FR 2987399 A1 20130830 FR 1251663 A 20120223 PROCEDE ET INSTALLATION DE STOCKAGE D'ENERGIE L'invention concerne le domaine du stockage d'énergie. En particulier, l'invention concerne la régulation d'un stockage de chaleur utilisé dans un procédé de stockage d'énergie sous la forme de gaz comprimé. Il est courant de chercher à stocker de l'énergie lorsque l'énergie est peu chère, par exemple lorsque la production d'énergie est supérieure à la demande et à déstocker l'énergie stockée lorsque l'énergie est plus chère, par exemple lorsque la demande est supérieure à la production. Plusieurs alternances de stockage/déstockage sont envisageables. Par exemple, il est possible de pratiquer des alternances de stockage/déstockage sur l'année (stockage au printemps et en automne et déstockage en été ou en hiver) ou sur une journée (stockage la nuit et déstockage le jour). On peut aussi utiliser le stockage d'énergie dans des applications où la production énergétique est irrégulière (générateurs éoliens ou solaires par exemple). Parmi les méthodes connues de stockage d'énergie, le stockage d'énergie sous forme d'air comprimé (ci-après « procédé CAES » pour « compressed air energy storage » en anglais) est particulièrement intéressant. Il s'agit en effet d'une méthode simple et produisant peu de pertes, en particulier lorsqu'un fonctionnement adiabatique ou isotherme peut être assuré. Un procédé CAES comporte une phase de stockage d'énergie dans laquelle on procède à une compression d'air et une étape de déstockage d'énergie dans laquelle on procède à une détente de l'air préalablement comprimé. La détente est effectuée de façon à entraîner un générateur, par exemple une turbine couplée à un alternateur, pour fournir du courant. La figure 1 illustre schématiquement une installation 1 pour la mise en oeuvre d'un procédé CAES selon l'état de la technique. L'installation 1 de la figure 1 comporte un train de compression 10 permettant de faire passer un flux d'air entrant Fl d'une température d'entrée Te, par exemple proche de la température ambiante, et d'une pression d'entrée Pe, proche de la pression atmosphérique, à une pression de stockage de consigne Pst avec une température de stockage Tst. Un ou plusieurs compresseurs 11, 12 montés en série peuvent être utilisés lors de la phase de compression. Le flux d'air comprimé Fl est ensuite stocké dans un réservoir d'air comprimé 100. L'installation 1 de la figure 1 comporte aussi un train générateur 20 permettant de produire du courant lors de la détente d'un flux d'air sortant F2 à travers le train générateur 20. Le flux d'air sortant F2 passe d'une pression de réservoir Pr dans le réservoir d'air comprimé100, à une pression après détente (dite « post détente Pdc ») proche de la pression atmosphérique en sortie du train générateur 20. Le train générateur 20 peut comporter un ou plusieurs générateurs 21, 22. Le passage de la pression de réservoir Pr à la pression post détente Pdc peut se faire en plusieurs paliers. Dans la suite, un « générateur » désigne un détendeur comportant par exemple au moins une turbine entraînée par l'air comprimé et couplée à au moins un alternateur. La compression adiabatique d'air génère de la chaleur De façon avantageuse, afin de ne pas perdre toute l'énergie thermique produite lors de la compression, celle-ci est stockée dans un ou plusieurs ensembles de stockage de chaleur 51, 52, afin d'être transférée à nouveau au flux d'air comprimé F2 sortant lors de la phase de déstockage. Lors de la phase de stockage, de l'énergie thermique Q est extraite du flux d'air entrant Fl en sortie de chaque compresseur 11, 12 au moyen de refroidisseurs 31, 32. Elle est ensuite stockée sous forme de chaleur dans un ou plusieurs réservoirs de chaleur 3. Lors de la phase de déstockage d'énergie, de l'énergie thermique stockée Q' est transférée au flux d'air sortant F2 avant qu'il n'entre dans les générateurs 21, 22 au moyen de réchauffeurs 41, 42. L'installation illustrée en figure 1 comporte deux ensembles de stockage de chaleur 51, 52 qui peuvent comporter chacun un ou plusieurs réservoirs de chaleur 3 en parallèle ou partager le ou les mêmes réservoirs de chaleur 3. Un tel réservoir de chaleur pour du stockage d'énergie thermique couplé à un procédé CAES est désigné ci-après TES (pour « thermal energy storage » en anglais). La figure 2 illustre schématiquement une phase de décharge d'un procédé CAES dans une installation avec TES selon l'état de la technique. Les mêmes numéros de références désignent des éléments équivalents à ceux déjà décrits dans la figure 1. Sur la figure 2, on a représenté uniquement le flux d'air sortant F2. On désigne Qt le débit massique de l'air extrait du réservoir d'air comprimé 100, Pr la pression en entrée du TES 3 qui est directement liée à la pression en sortie du réservoir 100 - aux pertes de charge linéaires et singulières près et en tenant compte du poids de la colonne d'air lorsque le réservoir 100 est enterré. On désigne aussi Tf_m la température en entrée du TES 3 - qui correspond sensiblement à la température en sortie du réservoir 100 - et Tf_out la température en sortie du TES 3 - qui correspond sensiblement à la température en entrée du bloc générateur 20. On désigne enfin Pdc la pression en sortie du bloc générateur 20, sensiblement égale à la pression atmosphérique. Pour simplifier la description ci-après, on désigne par « générateur » le bloc générateur quel que soit le nombre de générateurs prévus dans l'installation, étant entendu que la description ci- dessous peut être répétée lorsque plusieurs générateurs sont impliqués dans la phase de décharge. Le débit d'air massique Qt extrait du réservoir 100 traverse le TES 3 (ou une pluralité de TES disposés en parallèle) puis la turbine du générateur 20. Ce débit d'air massique Qt peut être réglé en temps réel lors de la phase de décharge par une vanne de réglage 101 en sortie de réservoir 100. La pression Pr en entrée du TES 3 qui, aux pertes de charge près est sensiblement égale à la pression en entrée de turbine du générateur 20, est généralement maintenue le plus haut possible lors de la phase de décharge sans réglage en temps réel ; elle dépend uniquement de l'état de charge du réservoir 100 - dans l'hypothèse d'un réservoir opérant à volume constant - c'est-à-dire de l'historique du débit d'air massique Qt extrait du réservoir entre le début de la phase de décharge et un instant t de la phase de décharge. On pourrait envisager de régler la pression Pr à l'aide d'une vanne qui laminerait l'air en sortie du réservoir 100, mais cela aurait pour résultat une baisse de rendement au niveau de la turbine du générateur 20. La température Tf_in en entrée du réservoir de chaleur 3 - sensiblement égale à la température en sortie du réservoir d'air 100 - n'est généralement pas réglée en temps réel lors de la phase de décharge ; elle résulte de la température de consigne Tst lors de l'injection du flux d'air entrant Fl pendant la phase de charge et de l'équilibre thermique entre l'air et les parois du réservoir d'air comprimé 100. On pourrait envisager de modifier Tf_ii, en utilisant un brûleur ou un refroidisseur en amont du TES 3 mais cela représenterait des coûts d'investissement et d'opération importants et introduirait également une baisse de rendement. La température Tr-out en sortie du réservoir de chaleur 3 - sensiblement égale à la température en entrée de la turbine du générateur 20 - n'est pas non plus réglable en temps réel lors de la phase de décharge ; elle dépend du débit massique Qt du flux d'air sortant F2 et de l'état de charge du ou des TES qui est elle-même fonction de l'historique du débit massique Qt. De même, on pourrait envisager de modifier Tr-otit en utilisant un brûleur ou un refroidisseur en aval du TES 3 mais cela représenterait des coûts d'investissement et d'opération importants et introduirait également une baisse de rendement. Lors de la phase de décharge, on cherche à contrôler le débit d'air traversant la turbine du générateur ainsi que la puissance de la turbine. Pour augmenter le rendement d'une installation mettant en oeuvre un procédé CAES, il est avantageux de faire travailler la turbine du générateur 20 à débit réduit constant. On désigne par Qred le débit réduit de la turbine ; ce débit étant défini comme : Qt - ef_',' Qred = Pr Le rendement d'une turbine (isentropique ou polytropique) est optimisé pour un débit réduit donné. Par ailleurs, pour faciliter le dimensionnement de l'alternateur et des équipements électriques annexes ainsi que l'adaptation de l'installation dans un réseau électrique existant, on cherche à faire travailler la turbine du générateur 20 à puissance constante. On désigne par P la puissance de la turbine qui est une fonction de type : P =f(Qt, Tf-out, Pr, Pdc) Une formulation possible de la puissance de la turbine peut être exprimée comme : P=Qt- y-1r T f -out x-1 ( Pr -1 Pdc Y avec r la constante massique des gaz parfaits appliquée à l'air, y le coefficient adiabatique de l'air et k l'exposant polytropique de la turbine. Or, dans la configuration la plus simple, schématisée sur la figure 2, on ne dispose que d'un seul degré de liberté pour effectuer un réglage lors de la phase de décharge, i.e. le réglage du débit massique Qt à travers la vanne de réglage 101 en sortie de réservoir d'air comprimé 100. Ce seul degré de liberté ne permet pas de satisfaire les deux contraintes d'un débit Qred constant et d'une puissance P constante de la turbine quel que soit le niveau de charge du réservoir 100 et du TES 3, c'est-à-dire quels que soient les valeurs de Pr et Tf-out- Comme mentionné plus haut, on pourrait envisager de faire varier Pr mais au détriment d'une perte de rendement dans la turbine ; ou de modifier Tf,ut avec un brûleur ou refroidisseur mais au prix de coûts d'installation et d'opération excessifs. En conséquence, si on choisit par exemple de faire fonctionner la turbine du générateur 20 à puissance P constante lors de la décharge, il interviendra nécessairement une variation du débit d'air la traversant. En effet, au fur et à mesure de la décharge du réservoir 100 à travers le TES 3 et la turbine du générateur 20, la pression en sortie du réservoir Pr va diminuer et la température Tf-out en sortie du TES va diminuer. Afin de maintenir la puissance de la turbine P constante, le débit massique Qt du flux d'air sortant va devoir être augmenté. Il est alors impossible de maintenir le débit de la turbine Qred à un débit réduit constant. Les graphes de la figure 3 illustrent cet état de fait. La figure 3a montre la pression Pr en sortie du réservoir d'air comprimé ; cette pression n'est pas réglable et dépend de l'état de charge du réservoir. On remarque que la pression Pr en sortie du réservoir 100 décroit progressivement lors de la phase de décharge. La figure 3b montre la température Tf_out en sortie du TES ; cette température n'est pas réglable et dépend de l'état de charge du TES, c'est-à-dire du débit massique Qt du flux d'air F2 extrait du réservoir 100. On remarque que la température Tf-out en sortie du TES décroit progressivement lors de la phase de décharge. La figure 3c montre la puissance de la turbine et la figure 3d montre le débit (le,' de la turbine du générateur pendant la phase de décharge. Si l'on conserve la puissance constante (figure 3c) alors le débit réduit Qred de la turbine augmente (figure 3d) : ayant choisi d'imposer à la turbine du générateur un fonctionnement à puissance constante, il faut, pour compenser les diminutions naturelles de Pr et Tf-out pendant la phase de décharge, augmenter le débit Qred traversant la turbine. Les travaux de simulation de la demanderesse ont permis de montrer qu'à puissance P constante de la turbine, le débit réduit de la turbine avait tendance à augmenter au cours de la phase de décharge dans des proportions allant de 10% à 30%. De même, si on cherchait à imposer un débit de la turbine Qj réduit constant, il serait impossible de maintenir la puissance de la turbine P constante. Pour pallier cet inconvénient et permettre de contrôler indépendamment la puissance et le débit réduit de la turbine du générateur, il a été proposé des turbines présentant des dispositifs de réglage en entrée ou en sortie de turbine (désignés IGV pour « inlet guide vane » en anglais ou OGV pour « outlet guide vane » en anglais). On peut se référer par exemple à la publication « Adiabatic compressed air energy storage plants for efficient peak load power supply from wind energy : the European project AA-CAES » de Christoph Jakiel et al, Int. J. Energy Technology and Policy, Vol 5, No 3, 2007, pp 296-306. Ces dispositifs IGV ou OGV présentent par exemple des ailettes inclinables qui permettent de modifier l'ouverture ou la sortie de la turbine et donc son rendement quel que soit le débit réduit la traversant. Ces dispositifs sont cependant complexes et onéreux et supportent mal les hautes températures du flux d'air traversant la turbine. La présente invention concerne un procédé de stockage de type CAES adiabatique amélioré. Plus particulièrement, l'invention est relative à la régulation du stockage de chaleur couplé à un procédé CAES. A cet effet, l'invention propose une installation de stockage d'énergie comprenant : un train de compression adapté à comprimer un flux de gaz entrant ; un réservoir adapté à stocker le gaz comprimé ; au moins un réservoir de chaleur adapté à stocker de la chaleur extraite du train de compression ; un train générateur adapté à produire un courant électrique par détente d'un flux de gaz sortant à travers au moins une turbine, l'installation comprenant des moyens de régulation adaptés à répartir le flux de gaz sortant entre au moins une première partie de flux de gaz sortant qui traverse au moins un premier réservoir de chaleur avec un premier débit massique et au moins une deuxième partie de flux de gaz sortant qui contourne ledit premier réservoir de chaleur avec un deuxième débit massique. Selon les modes de réalisation, l'installation selon l'invention peut comprendre une ou plusieurs des caractéristiques suivantes : - la deuxième partie de flux de gaz sortant ne traverse aucun réservoir de chaleur ; - l'installation comprend une pluralité de réservoirs de chaleur et la deuxième partie de flux de gaz sortant traverse au moins un deuxième réservoir ; - l'installation comprend une pluralité de réservoirs de chaleur et la première partie de flux de gaz sortant traverse au moins deux réservoirs de chaleur distincts avec des débits massiques respectifs ; - un contrôleur adapté à commander les moyens de régulation de manière à modifier indépendamment au moins le premier et le deuxième débit massique ; le contrôleur obéit à un modèle prédéterminé pour commander les moyens de régulation ; - le contrôleur commande les moyens de régulation à partir de mesures reçues de la température en entrée de la turbine du train générateur et/ou de la température en sortie de chaque réservoir de chaleur. L'invention concerne aussi un procédé de stockage d'énergie, comprenant : - une phase de charge comprenant : - la compression d'un flux de gaz entrant ; - le stockage du gaz comprimé dans un réservoir ; - le stockage de chaleur extraite lors de la compression dans au moins un réservoir de chaleur ; et - une phase de décharge comprenant : - la génération d'un courant électrique par détente d'un flux de gaz sortant à travers au moins une turbine ; - la répartition du flux de gaz sortant de manière à ce qu'au moins une première partie du flux de gaz sortant traverse au moins un premier réservoir de chaleur avec un premier débit massique et qu'au moins une deuxième partie du flux de gaz sortant contourne ledit premier réservoir de chaleur avec un deuxième débit massique. Selon les modes de réalisation, le procédé selon l'invention peut comprendre une ou plusieurs de caractéristiques suivantes : - la répartition du flux de gaz sortant est faite entre une pluralité de réservoirs de chaleur ; - la répartition du flux de gaz sortant est faite entre au moins un réservoir de chaleur et au moins un contournement ne traversant aucun réservoir de chaleur ; - la répartition du flux de gaz sortant est contrôlée de manière à modifier la température en entrée de la turbine pour maintenir une puissance et un débit réduit constants dans la turbine ; la répartition du flux de gaz sortant est contrôlée selon un modèle prédéterminé ; - la répartition du flux de gaz sortant est contrôlée à partir des mesures reçues de la température en entrée de la turbine et/ou de la température en sortie de chaque réservoir de chaleur. Le procédé et l'installation selon l'invention permettent de contrôler indépendamment au moins deux parties du flux de gaz sortant afin d'introduire au moins un degré de liberté supplémentaire dans la régulation de la température en entrée de la turbine du générateur. L'invention permet ainsi un rendement amélioré lors du cycle de décharge dans un procédé CAES sans surcoûts. Notamment, les dispositifs de réglage complexes et couteux de type IGV ou OVG peuvent être supprimés.30 D'autres caractéristiques et avantages de l'invention apparaîtront à l'examen de la description détaillée ci-après, et des dessins annexés sur lesquels : - la figure 1, déjà décrite, représente une installation apte à mettre en oeuvre un procédé CAES selon l'état de la technique; - la figure 2, déjà décrite, illustre schématiquement la phase de décharge d'un procédé CAES selon l'état de la technique; - les figures 3a à 3d, déjà décrites, sont des graphes montrant les évolutions de la pression en sortie de réservoir d'air comprimé, de la température en sortie de réservoir de chaleur, de la puissance de la turbine et du débit de la turbine, respectivement, dans une phase de décharge d'un procédé CAES selon l'état de la technique; - la figure 4 illustre schématiquement la phase de décharge d'un procédé CAES selon un premier mode de réalisation de l'invention ; - les figures 5a à 5d sont des graphes montrant les évolutions des températures en sortie de réservoir de chaleur, en sortie de réservoir d'air comprimé et en entrée de la turbine, des débits en sortie de réservoir de chaleur, en sortie de réservoir d'air comprimé et en contournement du réservoir de chaleur, de la puissance de la turbine et du débit réduit de la turbine, respectivement, dans une phase de décharge d'un procédé CAES selon l'invention ; - la figure 6 illustre schématiquement la phase de décharge d'un procédé CAES selon un deuxième mode de réalisation de l'invention ; - la figure 7 illustre schématiquement la phase de décharge d'un procédé CAES selon un troisième mode de réalisation de l'invention. Les mêmes références dans les différents dessins désignent des éléments équivalents. La figure 4 illustre schématiquement une phase de décharge d'un procédé CAES dans une installation avec TES selon un premier mode de réalisation de l'invention. Sur la figure 4, on a représenté uniquement le flux de gaz sortant F2 de l'installation. Comme sur la figure 2 déjà décrite, Qt est le débit massique du gaz extrait du réservoir 100 de gaz comprimé (typiquement de l'air), Pr est la pression en entrée du TES 3, Tf_,' est la température en entrée du TES 3 et Tf_out est la température en sortie du TES 3 qui correspond sensiblement à la température en entrée du bloc générateur 20, et Pdc est la pression en sortie du bloc générateur 20, sensiblement égale à la pression atmosphérique. Dans l'installation selon l'invention, seule une partie du flux de gaz sortant F2 traverse le TES 3 et au moins une partie du flux de gaz sortant le contourne. On désigné alors QI et Q2 les débits massiques du gaz respectivement ayant traversé le TES et ayant contourné le TES. T1 et T2 sont les températures des flux de gaz respectivement ayant traversé le TES et ayant contourné le TES. L'installation selon l'invention comprend aussi des moyens de régulation 102 du débit massique de gaz Q2 du flux de gaz sortant F2 contournant le TES 3. Si l'installation ne comporte qu'un seul réservoir de chaleur 3, un même moyen de régulation 102 peut être utilisé pour réguler le débit massique de gaz Q2 contournant le TES et le débit massique de gaz QI traversant le TES, avec une vanne trois voies par exemple. De même, si l'installation comporte plusieurs réservoirs de chaleur disposés en parallèle, ils peuvent être assimilés à un unique TES 3 et un même moyen de régulation 102 peut être utilisé pour réguler le débit massique de gaz Q2 contournant le TES et le débit massique de gaz QI traversant l'ensemble des réservoirs de chaleur parallèles, avec une vanne trois voies par exemple. Une telle installation permet de régler indépendamment et en temps réel QI et Q2 avec Q1+Q2=Qt. On dispose ainsi de deux degrés de liberté, à savoir le réglage de QI et le réglage de Q2, plutôt que du seul réglage de Qt comme décrit en référence à la figure 2 de l'état de la technique. Les températures T1 et T2 ne sont pas réglables ; TI dépend de QI et de l'état de charge du TES 3 et T2 est égale à la température Tf_ut en sortie du réservoir 100 de gaz comprimé. La pression Pr en entrée du TES 3 est conservée la plus haute possible comme expliqué plus haut, mais en revanche, la température Tf-out en entrée de la turbine du générateur 20 est réglable en temps réel lors de la phase de décharge dans l'installation selon l'invention. e +Q2 Les expressions du débit réduit Qred de la turbine et de la puissance P restent celles décrites plus haut. On voit cependant que Tf_ottt ne dépend plus seulement de Qt comme dans l'installation de l'état de la technique décrite en référence à la figure 2, mais dépend de QI et de Q2. Dans une installation selon l'invention, on dispose donc de deux degrés de liberté c'est à dire de deux paramètres pouvant être fixés indépendamment l'un de l'autre. Lors de la phase de décharge, on peut alors contrôler le débit de gaz traversant la turbine du générateur ainsi que la puissance de la turbine de manière indépendante. On peut donc faire travailler la turbine du générateur 20 à un débit réduit constant pour un rendement optimal de la turbine; et on peut également faire travailler la turbine du générateur 20 à puissance constante pour garantir une adaptation optimale avec l'alternateur et des équipements électriques annexes. En particulier, lors de la phase de décharge, la pression en sortie du réservoir Pr et la température Ti en sortie du TES vont inexorablement diminuer. Il sera néanmoins possible de réguler, en plus du débit total Qt, la température TF-out en entrée de la turbine du générateur 20 pour maintenir la puissance de la turbine P constante ainsi que le débit de la turbine Qred à un débit réduit constant. Les graphes de la figure 5 illustrent cette régulation dans une installation selon l'invention. Les courbes de la figure 5 sont données à titre purement indicatif et leur forme ne doit pas être interprétée de manière restrictive. La figure 5a montre les températures T1 en sortie de TES, T2 en sortie du réservoir de gaz et Tf_out en entrée de la turbine. On remarque que la température T2 en sortie du réservoir de gaz reste constante (elle dépend des conditions de stockage) alors que la température Ti en sortie du TES décroit progressivement lors de la phase de décharge. En variant les débits respectifs des flux de gaz aux températures T1 et T2, on peut contrôler la température Tf-out en entrée de la turbine du générateur. 11 On a en effet, Tf,', - Qt = T, Qt + T2 Q2 et Qt=Q1±Q2 ; soit Tf -ont =Ti - Q' ± T2. - Q2 La figure 5b montre les débits de gaz QI ayant traversé le TES et Q2 ayant contourné le TES ainsi que le débit total Qt du flux sortant. On remarque que les débits de gaz QI et Q2 varient indépendamment l'un de l'autre lors de la phase de décharge. Ces débits QI et Q2 peuvent être contrôlés par un contrôleur adapté à commander le moyen de régulation 102. Le contrôleur peut obéir à un modèle prédéterminé si les évolutions des états de charge du réservoir de gaz 100 et du TES 3 sont modélisables et bijectifs avec l'évolution de la valeur de la température Tf-out en entrée de la turbine du générateur 20. Le contrôleur peut aussi commander le moyen de régulation 102 à partir d'une boucle de rétroaction en fonction de mesures de la température Tf_out en entrée de la turbine du générateur et/ou en fonction de mesures de la température T1 en sortie du TES - étant entendu que la température T2 est constante et dépend des conditions de stockage du gaz comprimé. La figure 5c montre la puissance de la turbine et la figure 5d montre le débit Qred de la turbine du générateur pendant la phase de décharge dans une installation selon l'invention. On remarque que la puissance reste constante (figure 5c) et que le débit réduit Qred de la turbine reste également constant (figure 5d). La figure 6 illustre schématiquement une phase de décharge d'un procédé CAES dans une installation selon un deuxième mode de réalisation de l'invention, avec une pluralité de TES contrôlés indépendamment les uns des autres. Comme sur la figure 4 déjà décrite, Qt est le débit massique du gaz extrait du réservoir 100 de gaz comprimé, Pr est la pression en amont des TES 3, Tf-in est la température en amont des TES 3 et Tf-out est la température en entrée du bloc générateur 20, et Pdc est la pression en sortie du bloc générateur 20. Dans l'installation de la figure 6, une partie du flux de gaz sortant F2 traverse l'ensemble des TES 3 et au moins une partie du flux de gaz sortant les contourne. On désigne alors Q2 le débit massique du gaz ayant contourné les TES et Q3, Q4, Q5 les débits massiques du gaz ayant respectivement traversé chacun des TES. T2, T3, T4 et T5 sont les températures des flux de gaz respectivement ayant contourné les TES et ayant traversé chaque TES. Il est entendu que l'illustration de la figure 6 avec trois TES n'est pas limitative. L'installation de la figure 6 comprend aussi des moyens de régulation 102 du débit massique de gaz Q2 du flux de gaz sortant F2 contournant l'ensemble des TES, une vanne trois voies par exemple. L'installation de la figure 6 comporte aussi des moyens de régulation 103, 104, 105 des débits massiques de gaz Q3, Q4, Q5 traversant chaque TES 3, de simples vannes deux voies par exemple. Une telle installation permet de régler indépendamment et en temps réel Q2, Q3/ Q4 et Q5 avec Q2+Q3+Q4+Q5=Qt. On dispose ainsi d'une pluralité de degrés de liberté, à savoir le réglage du débit Q2 du flux contournant les TES ainsi que le réglage du flux traversant chaque TES, plutôt que du seul réglage de Qt comme décrit en référence à la figure 2 de l'état de la technique. Les températures T2, T3, T4 et T5 ne sont pas réglables ; T2 est égale à la température Tf_tn liée à la température en sortie du réservoir 100 et T3, T4 et T5 dépendent chacune respectivement de Q3, Q4 et Q5 et de l'état de charge de chaque TES respectivement. La pression Pr en amont des TES 3 est conservée la plus haute possible comme expliqué plus haut, mais en revanche, la température Tf_out en entrée de la turbine du générateur 20 est réglable en temps réel lors de la phase de décharge dans l'installation selon l'invention. On a en effet, Tf_'ut - Qt = T2 - Q2 + T3 - Q3 + T4 - Q4 + T5 - Q5 et Qt= Q2+Q3+Q4+Q5 ; soit T = T2 - Q2 +T3-Q3+774-Q4+Ts- Q5 f -out Les expressions du débit réduit Qred de la turbine et de la puissance P restent celles décrites plus haut. On voit cependant que Tf_out ne dépend plus seulement de Qt comme dans l'installation de l'état de la technique décrite en référence à la figure 2, mais dépend de Q2, Q3, Q4 et Q. Chaque débit Q2, Q3/ Q4 et Q5 peut être contrôlé indépendamment par un contrôleur adapté à commander chaque moyen de régulation 102, 103, 104 et 105. Le contrôleur peut obéir à un modèle prédéterminé si les évolutions des états de charge du réservoir de gaz 100 et de chaque TES 3 sont modélisables et bijectifs avec l'évolution de la valeur de la température Tf-out en entrée de la turbine du générateur. Le contrôleur peut aussi commander chaque moyen de régulation 102, 103, 104 et 105 à partir de Q2 + Q3 + Q4 + Q5 boucles de rétroaction en fonction de mesures de la température Tf_out en entrée de la turbine du générateur et/ou en fonction de mesures de la température T3, T4 et T5 en sortie de chaque TES - étant entendu que la température T2 est constante et dépend des conditions de stockage du gaz comprimé. Lors de la phase de décharge, on peut donc réguler le débit total Qt et la température Tf-out en entrée de la turbine du générateur 20 pour maintenir la puissance de la turbine P constante ainsi que le débit réduit de la turbine Qred à une valeur constante. La figure 7 illustre schématiquement une phase de décharge d'un procédé CAES dans une installation selon un troisième mode de réalisation de l'invention avec une pluralité de TES contrôlés indépendamment des uns des autres. Dans l'installation de la figure 7, tout le flux de gaz sortant F2 traverse la pluralité de TES 3 contrôlés indépendamment, i.e. aucune partie du flux de gaz sortant ne contourne les TES. Dans ce mode de réalisation, il existe toujours au moins une partie du flux de gaz sortant qui traverse au moins un réservoir de chaleur 3 et au moins une partie du flux de gaz sortant qui contourne ce réservoir de chaleur 3 - en traversant un autre réservoir de chaleur. Comme sur la figure 6, on désigne par Q, Q4, Q5 les débits massiques du gaz ayant respectivement traversé chacun des TES et on désigne par T3, T4 et T5 les températures des flux de gaz ayant traversé chaque TES. Il est entendu que l'illustration de la figure 7 avec trois TES n'est pas limitative. L'installation de la figure 7 comprend aussi des moyens de régulation 103, 104, 105 des débits massiques de gaz Q3, Q4, Q5 traversant chaque TES 3, de simples vannes deux voies par exemple. L'installation de la figure 7 permet de régler indépendamment et en temps réel le débit massique de gaz Q3, Q4 et Q5 traversant chaque TES. Les expressions du débit réduit Qred de la turbine et de la puissance P restent celles décrites plus haut, avec Tf-out qui dépend de Q3, Q4 et Q5 de manière similaire à ce qui a été décrit plus haut : = Tf-out - Q3 + T4 - Q4 + T5 - QS T Q3 + Q4 + Q5 Ainsi, chaque TES de l'installation de la figure 7 peut être contrôlé indépendamment et plus spécifiquement chaque débit Q3, Q4 et Q5 du flux de gaz traversant chaque TES est contrôlé indépendamment par un contrôleur adapté à commander chaque moyen de régulation 103, 104 et 105. Le contrôleur peut obéir à un modèle prédéterminé ou commander chaque moyen de régulation 103, 104 et 105 à partir de boucles de rétroaction en fonction de mesures de la température Tf-out et/ou T3, T4 et T5 comme décrit plus haut. Un procédé CAES peut être mis en oeuvre dans l'une quelconque des installations selon l'invention décrites schématiquement ci-dessus ou dans toute autre installation équivalente permettant une répartition du flux de gaz sortant F2 de manière à ce qu'au moins une première partie du flux de gaz sortant traverse au moins un réservoir de chaleur avec un premier débit massique et qu'au moins une deuxième partie du flux de gaz sortant contourne ce réservoir de chaleur avec un deuxième débit massique. Le premier débit massique est contrôlé indépendamment du deuxième débit massique de manière à pouvoir modifier la température en entrée de la turbine indépendamment du débit de gaz extrait du réservoir de gaz comprimé. Selon les modes de mise en oeuvre, la répartition du flux de gaz sortant peut être faite entre un unique réservoir de chaleur ou assimilé (plusieurs réservoirs parallèles contrôlés ensemble) et un contournement de ce réservoir (figure 4) ; ou la répartition du flux de gaz sortant peut être faite entre plusieurs réservoirs de chaleur contrôlés indépendamment et un contournement de ces réservoirs (figure 6) ; ou la répartition du flux de gaz sortant peut être faite entre plusieurs réservoirs de chaleur contrôlés indépendamment (figure 7). En tout état de cause, au moins un degré de liberté supplémentaire au débit massique total Qt extrait du réservoir 100 de gaz est introduit dans la régulation de la température Tf-out en entrée de la turbine du générateur 20. Il devient alors possible, avec au moins deux degrés de liberté - le débit de gaz extrait et la répartition du flux entre une partie traversant au moins un réservoir de chaleur avec un premier débit massique et une partie contournant ce réservoir de chaleur avec un deuxième débit massique - de contrôler de manière indépendante le débit réduit de gaz traversant la turbine du générateur ainsi que la puissance de la turbine afin de faire travailler la turbine du générateur à un débit réduit constant et à puissance constante. L'invention a été décrite en référence à des modes de réalisations particuliers qui ne sont pas limitatifs. Notamment, le nombre de réservoirs de chaleur et de contournement des réservoirs peuvent être différent des exemples illustrés. De même, les descriptions faites en référence aux figures 4, 6 et 7 peuvent correspondre à des portions de phase de décharge d'un procédé CAES, plusieurs TES/générateurs pouvant être agencés en série. La description fait aussi référence à de l'air comprimé dans le réservoir de stockage, mais d'autres types de gaz pourrait être utilisé, comme de l'argon ou de l'azote. REVENDICATIONS1. Installation de stockage d'énergie, comprenant : - un train de compression (10) adapté à comprimer un flux de gaz entrant (F1) ; - un réservoir (100) adapté à stocker le gaz comprimé ; - au moins un réservoir de chaleur (3) adapté à stocker de la chaleur extraite du train de compression (10) ; - un train générateur (20) adapté à produire un courant électrique par détente d'un flux de gaz sortant (F2) à travers au moins une turbine, l'installation comprenant des moyens de régulation (102, 103, 104, 105) adaptés à répartir le flux de gaz sortant (F2) entre au moins une première partie de flux de gaz sortant qui traverse au moins un premier réservoir de chaleur (3) avec un premier débit massique et au moins une deuxième partie de flux de gaz sortant qui contourne ledit premier réservoir de chaleur (3) avec un deuxième débit massique. 2. Installation selon la revendication 1, dans laquelle la deuxième partie de flux de gaz sortant ne traverse aucun réservoir de chaleur. 3. Installation selon la revendication 1, comprenant une pluralité de réservoirs de chaleur (3) et dans laquelle la deuxième partie de flux de gaz sortant traverse au moins un deuxième réservoir. 4. Installation selon l'une des revendications 1 à 3, comprenant une pluralité de réservoirs de chaleur (3) et dans laquelle la première partie de flux de gaz sortant traverse au moins deux réservoirs de chaleur distincts avec des débits massiques respectifs. 5. Installation selon l'une des revendications précédentes, comprenant un contrôleur adapté à commander les moyens de régulation (102, 103, 104, 105)de manière à modifier indépendamment au moins le premier et le deuxième débit massique. 6. Installation selon la revendication 5, dans laquelle le contrôleur obéit à un modèle prédéterminé pour commander les moyens de régulation. 7. Installation selon la revendication 5, dans laquelle le contrôleur commande les moyens de régulation à partir de mesures reçues de la température (Tf_out) en entrée de la turbine du train générateur (20) et/ou de la température (TI, T3, T4, T5) en sortie de chaque réservoir de chaleur (3). 8. Procédé de stockage d'énergie, comprenant : * une phase de charge comprenant : - la compression d'un flux de gaz entrant (F1) ; - le stockage du gaz comprimé dans un réservoir (100) ; - le stockage de chaleur extraite lors de la compression dans au moins un réservoir de chaleur (3) ; et * une phase de décharge comprenant - - la génération d'un courant électrique par détente d'un flux de gaz sortant (F2) à travers au moins une turbine ; - la répartition du flux de gaz sortant (F2) de manière à ce qu'au moins une première partie du flux de gaz sortant traverse au moins un premier réservoir de chaleur (3) avec un premier débit massique et qu'au moins une deuxième partie du flux de gaz sortant contourne ledit premier réservoir de chaleur (3) avec un deuxième débit massique. 9. Procédé selon la revendication 8, dans lequel la répartition du flux de gaz sortant (F2) est faite entre une pluralité de réservoirs de chaleur (3). 10. Procédé selon l'une des revendications 8 ou 9, dans lequel la répartition du flux de gaz sortant (F2) est faite entre au moins un réservoir de chaleur (3) et au moins un contournement ne traversant aucun réservoir de chaleur (3). 11. Procédé selon l'une des revendications 8 à 10, dans lequel la répartition du flux de gaz sortant (F2) est contrôlée de manière à modifier la température (Tr-out) en entrée de la turbine pour maintenir une puissance (P) et un débit réduit (Qred) constants dans la turbine. 12. Procédé selon la revendication 11, dans laquelle la répartition du flux de gaz sortant (F2) est contrôlée selon un modèle prédéterminé. 13. Procédé selon la revendication 11, dans laquelle la répartition du flux de gaz sortant (F2) est contrôlée à partir des mesures reçues de la température (Tf_'t) en entrée de la turbine et/ou de la température (Ti, T3, T4, T5) en sortie de chaque réservoir de chaleur (3).15