L’hydrogène représente de nouveaux défis pour les acteurs

L’hydrogène « vert » représente l’une des voies prometteuses pour décarboner l’industrie ou pour servir de stockage d’énergie à grande échelle. Les propriétés particulières des métaux en présence d’hydrogène font que les installations de transport et de stockage diffèrent de celles pour le gaz naturel. S’ils mènent des travaux de recherche sur le sujet, les industriels restent d’une discrétion de violette sur les résultats obtenus.

L’hydrogène n’est pas un élément totalement inconnu dans le domaine du soudage. Il est, par exemple, utilisé comme atmosphère protectrice dans le soudage à l’arc dit à l’hydrogène atomique (Atomic Hydrogen Welding ou AHW). Mais il est surtout, aujourd’hui, au cœur de nombreux travaux de recherche et développements menés ces dernières années par des organisations et des industriels français et internationaux, comme l’a montré la journée technique organisée par l’Institut de Soudure le 17 novembre 2022.

« Dans un objectif de décarbonation, l’hydrogène vient s’intégrer dans un mix d’énergies les plus décarbonées possibles, en complément, notamment, de l’électrique, là où cela est plus compliqué avec cette énergie. Ou alors l’hydrogène va servir de stockage d’énergie à grande échelle pour permettre d’amortir le réseau ou d’apporter de la flexibilité à ce dernier. Le parc nucléaire classique ne peut tendre que vers une diminution en termes de capacités et de disponibilité dans les 10 à 15 prochaines années, et le raccordement d’énergies intermittentes va rendre moins pilotable le réseau électrique », explique Emmanuel Bensadoun, responsable du pôle Expertise / Études chez France Hydrogène.

Deux technologies de production d’hydrogène

« Dans le cadre de la transition énergétique, à horizon 2050, l’hydrogène devrait représenter 20 % de la demande énergétique en France, selon une étude de McKinsey, et près de 18 % du parc de véhicules. Cela correspondrait à environ 55 millions de tonnes d’émission de carbone en moins. À cela s’ajoutent encore un marché de 40 milliards d’euros de chiffre d’affaires annuel et des vecteurs sociétaux, comme la création potentielle de plus de 150 000 emplois », avance Olivier Matile, Market Manager Transportation Industries Metal Fabrication South West Europe chez Air Liquide.

L’hydrogène a plusieurs rôles à jouer dans le cadre de la transition énergétique. Il s’agit d’abord d’encourager le développement des énergies renouvelables aux niveaux de la production, de la distribution et du stockage. « Il existe principalement deux technologies utilisées pour la production d’hydrogène, à savoir le reformage du méthane à la vapeur et l’électrolyse de l’eau », résume Olivier Matile. Le reformage consiste à séparer, à haute température, les molécules de carbone et d’hydrogène composant le méthane (CH₄), les premières se recombinant avec l’oxygène pour former du dioxyde de carbone (CO₂), qui, une fois liquéfié, peut être réutilisé.

L’électrolyse de l’eau, elle, est une technologie ancienne de dissociation de la molécule de H₂O. « Du côté technologique, on trouve des électrolyseurs à membrane à échange de protons (MPE), des électrolyseurs alcalins fonctionnant à pression atmosphérique ou sous pression. Si elles fournissent toutes un hydrogène avec une pureté de 99,998 %, ces technologies se distinguent toutefois par la pression de fonctionnement (30 ou 10 bar) et les débits fournis (200-500 m³/h ou 10-100 m³/h). Le secteur connaît une vraie révolution sur une période de temps réduite : la capacité d’un électrolyseur MPE est passée de 1,2 MW (site danois de Hobro), en 2018, à 20 MW (site canadien de Bécancour), en 2021, et devrait atteindre 200 MW en 2025 (Air Liquide Normand’Hy) », constate Olivier Matile.

Selon la technologie et la source d’énergie, on parle d’hydrogène « bas carbone », quand il est produit soit par électrolyse avec de l’électricité issue du nucléaire, soit par vaporeformage avec captage ou réutilisation du CO₂, ainsi que d’hydrogène renouvelable ou « vert », quand il est produit soit par électrolyse avec de l’électricité issue de sources renouvelables (éolien, solaire, hydraulique), soit par vaporeformage avec du méthane biosourcé (biogaz).

Décarboner le transport et l’industrie

En parallèle de la production, de la distribution et du stockage, l’hydrogène joue également un rôle dans la décarbonation des usages, en particulier le transport et l’industrie, qui représentent respectivement 16 % et 30 % des émissions de CO₂ dans le monde, selon une étude de Our World in Data en 2020. L’hydrogène peut être adapté à tous les types de mobilité (véhicules léger et lourd, rail, maritime, aéronautique). On estimait, en 2021, que 3 millions de véhicules à hydrogène rouleraient d’ici 2030 et que 50 % de la demande en hydrogène serait dédiée au transport d’ici 2050.

« Avec l’obligation de respecter des quotas en termes de quantités de CO₂ et de NOx rejetées et l’arrêt de la commercialisation des véhicules à moteur thermique et hybrides en 2035, le secteur du transport connaît une dynamique forte, contrairement au secteur de l’industrie, où les investissements nécessaires doivent être importants. Les secteurs industriels les plus concernés par la décarbonation sont la production du verre, de métaux et des produits chimiques. Des technologies existent déjà, comme la migration de l’hydrogène carboné vers l’hydrogène “bas carbone” ou renouvelable », poursuit Olivier Matile.

Dans son étude « Trajectoire pour une grande ambition Hydrogène – Contribution de la filière au déploiement à 2030 », France Hydrogène a notamment identifié sept grands bassins géographiques de déploiement à grande échelle, représentant 85 % de la demande en hydrogène et où la mutualisation de la production et des usages permettra de réduire les coûts. En dehors de ces bassins, 15 % de la demande permettront d’assurer un maillage complet du territoire national, notamment en termes de mobilité.

« Si les besoins en énergie primaire (électricité) seront suffisants pour absorber 37 à 60 TWH nécessaires, il faudra toutefois accélérer le rythme de déploiement des énergies renouvelables (EnR) pour la production d’hydrogène renouvelable, jusqu’à une puissance comprise entre 2 et 2,9 GW/an pour couvrir les besoins en EnR additionnelles de la directive 2023/2413, ou RED 3, du 18 octobre 2023 », indique Emmanuel Bensadoun (France Hydrogène).

Dans la même étude, l’organisme met en avant les capacités manufacturières en projet pour fournir les équipements requis (électrolyseurs, réservoirs…) et le financement de la chaîne d’approvisionnement (production, transport, stockage, conditionnement, distribution) avec un investissement public privé cumulé de 10 à 13 milliards d’euros, selon les scénarios, dont 60 % pour les unités de production d’hydrogène par électrolyse. Sans oublier les corridors de transport européens (Trans-European Transport Network ou TEN-T).

Convertir des réseaux exploités en gaz naturel au H₂

« GRTgaz a engagé dès 2014 des réflexions sur l’injection d’hydrogène dans le réseau de gaz naturel, des réflexions qui ont connu des accélérations successives relatives aux considérations de transition énergétique puis  et à l’évolution géopolitique récente. Dans le cadre de la transition du gaz naturel fossile vers le gaz “bas carbone”, nous travaillons avec nos homologues européens à des scénarios de conversion d’ouvrages exploités en gaz naturel pour remonter du méthane de synthèse, du biométhane ou de l’hydrogène, selon les productions locales, depuis le sud de l’Europe vers les bassins de consommation en Europe du Nord », explique François Deruelle, responsable de département chez GRTgaz.

Dans le cadre de l’initiative European Hydrogen Backbone (EHB), dont GRTgaz est membre, la longueur totale du réseau atteindrait, à horizon 2030, 32 616 km, dont 16 864 km de pipelines réaffectés et, à horizon 2040, 57 662 km, dont 34 290 km réaffectés, au sein de 28 pays européens représentés. « Cela représente un travail très important, dont les résultats se verront progressivement, au niveau des zones industrielles de Dunkerque, du Havre, de Lacq, de Lyon, de Marseille et de Paris dans un premier temps. La conversion de réseaux exploités en gaz naturel au 100 % H₂ est prévue à des horizons assez courts (2026 pour l’un des projets), et nous pensons également que cohabiteront des réseaux dédiés gaz “bas carbone” et hydrogène », affirme François Deruelle.

Mais transporter de l’hydrogène, même en faible teneur, ne peut pas s’appréhender de la même manière que de transporter du gaz naturel. L’hydrogène présente des caractéristiques particulières : il s’agit de l’atome le plus petit du tableau de Mendeleïev, la molécule dihydrogène (H₂) est incolore, inodore, non corrosive, non toxique et la plus légère de tous les gaz. La taille réduite de sa molécule fait que l’hydrogène présente une grande capacité à « s’échapper » à travers les matériaux, d’où un risque de fuite plus élevé que pour les autres combustibles.

Un risque important, la fragilisation par l’hydrogène

« L’intégrité des infrastructures de transport d’hydrogène gazeux est soumise à des facteurs concomitants liés aux matériaux (présence de microstructures, de défauts cristallins…), aux sollicitations mécaniques subies telles que les fluctuations de pression et à l’environnement (nature et qualité du gaz, température…). En présence d’hydrogène, les matériaux métalliques subissent une fragilisation par l’hydrogène (FPH) et, donc, une dégradation de leurs propriétés mécaniques, avec propagation de fissure notamment », explique Alain Leriverain, Metallurgical Engineer chez GRTgaz.

La fragilisation par l’hydrogène met en jeu un phénomène physico-chimique d’adsorption – l’hydrogène gazeux se dirige sur la paroi du métal – et d’absorption – la molécule d’hydrogène se dissocie, s’absorbe dans le métal et se diffuse dans le matériau. On trouve ensuite plusieurs mécanismes d’interaction H₂ / défaut : la Hydrogen Induced Decohesion (HID), la Hydrogen-Enhanced Localized Plasticity (HELP), la Adsorption-Induced Dislocation Emission (AIDE) et la Hydrogen-Enhanced Strain Induced Vacancy (HESIVE).

« Nos travaux de recherche portent sur la quantification de l’effet de l’hydrogène sur les aciers afin d’identifier les paramètres métallurgiques, mécaniques et environnementaux influant sur la sensibilité à la fragilisation par l’hydrogène, ainsi que d’améliorer les états métallurgiques (conception, spécification…). L’objectif final est de déterminer les facteurs permettant de limiter, voire d’inhiber, la fragilisation par l’hydrogène et de transporter l’hydrogène en toute sécurité », poursuit Alain Leriverain.

Au travers de l’explication des endommagements par l’hydrogène en milieu H₂S humide – perte d’épaisseur, fissuration de type HIC (Hydrogen Induced Cracking), SWC (Stepwise Cracking), cloquage (blistering), SOHIC (Stress Oriented HIC) ou sous contraintes de type SSC (Sulphide Stress Cracking) – et des endommagements sous pression d’hydrogène gazeux à température élevée, ou HTHA (High Temperature Hydrogen Attack) – par exemple, des fissurations progressant dans le sens de l’épaisseur en zone affectée thermiquement (ZAT) ou en métal fondu des soudures, au niveau des joints soudés – , l’Institut de Soudure a présenté les méthodes mises en œuvre pour la détection et l’évaluation de ces endommagements.

Les CND par ultrasons privilégiés

« Nous utilisons plusieurs techniques, majoritairement des techniques ultrasonores. Au premier niveau de caractérisation (détection), il s’agit de la technique ToFD (Time of Flight Diffraction), pour contrôler des soudures où l’on dispose d’un accès des deux côtés, et de la technique par ultrasons multiéléments avec formation de faisceaux (Phased Array Ultrasonic Testing), pour les soudures où l’on a un seul accès ou pour le contrôle du métal de base. Au niveau d’une caractérisation complémentaire, nous privilégions l’utilisation de la technique PAUT avec des réglages dédiés aux indications décelées et, éventuellement, de techniques par ultrasons multiéléments sans formation de faisceau, telles que la focalisation en tout point (TFM) », liste Manuel Tessier, RAOP IS Expert – Expert UT à l’Institut de Soudure.

Ces contrôles non destructifs (CND) permettent la mise en évidence d’endommagements en milieu H₂S humide et leur caractérisation, à savoir la nature des indications (cloquage, HIC, SOHIC…), leurs dimensions (largeur / longueur, hauteur, ligament interne et externe), leur localisation (position en profondeur, dans un repère équipement), la densité et la distribution. Ces résultats détaillés peuvent même servir de données d’entrée pour des calculs FFS (Fitness For Service) permettant d’évaluer la nocivité des indications et de fournir une durée de vie de l’équipement.

« Pour les endommagements de type HTHA, historiquement, on pouvait utiliser des techniques comme le ratio de vitesse des ondes ultrasonores et des analyses fréquentielles. Avec le développement des techniques par ultrasons multiéléments, nous ne recommandons maintenant plus d’utiliser ces techniques historiques, peu fiables parce que générant souvent des faux positifs ou négatifs », indique Manuel Tessier. Parmi les techniques encore utilisées, on trouve les contrôles surfaciques via un examen magnétoscopique avec fluorescence et éclairage UV, une fois que l’on a une suspicion de défaut de type HTHA, ou encore les examens métallographiques qui permettent de valider, ou non, la présence d’un phénomène HTHA.

« Nous parvenons à obtenir de bonnes capacités de détection et d’évaluation, sous certaines réserves. Il faut une préparation de surface selon l’état de l’art, à l’instar d’un meulage préalable pour enlever 3 mm en surface dans le cas d’un examen métallographique, ainsi que du personnel qualifié et expérimenté. La principale difficulté n’est pas la détection, mais la discrimination », conclut Manuel Tessier.

Par Cédric Lardière

« Nous manquons encore de retours d’expérience sur les métaux d’apport »
Comme d’autres fabricants, voestalpine Böhler Welding mène, depuis quelques années, des études sur l’hydrogène utilisé pour la décarbonation des usages, en particulier aux niveaux de la production, du transport et du stockage. « En ce qui concerne le soudage, nous ne sommes pas, à ce jour, dans des processus de développement de produits spéciaux. Il s’agit plutôt d’utiliser des nuances connues sur lesquelles nous avons déjà des produits standard qui répondraient aux demandes. Par contre, ce sont les spécifications techniques (caractéristiques mécaniques), définies par les donneurs d’ordre, qui ne sont pas encore connues », constate David Lecointre, responsable Grands comptes chez voestalpine Böhler Welding France. Beaucoup d’acteurs du marché restent d’une discrétion de violette sur les résultats de leurs travaux de recherche. Pour s’assurer que certaines de ses gammes de produits existantes puissent répondre aux futures spécifications techniques, la société réalise des essais, par exemple sur sa gamme toughcore F550, afin de disposer davantage de retours d’expérience. « Nous manquons en effet de REX [retours d’expérience, NDR] sur le comportement de la molécule d’hydrogène vis-à-vis des matériaux », poursuit David Lecointre. « Nous essayons de définir une gamme de produits, notamment dans les faiblement alliés, capables de répondre aux exigences imposées par l’hydrogène (sous forme de gaz, en particulier) et de soumettre ces produits à des essais de charge constante pour évaluer la résistance à la fragilisation par l’hydrogène (FPH). À partir du moment où ils passent avec succès les tests, dans certaines conditions, nous estimons que ces métaux d’apport pourront répondre aux impositions des donneurs d’ordre », explique Alexandre Nouzille, responsable technique chez voestalpine Böhler Welding France.