FAQ

On pense que l'hydrogène est l'un des trois éléments produits dans le Big Bang. L'hydrogène peut être trouvé dans les étoiles qui l'utilisent comme carburant pour produire de l'énergie et dans les espaces «vides» entre les étoiles. Nous devons la majeure partie de l’énergie de notre planète à l’hydrogène, car le processus de fusion nucléaire du Soleil convertit l’hydrogène en hélium, libérant de grandes quantités d’énergie. L'hydrogène est un élément chimique qui représente ainsi 75% de la masse de l'univers. C'est aussi l'élément le plus léger et le plus simple, composé d'un seul proton et d'un électron, mais il constitue 2/3 de toutes les molécules de notre planète.

Sur Terre, il n'existe généralement pas par lui-même dans la nature et doit être produit à partir de composés qui le contiennent, par exemple à partir d'eau (H2O). La seule exception est un très petit pourcentage qui existe dans l’atmosphère terrestre. Ce pourcentage réduit est dû à sa faible densité ; la gravité de la Terre n’est pas capable de le retenir et il flotte dans l’espace. Le débit massique perdu est d'environ 95 000 tonnes d'hydrogène par an.

Environ 10% du poids des organismes vivants est constitué d'hydrogène - principalement de l'eau, des protéines et des graisses.

L'hydrogène est un gaz à température ambiante, mais se transforme en liquide à une température de -252,8 ˚C, et d'un liquide en solide à -259,2 ˚C. Il contient jusqu'à trois fois plus d'énergie par unité de masse que le diesel, et 2,5 fois plus que le gaz naturel. Sa combustion ne dégage ni CO2, ni SOx, ni particules fines - il ne produit que de l'eau.

Mais alors que le stockage du gaz naturel nous est familier à travers les bonbonnes ou le réseau de gaz naturel, celui de l’hydrogène s’avère plus complexe : c'est un gaz extrêmement léger qui occupe un volume important à la pression atmosphérique. Il faut donc le stocker à de hauts niveaux de pression. Les réservoirs à bord des bateaux stockent l’hydrogène à 350 bars, ce qui est le standard actuel pour les bus par exemple. Les voitures à hydrogène, comme la Toyota Mirai, stockent leur hydrogène à 700 bars.

En terme d'énergie "contenue" : 1 kg d’ H₂ = 11 Nm³ = 13,6L d’ H₂ liquide = 23,3L d’H₂ à 700 bars et contient 33 kWh d’énergie produit par 52 kWh d’électricité (en pratique industrielle, le rendement est de 63% par électrolyse avant compression ou liquéfaction). Un litre d' H₂ liquide pèse 73,5 g et contient 2,4 kWh donc 4 litres H₂ liquide = 9,6 kWh. Un litre d' H₂ à 700 b pèse 43g et contient 1,4 kWh donc 7 litres H₂ à 700 b = 9,8 kWh On en déduit en terme d'énergie (approximativement) : 1 litre essence = 9 kWh = 3000 l d' H₂ (à Patm) = 7 litres H₂ / 700 b = 4 litres H₂ liquide / -253°C.

Jusqu’à présent principalement utilisé comme matière première pour la chimie et le raffinage pétrolier, l’hydrogène est de plus en plus identifié comme vecteur énergétique d’avenir en raison de ses facultés de stockage et du fait que son utilisation n’émet pas de CO2. Il se présente aujourd’hui comme un substitut possible aux hydrocarbures, et un moyen efficace pour faciliter l’intégration des énergies renouvelables. Si les 75 millions de tonnes d’hydrogène produites par an dans le monde sont pour l’instant issues à plus de 95% d’énergies fossiles, les nouvelles technologies permettant de produire de l’hydrogène décarboné continuent à gagner en maturité. La production d’hydrogène à partir de biomasse ou par électrolyse est soutenue par l’émergence d’une nouvelle demande pour de « l’hydrogène vert ».

Dans l’industrie, le recours à un hydrogène décarboné devrait intervenir dans les procédés utilisant traditionnellement de l’hydrogène fossile comme la production d’ammoniac et le raffinage du pétrole, mais également dans de nouveaux procédés en substitut d’autres matières fossiles. Les projets d’expérimentation de nouvelles voies d’intégration d’hydrogène décarboné ou de valorisation d’hydrogène fatal dans les chaînes de production se sont ainsi multipliés ces dernières années, et la loi énergie climat 2019 fixe un objectif de 20 à 40% d’hydrogène bas carbone et renouvelable à l’horizon 2030.

Dans les transports, les véhicules hydrogène représentent une alternative de choix pour répondre aux défis de la mobilité durable. Ils ne rejettent que de l'eau, disposent d'une autonomie équivalente à un véhicule à combustion et se rechargent rapidement. En plus de la multiplication du nombre de modèles de voitures hydrogène, l’année 2019 aura été marquée par l’accélération de la dynamique du ferroviaire hydrogène avec la multiplication des commandes du train développé par Alstom, et par l’intérêt grandissant des collectivités locales pour le déploiement de lignes de bus à hydrogène.

Dans le cadre d'un mix électrique futur toujours plus renouvelable, le vecteur hydrogène énergie permet de pallier l’intermittence des énergies renouvelables en stockant, sous forme gazeuse, l’électricité excédentaire produite lors des périodes de forte production et de faible consommation (Power to Gas). Le stockage d'énergie rendu possible par l'hydrogène permet aussi d'étendre les perspectives de l'autoconsommation à l'échelle d'une maison, d'un bâtiment ou d'un village.

À l’heure actuelle, 95% de l’hydrogène produit en France est d’origine fossile, comme près de 99% de celui produit dans le reste du monde. Cet hydrogène est obtenu le plus souvent à partir du procédé de vaporeformage du méthane, le composant principal du gaz naturel. Chaque kg d'hydrogène produit ainsi émet 12 kg de CO2, et son prix de revient varie de 1 à 2.5€ par kg. Près de 45% de la production mondiale est issue de cette technique.

Environ 25% de la production d'hydrogène provient de "co-production" de produits raffinés issus d'hydrocarbures, qu'on appelle alors hydrogène "fatal". Son coût de production est variable puisqu'il s'agit ici d'un "résidu" de production d'autres éléments chimiques, et donc son empreinte carbone l'est aussi.

Une troisième filière utilise le charbon, brûlé à très haute température (1200 à 1500°C) pour séparer l'hydrogène — qu'on devrait appeler dihydrogène H₂ — du CO2, sous forme de gaz. Cette production, environ 30% du total, permet d'obtenir un hydrogène dont le prix de revient au kg oscille entre 1,5 et 3€ le kg, mais libère 19kg de CO2 par kg d'hydrogène.

Il s'agit là de modèles industriels qui fabriquent de l'hydrogène "gris". L'hydrogène "vert", qui ne contribue qu'à moins de 1% de la production mondiale (environ 5% en France), provient de l'utilisation d'énergies décarbonées ou renouvelables (solaire, éolien...). L'électrolyse de l'eau, qui permet une empreinte carbone nulle ne représentait en 2019 que 0,1% de la production mondiale d'hydrogène, du fait d'un coût relativement prohibitif en comparaison des autres modes de production, un kg d'hydrogène revenant entre 3 et 12€ pour sa seule production (hors coût de transport, de distribution...).

Pour permettre le déploiement à grande échelle d’un « hydrogène vert », l’électrolyse à partir d’une source d’énergie renouvelable fait partie des voies d’avenir de la filière, et c'est clairement l'une des voies tracées par le plan de relance de 2020, pour faire de la France et de l'Europe des champions de la production d'hydrogène "vert".

L’électrolyse permet de décomposer à l’aide d’un courant électrique des molécules d’eau (H₂O) en hydrogène (H₂) et oxygène (O₂) gazeux. Plus précisément, l’eau est injectée au niveau de l’électrode positive (anode) où elle est d’abord décomposée en oxygène, en ions H+ et en électrons. Les ions H+ migrent ensuite vers l’électrode négative (cathode) où ils se recombinent avec des électrons pour former de l’hydrogène. La membrane sert à laisser migrer les protons tout en bloquant les électrons pour faire circuler ces derniers jusqu’à l’anode.

Dans la pratique d’une électrolyse industrielle, il faut 1 litre d’eau et 5 kWh d’électricité pour fabriquer un "normo mètre cube" (Nm3) d’H2, soit 1000 litres d'H2 sous forme de gaz à 0° C, à la pression atmosphérique.

1 Nm3 = 0.08988 kgH2

La consommation énergétique d’un électrolyseur dépend fortement du périmètre considéré (stack, système…) ainsi que de la puissance de l’installation. A faible puissance, le rendement moyen d’un électrolyseur est plus faible qu’à plus large échelle. L’électrolyse PEM (membrane à échange de protons) atteint actuellement des performances légèrement inférieures à l’électrolyse alcaline mais présente une marge de progression plus importante. Pour un système moyen, une valeur de 56kWh_é / kg H₂ peut donc être utilisée.

L’hydrogène étant un gaz très peu dense, sa densité d’énergie par volume est très faible aussi (3 kWh/m³). Pour diminuer ce grand volume encombrant et contenant peu d'énergie, on comprime l’hydrogène produit s'il n’est pas destiné à être consommé sur place (export, usage en mobilité), à plus haut niveau que sa pression de sortie de l’électrolyseur, qui est typiquement de 30 bars. Si la compression à 200 bars pour le transport est la norme actuelle, la transition à 500 bars qui est en cours permet d’augmenter le poids d’hydrogène transporté par trajet, le volume étant le facteur limitant.

La pression de stockage étant nécessairement supérieure à celle d’usage, considérer un compresseur de 500 bars permet de couvrir à la fois des stations 350 bars de production in-situ et les stations livrées par rack de 500 bars. La consommation énergétique d’un tel compresseur, avec 30 bars en sortie d’électrolyse, est estimée à 2,7 kWhé/kgH₂.

Les applications 700 bars requièrent une compression jusqu’à 900 bars, estimée à 4,9 kWhé/kgH2. On peut aussi le liquéfier à -253°C. Ces deux opérations "coûtent" de l'énergie, et consomment respectivement 15% et 35% de l'énergie contenue au départ. Ainsi, comprimé à 700 bars, sur les 3 kWh, il ne reste plus que 2,55 kWh, et après liquéfaction, il ne reste que 2 kWh, à partir des 5 kWh d'électricité. Si cette H₂ liquide est reconverti en électricité dans une pile à combustible ou une turbine avec un rendement de 50 %, alors il ne reste que 1 kWh d'électricité restitué après stockage des 5 kWh.

L'hydrogène "gris" est issue de l'utilisation d'énergies fossiles, et donc émet du CO2 lors de sa production. Il devient "bleu" lorsque ce CO2 émis est capté pour être recyclé et utilisé dans d'autres applications ou simplement stocké. L'hydrogène "vert" est celui produit à partir des énergies renouvelables, il est donc neutre en carbone. Enfin, l'hydrogène "jaune" est celui produit en utilisant une électricité d'origine nucléaire, qui, si elle est neutre en carbone, n'est pas verte comme une source d'énergie renouvelable.

La question peut paraître saugrenue, mais elle ne l'est pas. Si l'on considère la production annuelle totale, dont les chiffres varient entre 75 et plus de 100 Millions de tonnes selon les sources (en particulier du fait d'une partie de la production est annexe à d'autres activités chimiques via l'hydrogène "fatal"), et que l'on considère un minimum de 10kg de CO2 émis par kg d'hydrogène produit, on obtient un total de plus 1 milliard de tonnes de CO2 émises lors de la production d'hydrogène "gris". Ce chiffre représente environ les 2/3 de des émissions de CO2 issues du transport maritime, ou 2% du total mondial, ce qui est très loin d'être négligeable. C'est pourquoi il est essentiel de se tourner vers la production d'hydrogène vert, et en premier lieu pour décarboner les industries et la mobilité lourdes.

Selon l’OMI (Organisation Maritime Internationale), le secteur maritime représente 1.475 millions de tonnes annuelles de CO2 - ce qui correspond à environ 3% des émissions mondiales.

Une pile à combustible est un appareil qui convertit l'énergie chimique (énergie stockée dans les liaisons moléculaires) en énergie électrique. Une cellule PEM (Proton Exchange Membrane) utilise de l'hydrogène gazeux (H2) et de l'oxygène gazeux (O2) comme carburant. Les produits de la réaction dans la cellule sont l'eau, l'électricité et la chaleur. Comme l'O2 est facilement disponible dans l'atmosphère, il suffit d'alimenter la pile à combustible en hydrogène qui peut provenir d'un processus d'électrolyse.

Une pile à combustible fonctionne en faisant passer de l'hydrogène à travers l'anode d'une pile à combustible et de l'oxygène à travers la cathode. Au site anodique, les molécules d'hydrogène sont divisées en électrons et protons. Les protons traversent la membrane électrolytique, tandis que les électrons sont groupés à travers un circuit, générant un courant électrique et un excès de chaleur. À la cathode, les protons, les électrons et l'oxygène se combinent pour produire des molécules d'eau.

Les piles à combustible sont modulaires. Cela signifie que les cellules individuelles sont reliées les unes aux autres pour former de plus grandes piles, et à leur tour ces piles peuvent être combinées dans des systèmes plus grands. Les systèmes de piles à combustible varient considérablement en taille et en puissance, des systèmes portables pour recharger la batterie des smartphones, aux remplacements de moteurs à combustion pour les véhicules électriques, en passant par les installations à grande échelle de plusieurs mégawatts fournissant de l'électricité directement au réseau de distribution.

S’il existe plusieurs technologies de pile à combustible, la plus répandue pour la mobilité est celle appelée technologie PEM (Proton Exchange Membrane), grâce à sa maturité et à sa grande compacité.

L'un des intérêts majeurs d'une pile à combustible est de pouvoir utiliser l'énergie contenue dans l'hydrogène, produit à partir d'énergies renouvelables tel que le solaire, et de pallier ainsi à leur intermittence, tout cela sans émission de CO2 ni de particules fines, avec un rendement de plus de 42%. Cela signifie que sur 100 kW d'énergie solaire, 42 kW d'hydrogène peuvent être stockés. Sans PV, qui produit l'énergie nécessaire à la production d'hydrogène, cette énergie solaire est tout simplement perdue !

Une pile à combustible est presque entièrement recyclable, le seul métal rare est le platine (de moins en moins utilisé), 100% recyclable et recyclé.

Une pile à combustible est faite de métal, de graphite, d'électrodes et son processus est effectivement chimique. Le système REXH₂® conçu par EODev s'appuie sur la technologie de pile à combustible Toyota. Le système de pile à combustible Toyota a déjà prouvé ses avantages pendant de nombreuses années dans la Mirai, mais plus récemment aussi dans d'autres applications telles que les bus et les camions. Son utilisation pour le transport maritime est à nouveau un pas de plus vers le développement de la société de l'hydrogène.

C'est de l'eau pure, totalement déminéralisée. Il est possible d'en voir, avec modération, car ce n'est pas recommandé. Non pas qu'elle ne soit pas potable, mais parce qu'elle ne contient pas de minéraux utiles au bon fonctionnement de l'organisme.

Le principe d'un moteur Stirling est basé sur la combustion d'un carburant qui peut être de l'hydrogène. Mais même une combustion d'hydrogène libérera des NOx dans l'atmosphère. De plus, le rendement d'une telle combustion est d'environ 30%. La réaction électrochimique dans la pile à combustible générera en plus de l'électricité et ne chauffera que de l'eau. Ainsi, nous considérons qu'il vaut mieux utiliser une pile à combustible que brûler de l'hydrogène, tout seul ou en combinaison avec d'autres carburants. Pour nous, cette solution, parfois considéré comme un palliatif temporaire avant l'avènement de l'hydrogène, n'est pas satisfaisante : plutôt que de travailler à des solutions intermédiaires à moitié valables, ou à moitié polluantes (selon que l'on verra le verre à moitiés vide ou à moitié plein) nous avons fait le choix de développer des solutions 100% propres. Même si elles sont moins pratiques et économiques à court terme, elles visent une décarbonation totale, car il ne peut y avoir de demi-mesure dans les objectifs de décarbonation de l'industrie et de la mobilité.

Si nous pouvons stocker les énergies renouvelables au lieu de les gaspiller comme nous le faisons aujourd'hui, elles peuvent avoir un rôle clé dans la transition de la mobilité notamment en mer. Mélanger des sources d'énergies renouvelables et une ligne de production d'hydrogène embarquée, pour garantir une autonomie totale sur de longues distances et sans aucune émission de polluants ni de bruit est certainement la solution d'avenir. L'industrialisation de ces modèles énergétiques est désormais favorisée par des investissements publics massifs dans l'hydrogène vert, notamment en France et dans le reste de l'Europe. La technologie évolue rapidement, la faisabilité technique n'est plus vraiment un obstacle, même si les contraintes de stockage de l'hydrogène sous pression, et le volume occupé, restent limitatives. On ne peut qu'espérer que ces développements puissent rapidement s'imposer dans la mobilité maritime.

Il est vrai que les batteries sont lourdes et chères. Nous travaillons dur pour proposer une solution basée sur l'utilisation de l'hydrogène avec un meilleur rapport poids / énergie / coût que les batteries. Avec le temps, les solutions hydrogène seront de plus en plus abordables et nous pensons que l'hydrogène sera largement répandu dans les applications marines à l'avenir, que ce soit en combinaison avec des batteries sous forme d'hybridation, ou seul. Pour mieux comprendre le fonctionnement combiné de piles à combustible et de batteries, lire notre "hybridation électro-hydrogène : comment ça marche ?"

Alors que les batteries fournissent une énergie immédiate court terme, l’hydrogène agit en prolongateur d’autonomie sur le long terme. L'exemple du bateau Energy Observer illustre grandeur nature l’immense avantage massique de l’hydrogène en comparaison des batteries. Alors que le parc batteries pèse 1400kg pour 112 kWh, le stockage hydrogène et la pile à combustible pèsent au total 1700kg pour 1000 kWh. Rapporté au kilogramme, 1kWh pèse donc 12,5kg lorsqu’il est stocké dans des batteries, et seulement 1,7kg lorsqu’il est stocké sous forme d’hydrogène. En d’autres termes, cela signifie qu’à poids égal, le stockage hydrogène contient 7,35 fois plus d’énergie que le stockage batterie, soit un atout considérable pour la mobilité, qu’elle soit maritime, terrestre, ou même aérienne. Pour plus de détails, voir aussi l'exemple d'application développée à bord des Hynova 40, et l'article sur l'hybridation pile à combustible - batteries à retrouver ICI.

L'exemple du navire Energy Observer illustre bien l'intelligence du système développé par nos ingénieurs. Pour faire simple, le bateau dispose de trois grands régimes de fonctionnement:

• En navigation normale, l’électricité solaire ou éolienne alimente directement la propulsion.
• Les batteries prennent le relais en cas de chute momentanée de la production, par exemple par temps couvert.
• En cas d’interruption longue, la nuit par exemple, la pile à combustible prend le relais et fait office de prolongateur d’autonomie en convertissant les réserves d’hydrogène en électricité.

À l’inverse, des stratégies sont également programmées pour recharger batteries et stocks d’hydrogène aux moments judicieux, avant que ces réserves ne s’épuisent. Lorsque le niveau de charge de la batterie descend en dessous de 30%, la plus grande partie de la production électrique est dédiée à leur recharge. Lorsque le niveau de la batterie est supérieur à 90% ou que le bateau est à l’arrêt, l’énergie sert à produire de l’hydrogène. Les pilotes peuvent également faire varier automatiquement le régime des moteurs (et donc la vitesse du bateau) pour garder le niveau de charge des batteries stables.

L’ensemble de ces décisions peut désormais être géré en temps réel presque à 100% par le système, même si les marins peuvent reprendre la main sur les décisions à tout moment. Grâce à la réalisation d’un software dédié composé de 21 grafcets, connecté à 200 alarmes, 12 actionneurs analogiques et 13 actionneurs numériques, ce sont 1050 données qui remontent par réseau numérique interne en temps réel. Ces données, en plus d’assurer un confort de navigation à l’équipage, constituent également une base pour développer un logiciel de routage intégrant les énergies renouvelables. Bien évidemment, ces données peuvent aussi être récupérées à distance pour organiser la maintenance prédictive de l’ensemble du système.

C’est le cerveau énergétique du système. Agréger de multiples sources d’énergies renouvelables intermittentes et de stockage est une chose. Mais les utiliser à bon escient pour assurer la propulsion d’un navire et le confort de l’équipage en est une autre. Ce défi nécessite l’intervention d’un organe central indispensable : le système de management énergétique (SME ou EMS). Il s‘agit d’un ensemble d’automates contrôlant et coordonnant les différents systèmes, accessible aux pilotes humains via l’ordinateur de bord.

De façon très synthétique, on peut considérer les solutions suivantes, avec leurs inconvénients.

• Batteries: les navires nécessitent une réserve d'énergie importante, ce qui entraîne une taille de batterie qui, avec la technologie actuelle, est trop grande, trop lourde et trop chère. De plus, il n'y a pas vraiment moyen de recharger de grands packs de batteries pendant une escale au port, du fait d'infrastructures de charge limitées et de temps de charge trop longs;
• Panneaux photovoltaïques: les surfaces utilisables sur la plupart des navires ne sont généralement pas assez grandes pour fournir 10% de la puissance requise; cela ne peut donc qu'être un complément;
• Énergie éolienne: les technologies des voiliers évoluent, avec (entre autres) de nouvelles ailes rigides dont l'efficacité est remarquable. Mais ces solutions ne sont pas suffisantes pour assurer une propulsion à une vitesse élevée ; elles peuvent intervenir en complément d'autres solutions pour permettre d'économiser l'énergie utilisée, ou produire aussi de l'énergie utilisable directement;
• Énergie nucléaire: elle est trop chère, actuellement impossible à assurer, et nécessite trop de personnel formé pour être rentable sur un navire commercial. Et il reste la question de la gestion des déchets radioactifs, qui n'est pas résolue;
• Biocarburants : il n'y a pas assez de biomasse disponible et, à moins que toutes les usines de transformation n'utilisent une énergie zéro CO₂, ne réduit pas suffisamment le CO₂ net pour atteindre l'objectif de réduction de 50% des émissions;
• Ammoniac vert: en tant que carburant, il est toxique, et produit plus de NOx pendant la combustion;
• Méthanol vert: en tant que carburant, il est intéressant mais présente des inconvénients - il est toxique et émet du CO₂ lors de la combustion. La seule option, difficile à prouver, est que le CO₂ d'origine servant à sa production a déjà été capturé dans l'air; ainsi il s'agirait de recycler le CO₂ existant pour ne pas augmenter la masse des émissions de GES.

Globalement, l'utilisation de l'hydrogène est plus sûre que celle des carburants liquides classiques comme le gasoil ou l'essence de nos voitures, ou même le gaz naturel. Cela n'implique en aucun cas que l'hydrogène n'est pas dangereux - il existe de nombreuses situations dans lesquelles l'hydrogène, comme tout autre carburant ou dispositif de stockage d'énergie, peut provoquer un accident.

Cependant, son niveau d’inflammabilité très faible et sa faible densité énergétique font que la chaleur dégagée lors d'un feu hydrogène est faible, et que les dégâts causés par une flamme "hydrogène" sont moindres que les dégâts créés par la flamme d’autres gaz. Il n'est ainsi pas plus ou moins dangereux qu'une bonbonne de Butane servant à allumer un barbecue à gaz !

S'il n'est pas confiné, il se disperse facilement dans l’atmosphère. Et s'il est confiné, il faut simplement s'assurer qu'il puisse être facilement dispersé, comme tout gaz inflammable. La ventilation est donc la principale mesure de sécurité pour empêcher l'accumulation à un niveau inflammable.

Il existe des normes utilisées dans le monde entier pour l'hydrogène. Pour le secteur automobile, la norme EC79 / 2009 régit l'application de l'hydrogène comme carburant aux véhicules routiers. Les règlements ADR couvrent le transport de marchandises dangereuses, y compris les gaz comprimés et inflammables comme l'hydrogène. Le code IGF couvre tous les domaines qui nécessitent une attention particulière pour l'utilisation du gaz ou des liquides à faible point d'éclair comme combustible.

Les réservoirs Type 4 utilisés par EODev subissent des tests approfondis (tests de corrosion, test de mortier, de balle perforante, de chute...) pour s'assurer qu'ils sont aussi sûrs que possible pour se conformer à la norme EC79 / 2009. Ils ont aussi été testés pour réssiter à une pression de 1 800 bars. Ils sont équipés de dispositifs de décompression thermique (TPRD) qui relâchent la pression du réservoir dans les conduites d'évent de sécurité en cas de fuite ou d'incendie, afin d'éviter tout risque de rupture du réservoir. Les vannes comportent également des dispositifs de décompression pour évacuer l'hydrogène en cas de sur-remplissage, et de dispositifs à excès de débit.

Les solutions EODev sont équipées de détecteurs d'hydrogène, qui sont des capteurs à réponse rapide classés ATEX, ainsi que de détecteurs de chaleur certifiés marins et des capteurs infrarouges de flamme. Sur les bateaux, les capteurs sont utilisés dans les compartiments de la pile à combustible et des zones de stockage pour détecter les moindres fuites et arrêter le système avant que les niveaux n'atteignent la limite d'inflammabilité. Si des flammes sont détectées, le système est automatiquement stoppé, les vannes de distribution fermées, afin que la coupure du gaz à la source se fassent sans intervention de l'opérateur.

Sur nos solutions il y a deux types de systèmes de détection de fuites, qu'on appellera statique et dynamique. Une défaillance de la détection de fuite statique (vérifiée à chaque cycle d'alimentation du moteur) entraînera la fermeture des réservoirs, ce qui désactive le cycle hydrogène jusqu'à ce que la vérification de fuite soit réussie au prochain cycle d'alimentation. Cela garantit que les petites fuites ne peuvent pas se transformer en grandes fuites, les réservoirs sont scellés et le seul hydrogène qui peut s'échapper est la petite quantité laissée dans les conduites haute pression courtes et les conduites basse pression plus longues. En fonctionnement normal, notre système de détection dynamique des fuites compare en permanence la consommation de gaz mesurée à l'utilisation des bouteilles de stockage. Un écart entre ces deux mesures entraîne la déclaration d'une fuite et l'arrêt du système. Bien sûr un arrêt manuel est aussi toujours possible.

Des experts indépendants valident la sécurité de l'exploitation de nos systèmes, en particulier lorsqu'ils sont embarqués sur des navires comme le REXH2, ainsi que les procédures de ravitaillement en carburant. La certification est un processus de trois à six mois et un mélange d'experts internes et externes identifie les dangers et menaces potentielles affectant les personnes, l'équipement et l'environnement. Ce n'est qu'après s'être mis d'accord sur tous les aspects du fonctionnement du système hydrogène et avoir identifié et évalué les problèmes susceptibles de présenter des risques pour le personnel ou l'équipement, qu'ils s'entendent sur les mesures garantissant que l'ensemble peut être exploité en toute sécurité, y compris une analyse des risques de défaillance.