FR 3156974 A1 20250620 FR 2314182 A 20231214 Procédé de configuration et de dimensionnement d’une installation de cogénération électronucléaire à réacteur nucléaire et système(s) d’exploitation de chaleur et de l’électricité produites par le réacteur. L’invention consiste essentiellement en un réacteur, notamment de conversion thermochimique de matière carbonée, à partie tournante formant un rotor au sein d’une cuve cylindrique formant un élément de stator. Le rotor est sous la forme d’un cylindre creux dont chacune des parois intérieure et extérieure est filetée en formant une vis sans fin, la vis sans fin intérieure étant dans un sens opposé à celle extérieure, le cylindre étant monté coaxial à la cuve de stator et autour d’une paroi cylindrique centrale qui forme un autre élément de stator. Figure pour l’abrégé : fig.4 Procédé de configuration et de dimensionnement d’une installation de cogénération électronucléaire à réacteur nucléaire et système(s) d’exploitation de chaleur et de l’électricité produites par le réacteur. La présente invention concerne le domaine des réacteurs nucléaires, dont ceux à eau légère (REL), notamment à eau pressurisée (REP), mais peut aussi être appliqué à tous les types de réacteurs nucléaires produisant de la chaleur notamment les réacteurs à neutrons rapides (RNR) et les réacteurs à sels fondus (MSR). Plus particulièrement, l’invention a trait aux installations de cogénération comprenant de tels réacteurs nucléaires. Par « cogénération », on entend ici et dans le cadre de l’invention, la production simultanée et flexible d'électricité et de chaleur utile. L’invention a pour objectif d’adapter l’intégralité de la chaleur produite au circuit primaire d’un réacteur nucléaire au besoin d’un système d’exploitation donné et, par conséquent, de limiter voire supprimer tout impact environnemental du réacteur (prélèvements et rejets d’eau liquide dans l’environnement nécessaire pour l’évacuation de la chaleur fatale du cycle de conversion d’énergie). Bien que décrite en référence à un réacteur nucléaire à eau pressurisée avec un cycle de Rankine, l’invention s’applique à tout réacteur nucléaire de la famille des réacteurs dits de deuxième, troisième, quatrième génération (GEN IV) avec un cycle thermodynamique de conversion d’énergie pouvant être notamment un cycle de Rankine, de Brayton, ou du type CO 2 supercritique. Elle s’applique en particulier aux 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, avec un cycle de Brayton. 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 ; - de maximiser l’efficacité énergétique des réacteurs nucléaires en ne considérant pas exclusivement leur rôle électrogène mais en considérant une approche intégrée de valorisation de l’électricité et de la chaleur au service de la transition énergétique, - 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 FIG. 1 . Les températures et rendement sont indiqués à titre illustratif. Le circuit primaire 1 est un circuit fluidique en boucle fermée comprenant principalement le cœur du réacteur 2, au moins un générateur de vapeur (GV), en tant qu’échangeur dit échangeur primaire 3 et une pompe hydraulique 4 pour faire circuler le fluide caloporteur qui est de l’eau maintenue à l’état liquide dans la plage de fonctionnement en température du réacteur, typiquement autour des 320°C-330°C en fonctionnement normal. On ne décrit pas ici les autres équipements, tels qu’un pressuriseur et l’ensemble des dispositifs permettant d’assurer le fonctionnement dans les conditions de sûreté requises. Ainsi, l’eau sous haute pression du circuit primaire, prélève l’énergie fournie, sous forme de chaleur, par la fission des noyaux d'uranium, dans le cœur du réacteur 1. Ensuite, cette eau sous haute pression et haute température, typiquement 155 bars et 320°C-330 °C, entre dans l’échangeur intermédiaire 3 et transmet son énergie à un circuit secondaire 5, lui aussi utilisant de l’eau sous pression comme fluide caloporteur en boucle fermée. Ce circuit secondaire 5 comprend l’échangeur intermédiaire 3, une turbine 6 comprenant un corps haute pression 60 et un corps basse pression 61, un condenseur 7 et une pompe hydraulique 8 pour faire circuler l’eau sous forme de vapeur en tante que fluide caloporteur. Ainsi, dans ce circuit secondaire 5, l’eau sous forme de vapeur, à haute pression, typiquement à environ 70 bars, est détendue dans le corps haute pression de la turbine, puis surchauffée avant de poursuivre sa détente dans les corps basse pression 61. La turbine entraîne un alternateur 9 qui produit l'électricité. L’eau du circuit secondaire, est ensuite condensée via le condenseur 7 dans un troisième cycle, le cycle de refroidissement 10, comme source dite « froide ». Pour les centrales électronucléaires en bord de fleuve ou de rivière, ce cycle 10 comprend principalement des tours aéroréfrigérantes à air humide 11, qui sont des tours dans lesquelles se crée, naturellement par convection naturelle ou de manière forcée, 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 en accroissant son humidité relative jusqu’à la saturation 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, en ayant cédé ses calories pour l’évaporation du reste du flux, 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 ou une rivière. Afin de déconcentrer les eaux du bassin en sels et minéraux, du fait de l’évaporation, une fraction des débits est rejetée à l’aval du site dans le fleuve ou la rivière. L’impact environnemental de ces prélèvements et rejets est apprécié dans le cadre des études préalables visant à autoriser la création et la mise en exploitation du site mais le réchauffement climatique conduit à des périodes pendant lesquelles les conditions de débit et de température du fleuve ou de la rivière amènent l’exploitant de l’installation nucléaire à faire baisser leur niveau de puissance, voire à devoir arrêter le réacteur. Dans la filière REP classique, les réacteurs existants ou en conception peuvent être classés par grandes familles d’usages en fonction du rôle qu’ils peuvent jouer en termes de source d’énergie bas carbone: - les réacteurs dits électrogènes qui sont dédiés uniquement à la production d’électricité; - les réacteurs dits calogènes qui sont dédiés uniquement à la production de chaleur ; - les réacteurs dits de cogénération, dédiés à la fois à la production d’électricité et de chaleur, de manière simultanée ou non. Les réacteurs REP électrogènes ont été conçus pour produire exclusivement, et donc de manière optimisée, l’électricité: le cycle de conversion thermodynamique le plus répandu est celui dit de Rankine. Le graphique suivant T/S (Température/Entropie) d’un cycle thermodynamique de Rankine comme illustré à la FIG. 2 met en évidence la configuration d’exploitation d’un tel cycle pour un réacteur 1 illustré à la FIG. 1 , à vocation exclusivement électrogène. Le cycle de conversion est conçu pour que le travail envoyé à la turbine 6 (W turbine entre les points 3 et 4 du graphique de la FIG. 2 ) soit maximal. Pour ce faire, le système est conçu pour que l’écart entre les deux isothermes (lignes 2’-3 et 1-4 parallèles à l’axe des abscisses sur la FIG. 2 ) soit maximal. Une installation nucléaire visant l’optimisation de la production électrique seulement est donc conçue pour avoir la source chaude la plus chaude possible (isotherme haute) et la source froide la plus froide possible (isotherme basse). La maximisation de la production électrique entraîne un rendement global thermodynamique d’environ 33% (variable en fonction notamment des conditions météorologiques du site d’implantation). Sur le graphique de la FIG. 2 , les grandeurs représentées sont caractéristiques d’un cycle de Rankine sur un réacteur REP avec une source chaude de l’ordre de 280°C (la température de sortie cœur est de l’ordre de 320°C) et une source froide de l’ordre de 30°C. La chaleur « perdue » ou chaleur fatale (Q perdue sur le graphique de la FIG. 2 , à l’isotherme basse) représente la quantité d’énergie qu’il faut dissiper au moyen d’une source froide externe. Sur la FIG. 1 , cette source froide est le cycle 10 aux bornes du condenseur 7. Le cycle de Rankine peut alors être caractérisé par un rendement, exprimé en %, qui traduit la part de puissance électrique effectivement produite par rapport à la puissance thermique injectée. Comme évoqué ci-avant, le rendement de production est au premier ordre lié à la température de la source chaude et à la température de la source froide aux bornes du cycle. Ce rendement est défini par l’équation 1, comme suit : [Equation 1] Par le principe de conservation d’énergie, il vient l’équation 2 : [Equation 2] dans lesquelles : P thermique réacteur : puissance thermique du cœur exprimée en unité [MWth], P électrique produite : puissance électrique produite exprimée en unité [MWe], R cycle : le rendement thermodynamique du cycle exprimé en %, P thermique fatale : puissance thermique fatale exprimée en unité [MWth]. Alors que les réactions de fission au sein du combustible nucléaire produisent une chaleur bien plus importante, la température de l’eau en sortie du cœur est de l’ordre de 300°C et constitue la source chaude du cycle thermodynamique. Ce niveau de température est la résultante d’un compromis technico-économique lié à la maîtrise de la pressurisation de l’eau du circuit primaire pour la maintenir en eau liquide. Dans le cas d’un REP, comme indiqué précédemment, la pression au sein du circuit primaire 1 est maintenue autour des 155 bars pour garantir que l’eau reste bien liquide en tout point du circuit. En effet, l’installation est conçue, y compris la démonstration de sûreté associée, pour rester exclusivement en eau liquide. A cette fin, pour assurer le maintien en pression et garantir l’absence de vapeur, le circuit primaire intègre un pressuriseur. Ainsi, comme illustré sur la FIG. 3 , issue de la publication [1], le circuit primaire 2 est constitué des principaux composants suivants : - une cuve de réacteur 20, - des boucles primaires 21, de préférence quatre boucles 21, comprenant chacune une pompe primaire 22 et un générateur de vapeur 23, - un unique pressuriseur 24. En outre, on distingue sur cette FIG. 3 , les mécanismes de barres de contrôle du cœur de réacteur et de grappes de contrôle 25. En fonction de la puissance du réacteur, le nombre de boucles peut être de trois pour un réacteur de 900MWe ( FIG. 3 ) ou quatre pour un réacteur de 1300 MWe et plus. Le graphique de la pression en fonction de la température de la FIG. 4 présente la courbe de vaporisation de l’eau entre 0°C et le point de fusion à 374°C. Comme cela ressort, la pressurisation du circuit primaire à environ 150 bars, en l’occurrence 155 bars pour un REP classique, permet de rester à des valeurs de l’ordre de 300°C en température dans le domaine de l’eau liquide. Cette contrainte de pressurisation conduit à : un dimensionnement de l’ensemble du circuit primaire qui doit garantir la tenue mécanique à de tels niveaux de pression, notamment des épaisseurs de structures importantes avec des dispositions de sûreté afférentes, la mise en place de dispositifs et de dispositions de sûreté pour garantir les risques et conséquences associés à une défaillance sur le circuit primaire. Par exemple, les analyses de sûreté d’un réacteur REP conduisent à prendre en compte le scénario de rupture d’une ligne fluidique du circuit primaire, qui génère un dégagement énergétique important du fait de la détente par vaporisation de l’eau sous pression du circuit primaire lors de sa mise à l’atmosphère. Ce scénario est à l’origine de requis importants de chargement mécanique sur le bâtiment réacteur qui constitue la troisième barrière de confinement dans le cas d’un réacteur REP. Autrement dit, la maximisation de la production électrique d’une installation nucléaire existante entraîne des surdimensionnements en son sein et donc des surcoûts d’investissements. Pour illustrer un surdimensionnement, on peut se référer aux règles de conception retenues pour un circuit primaire et plus particulièrement celles sur l’épaisseur de la cuve primaire 20 et des canalisations formant les lignes fluidiques des boucles 21 du circuit primaire. L’épaisseur minimale d’un composant du circuit primaire est définie par le recueil de conception applicable dans le référentiel français, désigné sous RCC-MRx RB3332.1. Cette épaisseur se calcule selon l’équation 3 : [Equation 3] avec : e mini : l’épaisseur minimale [m] P : la pression interne du composant [MPa] D extérieur : le diamètre extérieur du composant (cuve ou canalisation) [m] : la contrainte admissible [MPa] le coefficient de soudure [sans unité]. Ainsi pour un composant de circuit primaire, les valeurs de contrainte admissible retenues en fonction de matériaux sont résumées dans le tableau 1. Matériau constitutif du composant (MPa) Gamme de T° acier 16MND5 184 Entre 20 et 350°C acier 316L(N) 112 325°C Pour la valeur du coefficient de soudure, le recueil de conception RCC-MRx préconise une valeur de 1 car les soudures ont une résistance plus grande que le matériau constitutif (acier), et en supposant que les coefficients de contrôles sont égaux à 1. En application de l’équation 3 précitée, les épaisseurs minimales pour les composants du circuit primaire sont données dans le tableau 2 suivant. Les épaisseurs réelles sont plus importantes notamment pour des raisons de sûreté conduisant à prendre des marges de dimensionnement. Composant du circuit primaire Diamètre extérieur Matériau constitutif e mini Cuve de réacteur 20 5 acier 16MND5 20 cm Conduite d’une boucle 21 0,75 acier 316L(N) 5 cm Par ailleurs, du côté de la source froide 10, le niveau de température dépend de la valeur de la température de l’eau de refroidissement aux bornes du condenseur 7. Ici aussi pour des raisons de maximisation de production électrique, la conception se focalise sur des sources froides, avec les températures intrinsèques les plus basses possible. On rencontre majoritairement trois configurations de refroidissement pour les installations nucléaires REP : - un refroidissement dit direct par transmission de chaleur sensible où la source froide est constituée soit par une eau de rivière, soit par une eau de mer, - un refroidissement dit indirect par transmission de chaleur latente. Dans ce cas, la source froide utilisée est l’air humide, au moyen de tours de refroidissement, comme les tours 11 illustrées à la FIG. 1 . Un appoint d’eau est requis pour maintenir l’inventaire en eau, du fait de l’évaporation, et pour assurer les purges, du fait de la concentration croissante en sel et minéraux résiduels dans l’inventaire d’eau liquide non évaporée et du fait de la fraction évaporée. En fonction de la zone d’implantation souhaitée pour l’installation nucléaire, c’est la géographie et particulièrement les conditions hydrographiques qui fixeront les conditions de température de la source froide. En France, compte tenu des conditions météorologiques, comme montré sur la FIG. 1 , à titre d’exemple, le rendement thermodynamique d’un réacteur du type REP est de l’ordre de 33 à 34%, la température de l’eau est de l’ordre de 20°C à l’entrée du condenseur 7 et de 35°C à sa sortie. Autrement dit, la maximisation de la production électrique d’une installation nucléaire existante entraîne des contraintes d’implantation et un impact environnemental liés aux prélèvements et rejets en eau de refroidissement. Typiquement, la température de source froide recherchée est entre 15°C et 25°C suivant la nature de la source froide (eau de rivière, eau de mer) et les conditions météorologiques et hydrographiques du site d’implantation. Comme détaillé dans [2], le principe de la cogénération à partir d’un réacteur nucléaire consiste à modifier la conception du cycle de conversion d’énergie afin que la chaleur soit libérée à la source froide à une température qui permette une valorisation. Une configuration connue d’installation de cogénération nucléaire est illustrée à la FIG. 5 : elle comprend en sus des composants usuels d’une installation avec réacteur REP usuelle, un système d’exploitation de chaleur 20 relié en boucle fermée au condenseur du circuit secondaire 7 du réacteur, avec en by-pass un refroidissement 22. A titre d’exemple, le système 22 peut être un système de capture de CO 2 atmosphérique ou concentré ou un système de dessalement d’eau de mer ou un système de valorisation directe de la chaleur produite, avec en by-pass un refroidissement tel qu’une tour aéroréfrigérante à air sec 20. Tout autre système qui requiert de l’énergie électrique et de la chaleur peut être envisagé. Avec l’alternateur 9 relié à un réseau électrique 21, l’installation de la FIG. 5 peut donc réaliser une cogénération de chaleur et d’électricité. Les besoins énergétiques d’une installation de cogénération nucléaire qui produit de la chaleur et de l’électricité sont caractérisés par les trois grandeurs physiques suivantes: - P thermique cogénération : puissance thermique requise par l’installation de cogénération, exprimée en unité [puissance]/[quantité produite], par exemple en kWth/kg pour un système de capture du CO 2 ou en kWth/m 3 d’eau dessalée pour un système de dessalement, - P électrique cogénération : puissance électrique requise par l’installation de cogénération, exprimée en unité [puissance]/[quantité produite], par exemple en kWe/kg pour un système de capture du CO 2 ou en kWe/m 3 d’eau dessalée pour un système de dessalement, - T° cogénération : température requise par l’installation de cogénération, exprimée en °C ou °K. A partir de ces données, on peut évaluer le ratio de cogénération suivant l’équation 4: [Equation 4] Le tableau 3 ci-dessous synthétise les besoins en énergie pour une installation de cogénération considérés comme des ordres de grandeurs issus de la littérature ouverte, dans laquelle le système d’exploitation de la chaleur produite est respectivement un système de dessalement d’eau de mer et un système de capture de CO 2 atmosphérique par captage direct dans l'air, connu sous la terminologie anglo-saxonne « Direct Air Capture » (DAC) : Système d’exploitation de la chaleur Besoins énergétiques Electricité Chaleur Quantité Unité Quantité Unité T° Dessalement d’eau de mer 2 kWe/m 3 40 kWth/m 3 90 Capture de CO 2 atmosphérique (DAC) 0,4 Mwe/tonne CO 2 1,6 Mth/tonne CO2 90 Pour chacun de ces deux systèmes, les besoins sont donc répartis à la fois sur l’électricité et sur la chaleur. Par exemple, l’électricité est nécessaire pour actionner des pompes (monter en pression, tirer au vide) ou des ventilateurs, par le biais de moteurs électriques. La chaleur est requise pour respectivement vaporiser l’eau de mer ou régénérer les substrats ou solvants ayant capturé le CO 2 atmosphérique. Quelles que soient les configurations des installations de cogénération nucléaire qui ont été envisagées à ce jour, et les besoins énergétiques requis par les systèmes d’exploitation de la chaleur générée par le(s) réacteur(s) nucléaire(s) de l’installation, ce(s) dernier(s) ainsi que leurs cycles de conversion thermodynamique restent fondamentalement conçus à partir du paradigme d’une production exclusive d’électricité, comme présenté ci-avant. Et de ce paradigme découle, outre des surdimensionnements au sein d’une installation et donc des surcoûts d’investissement, la nécessité d’avoir une source froide avec en corollaire des contraintes de positionnement géographique pour cette fonction de refroidissement et un impact environnemental du fait des prélèvements et rejets en eau de refroidissement. Il existe donc un besoin pour améliorer les conceptions d’installations de cogénération nucléaire, afin de permettre de valoriser au mieux à la fois l’électricité produite et l’ensemble de la chaleur produite au circuit primaire du (des) réacteur(s) pour s’affranchir d’une source froide. 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, un procédé de configuration et dimensionnement d’une installation de cogénération électronucléaire comprenant : - au moins un réacteur nucléaire, comprenant : un premier circuit fluidique, dit circuit primaire, comprenant au moins une cuve de réacteur et un échangeur de chaleur intermédiaire relié en boucle fermée à la cuve de réacteur; un deuxième circuit fluidique, dit circuit secondaire, adapté pour exploiter un cycle thermodynamique de conversion d’énergie, comprenant au moins une turbine reliée à l’échangeur de chaleur intermédiaire, un condenseur relié à la turbine et à l’échangeur de chaleur intermédiaire, pour refroidir la vapeur issue de la turbine et la retransformer en eau et la renvoyer dans l’échangeur de chaleur intermédiaire; un alternateur couplé mécaniquement à la turbine, - au moins un système d’exploitation de chaleur et d’électricité, relié fluidiquement en boucle fermée au condenseur du circuit secondaire du réacteur et raccordé électriquement à l’alternateur; le procédé comprenant les étapes suivantes : a/ caractérisation des besoins énergétiques du système d’exploitation de chaleur et d’électricité, comprenant les puissances thermique et électrique, la température d’entrée (T2) requis par le système, et la différence de températures aux bornes du(des) système(s) d’exploitation, b/ calcul du ratio de cogénération de chaleur et d’électricité par l’installation, en fonction de la caractérisation des besoins selon l’étape a/, c/ calcul du rendement du cycle thermodynamique du circuit secondaire, à partir du calcul du ratio de cogénération selon l’étape b/, d/ détermination du cycle thermodynamique adapté pour obtenir le rendement calculé selon l’étape c/, avec le niveau de température requis pour l’alimentation en chaleur du(des) système(s) d’exploitation aux bornes du condenseur, e/ à partir de la température de sortie (T1) du système, du cycle thermodynamique déterminé selon l’étape d/ et de son rendement calculé selon l’étape c/, configuration et dimensionnement du circuit secondaire et détermination de la température du fluide en entrée de l’échangeur intermédiaire, f/ à partir de la température du fluide en entrée de l’échangeur intermédiaire déterminée selon l’étape e/, configuration et dimensionnement du circuit primaire. Par « configuration et dimensionnement », on entend ici et dans le cadre de l’invention, la détermination de l’ensembles des composants, l’agencement entre eux et la détermination de leurs caractéristiques physiques, notamment de leurs dimensions. Selon une variante de réalisation avantageuse, l’étape b/ est réalisée en considérant que les puissances thermique et électrique requises par le système sont égales respectivement à la puissance thermique aux bornes du condenseur, fournie par le circuit secondaire et la puissance électrique délivrée par l’alternateur. Selon une première application, le réacteur nucléaire est à eau pressurisée (REP) et le cycle thermodynamique du circuit secondaire est un cycle de Rankine. Selon une première application, le réacteur nucléaire est à neutrons rapides (RNR) et le cycle thermodynamique du circuit secondaire est un cycle de Brayton. Avantageusement, l’étape f/ comprend le dimensionnement de la cuve de réacteur et de la ligne fluidique du circuit primaire. Avantageusement encore, le système d’exploitation de chaleur et d’électricité est un système de capture de dioxyde de carbone CO 2 atmosphérique et/ou de dessalement d’eau de mer selon un procédé dit à multiple-effet (MED) ou un procédé dit de distillation à détentes étagées (MSF). Avantageusement, le système d’exploitation peut mettre en œuvre tout autre procédé fonctionnant en cogénération que l’on chercherait à coupler avec un réacteur nucléaire et dont le niveau de température de chaleur requise serait compatible avec une alimentation aux bornes du condenseur du cycle thermodynamique. L’invention concerne également une installation de cogénération configurée et dimensionnée selon le procédé tel que décrit précédemment, qui est exempte de source froide d’eau environnementale. L’invention consiste essentiellement en un procédé qui permet de configurer et dimensionner une installation nucléaire de cogénération, non plus selon le paradigme de conception de l’état de l’art qui était focalisé sur l’optimisation du rendement électrique brut d’un réacteur nucléaire, mais en considérant l’efficacité énergétique maximale de l’ensemble de l’installation à savoir le réacteur nucléaire et ses cycles ainsi que le système d’exploitation de la chaleur et de l’électricité produites par le réacteur. Autrement dit, l’invention vise à concevoir les réacteurs nucléaires pour optimiser le couplage énergétique, à la fois de la chaleur et de l’électricité produites, avec un système qui est destiné à les exploiter, de préférence jusqu’à supprimer la nécessité d’une source froide d’eau environnementale tout en ayant une efficacité énergétique totale. Cette adaptation permet d’assouplir les critères de conception imposés à un réacteur nucléaire électrogène raccordé à un réseau électrique, comme selon l’état de l’art et qui découlent d’une part des contraintes liées à la flexibilité vis-à-vis du pilotage électrique du réseau et d’autre part de l’optimisation du rendement électrogène recherché, qui consiste à avoir la température en sortie du cœur de réacteur la plus élevée possible. Par-là, on allège les contraintes de dimensionnement des structures et de vieillissement accélérées. Une fois les besoins énergétiques du système d’exploitation et de chaleur déterminés, et donc les puissances thermique et électrique ainsi que la température requise par le système définis, la configuration et le dimensionnement selon l’invention passent par une adaptation du cycle thermodynamique de conversion du réacteur nucléaire. En particulier, pour un cycle de Rankine, cela revient à modifier le diagramme d’entropie-température. Ainsi, comme montré à la FIG. 7 , cette modification consiste à : augmenter l’isotherme basse (ligne du bas en pointillés sur la FIG. 7 ) jusqu’au niveau de température T2 aux bornes du condenseur du cycle de Rankine, qui est requis pour l’alimentation en chaleur du système d’exploitation, abaisser l’isotherme haute (ligne du haut en pointillés sur la FIG. 7 ) de manière à obtenir le rendement électrique du cycle de Rankine requis pour l’alimentation électrique du système d’exploitation. Ce rapprochement des isothermes va conduire à réduire le rendement thermodynamique du cycle de Rankine, et donc simplifier ce dernier, jusqu’alors optimisé pour maximiser la production d’électricité dans les réacteurs REP électrogènes selon l’état de l’art. Par ailleurs, elle va conduire à une température chaude en sortie du cœur de réacteur et donc permettre de réduire la pression du circuit primaire. Cela est illustré par la flèche en FIG. 8 . Au final, une installation de cogénération nucléaire selon l’invention présente de nombreux avantages majeurs, parmi lesquels on peut citer : - une efficacité énergétique optimisée car toute l’énergie nucléaire produite par le cœur est utilisée. Ainsi, l’intégralité de la chaleur produite par le cœur et de l’électricité convertie par le cycle thermodynamique est exploitée par le système couplé ; - une simplification des composants de la partie de l’installation réalisant la conversion de chaleur en électricité, avec notamment la suppression possible de certains corps de turbine ; - une simplification du réacteur nucléaire, par exemple la réduction des épaisseurs des structures pressurisées entraînant une réduction du coût de fabrication ; - une amélioration de la sûreté par la baisse de pression du circuit primaire du réacteur ; - une augmentation de la durée de vie des structures d’un réacteur qui ne fait pas du suivi de charges, et fonctionne à une température plus basse ; - la suppression possible d’une source froide en eau environnementale (mer, fleuve ou rivière) pour évacuer la chaleur fatale car toute la chaleur nucléaire est utilisée par le système d’exploitation qui est couplé au condenseur ; - du fait de la suppression d’une source froide, l’absence de rejets des eaux de refroidissement et donc un impact limité sur l’environnement et sur le réchauffement climatique. On peut par exemple envisager un fonctionnement de l’installation en période de canicule ou d’étiage des fleuves; - en corollaire de l’absence la nécessité d’avoir une source froide importante, une totale liberté dans le choix d’implantation géographique de l’installation, ce qui donne des perspectives intéressantes pour les systèmes de capture du CO2 ou de dessalement d’eau de mer par exemple. On peut notamment envisager une implantation dans des pays au climat chaud et sec, ne bénéficiant pas de fleuve, rivière ou mer dans leur géographie et/ou sur des sites qui sont potentiellement enclavés, où le foncier est moins cher; - une simplification significative de la conception de l’ilot nucléaire et du cycle de conversion thermodynamique de l’installation et en conséquence une réduction du CAPEX associé ; - une simplification des démonstrations de sûreté du réacteur, principalement par la diminution de la pression dans le circuit primaire du réacteur ; - un allongement important des temps de cycle de fonctionnement par rapport à ceux d’un réacteur REP classique car le combustible nucléaire est moins sollicité, ce qui augmente le taux de disponibilité de l’installation (pas d’arrêt pour remplacer le combustible). Les inventeurs ont vaincu un préjugé technique qui était basé sur le fait de considérer que la maximisation de la production électrique pour rentabiliser une installation électronucléaire nécessitait toujours de concevoir cette dernière avec le niveau de température de la source froide le plus faible possible et de la source chaude le plus haut possible. Les systèmes d’exploitation de chaleur et d’électricité qui peuvent être avantageusement envisagés sont : - les systèmes dessalement d’eau de mer nécessitant de l’énergie thermique, par exemple selon un procédé dit à multiple-effet (« Multi-Effect Distillation » en langage anglo-saxon d’acronyme MED) ou procédé dit de distillation à détentes étagées («Multi-Stage Flash distillation » en langage anglo-saxon d’acronyme MSF), - la capture de CO 2 atmosphérique pour notamment contribuer à mettre en œuvre la fermeture du cycle du carbone et initier une économie circulaire du carbone. Au final, ce mode avec cette boucle de stockage thermique et distribution de chaleur amène bon nombre d’avantages supplémentaires parmi lesquels on peut citer: le système de conversion d’énergie de l’installation de cogénération peut fonctionner de manière complètement indépendante vis-à-vis du ou des systèmes d’exploitation de chaleur et ce, aussi bien du côté de la source chaude (réacteur) que du côté de la source froide (bornes du condenseur) et permet ainsi, d’obtenir à la fois une flexibilité totale au service du réseau électrique et un taux de disponibilité maximal et optimisé, avec les conséquences que cela a sur l’économie du réacteur nucléaire de l’installation ; la possibilité de positionner en parallèle différents systèmes d’exploitation de la chaleur du réacteur nucléaire non consommée par le système de conversion d’énergie en électricité et donc, d’accroître la capacité à adresser des marchés et services énergétiques ayant des caractéristiques et des profils de besoins différents de ceux de l’électricité ; le découplage physique entre le cycle de conversion du réacteur nucléaire et le(s) système(s) d’exploitation par des réservoirs de stockage thermique qui font office de tampons, ce qui permet de limiter considérablement le risque de propagation d’accident/incident induit par l’un des sites sur lequel le réacteur nucléaire est implanté sur celui où l’un ou l’autre des systèmes d’exploitation, et vice-et-versa ; le fait qu’à taux de fonctionnement journalier constant et non lié au fonctionnement du service de production d’électricité, un surdimensionnement du ou des systèmes d’exploitation de la chaleur n’est plus nécessaire. Ce surdimensionnement étant dû au besoin d’évacuer toute la puissance thermique du cœur du réacteur non transformée en électricité sur un laps de temps plus court (le temps de fonctionnement du système de conversion d’énergie en électricité). 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 illustre schématiquement une configuration d’un réacteur à eau pressurisée (REP) fonctionnant uniquement en tant que réacteur électrogène selon l’état de l’art. FIG. 2 la FIG. 2 est le diagramme entropique du cycle de Rankine mis en œuvre dans le circuit secondaire de la configuration de réacteur électrogène selon la FIG. 1 . FIG. 3 la FIG. 3 est une vue schématique des composants avec les boucles du circuit primaire d’un réacteur REP selon l’état de l’art. FIG. 4 la FIG. 4 est le diagramme de la pression en fonction de la température d’un réacteur REP selon l’état de l’art. FIG. 5 la FIG. 5 est une vue schématique d’une installation de cogénération comprenant un réacteur à eau pressurisée (REP) avec un alternateur raccordé à un réseau électrique et, un système d’exploitation de chaleur, tel qu’un système de capture de CO 2 atmosphérique et un dispositif aéroréfrigérant à fonctionnement à air sec en bypass du système d’exploitation de chaleur, selon l’état de l’art. FIG. 6 la FIG. 6 est une vue schématique d’une installation de cogénération comprenant un réacteur à eau pressurisée (REP) et, un système d’exploitation à la fois de chaleur et d’électricité, qui est configurée et dimensionnée selon le procédé de l’invention. FIG. 7 la FIG. 7 est le diagramme entropique du cycle de Rankine d’une installation de cogénération selon la FIG. 6 , déterminé avec le procédé selon l’invention. FIG. 8 la FIG. 8 est le diagramme de la pression en fonction de la température du circuit primaire illustrant la conséquence de l’évolution du cycle de Rankine dans une installation de cogénération configurée et dimensionnée avec le procédé selon l’invention. FIG. 9 la FIG. 9 illustre sous forme graphique le rendement thermodynamique du cycle de Rankine déterminé en fonction du ratio de cogénération requis par le système d’exploitation de chaleur et d’électricité, selon l’invention. FIG. 10 la FIG. 10 est le diagramme de la pression en fonction de la température du circuit primaire dans une installation de cogénération configurée et dimensionnée avec le procédé selon l’invention, pour un système d’exploitation de chaleur et d’électricité constitué soit par un système de dessalement d’eau de mer avec captation solide, soit un système de capture de CO 2 atmosphérique (DAC). Description détaillée Les figures 1 à 8 relatives à l’état de l’art et à une installation de cogénération selon l’invention ont déjà été détaillées en préambule, elles ne seront donc pas commentées ci-après. Les inventeurs ont réalisé la configuration et dimensionnement de l’installation selon la FIG. 6 . Parmi les différentes technologies possibles pour le système d’exploitation de chaleur 20 et d’électricité 23, les inventeurs ont retenu celles dont les besoins énergétiques sont les plus pertinents pour un couplage en cogénération dans la configuration de l’installation selon la FIG. 6 , à savoir un système de capture de CO 2 par adsorption solide (DAC) et un système de dessalement d’eau de mer mettant en œuvre le procédé de distillation à multiples effets (Multi-Effect distillation MED). Les besoins énergétiques de ces systèmes ont été caractérisés à partir de données publiées, respectivement en [3] et [4]. Le tableau 4 ci-dessous synthétise les besoins énergétiques de ces systèmes, en valeur moyennes. Système d’exploitation de la chaleur et d’électricité Besoins énergétiques Electricité Chaleur Quantité Unité Quantité Unité T2 (°C) Dessalement d’eau de mer (MED) 2 kWe/m 3 50 kWth/m 3 90 Capture de CO 2 atmosphérique (DAC) 0,4 Mwe/tonne CO 2 1,6 Mth/tonne CO 2 90 Pour chacun de ces deux systèmes, les besoins sont donc répartis à la fois sur l’électricité et la chaleur. La température T2 requise est donc connue, égale à 90°C. Il suffit donc de donner comme condition aux limites du cycle thermodynamique de Rankine au niveau des bornes du condenseur 7 la température T2. On détermine maintenant la valeur du rendement électrogène du cycle de Rankine, la plus juste, c’est-à-dire celle qui part de l’hypothèse que toute la chaleur et l’électricité produites sont exploitées par le système 20, 23, sans source froide d’eau environnementale. Autrement dit, on considère que : - toute la chaleur fatale en sortie de cycle de Rankine est exploitée pour répondre au besoin de puissance et de température de la chaleur requise par le système d’exploitation, et ce afin de garantir une efficacité énergétique maximale, - la température de retour T1 du système 20 est compatible avec le besoin de refroidissement du cycle de Rankine, afin de s’affranchir d’une source froide d’eau environnementale, - la quantité d’électricité produite par le cycle thermodynamique de Rankine est égale à la quantité d’électricité requise par le système 23. Ces hypothèses se traduisent par les équations 5 et 6 suivantes. [Equation 5] [Equation 6] En injectant dans l’équation 4, telle que mentionnée en préambule, les équations 5 et 6, on obtient l’équation 7 : [Equation 7] Avec l’équation 2, on obtient l’équation 8: [Equation 8] En inversant l’équation 8 on obtient l’équation 9 : [Equation 9] D’où l’équation 10 : [Equation 10] A partir de l’équation 10, il est donc possible d’évaluer le rendement du cycle de conversion de Rankine à partir du ratio de cogénération du système 20, 23 qui est couplé thermiquement et électriquement. La FIG. 9 illustre ainsi la courbe du rendement thermodynamique du cycle de Rankine en fonction du ratio de cogénération. De ce graphique, il est possible de donner une limite dans le ratio de cogénération pour le système retenu. Le tableau 5 ci-dessous donne les valeurs du ratio en cogénération et du rendement du cycle thermodynamique de Rankine associé à chacun des deux systèmes envisagés. Système d’exploitation de chaleur et d’électricité Ratio de cogénération Rendement thermodynamique du cycle de Rankine Dessalement d’eau de mer (MED) 0,04 5% Capture de CO 2 atmosphérique (DAC) 0,25 20% Une fois déterminé le rendement thermodynamique, et en connaissant la température froide T1 du cycle de Rankine imposé par le système 20, des outils de modélisation de cycle thermodynamique permettent d’évaluer le niveau de température requis en entrée de générateur de vapeur et donc, permet d’en déduire le niveau de pressurisation du circuit primaire. Les inventeurs ont réalisé le dimensionnement de l’ensemble des composants du cycle à partir d’un logiciel interne, utilisé sous la dénomination CYCLOP, qualifié par la déposante pour le dimensionnement en régime permanent de cycle de conversion thermodynamique. L’utilisation de ce logiciel est par exemple décrite dans [5] ou [6]. Le dimensionnement peut également être réalisé à partir d’un autre logiciel du commerce notamment celui sous la dénomination THERMOFLEX®. Les inventeurs ont ainsi déterminé la configuration du cycle et le niveau de température requis en entrée de générateur de vapeur sur la branche chaude du circuit primaire. Pour un système de capture de CO2 atmosphérique (DAC), une configuration met en évidence la simplification du circuit secondaire mettant en œuvre le cycle de Rankine avec notamment des simplifications sur les réchauffes et les sécheurs usuels. Les résultats de dimensionnement du circuit primaire associé à chacun des deux systèmes envisagés sont présentés dans le tableau 6 ci-après : Système d’exploitation de chaleur et d’électricité Température T3 (°C) Pression (bar) Dessalement d’eau de mer (MED) 148 7 Capture de CO 2 atmosphérique (DAC) 249 41 Ces données sont reportées sur le diagramme de la FIG. 10 . Ces évaluations mettent en évidence que le procédé de configuration et de dimensionnement selon l’invention permet de réduire très considérablement la pression du circuit primaire et donc permet de simplifier très grandement la conception du réacteur REP selon l’état de l’art comme exposé en préambule et illustré à la FIG. 1 . A titre d’exemple, il est proposé de mettre en évidence la conséquence de la baisse de pression du circuit primaire sur des épaisseurs des structures sur le circuit primaire, plus particulièrement sur celles de la cuve du réacteur et d’une canalisation de circuit primaire. En application des règles de dimensionnement du recueil RCC MRX, les épaisseurs minimales résultantes sont évaluées et présentées dans le tableau 7 ci-dessous, en comparaison avec celles d’un réacteur REP selon l’état de l’art. Circuit primaire Réacteur nucléaire REP selon l’état de l’art Système d’exploitation de chaleur et d’électricité selon l’invention Dessalement d’eau de mer (MED) Capture de CO 2 atmosphérique (DAC) Pression (bar) 155 5 41 Cuve de réacteur Diamètre minimal (m) 5 5 5 Epaisseur minimale (cm) 21 1 5 Ligne fluidique Diamètre minimal (m) 0,75 0,75 0,75 Epaisseur minimale (cm) 5 0,2 1 Ce tableau 7 met donc en évidence la baisse significative d’épaisseur requise pour assurer la tenue mécanique des structures dans le circuit primaire d’une réacteur d’installation de cogénération pour un système de dessalement ou un système de capture de CO 2 couplé en tant que système d’exploitation de chaleur et d’électricité. 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. Les deux couplages (capture du CO2 atmosphérique et dessalement d’eau de mer) sont donnés à titre d’exemple, et la présente invention peut être appliquée à tout autre système en cogénération nécessitant un apport de chaleur compatible avec la technologie du réacteur REP avec cycle de Rankine. De manière générale, on peut mettre en œuvre un ou plusieurs systèmes d’exploitation de chaleur et d’électricité reliés en boucle fermée et en parallèle au condenseur du circuit secondaire du réacteur, et raccordés à l’alternateur, sans aucune source froide d’eau. L’installation de cogénération nucléaire qui vient d’être décrite en relation avec un réacteur nucléaire à eau pressurisée avec un cycle de Rankine peut tout-à-fait être mis en œuvre avec tous les réacteurs nucléaires à cycle thermodynamique indirect, pour lesquels le cycle de production de chaleur et séparé physiquement du cycle de conversion de l’énergie. Liste des références citées [1]: “ Heat recovery from nuclear power plants ”, H. Safa, International Journal of Electrical Power & Energy Systems, Volume 42, Issue 1, November 2012, Pages 553-559. [2]: “ Améliorer l’efficacité énergétique en utilisant la cogénération dans la production d’électricité ” Jean-Marie Loiseaux, Henri Safa, Bernard Tamain, Réseau Sauvons le Climat. [3]: Rapport IEA d’avril 2022 : https://iea.blob.core.windows.net/assets/78633715-15c0-44e1-81df-41123c556d57/DirectAirCapture_Akeytechnologyfornetzero.pdf. [4]: https://www.irena.org/-/media/Files/IRENA/Agency/Publication/2012/IRENA-ETSAP-Tech-Brief-I12-Water-Desalination.pdf [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. Procédé de configuration et dimensionnement d’une installation de cogénération électronucléaire comprenant : - au moins un réacteur nucléaire, comprenant : un premier circuit fluidique, dit circuit primaire (1), comprenant au moins une cuve de réacteur (2) et un échangeur de chaleur intermédiaire (3) relié en boucle fermée à la cuve de réacteur; un deuxième circuit fluidique, dit circuit secondaire, adapté pour exploiter un cycle thermodynamique de conversion d’énergie, (5) comprenant au moins une turbine (6, 60) reliée à l’échangeur de chaleur intermédiaire, un condenseur (7) relié à la turbine et à l’échangeur de chaleur intermédiaire, pour refroidir la vapeur issue de la turbine et la retransformer en eau et la renvoyer dans l’échangeur de chaleur intermédiaire; un alternateur (9) couplé mécaniquement à la turbine, au moins un système d’exploitation de chaleur (20) et d’électricité (23), relié fluidiquement en boucle fermée au condenseur du circuit secondaire du réacteur et raccordé électriquement à l’alternateur; le procédé comprenant les étapes suivantes : a/ caractérisation des besoins énergétiques du système d’exploitation de chaleur et d’électricité, comprenant les puissances thermique et électrique, la température d’entrée (T2) requis par le système et la différence de températures aux bornes du(des) système(s) d’exploitation,, b/ calcul du ratio de cogénération de chaleur et d’électricité par l’installation, en fonction de la caractérisation des besoins selon l’étape a/, c/ calcul du rendement du cycle thermodynamique du circuit secondaire, à partir du calcul du ratio de cogénération selon l’étape b/, d/ détermination du cycle thermodynamique adapté pour obtenir le rendement calculé selon l’étape c/, avec le niveau de température requis pour l’alimentation en chaleur du (des) système(s) d’exploitation aux bornes du condenseur, e/ à partir de la température de sortie (T1) du système, du cycle thermodynamique déterminé selon l’étape d/ et de son rendement calculé selon l’étape c/, configuration et dimensionnement du circuit secondaire et détermination de la température du fluide en entrée de l’échangeur intermédiaire, f/ à partir de la température du fluide en entrée de l’échangeur intermédiaire déterminée selon l’étape e/, configuration et dimensionnement du circuit primaire. Procédé selon la revendication 1, l’étape b/ étant réalisée en considérant que les puissances thermique et électrique requises par le système étant égales respectivement à la puissance thermique aux bornes du condenseur, fournie par le circuit secondaire et la puissance électrique délivrée par l’alternateur. Procédé selon la revendication 1 ou 2, le réacteur nucléaire étant à eau pressurisée (REP) et le cycle thermodynamique du circuit secondaire étant un cycle de Rankine. Procédé selon la revendication 1 ou 2, le réacteur nucléaire étant à neutrons rapides (RNR) et le cycle thermodynamique du circuit secondaire pouvant être un cycle de Rankine ou de Brayton. Procédé selon la revendication 3 ou 4, l’étape f/ comprenant le dimensionnement de la cuve de réacteur et de la ligne fluidique du circuit primaire. Procédé selon l’une des revendications précédentes, le système d’exploitation de chaleur et d’électricité étant un système de capture de dioxyde de carbone CO 2 atmosphérique, et/ou de dessalement d’eau de mer selon un procédé dit à multiple-effet (MED) ou procédé dit de distillation à détentes étagées (MSF). Installation de cogénération configurée et dimensionnée selon le procédé de l’une des revendications précédentes, exempte de source froide d’eau environnementale.