Dans le septième module, nous nous intéressons aux installations de cogénération.

Son volume horaire est d'environ 1 h de travail.

L'intérêt principal des cycles de cogénération est qu'ils sont parmi les plus performants sur le plan énergétique et exergétique. Toutefois, leur intérêt économique doit être évalué dans chaque situation.

Après un premier thème relatif aux généralités sur la cogénération, nous nous intéressons plus particulièrement aux systèmes mettant en œuvre des réacteurs nucléaires. Nous développons deux variantes d'une cogénération destinée à effectuer du dessalement d'eau de mer à partir d'un réacteur REP, nous présentons une installation destinée à produire de l'hydrogène par électrolyse à haute température, et nous mentionnons un troisième exemple correspondant à un réacteur à haute température HTR.

On appelle cogénération la production combinée d'énergie thermique et d'énergie mécanique ou d'électricité.

L'idée de base de la cogénération est que la plupart des installations de production d'électricité d'origine thermique opèrent à des températures élevées (entre 300 et 1000 °C), alors que les besoins de chaleur dans l'industrie ou pour le chauffage se manifestent à des températures plus basses, généralement entre 80 °C et 300 °C.

Dans ces conditions, il est tout à fait possible, lorsque l'on a des besoins en chaleur, de tirer parti de cet écart de température pour produire de l'électricité par l'intermédiaire d'un cycle moteur. Il suffit pour cela que la source chaude du cycle moteur soit le réacteur nucléaire, la chaudière ou la chambre de combustion, et la source froide les besoins de chaleur.

Il serait aussi théoriquement possible de produire de la chaleur à haute température sur les lieux de production de l'électricité, mais cette solution se révèle généralement mauvaise car la chaleur se transporte beaucoup moins bien que l'électricité.

C'est la raison pour laquelle la plupart des installations de cogénération ont pour fonction principale de fournir de la chaleur, et pour fonction secondaire de produire de l'électricité.

Elles sont installées dans des sites où il y a des besoins de chaleur, et exportent l'électricité qu'elles produisent en complément.

Sur le plan technique, on a coutume de classer les installations de cogénération en trois grandes familles, selon le type de cycle moteur utilisé.

• Installations à chaudières (généralement à combustion, mais aussi nucléaires) et turbines à vapeur

• Installations à moteur alternatif à combustion interne

• Installations à turbines à gaz

Nous nous contentons ici d'étudier les premières, les plus adaptées aux réacteurs nucléaires.

Elles sont très répandues, l'intérêt de ce type de configuration étant connu depuis plus d'un siècle, et permettent d'utiliser une grande variété de combustibles, notamment du charbon ou des déchets

Dans une installation de cogénération à chaudière et turbine à vapeur, on dispose selon les cas d'une seule turbine, dite à contre-pression, ou de deux turbines, dites à soutirage et à condensation (figure ci-dessous).

Dans les turbines à contre-pression, bien adaptées lorsque les besoins de chaleur varient peu, la vapeur est produite dans la chaudière à une pression initiale généralement comprise entre 30 et 50 bar.

Elle est détendue à une pression (dite contre-pression) d'environ 2 à 6 bar, et à des températures de 130 à 160 °C.

Cette vapeur est ensuite utilisée directement dans des procédés ou dans un réseau de chaleur.

Dans les turbines à soutirage et condensation, la totalité de la vapeur traverse le corps haute pression, qui se comporte comme une turbine à contre-pression.

Une fraction est ensuite soutirée pour alimenter des procédés ou un réseau de chaleur, tandis que le reste est détendu dans un corps basse pression pour être finalement condensé, soit par de l'air de refroidissement, soit par de l'eau.

Ce type de turbine permet de découpler très largement la production d'électricité de celle de chaleur, et se révèle donc très bien adaptée pour des installations de cogénération utilisées pour le chauffage des locaux. En été, le soutirage est minimal et la production d'électricité maximale, en hiver c'est l'inverse.

Ces différentes catégories de turbines peuvent être associées et conduire à des installations du type ci-dessous.

Le rendement global des installations à contre-pression est cependant légèrement supérieur à celui des unités à soutirage et condensation, car dans ces dernières une partie de la chaleur est évacuée au condenseur.

Ces configurations sont très utilisées pour des applications où les besoins de chaleur sont importants, comme dans les usines d'incinération d'ordures ménagères, les centrales de chauffe des réseaux de chaleur et les industries lourdes.

Si vous êtes particulièrement intéressé par ce type d’application, nous vous recommandons d'étudier la séance Diapason S47 sur le chauffage urbain. Bien qu'elle corresponde à une installation de cogénération à turbine à gaz, elle vous permettra d'étudier la problématique de ce genre d'installation, qui pourrait être mise en œuvre avec un réacteur nucléaire à haute température.

Vous trouverez une présentation plus générale des installations de cogénération dans cette page du portail Thermoptim-UNIT

Bien qu'elles ne soient pas très répandues, des installations de cogénération associées à des réacteurs nucléaires existent depuis de nombreuses années, et beaucoup sont aujourd'hui en projet.

Cette publication de l'AIEA de 2017 dresse un état des lieux des opportunités de la cogénération à partir d'énergie nucléaire.

A titre d'exemple, en Suisse, le REP de 970 MW(e) de Gösgen fournit de la vapeur de process à une usine de carton voisine depuis 1979. La vapeur de procédé (13,7 bars, 220 °C) est produite dans un cycle de vapeur tertiaire par la vapeur vive du REP. Elle est ensuite acheminée par canalisation sur une distance de 1750 m jusqu'à la cartonnerie. Après condensation, elle retourne sous forme d'eau chaude à 100°C dans le REP. Une extraction maximale de la vapeur de procédé de 22,2 kg/s est possible, ce qui représente une puissance thermique d'environ 54 MW ou environ 2 % de la puissance thermique totale du REP .

Nous présentons ci-dessous trois types d'installations de cogénération nucléaire.

Nous avons étudié dans le module sur le dessalement d'eau de mer un exemple de cycle utilisant la thermocompression. Deux variantes d'installations de cogénération nucléaire faisant appel à un tel dispositif sont présentées ici.

Nous avons vu que la thermocompression permet de rehausser le niveau enthalpique d'une vapeur, en augmentant sa pression et donc sa température de changement d'état. Un tel dispositif est utilisé pour valoriser les buées issues d'un bouilleur d'évapoconcentration, qui peuvent être utilisées comme source chaude d'un premier effet.

Le synoptique Thermoptim ci-dessous montre comment fonctionne l'unité de dessalement.

Dans la première unité qui nous intéresse, 120 kg/s d'eau salée à 35 g/l et 70 °C, entrent dans le bouilleur, chauffé par de la vapeur d'eau à environ 110 °C. Il en sort 40 kg/s d'eau douce sous forme de vapeur et 80 kg/s d'eau salée concentrée à 52,5 g/l et 100,76 °C. Cette eau concentrée en sel entre dans un deuxième bouilleur, chauffé par la vapeur d'eau pure issue du premier bouilleur, qui se condense. Il en sort 40 kg/s d'eau salée à 105 g/l, et 40 kg/s de vapeur distillée, à 0,85 bar et 97 °C. Cette vapeur distillée entre dans un éjecteur dont le fluide moteur est 200 kg/s d'eau chaude à 11 bars et 184 °C en provenance du réacteur REP. En sortie de l'éjecteur, 240 kg/s de vapeur à 1,4 bar et 109,3 °C servent de source chaude au premier bouilleur. La vapeur presque condensée est ensuite pour partie retournée vers le réacteur nucléaire (200 kg/s), et pour partie condensée pour fournir de l'eau douce.

Le synoptique Thermoptim ci-dessous montre comment l'unité de dessalement est couplée au réacteur REP, qui fonctionne ainsi en cogénération.

Les deux transfos à droite du schéma représentent :

• en haut le départ vers l'électrolyseur de 200 kg/s d'eau chaude à moyenne pression correspondent à la phase liquide en sortie du séparateur

• en bas le retour vers la bâche alimentaire d'un débit équivalent de vapeur à basse pression presque condensée. Notez qu'il manque sur le schéma d'une part une pompe de reprise pour relever la pression de ce flux,et d'autre part un condenseur pour que cette pompe aspire de l'eau liquide.

Comme on le voit, le prélèvement sur le cycle nucléaire de référence se fait sur un flux détourné de la bâche alimentaire, ce qui a un impact quasiment négligeable sur les performances de ce cycle. Les éléments du bilan Thermoptim de cette centrale de cogénération sont en effet les suivants :

Puissance utile : 1377 MW

Puissance payante : 4413 MW

Rendement : 31,19 %

A titre de comparaison, la puissance utile du cycle REP seul était la même, et la puissance payante de 4388 MW, pour un rendement de 31,23 %.

Variante d'installation de cogénération nucléaire destinée au dessalement de l'eau de mer

Nous allons maintenant présenter une variante de ce cycle de cogénération, où le prélèvement est effectué non plus sur la phase liquide en sortie du séparateur, mais sur la phase vapeur.

Le prélèvement de 14 kg/s de vapeur à moyenne pression est effectué en sortie du séparateur, tandis que le flux principal (1,44 t/s) est dirigé vers le corps de turbine BP.

Le retour de la vapeur presque condensée se fait au niveau de la bâche alimentaire. Notez qu'il manque aussi sur le schéma une pompe de reprise pour relever la pression de ce flux et un condenseur pour que cette pompe aspire de l'eau liquide.

Le rapport des débits est proche de 1 %, montrant que le prélèvement est très faible par rapport au flux principal. Il serait bien sûr possible de l'augmenter, mais nous avons ici déterminé ce débit pour que la production d'eau douce soit la même que dans l'exemple précédent.

L'impact sur les performances du cycle nucléaire est légèrement plus important que dans l'exemple initial. La puissance utile est de 1355 MW au lieu de 1374 MW, et la puissance payante de 4339 MW au lieu de 4403 MW. Le rendement est le même que celui du cycle REP seul, ce qui peut sembler surprenant, mais s'explique du fait que la surchauffe à l'entrée du corps de turbine BP est légèrement plus élevée dans le cas de la variante du fait que le débit principal est un peu réduit.

Rappelons toutefois que la modélisation du retour a été simplifiée, ce qui peut induire de légères erreurs, et que le poste d'eau n'est pas pris en compte.

Le cycle de dessalement est modifié comme suit.

Dans la première unité, 120 kg/s d'eau salée à 35 g/l et 70 °C, entrent dans le bouilleur, chauffé par de la vapeur d'eau à environ 110 °C. Il en sort 40 kg/s d'eau douce sous forme de vapeur et 80 kg/s d'eau salée concentrée à 52,5 g/l et 100,76 °C. Cette eau concentrée en sel entre dans un deuxième bouilleur, chauffé par la vapeur d'eau pure qui se condense. Il en sort 40 kg/s d'eau salée à 105 g/l, et 40 kg/s de vapeur distillée, à 0,85 bar et 97 °C. Cette vapeur distillée entre dans un éjecteur dont le fluide moteur est 14 kg/s de vapeur à 11 bars et 184 °C en provenance du réacteur REP. En sortie de l'éjecteur, 54 kg/s de vapeur à 1,05 bar et 109,73 °C servent de source chaude au premier bouilleur. La vapeur presque condensée est ensuite pour partie retournée vers le réacteur nucléaire (14 kg/s), et pour partie condensée pour fournir de l'eau douce.

Comme nous l'avons vu dans le sixième module, dans un dispositif d'électrolyse à haute température (EHT), de l'eau est vaporisée par un apport de chaleur qui peut en particulier être fourni par un réacteur nucléaire. La vapeur d'eau est ensuite introduite dans deux échangeurs récupérateurs de chaleur où elle est chauffée par les gaz sortant de l'électrolyseur, puis elle pénètre dans l'électrolyseur.

Compte tenu des hautes températures auxquelles travaille l'électrolyseur, il est en effet nécessaire d'effectuer le plus de régénération possible entre les flux entrants (la vapeur d'eau et l'hydrogène éventuel), et les flux sortants (l'hydrogène humidifié et l'oxygène).

La température à laquelle la vapeur doit être portée dépend de nombreux facteurs, dont le type de réacteur nucléaire et la pression dans l'électrolyseur. Les études récentes montrent qu'une pression de l'ordre de 30 bars serait favorable au procédé, mais ceci demande à être confirmé.

Si, compte tenu des pertes de charge inévitables, on adopte une pression de vapeur d'eau de 35 bars en amont des échangeurs de régénération du dispositif d'électrolyse, la température de vaporisation de l'eau est de 242,54 °C.

Pour minimiser l'apport du réacteur, il est a priori préférable de surchauffer la vapeur non pas avec de la chaleur nucléaire, mais par refroidissement de l'hydrogène humidifié et de l'oxygène produits par l'électrolyseur.

Le synoptique ci-dessous fournit un exemple de dispositif d'électrolyse recevant 12,2 kg/s de vapeur à 35 bars et 250 °C provenant d'un réacteur nucléaire. Il utilise le modèle d'électrolyseur HT présenté dans le module 6 et disponible dans la modélothèque.

Ce flux de vapeur est partagé entre deux échangeurs de régénération, celui de la partie supérieure refroidissant l'hydrogène humidifié, et celui de la partie inférieure refroidissant l'oxygène produit.

Les deux flux à 940 °C sont dirigés vers l'entrée de l'électrolyseur. Dans cet exemple, il n'y a pas d'apport d'hydrogène, aussi avons-nous entré une valeur de débit très faible dans la transfo correspondante.

A la sortie de l'électrolyseur, on retrouve les produits chauds, qui sont refroidis dans les échangeurs de régénération.

Nous n'avons jusqu'ici pas représenté le couplage au réacteur nucléaire. Plusieurs schémas sont en effet possibles, en fonction de son type : REP, REB, SFR, HTR.

En pratique, ce problème de couplage peut se révéler complexe, et l'optimisation doit alors porter sur le système complet, cycle thermodynamique du réacteur nucléaire ainsi que dispositif d'électrolyse. La méthode d'intégration thermique de Thermoptim peut être un outil approprié pour cela.

Couplage à un réacteur nucléaire de type SFR

Pour aller plus loin tout en restant simple, examinons ce qu'il serait possible de faire en couplant un électrolyseur à haute température à un réacteur nucléaire de type SFR. Dans la deuxième partie du cours, nous avons présenté un modèle simplifié du cycle thermodynamique d'un réacteur à neutrons rapides refroidi au sodium russe, du type BN-600, dont le synoptique est rappelé ci-dessous. Nous repartirons de ce modèle qui nous servira de référence.

Dans cet exemple, la pression intermédiaire du cycle est de 24,5 bars. Nous allons la modifier pour qu'elle soit égale à 35 bars, pression d'entrée de notre électrolyseur. En conservant le même rendement polytropique pour la turbine HP, sa température de sortie devient égale à 371,9 °C, ce qui est très au dessus de la température de 242,54 °C minimale requise.

Le débit nominal du cycle secondaire du réacteur nucléaire est de 500 kg/s. Nous supposerons que le dispositif d'électrolyse correspond à 10 unités du type de celle que nous venons d'étudier. Le débit de vapeur à prélever est donc de 122 kg/s, soit un peu moins d'un quart du total.

Pour boucler le bilan matière du fluide de travail, il faut réinjecter la même quantité d'eau que nous supposerons à 1 bar et 20 °C. Le poste d'eau n'étant pas représenté, un simple mélangeur en sortie de turbine BP servira à modéliser la bâche alimentaire.

Le synoptique que l'on obtient est donné ci-dessous.

Le modèle de l'électrolyseur est très proche de celui développé dans le module précédent. Nous avons simplement modifié le nom de la transfo et du point représentant le prélèvement, ainsi que le débit total. Son synoptique est donné ci-dessous.

Comme nous l'avons indiqué plus haut, ce couplage est loin d'être optimisé, mais il permet de se faire une idée des problèmes posés.

L'impact sur les performances de la centrale nucléaire est significatif. La puissance utile est de 497 MW au lieu de 633 MW, et la puissance payante de 1734 MW au lieu de 1797 MW. Le rendement électrique est passé de 35,24 % à 28,65 %, mais environ 360 MW thermiques ont été fournis à l'électrolyseur. Le rendement de conversion en électricité est à peu près inchangé une fois ce prélèvement déduit de la nouvelle puissance payante.

L'électrolyseur produit 46,15 kg/s d'hydrogène humidifié, de fraction massique en hydrogène égale à 20,7 %, soit 9,55 kg/s d'hydrogène. La puissance thermique fournie par le réacteur nucléaire étant de 360 MW, la consommation de chaleur par kg d'hydrogène produit est de 37,7 MJ, à laquelle il faut ajouter la consommation d'électricité d'environ 124 kJ.

Dans la partie du cours qui traite des cycles combinés, nous avons présenté le projet Antares d'Areva Framatome.

Des variantes de ce cycle adaptées à la cogénération ont aussi été optimisées par Areva avec Thermoptim. Elles permettent de fournir de la vapeur surchauffée à 110 bars à partir d'eau à 120 °C pour certaines applications de cogénération, pour des puissances de 50 à 300 MW.

La figure ci-dessous montre les différentes options de cogénération envisageables à partir d'un réacteur nucléaire à haute température. Sur la droite du schéma sont indiqués les niveaux de température où des besoins de chaleur se manifestent et les applications du marché correspondantes.

Un exemple de schéma Thermoptim d'installation de cogénération est donné ci-dessous. Nous ne le développons pas ici compte tenu de son niveau de complexité.

Grâce à ce programme, à la fin du module, vous :

• vous connaîtrez les principales variantes des installations de cogénération

• aurez analysé deux variantes d'installations de dessalement par thermocompression couplées à un réacteur nucléaire de type REP

• aurez étudié un modèle simple d'électrolyseur à haute température couplé à un réacteur nucléaire de type SFR