FR2986441A1

FR2986441A1 - Procede de captage de co2 par absorption avec utilisation de vapeur basse temperature et d'un flash pour la regeneration

Info

Publication number: FR2986441A1
Application number: FR1200331A
Authority: FR
Inventors: Adrien Gomez; Ludovic Raynal
Original assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Current assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Priority date: 2012-02-06
Filing date: 2012-02-06
Publication date: 2013-08-09
Anticipated expiration: 2032-02-06
Also published as: FR2986441B1

Abstract

Le procédé permet de capter de CO contenu dans une fumée de combustion, en effectuant les étapes suivantes : - on met en contact (C1) la fumée de combustion avec une solution absorbante comportant au moins une amine en phase aqueuse de manière à produire une fumée appauvrie en CO et une solution absorbante chargée en CO , - on chauffe (E2) la solution absorbante chargée en CO par échange de chaleur avec un flux de vapeur d'eau pour libérer un flux gazeux de CO et produire une solution absorbante semi-régénérée, - on sépare (F1) le flux gazeux de CO et la solution absorbante semi-régénérée , et - on régénère (R) au moins une partie de la solution absorbante semi-régénérée dans une colonne de régénération thermique.

Description

98644 1 1 La présente invention concerne le domaine de la décarbonatation des fumées de combustion. L'énergie est produite par la combustion des ressources fossiles rejette du 5 CO2 dans l'atmosphère. Ces émissions font augmenter la concentration du CO2 dans l'atmosphère et provoquent un réchauffement climatique. Pour limiter l'ampleur de ce réchauffement, il est nécessaire de réduire les émissions de CO2 liées à la production d'énergie. Une solution consiste à capter puis stocker le CO2 émis par combustion, notamment dans des centrales électriques. Un procédé de 10 captage du CO2 sépare le CO2 des autres constituants des fumées issues de la combustion des ressources fossiles et permet ainsi de transporter le CO2 sous forme concentrée dans un lieu de stockage souterrain. De cette façon, le CO2 est séquestré dans réservoir souterrain au lieu de le rejeter dans l'atmosphère. Un inconvénient des procédés de captage de CO2 est qu'ils consomment 15 eux même de l'énergie. Dans une centrale électrique, l'installation d'un procédé de captage réduit alors le rendement énergétique dans la centrale : une partie de l'énergie produite par la combustion des ressources fossiles est consommée par l'unité de captage. Pour capter le CO2, le procédé de référence est à ce jour l'absorption du 20 CO2 par une solution basique, par exemple par une solution aqueuse de monoethanolamine. Un exemple de ce procédé est décrit dans le document FR 2 938 454. Pour éviter la production de CO2 par le procédé dont l'objet est d'éviter le rejet de CO2, il est primordial de minimiser la consommation énergétique, en particulier la consommation énergétique pour régénérer l'amine 25 La présente invention propose de mettre en oeuvre un procédé de captage de CO2 comportant une étape de régénération partielle par flash (par détente) avec utilisation de vapeur basse température pour limiter la consommation d'énergie de la régénération effectuée à plus haute température. 30 De manière générale, l'invention décrit un procédé de captage de CO2 contenu dans une fumée de combustion, dans lequel on effectue les étapes suivantes : a) on met en contact la fumée de combustion avec une solution absorbante comportant au moins une amine en phase aqueuse de manière à produire une fumée appauvrie en CO2 et une solution absorbante chargée en CO2, b) on chauffe ladite solution absorbante chargée en CO2 à une première température par échange de chaleur avec un flux de vapeur d'eau à une température comprise entre 80°C et 180°C, pour libérer un flux gazeux de CO2 et produire une solution absorbante semi-régénérée, c) on sépare le flux gazeux de CO2 et la solution absorbante semi-régénérée, d) on régénère au moins une partie de la solution absorbante semi-régénérée dans une colonne de régénération thermique à une deuxième température supérieure à la première température, e) on recycle la solution absorbante régénérée à l'étape a) en tant que solution absorbante. Selon l'invention, l'amine peut être caractérisée par un taux de flash ti supérieur à 3%, le taux de flash z étant déterminé par la relation : r = a(80, 100)- a(40, 13.5) a(40, 13.5) avec a(T,P) étant un taux de charge de l'amine en mole de CO2 absorbé par une mole d'amine dans la solution absorbante, pour les conditions de température T en °C et de pression partielle P de CO2 en kPa.

On peut effectuer l'étape suivante : f) on chauffe la solution absorbante semi régénérée obtenue à l'étape c) par échange de chaleur avec au moins une portion de la solution absorbante régénérée obtenue à l'étape d).

Après l'étape f), on peut séparer une quantité de CO2 gazeux de la solution absorbante régénérée. En outre, on peut effectuer l'étape suivante : g) on chauffe la solution absorbante chargée en CO2 obtenue à l'étape a) par échange de chaleur avec la solution absorbante régénérée obtenue à l'étape d). L'amine en phase aqueuse peut être choisie de manière à former une solution monophasique lorsque sa température est inférieure à une température critique et à former deux phases séparables lorsqu'elle est chauffée à une température supérieure à la température critique, et , avant l'étape d), on peut effectuer en outre les étapes suivantes : h) on chauffe la solution absorbante semi-régénérée obtenue à l'étape c), jusqu'à une température supérieure à la température critique pour diviser la deuxième solution absorbante en une fraction enrichie en amine et une fraction enrichie en eau, i) on sépare ladite fraction enrichie en amine et ladite fraction enrichie en eau, à l'étape d), on peut régénérer ladite fraction enrichie en eau et, à l'étape e), on peut recycler à l'étape a) un mélange composé de ladite fraction régénérée obtenue à l'étape d) et de ladite fraction enrichie en amine obtenue à l'étape i) en tant que solution absorbante.

Avant l'étape b), on peut pomper ladite solution absorbante chargée en CO2 jusqu'à une pression comprise entre 2 et 5 bars, puis, avant l'étape d), on peut pomper ladite fraction enrichie en eau ou ladite solution absorbante semirégénérée jusqu'à une pression comprise entre 4 et 10 bars. On peut effectuer l'étape b) à une première pression, et on peut effectuer 30 l'étape d) à une deuxième pression supérieure à la pression de l'étape b).

Alternativement, on peut effectuer l'étape b) à une première pression, et on peut effectuer l'étape d) à une deuxième pression inférieure à la pression de l'étape b).

La première température peut être comprise entre 70°C et 90°C et la deuxième température peut être comprise entre 100°C et 190°C. La fumée de combustion peut provenir de l'une des unités suivantes : une centrale thermique pour la production d'électricité, une raffinerie, une cimenterie, 10 une installation de sidérurgie, une unité de production de gaz de synthèse par oxydation d'un combustible hydrocarboné. La présente invention permet de diminuer fortement le coût des utilités chaudes du procédé en mettant en oeuvre une solution absorbante qui peut être 15 régénérée à relativement basse température. Le fait d'utiliser au moins deux niveaux de température, voire plus de deux niveaux de température, pour effectuer les régénérations des solutions absorbantes permet d'exploiter différents fluides disponibles à différents niveaux de température dans l'unité. Ainsi, le procédé de captage de CO2 selon l'invention 20 dispose d'une grande flexibilité d'intégration thermique avec l'unité de combustion permettant de réduire les coûts de consommation en énergie. Le fait d'utiliser un flash permet, dans le cas de solutions absorbantes caractérisées par un taux de flash supérieur à 5% (cf. définition ci-après) de libérer une partie du CO2 capté par la solution absorbante dans le ballon de flash. 25 La quantité de CO2 restant à libérer dans l'étape de régénération thermique est alors sensiblement plus faible, de sorte que la taille de la colonne de régénération dont le diamètre est directement donné par le débit de CO2 libéré dans la colonne est sensiblement plus petite ce qui entraine une diminution des coûts d'investissement. 30 D'autres caractéristiques et avantages de l'invention seront mieux compris et apparaîtront clairement à la lecture de la description faite ci-après en se référant aux dessins parmi lesquels : Les figures 1 et 2 représentent des courbes d'isothermes de solutions aqueuses d'amines chargées en CO2, la figure 3 schématise un procédé selon l'invention, la figure 4 schématise une variante du procédé selon l'invention, la figure 5 schématise une variante du procédé selon l'invention avec utilisation d'une solution absorbante démixante, la figure 6 représente la courbe d'évolution de la température critique de démixtion en fonction de la composition de la solution absorbante. Définition du taux de flash selon l'invention Les solutions absorbantes d'intérêt pour le captage de CO2 doivent avoir un grand nombre de propriétés. Elles doivent avoir des isothermes qui permettent l'absorption et la régénération de la solution absorbante (par exemple caractérisés par un bon taux de charge à 40°C et 0.1 bars de CO2 et un faible taux de charge à 120°C et 1 bars de CO2) et une faible enthalpie de liaison, elle doivent avoir une bonne cinétique, une faible dégradation, un faible pouvoir corrosif, des propriétés physico-chimiques comme la viscosité adaptées à une mise en oeuvre dans des colonnes à garnissages ... Selon la présent invention, les amines mises en oeuvre peuvent être en plus caractérisées par une propriété originale correspondant à un taux de flash supérieur à 3%, de préférence supérieur à 5%, voire supérieur à 10%. Nous définissons ici le taux de flash, T, par : a(80, 100)- a (40,13.5) = a(40, 13.5) avec a(T,P), taux de charge de l'amine en mol de CO2 absorbé par mol d'amine dans la solution pour les conditions de température T(°C), et de pression partielle de CO2 P(kPa).

Le choix de ce critère a été fixé sur la base de nombreuses études réalisées qui ont permis de mettre en avant l'intérêt de la combinaison astucieuse entre apport d'une énergie à faible température peu valorisable et un flash permettant de libérer une quantité suffisamment importante de CO2.

Les figures 1 et 2 montrent des isothermes de différentes solutions absorbantes, c'est-à-dire, le taux de charge a (en mole de CO2 absorbé par une mole d'amine) en fonction de la pression partielle P de CO2 (en kPa). Sur la figure 1, on compare les isothermes d'une solution aqueuse à base de MEA (monoethanolamine) à 30% poids de concentration (symboles en losange) à celles d'une solution aqueuse à base de MDEA (méthyl-diéthanol-amine) à 30% poids de concentration (symbole en triangle). Les points correspondant aux mesures à 40°c sont pleins alors que ceux correspondant aux mesures à 80°C sont creux. On observe que pour la MEA, qui est pourtant une amine de référence pour les procédés de captage de CO2 notamment suite aux tests sur pilote industriel décrits par exemple par J. Knudsen et al. (Expericence with CO2 capture from coal flue gas in pilot scale : testing of different amine solvents in Energy Procedia, 1 (2009) 783-790), il n'y a pas de décalage d'abscisse des isothermes aux valeurs d'intérêt (le décalage est montré par la flèche en trait continu). En conséquence, lorsque le taux de flash de la MEA est très faible, de seulement 2% comme reporté dans le tableau 1. A contrario, dans le cas de la MDEA (méthyl-diéthanol-amine), il y a un décalage d'abscisse des isothermes aux valeurs d'intérêt (le décalage est montré par la flèche en trait pointillé). En conséquence, le taux de flash de la MDEA est significatif, il est de 19% comme reporté dans le tableau 1. Malheureusement, la MDEA est connue pour être peu réactive et nécessite d'être activée comme discuté par exemple par S. van Loo et al. ("The removal of carbon dioxide with activated solutions of methyl-diethanolamine" in J. of Petroleum Sci. and Eng. 55 (2007) 135-145) et la recherche d'autres amines ayant ce même type de comportement est recherché. Or il s'est avéré qu'un certain nombre de solutions absorbantes comme illustré sur la figure 2 sont caractérisées par le décalage d'abscisse des isothermes aux valeurs d'intérêt pour la présente invention. Dans cette figure les amines sont désignées par les lettres C et D. La détermination du taux de flash de ces amines et d'autres solutions absorbantes a priori considérées comme intéressantes pour le captage de CO2 sont reportés dans le tableau 1. On observe une variété importante de ces valeurs, elles peuvent être négatives et peuvent atteindre jusqu'à 22% pour les solutions testées.

Tableau 1 : Valeurs de taux de flash de différentes amines. alpha (40°C - 13.5 kPa) alpha (80°C - 1 bar) taux de flash MEA 0.533 0.523 2% MDEA 0.42 0.34 19% A 1.3 1.02 22% B 1.29 1.12 13% C 1.4 1.29 8% D 1.3 1.13 13% E 0.85 0.81 5% F 0.61 0.54 11% G 0.58 0.6 -3% Dans les cas pratiques d'utilisation de vapeur basse température, inférieure à 100°C, le taux de flash pourrait être supérieur aux valeurs du tableau 1, mais le choix de 80°C comme valeur de référence pour le calcul du taux de flash s'est avéré comme un bon compromis suffisamment caractéristique pour le choix des amines. En référence à la figure 3, les fumées de combustion à traiter arrivent par 20 le conduit 1 à une pression qui peut être comprise entre 1 et 40 bars absolu, et à une température qui peut être comprise entre 10 °C et 100°C. Les fumées de combustion peuvent être produites par une centrale thermique pour la production d'électricité. Le procédé de captage selon l'invention peut également être appliqué à toutes les fumées de combustion, produite par 25 exemple dans une raffinerie, dans une cimenterie, dans une installation de sidérurgie, ou une fumée de combustion produite sous forme de gaz de synthèse par oxydation d'un combustible hydrocarboné. Les fumées de combustion comportent en général entre 5% et 30% volume de CO2. Dans le cas des fumées de combustion, la teneur en composés 5 de type SOx et NOx peut atteindre une valeur de l'ordre de 200 mg/Nm3 volume pour chacun desdits composés. Les fumées de combustion arrivant par le conduit 1 peuvent être comprimées par l'organe A. Par exemple, l'organe A est une soufflante ou un compresseur assurant une augmentation de pression de l'ordre de 100 à 10 250 mbar. Selon l'invention, le CO2 est capté par une solution absorbante puis est ensuite préchauffée dans une section capable d'exploiter une ou plusieurs sources de chaleur de plus basse température, avant d'être régénérée à haute température. Ainsi, on diminue la consommation de chaleur pour la régénération, 15 tout en améliorant les performances globales du procédé. Les fumées issues de A sont introduites par le conduit 2 dans la section d'absorption Cl munie d'éléments de mise en contact entre gaz et liquide, par exemple des plateaux, un garnissage vrac ou un garnissage structuré. Dans la section C1, les fumées sont mises en contact avec une solution 20 absorbante arrivant par le conduit 18. Dans C1, par exemple, le gaz circule à contre-courant de la solution liquide. La solution absorbante capte le CO2 contenu dans les fumées. On évacue par le conduit 3 en fond de la section Cl une solution absorbante chargée en CO2. On obtient des fumées appauvries en CO2 évacuée en tête de la section C1. La fumée ainsi traitée est ensuite évacuée par 25 le conduit 20. De préférence, la solution absorbante comporte des amines en phase aqueuse. Les amines sont choisies pour leur capacité à absorber les composés acides et leur capacité à être régénérées à température relativement basse, par exemple à une température inférieure à 90°C, et en particulier par leur taux de 30 flash comme discuté précédemment. On peut mettre en oeuvre une solution aqueuse comportant, en général entre 10% et 80% poids, de préférence entre 20% et 60% poids, en amines. La solution aqueuse peut comporter entre 20% et 90% poids, de préférence entre 40% et 80% poids d'eau. La solution absorbante peut par ailleurs contenir un solvant organique, non réactif vis à vis des gaz acides, mais qui permet d'augmenter la solubilité physique d'une impureté, afin d'améliorer son élimination (solvant physique). On peut choisir les amines parmi les amines ayant les caractéristiques suivantes, une énergie de liaison inférieure à 85 kJ/mol, une viscosité à 40°C comprise entre 0.2 et 20 cP, et de préférence inférieure à 10 cP. De préférence, on met en oeuvre une solution absorbante comportant une amine ayant un taux de flash supérieur à 3% et de préférence supérieur à 5%, voire supérieur à 10%. Par exemple, on peut choisir l'amine parmi les composés suivants : la monoethanolamine (MEA), 2-amino-2-methyl-propanol (AMP), 1-amino-2- propanol, 2-amino-1-butanol, 1-(2-aminoethyl)-pyrrolidine, diethanolamine (DEA), 2 (ethylamino) ethanol, 2-méthylpipérazine, N-methyldiethanolamine (MDEA), 1- (dimethylami no)-2-propanol , la N,N,N',N'-Tétraméthylhexane-1,6-diamine (TMHDA), 1-amino-6-pyrodinyl-hexane, Pentamethyldipropylenetriamine, N,N,N',N'-Tetraethyldiethylenetriamine, Bis[2-(N,N-diméthylamino)-éthyl]éther. Ces amines peuvent être employées seules, ou en mélange. En outre, les amines 20 tertiaires peuvent être mélangée avec une amine primaire ou secondaire, par exemple avec une ou plusieurs des amines suivantes : BenzylAmine, N- MethylBenzylAmine, N-EthylBenzylAmine, a-MethylBenzylAmine, a- EthylBenzylAmine, PhénéthylAmine, TetraHydrolsoQuinoline, Isolndoline, ButylAmine, N-ButylPipérazine, MonoEthanolAmine, AminoEthylEthanolAmine, 25 DiGlycolAmine, Pipérazine, N-(2-HydroxyEthyl)Pipérazine, N-(2- AminoEthyl)Pipérazine, N-MethylPipérazine, N-EthylPipérazine, N- PropylPipérazine, 1,6-HexaneDiAmine, 1,1,9,9-TetraMéthylDiPropylèneTriamine, Morpholine, Pipéridine, 3-(MetylAmino)PropylAmine, N-MethylBenzylAmine. Les amines peuvent également être mélangées à des solvants à 30 caractère physique, par exemple le méthanol, le sulfolane, les 2 98644 1 10 polyéthylèneglycols qui peuvent être éthérifiés, les pyrrolydones ou dérivés comme par exemple la N-méthylpyrrolidone, la N-formyl morpholine, l'acétyl morpholine, le carbonate de propylène. Par exemple, la solution absorbante comporte entre 10% et 50% poids d'un solvant à caractère physique. 5 En référence à la figure 3, la solution absorbante évacuée en fond de la section Cl par le conduit 3 est régénérée par chauffage afin de provoquer une libération sous forme gazeuse du CO2 absorbé par la solution. La solution 3 est chauffée dans l'échangeur E1, E2 puis dans l'échangeur de chaleur E3. Dans l'échangeur E1, la solution absorbante peut être chauffée jusqu'à une température 10 comprise entre 50°C et 80°C, de préférence entre 55°C et 75°C. Dans l'échangeur E2, la solution absorbante est chauffée par exemple jusqu'à une température comprise entre 70°C et 90°C, de préférence entre 75°C et 85°C, par échange de chaleur avec de la vapeur d'eau basse température, par exemple une vapeur dont la température est comprise entre 80°C et 180°C, de 15 préférence entre 80°C et 140°C, voire entre 80°C et 110°C, et de manière plus préférée entre 80°C et 92°C. La vapeur d'eau est choisie de façon à être compatible avec la chauffe dans l'échangeur E2. De préférence, l'augmentation totale de température subie par la solution absorbante dans les échangeurs El et E2 est limitée, par exemple à une valeur comprise entre 20°C et 50°C. Par exemple la vapeur d'eau basse température mise en oeuvre dans E2 provient d'un circuit d'une raffinerie ou d'une centrale électrique. Cette vapeur d'eau basse température n'a pas ou peu de valeur énergétique et est disponible abondamment dans ces installations. Ainsi l'élévation de température de la solution absorbante dans E2 présente un coût faible, voire nul.

Lors du chauffage de la solution absorbante dans E1, E2 puis dans E3, et en particulier dans E2 et E3, une part non négligeable du CO2 absorbé est libérée sous forme gazeuse. La pompe P1, entre l'échangeur El et E2, et la pompe P2, entre le flash Fl et E3 ont pour fonction de contrôler les conditions de flash gazeux dans les échangeurs E2 et E3. Ces conditions peuvent être choisies en 2 98644 1 11 fonction des propriétés thermodynamiques des amines utilisées, de façon à atteindre le taux de flash de CO2 souhaité, comme indiqué dans le Tableau 1. Selon l'invention, il est possible d'introduire autant d'échangeurs 5 similaires à E2 que de sources de chaleur disponibles, avec une pression de service adaptée en fonction du taux de flash de CO2 requis. La solution absorbante et le CO2 gazeux issus de E2 sont introduits dans le ballon de flash (également nommé ballon de détente) Fl pour être séparés. Par 10 exemple, la pression dans le ballon de flash Fl est imposée par la pompe P1. La pression de pompage peut être par exemple entre 1 et 4 bars. La pression dans F1 peut être comprise par exemple entre 1 et 4 bars. Le CO2 gazeux est évacué en tête de F1 par le conduit 6. La solution absorbante appauvrie en CO2 est évacuée en fond du ballon F1 par le conduit 5 pour être mise en pression par la 15 pompe P2 et introduite dans l'échangeur de chaleur E3 afin de réchauffer la solution absorbante arrivant par le conduit 5. La solution refroidie qui est issue de E3 par le conduit 14, est introduite dans l'échangeur El afin de préchauffer le flux 3. Le flux refroidi dans El est évacué par la conduite 16 et introduite dans le bac de stockage 61. En fonction des niveaux de pression imposés par les pompes P1 20 et P2, on prévoit des détentes effectuées par la vanne V1 disposée sur la conduite 13 et la vanne V2 disposée sur la conduite 16 en amont du bac de stockage B1 pour équilibrer les pressions. Un appoint en eau ou en amine peut être introduit dans le bac de stockage respectivement par les conduits 29 et 30. Un flux de solution absorbante est prélevé de B1 par le conduit 17. L'échangeur 25 de chaleur E6 permet de baisser la température de la solution 17 jusqu'à une valeur adéquate pour réaliser l'absorption dans Cl par exemple à une température comprise entre 20°C et 40°C. La solution absorbante issue de E6 est recyclée en étant introduite dans la section d'absorption Cl par le conduit 18. Les fumées appauvries en CO2 issues de Cl sont introduites dans la 30 section de lavage C2 pour retirer l'amine et les éventuels produits de dégradation de l'amine entrainé par les fumées. La section de lavage C2 est munie d'éléments de mise en contact entre gaz et liquide, par exemple des plateaux, un garnissage en vrac ou un garnissage structuré. Dans la section C2, les fumées appauvries en CO2 arrivant par la conduite 19 sont mises en contact avec de l'eau arrivant par le 5 conduit 21. Dans C2, par exemple, le gaz circule à contre-courant de l'eau liquide. L'eau de lavage capte l'amine et les éventuels produits de dégradation de l'amine contenus dans les fumées appauvries en CO2. On évacue par le conduit 22 en fond de la section C2 l'eau de lavage chargée en l'amine et en produits de dégradation de l'amine. On obtient des fumées purifiées qui sont évacuées en 10 tête de la section C2 par le conduit 20. La solution absorbante partiellement débarrassée de CO2 est évacuée de F1 par le conduit 5 pompée par la pompe P2 jusqu'à une pression comprise entre 4 et 10 bars abs, de préférence entre 6 et 8 bars abs. Puis la solution absorbante sous pression est introduite dans l'échangeur E3, puis dans la section de 15 régénération R par le conduit 10 pour être régénérée par distillation ou entraînement des composés acides par la vapeur, opération couramment nommée "stripage". L'amine régénérée est évacuée de la section de régénération R par la conduite 13 pour être introduite dans l'échangeur E3. La solution aqueuse d'amine régénérée est refroidie dans E3 puis évacuée par la conduite 20 14. En référence aux figures 3, 4 et 5, la section de régénération R est équipée d'un rebouilleur E5 et d'équipements internes de mise en contact entre gaz et liquide. Dans R, la fraction de solution absorbante est mise en contact avec de la vapeur d'eau qui est générée par le rebouilleur E5 et introduite en fond 25 de R. Par exemple, le rebouilleur E5 chauffe la fraction de solution absorbante à une température comprise entre 100°C et 190°C, de préférence entre 120°C et 190°C, voire entre 140°C et 190°C. La pression dans R peut être comprise entre 1 et 10 bars. Selon un premier mode de réalisation, la pression dans R peut être comprise entre 4 et 10 bars, de préférence entre 6 et 8 bars, au même niveau que 30 le fluide issu de la compression dans P2. Selon un second mode de réalisation, la pression dans R peut être comprise entre 1 et 5 bars, de préférence entre 1 et 4 bars. La baisse de pression entre P2 et R peut être obtenue par une vanne ou par une hauteur hydraulique due à la différence de hauteur entre P2 et le point d'injection de la solution absorbante dans R. Ainsi, on opère le ballon F1 à une pression inférieure à la pression dans la colonne R de manière à limiter la vaporisation de l'eau dans le ballon F1 et favoriser la vaporisation de l'eau dans R. Le CO2 est libéré sous forme gazeuse et évacué de R par le conduit 11. Le flux 11 de vapeur d'eau riche en CO2 est partiellement condensé par refroidissement dans l'échangeur de chaleur E6. Les condensats sont séparés du CO2 gazeux dans le ballon de séparation F2. Les condensats sont introduits par le conduit 12 en tête de la section R à titre de recycle. Le CO2 gazeux est évacué par le conduit 14 pour être introduit dans l'unité de compression de CO2 COMP. En référence aux figures 3, 4 et 5, le CO2 gazeux issu de F1 par le conduit 6 est refroidi dans l'échangeur de chaleur E7, par exemple par un fluide externe tel que de l'eau ou de l'air. Les condensats formés lors du refroidissement sont séparés du CO2 gazeux dans le ballon F3 et évacués par le conduit 24. Le flux de CO2 gazeux évacué de F3 par le conduit 23 peut être comprimé par le compresseur K1 puis envoyé dans l'unité COMP de compression du CO2 par le conduit 25.

Le CO2 gazeux produit par R est envoyé par le conduit 14 dans l'unité COMP de compression du CO2. Eventuellement, le flux 25 de CO2 a été mis au même niveau de pression par K1 que le flux 14 pour pouvoir être rassemblés avant d'être envoyés à l'unité COMP.

La figure 4 décrit un autre mode de réalisation du procédé selon l'invention. Le procédé décrit en référence à la figure 4, résulte d'une modification en partie du procédé selon la figure 3. Les références de la figure 4 identiques aux références de la figure 3 désignent les mêmes éléments. La solution absorbante chargée en CO2, provenant du flash F1 par la 30 conduite 5 et pompée par la pompe P2 et introduite dans l'échangeur E3. La solution absorbante est réchauffée dans l'échangeur E3 par échange de chaleur avec une partie de la solution absorbante régénérée dans la section R arrivant par les conduites 13a et 13b. La solution absorbante réchauffée dans E3 est évacuée par la conduite 9a vers le ballon de séparation F5. Le flux gazeux est évacué de F5 par la conduite 7. La solution absorbante partiellement débarrassée de CO2 est évacuée de F5 par la conduite 9b pompée par la pompe P3 jusqu'à une pression comprise par exemple entre 4 et 10 bars abs, de préférence par exemple entre 6 et 8 bars abs, et de préférence à une pression supérieure à la pression obtenu après pompage par la pompe P2. Puis la solution absorbante sous pression est introduite dans l'échangeur E4, puis dans la section de régénération R par le conduit 10 pour être régénérée par distillation ou entraînement des composés acides par la vapeur, opération couramment nommée "stripage". La solution absorbante régénérée est évacuée de la section de régénération R par la conduite 13 puis séparée en deux flux 13a et 13b. Le premier flux est introduit en partie dans l'échangeur E3, par la conduite 13a. Le deuxième flux est introduit dans l'échangeur E4, par la conduite 13b. Les flux de solutions absorbantes régénérées des conduites 13a et 13b sont refroidis, respectivement dans E3 et E4, puis évacués par la conduite 14. En référence à la figure 4, le CO2 gazeux issu de F5 par le conduit 7 est refroidi dans l'échangeur de chaleur E8, par exemple par un fluide externe tel que de l'eau ou de l'air. Les condensats formés lors du refroidissement sont séparés du CO2 gazeux dans le ballon F4 et évacués par le conduit 27. Le flux de CO2 gazeux évacué de F4 par le conduit 26 est comprimé par le compresseur K2 puis envoyé dans l'unité COMP de compression du CO2 par le conduit 28.

Le CO2 gazeux produit par R est envoyé par le conduit 14 dans l'unité COMP de compression du CO2. Eventuellement, les flux 25 et 28 de CO2 ont été mis au même niveau de pression par K1 et K2 que le flux 14 pour pouvoir être rassemblés avant d'être envoyés à l'unité COMP.

Ainsi, le mode réalisation de la figure 4 optimise la préchauffe de la solution absorbante par répartition du chauffage de celle-ci en fonction des taux de flash de CO2 dans les conditions opératoires.

La figure 5 décrit un autre mode de réalisation du procédé selon l'invention. Le procédé décrit en référence à la figure 5, résulte d'une modification en partie du procédé selon la figure 4. Les références de la figure 5 identiques aux références de la figure 4 désignent les mêmes éléments. Dans le procédé décrit en référence à la figure 5, on met en oeuvre une amine qui, en phase aqueuse, présente la propriété de former une solution monophasique lorsqu'elle est en solution aqueuse à une température inférieure à une température critique, et de former deux phases liquides séparables lorsque la température de la solution absorbante est supérieure à ladite température critique. En d'autres termes, on choisit l'amine de telle sorte que la solution absorbante, qui est au départ monophasique, forme deux phases liquides lorsque sa température dépasse la température critique de démixtion, c'est-à-dire un seuil de température. Par exemple, on peut choisir l'amine de la solution absorbante parmi les composés suivants : la N, N, N', N'-Tétraméthylhexane-1,6-diamine, et la 20 N,N,N",N"-tetraéthyldiéthylènetriamine. Ces amines peuvent être employées seules, ou en mélange. La figure 6 montre un exemple d'évolution de la température critique T (en °C) de démixtion en fonction de la concentration [C] (en % poids) en amine TMHDA (N,N,N',N'-Tétraméthylhexane-1,6-diamine) pour une solution absorbante 25 constituée de TMHDA en solution aqueuse, n'ayant pas absorbé de composés acides. Le domaine M indique les conditions de température et de concentration pour lesquelles la solution absorbante est monophasique. Le domaine D indique les conditions de température et de concentration pour lesquelles la solution absorbante est diphasique. A haute température, la solution absorbante de 30 concentration globale [Co] en amines est diphasique (zone D) et se sépare en deux phases, l'une pauvre en amines (concentration [C1] en amine), l'autre riche en amines (concentration [C2] en amine). En référence à la figure 5, la solution absorbante chargée en CO2, provenant du flash F1 par la conduite 5 et pompée par la pompe P2 et introduite dans l'échangeur E3. La solution absorbante est réchauffée dans l'échangeur E3 grâce au refroidissement d'une partie de la solution absorbante régénérée dans la section R arrivant par la conduite 13a. La solution absorbante réchauffée dans E3 est évacué par la conduite 9a vers le ballon de séparation D. La solution absorbante est chauffée dans l'échangeur E3 jusqu'à une température supérieure à sa température de démixtion. La solution absorbante issue de E3 est introduite dans le ballon de séparation D. Dans le ballon D, la solution est à une température supérieure à la température critique pour laquelle la solution absorbante se sépare en deux fractions : une fraction L1 riche en amine et une fraction L2 riche en eau. La fraction L1 est riche en amine n'ayant pas réagi avec le CO2. La fraction L2 est riche en eau et comporte des sels d'amines produits par la réaction de l'amine avec le CO2. De plus, sous l'effet de la hausse de température, une fraction gazeuse G riche en CO2 est libérée dans D. Dans le ballon D, les fractions L1 et L2 peuvent être séparées par décantation, centrifugation.

La fraction gazeuse G est évacuée de D par la conduite 7. La fraction L2 riche en eau est évacuée de D par le conduit 9b, pompée par la pompe P3 jusqu'à une pression comprise par exemple entre 4 et 10 bars abs, de préférence par exemple entre 6 et 8 bars abs, et de préférence à une pression supérieure à la pression de la pompe P2. Puis la fraction L2 sous pression est introduite dans l'échangeur E4. La fraction L2 réchauffée dans l'échangeur E4 est introduite dans la section de régénération R par le conduit 10 pour être régénérée par distillation et/ou entraînement des composés acides par la vapeur, opération couramment nommée "stripage". La fraction L1 riche en amine n'ayant pas réagi est évacuée de D par le conduit 8 pour être mélangée avec le flux de solution absorbante 2 9 86 4 4 1 17 régénérée et refroidie issue de E3 et de E4, ce mélange étant envoyé par le conduit 14 dans l'échangeur E1. Les exemples présentés ci-après permettent d'illustrer les avantages du 5 procédé selon l'invention. Le premier exemple, conforme à l'invention, illustre le fonctionnement du procédé selon l'invention schématisé par la figure 5. La fumée de combustion à traiter comporte 13,5% molaire de CO2 et arrive à un débit nominal de 10 000 Nm3/h. Le procédé est paramétré pour capter 10 90% du CO2 contenu dans la fumée à traiter, ce qui représente un débit de 2387 kg/h de CO2 capté. On met en oeuvre une solution absorbante comportant 33% poids de TMHDA en phase aqueuse. La solution absorbante est chauffée et dans E2 à une température de 80°C par de la vapeur d'eau à 0,7 bars. Dans F1, 42% du CO2 15 absorbé par la solution absorbante dans Cl est libéré sous forme gazeuse à 1 bar. Dans ces conditions, le procédé consomme 0,98MW thermique au niveau l'échangeur de chaleur E2. Selon le niveau de pression de la solution absorbante comprimée par la pompe P2, on libère dans D entre 14% et 15% du CO2 absorbé par la solution 20 absorbante dans Cl Puis, la fraction L2 de solution absorbante est régénérée dans R en utilisant de la vapeur d'eau à 9 bars dans le rebouilleur E5. Dans ces conditions, le procédé consomme 0,96 MW thermique au niveau de l'échangeur de chaleur E5. Pour comprimer le CO2 gazeux, le procédé consomme 0,137 MW 25 électrique au niveau des compresseurs K1 et, K2 et de l'unité COMP. En comparaison, le deuxième exemple, non conforme à l'invention, illustre le fonctionnement d'un procédé selon la figure 3 dans lequel on a neutralisé l'échangeur E2, c'est à dire qu'aucun apport de chaleur n'est fourni à E2. 2 9 86 4 4 1 18 La fumée de combustion à traiter comporte 13,5% molaire de CO2 et arrive à un débit nominal de 10 000 Nm3/h. Le procédé est paramétré pour capter 90% du CO2 contenu dans la fumée à traiter. On met en oeuvre une solution absorbante comportant 33% poids de 5 TMHDA en phase aqueuse. La solution absorbante est régénérée dans R en utilisant de la vapeur d'eau à 9 bars dans le rebouilleur E5. Dans ces conditions, le procédé selon la figure 3 consomme 1,57 MW thermique au niveau de l'échangeur de chaleur E3. Pour comprimer le CO2 gazeux, le procédé consomme 0,11 MW 10 électrique au niveau du compresseur K2 et de l'unité COMP. Pour une même solution absorbante, le procédé selon la figure 5 consomme 38% de vapeur à 9 bars de moins que le procédé selon la figure 3. La consommation d'énergie totale de vapeur basse température à 0,7 bars et de vapeur haute température à 9 bars du procédé selon l'invention est 15 quasiment identique à celle du rebouilleur du procédé selon la figure 3. Les données comparatives sont représentées dans le tableau 1. Tableau 1: Récapitulatif des consommations électriques et gain sur le coût de la consommation de vapeur Procédé selon la Procédé de la Gain figure 3 sans figure 5 configuration utilisation d'E2 (conforme à "figure 5" (non conforme à l'invention) l'invention) E Rebouilleur (E5) (MW 1 57 . 0.96 (coût + 388 % thermique) élevé) Consommation de vapeur 9 bar (kg/h) 2785 1703 E Flash (E2) (MW thermique) 0 0.98 (coût peu élevé ou nul) Consommation de vapeur 0.7 bar (kg/h) - 1543 Consommation spécifique de - 0.65 - vapeur 0.7 bar (Tonne de vapeur/Tonne de CO2 capté) Consommation électrique 0.11 0.137 - 25 % compression CO2 (COMP) (MWe, pression sortie à 110 bar) Dans le cas d'une raffinerie, l'unité FCC est une des plus émettrices de CO2 mais est également une unité qui produit de la vapeur utilisable, mais excédentaire.

Par exemple, pour une unité FCC traitant 1 Tonne de charge, la quantité moyenne de CO2 produit est de 0,72 Tonne, et la quantité de vapeur excédentaire est de l'ordre de 0,5 Tonne par Tonne de charge traitée. En considérant un taux de captage de 90%, la quantité de vapeur disponible par Tonne de CO2 capté est de 0,77. La consommation spécifique de vapeur basse pression du procédé amélioré selon l'invention présente une consommation de 0,65 Tonne de vapeur par Tonne de CO2 capté. En conséquence, la consommation de vapeur basse pression est donc largement couverte par la production de vapeur excédentaire de l'unité FCC. Le coût de la vapeur à 0,7 bars est très faible voire nul comparé à celui 15 de la vapeur à 9 bars. Le coût de régénération du procédé selon l'invention est donc considérablement réduit grâce à l'exploitation de la vapeur excédentaire disponible. La consommation d'électricité au niveau de la compression du CO2 augmente de 25% pour le procédé selon l'invention par rapport au procédé selon 20 l'art antérieur. Cette augmentation de puissance reste négligeable par rapport au gain sur l'énergie thermique de la régénération du procédé selon l'invention. Par conséquent le procédé selon l'invention est plus économique que le procédé selon l'art antérieur, représenté par la figure 3. 25

Claims

REVENDICATIONS1) Procédé de captage de CO2 contenu dans une fumée de combustion, dans lequel on effectue les étapes suivantes : a) on met en contact (C1) la fumée de combustion avec une solution absorbante comportant au moins une amine en phase aqueuse de manière à produire une fumée appauvrie en CO2 et une solution absorbante chargée en CO2, b) on chauffe (E2) ladite solution absorbante chargée en CO2 à une première température par échange de chaleur avec un flux de vapeur d'eau à une température comprise entre 80°C et 180°C, pour libérer un flux gazeux de CO2 et produire une solution absorbante semi-régénérée, c) on sépare (F1) le flux gazeux de CO2 et la solution absorbante semirégénérée, d) on régénère (R) au moins une partie de la solution absorbante semi- régénérée dans une colonne de régénération thermique à une deuxième température supérieure à la première température, e) on recycle la solution absorbante régénérée à l'étape a) en tant que solution absorbante.
2) Procédé selon la revendication 1, dans lequel l'amine est caractérisée par un taux de flash z supérieure à 3%, le taux de flash i étant déterminé par la relation : z = a(80, 100)- a(40, 13.5) a(40,13.5) avec a(T,P) étant un taux de charge de l'amine en mole de CO2 absorbé par une 25 mole d'amine dans la solution absorbante, pour les conditions de température T en °C et de pression partielle P de CO2 en kPa.
3) Procédé selon les revendications précédentes, dans lequel on effectue l'étape suivante :f) on chauffe (E3) la solution absorbante semi régénérée obtenue à l'étape c) par échange de chaleur avec au moins une portion de la solution absorbante régénérée obtenue à l'étape d).
4) Procédé selon la revendication 3, dans lequel, après l'étape f) on sépare (F5) une quantité de CO2 gazeux de la solution absorbante régénérée.
5) Procédé selon l'une des revendications 3 et 4, dans lequel on effectue l'étape suivante : g) on chauffe (El) ) la solution absorbante chargée en CO2 obtenue à l'étape a) par échange de chaleur avec la solution absorbante régénérée obtenue à l'étape d).
6) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel l'amine en phase aqueuse est choisie de manière à former une solution monophasique lorsque sa température est inférieure à une température critique et à former deux phases séparables lorsqu'elle est chauffée à une température supérieure à la température critique, et dans lequel, avant l'étape d), on effectue en outre les étapes suivantes : on chauffe (E3) la solution absorbante semi-régénérée obtenue à l'étape c), jusqu'à une température supérieure à la température critique pour diviser la deuxième solution absorbante en une fraction enrichie en amine et une fraction enrichie en eau, i) on sépare (D) ladite fraction enrichie en amine et ladite fraction enrichie en eau, à l'étape d), on régénère ladite fraction enrichie en eau et, à l'étape e), on recycle à l'étape a) un mélange composé de ladite fraction régénérée obtenue à l'étape d) et de ladite fraction enrichie en amine obtenue à l'étape i) en tant que solution absorbante. h)30
7) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel, avant l'étape b), on pompe (P1) ladite solution absorbante chargée en CO2 jusqu'à une pression comprise entre 1 et 4 bars, puis, avant l'étape d), on pompe (P2) ladite fraction enrichie en eau ou ladite solution absorbante semi-régénérée jusqu'à une pression comprise entre 4 et 10 bars.
8) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel, on effectue l'étape b) à une première pression, et on effectue l'étape d) à une deuxième pression supérieure à la pression de l'étape b).
9) Procédé selon l'une des revendications 1 à 7, dans lequel, on effectue l'étape b) à une première pression, et on effectue l'étape d) à une deuxième pression inférieure à la pression de l'étape b).
10) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la première température est comprise entre 70°C et 90°C et dans lequel la deuxième température est comprise entre 100°C et 190°C.
11) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la fumée de combustion provient de l'une des unités suivantes : une centrale thermique pour la production d'électricité, une raffinerie, une cimenterie, une installation de sidérurgie, une unité de production de gaz de synthèse par oxydation d'un combustible hydrocarboné.