Brevet FR3144385A1 — publié le 20240628

Installation de cogénération électronucléaire à réacteur à eau légère (REL) et système(s) d’électrolyse de l’eau à haute température pour production d’hydrogène à partir de la chaleur du réacteur REL. L’invention consiste essentiellement à réaliser un couplage thermique optimal indirect entre un réacteur nucléaire et une unité de production d’hydrogène par électrolyse à haute température par l’intermédiaire d’un piquage de soutirage judicieusement choisi en aval du corps haute pression de la turbine du cycle de Rankine du réacteur nucléaire qui va transférer la chaleur ainsi soutirée, par l’intermédiaire d’une boucle fermée entre un échangeur de chaleur intermédiaire et un générateur de vapeur de couplage, à de l’eau liquide alimentant l’unité de production afin d’injecter de la vapeur à une température élevée requise pour réaliser l’électrolyse. Cet apport de chaleur indirect peut être effectué en permanence ou décroissant jusqu’à ce que la chaleur dégagée par la réaction d’électrolyse suffise à l’alimenter d’elle-même. Figure pour l’abrégé : fig. 4 Installation de cogénération électronucléaire à réacteur à eau légère (REL) et système(s) d’électrolyse de l’eau à haute température pour production d’hydrogène à partir de la chaleur du réacteur REL. La présente invention concerne le domaine des réacteurs nucléaires à eau légère (REL), notamment à eau pressurisée (REP) ou à eau bouillante (REB). Plus particulièrement, l’invention a trait aux installations de cogénération comprenant de tels réacteurs nucléaires. Sauf mention particulière, par « cogénération », on entend ici et dans le cadre de l’invention, la production simultanée ou non d'électricité et le cas échéant de chaleur, et la production d’hydrogène par électrolyse de l’eau à partir de la chaleur et de l’électricité fournies par les réacteurs nucléaires. L’invention a pour objectif principal d’optimiser l’efficacité du couplage avant tout thermique afin d’optimiser la production d’hydrogène à partir de la chaleur fournie par les réacteurs nucléaires. La production d’hydrogène dans le cadre de l’invention est réalisée par une électrolyse de l’eau à haute température (EHT, ou EVHT pour électrolyse de la vapeur d’eau à haute température, ou HTE acronyme anglais pour « High Temperature Electrolysis », ou encore HTSE acronyme anglais pour « High Temperature Steam Electrolysis ») également à oxydes solides (SOEC, acronyme anglais pour « Solid Oxide Electrolysis Cell »). Bien que décrite en référence à un réacteur nucléaire à eau pressurisée, l’invention s’applique à tout réacteur nucléaire avec cycle thermodynamique indirect de la famille des réacteurs dits de deuxième, troisième, quatrième génération (GEN IV). Elle s’applique en particulier aux réacteurs nucléaires à eau bouillante (REB), à neutrons rapides refroidis avec du métal liquide, notamment du sodium liquide dit RNR-Na ou SFR (acronyme anglais de « Sodium Fast Reactor ») et qui fait partie de la famille des réacteurs de GEN IV. 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 CO 2 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 tant que fluide caloporteur. Ainsi, dans ce circuit secondaire 5, l’eau sous forme de vapeur, à haute pression, typiquement à environ 70 bars, est détendue dans le corps haute pression de la turbine, puis surchauffée avant de poursuivre sa détente dans les corps basse pression 61. La turbine entraîne un alternateur 9 qui produit l'électricité. L’eau du circuit secondaire, est ensuite condensée via le condenseur 7 dans un troisième cycle, le cycle de refroidissement 10, comme source dite « froide ». Ce cycle 10 comprend principalement des tours aéroréfrigérantes à air humide 11, qui sont des tours creuses en leur centre dans laquelle se crée, naturellement, un courant d’air entrant en partie basse et sortant en partie haute. Au passage, ce courant d’air prélève la chaleur contenue dans l’eau du circuit de refroidissement et la disperse dans l’atmosphère sous forme de nuage de vapeur d’eau. L’opération est reproduite en permanence dans laquelle l'eau est répartie en fines gouttelettes, ce qui permet d'une part un bon échange entre l'eau et l'air et donc ramène l'eau à une température voisine de celle de l'air ambiant et d'autre part sature en vapeur d'eau le débit d'air circulant de bas en haut dans la tour. Une partie du débit d'eau s'évapore dans la tour 11, le reste tombe en pluie dans le bassin situé en dessous de la tour où il est pompé et retourne refroidir le condenseur 7. L'eau évaporée est remplacée par de l'eau tertiaire dite « environnementale » pompée en amont depuis un fleuve, une rivière ou une mer. Cela augmente sensiblement la température de ces cours d'eau, ce qui en période chaude et/ou de bas débit de ces cours d'eau peut amener un exploitant de l’installation nucléaire à faire baisser leur niveau de puissance, voire à les arrêter. Comme montré sur la , à titre d’exemple, le rendement thermodynamique d’un REP est de l’ordre de 33 à 34%, la température de l’eau à l’entrée du condenseur 7 est de l’ordre de 20°C et de 35°C à sa sortie. Dans la filière REP classique, les réacteurs sont classés par grandes familles d’usages : - les réacteurs dits à vocation électrogène qui sont dédiés uniquement à la production d’électricité; - les réacteurs dits à vocation calogène qui sont dédiés uniquement à la production de chaleur; - les réacteurs dits de cogénération, dédiés à la fois à la production d’électricité et de chaleur ou à la production d’électricité et le cas échéant de chaleur et d’hydrogène, de manière simultanée ou non. Comme détaillé dans [1], un principe de la cogénération d’électricité et de chaleur à partir d’un réacteur nucléaire consiste à modifier la conception du cycle de conversion d’énergie afin que la chaleur soit libérée à la source froide à une température qui permette une valorisation. Ce principe est plutôt appliqué pour une installation, telle que destinée au dessalement d’eau de mer, au chauffage urbain, où la chaleur recherchée est à relativement basse température, typiquement aux environs de 150°C. La limitation du réchauffement climatique passe par une minimisation des pertes de chaleur à tous niveaux et en particulier au niveau de la source froide d’une installation thermodynamique. Cet objectif de cogénération devient d’autant plus pertinent pour un réacteur nucléaire que la chaleur industrielle ou domestique est souvent obtenue traditionnellement en brûlant des combustibles fossiles responsables d’émissions de gaz à effet de serre. Pour atteindre cet objectif, une première configuration consiste à modifier les composants du système de production électrique d’une installation REP afin d’ajuster la température de l’eau au niveau de la source froide. Dans une configuration classique, illustrée sur la , 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. Récemment, de nombreuses études mettent en avant la possibilité de combiner des réacteurs nucléaires de puissance avec des unités de production d’hydrogène à partir de l’électrolyse de l’eau à haute température, afin de constituer des installations de cogénération qui permettent de produire efficacement de l’électricité et de l’hydrogène: [2], [3]. L’électrolyse de l’eau est une réaction électrochimique qui décompose l'eau en dioxygène et dihydrogène gazeux avec l'aide d'un courant électrique selon la réaction: H 2 O H 2 + ½ O 2 . Pour réaliser l’électrolyse de l’eau, il est avantageux de la réaliser à haute température typiquement entre 600 et 950°C, car une partie de l'énergie nécessaire à la réaction peut être apportée par de la chaleur, qui est moins chère que l'électricité et la réalisation de la réaction est plus efficace à haute température et enfin elle peut ne pas nécessiter de catalyseur. Pour mettre en œuvre l’électrolyse à haute température, il est connu d’utiliser un réacteur, aussi appelé électrolyseur de type SOEC (acronyme anglais de « Solid Oxyde Electrolysis Cell »), constitué d’un empilement de motifs élémentaires comportant chacun une cellule d’électrolyse à oxydes solides, constituée de trois couches anode/électrolyte/cathode superposées l’une sur l’autre, et de plaques d’interconnexion, par exemple en alliages métalliques, aussi appelées plaques bipolaires, ou interconnecteurs. Les interconnecteurs ont pour fonction d’assurer à la fois le passage du courant électrique et la circulation des gaz au voisinage de chaque cellule (vapeur d’eau injectée, hydrogène et oxygène extraits dans un électrolyseur EHT) et de séparer les compartiments anodiques et cathodiques qui sont les compartiments de circulation des gaz du côté respectivement des anodes et des cathodes des cellules. Pour réaliser l’électrolyse de la vapeur d’eau à haute température EHT, on injecte de la vapeur d'eau H 2 O dans le compartiment cathodique. Sous l’effet du courant appliqué à la cellule, la dissociation des molécules d'eau sous forme vapeur est réalisée à l'interface entre l'électrode à hydrogène (cathode) et l’électrolyte : cette dissociation produit du gaz dihydrogène H 2 et des ions hydroxydes OH - . Le dihydrogène est collecté et évacué en sortie de compartiment à hydrogène. Les ions hydroxydes OH - migrent à travers l’électrolyte et se recombinent en dioxygène à l'interface entre l’électrolyte et l'électrode à oxygène (anode). Pour augmenter les débits d'hydrogène et d'oxygène produits, il est connu d’empiler plusieurs cellules d’électrolyse élémentaires les unes sur les autres en les séparant par des dispositifs d’interconnexion, usuellement appelés interconnecteurs ou plaques d'interconnexion bipolaires. L'ensemble est positionné entre deux plaques d'interconnexion d’extrémité qui supportent les alimentations électriques et des alimentations en gaz de l’électrolyseur (réacteur d’électrolyse). Un électrolyseur de l’eau à haute température (EHT) comprend ainsi au moins une, généralement une pluralité de cellules d’électrolyse empilées les uns sur les autres, chaque cellule élémentaire étant formée d’un électrolyte, d’une cathode et d’une anode, l’électrolyte étant intercalé entre l’anode et la cathode. En régime de fonctionnement permanent, un électrolyseur à haute température EHT a besoin en amont d’un apport combiné de puissance thermique et électrique pour amener les réactifs à la température nécessaire à l’électrolyse et en son sein d’ un apport de puissance électrique pour réaliser l’électrolyse. Afin d’assurer la fourniture de chaleur et d’électricité à un électrolyseur EHT, le brevet CN207603212 propose une configuration de prélèvement de la vapeur à haute température et haute pression en sortie du générateur de vapeur (GV) d’un réacteur nucléaire pour être injectée directement dans l’électrolyseur EHT. Cette configuration présente de nombreux inconvénients majeurs : - au niveau de la sûreté du réacteur : en prélevant de la vapeur en sortie GV pour alimenter l’électrolyseur EHT, l’inventaire en eau du circuit secondaire est impacté. Cette configuration nécessite de mettre en place une unité de fourniture et de traitement d’eau aux propriétés physico-chimiques requises par le circuit secondaire pour maintenir de manière permanente l’inventaire en eau de ce circuit. De plus, toute défaillance dans cette unité peut entraîner une perte partielle ou totale de la fonction d’évacuation de la puissance du générateur de vapeur sur le circuit primaire et de ce fait, avoir des conséquences sur la sûreté de l’installation globale; - au niveau du fonctionnement de l’installation globale : le fait d’avoir une eau qui alimente à la fois le circuit secondaire et l’électrolyseur EHT requiert une compatibilité entre les requis physico-chimiques de l’eau du secondaire et de l’eau d’alimentation de l’électrolyseur. De manière préliminaire, à titre d’exemple, les requis de non-agressivité de l’eau secondaire sur les matériaux de la boucle secondaire nécessitent des traitements par ajout de produits chimiques, qui apparaissent comme étant difficilement compatibles avec une eau destinée à alimenter un électrolyseur. En effet, l’eau introduite dans un électrolyseur EHT doit être la plus pure possible car les impuretés demeurent au sein de l’électrolyseur et s’accumulent avec le temps. Ces impuretés peuvent de fait finir par perturber les réactions électrolytiques d’une part par la formation de boues et d’autre part, par l’action des chlorures (les halogénures en général) qui détruisent la protection par nickelage ou le nickel massif généralement requis pour les anodes d’un électrolyseur EHT ; - au niveau de la sécurité de l’installation globale, du fait du transport de la vapeur sous pression depuis l’îlot conventionnel de l’installation nucléaire (salle des machines) jusqu’à l’unité d’électrolyse EHT, entraîne une contrainte de compatibilité entre la capacité à séparer l’installation de l’unité et l’analyse de risque imposant une distance minimale entre elles : on pourra se référer à la publication [4] qui indique une distance de sécurité estimée à 1 km qui doit pouvoir être réduite compte-tenu de l’analyse de risque réalisée. La publication [3] propose une configuration de couplage entre une installation nucléaire de type REP à vocation électrogène à cycle de Rankine et une unité à électrolyseurs EHT. Dans la configuration de couplage proposée, le prélèvement de chaleur pour alimenter un électrolyseur EHT est réalisé de manière indirecte, c’est-à-dire sans prélèvement direct de vapeur d’eau. Cela permet de ne pas impacter l’inventaire en eau du circuit secondaire. Cette configuration de couplage propose ainsi la mise en place d’une boucle de fluide prélevant de la vapeur directement en sortie de GV, i.e. à environ 280°C, et réinjectant la vapeur après la traversée d’un échangeur, directement au niveau du condenseur du cycle de Rankine. Dans cette configuration, la chaleur prélevée n’est pas intégralement utilisée par l’unité d’EHT proposée, ce qui n’est pas efficace d’un point de vue thermique. En résumé, l’efficacité énergétique des installations de cogénération nucléaire telles qu’évoquées ci-avant, n’est pas optimale, car le couplage entre le(s) réacteur(s) nucléaire(s) à vocation électrogène et/ou calogène et l’unité à électrolyseur EHT pour la production d’hydrogène n’est pas optimal. Or, cette efficacité énergétique joue au premier ordre sur la pertinence économique de la production d’hydrogène décarboné. Concevoir des installations de cogénération nucléaire efficaces et sûres contribuera à garantir la faisabilité du déploiement d’une telle filière. Il existe donc un besoin pour améliorer les installations de cogénération nucléaire, c’est-à-de production simultanée ou non d’électricité et d’hydrogène à partir de la chaleur fournie par le(s) réacteur(s) nucléaire(s) de l’installation, en optimisant le couplage thermique entre réacteur(s) nucléaire(s) et l’unité d’électrolyse à haute température (EHT) dédiée à la production d’hydrogène, notamment: avec un rendement au moins égal aux solutions proposées jusqu’alors, qui ne perturbe pas la sûreté du(des) réacteur(s) nucléaire(s), qui ne présente pas de risque vis-à-vis de la sécurité globale de l’installation, et ce, sans complexifier les conditions d’exploitation à la fois du réacteur(s) nucléaire(s) et de l’unité EHT considérés séparément. Le but de l’invention est de répondre au moins partiellement à ce besoin. Pour ce faire, l’invention concerne, sous l’un de ses aspects, une installation de cogénération électronucléaire, destinée à produire de l’électricité et le cas échéant de la chaleur, et de l’hydrogène, comprenant : - au moins un réacteur nucléaire, notamment à eau pressurisée (REP) ou à eau bouillante (REB), comprenant : un premier circuit fluidique, dit circuit primaire, comprenant au moins un premier générateur de vapeur en tant que premier échangeur de chaleur intermédiaire; un deuxième circuit fluidique, dit circuit secondaire comprenant : au moins une turbine comprenant un corps haute pression relié au premier générateur de vapeur et un corps basse pression relié au corps haute pression par au moins une branche fluidique, un réchauffeur à haute pression relié en boucle fermée au corps haute pression, à un réservoir d’eau, dit bâche alimentaire, et au premier générateur de vapeur, un réchauffeur à basse pression relié d’une part par au moins une branche fluidique au corps basse pression et d’autre part par au moins une branche fluidique à la bâche alimentaire, un condenseur relié d’une part au corps basse pression et d’autre part en boucle fermée au réchauffeur à basse pression; un alternateur couplé mécaniquement à la turbine, destiné à être raccordé à un réseau électrique. Selon l’invention, l’installation comprend au moins une unité d’électrolyse à haute température EHT couplée thermiquement au réacteur nucléaire par un troisième circuit fluidique, dit circuit de couplage par injection, comprenant : un deuxième échangeur de chaleur intermédiaire relié en boucle fermée à un piquage de soutirage, réalisé dans la branche fluidique entre le corps haute pression et le corps basse pression de la turbine, et à la bâche alimentaire, un deuxième générateur de vapeur, dit générateur de vapeur de couplage, relié d’une part en boucle fermée au deuxième échangeur de chaleur, et d’autre part à une branche fluidique dont l’entrée est reliée à une alimentation en eau liquide, distincte des circuits primaire et secondaire du réacteur nucléaire et la sortie est reliée à l’entrée de l’unité d’électrolyse à haute température de sorte à y injecter la vapeur d’eau produite par le générateur de vapeur de couplage. Avantageusement, l’eau liquide alimentant le générateur de vapeur de couplage est une eau déminéralisée. Par « unité d’électrolyse de l’eau à haute température », on entend ici et dans le cadre de l’invention une unité de production d’hydrogène comprenant un ou plusieurs électrolyseurs de l’eau à haute température (EHT) en série ou en parallèle fluidique, chaque électrolyseur comprenant au moins une, généralement une pluralité de cellules d’électrolyse empilées les uns sur les autres, chaque cellule élémentaire étant formée d’un électrolyte, d’une cathode et d’une anode, l’électrolyte étant intercalé entre l’anode et la cathode. L’unité d’électrolyse comprend en outre l’ensemble des composants en amont et en aval du(des) électrolyseur(s), par exemple les échangeurs de chaleur, les compresseurs d’hydrogène et d’oxygène produits… On pourra se référer aux figures 2 et 3 de la publication [5]. Selon une configuration avantageuse, le réacteur nucléaire est un réacteur REP comprenant un sécheur de vapeur, agencé sur la branche fluidique reliant le corps haute pression et le corps pression de la turbine, le piquage de soutirage étant réalisé en un point de la branche entre le corps haute pression et le sécheur de vapeur. Avantageusement, le circuit de couplage par injection est adapté pour prélever la vapeur dans le piquage de soutirage à une température au plus égale à 200°C, avantageusement encore comprise entre 150 et 180°C, de sorte que le générateur de vapeur de couplage transforme en vapeur l’eau liquide qui l’alimente à une température au plus égale à 40°C, avantageusement comprise entre 10 et 35°C. De préférence, le fluide caloporteur de la boucle fermée reliant le générateur de vapeur de couplage au deuxième échangeur de chaleur est de l’eau pressurisée. Selon un mode de réalisation avantageux, l’unité de production d’électrolyse à haute température EHT est en outre couplée thermiquement au réacteur nucléaire par un quatrième circuit fluidique, dit circuit de couplage par réinjection, comprenant : un quatrième échangeur de chaleur intermédiaire relié en boucle fermée à un premier piquage de réinjection réalisé entre le réchauffeur à basse pression et la bâche alimentaire, et à un deuxième piquage de réinjection réalisé entre le condenseur et le réchauffeur à basse pression, un cinquième échangeur de chaleur intermédiaire, dit échangeur de couplage, relié d’une part à une branche fluidique dont l’entrée est reliée à une alimentation en eau liquide provenant de l’unité d’électrolyse à haute température et la sortie est reliée à au moins un circuit de refroidissement de l’unité d’électrolyse à haute température et d’autre part en boucle fermée au quatrième échangeur de chaleur, de sorte à évacuer au moins en partie le surplus de chaleur de l’unité d’électrolyse à haute température et à la réinjecter dans le circuit secondaire du réacteur nucléaire. Selon ce mode, le circuit de couplage par réinjection est de préférence adapté pour prélever l’eau liquide provenant de l’unité d’électrolyse à haute température à une température au moins égale à 80°C, avantageusement comprise entre 85 et 95°C. De préférence, le fluide caloporteur de la boucle fermée reliant l’échangeur de couplage au quatrième échangeur de chaleur est de l’eau pressurisée. Avantageusement, l’alternateur est adapté pour fournir au moins une partie de son électricité à l’unité d’électrolyse à haute température. Selon une variante de réalisation avantageuse, le piquage de soutirage est muni d’une vanne de régulation de la pression d’admission dans le troisième échangeur intermédiaire. De préférence, la vanne de régulation est en outre une vanne de régulation de la pression d’admission dans le réchauffeur à haute pression. Avantageusement, le deuxième échangeur de chaleur intermédiaire est de structure identique à celle du réchauffeur à haute pression. L’invention consiste essentiellement à réaliser un couplage thermique optimal indirect entre un réacteur nucléaire et une unité de production d’hydrogène par électrolyse à haute température par l’intermédiaire d’un piquage de soutirage judicieusement choisi en aval du corps haute pression de la turbine du cycle de Rankine du réacteur nucléaire qui va transférer la chaleur ainsi soutirée, par l’intermédiaire d’une boucle fermée entre un échangeur de chaleur intermédiaire et un générateur de vapeur de couplage, à de l’eau liquide alimentant l’unité de production afin d’injecter de la vapeur à une température élevée requise pour réaliser l’électrolyse. Cet apport de chaleur indirect peut être effectué en permanence ou décroissant jusqu’à ce que la chaleur dégagée par la réaction d’électrolyse suffise à l’alimenter d’elle-même. Par « indirect » on entend ici et dans le cadre de l’invention le fait qu’il n’y a aucun transfert de masse entre les cycles du réacteur nucléaire et l’unité de production d’hydrogène par électrolyse EHT, et donc que le transfert de chaleur s’effectue au travers d’échangeurs de chaleur. Selon un mode de réalisation avantageux, on met en œuvre également une autre boucle fermée à échangeur de chaleur pour réaliser un couplage indirect par retour de la chaleur fatale de l’unité de production d’hydrogène par électrolyse EHT, vers le réacteur nucléaire. Autrement dit, selon ce mode, les rejets thermiques de l’unité de production d’hydrogène par électrolyse EHT sont au moins en partie réinjectés dans le réacteur nucléaire. Au final, le couplage thermique indirect proposé pour amener la chaleur d’un réacteur à une unité d’électrolyse haute température, et avantageusement avec un couplage indirect par réinjection de la chaleur fatale de l’unité d’électrolyse présente de nombre d’avantages parmi lesquels on peut citer: un rendement global de l’installation de cogénération nucléaire au moins égal aux solutions existantes, une sûreté du réacteur nucléaire non modifiée, l’absence de risque pour l’installation globale, des conditions d’exploitation du réacteur nucléaire et de l’unité EHT qui restent les mêmes et indépendantes l’une de l’autre. D’autres avantages et caractéristiques de l’invention ressortiront mieux à la lecture de la description détaillée d’exemples de mise en œuvre de l’invention faite à titre illustratif et non limitatif en référence aux figures suivantes. 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 est une vue schématique montrant plus en détail les composants des circuits secondaire et tertiaire d’une installation électronucléaire à réacteur à eau pressurisée (REP) selon l’état de l’art. la est une vue schématique d’une installation de cogénération d’un réacteur à eau pressurisée (REP) couplé thermiquement avec une unité d’électrolyse à haute température selon l’invention. Description détaillée Dans l’ensemble de la présente demande, les termes « amont », « aval » sont à comprendre par référence au sens de circulation d’un fluide caloporteur au sein d’un des circuits fluidiques d’une installation de cogénération nucléaire selon l’invention. Les points A à H des différentes lignes fluidiques concernés de la sont symbolisés par des points noirs. Les figures 1 et 2 relatives à l’état de l’art ont déjà été détaillées en préambule, elles ne seront donc pas commentées ci-après. Par soucis de clarté, un même élément selon l’invention et selon l’état de l’art est désigné par une même référence numérique dans l’ensemble des figures 1 à 4. On a représenté une installation nucléaire à réacteur REP telle qu’actuellement existante. Le circuit primaire 1 est un circuit fluidique en boucle fermée comprenant principalement le cœur du réacteur 2, un échangeur 3 en tant que générateur de vapeur (GV), et une pompe hydraulique 4 pour faire circuler le fluide caloporteur qui est de l’eau qui passe de l’état liquide à l’état vapeur, typiquement autour des 300°C à haute pression, typiquement environ 70 bars, en fonctionnement normal. On ne décrit pas ici les autres équipements, tels qu’un pressuriseur et l’ensemble des dispositifs permettant d’assurer le fonctionnement dans les conditions de sûreté requises. Le circuit tertiaire 10 comprend principalement une turbine 6 constituée d’un corps haute pression 60 et d’un corps basse pression 61 relié au corps haute pression 60 par une branche fluidique 62, un condenseur 7 relié au corps basse pression 61 par une branche fluidique 63 et une pompe hydraulique 80 pour faire circuler l’eau sous forme de vapeur en tant que fluide caloporteur. Ainsi, dans ce circuit 10, l’eau sous forme de vapeur est détendue dans le corps haute pression de la turbine, puis surchauffée avant de poursuivre sa détente dans le corps basse pression 61. La turbine entraîne un alternateur 9 qui produit l'électricité. L’eau du circuit secondaire, est ensuite condensée via le condenseur 7, comme source dite « froide ». Le générateur de vapeur 3 produit la vapeur pour les corps haute et basse pression 60, 61 de la turbine 6, qui est caractéristique d’un cycle de Rankine avec les modalités de fonctionnement d’un cycle électrogène de l’installation et doit pouvoir fonctionner suivant les besoins du réseau électrique. Le générateur de vapeur 3 est typiquement dimensionné pour évacuer 1,5 fois la puissance du réacteur nucléaire. On précise que les corps des turbines 60, 61 sont dimensionnés à partir du débit de pointe de vapeur produit par le générateur de vapeur 30. La pompe hydraulique 4 est conçue pour fonctionner au moins au coefficient de disponibilité Kd du réacteur nucléaire et doit pouvoir fonctionner suivant les fluctuations des besoins en électricité du réseau électrique auquel est relié électriquement l’alternateur 9 du réacteur nucléaire. Le débit de la pompe 4 doit permettre, compte tenu de la capacité calorifique du fluide caloporteur et du dimensionnement du générateur de vapeur 3, d’alimenter celui-ci en fluide caloporteur avec un débit permettant de répondre aux appels de puissance du réseau électrique. La pompe 4 a des parois métalliques résistant aux agressions chimiques du fluide caloporteur à hautes températures, typiquement au-dessus de 300°C. Plusieurs pompes peuvent être positionnées en parallèle pour répartir le débit de pompage et on peut prévoir pour des raisons de sûreté une pompe en redondance. Le circuit 10 comprend également un circuit de réchauffage de l’eau d’alimentation du générateur de vapeur 3 avant qu’elle soit injectée/détendue sous forme de vapeur dans le corps pression 60 de la turbine 6. Ce circuit de réchauffage comprend tout d’abord un réchauffeur à haute pression 64 relié en boucle fermée au corps haute pression 60, à un réservoir d’eau, dit bâche alimentaire 66, et au premier générateur de vapeur 30. Il comprend également un réchauffeur à basse pression 65 relié d’une part par au moins une branche fluidique au corps basse pression et d’autre part par au moins une branche fluidique à la bâche alimentaire 66. Dans ce circuit, une pompe 81 d’extraction du condensat provenant du condenseur 7 achemine celui-ci dans la bâche alimentaire 66 via le réchauffeur à basse pression 65. Le condensat est typiquement à une température de 40°C à une pression de l’ordre de 0,075 bars à la sortie du condenseur 7. Comme montré à la , le réchauffeur à basse pression 65 utilise comme source de chaleur la vapeur soutirée du corps à basse pression 61 de la turbine 6. Le réchauffeur à basse pression 65 réchauffe ainsi l’eau d’alimentation du générateur de vapeur 30. Lorsque l’eau d’alimentation quitte le réchauffeur à basse pression 65, elle a une température typiquement entre 80 et 100 °C. La pompe 80 permet d’amener cette eau d’alimentation depuis la bâche alimentaire 66 vers le réchauffeur à haute pression 64 pour l’amener à une température aux environs de 150°C à une pression de 40 bars dans le générateur de vapeur 30. Comme montré à la , le réchauffeur à haute pression 64 utilise comme source de chaleur la vapeur soutirée du corps à haute pression 60 de la turbine 6. On ne détaille pas à nouveau toutes les différentes relations et fonction des éléments communs entre une installation de cogénération avec production d’hydrogène selon l’invention et une installation avec un réacteur nucléaire REP selon l’état de l’art, telle qu’illustrée à la . Seuls les éléments des couplages thermiques indirects selon l’invention sont décrits. L’installation de cogénération nucléaire selon l’invention illustrée à la comprend en sus des composants usuels d’une installation avec réacteur REP usuelle, qui vient d’être décrite en relation avec la , au moins une unité d’électrolyse à haute température EHT 100 couplée thermiquement au réacteur nucléaire par un circuit de couplage par injection 200. Ce circuit de couplage par injection 200 comprend tout d’abord un échangeur de chaleur intermédiaire 202 relié en boucle fermée à un piquage de soutirage A, réalisé dans la branche fluidique 62 entre le corps haute pression 60 et le corps basse pression 61 de la turbine, et à la bâche alimentaire 66. Plus précisément, compte tenu de la température et pression de la vapeur chaude que l’on souhaite soutirer, le piquage de soutirage A est en un point de la branche 62 qui relie le corps haute pression 60 de turbine et le sécheur, non représenté du réacteur REP. Comme détaillé par la suite, ce piquage au point A est choisi au niveau de température adéquat pour apporter la chaleur latente permettant de vaporiser l'eau alimentaire de l'unité 100. Le piquage de soutirage A peut être réalisé de manière strictement identique (type de soudure, diamètre caractéristique de canalisation, etc.) à celui du soutirage alimentant le réchauffeur haute pression 64. Le piquage A est avantageusement muni d’une vanne de régulation de la pression d’admission dans l’échangeur intermédiaire 202. Cette vanne de régulation peut en outre être une vanne de régulation de la pression d’admission dans le réchauffeur à haute pression 64. On peut ainsi piloter cette vanne selon deux modes différents. Cette vanne de régulation permet d’optimiser le fonctionnement et le pilotage du cycle de couplage 200, avec une grande flexibilité. Dans la boucle fermée à partir du point de soutirage A, la branche fluidique 201 permet de canaliser et transférer la vapeur à l’échangeur 202. Après échange thermique, la branche fluidique 203 ramène l’eau liquide en un point B de la bâche alimentaire. Ce circuit comprend également un deuxième générateur de vapeur, dit générateur de vapeur de couplage 205 adapté pour produire de la vapeur d’alimentation en un point d’entrée F de l’unité d’électrolyse 100 à partir d’eau liquide déminéralisée provenant d’un point E. Ce générateur de couplage 205 est relié également en boucle fermée intermédiaire à l’échangeur de chaleur 202. Dans cette boucle fermée intermédiaire, une pompe de circulation 206 amène de l’eau liquide pressurisée via la branche fluidique 204 depuis l’échangeur 202 jusqu’au générateur de couplage 205 puis après échange thermique, ramène l’eau via la branche fluidique 207 jusqu’à l’échangeur 202. Pour améliorer encore le couplage thermique entre le réacteur REP et l’unité d’électrolyse EHT, on peut récupérer au moins une partie de la chaleur fatale, c’est-à-dire la chaleur émise par cette dernière qui n’a pas servi à la réaction d’électrolyse. Pour ce faire, l’installation comprend un circuit de couplage 300 par réinjection de chaleur dans le circuit tertiaire 10 du réacteur. Ce circuit 300 comprend tout d’abord un échangeur de chaleur intermédiaire 302 relié en boucle fermée à un premier piquage de réinjection réalisé au point C entre le réchauffeur à basse pression 65 et la bâche alimentaire 66, et à un deuxième piquage de réinjection réalisé au point D entre le condenseur 7 et le réchauffeur à basse pression 65. Dans cette boucle fermée à partir du point de soutirage D, la branche fluidique 303 amène de l’eau liquide pressurisée à l’échangeur 302 et après échange, la branche fluidique 301 permet de canaliser et transférer l’eau liquide pressurisée au point C, ce qui permet de réinjecter au moins une partie des calories excédentaires de l’unité EHT 100 vers le cycle de conversion de Rankine 10 du réacteur. Ce circuit comprend également un échangeur de chaleur intermédiaire 305, dit échangeur de couplage, relié d’une part à une branche fluidique 308 dont l’entrée au point de soutirage G est reliée à une alimentation en eau liquide provenant de l’unité EHT 100 et la sortie est reliée à au moins un circuit de refroidissement de l’unité EHT 100. Cet échangeur de couplage 305 est relié en boucle fermée intermédiaire à l’échangeur de chaleur 302, de sorte à évacuer au moins en partie le surplus de chaleur de l’unité d’électrolyse à haute température et à la réinjecter dans le circuit tertiaire du réacteur nucléaire. L’eau liquide provenant de l’unité EHT 100 est à une température au moins égale à 80°C, avantageusement comprise entre 85 et 95°C. Dans cette boucle fermée intermédiaire, une pompe de circulation 306 amène de l’eau liquide pressurisée via la branche fluidique 304 depuis l’échangeur de couplage 305 à l’échangeur 302 puis après échange thermique, ramène l’eau via la branche fluidique 307 jusqu’à l’échangeur 202. Dans l’exemple illustré, l’ensemble des branches fluidiques 201, 203, 204, 207, 208 du circuit 200 et les branches fluidiques 301, 303, 304, 307, 308 du circuit 300 chacune constituée par une conduite de section cylindrique, aux parois métalliques de préférence, est calorifugée par l’extérieur avec un isolant haute température. Le diamètre d’une conduite est calculé pour permettre d’évacuer toute la puissance thermique avec une vitesse d’écoulement limite maximale admissible du fluide caloporteur, typiquement de l’ordre de 1 à 10 m/s. Le réseau électrique relié à l’alternateur 9 vise à transporter et distribuer l’électricité aux usagers finaux en fonction de leur besoin. Il s’agit d’un réseau électrique haute tension fonctionnant suivant les appels de puissance liés aux usages de l’électricité, qui doit pouvoir accepter la puissance électrique de pointe produite par l’installation de cogénération En outre, l’alternateur 9 peut fournir les besoins en électricité de l’unité EHT 100, dont les électrolyseurs qui nécessitent du courant continu, pour mettre en œuvre une électrolyse à haute température. Les inventeurs ont réalisé un dimensionnement de l’ensemble des composants de l’installation de cogénération, avec la caractérisation de chaque point des circuits 200, 300 en température et en pression. Ce dimensionnement est établi à partir d’un logiciel, utilisé sous la dénomination CYCLOP, qualifié par la déposante pour le dimensionnement en régime permanent de cycle de conversion thermodynamique. Le logiciel CYCLOP permet en substance de modéliser un cycle de conversion d'énergie, constitué de différentes boucles reliées par des échanges thermiques, mécaniques ou électriques. Chaque boucle est constituée de composants (échangeurs, pompes, turbines, etc...) reliés les uns aux autres par une circulation de fluide. Le fonctionnement de ce logiciel permet de calculer chaque point thermodynamique du cycle complet et d'en déduire la production d'énergie utile et donc son rendement. Chaque composant est caractérisé par des grandeurs macroscopiques choisies, mais il est possible de relier cet outil à des modules de prédimensionnement plus fins qui permettent d'obtenir des caractéristiques plus fines d'un cycle donné. Le logiciel permet également d'optimiser le rendement d'un cycle en fonction de ses paramètres libres (rapport de pression des turbines, pressions et débits de soutirages, etc...), à l'aide d'algorithmes d'optimisation déterministes ou génétiques. L’utilisation de ce logiciel et sa pertinence sont par exemple décrites dans [6] ou [7].Le dimensionnement peut également être réalisé à partir d’un autre logiciel du commerce notamment celui sous la dénomination THERMOFLEX®. Pour le circuit de couplage par injection de chaleur 200, un débit d’environ 300 kg/s a été considéré avec un couplage thermique d’un réacteur REP produisant environ 540 MWth et 180 MWe et en considérant une production d’hydrogène par l’unité 100 d’une puissance électrique équivalente. D’un point de vue pratique, en supposant une vitesse d’écoulement de 1,5 m/s dans les branches fluidiques 204, 207, 208, leur diamètre de canalisation peut être d’environ 500 mm avec une perte de charge résultante de l’ordre de 45 Pa/m en ne considérant que les pertes de charge régulières. Pour un diamètre de 300 mm, une vitesse de 4,25 m/s serait atteinte avec une perte de charge de 850 Pa/m également en ne considérant que les pertes de charge régulières. On peut aussi envisager un nombre de trois branches fluidiques 204, 207, 208 de 300 mm en parallèle fluidique, conduisant à une perte de charge de 45 Pa/m. Pour le circuit de couplage par réinjection de chaleur 300, un débit d’environ 100 kg/s a été considéré avec un couplage thermique d’un réacteur REP produisant environ 540 MWth et 180 MWe et en considérant une production d’hydrogène par l’unité 100 d’une puissance électrique équivalente. D’un point de vue pratique, en supposant une vitesse d’écoulement de 1,5 m/s dans les branches fluidiques, 304, 307, 308, leur diamètre de canalisation peut être d’environ 300 mm avec une perte de charge résultante de l’ordre de 45 Pa/m en ne considérant que les pertes de charge régulières. Le tableau 1 suivant donne différentes valeurs de température et de pression de l’eau aux différents points A à E précités ainsi que dans les différentes branches fluidiques concernées des circuits 200 et 300, qui ont été obtenus à l’aide du logiciel CYCLOP. Point/branche fluidique Température (°C) Pression (bar) Point de soutirage de vapeur A 167 7,4 Point d’injection d’eau liquide B 165 7,0 Point d’injection d’eau liquide C 85 7,0 Point de soutirage d’eau liquide D 33 7,4 Point de soutirage d’eau liquide déminéralisée E 25 2,1 Point d’injection de vapeur F 115 1,7 Point de prélèvement d’eau liquide G 90 40 Point de réinjection d’eau liquide H 40 39,6 Branche fluidique 204 d’eau liquide pressurisée 150°C 50 Branche fluidique 207 d’eau liquide pressurisée 122°C 49,6 Branche fluidique 304 d’eau liquide pressurisée 87°C 1,4 Branche fluidique 307 d’eau liquide pressurisée 36°C 1,8 L’invention n’est pas limitée aux exemples qui viennent d’être décrits ; on peut notamment combiner entre elles des caractéristiques des exemples illustrés au sein de variantes non illustrées. D’autres variantes et modes de réalisation peuvent être envisagés sans pour autant sortir du cadre de l’invention. Dans l’exemple illustré, le réacteur nucléaire est dédié 100% à la production d’hydrogène. On peut faire fonctionner l’installation selon d’autres choix avec des productions partielles en régime nominal, par exemple une puissance de réacteur dédiée à 50% pour produire de l’hydrogène et à 50% pour vendre de l’électricité au réseau ou en régime variable, par exemple une puissance de réacteur permettant de vendre l’électricité du réacteur lorsque le prix du marché est élevé et produire de l’hydrogène lorsque le prix est plus faible. L’installation de cogénération nucléaire qui vient d’être décrite en relation avec un réacteur nucléaire à eau pressurisée peut tout-à-fait être mise en œuvre avec tous les réacteurs nucléaires à cycle thermodynamique indirect, pour lesquels le cycle de production de chaleur est séparé physiquement du cycle de conversion de l’énergie, comme un réacteur à eau bouillante, ou un réacteur nucléaire de 4ème Génération. Ainsi, si l’exemple détaillé concerne un réacteur à eau pressurisée classique, on peut envisager une installation de cogénération avec un réacteur de grande taille ou de plus petite taille (SMR). Si l’exemple détaillé concerne un réacteur à eau pressurisée, l’invention peut tout aussi bien être appliqué à un réacteur à eau bouillante, le circuit primaire 1 comprenant le générateur de vapeur 3 en tant que premier échangeur de chaleur intermédiaire étant alors constitué par la cuve de réacteur à eau bouillante depuis laquelle la vapeur générée est directement envoyée dans le corps de turbine haute pression 60, l’eau provenant de l’échangeur 64 étant alors injectée en tant qu’eau d’alimentation de la cuve de réacteur. Liste des références citées [1]: “ Améliorer l’efficacité énergétique en utilisant la cogénération dans la production d’électricité ” Jean-Marie Loiseaux, Henri Safa, Bernard Tamain, Réseau Sauvons le Climat. [2]: Fujiwara et al. “ Hydrogen production by high temperature electrolysis with nuclear reactor ”, Progress in Nuclear Energy 50 (2008). [3]: Richard D. Boardman et al. “ Developing a low-cost renewable supply of hydrogen with high-temperature electrochemistry ”, MRS Bulletin, volume 47, march 2022, mrs.org/bulletin. [4]: Austin Glover et al. “ Assessment of hydrogen plant risks for sitting near nuclear power plants ”, PSAM 16, June 26-july 1, 2022. [5]: “ Dynamic performance analysis of a high-temperature steam electrolysis plant integrated within nuclear-renewable hybrid energy systems ”. Applied Energy Volume 228, 15 October 2018, Pages 2090-2110. https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2018.07.060. [6]: H.D. Nguyen, N. Alpy, D. Haubensack. “Insight on electrical and thermal powers mix with a Gen2 PWR: Rankine cycle performances under low to high temperature grade cogeneration.” Energy, Elsevier, 2020, 202, pp.117518. ff10.1016/j.energy.2020.117518ff. ffcea-02569231f. [7]: D. Haubensack et al., “ The COPERNIC/CYCLOP computer tool: pre-conceptual design of generation 4 nuclear systems, HTR-2004 ”, 2nd International Topic Conference for the HTGR, September 22-24, 2004, Beijing, China, 2004. Installation de cogénération électronucléaire, destinée à produire de l’électricité et le cas échéant de la chaleur, et de l’hydrogène, comprenant : - au moins un réacteur nucléaire, notamment à eau pressurisée (REP) ou à eau bouillante (REB), comprenant : un premier circuit fluidique, dit circuit primaire (1), comprenant au moins un premier générateur de vapeur (3) en tant que premier échangeur de chaleur intermédiaire; un deuxième circuit fluidique, dit circuit secondaire (10) comprenant : au moins une turbine (6, 60) comprenant un corps haute pression (60) relié au premier générateur de vapeur et un corps basse pression (61) relié au corps haute pression par au moins une branche fluidique (62), un réchauffeur à haute pression (64) relié en boucle fermée au corps haute pression (60), à un réservoir d’eau, dit bâche alimentaire (66), et au premier générateur de vapeur (30), un réchauffeur à basse pression (65) reliée d’une part par au moins une branche fluidique au corps basse pression (61) et d’autre part par au moins une branche fluidique à la bâche alimentaire, un condenseur (7) relié d’une part au corps basse pression et d’autre part en boucle fermée au réchauffeur à basse pression; un alternateur (9) couplé mécaniquement à la turbine, destiné à être raccordé à un réseau électrique; - au moins une unité d’électrolyse à haute température EHT (100) couplée thermiquement au réacteur nucléaire par un troisième circuit fluidique, dit circuit de couplage par injection, comprenant : un deuxième échangeur de chaleur intermédiaire relié en boucle fermée à un piquage de soutirage, réalisé dans la branche fluidique entre le corps haute pression et le corps basse pression de la turbine, et à la bâche alimentaire, un deuxième générateur de vapeur, dit générateur de vapeur de couplage en tant que troisième échangeur de chaleur, relié d’une part en boucle fermée au deuxième échangeur de chaleur, et d’autre part à une branche fluidique (208) dont l’entrée est reliée à une alimentation en eau liquide, distincte des circuits primaire et secondaire du réacteur nucléaire et la sortie est reliée à l’entrée de l’unité d’électrolyse à haute température de sorte à y injecter la vapeur d’eau produite par le générateur de vapeur de couplage. Installation de cogénération selon la revendication 1, le réacteur nucléaire étant un réacteur REP comprenant un sécheur de vapeur, agencé sur la branche fluidique (62) reliant le corps haute pression et le corps pression de la turbine, le piquage de soutirage (A) étant réalisé en un point de la branche (62) entre le corps haute pression (60) et le sécheur de vapeur. Installation de cogénération selon l’une des revendications 1 ou 2, le circuit de couplage par injection étant adapté pour prélever la vapeur dans le piquage de soutirage à une température au plus égale à 200°C, avantageusement comprise entre 150 et 180°C de sorte que le générateur de vapeur de couplage transforme en vapeur l’eau liquide qui l’alimente à une température au plus égale à 40°C, avantageusement comprise entre 10 et 35°C. Installation de cogénération selon l’une des revendications précédentes, le fluide caloporteur de la boucle fermée reliant le générateur de vapeur de couplage au deuxième échangeur de chaleur étant de l’eau pressurisée. Installation de cogénération selon l’une des revendications précédentes, l’unité de production d’électrolyse à haute température EHT (100) étant en outre couplée thermiquement au réacteur nucléaire par un quatrième circuit fluidique, dit circuit de couplage par réinjection, comprenant : un quatrième échangeur de chaleur intermédiaire relié en boucle fermée à un premier piquage de réinjection réalisé entre le réchauffeur à basse pression et la bâche alimentaire, et à un deuxième piquage de réinjection réalisé entre le condenseur et le réchauffeur à basse pression, un cinquième échangeur de chaleur intermédiaire, dit échangeur de couplage, relié d’une part à une branche fluidique (308) dont l’entrée est reliée à une alimentation en eau liquide provenant de l’unité d’électrolyse à haute température et la sortie est reliée à au moins un circuit de refroidissement de l’unité d’électrolyse à haute température et d’autre part en boucle fermée au quatrième échangeur de chaleur, de sorte à évacuer au moins en partie le surplus de chaleur de l’unité d’électrolyse à haute température et à la réinjecter dans le circuit secondaire du réacteur nucléaire. Installation de cogénération selon la revendication 5, le circuit de couplage par réinjection étant adapté pour prélever l’eau liquide provenant de l’unité d’électrolyse à haute température à une température au moins égale à 80°C, avantageusement comprise entre 85 et 95°C. Installation de cogénération selon l’une des revendications 5 ou 6, le fluide caloporteur de la boucle fermée reliant l’échangeur de couplage au quatrième échangeur de chaleur étant de l’eau pressurisée. Installation de cogénération selon l’une des revendications précédentes, l’alternateur étant adapté pour fournir au moins une partie de son électricité à l’unité d’électrolyse à haute température (100). Installation de cogénération selon l’une des revendications précédentes, le piquage de soutirage étant muni d’une vanne de régulation de la pression d’admission dans le troisième échangeur intermédiaire. Installation de cogénération selon la revendication 9, la vanne de régulation étant en outre une vanne de régulation de la pression d’admission dans le réchauffeur à haute pression. Installation de cogénération selon l’une des revendications précédentes, le deuxième échangeur de chaleur intermédiaire étant de structure identique à celle du réchauffeur à haute pression.