Combined heat and power plant with an electrical energy conversion (EEC) system and a water electrolysis system (WES) for hydrogen and electricity cogeneration with modulation of power generation

Abstract

Cogeneration plant comprising a thermal, namely nuclear, power plant, with a system to convert thermal energy into electrical energy (ECS), and a high-temperature electrolysis system for the coproduction of hydrogen and electricity with modulation of the electric power generation. The invention basically consists of an indirect optimal thermal coupling between a thermal power plant (100) and a hydrogen production unit (200) by high-temperature electrolysis through the intermediary of a tapping withdrawal carried out in a fluidic arm of the thermodynamic conversion cycle of the plant to implement, on the one hand, a thermal storage reservoir (219) to provide the heat necessary to preheat the steam headed for the HTE unit cathodes and, on the other hand, a pneumatic and thermal storage reservoir (220) to provide hot air under pressure to the anodes. Figure for abstract: Fig. 3.

Description

1 Description Titre: Installation de cogénération à centrale thermique, avec un système de conversion en énergie électrique (SCE), et un système d’électrolyse de l’eau (EHT) pour la co-production d’hydrogène et d’électricité avec modulation de la production électrique. 5 Domaine technique La présente invention concerne le domaine des installations de génération d’électricité à partir d’ une centrale thermique. Par « centrale thermique », on entend ici et dans le cadre de l’invention, toute centrale générant de la chaleur pour de la production d’électricité et qui fonctionne à partir d'une 10 source de chaleur selon le principe des machines thermiques et qui comprend un système de conversion de l’énergie thermique issue de la source de chaleur en électricité (SCE), notamment un cycle de Rankine. Une centrale thermique conforme à l’invention peut être : - une centrale nucléaire comprenant une turbine à vapeur ; 15 - une centrale à combustion, dite « à flamme », comprenant une chaudière (charbon, fioul, gaz ou biomasse) et une turbine à vapeur ou comprenant un moteur à combustion interne (fioul, gaz, etc.) et une turbine à gaz, un moteur diesel ou à cycle combiné rassemblant turbine à gaz et turbine à vapeur ; - une centrale récupérant de la chaleur préexistante (solaire thermodynamique, géothermique 20 de vapeur, …) comprenant une turbine à vapeur, - une centrale à au moins un réservoir de sel chauffé par une résistance électrique, comprenant une turbine à vapeur ; - une centrale à toute autre source de chaleur décarbonée dont les caractéristiques, notamment la température permettent une conversion en électricité. 25 Une centrale nucléaire qui convient dans le cadre de l’invention peut être à un ou plusieurs réacteurs nucléaires à eau légère (REL), notamment à eau pressurisée (REP) avec des températures en entrée du cycle de conversion d’environ 300 °C, ou à eau bouillante (REB) ou à un ou plusieurs réacteurs de quatrième génération (GEN IV), notamment en tant que petits réacteurs modulaires (SMR) ou des réacteurs nucléaires avancés (acronyme anglo30 saxon AMR pour « Advanced Nuclear Reactors »), avec des températures en entrée de cycle CA 3298899 Date reçue / Received date 2026-01-15 2 de conversion supérieures à 500 °C, typiquement de l’ordre de 550-700°C. Il peut s’agir de réacteurs nucléaires à neutrons rapides refroidis avec du métal liquide, notamment du sodium liquide dit RNR-Na ou SFR (acronyme anglais de « Sodium Fast Reactor ») et qui fait partie de la famille des réacteurs de GEN IV. Il peut aussi s’agir de réacteurs nucléaires à neutrons rapides refroidis aux sels fondus ou MSR (acronyme anglais de 5 Molten Salt Reactors). Par « réacteur SMR », on entend ici et dans le cadre de l’invention, le sens technologique usuel, à savoir un réacteur nucléaire à fission, de taille et puissance plus faibles que celles des réacteurs conventionnels REL, dont la chaudière est fabriquée en usine et transportée sur un site d'implantation nucléaire pour y être installée. La chaudière compacte, de puissance 10 réduite, peut aussi correspondre à des applications navales, dites embarquées. Par « chaudière nucléaire », on entend ici et dans le cadre de l’invention, la cuve, dite cuve de réacteur, ainsi que l’ensemble des composants et parties de circuit fluidique, notamment le coeur du réacteur créant de la chaleur par des réactions nucléaires de fission, qui est logé à l’intérieur de la cuve de réacteur. 15 Une production d’hydrogène dans le cadre de l’invention peut être réalisée par une électrolyse de l’eau à haute température (EHT, ou EVHT pour électrolyse de la vapeur d’eau à haute température, ou HTE acronyme anglais pour « High Temperature Electrolysis », ou encore HTSE acronyme anglais pour « High Temperature Steam Electrolysis ») également à oxydes solides (SOEC, acronyme anglais pour « Solid Oxide Electrolysis Cell »). 20 L’invention a pour objectif principal d’optimiser la production massive d’hydrogène décarboné grâce à une source d’énergie bas carbone dans le cadre d’un réseau électrique comportant d’importantes fluctuations. L’invention vise à fournir une production électrique modulable tout en assurant une production d’hydrogène constante et continue avec une source thermique constante et 25 continue. Bien que décrite en référence à une centrale à réacteur nucléaire à eau pressurisée, l’invention s’applique à toute autre centrale thermique comme mentionnée précédemment comprenant un cycle de conversion d’énergie thermique en électricité, notamment un cycle de Rankine. 30 Technique antérieure CA 3298899 Date reçue / Received date 2026-01-15 3 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 5 dans l’environnement ; - d’être plus flexibles et donc, plus complémentaires des autres énergies dites renouvelables (ENR), pour répondre à la demande fluctuante en électricité et à l’intermittence de production ENR ; - de décarboner les procédés en fournissant de la chaleur aux industries consommatrices 10 (dessalement, réseaux de chaleur, hydrogène…) tout en augmentant l’efficacité énergétique; et ce, sans dégrader la rentabilité de l’installation, soit en profitant économiquement des nouveaux services rendus (par exemple en termes de stabilité du réseau électrique en opérant à du suivi charge et de fréquence). Il s’agit donc d’intégrer sa production électricité – chaleur de manière performante dans un système énergétique bas-carbone. 15 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 figure 1. Les températures et rendement sont indiqués à titre illustratif. Le circuit primaire 1 est un circuit fluidique en boucle fermée comprenant principalement le coeur du réacteur 2, au moins un générateur de vapeur (GV), en tant qu’échangeur dit 20 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. 25 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 coeur du réacteur 2. 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. CA 3298899 Date reçue / Received date 2026-01-15 4 Ce circuit secondaire 5 comprend l’échangeur intermédiaire 3, une turbine 6 comprenant un corps haute pression 60 et un corps basse pression 61, un condenseur 7 et une pompe hydraulique 8 pour faire circuler l’eau sous forme de vapeur en tant que fluide caloporteur. Ainsi, dans ce circuit secondaire 5, l’eau sous forme de vapeur, à haute pression, typiquement à environ 70 bars, est détendue dans le corps haute pression 5 de la turbine, puis surchauffée avant de poursuivre sa détente dans les corps basse pression 61. La turbine entraîne un alternateur 9 qui produit l'électricité. L’eau du circuit secondaire, est ensuite condensée via le condenseur 7 dans un troisième cycle, le cycle de refroidissement 10, comme source dite « froide ». Ce cycle 10 comprend 10 principalement des tours aéroréfrigérantes à air humide 11, qui sont des tours creuses en leur centre dans laquelle se crée, naturellement, un courant d’air entrant en partie basse et sortant en partie haute. Au passage, ce courant d’air prélève la chaleur contenue dans l’eau du circuit de refroidissement et la disperse dans l’atmosphère sous forme de nuage de vapeur d’eau. L’opération est reproduite en permanence dans laquelle l'eau est répartie en fines 15 gouttelettes, ce qui permet d'une part un bon échange entre l'eau et l'air et donc ramène l'eau à une température voisine de celle de l'air ambiant et d'autre part sature en vapeur d'eau le débit d'air circulant de bas en haut dans la tour. Une partie du débit d'eau s'évapore dans la tour 11, le reste tombe en pluie dans le bassin situé en dessous de la tour où il est pompé et retourne refroidir le condenseur 7. L'eau évaporée est remplacée par de l'eau tertiaire dite 20 « environnementale » pompée en amont depuis un fleuve, une rivière ou une mer. Cela augmente sensiblement la température de ces cours d'eau à l’exception des centrales en bord de mer, ce qui en période chaude et / ou de bas débit de ces cours d'eau peut amener un exploitant de l’installation nucléaire à faire baisser leur niveau de puissance, voire à les arrêter, même si cette perte de production sur une année complète n’est pas significative. 25 Certains projets de centrales prévoient des aérocondenseurs, pour lesquelles cette problématique ne se posera pas. Un refroidissement direct peut aussi être envisagé. Comme montré sur la figure 1, à titre d’exemple, le rendement thermodynamique d’un REP est de l’ordre de 32 à 36%, la température de l’eau à l’entrée du condenseur 7 est de l’ordre 30 de 20°C et de 35°C à sa sortie. Dans la filière REP classique, les réacteurs sont classés par grandes familles d’usages : CA 3298899 Date reçue / Received date 2026-01-15 5 - les réacteurs dits à vocation électrogène qui sont dédiés uniquement à la production d’électricité; - les réacteurs dits de cogénération, dédiés à la fois à la production d’électricité et de chaleur ou à la production d’électricité et le cas échéant de chaleur et d’hydrogène, de manière 5 simultanée ou non. Comme détaillé dans [1], un principe de la cogénération d’électricité et de chaleur à partir d’un réacteur nucléaire consiste à modifier la conception du cycle de conversion d’énergie afin que la chaleur soit libérée à la source froide à une température qui permette une valorisation. Ce principe est plutôt appliqué pour une installation, telle que destinée au 10 dessalement d’eau de mer, au chauffage urbain, où la chaleur recherchée est à relativement basse température, typiquement aux environs de 150°C. La limitation du réchauffement climatique passe par une minimisation des pertes de chaleur à tous niveaux et en particulier au niveau de la source froide d’une installation thermodynamique. Cet objectif de cogénération devient d’autant plus pertinent pour un 15 réacteur nucléaire que la chaleur industrielle ou domestique est souvent obtenue traditionnellement en brûlant des combustibles fossiles responsables d’émissions de gaz à effet de serre. Récemment, de nombreuses études mettent en avant la possibilité de combiner des réacteurs nucléaires de puissance avec des unités de production d’hydrogène à partir de l’électrolyse 20 de l’eau à haute température, afin de constituer des installations de cogénération qui permettent de produire efficacement de l’électricité et de l’hydrogène: [2], [3], [4]. L’électrolyse de l’eau est une réaction électrochimique qui décompose l'eau en dioxygène et dihydrogène gazeux avec l'aide d'un courant électrique selon la réaction: H2O H2 + ½ O2. 25 Pour réaliser l’électrolyse de l’eau, il est avantageux de la réaliser à haute température typiquement entre 600 et 950°C, car une partie de l'énergie nécessaire à la réaction peut être apportée par de la chaleur, qui est moins chère que l'électricité et la réalisation de la réaction est plus efficace à haute température et enfin elle peut ne pas nécessiter de catalyseur. Pour mettre en oeuvre l’électrolyse à haute température, il est connu d’utiliser un réacteur, 30 aussi appelé électrolyseur de type SOEC (acronyme anglais de « Solid Oxyde Electrolysis CA 3298899 Date reçue / Received date 2026-01-15 6 Cell »), constitué d’un empilement de motifs élémentaires comportant chacun une cellule d’électrolyse à oxydes solides, constituée de trois couches anode / électrolyte / cathode superposées l’une sur l’autre, et de plaques d’interconnexion, par exemple en alliages métalliques, aussi appelées plaques bipolaires, ou interconnecteurs. Les interconnecteurs ont pour fonction d’assurer à la fois le passage du courant électrique et 5 la circulation des gaz au voisinage de chaque cellule (vapeur d’eau injectée, hydrogène et oxygène extraits dans un électrolyseur EHT) et de séparer les compartiments anodiques et cathodiques qui sont les compartiments de circulation des gaz du côté respectivement des anodes et des cathodes des cellules. Pour réaliser l’électrolyse de la vapeur d’eau à haute température EHT, on injecte 10 de la vapeur d'eau H2O dans le compartiment cathodique. Sous l’effet du courant appliqué à la cellule, la dissociation des molécules d'eau sous forme vapeur est réalisée à l'interface entre l'électrode à hydrogène (cathode) et l’électrolyte : cette dissociation produit du gaz dihydrogène H2 et des ions hydroxydes OH-. Le dihydrogène est collecté et évacué en sortie de compartiment à hydrogène. Les ions hydroxydes OH- migrent à travers l’électrolyte et se 15 recombinent en dioxygène à l'interface entre l’électrolyte et l'électrode à oxygène (anode). Pour augmenter les débits d'hydrogène et d'oxygène produits, il est connu d’empiler plusieurs cellules d’électrolyse élémentaires les unes sur les autres en les séparant par des dispositifs d’interconnexion, usuellement appelés interconnecteurs ou plaques d'interconnexion bipolaires. L'ensemble est positionné entre deux plaques d'interconnexion 20 d’extrémité qui supportent les alimentations électriques et des alimentations en gaz de l’électrolyseur (réacteur d’électrolyse). Un électrolyseur de l’eau à haute température (EHT) comprend ainsi au moins une, généralement une pluralité de cellules d’électrolyse empilées les uns sur les autres, chaque cellule élémentaire étant formée d’un électrolyte, d’une cathode et d’une anode, l’électrolyte 25 étant intercalé entre l’anode et la cathode. En régime de fonctionnement permanent, l'alimentation en gaz est mise en marche à débit constant et une source d'alimentation électrique est branchée entre deux bornes de l'empilement de l’électrolyseur à haute température EHT afin d'y faire circuler un courant électrique continu. 30 Ainsi, un électrolyseur EHT a besoin en amont d’un apport combiné de puissance thermique et électrique pour amener les réactifs à la température nécessaire à l’électrolyse et en son CA 3298899 Date reçue / Received date 2026-01-15 7 sein d’un apport de puissance électrique pour réaliser l’électrolyse. En outre, un gaz neutre de drainage, tel que l’air, peut être également imposé côté compartiments anodiques. Le pourcentage de ce gaz a un effet important sur la consommation électrique globale. De plus, la dilution de l’oxygène produit dans ce gaz en sortie de l’électrolyseur EHT est favorable du point de vue de la sûreté 5 de l’installation. Le rendement de la transformation électricité en hydrogène est un point clé afin d’assurer la compétitivité de la technologie EHT. La consommation électrique a principalement lieu lors de la réaction d’électrolyse à proprement parler, mais une part significative, typiquement près de 30 % de la consommation de l’électrolyseur provient du système de gestion 10 thermique / hydraulique des fluides, c'est-à-dire de l'architecture externe à l'électrolyseur et la gestion des fluides et de l'énergie thermique dans cette architecture, du fait principalement de la pression à laquelle l’hydrogène va être produit, typiquement de l’ordre de 30 bar. Par ailleurs, une partie significative de la consommation du système provient des besoins thermiques à haute température tant pour les compartiments anodiques que cathodiques, dont 15 principalement : - la compression de l'hydrogène, qui représente également un coût énergétique significatif, - le réchauffage de la vapeur d’eau, - la compression de l'air en entrée, qui représente également un coût énergétique significatif, - le réchauffage de l’air en entrée. 20 Enfin, il est connu de faire fonctionner un électrolyseur EHT sous pression, typiquement à 10 bar, afin d’obtenir un meilleur rendement, notamment par la nécessité d’une moindre compression de l’hydrogène produit. La publication [4] propose d’envoyer l’intégralité de l’électricité produite par le réacteur nucléaire à l’unité de production par électrolyse fonctionnant sous pression, en plus d’une 25 certaine quantité de chaleur. Une simulation de cette installation avec les valeurs chiffrées des températures, pressions et débits de fluide est reproduite à la figure 2, étant précisé que les références numériques des éléments correspondent à celles de la figure 1, avec outre l’unité nucléaire étant référencée par la référence 100, l’unité de production d’hydrogène par 200, les réchauffeurs par 62 et un échangeur de chaleur 12 jouant le rôle de transformateur 30 de vapeur. CA 3298899 Date reçue / Received date 2026-01-15 8 On peut envisager qu’une partie de l’électricité produite par un réacteur nucléaire puisse être valorisée sur le réseau électrique et qu’une autre partie soit envoyée à une unité d’électrolyse, en plus d’une certaine quantité de chaleur. La demande de brevet WO2024 / 133496A1 propose un couplage thermique optimal indirect, c’est-à-dire sans aucun transfert de masse, entre un réacteur 5 nucléaire et une unité de production d’hydrogène par électrolyse à haute température par l’intermédiaire d’un piquage de soutirage judicieusement choisi en aval du corps haute pression de la turbine du cycle de Rankine du réacteur nucléaire qui va transférer la chaleur ainsi soutirée, par l’intermédiaire d’une boucle fermée entre un échangeur de chaleur intermédiaire et un générateur de vapeur 10 de couplage, à de l’eau liquide alimentant l’unité de production afin d’injecter de la vapeur à une température élevée requise pour réaliser l’électrolyse. Cet apport de chaleur indirect peut être effectué en permanence ou décroissant jusqu’à ce que la chaleur dégagée par la réaction d’électrolyse suffise à l’alimenter d’elle-même. Dans cette demande, il est également prévu un circuit de couplage par réinjection de chaleur dans le circuit tertiaire du 15 réacteur qui permet de récupérer au moins une partie de la chaleur fatale, c’est-à-dire la chaleur de la récupération du système de refroidissement des gaz de sorti d’électrolyse et qui n’a pas servi à celle-ci. La chaleur fatale réinjectée peut être considérée comme étant dans une gamme à basse température, car typiquement comprise entre 80°C et 150°C. Avec l’évolution actuelle du réseau électrique, qui est connecté de plus en plus avec des 20 systèmes d’énergies renouvelables intermittentes, les besoins tout comme les prix du réseau électrique sont fortement variables. Dans ces conditions, on souhaite pouvoir moduler le renvoi de la production électrique vers le réseau électrique, à la hausse comme à la baisse. On peut aussi voir une telle modulation comme une marge d’effacement par rapport à une référence de production électrique fixée 25 au départ. Ainsi, différentes solutions de couplage ont émergé pour permettre a priori de répondre à ce tel besoin de modulation. Les solutions qui permettraient une modulation uniquement à la baisse en modulant à la baisse la production de chaleur, la production électrique et la production d’hydrogène ne 30 peuvent être raisonnablement retenues, car non économiquement pertinentes, en plus d’une certaine difficulté technique à les mettre en oeuvre. CA 3298899 Date reçue / Received date 2026-01-15 9 La demande de brevet RU2682723 propose une installation de cogénération d’électricité et d’hydrogène avec une modulation de la puissance électrique nette renvoyée vers le réseau électrique. Pour assurer cette modulation de puissance électrique, l’installation comprend un électrolyseur EHT fonctionnant en mode réversible en pile à combustible SOFC, avec des stockages de l’O2 et de l’H2 produits par l’électrolyse, qui sont 5 recombinés pour fournir de la vapeur supplémentaire au cycle de Rankine de l’unité nucléaire et donc produire de l’électricité supplémentaire grâce à un débit de vapeur supérieur. Cette solution présente plusieurs inconvénients majeurs, comme suit : - l’hydrogène n’est pas produit en continu ; au contraire il est même consommé lors des 10 besoins électriques supplémentaires. Un tel cyclage de production d’hydrogène et de consommation d’hydrogène est énergétiquement peu intéressant. ; - des stockages d’oxygène et d’hydrogène sont nécessaires sur le site de l’installation, ce qui implique de grandes contraintes d’un point de vue de la sécurité, qui est un paramètre majeur à prendre en compte dans le cas d’un couplage avec un réacteur nucléaire ; 15 - les systèmes fonctionnant en mode réversible d’électrolyseur (SOEC) à pile à combustible (SOFC) ne sont pas encore éprouvés et déployables sur des installations de grande puissance. Il existe donc un besoin pour améliorer les installations de cogénération nucléaire, c’est-àde production d’électricité et d’hydrogène à partir de la chaleur fournie par le(s) réacteur(s) nucléaire(s) de l’installation, de sorte à pouvoir moduler le renvoi de la production électrique 20 vers le réseau électrique tout en assurant une production d’hydrogène constante et en continu. Le but de l’invention est de répondre au moins partiellement à ce besoin. Exposé de l’invention Pour ce faire, l’invention concerne, sous l’un de ses aspects, une installation de cogénération, 25 destinée à produire de l’électricité et de l’hydrogène, comprenant : - au moins une centrale thermique, notamment un réacteur nucléaire à eau pressurisée (REP) ou à eau bouillante (REB), comprenant un système de conversion de chaleur produite par la centrale en électricité (SCE), relié à un réseau électrique ; - au moins une unité de production d’hydrogène comprenant : CA 3298899 Date reçue / Received date 2026-01-15 10 • un circuit fluidique, dit circuit de couplage par injection, pour coupler thermiquement l’unité de production d’hydrogène à la centrale thermique comprenant : au moins un générateur de vapeur, dit générateur de vapeur de couplage, relié en boucle fermée à un piquage de soutirage, réalisé dans une branche fluidique du système de 5 conversion SCE, au moins un premier échangeur de chaleur, dit échangeur de couplage, relié en boucle fermée à un piquage de soutirage, réalisé dans une branche fluidique du système de conversion SCE; • au moins une unité d’électrolyse à haute température EHT, dont les cathodes sont 10 reliées au générateur de vapeur de couplage; • au moins un premier compresseur d’air relié aux anodes de l’unité EHT ; • un système de stockage thermique et pneumatique comprenant : au moins un réservoir de stockage thermique relié d’une part au générateur de couplage et d’autre part aux cathodes de l’unité EHT ; 15 au moins un deuxième compresseur d’air relié à l’échangeur de couplage, au moins un réservoir de stockage thermique et pneumatique relié d’une part au deuxième compresseur d’air et d’autre part aux anodes de l’unité EHT ; l’installation étant configurée de sorte qu’ : - en fonctionnement nominal de l’installation, les cathodes de l’unité EHT sont alimentées 20 par la vapeur d’eau sous pression produite par le générateur de vapeur de couplage tandis que les anodes de l’unité EHT sont alimentées par l’air comprimé par le premier compresseur; - en fonctionnement de l’installation avec une quantité d’électricité requise par le réseau électrique inférieure à celle en fonctionnement nominal, dit fonctionnement en charge, les 25 cathodes de l’unité EHT sont alimentées par la vapeur d’eau sous pression produite par le générateur de vapeur de couplage tandis que les anodes de l’unité EHT sont alimentées par l’air comprimé par le premier compresseur, et simultanément, le réservoir de stockage thermique est alimenté par de la chaleur fournie par le générateur de couplage et le réservoir CA 3298899 Date reçue / Received date 2026-01-15 11 de stockage thermique et pneumatique est alimenté par de l’air chaud comprimé par le deuxième compresseur ; - en fonctionnement de l’installation avec une quantité d’électricité requise par le réseau électrique supérieure à celle en fonctionnement nominal, dit fonctionnement en décharge, les cathodes de l’unité EHT sont alimentées par la vapeur d’eau 5 sous pression produite par la chaleur du réservoir de stockage thermique, tandis que les anodes de l’unité EHT sont alimentées par l’air comprimé chaud fourni par le réservoir de stockage thermique et pneumatique. Avantageusement, l’eau liquide alimentant le générateur de vapeur de couplage est une eau 10 déminéralisée. Par « unité d’électrolyse de l’eau à haute température », on entend ici et dans le cadre de l’invention une unité de production d’hydrogène comprenant plusieurs électrolyseurs de l’eau à haute température (EHT) en série ou en parallèle fluidique, chaque électrolyseur comprenant au moins une, généralement une pluralité de cellules d’électrolyse empilées les 15 uns sur les autres, chaque cellule élémentaire étant formée d’un électrolyte, d’une cathode et d’une anode, l’électrolyte étant intercalé entre l’anode et la cathode. L’unité d’électrolyse peut comprendre en outre l’ensemble des composants en amont et en aval du(des) électrolyseur(s), par exemple les échangeurs de chaleur, des compresseurs d’hydrogène et d’oxygène produits… On pourra se référer aux figures 2 et 3 de la publication [5]. 20 Le premier compresseur et le deuxième compresseur peuvent être un unique compresseur d’air. De manière alternative, le premier compresseur est distinct du deuxième compresseur, les premier et deuxième compresseurs étant reliés en parallèle respectivement aux anodes de l’unité d’électrolyse EHT et au réservoir de stockage thermique et pneumatique. 25 Selon une application privilégiée, la centrale thermique est un réacteur nucléaire, notamment à eau pressurisée (REP) ou à eau bouillante (REB), comprenant :  un premier circuit fluidique, dit circuit primaire, comprenant au moins un premier générateur de vapeur en tant que premier échangeur de chaleur intermédiaire;  un deuxième circuit fluidique, dit circuit secondaire comprenant : CA 3298899 Date reçue / Received date 2026-01-15 12 au moins une turbine comprenant un corps haute pression relié au premier générateur de vapeur et un corps basse pression relié au corps haute pression par au moins une branche fluidique, un réchauffeur à haute pression relié en boucle fermée au corps haute pression, à un réservoir d’eau, dit bâche alimentaire, et au premier 5 générateur de vapeur, un réchauffeur à basse pression relié d’une part par au moins une branche fluidique au corps basse pression et d’autre part par au moins une branche fluidique à la bâche alimentaire, un condenseur relié d’une part au corps basse pression et d’autre part en boucle 10 fermée au réchauffeur à basse pression; un alternateur couplé mécaniquement à la turbine, raccordé au réseau électrique. Dans cette application privilégiée de réacteur nucléaire, le piquage de soutirage est avantageusement réalisé dans la branche fluidique entre le corps haute pression et le corps basse pression de la turbine, et à la bâche alimentaire, 15 Selon une configuration avantageuse, le réacteur nucléaire est un réacteur REP comprenant un sécheur de vapeur, agencé sur la branche fluidique reliant le corps haute pression et le corps pression de la turbine, le piquage de soutirage étant réalisé en un point de la branche entre le corps haute pression et le sécheur de vapeur. L’invention consiste essentiellement, à partir d’un couplage thermique optimal indirect entre 20 une centrale thermique et une unité de production d’hydrogène par électrolyse à haute température par l’intermédiaire d’un piquage de soutirage réalisé dans une branche fluidique du cycle de conversion thermodynamique de la centrale, à implanter d’une part un réservoir de stockage thermique pour fournir la chaleur nécessaire pour préchauffer la vapeur d’eau destinée aux cathodes de l’unité EHT et d’autre part un réservoir de stockage pneumatique 25 et thermique pour fournir l’air chaud sous pression aux anodes. Le stockage dans les réservoirs est avantageusement réalisé lorsque le réseau électrique auquel est relié le système de conversion de la centrale thermique requiert moins d’électricité. A contrario, le déstockage est réalisé en cas de demande accrue d’électricité par le réseau. 30 En fonctionnement nominal, l’installation ne met en oeuvre ni stockage ni déstockage thermique et d’air. CA 3298899 Date reçue / Received date 2026-01-15 13 Par « indirect » on entend ici et dans le cadre de l’invention le fait qu’il n’y a aucun transfert de masse entre les cycles du réacteur nucléaire et l’unité de production d’hydrogène par électrolyse EHT, et donc que le transfert de chaleur s’effectue au travers de générateur de vapeur et d’échangeurs de chaleur. Selon un mode de réalisation avantageux, on met en oeuvre 5 également une autre boucle fermée à échangeurs de chaleur pour réaliser un couplage indirect par retour de la chaleur fatale de l’unité de production d’hydrogène par électrolyse EHT, vers le réacteur nucléaire. Autrement dit, selon ce mode, les rejets thermiques de l’unité de production d’hydrogène par électrolyse EHT sont au moins en partie réinjectés dans le réacteur nucléaire. 10 Ainsi selon ce mode, l’unité de production d’hydrogène est en outre couplée thermiquement au réacteur nucléaire par un circuit fluidique, dit circuit de couplage par réinjection, comprenant au moins un échangeur de chaleur intermédiaire, dit échangeur de couplage, relié d’une part en boucle fermée à un piquage de réinjection réalisé dans une branche fluidique du système de conversion SCE, et d’autre part à au moins une branche fluidique 15 en sortie de l’unité d’électrolyse à haute température, de sorte à évacuer au moins en partie le surplus de chaleur de l’unité d’électrolyse à haute température et à la réinjecter dans le système de conversion SCE. Selon une configuration avantageuse, le circuit de couplage par réinjection comprend au moins un échangeur de couplage relié à une branche fluidique dont l’entrée est reliée à la 20 sortie des cathodes de l’unité d’électrolyse EHT et la sortie est reliée à au moins un réseau d’évacuation de l’hydrogène produit. De préférence, l’installation comprend en outre au moins un refroidisseur relié en aval de l’échangeur de couplage et un séparateur de phase gaz-liquide relié en aval du refroidisseur pour extraire et condenser l’eau contenue dans le mélange hydrogène produit et vapeur d’eau 25 en sortie des cathodes de l’unité EHT. Selon une variante avantageuse de réalisation, l’installation comprend au moins deux échangeurs de couplage en série l’un de l’autre, et en aval de chacun d’entre eux, un refroidisseur et un séparateur de phase gaz-liquide et, un compresseur entre le séparateur de phase gaz-liquide le plus en amont et l’échangeur de couplage en le plus en aval. 30 Selon une autre variante de réalisation, le circuit de couplage par réinjection comprend au moins un échangeur de couplage relié à une branche fluidique dont l’entrée est reliée à la CA 3298899 Date reçue / Received date 2026-01-15 14 sortie des anodes de l’unité d’électrolyse à haute température et la sortie est reliée à au moins un réseau d’évacuation de l’oxygène produit. L’installation peut comprendre avantageusement une turbine sur une branche fluidique dont l’entrée est reliée à la sortie des anodes de l’unité d’électrolyse à haute température et la sortie est reliée à au moins un réseau d’évacuation de l’oxygène produit. 5 Cette turbine permet d’alimenter en électricité par retour le système de conversion SCE de la centrale thermique. Selon un mode de réalisation avantageux, l’installation comprend une résistance électrique pour, en fonctionnement de décharge, réchauffer l’air déstocké du réservoir de stockage pneumatique et thermique, avant son entrée dans les anodes de l’unité EHT. Ainsi, selon ce 10 mode, il est possible de stocker l’air dans le réservoir de stockage pneumatique, à plus basse température, en fonctionnement de charge. En effet, en fonctionnement de décharge, la résistance électrique permet de réchauffer l’air chaud est réchauffé. Cela permet de ne pas avoir recours à des technologies trop avancées pour la ligne de stockage dédiée, c’est-à-dire de ne pas avoir à réaliser un stockage thermique à haute température et un compresseur à 15 haute température. Selon un autre mode de réalisation avantageux, l’installation comprend une turbine sur une branche fluidique dont l’entrée est reliée au réservoir de stockage pneumatique et thermique et la sortie est reliée à la sortie des anodes de l’unité d’électrolyse EHT pour, en fonctionnement de décharge, détendre l’air déstocké du réservoir de stockage pneumatique 20 et thermique, avant son entrée dans les anodes de l’unité EHT. Ainsi, selon ce mode, il est possible de stocker l’air à plus haute pression et plus haute température, en fonctionnement de charge. En effet, en fonctionnement de décharge l’air chaud est partiellement détendu dans la turbine puis à l’aval de celle-ci est envoyé aux anodes de l’unité EHT. Cela permet de stocker l’air à plus haute pression, donc de pouvoir stocker de façon plus dense. 25 Selon une variante de réalisation avantageuse, l’installation comprend un réservoir de stockage d’hydrogène comprimé, relié à la sortie des cathodes de l’unité EHT. Un tel stockage permet d’effacer, c’est-à-dire de pas avoir à ajouter la production électrique nécessaire au fonctionnement des compresseurs dédiés correspondants. Selon une autre variante de réalisation avantageuse, l’installation comprend un réservoir de 30 stockage d’oxygène ou de mélange air-oxygène comprimé, relié à la sortie des anodes de CA 3298899 Date reçue / Received date 2026-01-15 15 l’unité EHT. Cela permet d’ajouter la production électrique de la turbine dédiée correspondante. Bien que décrite comme application privilégiée avec une source thermique constituée par un réacteur nucléaire avec un cycle de Rankine comme, l’invention peut s’appliquer à d’autres centrales thermiques et à d’autres 5 cycles thermodynamiques. Une application particulièrement intéressante est celui d’une source thermique stable apportant directement les calories à l’unité EHT. Il peut s’agir d’une centrale géothermique. Dans cette application, l’électricité nécessaire au fonctionnement de l’unité de production d’hydrogène provient presqu’uniquement du réseau électrique, une partie minime pouvant 10 provenir d’un cycle de Rankine, de type ORC, fonctionnant à partir de la source thermique considérée. Le fonctionnement en décharge permet alors de proposer des solutions d’effacement au réseau électrique tout en ayant une production d’hydrogène maintenue au même niveau. De tels effacements sont utiles à la stabilisation du réseau électrique. Autrement dit, comme pour cette application, le réseau électrique peut avantageusement être 15 adapté pour fournir, en fonctionnement nominal et de charge, la majeure partie de l’électricité nécessaire à l’unité EHT. Au final, le couplage thermique indirect proposé pour amener la chaleur d’un réacteur à une unité d’électrolyse haute température, combiné à un stockage thermique et pneumatique et avantageusement avec un couplage indirect par réinjection de la chaleur fatale de l’unité 20 d’électrolyse présente de nombre d’avantages parmi lesquels on peut citer: - un fonctionnement de l’installation de cogénération qui permet une production massive, stable et constante d’hydrogène décarboné, même dans des circonstances de variations du coût de marché de l’électricité et / ou d’importantes fluctuations possibles d’un réseau électrique auquel est relié la centrale thermique, 25 - une sûreté de la centrale thermique, en particulier du réacteur nucléaire, non modifiée, car les réservoirs de stockage implantés dans l’unité de production d’hydrogène n’apportent pas de critères de sécurité particuliers, - l’absence de risque pour l’installation globale, - des conditions d’exploitation de la centrale thermique et de l’unité EHT qui restent les 30 mêmes et indépendantes l’une de l’autre. CA 3298899 Date reçue / Received date 2026-01-15 16 D’autres avantages et caractéristiques de l’invention ressortiront mieux à la lecture de la description détaillée d’exemples de mise en oeuvre de l’invention faite à titre illustratif et non limitatif en référence aux figures suivantes. Brève description des dessins [Fig 1] la figure 1 illustre schématiquement une configuration d’un réacteur 5 à eau pressurisée (REP) fonctionnant uniquement en tant que réacteur électrogène selon l’état de l’art. [Fig 2] la figure 2 est une vue schématique d’une configuration d’un réacteur à eau pressurisée (REP) couplé à une unité de production d’hydrogène par électrolyse haute température (EHT) selon l’état de l’art. 10 [Fig 3] la figure 3 est une vue schématique d’une unité de production d’hydrogène par électrolyse à haute température (EHT) couplée thermiquement avec un réacteur à eau pressurisée (REP) selon l’invention. [Fig 4] la figure 4 reprend la figure 3 et montre l’installation en fonctionnement nominal. [Fig 5] la figure 5 reprend la figure 3 et montre l’installation en fonctionnement de charge. 15 [Fig 6] la figure 6 reprend la figure 3 et montre l’installation en fonctionnement de décharge. Description détaillée Dans l’ensemble de la présente demande, les termes « amont », « aval » sont à comprendre par référence au sens de circulation d’un fluide caloporteur au sein d’un des circuits fluidiques d’une installation de cogénération d’électricité et d’hydrogène selon l’invention. 20 Les figures 1 et 2 relatives à l’état de l’art ont déjà été détaillées en préambule, elles ne seront donc pas commentées ci-après. Par soucis de clarté, un même élément selon l’invention et selon l’état de l’art est désigné par une même référence numérique dans l’ensemble des figures 1 à 4. Dans les figures 3 à 6 relatives à une installation de cogénération selon l’invention, le 25 réacteur nucléaire REP avec son cycle de Rankine ne sont pas décrits. Ils peuvent être comme déjà existants, avec les modalités de fonctionnement d’un cycle électrogène de l’installation et doit pouvoir fonctionner suivant les besoins du réseau électrique. Le réseau électrique relié à l’alternateur du cycle de Rankine vise à transporter et distribuer l’électricité aux usagers finaux en fonction de leur besoin. Il s’agit d’un réseau électrique CA 3298899 Date reçue / Received date 2026-01-15 17 haute tension fonctionnant suivant les appels de puissance liés aux usages de l’électricité, qui doit pouvoir accepter la puissance électrique de pointe produite par l’installation de cogénération. En outre, l’alternateur peut fournir les besoins en électricité de l’unité EHT 201, dont les électrolyseurs qui nécessitent du courant continu, pour mettre en 5 oeuvre une électrolyse à haute température, comme détaillé par la suite. Seule l’unité de production hydrogène 200 selon l’invention est décrite avec ses éléments des couplages thermiques indirects avec le réacteur nucléaire. Cette unité de production d’hydrogène 200 comprend tout d’abord une unité d’électrolyse à 10 haute température EHT 201couplée thermiquement au réacteur nucléaire par un circuit de couplage par injection. Ce circuit de couplage par injection comprend tout d’abord un générateur de vapeur de couplage 202 relié en boucle fermée B à un piquage de soutirage, non représenté, réalisé dans une branche fluidique du cycle de Rankine du réacteur nucléaire REP. 15 Avantageusement, ce piquage de soutirage peut être entre le corps haute pression et le corps basse pression de la turbine, et à la bâche alimentaire du cycle de Rankine. Plus précisément, compte tenu de la température et pression de l’eau / vapeur chaude que l’on souhaite soutirer, le piquage de soutirage est en un point de la branche qui relie le corps haute pression de turbine et le sécheur, non représenté du réacteur REP. 20 Une pompe de circulation non représentée amène de l’eau liquide pressurisée via une branche fluidique d’entrée L1 jusqu’au générateur de couplage 202 qui génère la vapeur d’eau après échange thermique avec l’eau / vapeur de la boucle B. L’entrée des cathodes de l’unité EHT 201 est reliée au générateur de vapeur de couplage 202 par cette branche fluidique d’entrée L1. 25 Un échangeur de chaleur 203 est agencé en amont de l’unité EHT 201 pour échanger la chaleur entre la branche fluidique d’entrée L1 et une branche fluidique de sortie L2 reliée à la sortie des cathodes de l’unité EHT 201. En outre, une résistance électrique 204 est agencée sur la branche fluidique d’entrée L1, entre l’échangeur 203 et l’unité EHT 201, afin de préchauffer la vapeur d’eau entrant dans 30 cette dernière. CA 3298899 Date reçue / Received date 2026-01-15 18 Sur la branche fluidique de sortie L2, un premier échangeur de chaleur intermédiaire 205 est agencé en aval de l’échangeur 203. Un premier refroidisseur 206 est relié en aval à ce premier échangeur de chaleur 205 et un premier séparateur de phase gaz-liquide 207 est relié en aval du premier refroidisseur pour extraire et condenser l’eau contenue dans le mélange hydrogène produit et vapeur d’eau en sortie des cathodes 5 de l’unité EHT 201. Un deuxième échangeur de chaleur intermédiaire 208 est agencé en aval du premier séparateur de phase 207. Un deuxième refroidisseur 209 est relié en aval à ce deuxième échangeur de chaleur 208 et un deuxième séparateur de phase gaz-liquide 210 est relié en aval du deuxième refroidisseur 209. deux échangeurs de couplage en série l’un de l’autre, et 10 en aval de chacun d’entre eux. Un premier compresseur 211 est agencé entre le premier séparateur de phase 207 et le deuxième échangeur de chaleur intermédiaire 208. Sue cette branche fluidique de sortie L2, un deuxième compresseur 212 est agencé en aval du deuxième séparateur de phase 210, pour comprimer l’hydrogène produit. 15 Cet hydrogène produit comprimé est envoyé à un troisième refroidisseur 213, avant d’être injecté dans un réseau d’hydrogène. L’entrée des anodes de l’unité EHT 201 est reliée à une branche fluidique d’entrée L3 sur laquelle sont agencés d’amont en aval, un échangeur de chaleur 214 et un premier compresseur d’air 215 qui. permet de pressuriser et de chauffer l’air en entrée d’anodes de 20 l’unité EHT 201. Sur la branche fluidique L4 à la sortie des anodes de l’unité EHT 201, sont agencés d’amont en aval, une turbine à air 216 et un troisième échangeur de chaleur intermédiaire 218. Cette turbine à ari 216 permet de valoriser en électricité l’énergie de pression lors d’une détente, plus particulièrement en la réinjectant dans le cycle de Rankine associé au réacteur nucléaire 25 auquel est couplé thermiquement l’unité 200. Selon l’invention, un réservoir de stockage thermique 219 est couplé thermiquement avec un générateur de vapeur de couplage 202 relié en boucle fermée B avec le système de conversion SCE. Ce réservoir de stockage thermique 219 peut être un accumulateur de vapeur, un réservoir de stockage thermique par matériau à changement de phase, ou autre. CA 3298899 Date reçue / Received date 2026-01-15 19 Comme illustré et référencé, on peut prévoir un seul générateur de vapeur de couplage 202, le réservoir de stockage thermique 219 étant également agencé sur la branche fluidique d’entrée L1 pour être alimenté en eau destinée à l’injection de vapeur d’eau / eau liquide dans l’unité EHT 201. Sur une branche fluidique d’entrée L5, un réservoir de stockage 5 thermique et pneumatique 220 est relié d’une part à un deuxième compresseur d’air 221 et d’autre part aux anodes de l’unité EHT 201. Un échangeur de chaleur 222 de couplage par injection de chaleur depuis le système de conversion SCE, est agencé en amont du deuxième compresseur d’air 221, pour réchauffer l’air en entrée de la ligne L5. On peut prévoir que le premier compresseur 10 d’air 215 et le deuxième compresseur d’air 221 soient un seul et même composant. L’air chaud comprimé par ce deuxième compresseur 221 est stocké dans le réservoir 220 sous forme d’air comprimé froid et de chaleur. Cette compression d’air avec stockage peut être mise en oeuvre à partir d’une technique connue, comme pour les systèmes de CAES (acronyme anglo-saxon pour « Compressed Air Energy Storage ») avec un stockage 15 souterrain ou de surface : [6]. Ainsi, dans cette installation, le couplage de l’unité de production d’hydrogène 200 avec un réacteur nucléaire et son cycle de Rankine en tant que système de conversion SCE est réalisé la fourniture d’électricité depuis le cycle de Rankine, thermiquement par l’injection d’eau chaude / vapeur utilisée par le générateur de vapeur de couplage 202 et par le retour de la 20 chaleur au cycle de Rankine pour récupérer au moins une partie de la chaleur fatale, c’est-àdire la chaleur émise par l’unité EHT 201 qui n’a pas servi à la réaction d’électrolyse, par un circuit de couplage réinjection comprenant les premier, deuxième et troisième échangeur de chaleur intermédiaire 205, 208, 218. Le couplage thermique est également réalisé avec les réservoirs de stockage thermique et 25 pneumatique 219, 220 par le biais respectivement du générateur de vapeur de couplage 202 et de l’échangeur de vapeur de couplage 222. Quel que soit le fonctionnement de l’installation, l’unité EHT 201 fonctionne à son point nominal, et le cycle de Rankine également, qui présente une modulation thermique relativement limitée. 30 Les différents fonctionnement de l’installation vont maintenant être expliqués. CA 3298899 Date reçue / Received date 2026-01-15 20 Le fonctionnement nominal, c’est-à-dire avec une puissance électrique nominale requise par le réseau d’électricité, est illustré à la figure 4. Lors de ce fonctionnement nominal, aucun stockage ni déstockage thermique n’est réalisé. Ainsi, comme illustré à la figure 4, il n’y a pas de couplage thermique effectif entre le générateur de vapeur 202 et le réservoir de stockage thermique 219. 5 Il en va de même entre l’échangeur de chaleur 222 et le réservoir de stockage pneumatique et thermique 220. L’unité EHT 201 reçoit l’électricité par l’alternateur du cycle de Rankine. L’eau chaude / vapeur d’eau fournie par le générateur de vapeur 202 alimente les cathodes de l’unité EHT 201, tandis que l’air comprimé et chauffé par le compresseur 215 alimente les 10 anodes de l’unité d’EHT 201. La chaleur fatale de l’unité EHT 201 est renvoyée au cycle de Rankine par le biais des échangeurs de chaleur intermédiaire 205, 208, 218. L’énergie de pression lors d’une détente par la turbine 216 est envoyée en électricité vers le cycle de Rankine. 15 Le fonctionnement en charge de l’installation, correspondant à une situation où la quantité d’électricité requise par le réseau électrique est inférieure à celle en fonctionnement nominal, est illustré à la figure 5. Ici de l’électricité supplémentaire est apportée par le cycle de Rankine pour alimenter électriquement le deuxième compresseur d’air 221. 20 L’air chaud comprimé par ce deuxième compresseur d’air 221 est stocké sous forme d’air comprimé froid et de chaleur dans le réservoir 220. Comme indiqué sue cette figure 5, l’air comprimé chaud à 700°C cède ses calories à un stockage de chaleur, pour arriver à une température de 200°C. Cet air comprimé appelé « froid » est stocké. De la chaleur fournie par l’échangeur de couplage 202 est utilisée pour préchauffer l’air 25 entrant dans ce deuxième compresseur 221. Simultanément, de la chaleur fournie par le générateur de couplage 202 est stockée dans le réservoir de stockage thermique 219. CA 3298899 Date reçue / Received date 2026-01-15 21 La chaleur fournie à la fois par le générateur de vapeur 202 et l’échangeur de chaleur 222 est donc soutirée du cycle de Rankine, ce qui entraine une moindre production électrique par ce dernier. Comme illustré sur cette figure 5, l’unité EHT 201 et le reste des circuits fluidiques, en particulier le retour des calories par les échangeurs de chaleur 5 intermédiaire 205, 208, 218 fonctionnent de manière identique au fonctionnement nominal. Le fonctionnement en décharge de l’installation, correspondant à un situation où la quantité d’électricité requise par le réseau électrique est supérieure à celle en fonctionnement nominal, est illustré à la figure 6. 10 L’unité EHT 201 fonctionne de manière identique que lors du fonctionnement nominal. Néanmoins, l’apport de l’air chaud sous pression aux anodes de l’unité EHT 201 est réalisé exclusivement depuis le réservoir de stockage thermique et pneumatique 220. La chaleur pour vaporiser l’eau afin d’alimenter les cathodes de l’unité EHT 201 est fournie exclusivement par réservoir de stockage de chaleur 219. 15 Enfin, le retour des calories au cycle de Rankine est augmenté à la sortie de la turbine 216 par l’échangeur de chaleur intermédiaire 218.. La chaleur fournie par le réservoir 219 et la chaleur évacuée par l’échangeur de chaleur intermédiaire 218 constituent des soutirages de chaleur en moins sur le cycle de Rankine par rapport à un fonctionnement nominal. Ces soutirages annulés entrainent une production 20 électrique plus élevée. Comme illustré sur cette figure 6, l’unité EHT 201 et le reste des circuits fluidiques, en particulier le retour des calories par les échangeurs de chaleur intermédiaire 205, 208 fonctionnent de manière identique au fonctionnement nominal. A titre d’exemple illustratif, le fonctionnement de l’unité EHT 201 peut être réalisé sous une 25 pression de 10 bar, à partir d’une puissance thermique initiale stable du cycle de Rankine est autour de 540 MWth. Les inventeurs ont également quantifié à titre d’exemple indicatif le bilan thermique de l’unité de production d’hydrogène 200 qui vient d’être décrit. CA 3298899 Date reçue / Received date 2026-01-15 22 Exemple 1: Les inventeurs ont considéré un taux d’oxygène en sortie d’unité 201 de 40%, pour une puissance électrique de cette unité de 180MWe environ. Les modulations de puissance avec un fonctionnement en charge et en décharge sont alors comme suit - modulation de la puissance électrique suite à au fonctionnement 5 du deuxième compresseur d’air 221 : -20 MWe (charge) ; - modulation de la puissance électrique suite à l’effacement du deuxième compresseur d’air 221: +20 MWe (décharge) ; - modulation de la puissance thermique au cycle de Rankine suite à la charge des réservoir 10 de stockage thermique 219, 220 : -45 MWth, équivalent à -9MWe (charge) ; - modulation de la puissance thermique au Rankine suite à l’annulation des soutirages de chaleur et au retour supplémentaire des calories par les échangeurs intermédiaires 205, 208, 218: +45 MWth, équivalent à +9MWe (décharge). Au final, le bilan net de ces modulations est [-29 ;+29] MWe. 15 Exemple 2: Les inventeurs ont considéré un taux d’oxygène en sortie d’unité 201 de 25%, pour une puissance électrique de cette unité de 220MWe environ. Les modulations de puissance avec un fonctionnement en charge et en décharge sont alors comme suit - modulation de la puissance électrique suite à au fonctionnement du deuxième compresseur 20 d’air 221 : -118 MWe (charge) ; - modulation de la puissance électrique suite à l’effacement du deuxième compresseur d’air 221: +118 MWe (décharge) ; - modulation de la puissance thermique au cycle de Rankine suite à la charge des réservoir de stockage thermique 219, 220 : -60 MWth, équivalent à -12MWe (charge) ; 25 - modulation de la puissance thermique au Rankine suite à l’annulation des soutirages de chaleur et au retour supplémentaire des calories par les échangeurs intermédiaires 205, 208, 218: +60 MWth, équivalent à +12MWe (décharge). Au final, le bilan net de ces modulations est [-130 ;+130] MWe. CA 3298899 Date reçue / Received date 2026-01-15 23 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 5 cadre de l’invention. L’installation de cogénération qui vient d’être décrite en relation avec un réacteur nucléaire à eau pressurisée peut tout-à-fait être mise en oeuvre avec tous les réacteurs nucléaires à cycle thermodynamique indirect, pour lesquels le cycle de production de chaleur est séparé physiquement du cycle de conversion de l’énergie, comme un réacteur à eau bouillante, ou 10 un réacteur nucléaire de 4ème Génération. Ainsi, si l’exemple détaillé concerne un réacteur à eau pressurisée classique, on peut envisager une installation de cogénération avec un réacteur de grande taille ou de plus petite taille (SMR). 15 20 25 CA 3298899 Date reçue / Received date 2026-01-15 24 Liste des références citées [1]: “Améliorer l’efficacité énergétique en utilisant la cogénération dans la production d’électricité” Jean-Marie Loiseaux, Henri Safa, Bernard Tamain, Réseau Sauvons le Climat. [2]: Fujiwara et al. “Hydrogen production by high temperature electrolysis with nuclear reactor”, Progress in Nuclear 5 Energy 50 (2008). [3]: Richard D. Boardman et al. “Developing a low-cost renewable supply of hydrogen with high-temperature electrochemistry”, MRS Bulletin, volume 47, march 2022, mrs.org / bulletin. [4]: 2006; 16 p; WHEC16: 16. World Hydrogen Energy Conference; Lyon (France); 13-16 10 Jun 2006; Available from AFH2, 28 rue Saint Dominique 75007 Paris (France); https: / / inis.iaea.org / search / search.aspx?orig_q=RN:38099968 [5]: “Dynamic performance analysis of a high-temperature steam electrolysis plant integrated within nuclear-renewable hybrid energy systems”. Applied Energy Volume 228, 15 October 2018, Pages 2090-2110. https: / / doi.org / 10.1016 / j.apenergy.2018.07.060. 15 [6]: « Stockage souterrain de l’air comprimé dans le contexte de la transition énergétique », RAPPORT D’ÉTUDE INERIS 11 / 01 / 2016 DRS-16-149645-00148A. https: / / www.ineris.fr / sites / ineris.fr / files / contribution / Documents / rapport-caes-v7-unique- 1453211310.pdf CA 3298899 Date reçue / Received date 2026-01-15

Claims

25 Revendications 1. Installation de cogénération, destinée à produire de l’électricité et de l’hydrogène, comprenant : - au moins une centrale thermique (100), notamment un réacteur nucléaire à eau pressurisée (REP) ou à eau bouillante (REB), comprenant un système de 5 conversion de chaleur produite par la centrale en électricité (SCE), relié à un réseau électrique ; - au moins une unité de production d’hydrogène (200) comprenant :  un circuit fluidique, dit circuit de couplage par injection, pour coupler thermiquement l’unité de production d’hydrogène à la centrale thermique comprenant : 10 au moins un générateur de vapeur (202), dit générateur de vapeur de couplage, relié en boucle fermée à un piquage de soutirage, réalisé dans une branche fluidique du système de conversion SCE, au moins un premier échangeur de chaleur (222), dit échangeur de couplage, relié en boucle fermée à un piquage de soutirage, réalisé dans une branche fluidique du système 15 de conversion SCE ;  au moins une unité d’électrolyse à haute température EHT (201), dont les cathodes sont reliées au générateur de vapeur de couplage;  au moins un premier compresseur d’air (215) relié aux anodes de l’unité EHT ;  un système de stockage thermique et pneumatique comprenant : 20 au moins un réservoir de stockage thermique (219) relié d’une part au générateur de couplage et d’autre part aux cathodes de l’unité EHT ; au moins un deuxième compresseur d’air (221) relié à l’échangeur de couplage, au moins un réservoir de stockage thermique et pneumatique (220) relié d’une part au deuxième compresseur d’air et d’autre part aux anodes de l’unité EHT ; 25 l’installation étant configuré de sorte qu’ : - en fonctionnement nominal de l’installation, les cathodes de l’unité EHT sont alimentées par la vapeur d’eau sous pression produite par le générateur de vapeur de couplage tandis CA 3298899 Date reçue / Received date 2026-01-15 26 que les anodes de l’unité EHT sont alimentées par l’air comprimé par le premier compresseur ; - en fonctionnement de l’installation avec une quantité d’électricité requise par le réseau électrique inférieure à celle en fonctionnement nominal, dit fonctionnement en charge, les cathodes de l’unité EHT sont alimentées par la vapeur d’eau sous 5 pression produite par le générateur de vapeur de couplage tandis que les anodes de l’unité EHT sont alimentées par l’air comprimé par le premier compresseur, et simultanément, le réservoir de stockage thermique est alimenté par de la chaleur fournie par le générateur de couplage et le réservoir de stockage thermique et pneumatique est alimenté par de l’air chaud comprimé par le 10 deuxième compresseur ; - en fonctionnement de l’installation avec une quantité d’électricité requise par le réseau électrique supérieure à celle en fonctionnement nominal, dit fonctionnement en décharge, les cathodes de l’unité EHT sont alimentées par la vapeur d’eau sous pression produite par la chaleur du réservoir de stockage thermique, tandis que les anodes de l’unité EHT sont 15 alimentées par l’air comprimé chaud fourni par le réservoir de stockage thermique et pneumatique.

2. Installation de cogénération selon la revendication 1, le premier compresseur et le deuxième compresseur étant un unique compresseur d’air.

3. Installation de cogénération selon la revendication 1, le premier compresseur étant 20 distinct du deuxième compresseur, les premier et deuxième compresseurs étant reliés en parallèle respectivement aux anodes de l’unité d’électrolyse EHT et au réservoir de stockage thermique et pneumatique.

4. Installation de cogénération selon l’une des revendications précédentes, l’unité de production d’hydrogène étant en outre couplée thermiquement au réacteur nucléaire par un 25 circuit fluidique, dit circuit de couplage par réinjection, comprenant au moins un échangeur de chaleur intermédiaire, dit échangeur de couplage, relié d’une part en boucle fermée à un piquage de réinjection réalisé dans une branche fluidique du système de conversion SCE, et d’autre part à au moins une branche fluidique en sortie de l’unité d’électrolyse à haute température, de sorte à évacuer au moins en partie le surplus de chaleur de l’unité 30 d’électrolyse à haute température et à la réinjecter dans le système de conversion SCE. CA 3298899 Date reçue / Received date 2026-01-15 27 5. Installation de cogénération selon la revendication 4, le circuit de couplage par réinjection comprenant au moins un échangeur de couplage relié à une branche fluidique dont l’entrée est reliée à la sortie des cathodes de l’unité d’électrolyse EHT et la sortie est reliée à au moins un réseau d’évacuation de l’hydrogène produit.

6. Installation de cogénération selon la revendication 5 5, comprenant au moins un refroidisseur relié en aval de l’échangeur de couplage et un séparateur de phase gaz-liquide relié en aval du refroidisseur pour extraire et condenser l’eau contenue dans le mélange hydrogène produit et vapeur d’eau en sortie des cathodes de l’unité EHT.

7. Installation de cogénération selon la revendication 6, comprenant au moins deux 10 échangeurs de couplage en série l’un de l’autre, et en aval de chacun d’entre eux, un refroidisseur et un séparateur de phase gaz-liquide et, un compresseur entre le séparateur de phase gaz-liquide le plus en amont et l’échangeur de couplage en le plus en aval.

8. Installation de cogénération selon l’une des revendications 4 à 7, le circuit de couplage par réinjection comprenant au moins un échangeur de couplage relié à une branche fluidique 15 dont l’entrée est reliée à la sortie des anodes de l’unité d’électrolyse à haute température et la sortie est reliée à au moins un réseau d’évacuation de l’oxygène produit.

9. Installation de cogénération selon l’une des revendications précédentes, comprenant une turbine sur une branche fluidique dont l’entrée est reliée à la sortie des anodes de l’unité d’électrolyse à haute température et la sortie est reliée à au moins un réseau d’évacuation de 20 l’oxygène produit.

10. Installation de cogénération selon l’une des revendications précédentes, comprenant une résistance électrique pour, en fonctionnement de décharge, réchauffer l’air déstocké du réservoir de stockage pneumatique et thermique, avant son entrée dans les anodes de l’unité EHT. 25 11. Installation de cogénération selon l’une des revendications précédentes, comprenant une turbine sur une branche fluidique dont l’entrée est reliée au réservoir de stockage pneumatique et thermique et la sortie est reliée à la sortie des anodes de l’unité d’électrolyse EHT pour, en fonctionnement de décharge, détendre l’air déstocké du réservoir de stockage pneumatique et thermique, avant son entrée dans les anodes de l’unité EHT. CA 3298899 Date reçue / Received date 2026-01-15 28 12. Installation de cogénération selon l’une des revendications précédentes, comprenant un réservoir de stockage d’hydrogène comprimé, relié à la sortie des cathodes de l’unité EHT.

13. Installation de cogénération selon l’une des revendications précédentes, comprenant un réservoir de stockage d’oxygène ou de mélange air-oxygène comprimé, 5 relié à la sortie des anodes de l’unité EHT.

14. Installation de cogénération selon l’une des revendications précédentes, dans laquelle le réseau électrique est adaptée pour fournir, en fonctionnement nominal et de charge, la majeure partie de l’électricité nécessaire à l’unité EHT. CA 3298899 Date reçue / Received date 2026-01-15