FR3137100A1 - Procédés pour nettoyer le gaz résiduaire de la production de noir de carbone et système et installation pour ceux-ci contexte de l’invention - Google Patents

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Abstract

L’invention concerne un procédé pour nettoyer un flux de gaz. Le flux de gaz peut comprendre un gaz résiduaire généré pendant la production de noir de carbone. Le procédé implique un certain nombre d’étapes pour nettoyer systématiquement le flux de gaz de départ afin d’obtenir un flux de gaz traité ayant une valeur combustible et convertissant d’autres parties du flux de gaz en soufre et en dioxyde de carbone pour une récupération. L’invention concerne en outre une installation ou un système comprenant diverses unités de fonctionnement pour réaliser le procédé de la présente invention.

Description

PROCÉDÉS POUR NETTOYER LE GAZ RÉSIDUAIRE DE LA PRODUCTION DE NOIR DE CARBONE ET SYSTÈME ET INSTALLATION POUR CEUX-CI
CONTEXTE DE L’INVENTION
La présente invention concerne le nettoyage de flux de gaz, tels que des flux de gaz industriels. Plus spécifiquement, la présente invention concerne des procédés pour nettoyer des flux de gaz partiellement ou entièrement provenant de la production de noir de carbone. La présente invention concerne en outre des installations et/ou des configurations d’appareils et/ou des systèmes pour nettoyer de tels flux de gaz. La présente invention concerne, en outre, des procédés pour éliminer des composants tels que le soufre et le dioxyde de carbone du gaz résiduaire généré pendant la production de noir de carbone.
Il y a de plus en plus de demandes et d’efforts relatifs au nettoyage des flux de gaz industriels et cette demande existe avec la production de noir de carbone. En outre, avec le nettoyage des flux de gaz, il existe en outre une demande pour réutiliser des parties du flux de gaz et ainsi réduire la quantité d’émissions de gaz dans l’environnement et de le faire de manière plus économe en énergie.
Dans les procédés typiques de production de noir de fourneau, le rendement en noir de carbone (défini comme la fraction de la matière première convertie en produit NC) est compris dans la plage allant de 35 à 65 % en fonction de la qualité de la matière première et de la morphologie cible (Compilation of Air Pollutant Emission Factors, AP-42 , Vol. 1, Section 6.1.1.1, U.S. Environmental Protection Agency, Fifth Edition, 1995) et peut être encore plus élevé selon le noir de carbone et les conditions de traitement. Le carbone supplémentaire provenant de combustible du brûleur primaire (gaz naturel ou pétrole) étant converti en CO2, le carbone total provenant de combustible et de matières premières se retrouvera dans le flux de sous-produits primaires (gaz résiduaires). Lorsque du gaz résiduaire est utilisé comme combustible pour les réchauffeurs de processus ou traité par un oxydant thermique pour générer de la chaleur, les espèces carbonées dans le gaz résiduaire sont converties en CO2, un gaz à effet de serre. Les espèces soufrées dans le gaz résiduaire sont brûlées pour former des SOx(par ex. SO2 et SO3).
Les améliorations en termes de durabilité de fabrication nécessitent la réduction des émissions de SOxet la capture du CO2. En manière générale, les SOxet le dioxyde de carbone sont régulés après la combustion du gaz résiduaire. Cependant, il serait souhaitable de réguler les émissions de SOxet de capturer le dioxyde de carbone directement à partir du gaz résiduaire pour réduire les dépenses et réduire l’utilisation d’eau et la génération de déchets liés à ces procédés.
Tous les brevets et publications mentionnés d’un bout à l’autre sont incorporés dans leur intégralité par référence ici.
RÉSUMÉ DE LA PRÉSENTE INVENTION
Une caractéristique de la présente invention est de fournir des procédés pour nettoyer les flux de gaz, tels que les flux de gaz industriels, y compris, mais sans s’y limiter, les flux de gaz partiellement ou entièrement provenant de gaz résiduaires générés pendant la production de noir de carbone.
Une autre caractéristique de la présente invention est de fournir des procédés pour éliminer sensiblement le soufre du flux de gaz avec une émission de SOxproche de zéro.
Encore une autre caractéristique de la présente invention est de fournir des procédés pour capturer ou éliminer sensiblement le dioxyde de carbone du flux de gaz et de préférence avec une émission de dioxyde de carbone proche de zéro.
En outre, une caractéristique de la présente invention est de fournir des procédés et une installation pour nettoyer les gaz résiduaires dans le cas où le volume de gaz résultant est inférieur (par exemple, 30 % à 50 % inférieur) que si le gaz résiduaire avait été brûlé pour produire un gaz de combustion, ce qui permet de réduire la taille de l’équipement pour un tel traitement.
Une caractéristique supplémentaire de la présente invention est de fournir des procédés et une installation (ou un système ou une configuration) pour nettoyer le gaz résiduaire qui peut permettre une réduction du coût de fonctionnement par rapport à la combustion du gaz résiduaire.
Une autre caractéristique de la présente invention est de fournir des procédés et une installation pour nettoyer le gaz résiduaire qui n’augmente pas la consommation en eau du procédé par rapport aux procédés dans lesquels le gaz résiduaire est brûlé et le gaz de combustion résultant est nettoyé.
Encore une autre caractéristique de la présente invention permet au condensat provenant du refroidissement du gaz résiduaire d’être réutilisé dans la production de noir de carbone, tel qu’un fluide de trempe.
Pour obtenir ces avantages ainsi que d’autres, et conformément aux buts de la présente invention, comme représentés et largement décrits ici, la présente invention, en partie, concerne un procédé pour nettoyer un flux de gaz, tel qu’à partir d’un procédé industriel. Plus particulièrement, le procédé de nettoyage d’un flux de gaz comprend de préférence un gaz résiduaire généré pendant la production de noir de carbone. Le procédé comprend les étapes consistant à comprimer le flux de gaz pour obtenir un flux de gaz comprimé, et à effectuer plusieurs réactions sur le flux de gaz. Ces réactions comprennent, mais sans s’y limiter, au moins une réaction d’hydrolyse pour obtenir au moins du H2S, à réaliser au moins une réaction d’hydrogénation pour convertir au moins un des SO2et SO3en H2S, et à réaliser au moins une réaction de conversion d’oxygène pour éliminer l’O2. du flux de gaz comprimé, obtenant ainsi un flux de gaz pauvre en O2. L’au moins une réaction de conversion d’oxygène comprend soit une autre réaction d’hydrogénation pour convertir l’O2en H2O, soit une réaction de réduction pour convertir le monoxyde de carbone en dioxyde de carbone ou les deux.
Le procédé comprend en outre la réalisation d’au moins une réaction de conversion eau-gaz sur le flux de gaz pauvre en O2pour obtenir au moins du CO2et obtenir ainsi un flux de gaz de synthèse conditionné. Le procédé comprend également l’élimination d’au moins une partie du H2S et du CO2du flux de gaz de synthèse conditionné pour obtenir un flux de gaz acide contenant de l’H2S et du CO2et obtenir un flux de gaz traité ayant une valeur combustible. Le procédé, en outre, comprend la conversion d’au moins une partie de l’H2S dans le flux de gaz acide en soufre élémentaire et l’élimination du soufre élémentaire et l’obtention d’un gaz de dégagement d’élimination de soufre ; et la capture d’au moins une partie du CO2dans le gaz de dégagement d’élimination du soufre.
Avant de réaliser ladite au moins une réaction d’hydrolyse, ladite au moins une réaction d’hydrogénation et ladite au moins une réaction de conversion eau-gaz, le procédé peut en outre comprendre l’élimination d’au moins une partie de quelconques matières particulaires et de quelconques poisons du catalyseur dudit flux de gaz ou dudit flux de gaz comprimé. L’élimination d’au moins une partie de quelconques matières particulaires et de quelconques poisons du catalyseur dudit flux de gaz ou dudit flux de gaz comprimé peut comprendre le passage dudit flux de gaz ou flux de gaz comprimé à travers au moins un lit de filtration et à travers au moins un adsorbant. L’au moins une réaction de conversion eau-gaz peut se produire après ladite au moins une réaction d’hydrolyse et après ladite au moins réaction d’hydrogénation. Le flux de gaz peut se consister dudit gaz résiduaire généré pendant la production de noir de carbone, et/ou peut provenir de deux unités de production de noir de carbone ou plus. En variante ou en plus, le flux de gaz peut en outre comprendre un combustible gazeux provenant de sources de production autres que le noir de carbone. Dans l’un quelconque de ces modes de réalisation, au moins 80 % en volume du flux de gaz peuvent être du CO, du CO2, du N2, de l’O2, de l’H2, des hydrocarbures et de l’eau, et comprendre également des traces d’espèces soufrées et d’espèces azotées, et éventuellement de l’HCl et du PH3et éventuellement des matières particulaires. Par exemple, au moins 80 % en volume du flux de gaz peuvent être du CO, du CO2, du N2, de l’O2, de l’H2, des hydrocarbures et de l’eau, et comprendre également des traces d’espèces soufrées et d’espèces azotées, et éventuellement de l’HCl et du PH3et des matières particulaires.
Dans l’un quelconque de ces modes de réalisation, le flux de gaz peut comprendre les concentrations de composants suivantes :
de 3 à 30 % en volume de CO,
de 0,5 à 10 % en volume de CO2,
de 3 à 50 % en volume d’H2,
de 0,01 à 2 % en volume d’O2,
de 0,5 à 10 % en volume d’hydrocarbures,
de 1 à 50 % en volume d’eau,
de 50 ppm à 10 000 ppm par vol d’espèces soufrées,
de 50 ppm à 20 000 ppm par vol d’espèces azotées,
de 0 à 20 ppm par vol d’HCl,
de 0 à 10 ppm par vol de PH3, et
de 0 mg/Nm3à 80 mg/Nm3de matières particulaires.
En variante ou en plus, la compression peut utiliser au moins un compresseur. Dans l’un quelconque de ces modes de réalisation, l’au moins une réaction d’hydrolyse peut être réalisée en utilisant au moins un catalyseur d’hydrolyse, et/ou l’au moins une réaction d’hydrogénation peut être réalisée en utilisant au moins un catalyseur d’hydrogénation, et/ou l’au moins un une réaction de conversion de gaz peut être obtenue en utilisant au moins un catalyseur résistant au soufre qui convertit CO et H2O en CO2et H2. Dans l’un quelconque de ces modes de réalisation, l’au moins une réaction de conversion de gaz peut être effectuée en présence d’au moins un dispositif de refroidissement pour réguler la température pendant la réaction de conversion de gaz, et/ou l’élimination d’au moins une partie desdits H2S et CO2dudit flux de gaz de synthèse conditionné peut être obtenue en utilisant un dispositif de lavage aux amines, une absorption de gaz corrosif avec un ou plusieurs solvants non aminés ou une adsorption modulée en pression, et/ou la conversion d’au moins une partie de l’H2S dans ledit flux de gaz acide en soufre élémentaire peut être obtenue en utilisant un procédé d’oxydation catalytique en phase liquide ou un procédé de combustion en phase gazeuse. Le procédé de combustion en phase gazeuse peut utiliser un procédé Claus qui convertit les H2S et SO2en H2O et S2.
Dans l’un quelconque de ces modes de réalisation, le flux de gaz et/ou le flux de gaz comprimé peuvent être refroidis pendant et/ou immédiatement après ladite compression, et/ou l’élimination d’au moins une partie de quelconques matières particulaires et de quelconques poisons du catalyseur dudit flux de gaz ou dudit flux de gaz comprimé peut fournir ledit flux de gaz ou ledit flux de gaz comprimé ayant moins de 5 ppm en volume d’HCl et moins de 5 ppm en volume de PH3. Dans l’un quelconque de ces modes de réalisation, le procédé peut en outre comprendre la réalisation d’au moins une réaction de réduction sur le flux de gaz comprimé ou le flux de gaz de synthèse conditionné pour convertir au moins une partie des espèces contenant de l’azote en N2.
Dans l’un quelconque de ces modes de réalisation, l’au moins une réaction d’hydrolyse peut convertir les espèces soufrées dans le flux de gaz comprimé en H2S, et lesdites espèces soufrées peuvent comprendre du CS2, du COS et du soufre organique, et/ou convertir en outre de l’HCN en NH3, et/ou l’au moins une réaction d’hydrogénation peut convertir les SO2et SO3en H2S et convertir l’O2en H2O ou CO2ou les deux.
La présente invention concerne en outre une installation (ou un système) pour nettoyer un flux de gaz qui comprend un gaz résiduaire généré pendant la production de noir de carbone. L’installation comprend au moins un compresseur pour comprimer le flux de gaz afin d’obtenir un flux de gaz comprimé ; une première unité de convertisseur catalytique comprenant un ou plusieurs réacteurs à lit fixe qui sont configurés pour réaliser au moins une réaction d’hydrolyse pour obtenir au moins de l’H2S et réaliser au moins une réaction d’hydrogénation pour obtenir au moins de l’H2S, et réaliser au moins une réaction de conversion d’oxygène pour éliminer l’O2et obtenir un flux de gaz pauvre en O2, et comprend en outre une autre unité de convertisseur catalytique comprenant un ou plusieurs réacteurs à lit fixe (de préférence en aval de la première unité de convertisseur catalytique) qui sont conçus pour réaliser au moins une réaction de conversion eau-gaz sur le gaz comprimé flux de gaz pour obtenir du CO2et obtenir un flux de gaz de synthèse conditionné ; une unité de capture de gaz acides pour éliminer au moins une partie de l’H2S et du CO2du flux de gaz de synthèse conditionné pour obtenir un flux de gaz acide contenant de l’H2S et du CO2et obtenir un flux de gaz traité ayant une valeur combustible ; une unité de conversion de soufre pour convertir au moins une partie de l’H2S dans le flux de gaz acide en soufre élémentaire et éliminer le soufre élémentaire et obtenir un gaz d’élimination de soufre ; et une unité de capture de CO2pour capturer au moins une partie du CO2dans le gaz de dégagement d’élimination de soufre.
L’installation peut en outre comprendre une unité de conditionnement de gaz pour éliminer les matières particulaires et les poisons du catalyseur du flux de gaz ou du flux de gaz comprimé, et/ou les réacteurs à lit fixe peuvent être ou comprendre au moins un catalyseur d’hydrogénation, au moins un catalyseur d’hydrolyse, et au moins un catalyseur résistant au soufre.
En variante ou en plus, l’installation peut être caractérisée par une ou plusieurs des caractéristiques suivantes : l’installation peut en outre comprendre au moins un dispositif de refroidissement pour réguler la température du flux de gaz traversant l’unité de convertisseur catalytique ou sortant de l’unité de convertisseur catalytique ou les deux. L’unité de conditionnement de gaz peut être ou comprendre au moins un lit de filtration et au moins un adsorbant, l’au moins un lit de filtration et l’au moins un adsorbant étant dans une même cuve ou dans des cuves différentes. L’unité de capture de gaz acides peut être ou comprendre un épurateur d’amine, une unité d’absorption de gaz acide avec un ou des solvants non aminés ou une unité d’adsorption modulée en pression. L’installation peut en outre comprendre au moins un dispositif de refroidissement pour réguler la température du flux de gaz sortant de l’au moins un compresseur.
Il faut comprendre qu’à la fois la description générale précédente et la description détaillée suivante sont uniquement exemplaires et explicatives et sont destinées à fournir une explication supplémentaire de la présente invention telle que revendiquée.
Les dessins annexés, qui sont incorporés dans et constituent une partie de cette demande, illustrent diverses caractéristiques de la présente invention et, conjointement avec la description, servent à expliquer les principes de la présente invention.
La est un organigramme d’un procédé de nettoyage de gaz résiduaires selon un de mode de réalisation de la présente invention donné à titre d’exemple.
La est un schéma fonctionnel d’un système ou d’une installation de nettoyage de gaz résiduaire selon un mode de réalisation de la présente invention donné à titre d’exemple.
Les et présentent conjointement un autre schéma fonctionnel d’un système ou d’une installation de nettoyage de gaz résiduaire selon un autre mode de réalisation de la présente invention donné à titre d’exemple.
DESCRIPTION DÉTAILLÉE DE LA PRÉSENTE INVENTION
La présente invention concerne des procédés et des installations pour nettoyer un flux de gaz, tel qu’un flux de gaz industriel. Le flux de gaz peut comprendre, et comprend de préférence, un gaz résiduaire généré pendant la production de noir de carbone.
Les étapes ou aspects généraux du procédé de la présente invention sont les suivants.
Dans le procédé de la présente invention, le procédé comprend ou inclut la compression d’un flux de gaz (par ex. un flux de gaz industriel tel qu’un gaz résiduaire) pour obtenir un flux de gaz comprimé.
Le procédé comprend en outre la réalisation de plusieurs réactions sur le flux de gaz ou le flux de gaz comprimé.
Les multiples réactions comprennent, mais sans s’y limiter, les suivantes :
réalisation d’au moins une réaction d’hydrolyse pour obtenir au moins de l’H2S ;
réalisation d’au moins une réaction d’hydrogénation pour convertir au moins l’un parmi SO2et SO3(ou les deux) en H2S ; et
réalisation d’au moins une réaction de conversion d’oxygène pour éliminer l’O2du flux de gaz comprimé, obtenant ainsi un flux de gaz pauvre en O2, dans lequel l’au moins une réaction de conversion d’oxygène comprend, est constituée de ou inclut une autre réaction d’hydrogénation pour convertir l’O2en H2O ou inclut une réaction avec le monoxyde de carbone pour convertir le monoxyde de carbone en dioxyde de carbone ou ces deux réactions.
Le procédé comprend alors en outre la réalisation d’au moins une réaction de conversion eau-gaz sur le flux de gaz pauvre en O2pour obtenir au moins du CO2et obtenir ainsi un flux de gaz de synthèse conditionné.
Le procédé comprend en outre l’élimination d’au moins une partie de l’H2S et du CO2du flux de gaz de synthèse conditionné pour obtenir un flux de gaz acide contenant de l’H2S et du CO2et obtenir un flux de gaz traité ayant une valeur combustible ou une utilité comme matière première pour la production chimique, la production d’H2et similaires.
Le procédé comprend ensuite la conversion d’au moins une partie de l’H2S dans le flux de gaz acide en soufre élémentaire et l’élimination du soufre élémentaire et l’obtention d’un gaz de dégagement d’élimination de soufre ; et la capture d’au moins une partie du CO2dans le gaz de dégagement d’élimination de soufre.
D’autres détails du procédé sont décrits ci-dessous.
En ce qui concerne le flux de gaz qui est traité ou nettoyé par la présente invention, le flux de gaz, comme indiqué, peut être un flux de gaz industriel. Le flux de gaz industriel peut être ou comprendre un gaz résiduaire provenant d’une ou de plusieurs sources. Par exemple, le flux de gaz peut comprendre ou provenir entièrement ou uniquement du gaz résiduaire généré pendant la production de noir de carbone.
Le flux de gaz peut comprendre ou provenir entièrement ou uniquement d’une, de deux ou plus de deux unités de production de noir de carbone (par ex. deux ou plus de deux réacteurs de noir de carbone). Il n’y a pas de limite au nombre d’unités de production de noir de carbone qui peuvent contribuer au flux de gaz qui est traité par la présente invention. Les unités de production de noir de carbone peuvent être des unités de production de noir de fourneau, des unités de production de noir de plasma et/ou d’autres types d’unités de production de noir de carbone. Les unités de production de noir de carbone peuvent provenir d’unités qui fabriquent des qualités de noir de carbone identiques, similaires ou différentes.
En option, le flux de gaz qui est traité par la présente invention peut en outre comprendre un combustible gazeux provenant de sources de production autres que le noir de carbone. Par exemple, le flux de gaz peut comprendre des flux de gaz ou un combustible gazeux provenant d’une ou plusieurs des sources suivantes en option : biomasse, gaz naturel, gaz de pétrole liquéfié (GPL) tel que provenant de champs pétrolifères, gaz de houille tel que provenant de procédés de cokéfaction, sous-produit gazeux tel que provenant de fours en acier et/ou d’autres sources ou des sources similaires comme illustré ici.
À titre d’exemple, le flux de gaz (c’est-à-dire le flux de gaz de départ) peut comprendre au moins 25 % en volume, au moins 50 % en volume, au moins 75 % en volume, au moins 80 % en volume, au moins 90 % en volume, au moins 95 % en volume, au moins 99 % en volume ou 100 % en volume d’un flux de gaz ou d’un gaz résiduaire provenant d’une ou plusieurs unités de production de noir de carbone.
Le flux de gaz qui est traité par la présente invention peut être un flux de gaz dans lequel au moins 80 % en volume (par ex. au moins 85 % en volume, au moins 90 % en volume, au moins 95 % en volume, au moins 99 % en volume, comme de 80 % en volume à 99 % en volume ou de 85 % en volume à 99 % en volume) du flux de gaz est du CO, du CO2, du N2, de l’O2, de l’H2, des hydrocarbures et de l’eau, et comprend également des traces d’espèces soufrées et d’espèces azotées, et éventuellement de l’HCl et du PH3et éventuellement des matières particulaires.
Le flux de gaz qui est traité par la présente invention peut être un flux de gaz dans lequel au moins 80 % en volume (par ex. au moins 85 % en volume, au moins 90 % en volume, au moins 95 % en volume, au moins 99 % en volume, comme de 80 % en volume à 99 % en volume ou de 85 % en volume à 99 % en volume) du flux de gaz est du CO, du CO2, du N2, de l’O2, de l’H2, des hydrocarbures et de l’eau, et comprend également des traces d’espèces soufrées et d’espèces azotées, et comprend potentiellement un ou plusieurs parmi l’HCl, le PH3et des matières particulaires.
Les matières particulaires (par ex. les matières particulaires solides), par exemple, peuvent être des matières particulaires de carbone et/ou des matières particulaires inorganiques de sels, tels que des sels métalliques (par ex. des sels contenant Fe, Si, Al, Ca, Cu et/ou Zn sous la forme de carbonates, sulfates et/ou oxydes correspondants et/ou d’autres types de composés).
Les espèces soufrées peuvent comprendre, mais sans s’y limiter, H2S, COS, CS2, SO2, SO3et/ou C4H4S, et similaires.
Les espèces azotées peuvent comprendre, mais sans s’y limiter, HCN, NH3, NO et/ou NO2, et similaires.
Comme autre exemple, le flux de gaz peut comprendre les concentrations de composants suivantes :
de 3 à 30 % en volume ou plus de CO (par ex. de 3 à 25 % en volume, de 3 à 20 % en volume, de 3 à 15 % en volume de 3 à 10 % en volume, de 3 à 5 % en volume, de 5 à 30 % en volume %, de 10 à 30 % en volume, de 15 à 30 % en volume, de 20 à 30 % en volume),
de 0,5 à 10 % en volume ou plus de CO2(par ex. de 0,5 à 7 % en volume, de 0,5 à 5 % en volume, de 0,5 à 2 % en volume, de 1 à 10 % en volume, de 2 à 10 % en volume, de 3 à 10 % en volume, de 5 à 10 % en volume),
de 3 à 50 % en volume ou plus d’H2(de 3 à 45 % en volume, de 3 à 40 % en volume, de 3 à 35 % en volume, de 3 à 30 % en volume, de 3 à 25 % en volume, de 3 à 20 % en volume , de 3 à 15 % en volume, de 3 à 10 % en volume, de 3 à 5 % en volume, de 5 à 50 % en volume, de 10 à 50 % en volume, de 15 à 50 % en volume, de 20 à 50 % en volume, de 25 à 50 % en volume, de 30 à 50 % en volume, de 35 à 50 % en volume, de 40 à 50 % en volume),
de 0,01 à 2 % en volume ou plus d’O2(par ex. de 0,01 à 1,5 % en volume, de 0,01 à 1 % en volume, de 0,01 à 0,5 % en volume, de 0,01 à 0,1 % en volume, de 0,01 à 0,05 % en volume, de 0,02 à 2 % en volume, de 0,05 à 2 % en volume, de 0,07 à 2 % en volume, de 0,1 à 2 % en volume, de 0,5 à 2 % en volume, de 0,7 à 2 % en volume, de 1 à 2 % en volume, de 1,25 à 2 % en volume) ;
de 0,5 à 10 % en volume ou plus d’hydrocarbures (par ex. de 0,5 à 7 % en volume, de 0,5 à 5 % en volume, de 0,5 à 3 % en volume, de 0,5 à 1 % en volume, de 0,7 à 10 % en volume, de 1 à 10 % en volume, de 2 à 10 % en volume, de 5 à 10 % en volume, de 7 à 10 % en volume),
de 1 à 50 % en volume ou plus d’eau (par ex. de 1 à 45 % en volume, de 1 à 40 % en volume, de 1 à 35 % en volume, de 1 à 30 % en volume, de 1 à 25 % en volume, de 1 à 20 % en volume, de 1 à 15 % en volume, de 1 à 10 % en volume, de 1 à 5 % en volume, de 2 à 50 % en volume, de 5 à 50 % en volume, de 10 à 50 % en volume, de 15 à 50 % en volume %, de 20 à 50 % en volume, de 25 à 50 % en volume, de 30 à 50 % en volume, de 35 à 50 % en volume, de 40 à 50 % en volume),
de 50 ppm à 10 000 ppm ou plus en volume d’espèces soufrées (par ex. de 50 à 7 000 ppm, de 50 à 5 000 ppm, de 50 à 2 500 ppm, de 50 à 2 000 ppm, de 50 à 1 500 ppm, de 50 à 1 000 ppm, de 50 à 750 ppm, de 50 à 500 ppm de 50 à 250 ppm, de 50 à 100 ppm, de 100 à 10 000 ppm, de 200 à 10 000 ppm, de 500 ppm à 10 000 ppm, de 1 000 à 10 000 ppm, de 2 000 à 10 000 ppm, de 3 000 à 10 000 ppm, de 5 000 à 10 000 ppm, de 7 000 à 10 000 ppm),
de 50 ppm à 20 000 ppm ou plus en volume d’espèces azotées (par ex. de 50 à 15 000 ppm, de 50 à 12 500 ppm, de 50 à 10 000 ppm, de 50 à 7 000 ppm, de 50 à 5 000 ppm, de 50 à 2 500 ppm, de 50 à 2 000 ppm, de 50 à 1 500 ppm, de 50 à 1 000 ppm, de 50 à 750 ppm, de 50 à 500 ppm de 50 à 250 ppm, de 50 à 100 ppm, de 100 à 20 000 ppm, de 200 à 20 000 ppm, de 500 ppm à 20 000 ppm, de 1 000 à 20 000 ppm, de 2 000 à 20 000 ppm, de 3 000 à 20 000 ppm, de 5 000 à 20 000 ppm, de 7 000 à 20 000 ppm, de 10 000 à 20 000 ppm, de 12 500 à 20 000 ppm, de 15 000 à 20 000 ppm, de 17 500 à 20 000 ppm),
de 0 à 20 ppm ou plus en volume d’HCl (par ex. de 0,1 à 20 ppm, de 0,5 à 20 ppm, de 1 à 20 ppm, de 5 à 20 ppm , de 10 à 20 ppm, de 0,1 à 15 ppm, de 0,1 à 10 ppm, de 0,1 à 5 ppm, de 0,1 à 2,5 ppm),
de 0 à 10 ppm ou plus en volume de PH3(par ex. de 0,1 à 10 ppm, de 0,5 à 10 ppm, de 1 à 10 ppm, de 5 à 10 ppm, de 0,1 à 7 ppm, de 0,1 à 5 ppm, de 0,1 à 2 ppm, de 0,1 à 1 ppm), et
de 0 mg/Nm3à 80 mg/Nm3ou plus de matières particulaires (par ex. de 0,1 à 80 mg/Nm3, de 0,5 à 80 mg/Nm3, de 1 à 80 mg/Nm3, de 5 à 80 mg/Nm3, de 10 à 80 mg/Nm3, de 15 à 80 mg/Nm3, de 20 à 80 mg/Nm3, de 30 à 80 mg/Nm3, de 40 à 80 mg/Nm3, de 50 à 80 mg/Nm3, de 60 à 80 mg/Nm3, de 70 à 80 mg/Nm3, de 0,1 à 75 mg/Nm3, de 0,1 à 70 mg/Nm3, de 0,1 à 60 mg/Nm3, de 0,1 à 50 mg/Nm3, de 0,1 à 40 mg/Nm3, de 0,1 à 30 mg/Nm3, de 0,1 à 20 mg/Nm3, de 0,1 à 10 mg/Nm3, de 0,1 à 5 mg/Nm3).
Les conditions gazeuses du flux de gaz qui est traité ne sont pas critiques. Pour un quelconque procédé unitaire donné, si le flux de gaz entrant n’a pas la température ou la pression souhaitée, celles-ci sont facilement ajustées en utilisant des procédés connus de l’homme du métier. Par exemple, le gaz dans le flux de gaz à traiter peut avoir une température allant de la température ambiante (par ex. 20 °C à 25 °C) et 300 °C ou d’autres températures. De même, la pression du flux de gaz à traiter peut être de 0 barg à 1 barg ou d’autres pressions en dehors de cette plage.
En ce qui concerne l’étape du procédé de compression du flux de gaz, au moins un compresseur peut être utilisé pour réaliser cette étape. Plus d’un compresseur peut être utilisé et/ou le compresseur peut avoir plusieurs étages (compression à plusieurs étages).
La compression de gaz peut être réalisée avec un quelconque équipement de compression disponible dans le commerce, tel que, mais sans s’y limiter, un compresseur centrifuge, un compresseur Roots, un compresseur à vis, un compresseur à déplacement positif, et similaires. La compression de gaz peut être telle que le gaz est sous pression, telle que par un ventilateur ou un compresseur d’appoint.
Un but de la compression du flux de gaz est de fournir une pression souhaitée au gaz afin de surmonter les chutes de pression potentielles dans les étapes en aval du procédé.
La compression du flux de gaz donne un flux de gaz comprimé. Le flux de gaz comprimé a une pression élevée au-dessus de la pression atmosphérique ou une pression de gaz au-dessus de la pression de gaz de départ entrant dans le(s) compresseur(s). La pression élevée peut être de 0,5 à 100 barg ou plus, telle que de 0,5 à 50 barg, de 0,5 à 45 barg, de 0,5 à 40 barg, de 0,5 à 35 barg, de 0,5 à 30 barg, de 0,5 à 25 barg, de 0,5 à 20 barg, de 0,5 à 15 barg, de 0,5 à 10 barg, de 0,5 à 5 barg, de 1 à 90 barg, de 5 à 80 barg, de 10 à 70 barg, de 15 à 60 barg, de 20 à 50 barg, de 25 à 50 barg, de 30 à 50 barg, de 35 à 50 barg, de 40 à 50 barg).
En option, le flux de gaz entrant dans l’étape de compression (c’est-à-dire le gaz brut) peut être partiellement refroidi à l’entrée du compresseur ou refroidi entre des compresseurs à plusieurs étages (le cas échéant) et/ou refroidi après la dernière étape de compression. Le gaz comprimé sortant du ou des compresseurs peut avoir une température, due au refroidissement, inférieure à 500 °C, telle que de 100 °C à 500 °C ou d’autres températures.
En option, le flux de gaz ou le flux de gaz comprimé peut être soumis à une filtration des matières particulaires qui peuvent éventuellement être présentes dans le flux de gaz. Dans cette étape, au moins une partie des matières particulaires présentes dans le flux de gaz est éliminée du flux de gaz ou du flux de gaz comprimé, telle que par filtration, en utilisant, par exemple, un ou plusieurs lits de filtration, lits filtrants ou d’autres formes de mécanismes de filtration mécanique telles que, mais sans s’y limiter, un filtre à cartouche, un filtre à sac, un filtre à membrane, etc.
En plus d’éliminer une partie ou la plupart ou la totalité des matières particulaires (c’est-à-dire des matières particulaires solides) du le flux de gaz, au moins une partie (certains ou la plupart ou la totalité) de tous les poisons du catalyseur qui peuvent être présents peuvent être capturés ou éliminés à ce stade du procédé (par ex. une capture de poisons du catalyseur). Ainsi, cette étape de filtration peut en outre éliminer au moins une partie (certains ou la plupart ou la totalité) d’un ou plusieurs poisons du catalyseur. Des exemples de poisons du catalyseur qui peuvent être présents dans le flux de gaz comprennent, mais sans s’y limiter, de l’HCl et/ou du PH3. En général, les poisons du catalyseur sont présents à l’état de traces (par ex. en des quantités telles que décrites précédemment).
En réalisant une telle étape de filtration et/ou de captage du poison du catalyseur, que l’on peut appeler collectivement conditionnement de gaz ou opération d’unité de conditionnement de gaz, cela peut permettre un fonctionnement plus stable des procédés catalytiques sur le flux de gaz et/ou permettre au procédé catalytique de fonctionner plus efficacement et/ou de prolonger la durée de vie du catalyseur.
Pour la filtration des matières particulaires, un ou plusieurs lits de filtration chargés de milieux filtrants (qui peuvent être sous la forme de matières particulaires) peuvent être utilisés. Le milieu particulaire filtrant peut avoir diverses formes géométriques et tailles (par ex. sphérique, extrudat, cylindrique, trilobes, anneaux, et similaires). L’élimination de certaines ou de la plupart ou de la totalité des matières particulaires peut empêcher le colmatage du ou des lits de catalyseur décrits et utilisés dans les étapes en aval du procédé. Les milieux particulaires filtrants qui peuvent être utilisés dans le ou les lits filtrants sont disponibles dans le commerce, tels que des sphères de céramique, des particules d’alumine, des particules de silice, des particules d’aluminate de silicium, des particules de charbon actif, des zéolites et/ou des particules de type réfractaire, etc. Des exemples particuliers de milieux filtrants peuvent comprendre divers types d’alumine tels que γ-Al2O3ou α-Al2O3de diverses structures de pores et surfaces.
Différentes configurations du ou des lits filtrants peuvent être utilisées. Un ou plusieurs lits filtrants peuvent être utilisés. Si plus d’un lit filtrant est utilisé, les lits filtrants peuvent être utilisés en parallèle ou séquentiellement (en série) ou un lit filtrant peut être utilisé, puis un lit filtrant de secours peut être utilisé lorsque le lit filtrant initial doit être nettoyé ou régénéré ou remplacé. Généralement, un lit filtrant est usé une fois qu’un certain niveau d’augmentation de pression se produit en raison d’un blocage. L’homme de l’art s’en rendra compte quand cela se produit.
Si une filtration parallèle est utilisée lorsqu’un lit filtrant est en attente, la filtration peut être effectuée avec un lit filtrant jusqu’à ce que la chute de pression augmente jusqu’à un niveau cible, et un basculement vers le lit filtrant en attente peut être fait pour continuer la filtration des matières particulaires, et pendant ce basculement, le milieu filtrant usagé peut être nettoyé ou remplacé.
Par la filtration des matières particulaires du flux de gaz, le flux de gaz peut avoir des niveaux de matières particulaires réduits d’au moins 10 % en poids, par exemple, d’au moins 20 % en poids, d’au moins 30 % en poids, d’au moins 40 % en poids, d’au moins 50 % en poids, d’au moins 60 % en poids, d’au moins 70 % en poids, d’au moins 80 % en poids, d’au moins 90 % en poids, d’au moins 95 % en poids, tel que de 10 à 99 % en poids, de 50 à 99 % en poids ou de 75 à 99 % en poids, ou de 90 à 99 % en poids, sur la base du poids total des matières particulaires existant avant la filtration. La teneur en matières particulaires du flux de gaz, après filtration des matières particulaires, peut être inférieure ou égale à 50 mg/Nm3, inférieure à 40 mg/Nm3, inférieure à 30 mg/Nm3, inférieure à 20 mg/Nm3, inférieure à 10 mg/Nm3, inférieure à 5 mg/Nm3, inférieure à 1 mg/Nm3, telle de 0,01 mg/Nm3à 50 mg/Nm3ou de 0,01 mg/Nm3à 10 mg/Nm3, ou de 0,01 mg/Nm3à 5 mg/Nm3, ou de 0,01 mg/Nm3à 1 mg/Nm3.
En ce qui concerne la capture des poisons du catalyseur, les poisons du catalyseur peuvent être au moins partiellement capturés à l’aide d’un ou plusieurs types d’adsorbants qui peuvent être présents dans une cuve ou un conteneur ou un lit d’adsorption. L’adsorbant peut être un adsorbant multifonctionnel ou un mélange de deux adsorbants ou plus (par ex. des adsorbants spéciaux) qui sont capables de capturer ou de piéger ou d’adsorber ou de retenir autrement au moins une partie des poisons du catalyseur, qui, comme indiqué, sont ou comprennent de l’HCl et/ou du PH3. Le niveau d’élimination souhaité est un niveau qui permet l’utilisation en aval du catalyseur pour une durée de vie acceptable ou prolongée.
Lorsque plusieurs adsorbants sont utilisés, les adsorbants peuvent être chargés dans des récipients séparés en série, ou ils peuvent être chargés dans le même récipient en couches ou chargés ensemble sous la forme d’un mélange d’adsorbants.
Un quelconque sorbant ou adsorbant disponible dans le commerce avec la fonction souhaitée, décrit ici, peut être utilisé. Les sorbants ou adsorbants peuvent être des matériaux poreux. Les adsorbants peuvent être, mais sans s’y limiter, l’alumine, la silice, l’aluminate de silice, le(s) oxyde(s) de magnésium. Les adsorbants ou les sorbants peuvent être éventuellement modifiés avec des oxydes de métaux alcalins et/ou alcalino-terreux pour des performances améliorées. Des exemples de matériaux disponibles dans le commerce comprennent l’alumine modifiée par de l’oxyde de calcium, l’alumine modifiée par du magnésium, Na2O/Al2O3, K2O/Al2O3, l’alumine-γ de grande surface, etc. Les exemples disponibles dans le commerce comprennent l’absorbant SHIFTGUARD 200 de Clariant AG, le catalyseur/sorbant TK-3000 et l’absorbant HTG-10 de Topsoe A/S et les catalyseurs/sorbants ET-17 et EG-2 de Haiso Technology Co.
En capturant les poisons du catalyseur, la quantité de poisons du catalyseur, tels que de l’HCl et/ou du PH3peut ensuite être réduite d’au moins 50 % en volume, d’au moins 60 % en volume, d’au moins 70 % en volume, d’au moins 80 % en volume, d’au moins 90 % en volume, d’au moins 95 % en volume, tels que de 50 à 99 % en volume ou de 75 à 99 % en volume, ou de 90 à 99 % en volume. La teneur en poison du catalyseur telle que définie par HCl et/ou PH3dans le flux de gaz sortant, après capture du poison, peut être inférieure à 5 ppm pour chacun de l’HCl et/ou du PH3, et plus préférablement inférieure à 1 ppm pour chacun de l’HCl et/ou du PH3.
De préférence, l’étape de filtration de matières particulaires, si elle est utilisée, a lieu avant la capture des poisons du catalyseur, par exemple avant l’étape de compression de gaz.
De préférence, la capture des poisons du catalyseur, si elle est utilisée, se produit après l’étape de filtration de matières particulaires si elle est utilisée, par exemple, avant l’étape de compression de gaz.
L’étape de capture des poisons du catalyseur et/ou la filtration de matières particulaires peuvent être réalisées à une température d’environ 100 °C à environ 500 °C. D’autres températures en dehors de cette plage sont possibles.
En ce qui concerne l’étape de réalisation de plusieurs réactions sur le flux de gaz ou le flux de gaz comprimé, de préférence cette partie du procédé se produit avec le flux de gaz comprimé.
La réalisation de l’au moins une réaction d’hydrolyse pour obtenir au moins de l’H2S peut être sous la forme d’une réaction ou de plusieurs réactions utilisant le même catalyseur ou un catalyseur différent. Au moins un catalyseur d’hydrolyse peut être utilisé. Dans cette réaction d’hydrolyse, au moins une ou plusieurs espèces de soufre dans le flux de gaz, telles que du CS2et/ou du COS et/ou du soufre organique sont converties en H2S par une ou plusieurs réactions d’hydrolyse avec de l’eau ou de l’humidité dans le flux de gaz.
La réaction d’hydrolyse comprend de préférence une ou les deux réactions suivantes :
CS2+ 2H2O → 2H2S + CO2
COS + H2O → H2S + CO2.
La réalisation de l’au moins une réaction d’hydrogénation pour convertir au moins l’un parmi SO2et SO3en H2S peut être sous la forme d’une réaction ou de plusieurs réactions utilisant le même catalyseur ou un catalyseur différent. Au moins un catalyseur d’hydrogénation peut être utilisé. Dans cette réaction d’hydrogénation, au moins une ou plusieurs espèces soufrées dans le flux de gaz, telles que SO2et/ou SO3sont converties en H2S par une ou plusieurs réactions d’hydrogénation avec de l’hydrogène dans le flux de gaz.
La réaction d’hydrogénation comprend de préférence une ou les deux réactions suivantes :
SO2+ 3H2→ H2S + 2H2O
SO3+ 4H2→ H2S + 3H2O.
Le pourcentage de conversion (à partir de l’une ou des deux réactions d’hydrolyse et d’hydrogénation) des espèces soufrées en H2S est de préférence d’au moins 50 % ou d’au moins 60 %, ou d’au moins 70 % ou d’au moins 80 %, ou d’au moins 90 % sur la base des niveaux de ppm de départ des espèces soufrées. Le pourcentage de conversion peut être de 50 % à 99 % ou plus sur la base des niveaux de ppm de départ de l’espèce soufrée.
La réalisation de l’au moins une réaction d’hydrolyse peut en outre comprendre une réaction pour convertir l’HCN en NH3. L’au moins un catalyseur d’hydrolyse tel qu’identifié précédemment ou un catalyseur d’hydrolyse supplémentaire peut être utilisé pour cette réaction particulière. Dans cette réaction d’hydrolyse supplémentaire, l’HCN du flux de gaz (par ex. au moins une partie de celui-ci) est converti en NH3avec l’eau du flux de gaz.
Le pourcentage de conversion d’HCN en NH3est de préférence d’au moins 50 % ou d’au moins 60 %, ou d’au moins 70 % ou d’au moins 80 %, ou d’au moins 90 % sur la base des niveaux de ppm de départ de l’HCN. Le pourcentage de conversion peut être de 50 % à 99 % ou plus sur la base des niveaux de ppm de départ de l’HCN.
La réaction d’hydrolyse supplémentaire comprend de préférence la réaction suivante :
HCN + H2O → NH3+ CO.
Cette partie du procédé peut en outre comprendre la réalisation d’au moins une réaction de réduction sur le flux de gaz comprimé ou le flux de gaz de synthèse conditionné pour convertir au moins une partie des espèces contenant de l’azote en N2. Dans cette partie du procédé, NO et/ou NOxdans le flux de gaz (ou au moins une partie de celui-ci) peuvent être convertis en azote gazeux (N2) par une ou plusieurs réactions de réduction. Un ou des catalyseurs de réaction de réduction peuvent être utilisés pour cette réaction.
Avec la réaction de réduction, au moins 50 % en volume, au moins 60 % en volume, au moins 70 % en volume, au moins 80 % en volume, au moins 90 % en volume, au moins 95 % en volume (tel que de 50 % en volume à 99 % en volume ou plus, ou de 60 % en volume à 99 % en volume, ou de 70 % en volume à 99 % en volume, ou de 80 % en volume à 99 % en volume, 90 % en volume à 99 % en volume, 95 % en volume à 99 % en volume) du NO et/ou du NOxprésents dans le flux de gaz juste avant cette réaction peuvent être convertis en N2.
La réalisation d’au moins une réaction de conversion d’oxygène pour éliminer l’O2du flux de gaz comprimé peut être sous la forme d’une réaction ou de plusieurs réactions utilisant le même catalyseur ou un catalyseur différent. Au moins un catalyseur de conversion d’oxygène peut être utilisé. Dans cette réaction de conversion d’oxygène, la réaction de conversion d’oxygène comprend, consiste en ou inclut une autre réaction d’hydrogénation pour convertir l’O2en H2O avec de l’hydrogène dans le flux de gaz, ou inclut une réaction de réduction pour convertir le monoxyde de carbone en dioxyde de carbone avec de l’oxygène gazeux dans le flux de gaz, ou ces deux réactions. Dans la réaction de réduction, cela peut être considéré comme une réaction pour convertir l’O2en dioxyde de carbone avec du CO dans le flux de gaz. Ainsi, dans chacune des réactions possibles, l’oxygène est converti en H2O ou en dioxyde de carbone ou les deux.
Le pourcentage de conversion de l’oxygène gazeux en H2O ou en dioxyde de carbone ou les deux est de préférence d’au moins 50 % ou d’au moins 60 %, ou d’au moins 70 % ou d’au moins 80 %, ou d’au moins 90 % sur la base du volume de départ des taux en % en volume de départ d’oxygène gazeux. Le pourcentage de conversion peut être de 50 % à 99 % ou plus sur la base du volume de départ des taux en % en volume de départ d’oxygène gazeux.
La réaction de conversion d’oxygène comprend de préférence une ou les deux réactions suivantes :
O2 + H2 → H2O
O2 + CO → CO2.
[Suite aux réactions de conversion de l’oxygène, un flux de gaz pauvre en O2est obtenu.
En ce qui concerne l’au moins une réaction d’hydrolyse, l’au moins une réaction d’hydrogénation et la réaction de conversion d’oxygène, et éventuellement la réaction de réduction, un ou des quelconques catalyseurs disponibles dans le commerce possédant la fonctionnalité décrite peuvent être utilisés. Une combinaison de catalyseurs peut être utilisée. Des exemples de catalyseurs pouvant être utilisés incluent, mais sans s’y limiter, les catalyseurs/sorbants ACTISORB 405, ACTISORB 410 et ACTISORB O de Clariant AG, le catalyseur DL-1 de Haiso Technology Co. et les catalyseurs CKA-3 et TK-240 de Topsoe A/S.
La température de réaction souhaitée pour ces réactions peut être d’environ 150 °C à environ 350 °C ou d’autres températures en dehors de cette plage. Si le flux de gaz provenant de l’amont est à une température en dehors de la plage souhaitée, un échangeur de chaleur (c’est-à-dire un dispositif de chauffage) ou un autre moyen pour atteindre cette plage de température souhaitée peut être utilisé avant de réaliser ces réactions.
Les réactions peuvent être réalisées ou accomplies avec un réacteur ou une cuve de réacteur (ou plusieurs cuves de réacteur) qui peut contenir le catalyseur ou une combinaison de catalyseurs. Lorsque plus d’un(e) réacteur ou cuve de réacteur est utilisé(e), l’agencement des réacteurs peut être en parallèle pour réduire la chute de pression globale, ce qui peut permettre d’optimiser les performances du réacteur. Le ou les réacteurs peuvent être des réacteurs à lit fixe qui logent ou contiennent le ou les catalyseurs mentionnés.
En variante, les réacteurs, lorsque plus d’un est utilisé, et chacun ayant un catalyseur différent pour une réaction différente, peuvent être agencés en série.
Une quelconque configuration de réacteurs (par ex. des réacteurs à lit fixe) connue de l’homme du métier peut être utilisée. La configuration peut être un écoulement ascendant ou descendant, un écoulement axial, un écoulement radial ou un écoulement horizontal.
Après l’obtention du flux de gaz pauvre en O2, l’étape de réalisation d’au moins une réaction de conversion eau-gaz sur le flux de gaz pauvre en O2pour obtenir au moins du CO2est réalisée pour ainsi obtenir un flux de gaz de synthèse conditionné.
Le procédé de la présente invention comprend en outre la réalisation d’au moins une réaction de conversion eau-gaz sur le flux de gaz pauvre en O2pour obtenir au moins du CO2et ainsi obtenir un flux de gaz de synthèse conditionné. En ce qui concerne cette réaction, cette réaction peut être considérée comme une réaction de conversion eau-gaz (WGSR) de CO. La réaction peut être une ou plusieurs réactions.
La réaction de conversion eau-gaz se produit de préférence après la ou les réactions d’hydrolyse susmentionnées et après la ou les réactions d’hydrogénation susmentionnées et la réaction de conversion d’oxygène susmentionnée.
Une ou plusieurs des réactions d’hydrolyse et d’hydrogénation peuvent éventuellement se poursuivre pendant la réaction de conversion eau-gaz, si elle n’a pas été achevée avant que la réaction de conversion eau-gaz ne se produise.
La fonction de la réaction de conversion eau-gaz est de convertir le monoxyde de carbone dans le flux de gaz (au moins une partie de celui-ci) en dioxyde de carbone par réaction avec l’eau dans le flux de gaz afin de produire de l’hydrogène gazeux (H2).
La réaction de conversion eau-gaz comprend de préférence la réaction suivante :
CO + H2O CO2 + H2.
Étant donné que le flux de gaz, à ce stade, contient du soufre sous forme d’H2S et/ou d’autres espèces soufrées non converties, le catalyseur utilisé pour cette réaction doit être tolérant à l’empoisonnement au soufre (c’est-à-dire un catalyseur résistant au soufre). Ainsi, la réaction de conversion eau-gaz est obtenue en utilisant au moins un catalyseur résistant au soufre qui convertit le CO et l’H2O en CO2et H2.
Des catalyseurs WGSR résistants au soufre sont disponibles dans le commerce. Des exemples appropriés comprennent, mais sans s’y limiter, les catalyseurs SSK-10 et SSK-20 de Topsoe A/S, le catalyseur B303Q-S de Haiso Technology Co., et KATALCO KB-11 et KATALCO K8-11 HA de Johnson Matthey.
Le catalyseur WSGR peut être formé d’un sulfure métallique de cobalt, de fer, de molybdène et/ou de nickel. Le catalyseur WSGR peut être chargé sur des supports poreux, tels que l’alumine, la silice ou des matériaux de support similaires. Le catalyseur WSGR peut être sous la forme d’extrudats, de pastilles, de sphères, d’anneaux et/ou de n’importe quelle autre forme pour favoriser le transfert de masse et/ou minimiser la chute de pression.
Le catalyseur WSGR peut être pré-sulfuré avant chargement ou obtenu sous forme d’oxyde et sulfuré en place après chargement dans le réacteur. Pour permettre la sulfuration sur site, un système auxiliaire peut être utilisé pour fournir les réactifs (tels que CS2, COS, etc.) et la chaleur pour permettre une sulfuration appropriée avant l’introduction du flux de gaz. Les fournisseurs de catalyseurs fournissent généralement des procédures détaillées pour un tel procédé de sulfuration sur site.
La réaction de conversion eau-gaz est généralement une réaction exothermique. La chaleur de la réaction peut augmenter la température du flux de gaz dans le réacteur ou les lits du réacteur. En outre, la réaction de conversion eau-gaz est réversible et sa conversion peut être limitée à l’équilibre si souhaité. Comme des températures plus élevées ne sont pas favorables pour atteindre la conversion élevée de CO souhaitée, une option est d’utiliser la régulation de la température, par exemple avec un(e) ou plusieurs techniques/dispositifs de refroidissement, afin de maximiser la conversion globale de CO. En conséquence, en tant qu’option, cette partie du procédé où au moins une réaction de conversion de gaz est réalisée est de préférence effectuée en présence d’au moins un dispositif de refroidissement pour réguler la température pendant la réaction de conversion de gaz.
Par exemple, le procédé de refroidissement peut être réalisé en installant des tubes de refroidissement internes à l’intérieur du réacteur utilisé pour la WGSR. Une option est d’installer plusieurs réacteurs WGSR en série avec un échangeur de chaleur intermédiaire pour éliminer la chaleur des flux de produits intermédiaires, ou n’importe quel autre mécanisme d’élimination de la chaleur connu dans l’industrie.
La conversion globale de CO dans le flux de gaz résultant de la WSGR peut être d’au moins 80 % en volume, d’au moins 85 % en volume, d’au moins 90 % en volume, d’au moins 95 % en volume, d’au moins 96 % en volume, d’au moins 97 % en volume, d’au moins 98 % en volume, telle que de 80 % en volume à 99 % en volume ou plus, ou de 85 % en volume à 99 % en volume, ou de 90 % en volume à 95 % en volume, ou de 95 % en volume à 98 % en volume, sur la base du % en volume de CO dans le flux de gaz à ce stade et de la quantité restante de CO en % en volume présente après la WSGR.
En fonction de l’objectif souhaité de l’efficacité globale de capture de carbone, la partie WGSR du procédé ou le système WGSR peut être conçu pour la conversion souhaitée.
En raison de la nature de la réaction exothermique, la WSGR et les réacteurs WGSR ne fonctionnent généralement pas de manière isotherme. Au lieu de cela, la WSGR et les réacteurs WGSR peuvent généralement fonctionner dans une plage de températures, telle que d’environ 180 °C à environ 400 °C. Le profil de température exact peut dépendre du catalyseur sélectionné et/ou de la conversion globale de CO souhaitée et/ou du choix du mécanisme de refroidissement.
Pour optimiser les performances du procédé WGSR, la concentration en eau dans le flux de gaz peut être ajustée. Ceci peut être réalisé en utilisant des techniques standard utilisées dans l’industrie, telles que le passage du flux de gaz à travers une colonne d’eau, et/ou l’injection de vapeur dans le flux de gaz, et/ou la pulvérisation d’eau dans le flux de gaz ou une quelconque combinaison de ceux-ci.
Après la partie WGSR du procédé, le flux de gaz, qui peut être considéré comme un flux de gaz de synthèse conditionné, contient généralement principalement de l’H2, du CO2, du N2, de l’H2S, du NH3, de l’H2O et des quantités (par ex. de petites quantités) de quelconques autres composants non convertis transportés avec le flux de gaz brut, tels que les composés soufrés, les espèces CO et/ou N. L’H2, le CO2, le N2, l’H2S, le NH3, l’H2O combinés représentent plus de 50 % en volume, plus de 60 % en volume, plus de 70 % en volume, plus de 80 % en volume, plus de 90 % en volume, plus de 95 % en volume (par ex. de 50 % en volume à 99 % en volume ou de 75% en volume à 99 % en volume) du flux de gaz de synthèse conditionné.
L’étape suivante peut alors éliminer au moins une partie de l’H2S et du CO2du flux de gaz de synthèse conditionné pour obtenir un flux de gaz acide contenant de l’H2S et du CO2et également obtenir un flux de gaz traité ayant une valeur combustible.
Cette étape peut être en partie appelée capture de gaz acides et peut être réalisée avec une unité de capture de gaz acides.
La capture de gaz acides sépare le CO2et l’H2S du flux de gaz (c’est-à-dire le flux de gaz de synthèse conditionné) pour produire un flux de gaz acide contenant du CO2, de l’H2S et une certaine humidité. Le reste des composants gazeux, non séparés, peut être considéré comme un flux de gaz traité ayant une valeur combustible. Ce flux de gaz traité peut être envoyé à une chambre de combustion pour la récupération de chaleur, ou traité avec d’autres technologies largement connues telles que par membrane, l’adsorption modulée en pression (PSA), et similaires pour produire un produit d’hydrogène pur commercialisable (par ex. de l’hydrogène gazeux ayant une pureté d’au moins 95 % en volume ou d’au moins 99 % en volume) ou employé dans un quelconque autre procédé qui peut tirer de la valeur ou ajouter de la valeur au flux de gaz traité.
La séparation du CO2et de l’H2S du flux de gaz (c’est-à-dire du flux de gaz de synthèse conditionné) peut être effectuée avec de nombreuses technologies disponibles dans le commerce.
Des exemples de telles technologies comprennent, mais s’y limiter : la technologie de lavage aux amines, l’absorption de méthanol, l’absorption de glycol et l’adsorption modulée en pression pour la capture de gaz acides.
En ce qui concerne la technologie de lavage aux amines, dans ce procédé, un flux de gaz, conditionné à une température (par ex. de 30 à 60 °C) et une pression (par ex. suffisante pour surmonter la chute de pression de l’absorbeur et jusqu’à 100 barg) est amené au contact d’une solution d’amine dans une colonne. Différents types de colonnes de mise en contact peuvent être utilisés, tels qu’une colonne à plateaux, une colonne à garnissage aléatoire, un garnissage structuré ou une quelconque combinaison de ceux-ci. Du CO2et de l’H2S (ou au moins une partie de ceux-ci) sont absorbés sur le(s) composé(s) aminé(s) et les autres composants du flux de gaz traversent cette colonne en tant que flux de produit. La solution d’amine avec l’H2S et le CO2absorbés peut être transférée vers une autre colonne, où de la chaleur peut être ajoutée pour favoriser la désorption d’H2S et de CO2de la solution d’amine. Un flux d’amine régénéré, après ajustement de la température (par ex. de 30 à 60 °C), est renvoyé vers la colonne d’absorption pour une absorption supplémentaire d’H2S et de CO2. L’apport de chaleur peut dépendre du type de sorbant et des conditions de conception utilisées, mais peut être typiquement d’environ 2 à environ 5 MJ/kg de CO2 capturé. L’H2S et le CO2libérés du procédé de désorption produisent un flux de gaz acide qui peut être traité lors de l’opération unitaire suivante.
Les solvants qui peuvent être utilisés dans ce procédé comprennent les amines primaires (par ex. la monoéthanolamine (MEA), la diglycolamine (DGA)), les amines secondaires (par ex. la diéthanolamine (DEA) et la diisopropylamine (DIPA)), et/ou les amines tertiaires (par ex. la méthyldiéthanolamine (MDEA)). Le sorbant peut être une solution aqueuse ayant une concentration (par ex. de 5 à 50 % en poids) d’une ou plusieurs amines. Un ou plusieurs additifs ayant différentes fonctions peuvent être utilisés en plus et, par exemple, peuvent être mélangés avec le sorbant pour améliorer la corrosivité et/ou l’efficacité d’absorption et/ou pour obtenir une ou plusieurs autres performances.
Une étape de conditionnement du flux de gaz (c.à.d. le flux de gaz de synthèse conditionné) peut être réalisée, par exemple, où, avant d’entrer dans l’unité d’absorption pour la capture de gaz acides, le flux de gaz est refroidi et, en conséquence, le condensat peut se former lorsque le flux de gaz est refroidi en dessous de son point de rosée. Ce flux de condensat à base d’eau peut être utilisé dans la production de noir de carbone comme eau de trempe et/ou d’autres utilisations d’eau par des procédés.
Un autre procédé pouvant être utilisé pour la capture de gaz acides est une ou plusieurs absorptions à l’aide d’un ou plusieurs solvants, tels que le méthanol ou une solution de glycol ou de sel alcalin. Ce procédé est très similaire au procédé d’absorption des amines. Des unités/techniques d’absorption de gaz acides disponibles dans le commerce peuvent être adoptées pour cette partie du procédé de la présente invention. Les unités disponibles dans le commerce comprennent celles de Shell, Mitsubishi Heavy Industries, Honeywell/UOP, Linde, Technip et de nombreux autres fournisseurs de technologie, ainsi que des sociétés d’ingénierie EPC (ingénierie, approvisionnement et construction).
Un(e) autre procédé/technique qui peut être utilisé(e) pour la capture de gaz acides comprend l’adsorption modulée en pression (PSA). Pour cette PSA, un ou plusieurs adsorbants solides peuvent être utilisés pour capturer l’H2S et le CO2à des pressions élevées (par ex. une pression de 2 barg à 100 barg), puis l’adsorbant solide peut être désorbé en utilisant des pressions réduites (par ex. de la pression atmosphérique à 100 barg) pour obtenir un flux concentré d’H2S et de CO2et également pour obtenir un flux de gaz propre avec de faibles quantités d’H2S et de CO2. Par exemple, le flux de gaz propre peut comprendre le gaz traité et peut contenir jusqu’à 20 ppmv d’H2S, par exemple jusqu’à 10 ppmv, jusqu’à 5 ppmv ou jusqu’à 1 ppmv de H2S, ou moins. En variante ou en plus, il peut contenir jusqu’à 5 % en volume de CO2, par exemple jusqu’à 2 % en volume, jusqu’à 1 % en volume, jusqu’à 0,5 % en volume ou jusqu’à 0,1 % en volume de CO2ou moins. Comme indiqué, le flux concentré de H2S et de CO2peut être considéré comme le flux de gaz acide, et le flux de gaz propre peut être considéré comme le flux de gaz traité ayant une valeur combustible. La valeur calorifique du gaz traité peut dépendre de la composition du gaz brut. Pour le flux de gaz propre, la valeur calorifique du gaz traité peut être d’environ 2 à environ 6 MJ/Nm3ou d’autres valeurs inférieures ou supérieures à cette plage. Si d’autres sources de gaz (telles qu’un gaz de synthèse de la biomasse, un gaz de four à coke) sont mélangées à l’alimentation de départ, la plage de la valeur calorifique peut être supérieure ou inférieure à cette plage.
Étant donné que le flux de gaz propre peut encore contenir des composants formant des NOx(par ex. de l’ammoniac), une technologie ou des étapes d’élimination de NOxpeuvent éventuellement être mises en œuvre si le flux de gaz propre est brûlé pour une quelconque raison afin de générer un gaz de combustion. Des exemples de procédé d’élimination des NOxcomprennent, mais sans s’y limiter, l’injection d’ammoniac ou d’urée dans un flux de gaz de combustion et des procédés à réacteur catalytique sélectif (SCR) connus de l’homme du métier, y compris, mais sans s’y limiter, les procédés décrits dans le document US9192891, dont le contenu entier est incorporé ici à titre de référence. Alternativement ou en plus, un procédé à réacteur non catalytique sélectif (SNCR) comprenant, mais sans s’y limiter, les procédés décrits dans le brevet US9192891, peut être utilisé pour éliminer les NOxd’un gaz de combustion. Étant donné que les procédés SCR et SNCR fonctionnent le plus efficacement dans des plages de température particulières (généralement de 275 à 500 °C et de 900 à 1050 °C, respectivement), l’homme du métier peut ajuster la température d’un gaz de combustion à l’aide de chaudières, d’échangeurs de chaleur et d’autres appareils conventionnels pour permettre au(x) procédé(s) sélectionné(s) de fonctionner plus efficacement. En variante ou en plus, un procédé catalytique tel que celui décrit dans EP2561921, dont le contenu est incorporé ici à titre de référence, ou des procédés disponibles dans le commerce tels que le procédé SNOXTMde Haldor Topsoe peuvent également être employés. Des procédés alternatifs connus de l’homme du métier peuvent également être employés.
Une fois le flux de gaz acide obtenu, l’étape suivante du procédé peut être de convertir au moins une partie de l’H2S du flux de gaz acide en soufre élémentaire puis d’éliminer le soufre élémentaire de manière à obtenir un gaz de dégagement d’élimination de soufre.
Diverses technologies disponibles dans le commerce peuvent être utilisées pour cette étape de conversion en soufre, telles que, mais sans s’y limiter, la technologie d’oxydation catalytique en phase liquide ou la technologie de combustion en phase gazeuse, et similaires. Le procédé de combustion en phase gazeuse peut utiliser un procédé Claus, par exemple, tel que décrit dans US3719744, incorporé dans son intégralité à titre de référence ici, qui convertit l’H2S et le SO2en H2O et S2.
La concentration relativement faible d’H2S dans le flux de gaz acide peut être traitée de manière plus adéquate avec la technologie d’oxydation en phase liquide qu’avec d’autres procédés, par exemple un procédé Claus. Dans un procédé d’oxydation en phase liquide, un mélange gazeux de CO2, H2S et H2O est mis en contact avec une solution aqueuse de catalyseur de fer dans une colonne de réacteur. L’H2S est oxydé en soufre élémentaire par réaction avec du Fe(III) pour former du Fe(II). Le flux de produit de réaction est transféré dans un réacteur de régénération, où l’air ambiant fait des bulles dans le liquide pour oxyder le Fe(II) en Fe(III) pour régénérer le catalyseur. Le liquide catalytique régénéré est remis en circulation vers la colonne du réacteur d’oxydation pour favoriser l’oxydation de l’H2S. Le soufre élémentaire produit dans ce procédé d’oxydation forme du soufre cristallin en suspension dans la solution liquide aqueuse. Un flux glissant de cette solution est envoyé vers un séparateur liquide-solide, tel qu’un filtre à bande, une presse et un filtre à cadre ou un quelconque autre type de séparateur pour produire un produit soufré solide commercialisable (ou un matériau utilisable).
Le CO2est inerte dans cette colonne de réacteur d’oxydation, et le CO2traverse le réacteur sans être converti pour former un flux de CO2pur à haute concentration avec une certaine quantité d’humidité. Ce flux de CO2peut être davantage traité par une opération unitaire (par ex. une opération qui assure la compression, le séchage et/ou la liquéfaction cryogénique) pour produire du CO2supercritique, du CO2liquide et/ou du CO2comprimé. Ce CO2peut être facilement utilisé pour la récupération assistée du pétrole (EOR) ou d’autres applications, ou le CO2peut être séquestré ou collecté dans des unités de stockage appropriées.
En variante ou en plus, le gaz acide peut être capturé en séparant l’H2S et le CO2du gaz conditionné en deux étapes séparées. Chacune des technologies de procédé décrites ci-dessus peut être utilisée pour capturer séparément l’H2S et le CO2avec un certain ajustement de la propriété du sorbant et/ou des conditions de fonctionnement de conception qui est facilement réalisé par l’homme du métier. Le flux riche en H2S peut être oxydé en soufre élémentaire en utilisant le procédé catalytique décrit ci-dessus, ou il peut être oxydé en soufre élémentaire en utilisant un procédé Claus.
La présente un organigramme d’un procédé 100 de la présente invention qui peut être utilisé. A l’étape 110, un flux de gaz qui comprend un gaz résiduaire, tel qu’un gaz résiduaire généré pendant la production ou la fabrication de noir de carbone, est obtenu.
Dans l’étape facultative A, le flux de gaz peut avoir au moins certaines des matières particulaires et/ou des poisons du catalyseur retirés du flux de gaz. Ceci peut avoir lieu avant et/ou après l’étape 115 de compression du flux de gaz qui forme un flux de gaz comprimé.
Dans l’étape 120, le flux de gaz comprimé est soumis à au moins une réaction d’hydrolyse pour former au moins de l’H2S et convertir l’HCN, s’il est présent, en NH3.
Dans l’étape 125, le flux de gaz comprimé est soumis à au moins une réaction d’hydrogénation pour former au moins de l’H2S à partir d’au moins du SO2et/ou du SO3.
Dans l’étape 130, le flux de gaz comprimé est soumis à au moins une réaction de conversion d’oxygène pour éliminer l’oxygène (O2). Cette réaction peut être une autre réaction d’hydrogénation pour convertir l’O2en H2O et/ou une réaction de réduction pour convertir le CO en CO2.
Les étapes 120, 125 et 130 peuvent avoir lieu dans n’importe quel ordre. De préférence, l’étape 130 est réalisée après les étapes 120 et 125 pour obtenir un flux de gaz pauvre en O2.
Dans l’étape 135, le gaz issu de l’étape 130 (de préférence) ou de l’étape 120 ou 125 est soumis à au moins une réaction de conversion de gaz-eau pour former au moins du CO2. Cela forme un flux de gaz de synthèse conditionné.
Dans l’étape 140, le flux de gaz de synthèse conditionné est soumis à un procédé pour éliminer au moins une partie de l’H2S et du CO2et pour former deux flux de gaz, où dans l’étape 145, un flux de gaz traité avec une valeur combustible est récupéré/obtenu et dans l’étape 150, un flux de gaz acide contenant de l’H2S et du CO2est obtenu ou récupéré ou séparé du flux de gaz traité.
Dans l’étape 155, au moins une partie de l’H2S du flux de gaz acide est convertie en soufre élémentaire et dans l’étape 160, peut être récupérée ou éliminée ou séparée du reste de ce flux de gaz.
Dans l’étape 165, le reste du flux de gaz (un gaz dont le soufre a été éliminé) peut être soumis à un procédé pour capturer au moins une partie du CO2.
Le procédé ci-dessus pour nettoyer le flux de gaz peut être réalisé dans une installation ou un système qui est configuré pour réaliser les diverses étapes décrites ici. Ainsi, la présente invention concerne en outre un système et/ou une installation pour nettoyer un flux de gaz qui comprend un gaz résiduaire généré pendant la production de noir de carbone.
L’installation comprend au moins une unité de compresseur ou au moins un compresseur pour comprimer le flux de gaz afin d’obtenir un flux de gaz comprimé.
L’installation comprend en outre une unité de convertisseur catalytique comprenant un ou plusieurs réacteurs à lit fixe qui sont configurés pour réaliser l’au moins une réaction d’hydrolyse mentionnée ci-dessus pour obtenir au moins de l’H2S et réaliser au moins une réaction d’hydrogénation pour obtenir au moins de l’H2S, et effectuer au moins une réaction de conversion d’oxygène pour éliminer l’O2du flux de gaz ou du flux de gaz comprimé.
L’installation comprend en outre un lit de réacteur WGSR pour réaliser au moins une réaction de conversion de gaz-eau sur le flux de gaz comprimé pour obtenir du CO2et obtenir un flux de gaz de synthèse conditionné. Cette partie de l’installation peut éventuellement comprendre un ou plusieurs dispositifs ou moyens de refroidissement pour réguler la température du gaz avant et/ou après et/ou pendant son temps de séjour dans le lit du réacteur WGSR. Cette partie de l’installation peut éventuellement comprendre un dispositif d’apport d’eau pour introduire de l’eau ou de l’humidité dans le flux de gaz avant ou pendant son temps de séjour dans le réacteur WGSR.
L’installation comprend également une unité de capture de gaz acides pour éliminer au moins une partie de l’H2S et du CO2du flux de gaz de synthèse conditionné pour obtenir un flux de gaz acide contenant de l’H2S et du CO2et obtenir un flux de gaz traité ayant une valeur combustible.
L’installation comprend également une unité de conversion de soufre pour convertir au moins une partie de l’H2S dans le flux de gaz acide en soufre élémentaire et éliminer le soufre élémentaire et obtenir un gaz de dégagement d’élimination de soufre.
L’installation comprend en outre une unité de capture de CO2pour capturer au moins une partie du CO2dans le gaz de dégagement d’élimination de soufre.
L’installation peut en outre comprendre une unité de conditionnement de gaz pour éliminer les matières particulaires et/ou les poisons du catalyseur du flux du flux de gaz ou du flux de gaz comprimé comme décrit ici.
L’unité de conditionnement de gaz de l’installation peut être ou comprendre au moins un lit de filtration et au moins un adsorbant, dans laquelle l’au moins un lit de filtration et l’au moins un adsorbant sont dans une même cuve ou sont dans des cuves différentes.
Le ou les réacteurs à lit fixe peuvent inclure ou comprendre au moins un catalyseur d’hydrogénation, au moins un catalyseur d’hydrolyse et au moins un catalyseur résistant au soufre.
L’installation peut en outre inclure ou comprendre au moins un dispositif de refroidissement pour réguler la température du flux de gaz traversant l’unité de convertisseur catalytique ou sortant de l’unité de convertisseur catalytique ou les deux.
L’unité de capture de gaz acides peut être ou comprendre un dispositif de lavage aux amines, une unité d’absorption de gaz acide avec un ou des solvants non aminés, ou une unité d’adsorption modulée en pression ou une quelconque combinaison de ceux-ci.
L’installation peut en outre comprendre au moins un ou plusieurs dispositifs de refroidissement pour réguler la température du flux de gaz sortant de l’au moins un compresseur, comme décrit ici.
En référence à la , dans une présentation schématique, une configuration possible pour une installation ou un système pour réaliser le procédé de la présente invention est exemplifiée. Des variantes de cette installation peuvent être employées comme décrit ici.
Sur la , cinq opérations unitaires sont prévues pour l’installation ou le système 200. Une première opération unitaire 202 qui est un flux de gaz ou une compression de gaz résiduaire est prévue. Un flux de gaz 220 qui peut comprendre du gaz résiduaire brut qui est séparé du noir de carbone après avoir quitté un four à noir de carbone peut être obtenu et introduit dans la première opération unitaire 202. Ce flux de gaz est introduit dans un dispositif 222 pour comprimer le flux de gaz et/ou mettre sous pression le flux de gaz. Par exemple, un dispositif de chauffage de gaz résiduaire peut être utilisé qui est pressurisé, par exemple, avec un ventilateur d’appoint, à une pression souhaitée soit juste assez pour surmonter la chute de pression des procédés en aval, soit à une pression plus élevée pour une meilleure efficacité.
L’installation d’un ou plusieurs dispositifs (non représentés sur la ) pour éliminer les matières particulaires et/ou les poisons du catalyseur du flux de gaz peut être utilisée dans l’installation. Par exemple, une colonne de filtration, ou un autre dispositif, en amont ou en aval du dispositif 222 utilisé pour comprimer le flux de gaz (par ex. un ventilateur d’appoint), qui peut être rempli de matières particulaires solides de différentes formes et/ou tailles, peut être utilisée et est facultative. La partie de l’installation ou du système est facultativement utilisée pour piéger les matières particulaires, telles que les matières particulaires de noir de carbone et/ou d’autres matières particulaires pour empêcher ou réduire le risque de colmatage en aval d’autres unités, telles que le ou les réacteurs catalytiques.
En fonction de la pureté du gaz, un lit de garde ou un autre dispositif (non représenté sur la ) peut être installé en aval de l’unité pour comprimer le flux de gaz (par ex. un ventilateur d’appoint) pour éliminer les poisons du catalyseur tels que le chlorure d’hydrogène, l’hydrure de phosphore, etc.
Dans une deuxième opération unitaire 204, le flux de gaz comprimé ou le gaz résiduaire est conditionné pour réaliser l’hydrolyse et l’hydrogénation (par ex. comme indiqué dans les équations ci-dessous) en utilisant un catalyseur multifonctionnel ou une combinaison de catalyseurs avec les fonctionnalités souhaitées. Dans cette deuxième opération unitaire 204, des dispositifs (par ex. 224 et 226) sont utilisés pour accomplir au moins une réaction d’hydrolyse, au moins une réaction d’hydrogénation et pour réaliser au moins une réaction de conversion d’oxygène. La ou les réactions suivantes peuvent avoir lieu dans la deuxième opération unitaire dans un ou plusieurs dispositifs qui peuvent être agencés en série les uns par rapport aux autres.
Hydrolyse :
CS2+ 2H2O → 2H2S + CO2
COS +H2O → H2S +CO2
HCN + H2O → NH3+ CO.
Hydrogénation :
SO2+ 3H2→ H2S + 2H2O
O2+ H2→ H2O
O2+CO → CO2.
Dans une troisième opération unitaire 206, un ou plusieurs dispositifs 228, 232 (par ex. des réacteurs catalytiques) favorisent une réaction de conversion eau-gaz (WGSR) telle qu’une WGSR de CO de manière à convertir le CO en CO2par réaction avec de l’H2O. Cette troisième opération unitaire peut comprendre une série de réacteurs à plusieurs étages avec une élimination de chaleur intermittente 230 pour accomplir les performances souhaitées.
Réaction de changement de gaz à l’eau :
CO + H2O CO2 + H2.
La réaction de conversion eau-gaz est facultative jusqu’à ce que la capture du dioxyde de carbone soit nécessaire. Dans des modes de réalisation préférés, au moins 99,9 % (en volume) du soufre sont convertis en sulfure d’hydrogène, au moins 99,9 % (en volume) du cyanure d’hydrogène sont convertis en ammoniac, et le gaz résultant contient au plus 0,1 % en volume d’oxygène et au plus 0,5 % en volume de monoxyde de carbone.
Dans une quatrième opération unitaire 208, le dioxyde de carbone et le sulfure d’hydrogène sont capturés par l’intermédiaire d’un système de lavage aux amines à partir du gaz de dégagement de la troisième opération unitaire 206 pour produire un flux de gaz traité ayant une valeur combustible élevée, tel qu’un carburant à haute teneur en hydrogène ayant une valeur calorifique élevée. Le gaz sortant de l’opération unitaire 206 transfère la chaleur à une solution d’amine dans la chaudière 234 et est dirigé vers le refroidisseur 242. Le gaz refroidi est dirigé vers la colonne 240 où il entre en contact avec la solution d’amine qui adsorbe le dioxyde de carbone et le sulfure d’hydrogène. Le gaz résiduaire nettoyé 244 a une valeur énergétique élevée et peut être dirigé vers une variété d’utilisations bénéfiques. La solution d’amine sale quitte la colonne 240 et est chauffée dans l’échangeur de chaleur 238 avant d’être dirigée vers la colonne de régénération 236, où le sulfure d’hydrogène et le dioxyde de carbone sont désorbés de la solution d’amine pour former un gaz qui est dirigé vers l’opération unitaire 210. La solution d’amine régénérée est passée à travers la chaudière 234 et réchauffée. Davantage de dioxyde de carbone, sulfure d’hydrogène et vapeur d’eau générés est renvoyé vers la colonne de régénération 236 et éventuellement dirigé vers l’opération unitaire 210, tandis que la solution d’amine régénérée est refroidie dans l’échangeur de chaleur 238 et d’autres échangeurs de chaleur facultatifs avant d’être redirigée vers la colonne 240. Dans des modes de réalisation préférés, l’efficacité d’élimination du sulfure d’hydrogène est d’au moins 99 % (en volume) ou la concentration en sulfure d’hydrogène dans le gaz traité est, par exemple, d’au plus 1 ppm. Dans des modes de réalisation préférés, moins de 5 % (en volume) du dioxyde de carbone présent après la troisième opération unitaire est éliminé au cours de la quatrième opération unitaire.
Dans une cinquième opération unitaire 210, un gaz contenant du sulfure d’hydrogène est retiré du flux de gaz conditionné, concentré et converti en soufre élémentaire par un ou des procédés, tels que le procédé en phase liquide décrit ci-dessus, qui peut utiliser le réacteur d’oxydation 246, le régénérateur de catalyseur 248 et le séparateur liquide-solide 252 pour éliminer le soufre 256 du flux de gaz 9. Un réservoir tampon 254 et des pompes 258 et 250 déplacent le catalyseur liquide à travers les divers appareils de l’opération unitaire 210. Dans des modes de réalisation préférés, le soufre élémentaire généré dans la cinquième opération unitaire a une pureté d’au moins 99 % (en poids).
L’H2S et le CO2peuvent être capturés par une opération unitaire unique d’absorption de gaz acide à partir du flux de gaz résiduaire produit sortant de la WGSR. Le flux de gaz acide peut être traité dans l’opération unitaire suivante pour oxyder l’H2S en soufre élémentaire en tant que produit commercialisable. Cette étape d’oxydation capture le soufre du flux de gaz acide et produit un flux de CO2propre contenant de l’humidité qui peut être facilement séquestré ou utilisé pour une récupération améliorée de pétrole.
Le débit volumique du gaz résiduaire est nettement inférieur au débit du gaz de combustion brûlé ou du flux de gaz de départ. Par conséquent, une quantité réduite d’équipement est nécessaire pour traiter le gaz résiduaire. De même, une quantité réduite de sorbant est nécessaire, ce qui réduit encore la quantité résultante de polluant solide. Le refroidissement du gaz résiduaire produit un condensat qui peut être utilisé dans d’autres procédés unitaires du procédé de production de noir de carbone.
EXEMPLES
Pour démontrer quantitativement le procédé de la présente invention, une simulation a été réalisée en utilisant la simulation Aspen et sur la base de données rassemblées de gaz résiduaires provenant d’installations de production de noir de carbone. Dans la simulation, l’unité d’exploitation configurée comme représenté sur les figures 3A et 3B a été utilisée. L’organigramme/configuration d’exploitation se poursuit de la à la où « VERS l’unité amine » sur la se poursuit sur la au niveau de la flèche « De R-002 ».
Sur les figures 3A-B, les abréviations/symboles sont les suivants :
Z-01 – Compresseur de gaz résiduaire
G-01/G-02- Lits de garde
B-01/B-02 – Chaudière de récupération de chaleur
P-01/P-02- Pompes à eau d’alimentation de chaudière
H-01/H-02- Réacteur(s) d’hydrolyse
R-01A/B- Réacteur de conversion eau-gaz de 1er étage
R-02A/B- Réacteur de conversion eau-gaz de 2e étage
E-01- Rebouilleur
E-02- Refroidisseur
V-01/V-02/V-03 : Séparateur gaz-liquide
C-01- Absorbeur
C-02- Régénérateur
P03/P04- Pompes à sorbant
E03/E04/E05- Échangeur de chaleur
R-03- H2S-Réacteur d’oxydation
R-04- Régénérateur de catalyseur
P05/P06- Pompes à lisier
P-07- Pompe de purge
Z-02- Souffleur d’air
F-01- Filtre de soufre.
Les unités d’exploitation suivantes ont été utilisées/simulées :
Première unité d’exploitation : Compression de gaz (Z-01)
Deuxième unité d’exploitation : Conditionnement de gaz (G-01, G-02, B-01, B-02, P-01, P-02, H-01, H-02)
Troisième unité d’exploitation : unité de conversion de CO (R-01, R-02)
Quatrième unité d’exploitation : Dispositif de lavage aux amines de gaz acides (E-01, E-02, V-01/02/03, C01, C02, P03 et P04, E03/04/05)
Unité d’exploitation finale : Unité de désulfuration (R03, R04, P05/06, P07, Z02, F01)
Dans cette simulation, les tableaux ci-dessous présentent les résultats pour le flux de gaz au fur et à mesure que le flux de gaz progresse à travers les unités d’exploitation des figures 3A-B. Le « numéro de flux » dans les tableaux représente l’emplacement du flux indiqué sur les figures 3A-B.
[Tableau 1A] :
Numéro de flux Unité 01 02 03 04 05 06 07
Description GR brut GR comprimé Entrée Garde/ Hydrolyseur Entrée WGS1 Sortie WGS1 Entrée WGS2 Sortie WGS2
Écoulement kmol/h 5 333 5 333 5 333 5 332 5 332 5 332 5 332
Écoulement Nm3/h 124 000 124 000 124 000 123 979 123 979 123 979 123 979
Écoulement ac m3/h 235 174 568 912 426 776 424 968 364 464 295 297 277 071
Écoulement kg/h 113,412 113 412 113 412 113 412 113 412 113 412 113 412
Température deg. C 230 357,6 200 202,8 310,8 200 205
Pression bara 1,04 2,01 2,01 1,69 1,53 1,53 1,46
Composition
H2S ppmvw 1218 1218 1218 2981 2981 2981 2981
SO2 ppmvw 209 209 209 42 42 42 42
COS ppmvw 274 274 274 1 1 1 1
CS2 ppmvw 668 668 668 7 7 7 7
N2 % en vol. 34,21% 34,21% 34,21% 34,22% 34,22% 34,22% 34,22%
O2 % en vol. 0,24% 0,24% 0,24% 0,24% 0,24% 0,24% 0,24%
CH4 % en vol. 0,38% 0,38% 0,38% 0,38% 0,38% 0,38% 0,38%
C2H2 % en vol. 0,13% 0,13% 0,13% 0,13% 0,13% 0,13% 0,13%
H2 % en vol. 14,93% 14,93% 14,93% 14,88% 23,84% 23,84% 24,26%
CO2 % en vol. 1,51% 1,51% 1,51% 1,60% 10,56% 10,56% 10,98%
CO % en vol. 9,43% 9,43% 9,43% 9,43% 0,47% 0,47% 0,05%
H2O % en vol. 38,93% 38,93% 38,93% 38,81% 29,85% 29,85% 29,43%
[Tableau 1B] :
Numéro de flux flux Unité 08 09 10 11 12 13 14
Description WHB1 BFW WHB1 BFW WHB1 Flux WHB2 BFW WHB2 BFW WHB2 Flux GR après rebouilleur aux amines
Écoulement kmol/h 5 332
Écoulement Nm3/h 123 979
Écoulement ac m3/h 163,456
Écoulement kg/h 10 754 10 754 10 341 7 719 7 719 7 416 113 412
Température deg. C 25 25 184 25 25 184,2149 54,6
Pression bara 1,01 13,01 11,01 1,01 13,01 11,01 1,43
Composition
H2S ppmvw 2981
SO2 ppmvw 42
COS ppmvw 1
CS2 ppmvw 7
N2 % en vol. 34,22%
O2 % en vol. 0,24%
CH4 % en vol. 0,38%
C2H2 % en vol. 0,13%
H2 % en vol. 24,26%
CO2 % en vol. 10,98%
CO % en vol. 0,05%
H2O % en vol. 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 100,00% 29,43%
[Tableau 1C] :
Numéro de flux flux Unité 15 16 17 18 19 20 21 22
Description GR froid GR à l’entrée du dispositif de lavage aux amines Eau à recycler cGR propre Gaz acide vers le dispositif d’oxydation d’H2S Air vers le dispositif d’oxydation d’H2S CO2 vers la liquification S élémentaire
Écoulement kmol/h 5 332 4,182 3 561 621 117 621
Écoulement Nm3/h 123 979 93 735 79 806 13,929 2 622 13 929
Écoulement ac m3/h 153 357 115 946 98 717 17 229 5 686 15 394
Écoulement kg/h 113 412 89 029 24 383 61 839 27 190 261 26 928 871
Température deg. C 40 40 40 40 40 25 27 27
Pression bara 1,40 1,40 1,40 1,10 1,40 2,01 1,40
Composition
H2S ppmvw 2981 3895 149 0 26210 0 0
SO2 ppmvw 42 52 9 0 0 0 0
COS ppmvw 1 2 0 2 0 0 0
CS2 ppmvw 7 6 8 7 0 0 0
N2 % en vol. 34,22% 45,25% 0,04% 53,14% 0,00% 0,00% 0,00%
O2 % en vol. 0,24% 0,32% 0,00% 0,37% 0,00% 100,00% 0,00%
CH4 % en vol. 0,38% 0,50% 0,00% 0,59% 0,00% 0,00% 0,00%
C2H2 % en vol. 0,13% 0,17% 0,00% 0,20% 0,00% 0,00% 0,00%
H2 % en vol. 24,26% 32,09% 0,00% 37,69% 0,00% 0,00% 0,00%
CO2 % en vol. 10,98% 14,47% 0,18% 0,00% 97,38% 0,00% 97,38%
CO % en vol. 0,05% 0,07% 0,00% 0,08% 0,00% 0,00% 0,00%
H2O % en vol. 29,43% 6,74% 99,76% 7,92% 0,00% 0,00% 2,62% 40% en poids
S % en poids 60% en poids
Comme le montre le tableau, la quantité de soufre dans le flux de gaz de départ est presque complètement éliminée avec seulement 2 ppm de COS et 7 ppm de CS2 dans le gaz résiduaire nettoyé 18. Le procédé, dans la simulation, a produit 871 kg/h de soufre élémentaire commercialisable contenant environ 40 % en poids d’eau. La pureté des composants récupérés répondrait également aux spécifications d’élimination souhaitées pour la vente commerciale à l’usage de tiers.
Plus précisément, dans ce procédé modèle, un gaz résiduaire hypothétique, qui est représentatif du procédé de production de noir de carbone couramment utilisé, contenant 1218 ppmvw de sulfure d’hydrogène, 209 ppmvw de SO2, 274 ppmvw de COS, 668 ppmvw de CS2, 34 % en volume d’azote, 15% en poids d’hydrogène, 1,5 % en volume de dioxyde de carbone et 39 % d’eau, ainsi que d’autres composants énumérés dans le tableau 1A, a été traité pour générer un gaz résiduaire nettoyé contenant 53 % en volume d’azote, 37 % en volume d’hydrogène, 7,9 % en volume d’eau, pas de dioxyde de carbone et d’autres composants répertoriés dans le tableau 1C. Un flux de dioxyde de carbone à 97 % (reste : eau) a été généré pour un traitement ultérieur, tel que la compression, la déshydratation, la liquéfaction, etc. pour la séquestration ou l’utilisation dans d’autres procédés avantageux.
La présente invention peut comprendre n’importe quelle combinaison des diverses caractéristiques ou divers modes de réalisation ci-dessus et/ou ci-dessous comme indiqué dans n’importe quels phrases et/ou paragraphes ici. N’importe quelle combinaison de caractéristiques décrites ici est considérée comme faisant partie de la présente invention et aucune limitation n’est prévue en ce qui concerne les caractéristiques combinables.
Le demandeur incorpore spécifiquement le contenu entier de toutes les références citées dans cette divulgation. En outre, lorsqu’une quantité, une concentration ou une autre valeur ou un autre paramètre est donné sous la forme d’une plage, d’une plage préférée ou d’une liste de valeurs préférables supérieures et de valeurs préférables inférieures, cela doit être compris comme divulguant spécifiquement toutes les plages formées à partir d’une quelconque paire d’une quelconque limite de plage supérieure ou valeur préférée et d’une quelconque limite inférieure de plage ou valeur préférée, que les plages soient divulguées séparément ou non. Lorsqu’une plage de valeurs numériques est citée ici, sauf indication contraire, la plage est destinée à inclure les points limites de celle-ci, ainsi que tous les nombres entiers et fractions au sein de la plage. Il n’est pas prévu que la portée de l’invention soit limitée aux valeurs spécifiques citées lors de la définition d’une plage.
D’autres modes de réalisation de la présente invention apparaîtront à l’homme du métier à partir de la considération de la présente spécification et de la pratique de la présente invention décrite ici. Il est prévu que la présente description et les exemples soient considérés comme exemplaires uniquement, les véritables portée et esprit de l’invention étant indiqués par les revendications suivantes et leurs équivalents.
La description précédente des modes de réalisation préférés de la présente invention a été présentée à des fins d’illustration et de description. Elle n’est pas destinée à être exhaustive ou à limiter l’invention à la forme précise décrite. Des modifications et variations sont possibles à la lumière des enseignements ci-dessus, ou peuvent être acquises à partir de la pratique de l’invention. Les modes de réalisation ont été choisis et décrits afin d’expliquer les principes de l’invention et son application pratique pour permettre à l’homme du métier d’utiliser l’invention dans divers modes de réalisation et avec diverses modifications adaptées à l’utilisation particulière envisagée.

Claims (31)

  1. Procédé pour nettoyer un flux de gaz comprenant un gaz résiduaire généré pendant la production de noir de carbone, ledit procédé comprenant :
    - la compression du flux de gaz pour obtenir un flux de gaz comprimé ;
    - la réalisation d’au moins une réaction d’hydrolyse pour obtenir au moins de l’H2S, la réalisation d’au moins une réaction d’hydrogénation pour convertir au moins l’un parmi SO2et SO3en H2S, et la réalisation d’au moins une réaction de conversion d’oxygène pour éliminer l’O2du flux de gaz comprimé, obtenant ainsi un flux de gaz pauvre en O2;
    - la réalisation d’au moins une réaction de conversion eau-gaz sur le flux de gaz pauvre en O2pour obtenir au moins du CO2et obtenir ainsi un flux de gaz de synthèse conditionné ;
    - l’élimination d’au moins une partie desdits H2S et CO2dudit flux de gaz de synthèse conditionné pour obtenir un flux de gaz acide contenant lesdits H2S et CO2et obtenir un flux de gaz traité ayant une valeur combustible ;
    - la conversion d’au moins une partie de l’H2S dans ledit flux de gaz acide en soufre élémentaire et l’élimination dudit soufre élémentaire et obtenir un gaz de dégagement d’élimination de soufre ; et
    - la capture d’au moins une partie dudit CO2dans ledit gaz dégagement d’élimination de soufre,
    dans lequel l’au moins une réaction de conversion d’oxygène comprend soit une autre réaction d’hydrogénation pour convertir l’O2en H2O soit une réaction pour convertir le monoxyde de carbone en dioxyde de carbone ou les deux.
  2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel avant la réalisation de ladite au moins une réaction d’hydrolyse, de ladite au moins une réaction d’hydrogénation et de ladite au moins une réaction de conversion eau-gaz, ledit procédé comprend l’élimination d’au moins une partie de quelconques matières particulaires et de quelconques poisons du catalyseur dudit flux de gaz ou dudit flux de gaz comprimé.
  3. Procédé selon la revendication 1 ou la revendication 2, dans lequel l’au moins une réaction de conversion eau-gaz se produit après ladite au moins une réaction d’hydrolyse et après ladite au moins une réaction d’hydrogénation.
  4. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 3, dans lequel ledit flux de gaz est constitué dudit gaz résiduaire généré pendant la production de noir de carbone.
  5. Procédé selon la revendication 4, dans lequel ledit flux de gaz provient de deux unités de production de noir de carbone ou plus.
  6. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 5, dans lequel ledit flux de gaz comprend en outre un combustible gazeux provenant de sources de production autres que de noir de carbone.
  7. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 6, dans lequel au moins 80 % en volume du flux de gaz est du CO, du CO2, du N2, de l’O2, de l’H2, des hydrocarbures et de l’eau, et comprend également des traces d’espèces soufrées et d’espèces azotées, et éventuellement de l’HCl et du PH3et éventuellement des matières particulaires.
  8. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 7, dans lequel au moins 80 % en volume du flux de gaz est du CO, du CO2, du N2, de l’O2, de l’H2, des hydrocarbures et de l’eau, et comprend également des traces d’espèces soufrées et d’espèces azotées, et éventuellement un ou plusieurs parmi l’HCl et le PH3et les matières particulaires.
  9. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 8, dans lequel le flux de gaz comprend les concentrations de composants suivantes :
    - de 3 à 30 % en volume de CO,
    - de 0,5 à 10 % en volume de CO2,
    - de 3 à 50 % en volume d’H2,
    - de 0,01 à 2 % en volume d’O2,
    - de 0,5 à 10 % en volume d’hydrocarbures,
    - de 1 à 50 % en volume d’eau,
    - de 50 ppm à 10 000 ppm en volume d’espèces soufrées,
    - de 50 ppm à 20 000 ppm en volume d’espèces azotées,
    - de 0 à 20 ppm en volume d’HCl,
    - de 0 à 10 ppm en volume de PH3, et
    - de 0 mg/Nm3 à 80 mg/Nm3de matières particulaires.
  10. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 9, dans lequel ladite compression utilise au moins un compresseur.
  11. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 10, où ladite au moins une réaction d’hydrolyse est accomplie en utilisant au moins un catalyseur d’hydrolyse.
  12. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 11, où ladite au moins une réaction d’hydrogénation est accomplie en utilisant au moins un catalyseur d’hydrogénation.
  13. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 12, dans lequel ladite au moins une réaction de conversion de gaz est accomplie en utilisant au moins un catalyseur résistant au soufre qui convertit le CO et l’H2O en CO2et H2.
  14. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 13, dans lequel ladite au moins une réaction de conversion de gaz est réalisée en présence d’au moins un dispositif de refroidissement pour réguler la température pendant la réaction de conversion de gaz.
  15. Procédé selon la revendication 2, dans lequel ladite élimination de l’au moins une partie de quelconques matières particulaires et de quelconques poisons du catalyseur dudit flux de gaz ou dudit flux de gaz comprimé comprend le passage dudit flux de gaz ou flux de gaz comprimé à travers au moins un lit de filtration et à travers au moins un adsorbant.
  16. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 15, dans lequel ladite élimination d’au moins une partie desdits H2S et CO2dudit flux de gaz de synthèse conditionné est accomplie en utilisant un dispositif de lavage aux amines, une absorption de gaz corrosif avec un ou des solvants non aminés ou une adsorption modulée en pression.
  17. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 16, dans lequel ladite conversion d’au moins une partie de l’H2S dans ledit flux de gaz acide en soufre élémentaire est accomplie en utilisant un procédé d’oxydation catalytique en phase liquide ou un procédé de combustion en phase gazeuse.
  18. Procédé selon la revendication 17, dans lequel ledit procédé de combustion en phase gazeuse utilise un procédé Claus qui convertit l’H2S et le SO2en H2O et S2.
  19. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 18, dans lequel pendant et/ou immédiatement après ladite compression, le flux de gaz et/ou le flux de gaz comprimé est refroidi.
  20. Procédé selon la revendication 15, dans lequel ladite élimination de l’au moins une partie de quelconques matières particulaires et de quelconques poisons du catalyseur dudit flux de gaz ou dudit flux de gaz comprimé fournit ledit flux de gaz ou flux de gaz comprimé ayant moins de 5 ppm en volume d’HCl et moins de 5 ppm en volume de PH3.
  21. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 20, ledit procédé comprenant en outre la réalisation d’au moins une réaction de réduction sur le flux de gaz comprimé ou le flux de gaz de synthèse conditionné pour convertir au moins une partie des espèces contenant de l’azote en N2.
  22. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 21, dans lequel ladite au moins une réaction d’hydrolyse convertit les espèces soufrées dans le flux de gaz comprimé en H2S, et lesdites espèces soufrées comprennent du CS2, du COS et du soufre organique.
  23. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 22, dans lequel ladite au moins une réaction d’hydrolyse convertit en outre l’HCN en NH3.
  24. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 23, dans lequel ladite au moins une réaction d’hydrogénation convertit le SO2et le SO3en H2S et convertit l’O2en H2O ou CO2ou les deux.
  25. Installation pour nettoyer un flux de gaz comprenant un gaz résiduaire généré pendant la production de noir de carbone,
    ladite installation comprenant :
    - au moins un compresseur pour comprimer le flux de gaz afin d’obtenir un flux de gaz comprimé ;
    - une unité de convertisseur catalytique comprenant un ou plusieurs réacteurs à lit fixe qui sont configurés pour réaliser au moins une réaction d’hydrolyse pour obtenir au moins de l’H2S et réaliser au moins une réaction d’hydrogénation pour obtenir au moins de l’H2S, et réaliser au moins une réaction de conversion eau-gaz sur le flux de gaz comprimé pour obtenir du CO2et obtenir un flux de gaz de synthèse conditionné ;
    - une unité de capture de gaz acide pour éliminer au moins une partie desdits H2S et CO2dudit flux de gaz de synthèse conditionné pour obtenir un flux de gaz acide contenant lesdits H2S et CO2et obtenir un flux de gaz traité ayant une valeur combustible ;
    - une unité de conversion du soufre pour convertir au moins une partie de l’H2S dans ledit flux de gaz acide en soufre élémentaire et éliminer ledit soufre élémentaire et obtenir un gaz de dégagement d’élimination de soufre ; et
    - une unité de capture de CO2pour capturer au moins une partie dudit CO2dans ledit gaz de dégagement d’élimination de soufre.
  26. Installation selon la revendication 25, ladite installation comprenant en outre une unité de conditionnement de gaz pour éliminer les matières particulaires et les poisons du catalyseur dudit flux de gaz ou dudit flux de gaz comprimé.
  27. Installation selon la revendication 25 ou 26, dans laquelle lesdits un ou plusieurs réacteurs à lit fixe comprennent au moins un catalyseur d’hydrogénation, au moins un catalyseur d’hydrolyse et au moins un catalyseur résistant au soufre.
  28. Installation selon l’une quelconque des revendications 25 à 27, ladite installation comprenant en outre au moins un dispositif de refroidissement pour réguler la température du flux de gaz traversant l’unité de convertisseur catalytique ou sortant de l’unité de convertisseur catalytique ou les deux.
  29. Installation selon la revendication 26, dans laquelle l’unité de conditionnement de gaz comprend au moins un lit de filtration et au moins un adsorbant, dans laquelle l’au moins un lit de filtration et l’au moins un adsorbant sont dans une même cuve ou des cuves différentes.
  30. Installation selon l’une quelconque des revendications 25 à 29, dans laquelle ladite unité de capture de gaz acide comprend un dispositif de lavage aux amines, une unité d’absorption de gaz acide avec un ou des solvants non aminés ou une unité d’adsorption modulée en pression.
  31. Installation selon l’une quelconque des revendications 25 à 30, dans laquelle ladite installation comprenant en outre au moins un dispositif de refroidissement pour réguler la température du flux de gaz sortant de l’au moins un compresseur.
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