EP4685815A1 - Installation de cogeneration electronucleaire a reacteur a eau legere (rel) a cycle de stockage thermique relie a un reseau de chaleur et agence en parallele thermique du cycle de conversion du reacteur - Google Patents

Installation de cogeneration electronucleaire a reacteur a eau legere (rel) a cycle de stockage thermique relie a un reseau de chaleur et agence en parallele thermique du cycle de conversion du reacteur

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Publication number
EP4685815A1
EP4685815A1 EP25188891.3A EP25188891A EP4685815A1 EP 4685815 A1 EP4685815 A1 EP 4685815A1 EP 25188891 A EP25188891 A EP 25188891A EP 4685815 A1 EP4685815 A1 EP 4685815A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
condenser
reactor
steam generator
cogeneration
installation according
Prior art date
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Pending
Application number
EP25188891.3A
Other languages
German (de)
English (en)
Inventor
Philippe AMPHOUX
Stéphane CATHALAU
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 EP4685815A1 publication Critical patent/EP4685815A1/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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K17/00—Using steam or condensate extracted or exhausted from steam engine plant
    • F01K17/02—Using steam or condensate extracted or exhausted from steam engine plant for heating purposes, e.g. industrial, domestic
    • G—PHYSICS
    • G21—NUCLEAR PHYSICS; NUCLEAR ENGINEERING
    • G21D—NUCLEAR POWER PLANT
    • G21D1/00—Details of nuclear power plant

Definitions

  • the present invention relates to the field of light water nuclear reactors (LWR), in particular pressurized water reactors (PWR).
  • LWR light water nuclear reactors
  • PWR pressurized water reactors
  • the invention relates to cogeneration plants comprising such nuclear reactors.
  • Cogeneration is used here and within the scope of the invention to mean the simultaneous or separate production of electricity and useful heat.
  • the invention's main objective is to improve both the economics of a nuclear power plant and to contribute to the decarbonization of the heat market.
  • the invention applies to any nuclear reactor with an indirect thermodynamic cycle belonging to the family of so-called second, third, and fourth generation (GEN IV) reactors. It applies in particular to fast neutron reactors cooled with liquid metal, notably liquid sodium, known as SFRs (Sodium Fast Reactors), which are part of the GEN IV reactor family.
  • SFRs sodium Fast Reactors
  • the principle of cogeneration from a nuclear reactor involves modifying the design of the energy conversion cycle so that the heat is released at the cold source at a temperature that allows for its use. Indeed, limiting global warming requires minimizing heat losses at all levels, and in particular, at the cold source of a thermodynamic installation.
  • This cogeneration objective becomes all the more relevant for a nuclear reactor since industrial or domestic heat is often traditionally obtained by burning fossil fuels, which are responsible for greenhouse gas emissions.
  • the full-power load rate of a nuclear reactor in the French fleet is 73% while its full-power availability rate is approximately 85%.
  • FIG. 1 shows a load curve of reactors in the nuclear power plant fleet in France, located on different sites (SITES 1, 2, 3) over a few days of operation highlighting the variations in load and therefore in reactor operation between 100% power and the technical minimum at approximately 20%.
  • Heat is the primary energy use in France, representing 45% of final energy consumption, with 669 TWh in 2020.
  • Decarbonizing heat production currently 60% generated from fossil fuels, is a major challenge in decarbonizing the French energy mix: [2].
  • Thermal storage loop solutions in nuclear facilities allow for the decoupling of the operation of the nuclear reactor(s) from the operation of the electrical grid, which must adapt to load variations. This is achieved by combining a thermal storage loop with an energy conversion system (Rankine cycle) to shift the thermal power produced by the nuclear reactor(s) into electrical power demanded by the grid.
  • the thermal storage loop decouples the reactor's operation, which aims to operate at maximum capacity, from the grid's electricity demand, which must meet load fluctuations.
  • the primary circuit 1 is a closed-loop fluid circuit comprising mainly the reactor core 2, at least one steam generator (SG) acting as a heat exchanger (referred to as the primary heat exchanger 3), and a hydraulic pump 4 to circulate the heat transfer fluid, which is water maintained in a liquid state within the reactor's operating temperature range, typically around 320°C-330°C during normal operation.
  • SG steam generator
  • the primary heat exchanger 3 a heat exchanger
  • the heat transfer fluid which is water maintained in a liquid state within the reactor's operating temperature range, typically around 320°C-330°C during normal operation.
  • Other equipment such as a pressurizer and all the devices ensuring safe operation, is not described here.
  • the high-pressure water of the primary circuit extracts the energy supplied, in the form of heat, by the fission of uranium nuclei in the core of reactor 1.
  • this water under high pressure and high temperature, typically 155 bar and 320°C-330°C, enters the intermediate exchanger 3 and transmits its energy to a secondary circuit 5, which also uses pressurized water as a heat transfer fluid in a closed loop.
  • This secondary circuit 5 includes 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 water in the form of steam or liquid as a heat transfer fluid.
  • water in the form of high-pressure steam typically at about 70 bar, 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.
  • a thermal storage loop 13 is arranged between the primary circuit 1 and the secondary circuit 5, as well as a CO2 capture system with a dry air air cooler 20 in bypass.
  • the thermal storage loop 13 is a closed-loop fluidic circuit in which a heat transfer fluid circulates from the intermediate exchanger 3 of the reactor primary circuit to a hot tank 14, then into a steam generator 16 and into a cold tank 15 to return to the intermediate exchanger 3.
  • the circulation of the heat transfer fluid within loop 13 is ensured by a pump hydraulic 17 downstream of the hot tank 14 and a hydraulic pump 18 downstream of the cold tank 18.
  • the fluid branches of loop 13 each consist of a cylindrical pipe with metal walls resistant to the chemical attack of the heat transfer fluid at high temperatures, typically above 300°C, and insulated externally with high-temperature insulation.
  • the diameter of each pipe is calculated to allow the dissipation of all the thermal power with a maximum permissible flow velocity of the heat transfer fluid, typically on the order of 5 to 10 m/s.
  • the hot storage tank 14 contains the heat transfer fluid, stores all the heat recovered from the intermediate heat exchanger 3, and supplies heat transfer fluid to the steam generator 16.
  • the hot storage tank 14 can be cylindrical in shape, with walls made of metal resistant to the chemical attack of the heat transfer fluid at high temperatures, typically above 300°C, and is lined with an external high-temperature insulating layer to limit heat loss.
  • the size (usable storage volume) of the hot storage tank 14 depends on the characteristics of the heat transfer fluid used: it must allow it to store, at most, all the heat produced by the nuclear reactor over a rolling 24-hour period.
  • the hot storage tank 14 is located at a distance, typically a preliminary estimate of 60 m from the reactor containment building, with an intermediate embankment.
  • Tank 14 can be equipped with a heat transfer fluid preheating system to ensure the fluid remains in a liquid state and/or a level measurement system with alarm reporting and/or a safety overflow connected directly to the cold tank 15.
  • Steam generator 16 produces steam for turbines 60 and 61, which is characteristic of a Rankine cycle with the operating characteristics of a power generation cycle for the installation, and must be able to operate according to the electrical grid requirements 21. Steam generator 16 is typically sized to dissipate 1.5 times the power of the nuclear reactor. It should be noted that turbines 6, 60, and 61 are sized based on the peak steam flow rate produced by steam generator 16.
  • the hydraulic pump 17, like the hydraulic pump 18, is designed to operate at least at the availability coefficient Kd of the nuclear reactor and must be able to operate according to fluctuations in the electricity demand of the electrical grid 21 to which it is connected Electrically, the alternator 9 of the nuclear reactor.
  • the flow rate of pump 17 or 18 must, taking into account the heat capacity of the heat transfer fluid and the sizing of the steam generator 16, supply the latter with heat transfer fluid at a rate sufficient to meet the power demands of the electrical grid 21.
  • Each of the pumps 17, 18 has metal walls resistant to the chemical attack of the heat transfer fluid at high temperatures, typically above 300°C.
  • Several pumps 17 or 18 can be positioned in parallel to distribute the pumping flow rate, and a redundant pump can be provided for safety reasons.
  • the cold storage tank 15 has approximately the same heat transfer fluid storage capacity as the hot storage tank 14, which is recovered from the steam generator 16.
  • the cold storage tank 15 can be cylindrical in shape, with walls made of metal resistant to the chemical attack of the high-temperature heat transfer fluid, typically above 300°C, and is lined with an external high-temperature insulating layer to limit heat loss.
  • the dimensions (usable storage volume) of the cold storage tank 15 depend on the characteristics of the heat transfer fluid used: it must allow it to store, at most, all the heat produced by the nuclear reactor over a rolling 24-hour period.
  • the cold storage tank 15 is located at a distance, typically a preliminary estimate of 60 m from the reactor containment building, with an intermediate embankment.
  • Tank 15 can be equipped with a heat transfer fluid preheating system to ensure the fluid remains in a liquid state and/or a level measurement system with alarm reporting and/or a safety overflow connected directly to the hot tank 14.
  • the heat transfer fluid is a molten salt type, designed to remain in liquid phase over a temperature range of 100°C to 350°C, with a 40°C margin above the maximum operating temperature.
  • the salt will have the following chemical composition: 53% NaNO3 , 40% NaNO2 , 7% KNO3 ( HITEC® salt).
  • the total volume of salt contained in the closed loop 13 is equal to the total volume of the cold tank 15 and the volume contained in the branches/fluidic lines of the loop 13 to avoid any overflow or pressurization during operation.
  • the electrical network 21, connected to the alternator 9, aims to transport and distribute electricity to end users according to their needs. It is a high-voltage electrical network. operating according to power demands related to electricity usage, which must be able to accept the peak electrical power produced by the cogeneration plant.
  • This cogeneration plant also includes at least one air-cooled cooling tower 20, known as a dry-air cooling tower, meaning it operates using a dry process, connected in a closed loop to the condenser 7 of the reactor's secondary circuit.
  • This air-cooled cooling tower 20 will transfer heat from the condensed water in the condenser 7 to the ambient air.
  • the cooling tower 7 is sized to remove the thermal power not consumed by the turbines 6, 60, 61 by bringing the water supplied from the condenser 7 to the lowest temperature level that the ambient air can allow by heating up significantly.
  • the closed loop comprising the condenser 7 and the dry air cooling tower 20 is equipped with a pumping system to circulate the heat transfer fluid within it; this pumping system can be directly integrated into the tower 20.
  • the operation of the installation with only this cooling tower 20 is a purely power-generating operation with the residual power not consumed by the electrical conversion system 6, 9 being dissipated by means of the dry air cooling tower 20.
  • the installation is not fully energy efficient but has the significant advantage of producing more electricity during the day than a state-of-the-art PWR reactor without requiring the withdrawal or discharge of liquid water into the environment.
  • the dry air cooling tower 20 can be connected in bypass of a connection to an atmospheric CO2 capture system 22 (DAC for "Direct Air Capture”) or water desalination system.
  • DAC Direct Air Capture
  • the installation operates according to the configuration using only the cooling tower 20.
  • the cogeneration operation with low-temperature heat supply for the atmospheric CO2 capture system 22 aims to utilize all the reactor's thermal energy not used for electricity production.
  • the installation can be classified as having total energy efficiency.
  • the entire cogeneration installation is configured to have, in the closed loop integrating the condenser 7 and the atmospheric CO2 capture system 22, a temperature T1 at the inlet of the condenser of at least 60°C and a temperature T2 at the outlet of the condenser 7 of at least 70°C advantageously between 70 and 100°C.
  • the aim of the invention is to at least partially meet this need.
  • the steam distribution and regulation device includes two motorized control valves, one of which connects the steam generator to the turbine and the other connects the steam generator to the second condenser.
  • the opening and closing of the valve connecting the steam generator to the turbine are controlled by control setpoints based on reactor load tracking, while the opening and closing of the valve connecting the steam generator to the second condenser are controlled by control setpoints based on the hot tank level.
  • the water temperature within the collection tank is between 150°C and 200°C.
  • the reactor vessel and steam generator are configured as a modular SMR type reactor with at least one atmospheric CO2 carbon dioxide capture system and/or seawater desalination system connected in a closed loop to the reactor's secondary circuit condenser.
  • the installation also includes a dry air air cooler connected in bypass of a connection to the CO2 carbon dioxide sensor system or seawater desalination.
  • the dry air cooling device is a dry air cooling tower.
  • the invention essentially consists of using a thermal storage loop in thermal parallel with the secondary circuit of a reactor.
  • the sizing of the hot and cold storage tanks in the storage loop depends on the required temperature level.
  • the tank volume is advantageously between 1000 m3 and 30,000 m3 , as the industrial feasibility of such tanks is already established based on current practices in other industrial sectors.
  • the temperature T1 at the inlet of the condenser is preferably equal to at least 60°C and the temperature T2 at the outlet of the condenser is preferably equal to at least 70°C, advantageously between 70 and 100°C.
  • each of the hot and cold tanks has a volume between 1000 m3 and 30,000 m3 and may not be located on the site of the nuclear installation.
  • the heat transfer fluid of the thermal storage loop is a molten salt or a mixture of molten salts adapted to remain in liquid phase over a temperature range of 100°C to 350°C with a margin of 40°C relative to the maximum operating temperature of the thermal storage loop.
  • the heat transfer fluid has the following chemical composition: 45% NaNO 2 , 7% KNO 3 , 48% Ca(NO 3 ) 2 (HITEC-XL salt).
  • the turbine(s) is/are free of low-pressure bodies.
  • upstream and downstream are to be understood by reference to the direction of flow of a heat transfer fluid within one of the fluid circuits of a nuclear cogeneration plant according to the invention.
  • the nuclear cogeneration plant according to the invention illustrated in the figure 3 includes in addition to the usual components of a typical PWR reactor installation, a thermal storage loop 13 in thermal parallel with the secondary circuit 5 of the reactor.
  • the thermal storage loop 13 is a closed-loop fluid circuit in which a heat transfer fluid circulates from a condenser as an intermediate exchanger 16 to a hot reservoir 14 then into an outlet heat exchanger 19 and into a cold reservoir 15 to return to the condenser 16.
  • the circulation of the heat transfer fluid within the loop 13 is ensured by a hydraulic pump 17 downstream of the hot tank 14 and a hydraulic pump 18 downstream of the cold tank 15.
  • the fluid branches of loop 13 each consist of a cylindrical pipe with metal walls, resistant to the chemical attack of the heat transfer fluid at high temperatures, typically above 300°C, and insulated externally with high-temperature insulation.
  • the diameter of each pipe is calculated to allow the dissipation of all the thermal power with a maximum permissible flow velocity of the heat transfer fluid, typically on the order of 5 to 10 m/s.
  • the hot storage tank 14 contains the heat transfer fluid, stores all the heat recovered from the condenser 16, and supplies the condenser 16 with heat transfer fluid.
  • the hot storage tank 14 can be cylindrical in shape, with walls made of metal resistant to the chemical attack of the heat transfer fluid at high temperatures, typically above 300°C, and is lined with an external high-temperature insulating layer to limit heat loss.
  • the size (usable storage volume) of the hot storage tank 14 depends on the characteristics of the heat transfer fluid used: it must allow it to store, at most, all the heat produced by the nuclear reactor over a rolling 24-hour period.
  • the hot storage tank 14 is located at a distance, typically at a preliminaryly estimated distance of 60 m from the reactor containment building with an intermediate embankment.
  • the tank 14 can be equipped with a system for preheating of the heat transfer fluid to ensure that the fluid remains in a liquid state and/or a level measurement system with alarm reporting and/or a safety overflow connected directly to the cold tank 15.
  • the condenser 16 transfers the heat contained in the steam produced in the steam generator 3 to the heat transfer fluid of the loop.
  • This intermediate heat exchanger 16 is a condenser because the steam from the steam generator 3 releases its energy by condensing.
  • the hydraulic pump 17, like the hydraulic pump 18, is designed to operate at least at the availability coefficient Kd of the nuclear reactor and must be able to accommodate fluctuations in the electricity demand of the electrical grid 21 to which the reactor's alternator 9 is electrically connected.
  • the flow rate of pump 17 or 18 must, taking into account the heat capacity of the heat transfer fluid and the sizing of the steam generator 16, supply the latter with heat transfer fluid at a rate sufficient to meet the power demands of the electrical grid 21.
  • Each of the pumps 17 and 18 has metal walls resistant to the chemical attack of the heat transfer fluid at high temperatures, typically above 300°C.
  • Several pumps 17 or 18 can be positioned in parallel to distribute the pumping flow rate, and a redundant pump can be provided for safety reasons.
  • the cold storage tank 15 has approximately the same heat transfer fluid storage capacity as the hot storage tank 14, which is recovered from the condenser 16.
  • the cold storage tank 15 can be cylindrical in shape, with walls made of metal resistant to the chemical attack of the high-temperature heat transfer fluid, typically above 300°C, and is lined with an external high-temperature insulating layer to limit heat loss.
  • the dimensions (usable storage volume) of the cold storage tank 15 depend on the characteristics of the heat transfer fluid used: it must allow it to store, at most, all the heat produced by the nuclear reactor over a rolling 24-hour period.
  • the cold storage tank 15 is located at a distance, typically a preliminary estimate of 60 m from the reactor containment building, with an intermediate embankment.
  • Tank 15 can be equipped with a heat transfer fluid preheating system to ensure the fluid remains in a liquid state and/or a measurement system level with alarm reporting and/or a safety overflow connected directly to the hot tank 14.
  • the outlet heat exchanger 19 transfers the heat contained in the heat transfer fluid of loop 13 to the heat transfer fluid of an industrial district heating network (water) 30. If the industrial district heating network requires steam, then this component 19 acts as a steam generator. Its sizing depends on the characteristics of the heat transfer fluid used: it must allow it to transfer, at most, all of the heat produced by the nuclear reactor over a rolling 24-hour period. This duration could be adjusted on a case-by-case basis depending on the actual installation configurations and the industrial needs of the district heating network.
  • the water or steam for the network 30 can be superheated to 240°C.
  • the fluid conveyed can therefore be steam or superheated water, depending on the nature of the industrial requirements.
  • the heat transfer fluid is a molten salt type, remaining in liquid phase over a temperature range of 160°C to 350°C (with a 40°C margin from the maximum operating temperature).
  • the salt will have the following chemical composition: 45% NaNO2 , 7% KNO3 , 48% Ca( NO3 ) 2 (HITEC-XL salt).
  • the total volume of salt contained in the closed loop 13 is equal to the total volume of the cold tank 15 and the volume contained in the branches/fluidic lines of the loop 13 to avoid any overflow or pressurization during operation.
  • the electrical network 21, connected to the alternator 9, is designed to transport and distribute electricity to end users according to their needs. It is a high-voltage electrical network operating according to power demands related to electricity use, and it must be able to accept the peak electrical power produced by the cogeneration plant.
  • the cogeneration plant includes at least one air-cooled tower 20, known as a dry air cooling tower, i.e. operating by dry means, connected in a closed loop to the condenser 7 of the reactor's secondary circuit.
  • a dry air cooling tower i.e. operating by dry means
  • This cooling tower 20 will transfer the heat from the condensed water at the condenser 7 to the ambient air.
  • the cooling tower 7 is sized to remove the thermal power not consumed by the turbines 6, 60, 61 by cooling the water supplied from the condenser 7 and heating the ambient air.
  • the closed loop comprising the condenser 7 and the dry air cooling tower 20 is equipped with a pumping system to convey the heat transfer fluid within it, this pumping system being able to be directly integrated into the tower 20.
  • the dry air cooling tower 20 can be connected in bypass of a connection to an atmospheric CO2 capture system 22.
  • the entire cogeneration installation is advantageously configured to have in the closed loop integrating the condenser 7 and the atmospheric CO2 capture system 22, a temperature T1 at the inlet of the condenser of at least 60°C and a temperature T2 at the outlet of the condenser 7 of at least 70°C advantageously between 70 and 100°C.
  • a fluidic system 50 allows the secondary circuit 5 of the reactor to be put in thermal parallel with the thermal storage loop 13.
  • This system 50 comprises, firstly, a steam distribution and regulation device 51, connected at its inlet to the steam generator 3 and at its outlet to both the turbine 6 and the condenser 16 of the thermal storage loop.
  • the function of this device 51 is therefore to distribute the steam produced by the steam generator 3 between the needs for electrical production (Rankine Cycle 5) and thermal production (storage loop 3 in series with the heat network 50).
  • this steam distribution and regulation device 51 includes two motorized control valves, one of which connects the steam generator 3 to the turbine 6, and the other connects the steam generator 3 to the condenser 16 of the thermal storage loop.
  • the system 50 also includes a water collection tank 52 connected at its inlet to both the condenser 7 of circuit 5 and the condenser 16 of the storage loop 13, and at its outlet to the steam generator 3.
  • This tank 52 is therefore to collect water arriving from the conversion cycle 5 and from the condenser 16 of loop 13 and return it to the steam generator 3.
  • this tank 52 is cylindrical and pressurized to approximately 20 Bars to maintain the water circuit pressure of conversion cycle 5, the temperature of which is 150-200°C.
  • a pump 53 is installed on the circuit connecting the water collection tank 52 and the steam generator 3 to supply the latter with pressurized water.
  • pump 53 is designed to operate at least at the availability coefficient Kd of the nuclear reactor.
  • the flow rate of pump 53 must be sufficient, taking into account the specific heat capacity of the water heat transfer fluid and the temperature differential across the steam generator 3, to remove all the reactor's thermal power.
  • This pump 53 has metal walls resistant to the chemical attack of the heat transfer fluid at high temperatures, typically above 300°C.
  • Several pumps 53 can be positioned in parallel to distribute the pumping flow rate, and a redundant pump can be provided for safety reasons.
  • the opening and closing of the valve connecting the steam generator 3 to the turbine 6 are controlled by regulatory commands based on monitoring the reactor's electrical load.
  • the opening and closing of the valve connecting the generator steam 3 to condenser 16 of loop 13 are controlled by regulation setpoints based on the level of the hot tank 14.
  • system 22 is a CO2 capture system.
  • a seawater desalination system can also be considered in addition to or instead of the CO2 capture system.
  • the nuclear cogeneration plant just described in relation to a pressurized water reactor can be implemented with all indirect-cycle nuclear reactors, in which the heat production cycle is physically separated from the energy conversion cycle. This allows for the consideration of second, third, and fourth generation (GEN IV) reactors. It is particularly applicable to liquid-metal cooled fast neutron reactors, notably liquid sodium cooled reactors (SFRs), which belong to the GEN IV reactor family.
  • SFRs liquid sodium cooled reactors
  • SMRs can play a role in meeting these objectives by providing both electricity and heat at the temperature level they can serve, subject to the pinch points of the barrier exchangers, i.e., around 300°C for a PWR, around 500°C for an FNR, 600°C for an MSR (English acronym for "Molten Salt Reactor”) and 750°C for an HTR (English acronym for "High Temperature Reactor”).

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Abstract

L'invention consiste essentiellement à utiliser une boucle de stockage thermique (13) en parallèle thermique avec le circuit secondaire (5) d'un réacteur nucléaire.

Description

    Domaine technique
  • La présente invention concerne le domaine des réacteurs nucléaires à eau légère (REL), notamment à eau pressurisée (REP).
  • Plus particulièrement, l'invention a trait aux installations de cogénération comprenant de tels réacteurs nucléaires. Par « cogénération », on entend ici et dans le cadre de l'invention, la production simultanée ou non d'électricité et de chaleur utile.
  • L'invention a pour objectif principal d'améliorer à la fois l'économie d'une centrale nucléaire et de contribuer à la décarbonation du marché de la chaleur.
  • 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 neutrons rapides refroidis avec du métal liquide, notamment du sodium liquide dit RNR-Na ou SFR (acronyme anglais de « Sodium Fast Reactor ») et qui font 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, chimie...) 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.
  • Dans la filière REP classique, les réacteurs sont classés par grandes familles d'usages :
    • les réacteurs dits électrogènes qui sont dédiés uniquement à la production d'électricité;
    • les réacteurs dits calogènes 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, de manière simultanée ou non.
  • Comme détaillé dans [1], le principe de la cogénération 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. En effet, 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.
  • Par ailleurs, l'économie d'un réacteur nucléaire est très capitalistique et donc, majoritairement basée sur l'amortissement de l'investissement initial du réacteur.
  • Une fois l'investissement réalisé, il est primordial de chercher à faire fonctionner le réacteur avec un taux de charge à pleine puissance s'approchant au maximum de ses capacités.
  • Les réacteurs nucléaires purement électrogènes, du fait que l'électricité ne se stocke pas massivement, doivent suivre les variations de charge de puissance appelées sur le réseau électrique. Ils ne fonctionnement donc pas en permanence à 100% de leur capacité.
  • En moyenne en France par exemple, le taux de charge à pleine puissance d'un réacteur nucléaire sur le parc français est de 73 % alors que son taux de disponibilité à pleine puissance est de 85% environ.
  • Il existe donc une capacité de production non exploitée de l'ordre de 10 à 12 % en moyenne.
  • La figure 1 montre une courbe de charge de réacteurs du parc-électro nucléaire en France, situés sur différents sites (SITES 1, 2, 3) sur quelques jours de fonctionnement mettant en évidence les variations de charge et donc de fonctionnement du réacteur entre 100% de puissance et le minimum technique à environ 20%.
  • Il existe donc un besoin général d'utiliser cette capacité inexploitée pour contribuer à améliorer significativement l'économie des réacteurs nucléaires tout en contribuant à la décarbonation du système énergétique avec notamment la cogénération, c'est-à-dire la production et la fourniture conjointe de chaleur en plus de l'électricité.
  • La chaleur est le premier usage énergétique en France et représente 45% de l'énergie finale consommée avec 669 TWh en 2020. La décarbonation de la production de cette chaleur, aujourd'hui produite à 60 % par des énergies fossiles, est un enjeu majeur de la décarbonation du mix énergétique français : [2]. A l'échelle mondiale, la chaleur est carbonée à plus de 90%: [3].
  • Le marché de la chaleur peut se répartir en trois grandes classes dont chacune d'entre elles est liée au service rendu [4]:
    • une première classe, dite « eau surchauffée et vapeur » jusqu'à environ 250 °C, c'est la classe des réseaux de chaleur pour le conditionnement des bâtiments, des besoins industriels en vapeur basse température ou des procédés ayant besoin de vaporisation (séchage, déshydratation, ...) ;
    • une deuxième classe dite « chimique », où la chaleur est principalement consommée par l'enthalpie de réactions chimiques ;
    • une troisième classe dite « minérale », où la chaleur supérieure à -1000°C est utilisée pour faire fondre des solides et/ou pour entraîner des réactions chimiques entre ces solides (chaux, ciment, frittage de minerai, fabrication de coke, verrerie et métallurgie).
  • La publication [5] indique différents exemples de procédés susceptibles d'être concernés en fonction du niveau de chaleur requis :
    • première classe : le raffinage pétrolier, la production de pétrole de schiste et de sables bitumineux, la production de pâtes et papiers, le dessalement d'eau de mer, le chauffage urbain ;
    • deuxième classe : la fabrication directe d'aciers, la production d'hydrogène thermochimique, l'électrolyse de vapeur, le reformage de méthane, la pétrochimie (éthylène, styrène) ;
    • troisième classe : la fabrication de verres et de ciments.
  • En utilisant la chaleur produite par réacteur de type REP, typiquement à environ 300 °C, ou de type RNR, typiquement à environ 550 °C, il est donc possible de contribuer à décarboner de manière significative des écosystèmes industriels. Il apparaît néanmoins que certaines applications auront besoin de températures supérieures à 300 °C. Dans ce cas, l'utilisation de la chaleur nucléaire pourra contribuer sous forme de préchauffage, et un complément par électricité permettra notamment de répondre au besoin. Dans ce cas, l'utilisation de la chaleur nucléaire aura contribué à améliorer significativement l'efficacité énergétique globale.
  • Il existe donc un besoin pour améliorer encore les installations de cogénération nucléaire, afin de permettre à la fois de faire fonctionner le(s) réacteur(s) de l'installation au maximum de ses(leurs) capacités à pleine puissance, même quand le réseau électrique n'a pas autant de besoin que ce que le(s) réacteur(s) peu(ven)t produire, et de répondre aux besoins de décarbonation de la chaleur industrielle.
  • La Demanderesse a déjà proposé dans les demandes de brevet WO2023/078825A1 et FR3128813A1 des solutions à boucle de stockage thermique dans une installation nucléaire, qui permettent de décorréler le fonctionnement du ou des réacteurs nucléaires de l'installation de celui du fonctionnement du réseau électrique qui doit s'adapter aux variations de charge. Grâce à cela, le couple constitué par une boucle de stockage thermique et le système de conversion d'énergie (cycle de Rankine), sert à déplacer dans le temps la puissance thermique produite par le(s) réacteur(s) nucléaire(s) en puissance électrique appelée par le réseau. Autrement dit, la boucle de stockage thermique permet de décorréler le fonctionnement du réacteur que l'on va chercher à faire fonctionner au maximum de ses capacités, du besoin en électricité sur le réseau qui doit suivre les appels de charges.
  • On a représenté à la figure 2 une configuration optimale selon la demande FR3128813A1 avec un réacteur nucléaire à eau pressurisée (REP).
  • 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 ou liquide 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.
  • Une boucle de stockage thermique 13 est agencée entre le circuit primaire 1 et le circuit secondaire 5 ainsi qu'un système de capture de CO2 avec en by-pass un dispositif aéroréfrigérant à air sec 20.
  • La boucle de stockage thermique 13 est un circuit fluidique en boucle fermée dans lequel un fluide caloporteur circule depuis l'échangeur intermédiaire 3 du circuit primaire de réacteur jusqu'à un réservoir chaud 14, puis dans un générateur de vapeur 16 et dans un réservoir froid 15 pour revenir à l'échangeur intermédiaire 3.
  • La circulation du fluide caloporteur au sein de la boucle 13 est assurée par une pompe hydraulique 17 en aval du réservoir chaud 14 et une pompe hydraulique 18 en aval du réservoir froid 18.
  • Les branches fluidiques de la boucle 13 sont chacune constituées par une conduite de section cylindrique, aux parois métalliques, résistantes aux agressions chimiques du fluide caloporteur à hautes températures, typiquement au-dessus de 300°C, et qui 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 5 à 10 m/s.
  • Le réservoir chaud 14 permet de contenir le fluide caloporteur, de stocker toute la chaleur récupérée depuis l'échangeur intermédiaire 3 et d'alimenter en fluide caloporteur le générateur de vapeur 16. Le réservoir chaud 14 peut être de forme cylindrique dont les parois sont en métal résistant aux agressions chimiques du fluide caloporteur à hautes températures, typiquement au-dessus de 300°C et est revêtu d'une couche isolante haute température externe permettant de limiter les déperditions thermiques. Le dimensionnement (volume utile de stockage) du réservoir chaud 14 dépend des caractéristiques du fluide caloporteur utilisé : il doit lui permettre de stocker au plus l'intégralité de la chaleur produite par le réacteur nucléaire sur une période de 24h heures glissante. Pour des raisons de sécurité, le réservoir chaud 14 se trouve à distance, typiquement à une distance estimée de manière préliminaire de 60 m de l'enceinte du réacteur avec un talus intermédiaire. Le réservoir 14 peut être équipé d'un système de préchauffage du fluide caloporteur pour garantir le maintien du fluide à l'état liquide et/ou d'un système de mesure de niveau avec report d'alarme et/ou d'une surverse de sécurité raccordée directement au réservoir froid 15.
  • Le générateur de vapeur 16 produit la vapeur pour les turbines 60, 61, ce 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 de réseau électrique 21. Le générateur de vapeur 16 est typiquement dimensionné pour évacuer 1,5 fois la puissance du réacteur nucléaire. On précise que les turbines 6, 60, 61 sont dimensionnées à partir du débit de pointe de vapeur produit par le générateur de vapeur 16.
  • La pompe hydraulique 17, tout comme la pompe hydraulique 18, 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 21 auquel est relié électriquement l'alternateur 9 du réacteur nucléaire. Le débit de la pompe 17 ou 18 doit permettre, compte tenu de la capacité calorifique du fluide caloporteur et du dimensionnement du générateur de vapeur 16, d'alimenter en fluide caloporteur ce dernier avec un débit permettant de répondre aux appels de puissance du réseau électrique 21. Chacune des pompes 17, 18 a des parois métalliques résistant aux agressions chimiques du fluide caloporteur à hautes températures, typiquement au-dessus de 300°C. Plusieurs pompes 17 ou 18 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 réservoir froid 15 a sensiblement le même volume de stockage de caloporteur que le réservoir chaud 14, récupéré depuis le générateur de vapeur 16. Le réservoir froid 15 peut être de forme cylindrique dont les parois sont en métal résistant aux agressions chimiques du fluide caloporteur à hautes températures, typiquement au-dessus de 300°C et est revêtu d'une couche isolante haute température externe permettant de limiter les déperditions thermiques. Le dimensionnement (volume utile de stockage) du réservoir froid 15 dépend des caractéristiques du fluide caloporteur utilisé : il doit lui permettre de stocker au plus l'intégralité de la chaleur produite par le réacteur nucléaire sur une période de 24 heures glissante. Pour des raisons de sécurité, le réservoir froid 15 se trouve à distance, typiquement à une distance estimée de manière préliminaire de 60 m de l'enceinte du réacteur avec un talus intermédiaire. Le réservoir 15 peut être équipé d'un système de préchauffage du fluide caloporteur pour garantir le maintien du fluide à l'état liquide et/ou d'un système de mesure de niveau avec report d'alarme et/ou d'une surverse de sécurité raccordée directement au réservoir chaud 14.
  • Le fluide caloporteur est de type sel fondu pour rester en phase liquide sur une gamme de températures allant de 100°C à 350° avec une marge de 40°C par rapport à la température maximale en fonctionnement. De manière préférentielle, le sel sera de la composition chimique suivante : 53 % NaNO3, 40 % NaNO2, 7 % KNO3 (sel HITEC®).
  • Le volume total de sel contenu dans la boucle fermée 13 est égal au volume total du réservoir froid 15 et du volume contenu dans les branches/conduites fluidiques de la boucle 13 pour éviter tout débordement ou mise en charge en fonctionnement.
  • Le réseau électrique 21 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.
  • Cette installation de cogénération comprend en outre au moins une tour aéroréfrigérante 20 dite à air sec, c'est-à-dire fonctionnant par voie sèche, reliée en boucle fermée au condenseur 7 du circuit secondaire du réacteur. Cette tour aéroréfrigérante 20 va transférer la chaleur de l'eau condensée au condenseur 7 vers l'air ambiant.
  • La tour aéroréfrigérante 7 est dimensionnée pour évacuer la puissance thermique non consommée par les turbines 6, 60, 61 en amenant l'eau apportée depuis le condenseur 7 au plus bas niveau de température que l'air ambiant peut permettre en s'échauffant de manière sensible.
  • Bien que non représentée, la boucle fermée comprenant le condenseur 7 et la tour aéroréfrigérante à air sec 20 est équipée d'un système de pompage pour véhiculer le fluide caloporteur en son sein, ce système de pompage pouvant être directement intégré à la tour 20. Le fonctionnement de l'installation avec uniquement cette tour aéroréfrigérante 20 est un fonctionnement purement électrogène avec évacuation, au moyen de la tour aéroréfrigérante à air sec 20, de la puissance résiduelle non consommée par le système de conversion électrique 6, 9. Dans cette configuration, l'installation n'est pas à efficacité énergétique totale mais présente l'avantage important de produire plus d'électricité en journée qu'un réacteur REP selon l'état de l'art sans nécessiter de prélèvement ou de rejet d'eau liquide dans l'environnement.
  • Dans une configuration avantageuse, la tour aéroréfrigérante à air sec 20 peut être reliée en by-pass d'un raccordement à un système 22 de capture de CO2 atmosphérique (DAC pour « Direct Air Capture ») ou de dessalement d'eau.
  • Ainsi, en cas d'arrêt du système de capture de CO2 atmosphérique, l'installation fonctionne selon la configuration uniquement avec la tour aéroréfrigérante 20.
  • Le fonctionnement en cogénération avec fourniture de chaleur basse température pour le système de capture de CO2 atmosphérique 22 vise à valoriser toute l'énergie thermique du réacteur non utilisée pour la production d'électricité. L'installation peut être qualifiée à efficacité énergétique totale.
  • En cas d'absence momentanée du besoin en chaleur pour ce réseau, l'installation revient dans la configuration de fonctionnement uniquement avec la tour aéroréfrigérante 20.
  • Typiquement, toute l'installation de cogénération est configurée pour avoir dans la boucle fermée intégrant le condenseur 7 et le système 22 de capture de CO2 atmosphérique, une température T1 en entrée du condenseur d'au moins 60°C et une température T2 de sortie du condenseur 7 d'au moins 70°C avantageusement comprise entre 70 et 100°C.
  • Comme cela ressort, dans cette installation, tous les circuits fluidiques du réacteur nucléaire, la boucle fermée de stockage thermique, la tour aéroréfrigérante et le système de dessalement sont agencés en série thermique.
  • Cette configuration en série thermique présente trois inconvénients majeurs, comme suit:
    • la valorisation de la chaleur vers un procédé industriel, à environ 95°C pour un système DAC ou à 70°C pour un système de dessalement, dépend du fonctionnement électrogène. Le procédé industriel en série aux bornes du condenseur du cycle de Rankine ne peut fonctionner que lorsque le cycle de conversion produit de l'électricité et doit en plus fonctionner suivant la charge appelée par le réseau électrique,
    • le niveau de température de la chaleur fournie au procédé industriel est limité et ne permet pas de fournir une chaleur à un niveau de température très élevé, c'est-à-dire fournir les 300°C en sortie du circuit primaire, du fait de la conversion en électricité réalisée en amont (passage de la vapeur dans les turbines). Cela limite les niveaux de températures maximum pour la chaleur transmise à une centaine de degrés °C aux bornes du condenseur, température qui dépend de la pression de fonctionnement de ce dernier. Il n'est donc pas possible de répondre à des besoins thermiques de procédés industriels avec une température de l'ordre de 300°C,
    • le rendement électrogène global de l'installation est réduit par rapport à une référence de l'ordre de 33% dans un réacteur REP purement électrogène, du fait d'un pincement d'échangeur supplémentaire généré par l'interposition du stockage thermique entre le réacteur et le cycle de conversion et d'un niveau de température requis pour alimenter les procédés aux bornes du condenseur supérieur à une température classique de source froide type (eau de mer ou eau de tour de refroidissement).
  • Par conséquent, il existe encore un besoin pour améliorer les installations de cogénération nucléaire, afin de permettre à la fois de faire fonctionner le(s) réacteur(s) de l'installation au maximum de ses(leurs) capacités à pleine puissance même quand le réseau électrique n'a pas autant de besoin que ce que le(s) réacteur(s) peu(ven)t produire et de répondre aux besoins de décarbonation de la chaleur industrielle, et ce en surmontant tout ou partie des inconvénients des installations selon les demandes de brevet WO2023/078825A1 et FR3128813A1 .
  • 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 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 générateur de vapeur en tant que premier échangeur de chaleur intermédiaire,
      • un deuxième circuit fluidique, dit circuit secondaire comprenant, au moins une turbine reliée au premier échangeur de chaleur intermédiaire, un premier condenseur relié à la turbine et au générateur de vapeur, pour refroidir la vapeur issue de la turbine et la retransformer en eau et la renvoyer dans le générateur de vapeur ;
      • un alternateur couplé mécaniquement à la turbine, destiné à être raccordé à un réseau électrique;
    • un troisième circuit fluidique configuré en boucle fermée de stockage d'énergie thermique, dans lequel circule un fluide caloporteur comprenant :
      • au moins un deuxième condenseur, en tant que deuxième échangeur de chaleur intermédiaire;
      • au moins un échangeur de chaleur de sortie, relié en boucle fermée à un réseau de chaleur industriel;
      • au moins un premier réservoir dit réservoir chaud, relié au deuxième condenseur;
      • au moins une première pompe hydraulique reliée au réservoir chaud et à l'échangeur de chaleur de sortie ;
      • au moins un deuxième réservoir dit réservoir froid, relié à l'échangeur de chaleur de sortie;
      • au moins une deuxième pompe hydraulique reliée au réservoir froid et au deuxième condenseur;
    • un système fluidique pour mettre en parallèle thermique le troisième circuit fluidique avec le deuxième circuit fluidique.
  • Selon un mode de réalisation avantageux, le système fluidique pour mettre en parallèle thermique le troisième circuit fluidique avec le deuxième circuit fluidique, comprend:
    • un dispositif de répartition et de régulation de vapeur, relié en entrée au générateur de vapeur et en sortie à la fois à la turbine et au deuxième condenseur;
    • un réservoir de collecte d'eau relié en entrée à la fois au premier condenseur et au deuxième condenseur et en sortie au générateur de vapeur;
    • une troisième pompe reliée entre le réservoir de collecte d'eau et le générateur de vapeur.
  • Selon une variante avantageuse, le dispositif de répartition et de régulation de vapeur comprend deux vannes de régulation motorisées, dont une relie le générateur de vapeur à la turbine et l'autre relie le générateur de vapeur au deuxième condenseur.
  • Avantageusement, l'ouverture et la fermeture de la vanne reliant le générateur de vapeur à la turbine sont asservies à des consignes de régulation en fonction du suivi de charge du réacteur, tandis que l'ouverture et la fermeture de la vanne reliant le générateur de vapeur au deuxième condenseur sont asservies à des consignes de régulation en fonction du niveau du réservoir chaud.
  • De préférence, la température de l'eau au sein du réservoir de collecte est comprise entre 150°C et 200°C.
  • Avantageusement, la cuve de réacteur et le générateur de vapeur sont configurés en un réacteur modulaire de type SMR avec au moins un système de capture de dioxyde de carbone CO2 atmosphérique et/ou de dessalement d'eau de mer relié en boucle fermée au condenseur du circuit secondaire du réacteur.
  • Selon un mode de réalisation avantageux, l'installation comprend un système de capteur de dioxyde de carbone CO2 et/ou de dessalement d'eau de mer, ou tout autre système fonctionnant en cogénération avec un besoin en chaleur compatible avec la température aux bornes du condenseur, relié en boucle fermée au condenseur du circuit secondaire du réacteur. Ce mode permet de manière simultanée, de :
    • faire fonctionner le réacteur à son taux de fonctionnement nominal de conception (Kd), aussi appelé coefficient de disponibilité et ce, indépendamment des appels de puissance du réseau électrique relié à l'alternateur ;
    • valoriser au mieux, tout ou partie de l'énergie thermique produite par le réacteur pour assurer de nouveaux services non énergétiques (capture du CO2 atmosphérique et/ou dessalement d'eau de mer);
    • s'affranchir au moins partiellement d'un besoin d'alimentation en eau liquide en tant que source de refroidissement et des rejets associés pour contribuer au processus d'évacuation de l'énergie non valorisée.
  • En corollaire, cela permet d'améliorer la sûreté de l'installation par la mise à disposition d'un dispositif contribuant à l'Evacuation de la PUissance Résiduelle (EPUR) pour les périodes d'arrêt du réacteur.
  • Selon une variante avantageuse, l'installation comprend en outre un dispositif aéroréfrigérant à air sec relié en by-pass d'un raccordement au système de capteur de dioxyde de carbone CO2 ou de dessalement d'eau de mer.
  • Selon une caractéristique de réalisation avantageuse, le dispositif aéroréfrigérant à air sec est une tour aéroréfrigérante à air sec.
  • L'invention consiste essentiellement à utiliser une boucle de stockage thermique en parallèle thermique avec le circuit secondaire d'un réacteur.
  • Autrement dit, au lieu de réaliser un couplage entre les circuits d'un réacteur nucléaire et une boucle de stockage thermique en série fluidique comme selon les demandes de brevet WO2023/078825A1 et FR3128813A1 , on vient mettre la boucle de stockage thermique en parallèle du système de conversion d'énergie (cycle de Rankine).
  • Le dimensionnement des réservoirs froid et chaud de la boucle de stockage dépend du niveau de température requis. Le volume des réservoirs est avantageusement compris entre 1000 m3 et 30 000 m3, la faisabilité industrielle de tels réservoirs étant déjà acquise au vu de ce qui est pratiqué aujourd'hui dans d'autres domaines industriels.
  • Ces tours aéroréfrigérantes à air sec n'ont besoin d'aucune eau liquide pour le refroidissement, quel que soit le consommateur ou le besoin de chaleur.
  • Une installation permet de conserver l'avantage de ne pas rendre dépendant le fonctionnement du réacteur, des variations possibles d'appel de charge, comme selon les demandes de brevet WO2023/078825A1 et FR3128813A1 .
  • Au final, une installation de cogénération nucléaire à réacteur nucléaire REP avec une boucle de stockage thermique en parallèle thermique du cycle de conversion d'énergie du réacteur selon l'invention présente de nombreux avantages majeurs par rapport à une installation selon les demandes de brevet WO2023/078825A1 et FR3128813A1 , parmi lesquels on peut citer :
    • ne pas rajouter un pincement d'échangeur entre le circuit primaire et la conversion d'énergie et donc, ne pas impacter le rendement thermodynamique,
    • pouvoir fournir une chaleur vers des procédés industriels de manière indépendante des besoins du réseau électrique,
    • fournir une chaleur à une température bien plus élevée que celle disponible aux bornes du condenseur.
  • Selon ce mode, la température T1 en entrée du condenseur est de préférence égale à au moins 60°C et la température T2 de sortie du condenseur de préférence égale à au moins 70°C, avantageusement comprise entre 70 et 100°C.
  • Avantageusement, chacun des réservoirs chaud et froid a un volume compris entre 1000 m3 et 30 000 m3et peuvent ne pas être situés sur le site de l'installation nucléaire.
  • Avantageusement encore, le fluide caloporteur de la boucle de stockage thermique est un sel fondu ou un mélange de sels fondus adapté pour rester en phase liquide sur une gamme de températures allant de 100°C à 350°C avec une marge de 40°C par rapport à la température maximale en fonctionnement de la boucle de stockage thermique.
  • De préférence, le fluide caloporteur a la composition chimique suivante :
    45 % NaNO2, 7 % KNO3, 48% Ca(NO3)2 (sel HITEC-XL).
  • Selon une variante de réalisation avantageuse, la ou les turbines est(sont) exempte(s) de corps basse pression.
  • 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 une courbe de charge de réacteurs du parc-électro nucléaire en France, situés sur différents sites (SITES 1, 2, 3) sur quelques jours de fonctionnement.
    • [Fig 2] la figure 2 est une vue schématique d'une configuration d'une installation de cogénération selon la demande de brevet FR3128813A1 , comprenant un réacteur à eau pressurisée (REP), une boucle de stockage thermique, un système de capture de CO2 atmosphérique et un dispositif aéroréfrigérant à fonctionnement à air sec en bypass du système de capture de CO2 atmosphérique.
    • [Fig 3] la figure 3 est une vue schématique d'une configuration d'une installation de cogénération selon l'invention, comprenant un réacteur à eau pressurisée (REP), une boucle de stockage thermique en parallèle thermique du système de conversion du réacteur, un système de capture de CO2 atmosphérique et/ou un dispositif aéroréfrigérant à fonctionnement à air sec en bypass du système de capture de CO2 atmosphérique.
    • [Fig 4] la figure 4 est une courbe de charge de réacteurs du parc-électro nucléaire en France, situés sur différents sites (SITES 1, 2, 3), telle qu'elle pourrait être sur quelques jours de fonctionnement avec un fonctionnement du réacteur selon l'invention.
    • [Fig 5] la figure 5 est une vue synoptique illustrant un mode de fonctionnement d'une installation selon la figure 3.
    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 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 5.
  • On ne détaille pas à nouveau toutes les différentes relations et fonction des éléments communs entre une installation de cogénération selon l'invention et une installation de cogénération avec boucle de stockage thermique selon l'état de l'art, telle qu'illustrée à la figure 2. Seuls certains des éléments sont à nouveau décrits.
  • L'installation de cogénération nucléaire selon l'invention illustré à la figure 3 comprend en sus des composants usuels d'une installation avec réacteur REP usuelle, une boucle de stockage thermique 13 en parallèle thermique du circuit secondaire 5 du réacteur.
  • La boucle de stockage thermique 13 est un circuit fluidique en boucle fermée dans lequel un fluide caloporteur circule depuis un condenseur en tant qu'échangeur intermédiaire 16 jusqu'à un réservoir chaud 14 puis dans un échangeur de chaleur de sortie 19 et dans un réservoir froid 15 pour revenir au condenseur 16.
  • La circulation du fluide caloporteur au sein de la boucle 13 est assurée par une pompe hydraulique 17 en aval du réservoir chaud 14 et une pompe hydraulique 18 en aval du réservoir froid 15.
  • Les branches fluidiques de la boucle 13 sont chacune constituées par une conduite de section cylindrique, aux parois métalliques, résistante aux agressions chimiques du fluide caloporteur à hautes températures, typiquement au-dessus de 300°C et qui 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 5 à 10 m/s.
  • Le réservoir chaud 14 permet de contenir le fluide caloporteur, de stocker toute la chaleur récupérée depuis le condenseur 16 et d'alimenter en fluide caloporteur le condenseur 16. Le réservoir chaud 14 peut être de forme cylindrique dont les parois sont en métal résistant aux agressions chimiques du fluide caloporteur à hautes températures, typiquement au-dessus de 300°C et est revêtu d'une couche isolante haute température externe permettant de limiter les déperditions thermiques. Le dimensionnement (volume utile de stockage) du réservoir chaud 14 dépend des caractéristiques du fluide caloporteur utilisé : il doit lui permettre de stocker au plus l'intégralité de la chaleur produite par le réacteur nucléaire sur une période de 24 heures glissante. Pour des raisons de sécurité, le réservoir chaud 14 se trouve à distance, typiquement à une distance estimée de manière préliminaire de 60 m de l'enceinte du réacteur avec un talus intermédiaire. Le réservoir 14 peut être équipé d'un système de préchauffage du fluide caloporteur pour garantir le maintien du fluide à l'état liquide et/ou d'un système de mesure de niveau avec report d'alarme et/ou d'une surverse de sécurité raccordée directement au réservoir froid 15.
  • Le condenseur 16 transfère la chaleur contenue dans la vapeur produite dans le générateur de vapeur 3 au fluide caloporteur de la boucle. Cet échangeur intermédiaire 16 est un condenseur car la vapeur provenant du générateur de vapeur 3 cède son énergie en se condensant.
  • La pompe hydraulique 17, tout comme la pompe hydraulique 18, est conçue pour fonctionner au moins au coefficient de disponibilité Kd du réacteur nucléaire et doit pouvoir accepter les fluctuations des besoins en électricité du réseau électrique 21 auquel est relié électriquement l'alternateur 9 du réacteur nucléaire. Le débit de la pompe 17 ou 18 doit permettre, compte tenu de la capacité calorifique du fluide caloporteur et du dimensionnement du générateur de vapeur 16, d'alimenter en fluide caloporteur ce dernier avec un débit permettant de répondre aux appels de puissance du réseau électrique 21. Chacune des pompes 17, 18 a des parois métalliques résistant aux agressions chimiques du fluide caloporteur à hautes températures, typiquement au-dessus de 300°C. Plusieurs pompes 17 ou 18 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 réservoir froid 15 a sensiblement le même volume de stockage de caloporteur que le réservoir chaud 14, récupéré depuis le condenseur 16. Le réservoir froid 15 peut être de forme cylindrique dont les parois sont en métal résistant aux agressions chimiques du fluide caloporteur à hautes températures, typiquement au-dessus de 300°C et est revêtu d'une couche isolante haute température externe permettant de limiter les déperditions thermiques. Le dimensionnement (volume utile de stockage) du réservoir froid 15 dépend des caractéristiques du fluide caloporteur utilisé : il doit lui permettre de stocker au plus l'intégralité de la chaleur produite par le réacteur nucléaire sur une période de 24 heures glissante. Pour des raisons de sécurité, le réservoir froid 15 se trouve à distance, typiquement à une distance estimée de manière préliminaire de 60 m de l'enceinte du réacteur avec un talus intermédiaire. Le réservoir 15 peut être équipé d'un système de préchauffage du fluide caloporteur pour garantir le maintien du fluide à l'état liquide et/ou d'un système de mesure de niveau avec report d'alarme et/ou d'une surverse de sécurité raccordée directement au réservoir chaud 14.
  • L'échangeur de sortie 19 transfère la chaleur contenue dans le fluide caloporteur de la boucle 13 au fluide caloporteur d'un réseau de chaleur industriel (eau) 30. Si le réseau de chaleur industriel a besoin de vapeur alors ce composant 19 est un générateur de vapeur. Son dimensionnement dépend des caractéristiques du fluide caloporteur utilisé : il doit lui permettre de transférer au plus l'intégralité de la chaleur produite par le réacteur nucléaire sur une période de 24 heures glissante. Cette durée pourrait être adaptée au cas par cas en fonction des configurations réelles d'implantation et des besoins industriels du réseau de chaleur. En sortie de l'échangeur 19, l'eau ou la vapeur pour le réseau 30 peut être surchauffée à 240°C. Le fluide véhiculé peut donc être de la vapeur ou de l'eau surchauffée compte tenu de la nature des besoins industriels.
  • Le fluide caloporteur est de type sel fondu pour rester en phase liquide sur une gamme de températures allant de 160°C à 350° avec une marge de 40°C par rapport à la température maximale en fonctionnement). De manière préférentielle, le sel sera de la composition chimique suivante : 45 % NaNO2, 7 % KNO3 , 48% Ca(NO3)2 (sel HITEC-XL).
  • Le volume total de sel contenu dans la boucle fermée 13 est égal au volume total du réservoir froid 15 et du volume contenu dans les branches/conduites fluidiques de la boucle 13 pour éviter tout débordement ou mise en charge en fonctionnement.
  • Le réseau électrique 21 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.
  • L'installation de cogénération comprend au moins une tour aéroréfrigérante 20 dite à air sec, c'est-à-dire fonctionnant par voie sèche, reliée en boucle fermée au condenseur 7 du circuit secondaire du réacteur.
  • Cette tour aéroréfrigérante 20 va transférer la chaleur de l'eau condensée au condenseur 7 vers l'air ambiant.
  • La tour aéroréfrigérante 7 est dimensionnée pour évacuer la puissance thermique non consommée par les turbines 6, 60, 61 en refroidissant l'eau apportée depuis le condenseur 7 et réchauffant l'air ambiant.
  • Bien que non représentée, la boucle fermée comprenant le condenseur 7 et la tour aéroréfrigérante à air sec 20 est équipée d'un système de pompage pour véhiculer le fluide caloporteur en son sein, ce système de pompage pouvant être directement intégré à la tour 20.
  • La tour aéroréfrigérante à air sec 20 peut être reliée en by pass d'un raccordement à un système 22 de capture de CO2 atmosphérique.
  • Typiquement, toute l'installation de cogénération est avantageusement configurée pour avoir dans la boucle fermée intégrant le condenseur 7 et le système 22 de capture de CO2 atmosphérique, une température T1 en entrée du condenseur d'au moins 60°C et une température T2 de sortie du condenseur 7 d'au moins 70°C avantageusement comprise entre 70 et 100°C.
  • Selon l'invention, un système fluidique 50 permet de mettre en parallèle thermique le circuit secondaire 5 du réacteur avec la boucle de stockage thermique 13.
  • Ce système 50 comprend tout d'abord un dispositif 51 de répartition et de régulation de vapeur, relié en entrée au générateur de vapeur 3 et en sortie, à la fois à la turbine 6 et au condenseur 16 de la boucle de stockage thermique. Ce dispositif 51 a donc pour fonction de répartir la vapeur produite par le générateur de vapeur 3 entre les besoins de production électriques (Cycle de Rankine 5) et thermiques (boucle de stockage 3 en série avec le réseau de chaleur 50).
  • Avantageusement, ce dispositif 51 de répartition et de régulation de vapeur comprend deux vannes de régulation motorisées, dont une relie le générateur de vapeur 3 à la turbine 6, et l'autre relie le générateur de vapeur 3 au condenseur 16 de la boucle de stockage thermique.
  • Le système 50 comprend également un réservoir 52 de collecte d'eau relié en entrée à la fois au condenseur 7 du circuit 5 et au condenseur 16 de la boucle de stockage 13 et en sortie, au générateur de vapeur 3. Ce réservoir 52 a donc pour fonction de collecter des eaux arrivant du cycle de conversion 5 et du condenseur 16 de la boucle 13 pour les renvoyer au générateur de vapeur 3. De préférence, ce réservoir 52 est de forme cylindrique et pressurisé à environ 20 Bars pour tenir la pression de maintien de l'eau de circuit du cycle de conversion 5 dont la température est à 150-200°C.
  • Une pompe 53 est disposée sur le circuit reliant le réservoir de collecte d'eau 52 et le générateur de vapeur 3 pour alimenter ce dernier en eau sous pression. Tout comme les pompes 17, 18, la pompe 53 est conçue pour fonctionner au moins au coefficient de disponibilité Kd du réacteur nucléaire. Le débit de la pompe 53 doit permettre, compte tenu de la capacité calorifique du fluide caloporteur eau, du différentiel de température aux bornes du générateur de vapeur 3 d'évacuer toute la puissance thermique du réacteur. Cette pompe 53 a des parois métalliques résistant aux agressions chimiques du fluide caloporteur à hautes températures, typiquement au-dessus de 300°C. Plusieurs pompes 53 peuvent être positionnées en parallèle pour répartir le débit de pompage et on peut prévoir pour des raisons de sûreté une pompe en redondance.
  • Avec un tel système 50, le principe de fonctionnement de l'installation, illustré à la figure 5, est le suivant :
    • le réacteur nucléaire fonctionne de manière nominale et ne baisse la puissance que si le réservoir chaud 14 a atteint son niveau haut de remplissage,
    • le remplissage des réservoirs 14, 15 s'effectue au fil du suivi de charge réseau. Différentes configurations techniques et modes de pilotages de l'installation selon l'invention sont possibles.
  • La figure 5 illustre un mode de pilotage qui permet de maximiser la production du réacteur nucléaire avec :
    • la priorité donnée au réseau électrique 21 ;
    • un remplissage des réservoirs de stockage thermique ;
    • comme condition que, tant que les réservoirs n'ont pas atteint un niveau de remplissage suffisant, qui pourrait être en première approche de l'ordre de 80%, alors il y a adaptation du niveau de puissance du réacteur pour le suivi de charge électrique.
  • Selon ce mode de pilotage, l'ouverture et la fermeture de la vanne reliant le générateur de vapeur 3 à la turbine 6 sont asservies à des consignes de régulation en fonction du suivi de charge électrique du réacteur. L'ouverture et la fermeture de la vanne reliant le générateur de vapeur 3 au condenseur 16 de la boucle 13 sont asservies à des consignes de régulation en fonction du niveau du réservoir chaud 14.
  • 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 système 22 est un système de capture de CO2. Mais on peut envisager également un système de dessalement d'eau de mer en plus ou à la place du système de capture de CO2.
  • L'installation de cogénération nucléaire qui vient d'être décrite en relation avec un réacteur nucléaire à eau pressurisée peut tout-à-fait être mis 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. On peut ainsi envisager un réacteur de deuxième, troisième, quatrième génération (GEN IV). Elle s'applique en particulier aux réacteurs nucléaires 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 font partie de la famille des réacteurs de GEN IV.
  • Des installations avec un ou des réacteurs de type SMR notamment de type REP peuvent répondre aux besoins de décarbonation de l'industrie. A ce jour, la majorité des sites industriels (tels que les industries chimiques) utilisent des ressources fossiles et se sont engagés dans une démarche de décarbonation et de défossilisation.
  • Les SMR peuvent jouer un rôle pour répondre à ces objectifs en fournissant à la fois de l'électricité et de la chaleur au niveau de température qu'ils peuvent desservir modulo les pincements des échangeurs servant de barrière, c'est-à-dire 300°C environ pour un REP, 500°C environ pour un RNR, 600°C pour un MSR (acronyme anglais pour « Molten Salt Reactor ») et 750°C pour un HTR (acronyme anglais pour « High Temperature Reactor »).
  • Autrement dit, la mise en place d'un SMR fonctionnant en cogénération électricité/chaleur 300°C selon l'invention permettrait de répondre à la décarbonation de toute ou partie d'un site pétrochimique.
  • Avec une installation de cogénération selon l'invention, on peut envisager d'équiper des sites pétrochimiques produisant des molécules d'intérêts telles que les oléfines, le méthanol et les polymères.
    • Liste des références citées
    1. [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. [2]: Rapport Carbon 4 - Novembre 2022 - Chaleur renouvelable : la grande oubliée de la stratégie énergétique française.
    3. [3]: International Energy Agency - CO2 emissions in 2022.
    4. [4]: EUROPAIRS End User Requirement for Process heat applications with Innovative Reactors for Sustainable energy supply.
    5. [5]: Nuclear cogeneration: civil nuclear energy in a low-carbon future, The Royal Society UK.

Claims (13)

  1. Installation de cogénération électronucléaire 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 générateur de vapeur en tant que premier échangeur de chaleur intermédiaire (3),
    • un deuxième circuit fluidique, dit circuit secondaire (5) comprenant, au moins une turbine (6, 60) reliée au premier échangeur de chaleur intermédiaire, un premier condenseur (7) relié à la turbine et au générateur de vapeur, pour refroidir la vapeur issue de la turbine et la retransformer en eau et la renvoyer dans le générateur de vapeur ;
    • un alternateur (9) couplé mécaniquement à la turbine, destiné à être raccordé à un réseau électrique (21);
    - un troisième circuit fluidique configuré en boucle fermée de stockage d'énergie thermique (13), dans lequel circule un fluide caloporteur comprenant :
    • au moins un deuxième condenseur (16) en tant que deuxième échangeur de chaleur intermédiaire;
    • au moins un échangeur de chaleur (19) de sortie, relié en boucle fermée à un réseau de chaleur industriel (30);
    • au moins un premier réservoir dit réservoir chaud (14), relié au deuxième condenseur;
    • au moins une première pompe hydraulique (17) reliée au réservoir chaud et à l'échangeur de chaleur de sortie ;
    • au moins un deuxième réservoir dit réservoir froid (15), relié à l'échangeur de chaleur de sortie;
    • au moins une deuxième pompe hydraulique (18) reliée au réservoir froid et au deuxième condenseur;
    - un système fluidique (50) pour mettre en parallèle thermique le troisième circuit fluidique avec le deuxième circuit fluidique.
  2. Installation de cogénération selon la revendication 1, le système fluidique (50) pour mettre en parallèle thermique le troisième circuit fluidique avec le deuxième circuit fluidique, comprenant :
    - un dispositif (51) de répartition et de régulation de vapeur, relié en entrée au générateur de vapeur et en sortie à la fois à la turbine et au deuxième condenseur;
    - un réservoir (52) de collecte d'eau relié en entrée à la fois au premier condenseur et au deuxième condenseur et en sortie au générateur de vapeur;
    - une troisième pompe (53) reliée entre le réservoir de collecte d'eau et le générateur de vapeur.
  3. Installation de cogénération selon la revendication 2, le dispositif (51) de répartition et de régulation de vapeur comprenant deux vannes de régulation motorisées, dont une relie le générateur de vapeur à la turbine et l'autre relie le générateur de vapeur au deuxième condenseur.
  4. Installation de cogénération selon la revendication 3, l'ouverture et la fermeture de la vanne reliant le générateur de vapeur à la turbine étant asservies à des consignes de régulation en fonction du suivi de charge du réacteur, tandis que l'ouverture et la fermeture de la vanne reliant le générateur de vapeur au deuxième condenseur sont asservies à des consignes de régulation en fonction du niveau du réservoir chaud.
  5. Installation de cogénération selon l'une des revendications 2 à 4, la température de l'eau au sein du réservoir de collecte étant comprise entre 150°C et 200°C.
  6. Installation de cogénération selon l'une des revendications précédentes, la cuve de réacteur et le générateur de vapeur étant configurés en un réacteur modulaire (100) de type SMR.
  7. Installation de cogénération selon l'une des revendications précédentes, comprenant au moins un système de capture de dioxyde de carbone CO2 atmosphérique et/ou de dessalement d'eau de mer (22) ou tout autre système fonctionnant en cogénération avec un besoin en chaleur compatible avec la température aux bornes du condenseur, relié en boucle fermée au condenseur du circuit secondaire du réacteur.
  8. Installation de cogénération selon la revendication 7, comprenant en outre un dispositif aéroréfrigérant à air sec (20) relié en by-pass d'un raccordement au système de capture de dioxyde de carbone CO2 ou de dessalement d'eau de mer (22).
  9. Installation de cogénération selon la revendication 8, le dispositif aéroréfrigérant à air sec étant une tour aéroréfrigérante à air sec.
  10. Installation de cogénération selon l'une des revendications précédentes, la température T1 en entrée du condenseur (7) étant égale à au moins 60°C et la température T2 de sortie du condenseur (7) égale à au moins 70°C, avantageusement comprise entre 70 et 100°C.
  11. Installation de cogénération selon l'une des revendications précédentes, chacun des réservoirs chaud et froid ayant un volume compris entre 1000 m3 et 30 000 m3.
  12. Installation de cogénération selon l'une des revendications précédentes, le fluide caloporteur de la boucle de stockage thermique étant un sel fondu ou un mélange de sels fondus adapté pour rester en phase liquide sur une gamme de températures allant de 100°C à 350°C avec une marge de 40°C par rapport à la température maximale en fonctionnement de la boucle de stockage thermique.
  13. Installation de cogénération selon l'une des revendications précédentes, la ou les turbines étant exempte(s) de corps basse pression.
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