FR 3163764 A1 20251226 FR 2406736 A 20240621 Installation de génération d’électricité comprenant une centrale thermique, notamment nucléaire, avec un système de conversion d’énergie thermique en énergie électrique (SCE), et au moins une unité de production chimique exothermique dont au moins une partie de la chaleur fatale à haute température et/ou à basse température est réinjectée dans le système SCE de l’installation. L’invention consiste essentiellement à réaliser au moins une boucle fermée à échangeur de chaleur pour réaliser un couplage thermique indirect par retour de la chaleur fatale au moins à haute température et/ou à basse température, vers une centrale thermique (1) avec son système de conversion de chaleur en électricité (10), d’une unité de production (500) d’au moins un carburant de synthèse dont l’hydrogène nécessaire est fournie par une unité de production d’hydrogène (300) par électrolyse elle-même couplée thermiquement avec la centrale thermique. Figure pour l’abrégé : Fig.1 Installation de génération d’électricité comprenant une centrale thermique, notamment nucléaire, avec un système de conversion d’énergie thermique en énergie électrique (SCE), et au moins une unité de production chimique exothermique dont au moins une partie de la chaleur fatale à haute température et/ou à basse température est réinjectée dans le système SCE de l’installation. La présente invention concerne le domaine des installations de génération d’électricité à partir d’ une centrale thermique. Par « centrale thermique », on entend ici et dans le cadre de l’invention, toute centrale générant de la chaleur pour de la production d’électricité et qui fonctionne à partir d'une source de chaleur selon le principe des machines thermiques et qui comprend un système de conversion de l’énergie thermique issue de la source de chaleur en électricité (SCE). Une centrale thermique conforme à l’invention peut être : une centrale nucléaire comprenant une turbine à vapeur ; une centrale à combustion, dite « à flamme », comprenant une chaudière (charbon, fioul, gaz ou biomasse) et une turbine à vapeur ou comprenant un moteur à combustion interne (fioul, gaz, etc.) et une turbine à gaz, un moteur diesel ou à cycle combiné rassemblant turbine à gaz et turbine à vapeur ; une centrale récupérant de la chaleur préexistante (solaire thermodynamique, géothermique de vapeur, …) comprenant une turbine à vapeur, une centrale à au moins un réservoir de sel chauffé par une résistance électrique, comprenant une turbine à vapeur ; une centrale à toute autre source de chaleur décarbonée dont les caractéristiques, notamment la température permettent une conversion en électricité. Une centrale nucléaire qui convient dans le cadre de l’invention peut être à un ou plusieurs réacteurs nucléaires à eau légère (REL), notamment à eau pressurisée (REP) avec des températures en entrée du cycle de conversion d’environ 300 °C, ou à eau bouillante (REB) ou à un ou plusieurs réacteurs de quatrième génération (GEN IV), notamment en tant que petits réacteurs modulaires (SMR) ou des réacteurs nucléaires avancés (acronyme anglo-saxon AMR pour « Advanced Nuclear Reactors »), avec des températures en entrée de cycle de conversion supérieures à 500 °C. Il peut s’agir de réacteurs nucléaires à neutrons rapides refroidis avec du métal liquide, notamment du sodium liquide dit RNR-Na ou SFR (acronyme anglais de « Sodium Fast Reactor ») et qui fait partie de la famille des réacteurs de GEN IV. L’installation selon l’invention peut être une installation de cogénération, soit la production simultanée ou non d'électricité et de chaleur. Une production d’hydrogène dans le cadre de l’invention peut être 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 »), ou par une électrolyse alcaline ou par une électrolyse à membrane échangeuse de protons (PEM pour « Proton - Exchange Membrane ») ou par une électrolyse à membrane d'échange d'anions (AEM pour « Anion-Exchange Membrane »). Une production d’au moins un carburant de synthèse, par réaction chimique exothermique peut être réalisée par un procédé de réaction du gaz à l'eau inverse (RWGS pour « R everse Water Gas Shift ») et/ou un procédé Fischer-Tropsch (FT) et le cas échéant par un procédé de reformage pour produire un carburant de synthèse, tel que le kérosène, le méthane, ou produire du méthanol, de l’ammoniac… Un reformage permet le recyclage des coupes incluant les chaînes de carbone inférieure à C 5 pour maximiser la production de la coupe d’intérêt. Le kérosène comprenant les chaines carbonées C 8 -C 16 est typiquement obtenu après une distillation à pression atmosphérique. Bien que décrite en référence à une centrale à réacteur nucléaire à eau pressurisée, l’invention s’applique à toute autre centrale thermique comme mentionnée précédemment comprenant un cycle de conversion d’énergie thermique en électricité (CSE), notamment un cycle de Rankine. 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. 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: [1], [2]. 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. La demanderesse a proposé dans la demande de brevet déposée le 21 décembre 2022 sous le numéro FR2214108 et intitulée « 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 », un couplage thermique optimal indirect, c’est-à-dire sans aucun transfert de masse, 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. Dans cette demande, il est également prévu un circuit de couplage par réinjection de chaleur dans le circuit tertiaire du réacteur qui permet de récupérer au moins une partie de la chaleur fatale, c’est-à-dire la chaleur de la récupération du système de refroidissement des gaz de sorti d’électrolyse et qui n’a pas servi à celle-ci. La chaleur fatale réinjectée peut être considérée comme étant dans une gamme à basse température, car typiquement comprise entre 80°C et 150°C. Les inventeurs se sont intéressées à la possibilité d’une réalisation d’une installation énergétique intégrée avec un réacteur nucléaire et une chaîne de production de carburants de synthèse, notamment du kérosène. Les carburants de synthèse peuvent être obtenus grâce à des procédés thermochimiques, par différentes voies de conversion, à partir de vecteurs énergétiques chaleur et d’électricité et des matières premières que sont l’eau et le CO 2 . US20130281553A1 décrit la production de carburants synthétiques couplée avec un réacteur nucléaire dédié dans laquelle du dioxyde de carbone et de l’hydrogène sont combinés pour produire du gaz synthétique, lui-même converti en produit d’intérêt. L’hydrogène et le dioxyde de carbone sont obtenus par des procédés d’électrolyse et de captage de carbone respectivement. Les carburants peuvent être obtenus notamment par le procédé de Fischer Tropsch, Le couplage décrit permet de démontrer les avantages d’intégrer une usine de production chimique avec un réacteur nucléaire pour d’une part fournir l’énergie électrique et l’énergie thermique nécessaires aux différents procédés. Par ailleurs, cette demande de brevet évoque la possibilité d’exploiter la solution d’absorbant utilisée pour le captage du dioxyde de carbone afin de refroidir le réacteur nucléaire. D’autres publications mentionnent de manière plus précise le couplage entre un réacteur nucléaire et un procédé de production de carburants synthétiques. La publication [3] divulgue ainsi la possibilité d’utiliser la vapeur générée par un réacteur nucléaire à eau légère (REL) dans une unité d’électrolyse et dans des unités de post-traitement comme la distillation et l’hydrotraitement. La publication [4] évoque aussi la fourniture par un réacteur nucléaire de la vapeur et de l’électricité nécessaires à une unité d’électrolyse à haute température ainsi que de l’électricité nécessaire aux différentes unités d’un système de production de carburants de synthèse. Toutes ces solutions de couplage entre un réacteur nucléaire, une unité d’électrolyse à haute température dont l’électricité nécessaire est fournie par le réacteur nucléaire et au moins une unité de production de carburants de synthèse à partir de l’hydrogène produit par l’unité d’électrolyse ne sont pas optimales, en termes de rendement énergétique. Il existe donc un besoin pour améliorer les installations de génération d’électricité par réacteur(s) nucléaire(s) et de production simultanée ou non d’un carburant de synthèse à partir de la chaleur fournie par le(s) réacteur(s) nucléaire(s) et de l’hydrogène fournie par une unité d’électrolyse de l’installation, en améliorant leur rendement énergétique.. Plus généralement, il existe un besoin d’améliorer le rendement énergétique d’une installation comprenant une centrale thermique, un système de conversion d’énergie thermique en énergie électrique (SCE), au moins une unité d’électrolyse dont l’électricité nécessaire est fournie par le système SCE et au moins une unité de production chimique d’au moins un carburant de synthèse dont la chaleur nécessaire est fournie par la centrale thermique et l’hydrogène nécessaire est fournie par l’unité d’électrolyse. Le but de l’invention est de répondre au moins partiellement à ce(s) besoin(s). Pour ce faire, l’invention concerne, sous l’un de ses aspects, une installation de génération d’électricité, destinée à produire de l’électricité et le cas échéant de la chaleur, comprenant : - une centrale thermique, avec un système de conversion d’énergie thermique en énergie électrique (SCE) ; - au moins une unité d’électrolyse, reliée électriquement au système SCE et susceptible d’être couplée thermiquement à la centrale thermique par un circuit fluidique, de sorte à être alimentée par respectivement l’électricité et la chaleur nécessaires à la réaction d’électrolyse; - au moins une unité de production d’au moins un carburant de synthèse ou un composé chimique organique, adaptée pour mettre en œuvre au moins une réaction exothermique de synthèse; l’unité de production étant reliée à l’unité d’électrolyse par un circuit fluidique et de sorte à être alimentée par l’hydrogène; - au moins un circuit fluidique, dit circuit de couplage par réinjection à haute température et/ou à basse température, pour coupler thermiquement la sortie de l’unité de production à au moins une partie du système SCE de sorte à réinjecter au moins une partie de la chaleur fatale dite à haute température et/ou à basse température produite par la réaction exothermique de synthèse dans le système SCE. Le fluide caloporteur du circuit de couplage par réinjection à haute température est de préférence à une température au moins égale à 150°C, avantageusement comprise entre 200 et 300°C, avantageusement comprise entre 215 et 275°C. Le fluide caloporteur du circuit de couplage par réinjection à basse température est de préférence à une température au moins égale à 80°C, avantageusement comprise entre 80 et 150°C, avantageusement comprise entre 80 et 100°C. Selon un mode de réalisation avantageux, le système SCE met en œuvre un cycle de Rankine comprenant: au moins un générateur de vapeur, au moins une turbine comprenant un corps haute pression relié au 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 au corps haute pression, à un réservoir d’eau, dit bâche alimentaire, et au générateur de vapeur, un réchauffeur à basse pression reliée d’une part par au moins une branche fluidique au corps basse pression et d’autre part par au moins une branche fluidique à la bâche alimentaire, un condenseur, relié d’une part au corps basse pression et d’autre part au réchauffeur à basse pression; le circuit de couplage par réinjection à haute température comprend : un échangeur de chaleur relié d’une part en boucle fermée à la sortie de l’unité de production d’au moins un carburant de synthèse et d’autre part en entrée au corps haute pression et en sortie au corps basse pression, et/ou un échangeur de chaleur relié d’une part en boucle fermée à la sortie de l’unité de production d’au moins un carburant de synthèse et d’autre part en entrée en amont du réchauffeur à haute pression et en sortie au générateur de vapeur, et/ou un échangeur de chaleur relié d’une part en boucle fermée à la sortie de l’unité de production d’au moins un carburant de synthèse et d’autre part en entrée au corps haute pression et en sortie au réchauffeur à haute pression, et/ou un échangeur de chaleur relié d’une part en boucle fermée à la sortie de l’unité de production d’au moins un carburant de synthèse et d’autre part en entrée au corps basse pression et en sortie au réchauffeur à basse pression, et/ou un échangeur de chaleur relié d’une part en boucle fermée à la sortie du refroidisseur et d’autre part en entrée entre le condenseur et le réchauffeur à basse pression et en sortie entre le réchauffeur à basse pression et la bâche alimentaire. Selon un autre mode de réalisation, l’installation comprend en outre au moins une unité de captage direct du dioxyde de carbone (DAC), reliée à l’unité de production d’au moins un carburant de synthèse par un circuit fluidique et couplée thermiquement à la centrale thermique par un circuit fluidique de sorte à respectivement alimenter en CO 2 nécessaire à la réaction exothermique de synthèse l’unité de production et être alimentée en chaleur nécessaire au captage direct de CO 2 . Selon un autre mode de réalisation, l’installation comprend en outre, à la sortie du refroidisseur un préchauffeur à basse température de l’unité d’électrolyse et le cas échéant, un préchauffeur à basse température de l’unité de captage direct du dioxyde de carbone (DAC), Avantageusement, l’unité de production de carburant de synthèse est adaptée pour mettre en œuvre un procédé de réaction du gaz à l'eau inverse (RWGS pour « Reverse Water Gas Shift») et/ou un procédé Fischer-Tropsch (FT) et le cas échéant un procédé de reformage. Avantageusement encore, le système SCE met en œuvre un cycle de Rankine comprenant un alternateur adapté pour fournir au moins une partie de son électricité à l’unité d’électrolyse et le cas échéant à l’unité de captage direct du dioxyde de carbone (DAC). L’unité d’électrolyse est de préférence une électrolyse à haute température. L’invention consiste essentiellement à réaliser au moins une boucle fermée à échangeur de chaleur pour réaliser un couplage thermique indirect par retour de la chaleur fatale au moins à haute température et/ou à basse température, vers une centrale thermique avec son système de conversion de chaleur en électricité, d’une unité de production d’au moins un carburant de synthèse dont l’hydrogène nécessaire est fournie par une unité de production d’hydrogène par électrolyse elle-même couplée thermiquement avec la centrale thermique. 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 de la centrale thermique et l’unité de production d’au moins un carburant de synthèse, et donc que le transfert de chaleur s’effectue au travers d’échangeurs de chaleur. Autrement dit, selon l’invention, les rejets thermiques à haute température et/ou à basse température de l’unité de production d’au moins un carburant de synthèse sont au moins en partie réinjectés dans le système SCE de la centrale thermique. Au final, le couplage thermique indirect avec réinjection de la chaleur fatale de l’unité de production d’au moins un carburant de synthèse présente de nombre d’avantages parmi lesquels on peut citer: un rendement énergétique global de l’installation de cogénération d’électricité, le cas échéant de chaleur et de carburant de synthèse à partir d’hydrogène produit par électrolyse haute température supérieur ou au moins égal aux solutions existantes, une sûreté de centrale thermique, notamment d’un réacteur nucléaire non modifiée, l’absence de risque pour l’installation globale, des conditions d’exploitation du réacteur nucléaire, de l’unité de production d’hydrogène et de l’unité de production de carburant de synthèse qui peuvent rester les mêmes et indépendantes l’une de l’autre ; la possibilité d’une production de carburants de synthèse ou électro-carburants, dits « e-fuels », indépendante d’un réseau électrique. 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. FIG. 1 la FIG. 1 est une vue schématique d’une installation de cogénération selon l’invention d’un réacteur à eau pressurisée (REP) couplé thermiquement avec une unité d’électrolyse à haute température et une unité de production de carburant de synthèse dont la chaleur fatale est réinjectée dans le système de conversion (SCE) de la centrale nucléaire, la FIG. 1 montrant les couplages thermiques du côté du système SCE. FIG. 2 la FIG. 2 est une vue schématique illustrant les unités d’électrolyse EHT, de captage direct de CO 2 et de production de carburant de synthèse de l’installation selon la FIG. 1 , la FIG. 1 montrant les couplages thermiques du côté des unités. FIG. 3 la FIG. 3 illustre deux configurations d’installation nucléaire selon l’état de l’art et deux configurations d’une installation nucléaire selon l’invention, telle qu’illustrée aux figures 1 et 2. FIG. 4 la FIG. 4 montre sous forme de diagramme à barres, les rendements énergétiques des différentes configurations de la FIG. 3 , calculés à partir d’un réacteur nucléaire de puissance égale à 100 MW. Description détaillée Dans l’ensemble de la présente demande, les termes « entrée », « sortie », « amont », « aval » sont à comprendre par référence au sens de circulation d’un fluide caloporteur au sein d’un des circuits fluidiques, symbolisé par une flèche, d’une installation selon l’invention. Les points A à P des différentes lignes fluidiques concernés de la FIG. 1 sont symbolisés par des cercles. On a représenté en figures 1 à 2 une installation nucléaire à réacteur REP selon l’invention. 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 150 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 secondaire 10 est un système de conversion d’énergie thermique en énergie électrique (SCE) qui 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 liquide 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 à 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 d’un 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 au moins 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 haute pression 60 de la turbine 6. Ce circuit de réchauffage comprend tout d’abord un réchauffeur à haute pression 64 relié 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 au condenseur 7. 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 FIG. 1 , 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. Un sécheur de vapeur 67 est agencé entre les corps à haute pression 60 et corps à basse pression 61 de la turbine 6 et est relié à la bâche alimentaire. Le réchauffeur à haute pression 64 utilise comme source de chaleur la vapeur soutirée du corps à haute pression 60 de la turbine 6. L’installation selon l’invention comprend en outre, 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 67. 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 C de l’unité d’électrolyse 100 à partir d’eau liquide déminéralisée provenant d’un point D. Ce générateur de couplage 205 est relié également en boucle fermée intermédiaire à l’échangeur de chaleur 202. Dans cette boucle fermée intermédiaire 207, 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. L’installation selon l’invention comprend en outre, au moins une unité 300 de captage directe dans l’air (DAC pour «Direct Air capture), couplée thermiquement au réacteur nucléaire par un circuit de couplage par injection 400. Ce circuit 400 comprend tout d’abord un échangeur de chaleur intermédiaire 402 relié en boucle fermée à un premier piquage d’injection réalisé au point E au niveau du corps de la turbine à basse pression 61, et à un deuxième piquage de réinjection réalisé au point F entre la sortie du corps de la turbine à basse pression 61 et le condenseur 7. Dans cette boucle fermée à partir du point de soutirage E, la branche fluidique 401 amène un mélange d’eau et de vapeur à l’échangeur 402 et après échange, la branche fluidique 403 permet de canaliser et transférer l’eau liquide pressurisée au point F. Ce circuit comprend également un échangeur de chaleur intermédiaire 405, dit échangeur de couplage, relié à une branche fluidique 408 dont l’entrée au point de soutirage G est reliée à une alimentation en CO 2 désorbé provenant de l’unité 300 (DAC) et la sortie est reliée à au moins une alimentation en CO 2 absorbé provenant de l’unité 300 (DAC). Cet échangeur de couplage 405 est relié en boucle fermée intermédiaire à l’échangeur de chaleur 402, de sorte à injecter la chaleur nécessaire au fonctionnement de l’unité 300 (DAC). Dans cette boucle fermée intermédiaire, une pompe de circulation 406 amène un fluide caloporteur depuis l’échangeur de couplage 402 via une branche fluidique 404 à l’échangeur 405 puis après échange thermique, ramène le fluide caloporteur par une branche fluidique 407 jusqu’à l’échangeur 402. L’installation comprend en outre une unité de production d’un carburant de synthèse 500 qui peut mettre en œuvre un procédé de réaction du gaz à l'eau inverse (RWGS pour « Reverse Water Gas Shift ») et/ou un procédé Fischer-Tropsch (FT) et le cas échéant un procédé de reformage. Ce dernier permet le recyclage des coupes incluant les chaînes carbonées inférieures à C 5 pour maximiser la production de la coupe d’intérêt. La coupe d’intérêt est le kérosène, comprenant les chaines C 8 -C 16 et typiquement obtenue après une distillation à pression atmosphérique. Comme illustré à la FIG. 2 , l’unité de production 500 est alimentée directement avec de l’hydrogène produit par l’unité d’électrolyse à haute température 100 et avec le dioxyde de carbone CO 2 capté par l’unité DAC 300. Le carburant de synthèse en sortie de l’unité de production 500 subit deux refroidissements consécutifs (Refroidissement 1, Refroidissement 2) et le cas échéant un troisième refroidissement avant d’être évacué. Dans l’installation selon l’invention, la chaleur fatale générée par l’unité de production 500 est réinjectée dans le cycle de Rankine 10. Un premier circuit de couplage de réinjection 600 de la chaleur fatale à basse température, typiquement dans une gamme de 80°C à 150°C comprend tout d’abord un échangeur de chaleur de couplage 602 relié en boucle fermée par une branche fluidique 601 à un premier piquage de prélèvement réalisé au point I entre le condenseur 7 et le réchauffeur à basse pression 65, de préférence en aval de la pompe basse pression 81, et par une branche fluidique 603 à un deuxième piquage de réinjection réalisé au point J à la sortie du réchauffeur à basse pression 65, en amont de la bâche alimentaire 66. Dans cette boucle fermée, l’eau liquide pressurisée est amenée à l’échangeur 602 et après échange, la branche fluidique 603 permet de canaliser et transférer l’eau liquide réchauffée pressurisée au point J. L’échangeur de couplage 602 est également reliée à une boucle fermée 604. Dans cette boucle fermée 604, l’eau liquide pressurisée est réchauffée par le Refroidissement 2 à la sortie de l’échangeur 602 au point L et alimente en retour celui-ci au point K avec l’eau réchauffée qui a donc récupéré la chaleur fatale à basse température de l’unité de production 500. Également, comme montré à la FIG. 2 , l’eau liquide réchauffée au Refroidissement 2 peut servir comme liquide de préchauffe de l’eau et du dioxyde de carbone alimentant l’unité d’électrolyse EHT 100. Un deuxième circuit de couplage de réinjection 700 de la chaleur fatale à haute température, typiquement dans une gamme de 200°C à 350°C comprend tout d’abord un échangeur de chaleur de couplage 702 directement relié à une branche fluidique 701 entre le sécheur 67 et le corps de la turbine basse pression 61. Dans cette branche fluidique 701, l’eau liquide pressurisée au point M est amenée depuis le sécheur 67 à l’échangeur 702 et après échange, l’eau liquide réchauffée au point N est canalisée et transférée au corps de turbine à basse pression 61. L’échangeur de couplage 702 est également reliée à une boucle fermée 703. Dans cette boucle fermée 703, un fluide caloporteur qui a récupéré la chaleur fatale à haute température en sortie de l’unité de production 500 alimente l’échangeur 702 au point O et alimente en retour l’unité de production depuis le point P. Le deuxième circuit de couplage de réinjection 700 peut comprendre un autre échangeur de chaleur de couplage 704 relié en boucle fermée par une branche fluidique 705 à un premier piquage de prélèvement réalisé au point M’ à l’entrée du réchauffeur à haute pression, et par une branche fluidique 706 à un deuxième piquage de réinjection réalisé au point N’ à l’entrée du générateur de vapeur 3. Dans cette boucle fermée, la vapeur pressurisée est amenée à l’échangeur 704 et après échange, la branche fluidique 706 permet de canaliser et transférer cette vapeur réchauffée pressurisée au point N’. L’échangeur de couplage 704 est également reliée à la boucle fermée 703 ou une boucle fermée en série ou parallèle fluidique. Dans cette boucle fermée, un fluide caloporteur qui a récupéré la chaleur fatale à haute température en sortie de l’unité de production 500 alimente l’échangeur 704 au point O’ et alimente en retour l’unité de production depuis le point P’. Le point O et le point O’ peuvent être les mêmes et les points P et P’ peuvent être les mêmes. Dans l’exemple illustré, les échangeurs 702 et 704 sont en parallèle fluidique. Dans l’exemple illustré, l’ensemble des branches fluidiques des circuits est 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 adapté aux besoins de tension des systèmes et 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. 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, de l’unité DAC 300 et de l’ensemble des besoins électriques des autre systèmes. 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, 400, 600, 700 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 [5] ou [6]. Le dimensionnement peut également être réalisé à partir d’un autre logiciel du commerce notamment celui sous la dénomination THERMOFLEX®. Le rendement énergétique de l’installation est calculé pour une réacteur nucléaire de 100 MW, il correspond au pouvoir calorifique inférieur d’une coupe liquide (C5+) d’une unité de production 500 divisé par la puissance de cœur du réacteur nucléaire. Le tableau 1 suivant donne différentes valeurs de température et de pression de l’eau aux différents points A à P précités ainsi que dans les différentes branches fluidiques concernées des circuits 200, 400, 600, 700 ont été obtenus à l’aide du logiciel CYCLOP. Point/branche fluidique Température (°C) Pression (bar) Point de soutirage de mélange vapeur/liquide A 147-179 6,0-7,4 Point d’injection d’eau liquide saturée B 145-177 5,7-6,9 Point de soutirage mélange vapeur/liquide C 95-117 1,5-1,9 Point d’injection d’eau vaporisée D 104-128 1,5-1,9 Point de prélèvement mélange vapeur/liquide E 99-124 1,3-1,5 Point de retour du prélèvement d’eau liquide F 91-111 0,9-1,1 Point de soutirage CO2 absorbé G 81-99 - Point d’injection CO2 désorbé H 81-99 - Point de prélèvement d’eau liquide I 30-36 6,0-7,4 Point de retour d’eau liquide J 65-79 5,7-6,9 Point de réinjection d’eau liquide K 81-99 54-66 Point de retour d’eau liquide L 36-44 54-66 Point d’entrée de vapeur M 145-177 5,7-6,9 Point de sortie de vapeur N 211-257 5,3-6,5 Point de réinjection de fluide caloporteur O 215-263 2,7-3,3 Point de retour de fluide caloporteur P 198-242 2,7-3,3 Les inventeurs ont calculé le rendement énergétique d’une configuration de l’installation selon l’invention comparativement à trois configurations d’installations selon l’état de l’art. La configuration N°1 selon l’état de l’art correspond à une installation avec alimentation purement électrogène à partir du réacteur nucléaire sans optimisation énergétique ni aucune récupération de chaleur fatale. La configuration N°2 selon l’état de l’art correspond à une alimentation électrogène à partir du réacteur nucléaire sans récupération de chaleur fatale mais avec un apport de chaleur avec une température inférieure à 300°C sans coût énergétique. La configuration N°2 selon l’état de l’art correspond à une installation avec alimentation électrogène à partir du réacteur nucléaire sans récupération de chaleur fatale mais avec un apport de chaleur avec une température inférieure à 300°C sans coût énergétique. La configuration N°3 selon l’invention correspond à un retour de chaleur au cycle de Rankine couplé au réacteur nucléaire, à une température d’environ 100°C qui correspond à la chaleur fatale à basse température des unités 100 et 300. La configuration N°4 selon l’invention correspond à un retour de chaleur au cycle de Rankine couplé au réacteur nucléaire, à la fois à une température selon le Tableau 1 qui correspond à la chaleur fatale à haute température des unités 100 et 300 et à une température une température selon le Tableau 1 qui correspond à la chaleur fatale à basse température des unités 100 et 300. Ces différentes configurations sont représentées en FIG. 3 . On précise que l’acronyme SMR désigne un réacteur nucléaire de type SMR (puissance ici de 100MW), SCE désigne le cycle de Rankine, EHT désigne un unité d’électrolyse à haute température, FT désigne une unité mettant en œuvre un procédé Fischer Tropsch, RWGS désigne une unité mettant en œuvre la réaction inverse du gaz à l’eau, et DAC désigné une unité de captage direct de CO 2 . Les résultats des calculs des puissances de ces différentes configurations sont représentés à la FIG. 4 . Il ressort de ces résultats que la configuration N°4 selon l’invention permet une amélioration du rendement énergétique par rapport à la configuration N°1 selon l’état de l’art de 20,5 % et par rapport à celle selon la configuration N°3 selon l’invention de 0,5 %. On précise que le rendement énergétique a été calculé pour un réacteur nucléaire de 100 MW, il correspond au pouvoir calorifique inférieur de la coupe liquide (C5+) divisé par la puissance de cœur du réacteur nucléaire et il est représenté en vert foncé sur les barres de sortie. 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. Si dans les exemples illustrés, la chaleur fatale est réinjectée respectivement au niveau de la réchauffe basse pression pour les basses températures, et au niveau de la surchauffe et de la réchauffe haute pression pour les hautes températures on peut envisager de manière plus générale, - une réinjection de la chaleur fatale à basse température, dans n’importe quel endroit, du système SCE, avec une réinjection en série ou en parallèle d’autres réchauffes notamment; et/ou - une réinjection de la chaleur fatale à haute température dans le cycle, dans n’importe quel endroit, du système SCE, notamment au niveau de la surchauffe entre le générateur de vapeur et la turbine, au niveau de la surchauffe entre les turbines ou de la réchauffe (à haute ou basse pression), avec une réinjection en série ou en parallèle d’autres réchauffes notamment. 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 impliquant des niveaux de températures différents dans le cycle de conversion. Ainsi, si l’exemple détaillé concerne un réacteur à eau pressurisée de petite taille (SMR), on peut envisager une installation de cogénération avec un réacteur de grande taille ou classique. De manière plus générale, l’invention peut être mise en œuvre pour toute centrale thermique comme une centrale solaire, géothermique… L’invention peut être mise en œuvre avec n’importe quelle unité de production de molécules de synthèse dans laquelle il y a une réaction exothermique, comme la production de méthanol, d’ammoniac, de méthane. Plus la réaction est exothermique et à haute température, plus la réinjection de chaleur fatale retour vers le cycle de Rankine sera élevée et le rendement énergétique amélioré. Une amélioration du rendement énergétique global d’une installation selon l’invention pourrait être observée par une unité de production mettant en œuvre un procédé Fischer Tropsch à haute température d’environ 300°C. Si l’installation selon l’invention est décrite avec une unité d’électrolyse haute température (EHT), on peut mettre en œuvre l’invention avec une électrolyse alcaline, PEM ou AEM. Dans le cas où il n’y a pas de besoin de chaleur pour l’électrolyse : - le circuit de réinjection de chaleur fatale à basse température est conservée, car le cycle de Rankine peut toujours valoriser cette énergie ; - le circuit de réinjection de chaleur fatale à haute température est toujours pertinent, permettant de remplacer la surchauffe en amont de la turbine basse pression ; - la boucle de soutirage de chaleur en sortie de l’unité EHT 100 est supprimée, ce qui permet d’augmenter encore la production électrique. Pour le captage du CO 2 , on peut envisager d’autres technologies que la capture directe dans l’air (DAC, direct air capture). Par exemple, on peut mettre en œuvre un captage dans les fumées ou encore un flux déjà concentré de CO 2 qui pourrait être issu d’un autre procédé (par exemple une méthanisation). Dans le dernier cas, le besoin en chaleur soutiré au cycle serait réduit voir nul, la boucle en sortie de l’unité DAC 300 serait donc supprimée sans remettre en cause la pertinence des autres connexions. On peut prévoir la possibilité de connecter électriquement au réseau l’installation notamment pour garantir un fond de production de carburant en cas d’arrêt/maintenance du réacteur nucléaire ou un fonctionnement transitoire, et/ou dans le cas où le réacteur n’est pas uniquement dédié à la production de carburants tout en maintenant une connexion thermique avec le procédé. On peut assurer l’alimentation thermique de l’installation par un réacteur nucléaire uniquement calogène. On peut mettre en œuvre une unité de reformage dans l’installation. On peut aussi envisager de mettre en œuvre du stockage (CO 2 , H 2 …) au sein de l’installation. Liste des références citées [1]: Fujiwara et al. “ Hydrogen production by high temperature electrolysis with nuclear reactor ”, Progress in Nuclear Energy 50 (2008). [2]: 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. [3]: Zang G. et al., “ The modeling of Synfuel Production Process – ASPEN Model of FT production with electricity demand provided at LWR scale ”, December 2021. https://publications.anl.gov/anlpubs/2022/02/173337.pdf [4]: Delgado et al., “ Techno-economic analysis and life cycle analysis of e-fuel production using nuclear energy ” Journal of CO2 Utilization, 72, 2023, 102481. http://dx.doi.org/10.1016/j.jcou.2023.102481 [5]: 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. [6]: 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 génération d’électricité, destinée à produire de l’électricité et le cas échéant de la chaleur, comprenant : - une centrale thermique (1), avec un système de conversion d’énergie thermique en énergie électrique (SCE) ; - au moins une unité d’électrolyse (100), reliée électriquement au système SCE et susceptible d’être couplée thermiquement à la centrale thermique par un circuit fluidique, de sorte à être alimentée par respectivement l’électricité et la chaleur nécessaires à la réaction d’électrolyse ; - au moins une unité de production (500) d’au moins un carburant de synthèse ou un composé chimique organique, adaptée pour mettre en œuvre une réaction exothermique de synthèse; l’unité de production étant reliée à l’unité d’électrolyse par un circuit fluidique de sorte à être alimentée par l’hydrogène; - au moins un circuit fluidique (600, 700), dit circuit de couplage par réinjection à haute température et/ou à basse température, pour coupler thermiquement la sortie de l’unité de production à au moins une partie du système SCE de sorte à réinjecter au moins une partie de la chaleur fatale dite à haute température et/ou à basse température, produite par la réaction exothermique de synthèse dans le système SCE. Installation selon la revendication 1, le fluide caloporteur du circuit de couplage par réinjection à haute température étant à une température au moins égale à 150°C, avantageusement comprise entre 200 et 350°C, avantageusement comprise entre 215 et 275°C. Installation selon la revendication 1 ou 2, le fluide caloporteur du circuit de couplage par réinjection à basse température étant à une température au moins égale à 80°C, avantageusement comprise entre 80 et 150°C, avantageusement comprise entre 80 et 100°C. Installation selon l’une des revendications précédentes, dans laquelle : le système SCE met en œuvre un cycle de Rankine comprenant : au moins un générateur de vapeur (3), au moins une turbine (6, 60) comprenant un corps haute pression (60) relié au 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 au corps haute pression (60), à un réservoir d’eau, dit bâche alimentaire (66), et au 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 au réchauffeur à basse pression; le circuit de couplage par réinjection à haute température comprend : un échangeur de chaleur (702) relié d’une part en boucle fermée à la sortie de l’unité de production d’au moins un carburant de synthèse et d’autre part en entrée au corps haute pression (60) et en sortie au corps basse pression (61), et/ou un échangeur de chaleur (704) relié d’une part en boucle fermée à la sortie de l’unité de production d’au moins un carburant de synthèse et d’autre part en entrée en amont du réchauffeur à haute pression (64) et en sortie au générateur de vapeur (3), et/ou un échangeur de chaleur relié d’une part en boucle fermée à la sortie de l’unité de production d’au moins un carburant de synthèse et d’autre part en entrée au corps haute pression et en sortie au réchauffeur à haute pression (64), et/ou un échangeur de chaleur relié d’une part en boucle fermée à la sortie de l’unité de production d’au moins un carburant de synthèse et d’autre part en entrée au corps basse pression et en sortie au réchauffeur à basse pression, et/ou un échangeur de chaleur (602) relié d’une part en boucle fermée à la sortie du refroidisseur et d’autre part en entrée entre le condenseur et le réchauffeur à basse pression (65) et en sortie entre le réchauffeur à basse pression (65) et la bâche alimentaire (66). Installation selon l’une des revendications précédentes, comprenant en outre au moins une unité de captage direct du dioxyde de carbone (DAC), reliée à l’unité de production d’au moins un carburant de synthèse par un circuit fluidique et couplée thermiquement à la centrale thermique par un circuit fluidique de sorte à respectivement alimenter en CO 2 nécessaire à la réaction exothermique de synthèse l’unité de production et être alimentée en chaleur nécessaire au captage direct de CO 2 . Installation selon l’une des revendications 4 ou 5, comprenant en outre, à la sortie du refroidisseur, un préchauffeur à basse température de l’unité d’électrolyse et le cas échéant, un préchauffeur à basse température de l’unité de captage direct du dioxyde de carbone (DAC), Installation selon l’une des revendications précédentes, l’unité de production de carburant de synthèse étant adaptée pour mettre en œuvre un procédé de réaction du gaz à l'eau inverse (RWGS pour « Reverse Water Gas Shift ») et/ou un procédé Fischer-Tropsch (FT) et le cas échéant un procédé de reformage. Installation selon l’une des revendications précédentes, la centrale thermique comprenant au moins un réacteur nucléaire, notamment à eau pressurisée (REP) ou à eau bouillante (REB) ou réacteur à neutrons rapides notamment refroidi au sodium (RNR Na). Installation selon l’une des revendications précédentes, le système SCE mettant en œuvre un cycle de Rankine comprenant un alternateur adapté pour fournir au moins une partie de son électricité à l’unité d’électrolyse (100) et le cas échéant à l’unité de captage direct du dioxyde de carbone (DAC). Installation selon l’une des revendications précédentes, l’unité d’électrolyse étant une électrolyse à haute température (100).