FR 3135144 A1 20231103 FR 2203994 A 20220428 La présente invention est relative à un système de mesure 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 20 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. 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’auto-inflammation 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’H 2 , 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 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 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 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 spectroscopie. 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 l. De préférence, 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%. De préférence, le système de mesure et de transmission selon l’invention comprend 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. 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 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 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 , 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. 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 (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. 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. 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. Système selon l’une quelconque des revendications 1 à 3, caractérisé en ce qu’il comprend en outre au moins une unité (5) de mesure du débit du flux de gaz traversant ledit système (20). 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). 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 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. 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 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). Procédé selon la revendication 8, 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. Procédé selon la revendication 8, 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. Procédé selon l’une quelconque des revendications 8 à 10, 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. Procédé selon l’une quelconque des revendications 8 à 11, 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. 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 4, et au moins un système de combustion (30). Ensemble (50) selon la revendication 13, 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). Ensemble (50) selon la revendication 14, 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. Ensemble (50) selon la revendication 14 ou 15, 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.