Pour faire face aux changements climatiques, la transition énergétique s’impose aujourd’hui comme une évidence. Les sources d’énergie renouvelables devant aider à cette transition sont caractérisées par leurs intermittences qui requièrent des dispositifs de stockages afin de garantir la fiabilité des systèmes énergétique utilisant ces dernières. Le stockage d’électricité par air comprimé (CAES) est l’un de ces dispositifs de stockage d’énergie. Cependant, dans sa configuration actuellement commercialisée, le CAES brûle en phase de décharge du gaz naturel afin d’améliorer le rendement de conversion du système. Le présent travail contribue à la diminution de l’empreinte écologique de cette technique de stockage en proposant un système de taille réduite n’utilisant aucune source d’énergie fossile. Dans un premier temps, une modélisation thermodynamique fine d’un tel système est faite en fonction des types de composants choisis et de leurs comportements thermiques (adiabatique, polytropique). Une étude expérimentale visant à démontrer la faisabilité d’un tel système est par la suite réalisée sur un prototype de laboratoire. Le très faible rendement de conversion expérimental obtenu (4%), bien que confirmant la faisabilité technique nous a suggéré une optimisation du système de stockage proposé. L’algorithme génétique à codage réel, modifié afin de stabiliser et d’accélérer sa convergence est présenté de façon détaillée puis utilisé pour identifier un ensemble de 13 paramètres maximisant le rendement exergétique du système. Un rendement électrique de conversion d’environ 20% est obtenu sur le système optimisé pour un rendement énergétique global de plus de 75%. / To address climate change, the transition to a decarbonized energy system is self-evident. The renewable energy sources to support this energy transition are intermittent. Therefore, they should be coupled at an electrical storage system to ensure the reliability of power system using same. Compressed air energy storage (CAES) happens to be one of these technologies of energy storage. Unfortunately, in its current configuration, CAES requires the combustion of natural gas during the discharging periods to improve the global energy efficiency of system. This work contributes to the reduction of the environmental footprint of compressed air energy storage by proposing a small-scale CAES using no fossil fuel energy source. Initially, a careful thermodynamic modeling of such a storage system is made according to the types of components chosen and to their thermal behavior (adiabatic or polytropic). Subsequently, for demonstrating its feasibility, a comprehensive experimental investigation was performed on experimental prototype existing in our lab. The very low experimental conversion efficiency obtained (4%) although confirming the technical feasibility, it has suggested that the proposed storage system should be optimized. A modified real coded genetic algorithm to stabilize and accelerate its convergence is documented here and used to identify a set of thirteen parameters who maximize the global exergy efficiency of proposed electric energy storage system. The result of the optimization indicates that in the optimum operating point, the electrical efficiency of storage system is about 20% for a round trip efficiency of 75%.

Cette étude concerne un système de stockage d’électricité basé sur le stockage thermique. Le principe est de convertir de l’électricité issue d’énergies renouvelables en chaleur lorsque la production est supérieure à la demande, de conserver cette chaleur puis de la reconvertir en électricité lorsqu’un besoin se présente. Le système proposé s’appuie sur une technologie de stockage sensible à haute température : le stockage régénératif gaz/solide. Ce stockage est associé à une boucle de charge et à un cycle thermodynamique de restitution électrique. Dans cette étude, deux architectures sont étudiées pour ce dernier : la première est basée sur un cycle gaz, la seconde sur un cycle combiné Joule/Rankine. Un modèle global du système est développé sur la base d’une modélisation de chaque composant à un niveau de détail approprié. Sur la base de ce modèle, une analyse thermodynamique est menée. Celle-ci identifie le rendement exergétique global du procédé, proche de celui d’un cycle à combustion. Une analyse exergétique détaillée du stockage identifie les principaux postes d’irréversibilités dans ce composant. Elle montre qu’il est possible d’optimiser de manière relativement simple ses performances en jouant sur son dimensionnement. Par la suite, une analyse économique montre qu’en dépit de ses performances inférieures, le cycle gaz est associé à des coûts d’investissement limités qui rendent son utilisation pertinente. En termes de coût du stockage, le système étudié est compétitif avec des solutions comme les batteries. / This study concerns an electricity storage system based on thermal energy storage. Its overall purpose is to convert electricity produced by renewable energies into heat when the supply exceeds the demand. This heat is stored for a few hours and converted back to electricity when there is a need for it. The proposed system relies on a high temperature sensible thermal energy storage technology known as the gas/solid packed bed thermal storage. This storage comes with a charging loop and a thermodynamic cycle to carry out the heat to electricity conversion. In this study, two main architectures are considered for this cycle: a simple gas cycle and a Joule/Rankine combined cycle. Each component is modeled with an appropriate level of detail in order to create a global model of the system. This model is used to carry out a thermodynamic analysis. This study calculates the global exergy efficiency of the whole process, which is close to exergy efficiency of a combustion cycle. A detailed exergy analysis of the storage allows to identify the main phenomena behind the availability losses of this component. It shows that it is possible to increase the efficiency of the storage by modifying its sizing. Apart from this study, an economic analysis shows that regardless of its low energy and exergy efficiencies, the gas cycle comes with limited investment costs which insure an interesting profitability. In terms of storage cost, the proposed system is close to other electricity storage solutions like batteries.

Dans un climat de raréfaction des énergies fossiles et de tensions liées à la sécurisation de l'approvisionnement mondial, un passage progressif à des sources d'énergie peu carbonées s'opère dans plusieurs pays du monde. L'utilisation de ressources renouvelables telles que les ressources solaires et éoliennes soulèvent intrinsèquement la problématique d'intermittence de production. Ce qui conduit à un écart entre la production et la consommation d'électricité et génère parfois d'importants excédents d'électricité. Une voie de valorisation de cet excédent consiste à la stocker sous forme chimique dans l'hydrogène qui sera à son tour utilisé pour la synthèse de méthanol. L'objectif de cette thèse consiste à explorer des voies de développement d'un nouveau procédé de synthèse de méthanol à partir de CO2 venant de sources industrielles et de H2 issu de l'électrolyse de l'eau. Le procédé doit répondre à des variations fréquentes de régime de fonctionnement. Dans un premier temps, une étude des phénomènes de transfert de matière et de chaleur pour deux technologies de réacteurs de synthèse de méthanol a été réalisée moyennant des critères de la littérature. En se basant par la suite sur les résultats obtenus lors de l'analyse des transferts, un modèle de réacteur hétérogène a été développé et exploité pour une vaste étude paramétrique du réacteur de synthèse de méthanol. Dans un second temps, l'étude a été étendue à un réacteur avec recyclage afin d'apprendre davantage sur l'impact de l'intégration du réacteur dans la boucle sur ses performances et la production globale de méthanol. Fort d'une compréhension des phénomènes ayant lieu au sein du procédé en régime permanent, un modèle de la boucle a été développé pour des simulations du procédé en régime transitoire. Les temps nécessaires pour le démarrage de l'unité ainsi que sa stabilisation suite à un changement de régime de fonctionnement ont été estimés par le modèle transitoire. La disponibilité de l'électricité actuelle et à moyen terme a été analysée dans l'optique d'anticiper sur le nombre de transitions annuelles auxquelles sera soumise l'unité de méthanol. Sur cette base, des designs de réacteurs et des stratégies opératoires ont été proposés dans le but de réduire au mieux l'impact des transitions sur l'unité de méthanol. Tout un chapitre a été consacré à d'éventuelles possibilités de développement et d'amélioration du procédé de synthèse de méthanol. Des designs de réacteurs sont proposés et évalués par rapport à leur capacité à convertir l'hydrogène. Même si les propositions de design ne sont qu'au stade de concept, certaines suscitent plus d'intérêt et méritent une évaluation plus approfondie. Finalement, un outil d'aide à la décision multicritères a été présenté puis utilisé pour essayer de choisir une technologie de réacteur pour le procédé de synthèse de méthanol / As the result of fossil resources increasing scarcity, and geopolitical tensions due to energy supply securing, some countries are gradually moving to renewable and low carbon energy resources to reduce significantly their energy dependency. The electricity production from solar and wind energy are intrinsically responsible for intermittency issues that periodically lead to a gap between production and consumption. Transforming the unused excess of electricity production to chemicals may be an interesting solution for optimal exploitation of these resources. This thesis aims at investigating some means of developing new methanol process synthesis from CO2 stemming from industrial sources and H2 produced by the excess of electricity through water electrolysis. The envisioned methanol unit should be able to operate under variable regime. Initially, heat and mass transfer for two reactor technologies of methanol synthesis have been studied by using criteria described in literature. Then, a heterogeneous reactor model has been grounded in the results of heat and mass transfer analysis obtained previously. The reactor model was used to carry out a large parametric analysis of the reactor. In a second step, the reactor survey has been extended to the methanol loop to learn about the effect on the global reactor performances after its integration in the methanol loop. Once the phenomena involved in methanol process have been understood in steady regime, a transient model of the methanol loop has been developed and used to investigate the process dynamics such as the required time to start the process or to move from an operating state to another. The current and medium term electricity availability has been assessed in order to estimate the number of transitions per year undergone by the methanol unit. Based on these observations, reactor designs and operating strategies have been suggested so that they lower the impact of transitions on methanol unit. A whole chapter has been dedicated to evaluate some alternatives to develop and to improve the process of methanol synthesis. Some reactor designs have been suggested and their ability to convert hydrogen to methanol has been simulated. Although the reactor design proposals are only at the concept stage, some of them arouse more interest, and merit further evaluation. Finally, a decision support tool has been presented and used to choose the most appropriate reactor technology for the process of methanol synthesis