EP4508362A1 - Installation pour le stockage et/ou le transport de gaz liquéfié - Google Patents

Installation pour le stockage et/ou le transport de gaz liquéfié

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Publication number
EP4508362A1
EP4508362A1 EP23719030.1A EP23719030A EP4508362A1 EP 4508362 A1 EP4508362 A1 EP 4508362A1 EP 23719030 A EP23719030 A EP 23719030A EP 4508362 A1 EP4508362 A1 EP 4508362A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
gas
gas phase
thermally insulating
primary
chemical species
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
EP23719030.1A
Other languages
German (de)
English (en)
Inventor
Benoît MOREL
Guillaume De Combarieu
Guillaume SALMON LEGAGNEUR
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Gaztransport et Technigaz SA
Original Assignee
Gaztransport et Technigaz SA
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Gaztransport et Technigaz SA filed Critical Gaztransport et Technigaz SA
Publication of EP4508362A1 publication Critical patent/EP4508362A1/fr
Pending legal-status Critical Current

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    • Y02E60/30—Hydrogen technology
    • Y02E60/32—Hydrogen storage

Definitions

  • the invention relates to the field of installations for the storage and/or transport of liquefied gas at low temperature.
  • the invention relates to the field of installations comprising a sealed and thermally insulating tank for the storage and/or transport of liquefied gas at low temperature, such as a tank for the transport of liquid hydrogen, which is approximately -253°C at atmospheric pressure but can also be stored at higher pressure.
  • a sealed and thermally insulating tank for the storage and/or transport of liquefied gas at low temperature such as a tank for the transport of liquid hydrogen, which is approximately -253°C at atmospheric pressure but can also be stored at higher pressure.
  • These installations can be installed at a fixed station or on any land or floating vehicle.
  • the tank comprises, for example, a tank wall presenting successively, in the direction of thickness, from the inside to the outside of the tank, a primary sealing membrane intended to be in contact with the liquefied natural gas , a primary thermally insulating barrier, a secondary waterproofing membrane, a secondary thermally insulating barrier and a supporting structure defining the general shape of the tank.
  • the primary and secondary sealing membranes define between them a primary space which contains the primary insulating barrier and which is generally filled with nitrogen to avoid the risk of ignition in the event of a leak.
  • Nitrogen also supplies the secondary space defined by the spacing between the secondary waterproofing membrane and the supporting structure.
  • the sealing membranes of such a tank may leak causing liquefied natural gas to pass from the inside of the tank towards the primary and/or secondary thermally insulating barriers.
  • a liquefied gas at low temperature invades the primary space, the primary and secondary spaces are cooled very quickly.
  • Document WO2015078972A1 defines a sampling method for gas composition analysis in the case of an insulation atmosphere less than 10kPa and preferably less than 1 kPa.
  • Document FR2502289A1 indicates regulation of the pressure of the secondary space to remain greater than or equal to that of the LNG contained in the tank (i.e. approximately 100 kPa, or even 95 kPa).
  • the LNG contained in the tank is at atmospheric pressure, which implies a continuous supply of condensable gas as soon as a cold condensation point appears.
  • Leak detection is done by monitoring the quantities of gas injected.
  • Certain aspects of the invention are based on the observation that, if the temperature of the primary or secondary space were to drop below the point of liquefaction of nitrogen, namely -196°C at atmospheric pressure, the liquefaction of nitrogen could pose a major problem because the liquid nitrogen could flow by gravity, particularly in the secondary space onto the internal surface of the supporting structure.
  • the supporting structure is generally not designed to reach such a low temperature and would risk unacceptable weakening.
  • An idea behind the invention is to provide a facility that solves the aforementioned problems.
  • CO 2 carbon dioxide
  • Another idea underlying the invention is to carry out a process for inerting the secondary space of such a waterproof and thermally insulating tank.
  • Another idea underlying the invention is to carry out a method of detecting a leak in such a waterproof and thermally insulating tank.
  • the invention proposes an installation for the storage and/or transport and/or transfer of a liquefied gas, preferably liquefied hydrogen, said installation comprising a sealed and thermally insulating container, the sealed and thermally insulating container insulation comprising: a waterproof external wall, a secondary waterproof membrane located at a distance from an interior side of the external wall and defining a secondary space between the external wall and the secondary waterproof membrane, a secondary thermally insulating barrier and a secondary gas phase arranged in the secondary space, the secondary space being delimited by the external wall, the secondary waterproof membrane being carried by the secondary thermally insulating barrier, a primary waterproof membrane located at a distance from an interior side of the secondary waterproof membrane and defining a primary space between the secondary waterproof membrane and the primary waterproof membrane, the primary waterproof membrane being intended to be in contact with the liquefied gas, preferably l liquefied hydrogen contained in the container, a primary thermally insulating barrier placed in the primary space, the primary waterproof membrane being carried by the primary thermally insulating barrier
  • the invention provides an installation for the storage and/or transport of a liquefied gas, preferably liquefied hydrogen
  • the sealed and thermally insulating container being a sealed and thermally insulating tank
  • the sealed tank and thermally insulating including: an external wall being a waterproof supporting structure, a secondary waterproof membrane located at a distance from an interior side of the supporting structure and defining a secondary space between the supporting structure and the secondary waterproof membrane, a secondary thermally insulating barrier and a secondary gas phase arranged in the secondary space, the secondary thermally insulating barrier being anchored to the supporting structure, the secondary waterproof membrane being carried by the secondary thermally insulating barrier, a primary waterproof membrane located at a distance from an interior side of the secondary waterproof membrane and defining a primary space between the secondary waterproof membrane and the primary waterproof membrane, the primary waterproof membrane being intended to be in contact with a liquefied gas, preferably of the liquefied hydrogen contained in the tank, a primary thermally insulating barrier placed in the primary space, the primary waterproof waterproof
  • the inventors have discovered that using such a gaseous composition in the secondary gas phase makes it possible, in the event of a leak of liquid hydrogen, to avoid or strongly limit the formation of cold liquid in the secondary space.
  • the main chemical species(s) initially in the gas phase can condense into the solid phase, in the form of a more or less porous solid, for example under the form of snow or ice cubes, without passing through the liquid state.
  • such a solid phase tends to adhere to the location where it forms, for example to the secondary membrane, and does not flow into the secondary space. The risk of reaching the supporting structure and/or creating a thermal bridge through the secondary space is therefore greatly reduced.
  • the total pressure of the secondary gas phase can be equal to atmospheric pressure or a higher or lower pressure, within the limits imposed by the mechanical resistance of the sealed membranes.
  • the threshold of 0.14 kPa which is the triple point of oxygen, ensures that residual oxygen, if present, cannot condense into the liquid phase, reducing dangers inherent in liquid oxygen, such as corrosion. , oxidation, combustion or explosion.
  • the main chemical species(s) can change from the gaseous state to the solid state upon contact with the secondary membrane. This change of state results in a reduction in pressure because the main chemical species(s) in the solid state are much denser than in the gaseous state. This phenomenon can be exploited to detect leaks.
  • such an installation for the storage and/or transport of liquefied hydrogen may include one or more of the following characteristics.
  • the inerting device is configured to maintain the secondary gas phase at an absolute pressure strictly below 95 kPa.
  • This specific range of absolute pressure of the secondary gas phase makes it possible to: - maintain the gaseous composition in the gaseous state while maintaining turbulent to laminar flow properties so as not to increase the resistance to the free circulation of the gaseous composition in the insulation space which would be induced by the passage towards transient flow regimes with molecular flow, and - set up a negative relative pressure in the secondary insulation space compared to the atmospheric pressure in order to allow the establishment of a detection system concerning the tightness of the external waterproof wall by monitoring the rise of pressure beyond a criterion.
  • This criterion could be a maximum threshold pressure not to be exceeded.
  • the criterion should take into account the degassing of materials present in the secondary space (for example reinforced polyurethane foam) and/or an increase in the O 2 concentration, as well as the influence of variation in external temperatures. associated with day/night cycles and/or meteorology on the average temperature of the secondary insulation space and consequently on the pressure P in the secondary insulation space.
  • the gas composition comprises at least one main chemical species selected from the group consisting of: dinitrogen, carbon dioxide and argon.
  • said or each main chemical species is selected from the group consisting of: dinitrogen, carbon dioxide and argon.
  • the triple point of dinitrogen is at 12.5 kPa at 64K.
  • the triple point of carbon dioxide is at 519 kPa at 217K.
  • the triple point of argon is at 68.7 kPa at 83.75 K.
  • the primary thermally insulating barrier must ensure that the operating temperature of the secondary membrane remains above the condensation point of the main chemical species(s) at the operating pressure.
  • the main chemical species is carbon dioxide, this dew point is close to -80°C for an operating pressure close to atmospheric pressure.
  • the primary thermally insulating barrier can be designed so that the operating temperature of the secondary membrane is normally close to -50°C.
  • the main chemical species comprises carbon dioxide, the carbon dioxide constituting at least 33% by volume of the secondary gas phase, preferably at least 89% by volume of the secondary gas phase, furthermore more preferably at least 99.4% by volume of the secondary gas phase.
  • carbon dioxide constitutes 90%, 91%, 92%, 93%, 94%, 95%, 96%, 97%, 98% or 99% by volume of the secondary gas phase.
  • the main chemical species comprises argon, argon being able to constitute at least 50% by volume of the secondary gas phase, preferably at least 99% by volume of the secondary gas phase. That is to say that argon constitutes for example at least 60%, 70%, 80%, 90%, 95% by volume of the secondary gas phase.
  • the argon partial pressure of the secondary gas phase is lower than its triple point, i.e. 68.7 kPa.
  • the main chemical species comprises dinitrogen, the partial pressure of dinitrogen being lower than its triple point, i.e. 12.5 kPa.
  • the inerting device includes at least one gas source, the gas source comprising a gas reservoir filled with a said main species or a gas generator capable of generating a said main species.
  • the gas source is a source of dinitrogen.
  • the gas source is an argon source.
  • the gas source is a carbon dioxide source.
  • the carbon dioxide source comprises a carbon dioxide generator capable of generating carbon dioxide from atmospheric air and a hydrocarbon source, or preferably a carbon dioxide reservoir. carbon under pressure.
  • the inerting device includes a first gas source, the first gas source comprising a gas reservoir filled with a first said main species or a gas generator capable of generating a first said main species, and a second gas source, the second gas source comprising a gas reservoir filled with a second said main species or a gas generator capable of generating a second said main species.
  • the first gas source is the carbon dioxide source and the second gas source is the dinitrogen source.
  • the first gas source is the carbon dioxide source and the second gas source is the argon source.
  • the first gas source is the dinitrogen source and the second gas source is the argon source.
  • the primary space contains a primary gas phase having a pressure lower than the pressure of the secondary gas phase.
  • the primary space contains a primary gas phase having an absolute pressure less than 1 Pa. Thanks to such evacuation of the primary space, very good thermal insulation properties can be obtained.
  • the installation for the storage and/or transport of liquefied hydrogen further comprises a pressure sensor capable of detecting a pressure in the secondary space and an alert device, the alert device being capable of generating an alert in response to detection by the pressure sensor that the pressure of the secondary gas phase is below a pressure threshold.
  • the primary thermally insulating barrier comprises a plurality of support pillars extending in a direction of the thickness of the primary thermally insulating barrier in order to maintain a distance between the secondary waterproof membrane and the primary waterproof membrane. Thanks to these characteristics, it is possible to solidly support the primary waterproof membrane to create a high vacuum in the primary space without risking rupture of the primary waterproof membrane.
  • the secondary waterproof membrane can be made in different ways.
  • the secondary membrane has a plurality of secondary undulations and flat portions located between the secondary undulations, the flat portions resting on the secondary thermally insulating barrier.
  • the secondary membrane has a first series of parallel undulations and a second series of undulations perpendicular to the first series of undulations.
  • the secondary corrugations project onto the interior side of the secondary waterproof membrane
  • the secondary thermally insulating barrier can be made in different ways.
  • the secondary thermally insulating barrier comprises a plurality of juxtaposed insulating panels, the insulating panels carrying the secondary waterproof membrane.
  • an insulating panel is self-supporting, that is to say that the insulating panels hold a vacuum.
  • an insulating panel comprises a plywood box containing insulating material, for example polyurethane foam (PU), possibly reinforced with fibers.
  • PU polyurethane foam
  • the installation further comprises: at least one supply line connected to the gas source and opening into the secondary space, and at least one evacuation line opening into the secondary space.
  • the supply line and/or the evacuation line crosses the supporting structure to open into the secondary space.
  • a vacuum pump can be connected to the evacuation line temporarily for an initial purge phase, for example by a flexible connection, then disconnected.
  • the installation for the storage and/or transport of a liquefied gas, preferably liquefied hydrogen further comprises a measuring device capable of measuring: a quantity of the or each main chemical species injected into the secondary gas phase via the at least one supply line, a quantity of gas extracted from the secondary space by the at least one evacuation line, and capable of issuing an alert in response to the detection that a difference between the quantity of the or each main chemical species injected and the quantity of gas extracted exceeds a positive quantity threshold.
  • the tank may have a general spherical, cylindrical, polyhedral or prismatic shape.
  • the invention provides a method of operating an installation as described above, comprising: an injection step in which the or each main chemical species is injected into the gas phase until the secondary gas phase is at an absolute pressure greater than 10 kPa, in which the partial pressure of the or each main chemical species is lower than the triple point of said main chemical species, and in which the partial pressure of the or each residual chemical species is less than 0.14 kPa.
  • the injection step further comprises the injection of the main chemical species(s) at an absolute pressure strictly below 95 kPa.
  • This specific range of absolute pressure of the secondary gas phase makes it possible to: - maintain the gaseous composition in the gaseous state while maintaining turbulent to laminar flow properties so as not to increase the resistance to the free circulation of the gaseous composition in the insulation space which would be induced by the passage towards transient flow regimes with molecular flow, and - set up a negative relative pressure in the secondary insulation space in order to detect leaktightness defects in the external waterproof wall by monitoring the rise in pressure beyond a criterion.
  • This criterion could be a maximum threshold pressure not to be exceeded.
  • the operating method further comprises a step of evacuating the secondary gas phase during which a vacuum pump connected to the evacuation line is activated.
  • the vacuum pump is activated in order to place the secondary space at an absolute pressure less than 10 kPa, preferably less than 1 kPa, in the step of evacuating the secondary gas phase, the injection step being carried out after the step of evacuating the secondary gas phase.
  • the absolute pressure of the secondary gas phase is less than 40 kPa during the suction stages of the secondary gas phase and injection.
  • the steps of evacuation of the secondary gas phase and injection are carried out repeatedly.
  • the steps of evacuation of the secondary gas phase and injection can be carried out as often as necessary, for example depending on the measurements provided by a gas analyzer connected to the secondary space. .
  • the injection step is carried out so as to create a circulation of the secondary gas phase making it possible to renew the secondary gas phase.
  • Such an operating process can be carried out under operating pressure and temperature conditions of the installation, that is to say that the tank contains liquefied gas and preferably the tank contains liquefied hydrogen. According to one embodiment, the process is carried out when the liquid hydrogen fills at least 10% of the volume of the tank, for example 50% of this volume.
  • Such a facility may be part of a land-based or submerged storage facility, or be installed in a floating, coastal or deep-water structure, including a ship, a floating storage and regasification unit (FSRU), a floating storage and regasification unit (FSRU), remote production and storage (FPSO) and others.
  • FSRU floating storage and regasification unit
  • FSRU floating storage and regasification unit
  • FPSO remote production and storage
  • Such an installation can also be used as a fuel tank in any type of land vehicle or ship.
  • a ship for transporting a liquid gas, preferably liquid hydrogen comprises a double hull and a aforementioned installation arranged in the double hull.
  • the invention also provides a system for transferring a liquid gas, preferably liquid hydrogen, the system comprising such a vessel, insulated pipes arranged so as to connect the sealed and thermally insulating tank arranged in the hull of the ship to a floating or terrestrial storage installation and a pump to drive a flow of liquid gas, preferably liquid hydrogen through the insulated pipes from or to the floating or terrestrial storage installation to or from the watertight and thermally insulating tank located in the hull of the ship.
  • a liquid gas preferably liquid hydrogen
  • the system comprising such a vessel, insulated pipes arranged so as to connect the sealed and thermally insulating tank arranged in the hull of the ship to a floating or terrestrial storage installation and a pump to drive a flow of liquid gas, preferably liquid hydrogen through the insulated pipes from or to the floating or terrestrial storage installation to or from the watertight and thermally insulating tank located in the hull of the ship.
  • the invention also provides a method of loading or unloading such a vessel, in which the liquid gas, preferably liquid hydrogen, is conveyed. through insulated pipes from or to a floating or land storage facility to or from the watertight and thermally insulating tank located in the hull of the ship.
  • the liquid gas preferably liquid hydrogen
  • an installation for the storage and/or transport of liquefied gas, preferably liquefied hydrogen comprises a sealed and thermally insulating tank 1.
  • the sealed and thermally insulating tank 1 is a membrane tank for storing a liquefied gas, for example liquid hydrogen.
  • the tank 1 has a multilayer structure comprising, from the outside towards the inside, a secondary thermally insulating barrier 3, comprising for example insulating elements 20 shown on the , resting against a supporting structure 2, a secondary sealing membrane 4 resting against the secondary thermally insulating barrier 3, a primary thermally insulating barrier 5, resting against the secondary sealing membrane 4 and a primary sealing membrane 6 in contact with the liquefied gas contained in the tank 1.
  • the primary sealing membrane 6 defines an internal space 21 intended to contain the liquefied gas, preferably intended to contain liquid hydrogen.
  • the primary membrane 6 and the secondary membrane 4 are corrugated and respectively have primary undulations 26 and secondary undulations 24 projecting towards the internal space 21 of the tank 1.
  • a primary space is defined by the space located between the secondary waterproof membrane 4 and the primary waterproof membrane 6.
  • the primary space includes the primary thermally insulating barrier 5.
  • the primary insulating barrier 4 comprises a plurality of support pillars 25 extending in a direction of the thickness of the primary thermally insulating barrier 5 in order to maintain a distance between the secondary waterproof membrane 4 and the primary waterproof membrane 6.
  • Each pillar support 25 has a first flat end 27 which is in contact with the primary membrane 6, between two primary waves 26 and a second flat end 28 which is in contact with the secondary membrane 4, between two secondary waves 24.
  • the first and the second flat end 27, 28 being located opposite each other.
  • the primary space is placed under a high vacuum, for example at a pressure less than 1 Pa, in order to increase the thermal insulation of the primary thermally insulating barrier 5.
  • the tank 1 further comprises a secondary space which is defined by the space located between the supporting structure 2 and the secondary waterproof membrane 4.
  • the secondary space comprises the secondary thermally insulating barrier 3 and a secondary gas phase which will be described below .
  • the secondary thermally insulating barrier 3 comprises self-supporting insulating panels 20, for example reinforced polyurethane foam.
  • the self-supporting insulating panels 20 comprise two rigid plywood plates sandwiching polyurethane foam.
  • the secondary gas phase is composed primarily of carbon dioxide or other gas compositions described in the examples.
  • an inerting device 11 shown schematically on the can be used.
  • the secondary gas phase is maintained, for example, at a pressure close to atmospheric pressure.
  • the inerting device 11 comprises a source of carbon dioxide 12, for example a pressure tank, connected to a supply line 14 passing through the supporting structure 2 and opening into the secondary space.
  • a compressor 13 can be provided to carry out a forced injection of carbon dioxide from the carbon dioxide source 12 into the secondary space.
  • the inerting device 11 further comprises an evacuation line 8 passing through the supporting structure 2 and opening into the secondary space.
  • a vacuum pump 7 is connected to the evacuation line 8.
  • the vacuum pump 7 can be connected to a gas analyzer 15 configured to detect the composition of the secondary gas phase.
  • the gas analyzer 15 is here placed at the outlet of the vacuum pump 7.
  • the gas analyzer 15 may in particular include a mass spectrometer.
  • flow meters 9 and 16 can be provided to respectively measure a flow of gas leaving the secondary space via the evacuation line 8 and a flow of gas entering the secondary space via the supply line 14.
  • a pressure sensor 18 is provided to measure the pressure in the secondary space and a temperature sensor 19 is provided to measure the temperature in the secondary space.
  • a control unit 10 can be used to control the different actuators of the inerting device 11, namely the compressor 13, the carbon dioxide source 12 and the vacuum pump 7 and receive the measurement signals from the different sensors, namely the gas analyzer 15, the flow meters 9 and 16, and the pressure sensors 18 and temperature 19.
  • inerting device 11 can be produced in a manner analogous to the nitrogen distribution system described in document WO2015155377A1.
  • the temperature of the secondary membrane 4 is approximately - 30°C to - 70°C. At this temperature carbon dioxide does not condense.
  • the temperature of the secondary membrane 4 will drop below -80 ° C at a cold point corresponding to the zone where the liquid hydrogen has flowed .
  • the carbon dioxide will condense into the solid phase without passing through the liquid phase and form an ice cube attached to the secondary membrane 4, for example inside the undulations secondary 24.
  • control unit 10 can determine the quantity of gas discharged from the secondary space via the evacuation line 8 and the quantity of carbon dioxide injected into the secondary space via the exhaust line. food 14.
  • intermittent or continuous inerting processes can be used, for example under the control of the control unit 10.
  • a first inerting process comprises the following steps: evacuate the secondary gas phase, which may initially consist of ambient air, via the evacuation line 8 with the vacuum pump 7, then once the secondary gas phase has been evacuated to a sufficiently low pressure, for example 1 kPa, stop the vacuum pump then, inject carbon dioxide through the carbon dioxide source 12 and, where appropriate, the compressor 13 until the operating pressure is reached, for example equal to atmospheric pressure.
  • a sufficiently low pressure for example 1 kPa
  • This process can be repeated several times until the secondary gas phase is composed of at least 99.4% carbon dioxide by volume, the remainder being residual ambient air whose partial pressure, in particular that residual oxygen, will be so low that an explosive risk is reduced. If gases are released over time by the materials present in the secondary thermally insulating barrier 3, it may be necessary to repeat this process several times.
  • the secondary gas phase is renewed by scanning.
  • the process then comprises the following steps: inject carbon dioxide into the secondary space via the carbon dioxide source 12, and where appropriate the compressor 13, in order to create circulation of the secondary gas phase.
  • the carbon dioxide 12 will push the secondary gas phase present in the secondary space towards the evacuation line in order to evacuate the gas phase to the outside of the secondary space and in order to replace said secondary gas phase.
  • a vacuum pump it is not necessary for a vacuum pump to be connected to the evacuation line 8.
  • This scanning inerting process can be automated and implemented by a controller which automatically triggers the injection of carbon dioxide into the secondary space based on a pressure measurement taken in the secondary space.
  • the secondary space can be supplied with carbon dioxide with regulation at +/- 0.5 kPa around a fixed pressure setpoint.
  • the control unit 10 can also perform alert functions. For example, the control unit 10 emits alerts in the following cases, constituting probable cases of liquid hydrogen leak:
  • the pressure detector 18 indicates that the pressure in the secondary space has fallen below a pressure threshold. Indeed, the condensation of carbon dioxide into the solid phase will cause a reduction in the pressure in the secondary space.
  • the secondary space has a volume of 68 m 3 of undivided free volume and has a gaseous composition containing a partial pressure of CO 2 of 100 kPa and an average temperature of 0°C in normal operating conditions of the tank, then in the case of the formation of a cold spot involving the condensation in equilibrium of 3 liters of CO 2 in solid phase, the drop in pressure attributed by this mechanism alone is of 2.5 kPa in the secondary space.
  • the control unit 10 can generate an alert.
  • the residual chemical species may include atmospheric dioxygen.
  • Example 2 the total pressure is below the argon triple point, which is 68.7 kPa.
  • Example 3 the total pressure is less than 13 kPa, which is the triple point of dinitrogen.
  • an inerting device comprising a gas source can be used in a manner analogous to the embodiment which is illustrated in the .
  • the gas source must be adapted according to the gas composition that we wish to obtain.
  • the gas source is a carbon dioxide source, for example 2
  • the gas source is an argon source and for example 3, the gas source is a dinitrogen source .
  • the total pressure is less than or equal to atmospheric pressure.
  • the inerting device 110 differs from the inerting device 11 of the in that the gas source 12 is a first gas source and that the inerting device 110 further comprises a second gas source 120.
  • the first source of gas 12 is a source of carbon dioxide and the second source of gas 120 is a source of dinitrogen.
  • the first gas source 12 is an argon source and the second gas source 120 is a carbon dioxide source.
  • the first main species contained in the first tank of the first gas source 12 and the second main species contained in the second tank of the second gas source 120 can be injected into the secondary space via one or more supply lines.
  • one or more valves can be placed on the supply line 14, for example at the gas outlet of the first gas source 12 and/or the second gas source 120.
  • the flow rate or quantity of gas injected by the first gas source 12 or the second gas source 120 can be controlled via the control unit 10, which controls for example the valves located at the gas outlet of the first gas source 12 or from the second gas source 120.
  • a cutaway view of a ship 70 shows an installation comprising a waterproof and thermally insulating tank 71 of generally prismatic shape mounted in the double hull 72 of the ship.
  • the wall of the tank 71 comprises a primary sealing membrane being in contact with the liquid hydrogen contained in the tank, a secondary sealing membrane arranged between the primary sealing membrane and the double hull 72 of the ship, and two thermally insulating barriers arranged respectively between the primary sealing membrane and the secondary sealing membrane and between the secondary sealing membrane and the double shell 72.
  • loading/unloading pipes 73 arranged on the upper deck of the ship can be connected, by means of appropriate connectors, to a maritime or port terminal to transfer a cargo of hydrogen from or to the tank 71.
  • the loading and unloading station 75 is a fixed off-shore installation comprising a movable arm 74 and a tower 78 which supports the movable arm 74.
  • the movable arm 74 carries a bundle of insulated flexible pipes 79 which can connect to the loading/unloading pipes 73.
  • the adjustable movable arm 74 adapts to all ship sizes.
  • a connection pipe not shown extends inside the tower 78.
  • the loading and unloading station 75 allows the loading and unloading of the ship 70 from or to the shore installation 77.
  • the underwater pipe 76 allows the transfer of liquid hydrogen between the loading station or unloading 75 and the shore installation 77 over a long distance, for example 5 km, which makes it possible to keep the ship 70 at a long distance from the coast during loading and unloading operations.
  • pumps on board the ship 70 and/or pumps fitted to the on-shore installation 77 and/or pumps fitted to the loading and unloading station 75 are used. .
  • the inerting device 11, 110 is further configured to maintain the secondary gas phase at an absolute pressure strictly below 95 kPa.
  • the transfer pipe 201 extends over a length L and is open at its ends for the transfer of liquefied gas along the transfer pipe 201, inside the pipe 202.
  • the pipe 202 is intended to transport the liquefied gas from one end of the transfer pipe 201 to another end of the transfer pipe 201.
  • the secondary space is at excess pressure compared to atmospheric pressure.
  • This embodiment is made possible because the walls of the “Pipe in pipe” installation have a certain rigidity allowing the overpressure to be maintained.

Landscapes

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Abstract

L'invention concerne une installation pour le stockage et/ou le transport et/ou le transfert d'un gaz liquéfié, préférentiellement de l'hydrogène liquéfié, ladite installation comportant un contenant étanche et thermiquement isolant (1) comprenant : une paroi externe étanche, une membrane étanche secondaire (4) située à distance d'un côté intérieur de la paroi externe et définissant un espace secondaire entre la paroi externe et la membrane étanche secondaire, ladite installation comportant un dispositif d'inertage (11) relié à l'espace secondaire pour maintenir la phase gazeuse secondaire sous la forme d'une composition gazeuse constituée d'une ou plusieurs espèces chimiques principales, et éventuellement d'une ou plusieurs espèces chimiques secondaire, dans laquelle la pression partielle de la ou chaque espèce chimique principale est inférieure au point triple de ladite espèce chimique principale, et dans laquelle la pression partielle de la ou chaque espèce chimique résiduelle est inférieure à 0,14 kPa.

Description

    Installation pour le stockage et/ou le transport de gaz liquéfié
  • L’invention se rapporte au domaine des installations pour le stockage et/ou le transport de gaz liquéfié à basse température. En particulier, l’invention se rapporte au domaine des installations comprenant une cuve étanche et thermiquement isolante pour le stockage et/ou le transport de gaz liquéfié à basse température, telle qu’une cuve pour le transport d’hydrogène liquide, qui est à environ -253°C à pression atmosphérique mais peut aussi être stocké sous une pression plus élevée. Ces installations peuvent être installées à poste fixe ou sur tout véhicule terrestre ou flottant.
    • Arrière-plan technologique
  • Il est connu des installations comprenant une cuve à membrane pour le stockage et/ou le transport de gaz naturel liquéfié à pression atmosphérique. La cuve comprend, par exemple, une paroi de cuve présentant successivement, dans le sens de l'épaisseur, depuis l'intérieur vers l'extérieur de la cuve, une membrane d'étanchéité primaire destinée à être en contact avec le gaz naturel liquéfié, une barrière thermiquement isolante primaire, une membrane d'étanchéité secondaire, une barrière thermiquement isolante secondaire et une structure porteuse définissant la forme générale de la cuve.
  • Les membranes d’étanchéité primaire et secondaire délimitent entre elles un espace primaire qui contient la barrière isolante primaire et qui est généralement rempli d’azote pour éviter les risques d’inflammation en cas de fuite.
  • De l’azote alimente également l’espace secondaire défini par l’espacement entre la membrane d’étanchéité secondaire et la structure porteuse.
  • Les membranes d'étanchéité d'une telle cuve peuvent présenter des fuites entraînant le passage de gaz naturel liquéfié de l'intérieur de la cuve vers les barrières thermiquement isolantes, primaire et/ou secondaire. Or, lorsqu'un gaz liquéfié à basse température envahit l’espace primaire, les espaces primaire et secondaire sont refroidis très rapidement.
  • Le document WO2015078972A1 définit une méthode de prélèvement pour analyse de composition de gaz dans le cas d'une atmosphère d'isolation inférieure à 10kPa et de préférence inférieure à 1 kPa.
  • Le document FR2502289A1 indique une régulation de la pression de l’espace secondaire pour rester supérieure ou égale à celle du GNL contenu dans la cuve (soit environ 100 kPa, voire 95 kPa). Le GNL contenu dans la cuve est à pression atmosphérique, ce qui implique une alimentation en continu en gaz condensable dès lors qu’un point froid de condensation apparaît. La détection de la fuite se fait à l’aide du suivi des quantités de gaz injectées.
    • Résumé
  • Certains aspects de l’invention partent du constat que, si la température de l’espace primaire ou secondaire devait descendre en dessous du point de liquéfaction de l’azote, à savoir -196°C à pression atmosphérique, la liquéfaction de l’azote pourrait poser un problème majeur car l’azote liquide pourrait s’écouler par gravité, notamment dans l’espace secondaire jusque sur la surface interne de la structure porteuse. Or, la structure porteuse n’est généralement pas conçue pour atteindre une température aussi basse et risquerait une fragilisation inacceptable.
  • Ainsi, il existe un besoin de trouver une solution permettant d’éviter la formation de liquide froid dans l’espace primaire ou secondaire d'une installation pour le stockage et/ou le transport de gaz liquéfié à basse température comme l’hydrogène.
  • Une idée à la base de l’invention est de fournir une installation qui résout les problèmes susmentionnés.
  • Une autre idée à la base de l’invention est d’utiliser essentiellement du dioxyde de carbone (CO2) en tant que gaz inerte dans l’espace secondaire d’une cuve étanche et thermiquement isolante contenant du gaz liquéfié, notamment lorsque ladite cuve contient de l’hydrogène liquide.
  • Une autre idée à la base de l’invention est de réaliser un procédé d’inertage de l’espace secondaire d’une telle cuve étanche et thermiquement isolante.
  • Une autre idée à la base de l’invention est de réaliser un procédé de détection d’une fuite dans une telle cuve étanche et thermiquement isolante.
  • A cet effet, l’invention propose une installation pour le stockage et/ou le transport et/ou transfert d’un gaz liquéfié, préférentiellement de l’hydrogène liquéfié, ladite installation comportant un contenant étanche et thermiquement isolant, le contenant étanche et thermiquement isolant comprenant :
    une paroi externe étanche,
    une membrane étanche secondaire située à distance d’un côté intérieur de la paroi externe et définissant un espace secondaire entre la paroi externe et la membrane étanche secondaire,
    une barrière thermiquement isolante secondaire et une phase gazeuse secondaire disposées dans l’espace secondaire, l’espace secondaire étant délimité par la paroi externe, la membrane étanche secondaire étant portée par la barrière thermiquement isolante secondaire,
    une membrane étanche primaire située à distance d’un côté intérieur de la membrane étanche secondaire et définissant un espace primaire entre la membrane étanche secondaire et la membrane étanche primaire, la membrane étanche primaire étant destinée à être en contact avec le gaz liquéfié, préférentiellement l’hydrogène liquéfié contenu dans le contenant,
    une barrière thermiquement isolante primaire disposée dans l’espace primaire, la membrane étanche primaire étant portée par la barrière thermiquement isolante primaire,
    ladite installation comportant un dispositif d’inertage relié à l’espace secondaire pour maintenir la phase gazeuse secondaire sous la forme d’une composition gazeuse constituée d’une ou plusieurs espèces chimiques principales, et éventuellement d’une ou plusieurs espèces chimiques résiduelles,
    le dispositif d’inertage étant configuré pour maintenir la phase gazeuse secondaire à une pression absolue supérieure à 10 kPa, dans laquelle la pression partielle de la ou chaque espèce chimique principale est inférieure au point triple de ladite espèce chimique principale,
    et dans laquelle la pression partielle de la ou chaque espèce chimique résiduelle est inférieure à 0,14 kPa.
  • Selon un premier objet, l’invention fournit une installation pour le stockage et/ou le transport d’un gaz liquéfié, préférentiellement de l’hydrogène liquéfié, le contenant étanche et thermiquement isolant étant une cuve étanche et thermiquement isolante, la cuve étanche et thermiquement isolante comprenant :
    une paroi externe étant une structure porteuse étanche,
    une membrane étanche secondaire située à distance d’un côté intérieur de la structure porteuse et définissant un espace secondaire entre la structure porteuse et la membrane étanche secondaire,
    une barrière thermiquement isolante secondaire et une phase gazeuse secondaire disposées dans l’espace secondaire, la barrière thermiquement isolante secondaire étant ancrée à la structure porteuse, la membrane étanche secondaire étant portée par la barrière thermiquement isolante secondaire,
    une membrane étanche primaire située à distance d’un côté intérieur de la membrane étanche secondaire et définissant un espace primaire entre la membrane étanche secondaire et la membrane étanche primaire, la membrane étanche primaire étant destinée à être en contact avec un gaz liquéfié, préférentiellement de l’hydrogène liquéfié contenu dans la cuve,
    une barrière thermiquement isolante primaire disposée dans l’espace primaire, la membrane étanche primaire étant portée par la barrière thermiquement isolante primaire,
    ladite installation comportant un dispositif d’inertage relié à l’espace secondaire pour maintenir la phase gazeuse secondaire sous la forme d’une composition gazeuse constituée d’une ou plusieurs espèces chimiques principales, et éventuellement d’une ou plusieurs espèces chimiques résiduelles,
    le dispositif d’inertage étant configuré pour maintenir la phase gazeuse secondaire à une pression absolue supérieure à 10 kPa, dans laquelle la pression partielle de la ou chaque espèce chimique principale est inférieure au point triple de ladite espèce chimique principale,
    et dans laquelle la pression partielle de la ou chaque espèce chimique résiduelle est inférieure à 0,14 kPa.
  • Grâce à ces caractéristiques, les inventeurs ont découvert qu’utiliser une telle composition gazeuse dans la phase gazeuse secondaire permet, en cas de fuite d’hydrogène liquide, d’éviter ou fortement limiter la formation de liquide froid dans l’espace secondaire. En effet, en réponse à une chute de température au niveau de la membrane secondaire, la ou les espèces chimiques principales initialement en phase gazeuse peuvent se condenser en phase solide, sous la forme d’un solide plus ou moins poreux, par exemple sous la forme de neige ou de glaçons, sans passer par l’état liquide. De plus, une telle phase solide tend à adhérer à l’emplacement où elle se forme, par exemple à la membrane secondaire, et ne s’écoule pas dans l’espace secondaire. Le risque d’atteindre la structure porteuse et/ou de créer un pont thermique à travers l’espace secondaire se trouve donc fortement réduit.
  • La pression totale de la phase gazeuse secondaire peut être égale à la pression atmosphérique ou une pression plus haute ou plus basse, dans les limites imposées par la résistance mécanique des membranes étanches. Le seuil de 0,14 kPa, qui est le point triple du dioxygène, assure que le dioxygène résiduel, le cas échéant, ne peut pas se condenser en phase liquide, ce qui réduit des dangers inhérents à l’oxygène liquide, tels que corrosion, oxydation, combustion ou explosion.
  • Grâce à ces caractéristiques, le risque d’endommagement de la structure porteuse est donc fortement diminué.
  • De plus, lorsqu’une fuite d’hydrogène liquide survient dans l’espace primaire, la ou les espèces chimiques principales peuvent passer de l’état gazeux à l’état solide au contact de la membrane secondaire. Ce changement d’état se traduit par une diminution de la pression car la ou les espèces chimiques principales à l’état solide sont bien plus denses qu’à l’état gazeux. Ce phénomène peut être exploité pour détecter des fuites.
  • Selon des modes de réalisation, une telle installation pour le stockage et/ou le transport d’hydrogène liquéfié peut comporter une ou plusieurs des caractéristiques suivantes.
  • Selon des modes de réalisation, le dispositif d’inertage est configuré pour maintenir la phase gazeuse secondaire à une pression absolue strictement inférieure à 95 kPa.
  • Cette gamme spécifique de pression absolue de la phase gazeuse secondaire permet de :
    - maintenir la composition gazeuse à l’état gazeux tout en conservant des propriétés d’écoulement turbulentes à laminaires afin de ne pas augmenter la résistance à la libre circulation de la composition gazeuse dans l’espace d’isolation qui serait induite par le passage vers des régimes d’écoulements transitoires avec l’écoulement moléculaire, et
    - mettre en place une pression relative négative dans l’espace secondaire d’isolation par rapport à la pression atmosphérique afin de permettre la mise en place d’un système de détection concernant l’étanchéité de la paroi étanche externe par suivi de la remontée de pression au-delà d’un critère. Ce critère pourrait être une pression maximale seuil à ne pas dépasser. Un homme du métier peut définir ce critère selon le niveau de détection de l’étanchéité qu’il souhaite mettre en place, par exemple en se basant sur la dérivée temporelle de la pression P dans l’espace secondaire d’isolation, à savoir ΔP/Δt, où ΔP représente une variation de la pression dans l’espace secondaire pendant un pas de temps Δt, dont la durée est au moins 30 min et cumulables jusqu’à atteindre une durée glissante jusqu’à 48h ou plus. De préférence, le critère devrait tenir compte du dégazage des matériaux présents dans l’espace secondaire (par exemple mousse de polyuréthane renforcée) et/ou d’une augmentation de la concentration en O2, ainsi que l’influence de variation de températures extérieures associées aux cycles jour/nuit et/ou à la météorologie sur la température moyenne de l’espace secondaire d’isolation et par conséquent sur la pression P dans l’espace secondaire d’isolation.
  • Selon des modes de réalisation, la composition gazeuse comporte au moins une espèce chimique principale sélectionnée dans le groupe constitué de : diazote, dioxyde de carbone et argon.
  • Selon des modes de réalisation, ladite ou chaque espèce chimique principale est sélectionnée dans le groupe constitué de : diazote, dioxyde de carbone et argon.
  • Le point triple du diazote se situe à 12,5 kPa à 64K. Le point triple du dioxyde de carbone se situe à 519 kPa à 217K. Le point triple de l’argon se situe à 68,7 kPa à 83,75 K.
  • La barrière thermiquement isolante primaire doit assurer que la température de service de la membrane secondaire reste supérieure au point de condensation de la ou les espèces chimiques principales à la pression de service. Notamment, si l’espèce chimique principale est du dioxyde de carbone, ce point de condensation est proche de -80°C pour une pression de service proche de la pression atmosphérique. Par exemple, la barrière thermiquement isolante primaire peut être conçue pour que la température de service de la membrane secondaire soit normalement proche de -50°C.
  • Selon un mode de réalisation, l’espèce chimique principale comporte le dioxyde de carbone, le dioxyde de carbone constituant au moins 33 % en volume de la phase gazeuse secondaire, préférentiellement au moins 89 % en volume de la phase gazeuse secondaire, de manière encore plus préférée au moins 99.4 % en volume de la phase gazeuse secondaire. Par exemple, le dioxyde de carbone constitue 90%, 91%, 92 %, 93 %, 94 %, 95 %, 96 %, 97 %, 98 % ou 99 % en volume de la phase gazeuse secondaire.
  • Ainsi, plus le pourcentage de dioxyde de carbone en volume est important dans la phase gazeuse secondaire, plus le risque de condensation en phase liquide d’autres gaz présents dans la phase gazeuse secondaire en réponse à une diminution de température diminue.
  • Selon un mode de réalisation, l’espèce chimique principale comporte l’argon, l’argon pouvant constituer au moins 50% en volume de la phase gazeuse secondaire, préférentiellement au moins 99 % en volume de la phase gazeuse secondaire. C’est-à-dire que l’argon constitue par exemple au moins 60 %, 70 %, 80 %, 90 %, 95 % en volume de la phase gazeuse secondaire. Dans tous les cas, la pression partielle d’argon de la phase gazeuse secondaire est inférieure à son point triple, soit 68,7 kPa.
  • Selon un mode de réalisation, l’espèce chimique principale comporte le diazote, la pression partielle du diazote étant inférieure à son point triple, soit 12,5 kPa.
  • Selon un mode de réalisation, le dispositif d’inertage inclut au moins une source de gaz, la source de gaz comportant un réservoir de gaz rempli d’une dite espèce principale ou un générateur de gaz apte à générer une dite espèce principale.
  • Selon un mode de réalisation, la source de gaz est une source de diazote.
  • Selon un mode de réalisation, la source de gaz est une source d’argon.
  • Selon un mode de réalisation, la source de gaz est une source de dioxyde de carbone.
  • Selon un mode de réalisation, la source de dioxyde de carbone comprend un générateur de dioxyde de carbone apte à générer du dioxyde de carbone à partir de l’air atmosphérique et d’une source d’hydrocarbure, ou de préférence un réservoir de dioxyde de carbone sous pression.
  • Selon un mode de réalisation, le dispositif d’inertage inclut une première source de gaz, la première source de gaz comportant un réservoir de gaz rempli d’une première dite espèce principale ou un générateur de gaz apte à générer une première dite espèce principale, et une deuxième source de gaz, la deuxième source de gaz comportant un réservoir de gaz rempli d’une deuxième dite espèce principale ou un générateur de gaz apte à générer une deuxième dite espèce principale.
  • Selon un mode de réalisation, la première source de gaz est la source de dioxyde de carbone et la deuxième source de gaz est la source de diazote.
  • Selon un mode de réalisation, la première source de gaz est la source de dioxyde de carbone et la deuxième source de gaz est la source d’argon.
  • Selon un mode de réalisation, la première source de gaz est la source de diazote et la deuxième source de gaz est la source d’argon.
  • Selon un mode de réalisation, l’espace primaire contient une phase gazeuse primaire présentant une pression inférieure à la pression de la phase gazeuse secondaire.
  • Selon un mode de réalisation, l’espace primaire contient une phase gazeuse primaire présentant une pression absolue inférieure à 1 Pa. Grâce à une telle mise sous vide de l’espace primaire, de très bonnes propriétés d’isolation thermique peuvent être obtenues.
  • Selon un mode de réalisation, l’installation pour le stockage et/ou le transport d’hydrogène liquéfié comporte en outre un capteur de pression apte à détecter une pression dans l’espace secondaire et un dispositif d’alerte, le dispositif d’alerte étant apte à générer une alerte en réponse à une détection par le capteur de pression de ce que la pression de la phase gazeuse secondaire est inférieure à un seuil de pression.
  • Grâce à ces caractéristiques, il est possible de détecter une baisse de pression dans l’espace secondaire susceptible d’être causée par une fuite d’hydrogène liquide.
  • Selon un mode de réalisation, la barrière thermiquement isolante primaire comporte une pluralité de piliers de soutien s’étendant selon une direction de l’épaisseur de la barrière thermiquement isolante primaire afin de maintenir une distance entre la membrane étanche secondaire et la membrane étanche primaire. Grâce à ces caractéristiques, il est possible de soutenir solidement la membrane étanche primaire pour faire un vide poussé dans l’espace primaire sans risquer de rompre la membrane étanche primaire.
  • La membrane étanche secondaire peut être faite de différentes manières. Selon un mode de réalisation, la membrane secondaire présente une pluralité d’ondulations secondaires et des portions planes situées entre les ondulations secondaires, les portions planes reposant sur la barrière thermiquement isolante secondaire.
  • Selon un mode de réalisation, la membrane secondaire présente une première série d’ondulations parallèles et une deuxième série d’ondulations perpendiculaire à la première série d’ondulations.
  • Selon un mode de réalisation, les ondulations secondaires font saillie sur le côté intérieur de la membrane étanche secondaire
  • La barrière thermiquement isolante secondaire peut être faite de différentes manières. Selon un mode de réalisation, la barrière thermiquement isolante secondaire comporte une pluralité de panneaux isolants juxtaposés, les panneaux isolants portant la membrane étanche secondaire.
  • Selon un mode de réalisation, les panneaux isolants sont autoporteurs, c’est-à-dire que les panneaux isolants tiennent le vide. Selon un mode de réalisation, un panneau isolant comprend un caisson en bois contreplaqués contenant de la matière isolante, par exemple une mousse de polyuréthanes (PU), éventuellement renforcée de fibres.
  • Selon un mode de réalisation, l’installation comporte en outre :
    au moins une ligne d’alimentation reliée à la source de gaz et débouchant dans l’espace secondaire, et
    au moins une ligne d’évacuation débouchant dans l’espace secondaire. Par exemple, la ligne d’alimentation et/ou la ligne d’évacuation traverse la structure porteuse pour déboucher dans l’espace secondaire. Une pompe à vide peut être reliée à la ligne d’évacuation de manière temporaire pour une phase de purge initiale, par exemple par un raccord flexible, puis déconnectée.
  • Selon un mode de réalisation, l’installation pour le stockage et/ou le transport d’un gaz liquéfié, préférentiellement de l’hydrogène liquéfié comporte en outre un dispositif de mesure apte à mesurer :
    une quantité de la ou chaque espèce chimique principale injectée dans la phase gazeuse secondaire par la au moins une ligne d’alimentation,
    une quantité de gaz extrait de l’espace secondaire par la au moins une ligne d’évacuation,
    et apte à émettre une alerte en réponse à la détection de ce qu’un écart entre la quantité de la ou chaque espèce chimique principale injectée et la quantité de gaz extrait dépasse un seuil de quantité positif.
  • Selon des modes de réalisation, la cuve peut présenter une forme générale sphérique, cylindrique, polyédrique ou prismatique.
  • Selon un deuxième objet, l’invention fournit un procédé d’exploitation d’une installation tel que décrit ci-dessus, comportant :
    une étape d’injection dans laquelle la ou chaque espèce chimique principale est injectée en phase gazeuse jusqu’à ce que la phase gazeuse secondaire soit à une pression absolue supérieure à 10 kPa, dans laquelle la pression partielle de la ou chaque espèce chimique principale est inférieure au point triple de ladite espèce chimique principale, et dans laquelle la pression partielle de la ou chaque espèce chimique résiduelle est inférieure à 0,14 kPa.
  • Selon un mode de réalisation, l’étape d’injection comporte en outre l’injection de la ou des espèces chimiques principales à une pression absolue strictement inférieure à 95 kPa.
  • Cette gamme spécifique de pression absolue de la phase gazeuse secondaire permet de :
    - maintenir la composition gazeuse à l’état gazeux tout en conservant des propriétés d’écoulement turbulentes à laminaires afin de ne pas augmenter la résistance à la libre circulation de la composition gazeuse dans l’espace d’isolation qui serait induite par le passage vers des régimes d’écoulements transitoires avec l’écoulement moléculaire, et
    - mettre en place une pression relative négative dans l’espace secondaire d’isolation afin de réaliser une détection des défauts d’’étanchéité de la paroi étanche externe par suivi de la remontée de pression au-delà d’un critère. Ce critère pourrait être une pression maximale seuil à ne pas dépasser.
  • Selon un mode de réalisation, le procédé d’exploitation comporte en outre une étape d’évacuation de la phase gazeuse secondaire durant laquelle une pompe à vide reliée à la ligne d’évacuation est activée. De préférence dans ce cas, la pompe à vide est activée afin de placer l’espace secondaire à une pression absolue inférieure à 10 kPa, de préférence inférieure à 1 kPa, dans l’étape d’évacuation de la phase gazeuse secondaire, l’étape d’injection étant effectuée après l’étape d’évacuation de la phase gazeuse secondaire.
  • Selon un mode de réalisation du procédé d’exploitation, la pression absolue de la phase gazeuse secondaire est inférieure à 40 kPa pendant les étapes d’aspiration de la phase gazeuse secondaire et d’injection.
  • Selon un mode de réalisation du procédé d’exploitation, les étapes d’évacuation de la phase gazeuse secondaire et d’injection sont réalisées de manière répétée.
  • Ainsi, les étapes d’évacuation de la phase gazeuse secondaire et d’injection, par exemple de dioxyde de carbone, peuvent être réalisées aussi souvent que nécessaire, par exemple en fonction des mesures fournies par un analyseur de gaz relié à l’espace secondaire.
  • Selon un mode de réalisation du procédé d’exploitation, l’étape d’injection est réalisée de manière à créer une circulation de la phase gazeuse secondaire permettant de renouveler la phase gazeuse secondaire.
  • Un tel procédé d’exploitation peut être effectué dans des conditions de pression et de température d’exploitation de l’installation, c’est-à-dire que la cuve contient le gaz liquéfié et préférentiellement la cuve contient de l’hydrogène liquéfié. Selon un mode de réalisation, le procédé est effectué quand l’hydrogène liquide remplit au moins 10 % du volume de la cuve, par exemple 50 % de ce volume.
  • Une telle installation peut faire partie d’une installation de stockage terrestre ou immergée, ou être installée dans une structure flottante, côtière ou en eau profonde, notamment un navire, une unité flottante de stockage et de regazéification (FSRU), une unité flottante de production et de stockage déporté (FPSO) et autres. Une telle installation peut aussi servir de réservoir de carburant dans tout type de véhicule terrestre ou navire.
  • Selon un mode de réalisation, un navire pour le transport d’un gaz liquide, préférentiellement de l’hydrogène liquide comporte une double coque et une installation précitée disposée dans la double coque.
  • Selon un mode de réalisation, l’invention fournit aussi un système de transfert d’un gaz liquide, préférentiellement de l’hydrogène liquide, le système comportant un tel navire, des canalisations isolées agencées de manière à relier la cuve étanche et thermiquement isolante disposée dans la coque du navire à une installation de stockage flottante ou terrestre et une pompe pour entrainer un flux de gaz liquide, préférentiellement d’hydrogène liquide à travers les canalisations isolées depuis ou vers l’installation de stockage flottante ou terrestre vers ou depuis la cuve étanche et thermiquement isolante disposée dans la coque du navire.
  • Selon un mode de réalisation, l’invention fournit aussi un procédé de chargement ou déchargement d’un tel navire, dans lequel on achemine le gaz liquide, préférentiellement l’hydrogène liquide à travers des canalisations isolées depuis ou vers une installation de stockage flottante ou terrestre vers ou depuis la cuve étanche et thermiquement isolante disposée dans la coque du navire.
    •  Brève description des figures
  • L’invention sera mieux comprise, et d'autres buts, détails, caractéristiques et avantages de celle-ci apparaîtront plus clairement au cours de la description suivante de plusieurs modes de réalisation particuliers de l’invention, donnés uniquement à titre illustratif et non limitatif, en référence aux dessins annexés.
  • La représente une vue schématique d’une installation selon un mode de réalisation.
  • La est une vue en coupe d’une structure multicouche pouvant être utilisée pour réaliser une paroi de cuve dans l’installation de la .
  • La est une représentation schématique écorchée d’un navire comportant une cuve de transport de gaz liquéfié et d’un terminal de chargement/déchargement de cette cuve.
  • La illustre un diagramme de phase du dioxyde de carbone.
  • La illustre une vue schématique d’une installation selon un autre mode de réalisation.
  • La représente une vue en coupe d’un autre mode de réalisation d’une installation selon l’invention.
    •
  • En référence aux figures 1 et 2, une installation pour le stockage et/ou le transport de gaz liquéfié, préférentiellement de l’hydrogène liquéfié comporte une cuve 1 étanche et thermiquement isolante.
  • La cuve 1 étanche et thermiquement isolante est une cuve à membranes permettant de stocker un gaz liquéfié, par exemple de l’hydrogène liquide. La cuve 1 présente une structure multicouche comportant, depuis l’extérieur vers l’intérieur, une barrière thermiquement isolante secondaire 3, comportant par exemple des éléments isolants 20 représentés sur la , reposant contre une structure porteuse 2, une membrane d’étanchéité secondaire 4 reposant contre la barrière thermiquement isolante secondaire 3, une barrière thermiquement isolante primaire 5, reposant contre la membrane d’étanchéité secondaire 4 et une membrane d’étanchéité primaire 6 en contact avec le gaz liquéfié contenu dans la cuve 1. La membrane d’étanchéité primaire 6 définit un espace interne 21 destiné à contenir le gaz liquéfié, préférentiellement destiné à contenir de l’hydrogène liquide.
  • Comme visible sur la , la membrane primaire 6 et la membrane secondaire 4 sont corruguées et présentent respectivement des ondulations primaires 26 et des ondulations secondaires 24 faisant saillies en direction de l’espace interne 21 de la cuve 1.
  • Un espace primaire est défini par l’espace située entre la membrane étanche secondaire 4 et la membrane étanche primaire 6. L’espace primaire comporte la barrière thermiquement isolante primaire 5.
  • La barrière isolante primaire 4 comporte une pluralité de piliers de soutien 25 s’étendant selon une direction de l’épaisseur de la barrière thermiquement isolante primaire 5 afin de maintenir une distance entre la membrane étanche secondaire 4 et la membrane étanche primaire 6. Chaque pilier de soutien 25 comporte une première extrémité plane 27 qui est en contact avec la membrane primaire 6, entre deux ondes primaires 26 et une deuxième extrémité plane 28 qui est en contact avec la membrane secondaire 4, entre deux ondes secondaires 24. La première et la deuxième extrémité plane 27, 28 étant situées en vis-à-vis l’une de l’autre. L’espace primaire est placé sous un vide poussé, par exemple à une pression inférieure à 1 Pa, afin d’accroitre l’isolation thermique de la barrière thermiquement isolante primaire 5.
  • La cuve 1 comporte en outre un espace secondaire qui est défini par l’espace situé entre la structure porteuse 2 et la membrane étanche secondaire 4. L’espace secondaire comporte la barrière thermiquement isolante secondaire 3 et une phase gazeuse secondaire qui sera décrite plus bas.
  • La barrière thermiquement isolante secondaire 3 comporte des panneaux isolants autoporteurs 20, par exemple de la mousse polyuréthane renforcée. Par exemple, les panneaux isolants autoporteurs 20 comportent deux plaques rigides en bois contreplaqué prenant en sandwich de la mousse polyuréthane.
  • En service, la phase gazeuse secondaire est composée essentiellement de dioxyde de carbone ou d’autres compositions gazeuses décrites dans les exemples. Pour réaliser et maintenir la phase gazeuse secondaire, un dispositif d’inertage 11 représenté schématiquement sur la peut être employé. La phase gazeuse secondaire est maintenue par exemple à une pression voisine de la pression atmosphérique.
  • Le dispositif d’inertage 11 comporte une source de dioxyde de carbone 12, par exemple un réservoir sous pression, reliée à une ligne d’alimentation 14 traversant la structure porteuse 2 et débouchant dans l’espace secondaire. Un compresseur 13 peut être prévu pour réaliser une injection forcée de dioxyde de carbone depuis la source de dioxyde de carbone 12 dans l’espace secondaire.
  • Le dispositif d’inertage 11 comporte en outre une ligne d’évacuation 8 traversant la structure porteuse 2 et débouchant dans l’espace secondaire. Optionnellement, une pompe à vide 7 est reliée à la ligne d’évacuation 8. La pompe à vide 7 peut être reliée à un analyseur de gaz 15 configuré pour détecter la composition de la phase gazeuse secondaire. L'analyseur de gaz 15 est ici placé à la sortie de la pompe à vide 7. L'analyseur de gaz 15 peut notamment comporter un spectromètre de masse.
  • De plus, des débitmètres 9 et 16 peuvent être prévus pour mesurer respectivement un débit de gaz sortant de l’espace secondaire par la ligne d’évacuation 8 et un débit de gaz entrant dans l’espace secondaire par la ligne d’alimentation 14.
  • Un capteur de pression 18 est prévu pour mesurer la pression dans l’espace secondaire et un capteur de température 19 est prévu pour mesurer la température dans l’espace secondaire.
  • Une unité de commande 10 peut être utilisée pour piloter les différents actionneurs du dispositif d’inertage 11, à savoir le compresseur 13, la source de dioxyde de carbone 12 et la pompe à vide 7 et recevoir les signaux de mesure des différents capteurs, à savoir l'analyseur de gaz 15, les débitmètres 9 et 16, et les capteurs de pression 18 et de température 19.
  • D’autres aspects du dispositif d’inertage 11 peuvent être réalisés de manière analogue au système de distribution d’azote décrit dans le document WO2015155377A1.
  • Le remplissage de l'espace interne 21 par de l’hydrogène liquide entraine une diminution de la température de la membrane primaire 6, de l’espace primaire, de la membrane secondaire 4 et enfin de l’espace secondaire. Ainsi, la température de la membrane secondaire 4 est d’environ - 30°C à - 70°C. A cette température le dioxyde de carbone ne se condense pas.
  • Si une fuite d’hydrogène liquide apparait dans la membrane primaire 6, la température de la membrane secondaire 4 va descendre en dessous de -80 °C au niveau d’un point froid correspondant à la zone où l’hydrogène liquide s’est écoulé. Ainsi, dans l’espace secondaire, au niveau de ce point froid, le dioxyde de carbone va se condenser en phase solide sans passer par la phase liquide et former un glaçon accroché à la membrane secondaire 4, par exemple à l’intérieur des ondulations secondaires 24.
  • Ce phénomène est expliqué en relation avec la illustrant un diagramme de phase du CO2. Le CO2 en phase gazeuse G est maintenu à une pression P inférieure à son point triple 40. Ainsi, en cas de diminution de la température T au-delà d’un certain seuil, le CO2 va se condenser en phase solide S sans passer par la phase liquide L.
  • Grâce aux débitmètres 9 et 16, l’unité de commande 10 peut déterminer la quantité de gaz évacué depuis l’espace secondaire via la ligne d’évacuation 8 et la quantité de dioxyde de carbone injectée dans l’espace secondaire via la ligne d’alimentation 14.
  • Pour réaliser la phase gazeuse secondaire, puis la renouveler au cours du temps, des procédés d’inertage intermittents ou continus peuvent être employés, par exemple sous la conduite de l’unité de commande 10.
  • Un premier procédé d’inertage comporte les étapes suivantes :
    évacuer la phase gazeuse secondaire, qui peut être initialement constituée de l’air ambiant, via la ligne d’évacuation 8 avec la pompe à vide 7,
    puis une fois que la phase gazeuse secondaire a été évacuée jusqu’à une pression suffisamment basse, par exemple 1 kPa, arrêter la pompe à vide puis,
    injecter du dioxyde de carbone par la source de dioxyde de carbone 12 et le cas échéant le compresseur 13 jusqu’à atteindre la pression de service, par exemple égale à la pression atmosphérique.
  • Ce procédé peut être répété plusieurs fois jusqu’à ce que la phase gazeuse secondaire soit composée d’au moins 99,4% de dioxyde de carbone en volume, le reste étant de l’air ambiant résiduel dont la pression partielle, en particulier celle de l’oxygène résiduel, sera tellement faible qu’un risque explosif se trouve diminué. Si des gaz sont libérés au cours du temps par les matières présentes dans la barrière thermiquement isolante secondaire 3, il peut être nécessaire de répéter ce procédé plusieurs fois.
  • Dans un autre procédé d’inertage pouvant être utilisé, la phase gazeuse secondaire est renouvelée par balayage. Le procédé comporte alors les étapes suivantes :
    injecter du dioxyde de carbone dans l’espace secondaire via la source de dioxyde de carbone 12, et le cas échéant le compresseur 13, afin de créer une circulation de la phase gazeuse secondaire. Le dioxyde de carbone 12 va pousser la phase gazeuse secondaire présente dans l’espace secondaire vers la ligne d’évacuation afin d’évacuer la phase gazeuse vers l’extérieur de l’espace secondaire et afin de remplacer ladite phase gazeuse secondaire. Dans ce procédé, il n’est pas nécessaire qu’une pompe à vide soit reliée à la ligne d’évacuation 8.
  • Ce procédé d’inertage par balayage peut être automatisé et mis en œuvre par un automate qui déclenche automatiquement l’injection de dioxyde de carbone dans l’espace secondaire en fonction d’une mesure de pression prise dans l’espace secondaire. Ainsi, l’espace secondaire peut être alimenté en dioxyde de carbone avec une régulation à +/- 0,5 kPa autour d’une consigne de pression fixée.
  • L’unité de commande 10 peut également remplir des fonctions d’alerte. Par exemple, l’unité de commande 10 émet des alertes dans les cas suivants, constituant des cas probables de fuite d’hydrogène liquide :
  • - le détecteur de pression 18 indique que la pression dans l’espace secondaire est passée sous un seuil de pression. En effet, la condensation du dioxyde de carbone en phase solide va entrainer une diminution de la pression dans l’espace secondaire. A titre d’exemple, dans l’hypothèse où l’espace secondaire est isolé, présente un volume de 68 m3 de volume libre non cloisonné et présente une composition gazeuse contenant une pression partielle de CO2 de 100 kPa et une température moyenne de 0°C en condition normale de fonctionnement de la cuve, alors dans le cas d’une formation d’un point froid impliquant la condensation en équilibre de 3 Litres de CO2 en phase solide, la baisse de pression imputée par ce seul mécanisme est de 2,5 kPa dans l’espace secondaire. Ainsi, dans cet exemple, si le capteur de pression 18 détecte une diminution de pression de 2,5 kPa, alors l’unité de commande 10 peut générer une alerte.
  • - la quantité de gaz injectée dans l’espace secondaire au cours d’une période de temps a dépassé d’un certain seuil la quantité de gaz évacuée au cours de la même période de temps. En effet, une accumulation de dioxyde de carbone dans l’espace secondaire peut être causée par la présence d’un point froid anormal.
  • On décrit ci-après des exemples de compositions gazeuses préférées pouvant être utilisées pour inerter l’espace secondaire selon des modes de réalisation.
  • Exemple 1 Espèce chimique volume
      dioxyde de carbone 89%
      diazote 11%
      secondaire ? %
  • Dans l’exemple 1, les espèces chimiques résiduelles peuvent comporter du dioxygène atmosphérique.
  • Exemple 2 Espèce chimique en volume
      argon >99 %
      autre <1 %
  • Dans l’exemple 2, la pression totale est inférieure au point triple de l’argon, qui se situe à 68,7 kPa.
  • Exemple 3 Espèce chimique en volume
      diazote >99 %
      autre <1 %
  • Dans l’exemple 3, la pression totale est inférieure à 13 kPa, qui est le point triple du diazote.
  • Pour les compositions gazeuses des exemples 1 à 3, un dispositif d’inertage comportant une source de gaz peut être employé de manière analogue au mode de réalisation qui est illustré sur la . La source de gaz doit être adaptée en fonction de la composition gazeuse que l’on souhaite obtenir. Pour l’exemple 1, la source de gaz est une source de dioxyde de carbone, pour l’exemple 2, la source de gaz est une source d’argon et pour l’exemple 3, la source de gaz est une source de diazote.
  • Exemple 4 Espèce chimique en volume
      dioxyde de carbone 89%
      diazote 11%
  • Dans l’exemple 4, la pression totale est inférieure ou égale à la pression atmosphérique.
  • Exemple 5 Espèce chimique en volume
      Argon 59,7%
      dioxyde de carbone 39,8%
      autre 0,5%
  • Pour les compositions gazeuses des exemples 4 et 5, un dispositif d’inertage 110 tel qu’illustré sur la peut être utilisé. Les éléments identiques ou similaires comportent le même chiffre de référence que la . Le dispositif d’inertage 110 diffère du dispositif d’inertage 11 de la en ce que la source de gaz 12 est une première source de gaz et que le dispositif d’inertage 110 comporte en outre une deuxième source de gaz 120. 
  • Pour l’exemple 4, la première source de gaz 12 est une source de dioxyde de carbone et la deuxième source de gaz 120 est une source de diazote.
  • Pour l’exemple 5, la première source de gaz 12 est une source d’argon et la deuxième source de gaz 120 est une source de dioxyde de carbone.
  • La première espèce principale contenu dans le premier réservoir de la première source de gaz 12 et la deuxième espèce principale contenu dans le deuxième réservoir de la deuxième source de gaz 120 peuvent être injectées dans l’espace secondaire via une ou plusieurs lignes d’alimentation. En outre, une ou plusieurs valves peuvent être placées sur la ligne d’alimentation 14, par exemple au niveau de la sortie de gaz de la première source de gaz 12 et/ou de la deuxième source de gaz 120. Le débit ou la quantité de gaz injecté par la première source de gaz 12 ou la deuxième source de gaz 120 peut être contrôlé via l’unité de commande 10, qui commande par exemple les valves situées au niveau de la sortie de gaz de la première source de gaz 12 ou de la deuxième source de gaz 120.
  • En référence à la , une vue écorchée d’un navire 70 montre une installation comprenant une cuve étanche et thermiquement isolante 71 de forme générale prismatique montée dans la double coque 72 du navire. La paroi de la cuve 71 comporte une membrane d’étanchéité primaire étant en contact avec l’hydrogène liquide contenu dans la cuve, une membrane d’étanchéité secondaire agencée entre la membrane d’étanchéité primaire et la double coque 72 du navire, et deux barrières thermiquement isolantes agencées respectivement entre la membrane d’étanchéité primaire et la membrane d’étanchéité secondaire et entre la membrane d’étanchéité secondaire et la double coque 72.
  • De manière connue en soi, des canalisations de chargement/déchargement 73 disposées sur le pont supérieur du navire peuvent être raccordées, au moyen de connecteurs appropriés, à un terminal maritime ou portuaire pour transférer une cargaison d’hydrogène depuis ou vers la cuve 71.
  • La représente un exemple de terminal maritime comportant un poste de chargement et de déchargement 75, une conduite sous-marine 76 et une installation à terre 77. Le poste de chargement et de déchargement 75 est une installation fixe off-shore comportant un bras mobile 74 et une tour 78 qui supporte le bras mobile 74. Le bras mobile 74 porte un faisceau de tuyaux flexibles isolés 79 pouvant se connecter aux canalisations de chargement/déchargement 73. Le bras mobile 74 orientable s'adapte à tous les gabarits de navire. Une conduite de liaison non représentée s'étend à l'intérieur de la tour 78. Le poste de chargement et de déchargement 75 permet le chargement et le déchargement du navire 70 depuis ou vers l'installation à terre 77. Celle-ci comporte des cuves de stockage d’hydrogène liquide 80 et des conduites de liaison 81 reliées par la conduite sous-marine 76 au poste de chargement ou de déchargement 75. La conduite sous-marine 76 permet le transfert de l’hydrogène liquide entre le poste de chargement ou de déchargement 75 et l'installation à terre 77 sur une grande distance, par exemple 5 km, ce qui permet de garder le navire 70 à grande distance de la côte pendant les opérations de chargement et de déchargement.
  • Pour engendrer la pression nécessaire au transfert de l’hydrogène liquide, on met en œuvre des pompes embarquées dans le navire 70 et/ou des pompes équipant l'installation à terre 77 et/ou des pompes équipant le poste de chargement et de déchargement 75.
  • De manière analogue, l’invention porte aussi sur une installation pour le transfert d’un gaz liquéfié, préférentiellement de l’hydrogène liquéfié. Une telle installation peut être vue comme une conduite de transfert de gaz liquéfié et est aussi connue sous le terme anglo-saxon « Pipe in Pipe ». La représente une vue en coupe d’une telle installation (le dispositif d’inertage n’y est pas représenté). Ladite installation comporte un contenant sous la forme d’une conduite de transfert 201, la conduite de transfert 201 comprend, en allant de l’intérieur de l’installation vers l’extérieur de l’installation :
    - une canalisation étanche primaire 202, la canalisation étanche primaire 202 étant destinée à être en contact avec le gaz liquéfié, préférentiellement l’hydrogène liquéfié, contenu dans l’espace intérieur de la canalisation étanche primaire 202 pour en assurer son transfert,
    • une paroi étanche secondaire 204 située à distance d’un côté extérieur de la canalisation étanche primaire 202 et définissant un espace primaire entre la canalisation étanche primaire 202 et la membrane étanche secondaire 204,
    • une barrière thermiquement isolante primaire 203 disposée dans l’espace primaire,
    • une paroi étanche externe 206 située à distance de la paroi étanche secondaire 204, et définissant un espace secondaire entre la paroi étanche externe 206 et la paroi étanche secondaire 204,
    • une barrière thermiquement isolante secondaire 205 et une phase gazeuse secondaire, disposées dans l’espace secondaire (défini entre la paroi étanche secondaire 204 et la paroi étanche externe 206), la paroi externe 206 étant portée par la barrière thermiquement isolante secondaire 205,
      ladite installation comportant un dispositif d’inertage 11, 110 relié, au moins temporairement, à l’espace secondaire pour maintenir et/ou mettre la phase gazeuse secondaire sous la forme d’une composition gazeuse constituée d’une ou plusieurs espèces chimiques principales, et éventuellement d’une ou plusieurs espèces chimiques résiduelles,
      le dispositif d’inertage étant configuré pour maintenir la phase gazeuse secondaire à une pression absolue supérieure à 10 kPa, dans laquelle la pression partielle de la ou chaque espèce chimique principale est inférieure au point triple de ladite espèce chimique principale,
      et dans laquelle la pression partielle de la ou chaque espèce chimique résiduelle est inférieure à 0,14 kPa.
  • Le dispositif d’inertage 11, 110 est configuré en outre pour maintenir la phase gazeuse secondaire à une pression absolue strictement inférieure à 95 kPa.
  • La conduite de transfert 201 s’étend sur une longueur L et est ouverte à ses extrémités pour le transfert du gaz liquéfié le long de la conduite de transfert 201, à l’intérieur de la canalisation 202. La canalisation 202 est destinée à faire transiter le gaz liquéfié depuis une extrémité de la conduite de transfert 201 vers une autre extrémité de la conduite de transfert 201.
  • Le même principe de l’invention en lien avec l’inertage décrit en détail dans un mode de réalisation avec une cuve s’applique à une conduite de type « Pipe in Pipe ». L’inertage est avantageusement réalisé de manière temporaire pour placer la phase gazeuse secondaire au bon niveau de pression.
  • Avantageusement, l’espace secondaire est en surpression par rapport à la pression atmosphérique. Ce mode de réalisation est rendu possible du fait que les parois de l’installation « Pipe in pipe » présentent une certaine rigidité permettant ce maintien de la surpression.
  • Bien que l'invention ait été décrite en liaison avec plusieurs modes de réalisation particuliers, il est bien évident qu'elle n'y est nullement limitée et qu'elle comprend tous les équivalents techniques des moyens décrits ainsi que leurs combinaisons si celles-ci entrent dans le cadre de l'invention.
  • L’usage du verbe « comporter », « comprendre » ou « inclure » et de ses formes conjuguées n’exclut pas la présence d’autres éléments ou d’autres étapes que ceux énoncés dans une revendication.
  • Dans les revendications, tout signe de référence entre parenthèses ne saurait être interprété comme une limitation de la revendication.
    •

Claims (22)

  1. Installation pour le stockage et/ou le transport et/ou transfert d’un gaz liquéfié, préférentiellement de l’hydrogène liquéfié, ladite installation comportant un contenant étanche et thermiquement isolant (1, 201), le contenant étanche et thermiquement isolant comprenant :
    une paroi externe (2 ; 206) étanche,
    une membrane étanche secondaire (4 ; 204) située à distance d’un côté intérieur de la paroi externe (2 ; 206) et définissant un espace secondaire entre la paroi externe (2 ; 206) et la membrane étanche secondaire (4 ; 204),
    une barrière thermiquement isolante secondaire (3 ; 205) et une phase gazeuse secondaire disposées dans l’espace secondaire, l’espace secondaire étant délimité par la paroi externe (2 ; 206), la membrane étanche secondaire (4 ; 204) étant portée par la barrière thermiquement isolante secondaire (3 ; 205),
    une membrane étanche primaire (6 ; 202) située à distance d’un côté intérieur de la membrane étanche secondaire (4 ; 204) et définissant un espace primaire entre la membrane étanche secondaire (4 ; 204) et la membrane étanche primaire, la membrane étanche primaire étant destinée à être en contact avec le gaz liquéfié, préférentiellement l’hydrogène liquéfié contenu dans le contenant étanche et thermiquement isolant,
    une barrière thermiquement isolante primaire (5 ; 203) disposée dans l’espace primaire, la membrane étanche primaire (6 ; 202) étant portée par la barrière thermiquement isolante primaire (5 ; 203),
    ladite installation comportant un dispositif d’inertage (11, 110) relié à l’espace secondaire pour maintenir la phase gazeuse secondaire sous la forme d’une composition gazeuse constituée d’une ou plusieurs espèces chimiques principales, et éventuellement d’une ou plusieurs espèces chimiques résiduelles,
    le dispositif d’inertage étant configuré pour maintenir la phase gazeuse secondaire à une pression absolue supérieure à 10 kPa et strictement inférieure à 95 kPa, dans laquelle la pression partielle de la ou chaque espèce chimique principale est inférieure au point triple de ladite espèce chimique principale,
    et dans laquelle la pression partielle de la ou chaque espèce chimique résiduelle est inférieure à 0,14 kPa,
    dans laquelle le dispositif d’inertage inclut au moins une source de gaz (12), la source de gaz comportant un réservoir de gaz rempli d’une dite espèce principale ou un générateur de gaz apte à générer une dite espèce principale,
    l’installation comportant en outre :
    au moins une ligne d’alimentation (14) reliée à la source de gaz (12, 120) et débouchant dans l’espace secondaire, et
    au moins une ligne d’évacuation (8) débouchant dans l’espace secondaire, et
    un dispositif de mesure (9, 16, 10) apte à mesurer :
    une quantité de la ou chaque espèce chimique principale injectée dans la phase gazeuse secondaire par la au moins une ligne d’alimentation,
    une quantité de gaz extrait de l’espace secondaire par la au moins une ligne d’évacuation,
    et apte à émettre une alerte en réponse à la détection de ce qu’un écart entre la quantité de la ou chaque espèce chimique principale injectée et la quantité de gaz extrait dépasse un seuil de quantité positif.
  2. Installation selon la revendication 1, dans laquelle le contenant étanche et thermiquement isolant est une cuve étanche et thermiquement isolante, la paroi externe étant une structure porteuse (2) et la barrière thermiquement isolante secondaire (3) étant ancrée à la structure porteuse (2).
  3. Installation selon la revendication 1 ou 2, dans laquelle ladite composition gazeuse comporte au moins une espèce chimique principale sélectionnée dans le groupe constitué de : diazote, dioxyde de carbone et argon.
  4. Installation selon la revendication 3, dans laquelle ladite ou chaque espèce chimique principale est sélectionnée dans le groupe constitué de : diazote, dioxyde de carbone et argon.
  5. Installation selon l’une des revendications 1 à 4, dans laquelle ladite espèce chimique principale comporte le dioxyde de carbone, le dioxyde de carbone constituant au moins 33 % en volume de la phase gazeuse secondaire, préférentiellement au moins 89 % en volume de la phase gazeuse secondaire, de manière encore plus préférée au moins 99.4 % en volume de la phase gazeuse secondaire.
  6. Installation selon l’une des revendications 1 à 5, dans laquelle ladite espèce chimique principale comporte l’argon, la pression partielle de l’argon étant inférieure à son point triple, soit 68,7 kPa.
  7. Installation selon la revendication 6, dans laquelle l’argon constitue au moins 50% en volume de la phase gazeuse secondaire, préférentiellement au moins 99 % en volume de la phase gazeuse secondaire.
  8. Installation selon l’une des revendications 1 à 7, dans laquelle ladite espèce chimique principale comporte le diazote, la pression partielle du diazote étant inférieure à son point triple, soit 12,5 kPa.
  9. Installation selon l’une des revendications 1 à 8, dans laquelle l’espace primaire contient une phase gazeuse primaire présentant une pression inférieure à la pression de la phase gazeuse secondaire.
  10. Installation selon l’une des revendications 1 à 9, dans laquelle l’espace primaire contient une phase gazeuse primaire présentant une pression absolue inférieure à 1 Pa.
  11. Installation selon l’une des revendications 1 à 10, comportant en outre un capteur de pression (18) apte à détecter une pression dans l’espace secondaire et un dispositif d’alerte (10), le dispositif d’alerte étant apte à générer une alerte en réponse à une détection par le capteur de pression de ce que la pression de la phase gazeuse secondaire est inférieure à un seuil de pression.
  12. Installation selon l’une des revendications 1 à 11, dans laquelle la barrière thermiquement isolante primaire (5) comporte une pluralité de piliers de soutien (25) s’étendant selon une direction de l’épaisseur de la barrière thermiquement isolante primaire (5) afin de maintenir une distance entre la membrane étanche secondaire (4) et la membrane étanche primaire (6).
  13. Installation selon l’une des revendications 1 à 12, dans laquelle la membrane étanche secondaire (4) présente une pluralité d’ondulations secondaires (24) et des portions planes situées entre les ondulations secondaires, les portions planes reposant sur la barrière thermiquement isolante secondaire (3), dans laquelle les ondulations secondaires font saillie sur le côté intérieur de la membrane étanche secondaire (4).
  14. Installation selon la revendication 1, dans laquelle le dispositif d’inertage inclut une première source de gaz (12), la première source de gaz (12) comportant un réservoir de gaz rempli d’une première dite espèce principale ou un générateur de gaz apte à générer une première dite espèce principale, et une deuxième source de gaz (120), la deuxième source de gaz (120) comportant un réservoir de gaz rempli d’une deuxième dite espèce principale ou un générateur de gaz apte à générer une deuxième dite espèce principale.
  15. Procédé d’exploitation d’une installation selon la revendication 1, comportant :
    une étape d’injection dans laquelle la ou chaque espèce chimique principale est injectée en phase gazeuse jusqu’à ce que la phase gazeuse secondaire soit à une pression absolue supérieure à 10 kPa et strictement inférieure à 95 kPa, dans laquelle la pression partielle de la ou chaque espèce chimique principale est inférieure au point triple de ladite espèce chimique principale, et dans laquelle la pression partielle de la ou chaque espèce chimique résiduelle est inférieure à 0,14 kPa.
  16. Procédé d’exploitation selon la revendication 15, comportant en outre une étape d’évacuation de la phase gazeuse secondaire durant laquelle une pompe à vide (7) est reliée à la ligne d’évacuation (8) et activé, dans lequel la pompe à vide (7) est activée afin de placer l’espace secondaire à une pression absolue inférieure à 10 kPa, de préférence inférieure à 1 kPa, dans l’étape d’évacuation de la phase gazeuse secondaire, l’étape d’injection étant effectuée après l’étape d’évacuation de la phase gazeuse secondaire.
  17. Procédé d’exploitation selon la revendication 16, dans lequel les étapes d’évacuation de la phase gazeuse secondaire et d’injection sont réalisées de manière répétée.
  18. Procédé d’exploitation selon la revendication 15, dans lequel l’étape d’injection est réalisée de manière à créer une circulation de la phase gazeuse secondaire permettant de renouveler la phase gazeuse secondaire.
  19. Procédé d’exploitation selon la revendication 16, dans lequel la pression absolue de la phase gazeuse secondaire est inférieure à 40 kPa pendant les étapes d’aspiration de la phase gazeuse secondaire et d’injection.
  20. Navire (70) pour le transport d’un gaz liquide, préférentiellement de l’hydrogène, le navire comportant une double coque (72) et une installation selon l’une des revendications 1 à 14 disposée dans la double coque, et dans laquelle le contenant étanche et thermiquement isolant est une cuve étanche et thermiquement isolante, la paroi externe étant une structure porteuse (2) et la barrière thermiquement isolante secondaire (3) étant ancrée à la structure porteuse (2).
  21. Système de transfert d’un gaz liquéfié, préférentiellement de l’hydrogène liquide, le système comportant un navire (70) selon la revendication 20, des canalisations isolées (73, 79, 76, 81) agencées de manière à relier la cuve étanche et thermiquement isolante (71) disposée dans la coque du navire à une installation de stockage flottante ou terrestre (77) et une pompe pour entrainer un flux d’un gaz liquéfié, préférentiellement de l’hydrogène liquide, à travers les canalisations isolées depuis ou vers l’installation de stockage flottante ou terrestre vers ou depuis la cuve étanche et thermiquement isolante disposée dans la coque du navire.
  22. Procédé de chargement ou déchargement d’un navire (70) selon la revendication 20, dans lequel on achemine un gaz liquéfié, préférentiellement de l’hydrogène liquide, à travers des canalisations isolées (73, 79, 76, 81) depuis ou vers une installation de stockage flottante ou terrestre (77) vers ou depuis la cuve étanche et thermiquement isolante (71) disposée dans la coque du navire.
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