Brevet FR3128812A1 — publié le 20230505

Installation de cogénération électronucléaire à réacteur avec cycle thermodynamique indirect sans prélèvement ou rejet d’eau liquide dans l’environnement. 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 Figure pour l’abrégé : Fig. 7 Installation de cogénération électronucléaire à réacteur avec cycle thermodynamique indirect sans prélèvement ou rejet d’eau liquide dans l’environnement. 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. 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 . 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 , 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 , 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 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 , 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 , 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 . 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% KNO 3 , 40% NaNO 2 , 7% NaNO 3 . 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 , 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 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. 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 (K d ), 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 10 000 m 3 et 30 000 m 3 , 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 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 T1 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 10 000 m 3 et 30 000 m 3 . 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 % NaNO 3 , 40 % NaNO 2 , 7 % KNO 3 . 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. la illustre schématiquement une configuration d’un réacteur à eau pressurisée (REP) fonctionnant uniquement en tant que réacteur électrogène selon l’état de l’art. la 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. la 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. la 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. la 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. la 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. la 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. la 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. la 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. la 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. 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. Installation de cogénération selon la revendication 1, le dispositif aéroréfrigérant à air sec étant une tour aéroréfrigérante à air sec. 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). Installation de cogénération selon la revendication 3, la température T1 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. Installation de cogénération selon l’une des revendications précédentes, chacun des réservoir chaud et froid ayant un volume compris entre 10 000 m 3 et 30 000 m 3 . 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. Installation de cogénération selon la revendication 6, le fluide caloporteur ayant la composition chimique suivante : 53 % NaNO 3 , 40 % NaNO 2 , 7 % KNO 3 . Installation de cogénération selon l’une des revendications précédentes, la ou les turbines étant exempte(s) de corps basse pression.