EP4726181A1

EP4726181A1 - Installation de cogeneration d'une centrale thermique

Info

Publication number: EP4726181A1
Application number: EP25204724.6A
Authority: EP
Inventors: Guilherme VESCOVI; Nicolas ALPY; Catherine AZZARO-PANTEL; David HAUBENSACK
Original assignee: Centre National de la Recherche Scientifique CNRS; Commissariat a lEnergie Atomique CEA; Universite Toulouse III Paul Sabatier; Commissariat a lEnergie Atomique et aux Energies Alternatives CEA; Institut National Polytechnique de Toulouse INPT
Current assignee: Centre National de la Recherche Scientifique CNRS; Commissariat a lEnergie Atomique et aux Energies Alternatives CEA; Institut National Polytechnique de Toulouse INPT; Universite de Toulouse
Priority date: 2024-10-04
Filing date: 2025-09-25
Publication date: 2026-04-15
Also published as: FR3167245A1

Abstract

Installation de cogénération d'une centrale thermique, notamment nucléaire, à étages d'admission partielle de vapeur par secteurs angulaires en entrée des corps haute et basse pressions de la turbine du cycle de conversion d'énergie thermique en énergie électrique (SCE).

L'invention consiste essentiellement en une installation de cogénération avec un cycle de conversion de chaleur en électricité qui intègre des étages d'amission partielle par arc de la vapeur en entrée à la fois du corps basse pression et du corps haute pression de la turbine du cycle et avec un échangeur de cogénération, i.e. pour fournir la chaleur au système exploitant la chaleur, au sein du cycle, de préférence une unité de production d'hydrogène par électrolyse à haute température.

Description

Domaine technique

La présente invention concerne le domaine des installations de cogénération à partir d'une centrale thermique, en particulier d'un réacteur nucléaire à eau légère (REL), notamment à eau pressurisée (REP).
Par « cogénération », on entend ici et dans le cadre de l'invention, la production d'électricité simultanée avec la production de chaleur utile.
Par « centrale thermique », on entend ici et dans le cadre de l'invention, toute centrale générant de la chaleur pour de la production d'électricité et qui fonctionne à partir d'une source de chaleur selon le principe des machines thermiques et qui comprend un système de conversion de l'énergie thermique, issue de la source de chaleur, en électricité (SCE).
Une centrale thermique conforme à l'invention peut être :

une centrale nucléaire comprenant une turbine à vapeur ;
une centrale à combustion, dite « à flamme », comprenant une chaudière (charbon, fioul, gaz ou biomasse) et une turbine à vapeur;
une centrale récupérant de la chaleur préexistante (solaire thermodynamique, géothermique de vapeur, ...) comprenant une turbine à vapeur ;
une centrale à au moins un réservoir de stockage, comprenant une turbine à vapeur ;
une centrale, comprenant une turbine à vapeur, à toute autre source de chaleur décarbonée dont les caractéristiques, notamment la température, permettent une conversion en électricité.

Une centrale nucléaire qui convient dans le cadre de l'invention peut être à un ou plusieurs réacteurs nucléaires à eau légère (REL), notamment à eau pressurisée (REP) avec des températures en entrée du cycle de conversion d'environ 300 °C, ou à eau bouillante (REB) ou à un ou plusieurs réacteurs de quatrième génération (GEN IV), notamment en tant que petits réacteurs modulaires (SMR) ou des réacteurs nucléaires avancés (acronyme anglo-saxon AMR pour « Advanced Nuclear Reactors »), avec des températures en entrée de cycle de conversion supérieures à 500 °C, typiquement de l'ordre de 550-700°C. Il peut s'agir de 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 fait partie de la famille des réacteurs de GEN IV. Il peut aussi s'agir de réacteurs nucléaires à neutrons rapides refroidis aux sels fondus ou MSR (acronyme anglais de Molten Salt Reactors).
Par « réacteur SMR », on entend ici et dans le cadre de l'invention, le sens technologique usuel, à savoir un réacteur nucléaire à fission, de taille et puissance plus faibles que celles des réacteurs conventionnels REL, dont la chaudière est fabriquée en usine et transportée sur un site d'implantation nucléaire pour y être installée. La chaudière compacte, de puissance réduite, peut aussi correspondre à des applications navales, dites embarquées.
Plus particulièrement, l'invention a trait aux installations de cogénération comprenant de tels réacteurs nucléaires, en particulier ceux du type réacteurs modulaires intégrés.
L'invention a pour objectif principal d'optimiser la performance en flexibilité du cycle de conversion d'énergie d'une centrale thermique pour la production de puissances thermique et électrique.
Bien que décrite en référence à un réacteur nucléaire à eau pressurisée, l'invention s'applique à tout réacteur nucléaire avec cycle thermodynamique indirect ou direct de la famille des réacteurs dits de deuxième, troisième, quatrième génération (GEN IV), dans la mesure où il existe une contrainte de pilotage de leur température.
Une installation de cogénération typique est une installation dans laquelle une chaudière nucléaire est couplée, d'une part, au réseau électrique d'un système énergétique présentant une forte part d'énergies renouvelables dont la production est par nature variable, par exemple liée à la course du soleil et, d'autre part, à un système consommant de la chaleur de façon significative. Il peut aussi s'agir d'une chaudière de type embarquée dont par fonction, la puissance peut être sujette à des variations de charge dynamiques.
Par « chaudière nucléaire », on entend ici et dans le cadre de l'invention, la cuve, dite cuve de réacteur, ainsi que l'ensemble des composants et parties de circuit fluidique, notamment le cœur du réacteur créant de la chaleur par des réactions nucléaires de fission, qui est logé à l'intérieur de la cuve de réacteur.
Par « à vocation électrogène », on entend ici et dans le cadre de l'invention, une installation nucléaire, une centrale nucléaire ou un réacteur nucléaire dont la puissance est dédiée à la fourniture d'électricité.

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 de production ENR ;
de décarboner les procédés en fournissant de la chaleur aux industries consommatrices (dessalement, réseaux de chaleur, hydrogène...) tout en augmentant l'efficacité énergétique;

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 de manière simultanée avec de la chaleur utile.

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 utilisée à d'autres fins que la production d'électricité.
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.
De manière générale, il existe un besoin, pour optimiser la performance en flexibilité du cycle de conversion d'énergie, d'une telle installation couplant le réacteur nucléaire aux systèmes de productions de puissances thermique et électrique.
La performance en flexibilité nécessite de respecter des critères que sont la modulation graduelle, l'amplitude maximale à tout le moins significative, la stabilité dynamique et l'efficacité énergétique des variations de charges opérées, que l'on peut détailler comme suit.
La modulation graduelle consiste à avoir la possibilité :

d'adapter la variation de charge électrique opérée au juste besoin d'équilibre du réseau électrique ;
de disposer d'une solution technique résiliente c'est-à-dire dont le ratio électricité/chaleur soit modulable et donc applicable à différents contextes énergétiques actuels ou résultant de futurs scénarios énergétiques ;
de surseoir aux périodes d'indisponibilité de l'unité nucléaire ou du (ou des) système(s) fonctionnant par la cogénération : il s'agit typiquement d'être en mesure de basculer d'un fonctionnement électrogène à un fonctionnement en cogénération.

L'amplitude maximale consiste à pouvoir :

contribuer de façon significative à la décarbonation du secteur de l'énergie par fourniture conséquente de chaleur, à partir d'une source nucléaire très faiblement émettrice en CO₂ : typiquement, la cible est d'être en mesure de délivrer au moins 30% de la Puissance Nominale (PN) sous forme de chaleur ;
réaliser un suivi de charge électrique comme sur le parc nucléaire français actuel, entre 20 et 100% de PN.

La stabilité dynamique est celle à la fois :

de la température en entrée du générateur de vapeur qui doit rester dans une gamme définie à la conception (cette température définit, par le jeu du pincement thermique du composant, celle en entrée du cœur du réacteur). La gamme de fonctionnement prescrite résulte d'un compromis ingénierie tenant compte, entres autres, de considérations thermomécaniques tenant au générateur de vapeur et à la cuve de la chaudière (qui est un composant clef car inchangé pendant toute la vie du réacteur, soit 40 à 60 ans selon les concepts), de considérations liées au pilotage dynamique du couplage neutronique, thermohydraulique du réacteur dont le générateur de vapeur est un composant pivot (il relie la chaudière au SCE) et de considérations tenant à la compacité recherchée quant au bloc chaudière et au SCE. Lorsqu'il s'agit du cycle direct d'un REB pour lequel le composant générateur de vapeur n'existe pas, la contrainte sur la température en entrée du générateur de vapeur est directement substituée par celle en entrée cœur;
de la qualité de la chaleur fournie à la cogénération sous forme de vapeur d'eau à une température qui doit être supérieure ou égale à une valeur seuil, et enfin de mise en œuvre thermohydraulique de la modulation des charges électrique et chaleur.

L'efficacité énergétique peut être définie comme la préservation des ressources naturelles, la réduction de l'empreinte carbone en optimisant la substitution aux énergies carbonées, et la prise en compte de l'aspect économique.
Il s'agit de trouver un système de pilotage permettant de répondre aux objectifs qui viennent d'être décrits alors que la variation des charges électrique et chaleur entraîne, sans pilotage idoine, une modification, aussi appelée glissement, des pressions et des températures au niveau de la ligne de détente de la turbine du cycle de conversion de chaleur en électricité.
Ce glissement, détaillé dans la publication [2], modifie les pressions de fonctionnement à la fois :

du générateur de vapeur, couplant la chaudière nucléaire et le cycle de Rankine. Dans un réacteur nucléaire à eau pressurisée du parc français, à vocation électrogène, cet effet est contré par un laminage de l'intégralité de la vapeur en entrée du corps haute pression de la turbine et entraîne une perte de rendement électrique significatif ;
des échangeurs diphasiques dont dépendent la température de fourniture de cogénération et celle en entrée du générateur de vapeur. Les critères de stabilité peuvent donc être enfreints.

L'effet du glissement est d'autant plus important que l'amplitude de la variation de charge opérée est importante. Il entraîne un effet inertiel à chaque modulation (mise en régime des échangeurs diphasiques) et contrarie la stabilité dynamique et donc, corollairement, plusieurs critères précités, à savoir la modulation graduelle et l'amplitude maximale accessibles.
Plusieurs solutions ont déjà été proposées pour améliorer la performance en flexibilité du cycle de conversion d'énergie d'une installation nucléaire de cogénération.
Le pilotage en flexibilité d'une chaudière nucléaire fonctionnant en cogénération électricité et chaleur avec un objectif de modulation et d'amplitude maximale de la charge, est discuté dans la publication [3]. Plusieurs arrangements de corps de turbine, à sélectionner en fonction de la gamme ciblée du besoin en chaleur de cogénération sont proposés dans cette publication à des fins de recherche de résilience de la solution au contexte énergétique d'application. Cette publication ne considère pas le critère de contrôle de la température d'entrée du générateur de vapeur et ne discute pas de la modulation de la charge électrique. En revanche, elle propose :

pour des modulations de charge de cogénération de faible amplitude maximale, inférieure à 5% de la puissance de la chaudière, de contrer l'effet de glissement de la pression et température par une bascule d'un premier soutirage à un second situé plus en amont, et donc plus chaud, sur la ligne de détente de la turbine. Cette solution ne peut être transposée à un critère de modulation élevé car elle freine la dynamique de réponse, voire questionne la stabilité, par le changement des extractions de vapeur auquel elle procède, notamment avec une bascule d'une qualité de vapeur à une autre au niveau du réchauffeur, ce qui ajoute un effet de mise en régime donc d'inertie. Cette solution, pour une modulation qui serait élevée, peut aussi perturber l'écoulement tridimensionnel des étages de turbine proches du point de soutirage, réduisant leur efficacité ;
pour une modulation de plus forte amplitude maximale, d'utiliser un corps de turbine dit à contre-pression dédié à la cogénération et situé sur un arbre de rotation différent de celui du turbo-alternateur. Cette solution oblige à un refroidissement de ce corps de turbine lorsque le fonctionnement est purement électrogène.

La mise en œuvre d'un corps de turbine à contre-pression est aussi proposée par [4] en remplaçant la source froide du cycle par un système exploitant la cogénération. Ce type de configuration est d'une faible performance en flexibilité de par la limitation du rapport de détente fournissant le travail mécanique, qui dégrade significativement le rendement électrique (en sortie turbine, la pression du condenseur qui constitue la source froide du cycle, est en effet relevée d'au moins un facteur 15 pour correspondre à la pression de fourniture de vapeur de cogénération), de par la limite corrélée quant à la qualité de chaleur fournie accessible et de par la corrélation électricité - chaleur de cette configuration pour laquelle l'intégralité de la chaleur évacuée par la source froide a par principe vocation à être consommée par la cogénération.
La publication [5] propose l'emploi d'un étage d'admission partielle par arc en entrée de corps haute pression d'une turbine d'un cycle Rankine associé à une chaudière nucléaire. Cette publication ne prend en compte les critères ni de cogénération et donc de contrainte associée pour la température seuil, ni de contrôle de la température d'entrée du générateur de vapeur.
La publication [6] met en œuvre un double système d'admission partielle par arc en entrée de corps haute pression de la turbine et un étage intermédiaire d'extraction de vapeur. Cependant, aucune architecture de couplage entre une chaudière nucléaire et un système exploitant la cogénération n'est évoquée. En outre, cette publication [6] n'envisage pas de régulation pour moduler la charge électricité et/ou chaleur, ni la possibilité d'une conception résiliente à différents scénarios énergétiques. La maîtrise de la température en entrée du générateur de vapeur n'est pas non plus considérée.
La demande de brevet WO2024/133496 divulgue une installation de cogénération nucléaire avec la mise en œuvre d'un réchauffeur à haute pression et d'un échangeur intermédiaire dédié à faire fonctionner un système de production d'hydrogène, agencés tous les deux en sortie du corps haute pression de la turbine, et ce pour améliorer la flexibilité et le pilotage. L'installation divulguée ne considère ni le critère d'amplitude maximale de la chaleur de cogénération, ni une optimisation des performances en flexibilité, ni de contrainte de température en entrée de générateur de vapeur, dont le respect devient plus compliqué quand la variation de charge considérée est forte.
La publication [7] concerne le pilotage en flexibilité d'une chaudière nucléaire par admission partielle par secteur angulaire (arc) de la vapeur en entrée de corps haute pression de turbine pour réaliser du suivi de charge électrogène. Cette publication ne s'intéresse pas à la cogénération et d'ailleurs ne fait pas la démonstration de la capacité pour l'installation divulguée à fournir une quantité significative de chaleur par cogénération. L'installation divulguée ne réalise pas non plus une optimisation qui permette de maximiser le rendement énergétique en respectant les contraintes de stabilité des températures.

La tableau 1 ci-dessous résume le fait qu'aucune des publications et références selon l'état de l'art ne remplit l'ensemble des critères définis précédemment.

[Tableau 1]

Référence de l'état de l'art	Critères
Référence de l'état de l'art	Modulation graduelle en cogénération	Amplitude Maximale (significative)	Stabilité dynamique	Efficacité énergétique des variations de charges opérées
Publication [3]	Oui mais panoplie de solutions selon cible		Non	Oui mais cogénération uniquement
Publication [5]	Oui mais pilotage électrogène uniquement			Oui mais pilotage électrogène uniquement
Publication [6]	Les deux critères ne sont pas distingués			Oui mais pas quantifié
Demande de brevet WO2024/133496	Non		Oui	Non
Publication [7]	Oui mais pilotage électrogène uniquement		Non	Oui mais pilotage électrogène uniquement

Il existe donc un besoin pour améliorer encore les installations de cogénération, en particulier nucléaire, afin d'optimiser la performance en flexibilité du cycle de conversion d'énergie d'une centrale thermique couplant la source de chaleur de cette dernière aux systèmes de productions de puissances thermique et électrique de l'installation.
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, destinée à produire de l'électricité et le cas échéant de la chaleur, comprenant :

au moins une centrale thermique, notamment un réacteur nucléaire à eau pressurisée (REP) ou à eau bouillante (REB), comprenant :
- au moins un circuit fluidique:
  - au moins une turbine comprenant un corps haute pression 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,
  - un réchauffeur à basse pression reliée d'une part, par au moins une branche fluidique au corps basse pression et d'autre part, par au moins une branche fluidique au réservoir de liquide,
  - un condenseur relié d'une part, au corps basse pression et d'autre part, en boucle fermée au réchauffeur à basse pression,
  - une pompe hydraulique à haute pression pour faire circuler le liquide en tant que fluide caloporteur,
  - une pompe hydraulique à basse pression pour extraire le condensat provenant du condenseur et acheminer celui-ci via le réchauffeur à basse pression;
un alternateur couplé mécaniquement à la turbine, destiné à être raccordé à un réseau électrique ;
au moins 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 au réservoir de liquide et relié à au moins un système fonctionnant en cogénération avec un besoin en chaleur compatible avec la température aux bornes du deuxième échangeur de chaleur intermédiaire ;
au moins un étage agencé en entrée du corps haute pression de la turbine et adapté pour réaliser l'admission partielle de la vapeur par secteur angulaire dans le corps haute pression;
au moins un étage agencé en entrée du corps basse pression de la turbine et adapté pour réaliser l'admission partielle de la vapeur par secteur angulaire dans le corps basse pression;
au moins un système de régulation de la pression de vapeur pour piloter l'admission partielle de la vapeur dans l'étage en entrée du corps haute pression et dans celui en entrée du corps basse pression.

Le système fonctionnant en cogénération est de préférence une unité de production hydrogène par électrolyse à haute température (EHT) ou tout procédé nécessitant de la vapeur à basse pression, typiquement à 100°C, qui en tenant compte du pincement thermique et d'une marge de surpression pour pallier les pertes de charge hydraulique des circuits, est voisine de 150°C.
Selon un mode de réalisation avantageux, la centrale thermique est un réacteur nucléaire à eau pressurisée (REP) 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 la turbine dont le corps haute pression est relié au premier générateur de vapeur, le réchauffeur à haute pression relié en boucle fermée également au générateur de vapeur, à un réservoir de liquide, le réchauffeur à basse pression, le condenseur, les pompes hydraulique à haute pression et à basse pression.

Dans ce mode, le réservoir de liquide est appelé bâche alimentaire.
Avantageusement, le générateur de vapeur est de type simple passe.
Selon une variante de réalisation avantageuse, chaque étage d'admission par arcs comprend, en parallèle, quatre vannes pilotées et alimentant chacune un des quatre arcs constituant le stator de l'étage d'admission.
De préférence, le(s) système(s) de régulation de la pression de vapeur est(sont) de type Proportionnel Intégral (PI) ou de type régulation prédictive sur la base de modèles (MPC).
Selon le mode de réalisation à réacteur REP, la cuve de réacteur et le générateur de vapeur sont avantageusement configurés en un réacteur modulaire de type SMR intégré.
Selon un autre mode de réalisation avantageux, l'installation comprend, en tant que système fonctionnant en cogénération avec un besoin en chaleur compatible avec la température aux bornes du deuxième échangeur de chaleur intermédiaire, de préférence une unité de production hydrogène par EHT ou tout procédé nécessitant de la vapeur à basse pression.
L'invention consiste essentiellement à réaliser une installation de cogénération avec un cycle de conversion de chaleur en électricité qui intègre des étages d'amission partielle par arc de la vapeur en entrée à la fois du corps basse pression et du corps haute pression de la turbine du cycle et avec un échangeur de cogénération, i.e. pour fournir la chaleur au système exploitant la chaleur, au sein du cycle, de préférence une unité de production d'hydrogène par électrolyse à haute température.
Les inventeurs sont partis du constat que, dans une installation SMR avec un réacteur REP, les consignes de températures en entrée du générateur de vapeur (GV) étaient proches de celles requises en entrée du système fonctionnant en cogénération, typiquement de l'ordre de 150°C, et ils ont alors tiré profit de cette proximité et proposé un pilotage commun (GV, système de cogénération) par admission partielle de la vapeur par secteur angulaire au corps basse pression et optimisé en outre par l'admission partielle de la vapeur par secteur angulaire au corps haute pression.
Au final, avec un dimensionnement adéquat des surfaces d'échangeur de chaleur et des surfaces d'arcs des admissions HP et BP couplé avec un pilotage séquencé des arcs des étages en fonction de la pression à avoir à l'admission du corps basse pression BP et avantageusement du corps haute pression HP, une installation de cogénération selon l'invention permet de répondre à l'ensemble des critères pour atteindre une performance en flexibilité.
Dans le cadre de l'invention, on peut bien entendu adapter la pression de production de vapeur de sorte que la température en entrée de générateur de vapeur soit supérieure à 150°C.
Également, notamment en fonction du type et du dimensionnement de centrale thermique, on pourrait envisager la mise en place d'un ou plusieurs étages d'admission partielle de la vapeur par secteurs angulaires en plus de ceux en entrée du corps haute pression et en entrée du corps basse pression, dans la mesure où cela permet de réguler en combinaison la température en entrée du générateur de vapeur et la température requise pour l'échangeur de cogénération.
De manière générale, une installation de cogénération selon l'invention peut fonctionner à différentes valeurs de pression et température de vapeur surchauffée, de puissance réacteur, de consigne de température d'entrée du générateur de vapeur et de l'échangeur de cogénération.
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 est une vue schématique d'une configuration d'une installation de cogénération nucléaire selon l'invention, comprenant un cycle de conversion d'énergie thermique en électricité avec un étage d'admission partielle de vapeur en arc en entrée du corps haute pression et du corps basse pression de la turbine du cycle.
[Fig 2] la figure 2 illustre sous forme de courbes la stabilité de température en entrée du générateur de vapeur d'une configuration selon l'invention en comparaison avec une configuration selon l'état de l'art, en mode de fonctionnement électrogène.
[Fig 3A], [Fig 3B] les figures 3A et 3B illustrent sous forme de courbes le pilotage de l'admission partielle au niveau des étages en entrée respectivement des corps haute pression et basse pression de la turbine dans une configuration selon l'invention en comparaison avec une configuration selon l'état de l'art, en mode de fonctionnement électrogène.
[Fig 4A], [Fig 4B] les figures 4A et 4B illustrent sous forme de courbes le pilotage de l'admission partielle au niveau des étages en entrée respectivement des corps haute pression et basse pression de la turbine dans une configuration selon l'invention en comparaison avec une autre configuration selon l'invention, en mode de fonctionnement électrogène.
[Fig 5] la figure 5 illustre sous forme de courbes le rendement électrique en fonction de la charge électrique délivrée dans les configurations selon l'invention en comparaison avec de certaines des configurations selon l'état de l'art, en mode de fonctionnement électrogène.
[Fig 6A], [Fig 6B], les figures 6A et 6B comparent, à titre illustratif du pilotage, les séquences d'ouvertures des arcs des admissions dans l'étage B, en fonction de la charge électrique délivrée, pour respectivement la Configuration N°1 selon l'invention et la Configuration 6 selon l'état de l'art, en mode de fonctionnement électrogène.
[Fig 6C], [Fig 6D] les figures 6C et 6D comparent, à titre illustratif du pilotage, les séquences d'ouvertures des arcs des admissions dans l'étage E, en fonction de la charge électrique délivrée, pour respectivement la ConfigurationN°1 selon l'invention, et la Configuration N°6 selon l'état de l'art, en mode de fonctionnement électrogène.
[Fig 7] la figure 7 illustre sous forme de courbes le rendement électrique en fonction du ratio de charge thermique de cogénération/charge électrique dans une configuration selon l'invention en comparaison avec une configuration selon l'état de l'art, en mode de fonctionnement de cogénération électricité-chaleur.
[Fig 8] la figure 8 illustre sous forme de courbes le rendement électrique en fonction du ratio de charge thermique de cogénération charge électrique dans une configuration selon l'invention en comparaison avec une autre configuration selon l'invention, en mode de fonctionnement de cogénération électricité-chaleur.
[Fig 9A], [Fig 9B] les figures 9A et 9B illustrent sous forme de courbes l'évolution de la température de cogénération et de celle en entrée générateur de vapeur, en fonction du ratio de charge thermique de cogénération par charge électrique dans une configuration selon l'invention, en mode de fonctionnement de cogénération électricité-chaleur.
[Fig 10A], [Fig 10B] les figures 10A et 10B illustrent sous forme de courbes le pilotage de l'alimentation des arcs des admissions partielles en entrée respectivement des corps haute pression et basse pressions de la turbine et pour deux charges de puissance d'une même source chaude, en fonction du ratio de charge thermique de cogénération par charge électrique dans une configuration selon l'invention, en mode de fonctionnement de cogénération électricité-chaleur.
[Fig 11A], [Fig 11B] les figures 11A et 11B illustrent sous forme de courbes le pilotage de l'alimentation des arcs des admissions partielles, en fonction du ratio de charge thermique de cogénération par charge électrique dans une configuration selon l'invention, en comparaison avec une autre configuration selon l'invention, en mode de fonctionnement de cogénération électricité-chaleur.

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.
On a représenté une installation de cogénération nucléaire 100 à réacteur REP selon l'invention. Le circuit primaire n'est pas décrit en détail mais c'est un circuit fluidique en boucle fermée comprenant principalement un cœur du réacteur non représenté, un échangeur A en tant que générateur de vapeur (GV), et une pompe hydraulique non représentée pour faire circuler le fluide caloporteur qui est de l'eau pressurisée à l'état liquide (ou de l'eau pressurisée qui subit une transformation liquide-vapeur dans le cas d'une chaudière REB, à cycle direct).
Le générateur de vapeur A est de type simple passe. Il peut aussi s'agir d'un générateur de technologie dite à recirculation.
Ainsi, l'eau sous haute pression du circuit primaire, prélève sous forme de chaleur, l'énergie fournie par la fission des noyaux d'uranium, dans le cœur du réacteur.
Ensuite cette eau, sous haute pression et haute température, entre dans l'échangeur intermédiaire A et transmet son énergie à un circuit secondaire, lui aussi utilisant de l'eau sous pression comme fluide caloporteur en boucle fermée.
On ne décrit pas ici les autres équipements, tels qu'un pressuriseur et l'ensemble des dispositifs permettant d'assurer le fonctionnement de la chaudière nucléaire dans les conditions de sûreté requises.
Le circuit secondaire est un système de conversion d'énergie thermique en énergie électrique (SCE) qui comprend principalement une turbine constituée d'un corps haute pression C et d'un corps basse pression F relié au corps haute pression C par une branche fluidique, un condenseur G relié au corps basse pression F par une branche fluidique et des pompes hydrauliques K et I pour faire circuler l'eau sous forme de liquide en tant que fluide caloporteur.
Ainsi, dans ce circuit secondaire, l'eau sous forme de vapeur est détendue dans le corps haute pression C de la turbine, puis surchauffée avant de poursuivre sa détente dans le corps basse pression F. La turbine entraîne un alternateur non représenté qui produit l'électricité.
L'eau du circuit secondaire, est ensuite condensée via le condenseur G, comme source dite « froide ».
Le générateur de vapeur A produit la vapeur pour les corps haute et basse pressions C, F de la turbine, 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 circuit secondaire comprend également un circuit de réchauffage de l'eau d'alimentation du générateur de vapeur A avant qu'elle soit injectée/détendue sous forme de vapeur dans le corps haute pression C de la turbine.
Ce circuit de réchauffage comprend un réchauffeur à haute pression L relié en boucle fermée au corps haute pression C, à un réservoir d'eau, dit bâche alimentaire J, et au générateur de vapeur A. Il comprend également un réchauffeur à basse pression I 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 J.
Dans ce circuit, une pompe basse pression H, d'extraction du condensat provenant du condenseur G achemine celui-ci dans la bâche alimentaire J via le réchauffeur à basse pression I. La vitesse de rotation de la pompe basse pression H est régulée sur une consigne de pression P8 (ou de débit).
Le réchauffeur à basse pression I utilise comme source de chaleur la vapeur soutirée du corps à basse pression F de la turbine. Le réchauffeur à basse pression I réchauffe ainsi l'eau d'alimentation du générateur de vapeur A. Ce réchauffeur I, qui est un échangeur diphasique, comprend de préférence une régulation de niveau.
La pompe K permet d'amener cette eau d'alimentation depuis la bâche alimentaire J vers le réchauffeur à haute pression L. Cette pompe haute pression K a sa vitesse de rotation régulée pour maintenir une consigne de température T2 en sortie du générateur de vapeur A.
Le réchauffeur à haute pression L utilise, comme source de chaleur, la vapeur soutirée du corps à haute pression C de la turbine.
L'installation de cogénération nucléaire comprend, en outre, un circuit de couplage par injection avec un échangeur de chaleur intermédiaire M relié en boucle fermée à un piquage de soutirage, réalisé dans la branche fluidique entre le corps haute pression C et le corps basse pression F de la turbine, et à la bâche alimentaire J. Plus précisément, compte tenu de la température et de la pression de la vapeur chaude que l'on souhaite soutirer, le piquage de soutirage est en un point de la branche en amont d'un sécheur-surchauffeur D, lui-même en amont du corps basse pression F de la turbine.
Ce point de piquage est choisi au niveau de température adéquat pour apporter la chaleur latente permettant de chauffer et/ou vaporiser l'eau pour qu'elle soit exploitée par un système, non représenté, fonctionnant en cogénération avec un besoin en chaleur compatible avec la température aux bornes du deuxième échangeur de chaleur intermédiaire.
Le piquage de soutirage peut être réalisé de manière strictement identique (type de soudure, le cas échéant diamètre caractéristique de canalisation, etc.) à celui du soutirage alimentant le réchauffeur haute pression L.
Dans la boucle fermée à partir du point de soutirage, la branche fluidique permet de canaliser et transférer la vapeur à l'échangeur M. Après échange thermique, l'eau liquide est ramenée dans la bâche alimentaire J.
Selon l'invention, l'installation 100 comprend en outre :

un étage B agencé en entrée du corps haute pression de la turbine et adapté pour réaliser l'admission partielle de la vapeur par secteur angulaire (arc) dans le corps haute pression C ;
un étage E agencé en entrée du corps basse pression F de la turbine et adapté pour réaliser l'admission partielle de la vapeur par secteur angulaire dans le corps basse pression.

Pour le pilotage, l'installation comprend au moins un système de régulation de la pression de vapeur (P2 et P3), pour piloter conjointement l'admission partielle de la vapeur dans l'étage C en entrée du corps haute pression et dans celui E en entrée du corps basse pression. On peut prévoir deux systèmes de régulation de la pression. Il peut s'agir de systèmes de type Proportionnel Intégral (PI), pilotant les deux étages B et E. Il peut s'agir également de régulation prédictive sur la base de modèles (en langage anglo-saxon « Model Predictive Control » d'acronyme MPC). Chaque système d'admission par secteur angulaire (arc) peut avantageusement comprendre, en parallèle, quatre vannes pilotées, chacune d'elles alimentant un arc donné constituant le stator de l'étage d'admission B ou E. On peut ainsi piloter ces vannes selon deux modes différents. Ces vannes de régulation permettent d'optimiser le fonctionnement et le pilotage du cycle de couplage avec une grande flexibilité.
Pour la réalisation de ces étages, on pourra se reporter notamment à la publication [8].
Enfin, un réseau électrique, non représenté, est relié à l'alternateur et vise à transporter et distribuer l'électricité aux usagers finaux en fonction de leurs besoins. 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.
Dans cette installation, typiquement :

le générateur de vapeur simple passe, A, produit de la vapeur surchauffée à 45 bar et 300°C en fonctionnement normal du réacteur;
la puissance du réacteur nucléaire est celle d'un SMR voisine de 500 MWth ;
le condenseur G est relié à une source froide et produit une pression basse de 70 mbar et le condensat est typiquement à une température de 39°C;
la consigne de température en entrée du générateur de vapeur T1 et le seuil de température de cogénération T15, sont typiquement de 150°C ;
la pompe K permet d'amener cette eau d'alimentation depuis la bâche alimentaire J vers le réchauffeur à haute pression L pour l'élever à une température aux environs de 150°C à une pression de 50 bars dans le générateur de vapeur A.

Le dimensionnement et le fonctionnement de l'installation peuvent être avantageusement optimisés de façon couplée.
En particulier, les surfaces de chacun des arcs des étages d'admissions partielles B et E ainsi que les surfaces d'échange des composants M, L et I peuvent être calculées de manière optimale.
En ce qui concerne le pilotage, la séquence d'alimentation des différents arcs des étages d'admissions partielles B et E peut être déterminée de manière optimale pour les pressions P2 et P3.
Et la vitesse des pompes K et H peut être variée au plus juste.
Ainsi, avec les étages B et E et les optimisations, l'invention permet d'optimiser les performances énergétiques des puissances électrique et thermique délivrées par l'installation 100, selon une variation modulable et couvrant une amplitude significative, et ce tout en garantissant la stabilité de fonctionnement.
Cette stabilité concerne plus particulièrement la température d'entrée T1, la pression P2 et la température de sortie T2 du générateur de vapeur A et la température de sortie de l'échangeur M, garante de la qualité de la chaleur fournie au système exploitant la cogénération.
L'inventeur a réalisé par simulations numériques un dimensionnement de l'ensemble des composants de l'installation de cogénération, avec la caractérisation des différents points des circuits en température et en pression.
Ces simulations numériques sont réalisées au moyen d'un modèle de cycle développé à partir d'un logiciel, utilisé sous la dénomination CYCLOP et d'un logiciel commercialisé sous la dénomination « Dymola » par Dassault Systèmes mettant en œuvre pour partie la bibliothèque dénommée « Thermosyspro » d'EDF.
L'utilisation du logiciel CYCLOP et sa pertinence sont par exemple décrites dans [9] ou [10].
On pourra se référer à [11] pour la bibliothèque Thermosyspro.
Le logiciel CYCLOP est qualifié par la déposante pour l'optimisation thermodynamique 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 dimensionnement peut également être réalisé à partir d'un autre logiciel du commerce notamment celui sous la dénomination THERMOFLEX^®.
Pour les simulations numériques, la validation de l'installation est faite en considérant les spécifications suivantes:

une puissance nominale de chaudière nucléaire de 540 MWth, transmise par le générateur de vapeur A. Ce générateur produit une vapeur à une température T2 de 300°C et une pression de consigne P2 de 45 bar ;
une température T1 en entrée du générateur de vapeur A devant valoir 150°C à +/- 1,5°C près ;
une température de cogénération T15 devant être supérieure ou égale à 150°C.

Comme cela ressort en détail ci-après, les simulations numériques permettent de montrer les performances en flexibilité de la configuration de référence selon l'invention, désignée Configuration N°1, mettant en œuvre le pilotage d'une double admission par arcs aux étages B et E. En outre, cette Configuration N°1 selon l'invention, est améliorée avec toujours une double admission par arc en entrée des corps B et E mais optimisée en termes de performances pour un fonctionnement en cogénération électricité-chaleur. Cette configuration est désignée ci-après Configuration N°2.
Les tableaux 2 et 3 ci-dessous indiquent des éléments dimensionnels comparatifs entre les configurations N°1 et N°2 selon l'invention.

Dans l'ensemble des tableaux :
- ABi et AEi désignent les surfaces de passage de l'arc « i », dans les étages d'admission respectivement B et E ;
- A_L et A_M sont les surfaces d'échange des échangeurs de chaleur respectivement L et M.

[Tableau 2]

Configuration		N°1	N°2
Surface (m2)
Admission Turbine HP (B)	A_B1	1,34E-02	5,22E-03
	A_B2	9,40E-03	6,74E-03
	A_B3	8,92E-03	1,06E-02
	A_B4	6,11E-03	1,56E-02
Admission Turbine BP (E)	A_E1	1,08E-01	6,69E-02
	A_E2	7,58E-02	6,30E-02
	A_E3	7,16E-02	6,96E-02
	A_E4	4,89E-02	6,74E-02
Réchauffe HP (L)	A_L	886	778
Echangeur de Cogénération (M)	A_M	6414	5831

[Tableau 3]

Configuration		N°1	N°2
Distribution de la surface de passage des arcs (%)
Admission Turbine HP (B)	A_B1	35,4	13,7
	A_B2	24,8	17,7
	A_B3	23,6	27,8
	A_B4	16,2	40,9
Admission Turbine BP (E)	A_E1	35,5	25,1
	A_E2	24,9	23,6
	A_E3	23,5	26,1
	A_E4	16,1	25,3

Il ressort de ces tableaux 2 et 3 que :

la Configuration N°2 présente des dimensions globalement moindres que la Configuration N°1, ce qui est cohérent avec sa cible réduite d'optimisation en flexibilité ;
les distributions de surface des arcs entre ces deux Configurations N°1 et N°2 diffèrent notablement.

Afin de comparer ces configurations N°1 et N°2 selon l'invention, l'inventeur a simulé d'autres configurations de modes de pilotage, comme selon l'état de l'art, comme suit:

Configuration N°3 : l'admission par arc de la vapeur dans l'étage B du corps C est pilotée arc par arc, comme dans la configuration N°1 selon l'invention, mais l'admission dans l'étage E du corps F ne l'est pas : ses arcs sont tous laissés ouverts pendant les variations de charge;
Configuration N°4 : l'admission par arc de la vapeur dans l'étage B du corps C est pilotée arc par arc et l'admission dans l'étage E du corps F l'est par laminage complet de la veine vapeur : les arcs sont pilotés simultanément et de manière dynamique pendant les variations de charge, c'est-à-dire qu'on réalise une même ouverture à tous les arcs à un instant t;
Configuration N°5 : l'admission par arc de la vapeur dans l'étage B du corps C est pilotée par laminage complet et l'admission dans l'étage E du corps F l'est arc par arc;
Configuration N°6: l'admission par arc de la vapeur dans l'étage B du corps C et l'admission dans l'étage E du corps F sont pilotées par laminage complet.

On rappelle ici qu'un laminage complet consiste à faire brutalement baisser la pression de la vapeur dans une tubulure en réduisant le passage utile de la veine par une vanne ou un diaphragme et sans lui demander de produire du travail.

Le tableau 4 ci-dessous indique des éléments dimensionnels comparatifs entre les configurations N°4 et N°6, selon l'état de l'art.

[Tableau 4]

Configuration		N°4	N°6
Commande d'alimentation (%)
Admission Turbine HP (B)	A_B1	35,4	100
	A_B2	24,8	-
	A_B3	23,6	-
	A_B4	16,2	-
Admission Turbine BP (E)	A_E1	100	100
	A_E2	-	-
	A_E3	-	-
	A_E4	-	-

Performances en suivi de charge électrogène

La figure 2 met en évidence le respect du critère de stabilité en température permis par l'intégration d'une admission partielle par arc à l'étage E, par comparaison avec un pilotage selon la configuration N°3: la configuration N°1 selon l'invention parvient à respecter la plage de température autorisée pour T1, au contraire de la configuration N°3.
Les figures 3A et 3B mettent en évidence le couplage du pilotage des arcs des admissions des étages B et E de la configuration N°1 selon l'invention, par comparaison aux Configurations N°3 et 5, selon l'état de l'art.
Plus précisément, la figure 3A montre l'impact sur le pilotage des arcs de l'admission dans l'étage B, de l'intégration d'un pilotage des arcs de l'admission dans l'étage E.
La figure 3B montre l'impact sur le pilotage des arcs de l'admission dans l'étage E, de l'intégration d'un pilotage des arcs de l'admission dans l'étage B.
Les figures 4A et 4B mettent en évidence l'impact du dessin des arcs sur le pilotage des admissions partielles dans les étages B et E. Ces figures 4A et 4B comparent les deux Configurations N°1 et N°2 selon l'invention, opérées toutes les deux en mode électrogène de suivi de charge électrique.
La figure 5 met en évidence des performances énergétiques des Configurations selon l'invention sur une large amplitude de variation de charge électrique, par comparaison avec les pilotages selon les Configurations N°4, N°5 et N°6 selon l'état de l'art qui respectent comme l'invention (et au contraire de la configuration N°3, comme indiqué ci-dessus), le critère de stabilité en température en entrée du générateur de vapeur.
Plus précisément, cette figure 5 montre que la Configuration N°1 selon l'invention :

permet d'obtenir un gain en performance significatif sur la gamme 20 à 80 % de charge électrique, avec un gain entre 1 à 2 points de rendement électrique par rapport à un pilotage selon la Configuration N°6 selon l'état de l'art et avec environ 50% du gain qui est apporté par l'admission partielle par arc dans l'étage E ;
permet de dépasser le rendement électrique nominal, lorsque la charge électrique est réduite à une valeur voisine de 75% du nominal ;
obtient des performances supérieures sur une large gamme, à la Configuration N°2 selon l'invention.

Les figures 6A et 6C comparent, à titre illustratif du pilotage, les séquences d'ouvertures des arcs des admissions dans l'étage B, en fonction de la charge électrique délivrée, pour respectivement les Configurations N°1 selon l'invention et N°6 selon l'état de l'art.
Les figures 6D et 6E comparent, à titre illustratif du pilotage, les séquences d'ouvertures des arcs des admissions dans l'étage E, en fonction de la charge électrique délivrée, pour respectivement les Configurations N°1 selon l'invention, et N°6 selon l'état de l'art.

Performance en cogénération électricité- chaleur

La figure 7 compare les Configurations N°1 selon l'invention et N° 6 selon l'état de l'art, et on constate que :

l'amplitude maximale atteinte pour la charge de chaleur de cogénération est significative : le ratio de puissance thermique de cogénération par puissance électrique est de 1,6 obtenu pour une installation avec chaudière opérant à 80% de sa puissance nominale, ce qui correspond en effet à une puissance de cogénération égale à 40% de la puissance chaudière. Cette amplitude maximale ne correspond pas à un plafond absolu et pourrait être accrue, par exemple en augmentant la surface d'échange de l'échangeur de cogénération M ;
le ratio de puissance thermique de cogénération (échangeur M) par puissance électrique peut être modulé graduellement entre une valeur nulle (fonctionnement purement électrogène) et la valeur haute;
la performance énergétique de la Configuration N°1 est supérieure à celle d'un système recourant à un pilotage selon la Configuration N°6: pour le ratio de puissance thermique de cogénération par puissance électrique le plus élevé, égal à 1,6, le gain apporté par la Configuration N°1 atteint de l'ordre de 1 point sur le rendement électrique.

La figure 8 illustre que la performance énergétique de la Configuration N°1 est équivalente à celle de la Configuration N°2 selon l'invention. Cette iso-performance est obtenue en augmentant de 10% la surface d'échange de l'échangeur de cogénération M. Cette augmentation montre la résilience de la performance de la Configuration N°1 au type de scénario énergétique considéré. Le surdimensionnement demandé pour une Configuration N°1 est considéré comme négligeable en termes de coût par rapport à celui d'une installation nucléaire, en comparaison du gain en performance offert.
Les figures 9A et 9B montrent que les critères de stabilité de température énoncés sont respectés pour une Configuration N°1 selon l'invention, puisqu'on constate :

une stabilité de la température T1 d'entrée du générateur de vapeur A, la température étant maintenue dans une plage de 150°C+/- 1.5°C ;
un seuil de qualité de la chaleur fournie au système exploitant la cogénération : la température T15 du courant sortant de l'échangeur de cogénération M est maintenue supérieure à 150°C.

Les figures 10A et 10B montrent l'impact de la puissance de la chaudière nucléaire sur le pilotage de l'alimentation des arcs des admissions des étages B et E de la configuration N°1 selon l'invention, pour un fonctionnement en cogénération opéré à deux puissances de chaudière, valant respectivement 80% et 95% de la valeur nominale.
Les figures 11A et 11B montrent l'impact de la configuration N°1 sur le pilotage de l'alimentation des arcs des admissions des étages B et E, par comparaison au pilotage de l'alimentation des arcs des admissions des étages B et E de la configuration N°2 selon l'invention.
D'autres analyses peuvent être faites pour le critère de qualités dynamiques.
La mise en régime au sein des admissions par arc dans les étages B et E peut être considérée comme instantanée par rapport au comportement du reste de l'installation puisqu'il s'agit d'un écoulement de type sonique.
Il est préférable d'éviter une bascule d'alimentation de l'échangeur de cogénération M et du réchauffeur L, par des soutirages plus en pression et donc plus chauds situés typiquement au sein du corps C. Ceci évite de mettre en place ces soutirages qui :

perturbent l'écoulement tridimensionnel au sein des étages du corps de turbine concerné et réduisent ainsi son efficacité ;
nécessitent une tuyauterie dédiée et un pilotage assurant leur utilisation au bon moment et avec la quantité de vapeur requise ;
créent des effets de discontinuité de pression pour l'alimentation des échangeurs et donc, des potentiels effets d'instabilité thermohydraulique et/ou des effets de mise en régime plus forts qu'avec un programme de pression continu tel qu'opéré par les admissions par arc.

La tableau 5 ci-dessous résume le positionnement de la Configuration N°1 selon l'invention vis-à-vis des critères définis précédemment et en relatif par rapport aux Configurations N°2, 3 et 6 selon l'invention et celle selon l'état de l'art.

[Tableau 5]

Référence	Critères
Référence	Modulation graduelle en cogénération	Amplitude Maximale (significative)	Stabilité dynamique	Efficacité énergétique des variations de charges opérées
Configuration N°1	Oui	- entre 20 et 100% de variation de charge en électrogène	- respect des consignes de température d'entrée du générateur de vapeur et de cogénération dans toute la gamme de charge, au contraire d'un pilotage selon la Configuration N°3	- par rapport au pilotage selon la Configuration N°6, gain de 1 à 2 points sur le rendement sur la plage 20-80% de la puissance nominale en mode électrogène et 1 point sur le rendement en mode cogénération de 40% de la puissance chaudière
		- ≥ 30% de la puissance chaudière en cogénération
		- en mode cogénération : iso-performance en comparaison d'une configuration N°2, moyennant un dimensionnement adapté de l'échangeur de cogénération M
			- respect dynamique favorable
			- respect dynamique favorable	- 50% de ce gain apporté par l'admission partielle au corps F

En outre, par rapport à l'art antérieur, la configuration N°1 selon l'invention :

combine des performances en flexibilité pour un fonctionnement de type suivi de charge électrogène et pour un fonctionnement en cogénération électricité-chaleur, et donc présente une résilience au scénario énergétique considéré, par rapport aux publications [6] et [7];
surpasse le pilotage par laminage complet selon la Configuration N°6 en termes de performance, ce qui peut contrebalancer les contraintes thermomécaniques supplémentaires sur l'admission par arc.

Par ailleurs, l'intégration d'une admission partielle par arc à l'étage E du corps F, change le pilotage de l'admission partielle par arc dans l'étage B du corps C, et le pilotage des admissions dans les étages B et E de la Configuration N°1 est très différent de celui de la Configuration N°2, que ce soit en mode de suivi de charge électrique ou de suivi de charge thermique de cogénération.
D'autres avantages et améliorations peuvent être envisagés dans le cadre de l'invention.
Ainsi, l'installation de cogénération selon l'invention peut fonctionner à d'autres valeurs de pression et température de vapeur surchauffée, de puissance réacteur, de consigne de température d'entrée du générateur de vapeur A et de l'échangeur de cogénération M que celles indiquées et simulées précédemment.
Les valeurs dimensionnelles et le pilotage indiqués dans l'exemple illustré peuvent être modifiés pour tenir compte :

d'un choix de pilotage de la chaudière nucléaire sur les valeurs de consigne des températures et pression T1, T2 et P2 aux bornes du générateur de vapeur A ;
d'un prélèvement vapeur en sortie de générateur de vapeur A, à une fin de cogénération à la plus haute température offerte par le cycle de conversion d'énergie ;
de l'emploi d'un contrôle plus avancé que les régulateurs PI des pompes H et K, en particulier pour réduire la plage de fonctionnement de T1 ou améliorer la dynamique de réponse;
d'une substitution possible des pompes à vitesses variables K et H par des pompes mono-vitesse et en corollaire, de la régulation de vitesse des pompes par une régulation d'ouverture de vannes, dont une placée en entrée du générateur de vapeur A.

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]: Cooke, D. (1983). "On Prediction of Off-Design Multistage Turbine Pressures by Stodola's Ellipse". J. Eng. Gas Turbines Power. Jul 1985, 107(3): 596-606 https://www.doi.org/10.1115/1.3239778.
[3]: Muhlhauser, H.J. (1978). "Steam Turbines for District Heating in Nuclear Power Plants". Nuclear Technology 38, pp. 113-119.
[4]: Safa, H. (2021). "Heat recovery from nuclear power plants. Electric Power Energy Syst" 2012:553e9. https://doi.org/10.1016/j.ijepes.2012.04.052.
[5]: Liese, E. (2014). "Modeling of a steam turbine including partial arc admission for use in a process simulation software environment". Journal of Engineering for Gas Turbines and Power 136.11. ISSN: 15288919. DOI: 10.1115/1.4027255.
[6]: https://www.ge.com/content/dam/gepower-new/global/en_US/downloads/gas-new-site/resources/reference/ger-3705-ge-steam-turbine-design-philosophy-techology-programs.pdf.
[7]: Vescovi, G. et al. (2023a). « Partial Arc Admission in an SMR Steam Turbine to Improve Load Following: Model Benchmark, Thermal-Hydraulic Mechanism Analysis and Application Case in a Full Rankine Cycle". https://doi.org/10.13182/NURETH20-41331.
[8]: Korellis, S. (2012). "Cost Benefit Evaluation of HP Turbine Admission Schemes". Tech. rep. Electric Power Research Institute (EPRI).
[9]: 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. ff10.1016/j.energy.2020.117518ff. ffcea-02569231f.
[10]: 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.
[11]: El Hefni B., Bouskela D. (2019). "Modeling and Simulation of Thermal Power Plants with ThermoSysPro." Springer International Publishing.

Claims

Installation de cogénération (100), destinée à produire de l'électricité et le cas échéant de la chaleur, comprenant :
- au moins une centrale thermique, notamment un réacteur nucléaire à eau pressurisée (REP) ou à eau bouillante (REB), comprenant :
• au moins un circuit fluidique, comprenant :
au moins une turbine comprenant un corps haute pression (C) et un corps basse pression (F) relié au corps haute pression par au moins une branche fluidique,

un réchauffeur à haute pression (L) relié en boucle fermée au corps haute pression (C),

un réchauffeur à basse pression (I) relié d'une part par au moins une branche fluidique au corps basse pression (F) et d'autre part par au moins une branche fluidique à un réservoir de liquide (J),

un condenseur (G) relié d'une part au corps basse pression et d'autre part en boucle fermée au réchauffeur à basse pression,

une pompe hydraulique (K) à haute pression pour faire circuler le liquide en tant que fluide caloporteur,

une pompe hydraulique (H) à basse pression pour extraire le condensat provenant du condenseur (G) et achemine celui-ci via le réchauffeur à basse pression (I) ;

- un alternateur couplé mécaniquement à la turbine, destiné à être raccordé à un réseau électrique;

- au moins un deuxième échangeur de chaleur intermédiaire (M) relié en boucle fermée à un piquage de soutirage, réalisé dans la branche fluidique entre le corps haute pression (C) et le corps basse pression (F) de la turbine, et au réservoir de liquide (J) et relié à au moins un système fonctionnant en cogénération avec un besoin en chaleur compatible avec la température aux bornes du deuxième échangeur de chaleur intermédiaire ;

- au moins un étage agencé (B) en entrée du corps haute pression de la turbine et adapté pour réaliser l'admission partielle de la vapeur par secteur angulaire dans le corps haute pression;

- au moins un étage agencé (E) en entrée du corps basse pression de la turbine et adapté pour réaliser l'admission partielle de la vapeur par secteur angulaire dans le corps basse pression;

- au moins un système de régulation de la pression de vapeur pour piloter l'admission partielle de la vapeur dans l'étage en entrée du corps haute pression et dans celui en entrée du corps basse pression.
Installation de cogénération selon la revendication 1, la centrale thermique étant un réacteur nucléaire à eau pressurisée (REP) comprenant :
- un premier circuit fluidique, dit circuit primaire, comprenant au moins un premier générateur de vapeur (A) en tant que premier échangeur de chaleur intermédiaire;

- un deuxième circuit fluidique, dit circuit secondaire, comprenant la turbine dont le corps haute pression est relié au premier générateur de vapeur, le réchauffeur à haute pression (L) relié en boucle fermée également au générateur de vapeur (A) et à un réservoir de liquide (J), le réchauffeur à basse pression (I), le condenseur (G), les pompes hydraulique (K) à haute pression et (H) à basse pression.
Installation de cogénération selon la revendication 2, le réservoir de liquide étant appelé une bâche alimentaire.
Installation de cogénération selon la revendication 2 ou 3, le générateur de vapeur étant de type simple passe.
Installation de cogénération selon l'une des revendications précédentes, chaque étage d'admission par arcs comprenant, en parallèle, quatre vannes pilotées et alimentant chacune un des quatre arcs constituant le stator de l'étage d'admission.
Installation de cogénération selon l'une des revendications précédentes, le(s) système(s) de régulation de la pression de vapeur étant de type Proportionnel Intégral (PI) ou de type régulation prédictive sur la base de modèles (MPC).
Installation de cogénération selon l'une des revendications 2 à 6, la cuve de réacteur et le générateur de vapeur étant configurés en un réacteur modulaire (100) de type SMR intégré.
Installation de cogénération selon l'une des revendications précédentes, comprenant, en tant que système fonctionnant en cogénération avec un besoin en chaleur compatible avec la température aux bornes du deuxième échangeur de chaleur intermédiaire, de préférence une unité de production hydrogène par EHT ou tout système nécessitant de la vapeur à basse pression.