INPI-France/Brevets-Francais-2024-Chunked huggingface dataset:
Conformément à l’invention, la pièce 100 comprend en outre une portion 106 réalisée avec un matériau thermoplastique 140 chargé de particules métalliques 120. Dans l’exemple décrit ici, la portion 106 est présente au niveau d’un sommet 111 des nervures 110 qui définit la surface d’assemblage 101 de la pièce 100, c’est-à-dire la partie de la pièce 100 destinée à être soudée avec une autre pièce.
Comme illustré sur la , la fabrication de la pièce 100 comprend tout d’abord l’introduction, ici par injection, d’un matériau thermoplastique 140 chargé avec des particules métalliques 120 dans une ou plusieurs parties d’un moule 50 correspondant à une ou plusieurs surfaces d’assemblage 101 de la pièce 100. Dans l’exemple décrit ici, le moule 50 présente une pluralité de cavités 56 formant un réseau de nervures. Le matériau thermoplastique 140 chargé avec des particules métalliques 120 est introduit dans le fond des cavités 56 de manière à être présent à un sommet 111 des nervures 110 de la pièce après démoulage.
Comme représenté sur la , un matériau thermoplastique non chargé de particules métalliques ou similaires 130 est ensuite introduit, ici par injection, dans le reste des cavités 56 de manière à former le corps de pièce 105 après démoulage.
L’injection des deux matériaux est représentée sur les figures 2A et 2B de manière très schématique. En pratique, un matériau thermoplastique chargé de particules métalliques est injecté dans le moule via un ou des premiers ports d’injection tandis que le matériau thermoplastique non chargé de particules métalliques ou similaires est injecté dans le moule via un ou des deuxièmes ports d’injection présents sur le moule à des positions différentes du ou des premiers ports d’injection. Par ailleurs, il est possible de réaliser la première injection de matériau thermoplastique chargé de particules métalliques dans un moule dont la cavité de moulage présente une hauteur correspondante à celle de la portion 106 de la pièce 100. Le moule est ensuite ouvert et rallongé en hauteur pour permettre la deuxième injection matériau thermoplastique non chargé de particules métalliques ou similaires 130 de manière à former le corps de pièce 105. Selon une variante de mise en œuvre, la portion 106 une fois formée est déplacée dans un autre moule adapté pour la formation par injection du corps de pièce. L’injection du matériau thermoplastique non chargé de particules métalliques ou similaires destiné à former le corps de pièce 105 peut être réalisée avant l’injection du matériau thermoplastique chargé de particules métalliques destiné à former la portion 106 de la pièce 100.
Après injections successives des deux matériaux thermoplastiques 140 et 130 et le refroidissement du moule, on démoule la pièce 100 comprenant le corps de pièces 105 et la portion 106 formant ensemble le réseau de nervures 110 ( ). Lorsque la pièce 100 est soumise à un champ magnétique, les particules métalliques 120 s’échauffent de manière à faire fondre localement le matériau thermoplastique 140. La pièce 100 est ainsi apte à être assemblée par soudage inductif à une autre pièce.
Le matériau thermoplastique utilisé pour former la pièce peut être de différents types. A titre d’exemples non limitatifs, la pièce selon l’invention peut être réalisée avec un des matériaux thermoplastiques suivants : PAEK (PolyArylEtherCetone), PEEK (PolyEtherEtherCetone), PEKK (PolyEtherCetoneCetone), PEI (polyétherimide), TPU ou PU (Polyuréthane Thermoplastique), PESU ou PPS (polysulfure de phénylène).
Le matériau thermoplastique peut être sous forme d’une résine seule ou d’une résine chargée en particulier avec des fibres courtes qui peuvent être des fibres de carbone, de verre, d’aramide, etc.
La pièce peut également être réalisée par moulage par compression d’un matériau composite à renfort de fibres longues discontinues du type BMC (Bulk Molding Compound), SMC (Sheet Molding Compound) ou DLF (Discontinuous Long Fibers).
La taille des fibres est comprise typiquement entre 0,1 mm et 1 mm pour les fibres courtes et entre 1 mm et 50 mm pour les fibres longues.
De préférence, la couche supérieure 20 et la couche inférieure 25 sont en un matériau flexible, notamment la couche supérieure 20 est en ETFE ou PET et la couche inférieure 25 est par exemple en caoutchouc nitrile contenant des ferrites magnétisées. De préférence, la couche supérieure 20 et la couche inférieure 25 présentent des épaisseurs respectives s et i comprise entre 10 µm et 1 mm pour l’épaisseur s et entre 500 µm et 10 mm pour l’épaisseur i , notamment sensiblement égales à 500µm. La couche inférieure 25 peut être transparente ou opaque.
La couche d’encapsulation 22 peut être formée durant la fabrication par lamination entre elles de deux sous-couches disposées de part et d’autre des structures photovoltaïques 30. De préférence, la couche d’encapsulation 22 est en un matériau flexible, notamment en un matériau polymère thermoplastique tel que le TPO. De préférence, la couche d’encapsulation 22 présente une épaisseur e comprise entre 200 et 1000 µm, par exemple sensiblement égale à 400 µm.
Comme illustré sur les figures 1 à 4, la couche d’encapsulation 22 est, de préférence, en contact direct avec les couches supérieure 20 et inférieure 25.
De préférence, les ferrites magnétisées de la couche inférieure 25 présentent une température de Curie supérieure à la température atteinte par la couche inférieure 25 durant le procédé de fabrication du module, notamment au cours de la lamination des couches entre elles. En variante, les ferrites de la couche inférieure 25 sont magnétisés après l’étape de lamination des couches entre elles, la température de Curie des ferrites peut alors être inférieure à la température maximale de la couche inférieure 25 atteinte durant la lamination des couches entre elles.
Dans l’exemple illustré sur les figures 1 à 4, les structures photovoltaïques 30 comportent une unique rangée de cellules photovoltaïques 32 reliées électriquement entre elles en série par des éléments conducteur 35 flexibles, notamment des fils ou rubans conducteurs. Chaque rangée peut comporter une ou plusieurs cellules 35, de préférence entre 2 et 80 cellules 35. De préférence, les structures photovoltaïques 30 sont parallèles entre elles et s’étendent longitudinalement sur une partie de la longueur du module.
Les cellules 35 de la rangée sont espacées entre elles d’une distance c , mesurée entre les bords les plus proches des cellules adjacentes, comprise entre -2 mm et 200 mm, par exemple sensiblement égale à 3 mm. Dans l’exemple illustré, toutes les cellules 35 sont de même forme sensiblement carrée en vue du dessus et de même épaisseur. Elles s’étendent chacune en vue du dessus sur une surface inférieure ou égale à 246 cm², notamment comprise entre 243 cm² et 245 cm², par exemple sensiblement égale à 244 cm². Elles sont alignées dans la rangée. Cependant, il pourrait en être autrement, les cellules pourraient être reliées en parallèles, être de formes et/ou dimensions différentes entre elles et/ou ne pas être alignées. Les cellules pourraient par exemple être rectangulaires.
Les structures photovoltaïques 30 adjacentes sont espacées entre elles d’une distance d , mesurée entre les bords les plus proches des cellules, comprise entre 1 mm et 50 mm, notamment sensiblement égale à 10 mm.
Les structures photovoltaïques 30 sont espacées entre elles latéralement et sont séparées par une fente 40 dans l’épaisseur du module. La fente 40 traverse l’ensemble des couches 20, 22 et 25 précédemment citées sur une longueur f inférieure à la dimension du module selon la direction d’extension longitudinale de la fente, ici la longueur D du module.
Les structures photovoltaïques 30 adjacentes sont reliées entre elles, notamment en série, par des éléments conducteurs flexibles 37, notamment des fils ou rubans conducteurs, reliant entre elles les cellules d’extrémité adjacentes des structures photovoltaïques adjacentes, les éléments conducteurs 37 passent dans la couche d’encapsulation 22 à l’extrémité de la fente 40.
Les fentes 40 s’étendent dans l’espace entre les structures photovoltaïques 30 adjacentes sur la longueur du module 10 parallèlement aux structures photovoltaïques 30. De préférence, comme cela est illustré, les fentes 40 s’étendent sur toute la longueur des structures photovoltaïques 30. Dans l’exemple illustré, les fentes 40 sont ouvertes à une extrémité 42 vers l’extérieur et sont fermées à l’autre extrémité 45. Les fentes 40 successives le long d’une direction perpendiculaire à la direction d’extension longitudinale des fentes s’ouvre alternativement vers l’extérieur sur les bords opposés du module 10. De la sorte, le module 10 forme un circuit de matière continu qui serpente entre les fentes et dans lequel un circuit électrique continu est formé par le montage en série des cellules 32 reliées électriquement par les éléments conducteurs 35 et 37. Les fentes 40 peuvent s’étendre sur une longueur f supérieure ou égale à 95% de la longueur D du module. De préférence, la fente 40 est la plus longue possible tout en gardant une tenue mécanique du module, une interconnexion électrique des structures photovoltaïques et une isolation électrique entre les cellules adjacentes suffisante selon les normes IEC 61215 et 61730. Par exemple, la bande de matière en extrémité fermée 45 de la fente peut présenter une dimension m mesurée entre l’extrémité fermée 45 de la fente et le bord opposé du module supérieure ou égale à 5 mm.
Comme cela est illustré sur les figures 3 à 5, les fentes 40 présentent une largeur décroissante de leur extrémité ouverte 42 jusqu’à leur extrémité fermée 45 et l’extrémité fermée est élargie par une ouverture de contour sensiblement circulaire ou ovale. Une telle structure permet une meilleure conformabilité à une surface courbe. L’extrémité élargie permet de réduire les contraintes mécaniques en extrémité de la fente dû au rapprochement des différentes parties du module. Cela évite la déformation ou le soulèvement du module mais rend également plus difficile la propagation d’une fissure à l’extrémité fermée 45. La plus grande largeur t de la fente 40 au niveau de l’ouverture vers l’extérieur peut être comprise entre 1 mm et 49 mm, par exemple sensiblement égal à 5 mm. De préférence, la plus grande largeur t est définie de sorte à conserver les distances d’isolation électrique nécessaires des normes IEC 61215 et 61730 entre les cellules 32. Les bords longitudinaux opposées de la fente peuvent former entre eux un angle α inférieur ou égale à 15°, mieux inférieur ou égale à 10°, et/ou inférieur ou égal à 1°. L’extrémité élargie 45 de la fente peut présenter une largeur u sensiblement égale à la plus grande largeur t de la fente 40. L’invention n’est pas limitée à cette forme de fente, toute autre forme de fente est envisagée, notamment une fente de contour rectangle arrondie ou non à son extrémité ou une fente de largeur variable sur une partie seulement de la longueur de la fente.
De préférence, les fentes 40 sont réalisées par découpe du module après l’empilement et assemblage des différentes couches
Le circuit de connexion s’étend d’une borne négative 60 à une borne positive 62 qui sont reliés à une boite de jonction ou circuit électronique associé au module non représenté qui peut être attenante au module ou déportée hors du module. La boite de jonction permet de relier électriquement le module 10 à l’extérieur.
Lors de son utilisation, le module 10 est positionné sur une surface. Selon la courbure de la surface, les structures photovoltaïques 30 vont pouvoir se rapprocher plus ou moins grâce aux fentes 40, ce qui permet de courber le module selon l’axe médian X sur une surface courbe de faible rayon de courbure. Le rayon de courbure est supérieur ou égal à 500 mm, mieux supérieur ou égal à 1 m. Le module présente également une certaine flexibilité dans la longueur du fait de l’espace entre les cellules des structures photovoltaïques. De préférence, le module est positionné sur la surface de sorte que la direction de plus grande courbure de la surface soit parallèle à la direction de plus grande courbure du module, notamment l’axe médian transversal X. La surface peut être courbe et présente un rayon de courbure maximal supérieur ou égal à 500 mm, mieux 1 m.
Le fait que la couche inférieure 25 soit magnétisée de part la présence des ferrites magnétisées facilite son intégration sur une surface ferromagnétique, notamment en tôle ou acier, tel que la toiture d’une voiture ou une toiture d’immeuble en bac acier.
Les figures 6 à 9 illustrent des variantes de réalisation du module 10.
Mode Etat de (20) Etat de (21) Etat de (22) Etat de (4) Etat de (2) Etat de (3) (i) F O F arrêt moteur arrêt (ii) F O F marche alternateur arrêt (iii) F O F marche alternateur moteur (iv) O O O arrêt arrêt moteur (v) O O O arrêt moteur arrêt (vi) O F F marche arrêt moteur (vii) F O F marche moteur arrêt
On va maintenant décrire en référence à la un système de propulsion hybride 1 selon un quatrième exemple de mise en œuvre.
Ce quatrième exemple de mise en œuvre diffère des deuxième et troisième exemples qui viennent d’être décrits par la disposition des trois moyens de couplage sélectifs 20, 21 et 22. Chacun de ces moyens de couplage est par exemple un embrayage.
Selon ce quatrième exemple de mise en œuvre, le premier moyen de couplage sélectif 20 est interposé dans le chemin du couple entre le premier arbre de la première machine électrique 2 et le premier réducteur 11, le deuxième moyen de couplage sélectif 21 est interposé dans le chemin du couple entre le premier arbre de la première machine électrique 2 et le deuxième arbre de la deuxième machine électrique 3, et le troisième moyen de couplage sélectif 22 est interposé dans le chemin du couple entre le vilebrequin du moteur thermique 4 et le premier arbre de la première machine électrique 2.
On constate sur la que le premier arbre de la première machine électrique 2 n’est plus couplé en permanence au différentiel 15, du fait de la présence du premier moyen de couplage sélectif 20 tandis que le deuxième arbre de la deuxième machine électrique 3 est couplé en permanence au différentiel 15, sans moyen de couplage sélectif interposé. On constate également qu’un couplage est possible entre les arbres des machines électriques 2 et 3, permettant deux configurations additionnelles, en plus de celles mentionnées en référence aux figures 2 à 4.
Chacun de ces moyens de couplage sélectifs 20 à 22 est par exemple un embrayage simple.
Plus précisément, Ces embrayages 20, 21 et 22 peuvent être commandés de manière à obtenir les configuration (i) à (ix) ci-dessous :
- (i) démarrage du moteur thermique par la première machine électrique,
- (vi) propulsion électrique combinée par la première machine électrique 2 et la deuxième machine électrique 3 à travers le deuxième réducteur 12. Ce mode est adapté aux vitesses élevées, par exemple supérieures à 80km/h.
Lorsque l’installation de stockage 1 est positionnée sur un navire tel qu’un méthanier, la structure porteuse 2 est formée par la double coque du navire et est donc formée d’une structure porteuse interne et d’une structure porteuse externe. La paroi porteuse supérieure interne 4 est ainsi appelée le pont interne 4 du navire tandis que la paroi porteuse supérieure externe 3 est appelée le pont externe 3 du navire.
La cuve 71 comporte une structure principale 5 formée d’une paroi de fond 6, une paroi de plafond 7, deux parois de cofferdam 8 reliant la paroi de fond à la paroi de plafond 7 et situées à l’avant et à l’arrière lorsque l’installation de stockage 1 est située sur un navire, deux parois latérales 9 et optionnellement deux à quatre parois de chanfrein 10 reliant les parois latérales à la paroi de fond 6 ou à la paroi de plafond 7. Les parois de la cuve 71 sont ainsi reliées les unes aux autres de façon à former une structure polyédrique et à délimiter un espace interne de stockage 11.
Afin de charger et décharger la cuve 71 en gaz liquéfié, l’installation de stockage 1 comporte une ouverture de chargement/déchargement 12 interrompant localement la paroi porteuse supérieure 4 et la paroi de plafond 7 de la cuve 71 de sorte à permettre à des conduites de chargement/déchargement 13 d’atteindre le fond de la cuve 71 en traversant cette ouverture 12.
L’installation de stockage 1 comprend également une tour de chargement/déchargement 14 situé au droit de l’ouverture 12 et à l’intérieur de la cuve 71 formant une structure de support pour les conduites de chargement/déchargement 13 sur toute la hauteur de la cuve 71 ainsi que pour les pompes (non représentées).
De plus, l’installation de stockage 1 comporte un couvercle 15 disposé dans l’ouverture de chargement/déchargement 12 afin de clôturer l’espace interne de stockage 11 au niveau de ladite ouverture 12. Le couvercle 15 comprend des orifices permettant aux conduites de chargement/déchargement 13 de traverser le couvercle 15.
La cuve 71 comporte également une cheminée 16 située sur la structure principale 5 au niveau de l’ouverture 12 et permettant aux parois de cuve de s’étendre continument du pont interne 4 vers le pont externe 3 au niveau où ceux-ci sont interrompus par l’ouverture 12. On appelle pour des cuves de stockage de gaz liquéfié une telle cheminée 16 munie dudit couvercle 15 : le dôme liquide.
La présente invention est illustrée ici en référence à la zone du dôme liquide mais on pourrait également envisager l’application de cette invention à une autre cheminée d’une cuve 71, telle que classiquement le dôme gaz.
La cheminée 16 comporte une pluralité de parois de cheminée 17 reliées les unes aux autres et s’étendant verticalement. Les parois de cheminée 17 sont par exemple au nombre de quatre dans le cas d’une ouverture 12 rectangulaire. Ces parois de cheminée 17 sont fixés un surbau 18 de la structure porteuse, notamment les parois porteuses de surbau 19, reliant la paroi porteuse supérieure interne 4 à la paroi porteuse supérieure externe 3.
La cheminée 16 est dans le mode de réalisation représenté en et 2 formée dans le prolongement de la paroi de cofferdam arrière 8 de sorte que trois des bords 20 de l’ouverture 12 forment une arête saillante au niveau de l’intersection entre la paroi de plafond 7 et une des parois de cheminée 17. Dans un autre mode de réalisation non représenté, la cheminée peut être placée à distance de la paroi de cofferdam arrière 8 de sorte que les quatre bords 20 de l’ouverture 12 forment une arête saillante.
Dans la suite de la description, seul le bord d’extrémité longitudinale avant 20 formé entre l’ouverture 12 et la paroi de cofferdam avant sera décrit en détail par la suite. Les autres bords 20 formant une arête saillante peuvent être formés de manière similaire ou différente.
Comme représenté sur la , chaque paroi de cuve, et notamment la paroi de plafond 7 et la paroi de cheminée 17 présente successivement, de l’extérieur vers l’intérieur, selon la direction d’épaisseur de la paroi, une barrière thermiquement isolante secondaire 21 comportant des éléments isolants secondaires fixés à la structure porteuse 2, une membrane d’étanchéité secondaire 22 ancrée aux éléments isolants secondaires de la barrière thermiquement isolante secondaire 21, une barrière thermiquement isolante primaire 23 comportant des éléments isolants primaires fixés aux éléments isolants secondaires de la barrière thermiquement isolante secondaire 21 ou à la structure porteuse 1 et reposant contre la membrane d’étanchéité secondaire 22 et une membrane d’étanchéité primaire 24 ancrée aux éléments isolants primaires de la barrière thermiquement isolante primaire 23 et destinée à être en contact avec le gaz liquéfie contenu dans la cuve.
Les figures 4 à 8 illustrent plus particulièrement le raccordement de la paroi de plafond 7 à la paroi de cheminée 17 au niveau du bord 20 de l’ouverture 12.
Comme représenté en , la barrière thermiquement isolante secondaire 21 de la paroi de plafond 7 comporte une pluralité de panneaux isolants secondaires 25 qui sont ancrés sur la paroi porteuse supérieure 8 au moyen de dispositifs d’ancrage (non représentés). Les panneaux isolants secondaires 25 présentent une forme générale parallélépipédique et sont par exemple disposés selon des rangées parallèles dans la direction longitudinale L et dans la direction transversale T perpendiculaire à la direction longitudinale L.
La barrière thermiquement isolante secondaire 21 de la paroi de cheminée 17 comporte également une pluralité de panneaux isolants secondaires 25 qui sont ancrés sur la paroi porteuse de surbau 19 au moyen de dispositifs d’ancrage (non représentés).
Comme représenté en , la membrane d’étanchéité secondaire 22 de la paroi de plafond 7 et de la paroi de cheminée 17 comporte une nappe continue de virures métalliques 26, à bord relevés. Les virures 26 comportent une portion centrale plane 27 reposant sur les panneaux isolants secondaires 25 de la barrière thermiquement isolante secondaire 21 et comportent également deux bords relevés 28 disposés de part et d’autre de la portion centrale plane 27 et faisant saillie vers l’intérieur de la cuve par rapport à la portion centrale. Concernant la paroi de plafond 7, les virures 26 s’étendent selon la direction longitudinale L du navire tandis que les bords relevés 28 sont disposés de part et d’autre de la portion centrale plane 27 dans la direction transversale T du navire. Concernant la paroi de cheminée 17, les virures 26 s’étendent selon une direction circonférentielle de l’ouverture 12, sensiblement horizontale verticale lors d’une utilisation normale de l’installation de stockage, tandis que les bords relevés sont disposés de part et d’autre de la portion centrale plane 27 dans une direction de hauteur H du navire, sensiblement verticale lors d’une utilisation normale de l’installation de stockage.
Les virures 26 sont soudées par leurs bords relevés 28 sur des supports de soudure parallèles qui sont fixés dans des rainures ménagées au niveau de la surface supérieure des panneaux isolants secondaires 25 en contact avec la membrane d’étanchéité secondaire 22. Les virures 26 sont, par exemple, réalisées en Invar ® : c’est-à-dire un alliage de fer et de nickel dont le coefficient de dilatation est typiquement compris entre 1,2.10 -6 et 2.10 -6 K -1 .
Un des buts de l’invention est de proposer un procédé de surveillance d’une centrale nucléaire mis en œuvre par un système de surveillance, qui permette de réaliser une surveillance de manière fiable.
A cet effet, l’invention propose un procédé de surveillance d’une centrale nucléaire mis en œuvre par un système de surveillance, la centrale nucléaire possédant un circuit primaire, un circuit secondaire, un réacteur nucléaire agencé dans le circuit primaire pour chauffer de l’eau circulant dans le circuit primaire, et N générateurs de vapeur agencés pour transférer la chaleur du circuit primaire au circuit secondaire en générant de la vapeur dans le circuit secondaire, N étant un nombre entier égal ou supérieur à 2, le procédé de surveillance comprenant, pour au moins un des paramètres d’un jeu de paramètres représentatifs du fonctionnement du générateur de vapeur, et pour chaque générateur de vapeur :
la détermination, en fonction des mesures fournies par les capteurs, d’un écart entre une valeur mesurée du paramètre pour ce générateur de vapeur et la valeur moyenne de ce paramètre pour l’ensemble des générateurs de vapeur pour détecter un déséquilibre de ce paramètre sur le générateur de vapeur ; et la caractérisation du déséquilibre affectant ce paramètre de ce générateur de vapeur en fonction d’un ou plusieurs autre(s) paramètre(s) du jeu de paramètres représentatifs, de manière à générer un signal de problème physique indicatif de la présence d’un problème physique sur le générateur de vapeur affecté par le déséquilibre ou un signal de dérive de mesure indicatif d’une dérive de la mesure du paramètre considéré sur le générateur de vapeur affecté par le déséquilibre.
La comparaison de la valeur mesurée d’un paramètre d’un générateur de vapeur à la valeur moyenne de ce paramètre pour l’ensemble des générateurs de vapeur permet d’identifier un déséquilibre de ce paramètre sur ce générateur de vapeur.