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EP4427245A1 - Installation de cogénération électronucléaire à réacteur avec cycle thermodynamique indirect sans prélèvement ou rejet d'eau liquide dans l'environnement - Google Patents

Installation de cogénération électronucléaire à réacteur avec cycle thermodynamique indirect sans prélèvement ou rejet d'eau liquide dans l'environnement

Info

Publication number
EP4427245A1
EP4427245A1 EP22808854.8A EP22808854A EP4427245A1 EP 4427245 A1 EP4427245 A1 EP 4427245A1 EP 22808854 A EP22808854 A EP 22808854A EP 4427245 A1 EP4427245 A1 EP 4427245A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
reactor
heat exchanger
cogeneration
condenser
nuclear
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
EP22808854.8A
Other languages
German (de)
English (en)
Inventor
Philippe AMPHOUX
Jean-Baptiste DROIN
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
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
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 EP4427245A1 publication Critical patent/EP4427245A1/fr
Pending legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • G—PHYSICS
    • G21—NUCLEAR PHYSICS; NUCLEAR ENGINEERING
    • G21D—NUCLEAR POWER PLANT
    • G21D5/00—Arrangements of reactor and engine in which reactor-produced heat is converted into mechanical energy
    • G21D5/04—Reactor and engine not structurally combined
    • G21D5/08—Reactor and engine not structurally combined with engine working medium heated in a heat exchanger by the reactor coolant
    • 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
    • G—PHYSICS
    • G21—NUCLEAR PHYSICS; NUCLEAR ENGINEERING
    • G21C—NUCLEAR REACTORS
    • G21C1/00—Reactor types
    • G21C1/04—Thermal reactors ; Epithermal reactors
    • G21C1/06—Heterogeneous reactors, i.e. in which fuel and moderator are separated
    • G21C1/08—Heterogeneous reactors, i.e. in which fuel and moderator are separated moderator being highly pressurised, e.g. boiling water reactor, integral super-heat reactor, pressurised water reactor
    • G21C1/086—Pressurised water reactors

Definitions

  • the present invention relates to the field of light water nuclear reactors (REL), more particularly pressurized water reactors (PWR).
  • REL light water nuclear reactors
  • PWR pressurized water reactors
  • the invention relates to cogeneration installations comprising such nuclear reactors.
  • cogeneration we mean here and in the context of the invention, the simultaneous or non-simultaneous production of electricity and useful heat.
  • the aim of the invention is, at iso-service rendered in terms of daytime electricity production, to recover all of the heat in the primary circuit of a nuclear reactor and, consequently, to limit or even eliminate any environmental impact. of the reactor (withdrawals and releases of liquid water into the environment).
  • the invention applies to any nuclear reactor with indirect thermodynamic cycle of the family of so-called second, third, fourth generation (GEN IV) reactors. It applies in particular to fast neutron nuclear reactors cooled with liquid metal, in particular liquid sodium called RNR-Na or SFR (acronym for “Sodium Fast Reactor”) and which is part of the family of GEN IV reactors. .
  • ENR renewable energies
  • a pressurized water nuclear reactor conventionally comprises three cycles (fluidic circuits), the general principle of normal operation of which is explained below with reference to FIG. 1. The temperatures and efficiency are indicated by way of illustration.
  • the primary circuit 1 is a closed-loop fluidic circuit mainly comprising the core of the reactor 2, at least one steam generator (GV), as an exchanger called the primary exchanger 3 and a hydraulic pump 4 to circulate the heat transfer fluid which is water maintained in the liquid state in the temperature operating range of the reactor, typically around 320° C.-330° C. in normal operation.
  • GV steam generator
  • the other equipment such as a pressurizer and all the devices ensuring operation under the required safety conditions, is not described here.
  • the high-pressure water in the primary circuit takes the energy provided, in the form of heat, by the fission of the uranium nuclei, in the core of reactor 1.
  • this water under high pressure and high temperature, typically 155 bars and 320°C-330°C, enters the intermediate exchanger 3 and transmits its energy to a secondary circuit 5, also using pressurized water as closed loop heat transfer fluid.
  • This secondary circuit 5 comprises the intermediate exchanger 3, a turbine 6 comprising a high pressure body 60 and a low pressure body 61, a condenser 7 and a hydraulic pump 8 to circulate water in the form of steam as a heat transfer fluid. .
  • the water in the form of steam at high pressure, typically at approximately 70 bars, is expanded in the high pressure body of the turbine, then overheated before continuing its expansion in the low pressure bodies 61.
  • the turbine drives an alternator 9 which produces electricity.
  • cooling cycle 10 mainly comprises moist air cooling towers 11, which are hollow towers in their center in which, naturally, a current of air is created entering in the lower part and exiting in the upper part. As it passes, this air current draws the heat contained in the water from the cooling circuit and disperses it into the atmosphere in the form of a cloud of water vapour.
  • the operation is constantly reproduced in which the water is divided into fine droplets, which on the one hand allows a good exchange between the water and the air and therefore brings the water back to a temperature close to that of the ambient air and on the other hand saturates with water vapor the flow of air circulating from bottom to top in the tower.
  • Part of the water flow evaporates in tower 11, the rest falls as rain in the basin located below the tower where it is pumped and returns to cool condenser 7.
  • the evaporated water is replaced by so-called “environmental” tertiary water pumped upstream from a river, river or sea. an operator of the nuclear installation to reduce their power level, or even to stop them.
  • thermodynamic efficiency of a PWR is of the order of 33 to 34%
  • temperature of the water at the inlet of the condenser 7 is of the order of 20°C and 35°C when it leaves.
  • the principle of cogeneration from a nuclear reactor consists in modifying the design of the energy conversion cycle so that the heat is released at the cold source at a temperature which allows recovery. Indeed, limiting global warming requires minimizing heat loss at all levels and in particular at the level of the cold source of a thermodynamic installation.
  • This cogeneration objective becomes all the more relevant for a nuclear reactor as industrial or domestic heat is often traditionally obtained by burning fossil fuels responsible for greenhouse gas emissions.
  • a first configuration consists in modifying the components of the electrical production system of a PWR installation in order to adjust the temperature of the water at the level of the cold source.
  • this modification remains however limited. It does not affect the high pressure turbine 60 but only the low pressure turbine 61 ensuring the Rankine cycle.
  • This modification illustrated in FIG. 2 consists in bringing the operating point P of the low pressure turbine 61 to a pressure of the order of a bar, instead of about 50 mbar, so that the water leaving the condenser has a sufficiently high temperature level, typically at 70° C., to be enhanced, for example in a heating network 12.
  • This modification is first of all accompanied by a reduction in the electrical power produced, since the efficiency thermodynamics goes to 27%. There is also an increase in pressure in the condenser 7.
  • a second cogeneration configuration consists in taking the heat, no longer at the level of the cold source, but directly at the level of the bodies 60, 61 of the turbine 6, by drawing off hot steam: [3], [4].
  • This second configuration, illustrated in FIG. 4, with a withdrawal S between the two bodies 60, 61 or within them has the advantage of having higher temperatures, typically beyond 100° C., by compared to those obtained when the heat is taken from the cold source.
  • the first family concerns systems intended to improve the maneuverability of the reactor, i.e. aiming to make the electricity production of the reactor more flexible than it is at present, by temporarily increasing the level of electrical power supplied. to the network so as to adapt it to needs.
  • these systems are implemented with generator reactors, but is also applicable to cogeneration reactors: [5], patent application JP2020197468A.
  • FIG. 5 An example of such a system is schematically illustrated in Figure 5.
  • An additional fluidic circuit configured as a thermal storage loop 13 is arranged between the primary circuit 1 and the secondary circuit 5 where the energy conversion is produced.
  • This loop 13 respectively comprises the intermediate exchanger 3, two thermal storage tanks, of which one 14 is said to be hot and the other 15 is said to be cold, a steam generator 16 which makes it possible to exchange heat between the storage loop and the secondary circuit and thus produce steam for the turbines 60, 61 and finally two hydraulic pumps 17, 18 respectively between the hot tank 14 and the steam generator 16 and between the cold tank 15 and the intermediate exchanger 3 to put in motion the fluid heat transfer fluid within this loop 13.
  • the heat transfer fluid within this loop is advantageously a mixture of molten HITEC® salts with a composition of 53% KNO3, 40% NaNCh, 7% NaNOa.
  • the temperature of this heat transfer fluid is 310° C. within the hot reservoir 14 while it is of the order of 245° C. in the cold reservoir 15.
  • reactor core 2 operates on base, i.e. at 100% power throughout the operating cycle.
  • the power extracted to the storage loop 13 is constant and ensured by the pump 18 upstream of the intermediate exchanger 3.
  • the pump 17 downstream of the hot reservoir, evacuating the power to the secondary circuit is in underspeed.
  • the hot reservoir 14 fills up, the cold reservoir 15 empties.
  • the power transferred to the secondary circuit 5 is therefore lower than that produced in the heart 2.
  • the second family of cogeneration systems adding an energy storage facility concerns facilities dedicated to improving the overall energy efficiency of installation, i.e. making it possible to recover part of the heat produced in addition to the electricity.
  • An example of an added installation is for example described in patent US4170879A.
  • FIG. 6 also illustrates a system according to this second family, where the thermal power of the core is slaved to the electrical power demanded by the network.
  • a thermal storage tank 19 is arranged downstream of the condenser 7. This tank 19 makes it possible to store the water from the cold source at the outlet of the condenser 7, then to restore it at another time. This configuration therefore makes it possible to recover all or part of the waste heat of the reactor in addition to the electricity supplied to the network, and makes it possible to temporally decorrelate the supply of electrical power from thermal power.
  • the core cannot operate in base mode, the power produced at the core therefore varies according to the electrical demand;
  • the valued temperature remains very low, typically less than 40° C., which limits the applications;
  • the storage tank 9 being directly connected to the heating network 12, it must be of very substantial dimensions because the storage is at relatively low temperature, typically 40° C.;
  • the object of the invention is to at least partially meet this need.
  • the invention relates, in one of its aspects, to a nuclear power cogeneration installation comprising:
  • At least one nuclear reactor in particular pressurized water reactor (PWR), comprising:
  • a first fluid circuit said primary circuit, comprising at least a first intermediate heat exchanger
  • said secondary circuit comprising at least one steam generator as second intermediate heat exchanger, at least one turbine connected to the second heat exchanger, a condenser connected to the turbine and to the second heat exchanger, for cooling the steam from the turbine and converting it back into water and returning it to the second heat exchanger;
  • a third fluidic circuit configured as a closed loop for storing thermal energy, in which circulates a heat transfer fluid comprising:
  • At least one air-cooling device operating in dry air connected in a closed loop to the condenser of the secondary circuit of the reactor.
  • the invention makes it possible simultaneously to:
  • Ka nominal design operating rate
  • the invention makes it possible to improve the safety of the installation by providing a device contributing to the Residual Power Evacuation (EPUR) for periods of reactor shutdown.
  • EPUR Residual Power Evacuation
  • the invention essentially consists in using in combination a thermal storage loop, arranged between the primary circuit and secondary circuit of a reactor with a dry air cooling device at the condenser of the secondary circuit.
  • the invention is a combination of the following means:
  • thermal storage loop installed on site, between the primary circuit and the secondary circuit of a reactor, in particular PWR.
  • This thermal storage loop makes it possible to no longer enslave the operation of the reactor to the needs of the electrical network. Thanks to the storage of thermal energy, the reactor operates at full power permanently, and the energy conversion system in the secondary circuit restores it according to the needs of the network (during the day), which increases the quantity of electricity sent to the network.
  • thermodynamic efficiency may involve oversizing of the steam generators and the bodies high-pressure turbine, in particular with a larger blade diameter).
  • the sizing of the cold and hot reservoirs of the storage loop depends on the level of temperature required.
  • the volume of the reservoirs is advantageously between 10,000 m 3 and 30,000 m 3 , the industrial feasibility of such reservoirs having already been established in view of what is practiced today in other industrial fields;
  • thermodynamic Rankine cycle an increase in the temperature of the water at the outlet of the secondary circuit condenser, on the cold source side, up to a recoverable temperature, typically to be greater than 70°C, for an urban heating network for example, which decreases the conversion efficiency of the thermodynamic Rankine cycle to the secondary circuit.
  • This may advantageously involve a significant reduction, or even elimination, of the low pressure bodies of the turbine(s) and a modification of the design of the condenser, by increasing its saturation pressure in particular;.
  • a major advantage of a system configuration according to the invention lies in the addition of a complementary component/method/network modifying the technical and functional configuration of the facility :
  • the inventors have overcome a technical prejudice which was based on the fact of considering that the maximization of electrical production to make a nuclear power plant profitable always required designing the latter with the lowest possible temperature level of the cold source.
  • the invention makes it possible to change the paradigm by demonstrating the ability to carry out cogeneration at very high energy efficiency.
  • a nuclear cogeneration installation with a PWR nuclear reactor with a thermal storage loop and a dry air cooling device according to the invention has many major advantages, at iso-service rendered from a daytime electricity production point of view. , among which we can cite:
  • climate change heat waves
  • the dry air cooling device is a dry air cooling tower.
  • the dry air cooling device is connected by pass to a connection to a district heating network.
  • the temperature T1 at the inlet of the condenser is preferably equal to at least 40° C. and the temperature T2 at the outlet of the condenser is preferably equal to at least 70° C.
  • each of the hot and cold reservoirs has a volume of between 10,000 m 3 and 30,000 m 3 .
  • the heat transfer fluid of the thermal storage loop is a molten salt or a mixture of molten salts adapted to remain in the liquid phase over a range of temperatures ranging from 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: 53% NaNOa, 40% NaNO 2 , 7% KNO 3 .
  • the turbine or turbines is (are) free (s) of low pressure bodies.
  • FIG 1 Figure 1 schematically illustrates a configuration of a pressurized water reactor (PWR) operating only as a power reactor according to the state of the art.
  • PWR pressurized water reactor
  • FIG 2 is a schematic view of a configuration of a pressurized water reactor (PWR) modified to operate as a cogeneration reactor according to the state of the art.
  • PWR pressurized water reactor
  • FIG 3 figure 3 illustrates in the form of curves the evolution of the electrical efficiency and the exergy of a PWR reactor according to the state of the art as a function of the temperature of the cold source.
  • FIG 4 is a schematic view of another configuration of a pressurized water reactor (PWR) modified to operate as a cogeneration reactor according to the state of the art.
  • PWR pressurized water reactor
  • FIG 5 is a schematic view of a configuration of a cogeneration installation comprising a pressurized water reactor (PWR) and a thermal storage loop according to the state of the art.
  • PWR pressurized water reactor
  • FIG 6 is a schematic view of a configuration of a cogeneration installation comprising a pressurized water reactor (PWR) and a thermal storage loop according to the state of the art.
  • Figure 7 is a schematic view of a configuration of a cogeneration plant comprising a pressurized water reactor (PWR), a thermal storage loop and a dry air cooling device according to the invention.
  • FIG 8 is a schematic view of a configuration of a cogeneration plant comprising a pressurized water reactor (PWR), a thermal storage loop, a heating network and a dry air-operated cooling device in bypass of the heating network according to the invention.
  • PWR pressurized water reactor
  • FIG 8 Figure 8 is a schematic view of a configuration of a cogeneration plant comprising a pressurized water reactor (PWR), a thermal storage loop, a heating network and a dry air-operated cooling device in bypass of the heating network according to the invention.
  • PWR pressurized water reactor
  • Figure 9 illustrates in graphic form the intraday inrush power curve of an electrical network, connected to a PWR reactor according to the state of the art.
  • Figure 10 illustrates in graphic form the power curve of a PWR reactor in a cogeneration installation with a thermal storage loop according to the invention.
  • upstream is to be understood with reference to the direction of circulation of a heat transfer fluid within one of the fluid circuits of a nuclear cogeneration installation. according to the invention.
  • the nuclear cogeneration installation according to the invention illustrated in FIG. 8 comprises, in addition to the usual components of an installation with usual PWR reactor, a thermal storage loop 13 between the primary circuit 1 and the secondary circuit 5 as well as a dry air cooler 20.
  • 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 reservoir 14 then in a steam generator 16 and in a cold reservoir 15 to return to intermediate exchanger 3.
  • the circulation of the heat transfer fluid within the loop 13 is ensured by a hydraulic pump 17 downstream of the hot reservoir 14 and a hydraulic pump 18 downstream of the cold reservoir 18.
  • the fluidic branches of the loop 13 are each constituted by a pipe of cylindrical section, with metal walls, resistant to chemical attack by the heat transfer fluid at high temperatures, typically above 300° C. and which is insulated on the outside with a high temperature insulation.
  • the diameter of a pipe is calculated to allow all the thermal power to be evacuated with a maximum admissible limit flow speed of the heat transfer fluid, typically of the order of 5 to 10 m/s.
  • the hot tank 14 makes it possible to contain the heat transfer fluid, to store all the heat recovered from the intermediate exchanger 3 and to supply the heat transfer fluid to the steam generator 16.
  • the hot tank 14 can be cylindrical in shape, the walls of which are made of metal resistant to chemical attacks from the heat transfer fluid at high temperatures, typically above 300°C and is coated with an external high temperature insulating layer to limit heat loss.
  • the sizing (useful storage volume) of the hot reservoir 14 depends on the characteristics of the heat transfer fluid used: it must enable it to store at most all of the heat produced by the nuclear reactor over a rolling 24-hour period.
  • the hot tank 14 is located at a distance, typically at a preliminary estimated distance of 60 m from the reactor containment with an intermediate embankment.
  • the tank 14 can be equipped with a system for preheating the heat transfer fluid to guarantee that the fluid is maintained in the liquid state and/or with a level measurement system with report of an alarm and/or of an overflow of safety connected directly to the cold tank 15.
  • the steam generator 16 produces steam for the turbines 60, 61, which is characteristic of a Rankine cycle with the operating methods of a generator cycle of the installation and must be able to operate according to the needs of the electrical network 21.
  • the steam generator 16 is typically sized to evacuate 1.5 times the power of the nuclear reactor. It is specified that the turbines 6, 60, 61 are sized from the peak flow of steam produced by the 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 the fluctuations in the electricity needs of the electrical network 21 to which the alternator 9 of the nuclear reactor.
  • the flow rate of the pump 17 or 18 must make it possible, taking into account the heat capacity of the heat transfer fluid and the dimensioning of the steam generator 16, to supply the last heat transfer fluid with a flow rate making it possible to respond to power calls from the electrical network 21
  • Each of the pumps 17, 18 has metal walls resistant to chemical attack by 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 rate and a redundant pump can be provided for safety reasons.
  • the cold tank 15 has substantially the same coolant storage volume as the hot tank 14, recovered from the steam generator 16.
  • the cold tank 15 may be cylindrical in shape, the walls of which are made of metal resistant to chemical attack by the heat transfer fluid. high temperatures, typically above 300°C and is coated with an outer high temperature insulating layer to limit heat loss.
  • the sizing (useful storage volume) of the cold reservoir 15 depends on the characteristics of the heat transfer fluid used: it must allow it to store at most all of the heat produced by the nuclear reactor over a rolling 24-hour period. For safety reasons, the cold reservoir 15 is located at a distance, typically at a preliminary estimated distance of 60 m from the reactor containment with an intermediate embankment.
  • the tank 15 can be equipped with a system for preheating the heat transfer fluid to guarantee that the fluid is maintained in the liquid state and/or with a level measurement system with report of an alarm and/or of an overflow of safety connected directly to the hot tank 14.
  • the heat transfer fluid is of the molten salt type to remain in the liquid phase over a range of temperatures ranging from 100° C. to 350° with a margin of 40° C. with respect to the maximum operating temperature)
  • the salt will be of the following chemical composition: 53% NaNCh, 40% NaNCL, 7% KNO3 (HITEC® salt).
  • the total volume of salt contained in the closed loop 13 is equal to the total volume of the cold reservoir 15 and the volume contained in the branches/fluidic pipes of the loop 13 to avoid any overflow or loading during operation.
  • the electrical network 21 connected to the alternator 9 aims to transport and distribute electricity to end users according to their needs. This is a high-voltage electrical network operating according to the power demands linked to the uses of electricity, which must be able to accept the peak electrical power produced by the cogeneration installation.
  • the cogeneration installation comprises at least one cooling tower 20 called dry air, that is to say operating by dry air, connected in a closed loop to the condenser 7 of the secondary circuit of the reactor.
  • This configuration hereafter called configuration A/, is illustrated in figure 7.
  • This cooling tower 20 will transfer the heat from the water condensed in the condenser 7 to the ambient air.
  • the air-cooling tower 7 is sized to evacuate 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 in such a way sensitive.
  • 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.
  • This configuration A/ aims for purely electrical operation with evacuation, by means of the dry air cooling tower 20, of the residual power not consumed by the electrical conversion system 6, 9.
  • the installation is not with total energy efficiency but has the significant advantage of producing more electricity during the day than a PWR reactor according to the state of the art without requiring the withdrawal or discharge of liquid water into the environment.
  • the dry air cooling tower 20 is connected by pass to a connection to a district heating network 12.
  • the installation operates according to the configuration A/.
  • This configuration B/ aims for operation with cogeneration with supply of low temperature heat for a district heating network 12.
  • the entire cogeneration installation is configured to have, in the closed loop integrating the condenser 7 and the district heating network 12, a temperature T1 at the condenser inlet of at least 40° C. and a condenser outlet temperature T2 7 of at least 70°C.
  • the inventors have produced dimensions of the cogeneration installation illustrated in Figures 7 and 8 respectively for configurations A/ and B/.
  • These dimensionings are based on the intra-day inrush power curve of a high voltage electrical network 21.
  • the power curve can be simplified as in FIG. 9 with a constant need in terms of power centered on the day over a duration of X hours, where X is less than 24.
  • the design of the installation according to the invention remains the same by considering that the total power sent to the network daily is equal to the integral of the power served over 24 rolling hours.
  • the water entering a moist air cooling tower 11 is of the order of 35° C. and 25° C. C out.
  • the energy conversion loop 5 implementing a Rankine cycle must therefore be dimensioned so as to evacuate all of its power during the X hours of power demand from the network. Its dimensioning power is then given by equation (3)
  • the salt pumping rate of pump 18 is given by the equation: where Cpse ⁇ is the specific heat capacity of the salt of the heat transfer fluid in the loop 13.
  • the useful volume of the hot tank 14 is then given by the formula:
  • the useful volume of the cold tank 15 is equal to the useful volume of the hot tank 14: (6)
  • This dimensioning method does not include the loss of volume during the hours of reactor operating overlap and the electricity conversion cycle. However, it allows reactor shutdown kinetics in the event of failure of the energy conversion system at the least opportune moment (start of the grid call cycle).
  • the total volume before overflow of the cold reservoir can be given by adding a safety volume taken in a preliminary manner before the safety analysis at 20% of the useful volume.
  • the sizing of the Rankine cycle components in the secondary circuit 5 is dictated by the thermal power to be converted and the temperature at the terminals of the condenser 7.
  • the temperature at the terminals of condenser 7 depends on the configuration A/or B/ envisaged.
  • Table 1 below gives temperature values and the value of the efficiency of the associated thermodynamic cycle according to the configuration A/ or B/
  • the dimensioning of all the components of the cycle is established from internal software, used under the name CYCLOP, qualified by the applicant for the dimensioning in steady state of the thermodynamic conversion cycle.
  • the operating point of the energy conversion system in the secondary circuit is calculated with the CYCLOP software.
  • thermodynamic efficiency 30.1%, which is degraded compared to a conventional PWR reactor configuration, for which the efficiency is of the order of 34%, due to the increase in the temperature of the cold source up to at 50°C;
  • Table 2 summarizes the performance evaluations for the configurations A/ and B/ studied.
  • the nuclear cogeneration installation which has just been described in relation to a pressurized water nuclear reactor can be implemented with all indirect thermodynamic cycle nuclear reactors, for which the heat production cycle and physically separated from the energy conversion cycle.

Landscapes

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Abstract

L'invention consiste essentiellement à utiliser en combinaison une boucle de stockage thermique, agencée entre le circuit primaire et circuit secondaire d'un réacteur avec un dispositif aéroréfrigérant à air sec au condenseur du circuit secondaire.

Description

Description
Titre: Installation de cogénération électronucléaire à réacteur avec cycle thermodynamique indirect sans prélèvement ou rejet d’eau liquide dans l’environnement.
Domaine technique
La présente invention concerne le domaine des réacteurs nucléaires à eau légère (REL), plus particulièrement 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, à iso-service rendu en termes de production d’électricité en journée, de valoriser l’ensemble de la chaleur au circuit primaire d’un réacteur nucléaire et, par conséquent, de limiter voire supprimer tout impact environnemental du réacteur (prélèvements et rejets d’eau liquide dans l’environnement).
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 refroidi avec du métal liquide, notamment du sodium liquide dit RNR-Na ou SFR (acronyme anglais de « Sodium Fast Reactor ») et qui fait partie de la famille des réacteurs de GEN IV.
Technique antérieure
Dans un contexte de transition climatique et énergétique, l’industrie du nucléaire doit relever plusieurs challenges pour le futur. En effet, pour répondre aux enjeux énergétiques et sociétaux de demain, il sera opportun de concevoir des réacteurs nucléaires qui permettent:
- de limiter le besoin en source froide liquide dite « environnementale » (rivières, fleuves, mer) et les rejets associés dans l’environnement ;
- d’être plus flexibles et donc, plus complémentaires des autres énergies dites renouvelables (ENR), pour répondre à la demande fluctuante en électricité et à l’intermittence des ENR de décarboner les procédés en fournissant de la chaleur aux industries consommatrices (dessalement, réseaux de chaleur, hydrogène...) tout en augmentant l’efficacité énergétique;
- de capturer le CO2 atmosphérique pour limiter les effets du réchauffement climatique et contribuer à la fermeture du cycle du carbone en tant que source de carbone pour des procédés industriels; et ce, sans dégrader la rentabilité de l’installation, soit en profitant économiquement des nouveaux services rendus, soit en augmentant significativement la quantité d’électricité produite en journée.
Un réacteur nucléaire à eau pressurisée (REP) comprend classiquement trois cycles (circuits fluidiques) dont le principe général de fonctionnement normal est expliqué ci-après en référence à la figure 1. Les températures et rendement sont indiqués à titre illustratif.
Le circuit primaire 1 est un circuit fluidique en boucle fermée comprenant principalement le cœur du réacteur 2, au moins un générateur de vapeur (GV), en tant qu’ échangeur dit échangeur primaire 3 et une pompe hydraulique 4 pour faire circuler le fluide caloporteur qui est de l’eau maintenue à l’état liquide dans la plage de fonctionnement en température du réacteur, typiquement autour des 320°C-330°C en fonctionnement normal. On ne décrit pas ici les autres équipements, tels qu’un pressuriseur et l’ensemble des dispositifs permettant d’assurer le fonctionnement dans les conditions de sûreté requises.
Ainsi, l’eau sous haute pression du circuit primaire, prélève l’énergie fournie, sous forme de chaleur, par la fission des noyaux d'uranium, dans le cœur du réacteur 1.
Ensuite, cette eau sous haute pression et haute température, typiquement 155 bars et 320°C- 330 °C, entre dans l’échangeur intermédiaire 3 et transmet son énergie à un circuit secondaire 5, lui aussi utilisant de l’eau sous pression comme fluide caloporteur en boucle fermée.
Ce circuit secondaire 5 comprend l’échangeur intermédiaire 3, une turbine 6 comprenant un corps haute pression 60 et un corps basse pression 61, un condenseur 7 et une pompe hydraulique 8 pour faire circuler l’eau sous forme de vapeur en tante que fluide caloporteur.
Ainsi, dans ce circuit secondaire 5, l’eau sous forme de vapeur, à haute pression, typiquement à environ 70 bars, est détendue dans le corps haute pression de la turbine, puis surchauffée avant de poursuivre sa détente dans les corps basse pression 61. La turbine entraîne un alternateur 9 qui produit l'électricité.
L’eau du circuit secondaire, est ensuite condensée via le condenseur 7 dans un troisième cycle, le cycle de refroidissement 10, comme source dite « froide ». Ce cycle 10 comprend principalement des tours aéroréfrigérantes à air humide 11, qui sont des tours creuses en leur centre dans laquelle se crée, naturellement, un courant d’air entrant en partie basse et sortant en partie haute. Au passage, ce courant d’air prélève la chaleur contenue dans l’eau du circuit de refroidissement et la disperse dans l’atmosphère sous forme de nuage de vapeur d’eau. L’opération est reproduite en permanence dans laquelle l'eau est répartie en fines gouttelettes, ce qui permet d'une part un bon échange entre l'eau et l'air et donc ramène l'eau à une température voisine de celle de l'air ambiant et d'autre part sature en vapeur d'eau le débit d'air circulant de bas en haut dans la tour. Une partie du débit d'eau s'évapore dans la tour 11, le reste tombe en pluie dans le bassin situé en dessous de la tour où il est pompé et retourne refroidir le condenseur 7. L'eau évaporée est remplacée par de l'eau tertiaire dite « environnementale » pompée en amont depuis un fleuve, une rivière ou une mer. Cela augmente sensiblement la température de ces cours d'eau, ce qui en période chaude et/ou de bas débit de ces cours d'eau peut amener un exploitant de l’installation nucléaire à faire baisser leur niveau de puissance, voire à les arrêter.
Comme montré sur la figure 1, à titre d’exemple, le rendement thermodynamique d’un REP est de l’ordre de 33 à 34%, la température de l’eau à l’entrée du condenseur 7 est de l’ordre de 20°C et de 35 °C à sa sortie.
Dans la filière REP classique, les réacteurs sont classés par grandes familles d’usages :
- les réacteurs dits 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.
Pour atteindre cette objectif, une première configuration consiste à modifier les composants du système de production électrique d’une installation REP afin d’ajuster la température de l’eau au niveau de la source froide.
Dans une configuration classique, illustrée sur la figure 1, cette modification reste cependant limitée. Elle n’affecte pas la turbine haute pression 60 mais seulement la turbine basse pression 61 assurant le cycle de Rankine. Cette modification illustrée à la figure 2 consiste à ramener le point de fonctionnement P de la turbine basse pression 61 à une pression de l’ordre du bar, au lieu d’environ 50 mbar, de façon à ce que l’eau en sortie du condenseur ait un niveau de température suffisamment élevé, typiquement à 70°C, pour être valorisée, par exemple dans un réseau de chaleur 12. Cette modification s’accompagne tout d’abord d’une diminution de la puissance électrique produite, puisque le rendement thermodynamique passe à 27%. Il se produit également une augmentation de la pression dans le condenseur 7.
Cette première configuration de cogénération présente toutefois deux inconvénients majeurs.
Tout d’abord, comme déjà mentionné, la valorisation de la chaleur de la source froide se fait au détriment du rendement électrique de l’installation : le service rendu en termes de puissance électrique est significativement dégradé. En effet, comme en atteste le second principe de la thermodynamique, augmenter la température de la source froide diminue le rendement d’un cycle de conversion. Ce phénomène de dégradation du rendement électrique avec l’augmentation de la température de la source froide est illustré par la courbe décroissante en fonction de la température de la figure 3, issue de [2].
L’autre inconvénient majeur est qu’une source froide sous forme d’eau liquide extraite d’un fleuve, rivière ou mer reste nécessaire pour alimenter les tours aéroréfrigérantes 11 dans les périodes où le besoin en chaleur n’existe plus, ou pendant lesquelles le réseau de chaleur est inexploitable. Cela implique également des rejets d’eaux usées dans l’environnement, et les limitations d’exploitation associées du fait des normes de rejets à respecter. Une seconde configuration de cogénération consiste à prélever la chaleur, non plus au niveau de la source froide, mais directement au niveau des corps 60, 61 de turbine 6, en soutirant de la vapeur chaude : [3], [4]. Cette deuxième configuration, illustrée sur la figure 4, avec un soutirage S entre les deux corps 60, 61 ou au sein de ceux-ci présente l’avantage d’avoir des températures plus élevées, typiquement au-delà de 100°C, par rapport à celles obtenues lorsque la chaleur est prélevée dans la source froide. Ces températures plus élevées sont potentiellement compatibles avec des applications industrielles, et ce sans dégrader significativement le rendement électrique si la puissance thermique prélevée reste limitée. Cette deuxième configuration présente cependant les inconvénients de n’autoriser que des prélèvements limités en termes de puissance thermique afin de ne pas dégrader le rendement électrique de manière rédhibitoire et de ne pas limiter le besoin en eau liquide environnementale pour le refroidissement du circuit de conversion. Le besoin en eau et les rejets associés restent donc très conséquents dans cette configuration.
Des concepts visant à limiter les défauts intrinsèques des systèmes de cogénération ajoutant une installation de stockage d’énergie ont déjà été proposés dans la littérature. Ces concepts peuvent être classés en deux grandes familles comme suit.
La première famille concerne des systèmes destinés à améliorer la manœuvrabilité du réacteur, c’est-à-dire visant à rendre la production d’électricité du réacteur plus flexible qu’elle n’est actuellement, en augmentant temporairement le niveau de puissance électrique fournie au réseau de façon à l’adapter aux besoins. Dans la littérature, ces systèmes sont mis en œuvre avec des réacteurs électrogènes, mais est également applicable aux réacteurs de cogénération : [5], demande de brevet JP2020197468A.
Un exemple d’un tel système est illustré schématiquement à la figure 5. Un circuit fluidique supplémentaire configuré en boucle de stockage thermique 13 est agencé entre le circuit primaire 1 et le circuit secondaire 5 où la conversion d’énergie est produite.
Cette boucle 13 comprend respectivement l’échangeur intermédiaire 3, deux réservoirs de stockage thermique, dont l’un 14 dit chaud et l’autre 15 dit froid, un générateur de vapeur 16 qui permet d’échanger de la chaleur entre la boucle de stockage et le circuit secondaire et ainsi produire de la vapeur pour les turbines 60, 61 et enfin deux pompes hydrauliques 17, 18 respectivement entre le réservoir chaud 14 et le générateur de vapeur 16 et entre le réservoir froid 15 et l’échangeur intermédiaire 3 pour mettre en mouvement le fluide caloporteur au sein de cette boucle 13. Le fluide caloporteur au sein de cette boucle est avantageusement un mélange de sels fondus HITEC® de composition 53% KNO3, 40% NaNCh, 7% NaNOa. A titre d’exemple, la température de ce fluide caloporteur est de 310°C au sein du réservoir chaud 14 tandis qu’elle est de l’ordre de 245°C dans le réservoir froid 15.
Dans un système illustré à la figure 5, le cœur 2 du réacteur fonctionne en base, c’est-à-dire à 100% de puissance pendant tout le cycle de fonctionnement. La puissance extraite vers la boucle de stockage 13 est constante et assurée par la pompe 18 en amont de l’échangeur intermédiaire 3.
En période de faible demande, la pompe 17 en aval du réservoir chaud, évacuant la puissance vers le circuit secondaire est en sous-régime. Le réservoir chaud 14 se remplit, le réservoir froid 15 se vide. La puissance transférée vers le circuit secondaire 5 est donc inférieure à celle produite au cœur 2.
Lorsque la demande est importante, la pompe 17 est en surrégime, la puissance transférée au circuit secondaire 5 est donc plus importante que celle qui est produite au cœur. Ce système présente donc l’avantage de décorréler le fonctionnement du cœur du réacteur de celui du système de conversion de l’énergie au niveau du circuit secondaire, et d’augmenter la puissance électrique fournie au réseau en période de forte demande.
Un tel système présente toutefois plusieurs inconvénients majeurs comme suit :
- il ne permet pas de rehausser la température de l’eau en sortie du condenseur 7, qui reste donc très faible, typiquement inférieure à 40°C, et donc, de la valoriser ;
- il nécessite un surdimensionnement général du cycle de conversion, y compris des corps de turbine basse pression 61 qui doivent être très volumineux, puisque la puissance thermique transférée au cycle secondaire 5 est plus importante en journée ;
- il nécessite également un surdimensionnement de la source froide : en effet celle-ci est adapté pour évacuer la puissance résiduelle du cycle secondaire ayant fait l’objet d’un surdimensionnement.
La deuxième famille des systèmes de cogénération ajoutant une installation de stockage d’énergie concerne des installations dédiées à améliorer l’efficacité énergétique globale de l’installation, c’est-à-dire permettant de valoriser une partie de la chaleur produite en plus de l’électricité. Un exemple d’installation ajoutée est par exemple décrit dans le brevet US4170879A.
La figure 6 illustre également un système selon cette deuxième famille, où la puissance thermique du cœur est asservie à la puissance électrique demandée par le réseau. Ici, un réservoir de stockage thermique 19 est agencé en aval du condenseur 7. Ce réservoir 19 permet de stocker l’eau de la source froide en sortie du condenseur 7, puis de la restituer à un autre moment. Cette configuration permet donc de valoriser tout ou partie de la chaleur fatale du réacteur en plus de l’électricité fournie au réseau, et permet de décorréler temporellement la fourniture de la puissance électrique de celle thermique.
Un tel système présente toutefois plusieurs inconvénients majeurs comme suit :
- le cœur ne peut pas fonctionner en base, la puissance produite au cœur varie donc en fonction de la demande électrique ;
- la température valorisée reste très faible, typiquement inférieure à 40°C, ce qui limite les applications ;
- si le cycle de conversion au circuit secondaire 5 est modifié pour rehausser la température de la chaleur valorisée, le rendement électrique de l’installation se trouve dégradé de manière significative.
- le réservoir de stockage 9 étant directement reliée au réseau de chaleur 12, il doit être de dimensions très conséquentes car le stockage est à relativement basse température typiquement 40°C;
- il nécessite un apport d’eau conséquent en situation d’indisponibilité du réseau de chaleur ou d’absence de besoin de chaleur (en été).
En résumé, l’ensemble des installations de cogénération nucléaire, identifiés dans la littérature, permettent :
- soit de ne valoriser qu’une faible partie de la chaleur pour ne pas dégrader significativement le rendement électrique, auquel cas le besoin en source froide reste très important et une forte part de la puissance produite au cœur du réacteur n’est pas valorisable ; - soit de valoriser une part importante de la chaleur du réacteur, mais en dégradant significativement la production d’électricité, le cas extrême étant le réacteur purement calogène, ce qui affecte considérablement voire de manière rédhibitoire pour un exploitant la rentabilité d’une installation donnée.
Il existe donc un besoin pour améliorer les installations de cogénération nucléaire, afin de permettre, à iso-service rendu en termes de production d’électricité en journée, de valoriser l’ensemble de la chaleur produites au circuit primaire des réacteur(s) des installations et, par conséquent, de limiter voire supprimer tout impact environnemental du (des) réacteur(s) des installations, c’est-à-dire les prélèvements et rejets d’eau liquide dans l’environnement.
Ce besoin est confirmé par les autorités nucléaires: [6].
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), comprenant :
• un premier circuit fluidique, dit circuit primaire, comprenant au moins un premier échangeur de chaleur intermédiaire;
• un deuxième circuit fluidique, dit circuit secondaire comprenant au moins un générateur de vapeur en tant que deuxième échangeur de chaleur intermédiaire, au moins une turbine reliée au deuxième échangeur de chaleur, un condenseur reliée à la turbine et au deuxième échangeur de chaleur, pour refroidir la vapeur issue de la turbine et la retransformer en eau et la renvoyer dans le deuxième échangeur de chaleur;
• 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 premier réservoir dit réservoir chaud, reliée au premier échangeur de chaleur intermédiaire ; • au moins une première pompe hydraulique reliée au réservoir chaud et au deuxième échangeur de chaleur intermédiaire ;
• au moins un deuxième réservoir dit réservoir froid, reliée au deuxième échangeur de chaleur intermédiaire ;
• au moins une deuxième pompe hydraulique reliée au réservoir froid et au premier échangeur de chaleur intermédiaire ;
- au moins un dispositif aéroréfrigérant à fonctionnement à air sec relié en boucle fermée au condenseur du circuit secondaire du réacteur.
L’invention permet de manière simultanée, de :
- faire fonctionner le réacteur à son taux de fonctionnement nominal de conception (Ka), aussi appelée 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 énergétiques (chaleur, hydrogène...) ;
- 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, l’invention permet d’améliorer la sûreté de l’installation par le mise à disposition d’un dispositif contribuant à l’Evacuation de la Puissance Résiduelle (EPUR) pour les périodes d’arrêt du réacteur.
L’invention consiste essentiellement à utiliser en combinaison une boucle de stockage thermique, agencée entre le circuit primaire et circuit secondaire d’un réacteur avec une dispositif aéroréfrigérant à air sec au condenseur du circuit secondaire.
L’installation de cogénération qui en résulte est un système à efficacité énergétique totale ou presque, répondant aux enjeux de flexibilité du réseau électrique liés à l’introduction massive d’ENR et aux enjeux de la transition climatique en ne nécessitant plus d’alimentation en eau pour le refroidissement. Ainsi, en couplage les circuits d’un réacteur nucléaire avec une boucle de stockage thermique, il est possible de concevoir une installation qui permet de valoriser 100% de l’énergie produite au cœur, et ce, sans dégrader le service rendu en termes de production électrique en journée.
Avantageusement, l’invention est une combinaison des moyens suivants:
- une boucle de stockage thermique implantée sur site, entre le circuit primaire et le circuit secondaire d’un réacteur, notamment REP. Cette boucle de stockage thermique permet de ne plus asservir le fonctionnement du réacteur aux besoins du réseau électrique. Grâce au stockage d’énergie thermique, le réacteur fonctionne à pleine puissance de manière permanente, et le système de conversion d’énergie au circuit secondaire la restitue en fonction des besoins du réseau (en journée), ce qui augmente la quantité d’électricité envoyée au réseau.
Le fait que la puissance thermique fournie en journée au système de conversion au circuit secondaire soit plus importante que pour une installation selon l’état de l’art et avec un rendement thermodynamique moins important, peut implique un surdimensionnement des générateurs de vapeur et des corps de turbine haute pression, notamment avec un diamètre des aubes plus important).
Le dimensionnement des réservoirs froid et chaude de la boucle de stockage dépend du niveau de température requis. Le volume des réservoirs est avantageusement compris entre 10000 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 ;
- une augmentation de la température de l’eau en sortie de condenseur du circuit secondaire, côté source froide, jusqu’à une température valorisable, typiquement pour être supérieure à 70°C, pour un réseau de chaleur urbain par exemple, ce qui diminue le rendement de conversion du cycle thermodynamique de Rankine au circuit secondaire. Cela peut impliquer avantageusement une réduction importante, voire une suppression, des corps basse pression de(s) la turbine(s) et une modification de conception du condenseur, en augmentant sa pression de saturation notamment ;.
- une augmentation de la température froide côté source froide du cycle de conversion électrique au circuit secondaire, c’est-à-dire en entrée du condenseur, typiquement pour être supérieure à 40°C de manière à rendre accessible, en cas d’absence momentanée ou non de la chaleur pour le réseau de chauffage urbain, cela étant rendu possible grâce à la technologie d’aéroréfrigérant à air sec en remplacement des tours de refroidissement classiques à air humide fortement consommatrices d’eau.
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. C’est l’air atmosphérique qui joue le rôle de réfrigérant.
Un avantage majeur d’une configuration de système selon l’invention, par comparaison à une installation selon la figure 5 et le brevet JP2020197468A réside dans l’ajout d’un composant/procédé/réseau complémentaire modifiant la configuration technique et fonctionnelle de l’installation :
- configuration A/ : ajout d’une tour aéroréfrigérante à air sec qui permet de s’affranchir d’une source en eau pour le procédé d’évacuation de la chaleur fatale ;
- configuration B/ : raccordement à un réseau de chauffage urbain, dit réseau à basse température, pour augmenter l’efficacité énergétique globale de l’installation.
Les inventeurs ont vaincu un préjugé technique qui était basé sur le fait de considérer que la maximisation de la production électrique pour rentabiliser une installation électronucléaire nécessitait toujours de concevoir cette dernière avec le niveau de température de la source froide le plus faible possible.
Or, en couplant l’ajout d’une boucle de stockage thermique à un surdimensionnement de la puissance de dimensionnement du cycle de Rankine, l’invention permet de changer de paradigme en démontrant la capacité de faire de la cogénération à efficacité énergétique très élevée.
Au final, une installation de cogénération nucléaire à réacteur nucléaire REP avec une boucle de stockage thermique et un dispositif aéroréfrigérant à air sec selon l’invention présente de nombreux avantages majeurs, à iso-service rendu d’un point de vue production électrique en journée, parmi lesquels on peut citer :
- une très haute efficacité énergétique puisque, dans la configuration avec réseau de chauffage urbain en régime nominal, chaque MW produit au cœur est valorisé. - l’absence de prélèvement ou de rejet d’eau liquide dans l’environnement, quel que soit le régime de fonctionnement de l’installation ;
- la suppression de la nécessité de réaliser une installation nucléaire en bord de mer ou sur une rivière fleuve à fort débit ;
- l’absence de contraintes environnementales liées au dérèglement climatique (canicules);
- une simplification drastique des démonstrations de sûreté;
- un élargissement du potentiel de déploiements d’installations dans les pays à climat sec, ne bénéficiant pas de fleuve, rivière ou mer dans leur géographie ;
- une meilleure acceptation auprès du public.
D’autres avantages secondaires liés à l’invention peuvent être mis en avant :
- le maintien en base du réacteur nucléaire REP, car la variation de puissance est assurée par la boucle de stockage thermique ;
- une simplification de la conception du circuit primaire du réacteur REP de l’installation ;
- une simplification du dossier de sûreté de l’installation ;
- de forts gains d’opération de l’installation ;
- une amélioration de la disponibilité, etc.
- une réduction du volume de déchets par MWh ;
- la possibilité d’évacuer la puissance résiduelle du cœur du réacteur pendant les périodes d’arrêt du réacteur au moyen de la boucle de stockage thermique avec notamment la réserve contenue de fluide caloporteur dans le réservoir froid. Les conditions détaillées associées à cette fonctionnalité seront à définir en fonction du niveau de sûreté attendu.
Avantageusement, le dispositif aéroréfrigérant à air sec est une tour aéroréfrigérante à air sec.
Selon un mode de réalisation avantageux, le dispositif aéroréfrigérant à air sec est relié en by pass d’un raccordement à un réseau de chauffage urbain.
Selon ce mode, la température Tl en entrée du condenseur est de préférence égale à au moins 40°C et la température T2 de sortie du condenseur de préférence égale à au moins 70°C.
Avantageusement, chacun des réservoir chaud et froid a un volume compris entre 10000 m3 et 30000 m3. 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 : 53 % NaNOa, 40 % NaNO2, 7 % KNO3.
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 schématiquement une configuration d’un réacteur à eau pressurisée (REP) fonctionnant uniquement en tant que réacteur électrogène selon l’état de l’art.
[Fig 2] la figure 2 est une vue schématique d’une configuration d’un réacteur à eau pressurisée (REP) modifié pour fonctionner en tant que réacteur de cogénération selon l’état de l’art.
[Fig 3] la figure 3 illustre sous forme de courbes l’évolution du rendement électrique et de l’exergie d’un réacteur REP selon l’état de l’art en fonction de la température de la source froide.
[Fig 4] la figure 4 est une vue schématique d’une autre configuration d’un réacteur à eau pressurisée (REP) modifié pour fonctionner en tant que réacteur de cogénération selon l’état de l’art.
[Fig 5] la figure 5 est une vue schématique d’une configuration d’une installation de cogénération comprenant un réacteur à eau pressurisée (REP) et une boucle de stockage thermique selon l’état de l’art.
[Fig 6] la figure 6 est une vue schématique d’une configuration d’une installation de cogénération comprenant un réacteur à eau pressurisée (REP) et une boucle de stockage thermique selon l’état de l’art. [Fig 7] la figure 7 est une vue schématique d’une configuration d’une installation de cogénération comprenant un réacteur à eau pressurisée (REP), une boucle de stockage thermique et un dispositif aéroréfrigérant à fonctionnement à air sec selon l’invention.
[Fig 8] la figure 8 est une vue schématique d’une configuration d’une installation de cogénération comprenant un réacteur à eau pressurisée (REP), une boucle de stockage thermique, un réseau de chauffage et un dispositif aéroréfrigérant à fonctionnement à air sec en bypass du réseau de chauffage selon l’invention.
[Fig 9] la figure 9 illustre sous forme graphique la courbe de puissance d’appel intra journalière d’un réseau électrique, relié à un réacteur REP selon l’état de l’art.
[Fig 10] la figure 10 illustre sous forme graphique la courbe de puissance d’un réacteur REP dans une installation de cogénération avec une boucle de stockage thermique selon l’invention.
Description détaillée
Dans l’ensemble de la présente demande, les termes « amont», « aval » sont à comprendre par référence par rapport à 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 à 6 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 et désignés par une même référence numérique dans l’ensemble des figures 1 à 10.
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 5. Seuls certains des éléments sont à nouveau décrits.
L’installation de cogénération nucléaire selon l’invention illustré à la figure 8 comprend en sus des composants usuels d’une installation avec réacteur REP usuelle, une boucle de stockage thermique 13 entre le circuit primaire 1 et le circuit secondaire 5 ainsi qu’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, 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 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 24h 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 % NaNCh, 40 % NaNCL, 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.
Selon l’invention, l’installation de cogénération comprend au moins une tour aéroréfrigérante 20 dite à air sec, c’est-à-dire fonctionnant par vois sèche, reliée en boucle fermée au condenseur 7 du circuit secondaire du réacteur. Cette configuration, appelée par la suite configuration A/, est illustrée à la figure 7.
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. Cette configuration A/ vise 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 A/ 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, appelée par la suite configuration B/ et illustrée à la figure 8, la tour aéroréfrigérante à air sec 20 est relié en by pass d’un raccordement à un réseau de chauffage urbain 12. Ainsi, en cas d’arrêt du service du réseau de chauffage 12, l’installation fonctionne selon la configuration A/.
Cette configuration B/ vise un fonctionnement avec cogénération avec fourniture de chaleur basse température pour un réseau chauffage urbain 12.
Et donc, en cas d’absence momentanée du besoin en chaleur pour ce réseau, l’installation revient dans la configuration A/.
Typiquement, toute l’installation de cogénération est configurée pour avoir dans la boucle fermée intégrant le condenseur 7 et du réseau de chauffage urbain 12, une température Tl en entrée du condenseur d’au moins 40°C et une température T2 de sortie du condenseur 7 d’au moins 70°C.
Les inventeurs ont réalisé des dimensionnements de l’installation de cogénération illustrée aux figures 7 et 8 respectivement pour les configurations A/ et B/.
Ces dimensionnements sont basés sur la courbe de puissance d’appel intra-joumalière d’un réseau électrique haute tension 21. Pour simplifier le calcul de dimensionnement, la courbe de puissance peut être simplifiée comme sur la figure 9 avec un besoin constant en termes de puissance centrée sur la journée sur une durée de X heures, X étant inférieur à 24.
Si, dans la réalité, le besoin n’est pas identique à cette simplification, la conception de l’installation selon l’invention reste la même en considérant que la puissance totale envoyée au réseau quotidiennement est égale à l’intégrale de la puissance desservie sur 24 heures glissantes.
Configuration comparative
Dans une configuration d’un réacteur REP selon l’état de l’art, comme montré en figure 1, l’eau en entrée d’une tour aéroréfrigérante à air humide 11 est de l’ordre de 35°C et de 25°C en sortie.
Dans ce cas, la puissance totale desservie quotidiennement au réseau par le système sera : Pjournalier réseau élec X (/l) X PRéacteur (MWttl) X RdtRanktne 25°(%) (1) avec, dans ce cas, un rendement RdtRankine 25' = 33%.
Configuration A/et B/ selon l’invention L’introduction de la boucle de stockage 13 permet de décorréler le fonctionnement du réacteur des besoins de la courbe de puissance du réseau électrique 21. Ainsi, la puissance totale produite par le réacteur est donnée par l’équation (2) suivante :
Pjournalier réacteur (MWtK) 24 X Prtéacteur (MWth)%) (2)
Cette puissance constante est illustrée à la figure 10.
Pour pouvoir délivrer quotidiennement au réseau toute cette puissance, la boucle de conversion d’énergie 5 mettant en œuvre un cycle de Rankine doit donc être dimensionnée de manière à évacuer toute sa puissance pendant les X heures d’appel de puissance du réseau. Sa puissance de dimensionnement est alors donnée par l’équation (3)
Ppankine (MWhe) Prtéacteur (MWth) X Rdt Rankine (3)
A partir de ces bilans de puissance quotidiens, il est possible de dimensionner les éléments de la boucle de stockage thermique 13.
En données d’entrées, compte tenu du choix de la technologie de réacteur de type REP, les températures aux bornes de l’échangeur intermédiaire 3 sont fixées et donc les températures dans le réservoir froid 15 et le réservoir chaud 14 sont respectivement :
T sel f roid , = 245°C
T sel chaud = 310°C
Dans ces conditions, le débit de pompage en sel de la pompe 18 est donné par l’équation : où Cpseï est la capacité calorifique massique du sel du fluide caloporteur dans la boucle 13.
Le dimensionnement de l’échangeur intermédiaire 3 est donné par l’équation : (5) où :
- K est le coefficient de transmission thermique surfacique moyen,
- S la surface d’échange,
- ΔTTLn est le delta de température logarithmique de température aux bornes de l’échangeur intermédiaire 3.
Le volume utile du réservoir chaud 14 est alors donné par la formule :
Vutile réservoir chaud ( m3 ) 24 Q pompe alimn El ( m3) (5) Par conception, le volume utile du réservoir froid 15 est égal au volume utile du réservoir chaud 14: (6)
Ce mode de dimensionnement n’intègre pas la perte de volume pendant les heures de recouvrement de fonctionnement du réacteur et du cycle de conversion en électricité. Il permet cependant une cinétique de mise à l’arrêt du réacteur en cas de défaillance du système de conversion d’énergie au moment le moins opportun (début du cycle d’appel du réseau). Le volume total avant surverse du réservoir froid peut être donné par l’ajout d’un volume de sécurité pris de manière préliminaire avant analyse de sûreté à 20% du volume utile.
Le débit de la pompe 8 d’alimentation du générateur de vapeur 16 est donné par l’équation suivante :
Le dimensionnement des composants du cycle de Rankine au circuit secondaire 5 est dicté par la puissance thermique à convertir et la température aux bornes du condenseur 7.
La puissance thermique est donnée par l’équation (3) précitée.
La température aux bornes du condenseur 7 dépend de la configuration A/ou B/ envisagée.
Le tableau 1 suivant donne des valeurs de température et la valeur du rendement du cycle thermodynamique associé en fonction de la configuration A/ ou B/
[Tableau 1]
Le dimensionnement de l’ensemble des composants du cycle est établi à partir d’un logiciel interne, utilisé sous la dénomination CYCLOP, qualifié par la déposante pour le dimensionnement en régime permanent de cycle de conversion thermodynamique.
L’utilisation de ce logiciel est par exemple décrite dans [3] ou [7]. Le dimensionnement peut également être réalisé à partir d’un autre logiciel du commerce notamment celui sous la dénomination THERMOFLEX®. De manière préliminaire, la hausse de température aux bornes du condenseur 7 simplifie le nombre de turbines 6 voire réduit leur taille par la suppression des corps de basses pression 61.
Les données d’entrées génériques retenues sont :
- un réacteur à eau pressurisé REP du type de ceux existants actuellement dans le parc électronucléaire français,
- un niveau de puissance du cœur de réacteur égal à lOOMWth.
Pour chacune des configurations A/ et B/, le point de fonctionnement du système de conversion énergétique au circuit secondaire est calculé avec le logiciel CYCLOP.
Pour la configuration A/, les évaluations des performances indiquent :
- un rendement thermodynamique de 30,1%, qui est dégradé par rapport à une configuration de réacteur REP classique, pour lequel le rendement est de l’ordre de 34%, du fait de l’augmentation de la température de source froide jusqu’à 50°C ;
- une puissance électrique produite en journée de 44,6 IMWé pour un réacteur de lOOMWth). Pour rappel, un réacteur REP classique produirait environ 34MWé en journée. Ici, la puissance électrique produite en journée est boostée grâce au stockage de l’énergie produite en nuitée par la boucle de stockage 13.
- une absence totale de besoin en eau liquide pour le refroidissement puisque le besoin en source froide correspond à une température de 40°C, compatible avec l’utilisation d’une tour aéroréfrigérante à air sec 20. Ce niveau de température est atteint en modifiant la pression dans le condenseur 7, qui passe d’environ 50 mbar à environ 160 mbar. Cela s’accompagne d’une réduction des dimensions des corps de turbine basse pression 61, et d’une simplification du design du condenseur.
Pour la configuration B/, les évaluations des performances indiquent :
- un rendement thermodynamique de 26,4% ;
- une puissance électrique produite en journée de 37,90MWé, pour un réacteur de lOOMWth ; - une valorisation de 100% de l’énergie produite par le réacteur lorsqu’un besoin en chaleur suffisant existe pour le réseau de chauffage urbain 12 ;
- l’absence totale de besoin en eau liquide pour le refroidissement, même en cas d’absence de besoin en chaleur, ce qui compatible avec l’utilisation d’une tour aéroréfrigérante à air sec 20.
Le tableau 2 ci-dessous présente de manière synthétique les évaluations des performances pour les configurations A/ et B/ étudiées.
[Tableau 2]
Ces évaluations confirment et quantifient les avantages de l’invention qui vient d’être décrite pour les configurations A/ et B/, et notamment:
- alors que le système n’a plus besoin d’eau liquide pour l’évacuation de la chaleur fatale, l’augmentation de l’efficacité énergétique de l’installation augmente. En effet, dans les configurations A/ et B/, la quantité d’électricité quotidienne produite augmente de 3 à 33% ; - en plus d’être favorable à l’impact environnemental, l’invention augmente la compétitivité économique d’une installation nucléaire.
- une cogénération réelle sans que ce soit détriment de l’électricité produite, particulièrement pour le chauffage urbain.
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.
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 et séparé physiquement du cycle de conversion de l’énergie.
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]: "Heal recovery from nuclear power plants”, H.Safa, International Journal of Electrical Power & Energy Systems, Volume 42, Issue 1, November 2012, Pages 553-559
[3]: H.D. Nguyen, N. Alpy, D. Haubensack. “Insight on electrical and thermal powers mix with a Gen2 PWR: Rankine cycle performances under low to high temperature grade cogeneration.” Energy, Elsevier, 2020, 202, pp.117518. ffl0.1016/j.energy.2020.117518ff. ffcea-02569231f.
[4]: “Cogeneration with District Heating and Cooling”, Henri Safa CEA Nuclear Energy Division Scientific Direction, IAEA Consultant meeting, Vienna, 19-22 December 2011.
[5]: “Two-tanks heat storage for variable electricity production in SFR: preliminary architecture and transient results”, J.B. Drain, D. Haubensack, D. Barbier, L. Brissonneau, P. Dienot, P. Gauthe, ICAPP 2019 - International Congress on Advances in Nuclear Power Plants France, Juan-les-pins - 2019, May 12 | 15. [6]: “Advances in Nuclear Power Process Heat Applications”, IAEA-TECDOC-1682, INTERNATIONAL ATOMIC ENERGY AGENCY VIENNA, 2012.
[7]: D. Haubensack et al., “The COPERN1C/CYCLOP computer tool : pre-conceptual design of generation 4 nuclear systems, HTR-2004” , 2nd International Topic Conference for the HTGR, September 22-24, 2004, Beijing, China, 2004.

Claims

Revendications
1. Installation de cogénération électronucléaire comprenant :
- au moins un réacteur nucléaire, notamment à eau pressurisée (REP), comprenant :
• un premier circuit fluidique, dit circuit primaire (1), comprenant au moins un premier échangeur de chaleur intermédiaire (3);
• un deuxième circuit fluidique, dit circuit secondaire (5) comprenant au moins un générateur de vapeur (16) en tant que deuxième échangeur de chaleur intermédiaire, au moins une turbine (6, 60) reliée au deuxième échangeur de chaleur, un condenseur (7) reliée à la turbine et au deuxième échangeur de chaleur, pour refroidir la vapeur issue de la turbine et la retransformer en eau et la renvoyer dans le deuxième échangeur de chaleur;
• 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 premier réservoir dit réservoir chaud (14), reliée au premier échangeur de chaleur intermédiaire ;
• au moins une première pompe hydraulique (17) reliée au réservoir chaud et au deuxième échangeur de chaleur intermédiaire ;
• au moins un deuxième réservoir dit réservoir froid (15), reliée au deuxième échangeur de chaleur intermédiaire ;
• au moins une deuxième pompe hydraulique (18) reliée au réservoir froid et au premier échangeur de chaleur intermédiaire ;
- au moins un dispositif aéroréfrigérant à fonctionnement à air sec (20) relié en boucle fermée au condenseur du circuit secondaire du réacteur.
2. Installation de cogénération selon la revendication 1, le dispositif aéroréfrigérant à air sec étant une tour aéroréfrigérante à air sec.
3. Installation de cogénération selon la revendication 1 ou 2, le dispositif aéroréfrigérant à air sec (20) étant relié en by pass d’un raccordement à un réseau de chauffage urbain (12).
4. Installation de cogénération selon la revendication 3, la température Tl en entrée du condenseur (7) étant égale à au moins 40°C et la température T2 de sortie du condenseur (7) égale à au moins 70°C.
5. Installation de cogénération selon l’une des revendications précédentes, chacun des réservoir chaud et froid ayant un volume compris entre 10000 m3 et 30000 m3.
6. 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.
7. Installation de cogénération selon la revendication 6, le fluide caloporteur ayant la composition chimique suivante : 7 % NaNCh, 40 % NaNCh, 53 % KNO3.
8. Installation de cogénération selon l’une des revendications précédentes, la ou les turbines étant exempte(s) de corps basse pression
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