EP4515210A1 - Système de mesure et de transmission d'une teneur variable en dihydrogène pour optimiser la combustion d'un flux de gaz naturel - Google Patents

Système de mesure et de transmission d'une teneur variable en dihydrogène pour optimiser la combustion d'un flux de gaz naturel

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Publication number
EP4515210A1
EP4515210A1 EP23722884.6A EP23722884A EP4515210A1 EP 4515210 A1 EP4515210 A1 EP 4515210A1 EP 23722884 A EP23722884 A EP 23722884A EP 4515210 A1 EP4515210 A1 EP 4515210A1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
dihydrogen
content
gas flow
combustion
natural gas
Prior art date
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Pending
Application number
EP23722884.6A
Other languages
German (de)
English (en)
Inventor
Nicolas Obrecht
Cyrille CALLU
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.)
TotalEnergies Onetech SAS
Original Assignee
TotalEnergies Onetech SAS
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Filing date
Publication date
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Pending legal-status Critical Current

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    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N21/00—Investigating or analysing materials by the use of optical means, i.e. using sub-millimetre waves, infrared, visible or ultraviolet light
    • G01N21/62—Systems in which the material investigated is excited whereby it emits light or causes a change in wavelength of the incident light
    • G01N21/63—Systems in which the material investigated is excited whereby it emits light or causes a change in wavelength of the incident light optically excited
    • G01N21/65—Raman scattering
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N21/00—Investigating or analysing materials by the use of optical means, i.e. using sub-millimetre waves, infrared, visible or ultraviolet light
    • G01N21/17—Systems in which incident light is modified in accordance with the properties of the material investigated
    • G01N21/25—Colour; Spectral properties, i.e. comparison of effect of material on the light at two or more different wavelengths or wavelength bands
    • G01N21/31—Investigating relative effect of material at wavelengths characteristic of specific elements or molecules, e.g. atomic absorption spectrometry
    • G01N21/39—Investigating relative effect of material at wavelengths characteristic of specific elements or molecules, e.g. atomic absorption spectrometry using tunable lasers
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
    • G01N33/0004—Gaseous mixtures, e.g. polluted air
    • G01N33/0009—General constructional details of gas analysers, e.g. portable test equipment
    • G01N33/0027—General constructional details of gas analysers, e.g. portable test equipment concerning the detector
    • G01N33/0036—General constructional details of gas analysers, e.g. portable test equipment concerning the detector specially adapted to detect a particular component
    • G01N33/005—H2
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N33/00—Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
    • G01N33/22—Fuels; Explosives
    • G01N33/225—Gaseous fuels, e.g. natural gas

Definitions

  • TITLE System for measuring and transmitting a variable content of dihydrogen to optimize the combustion of a flow of natural gas
  • the present invention relates to a system for measuring in real time a variable dihydrogen content contained in a gas flow, which further comprises natural gas, and for transmitting information representative of said dihydrogen content to the minus a combustion system.
  • the invention also relates to a method for measuring in real time a variable dihydrogen content contained in a gas flow further comprising natural gas and for transmitting information representative of said dihydrogen content to at least one monitoring system. combustion.
  • the present invention also relates to the use of a measurement and transmission system, as described above, to determine the dihydrogen content contained in a gas flow comprising natural gas and transmit the information representative of said content. in dihydrogen contained in the gas flow towards at least one combustion system, preferably to optimize the control of the combustion of the gas flow.
  • the invention further relates to an assembly comprising at least one system for supplying a gas flow comprising natural gas and a variable content of dihydrogen, connected to at least one measurement and transmission system, as described above, and at least one combustion system.
  • dihydrogen also makes it possible to improve the combustion of natural gas, and therefore engine efficiency, thus leading to mixtures of hybrid fuels, composed of natural gas and a fraction of hydrogen, efficient both environmentally and technically.
  • Dihydrogen also has the advantage of being able to be injected directly into current natural gas transport, distribution or storage networks, which makes it possible to transport such hybrid mixtures without necessarily generating additional high investment costs on the implementation. in place of specialized infrastructure.
  • the combustion behavior of natural gas turns out to depend strongly on the content of dihydrogen present in the hybrid mixture.
  • the injected fraction of dihydrogen impacts not only the combustion speed of natural gas but also the quantity formed of nitrogen oxides (NOx) as well as the risk of knocking.
  • the increase in the dihydrogen content has a tendency, on the one hand, to cause an increase in the end of compression temperatures inducing a rise in the cylinder pressure of the engine and combustion temperature. This then results in the formation of hot zones within the burner conducive to the increasing appearance of nitrogen oxides (NOx).
  • the increase in the dihydrogen content can also induce a rise in the temperature and pressure of the oxidant/fuel mixture downstream of the flame front, accentuating the risks of self-ignition of part of these gases before to be hit by the flame front. This then results in the appearance of pressure peaks likely to damage the thermomechanical strength of the walls of the burner.
  • the quantity of dihydrogen injected into natural gas networks is likely to significantly influence the technical and environmental performance of combustion systems as well as the thermomechanical performance of their equipment, particularly combustion chambers.
  • the variability of the dihydrogen content injected into the natural gas flow is also likely to harm the operation of the combustion systems.
  • the solutions currently proposed consist, for example, of either limiting the average concentration of dihydrogen in the natural gas flow, in particular by setting contents of less than 10% by volume of tk, or of controlling in precisely upstream the injection of hydrogen into the natural gas network.
  • one of the objectives of the present invention is to implement a system capable of precisely controlling in real time the dihydrogen content at a given moment in the natural gas flow in order to adjust at best the combustion process.
  • one of the aims of the invention is to take full advantage of the potential provided by the injection of dihydrogen into natural gas networks while having combustion systems having good technical and/or environmental performance.
  • the present invention therefore particularly relates to a system for measuring in real time a variable dihydrogen content contained in a gas flow further comprising natural gas and for transmitting information representative of said dihydrogen content to at least a gas flow combustion system; said system comprises: at least one unit for measuring a variable content of dihydrogen contained in the flow of gas passing through said system, comprising one or more means for measuring the content of dihydrogen by spectroscopy, at least one unit for measuring the flow rate of the gas flow passing through said system, at least one unit for processing and transmitting information representative of said dihydrogen content determined by said measuring unit to at least one combustion system for the gas flow.
  • the combustion system comprises at least one unit for controlling the combustion of the gas flow.
  • the system according to the invention thus makes it possible to determine and monitor in real time the instantaneous content of dihydrogen contained in a gas flow comprising natural gas (or a mixture of natural gas), coming from at least one supply system of a gas flow containing natural gas and a variable content of dihydrogen, and to communicate the information representative of this content to a combustion control unit which will then be able to modify one or more parameters of a system combustion depending on the information communicated on the dihydrogen content.
  • the system according to the invention has the advantage of communicating in real time the instantaneous content of dihydrogen contained in a gas flow comprising natural gas and dihydrogen to a combustion control unit in order to adjust as best as possible. the combustion process of the gas flow.
  • the system according to the invention therefore has the advantage of allowing the control of a combustion process of a gas flow comprising natural gas and a variable dihydrogen content as a function of the information communicated on the dihydrogen content.
  • the system according to the invention thus makes it possible to optimize in real time the control of a combustion process of a gas flow comprising natural gas and dihydrogen.
  • the real-time measurement of the instantaneous dihydrogen content in the gas flow comprising natural gas and the communication of information relating to this content to a combustion control unit make it possible to overcome the need to limit and /or to control the average quantity of the dihydrogen content in the gas flow or to precisely control upstream the content of dihydrogen injected into the natural gas network.
  • the system according to the invention makes it possible to inject a variable content of dihydrogen into a flow containing natural gas and to adapt the combustion process accordingly, ie as a function of the instantaneous content of dihydrogen measured in real time.
  • the combustion parameters likely to be adapted depending on the measurement of the dihydrogen content in the natural gas flow can for example be the ignition advance, the injection advance or even the injection of 'water.
  • the system according to the invention makes it possible to measure and transmit in real time the information representative of the instantaneous dihydrogen content contained in the gas flow comprising natural gas to the combustion system on a network of gas distribution stations natural or gas turbine control.
  • system according to the invention can be implemented on a network of natural gas distribution or gas turbine control stations.
  • the system according to the invention also has the advantage of being able to take full advantage of the potential provided by the injection of dihydrogen into natural gas networks while ensuring good technical and/or environmental performance for the combustion systems.
  • the system according to the invention makes it possible to improve the combustion process, in particular by leading to better efficiency of the combustion systems as well as a reduction in the formation of nitrogen oxides (NOx) and/or risks.
  • self-ignition risk of knocking
  • the system according to the invention makes it possible to minimize the risks of damage to the combustion chambers linked to the risks of self-ignition of the natural gas/hydrogen mixture.
  • the system according to the invention thus makes it possible to improve the combustion process, in particular the combustion parameters of a gas flow comprising natural gas and a variable content of dihydrogen, while continuing to be placed in conditions of security.
  • the combustion parameters are likely to be adapted depending on the measured content of dihydrogen present in the gas flow.
  • the system makes it possible to take advantage of the benefits linked to the use of dihydrogen obtained in particular from a carbon-free source, for example obtained from a water electrolysis process or a process of ammonia cracking, or obtained from a process in which emitted carbon dioxide is captured.
  • a carbon-free source for example obtained from a water electrolysis process or a process of ammonia cracking, or obtained from a process in which emitted carbon dioxide is captured.
  • the system according to the invention makes it possible to use dihydrogen from a carbon-free source, in particular from a hydrogen station.
  • the system according to the invention can advantageously be connected to a hydrogen station.
  • system according to the invention reports in real time the dihydrogen quality of a hybrid fuel mixture and the possible presence of dihydrogen leaks during the process of conveying the mixture before starting the process. combustion.
  • the present invention also relates to the use of the system as described above to determine the dihydrogen content contained in a gas flow comprising natural gas and to transmit the information representative of said dihydrogen content to at least one combustion system. , preferably to optimize the control of the combustion of the gas flow comprising natural gas and a variable content of dihydrogen.
  • the invention also relates to a method for measuring in real time the dihydrogen content contained in a gas flow further comprising natural gas and for transmitting information representative of said dihydrogen content to at least one combustion system, comprising: a step of supplying a gas flow comprising natural gas and a variable dihydrogen content, a step of measuring the dihydrogen content contained in the gas flow, by spectroscopy, a measuring step of the flow rate of the gas flow, a step of processing and transmitting the information representative of said dihydrogen content determined during the measuring step to at least one combustion system.
  • the method according to the invention makes it possible to optimize the control of the combustion of a gas flow comprising natural gas and a variable content of dihydrogen.
  • the process according to the invention is advantageously a process for optimizing a process for combustion of the gas flow comprising natural gas and a variable content of dihydrogen.
  • the invention also relates to an assembly comprising at least one system for supplying a gas flow comprising natural gas and a variable content of dihydrogen, connected to at least one measurement and transmission system, as described above, and at least one combustion system.
  • the measurement and transmission system comprises: at least one unit for measuring a variable content of dihydrogen contained in a gas flow further comprising natural gas passing through said system, comprising a or several means for measuring the dihydrogen content by spectroscopy, at least one unit for measuring the flow rate of the gas flow passing through said system, at least one unit for processing and transmitting information representative of said dihydrogen content determined by said measurement unit towards at least one combustion system.
  • the measurement unit determines in real time the instantaneous hydrogen content contained in a gas flow which includes natural gas; said flow being distributed in particular by a system for supplying a gas flow comprising natural gas and dihydrogen.
  • the input flow to the measuring unit is a gas flow comprising natural gas and a variable content of dihydrogen.
  • the gas flow entering the measuring unit corresponds to a gas flow comprising natural gas and a variable content of dihydrogen or to a gas flow comprising a mixture of natural gases, i.e. a gas mixture of hydrocarbons, and a variable content of dihydrogen.
  • the gas flow consists of a mixture between natural gas and a variable content of dihydrogen.
  • variable dihydrogen content is meant for the purposes of the present invention, that the average concentration of dihydrogen is not limited to a predetermined fixed content whether in the gas flow comprising natural gas or at the time of its release. injection into the gas flow comprising natural gas.
  • real-time measurement is meant, within the meaning of the present invention, that the measuring unit is capable of measuring continuously and in real time the dihydrogen content present in the gas flow comprising natural gas, in particular distributed by a system for supplying a gas flow comprising natural gas and dihydrogen.
  • the measuring unit comprises one or more means capable of measuring the dihydrogen content by spectroscopy.
  • the measuring unit comprises one or more means for measuring the dihydrogen content by spectroscopy, having an acquisition frequency of less than 5 seconds, preferably less than 1 second.
  • the measuring unit comprises one or more means capable of measuring the molar, mass or volume concentration of dihydrogen in the natural gas flow by spectroscopy, having an acquisition frequency of less than 5 seconds, more preferably a frequency of Acquisition less than 1 second.
  • the measuring unit comprises one or more means for measuring the dihydrogen content contained in the gas flow comprising natural gas by spectroscopy, in particular by Raman spectroscopy or by absorption spectroscopy of a laser beam and analysis of the signal by wavelength modulation.
  • the measuring means are in particular devices for measuring by spectroscopy, in particular by Raman spectroscopy or by absorption spectroscopy of a laser beam and analysis of the signal by wavelength modulation.
  • the measuring unit comprises one or more sensors capable of measuring the dihydrogen content by spectroscopy, more particularly by Raman spectroscopy or by absorption spectroscopy of a laser beam and analysis of the signal by length modulation d 'wave.
  • the measuring unit can also determine the content of natural gas, for example methane, butane or propane, present in the gas flow.
  • natural gas for example methane, butane or propane
  • the measurement and transmission system according to the invention further comprises one or more means for measuring the flow rate of the gas flow passing through said system.
  • the means of measuring the flow rate of the gas flow may be distinct or form an integral part, preferably distinct, of the unit of measurement determining the dihydrogen content.
  • the means for measuring the flow rate of the gas flow can be included in a unit for measuring the flow rate of the gas flow distinct from the unit of measurement.
  • the flow measurement means(s) may correspond to flow sensors, preferably mass or volume sensors, of the gas flow passing through said system.
  • the flow measurement means are chosen from the group consisting of mechanical flow meters, thermal flow meters, differential pressure flow meters or ultrasonic flow meters.
  • the flow measurement means(s) can measure a mass or volume flow of the flow of natural gas passing through said system, preferably with an uncertainty of less than 1%, more preferably with an uncertainty of less than 0.5%.
  • the measurement and transmission system thus comprises one or more means for measuring the mass flow rate of the gas flow passing through said system.
  • the measurement and transmission system comprises one or more Coriolis effect mass flow meters or one or more thermal mass flow meters.
  • the measurement and transmission system comprises at least one measurement unit, as described above, and one or more means for measuring the flow rate of the flow of natural gas passing through said system, preferably distinct(s). of said unit of measurement.
  • the measurement system according to the invention thus presents better precision in real-time measurement of a dihydrogen content in a gas flow.
  • the measurement and transmission system comprises: at least one measurement unit, as described above, in particular containing one or more means for measuring in real time the mass content of dihydrogen contained in the flow of natural gas, and one or more means for measuring the mass flow of the flow of natural gas passing through said system, distinct or not from said unit of measurement, in particular chosen from the group consisting of a flow meter Coriolis effect mass flow meter, a differential pressure flow meter, an ultrasonic flow meter, or a thermal mass flow meter.
  • the processing and transmission unit makes it possible, on the one hand, to process the information representative of the dihydrogen content measured by the measuring unit, as described previously, and, on the other hand, to transmit said information to at least one combustion system, in particular comprising at least one unit for controlling the combustion of the natural gas flow.
  • the processing and transmission unit comprises one or more means capable of converting the dihydrogen content measured by the measurement unit, previously described, into information representative of the dihydrogen content.
  • the unit can transmit the information to at least one unit for controlling the combustion of the gas flow in the form of a signal representative of the real-time measurement of the dihydrogen content contained in the gas flow. containing natural gas.
  • the unit can transmit said information to at least one receiver of a combustion system which is capable of receiving and transmitting said information to a combustion system, preferably to a unit for controlling the combustion of the flow of gas comprising natural gas and dihydrogen.
  • the unit can transmit said information to at least one receiver of a combustion system which is capable of receiving and transmitting said information, by wire or not, to the flow combustion control unit.
  • gas comprising natural gas and dihydrogen.
  • the information representative of the dihydrogen content preferably corresponds to the value of the concentration, in particular volume, mass or molar, of the dihydrogen within the gas flow, in particular distributed by a system for supplying a gas flow comprising natural gas and a variable content of dihydrogen.
  • the information representative of the dihydrogen content may correspond to information from which the dihydrogen content can be deduced, for example the measurement of the other constituents of the gas mixture.
  • the processing and transmission unit may comprise one or more means capable of converting the information representative of the dihydrogen content contained in the gas flow further comprising natural gas into data representative of the instantaneous dihydrogen content or averaged over a distribution period of the gas flow and transmitting said information to at least one unit for controlling the combustion of the gas flow comprising natural gas and dihydrogen.
  • the processing of information relating to the dihydrogen content can be done digitally using a microprocessor and a computer algorithm.
  • the information representative of the dihydrogen content can be transmitted by wire or not, preferably wirelessly, for example by a radio connection, to the unit for controlling the combustion of the gas flow comprising natural gas and dihydrogen. .
  • the processing and transmission unit also makes it possible, on the one hand, to process the information representative of the dihydrogen content measured by the measuring unit, as described previously, and the information representative of the flow rate. of the gas flow and, on the other hand, to transmit said information to at least one combustion system, preferably a unit for controlling the combustion of the gas flow comprising natural gas and dihydrogen.
  • the processing and transmission unit comprises one or more means capable of converting the information representative of the dihydrogen content contained in the gas flow and the information representative of the flow rate of the flow of the gas. gas into data either instantaneously or averaged over a determined period and to transmit said data to at least one unit for controlling the combustion of the gas flow.
  • the data thus transmitted can correspond to the value of the measured quantity of dihydrogen contained in the gas flow further comprising natural gas and the value of the flow rate of the gas flow.
  • the combustion control unit comprises at least one member for adjusting the combustion parameters of the gas flow comprising natural gas and dihydrogen, for example a member for adjusting the flame control parameters in the chamber. combustion, in particular through the fuel injection parameters, the ignition parameters of the fuel mixture.
  • the gas flow comprising natural gas and dihydrogen entering the combustion control unit or the combustion system corresponds to the fuel mixture.
  • the information representative of the dihydrogen content measured by said measuring unit is transmitted to a member for adjusting the combustion parameters of the gas flow of the control unit.
  • processing and transmission unit can process information representative of the natural gas content, for example methane, propane and/or butane, measured by the measurement unit, as described above, and, on the other hand, to transmit said information to at least one combustion system.
  • information representative of the natural gas content for example methane, propane and/or butane
  • the invention also relates to the use of the measurement and transmission system, as described above, to determine the dihydrogen content contained in a gas flow further comprising natural gas and transmit the information representative of said dihydrogen content towards at least one combustion system, preferably at least one unit for controlling the combustion of the gas flow.
  • the system according to the invention is used to determine by spectroscopy the dihydrogen content contained in the gas flow further comprising natural gas and transmit the information representative of said content to at least one combustion system, preferably at least one unit for controlling the combustion of the gas flow
  • the system can be used to optimize the control of the combustion of the gas flow comprising natural gas and a variable content of dihydrogen on a network of natural gas distribution stations or a control network gas turbine(s).
  • the measurement and transmission system according to the invention can also be used to detect leaks of dihydrogen in a gas flow comprising natural gas and dihydrogen on a network of natural gas distribution stations or a control network gas turbine.
  • the invention can also consist of the use of the measurement and transmission system, as described previously, to optimize the control of the combustion of a gas flow comprising natural gas and a variable content of dihydrogen, and possibly detect dihydrogen leaks in the gas flow, on a network of natural gas distribution stations or a gas turbine control network.
  • the measurement and transmission system according to the invention can also be used to prevent leaks of dihydrogen in a gas flow distributed by a system for supplying a gas flow comprising natural gas and dihydrogen, in particular on a network of natural gas distribution stations or a gas turbine control network.
  • Another object of the present invention relates to a method for measuring in real time the dihydrogen content contained in a gas flow further comprising natural gas and for transmitting information representative of said dihydrogen content to at least one combustion system, comprising: a step of supplying a gas flow comprising natural gas and a variable content of dihydrogen, a step of measuring the content of dihydrogen contained in the gas flow by spectroscopy, a step of measuring the flow rate of the gas flow, a step of processing and transmitting the information representative of said dihydrogen content determined during the measuring step to at least one combustion system.
  • the measurement step makes it possible to determine in real time the instantaneous quantity of the dihydrogen content present in the gas flow.
  • the dihydrogen present in the gas flow can come from a carbon-free or carbon-based source, preferably carbon-free.
  • the dihydrogen can come from a carbon source, preferably capable of being obtained by a steam reforming process possibly comprising at least one carbon dioxide capture step.
  • the dihydrogen comes from a carbon-free source, preferably capable of being obtained by a water electrolysis process or an ammonia cracking process, more preferably by a water electrolysis process. 'water.
  • the step of measuring the dihydrogen content is preferably implemented by Raman spectroscopy or by absorption spectroscopy of a laser beam and analysis of the signal by wavelength modulation.
  • the measurement step can in particular be implemented by one or more devices, in particular one or more sensors, measuring by spectroscopy, in particular by Raman or by absorption spectroscopy of a laser beam and analysis of the signal by wavelength modulation.
  • the method comprises a step of measuring the dihydrogen content contained in the gas flow comprising natural gas, by spectroscopy and a step of measuring the flow rate of the natural gas flow.
  • the step of measuring the dihydrogen content and the step of measuring the flow rate of the gas flow can be carried out sequentially or simultaneously.
  • the step of processing the information representative of the dihydrogen content can be implemented by means of a microprocessor and a computer algorithm.
  • the step of transmitting the information representative of said dihydrogen content to the combustion system is implemented by wire or by a radio type connection.
  • the method according to the invention may further comprise a step of adaptation of the combustion parameters of the gas flow by the combustion control unit as a function of the information representative of the dihydrogen content contained in said gas flow.
  • the step of measuring the dihydrogen content and the step of processing and transmitting the information representative of said dihydrogen content are notably implemented by the measuring system as described above.
  • the method according to the invention makes it possible in particular to optimize the control of the combustion of the gas flow comprising natural gas and a variable content of dihydrogen, preferably on a network of natural gas distribution stations or a turbine control network (s) gas.
  • the method according to the invention comprises: a step of supplying a gas flow comprising natural gas and a variable dihydrogen content, a step of measuring the variable dihydrogen content contained in the gas flow, a step of measuring the flow rate of the gas flow, a step of processing and transmitting the information representative of said dihydrogen content determined during the measuring step to at least one combustion system, a step of controlling one or more combustion parameters of the gas flow by the combustion system based on the information received from said dihydrogen content.
  • the method according to the invention thus makes it possible to act and/or control one or more combustion parameters of the gas flow comprising natural gas and a variable dihydrogen content as a function of the representative information on the measured dihydrogen content and transmitted by the system according to the invention.
  • the invention also relates to an assembly comprising at least one system for supplying a gas flow comprising natural gas and a variable content of dihydrogen, connected to at least one measurement and transmission system, as defined above, and at least one gas flow combustion system.
  • the system for supplying the gas flow comprising natural gas and a variable content of dihydrogen comprises at least one natural gas distribution unit and at least one unit capable of supplying dihydrogen to the flow of natural gas coming from said unit of distribution.
  • the unit capable of supplying dihydrogen makes it possible to introduce a variable quantity of dihydrogen into the flow of natural gas coming from said natural gas distribution unit in order to lead to a flow of gas comprising natural gas and a variable content of dihydrogen.
  • the gas flow is then routed to the measurement and transmission system, as described previously, then, as a fuel mixture, to a combustion system.
  • the unit capable of supplying the flow of natural gas with dihydrogen is a unit for producing, separating, distributing and/or storing dihydrogen.
  • the dihydrogen supply unit may comprise one or more means capable of injecting dihydrogen into the flow of natural gas coming from said distribution unit.
  • the means capable of injecting dihydrogen into the natural gas flow may be a dihydrogen injection device.
  • the means capable of injecting dihydrogen can correspond to the connection of a dihydrogen circuit to the natural gas network via a controllable valve, whose opening control makes it possible to adjust the dihydrogen content on the network.
  • said unit capable of supplying dihydrogen to the natural gas flow is a dihydrogen production unit, preferably a dihydrogen production unit equipped with at least one carbon dioxide capture system, a carbon dioxide production unit. dihydrogen by electrolysis of water or a unit for producing dihydrogen by an ammonia cracking process.
  • said unit capable of supplying dihydrogen to the flow of natural gas is a unit for producing dihydrogen by electrolysis of water.
  • the unit capable of supplying the natural gas flow with dihydrogen is a hydrogen station.
  • the natural gas distribution unit may correspond to a network of natural gas distribution stations or a gas turbine control network.
  • the combustion system for the gas flow comprising natural gas and dihydrogen comprises at least one unit for controlling the combustion of the gas flow, in particular capable of receiving information representative of the dihydrogen content transmitted by the measurement and transmission system as described previously.
  • the combustion control unit is capable of modifying in real time the parameters of the combustion system as a function of the information representative of the dihydrogen content transmitted by the measurement and transmission system as described above.
  • control unit comprises one or more means capable of modifying in real time the parameters of the combustion system as a function of the information representative of the dihydrogen content transmitted by the measurement and transmission system as described above.
  • combustion parameters can be adjusted in real time compared to the initial parameters based on the information representative of the dihydrogen content.
  • the system for controlling the combustion of the gas flow comprises at least one receiver capable of receiving information representative of the dihydrogen content transmitted by the measurement and transmission system as described above.
  • the gas flow supply system is connected by at least one connection pipe to the measurement and transmission system, as defined above, and to the combustion system as described above.
  • gas flow coming from the supply system can be routed through at least one connection pipe to the measurement and transmission system, as defined previously, and the combustion system as described previously.
  • the natural gas distribution unit is connected by at least one connection pipe to the measurement and transmission system, as defined previously, and to the combustion system.
  • the unit capable of supplying dihydrogen to the flow of natural gas is in particular connected to the natural gas distribution unit by at least one dihydrogen supply pipe connected to the connection pipe as described above.
  • an assembly 50 comprising a system 10 for supplying a gas flow comprising natural gas and a variable content of dihydrogen, a system 20 for measuring the content of dihydrogen contained in said gas flow and transmitting information representative of said dihydrogen content to a system 8 for controlling the combustion of the gas flow, and a system 30 for combustion of said gas flow.
  • the system 10 for supplying a gas flow comprising natural gas and dihydrogen comprises a natural gas distribution unit 1 and a unit 2 capable of supplying dihydrogen to the natural gas flow coming from said distribution unit 1.
  • unit 1 is capable of distributing natural gas or a mixture of natural gas and unit 2 is capable of injecting a variable quantity of dihydrogen directly into the flow of natural gas emitted by unit 1 .
  • unit 2 may comprise one or more means capable of injecting dihydrogen.
  • Unit 2 can be a dihydrogen production, distribution and/or storage unit.
  • the system 10 is connected by means of a connection pipe 3 to the measurement and transmission system 20 and to the combustion system 30.
  • a connection pipe 3 to the measurement and transmission system 20 and to the combustion system 30.
  • the gas flow comprising natural gas and a variable content of dihydrogen is conveyed from the supply system 10 to the measurement and transmission system 20 and to the combustion system 30 via a connection pipe 3.
  • the system 10, the measurement and transmission system 20 and the combustion system 30 can be interconnected by a connection network making it possible to convey the gas flow comprising natural gas and dihydrogen.
  • the measurement and transmission system 20 comprises a unit 4 for measuring in real time the dihydrogen content contained in the gas flow coming from the system 10, a measuring element 5 for the flow rate of the gas flow passing through the system 20, and a unit 6 for processing and transmitting information representative of the dihydrogen content determined by the measurement unit 3.
  • the measuring unit 4 determines in real time the instantaneous hydrogen content contained in the gas flow distributed by the system 10.
  • the measuring element 5 of the flow rate of the gas flow passing through the system 20 can be a mass flow meter.
  • the unit 6 digitally processes the information representative of the dihydrogen content measured by the measuring unit 4 as well as the information representative of the flow rate of the gas flow passing through the system 20 measured by the the measuring element 5, and, on the other hand, transmits this information, by wire or radio, to the combustion system 30.
  • the combustion system 30 comprises a receiver 7 of information representative of the dihydrogen content measured by the measuring unit 4 and of information relating to the flow rate, measured by the element 5, of the gas flow passing through the system 20, a unit 8 for controlling the combustion of the gas flow and a combustion unit 9.
  • the unit 6 transmits the information representative respectively of the dihydrogen content measured by the measuring unit 4 and the flow rate of the gas flow measured by the unit 5 to the receiver 7 of the combustion system 30.
  • the receiver 7 digitally transmits this information to the unit 8 for controlling the combustion of the gas flow comprising natural gas and dihydrogen.
  • the combustion control unit 7 modifies the parameters of the combustion unit 9, in particular the combustion conditions, such as the duration of injection of the fuel mixture (ie of the gas flow comprising natural gas and dihydrogen), the phasing of the injection of the gas flow, the phasing of the ignition and the content of the elements constituting the gas flow, in order to adjust the combustion process.
  • the combustion conditions such as the duration of injection of the fuel mixture (ie of the gas flow comprising natural gas and dihydrogen), the phasing of the injection of the gas flow, the phasing of the ignition and the content of the elements constituting the gas flow, in order to adjust the combustion process.
  • the system 20 makes it possible to measure and share in real time the instantaneous dihydrogen content contained in the gas flow comprising natural gas distributed by the system 10 to the combustion control unit 8 of the combustion system 30 in order to 'obtain improved combustion of the gas flow.

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Abstract

La présente invention est relative à un système de mesure (20) de la teneur en dihydrogène contenue dans un flux de gaz comprenant du gaz naturel et de transmission d'une information relative à ladite teneur en dihydrogène mesurée vers un système de combustion (30) afin d'optimiser les paramètres de combustion du flux de gaz. L'invention concerne également un procédé d'optimisation du contrôle de la combustion d'un flux de gaz comprenant du gaz naturel et du dihydrogène, comprenant une étape de mesure de la teneur en dihydrogène contenue dans le flux de gaz et une étape de traitement et de transmission de l'information représentative de la teneur en dihydrogène contenue dans le flux de gaz vers une unité de contrôle de la combustion du flux de gaz.

Description

DESCRIPTION
TITRE : Système de mesure et de transmission d’une teneur variable en dihydrogène pour optimiser la combustion d’un flux de gaz naturel
La présente invention est relative à un système de mesure en temps réel d’une teneur variable en dihydrogène contenue dans un flux de gaz, qui comprend en outre du gaz naturel, et de transmission d’une information représentative de ladite teneur en dihydrogène vers au moins un système de combustion.
L’invention concerne également un procédé de mesure en temps réel d’une teneur variable en dihydrogène contenue dans un flux de gaz comprenant en outre du gaz naturel et de transmission d’une information représentative de ladite teneur en dihydrogène vers au moins un système de combustion.
La présente invention a aussi trait à l’utilisation d’un système de mesure et de transmission, tel que décrit précédemment, pour déterminer la teneur en dihydrogène contenue dans un flux de gaz comprenant du gaz naturel et transmettre l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène contenue dans le flux de gaz vers au moins un système de combustion, de préférence pour optimiser le contrôle de la combustion du flux de gaz.
L’invention porte en outre sur un ensemble comprenant au moins un système de fourniture d’un flux de gaz comprenant du gaz naturel et une teneur variable en dihydrogène, relié à au moins un système de mesure et de transmission, tel que décrit précédemment, et au moins un système de combustion.
L’introduction de dihydrogène, en particulier en provenance de sources décarbonées, dans du gaz naturel semble représenter à l’heure actuelle une solution avantageuse et prometteuse afin de réduire les émissions de gaz à effet de serre dans de nombreuses applications impliquant une production de chaleur par combustion.
A titre d’exemples, on peut notamment citer la production d’électricité, par turbine à gaz sur site isolé ou dans des centrales thermiques de type CCGT, les chaudières industrielles, en particulier les chaudières murales à hydrogène, ou encore les moteurs à gaz naturel fréquemment utilisés pour le transport routier ou les engins de construction.
L’ajout du dihydrogène permet également d’améliorer la combustion du gaz naturel, et par conséquent le rendement moteur, conduisant ainsi à des mélanges de carburant hybrides, composés de gaz naturel et d’une fraction de dihydrogène, performants à la fois sur le plan environnemental et technique.
Le dihydrogène présente également l’avantage de pouvoir être injecté directement dans les réseaux actuels de transport, de distribution ou de stockage de gaz naturel ce qui permet d’acheminer de tels mélanges hybrides sans nécessairement engendrer des coûts d’investissement élevés supplémentaires sur la mise en place d’infrastructures spécialisées.
Toutefois, le comportement de la combustion du gaz naturel s’avère dépendre fortement de la teneur en dihydrogène présent dans le mélange hybride. En particulier, la fraction injectée de dihydrogène impacte non seulement la vitesse de combustion du gaz naturel mais également la quantité formée d’oxydes d’azote (NOx) ainsi que les risques de cliquetis.
En effet, lors de la combustion des mélanges hybrides dans le brûleur, l’augmentation de la teneur en dihydrogène a une tendance, d’une part, à provoquer une augmentation des températures de fin de compression induisant une montée de la pression du cylindre du moteur et de la température de combustion. Il en résulte alors la formation de zones chaudes au sein du brûleur propices à l’apparition croissante d’oxydes d’azote (NOx). D’autre part, l’augmentation de la teneur en dihydrogène peut également induire une montée de la température et de la pression du mélange oxydant/carburant en aval du front de flamme accentuant les risques d’ autoinflammation d’une partie de ces gaz avant d’être atteinte par le front de flamme. Il en résulte alors l’apparition de pics de pression susceptibles d’endommager la tenue thermomécanique des parois du brûleur.
Autrement dit, la quantité de dihydrogène injectée dans les réseaux de gaz naturel est susceptible d’influencer de manière significative les performances techniques et environnementales des systèmes de combustion ainsi que la tenue thermomécanique de leurs équipements, notamment des chambres de combustion.
A titre de précision, la variabilité de la teneur en dihydrogène injectée dans le flux de gaz naturel est en outre susceptible de nuire au fonctionnement des systèmes de combustion.
Ainsi au vu de mieux maîtriser les performances des systèmes de combustion, il est généralement proposé de contrôler en amont la teneur moyenne en dihydrogène dans le gaz naturel ou du moins limiter sa variation imposant ainsi une perte de flexibilité dans l’injection du dihydrogène dans les réseaux de gaz naturel. En effet, étant donné que les paramètres des systèmes de combustion sont généralement ajustés pour fonctionner dans toutes les situations, ces systèmes sont conçus pour n’accueillir que des mélanges hybrides ayant une concentration moyenne limitée et fixe en dihydrogène.
Pour ce faire, les solutions proposées à l’heure actuelle consistent par exemple soit à limiter la concentration moyenne du dihydrogène dans le flux de gaz naturel, en particulier en fixant des teneurs inférieures à 10% en volume d’tk, soit à contrôler en amont de manière précise l’injection du dihydrogène dans le réseau de gaz naturel.
Dans de telles conditions, les systèmes de combustion ne tirent donc pas pleinement profit des bénéfices apportés par le dihydrogène susceptible d’être injecté dans le flux de gaz naturel ce qui constitue à moyen-terme un facteur limitant sur le plan technique et écologique quant au développement de cette technologie.
Au vu de ce qui précède, l’un des objectifs de la présente invention est de mettre en œuvre un système capable de contrôler de manière précise en temps réel la teneur en dihydrogène à un instant donné dans le flux de gaz naturel afin d’ajuster au mieux le processus de combustion.
En d’autres termes, il existe un réel besoin de déterminer en temps réel la teneur d’un mélange de carburant hybride, notamment la teneur en dihydrogène, en vue de gagner en flexibilité sur la quantité injectable en dihydrogène dans les réseaux de gaz naturel.
En particulier, l’un des buts de l’invention est de tirer pleinement profit du potentiel apporté par l’injection de dihydrogène dans les réseaux de gaz naturel tout en disposant de systèmes de combustion ayant de bonnes performances techniques et/ou environnementales .
La présente invention a donc notamment pour objet un système de mesure en temps réel d’une teneur variable en dihydrogène contenue dans un flux de gaz comprenant en outre du gaz naturel et de transmission d’une information représentative de ladite teneur en dihydrogène vers au moins un système de combustion du flux de gaz ; ledit système comprend : au moins une unité de mesure d’une teneur variable en dihydrogène contenue dans le flux de gaz traversant ledit système, comprenant un ou plusieurs moyens de mesure de la teneur en dihydrogène par spectroscopie, au moins une unité de mesure du débit du flux de gaz traversant ledit système, au moins une unité de traitement et de transmission de l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène déterminée par ladite unité de mesure vers au moins un système de combustion du flux de gaz.
De préférence, le système de combustion comprend au moins unité de contrôle de la combustion du flux de gaz.
Le système selon l’invention permet ainsi de déterminer et de suivre en temps réel la teneur instantanée en dihydrogène contenue dans un flux de gaz comprenant du gaz naturel (ou un mélange de gaz naturel), en provenance d’au moins un système de fourniture d’un flux de gaz contenant du gaz naturel et une teneur variable en dihydrogène, et de communiquer l’information représentative de cette teneur à une unité de contrôle de la combustion qui sera ensuite en mesure de modifier un ou plusieurs paramètres d’un système de combustion en fonction de l’information communiquée sur la teneur en dihydrogène.
Autrement dit, le système selon l’invention présente l’avantage de communiquer en temps réel la teneur instantanée en dihydrogène contenue dans un flux de gaz comprenant du gaz naturel et du dihydrogène à une unité de contrôle de la combustion afin d’ajuster au mieux le processus de combustion du flux de gaz.
Le système selon l’invention présente donc l’avantage de permettre le pilotage d’un procédé de combustion d’un flux de gaz comprenant du gaz naturel et une teneur variable en dihydrogène en fonction de l’information communiquée sur la teneur en dihydrogène.
Le système selon l’invention permet ainsi d’optimiser en temps réel la commande d’un procédé de combustion d’un flux de gaz comprenant du gaz naturel et du dihydrogène.
Ainsi la mesure en temps réel de la teneur instantanée en dihydrogène dans le flux de gaz comprenant du gaz naturel et la communication de l’information relative à cette teneur vers une unité de contrôle de la combustion permettent de s’affranchir du besoin de limiter et/ou de contrôler la quantité moyenne de la teneur en dihydrogène dans le flux de gaz ou de contrôler en amont de manière précise la teneur injectée de dihydrogène dans le réseau de gaz naturel.
Dans ces conditions, le système selon l’invention permet d’injecter une teneur variable en dihydrogène dans un flux contenant du gaz naturel et d’adapter le processus de combustion en conséquence, i.e. en fonction de la teneur instantanée en dihydrogène mesurée en temps réel. Les paramètres de combustion susceptibles d’être adaptés en fonction de la mesure de la teneur en dihydrogène dans le flux de gaz naturel peuvent être par exemple l’avance à l’allumage, l’avance à l’injection ou encore l’injection d’eau.
Ainsi le système selon l’invention rend possible de mesurer et de transmettre en temps réel l’information représentative de la teneur instantanée en dihydrogène contenue dans le flux de gaz comprenant du gaz naturel au système de combustion sur un réseau de stations de distribution de gaz naturel ou de pilotage de turbines à gaz.
En d’autres termes, le système selon l’invention peut être mis en œuvre sur un réseau de stations de distribution de gaz naturel ou de pilotage de turbines à gaz.
Le système selon l’invention présente également l’avantage de pouvoir tirer pleinement profit du potentiel apporté par l’injection de dihydrogène dans les réseaux de gaz naturel tout en assurant aux systèmes de combustion de bonnes performances techniques et/ou environnementales.
En particulier, le système selon l’invention permet d’améliorer le processus de combustion, notamment en conduisant à un meilleur rendement des systèmes de combustion ainsi qu’une réduction de la formation des oxydes d’azote (NOx) et/ou des risques d’ auto-inflammation (risques de cliquetis) tout en augmentant la teneur injectable en dihydrogène dans les réseaux de gaz naturel et en accroissant la flexibilité dans le procédé d’injection du dihydrogène.
De cette manière, le système selon l’invention permet de minimiser les risques d’endommagement des chambres de combustion liés aux risques d’ auto-inflammation du mélange gaz naturel/hydrogène.
Le système selon l’invention rend ainsi possible d’améliorer le processus de combustion, en particulier les paramètres de combustion d’un flux de gaz comprenant du gaz naturel et une teneur variable en dihydrogène, tout en continuant à se placer dans des conditions de sécurité. En d’autres termes, les paramètres de combustion sont susceptibles d’être adaptés en fonction de la teneur mesurée en dihydrogène présent dans le flux de gaz.
Par ailleurs, le système permet de tirer avantage des bénéfices liés à l’utilisation de dihydrogène obtenu notamment à partir d’une source décarbonée, par exemple obtenu à partir d’un procédé d’électrolyse de l’eau ou d’un procédé de craquage de l’ammoniac, ou obtenu à partir d’un procédé au cours duquel le dioxyde de carbone émis est capté.
De préférence, le système selon l’invention permet d’utiliser du dihydrogène issu d’une source décarbonée, en particulier issu d’une station hydrogène. En d’autres termes, le système selon l’invention peut être avantageusement raccordé à une station d’hydrogène.
De plus, le système selon l’invention rend compte en temps réel de la qualité en dihydrogène d’un mélange hybride de carburant et de la présence éventuelle de fuites en dihydrogène au cours du processus d’acheminement du mélange avant d’enclencher le processus de combustion.
La présente invention a également pour objet l’utilisation du système tel que décrit précédemment pour déterminer la teneur en dihydrogène contenue dans un flux de gaz comprenant du gaz naturel et transmettre l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène vers au moins un système de combustion, de préférence pour optimiser le contrôle de la combustion du flux de gaz comprenant du gaz naturel et une teneur variable en dihydrogène.
De même, l’invention porte aussi sur un procédé de mesure en temps réel de la teneur en dihydrogène contenue dans un flux de gaz comprenant en outre du gaz naturel et de transmission d’une information représentative de ladite teneur en dihydrogène vers au moins un système de combustion, comprenant : une étape de fourniture d’un flux de gaz comprenant du gaz naturel et une teneur variable en dihydrogène, une étape de mesure de la teneur en dihydrogène contenue dans le flux de gaz, par spectroscopie, une étape de mesure du débit du flux de gaz, une étape de traitement et de transmission de l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène déterminée au cours de l’étape de mesure vers au moins un système de combustion.
En particulier, le procédé selon l’invention permet d’optimiser le contrôle de la combustion d’un flux de gaz comprenant du gaz naturel et une teneur variable en dihydrogène.
Ainsi le procédé selon l’invention est avantageusement un procédé d’optimisation d’un procédé de combustion du flux de gaz comprenant du gaz naturel et une teneur variable en dihydrogène.
L’invention a encore pour objet un ensemble comprenant au moins un système de fourniture d’un flux de gaz comprenant du gaz naturel et une teneur variable en dihydrogène, relié à au moins un système de mesure et de transmission, tel que décrit précédemment, et au moins un système de combustion. D’autres caractéristiques et avantages de l’invention apparaîtront plus clairement à la lecture de la description et des exemples qui suivent.
Dans ce qui va suivre, et à moins d’une autre indication, les bornes d’un domaine de valeurs sont comprises dans ce domaine.
L’expression « au moins un » est équivalente à l’expression « un ou plusieurs ».
Système mesure et de transmission
Comme indiqué ci-avant, le système de mesure et de transmission selon l’invention comprend : au moins une unité de mesure d’une teneur variable en dihydrogène contenue dans un flux de gaz comprenant en outre du gaz naturel traversant ledit système, comprenant un ou plusieurs moyens de mesure de la teneur en dihydrogène par spectroscopie, au moins une unité de mesure du débit du flux de gaz traversant ledit système, au moins une unité de traitement et de transmission de l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène déterminée par ladite unité de mesure vers au moins un système de combustion.
Ainsi l’unité de mesure détermine en temps réel la teneur instantanée en dihydrogène contenue dans un flux de gaz qui comprend du gaz naturel ; ledit flux étant notamment distribué par un système de fourniture d’un flux de gaz comprenant du gaz naturel et du dihydrogène.
En d’autres termes, le flux en entrée de l’unité de mesure est un flux gazeux comprenant du gaz naturel et une teneur variable en dihydrogène.
Au sens de la présente invention, le flux de gaz en entrée de l’unité de mesure correspond à un flux gazeux comprenant du gaz naturel et une teneur variable en dihydrogène ou à un flux gazeux comprenant un mélange de gaz naturels, i.e. un mélange gazeux d’hydrocarbures, et une teneur variable en dihydrogène.
De préférence, le flux de gaz est constitué d’un mélange entre du gaz naturel et une teneur variable en dihydrogène.
Par « teneur variable en dihydrogène », on entend au sens de la présente invention, que la concentration moyenne en dihydrogène n’est pas limitée à une teneur fixe prédéterminée que ce soit dans le flux de gaz comprenant du gaz naturel ou au moment de son injection dans le flux de gaz comprenant du gaz naturel. Par « mesure en temps réel », on entend, au sens de la présente invention, que l’unité de mesure est apte à mesurer en continu et en temps réel la teneur en dihydrogène présent dans le flux de gaz comprenant du gaz naturel, notamment distribué par un système de fourniture d’un flux de gaz comprenant du gaz naturel et du dihydrogène.
L’unité de mesure comprend un ou plusieurs moyens capables de mesurer la teneur en dihydrogène par spectro scopie.
De préférence, l’unité de mesure comprend un ou plusieurs moyens de mesure de la teneur en dihydrogène par spectroscopie, ayant une fréquence d’acquisition inférieure à 5 secondes, de préférence inférieure à 1 seconde.
De préférence, l’unité de mesure comprend un ou plusieurs moyens capables de mesurer la concentration molaire, massique ou volumique du dihydrogène dans le flux de gaz naturel par spectroscopie, ayant une fréquence d’acquisition inférieure à 5 secondes, plus préférentiellement une fréquence d’acquisition inférieure à 1 seconde.
L’unité de mesure comprend un ou plusieurs moyens de mesure de la teneur en dihydrogène contenue dans le flux de gaz comprenant du gaz naturel par spectroscopie, en particulier par spectroscopie Raman ou par spectroscopie d’absorption d’un faisceau laser et d’analyse du signal par modulation de longueur d’onde.
En d’autres termes, les moyens de mesure sont notamment des dispositifs de mesure par spectroscopie, en particulier par spectroscopie Raman ou par spectroscopie d’absorption d’un faisceau laser et d’analyse du signal par modulation de longueur d’onde.
De préférence, l’unité de mesure comprend un ou plusieurs capteurs capables de mesurer la teneur en dihydrogène par spectroscopie, plus particulièrement par spectroscopie Raman ou par spectroscopie d’absorption d’un faisceau laser et d’analyse du signal par modulation de longueur d’onde.
L’unité de mesure peut en outre déterminer la teneur en gaz naturel, par exemple de méthane, butane ou propane, présent dans le flux de gaz.
Le système de mesure et de transmission selon l’invention comprend en outre un ou plusieurs moyens de mesure du débit du flux de gaz traversant ledit système.
Le ou les moyens de mesure du débit du flux de gaz peu(ven)t être distincts ou faire partie intégrante, de préférence distinct(s), de l’unité de mesure déterminant la teneur en dihydrogène. Autrement dit, le ou les moyens de mesure du débit du flux de gaz peu(ven)t être inclus dans une unité de mesure du débit du flux de gaz distinct de l’unité de mesure.
Le ou les moyens de mesure du débit peuv(en)t correspondre à des capteurs de débit, de préférence des capteurs massiques ou volumiques, du flux de gaz traversant ledit système.
De préférence, les moyens de mesure du débit sont choisis dans le groupe constitué par les débitmètres mécaniques, débitmètres thermiques, débitmètres à pression différentielle ou débitmètres à ultrason.
Le ou les moyens de mesure du débit peu(ven)t mesurer un débit massique ou volumique du flux de gaz naturel traversant ledit système, de préférence avec une incertitude inférieure à 1%, plus préférentiellement avec une incertitude inférieure à 0,5%.
Le système de mesure et de transmission selon l’invention comprend ainsi un ou plusieurs moyens de mesure du débit massique du flux de gaz traversant ledit système.
Plus préférentiellement, le système de mesure et de transmission selon l’invention comprend un ou plusieurs débitmètres massiques à effet Coriolis ou un ou plusieurs débitmètres massiques thermiques.
De préférence, le système de mesure et de transmission selon l’invention comprend au moins une unité de mesure, telle que décrite précédemment, et un ou plusieurs moyens de mesure du débit du flux de gaz naturel traversant ledit système, préférentiellement distinct(s) de ladite unité de mesure.
Le système de mesure selon l’invention présente ainsi une meilleure précision de la mesure en temps réel d’une teneur en dihydrogène dans un flux de gaz.
De préférence, le système de mesure et de transmission selon l’invention comprend : au moins une unité de mesure, telle que décrite précédemment, en particulier contenant un ou plusieurs moyens de mesure en temps réel de la teneur massique de dihydrogène contenue dans le flux de gaz naturel, et un ou plusieurs moyens de mesure du débit massique du flux de gaz naturel traversant ledit système, distinct(s) ou non de ladite unité de mesure, en particulier choisi(s) dans le groupe constitué par un débitmètre massique à effet Coriolis, un débitmètre à pression différentielle, un débitmètre à ultrason, ou un débitmètre massique thermique.
L’unité de traitement et de transmission permet, d’une part, de traiter l’information représentative de la teneur en dihydrogène mesurée par l’unité de mesure, telle que décrite précédemment, et, d’autre part, de transmettre ladite information à au moins un système de combustion, en particulier comprenant au moins une unité de contrôle de la combustion du flux de gaz naturel.
De préférence, l’unité de traitement et de transmission comprend un ou plusieurs moyens capables de convertir la teneur mesurée en dihydrogène par l’unité de mesure, précédemment décrite, en une information représentative de la teneur en dihydrogène.
En particulier, l’unité peut transmettre l’information à au moins une unité de contrôle de la combustion du flux de gaz sous la forme d’un signal représentatif de la mesure en temps réel de la teneur en dihydrogène contenue dans le flux de gaz contenant du gaz naturel.
Plus particulièrement, l’unité peut transmettre ladite information à au moins un récepteur d’un système de combustion qui est apte à recevoir et à transmettre ladite information à un système de combustion, de préférence à une unité de contrôle de la combustion du flux de gaz comprenant du gaz naturel et du dihydrogène.
Encore plus particulièrement, l’unité peut transmettre ladite information à au moins un récepteur d’un système de combustion qui est apte à recevoir et à transmettre ladite information, par voie filaire ou non, à l’unité de contrôle de la combustion du flux de gaz comprenant du gaz naturel et du dihydrogène.
L’information représentative de la teneur en dihydrogène correspond de préférence à la valeur de la concentration, en particulier volumique, massique ou molaire, du dihydrogène au sein du flux de gaz, notamment distribué par un système de fourniture d’un flux de gaz comprenant du gaz naturel et une teneur variable de dihydrogène.
En variante, l’information représentative de la teneur en dihydrogène peut correspondre à une information à partir de laquelle la teneur en dihydrogène est susceptible d’être déduite, par exemple la mesure des autres constituants du mélange gazeux.
L’unité de traitement et de transmission peut comprendre un ou plusieurs moyens aptes à convertir l’information représentative de la teneur en dihydrogène contenue dans le flux de gaz comprenant en outre du gaz naturel en une donnée représentative de la teneur en dihydrogène instantanée ou moyennée sur une période de distribution du flux de gaz et à transmettre ladite information à au moins une unité de contrôle de la combustion du flux de gaz comprenant du gaz naturel et du dihydrogène.
Le traitement de l’information relative à la teneur en dihydrogène peut se faire de façon digitale par le biais d’un microprocesseur et un algorithme informatique.
L’information représentative de la teneur en dihydrogène peut être transmise par voie filaire ou non, de préférence sans fil, par exemple par une connexion radioélectrique, vers l’unité de contrôle de la combustion du flux de gaz comprenant du gaz naturel et du dihydrogène.
Avantageusement, l’unité de traitement et de transmission permet en outre, d’une part, de traiter l’information représentative de la teneur en dihydrogène mesurée par l’unité de mesure, telle que décrite précédemment, et l’information représentative du débit du flux de gaz et, d’autre part, de transmettre lesdites informations à au moins un système de combustion, de préférence une unité de contrôle de la combustion du flux de gaz comprenant du gaz naturel et du dihydrogène.
En d’autres termes, de préférence, l’unité de traitement et de transmission comprend un ou plusieurs moyens aptes à convertir l’information représentative de la teneur en dihydrogène contenue dans le flux de gaz et l’information représentative du débit du flux du gaz en une donnée soit instantanée ou moyennée sur une période déterminée et à transmettre ladite donnée à au moins une unité de contrôle de la combustion du flux de gaz.
La donnée ainsi transmise peut correspondre à la valeur de la quantité mesurée de dihydrogène contenue dans le flux de gaz comprenant en outre du gaz naturel et la valeur du débit du flux de gaz.
De préférence, l’unité de contrôle de la combustion comprend au moins un organe de réglage des paramètres de combustion du flux de gaz comprenant du gaz naturel et du dihydrogène, par exemple un organe de réglage des paramètres de contrôle de la flamme dans la chambre de combustion, notamment par le biais des paramètres d’injection du carburant, des paramètres d’allumage du mélange carburant.
Le flux de gaz comprenant du gaz naturel et du dihydrogène en entrée de l’unité de contrôle de la combustion ou du système de combustion correspond au mélange carburant. Ainsi l’information représentative de la teneur en dihydrogène mesurée par ladite unité de mesure est transmise à un organe de réglage des paramètres de combustion du flux de gaz de l’unité de contrôle.
En outre, l’unité de traitement et de transmission peut traiter l’information représentative de la teneur en gaz naturel, par exemple en méthane, propane et/ou butane, mesurée par l’unité de mesure, telle que décrite précédemment, et, d’autre part, de transmettre ladite information à au moins un système de combustion.
Utilisation du système
L’invention concerne également l’utilisation du système de mesure et de transmission, tel que décrit précédemment, pour déterminer la teneur en dihydrogène contenue dans un flux de gaz comprenant en outre du gaz naturel et transmettre l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène vers au moins un système de combustion, de préférence au moins une unité de contrôle de la combustion du flux de gaz.
Autrement dit, le système selon l’invention est utilisé pour déterminer par spectroscopie la teneur en dihydrogène contenue dans le flux de gaz comprenant en outre du gaz naturel et transmettre l’information représentative de ladite teneur vers au moins un système de combustion, de préférence au moins une unité de contrôle de la combustion du flux de gaz
De préférence, le système, tel que décrit précédemment, peut être utilisé pour optimiser le contrôle de la combustion du flux de gaz comprenant du gaz naturel et une teneur variable en dihydrogène sur un réseau de stations de distribution de gaz naturel ou un réseau de pilotage de turbine(s) à gaz.
Le système de mesure et de transmission selon l’invention peut en outre être utilisé pour détecter les fuites de dihydrogène dans un flux de gaz de comprenant du gaz naturel et du dihydrogène sur un réseau de stations de distribution de gaz naturel ou un réseau de pilotage de turbine à gaz.
Ainsi l’invention peut également consister en l’utilisation du système de mesure et de transmission, tel que décrit précédemment, pour optimiser le contrôle de la combustion d’un flux de gaz comprenant du gaz naturel et une teneur variable en dihydrogène, et éventuellement détecter les fuites de dihydrogène dans le flux de gaz, sur un réseau de stations de distribution de gaz naturel ou un réseau de pilotage de turbine à gaz. En variante, le système de mesure et de transmission selon l’invention peut en outre être utilisé pour prévenir les fuites de dihydrogène dans un flux de gaz distribué par un système de fourniture d’un flux de gaz comprenant du gaz naturel et du dihydrogène, en particulier sur un réseau de stations de distribution de gaz naturel ou un réseau de pilotage de turbine à gaz.
Procédé
Un autre objet de la présente invention porte sur un procédé de mesure en temps réel de la teneur en dihydrogène contenue dans un flux de gaz comprenant en outre du gaz naturel et de transmission d’une information représentative de ladite teneur en dihydrogène vers au moins un système de combustion, comprenant : une étape de fourniture d’un flux de gaz comprenant du gaz naturel et une teneur variable en dihydrogène, une étape de mesure de la teneur en dihydrogène contenue dans le flux de gaz par spectroscopie, une étape de mesure du débit du flux de gaz, une étape de traitement et de transmission de l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène déterminée au cours de l’étape de mesure vers au moins un système de combustion.
Ainsi l’étape de mesure permet de déterminer en temps réel la quantité instantanée de la teneur en dihydrogène présent dans le flux de gaz.
Le dihydrogène présent dans le flux de gaz peut être issu d’une source décarbonée ou carbonée, de préférence décarbonée.
Le dihydrogène peut être issu d’une source carbonée, de préférence susceptible d’être obtenu par un procédé de vaporeformage comprenant éventuellement au moins une étape de captation du dioxyde de carbone.
De préférence, le dihydrogène est issu d’une source décarbonée, de préférence susceptible d’être obtenu par un procédé d’électrolyse de l’eau ou un procédé de craquage de l’ammoniac, plus préférentiellement par un procédé d’électrolyse de l’eau.
L’étape de mesure de la teneur en dihydrogène est préférentiellement mise en œuvre par spectroscopie Raman ou par spectroscopie d’absorption d’un faisceau laser et d’analyse du signal par modulation de longueur d’onde.
L’étape de mesure peut notamment être mise en œuvre par un ou plusieurs dispositifs, en particulier un ou plusieurs capteurs, de mesure par spectroscopie, notamment par Raman ou par spectroscopie d’absorption d’un faisceau laser et d’analyse du signal par modulation de longueur d’onde.
Avantageusement, le procédé comprend une étape de mesure de la teneur en dihydrogène contenue dans le flux de gaz comprenant du gaz naturel, par spectroscopie et une étape de mesure du débit du flux de gaz naturel.
L’étape de mesure de la teneur en dihydrogène et l’étape de mesure du débit du flux de gaz peuvent être réalisées séquentiellement ou simultanément.
L’étape de traitement de l’information représentative de la teneur en dihydrogène peut être mise en œuvre au moyen d’un microprocesseur et d’un algorithme informatique.
De préférence, l’étape de transmission de l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène vers le système de combustion est mise en œuvre par voie filaire ou par une connexion de type radioélectrique.
Le procédé selon l’invention peut comprendre en outre une étape d’adaptation des paramètres de combustion du flux de gaz par l’unité de contrôle de combustion en fonction de l’information représentative de la teneur en dihydrogène contenue dans ledit flux de gaz.
L’étape de mesure de la teneur en dihydrogène et l’étape de traitement et de transmission de l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène sont notamment mises en œuvre par le système de mesure tel que décrit précédemment.
Le procédé selon l’invention permet notamment d’optimiser le contrôle de la combustion du flux de gaz comprenant du gaz naturel et une teneur variable en dihydrogène, de préférence sur un réseau de stations de distribution de gaz naturel ou un réseau de pilotage de turbine(s) à gaz.
En particulier, le procédé selon l’invention comprend : une étape de fourniture d’un flux de gaz comprenant du gaz naturel et une teneur variable en dihydrogène, une étape de mesure de la teneur variable en dihydrogène contenue dans le flux de gaz, une étape de mesure du débit du flux de gaz, une étape de traitement et de transmission de l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène déterminée au cours de l’étape de mesure vers au moins un système de combustion, une étape de pilotage d’un ou plusieurs paramètres de combustion du flux de gaz par le système de combustion en fonction l’information reçue de ladite teneur en dihydrogène.
Le procédé selon l’invention permet ainsi d’agir et/ou de commander un ou plusieurs paramètres de combustion du flux de gaz comprenant du gaz naturel et une teneur variable en dihydrogène en fonction de l’information représentative sur la teneur en dihydrogène mesurée et transmise par le système selon l’invention.
Ensemble
L’invention est également relative à un ensemble comprenant au moins un système de fourniture d’un flux de gaz comprenant du gaz naturel et une teneur variable en dihydrogène, relié à au moins un système de mesure et de transmission, tel que défini précédemment, et au moins un système de combustion du flux de gaz.
De préférence, le système de fourniture du flux de gaz comprenant du gaz naturel et une teneur variable de dihydrogène comprend au moins une unité de distribution de gaz naturel et au moins une unité apte à alimenter en dihydrogène le flux de gaz naturel provenant de ladite unité de distribution.
Ainsi l’unité apte à alimenter en dihydrogène permet d’introduire une quantité variable en dihydrogène dans le flux de gaz naturel provenant de ladite unité de distribution de gaz naturel afin de conduire à un flux de gaz comprenant du gaz naturel et une teneur variable en dihydrogène.
Le flux de gaz est ensuite acheminé en direction du système de mesure et de transmission, tel que décrit précédemment, puis, en tant que mélange carburant, vers un système de combustion.
De préférence, l’unité apte à alimenter le flux de gaz naturel en dihydrogène est une unité de production, de séparation, de distribution et/ou de stockage du dihydrogène.
L’unité d’alimentation en dihydrogène peut comprendre un ou plusieurs moyens aptes à injecter du dihydrogène dans le flux de gaz naturel provenant de ladite unité de distribution.
Le ou les moyens aptes à injecter du dihydrogène dans le flux de gaz naturel peu(ven)t être un dispositif d’injection du dihydrogène.
De préférence, le moyen apte à injecter du dihydrogène peut correspondre au raccordement d’un circuit de dihydrogène au réseau de gaz naturel par le biais d’une vanne pilotable, dont le contrôle de l’ouverture permet d’ajuster la teneur en dihydrogène sur le réseau.
De préférence, ladite unité apte à alimenter en dihydrogène le flux de gaz naturel est une unité de production de dihydrogène, de préférence une unité de production de dihydrogène doté d’au moins un système de captation du dioxyde de carbone, une unité de production de dihydrogène par électrolyse de l’eau ou une unité de production de dihydrogène par un procédé de craquage d’ammoniac.
De préférence, ladite unité apte à alimenter en dihydrogène le flux de gaz naturel est une unité de production de dihydrogène par électrolyse de l’eau.
De préférence, l’unité apte à alimenter en dihydrogène le flux de gaz naturel est une station d’hydrogène.
De préférence, l’unité de distribution de gaz naturel peut correspondre à un réseau de stations de distribution de gaz naturel ou un réseau de pilotage de turbines à gaz.
De préférence, le système de combustion du flux de gaz comprenant du gaz naturel et du dihydrogène comprend au moins une unité de contrôle de la combustion du flux de gaz, en particulier apte à recevoir l’information représentative de la teneur en dihydrogène transmise par le système de mesure et de transmission tel que décrit précédemment.
En particulier, l’unité de contrôle de la combustion est apte à modifier en temps réel les paramètres du système de combustion en fonction de l’information représentative de la teneur en dihydrogène transmise par le système de mesure et de transmission tel que décrit précédemment.
Ainsi l’unité de contrôle comprend un ou plusieurs moyens capables de modifier en temps réel les paramètres du système de combustion en fonction de l’information représentative de la teneur en dihydrogène transmise par le système de mesure et de transmission tel que décrit précédemment.
De cette façon, les paramètres de combustion peuvent être ajustées en temps réel par rapport aux paramètres initiaux en fonction de l’information représentative de la teneur en dihydrogène.
De préférence, le système de contrôle de la combustion du flux de gaz comprend au moins un récepteur apte à recevoir l’information représentative de la teneur en dihydrogène transmise par le système de mesure et de transmission tel que décrit précédemment. De préférence, le système de fourniture du flux de gaz est relié par au moins une conduite de raccordement au système de mesure et de transmission, tel que défini précédemment, et au système de combustion tel que décrit précédemment.
Ainsi le flux de gaz en provenance du système de fourniture peut être acheminé à travers au moins une conduite de raccordement vers le système de mesure et de transmission, tel que défini précédemment, et le système de combustion tel que décrit précédemment.
De préférence, l’unité de distribution de gaz naturel est reliée par au moins une conduite de raccordement au système de mesure et de transmission, tel que défini précédemment, et au système de combustion.
L’unité apte à alimenter en dihydrogène le flux de gaz naturel est notamment relié à l’unité de distribution de gaz naturel par au moins une conduite d’alimentation en dihydrogène connectée à la conduite de raccordement tel que décrit précédemment.
D’autres caractéristiques et avantages de l’invention apparaitront à l’examen détaillé d’un mode de réalisation pris à titre d’exemple non limitatif d’un système de mesure et de transmission selon l’invention et illustré par le dessin annexé.
Sur la figure 1, est représenté un ensemble 50 comprenant un système 10 de fourniture d’un flux de gaz comprenant du gaz naturel et une teneur variable de dihydrogène, un système 20 de mesure de la teneur en dihydrogène contenue dans ledit flux de gaz et de transmission d’une information représentative de ladite teneur en dihydrogène vers un système 8 de contrôle de la combustion du flux de gaz, et un système 30 de combustion dudit flux de gaz.
Le système 10 de fourniture d’un flux de gaz comprenant du gaz naturel et du dihydrogène, comprend une unité 1 de distribution de gaz naturel et une unité 2 apte à alimenter en dihydrogène le flux de gaz naturel provenant de ladite unité 1 de distribution.
Au sein du système 10, l’unité 1 est apte à distribuer du gaz naturel ou un mélange de gaz naturel et l’unité 2 est apte à injecter une quantité variable de dihydrogène directement dans le flux de gaz naturel émis par l’unité 1.
En particulier, l’unité 2 peut comprendre un ou plusieurs moyens capables d’injecter du dihydrogène.
L’unité 2 peut être une unité de production, de distribution et/ou de stockage de dihydrogène.
Le système 10 est relié au moyen d’une conduite de raccordement 3 au système 20 de mesure et de transmission et au système 30 de combustion. De cette façon, le flux de gaz comprenant du gaz naturel et une teneur variable en dihydrogène est acheminé du système 10 de fourniture au système 20 de mesure et de transmission et au système 30 de combustion par le biais d’une conduite de raccordement 3.
En variante, le système 10, le système 20 de mesure et de transmission et le système 30 de combustion peuvent être reliés entre eux par un réseau de raccordement permettant d’acheminer le flux de gaz comprenant du gaz naturel et du dihydrogène.
Le système 20 de mesure et de transmission comprend une unité 4 de mesure en temps réel de la teneur en dihydrogène contenue dans le flux de gaz provenant du système 10, un élément de mesure 5 du débit du flux de gaz traversant le système 20, et une unité 6 de traitement et de transmission de l’information représentative de la teneur en dihydrogène déterminée par l’unité 3 de mesure.
L’unité 4 de mesure détermine en temps réel la teneur instantanée en dihydrogène contenue dans le flux de gaz distribué par le système 10.
L’élément de mesure 5 du débit du flux de gaz traversant le système 20 peut être un débitmètre massique.
L’unité 6, d’une part, traite de façon digitale l’information représentative de la teneur en dihydrogène mesurée par l’unité 4 de mesure ainsi que l’information représentative du débit du flux de gaz traversant le système 20 mesuré par l’élément de mesure 5, et, d’autre part, transmet ces informations, par voie filaire ou voie radioélectrique, au système 30 de combustion.
Le système 30 de combustion comprend un récepteur 7 de l’information représentative de la teneur en dihydrogène mesurée par l’unité 4 de mesure et de l’information relative au débit, mesuré par l’élément 5, du flux de gaz traversant le système 20, une unité 8 de contrôle de la combustion du flux de gaz et une unité 9 de combustion.
Comme indiqué précédemment, l’unité 6 transmet les informations représentatives respectivement de la teneur en dihydrogène mesurée par l’unité 4 de mesure et du débit du flux de gaz mesuré par l’unité 5 au récepteur 7 du système 30 de combustion.
Ainsi le récepteur 7 transmet de manière digitale ces informations à l’unité 8 de contrôle de la combustion du flux de gaz comprenant le gaz naturel et le dihydrogène.
En fonction des informations émises par le système 20, l’unité 7 de contrôle de la combustion modifie les paramètres de l’unité 9 de combustion, en particulier les conditions de combustion, telles que la durée d’injection du mélange carburant (i.e. du flux de gaz comprenant du gaz naturel et du dihydrogène), le phasage de l’injection du flux de gaz, le phasage de l’allumage et la teneur des éléments constituants le flux de gaz, afin d’ajuster le processus de combustion.
Ainsi le système 20 permet de mesurer et de partager en temps réel la teneur instantanée en dihydrogène contenue dans le flux de gaz comprenant du gaz naturel distribué par le système 10 à l’unité 8 de contrôle de la combustion du système 30 de combustion afin d’obtenir une combustion améliorée du flux de gaz.

Claims

REVENDICATIONS
1. Système de mesure en temps réel d’une teneur variable en dihydrogène contenue dans un flux de gaz comprenant du gaz naturel et de transmission d’une information représentative de ladite teneur en dihydrogène vers au moins un système (30) de combustion du flux de gaz ; ledit système (20) comprend : au moins une unité (4) de mesure d’une teneur variable en dihydrogène contenue dans un flux de gaz comprenant en outre du gaz naturel traversant ledit système (20), comprenant un ou plusieurs moyens de mesure de la teneur en dihydrogène par spectroscopie, au moins une unité (5) de mesure du débit du flux de gaz traversant ledit système (20), au moins une unité (6) de traitement et de transmission de l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène déterminée par ladite unité de mesure vers au moins un système (30) de combustion du flux de gaz.
2. Système selon la revendication 1, caractérisé en ce que l’unité (4) comprend un ou plusieurs moyens de mesure de la teneur en dihydrogène contenue dans le flux de gaz, ayant une fréquence d’acquisition inférieure à 5 secondes, de préférence inférieure à 1 seconde.
3. Système selon la revendication 1 ou 2, caractérisé en ce que l’unité (4) comprend un ou plusieurs moyens de mesure de la teneur en dihydrogène contenue dans le flux de gaz par spectroscopie Raman ou par spectroscopie d’absorption d’un faisceau laser et d’analyse du signal par modulation de longueur d’onde.
4. Utilisation du système (20) tel que défini selon l’une quelconque des revendications précédentes, pour déterminer la teneur en dihydrogène contenue dans un flux de gaz comprenant en outre du gaz naturel, de préférence situé dans un réseau de stations de distribution de gaz naturel ou un réseau de pilotage de turbines à gaz, et transmettre l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène vers au moins un système de combustion (30).
5. Utilisation du système (20) selon la revendication 5, pour détecter les fuites de dihydrogène contenue dans un flux de gaz comprenant en outre du gaz naturel, de préférence ledit système (20) étant situé sur un réseau de stations de distribution de gaz naturel ou un réseau de pilotages de turbine à gaz.
6. Utilisation selon la revendication 5 ou 6, caractérisée en ce que le système de combustion (30) comprend au moins une unité de contrôle de la combustion du flux de gaz.
7. Procédé de mesure en temps réel de la teneur en dihydrogène contenue dans un flux de gaz comprenant en outre du gaz naturel et de transmission d’une information représentative de ladite teneur en dihydrogène vers au moins un système de combustion, comprenant : une étape de fourniture d’un flux de gaz comprenant du gaz naturel et une teneur variable en dihydrogène, une étape de mesure de la teneur en dihydrogène contenue dans le flux de gaz, par spectroscopie, une étape de mesure du débit du flux de gaz, une étape de traitement et de transmission de l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène déterminée au cours de l’étape de mesure vers au moins un système de combustion (30).
8. Procédé selon la revendication 7, caractérisé en ce que le dihydrogène présent dans le flux de gaz est issu d’une source décarbonée, de préférence susceptible d’être obtenu par un procédé d’électrolyse de l’eau ou un procédé de craquage de l’ammoniac.
9. Procédé selon la revendication 7, caractérisé en ce que le dihydrogène présent dans le flux de gaz est issu d’une source carbonée, de préférence susceptible d’être obtenu par un procédé de vaporeformage comprenant éventuellement au moins une étape de captation du dioxyde de carbone.
10. Procédé selon l’une quelconque des revendications 7 à 9, caractérisé en ce que l’étape de transmission de l’information représentative de ladite teneur en dihydrogène vers le système de combustion est mise en œuvre par voie filaire ou par une connexion de type radioélectrique.
11. Procédé selon l’une quelconque des revendications 7 à 10, caractérisé en ce qu’il comprend en outre une étape d’adaptation d’un ou plusieurs paramètres de combustion du flux de gaz par le système de combustion (8) en fonction de la teneur en dihydrogène contenue dans ledit flux de gaz.
12. Ensemble (50) comprenant au moins un système (10) de fourniture d’un flux de gaz comprenant du gaz naturel et une teneur variable en dihydrogène, relié à au moins un système (20) de mesure et de transmission, tel que défini selon l’une quelconque des revendications 1 à 3, et au moins un système de combustion (30).
13. Ensemble (50) selon la revendication 12, caractérisé en ce que le système (10) de fourniture du flux de gaz comprenant du gaz naturel et une teneur variable en dihydrogène comprend au moins une unité (1) de distribution de gaz naturel et au moins une unité (2) apte à alimenter en une teneur variable en dihydrogène le flux de gaz naturel provenant de ladite unité de distribution (1).
14. Ensemble (50) selon la revendication 13, caractérisé en ce que l’unité (2) apte à alimenter le flux de gaz naturel en une teneur variable en dihydrogène est une unité de production, de séparation, de distribution et/ou de stockage du dihydrogène.
15. Ensemble (50) selon la revendication 13 ou 14, caractérisé en ce que l’unité (1) est un réseau de stations de distribution du gaz naturel ou un réseau de pilotage de turbine à gaz.
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