FR2986442A1

FR2986442A1 - METHOD OF CAPTURING CO2 BY ABSORPTION WITH TWO SECTIONS OF ABSORPTION AND USE OF LOW TEMPERATURE VAPOR FOR REGENERATION

Info

Publication number: FR2986442A1
Application number: FR1200332A
Authority: FR
Inventors: Adrien Gomez; Marc Jacquin; Fabien Porcheron; Pierre Antoine Bouillon; Ludovic Raynal
Original assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Current assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Priority date: 2012-02-06
Filing date: 2012-02-06
Publication date: 2013-08-09
Anticipated expiration: 2032-02-06
Also published as: WO2013117828A1; FR2986442B1

Abstract

Le CO contenu dans des fumées de combustion est capté par une première solution absorbante circulant dans le premier circuit S1, puis par une deuxième solution absorbante circulant dans le deuxième circuit S2. Dans le premier circuit S1, seulement une partie du CO est capté (taux de captage inférieur à 90%) et la première solution absorbante est régénérée dans un dispositif dédié. Puis dans le deuxième circuit S2, le restant de CO est éliminé des fumées de combustion pour atteindre les spécifications et la seconde solution absorbante est régénérée dans un dispositif dédié. De manière préférée, la régénération de la première solution absorbante sera réalisée à une température, éventuellement à une pression, inférieure à celle de la seconde solution absorbante.The CO contained in combustion fumes is captured by a first absorbent solution circulating in the first circuit S1, then by a second absorbent solution flowing in the second circuit S2. In the first circuit S1, only a portion of the CO is captured (capture rate less than 90%) and the first absorbent solution is regenerated in a dedicated device. Then in the second circuit S2, the remaining CO is removed from the combustion fumes to reach specifications and the second absorbent solution is regenerated in a dedicated device. Preferably, the regeneration of the first absorbing solution will be carried out at a temperature, possibly at a pressure, lower than that of the second absorbing solution.

Description

La présente invention concerne le domaine de la décarbonatation des fumées de combustion. L'énergie est produite par la combustion des ressources fossiles ce qui 5 rejette du CO2 dans l'atmosphère. Ces émissions font augmenter la concentration du CO2 dans l'atmosphère et provoquent un réchauffement climatique. Pour limiter l'ampleur de ce réchauffement, il est nécessaire de réduire les émissions de CO2 liées à la production d'énergie. Une solution consiste à capter puis stocker le CO2 émis par combustion, notamment au sein des centrales 10 électriques. Un procédé de captage du CO2 sépare le CO2 des autres constituants des fumées issues de la combustion des ressources fossiles et permet ainsi de transporter par la suite le CO2 sous forme concentrée dans un lieu de stockage souterrain. De cette façon, le CO2 est séquestré dans réservoir souterrain au lieu d'être rejeté dans l'atmosphère. 15 Un inconvénient majeur des procédés de captage de CO2 est qu'ils consomment eux même de l'énergie. Dans une centrale électrique, l'installation d'un procédé de captage réduit alors le rendement énergétique dans la centrale : une partie de l'énergie produite par la combustion des ressources fossiles est consommée par l'unité de captage. 20 Pour capter le CO2, le procédé de référence est à ce jour l'absorption du CO2 par une solution basique (e.g. amine), par exemple par une solution aqueuse de monoethanolamine. Un exemple de ce procédé est décrit dans le document FR 2 938 454. Pour éviter la production de CO2 par le procédé dont l'objet est d'éviter le rejet de CO2, il est primordial de minimiser la consommation 25 énergétique, en particulier la consommation énergétique pour régénérer la solution aqueuse d'amine. La présente invention propose de mettre en oeuvre un procédé de captage de CO2 contenu dans les fumées industrielles avec deux circuits 30 distincts, comportant chacun une étape d'absorption et une étape de régénération. Le premier circuit permet d'éliminer la majeure partie du CO2, mais ne permet pas d'atteindre les spécifications requises. Le second circuit permet de réaliser une finition. De manière préférée, pour effectuer la régénération, un des circuits utilise de la vapeur basse température. De manière préférée, pour effectuer la régénération, le premier circuit utilise de la vapeur basse température, afin de limiter la consommation d'énergie associée au captage du CO2. De manière générale, l'invention décrit un procédé de captage de CO2 contenu dans une fumée de combustion dans lequel on effectue les étapes 10 suivantes : a) on met en contact la fumée de combustion avec une première solution absorbante comportant au moins une première amine en phase aqueuse, de manière à produire une fumée appauvrie en CO2 et une première solution absorbante chargée en CO2, 15 b) on chauffe ladite solution absorbante chargée en CO2 à une première température comprise entre 70°C et 90°C pour libérer un flux gazeux de CO2 et produire une solution absorbante régénérée recyclée à l'étape a) en tant que première solution absorbante, c) on met en contact la fumée appauvrie en CO2 obtenue à l'étape a) avec 20 une deuxième solution absorbante comportant au moins une deuxième amine en phase aqueuse, de manière à produire des fumées traitées et une deuxième solution absorbante chargée en CO2, d) on régénère au moins une portion de ladite deuxième solution absorbante chargée en CO2 par chauffage à une deuxième température supérieure à 25 la première température pour produire une fraction régénérée, e) on recycle au moins ladite fraction régénérée à l'étape c) en tant que deuxième solution absorbante. Selon l'invention, la deuxième amine peut être choisie de manière à 30 former une solution monophasique lorsque sa température est inférieure à une température critique et à former deux phases séparables lorsqu'elle est chauffée à une température supérieure à la température critique, et dans lequel, avant l'étape d), on peut effectuer en outre les étapes suivantes : f) on peut chauffer ladite deuxième solution absorbante chargée en CO2 jusqu'à une température supérieure à la température critique pour diviser ladite deuxième solution absorbante en une fraction enrichie en amine et une fraction enrichie en eau, g) on peut séparer ladite fraction enrichie en amine et ladite fraction enrichie en eau, io à l'étape d), on peut régénérer ladite fraction enrichie en eau et, à l'étape e), on peut recycler à l'étape c) un mélange composé de ladite fraction régénérée obtenue à l'étape d) et de ladite fraction enrichie en amine obtenue à l'étape g) en tant que deuxième solution absorbante. Avant l'étape f), on peut pomper ladite deuxième solution absorbante 15 chargée en CO2 jusqu'à une pression comprise entre 2 et 5 bars, puis, avant l'étape d), on peut pomper ladite fraction enrichie en eau jusqu'à une pression comprise entre 4 et 10 bars. Avant l'étape d), on peut pomper ladite deuxième solution absorbante chargée en CO2 jusqu'à une pression comprise entre 2 et 5 bars. 20 On peut effectuer l'étape b) à une première pression et on peut effectuer l'étape d) à une deuxième pression supérieure à la première pression. A l'étape b), on peut augmenter la température de ladite solution absorbante d'une valeur comprise entre 20°C et 50°C de manière à libérer au moins 20% du CO2 capté par ladite solution absorbante à l'étape a). 25 La deuxième température peut être comprise entre 100°C et 190°C. Avant l'étape c), on peut mettre la fumée appauvrie en CO2 obtenue à l'étape a) en contact avec une eau de lavage. On peut effectuer un échange de chaleur entre la solution absorbante régénérée obtenue à l'étape b) et la deuxième solution absorbante chargée en 30 CO2 obtenue à l'étape c). The present invention relates to the field of decarbonation of combustion fumes. Energy is produced by burning fossil fuels, which releases CO2 into the atmosphere. These emissions increase the concentration of CO2 in the atmosphere and cause global warming. To limit the extent of this warming, it is necessary to reduce CO2 emissions related to energy production. One solution consists in capturing and then storing the CO2 emitted by combustion, in particular in the electric power stations. A CO2 capture process separates CO2 from other components of fumes from the combustion of fossil fuels and allows CO2 to be transported in concentrated form to an underground storage facility. In this way, the CO2 is sequestered in the underground reservoir instead of being released into the atmosphere. A major disadvantage of CO2 capture processes is that they themselves consume energy. In a power plant, the installation of a capture process then reduces the energy efficiency in the plant: part of the energy produced by the combustion of fossil resources is consumed by the capture unit. To capture CO2, the reference process is to date the absorption of CO2 by a basic solution (e.g. amine), for example by an aqueous solution of monoethanolamine. An example of this process is described in document FR 2 938 454. In order to avoid the production of CO2 by the process whose object is to avoid the release of CO2, it is essential to minimize the energy consumption, in particular the energy consumption to regenerate the aqueous solution of amine. The present invention proposes to implement a process for capturing CO2 contained in industrial fumes with two separate circuits, each comprising an absorption step and a regeneration step. The first circuit eliminates most of the CO2, but does not achieve the required specifications. The second circuit allows a finish. Preferably, to perform the regeneration, one of the circuits uses low temperature steam. Preferably, to perform the regeneration, the first circuit uses low temperature steam, in order to limit the energy consumption associated with the capture of CO2. In general, the invention describes a method for capturing CO2 contained in a combustion smoke in which the following steps are carried out: a) the combustion smoke is brought into contact with a first absorbent solution comprising at least a first amine in the aqueous phase, so as to produce a CO2-depleted smoke and a first CO2-loaded absorbent solution, b) said CO2-loaded absorbent solution is heated to a first temperature between 70 ° C and 90 ° C to release a flow gaseous CO2 and produce a regenerated absorbent solution recycled in step a) as the first absorbent solution, c) the CO2-depleted smoke obtained in step a) is contacted with a second absorbent solution comprising at least a second amine in aqueous phase, so as to produce treated fumes and a second absorbent solution loaded with CO2, d) regenerates at least a portion of the said second absorbent solution charged with CO2 by heating at a second temperature above the first temperature to produce a regenerated fraction; e) recycling at least said regenerated fraction in step c) as a second absorbing solution. According to the invention, the second amine may be selected to form a monophasic solution when its temperature is below a critical temperature and to form two separable phases when heated to a temperature above the critical temperature, and which, before step d), can further be carried out the following steps: f) said second absorbent solution charged with CO 2 can be heated to a temperature above the critical temperature in order to divide said second absorbent solution into an enriched fraction to amine and a water-enriched fraction, g) said amine-enriched fraction and said water-enriched fraction can be separated in step d), said water-enriched fraction can be regenerated and in step e) a mixture composed of said regenerated fraction obtained in step d) and of said enriched amine fraction obtained in step g) can be recycled in step c). as a second absorbent solution. Before step f), said second absorbent solution 15 charged with CO2 can be pumped to a pressure of between 2 and 5 bars, and then, before step d), said fraction enriched in water can be pumped up to a pressure of between 4 and 10 bar. Before step d), said second absorbent solution charged with CO2 can be pumped to a pressure of between 2 and 5 bar. Step b) can be performed at a first pressure and step d) can be performed at a second pressure greater than the first pressure. In step b), the temperature of said absorbent solution can be increased by a value between 20 ° C. and 50 ° C. so as to release at least 20% of the CO2 captured by said absorbent solution in step a) . The second temperature may range from 100 ° C to 190 ° C. Before step c), the CO2-depleted smoke obtained in step a) can be brought into contact with a washing water. Heat exchange may be effected between the regenerated absorbent solution obtained in step b) and the second CO2-filled absorbent solution obtained in step c).

On peut effectuer un échange de chaleur entre la fraction régénérée obtenue à l'étape d) et la première solution absorbante chargée en CO2 obtenue à l'étape a). La fumée de combustion peut provenir de l'une des unités suivantes : une 5 centrale thermique pour la production d'électricité, une raffinerie, une cimenterie, une installation de sidérurgie, une unité de production de gaz de synthèse par oxydation d'un combustible hydrocarboné. 10 La présente invention permet, par rapport à l'existant, de diminuer le coût des utilités chaudes d'un procédé de captage du CO2. Cette mise en oeuvre est particulièrement intéressante lorsqu'elle met en oeuvre dans le premier circuit une solution absorbante qui permet de réaliser un fort taux de captage malgré une température de régénération relativement basse par rapport aux procédés 15 conventionnels. Le fait d'utiliser au moins deux niveaux de température, voire plus de deux niveaux de température, pour effectuer les régénérations des solutions absorbantes, permet d'exploiter différents fluides disponibles à différents niveaux de température dans l'unité. Ainsi, le procédé de captage de CO2 selon l'invention 20 dispose d'une grande flexibilité d'intégration thermique avec l'unité de combustion. Le fait d'utiliser deux circuits indépendants de solution absorbante permet de régler indépendamment les débits, les taux de charges, la composition des deux solutions absorbantes. Cela contribue à la souplesse de mise en oeuvre 25 du procédé selon l'invention. D'autres caractéristiques et avantages de l'invention seront mieux compris et apparaîtront clairement à la lecture de la description faite ci-après en se référant aux dessins parmi lesquels : 30 - la figure 1 a schématise un procédé selon l'invention, la figure lb schématise une variante du procédé selon l'invention la figure 2 représente la courbe d'évolution de la température critique de démixtion en fonction de la composition de la solution absorbante, la figure 3 schématise un procédé selon l'art antérieur. Heat exchange can be carried out between the regenerated fraction obtained in step d) and the first absorbent solution charged with CO2 obtained in step a). The combustion smoke can come from one of the following units: a thermal power plant for the production of electricity, a refinery, a cement plant, a steel plant, a synthesis gas production unit by oxidation of a fuel hydrocarbon. The present invention makes it possible, compared to the existing one, to reduce the cost of the hot utilities of a CO2 capture process. This implementation is particularly advantageous when it uses in the first circuit an absorbent solution which makes it possible to achieve a high capture rate despite a relatively low regeneration temperature compared with conventional methods. The fact of using at least two temperature levels, or even more than two temperature levels, to perform the regenerations of the absorbent solutions makes it possible to use different fluids available at different temperature levels in the unit. Thus, the CO2 capture method according to the invention has a great flexibility of thermal integration with the combustion unit. The fact of using two independent circuits of absorbent solution makes it possible to regulate independently the flow rates, the charge rates, and the composition of the two absorbent solutions. This contributes to the flexibility of the process according to the invention. Other characteristics and advantages of the invention will be better understood and will become clear from reading the description given below with reference to the drawings, of which: FIG. 1 is a diagram of a method according to the invention, FIG. FIG. 2 shows the evolution curve of the critical demixing temperature as a function of the composition of the absorbent solution. FIG. 3 schematizes a method according to the prior art.

En référence aux figures 1 a et 1 b, les fumées de combustion à traiter arrivent par le conduit 1 à une pression qui peut être comprise entre 1 et 40 bars, et de préférence entre 1 et 30 bars absolus, et à une température qui peut être comprise entre 10°C et 100°C. With reference to FIGS. 1a and 1b, the combustion fumes to be treated arrive via line 1 at a pressure that can be between 1 and 40 bar, and preferably between 1 and 30 bar absolute, and at a temperature that can be between 10 ° C and 100 ° C.

Les fumées de combustion peuvent être produites par une centrale thermique pour la production d'électricité. Le procédé de captage selon l'invention peut également être appliqué à toutes les fumées de combustion, produite par exemple dans une raffinerie, dans une cimenterie, dans une installation de sidérurgie, ou une fumée de combustion produite sous forme de gaz de synthèse par oxydation d'un combustible hydrocarboné. Les fumées de combustion comportent en général entre 5% et 30% volume de CO2. Dans le cas des fumées de combustion, la teneur en composés de type SOx et NOx peut atteindre une valeur de l'ordre de 200 mg/Nm3 volume pour chacun desdits composés. Combustion fumes can be produced by a thermal power plant for the generation of electricity. The capture method according to the invention can also be applied to all combustion fumes, produced for example in a refinery, in a cement plant, in a steel plant, or a combustion smoke produced in the form of synthesis gas by oxidation. a hydrocarbon fuel. Combustion fumes generally comprise between 5% and 30% volume of CO2. In the case of combustion fumes, the content of SOx and NOx type compounds can reach a value of the order of 200 mg / Nm3 volume for each of said compounds.

Les fumées de combustion arrivant par le conduit 1 peuvent être comprimées par l'organe A. Par exemple, l'élément A est une soufflante ou un compresseur assurant une augmentation de pression de l'ordre de 100 à 250 mbar. Selon l'invention, le CO2 est capté par une première solution absorbante 25 circulant dans le premier circuit S1, puis par une deuxième solution absorbante circulant dans le deuxième circuit S2. Dans le premier circuit S1, les fumées issues de A sont introduites par le conduit 2 dans la section d'absorption Cl munie d'éléments de mise en contact entre gaz et liquide, par exemple des plateaux, un garnissage vrac ou un 30 garnissage structuré. Dans la section C1, les fumées sont mises en contact avec une première solution absorbante arrivant par le conduit 8. Dans C1, par exemple, le gaz circule à contre-courant de la solution liquide. La solution absorbante capte le CO2 contenu dans les fumées. On évacue par le conduit 3 en fond de la section Cl une solution absorbante chargée en CO2. On obtient des 5 fumées appauvries en CO2 évacuée en tête de la section C1. Une section de lavage WS1 peut être mise en oeuvre afin d'éviter la contamination de la solution absorbante de la section S2 par entrainement de composés de la solution absorbante provenant de la section S1. Par exemple, la section de lavage WS1 est mise en oeuvre dans le cas où la formulation de la solution absorbante de la 10 section SI est différente de la formulation de la solution absorbante de la section S2. La fumée ainsi traitée est ensuite évacuée par le conduit 10. De préférence, la première solution absorbante est une solution aqueuse d'amine. De manière préférée, la ou les amines utilisées dans le circuit S1 sont choisies pour leur capacité à absorber une grande quantité de composés acides 15 et leur capacité à être régénérées au moins partiellement à température relativement basse, par exemple à une température inférieure à 90°C. Par exemple, la ou les amines utilisées dans le circuit S1 permettent de réaliser un fort taux de captage (néanmoins inférieure à 90%), malgré une régénération à un faible niveau thermique, par exemple à une température inférieure à 90°C. 20 La solution aqueuse mise en oeuvre dans le circuit SI peut comporter entre 10% et 80% poids, de préférence entre 20% et 60% poids, de manière très préférée entre 30% et 50% poids en amines. La solution aqueuse mise en oeuvre dans le circuit S1 peut comporter entre 20% et 90% poids, de préférence entre 40% et 80% poids d'eau, de manière préférée entre 50% et 70% poids d'eau. 25 Dans un mode de \ réalisation, la première solution absorbante peut comporter un autre composé contenant au moins une fonction amine primaire ou secondaire afin de jouer un rôle d'activateur. La deuxième solution absorbante peut contenir une teneur d'activateur comprise entre 0,5% et 20% poids, de préférence entre 0,5% et 15% poids, de manière très préférée entre 0,5% et 30 10% poids, dans la solution aqueuse. The combustion fumes arriving via the duct 1 can be compressed by the member A. For example, the element A is a blower or a compressor providing a pressure increase of the order of 100 to 250 mbar. According to the invention, the CO2 is captured by a first absorbing solution 25 flowing in the first circuit S1, then by a second absorbent solution circulating in the second circuit S2. In the first circuit S1, the fumes from A are introduced via line 2 into the absorption section C1 provided with contacting elements between gas and liquid, for example trays, loose packing or structured packing. . In section C1, the fumes are brought into contact with a first absorbent solution arriving via line 8. In C1, for example, the gas flows countercurrently from the liquid solution. The absorbent solution captures the CO2 contained in the fumes. The bottom duct 3 of the section C1 is evacuated with an absorbent solution loaded with CO2. Fumes depleted in CO2 are obtained evacuated at the head of section C1. A washing section WS1 can be implemented to avoid contamination of the absorbent solution of section S2 by entrainment of compounds of the absorbent solution from section S1. For example, the wash section WS1 is implemented in the case where the formulation of the absorbent solution of the section S1 is different from the formulation of the absorbent solution of the section S2. The smoke thus treated is then discharged through line 10. Preferably, the first absorbent solution is an aqueous solution of amine. Preferably, the amine or amines used in the circuit S1 are chosen for their capacity to absorb a large quantity of acidic compounds and their ability to be regenerated at least partially at a relatively low temperature, for example at a temperature below 90 ° C. vs. For example, the amine or amines used in the circuit S1 make it possible to achieve a high capture rate (nevertheless less than 90%), despite a regeneration at a low thermal level, for example at a temperature below 90 ° C. The aqueous solution used in the SI circuit can comprise between 10% and 80% by weight, preferably between 20% and 60% by weight, very preferably between 30% and 50% by weight of amines. The aqueous solution used in the circuit S1 can comprise between 20% and 90% by weight, preferably between 40% and 80% by weight of water, preferably between 50% and 70% by weight of water. In one embodiment, the first absorbent solution may comprise another compound containing at least one primary or secondary amine function to act as an activator. The second absorbent solution may contain an activator content of between 0.5% and 20% by weight, preferably between 0.5% and 15% by weight, very preferably between 0.5% and 10% by weight, in the aqueous solution.

La solution absorbante peut par ailleurs contenir un solvant organique, non réactif vis à vis des gaz acides, mais qui permet d'augmenter la solubilité physique d'une impureté, afin d'améliorer son élimination (solvant physique). On peut choisir les amines parmi les amines ayant les caractéristiques 5 suivantes: un taux de captage supérieur à 50% pour une énergie de régénération inférieure à 10 GJ/ tCO2 capté. Par exemple, on peut choisir l'amine parmi les composés suivants : la monoethanolamine (MEA), 2-amino-2-methyl-propanol (AMP), 1-amino-2-propanol, 2-amino-1-butanol, 1-(2-aminoethyl)-pyrrolidine, diethanolamine (DEA), 2 (ethylamino) ethanol, 2-méthylpipérazine, N10 methyldiethanolamine (MDEA), 1-(dimethylamino)-2-propanol, la N,N,N',N'- Tétraméthylhexane-1,6-diamine (TMHDA), 1-amino-6-pyrodinyl-hexane, Pentamethyldipropylenetriamine, N, N, N', N'-Tetraethyldiethylenetriamine, Bis[2- (N, N-diméthylamino)-éthyl]éther. Ces amines peuvent être employées seules, ou en mélange. 15 Les amines peuvent également être mélangées à des solvants à caractère physique, par exemple le méthanol, le sulfolane, les polyéthylèneglycols qui peuvent être éthérifiés, les pyrrolydones ou dérivés comme par exemple la N-méthylpyrrolidone, la N-formyl morpholine, l'acétyl morpholine, le carbonate de propylène. Par exemple, la solution absorbante 20 comporte entre 10% et 50% poids d'un solvant à caractère physique. La solution absorbante évacuée en fond de la section Cl par le conduit 3 est régénérée par chauffage afin de provoquer une libération sous forme gazeuse du CO2 absorbé par la solution. La solution 3 est chauffée dans l'échangeur E9, E6 puis dans l'échangeur de chaleur E1. Dans l'échangeur E1, la solution 25 absorbante est chauffée jusqu'à une température comprise entre 70°C et 90°C, de préférence entre 75°C et 85°C à l'aide de vapeur basse température, par exemple une vapeur dont la température est comprise entre 80°C et 100°C, de préférence entre 80°C et 92°C. De préférence, l'augmentation totale de température subie par la solution absorbante dans les échangeurs E9, E6 et El est limitée, par 30 exemple à une valeur comprise entre 20°C et 50°C. Lors du chauffage de la solution absorbante dans E9, E6 puis dans E1, une part non négligeable du CO2 absorbé est libérée sous forme gazeuse. La solution absorbante et le CO2 gazeux issus de El sont introduits dans le ballon de flash Fl pour être séparés. Par exemple, la pression dans le ballon de flash Fl est comprise entre 1 et 2 bars absolus. Le CO2 gazeux est évacué en tête de Fl par le conduit 9. La solution absorbante appauvrie en CO2 est évacuée en fond du ballon Fl par le conduit 5 pour être introduit dans l'échangeur de chaleur E6 afin de réchauffer la solution absorbante arrivant par le conduit 3b. La solution refroidie qui est issue de E6 par le conduit 6, est introduite dans l'échangeur El() afin de préchauffer le flux 14. Le flux 6 refroidi dans El 0 est évacué par la conduite 48 et introduite dans le bac de stockage B1. Un appoint en eau ou en amine peut être introduit dans le bac de stockage respectivement par les conduits 11 et 12. Un flux de solution absorbante est prélevé de B1 par le conduit 7. L'échangeur de chaleur E7 permet de baisser la température de la solution 7 jusqu'à une valeur adéquate pour réaliser l'absorption dans Cl par exemple à une température comprise entre 20°C et 40°C. La solution absorbante issue de E7 est recyclée en étant introduite dans la section d'absorption Cl par le conduit 8. Les fumées appauvries en CO2 issues de Cl sont introduites dans la section de lavage WS1 pour retirer l'amine et les éventuels produits de dégradation de l'amine entrainé par les fumées. La section de lavage WS1 est munie d'éléments de mise en contact entre gaz et liquide, par exemple des plateaux, un garnissage en vrac ou un garnissage structuré. Dans la section WS1, les fumées appauvries en CO2 sont mises en contact avec de l'eau arrivant par le conduit 49. Dans WS1, par exemple, le gaz circule à contre-courant de la solution liquide. L'eau de lavage capte l'amine et les éventuels produits de dégradation de l'amine contenus dans les fumées appauvries en CO2. On évacue par le conduit 50 en fond de la section WS1 l'eau de lavage chargée en l'amine et en produits de dégradation de l'amine. On obtient des fumées purifiées qui sont évacuées en tête de la section WS1 par le conduit 10.30 Dans le deuxième circuit S2, les fumées partiellement décarbonatées issues de la section WS1 sont introduites par le conduit 10 dans la section d'absorption C2 munie d'éléments de mise en contact entre gaz et liquide, par exemple des plateaux, un garnissage vrac ou un garnissage structuré. Dans la 5 section C2, les fumées sont mises en contact avec la seconde solution absorbante arrivant par le conduit 13. Dans C2, par exemple, le gaz circule à contre-courant de la solution liquide. La solution absorbante capte une partie du CO2 restant contenu dans les fumées. On évacue par le conduit 14 en fond de la section C2 une solution absorbante chargée en CO2. On obtient des fumées 10 appauvries en CO2 évacuées en tête de la section C2 par le conduit 20. La composition de la deuxième solution absorbante comporte des amines en phase aqueuse. On peut mettre en oeuvre une solution aqueuse comportant, en général entre 10% et 80% poids, de préférence entre 20% et 60% poids, de manière très préférée entre 30% et 50%poids en amines. La solution aqueuse 15 peut comporter entre 20% et 90% poids, de préférence entre 40% et 80% poids d'eau, de manière très préférée entre 50% et 70% poids d'eau. Dans un mode de réalisation, la seconde solution absorbante peut comporter un autre composé contenant au moins une fonction amine primaire ou secondaire afin de jouer un rôle d'activateur. La deuxième solution absorbante 20 peut contenir une teneur d'activateur comprise entre 0,5% et 20% poids, de préférence entre 0,5% et 15% poids, de manière très préférée entre 0,5% et 10% poids, dans la solution aqueuse. Une liste non exhaustive des composés pouvant être utilisés comme activateur est donnée ci-dessous : 25 BenzylAmine, N-MethylBenzylAmine, N-EthylBenzylAmine, a-MethylBenzylAmine, a-EthylBenzylAmine, 30 PhénéthylAmine, TetraHydrolsoQuinoline, Isolndoline, ButylAmine, N-ButylPipérazine, MonoEthanolAmine, AminoEthylEthanolAmine, DiGlycolAmine, Pipérazine, N-(2-HydroxyEthyl)Pipérazine, N-(2-AminoEthyl)Pipérazine, N-MethylPipérazine, N-EthylPipérazine, N-PropylPipérazine, 1 ,6-HexaneDiAmine, 1 ,1 ,9,9-TetraMéthylDiPropylèneTriamine, Morpholine, Pipéridine, 3-(MetylAmino)PropylAmine, N-MethylBenzylAmine. The absorbent solution may also contain an organic solvent which is not reactive with respect to acid gases, but which makes it possible to increase the physical solubility of an impurity, in order to improve its elimination (physical solvent). The amines may be selected from amines having the following characteristics: a capture rate higher than 50% for a regeneration energy of less than 10 GJ / tCO2 captured. For example, the amine can be selected from the following compounds: monoethanolamine (MEA), 2-amino-2-methylpropanol (AMP), 1-amino-2-propanol, 2-amino-1-butanol, 1 - (2-aminoethyl) -pyrrolidine, diethanolamine (DEA), 2 (ethylamino) ethanol, 2-methylpiperazine, N-methyldiethanolamine (MDEA), 1- (dimethylamino) -2-propanol, N, N, N ', N' Tetramethylhexane-1,6-diamine (TMHDA), 1-amino-6-pyrodinylhexane, Pentamethyldipropylenetriamine, N, N, N ', N'-Tetraethyldiethylenetriamine, Bis [2- (N, N-dimethylamino) -ethyl] ether. These amines can be used alone, or in admixture. The amines can also be mixed with solvents of a physical nature, for example methanol, sulfolane, polyethylene glycols which can be etherified, pyrrolydones or derivatives such as for example N-methylpyrrolidone, N-formyl morpholine, acetyl morpholine, propylene carbonate. For example, the absorbent solution comprises between 10% and 50% by weight of a physical solvent. The absorbent solution discharged at the bottom of section C1 through line 3 is regenerated by heating in order to cause a release in gaseous form of the CO2 absorbed by the solution. Solution 3 is heated in exchanger E9, E6 and then in heat exchanger E1. In the exchanger E1, the absorbent solution is heated to a temperature between 70 ° C and 90 ° C, preferably between 75 ° C and 85 ° C using low temperature steam, for example a steam whose temperature is between 80 ° C and 100 ° C, preferably between 80 ° C and 92 ° C. Preferably, the total temperature increase experienced by the absorbent solution in the E9, E6 and E1 exchangers is limited, for example, to a value between 20 ° C and 50 ° C. During the heating of the absorbent solution in E9, E6 and then in E1, a not inconsiderable part of the absorbed CO2 is released in gaseous form. The absorbent solution and the gaseous CO2 from El are introduced into the flash flask Fl to be separated. For example, the pressure in the flash balloon Fl is between 1 and 2 bar absolute. The CO2 gas is discharged at the top of Fl through line 9. The absorbent solution depleted in CO2 is discharged at the bottom of flask Fl through line 5 to be introduced into the heat exchanger E6 to heat the absorbent solution arriving by the leads 3b. The cooled solution, which comes from E6 via line 6, is introduced into exchanger El () in order to preheat stream 14. Stream 6 cooled in El 0 is evacuated via line 48 and introduced into storage tank B1 . A booster of water or amine can be introduced into the storage tank respectively through the ducts 11 and 12. A flow of absorbent solution is taken from B1 via the duct 7. The heat exchanger E7 makes it possible to lower the temperature of the solution 7 to a suitable value to achieve the absorption in Cl for example at a temperature between 20 ° C and 40 ° C. The absorbent solution resulting from E7 is recycled by being introduced into the absorption section C1 via line 8. The CO2-depleted fumes from Cl are introduced into the washing section WS1 to remove the amine and any degradation products. of the amine driven by the fumes. The washing section WS1 is provided with contacting elements between gas and liquid, for example trays, loose packing or structured packing. In section WS1, the CO2-depleted fumes are brought into contact with water flowing through line 49. In WS1, for example, the gas flows countercurrently from the liquid solution. The wash water captures the amine and any amine degradation products contained in the CO2-depleted fumes. The wash water charged with the amine and amine degradation products is discharged via line 50 into the bottom of section WS1. Purified fumes are obtained which are discharged at the head of section WS1 via line 10.30. In second circuit S2, the partially decarbonated fumes from section WS1 are introduced through line 10 into the absorption section C2 provided with elements. contacting between gas and liquid, for example trays, loose packing or structured packing. In section C2, the fumes are contacted with the second absorbent solution arriving via line 13. In C2, for example, the gas flows countercurrently from the liquid solution. The absorbent solution captures some of the remaining CO2 contained in the fumes. Throughout the conduit 14 is evacuated at the bottom of the section C2 an absorbent solution loaded with CO2. CO2-depleted fumes evacuated at the top of section C2 are obtained via line 20. The composition of the second absorbent solution comprises amines in aqueous phase. It is possible to use an aqueous solution comprising, in general, between 10% and 80% by weight, preferably between 20% and 60% by weight, very preferably between 30% and 50% by weight of amines. The aqueous solution may comprise between 20% and 90% by weight, preferably between 40% and 80% by weight of water, very preferably between 50% and 70% by weight of water. In one embodiment, the second absorbent solution may comprise another compound containing at least one primary or secondary amine function to act as an activator. The second absorbent solution 20 may contain an activator content of between 0.5% and 20% by weight, preferably between 0.5% and 15% by weight, very preferably between 0.5% and 10% by weight, in the aqueous solution. A non-exhaustive list of compounds that can be used as activator is given below: BenzylAmine, N-MethylBenzylAmine, N-EthylBenzylAmine, α-MethylBenzylAmine, α-EthylBenzylAmine, PhenethylAmine, TetraHydrolsoQuinoline, Isolndoline, ButylAmine, N-ButylPiperazine, MonoEthanolAmine , AminoEthylEthanolAmin, DiGlycolAmine, Piperazine, N- (2-Hydroxyethyl) piperazine, N- (2-Aminoethyl) piperazine, N-MethylPiperazine, N-EthylPiperazine, N-PropylPiperazine, 1,6-HexaneDiAmine, 1, 1, 9,9 Tetra-methyl-propylene triamine, morpholine, piperidine, 3- (Metyl-amino) propyl-amine, N-methyl-benzyl amine.

Les amines de la seconde solution absorbante peuvent également être mélangées à des solvants à caractère physique, par exemple le méthanol, le sulfolane, les polyéthylèneglycols qui peuvent être éthérifiés, les pyrrolydones ou dérivés comme par exemple la N-méthylpyrrolidone, la N-formyl morpholine, l'acétyl morpholine, le carbonate de propylène. Par exemple, la solution absorbante comporte entre 10% et 50% poids d'un solvant à caractère physique. Dans le mode de la réalisation de la figure 1 a, on choisit une amine qui, en phase aqueuse, présente la propriété de former une solution monophasique 30 lorsqu'elle est en solution aqueuse à une température inférieure à une température critique, et de former deux phases liquides séparables lorsque la température de la solution absorbante est supérieure à ladite température critique. En d'autres termes, on choisit l'amine de telle sorte que la solution absorbante qui est au départ monophasique forme deux phases liquides lorsque sa température dépasse la température critique de démixtion, c'est-à-dire un seuil de température. Par exemple, on peut choisir l'amine de la deuxième solution absorbante parmi les composés suivants : la N,N,N',N'-Tétraméthylhexane-1,6-diamine, et la N,N,N",N"-tetraéthyldiéthylènetriamine. Ces amines peuvent être employées 10 seules, ou en mélange. La figure 2 montre un exemple d'évolution de la température critique T (en °C) de démixtion en fonction de la concentration [C] (en % poids) en amine TMHDA (N,N,N',N'-Tétraméthylhexane-1,6-diamine) pour une solution absorbante 15 constituée de TMHDA en solution aqueuse, n'ayant pas absorbé de composés acides. Le domaine M indique les conditions de température et de concentration pour lesquelles la solution absorbante est monophasique. Le domaine D indique les conditions de température et de concentration pour lesquelles la solution absorbante est diphasique. A haute température, la solution absorbante de 20 concentration globale [C0] en amines est diphasique (zone D) et se sépare en deux phases, l'une pauvre en amines (concentration [C1] en amine), l'autre riche en amines (concentration [C2] en amine). En référence à la figure 1 a, la solution absorbante chargée en CO2 issue 25 de la section C2 par le conduit 14 est réchauffée dans E10, puis pompée par la pompe P1 jusqu'à une pression comprise entre 2 et 5 bars abs, de préférence entre 3 et 4 bars abs. Puis la solution est chauffée dans l'échangeur E2 jusqu'à une température supérieure à sa température de démixtion. La solution absorbante issue de E2 est introduite dans le ballon de séparation D. Dans le 30 ballon D, la solution est à une température supérieure à la température critique pour laquelle la solution absorbante se sépare en deux fractions : une fraction Ll riche en amine et une fraction L2 riche en eau. La fraction Ll est riche en amine n'ayant pas réagi avec le CO2. La fraction L2 est riche en eau et comporte des sels d'amines produits par la réaction de l'amine avec le CO2. De plus, sous l'effet de la hausse de température, une fraction gazeuse G riche en CO2 est libérée dans D. Dans le ballon D, les fractions Ll et L2 peuvent être séparées par décantation, centrifugation. La fraction L2 riche en eau est évacuée de D par le conduit 15, pompée par la pompe P2 jusqu'à une pression comprise entre 4 et 10 bars abs, de préférence entre 6 et 8 bars abs. Puis la fraction L2 sous pression est introduite dans la section de régénération R par le conduit 17 pour être régénérée par distillation et/ou entraînement des composés acides par la vapeur, opération couramment nommée "stripage". The amines of the second absorbent solution can also be mixed with solvents of a physical nature, for example methanol, sulfolane, polyethylene glycols which can be etherified, pyrrolydones or derivatives such as for example N-methylpyrrolidone, N-formyl morpholine , acetyl morpholine, propylene carbonate. For example, the absorbent solution comprises between 10% and 50% by weight of a solvent of a physical nature. In the embodiment of FIG. 1a, an amine is chosen which, in the aqueous phase, has the property of forming a monophasic solution when it is in aqueous solution at a temperature below a critical temperature, and forming two separable liquid phases when the temperature of the absorbent solution is greater than said critical temperature. In other words, the amine is chosen so that the absorbing solution which is initially monophasic forms two liquid phases when its temperature exceeds the critical demixing temperature, that is to say a temperature threshold. For example, the amine of the second absorbent solution can be selected from the following compounds: N, N, N ', N'-Tetramethylhexane-1,6-diamine, and N, N, N ", N" - tetraéthyldiéthylènetriamine. These amines can be used alone, or in admixture. FIG. 2 shows an example of evolution of the critical temperature T (in ° C) of demixing as a function of the concentration [C] (in% by weight) in amine TMHDA (N, N, N ', N'-Tetramethylhexane). 1,6-diamine) for an absorbent solution consisting of TMHDA in aqueous solution, having not absorbed acidic compounds. Domain M indicates the temperature and concentration conditions for which the absorbent solution is monophasic. Domain D indicates the temperature and concentration conditions for which the absorbing solution is two-phase. At high temperature, the absorbent solution of global concentration [CO] in amines is diphasic (zone D) and separates into two phases, one poor in amines (concentration [C1] in amine), the other rich in amines (concentration [C2] to amine). With reference to FIG. 1a, the absorbent solution charged with CO2 resulting from section C2 via line 14 is reheated in E10 and then pumped by pump P1 to a pressure of between 2 and 5 bar abs, preferably between 3 and 4 bars abs. Then the solution is heated in the exchanger E2 to a temperature above its demixing temperature. The absorbent solution from E2 is introduced into the separation flask D. In the flask D, the solution is at a temperature above the critical temperature for which the absorbent solution separates into two fractions: an amine-rich fraction L1 and a L2 fraction rich in water. The fraction L1 is rich in unreacted amine with CO2. Fraction L2 is rich in water and contains amine salts produced by the reaction of amine with CO2. In addition, under the effect of the rise in temperature, a gas fraction G rich in CO2 is released in D. In the balloon D, the fractions L1 and L2 can be separated by decantation, centrifugation. Water-rich fraction L2 is discharged from D via line 15, pumped by pump P2 to a pressure of between 4 and 10 bar abs, preferably between 6 and 8 bar abs. Then the fraction L2 under pressure is introduced into the regeneration section R via line 17 to be regenerated by distillation and / or entrainment of the acidic compounds by steam, operation commonly known as "stripping".

Alternativement, selon le mode de réalisation de la figure 1 b, on peut choisir l'amine pour capter les composés acides, avec ou sans propriété de donner deux phases liquides séparables lorsque la température de la solution absorbante est augmentée. Par exemple, l'amine de la deuxième solution absorbante peut être choisie parmi les composés suivants : MEA (monoéthanolamine), la DEA (diéthanolamine), la MDEA (méthyldiéthanolamine), la DIPA (diisopropylamine), ou la DGA (diglycolamine), mais aussi parmi des multiamines telles que la pipérazine, la N-(2-hydroxyéthyl)piperazine, la 1,2-bis(2- diéthylaminoéthoxy)éthane, et la 1,2-bis(2-pyrolidinoéthoxy)éthane et la 2- méthylpipérazine. Alternatively, according to the embodiment of FIG. 1b, the amine can be chosen to capture the acidic compounds, with or without the property of giving two separable liquid phases when the temperature of the absorbing solution is increased. For example, the amine of the second absorbing solution may be chosen from the following compounds: MEA (monoethanolamine), DEA (diethanolamine), MDEA (methyldiethanolamine), DIPA (diisopropylamine), or DGA (diglycolamine), but also among multiamines such as piperazine, N- (2-hydroxyethyl) piperazine, 1,2-bis (2-diethylaminoethoxy) ethane, and 1,2-bis (2-pyrolidinoethoxy) ethane and 2-methylpiperazine .

En référence à la figure 1 b, la solution absorbante chargée en CO2 issue de la section C2 par le conduit 14 est réchauffée dans E10, puis pompée par la pompe P1 jusqu'à une pression comprise entre 2 et 5 bars abs, de préférence entre 3 et 4 bars abs. Puis la solution est chauffée dans l'échangeur E2. La solution absorbante issue de E2 est introduite dans le ballon de flash F5. Sous l'effet de la hausse de température, une fraction gazeuse riche en CO2 est libérée dans F5. Cette fraction gazeuse est évacuée de F5 par le conduit 42. La solution absorbante partiellement débarrassée de CO2 est évacuée de F5 par le conduit 27 pompée par la pompe P2 jusqu'à une pression comprise entre 4 et 10 bars abs, de préférence entre 6 et 8 bars abs. Puis la solution absorbante sous pression est introduite dans la section de régénération R par le conduit 17 pour être régénérée par distillation ou entraînement des composés acides par la vapeur, opération couramment nommée "stripage". With reference to FIG. 1b, the absorbent solution charged with CO2 from section C2 via line 14 is reheated in E10 and then pumped by pump P1 to a pressure of between 2 and 5 bar abs, preferably between 3 and 4 bars abs. Then the solution is heated in the exchanger E2. The absorbent solution from E2 is introduced into the flash balloon F5. Under the effect of the rise in temperature, a gaseous fraction rich in CO2 is released in F5. This gaseous fraction is removed from F5 via line 42. The absorbent solution partially freed of CO2 is removed from F5 by line 27 pumped by pump P2 to a pressure of between 4 and 10 bar abs, preferably between 6 and 8 bars abs. Then the absorbent solution under pressure is introduced into the regeneration section R via line 17 to be regenerated by distillation or entrainment of the acidic compounds by steam, operation commonly known as "stripping".

En référence aux figures 1 a et 1 b, les pompes P1 et P2 permettent d'effectuer la régénération de la solution absorbante dans le circuit S2 à une pression supérieure à celle de la régénération dans le circuit S1. Par exemple, la pression dans les équipements D, F5 et R est supérieure à la pression dans le ballon F 1 . With reference to FIGS. 1a and 1b, the pumps P1 and P2 make it possible to carry out the regeneration of the absorbent solution in the circuit S2 at a pressure greater than that of the regeneration in the circuit S1. For example, the pressure in the equipment D, F5 and R is greater than the pressure in the balloon F 1.

En référence aux figures 1 a et 1 b, la section de régénération R est équipée d'un rebouilleur E3 et d'interne de mise en contact entre gaz et liquide. Dans R, la fraction de solution absorbante est mise en contact avec de la vapeur d'eau qui est générée par le rebouilleur E3 et introduite en fond de R. Par exemple, le rebouilleur E3 chauffe la fraction de solution absorbante à une température comprise entre 100°C et 190°C, de préférence entre 120°C et 190°C, voire entre 140°C et 190°C. Le CO2 est libéré sous forme gazeuse et évacuée de R par le conduit 19. Le flux 19 de vapeur d'eau riche en CO2 est partiellement condensé par refroidissement dans E8. Les condensats sont séparés du CO2 gazeux dans le ballon de séparation F2. Les condensats sont introduits par le conduit 21 en tête de la section R à titre de recycle. Le CO2 gazeux est évacué par le conduit 22. La solution régénérée est évacuée de la section R par le conduit 18. Referring to Figures 1a and 1b, the regeneration section R is equipped with a reboiler E3 and internal contacting between gas and liquid. In R, the absorbent solution fraction is brought into contact with water vapor which is generated by the reboiler E3 and introduced at the bottom of R. For example, the reboiler E3 heats the absorbent solution fraction at a temperature between 100 ° C and 190 ° C, preferably between 120 ° C and 190 ° C, or between 140 ° C and 190 ° C. The CO2 is released in gaseous form and discharged from R via line 19. The flow 19 of CO2-rich water vapor is partially condensed by cooling in E8. The condensates are separated from the CO2 gas in the separation flask F2. The condensates are introduced through line 21 at the top of section R as a recycle. The CO2 gas is evacuated via line 22. The regenerated solution is removed from section R via line 18.

Le flux 18 est introduit dans l'échangeur E2 pour réchauffer la solution absorbante 14 issue de la section C2. Après avoir été refroidi, le flux est évacué de E2 par le conduit 23. En référence à la figure 1 a, on assemble dans le conduit 46 le flux 5 arrivant par le conduit 23 et la fraction Ll riche en amine évacuée de D par le conduit 16. En référence à la figure 1 b, on le conduit 23 est prolongé par le conduit 46. En référence aux figures la et 1 b, le flux 46 sert à réaliser une préchauffe 10 du flux 3 à l'aide de l'échangeur E9. Le flux 46, refroidi dans E9, est introduit dans le bac de stockage B2 par la conduite 47. En fonction des niveaux de pression imposés par les pompes P1 et P2, on prévoit des détentes effectuées par la vanne V1 disposée sur le conduit 18 et la vanne V2 disposée en amont du bac de stockage B2 pour équilibrer les pressions. 15 Un appoint en eau ou en amine peut être introduit dans le bac de stockage B2 respectivement par les conduits 24 et 25. Un flux de solution absorbante est prélevé de B2 par le conduit 26. L'échangeur de chaleur E6 permet de baisser la température de la solution 26 jusqu'à une valeur adéquate pour réaliser l'absorption dans C2, par exemple à une température comprise entre 20 20°C et 40°C. La solution absorbante issue de E6 est recyclée en étant introduite dans la section d'absorption C2 par le conduit 13. Les fumées appauvries en CO2 issues de C2 par le conduit 20 sont introduites dans la section de lavage WS2 pour retirer l'amine et les éventuels 25 produits de dégradation de l'amine entrainés par les fumées. La section de lavage WS2 est munie d'éléments de mise en contact entre gaz et liquide, par exemple des plateaux, un garnissage en vrac ou un garnissage structuré. Dans la section WS2, les fumées appauvries en CO2 sont mises en contact avec de l'eau arrivant par le conduit 30. Dans WS2, par exemple, le gaz circule à contre-courant de la 30 solution liquide. L'eau de lavage capte l'amine et les éventuels produits de dégradation de l'amine contenus dans les fumées appauvries en CO2. On évacue par le conduit 31 en fond de la section WS2 l'eau de lavage chargée en amine et en produits de dégradation de l'amine. On obtient des fumées purifiées qui sont évacuées en tête de la section WS2 par le conduit 32. Stream 18 is introduced into exchanger E2 to heat the absorbent solution 14 from section C2. After having been cooled, the flow is removed from E2 via line 23. With reference to FIG. 1a, the stream 5 arriving via line 23 and the amine-rich fraction L1 discharged from D are assembled in line 46. 16. Referring to Figure 1b, the conduit 23 is extended by the conduit 46. With reference to Figures 1a and 1b, the flow 46 serves to preheat the flow 3 with the aid of the exchanger E9. The stream 46, cooled in E9, is introduced into the storage bin B2 via the pipe 47. Depending on the pressure levels imposed by the pumps P1 and P2, detents are provided by the valve V1 disposed on the pipe 18 and the valve V2 disposed upstream of the storage tank B2 to balance the pressures. A booster in water or amine can be introduced into the storage tank B2 respectively through the ducts 24 and 25. A flow of absorbent solution is taken from B2 by the duct 26. The heat exchanger E6 makes it possible to lower the temperature from solution 26 to a value suitable for carrying out the absorption in C2, for example at a temperature between 20 ° C and 40 ° C. The absorbent solution from E6 is recycled by being introduced into the absorption section C2 via the conduit 13. The CO2-depleted fumes from C2 via the conduit 20 are introduced into the washing section WS2 to remove the amine and the possible amine degradation products resulting from the fumes. The washing section WS2 is provided with gas-liquid contacting elements, for example trays, loose packing or structured packing. In section WS2, the CO2 depleted fumes are contacted with water flowing through line 30. In WS2, for example, the gas flows countercurrently from the liquid solution. The wash water captures the amine and any amine degradation products contained in the CO2-depleted fumes. The washing water loaded with amine and amine degradation products is discharged via line 31 into the bottom of section WS2. Purified fumes are obtained which are discharged at the head of section WS2 via line 32.

Les débits des premières solutions et deuxième solutions absorbantes circulant dans les circuits S1 et S2 sont indépendants et peuvent être déterminés pour profiter au mieux de l'énergie à bas niveau de température nécessaire à la régénération de la première solution absorbante dans El et F 1 . Le CO2 gazeux issu de Fl par le conduit 9 est refroidi dans l'échangeur de chaleur E4, par exemple par un fluide externe tel que de l'eau ou de l'air. Les condensats formés lors du refroidissement sont séparés du CO2 gazeux dans le ballon F3 et évacués par le conduit 44. Le flux de CO2 gazeux évacué de F3 par le conduit 40 est comprimé par le compresseur K1 puis envoyé dans l'unité COMP de compression du CO2 par le conduit 41. The flow rates of the first and second absorbent solutions flowing in the circuits S1 and S2 are independent and can be determined to best take advantage of the energy at low temperature necessary for the regeneration of the first absorbent solution in El and F 1. The CO2 gas from Fl through line 9 is cooled in the heat exchanger E4, for example by an external fluid such as water or air. The condensates formed during cooling are separated from the gaseous CO2 in the flask F3 and discharged via the duct 44. The flow of gaseous CO2 discharged from F3 via the duct 40 is compressed by the compressor K1 and then sent to the compression COMP unit of the CO2 through the duct 41.

Le CO2 gazeux G issu de D par le conduit 42 selon le mode de réalisation de la figure 1a ou le CO2 gazeux issu de F5 par le conduit 42 selon le mode de réalisation de la figure 1 b est refroidi dans l'échangeur de chaleur E5, par exemple par un fluide externe tel que de l'eau ou de l'air. Les condensat formés lors du refroidissement sont séparés du CO2 gazeux dans le ballon F4 et évacués par le conduit 45. Le flux de CO2 gazeux évacué de F4 par le conduit 43 est comprimé par le compresseur K2 puis envoyé dans l'unité COMP de compression du CO2 par le conduit 44. Le CO2 gazeux produit par R est envoyé par le conduit 22 dans l'unité COMP de compression du CO2. The gaseous CO2 G from D via line 42 according to the embodiment of FIG. 1a, or the CO2 gas from F5 via line 42 according to the embodiment of FIG. 1b, is cooled in heat exchanger E5. for example by an external fluid such as water or air. The condensate formed during cooling are separated from the gaseous CO2 in the flask F4 and discharged through the duct 45. The flow of gaseous CO2 discharged from F4 via the duct 43 is compressed by the compressor K2 and then sent to the compression COMP unit of the CO2 through line 44. The CO2 gas produced by R is sent via line 22 to the COMP unit for CO2 compression.

Eventuellement, les flux 22, 41 et 44 de CO2 ont été mis au même niveau de pression par K1 et K2 pour pouvoir être rassemblés avant d'être envoyés à l'unité COMP. Les procédés selon l'invention schématisés par les figures 1 a et 1 b comportent deux circuits de solution absorbante fonctionnant chacun avec un 30 niveau de température de régénération. Sans sortir du cadre de l'invention, le procédé de captage du CO2 selon l'invention peut comporter un troisième circuit de solution absorbante, voire plus de trois circuits, chacun des circuits fonctionnant avec un niveau de température de régénération indépendant, éventuellement différent, du niveau de température de régénération des autres circuits et avec une solution absorbante dont la composition est similaire ou différente de la solution absorbante circulant dans les autres circuits. Les exemples présentés ci-après permettent d'illustrer les avantages du procédé selon l'invention. Optionally, the streams 22, 41 and 44 of CO2 have been put at the same pressure level by K1 and K2 so that they can be collected before being sent to the COMP unit. The processes according to the invention shown diagrammatically in FIGS. 1a and 1b comprise two absorbent solution circuits each operating with a regeneration temperature level. Without departing from the scope of the invention, the CO 2 capture method according to the invention may comprise a third absorbent solution circuit, or even more than three circuits, each of the circuits operating with an optionally different independent regeneration temperature level, the regeneration temperature level of the other circuits and with an absorbent solution whose composition is similar or different from the absorbing solution circulating in the other circuits. The examples presented below make it possible to illustrate the advantages of the process according to the invention.

Le premier exemple illustre le fonctionnement du procédé selon l'invention schématisé par la figure la. La fumée de combustion à traiter comporte 13,5% molaire de CO2 et arrive à un débit nominal de 10 000 Nm3/h. Le procédé est paramétré pour capter 90% du CO2 contenu dans la fumée à traiter, ce qui représente un débit de 2387 15 kg/h de CO2 capté. Dans le circuit S1, on met en oeuvre une solution absorbante comportant 33% poids de TMHDA en phase aqueuse. La solution absorbante est chauffée et dans El à une température de 80°C par de la vapeur d'eau à 0,7 bars. Dans F 1 , 42% du CO2 absorbé par la solution absorbante dans Cl est libéré sous forme 20 gazeuse à 1 bar. Dans ces conditions, le procédé consomme 0,98MW thermique au niveau l'échangeur de chaleur E1. Dans le circuit S2, on met en oeuvre une solution absorbante la même solution absorbante que dans dans le circuit SI, et qui comporte 33% poids de TMHDA en solution aqueuse. Selon le niveau de pression de la solution 25 absorbante comprimée par la pompe Pl, on libère dans D entre 14% et 15% du CO2 absorbé par la solution absorbante dans C2. Puis, la fraction L2 de solution absorbante est régénérée dans R en utilisant de la vapeur d'eau à 9 bars dans le rebouilleur E3. Dans ces conditions, le procédé consomme 0,96 MW thermique au niveau de l'échangeur de chaleur E3. The first example illustrates the operation of the method according to the invention shown schematically in FIG. The combustion smoke to be treated comprises 13.5 mol% of CO2 and reaches a nominal flow rate of 10,000 Nm3 / h. The process is parameterized to capture 90% of the CO2 contained in the smoke to be treated, which represents a flow rate of 2387 15 kg / h of CO2 captured. In circuit S1, an absorbent solution comprising 33% by weight of TMHDA in aqueous phase is used. The absorbent solution is heated and in El at a temperature of 80 ° C with water vapor at 0.7 bar. In F 1, 42% of the CO2 absorbed by the absorbing solution in Cl is released in gaseous form at 1 bar. Under these conditions, the process consumes 0.98 MW thermal at the heat exchanger E1. In the circuit S2, an absorbing solution is used, the same absorbent solution as in the SI circuit, and which comprises 33% by weight of TMHDA in aqueous solution. Depending on the pressure level of the absorbent solution compressed by the pump P1, between 14% and 15% of the CO2 absorbed by the absorbent solution in C2 is released into D. Then, the L2 fraction of absorbent solution is regenerated in R using steam at 9 bar in the reboiler E3. Under these conditions, the process consumes 0.96 MW thermal at the heat exchanger E3.

Pour comprimer le CO2 gazeux, le procédé consomme 0,137 MW électrique au niveau des compresseurs K1 et, K2 et de l'unité COMP. En comparaison, on met en oeuvre le procédé selon l'art antérieur 5 représenté par la figure 3 qui est composé du procédé représenté par la figure 1a amputé du premier circuit de solution absorbante. Les références de la figure 3 identiques aux références de la figure la désignent les mêmes éléments. La fumée de combustion à traiter comporte 13,5% molaire de CO2 et 10 arrive à un débit nominal de 10 000 Nm3/h. Le procédé est paramétré pour capter 90% du CO2 contenu dans la fumée à traiter. On met en oeuvre une solution absorbante comportant 33% poids de TMHDA en phase aqueuse. La fraction L2 de solution absorbante est régénérée 15 dans R en utilisant de la vapeur d'eau à 9 bars dans le rebouilleur E3. Dans ces conditions, le procédé selon l'art antérieur consomme 1,57 MW thermique au niveau de l'échangeur de chaleur E3. Pour comprimer le CO2 gazeux, le procédé consomme 0,11 MW 20 électrique au niveau du compresseur K2 et de l'unité COMP. Pour une même solution absorbante, le procédé selon l'invention consomme 38% de vapeur à 9 bars de moins que le procédé de l'art antérieur. 25 La consommation d'énergie totale de vapeur basse température à 0,7 bars et de vapeur haute température à 9 bars du procédé selon l'invention est quasiment identique à celle du rebouilleur du procédé selon l'art antérieur (schéma représenté sur la figure 3). Les données comparatives sont représentées dans le tableau 1. 30 Art antérieur Procédé a configuration (figure 3) amélioré selon l'invention (figure 1) "figure 1" Gain E Rebouilleur (E3) (MW 1 57 . 0.96 (coût + 388 % thermique) élevé) Consommation de vapeur 9 bar (kg/h) 2785 1703 E Flash (D) (MW terminus) 0 0.98 (coût peu élevé ou nul) Consommation de vapeur 0.7 bar (kg/h) - 1543 Consommation spécifique de - 0.65 - vapeur 0.7 bar (Tonne de vapeur/Tonne de CO2 capté) Consommation e- compression CO2 (COMP) 0.11 0.137 - 25 % (MWe, pression sortie à 110 bar) Tableau 1: Récapitulatif des consommations électriques et gain sur le coût de la consommation de vapeur Dans le cas d'une raffinerie, l'unité FCC est une des plus émettrices de 5 CO2 mais est également une unité qui produit de la vapeur utilisable, mais excédentaire. Par exemple, pour une unité FCC traitant 1 Tonne de charge, la quantité moyenne de CO2 produit est de 0,72 Tonne, et la quantité de vapeur excédentaire est de l'ordre de 0,5 Tonne par Tonne de charge traitée. 10 En considérant un taux de captage de 90%, la quantité de vapeur disponible par Tonne de CO2 capté est de 0,77. La consommation spécifique de vapeur basse pression du procédé amélioré selon l'invention présente une consommation de 0,65 Tonne de vapeur par Tonne de CO2 capté. En conséquence, la consommation de vapeur basse pression est donc largement 15 couverte par la production de vapeur excédentaire de l'unité FCC. To compress the gaseous CO2, the process consumes 0.137 MW electrical compressors K1 and K2 and the COMP unit. In comparison, the method according to the prior art 5 represented by FIG. 3, which is composed of the method represented by FIG. 1a, is amputated from the first absorbent solution circuit. The references of Figure 3 identical to the references in Figure la designate the same elements. The combustion smoke to be treated comprises 13.5 mol% of CO2 and 10 comes to a nominal flow rate of 10,000 Nm3 / h. The process is set to capture 90% of the CO2 contained in the smoke to be treated. An absorbing solution comprising 33% by weight of TMHDA in aqueous phase is used. The L 2 fraction of absorbent solution is regenerated in R using 9 bar steam in reboiler E 3. Under these conditions, the method according to the prior art consumes 1.57 MW thermal at the heat exchanger E3. In order to compress gaseous CO2, the process consumes 0.11 MW of electricity at the compressor K2 and the COMP unit. For the same absorbent solution, the process according to the invention consumes 38% of steam at 9 bar less than the method of the prior art. The total energy consumption of low temperature steam at 0.7 bar and high temperature steam at 9 bar of the process according to the invention is almost identical to that of the reboiler of the process according to the prior art (diagram shown in FIG. 3). The comparative data are shown in Table 1. Prior art Improved configuration method (FIG. 3) according to the invention (FIG. 1) "FIG. 1" E Rewinder Gain (E3) (MW 1 57, 0.96 (cost + 388% thermal) high) Steam consumption 9 bar (kg / h) 2785 1703 E Flash (D) (MW terminus) 0 0.98 (low or no cost) Steam consumption 0.7 bar (kg / h) - 1543 Specific consumption of - 0.65 - steam 0.7 bar (Tonne of vapor / Tonne of CO2 captured) Consumption e- compression CO2 (COMP) 0.11 0.137 - 25% (MWe, pressure output at 110 bar) Table 1: Summary of the electrical consumptions and gain on the cost of steam consumption In the case of a refinery, the FCC unit is one of the most emitting 5 CO2 but is also a unit that produces usable steam, but surplus. For example, for an FCC unit dealing with 1 tonne of load, the average amount of CO2 produced is 0.72 ton, and the amount of excess steam is in the order of 0.5 ton per ton of feedstock treated. Considering a capture rate of 90%, the amount of vapor available per tonne of CO2 captured is 0.77. The specific low pressure vapor consumption of the improved process according to the invention has a consumption of 0.65 ton of steam per tonne of CO2 captured. As a result, the low pressure steam consumption is thus largely covered by the excess steam generation of the FCC unit.

Le coût de la vapeur à 0,7 bars est très faible voire nul comparé à celui de la vapeur à 9 bars. Le coût de régénération du procédé selon l'invention est donc considérablement réduit grâce à l'exploitation de la vapeur excédentaire disponible. The cost of steam at 0.7 bar is very low or even zero compared to that of steam at 9 bar. The regeneration cost of the process according to the invention is therefore considerably reduced by exploiting the excess steam available.

La consommation d'électricité au niveau de la compression du CO2 augmente de 25% pour le procédé selon l'invention par rapport au procédé selon l'art antérieur. Cette augmentation de puissance reste négligeable par rapport au gain sur l'énergie thermique de la régénération du procédé selon l'invention. Par conséquent le procédé selon l'invention est plus économique que le 10 procédé selon l'art antérieur, représenté par la figure 3. The electricity consumption at the level of the compression of CO2 increases by 25% for the process according to the invention compared with the process according to the prior art. This increase in power remains negligible compared to the gain on the thermal energy of the regeneration of the method according to the invention. Consequently, the process according to the invention is more economical than the process according to the prior art, represented by FIG.

Claims

REVENDICATIONS1) Procédé de captage de CO2 contenu dans une fumée de combustion dans lequel on effectue les étapes suivantes : a) on met en contact (C1) la fumée de combustion avec une première solution absorbante comportant au moins une première amine en phase aqueuse, de manière à produire une fumée appauvrie en CO2 et une première solution absorbante chargée en CO2, b) on chauffe (El ) ladite solution absorbante chargée en CO2 à une première température comprise entre 70°C et 90°C pour libérer un flux gazeux de CO2 et produire une solution absorbante régénérée recyclée à l'étape a) en tant que première solution absorbante, c) on met en contact (C2) la fumée appauvrie en CO2 obtenue à l'étape a) avec une deuxième solution absorbante comportant au moins une deuxième amine en phase aqueuse, de manière à produire des fumées traitées et une deuxième solution absorbante chargée en CO2, d) on régénère (R) au moins une portion de ladite deuxième solution absorbante chargée en CO2 par chauffage à une deuxième température supérieure à la première température pour produire une fraction régénérée, e) on recycle au moins ladite fraction régénérée à l'étape c) en tant que deuxième solution absorbante. CLAIMS1) A method for capturing CO2 contained in a combustion smoke in which the following steps are performed: a) contacting (C1) combustion smoke with a first absorbent solution comprising at least a first amine in the aqueous phase, in order to produce a CO2 depleted smoke and a first absorbent solution charged with CO2, b) said absorbed solution (CO) is heated (E1) at a first temperature between 70 ° C and 90 ° C to release a gaseous flow of CO2. and producing a regenerated absorbent solution recycled in step a) as the first absorbent solution, c) contacting (C2) the CO2-depleted smoke obtained in step a) with a second absorbent solution having at least one second amine in the aqueous phase, so as to produce treated fumes and a second absorbent solution loaded with CO2, d) regenerating (R) at least a portion of said second sol absorbent element charged with CO2 by heating at a second temperature above the first temperature to produce a regenerated fraction; e) at least said regenerated fraction in step c) is recycled as the second absorbent solution.

2) Procédé selon la revendication 1, dans lequel la deuxième amine est choisie de manière à former une solution monophasique lorsque sa température est inférieure à une température critique et à former deux phases séparables lorsqu'elle est chauffée à une température supérieure à la température critique, et dans lequel, avant l'étape d), on effectue en outre les étapes suivantes :f) on chauffe (E2) ladite deuxième solution absorbante chargée en CO2 jusqu'à une température supérieure à la température critique pour diviser ladite deuxième solution absorbante en une fraction enrichie en amine et une fraction enrichie en eau, g) on sépare (D) ladite fraction enrichie en amine et ladite fraction enrichie en eau, à l'étape d), on régénère ladite fraction enrichie en eau et, à l'étape e), on recycle à l'étape c) un mélange composé de ladite fraction régénérée obtenue à l'étape d) et de ladite fraction enrichie en amine obtenue à l'étape g) en tant que deuxième solution absorbante. 2) The method of claim 1, wherein the second amine is selected to form a monophasic solution when its temperature is below a critical temperature and to form two separable phases when heated to a temperature above the critical temperature and in which, before step d), the following steps are further carried out: f) heating (E2) said second absorbent solution charged with CO2 to a temperature above the critical temperature to divide said second absorbent solution in an amine-enriched fraction and a water-enriched fraction, g) separating (D) said amine-enriched fraction and said water-enriched fraction, in step d), regenerating said water-enriched fraction and, at step e), a mixture composed of said regenerated fraction obtained in step d) and of said enriched amine fraction obtained in step g) is recycled to step c) in tan. t that second absorbing solution.

3) Procédé selon la revendication 2, dans lequel, avant l'étape f), on pompe (P1) ladite deuxième solution absorbante chargée en CO2 jusqu'à une pression comprise entre 2 et 5 bars, puis, avant l'étape d), on pompe (P2) ladite fraction 15 enrichie en eau jusqu'à une pression comprise entre 4 et 10 bars. 3) Process according to claim 2, wherein, before step f), said second absorbent solution charged with CO2 is pumped (P1) to a pressure of between 2 and 5 bar, then, before step d) , said fraction enriched with water is pumped (P2) to a pressure of between 4 and 10 bar.

4) Procédé selon la revendication 1, dans lequel, avant l'étape d), on pompe (P2) ladite deuxième solution absorbante chargée en CO2 jusqu'à une pression comprise entre 2 et 5 bars. 20 4) The method of claim 1, wherein, before step d), said pump (P2) said second absorbent solution charged with CO2 to a pressure between 2 and 5 bar. 20

5) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel, on effectue l'étape b) à une première pression et on effectue l'étape d) à une deuxième pression supérieure à la première pression. 25 5) Method according to one of the preceding claims, wherein, step b) is carried out at a first pressure and is performed step d) at a second pressure greater than the first pressure. 25

6) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel à l'étape b), on augmente la température de ladite solution absorbante d'une valeur comprise entre 20°C et 50°C de manière à libérer au moins 20% du CO2 capté par ladite solution absorbante à l'étape a). 6) Method according to one of the preceding claims, wherein in step b), the temperature of said absorbent solution is increased by a value between 20 ° C and 50 ° C so as to release at least 20% of the CO2 captured by said absorbent solution in step a).

7) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la deuxième température est comprise entre 100°C et 190°C. 7) Method according to one of the preceding claims, wherein the second temperature is between 100 ° C and 190 ° C.

8) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel avant 5 l'étape c), on met la fumée appauvrie en CO2 obtenue à l'étape a) en contact avec une eau de lavage. 8. Process according to one of the preceding claims, wherein before step c), the CO2-depleted smoke obtained in step a) is brought into contact with a washing water.

9) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel on effectue un échange de chaleur entre la solution absorbante régénérée obtenue à 10 l'étape b) et la deuxième solution absorbante chargée en CO2 obtenue à l'étape c). 9) Method according to one of the preceding claims, wherein is carried out a heat exchange between the regenerated absorbent solution obtained in step b) and the second absorbent solution loaded with CO2 obtained in step c).

10) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel on effectue un échange de chaleur entre la fraction régénérée obtenue à l'étape d) et 15 la première solution absorbante chargée en CO2 obtenue à l'étape a). 10) Method according to one of the preceding claims, wherein is carried out a heat exchange between the regenerated fraction obtained in step d) and the first absorbent solution loaded with CO2 obtained in step a).

11) Procédé selon l'une des revendications précédentes, dans lequel la fumée de combustion provient de l'une des unités suivantes : une centrale thermique pour la production d'électricité, une raffinerie, une cimenterie, une 20 installation de sidérurgie, une unité de production de gaz de synthèse par oxydation d'un combustible hydrocarboné. 11) Method according to one of the preceding claims, wherein the combustion smoke comes from one of the following units: a thermal power station for the production of electricity, a refinery, a cement plant, a steel plant, a unit of synthesis gas production by oxidation of a hydrocarbon fuel.