EP4639585A1 - Installation de cogénération électronucléaire à réacteur à eau légère (rel) et système(s) d'électrolyse de l'eau à haute température pour production d'hydrogène à partir de la chaleur du réacteur rel - Google Patents

Installation de cogénération électronucléaire à réacteur à eau légère (rel) et système(s) d'électrolyse de l'eau à haute température pour production d'hydrogène à partir de la chaleur du réacteur rel

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Publication number
EP4639585A1
EP4639585A1 EP23836811.2A EP23836811A EP4639585A1 EP 4639585 A1 EP4639585 A1 EP 4639585A1 EP 23836811 A EP23836811 A EP 23836811A EP 4639585 A1 EP4639585 A1 EP 4639585A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
water
coupling
circuit
heat
closed loop
Prior art date
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Pending
Application number
EP23836811.2A
Other languages
German (de)
English (en)
Inventor
David HAUBENSACK
Nicolas ALPY
Nicolas Tauveron
Pierre Dumoulin
Guillaume MONTZIEUX
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Commissariat a lEnergie Atomique et aux Energies Alternatives CEA
Original Assignee
Commissariat a lEnergie Atomique CEA
Commissariat a lEnergie Atomique et aux Energies Alternatives CEA
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Filing date
Publication date
Application filed by Commissariat a lEnergie Atomique CEA, Commissariat a lEnergie Atomique et aux Energies Alternatives CEA filed Critical Commissariat a lEnergie Atomique CEA
Publication of EP4639585A1 publication Critical patent/EP4639585A1/fr
Pending legal-status Critical Current

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Classifications

    • G—PHYSICS
    • G21—NUCLEAR PHYSICS; NUCLEAR ENGINEERING
    • G21D—NUCLEAR POWER PLANT
    • G21D9/00—Arrangements to provide heat for purposes other than conversion into power, e.g. for heating buildings
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C25—ELECTROLYTIC OR ELECTROPHORETIC PROCESSES; APPARATUS THEREFOR
    • C25B—ELECTROLYTIC OR ELECTROPHORETIC PROCESSES FOR THE PRODUCTION OF COMPOUNDS OR NON-METALS; APPARATUS THEREFOR
    • C25B1/00—Electrolytic production of inorganic compounds or non-metals
    • C25B1/01—Products
    • C25B1/02—Hydrogen or oxygen
    • C25B1/04—Hydrogen or oxygen by electrolysis of water
    • C25B1/042—Hydrogen or oxygen by electrolysis of water by electrolysis of steam
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C25—ELECTROLYTIC OR ELECTROPHORETIC PROCESSES; APPARATUS THEREFOR
    • C25B—ELECTROLYTIC OR ELECTROPHORETIC PROCESSES FOR THE PRODUCTION OF COMPOUNDS OR NON-METALS; APPARATUS THEREFOR
    • C25B15/00—Operating or servicing cells
    • C25B15/02—Process control or regulation
    • C25B15/021—Process control or regulation of heating or cooling

Definitions

  • the present invention relates to the field of light water nuclear reactors (LWR), in particular pressurized water reactors (PWR) or boiling water reactors (REB). More particularly, the invention relates to cogeneration installations comprising such nuclear reactors. Unless otherwise stated, by “cogeneration” is meant here and in the context of the invention, the simultaneous or non-simultaneous production of electricity and, where appropriate, heat, and the production of hydrogen by electrolysis of water from heat and electricity provided by nuclear reactors.
  • the main objective of the invention is to optimize the efficiency of the coupling, above all thermal, in order to optimize the production of hydrogen from the heat provided by nuclear reactors.
  • EHT high temperature electrolysis of water
  • HTE High Temperature Electrolysis
  • SOEC Solid Oxide Electrolysis Cell
  • the invention applies to any nuclear reactor with indirect thermodynamic cycle of the family of so-called second, third, fourth generation reactors (GEN IV). It applies in particular to boiling water nuclear reactors (BWR), with fast neutrons cooled with liquid metal, in particular liquid sodium known as RNR-Na or SFR (English acronym for “Sodium Fast Reactor”) and which is part of the GEN IV family of reactors.
  • BWR boiling water nuclear reactors
  • RNR-Na or SFR Korean acronym for “Sodium Fast Reactor”
  • nuclear reactors In a context of climate and energy transition, the nuclear industry must meet several challenges for the future. Indeed, to meet the energy and societal challenges of tomorrow, it will be appropriate to design nuclear reactors that allow: - to limit the need for so-called “environmental” liquid cold sources (rivers, rivers, sea) and the associated discharges into the environment;
  • ENR renewable energies
  • a pressurized water nuclear reactor conventionally comprises three cycles (fluidic circuits) whose general principle of normal operation is explained below with reference to Figure 1. The temperatures and efficiency are indicated for illustration purposes.
  • the primary circuit 1 is a closed loop fluid circuit mainly comprising the core of the reactor 2, at least one steam generator (GV), as an exchanger called primary exchanger 3 and a hydraulic pump 4 to circulate the heat transfer fluid which is water maintained in the liquid state within the operating temperature range of the reactor, typically around 320°C-330°C in normal operation.
  • GV steam generator
  • the high pressure water from the primary circuit draws the energy provided, in the form of heat, by the fission of the uranium nuclei, in the core of reactor 1.
  • this water under high pressure and high temperature typically 155 bars and 320°C-330°C, enters the intermediate exchanger 3 and transmits its energy to a secondary circuit 5, also using water under pressure as closed loop heat transfer fluid.
  • This secondary circuit 5 comprises the intermediate exchanger 3, a turbine 6 comprising a high pressure body 60 and a low pressure body 61, a condenser 7 and a hydraulic pump 8 to circulate the water in the form of vapor as a heat transfer fluid .
  • the water in the form of steam at high pressure, typically at around 70 bars, is expanded in the high pressure body of the turbine, then superheated before continuing its expansion in the low pressure bodies 61
  • the turbine drives an alternator 9 which produces electricity.
  • the water from the secondary circuit is then condensed via the condenser 7 in a third cycle, the cooling cycle 10, as a so-called “cold” source.
  • This cycle 10 mainly comprises humid air cooling towers 11, which are hollow towers in their center in which, naturally, a current of air is created entering the lower part and leaving the upper part. In passing, this air current takes the heat contained in the water in the cooling circuit and disperses it into the atmosphere in the form of a cloud of water vapor.
  • the operation is reproduced constantly in which the water is distributed into fine droplets, which allows on the one hand a good exchange between the water and the air and therefore brings the water to a temperature close to that of the ambient air and on the other hand saturates the air flow circulating from bottom to top in the tower with water vapor.
  • Part of the water flow evaporates in tower 11, the rest falls as rain in the basin located below the tower where it is pumped and returns to cool condenser 7.
  • the evaporated water is replaced by so-called “environmental” tertiary water pumped upstream from a river, a river or a sea. This significantly increases the temperature of these watercourses, which in hot periods and/or low flow of these watercourses can lead to an operator of the nuclear installation to lower their power level, or even to stop them.
  • thermodynamic efficiency of a PWR is of the order of 33 to 34%
  • temperature of the water at the inlet of the condenser 7 is of the order of 20°C and 35°C upon exit.
  • cogeneration reactors dedicated to both the production of electricity and heat or to the production of electricity and, where appropriate, heat and hydrogen, simultaneously or not.
  • one principle of cogeneration of electricity and heat from a nuclear reactor is to modify the design of the energy conversion cycle so that the heat is released to the cold source at a temperature which allows for valuation. This principle is rather applied for an installation, such as intended for seawater desalination, for district heating, where the heat sought is at a relatively low temperature, typically around 150°C.
  • a first configuration consists of modifying the components of the electricity production system of a REP installation in order to adjust the water temperature at the cold source.
  • this modification In a classic configuration, illustrated in Figure 1, this modification remains limited. It does not affect the high pressure turbine 60 but only the low pressure turbine 61 ensuring the Rankine cycle.
  • This modification illustrated in Figure 2 consists of reducing the operating point P of the low pressure turbine 61 to a pressure of the order of one bar, instead of approximately 50 mbar, so that the water leaving the condenser has a sufficiently high temperature level, typically at 70°C, to be valued, for example in a heating network 12.
  • This modification is accompanied first of all by a reduction in the electrical power produced, since the efficiency thermodynamic increases to 27%. There is also an increase in pressure in condenser 7.
  • Water electrolysis is an electrochemical reaction that breaks down water into dioxygen and dihydrogen gas with the help of an electric current according to the reaction:
  • To carry out the electrolysis of water it is advantageous to carry it out at high temperature typically between 600 and 950°C, because part of the energy necessary for the reaction can be provided by heat, which is less expensive. than electricity and carrying out the reaction is more efficient at high temperatures and finally it may not require a catalyst.
  • a reactor also called an SOEC type electrolyzer (English acronym for “Solid Oxide Electrolysis Cell”), consisting of a stack of elementary units each comprising a cell.
  • solid oxide electrolysis consisting of three anode/electrolyte/cathode layers superimposed one on the other, and interconnection plates, for example made of metal alloys, also called bipolar plates, or interconnectors.
  • the function of the interconnectors is to ensure both the passage of electric current and the circulation of gases in the vicinity of each cell (water vapor injected, hydrogen and oxygen extracted in an EHT electrolyzer) and to separate the anode and cathode compartments.
  • interconnection devices usually called interconnectors or bipolar interconnection plates.
  • the assembly is positioned between two end interconnection plates which support the electrical supplies and gas supplies to the electrolyzer (electrolysis reactor).
  • a high temperature water electrolyzer thus comprises at least one, generally a plurality of electrolysis cells stacked on top of each other, each elementary cell being formed of an electrolyte, a cathode and an anode, the electrolyte being interposed between the anode and the cathode.
  • a high temperature EHT electrolyzer requires a combined input of thermal and electrical power upstream to bring the reagents to the temperature necessary for electrolysis and within it a supply of electrical power to carry out electrolysis.
  • patent CN207603212 proposes a configuration for sampling steam at high temperature and high pressure at the outlet of the steam generator (GV) of a nuclear reactor to be injected directly into the EHT electrolyzer.
  • This configuration has many major disadvantages:
  • the fact of having water which supplies both the secondary circuit and the EHT electrolyzer requires compatibility between the physicochemical requirements of the secondary water and the feed water to the electrolyzer.
  • the requirements of non-aggressiveness of secondary water on the materials of the secondary loop require treatments by adding chemicals, which appear to be difficult to compatible with water intended to supply a electrolyzer.
  • the water introduced into an EHT electrolyzer must be as pure as possible because impurities remain within the electrolyzer and accumulate over time.
  • Publication [3] proposes a coupling configuration between a Rankine cycle electrogenerating PWR type nuclear installation and an EHT electrolyser unit.
  • the heat sampling to power an EHT electrolyzer is carried out indirectly, that is to say without direct sampling of water vapor. This makes it possible to avoid impacting the water inventory of the secondary circuit.
  • This coupling configuration thus proposes the establishment of a fluid loop taking steam directly from the steam generator outlet, i.e. at approximately 280°C, and reinjecting the steam after passing through an exchanger, directly at the condenser. of the Rankine cycle.
  • the heat taken is not fully used by the proposed EHT unit, which is not efficient from a thermal point of view.
  • the energy efficiency of nuclear cogeneration installations as mentioned above is not optimal, because the coupling between the nuclear reactor(s) for electricity generation and/or heat generation and the EHT electrolyzer unit for the production of hydrogen is not optimal.
  • the aim of the invention is to meet this need at least partially.
  • the invention relates, in one of its aspects, to a nuclear power cogeneration installation, intended to produce electricity and, where appropriate, heat, and hydrogen, comprising:
  • At least one nuclear reactor in particular pressurized water (PWR) or boiling water (REB), comprising:
  • a first fluidic circuit called primary circuit, comprising at least a first steam generator as a first intermediate heat exchanger;
  • a second fluidic circuit comprising: at least one turbine comprising a high pressure body connected to the first steam generator and a low pressure body connected to the high pressure body by at least one fluidic branch, a high pressure heater connected in closed loop to the high pressure body, to a water tank, called a food tank, and to the first steam generator, a low pressure heater connected on the one hand by at least one fluid branch to the low pressure body and on the other hand by at least one fluid branch to the food cover, a condenser connected on the one hand to the low pressure body and on the other hand in a closed loop to the low pressure heater; an alternator mechanically coupled to the turbine, intended to be connected to an electrical network.
  • the installation comprises at least one high temperature EHT electrolysis unit thermally coupled to the nuclear reactor by a third fluid circuit, called injection coupling circuit, comprising: a second intermediate heat exchanger connected in a closed loop to a withdrawal tap, made in the fluid branch between the high pressure body and the low pressure body of the turbine, and to the food tank, a second steam generator, called a coupling steam generator, connected on the one hand in a closed loop to the second heat exchanger, and on the other hand to a fluid branch whose inlet is connected to a separate liquid water supply of the primary and secondary circuits of the nuclear reactor and the outlet is connected to the inlet of the high temperature electrolysis unit so as to inject the water vapor produced by the coupling steam generator.
  • injection coupling circuit comprising: a second intermediate heat exchanger connected in a closed loop to a withdrawal tap, made in the fluid branch between the high pressure body and the low pressure body of the turbine, and to the food tank, a second steam generator, called a coupling steam generator, connected on the one hand in a closed loop
  • the liquid water supplying the coupling steam generator is demineralized water.
  • high temperature water electrolysis unit is meant here and in the context of the invention a hydrogen production unit comprising one or more high temperature water electrolyzers (EHT) in series. or in fluidic parallel, each electrolyser comprising at least one, generally a plurality of electrolysis cells stacked on top of each other, each elementary cell being formed of an electrolyte, a cathode and an anode, the electrolyte being interposed between the anode and the cathode.
  • the electrolysis unit also includes all the components upstream and downstream of the electrolyzer(s), for example the heat exchangers, the hydrogen and oxygen compressors produced. . . We can refer to figures 2 and 3 of the publication [5].
  • the nuclear reactor is a PWR reactor comprising a steam dryer, arranged on the fluid branch connecting the high pressure body and the pressure body of the turbine, the withdrawal tap being made at a point of the branch between the high pressure body and steam dryer.
  • the injection coupling circuit is adapted to take the steam from the withdrawal tap at a temperature at most equal to 200°C, advantageously still between 150 and 180°C, so that the coupling steam generator transforms into vapor the liquid water which supplies it at a temperature at most equal to 40°C, advantageously between 10 and 35°C.
  • the heat transfer fluid of the closed loop connecting the coupling steam generator to the second heat exchanger is pressurized water.
  • the high temperature electrolysis production unit EHT is also thermally coupled to the nuclear reactor by a fourth fluidic circuit, called reinjection coupling circuit, comprising: a fourth intermediate heat exchanger connected in a closed loop to a first reinjection tap made between the low pressure heater and the food tank, and to a second reinjection tap made between the condenser and the low pressure heater, a fifth heat exchanger intermediate heat, called a coupling exchanger, connected on the one hand to a fluid branch whose inlet is connected to a supply of liquid water coming from the high temperature electrolysis unit and the output is connected to at least one circuit cooling of the high temperature electrolysis unit and on the other hand in a closed loop to the fourth heat exchanger, so as to evacuate at least in part the excess heat from the high temperature electrolysis unit and at reinject it into the secondary circuit of the nuclear reactor.
  • a fourth fluidic circuit called reinjection coupling circuit
  • the reinjection coupling circuit is preferably adapted to take liquid water coming from the high temperature electrolysis unit at a temperature at least equal to 80°C, advantageously between 85 and 95°C .
  • the heat transfer fluid of the closed loop connecting the coupling exchanger to the fourth heat exchanger is pressurized water.
  • the alternator is adapted to supply at least part of its electricity to the high temperature electrolysis unit.
  • the withdrawal tap is provided with a valve for regulating the inlet pressure in the third intermediate exchanger.
  • the control valve is also a valve for regulating the inlet pressure into the high pressure heater.
  • the second intermediate heat exchanger is of identical structure to that of the high pressure heater.
  • the invention essentially consists of achieving an optimal indirect thermal coupling between a nuclear reactor and a unit for producing hydrogen by electrolysis at high temperature via a judiciously chosen withdrawal tap downstream of the high pressure body of the turbine. of the Rankine cycle of the nuclear reactor which will transfer the heat thus withdrawn, via a closed loop between an intermediate heat exchanger and a coupling steam generator, to the liquid water supplying the production unit in order to inject steam at a high temperature required to carry out electrolysis.
  • This indirect heat supply can be carried out continuously or decreasingly until the heat released by the electrolysis reaction is sufficient to power it on its own.
  • another closed loop with a heat exchanger is also implemented to achieve indirect coupling by returning the waste heat from the hydrogen production unit by EHT electrolysis, to the nuclear reactor.
  • the thermal discharges from the hydrogen production unit by EHT electrolysis are at least partly reinjected into the nuclear reactor.
  • FIG 1 Figure 1 schematically illustrates a configuration of a pressurized water reactor (PWR) operating solely as a power reactor according to the state of the art.
  • Figure 2 is a schematic view of a configuration of a pressurized water reactor (PWR) modified to operate as a cogeneration reactor according to the state of the art.
  • FIG 3 is a schematic view showing in more detail the components of the secondary and tertiary circuits of a nuclear power installation with a pressurized water reactor (PWR) according to the state of the art.
  • PWR pressurized water reactor
  • FIG 4 is a schematic view of a cogeneration installation of a pressurized water reactor (PWR) thermally coupled with a high temperature electrolysis unit according to the invention.
  • PWR pressurized water reactor
  • upstream is to be understood by reference to the direction of circulation of a heat transfer fluid within one of the fluid circuits of a nuclear cogeneration installation according to the invention.
  • Points A to H of the different fluidic lines concerned in Figure 4 are symbolized by black points.
  • the primary circuit 1 is a closed loop fluid circuit mainly comprising the core of the reactor 2, an exchanger 3 as a steam generator (GV), and a hydraulic pump 4 to circulate the heat transfer fluid which is water which passes from the liquid state to the vapor state, typically around 300°C at high pressure, typically around 70 bars, in normal operation.
  • GV steam generator
  • the tertiary circuit 10 mainly comprises a turbine 6 consisting of a high pressure body 60 and a low pressure body 61 connected to the high pressure body 60 by a branch fluidic 62, a condenser 7 connected to the low pressure body 61 by a fluidic branch 63 and a hydraulic pump 80 to circulate the water in the form of vapor as a heat transfer fluid.
  • the water in the form of steam is expanded in the high pressure body of the turbine, then superheated before continuing its expansion in the low pressure body 61.
  • the turbine drives an alternator 9 which produces electricity .
  • the water from the secondary circuit is then condensed via condenser 7, as a so-called “cold” source.
  • the steam generator 3 produces steam for the high and low pressure bodies 60, 61 of the turbine 6, which is characteristic of a Rankine cycle with the operating methods of an electrogenic cycle of the installation and must be able to operate according to the needs of the electricity network.
  • the steam generator 3 is typically sized to evacuate 1.5 times the power of the nuclear reactor. It should be noted that the bodies of the turbines 60, 61 are sized based on the peak steam flow rate produced by the steam generator 30.
  • the hydraulic pump 4 is designed to operate at least at the availability coefficient Kd of the nuclear reactor and must be able to operate according to the fluctuations in the electricity needs of the electrical network to which the alternator 9 of the nuclear reactor is electrically connected.
  • the flow rate of pump 4 must make it possible, taking into account the heat capacity of the heat transfer fluid and the dimensioning of the steam generator 3, to supply it with heat transfer fluid with a flow rate making it possible to respond to power demands from the electrical network.
  • Pump 4 has metal walls resistant to chemical attacks from the heat transfer fluid at high temperatures, typically above 300°C.
  • Several pumps can be positioned in parallel to distribute the pumping flow and a redundant pump can be provided for safety reasons.
  • Circuit 10 also includes a circuit for heating the feed water of the steam generator 3 before it is injected/expanded in the form of steam in the pressure body 60 of the turbine 6.
  • This heating circuit firstly comprises a high pressure heater 64 connected in a closed loop to the high pressure body 60, to a water tank, called a food tank 66, and to the first steam generator 30. It also includes a heater at low pressure 65 connected on the one hand by at least one fluid branch to the low pressure body and on the other hand by at least one fluid branch to the food cover 66.
  • a pump 81 for extracting the condensate coming from the condenser 7 routes it into the food tank 66 via the low pressure heater 65.
  • the condensate is typically at a temperature of 40°C at a pressure of order of 0.075 bars at the outlet of condenser 7.
  • the low pressure heater 65 uses as a heat source the steam withdrawn from the low pressure body 61 of the turbine 6.
  • the low pressure heater 65 thus heats the feed water of the steam generator 30.
  • the feed water leaves the low pressure heater 65, it has a temperature typically between 80 and 100°C.
  • the pump 80 makes it possible to bring this feed water from the food tank 66 to the high pressure heater 64 to bring it to a temperature of around 150°C at a pressure of 40 bars in the steam generator 30.
  • the high pressure heater 64 uses as a heat source the steam withdrawn from the high pressure body 60 of the turbine 6.
  • the nuclear cogeneration installation according to the invention illustrated in Figure 4 comprises in addition to the usual components of an installation with a usual PWR reactor, which has just been described in relation to Figure 3, at least one electrolysis unit at high temperature EHT 100 thermally coupled to the nuclear reactor by an injection coupling circuit 200.
  • This injection coupling circuit 200 firstly comprises an intermediate heat exchanger 202 connected in a closed loop to a withdrawal tap A, produced in the fluid branch 62 between the high pressure body 60 and the low pressure body 61 of the turbine , and to the food cover 66. More precisely, taking into account the temperature and pressure of the hot steam that we wish to draw off, the withdrawal tap A is at a point of the branch 62 which connects the high pressure body 60 of turbine and the dryer, not shown of the PWR reactor.
  • this tap at point A is chosen at the appropriate temperature level to provide the latent heat allowing the food water of unit 100 to be vaporized.
  • the withdrawal tap A can be carried out in a strictly identical manner (type of welding, characteristic pipe diameter, etc.) to that of the withdrawal supplying the high pressure heater 64.
  • connection A is advantageously provided with a valve for regulating the inlet pressure in the intermediate exchanger 202.
  • This regulation valve can also be a valve for regulating the inlet pressure in the high pressure heater 64. This valve can thus be controlled in two different modes. This control valve makes it possible to optimize the operation and control of the coupling cycle 200, with great flexibility.
  • the fluid branch 201 In the closed loop from the withdrawal point A, the fluid branch 201 allows the steam to be channeled and transferred to the exchanger 202. After heat exchange, the fluid branch 203 brings the liquid water back to a point B of the food cover .
  • This circuit also includes a second steam generator, called a coupling steam generator 205 adapted to produce feed steam at an entry point F of the electrolysis unit 100 from demineralized liquid water coming from a point E.
  • This coupling generator 205 is also connected in an intermediate closed loop to the heat exchanger 202.
  • a circulation pump 206 brings pressurized liquid water via the fluid branch 204 from the exchanger 202 to the coupling generator 205 then after heat exchange, brings the water back via the fluid branch 207 to 'at interchange 202.
  • a circulation pump 206 brings pressurized liquid water via the fluid branch 204 from the exchanger 202 to the coupling generator 205 then after heat exchange, brings the water back via the fluid branch 207 to 'at interchange 202.
  • the installation includes a coupling circuit 300 by reinjection of heat into the tertiary circuit 10 of the reactor.
  • This circuit 300 firstly comprises an intermediate heat exchanger 302 connected in a closed loop to a first reinjection tap made at point C between the low pressure heater 65 and the food tank 66, and to a second reinjection tap made at point D between condenser 7 and low pressure heater 65.
  • the fluid branch 303 brings pressurized liquid water to the exchanger 302 and after exchange, the fluid branch 301 makes it possible to channel and transfer the pressurized liquid water to point C, which allows at least part of the excess calories from the EHT unit 100 to be reinjected into the Rankine conversion cycle 10 of the reactor.
  • This circuit also includes an intermediate heat exchanger 305, called a coupling exchanger, connected on the one hand to a fluid branch 308 whose inlet at the withdrawal point G is connected to a supply of liquid water coming from the EHT unit 100 and the output is connected to at least one cooling circuit of the EHT unit 100.
  • an intermediate heat exchanger 305 called a coupling exchanger
  • This coupling exchanger 305 is connected in an intermediate closed loop to the heat exchanger 302, so as to evacuate at least partly the surplus heat from the high temperature electrolysis unit and reinject it into the tertiary circuit of the nuclear reactor.
  • the liquid water coming from the EHT 100 unit is at a temperature at least equal to 80°C, advantageously between 85 and 95°C.
  • a circulation pump 306 brings pressurized liquid water via the fluid branch 304 from the coupling exchanger 305 to the exchanger 302 then after heat exchange, brings the water back via the fluid branch 307 to 'at interchange 202.
  • all of the fluidic branches 201, 203, 204, 207, 208 of circuit 200 and the fluidic branches 301, 303, 304, 307, 308 of circuit 300 each consisting of a cylindrical section pipe, preferably with metal walls, is insulated from the outside with high temperature insulation.
  • the diameter of a pipe is calculated to allow all the thermal power to be evacuated with a maximum admissible limit flow speed of the heat transfer fluid, typically of the order of 1 to 10 m/s.
  • the electrical network connected to alternator 9 aims to transport and distribute electricity to end users according to their needs. This is a high-voltage electrical network operating according to power demands linked to electricity uses, which must be able to accept the peak electrical power produced by the cogeneration installation.
  • the alternator 9 can supply the electricity needs of the EHT unit 100, including the electrolyzers which require direct current, to implement high temperature electrolysis.
  • the inventors have carried out a dimensioning of all the components of the cogeneration installation, with the characterization of each point of circuits 200, 300 in temperature and pressure. This dimensioning is established using software, used under the name CYCLOP, qualified by the applicant for the steady-state dimensioning of the thermodynamic conversion cycle.
  • the CYCLOP software essentially makes it possible to model an energy conversion cycle, made up of different loops linked by thermal, mechanical or electrical exchanges.
  • Each loop is made up of components (exchangers, pumps, turbines, etc.) connected to each other by fluid circulation.
  • thermodynamic point of the complete cycle makes it possible to calculate each thermodynamic point of the complete cycle and to deduce the production of useful energy and therefore its efficiency.
  • Each component is characterized by selected macroscopic quantities, but it is possible to connect this tool to finer presizing modules which make it possible to obtain finer characteristics of a given cycle.
  • the software also makes it possible to optimize the efficiency of a cycle according to its free parameters (turbine pressure ratio, withdrawal pressures and flow rates, etc.), using deterministic optimization algorithms or genetics.
  • the use of this software and its relevance are for example described in [6] or [7].
  • the sizing can also be carried out using other commercial software, in particular that under the name THERMOFLEX®.
  • a flow rate of approximately 300 kg/s was considered with thermal coupling of a PWR reactor producing approximately 540 MWth and 180 MWe and considering hydrogen production by the unit 100 of an equivalent electrical power.
  • a flow rate of approximately 100 kg/s was considered with thermal coupling of a PWR reactor producing approximately 540 MWth and 180 MWe and considering hydrogen production by the unit 100 of an equivalent electrical power.
  • the nuclear reactor is dedicated 100% to the production of hydrogen.
  • the installation can be operated according to other choices with partial production at nominal regime, for example a reactor power dedicated to 50% to produce hydrogen and 50% to sell electricity to the network or in variable regime, for example reactor power making it possible to sell electricity from the reactor when the market price is high and produce hydrogen when the price is lower.
  • the nuclear cogeneration installation which has just been described in relation to a pressurized water nuclear reactor can quite easily be implemented with all indirect thermodynamic cycle nuclear reactors, for which the heat production cycle is physically separated from the energy conversion cycle, such as a boiling water reactor, or a 4th Generation nuclear reactor.
  • the invention can just as easily be applied to a boiling water reactor, the primary circuit 1 comprising the steam generator 3 as a first intermediate heat exchanger then being constituted by the boiling water reactor vessel from which the generated steam is directly sent into the high pressure turbine body 60, the water from the exchanger 64 then being injected as feed water to the reactor vessel.

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Abstract

L'invention consiste essentiellement à réaliser un couplage thermique optimal indirect entre un réacteur nucléaire et une unité de production d'hydrogène par électrolyse à haute température par l'intermédiaire d'un piquage de soutirage judicieusement choisi en aval du corps haute pression de la turbine du cycle de Rankine du réacteur nucléaire qui va transférer la chaleur ainsi soutirée, par l'intermédiaire d'une boucle fermée entre un échangeur de chaleur intermédiaire et un générateur de vapeur de couplage, à de l'eau liquide alimentant l'unité de production afin d'injecter de la vapeur à une température élevée requise pour réaliser l'électrolyse. Cet apport de chaleur indirect peut être effectué en permanence ou décroissant jusqu'à ce que la chaleur dégagée par la réaction d'électrolyse suffise à l'alimenter d'elle-même.

Description

Description
Titre: Installation de cogénération électronucléaire à réacteur à eau légère (REL) et système(s) d’électrolyse de l’eau à haute température pour production d’hydrogène à partir de la chaleur du réacteur REL.
Domaine technique
La présente invention concerne le domaine des réacteurs nucléaires à eau légère (REL), notamment à eau pressurisée (REP) ou à eau bouillante (REB). Plus particulièrement, l’invention a trait aux installations de cogénération comprenant de tels réacteurs nucléaires. Sauf mention particulière, par « cogénération », on entend ici et dans le cadre de l’invention, la production simultanée ou non d'électricité et le cas échéant de chaleur, et la production d’hydrogène par électrolyse de l’eau à partir de la chaleur et de l’électricité fournies par les réacteurs nucléaires.
L’invention a pour objectif principal d’optimiser l’efficacité du couplage avant tout thermique afin d’optimiser la production d’hydrogène à partir de la chaleur fournie par les réacteurs nucléaires.
La production d’hydrogène dans le cadre de l’invention est réalisée par une électrolyse de l’eau à haute température (EHT, ou EVHT pour électrolyse de la vapeur d’eau à haute température, ou HTE acronyme anglais pour « High Temperature Electrolysis », ou encore HTSE acronyme anglais pour « High Temperature Steam Electrolysis ») également à oxydes solides (SOEC, acronyme anglais pour « Solid Oxide Electrolysis Cell »).
Bien que décrite en référence à un réacteur nucléaire à eau pressurisée, l’invention s’applique à tout réacteur nucléaire avec cycle thermodynamique indirect de la famille des réacteurs dits de deuxième, troisième, quatrième génération (GEN IV). Elle s’applique en particulier aux réacteurs nucléaires à eau bouillante (REB), à neutrons rapides refroidis avec du métal liquide, notamment du sodium liquide dit RNR-Na ou SFR (acronyme anglais de « Sodium Fast Reactor ») et qui fait partie de la famille des réacteurs de GEN IV.
Technique antérieure
Dans un contexte de transition climatique et énergétique, l’industrie du nucléaire doit relever plusieurs challenges pour le futur. En effet, pour répondre aux enjeux énergétiques et sociétaux de demain, il sera opportun de concevoir des réacteurs nucléaires qui permettent: - de limiter le besoin en source froide liquide dite « environnementale » (rivières, fleuves, mer) et les rejets associés dans l’environnement ;
- d’être plus flexibles et donc, plus complémentaires des autres énergies dites renouvelables (ENR), pour répondre à la demande fluctuante en électricité et à l’intermittence des ENR ;
- de décarboner les procédés en fournissant de la chaleur aux industries consommatrices (dessalement, réseaux de chaleur, hydrogène. . .) tout en augmentant l’efficacité énergétique;
- de capturer le CO2 atmosphérique pour limiter les effets du réchauffement climatique et contribuer à la fermeture du cycle du carbone en tant que source de carbone pour des procédés industriels; et ce, sans dégrader la rentabilité de l’installation, soit en profitant économiquement des nouveaux services rendus, soit en augmentant significativement la quantité d’électricité produite en journée.
Un réacteur nucléaire à eau pressurisée (REP) comprend classiquement trois cycles (circuits fluidiques) dont le principe général de fonctionnement normal est expliqué ci-après en référence à la figure 1. Les températures et rendement sont indiqués à titre illustratif.
Le circuit primaire 1 est un circuit fluidique en boucle fermée comprenant principalement le cœur du réacteur 2, au moins un générateur de vapeur (GV), en tant qu’ échangeur dit échangeur primaire 3 et une pompe hydraulique 4 pour faire circuler le fluide caloporteur qui est de l’eau maintenue à l’état liquide dans la plage de fonctionnement en température du réacteur, typiquement autour des 320°C-330°C en fonctionnement normal. On ne décrit pas ici les autres équipements, tels qu’un pressuriseur et l’ensemble des dispositifs permettant d’assurer le fonctionnement dans les conditions de sûreté requises.
Ainsi, l’eau sous haute pression du circuit primaire, prélève l’énergie fournie, sous forme de chaleur, par la fission des noyaux d'uranium, dans le cœur du réacteur 1.
Ensuite, cette eau sous haute pression et haute température, typiquement 155 bars et 320°C- 330 °C, entre dans l’échangeur intermédiaire 3 et transmet son énergie à un circuit secondaire 5, lui aussi utilisant de l’eau sous pression comme fluide caloporteur en boucle fermée.
Ce circuit secondaire 5 comprend l’échangeur intermédiaire 3, une turbine 6 comprenant un corps haute pression 60 et un corps basse pression 61, un condenseur 7 et une pompe hydraulique 8 pour faire circuler l’eau sous forme de vapeur en tant que fluide caloporteur. Ainsi, dans ce circuit secondaire 5, l’eau sous forme de vapeur, à haute pression, typiquement à environ 70 bars, est détendue dans le corps haute pression de la turbine, puis surchauffée avant de poursuivre sa détente dans les corps basse pression 61. La turbine entraîne un alternateur 9 qui produit l'électricité.
L’eau du circuit secondaire, est ensuite condensée via le condenseur 7 dans un troisième cycle, le cycle de refroidissement 10, comme source dite « froide ». Ce cycle 10 comprend principalement des tours aéroréfrigérantes à air humide 11, qui sont des tours creuses en leur centre dans laquelle se crée, naturellement, un courant d’air entrant en partie basse et sortant en partie haute. Au passage, ce courant d’air prélève la chaleur contenue dans l’eau du circuit de refroidissement et la disperse dans l’atmosphère sous forme de nuage de vapeur d’eau. L’opération est reproduite en permanence dans laquelle l'eau est répartie en fines gouttelettes, ce qui permet d'une part un bon échange entre l'eau et l'air et donc ramène l'eau à une température voisine de celle de l'air ambiant et d'autre part sature en vapeur d'eau le débit d'air circulant de bas en haut dans la tour. Une partie du débit d'eau s'évapore dans la tour 11, le reste tombe en pluie dans le bassin situé en dessous de la tour où il est pompé et retourne refroidir le condenseur 7. L'eau évaporée est remplacée par de l'eau tertiaire dite « environnementale » pompée en amont depuis un fleuve, une rivière ou une mer. Cela augmente sensiblement la température de ces cours d'eau, ce qui en période chaude et/ou de bas débit de ces cours d'eau peut amener un exploitant de l’installation nucléaire à faire baisser leur niveau de puissance, voire à les arrêter.
Comme montré sur la figure 1, à titre d’exemple, le rendement thermodynamique d’un REP est de l’ordre de 33 à 34%, la température de l’eau à l’entrée du condenseur 7 est de l’ordre de 20°C et de 35°C à sa sortie.
Dans la filière REP classique, les réacteurs sont classés par grandes familles d’usages :
- les réacteurs dits à vocation électrogène qui sont dédiés uniquement à la production d’électricité;
- les réacteurs dits à vocation calogène qui sont dédiés uniquement à la production de chaleur;
- les réacteurs dits de cogénération, dédiés à la fois à la production d’électricité et de chaleur ou à la production d’électricité et le cas échéant de chaleur et d’hydrogène, de manière simultanée ou non. Comme détaillé dans [1], un principe de la cogénération d’électricité et de chaleur à partir d’un réacteur nucléaire consiste à modifier la conception du cycle de conversion d’énergie afin que la chaleur soit libérée à la source froide à une température qui permette une valorisation. Ce principe est plutôt appliqué pour une installation, telle que destinée au dessalement d’eau de mer, au chauffage urbain, où la chaleur recherchée est à relativement basse température, typiquement aux environs de 150°C.
La limitation du réchauffement climatique passe par une minimisation des pertes de chaleur à tous niveaux et en particulier au niveau de la source froide d’une installation thermodynamique. Cet objectif de cogénération devient d’autant plus pertinent pour un réacteur nucléaire que la chaleur industrielle ou domestique est souvent obtenue traditionnellement en brûlant des combustibles fossiles responsables d’émissions de gaz à effet de serre.
Pour atteindre cet objectif, une première configuration consiste à modifier les composants du système de production électrique d’une installation REP afin d’ajuster la température de l’eau au niveau de la source froide.
Dans une configuration classique, illustrée sur la figure 1, cette modification reste cependant limitée. Elle n’affecte pas la turbine haute pression 60 mais seulement la turbine basse pression 61 assurant le cycle de Rankine. Cette modification illustrée à la figure 2 consiste à ramener le point de fonctionnement P de la turbine basse pression 61 à une pression de l’ordre du bar, au lieu d’environ 50 mbar, de façon à ce que l’eau en sortie du condenseur ait un niveau de température suffisamment élevé, typiquement à 70°C, pour être valorisée, par exemple dans un réseau de chaleur 12. Cette modification s’accompagne tout d’abord d’une diminution de la puissance électrique produite, puisque le rendement thermodynamique passe à 27%. Il se produit également une augmentation de la pression dans le condenseur 7.
Récemment, de nombreuses études mettent en avant la possibilité de combiner des réacteurs nucléaires de puissance avec des unités de production d’hydrogène à partir de l’électrolyse de l’eau à haute température, afin de constituer des installations de cogénération qui permettent de produire efficacement de l’électricité et de l’hydrogène: [2], [3].
L’électrolyse de l’eau est une réaction électrochimique qui décompose l'eau en di oxygène et dihydrogène gazeux avec l'aide d'un courant électrique selon la réaction: Pour réaliser l’électrolyse de l’eau, il est avantageux de la réaliser à haute température typiquement entre 600 et 950°C, car une partie de l'énergie nécessaire à la réaction peut être apportée par de la chaleur, qui est moins chère que l'électricité et la réalisation de la réaction est plus efficace à haute température et enfin elle peut ne pas nécessiter de catalyseur.
Pour mettre en œuvre l’électrolyse à haute température, il est connu d’utiliser un réacteur, aussi appelé électrolyseur de type SOEC (acronyme anglais de « Solid Oxyde Electrolysis Cell »), constitué d’un empilement de motifs élémentaires comportant chacun une cellule d’électrolyse à oxydes solides, constituée de trois couches anode/électrolyte/cathode superposées l’une sur l’autre, et de plaques d’interconnexion, par exemple en alliages métalliques, aussi appelées plaques bipolaires, ou interconnecteurs. Les interconnecteurs ont pour fonction d’assurer à la fois le passage du courant électrique et la circulation des gaz au voisinage de chaque cellule (vapeur d’eau injectée, hydrogène et oxygène extraits dans un électrolyseur EHT) et de séparer les compartiments anodiques et cathodiques qui sont les compartiments de circulation des gaz du côté respectivement des anodes et des cathodes des cellules. Pour réaliser l’électrolyse de la vapeur d’eau à haute température EHT, on injecte de la vapeur d'eau H2O dans le compartiment cathodique. Sous l’effet du courant appliqué à la cellule, la dissociation des molécules d'eau sous forme vapeur est réalisée à l'interface entre l'électrode à hydrogène (cathode) et l’électrolyte : cette dissociation produit du gaz dihydrogène H2 et des ions hydroxydes OH’. Le dihydrogène est collecté et évacué en sortie de compartiment à hydrogène. Les ions hydroxydes OH’ migrent à travers l’électrolyte et se recombinent en dioxygène à l'interface entre l’électrolyte et l'électrode à oxygène (anode).
Pour augmenter les débits d'hydrogène et d'oxygène produits, il est connu d’empiler plusieurs cellules d’électrolyse élémentaires les unes sur les autres en les séparant par des dispositifs d’interconnexion, usuellement appelés interconnecteurs ou plaques d'interconnexion bipolaires. L'ensemble est positionné entre deux plaques d'interconnexion d’extrémité qui supportent les alimentations électriques et des alimentations en gaz de l’ électrolyseur (réacteur d’électrolyse).
Un électrolyseur de l’eau à haute température (EHT) comprend ainsi au moins une, généralement une pluralité de cellules d’électrolyse empilées les uns sur les autres, chaque cellule élémentaire étant formée d’un électrolyte, d’une cathode et d’une anode, l’électrolyte étant intercalé entre l’anode et la cathode. En régime de fonctionnement permanent, un électrolyseur à haute température EHT a besoin en amont d’un apport combiné de puissance thermique et électrique pour amener les réactifs à la température nécessaire à l’électrolyse et en son sein d’ un apport de puissance électrique pour réaliser l’électrolyse.
Afin d’assurer la fourniture de chaleur et d’électricité à un électrolyseur EHT, le brevet CN207603212 propose une configuration de prélèvement de la vapeur à haute température et haute pression en sortie du générateur de vapeur (GV) d’un réacteur nucléaire pour être injectée directement dans l’ électrolyseur EHT. Cette configuration présente de nombreux inconvénients majeurs :
- au niveau de la sûreté du réacteur : en prélevant de la vapeur en sortie GV pour alimenter l’ électrolyseur EHT, l’inventaire en eau du circuit secondaire est impacté. Cette configuration nécessite de mettre en place une unité de fourniture et de traitement d’eau aux propriétés physico-chimiques requises par le circuit secondaire pour maintenir de manière permanente l’inventaire en eau de ce circuit. De plus, toute défaillance dans cette unité peut entraîner une perte partielle ou totale de la fonction d’évacuation de la puissance du générateur de vapeur sur le circuit primaire et de ce fait, avoir des conséquences sur la sûreté de l’installation globale;
- au niveau du fonctionnement de l’installation globale : le fait d’avoir une eau qui alimente à la fois le circuit secondaire et l’ électrolyseur EHT requiert une compatibilité entre les requis physico-chimiques de l’eau du secondaire et de l’eau d’alimentation de l’ électrolyseur. De manière préliminaire, à titre d’exemple, les requis de non-agressivité de l’eau secondaire sur les matériaux de la boucle secondaire nécessitent des traitements par ajout de produits chimiques, qui apparaissent comme étant difficilement compatibles avec une eau destinée à alimenter un électrolyseur. En effet, l’eau introduite dans un électrolyseur EHT doit être la plus pure possible car les impuretés demeurent au sein de l’ électrolyseur et s’accumulent avec le temps. Ces impuretés peuvent de fait finir par perturber les réactions électrolytiques d’une part par la formation de boues et d’autre part, par l’action des chlorures (les halogénures en général) qui détruisent la protection par nickelage ou le nickel massif généralement requis pour les anodes d’un électrolyseur EHT ;
- au niveau de la sécurité de l’installation globale, du fait du transport de la vapeur sous pression depuis l’îlot conventionnel de l’installation nucléaire (salle des machines) jusqu’à l’unité d’électrolyse EHT, entraîne une contrainte de compatibilité entre la capacité à séparer l’installation de l’unité et l’analyse de risque imposant une distance minimale entre elles : on pourra se référer à la publication [4] qui indique une distance de sécurité estimée à 1 km qui doit pouvoir être réduite compte-tenu de l’analyse de risque réalisée.
La publication [3] propose une configuration de couplage entre une installation nucléaire de type REP à vocation électrogène à cycle de Rankine et une unité à électrolyseurs EHT. Dans la configuration de couplage proposée, le prélèvement de chaleur pour alimenter un électrolyseur EHT est réalisé de manière indirecte, c’est-à-dire sans prélèvement direct de vapeur d’eau. Cela permet de ne pas impacter l’inventaire en eau du circuit secondaire. Cette configuration de couplage propose ainsi la mise en place d’une boucle de fluide prélevant de la vapeur directement en sortie de GV, i.e. à environ 280°C, et réinjectant la vapeur après la traversée d’un échangeur, directement au niveau du condenseur du cycle de Rankine. Dans cette configuration, la chaleur prélevée n’est pas intégralement utilisée par l’unité d’EHT proposée, ce qui n’est pas efficace d’un point de vue thermique.
En résumé, l’efficacité énergétique des installations de cogénération nucléaire telles qu’évoquées ci-avant, n’est pas optimale, car le couplage entre le(s) réacteur(s) nucléaire(s) à vocation électrogène et/ou calogène et l’unité à électrolyseur EHT pour la production d’hydrogène n’est pas optimal.
Or, cette efficacité énergétique joue au premier ordre sur la pertinence économique de la production d’hydrogène décarboné. Concevoir des installations de cogénération nucléaire efficaces et sûres contribuera à garantir la faisabilité du déploiement d’une telle filière.
Il existe donc un besoin pour améliorer les installations de cogénération nucléaire, c’est-à- de production simultanée ou non d’électricité et d’hydrogène à partir de la chaleur fournie par le(s) réacteur(s) nucléaire(s) de l’installation, en optimisant le couplage thermique entre réacteur(s) nucléaire(s) et l’unité d’électrolyse à haute température (EHT) dédiée à la production d’hydrogène, notamment:
- avec un rendement au moins égal aux solutions proposées jusqu’alors,
- qui ne perturbe pas la sûreté du(des) réacteur(s) nucléaire(s),
- qui ne présente pas de risque vis-à-vis de la sécurité globale de l’installation, et ce, sans complexifier les conditions d’exploitation à la fois du réacteur(s) nucléaire(s) et de l’unité EHT considérés séparément.
Le but de l’invention est de répondre au moins partiellement à ce besoin.
Exposé de l’invention
Pour ce faire, l’invention concerne, sous l’un de ses aspects, une installation de cogénération électronucléaire, destinée à produire de l’électricité et le cas échéant de la chaleur, et de l’hydrogène, comprenant :
- au moins un réacteur nucléaire, notamment à eau pressurisée (REP) ou à eau bouillante (REB), comprenant :
• un premier circuit fluidique, dit circuit primaire, comprenant au moins un premier générateur de vapeur en tant que premier échangeur de chaleur intermédiaire;
• un deuxième circuit fluidique, dit circuit secondaire comprenant : au moins une turbine comprenant un corps haute pression relié au premier générateur de vapeur et un corps basse pression relié au corps haute pression par au moins une branche fluidique, un réchauffeur à haute pression relié en boucle fermée au corps haute pression, à un réservoir d’eau, dit bâche alimentaire, et au premier générateur de vapeur, un réchauffeur à basse pression relié d’une part par au moins une branche fluidique au corps basse pression et d’autre part par au moins une branche fluidique à la bâche alimentaire, un condenseur relié d’une part au corps basse pression et d’autre part en boucle fermée au réchauffeur à basse pression; un alternateur couplé mécaniquement à la turbine, destiné à être raccordé à un réseau électrique.
Selon l’invention, l’installation comprend au moins une unité d’électrolyse à haute température EHT couplée thermiquement au réacteur nucléaire par un troisième circuit fluidique, dit circuit de couplage par injection, comprenant : un deuxième échangeur de chaleur intermédiaire relié en boucle fermée à un piquage de soutirage, réalisé dans la branche fluidique entre le corps haute pression et le corps basse pression de la turbine, et à la bâche alimentaire, un deuxième générateur de vapeur, dit générateur de vapeur de couplage, relié d’une part en boucle fermée au deuxième échangeur de chaleur, et d’autre part à une branche fluidique dont l’entrée est reliée à une alimentation en eau liquide, distincte des circuits primaire et secondaire du réacteur nucléaire et la sortie est reliée à l’entrée de l’unité d’électrolyse à haute température de sorte à y injecter la vapeur d’eau produite par le générateur de vapeur de couplage.
Avantageusement, l’eau liquide alimentant le générateur de vapeur de couplage est une eau déminéralisée.
Par « unité d’électrolyse de l’eau à haute température », on entend ici et dans le cadre de l’invention une unité de production d’hydrogène comprenant un ou plusieurs électrolyseurs de l’eau à haute température (EHT) en série ou en parallèle fluidique, chaque électrolyseur comprenant au moins une, généralement une pluralité de cellules d’électrolyse empilées les uns sur les autres, chaque cellule élémentaire étant formée d’un électrolyte, d’une cathode et d’une anode, l’électrolyte étant intercalé entre l’anode et la cathode. L’unité d’électrolyse comprend en outre l’ensemble des composants en amont et en aval du(des) électrolyseur(s), par exemple les échangeurs de chaleur, les compresseurs d’hydrogène et d’oxygène produits. . . On pourra se référer aux figures 2 et 3 de la publication [5].
Selon une configuration avantageuse, le réacteur nucléaire est un réacteur REP comprenant un sécheur de vapeur, agencé sur la branche fluidique reliant le corps haute pression et le corps pression de la turbine, le piquage de soutirage étant réalisé en un point de la branche entre le corps haute pression et le sécheur de vapeur.
Avantageusement, le circuit de couplage par injection est adapté pour prélever la vapeur dans le piquage de soutirage à une température au plus égale à 200°C, avantageusement encore comprise entre 150 et 180°C, de sorte que le générateur de vapeur de couplage transforme en vapeur l’eau liquide qui l’alimente à une température au plus égale à 40°C, avantageusement comprise entre 10 et 35°C.
De préférence, le fluide caloporteur de la boucle fermée reliant le générateur de vapeur de couplage au deuxième échangeur de chaleur est de l’eau pressurisée.
Selon un mode de réalisation avantageux, l’unité de production d’électrolyse à haute température EHT est en outre couplée thermiquement au réacteur nucléaire par un quatrième circuit fluidique, dit circuit de couplage par réinjection, comprenant : un quatrième échangeur de chaleur intermédiaire relié en boucle fermée à un premier piquage de réinjection réalisé entre le réchauffeur à basse pression et la bâche alimentaire, et à un deuxième piquage de réinjection réalisé entre le condenseur et le réchauffeur à basse pression, un cinquième échangeur de chaleur intermédiaire, dit échangeur de couplage, relié d’une part à une branche fluidique dont l’entrée est reliée à une alimentation en eau liquide provenant de l’unité d’électrolyse à haute température et la sortie est reliée à au moins un circuit de refroidissement de l’unité d’électrolyse à haute température et d’autre part en boucle fermée au quatrième échangeur de chaleur, de sorte à évacuer au moins en partie le surplus de chaleur de l’unité d’électrolyse à haute température et à la réinjecter dans le circuit secondaire du réacteur nucléaire.
Selon ce mode, le circuit de couplage par réinjection est de préférence adapté pour prélever l’eau liquide provenant de l’unité d’électrolyse à haute température à une température au moins égale à 80°C, avantageusement comprise entre 85 et 95°C.
De préférence, le fluide caloporteur de la boucle fermée reliant l’échangeur de couplage au quatrième échangeur de chaleur est de l’eau pressurisée.
Avantageusement, l’alternateur est adapté pour fournir au moins une partie de son électricité à l’unité d’électrolyse à haute température.
Selon une variante de réalisation avantageuse, le piquage de soutirage est muni d’une vanne de régulation de la pression d’admission dans le troisième échangeur intermédiaire. De préférence, la vanne de régulation est en outre une vanne de régulation de la pression d’admission dans le réchauffeur à haute pression.
Avantageusement, le deuxième échangeur de chaleur intermédiaire est de structure identique à celle du réchauffeur à haute pression.
L’invention consiste essentiellement à réaliser un couplage thermique optimal indirect entre un réacteur nucléaire et une unité de production d’hydrogène par électrolyse à haute température par l’intermédiaire d’un piquage de soutirage judicieusement choisi en aval du corps haute pression de la turbine du cycle de Rankine du réacteur nucléaire qui va transférer la chaleur ainsi soutirée, par l’intermédiaire d’une boucle fermée entre un échangeur de chaleur intermédiaire et un générateur de vapeur de couplage, à de l’eau liquide alimentant l’unité de production afin d’injecter de la vapeur à une température élevée requise pour réaliser l’électrolyse. Cet apport de chaleur indirect peut être effectué en permanence ou décroissant jusqu’à ce que la chaleur dégagée par la réaction d’électrolyse suffise à l’alimenter d’elle-même.
Par « indirect » on entend ici et dans le cadre de l’invention le fait qu’il n’y a aucun transfert de masse entre les cycles du réacteur nucléaire et l’unité de production d’hydrogène par électrolyse EHT, et donc que le transfert de chaleur s’effectue au travers d’échangeurs de chaleur.
Selon un mode de réalisation avantageux, on met en œuvre également une autre boucle fermée à échangeur de chaleur pour réaliser un couplage indirect par retour de la chaleur fatale de l’unité de production d’hydrogène par électrolyse EHT, vers le réacteur nucléaire. Autrement dit, selon ce mode, les rejets thermiques de l’unité de production d’hydrogène par électrolyse EHT sont au moins en partie réinjectés dans le réacteur nucléaire.
Au final, le couplage thermique indirect proposé pour amener la chaleur d’un réacteur à une unité d’électrolyse haute température, et avantageusement avec un couplage indirect par réinjection de la chaleur fatale de l’unité d’électrolyse présente de nombre d’avantages parmi lesquels on peut citer:
- un rendement global de l’installation de cogénération nucléaire au moins égal aux solutions existantes,
- une sûreté du réacteur nucléaire non modifiée,
- l’absence de risque pour l’installation globale,
- des conditions d’exploitation du réacteur nucléaire et de l’unité EHT qui restent les mêmes et indépendantes Tune de l’autre.
D’autres avantages et caractéristiques de l’invention ressortiront mieux à la lecture de la description détaillée d’exemples de mise en œuvre de l’invention faite à titre illustratif et non limitatif en référence aux figures suivantes.
Brève description des dessins
[Fig 1] la figure 1 illustre schématiquement une configuration d’un réacteur à eau pressurisée (REP) fonctionnant uniquement en tant que réacteur électrogène selon l’état de l’art. [Fig 2] la figure 2 est une vue schématique d’une configuration d’un réacteur à eau pressurisée (REP) modifié pour fonctionner en tant que réacteur de cogénération selon l’état de l’art.
[Fig 3] la figure 3 est une vue schématique montrant plus en détail les composants des circuits secondaire et tertiaire d’une installation électronucléaire à réacteur à eau pressurisée (REP) selon l’état de l’art.
[Fig 4] la figure 4 est une vue schématique d’une installation de cogénération d’un réacteur à eau pressurisée (REP) couplé thermiquement avec une unité d’électrolyse à haute température selon l’invention.
Description détaillée
Dans l’ensemble de la présente demande, les termes « amont », « aval » sont à comprendre par référence au sens de circulation d’un fluide caloporteur au sein d’un des circuits fluidiques d’une installation de cogénération nucléaire selon l’invention.
Les points A à H des différentes lignes fluidiques concernés de la figure 4 sont symbolisés par des points noirs.
Les figures 1 et 2 relatives à l’état de l’art ont déjà été détaillées en préambule, elles ne seront donc pas commentées ci-après.
Par soucis de clarté, un même élément selon l’invention et selon l’état de l’art est désigné par une même référence numérique dans l’ensemble des figures 1 à 4.
On a représenté une installation nucléaire à réacteur REP telle qu’ actuellement existante.
Le circuit primaire 1 est un circuit fluidique en boucle fermée comprenant principalement le cœur du réacteur 2, un échangeur 3 en tant que générateur de vapeur (GV), et une pompe hydraulique 4 pour faire circuler le fluide caloporteur qui est de l’eau qui passe de l’état liquide à l’état vapeur, typiquement autour des 300°C à haute pression, typiquement environ 70 bars, en fonctionnement normal.
On ne décrit pas ici les autres équipements, tels qu’un pressuriseur et l’ensemble des dispositifs permettant d’assurer le fonctionnement dans les conditions de sûreté requises.
Le circuit tertiaire 10 comprend principalement une turbine 6 constituée d’un corps haute pression 60 et d’un corps basse pression 61 relié au corps haute pression 60 par une branche fluidique 62, un condenseur 7 relié au corps basse pression 61 par une branche fluidique 63 et une pompe hydraulique 80 pour faire circuler l’eau sous forme de vapeur en tant que fluide caloporteur.
Ainsi, dans ce circuit 10, l’eau sous forme de vapeur est détendue dans le corps haute pression de la turbine, puis surchauffée avant de poursuivre sa détente dans le corps basse pression 61. La turbine entraîne un alternateur 9 qui produit l'électricité.
L’eau du circuit secondaire, est ensuite condensée via le condenseur 7, comme source dite « froide ».
Le générateur de vapeur 3 produit la vapeur pour les corps haute et basse pression 60, 61 de la turbine 6, qui est caractéristique d’un cycle de Rankine avec les modalités de fonctionnement d’un cycle électrogène de l’installation et doit pouvoir fonctionner suivant les besoins du réseau électrique.
Le générateur de vapeur 3 est typiquement dimensionné pour évacuer 1,5 fois la puissance du réacteur nucléaire. On précise que les corps des turbines 60, 61 sont dimensionnés à partir du débit de pointe de vapeur produit par le générateur de vapeur 30.
La pompe hydraulique 4 est conçue pour fonctionner au moins au coefficient de disponibilité Kd du réacteur nucléaire et doit pouvoir fonctionner suivant les fluctuations des besoins en électricité du réseau électrique auquel est relié électriquement l’alternateur 9 du réacteur nucléaire.
Le débit de la pompe 4 doit permettre, compte tenu de la capacité calorifique du fluide caloporteur et du dimensionnement du générateur de vapeur 3, d’alimenter celui-ci en fluide caloporteur avec un débit permettant de répondre aux appels de puissance du réseau électrique.
La pompe 4 a des parois métalliques résistant aux agressions chimiques du fluide caloporteur à hautes températures, typiquement au-dessus de 300°C. Plusieurs pompes peuvent être positionnées en parallèle pour répartir le débit de pompage et on peut prévoir pour des raisons de sûreté une pompe en redondance.
Le circuit 10 comprend également un circuit de réchauffage de l’eau d’alimentation du générateur de vapeur 3 avant qu’elle soit injectée/détendue sous forme de vapeur dans le corps pression 60 de la turbine 6. Ce circuit de réchauffage comprend tout d’abord un réchauffeur à haute pression 64 relié en boucle fermée au corps haute pression 60, à un réservoir d’eau, dit bâche alimentaire 66, et au premier générateur de vapeur 30. Il comprend également un réchauffeur à basse pression 65 relié d’une part par au moins une branche fluidique au corps basse pression et d’autre part par au moins une branche fluidique à la bâche alimentaire 66.
Dans ce circuit, une pompe 81 d’extraction du condensât provenant du condenseur 7 achemine celui-ci dans la bâche alimentaire 66 via le réchauffeur à basse pression 65. Le condensât est typiquement à une température de 40°C à une pression de l’ordre de 0,075 bars à la sortie du condenseur 7.
Comme montré à la figure 3, le réchauffeur à basse pression 65 utilise comme source de chaleur la vapeur soutirée du corps à basse pression 61 de la turbine 6. Le réchauffeur à basse pression 65 réchauffe ainsi l’eau d’alimentation du générateur de vapeur 30. Lorsque l’eau d’alimentation quitte le réchauffeur à basse pression 65, elle a une température typiquement entre 80 et 100 °C.
La pompe 80 permet d’amener cette eau d’alimentation depuis la bâche alimentaire 66 vers le réchauffeur à haute pression 64 pour l’amener à une température aux environs de 150°C à une pression de 40 bars dans le générateur de vapeur 30.
Comme montré à la figure 3, le réchauffeur à haute pression 64 utilise comme source de chaleur la vapeur soutirée du corps à haute pression 60 de la turbine 6.
On ne détaille pas à nouveau toutes les différentes relations et fonction des éléments communs entre une installation de cogénération avec production d’hydrogène selon l’invention et une installation avec un réacteur nucléaire REP selon l’état de l’art, telle qu’illustrée à la figure 3. Seuls les éléments des couplages thermiques indirects selon l’invention sont décrits.
L’installation de cogénération nucléaire selon l’invention illustrée à la figure 4 comprend en sus des composants usuels d’une installation avec réacteur REP usuelle, qui vient d’être décrite en relation avec la figure 3, au moins une unité d’électrolyse à haute température EHT 100 couplée thermiquement au réacteur nucléaire par un circuit de couplage par injection 200. Ce circuit de couplage par injection 200 comprend tout d’abord un échangeur de chaleur intermédiaire 202 relié en boucle fermée à un piquage de soutirage A, réalisé dans la branche fluidique 62 entre le corps haute pression 60 et le corps basse pression 61 de la turbine, et à la bâche alimentaire 66. Plus précisément, compte tenu de la température et pression de la vapeur chaude que l’on souhaite soutirer, le piquage de soutirage A est en un point de la branche 62 qui relie le corps haute pression 60 de turbine et le sécheur, non représenté du réacteur REP.
Comme détaillé par la suite, ce piquage au point A est choisi au niveau de température adéquat pour apporter la chaleur latente permettant de vaporiser l'eau alimentaire de l'unité 100.
Le piquage de soutirage A peut être réalisé de manière strictement identique (type de soudure, diamètre caractéristique de canalisation, etc.) à celui du soutirage alimentant le réchauffeur haute pression 64.
Le piquage A est avantageusement muni d’une vanne de régulation de la pression d’admission dans l’échangeur intermédiaire 202. Cette vanne de régulation peut en outre être une vanne de régulation de la pression d’admission dans le réchauffeur à haute pression 64. On peut ainsi piloter cette vanne selon deux modes différents. Cette vanne de régulation permet d’optimiser le fonctionnement et le pilotage du cycle de couplage 200, avec une grande flexibilité.
Dans la boucle fermée à partir du point de soutirage A, la branche fluidique 201 permet de canaliser et transférer la vapeur à l’échangeur 202. Après échange thermique, la branche fluidique 203 ramène l’eau liquide en un point B de la bâche alimentaire.
Ce circuit comprend également un deuxième générateur de vapeur, dit générateur de vapeur de couplage 205 adapté pour produire de la vapeur d’alimentation en un point d’entrée F de l’unité d’électrolyse 100 à partir d’eau liquide déminéralisée provenant d’un point E. Ce générateur de couplage 205 est relié également en boucle fermée intermédiaire à l’échangeur de chaleur 202.
Dans cette boucle fermée intermédiaire, une pompe de circulation 206 amène de l’eau liquide pressurisée via la branche fluidique 204 depuis l’échangeur 202 jusqu’au générateur de couplage 205 puis après échange thermique, ramène l’eau via la branche fluidique 207 jusqu’à l’échangeur 202. Pour améliorer encore le couplage thermique entre le réacteur REP et l’unité d’électrolyse EHT, on peut récupérer au moins une partie de la chaleur fatale, c’est-à-dire la chaleur émise par cette dernière qui n’a pas servi à la réaction d’électrolyse.
Pour ce faire, l’installation comprend un circuit de couplage 300 par réinjection de chaleur dans le circuit tertiaire 10 du réacteur.
Ce circuit 300 comprend tout d’abord un échangeur de chaleur intermédiaire 302 relié en boucle fermée à un premier piquage de réinjection réalisé au point C entre le réchauffeur à basse pression 65 et la bâche alimentaire 66, et à un deuxième piquage de réinjection réalisé au point D entre le condenseur 7 et le réchauffeur à basse pression 65.
Dans cette boucle fermée à partir du point de soutirage D, la branche fluidique 303 amène de l’eau liquide pressurisée à l’échangeur 302 et après échange, la branche fluidique 301 permet de canaliser et transférer l’eau liquide pressurisée au point C, ce qui permet de réinjecter au moins une partie des calories excédentaires de l’unité EHT 100 vers le cycle de conversion de Rankine 10 du réacteur.
Ce circuit comprend également un échangeur de chaleur intermédiaire 305, dit échangeur de couplage, relié d’une part à une branche fluidique 308 dont l’entrée au point de soutirage G est reliée à une alimentation en eau liquide provenant de l’unité EHT 100 et la sortie est reliée à au moins un circuit de refroidissement de l’unité EHT 100.
Cet échangeur de couplage 305 est relié en boucle fermée intermédiaire à l’échangeur de chaleur 302, de sorte à évacuer au moins en partie le surplus de chaleur de l’unité d’électrolyse à haute température et à la réinjecter dans le circuit tertiaire du réacteur nucléaire.
L’eau liquide provenant de l’unité EHT 100 est à une température au moins égale à 80°C, avantageusement comprise entre 85 et 95°C.
Dans cette boucle fermée intermédiaire, une pompe de circulation 306 amène de l’eau liquide pressurisée via la branche fluidique 304 depuis l’échangeur de couplage 305 à l’échangeur 302 puis après échange thermique, ramène l’eau via la branche fluidique 307 jusqu’à l’échangeur 202.
Dans l’exemple illustré, l’ensemble des branches fluidiques 201, 203, 204, 207, 208 du circuit 200 et les branches fluidiques 301, 303, 304, 307, 308 du circuit 300 chacune constituée par une conduite de section cylindrique, aux parois métalliques de préférence, est calorifugée par l’extérieur avec un isolant haute température. Le diamètre d’une conduite est calculé pour permettre d’ évacuer toute la puissance thermique avec une vitesse d’ écoulement limite maximale admissible du fluide caloporteur, typiquement de l’ordre de 1 à 10 m/s.
Le réseau électrique relié à l’alternateur 9 vise à transporter et distribuer l’électricité aux usagers finaux en fonction de leur besoin. Il s’agit d’un réseau électrique haute tension fonctionnant suivant les appels de puissance liés aux usages de l’électricité, qui doit pouvoir accepter la puissance électrique de pointe produite par l’installation de cogénération
En outre, l’alternateur 9 peut fournir les besoins en électricité de l’unité EHT 100, dont les électrolyseurs qui nécessitent du courant continu, pour mettre en œuvre une électrolyse à haute température.
Les inventeurs ont réalisé un dimensionnement de l’ensemble des composants de l’installation de cogénération, avec la caractérisation de chaque point des circuits 200, 300 en température et en pression. Ce dimensionnement est établi à partir d’un logiciel, utilisé sous la dénomination CYCLOP, qualifié par la déposante pour le dimensionnement en régime permanent de cycle de conversion thermodynamique.
Le logiciel CYCLOP permet en substance de modéliser un cycle de conversion d'énergie, constitué de différentes boucles reliées par des échanges thermiques, mécaniques ou électriques. Chaque boucle est constituée de composants (échangeurs, pompes, turbines, etc...) reliés les uns aux autres par une circulation de fluide.
Le fonctionnement de ce logiciel permet de calculer chaque point thermodynamique du cycle complet et d'en déduire la production d'énergie utile et donc son rendement. Chaque composant est caractérisé par des grandeurs macroscopiques choisies, mais il est possible de relier cet outil à des modules de prédimensionnement plus fins qui permettent d'obtenir des caractéristiques plus fines d'un cycle donné.
Le logiciel permet également d'optimiser le rendement d'un cycle en fonction de ses paramètres libres (rapport de pression des turbines, pressions et débits de soutirages, etc...), à l'aide d'algorithmes d'optimisation déterministes ou génétiques. L’utilisation de ce logiciel et sa pertinence sont par exemple décrites dans [6] ou [7]. Le dimensionnement peut également être réalisé à partir d’un autre logiciel du commerce notamment celui sous la dénomination THERMOFLEX®.
Pour le circuit de couplage par injection de chaleur 200, un débit d’environ 300 kg/s a été considéré avec un couplage thermique d’un réacteur REP produisant environ 540 MWth et 180 MWe et en considérant une production d’hydrogène par l’unité 100 d’une puissance électrique équivalente.
D’un point de vue pratique, en supposant une vitesse d’écoulement de 1,5 m/s dans les branches fluidiques 204, 207, 208, leur diamètre de canalisation peut être d’environ 500 mm avec une perte de charge résultante de l’ordre de 45 Pa/m en ne considérant que les pertes de charge régulières. Pour un diamètre de 300 mm, une vitesse de 4,25 m/s serait atteinte avec une perte de charge de 850 Pa/m également en ne considérant que les pertes de charge régulières. On peut aussi envisager un nombre de trois branches fluidiques 204, 207, 208 de 300 mm en parallèle fluidique, conduisant à une perte de charge de 45 Pa/m.
Pour le circuit de couplage par réinjection de chaleur 300, un débit d’environ 100 kg/s a été considéré avec un couplage thermique d’un réacteur REP produisant environ 540 MWth et 180 MWe et en considérant une production d’hydrogène par l’unité 100 d’une puissance électrique équivalente.
D’un point de vue pratique, en supposant une vitesse d’écoulement de 1,5 m/s dans les branches fluidiques, 304, 307, 308, leur diamètre de canalisation peut être d’environ 300 mm avec une perte de charge résultante de l’ordre de 45 Pa/m en ne considérant que les pertes de charge régulières.
Le tableau 1 suivant donne différentes valeurs de température et de pression de l’eau aux différents points A à E précités ainsi que dans les différentes branches fluidiques concernées des circuits 200 et 300, qui ont été obtenus à l’aide du logiciel CYCLOP. [Tableau 1]
L’invention n’est pas limitée aux exemples qui viennent d’être décrits ; on peut notamment combiner entre elles des caractéristiques des exemples illustrés au sein de variantes non illustrées. D’autres variantes et modes de réalisation peuvent être envisagés sans pour autant sortir du cadre de l’invention.
Dans l’exemple illustré, le réacteur nucléaire est dédié 100% à la production d’hydrogène. On peut faire fonctionner l’installation selon d’autres choix avec des productions partielles en régime nominal, par exemple une puissance de réacteur dédiée à 50% pour produire de l’hydrogène et à 50% pour vendre de l’électricité au réseau ou en régime variable, par exemple une puissance de réacteur permettant de vendre l’électricité du réacteur lorsque le prix du marché est élevé et produire de l’hydrogène lorsque le prix est plus faible. L’installation de cogénération nucléaire qui vient d’être décrite en relation avec un réacteur nucléaire à eau pressurisée peut tout-à-fait être mise en œuvre avec tous les réacteurs nucléaires à cycle thermodynamique indirect, pour lesquels le cycle de production de chaleur est séparé physiquement du cycle de conversion de l’énergie, comme un réacteur à eau bouillante, ou un réacteur nucléaire de 4ème Génération.
Ainsi, si l’exemple détaillé concerne un réacteur à eau pressurisée classique, on peut envisager une installation de cogénération avec un réacteur de grande taille ou de plus petite taille (SMR).
Si l’exemple détaillé concerne un réacteur à eau pressurisée, l’invention peut tout aussi bien être appliqué à un réacteur à eau bouillante, le circuit primaire 1 comprenant le générateur de vapeur 3 en tant que premier échangeur de chaleur intermédiaire étant alors constitué par la cuve de réacteur à eau bouillante depuis laquelle la vapeur générée est directement envoyée dans le corps de turbine haute pression 60, l’eau provenant de l’échangeur 64 étant alors injectée en tant qu’eau d’alimentation de la cuve de réacteur.
Liste des références citées
[1]: “ Améliorer l’efficacité énergétique en utilisant la cogénération dans la production d’électricité” Jean-Marie Loiseaux, Henri Safa, Bernard Tamain, Réseau Sauvons le Climat.
[2]: Fujiwara et al. “ Hydrogen production by high temperature electrolysis with nuclear reactor”, Progress in Nuclear Energy 50 (2008).
[3]: Richard D. Boardman et al. “ Developing a low-cost renewable supply of hydrogen with high-temperature electrochemistry” , MRS Bulletin, volume 47, march 2022, mrs.org/bulletin.
[4] : Austin Glover et al. “Assessment of hydrogen plant risks for sitting near nuclear power plants”, PSAM 16, June 26-july 1, 2022.
[5]: “Dynamic performance analysis of a high-temperature steam electrolysis plant integrated within nuclear-renewable hybrid energy systems”. Applied Energy Volume 228, 15 October 2018, Pages 2090-2110. https://doi.Org/10.1016/j.apenergy.2018.07.060.
[6]: H.D. Nguyen, N. Alpy, D. Haubensack. “Insight on electrical and thermal powers mix with a Gen2 PWR: Rankine cycle performances under low to high temperature grade cogeneration.” Energy, Elsevier, 2020, 202, pp.117518. ffl0.1016/j. energy.2020.117518ff. ffcea-02569231f.
[7]: D. Haubensack et al., “The COPERNIC/CYCLOP computer tool: pre-conceptual design of generation 4 nuclear systems, HTR-2004” , 2nd International Topic Conference for the HTGR, September 22-24, 2004, Beijing, China, 2004.

Claims

Revendications
1. Installation de cogénération électronucléaire, destinée à produire de l’électricité et le cas échéant de la chaleur, et de l’hydrogène, comprenant :
- au moins un réacteur nucléaire, notamment à eau pressurisée (REP) ou à eau bouillante (REB), comprenant :
• un premier circuit fluidique, dit circuit primaire (1), comprenant au moins un premier générateur de vapeur (3) en tant que premier échangeur de chaleur intermédiaire;
• un deuxième circuit fluidique, dit circuit secondaire (10) comprenant : au moins une turbine (6, 60) comprenant un corps haute pression (60) relié au premier générateur de vapeur et un corps basse pression (61) relié au corps haute pression par au moins une branche fluidique (62), un réchauffeur à haute pression (64) relié en boucle fermée au corps haute pression (60), à un réservoir d’eau, dit bâche alimentaire (66), et au premier générateur de vapeur (30), un réchauffeur à basse pression (65) reliée d’une part par au moins une branche fluidique au corps basse pression (61) et d’autre part par au moins une branche fluidique à la bâche alimentaire, un condenseur (7) relié d’une part au corps basse pression et d’autre part en boucle fermée au réchauffeur à basse pression; un alternateur (9) couplé mécaniquement à la turbine, destiné à être raccordé à un réseau électrique;
- au moins une unité d’électrolyse à haute température EHT (100) couplée thermiquement au réacteur nucléaire par un troisième circuit fluidique, dit circuit de couplage par injection, comprenant : un deuxième échangeur de chaleur intermédiaire relié en boucle fermée à un piquage de soutirage, réalisé dans la branche fluidique entre le corps haute pression et le corps basse pression de la turbine, et à la bâche alimentaire, un deuxième générateur de vapeur, dit générateur de vapeur de couplage en tant que troisième échangeur de chaleur, relié d’une part en boucle fermée au deuxième échangeur de chaleur, et d’autre part à une branche fluidique (208) dont l’entrée est reliée à une alimentation en eau liquide, distincte des circuits primaire et secondaire du réacteur nucléaire et la sortie est reliée à l’entrée de l’unité d’électrolyse à haute température de sorte à y injecter la vapeur d’eau produite par le générateur de vapeur de couplage.
2. Installation de cogénération selon la revendication 1, le réacteur nucléaire étant un réacteur REP comprenant un sécheur de vapeur, agencé sur la branche fluidique (62) reliant le corps haute pression et le corps pression de la turbine, le piquage de soutirage (A) étant réalisé en un point de la branche (62) entre le corps haute pression (60) et le sécheur de vapeur.
3. Installation de cogénération selon l’une des revendications 1 ou 2, le circuit de couplage par injection étant adapté pour prélever la vapeur dans le piquage de soutirage à une température au plus égale à 200°C, avantageusement comprise entre 150 et 180°C de sorte que le générateur de vapeur de couplage transforme en vapeur l’eau liquide qui l’alimente à une température au plus égale à 40°C, avantageusement comprise entre 10 et 35°C.
4. Installation de cogénération selon l’une des revendications précédentes, le fluide caloporteur de la boucle fermée reliant le générateur de vapeur de couplage au deuxième échangeur de chaleur étant de l’eau pressurisée.
5. Installation de cogénération selon l’une des revendications précédentes, l’unité de production d’électrolyse à haute température EHT (100) étant en outre couplée thermiquement au réacteur nucléaire par un quatrième circuit fluidique, dit circuit de couplage par réinjection, comprenant : un quatrième échangeur de chaleur intermédiaire relié en boucle fermée à un premier piquage de réinjection réalisé entre le réchauffeur à basse pression et la bâche alimentaire, et à un deuxième piquage de réinjection réalisé entre le condenseur et le réchauffeur à basse pression, un cinquième échangeur de chaleur intermédiaire, dit échangeur de couplage, relié d’une part à une branche fluidique (308) dont l’entrée est reliée à une alimentation en eau liquide provenant de l’unité d’électrolyse à haute température et la sortie est reliée à au moins un circuit de refroidissement de l’unité d’électrolyse à haute température et d’autre part en boucle fermée au quatrième échangeur de chaleur, de sorte à évacuer au moins en partie le surplus de chaleur de l’unité d’électrolyse à haute température et à la réinjecter dans le circuit secondaire du réacteur nucléaire.
6. Installation de cogénération selon la revendication 5, le circuit de couplage par réinjection étant adapté pour prélever l’eau liquide provenant de l’unité d’électrolyse à haute température à une température au moins égale à 80°C, avantageusement comprise entre 85 et 95°C.
7. Installation de cogénération selon l’une des revendications 5 ou 6, le fluide caloporteur de la boucle fermée reliant l’échangeur de couplage au quatrième échangeur de chaleur étant de l’eau pressurisée.
8. Installation de cogénération selon l’une des revendications précédentes, l’alternateur étant adapté pour fournir au moins une partie de son électricité à l’unité d’électrolyse à haute température (100).
9. Installation de cogénération selon l’une des revendications précédentes, le piquage de soutirage étant muni d’une vanne de régulation de la pression d’admission dans le troisième échangeur intermédiaire.
10. Installation de cogénération selon la revendication 9, la vanne de régulation étant en outre une vanne de régulation de la pression d’admission dans le réchauffeur à haute pression.
11. Installation de cogénération selon l’une des revendications précédentes, le deuxième échangeur de chaleur intermédiaire étant de structure identique à celle du réchauffeur à haute pression.
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