the hydrogen buffer tank (6), and oxygen by the electrolyser (4). The oxygen compression or liquefaction module (13) supplies oxygen to the oxygen tank (5). The oxygen compression or liquefaction module (13) supplies heat to the heat storage module (17) through a heat exchanger (18) - the hydrogen compression or liquefaction module (14) combines compressors and known cryogenic devices, in order to bring the hydrogen into the state of pressure and temperature suitable for storage, according to the technical options selected. The hydrogen compression or liquefaction unit (14) is supplied with electrical energy by the electric power source (1) and by the auxiliary electricity generators (16) at the outlet of the carbon dioxide tank (3) and the hydrogen buffer tank (6) and hydrogen by the electrolyzer (4). The hydrogen compression or liquefaction module (14) supplies the hydrogen buffer tank (6) with hydrogen. The hydrogen compression or liquefaction module (14) supplies heat to the heat storage module (17) via a heat exchanger (18) - the methane gas compression or liquefaction module ( 15) combines compressors and known cryogenic devices, or under development for the storage of electricity in the form of compressed air, to bring the methane into the state of pressure and temperature suitable for storage, according to the technical options selected. The methane gas compression or liquefaction unit (15) is supplied with electrical energy by the electric power source (1) and by the auxiliary electricity generators (16) at the outlet of the carbon dioxide tank (3) and hydrogen buffer tank (6) and methane by the water-methane separation condenser (11). The methane liquefaction or compression module (15) supplies the methane reservoir (8) with methane. The methane liquefaction or compression module (15) supplies the heat storage module (17) with heat via a heat exchanger (18) - an auxiliary electricity generator (16) operates in a heat exchanger reservoir outlet the mechanical energy of expansion of a gas (carbon dioxide, oxygen, hydrogen or methane) stored at high pressure when it relaxes, or a gas stored in liquid form when it vaporizes , to produce electrical energy. Such generators, mobilizing "sliding pressure air turbine" air turbines, are known and in development for compressed air electricity storage technologies. An auxiliary electricity generator (16) receives at its inlet a compressed or liquefied gas and optionally a flow of heat energy (heat) for heating said gas, and delivers a low-pressure gas as well as electrical energy resulting from the transformation in the turbine of the mechanical energy resulting from the expansion or vaporization of the input gas. Each auxiliary electricity generator (16) is supplied with gas by the corresponding tank, respectively carbon dioxide (3), oxygen (5), hydrogen (6) or methane (8) and heat energy by the heat storage module (17), via a heat exchanger (18). The auxiliary electricity generator (16) at the outlet of the carbon dioxide tank (3) supplies the methanation device (7) with gas and, depending on the technical option chosen to form the comburent mixture, the main electricity generator (9). The auxiliary electricity generator (16) at the outlet of the hydrogen buffer tank (6) supplies the methanation device (7) with gas. The auxiliary electricity generators (16) at the outlet of the oxygen (5) and methane (8) tank supply gas to the main electricity generator (9). The auxiliary electricity generators (16) at the outlet of the carbon dioxide (3) and hydrogen (6) tanks supply electrical energy to the hydrolyser (4) or the oxygen compression and liquefaction modules (13). ), hydrogen (14) or methane (15). The auxiliary electricity generators (16) at the outlet of the oxygen (5) and methane (8) tanks supply electrical energy to the carbon dioxide compression or liquefaction module (12) or supplement the electrical power supplied by output by the main electricity generator (9) - the heat storage module (17) consists of solid material, surrounded by a thermally insulating enclosure, and traversed many pipes through which circulates a coolant, according to known thermal storage techniques. The material is preferably solid, but it can also be liquid or gaseous, each of these options constituting an alternative embodiment of the invention. The heat transfer liquid may be pure water, water containing salts in any concentration, a molten metal such as sodium, or any other liquid, air, or any other gas, pure or in mixture, each of these options constituting an alternative embodiment of the invention - a heat exchanger (18) transfers the heat energy, or heat, from the heat storage module (17) to the auxiliary electricity generators (16). ) or from the anaerobic digestion module (7), the main electricity generator (9), the water-methane separation condenser (11), the water-carbon dioxide separation condenser (11 '), or the compression or liquefaction of gas (12 to 15) to the cold source (10) or the heat storage module (17). A heat exchanger is a known device comprising a heat transfer fluid circulating in many pipes, these pipes being in contact with the fluid or the solid object to which to supply or withdraw heat energy. The system that is the subject of the present invention has three distinct modes of operation, separated in time: 1. a mode of storage of the electrical energy, when that provided by the main source of electrical energy (1) is greater than the instantaneous needs of the network, and when the storage capacity of the installation is not saturated, that is to say when the tanks of methane (8) and oxygen (5) are not full and that the water tanks (2) and carbon dioxide (3) are not empty 2. a mode of restitution of the stored electrical energy, when the instantaneous needs of the network are greater than that provided by the main source of electrical energy (1) and when the capacity of return of the installation is not exhausted, ie when the tanks of methane (8) and of oxygen (5) are not empty and that the reservoirs of water (2) and carbon dioxide (3) are not full 3. an inactive mode if, in all other cases, the state of the system does not change. The description of the active modes of operation of the system (storage and retrieval), given below, illustrates, in a nonlimiting manner, an example of implementation of the present invention in the "complete" variant of implementation of the invention. . In the electrical energy storage mode, the overall chemical reaction carried out by the system which is the subject of the invention is the conversion of water and carbon dioxide into methane and oxygen, in two successive operations. electrolysis and methanation, according to the formula: CO2 + 2H2O -> CH4 +202, using the electrical energy from the main source (1) to be stored. In this mode, the following modules are in operation: the water (2), carbon dioxide (3), oxygen (5) and methane (8), the electrolyser (4), the hydrogen buffer tank (6), the methanation device (7), the water-methane separation condenser (11), the cold source (10), the oxygen compression or liquefaction modules (13), hydrogen (14) and methane (15), the auxiliary electricity generators (16) at the outlet of the carbon dioxide (3) and hydrogen (6) reservoirs, the heat storage module (17, the heat exchangers (18) coupled to the methanation device (7), to the water-methane separation condenser (11), to the compression or liquefaction modules for oxygen (13), hydrogen (14) and methane (15) and the auxiliary generators (16) at the outlet of the carbon dioxide (3) and hydrogen (6) reservoirs.The other modules are at standstill The electrolyser (4) uses the to the contained in the water tank (2) and the available electrical energy from the main source (1) and the auxiliary electricity generators (16) at the outlet of the carbon dioxide (3) and hydrogen reservoirs (6), to produce oxygen, which is then stored in the oxygen tank (5), by mobilizing the oxygen compression or liquefaction module (13), and hydrogen, which is then stored temporarily in the hydrogen buffer tank (6) by mobilizing the hydrogen compression or liquefaction module (14). The anaerobic digestion device (7) uses the carbon dioxide from the carbon dioxide tank (3), received via the auxiliary electricity generator (16) at the outlet thereof, and the hydrogen from the hydrogen buffer tank (6), received via the auxiliary electricity generator (16) at the outlet thereof, to produce a mixture of methane and water vapor, which feeds the water separation condenser -methane (11). The excess heat produced by the methanation chemical reaction is discharged to the cold source (10) or to the heat storage module (17) via a heat exchanger (18).
Le condenseur de séparation eau-méthane (11) sépare la vapeur d'eau du méthane en sortie du dispositif de méthanisation (7) et évacue, par l'intermédiaire d'un échangeur de chaleur (18), la chaleur excédentaire résultant de la condensation de l'eau, vers la source froide (10) ou vers le module de stockage de chaleur (17). Il alimente en méthane le réservoir de méthane (8), par l'intermédiaire du module de compression et de liquéfaction de méthane (15), et alimente en eau le réservoir d'eau (2). Les modules de compression ou de liquéfaction d'oxygène (13), d'hydrogène (14) et de méthane (15) utilisent l'énergie électrique disponible dont les sources sont identiques à celles décrites pour l'électrolyseur (4) et transfèrent l'énergie calorifique issue de la compression ou de la liquéfaction du gaz vers le module de stockage de chaleur (17) ou vers la source froide (10), par l'intermédiaire d'un échangeur de chaleur (18). Le module de compression ou de liquéfaction d'oxygène (13) est alimenté en gaz par l'électrolyseur (4) et alimente le réservoir d'oxygène (5). Le module de compression ou de liquéfaction d'hydrogène (14) est alimenté en gaz par l'électrolyseur (4) et alimente le réservoir tampon d'hydrogène (6). Le module de compression ou de liquéfaction de méthane (15) est alimenté en gaz par le condenseur de séparation eau-méthane (11) et alimente le réservoir de méthane (8). Les générateurs auxiliaires d'électricité (16) en sortie des réservoirs de dioxyde de carbone (3) et d'hydrogène (6) reçoivent du gaz comprimé ou liquéfié issu de leur réservoir respectif, de l'énergie calorifique (chaleur) issue du module de stockage de chaleur (17), par l'intermédiaire d'un échangeur de chaleur (18), et alimentent en énergie électrique l'électrolyseur (4) ou les modules de compression ou de liquéfaction d'oxygène (13), d'hydrogène (14) ou de méthane (15). Les générateurs auxiliaires d'électricité (16) en sortie des réservoirs de dioxyde de carbone (3) et d'hydrogène (6) alimentent en gaz le dispositif de méthanisation (7). The water-methane separation condenser (11) separates the steam from the methane at the outlet of the methanation device (7) and discharges, via a heat exchanger (18), the excess heat resulting from the condensation of the water, to the cold source (10) or to the heat storage module (17). It feeds the methane tank (8) with methane via the methane liquefaction and compression module (15) and supplies water to the water tank (2). The compression or liquefaction modules of oxygen (13), hydrogen (14) and methane (15) use the available electrical energy whose sources are identical to those described for the electrolyser (4) and transfer the heat energy resulting from the compression or liquefaction of the gas to the heat storage module (17) or to the cold source (10) via a heat exchanger (18). The oxygen compression or liquefaction module (13) is supplied with gas by the electrolyser (4) and feeds the oxygen tank (5). The hydrogen compression or liquefaction module (14) is supplied with gas by the electrolyser (4) and feeds the hydrogen buffer tank (6). The methane liquefaction or compression module (15) is supplied with gas by the water-methane separation condenser (11) and feeds the methane tank (8). The auxiliary electricity generators (16) at the outlet of the carbon dioxide (3) and hydrogen (6) tanks receive compressed or liquefied gas from their respective tanks, heat energy (heat) from the module heat storage (17), via a heat exchanger (18), and supply electrical energy to the electrolyzer (4) or the oxygen compression or liquefaction modules (13), hydrogen (14) or methane (15). The auxiliary electricity generators (16) at the outlet of the carbon dioxide (3) and hydrogen (6) tanks supply the methanation device (7) with gas.
Les échangeurs de chaleur (18) couplés au dispositif de méthanisation (7), au condenseur de séparation eau-méthane (11) et aux modules de compression ou de liquéfaction d'oxygène (13), d'hydrogène (14) et de méthane (15) transfèrent de la chaleur depuis ces modules vers le module de stockage de chaleur (17) ou vers la source froide (10). Les échangeurs de chaleur (18) couplés aux générateurs auxiliaires d'électricité (16) en sortie des réservoirs de dioxyde de carbone (3) et d'hydrogène (6) reçoivent de la chaleur depuis le module de stockage de chaleur (17). En mode de restitution de l'énergie électrique stockée, la réaction chimique globale réalisée par le système objet de l'invention est la combustion du méthane dans de l'oxygène pur (éventuellement dilué dans du dioxyde de carbone, de la vapeur d'eau ou un mélange de ces deux gaz) pour former de l'eau et du dioxyde de carbone, en une opération d'oxycombustion, inverse de celle mobilisée au cours du mode de stockage, selon la formule : CH4 +202 -> CO2 + 2H2O. Dans ce mode, les modules suivants sont en fonctionnement : les réservoirs d'eau (2), de dioxyde de carbone (3), d'oxygène (5) et de méthaiie (8), le générateur principal d'électricité (9), la source froide (10), le condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (11'), le module de compression ou de liquéfaction de dioxyde de carbone (12), les générateurs auxiliaires d'électricité (16) en sortie des réservoirs d'oxygène (5) et de méthane (8), le module de stockage de chaleur (17), les échangeurs de chaleur (18) couplés au générateur principal d'électricité (9), au condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (11'), au module de compression ou de liquéfaction de dioxyde de carbone (12) et aux générateurs auxiliaires (16) en sortie des réservoirs d'oxygène (5) et de méthane (8). Les autres modules sont à l'arrêt. Le générateur principal d'électricité (9) brûle le méthane, issu du réservoir de méthane (8) par l'intermédiaire du générateur auxiliaire d'électricité (16) correspondant, dans un comburant formé d'oxygène pur issu du réservoir d'oxygène (5) par l'intermédiaire du générateur auxiliaire d'électricité (16) correspondant, ou d'un mélange d'oxygène pur issu de la même source, de vapeur d'eau ou de dioxyde de carbone issus du condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (11'), du réservoir d'eau (2) ou du réservoir de dioxyde de carbone (3) par l'intermédiaire du générateur auxiliaire> d'électricité (16) correspondant, pour produire de l'énergie électrique qui est alors restituée au réseau général, tout en évacuant la chaleur en excès par l'intermédiaire d'un échangeur de chaleur (18), vers la source froide (10). et vers le module de stockage de chaleur (17). Cette production d'énergie électrique est complétée par celle des générateurs auxiliaires (16) en sortie des réservoirs d'oxygène (5) et de méthane (8), et restitue ainsi celle reçue au cours du mode de stockage depuis la source d'énergie électrique (1), aux pertes inévitables près liées au rendement global du système objet de la présente invention, qui est inférieur à 100 % pour des raisons de thermodynamique familières à l'homme de l'art. Le condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (11') sépare la vapeur d'eau du dioxyde de carbone dans le flux de gaz d'échappement en sortie du générateur principal d'électricité (9) et évacue, par l'intermédiaire d'un échangeur de chaleur (18), la chaleur excédentaire résultant de la condensation de l'eau vers la source froide (10) ou vers le module de stockage de chaleur (17). Le module de compression ou de liquéfaction de dioxyde de carbone (12) utilise l'énergie électrique fournie par le générateur principal d'électricité (9) ou par les générateurs auxiliaires d'électricité (16) en sortie des réservoirs d'oxygène (5) et de méthane (8). Le module de compression ou de liquéfaction de dioxyde de carbone (12) est alimenté en gaz par le condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (11') et alimente le réservoir de dioxyde de carbone (3). Il transfère l'énergie calorifique issue de la compression ou de la liquéfaction du dioxyde de carbone vers le module de stockage de chaleur (17) ou vers la source froide (10), par l'intermédiaire d'un échangeur de chaleur (18). Les générateurs auxiliaires d'électricité (16) en sortie des réservoirs d'oxygène (5) et de méthane (8) reçoivent du gaz comprimé ou liquéfié issu de leur réservoir respectif, de l'énergie calorifique (chaleur) issue du module de stockage de chaleur (17), par l'intermédiaire d'un échangeur de chaleur (18), et alimentent en énergie électrique le module de compression ou de liquéfaction de dioxyde de carbone (12) ou complètent la puissance électrique restituée en sortie par le système objet de la présente invention. Les générateurs auxiliaires d'électricité (16) en sortie des réservoirs d'oxygène (5) et de méthane (8) alimentent en gaz le générateur principal d'électricité (9). Les échangeurs de chaleur (18) couplés au générateur principal d'électricité (9), au condenseur de séparation eau-dioxyde de carbone (11') et au module de compression ou de liquéfaction de dioxyde de carbone (12) transfèrent de la chaleur depuis ces modules vers le module de stockage de chaleur (17) ou vers la source froide (10). Les échangeurs de chaleur (18) couplés aux générateurs auxiliaires d'électricité (16) en sortie des réservoirs d'oxygène (5) et de méthane (8) reçoivent de la chaleur depuis le module de stockage de chaleur (17). The heat exchangers (18) coupled to the methanation device (7), to the water-methane separation condenser (11) and to the compression or liquefaction modules for oxygen (13), hydrogen (14) and methane (15) transfer heat from these modules to the heat storage module (17) or to the cold source (10). The heat exchangers (18) coupled to the auxiliary electricity generators (16) at the outlet of the carbon dioxide (3) and hydrogen (6) reservoirs receive heat from the heat storage module (17). In the mode of restitution of the stored electrical energy, the overall chemical reaction carried out by the system which is the subject of the invention is the combustion of methane in pure oxygen (optionally diluted in carbon dioxide, water vapor or a mixture of these two gases) to form water and carbon dioxide, in an oxyfuel operation, the reverse of that mobilized during the storage mode, according to the formula: CH4 +202 -> CO2 + 2H2O . In this mode, the following modules are in operation: the water (2), carbon dioxide (3), oxygen (5) and methane (8) tanks, the main electricity generator (9) , the cold source (10), the water-carbon dioxide separation condenser (11 '), the carbon dioxide compression or liquefaction module (12), the auxiliary electricity generators (16) at the outlet of the reservoirs of oxygen (5) and methane (8), the heat storage module (17), the heat exchangers (18) coupled to the main electricity generator (9), the water-carbon dioxide separation condenser (11 '), the carbon dioxide compression or liquefaction module (12) and the auxiliary generators (16) at the outlet of the oxygen (5) and methane (8) tanks. The other modules are stopped. The main electricity generator (9) burns the methane from the methane tank (8) via the corresponding auxiliary electricity generator (16) in an oxidizer formed of pure oxygen from the oxygen tank (5) through the corresponding auxiliary electricity generator (16), or a mixture of pure oxygen from the same source, water vapor or carbon dioxide from the water-water separation condenser. carbon dioxide (11 '), the water tank (2) or the carbon dioxide tank (3) via the corresponding auxiliary electricity generator (16), to produce electrical energy which is then restored to the general network, while discharging excess heat through a heat exchanger (18) to the cold source (10). and to the heat storage module (17). This production of electrical energy is supplemented by that of the auxiliary generators (16) at the outlet of the oxygen (5) and methane (8) reservoirs, and thus restores that received during the storage mode from the energy source. electric (1), losses unavoidable near the overall efficiency of the system object of the present invention, which is less than 100% for reasons of thermodynamics familiar to those skilled in the art. The water-carbon dioxide separation condenser (11 ') separates the water vapor from the carbon dioxide in the exhaust gas stream at the outlet of the main electricity generator (9) and discharges, via a heat exchanger (18), the excess heat resulting from the condensation of water to the cold source (10) or to the heat storage module (17). The carbon dioxide compression or liquefaction unit (12) utilizes the electrical energy supplied by the main electricity generator (9) or the auxiliary electricity generators (16) at the outlet of the oxygen tanks (5). ) and methane (8). The carbon dioxide compression or liquefaction module (12) is supplied with gas by the water-carbon dioxide separation condenser (11 ') and feeds the carbon dioxide tank (3). It transfers the heat energy resulting from the compression or liquefaction of the carbon dioxide to the heat storage module (17) or to the cold source (10) via a heat exchanger (18) . The auxiliary electricity generators (16) at the outlet of the oxygen (5) and methane (8) tanks receive compressed or liquefied gas from their respective tanks, heat energy (heat) from the storage module of heat (17) through a heat exchanger (18) and supply the carbon dioxide compression or liquefaction unit (12) with electrical energy (12) or supplement the electrical output of the system object of the present invention. The auxiliary electricity generators (16) at the outlet of the oxygen (5) and methane (8) tanks supply gas to the main electricity generator (9). The heat exchangers (18) coupled to the main electricity generator (9), the water-carbon dioxide separation condenser (11 ') and the carbon dioxide compression or liquefaction unit (12) transfer heat. from these modules to the heat storage module (17) or to the cold source (10). The heat exchangers (18) coupled to the auxiliary electricity generators (16) at the outlet of the oxygen (5) and methane (8) tanks receive heat from the heat storage module (17).
La présente invention s'applique à la régulation de systèmes industriels de production d'électricité, et vise à l'adaptation temporelle entre une production d'électricité d'origine renouvelable, telle que celle issue d'éoliennes terrestres ou en pleine mer ("offshore"), de cellules photovoltaïques, ou autres systèmes en cours de développement, dont la puissance dépend de phénomènes naturels, et est donc intermittente et irrégulière, et la consommation humaine et sociale, dont les besoins, présentant une base constante et des variations circadiennes, hebdomadaires et saisonnières, sont indépendantes des phénomènes naturels à l'origine de la production d'électricité d'origine renouvelable. The present invention applies to the regulation of industrial electricity generation systems, and aims at the temporal adaptation between a production of electricity of renewable origin, such as that resulting from wind turbines or at sea (" offshore "), photovoltaic cells, or other systems under development, whose power depends on natural phenomena, and is therefore intermittent and irregular, and human and social consumption, whose needs, having a constant base and circadian variations weekly and seasonal, are independent of the natural phenomena at the origin of the production of electricity of renewable origin.