Brevet FR2970424A1 — publié le 20120720

La présente invention concerne le domaine de la désacidification d'un effluent gazeux. Plus précisément la présente invention propose des composés pour réduire la dégradation d'une solution absorbante mise en ceuvre pour absorber les composés acides contenus dans un effluent gazeux, la solution absorbante comportant des amines en solution aqueuse. En particulier, l'invention concerne des composés utilisés pour réduire la dégradation des amines utilisées pour la désacidification de gaz contenant de l'oxygène, comme par exemple les fumées de combustion. La désacidification des effluents gazeux, tels que par exemple le gaz naturel et les fumées de combustion, est généralement réalisée par lavage par une solution absorbante. La solution absorbante permet d'absorber les composés acides présents dans l'effluent gazeux (H2S, mercaptans, CO2, COS, SO2, CS2). La désacidification de ces effluents, notamment la décarbonatation et la désulfuration, impose des contraintes spécifiques à la solution absorbante, en particulier une stabilité thermique et chimique notamment face aux impuretés de l'effluent, à savoir essentiellement l'oxygène, les SOx et les NOx. L'oxygène peut aussi entrer en contact avec la solution absorbante sans être forcément présent dans l'effluent gazeux à traiter comme dans le cas par exemple d'une entrée accidentelle d'air au niveau des bacs de stockage de solution absorbante. Les solutions absorbantes les plus utilisées aujourd'hui sont les solutions aqueuses d'alcanolamines. On peut citer le document FR 2 820 430 qui propose des procédés de désacidification d'effluents gazeux. Toutefois, il est bien connu de l'homme de l'art que ces amines présentent l'inconvénient de se dégrader dans les conditions de mise en oeuvre. En particulier, les amines peuvent être dégradées par l'oxygène engendrant une consommation de l'amine et la formation de produits de dégradation qui s'accumulent dans l'unité ou, pour les plus volatils, qui sont entraînés dans les effluents gazeux du procédé. Ainsi, en particulier dans le cas du traitement de fumées en post-combustion dans un procédé utilisant une solution aqueuse de monoéthanolamine (MEA) des quantités importantes d'ammoniac sont formées. L'ammoniac ainsi formé est entraîné dans l'atmosphère avec les fumées traitées ce qui pose des problèmes quant à la protection de l'environnement. Dans le cas du captage du CO2 dans les fumées issues d'unités industrielles ou de production d'électricité ou d'énergie en général, les phénomènes de dégradation de la solution absorbante aux amines sont accrus par la présence d'une quantité massive d'oxygène dans la charge à traiter pouvant aller jusqu'à 5% en volume en général. Dans le cas de fumées issues de cycle combiné au gaz naturel, la teneur volumique d'oxygène dans les fumées peut atteindre 15°/U. La solution dégradée se caractérise par : une baisse de l'absorption des composés acides de la charge par rapport 15 à une solution fraîche d'amine, une augmentation de la densité de la solution absorbante, ainsi que de sa viscosité, pouvant entraîner une perte de performance, la formation d'amines plus volatiles polluant le gaz traité et le gaz acide issu de l'étape de régénération : ammoniac, méthylamine, diméthylamine 20 et triméthylamine par exemple selon la nature de l'amine utilisée, une accumulation de produits de dégradation dans la solution absorbante qui peut entraîner la nécessité d'un traitement de la solution dégradée, - d'éventuels problèmes de moussage dus aux produits de dégradation. La dégradation de la solution absorbante pénalise donc les performances et le 25 bon fonctionnement des unités de désacidification des gaz. Pour pallier le problème de dégradation, à défaut de pouvoir limiter ou supprimer la présence d'oxygène dans la solution absorbante, on ajoute, dans la solution absorbante, des composés dont le rôle est de prévenir ou limiter les 30 phénomènes de dégradation des composés amines, notamment la dégradation engendrée par les phénomènes d'oxydation. Ces composés sont couramment nommés agents ou additifs inhibiteurs de dégradation. Les principaux modes d'action connus des agents inhibiteurs de dégradation consistent selon leur nature en une réaction de type réduction et/ou en un captage, un piégeage et/ou une stabilisation des radicaux formés dans la solution absorbante afin de limiter ou d'empêcher ou d'interrompre les réactions, notamment les réactions en chaîne, de dégradation. Le brevet US 5686016 cite des additifs utilisés pour limiter la dégradation de solutions absorbantes utilisées pour la désacidification du gaz naturel, en particulier les oximes. Le brevet US 7056482 cite des additifs utilisés pour limiter la dégradation de solutions absorbantes utilisées pour le captage du CO2, tels les alcools, les 10 thiosulfates, les amines phénoliques, les amines aromatiques et les sulfites. De manière générale, la présente invention propose une combinaison de deux composés inhibiteurs de dégradation qui permet de réduire la dégradation d'une solution absorbante mise en oeuvre pour l'absorption de composés acides 15 contenus dans un effluent gazeux, la solution absorbante comportant des composés amines en solution aqueuse. L'association des deux agents inhibiteurs de dégradation permet de limiter efficacement la dégradation du composé aminé aussi bien à basse température dans la colonne d'absorption qu'à haute température dans la colonne de régénération. 20 De manière générale, l'invention propose une solution absorbante pour absorber les composés acides d'un effluent gazeux, ladite solution comportant : a) au moins une amine, b) de l'eau, 25 c) au moins une combinaison d'un premier composé inhibiteur de dégradation avec un deuxième composé inhibiteur de dégradation, le premier composé inhibiteur de dégradation étant choisi parmi les sulfites et les bisulfites et le deuxième composé inhibiteur de dégradation ayant pour formule générale : N-N N-N R 30 n dans laquelle X est choisi parmi le groupe contenant - un atome d'hydrogène, - un groupement hydrocarboné comportant 1 à 20 atomes de carbone, - un élément alcalin, - un élément alcalino-terreux, - un métal monovalent, - un métal multivalent, - un cation ammonium, - un cation phosphonium, dans laquelle R est choisi parmi : - un groupe répondant à la définition de -S -Z dans lequel le radical Z est choisi parmi le groupe contenant un atome d'hydrogène, un groupement hydrocarboné comportant 1 à 20 atomes de carbone, un élément alcalin, un élément alcalino-terreux, un métal monovalent, un métal multivalent, un cation ammonium, un cation phosphonium, - un atome d'hydrogène, - un groupement -R1-R2 avec R~ étant un groupement hydrocarboné comprenant 1 à 12 atomes de carbone ou un atome d'oxygène et R2 étant un groupement hydrocarboné comprenant 1 à 12 atomes de carbone, - un groupement -NR3R4 avec R3 et R4 étant indépendamment choisis parmi un atome d'hydrogène, un groupement hydrocarboné comportant 1 à 20 atomes de carbone 25 et dans laquelle y est compris entre 1 et 4, n est compris entre 0 et 4. 30 Le premier composé inhibiteurs de dégradation peut être choisi parmi un sulfite et un bisulfite, le sulfite répondant à la formule générale Ma(SO3)b avec M étant choisi parmi un atome d'hydrogène, un cation alcalin, alcalinoterreux, métallique, ammonium ou phosphonium et avec a et b étant des nombres entiers 20 compris entre 1 et 4, le bisulfite répondant formule générale M(HSO3)c avec M étant choisi parmi un cation alcalin, alcalinoterreux, métallique, ammonium ou phosphonium et avec c étant un nombre entier compris entre 1 et 6 Au moins l'un des radicaux R2, R3, R4, X et Z peut être un groupe 5 hydrocarboné comportant entre 1 et 12 atomes de carbone et peut contenir, en outre, au moins un hétéroatome. R2 peut être un groupe hydrocarboné comportant entre 1 et 12 atomes de carbone et peut contenir, en outre, au moins un halogène. Le groupement -R1-R2 peut comporter au moins une fonction choisie 10 parmi le groupe : une fonction hydroxyle, une fonction cétone, une fonction carboxylique, une fonction amine et une fonction nitrile. R3 et R4 peuvent être des groupements hydrocarbonés reliés par une liaison covalente pour former un cycle constitué de 5, 6, 7 ou 8 atomes. La solution absorbante peut comporter entre 10% et 99% poids d'amine, 15 entre 1% et 90% poids d'eau, 5ppm et 10% poids du premier composé inhibiteur de dégradation et entre 5ppm et 5°/U poids du deuxième composé inhibiteur de dégradation. La solution absorbante peut comporter, en outre, entre 5ppm et 50/0 poids d'un composé inhibiteur de corrosion. 20 Le premier composé inhibiteur de dégradation peut être choisi parmi le sulfite de sodium, le sulfite de potassium, le sulfite d'ammonium, le sulfite de magnésium, le bisulfite de sodium, le bisulfite de magnésium et le bisulfite d'ammonium et le deuxième composé inhibiteur de dégradation peut être choisi parmi le groupe contenant : le 5,5'-dithiobis(1,3,4-thidiazole-2(3H)-thione), un sel 25 du 5,5'-dithiobis(1,3,4-thidiazole-2(3H)-thione), le 2,5-dimercapto-1,3,4-thiadiazole, un sel du 2,5-dimercapto-1,3,4-thiadiazole, le 5-(méthylthio)-1,3,4-thiadiazole-2-thiol), un sel du 5-(méthylthio)-1,3,4-thiadiazole-2-thiol), le 5-(éthylthio)-1,3,4-thiadiazole-2-thiol, un sel du 5-(éthylthio)-1,3,4-thiadiazole-2-thiol, le 5-méthyl-1,3,4-thiadiazole-2-thiol, un sel du 5-méthyl-1,3,4-thiadiazole-2-thiol, le 30 5-amino-1,3,4-thiadiazole-2-thiol, un sel du 5-amino-1,3,4-thiadiazole-2-thiol, le 5-méthylamino-1,3,4-thiadiazole-2-thiol, un sel du 5-méthylamino-1,3,4-thiadiazole-2-thiol, le 2-amino-5-(méthylthio)-1,3,4-thiadiazole, un sel du 2-amino-5-(méthylthio)-1,3,4-thiadiazole, le 2-amino-5-(éthylthio)-1,3,4-thiadiazole et un sel du 2-amino-5-(éthylthio)-1,3,4-thiadiazole. L'amine peut être choisie parmi le groupe contenant : la N,N,N',N',N"-pentaméthyldiéthylènetriamine, la pipérazine, la monoéthanolamine, la diéthanolamine, la méthyldiéthanolamine, la diisopropanolamine, la diglycolamine, le 2-amino-2-méthylpropanol-1, un sel de la glycine et un sel de la taurine. Dans le cas où l'amine est la monoéthanolamine, le premier composé inhibiteur de dégradation peut être le sulfite de sodium, et le deuxième composé inhibiteur de dégradation peut être choisi parmi le 2,5-dimercapto-1,3,4-thiadiazole, le sel de sodium du 2,5-dimercapto-1,3,4-thiadiazole, le 5,51- dithiobis(1,3,4-thidiazole-2(3H)-thione), et le 5-méthyl-1,3,4-thiadiazole-2-thiol. Le composé inhibiteur de corrosion peut être le métavanadate de sodium. La solution absorbante peut comporter au moins 39% poids de monoéthanolamine. La présente invention concerne également un procédé pour absorber des composés acides contenus dans un effluent gazeux, dans lequel on met en contact l'effluent gazeux avec une solution absorbante selon l'invention. Dans le procédé selon l'invention, la solution aqueuse peut être mise en oeuvre pour absorber des composés acides contenus dans l'un des effluents du groupe contenant le gaz naturel, les fumées de combustion, les gaz de synthèse, les gaz de raffinerie, les gaz obtenus en queue du procédé Claus, les gaz de fermentation de biomasse, les gaz de cimenterie et les fumées d'incinérateur. L'effluent gazeux peut comporter au moins 500ppm volumique d'oxygène. La présente invention concerne également un procédé pour capter le CO2 contenu dans les fumées de combustion, dans lequel on met en contact les fumées de combustion avec une solution absorbante dans laquelle l'amine est la monoéthanolamine, le premier composé inhibiteur de dégradation est le sulfite de sodium, et le deuxième composé inhibiteur de dégradation est choisi parmi le 2,5-dimercapto-1,3,4-thiadiazole, le sel de sodium du 2,5-dimercapto- 1,3,4-thiadiazole, le 5,5'-dithiobis(1,3,4-thidiazole-2(3H)-thione), et le 5-méthyl-1,3,4-thiadiazole-2-thiol. Dans ce procédé, la solution absorbante peut comporter, en outre, du métavanadate de sodium. D'autres caractéristiques et avantages de l'invention seront mieux compris et apparaîtront clairement à la lecture de la description faite ci-après, en référence à la figure 1 schématisant un procédé de désacidification d'un effluent gazeux. La mise en oeuvre d'une solution absorbante selon l'invention pour désacidifier un effluent gazeux est généralement réalisée en effectuant une étape d'absorption suivie d'une étape de régénération. L'étape d'absorption consiste à mettre en contact l'effluent gazeux avec la solution absorbante. En référence à la figure 1, l'effluent gazeux arrivant par le conduit 1 est introduit dans la colonne d'absorption AB pour être mis en contact avec la solution absorbante arrivant par le conduit 4. Dans AB, les composés organiques munis d'une fonction amine de la solution absorbante réagissent avec les composés acides contenus dans l'effluent de manière à obtenir un effluent gazeux appauvri en composés acides et une solution absorbante enrichie en composés acides. La solution absorbante enrichie en composés acides est évacuée du fond de la colonne AB par le conduit 3. L'effluent appauvri en composés acides est évacué de la tête de la colonne AB par le conduit 2. La colonne AB peut être tout type d'équipement permettant de mettre en contact un gaz et un liquide. Par exemple AB peut être une colonne à plateaux, une colonne à garnissage, vrac ou structuré, une colonne pulsée, ou une succession de mélangeurs et de décanteurs disposés en série. Avant d'être introduit dans AB, la température et la pression de l'effluent gazeux peuvent être modifiées de manière à opérer l'absorption dans les conditions les plus intéressantes. En générale la température dans la colonne AB est comprise entre 30°C et 90°C, et la pression est comprise entre 1 bar et 120 bars, de préférence entre 20 et 100 bars pour le traitement du gaz naturel et de préférence entre 1 bar et 1,3 bars pour le captage du CO2 dans les fumées de combustion. La solution chargée en composés acides évacuée de AB par le conduit 3 est reprise par la pompe P1, puis est chauffée dans l'échangeur de chaleur indirect E1, c'est-à-dire un échange de chaleur entre deux fluides, sans transfert de matière. Puis, la solution chauffée est introduite dans la colonne de régénération RE. L'étape de régénération consiste notamment à chauffer et, éventuellement à détendre, au moins une partie de la solution absorbante enrichie en composés acides afin de libérer les composés acides sous forme gazeuse. La colonne de régénération permet de séparer les composés acides de la solution absorbante. Le rebouilleur R disposé au fond de la colonne RE permet de vaporiser de l'eau afin de casser l'énergie de liaison entre les composés acides absorbés et la solution absorbante, et d'évacuer par effet d'entraînement les composés acides de la solution absorbante. La température dans la colonne de régénération peut varier entre 100°C et 140°C, voire jusqu'à 180°C, la pression dans la colonne RE est en général supérieure à 1,5 bars et inférieure à 10 bars et, de préférence, est compris entre 3 bars et 10 bars. La solution absorbante régénérée, c'est-à-dire appauvrie en composés acides, est évacuée en fond de RE. Un effluent gazeux comportant les composés acides libérés sous forme gazeuse dans RE est évacué en tête de la colonne RE par le conduit 5. Cet effluent gazeux comporte, en outre, de l'eau et éventuellement des traces d'autres composés. La solution absorbante régénérée évacuée en fond de RE, est reprise par la pompe P2, traverse les échangeurs de chaleur E1 et E2, puis est réintroduite dans la colonne AB par le conduit 4. Dans l'échangeur E1, la solution absorbante régénérée chauffe la solution absorbante chargée en composés acides issue du fond de AB. L'échangeur E2 permet de modifier, en général par refroidissement, la température de la solution absorbante régénérée avant introduction dans AB. L'effluent gazeux évacué par le conduit 5 est introduit dans le condenseur C, c'est-à-dire un échangeur de chaleur indirect utilisant un fluide réfrigérant, pour être refroidi jusqu'à condensation partielle de l'eau contenue dans l'effluent. L'effluent partiellement condensé est introduit dans le ballon de séparation B. La fraction gazeuse riche en composés acides issue de la tête de B est évacuée par le conduit 6. La fraction liquide obtenue en fond du ballon B est pompée par la pompe P3 puis réinjectée en tête de RE par le conduit 7 à titre de reflux. Cette fraction liquide comporte principalement de l'eau, par exemple plus de 950/0 en volume, des traces de composés acides et éventuellement des traces de solution absorbante. Les solutions absorbantes selon l'invention peuvent être mises en oeuvre pour désacidifier les effluents gazeux suivants : le gaz naturel, les gaz de synthèse, les fumées de combustion, les gaz de raffinerie, les gaz obtenus en queue du procédé Claus, les gaz de fermentation de biomasse, les gaz de cimenterie, les fumées d'incinérateur. Ces effluents gazeux contiennent un ou plusieurs des composés acides suivants : le CO2, l'H2S, des mercaptans, du COS, du SO2, du NO2, du CS2. En particulier, la solution absorbante selon l'invention, peut être mise en oeuvre pour absorber des composés acides contenus dans un effluent gazeux contenant de l'oxygène, comme par exemple pour absorber le CO2 contenu dans les fumées de combustion. La teneur en oxygène dans l'effluent gazeux peut être supérieure à 500ppm en volume, de préférence supérieure à 0,5%, voire au moins 1 %, 3% ou 5% volumique. En général, la teneur en oxygène dans l'effluent gazeux reste inférieure à 21°/o en volume. Les fumées de combustion sont produites notamment par la combustion d'hydrocarbures, de biogaz, de charbon dans une chaudière ou pour une turbine à gaz de combustion, par exemple dans le but de produire de l'électricité. Ces fumées peuvent comporter entre 50 % et 90 % volumique d'azote, entre 1 % et 30 % volumique de dioxyde de carbone. Les fumées comportent en général au moins 500ppm volumique, de préférence au moins 0,50/0 volumique, voire au moins 1%, 3% ou 50/0 volumique d'oxygène, jusqu'à une teneur qui en général n'excède pas 21 % volume d'oxygène. La solution absorbante selon l'invention comporte des composés organiques en solution aqueuse. De manière générale, les composés organiques sont des amines, c'est-à-dire qu'ils comportent au moins une fonction amine. Les composés organiques peuvent être en concentration variable par exemple compris entre 100/0 et 99% poids, de préférence entre 20% et 75% poids, voire entre 20% et 500/0 poids, dans la solution aqueuse. La solution absorbante peut contenir entre 1% et 90% poids d'eau, de préférence entre 25% et 80% poids, voire entre 50% et 70% poids d'eau. Bien entendu, la somme des teneurs des différents constituants de la solution absorbante selon l'invention est égale à 1000/0 poids. Par exemples les composés organiques sont des amines tels que la N,N,N',N',N"-pentaméthyldiéthylènetriamine ou la pipérazine. Par exemple la pipérazine est utilisée pour le traitement du gaz naturel et pour la décarbonatation des fumées de combustion. Les composés organiques peuvent également être des alcanolamines telles que la monoéthanolamine (MEA), la diéthanolamine (DEA), la méthyldiéthanolamine (MDEA), la diisopropanolamine (DIPA), la diglycolamine ou le 2-amino-2-méthylpropanol-1 (AMP). De préférence, la MDEA et la DEA sont couramment utilisées pour la désacidification du gaz naturel. La MEA et l'AMP sont plus particulièrement utilisées pour la décarbonatation des fumées de combustion. Les composés organiques peuvent également être des sels d'acides aminés tels que les sels de la glycine ou de la taurine qui sont notamment mis en oeuvre pour le captage du CO2 dans les fumées de combustion. En outre, la solution absorbante selon l'invention peut contenir des composés qui absorbent physiquement au moins partiellement un ou plusieurs composés acides de l'effluent gazeux. Par exemple la solution absorbante peut comporter entre 5% et 50% poids de composés absorbants à caractère physique tel que du méthanol, du sulfolane ou de la N-formyl morpholine. Les inventeurs ont découvert que la dégradation d'une solution absorbante comportant des composés organiques munis d'une fonction amine en solution aqueuse est sensiblement réduite, sur toute la gamme de température du procédé d'absorption, en présence d'une association de deux composés inhibiteurs de dégradation : un premier composé inhibiteur de dégradation est choisi parmi la famille des sulfites ou des bisulfites et un deuxième composé inhibiteur de dégradation est choisi parmi la famille des dérivés des thiadiazoles dont au moins un substituant contient un atome de soufre. Dans la présente description, on entend par sulfites les ions S032-associés à un cation assurant la neutralité du composé. Par exemple, les sulfites peuvent répondre à la formule générale Ma(SO3)b avec M étant choisi parmi un atome d'hydrogène, un cation alcalin, alcalinoterreux, métallique, ammonium ou phosphonium et où a et b sont des nombres entiers, chacun des nombres a et b étant indépendamment compris entre 1 et 4, permettant d'exprimer la neutralité de la molécule. Dans la présente description, on entend par bisulfites, également nommés hydrogénosulfites, les ions HSO3 associés à un cation assurant la neutralité du composé. Par exemple, les bisulfites peuvent répondre à la formule générale M(HSO3), avec M étant choisi parmi un cation alcalin, alcalinoterreux, métallique, ammonium ou phosphonium et où c est un nombre entier compris entre 1 et 6, permettant d'exprimer la neutralité de la molécule. Le premier composé inhibiteur de dégradation selon l'invention peut-être un mélange d'un ou plusieurs sulfites et d'un ou plusieurs bisulfites. Le premier composé inhibiteur de dégradation selon l'invention peut-être 10 le produit de la réaction acide-base entre l'acide sulfureux et une ou plusieurs des amines contenues dans la solution absorbante. Le premier composé inhibiteur de dégradation selon l'invention peut-être choisi par exemple parmi le sulfite de sodium, le sulfite de potassium, le sulfite d'ammonium, le sulfite de magnésium, le bisulfite de sodium, le bisulfite de 15 magnésium et le bisulfite d'ammonium. De préférence, on choisit le premier composé inhibiteur de dégradation selon l'invention parmi le sulfite de sodium, le sulfite de potassium et le sulfite d'ammonium. Le sulfite de sodium constitue un excellent premier composé inhibiteur de dégradation selon l'invention 20 Dans la présente description, on entend par thiadiazoles les composés cycliques à 5 atomes dont le cycle comporte 1 atome de soufre en position 1, 2 atomes d'azote en positions 3 et 4, 2 atomes de carbone et 2 insaturations. Dans la présente description, on entend par dérivés des thiadiazoles dont 25 au moins un substituant contient un atome de soufre, que au moins un des atomes de carbone du cycle thiadiazole soit lié à un atome de soufre par une simple liaison. Le deuxième composé inhibiteur de dégradation selon l'invention répond à la formule générale suivante : 30 N-N N-N R n dans laquelle X est choisi parmi le groupe contenant - un atome d'hydrogène, - un groupement hydrocarboné renfermant 1 à 20 atomes de carbone et de préférence de 1 à 6 atomes de carbone, le groupement hydrocarboné pouvant renfermer un ou plusieurs hétéroatomes, par exemple choisis parmi l'azote, l'oxygène et le soufre, - un élément alcalin, en particulier le sodium, le potassium et le lithium, - un élément alcalino-terreux, - un métal monovalent, - un métal multivalent, - un ammonium défini au sens large comme le produit de la protonation ou de la quaternisation d'une molécule contenant au moins un atome d'azote, - un cation phosphonium. dans laquelle R est choisi parmi : 20 - un groupe répondant à la définition de -S -Z, le radical Z étant choisi parmi un atome d'hydrogène, un groupement hydrocarboné renfermant 1 à 20 atomes de carbone et de préférence de 1 à 6 atomes de carbone, le groupement hydrocarboné pouvant renfermer un ou plusieurs hétéroatomes, par exemple choisis 25 parmi l'azote, l'oxygène et le soufre, un élément alcalin, en particulier le sodium, le potassium et le lithium, un élément alcalino-terreux, un métal monovalent, un métal multivalent, un ammonium défini au sens large comme le produit de la protonation ou de la quaternisation d'une molécule contenant au moins un atome 30 d'azote, et un cation phosphonium, - un atome d'hydrogène, - un groupement -R1-R2 avec R1 étant un groupement hydrocarboné comprenant 1 à 12 atomes de carbone ou un atome 10 15 d'oxygène et R2 étant un groupement hydrocarboné comprenant 1 à 12 atomes de carbone, saturé ou non, linéaire, branché ou cyclique, hétérocyclique ou aromatique pouvant éventuellement renfermer un ou plusieurs hétéroatomes, par exemple choisis parmi l'azote, l'oxygène et le soufre, et/ou pouvant renfermer un ou plusieurs halogènes. Par exemple, ledit radical -R1-R2 peut renfermer des fonctions hydroxyles, cétones, carboxyliques, amines ou nitriles. - un groupement -NR3R4 avec R3 et R4 étant indépendamment choisis parmi un atome d'hydrogène, un groupement hydrocarboné renfermant 1 à 20 atomes de carbone et de préférence de 1 à 6 atomes de carbone, le groupement hydrocarboné pouvant renfermer un ou plusieurs hétéroatomes, par exemple choisis parmi l'azote, l'oxygène et le soufre. et dans laquelle y est compris entre 1 et 4, de préférence entre 1 et 2, n est compris entre 0 et 4, de préférence entre 0 et 1. N-N Sy/\ 20 Lorsque n est supérieur à 1, le motif S est répété n fois, la valeur de y est identique ou différente d'un motif à l'autre. Selon un mode de réalisation, R3 et R4 sont indépendants et donc ne sont pas reliés entre eux. Alternativement, R3 et R4 peuvent être reliés entre eux pour 25 former un hétérocycle par exemple à 5, 6, 7 ou 8 atomes. Les molécules correspondant au deuxième composé inhibiteur de dégradation peuvent aussi exister sous leur forme dite tautomère lorsque cela est permis, et ce, dans le respect des règles de la chimie organique. Un autre avantage de l'invention réside dans le fait que l'utilisation de la combinaison des deux composés inhibiteurs de dégradation selon l'invention 10 15 30 permet d'augmenter la concentration en amines communément utilisée par l'homme du métier et d'augmenter ainsi les performances du procédé : augmentation de la capacité et de la vitesse d'absorption des composés acides par la solution absorbante entraînant une réduction des coûts d'investissement et des coûts opératoires de l'unité industrielle. Ainsi dans le cas par exemple de l'utilisation d'une solution aqueuse de MEA (monoéthanolamine) pour le captage du CO2 dans les fumées de combustion, la concentration en MEA est communément limitée à 30% poids pour limiter la dégradation de cette amine. II est entendu ici que la concentration en amine est définie en pourcentage poids dans l'eau avant absorption de CO2. Ainsi par exemple, une solution absorbante utilisée pour le captage du CO2 dans une fumée de combustion et contenant une combinaison de deux agents inhibiteurs de dégradation selon l'invention peut contenir plus de 30% poids et de préférence plus de 350/0 poids de MEA, une bonne valeur de la concentration en MEA étant au moins égale à 39% poids, jusqu'à par exemple 50% poids, de préférence la concentration en MEA est comprise entre 39% et 45% poids. Parmi l'ensemble des molécules appartenant à la famille des dérivés des thiadiazoles, on choisit de préférence le deuxième composé inhibiteur de 20 dégradation parmi la liste suivante : le 5,5'-dithiobis(1,3,4-thidiazole-2(3H)-thione), un sel du 5,5'-dithiobis(1,3,4- thidiazole-2(3H)-thione) (en particulier le sel de sodium, de potassium, de lithium, de cuivre ou d'ammonium du 5,5'-dithiobis(1,3,4-thidiazole-2(3H)-thione) ), le 2,5- dimercapto-1,3,4-thiadiazole, un sel du 2,5-dimercapto-1,3,4-thiadiazole (en 25 particulier le sel de sodium, de potassium, de lithium, de cuivre ou d'ammonium du 2,5-dimercapto-1,3,4-thiadiazole), le 5-(méthylthio)-1,3,4-thiadiazole-2-thiol), un sel du 5-(méthylthio)-1,3,4-thiadiazole-2-thiol) (en particulier le sel de sodium, de potassium, de lithium, de cuivre ou d'ammonium 5-(méthylthio)-1,3,4-thiadiazole- 2-thiol) ), le 5-(éthylthio)-1,3,4-thiadiazole-2-thiol, un sel du 5-(éthylthio)-1,3,4- 30 thiadiazole-2-thiol (en particulier le sel de sodium, de potassium, de lithium, de cuivre ou d'ammonium du 5-(éthylthio)-1,3,4-thiadiazole-2-thiol) ), le 5-méthyl- 1,3,4-thiadiazole-2-thiol, un sel du 5-méthyl-1,3,4-thiadiazole-2-thiol (en particulier le sel de sodium, de potassium, de lithium, de cuivre ou d'ammonium du 5-méthyl- 1,3,4-thiadiazole-2-thiol), le 5-amino-1,3,4-thiadiazole-2-thiol, un sel du 5-amino- 1,3,4-thiadiazole-2-thiol (en particulier le sel de sodium, de potassium, de lithium, de cuivre ou d'ammonium du 5-amino-1,3,4-thiadiazole-2-thiol), le 5-méthylamino-1,3,4-thiadiazole-2-thiol, un sel du 5-méthylamino-1,3,4-thiadiazole-2-thiol (en particulier le sel de sodium, de potassium, de lithium, de cuivre ou d'ammonium du 5-méthylamino-1,3,4-thiadiazole-2-thiol), le 2-amino-5-(méthylthio)-1,3,4-thiadiazole, un sel du 2-amino-5-(méthylthio)-1,3,4-thiadiazole (en particulier le sel de sodium, de potassium, de lithium, de cuivre ou d'ammonium du 2-amino-5-(méthylthio)-1,3,4-thiadiazole), le 2-amino-5-(éthylthio)-1,3,4-thiadiazole et un sel du 2-amino-5-(éthylthio)-1,3,4-thiadiazole (en particulier le sel de sodium, de potassium, de lithium, de cuivre ou d'ammonium du 2-amino-5-(éthylthio)-1,3,4-thiadiazole). Les sels du deuxième composé inhibiteur de dégradation selon l'invention peuvent être obtenus par exemple par leur neutralisation à l'aide d'un hydroxyde ou un carbonate alcalin (de préférence un hydroxyde ou un carbonate de sodium ou de potassium), alcalinoterreux ou métallique ou d'ammonium ou à l'aide d'une amine présente dans la solution absorbante. Dans ce cas, les fonctions présentant un caractère acide, telles que par exemple les fonctions thiols et par exemple les éventuelles fonctions acides carboxyliques, peuvent être partiellement ou totalement neutralisées. Les sels du deuxième composé inhibiteur de dégradation selon l'invention peuvent être également obtenus par exemple par leur neutralisation à l'aide d'un acide organique ou inorganique. Dans ce cas, c'est au moins un atome d'azote présent sur la molécule qui est protoné. Les deuxièmes composés inhibiteurs de dégradation listés au paragraphe précédent sont particulièrement bien adaptés à la prévention de la dégradation d'amine en solution aqueuse mise en ceuvre dans un procédé de captage du CO2 contenu dans des fumées de combustion. Pour limiter la dégradation d'une solution absorbante composée d'amine, en particulier d'alcanolamine, par exemple la monoéthanolamine (MEA), la diéthanolamine (DEA) ou le 2-amino-2-méthylpropanol-1 (AMP), en solution aqueuse notamment pour capter le CO2 des fumées de combustion ou pour désacidifier un gaz naturel, on peut utiliser de préférence l'un des sulfites/bisulfites suivants le sulfite de sodium, le sulfite de potassium et le sulfite d'ammonium, combiné avec l'un des deuxièmes composés inhibiteurs de dégradation selon l'invention suivants : le 5,5'-dithiobis(1,3,4-thidiazole-2(3H)-thione), le sel de sodium du 5,5'- dithiobis(1,3,4-thidiazole-2(3H)-thione), le 2,5-dimercapto-1,3,4-thiadiazole, le sel de sodium du 2,5-dimercapto-1,3,4-thiadiazole, le 5-méthyl-1,3,4-thiadiazole-2-thiol et le sel de sodium du 5-méthyl-1,3,4-thiadiazole-2-thiol. De préférence, selon l'invention, on choisit le deuxième composé inhibiteur de dégradation parmi le 2,5-dimercapto-1,3,4-thiadiazole, le sel de sodium du 2,5-dimercapto-1,3,4-thiadiazole, le 5,5'-dithiobis(1,3,4-thidiazole-2(3H)-thione), et le 5-méthyl-1,3,4-thiadiazole-2-thiol combiné avec le sulfite de sodium pour limiter la dégradation d'une amine, en particulier la MEA, en solution aqueuse mise en oeuvre pour désacidifier un effluent gazeux, notamment dans le cadre du captage de CO2 contenu dans des fumées de combustion. La solution absorbante selon l'invention comporte une quantité du premier et une quantité du deuxième composé inhibiteur de dégradation définis ci-dessus. De plus, dans la solution absorbante, la combinaison de composés inhibiteurs de dégradation selon l'invention peut être associée à d'autres composés inhibiteurs de dégradation de familles chimiques différentes. Selon l'invention, la solution absorbante peut comporter entre 5ppm et 10% poids, de préférence entre 50ppm et 50/0 poids, du premier composé inhibiteur de dégradation et entre 5ppm et 5% poids, de préférence entre 50ppm et 2% poids du deuxième composé inhibiteur de dégradation. Une excellente solution absorbante selon l'invention peut comporter entre 100ppm et 3 % poids du premier composé inhibiteur de dégradation et entre 100ppm et 1°/o poids du deuxième composé inhibiteur de dégradation. De préférence la teneur totale de la teneur du premier composé additionnée à la teneur du deuxième composé est comprise entre 10ppm et 100/0 poids dans la solution absorbante. Une excellente teneur totale des deux composés inhibiteur de dégradation selon l'invention est comprise entre 100ppm et 3% poids. La solution absorbante peut contenir en outre des additifs destinés à la protéger d'éventuels phénomènes physico-chimiques ou biologiques indésirables. Ce sont par exemple des additifs anticorrosion et/ou anti-mousse et/ou antibactérien. Leur nature et leur concentration sont choisies en fonction du problème à traiter, des matériaux constitutifs de l'équipement et de la nature de la solution absorbante utilisée, de la charge à traiter ainsi que des conditions de mise en oeuvre. Les phénomènes de corrosion dans les installations de traitement de gaz 10 acides peuvent être contrôlés par l'ajout d'additifs appropriés à la solution d'amine. Le document US 4,371,450 par exemple décrit la combinaison d'ions de vanadium et d'ions de cobalt pour limiter la corrosion. Le document US 3,896,044 décrit également des compositions d'additifs 15 anticorrosion renfermant notamment des dérivés du vanadium, des dérivés de l'antimoine et des composés organiques nitrés. Le document US 4,071,470 décrit l'utilisation de dérivés du cuivre pour limiter la corrosion. Par ailleurs, il est bien connu de l'homme de l'art que certains de ces 20 dérivés métalliques inhibiteurs de corrosion peuvent parfois amorcer ou catalyser des réactions d'oxydation et contribuer à la dégradation de la solution d'amine. Aussi il est important de s'assurer que, en leur présence, l'association des deux composés inhibiteurs de dégradation selon l'invention garde son efficacité. 25 Les inventeurs ont découvert que l'association des deux composés inhibiteurs de dégradation selon l'invention garde son efficacité en présence de composés anticorrosion. Ainsi, la solution absorbante selon l'invention peut comporter, en outre, un composé inhibiteur de corrosion ou une association de plusieurs composés inhibiteurs de corrosion. Le ou les composés inhibiteurs de 30 corrosion peuvent notamment être choisis dans la liste suivante : - les composés dérivés du vanadium, tels que les composés de la famille des oxydes de vanadium, par exemple VO, V2O3, V2O4, ou V2O5, ou les composés de la familles des metavanadates, par exemple le métavanadate de sodium (NaVO3) ou le métavanadate de potassium (KVO3) - les composés dérivés du cuivre, par exemple le sulfate de cuivre (CuSO4) ou carbonate de cuivre (CuCO3), - des oxydes d'antimoine par exemple Sb2O3, Sb2O4, ou Sb2O5. Selon l'invention, la solution absorbante peut comporter entre 5ppm et 5% poids de composés inhibiteurs de corrosion, de préférence entre 50ppm et 2,5% poids, et une excellente teneur en composé inhibiteur de corrosion dans la solution étant comprise entre 100ppm et 1% poids. De préférence, selon l'invention, on choisit une solution absorbante contenant le deuxième composé inhibiteur de dégradation choisi parmi le 2,5-dimercapto-1,3,4-thiadiazole, le sel de sodium du 2,5-dimercapto- 1,3,4-thiadiazole, le 5,5'-dithiobis(1,3,4-thidiazole-2(3H)-thione), et le 5-méthyl-1,3,4-thiadiazole-2-thiol combiné avec le sulfite de sodium et contenant du métavanadate de sodium, ainsi qu'au moins une amine, en particulier la MEA, en solution aqueuse mise en oeuvre pour désacidifier un effluent gazeux, notamment dans le cadre du captage de CO2 contenu dans des fumées de combustion. Les exemples présentés ci-après permettent de comparer et d'illustrer les performances de la combinaison de composés inhibiteurs de dégradation selon l'invention, en termes de réduction de la dégradation des amines en solution aqueuse et de réduction des émissions de composés de dégradation volatils. Les tests ont été menés dans différentes conditions. Les tests ont été réalisés d'une part à 80°C, température maximale qui peut être atteinte à l'étape d'absorption des gaz acides en général et d'autre part à 120°C, température généralement utilisée à l'étape de régénération de l'amine, comme par exemple dans le cas du captage du CO2 dans une fumée de combustion par une solution aqueuse de MEA. Les tests sont conduits avec une concentration en MEA de 400/0 poids pour montrer l'efficacité de l'association des deux composés inhibiteurs de dégradation selon l'invention à une concentration en amine supérieure à une concentration de 300/0 poids classiquement utilisée dans les procédés de désacidification. Les tests de dégradation d'une amine en solution aqueuse à 80°C sont 5 effectués dans des conditions sévères qui pourraient être rencontrées dans une colonne d'absorption, selon le mode opératoire suivant : 100g de solution de MEA (monoéthanolamine) 40% poids dans l'eau désionisée sont placés dans un réacteur en verre surmonté d'un condenseur pour éviter l'évaporation de l'eau. Le réacteur est chauffé à 80°C dans un bloc ~o chauffant électrique. La solution est agitée à 1000 tours par minute par un barreau aimanté. La présence de contre pales empêche la formation d'un vortex. Un gaz est mis en contact avec la solution à l'aide d'un tube plongeant pendant 7 jours à pression atmosphérique. Les essais sont conduits soit en absence soit en présence de différents composés inhibiteurs de dégradation incorporés dans la 15 solution aqueuse d'amine. Le gaz mis en contact avec la solution est un mélange de 7 NI/h d'air atmosphérique, c'est-à-dire de l'air ambiant non purifié, et de 0,033 NI/h de CO2 réalisé dans une chambre de mélange. Le gaz contient du CO2, de l'azote et de l'oxygène, la teneur en oxygène dans le gaz étant de 210/0 environ. 20 Les tests de dégradation d'une amine en solution aqueuse à 120°C sont effectués dans des conditions qui pourraient être rencontrées dans la colonne de régénération, selon le mode opératoire suivant : 100g de solution de MEA (monoéthanolamine) 40% poids dans l'eau 25 désionisée sont placés dans un réacteur parfaitement agité en Hastelloy (C276) surmonté d'un condenseur pour éviter l'évaporation de l'eau. Le réacteur est chauffé à 120°C dans un bloc chauffant électrique. La présence de contre pales empêche la formation d'un vortex. Un gaz est mis en contact avec la solution à l'aide d'un tube plongeant pendant 7 jours à 2,5 bars absolus. De même les 30 essais sont conduits soit en absence soit en présence de différents composés inhibiteurs de dégradation incorporés dans la solution aqueuse d'amine. Le gaz mis en contact avec la solution est un mélange de 0,13 NI/h d'air atmosphérique, c'est-à-dire de l'air ambiant comprimé non purifié, et de 20 NI/h d'azote. Le gaz contient de l'azote et de l'oxygène, la teneur en oxygène dans le gaz étant de 0,136% environ. Pour évaluer la dégradation de l'amine et les émissions de composés de dégradation volatils à 80°C et à 120°C, la solution absorbante est analysée par chromatographie liquide et la phase gazeuse est analysée en ligne par spectrométrie Infra-Rouge à transformée de Fourrier. La chromatographie ionique utilise une colonne échangeuse d'anions, un éluant à la potasse et une détection conductimétrique. Cette analyse permet de quantifier les ions formiates qui sont généralement suivis par l'homme de l'art car ils témoignent du taux de dégradation de l'amine. Les teneurs en ions formiates sont données en ppm. Dans certains cas, le résultat est ND, ce qui signifie que la valeur est non déterminée car inférieure à la limite de détection de la méthode d'analyse pour une dilution donnée de l'échantillon analysé. En outre, les amines peuvent être dégradées par l'oxygène engendrant la formation de produits volatils, qui sont entraînés dans les effluents gazeux du procédé. Ainsi, par exemple dans le cas du traitement de fumées en post- combustion dans un procédé utilisant une solution aqueuse de MEA des quantités importantes d'ammoniac sont formées. L'ammoniac ainsi formé est entraîné dans l'atmosphère avec les fumées traitées ce qui pose des problèmes quant à la protection de l'environnement. La concentration en ammoniac dans le gaz sortant du réacteur est déterminée par une analyse en ligne par spectrométrie Infra-Rouge à Transformée de Fourrier. La quantité cumulée d'ammoniac formée au cours du test est donnée en milli-moles. Les différents tests sont réalisés en présence ou en absence d'un exemple du premier composé inhibiteur de dégradation, en présence ou en absence d'un exemple du deuxième composé inhibiteur de dégradation et en présence ou en absence de métavanadate de sodium (NaVO3). EXEMPLES Dans tous les cas, l'exemple choisi du premier composé inhibiteur de dégradation selon l'invention est le : o composé A : le sulfite de sodium (Na2SO3). Les tableaux 1 à 4 présentent les résultats obtenus respectivement dans le cas des deuxièmes composés B1 à B4 inhibiteurs de dégradation selon l'invention : o composé B1 : le 2,5-dimercapto-1,3,4-thiadiazole. 10 o composé B2 : le sel de sodium du 2,5-dimercapto-1,3,4-thiadiazole. o composé B3 : le 5,5'-dithiobis(1,3,4-thidiazole-2(3H)-thione), o composé B4 : le 5-méthyl-1,3,4-thiadiazole-2-thiol. Les tableaux 1 à 4 donnent les quantités d'ammoniac (NH3) et de formiate 15 formées à 80°C et à 120°C pour différentes concentrations exprimées en % poids en premier composé inhibiteur de dégradation, en deuxième composé inhibiteur de dégradation et en métavanadate de sodium. 20 Teneur A Teneur B1 Teneur Température NH3 Formiate % poids °/U poids NaVO3 mmoles ppm % poids 0 0 0 80°C 103 15500 0 0,25% 0 80°C 0,30 89 0,25% 0 0 80°C 71 14100 0,25% 0,25% 0 80°C 0,28 85 0,25% 0,25% 0,1% 80°C 0,31 87 0 0,25% 0 120°C 4,8 133 1 % 0,25% 0 120°C 0,21 43 1 % 0,25% 0,1 % 120°C 0,20 46 Tableau 1 : association du composé A avec le composé B1. Teneur A % poids Teneur B3 %poids Teneur NaVO3 %poids Température 0 0 0 80°C 0 0,25% 0 80°C 0,25% 0 0 80°C 0,25% 0,25% 0 80°C 0,25% 0,25% 0,1% 80°C 0 0,25% 0 120°C 1% 0,25% 0 120°C 10/0 0,25% 0,10/0 120°C Teneur A 0/0 poids Teneur B2 0/0 poids Teneur NaVO3 %poids Température 0 0 0 80°C 0 0,25% 0 80°C 0,25% 0 0 80°C 0,25% 0,25% 0 80°C 0,25% 0,25% 071% 80°C 0 0,25% 0 120°C 1% 0,25% 0 120°C 1% 0,25% 0,1% 120°C 22 Tableau 2 : association du composé A avec le composé B2. Tableau 3 : association du composé A avec le composé B3. NH3 Formiate mmoles ppm 103 15500 0,23 76 71 14100 0,22 69 0,20 73 4,2 121 0,23 37 0,22 33 NH3 Formiate mmoles ppm 103 15500 0,32 91 71 14100 0,40 98 0,37 90 5,1 142 0,25 40 0,23 32 70424 23 Teneur A Teneur B4 Teneur Température NH3 Formiate % poids % poids NaVO3 mmoles ppm % poids 0 0 0 80°C 103 15500 0 0,25% 0 80°C 0,23 74 0,25% 0 0 80°C 71 14100 0,25% 0,25% 0 80°C 0,23 80 0,25% 0,25% 0,1% 80°C 0,22 82 0 0,25% 0 120°C 4,1 119 1% 0,25% 0 120°C 0,20 39 1% 0,25% 0,10/0 120°C 0,21 36 Tableau 4 : association du composé A avec le composé B4. Les résultats présentés dans les tableaux 1 à 4 permettent de tirer les conclusions suivantes : o en absence de composés inhibiteurs de dégradation selon l'invention la dégradation des amines est forte, conduisant à la formation d'une quantité importante d'acides carboxyliques comme l'atteste la forte concentration en ions formiates, ainsi qu'à la formation d'une quantité importante de composés volatils nuisibles pour l'environnement comme l'atteste la grande quantité d'ammoniac formée. o en présence d'un premier composé inhibiteur de dégradation sans association avec un deuxième composé inhibiteur de dégradation, la dégradation des amines à 80°C est quasiment équivalente à celle obtenue en absence de composé inhibiteur de dégradation. Ce premier composé seul est donc sans effet notable sur la dégradation des amines. o en présence d'un deuxième composé inhibiteur de dégradation B1 à B8, la dégradation des amines est presque nulle à 80°C. Ce résultat montre la très grande efficacité de ces composés pour limiter la dégradation des amines à l'étape d'absorption des gaz acides. 0 on vérifie que l'association des deux composés en présence ou en absence de NaVO3 permet d'abaisser la dégradation de l'amine à un niveau presque nul à 80°C. o en présence d'un deuxième composé inhibiteur de dégradation B1 à B8 sans association avec le premier composé inhibiteur de dégradation, on observe une dégradation de l'amine à 120°C. o à 120°C l'association d'un premier composé inhibiteur de dégradation à un deuxième composé inhibiteur de dégradation B1 à B8 permet de diminuer fortement la dégradation de l'amine par rapport au cas où le deuxième composé inhibiteur de dégradation B1 à B8 est utilisé en absence du premier composé inhibiteur de dégradation. o la présence du métavanadate de sodium n'affecte en rien les performances de l'association d'un premier composé inhibiteur de dégradation et d'un deuxième composé inhibiteur de dégradation selon l'invention pour limiter la dégradation des amines à 80°C et à 120°C. En conclusion, les résultats montrent que c'est l'association d'un premier composé inhibiteur de dégradation selon l'invention et d'un deuxième composé inhibiteur de dégradation selon l'invention qui permet de limiter la dégradation des amines dans l'ensemble du procédé, en présence ou en absence d'un composé inhibiteur de corrosion. REVENDICATIONS1) Solution absorbante pour absorber les composés acides d'un effluent gazeux, ladite solution comportant : a) au moins une amine, b) de l'eau, c) au moins une combinaison d'un premier composé inhibiteur de dégradation avec un deuxième composé inhibiteur de dégradation, le premier composé inhibiteur de dégradation étant choisi parmi les sulfites et les bisulfites et le deuxième composé inhibiteur de dégradation ayant pour formule générale : N-N N-N R n dans laquelle X est choisi parmi le groupe contenant ^ un atome d'hydrogène, ^ un groupement hydrocarboné comportant 1 à 20 atomes de carbone, - un élément alcalin, - un élément alcalino-terreux, - un métal monovalent, ^ un métal multivalent, - un cation ammonium, - un cation phosphonium, 25 dans laquelle R est choisi parmi : - un groupe répondant à la définition de -S -Z dans lequel le radical Z est choisi parmi le groupe contenant un atome d'hydrogène, un groupement hydrocarboné comportant 1 à 20 atomes de carbone, un élément alcalin, un élément alcalino-terreux, un métal 20monovalent, un métal multivalent, un cation ammonium, un cation phosphonium, - un atome d'hydrogène, - un groupement -R1-R2 avec R~ étant un groupement hydrocarboné comprenant 1 à 12 atomes de carbone ou un atome d'oxygène et R2 étant un groupement hydrocarboné comprenant 1 à 12 atomes de carbone, - un groupement -NR3R4 avec R3 et R4 étant indépendamment choisis parmi un atome d'hydrogène, un groupement hydrocarboné comportant 1 à 20 atomes de carbone et dans laquelle y est compris entre 1 et 4, n est compris entre 0 et 4. 15 2) Solution absorbante selon la revendication 1, dans laquelle le premier composé inhibiteurs de dégradation est choisi parmi un sulfite et un bisulfite, le sulfite répondant à la formule générale Ma(SO3)b avec M étant choisi parmi un atome d'hydrogène, un cation alcalin, alcalinoterreux, métallique, ammonium ou 20 phosphonium et avec a et b étant des nombres entiers compris entre 1 et 4, le bisulfite répondant formule générale M(HSO3)c avec M étant choisi parmi un cation alcalin, alcalinoterreux, métallique, ammonium ou phosphonium et avec c étant un nombre entier compris entre 1 et 6 25 3) Solution absorbante selon l'une des revendications 1 et 2, dans laquelle au moins l'un des radicaux R2, R3, R4, X et Z est un groupe hydrocarboné comportant entre 1 et 12 atomes de carbone et contient, en outre, au moins un hétéroatome. 30 4) Solution absorbante selon l'une des revendications 1 à 3, dans laquelle R2 est un groupe hydrocarboné comportant entre 1 et 12 atomes de carbone et contient, en outre, au moins un halogène. 10 5) Solution absorbante selon la revendication 4, dans laquelle le groupement -R1-R2 comporte au moins une fonction choisie parmi le groupe : une fonction hydroxyle, une fonction cétone, une fonction carboxylique, une fonction amine et une fonction nitrile. 6) Solution absorbante selon l'une des revendications 3 à 5, dans laquelle R3 et R4 sont des groupements hydrocarbonés reliés par une liaison covalente pour former un cycle constitué de 5, 6, 7 ou 8 atomes. 10 7) Solution absorbante selon l'une des revendications précédente, dans laquelle la solution comporte entre 10% et 99% poids d'amine, entre 10/0 et 90% poids d'eau, 5ppm et 10% poids du premier composé inhibiteur de dégradation et entre 5ppm et 5% poids du deuxième composé inhibiteur de dégradation. 15 8) Solution absorbante selon l'une des revendications 1 à 7, comportant, en outre, entre 5ppm et 5% poids d'un composé inhibiteur de corrosion. 9) Solution absorbante selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle le premier composé inhibiteur de dégradation est choisi parmi le sulfite de 20 sodium, le sulfite de potassium, le sulfite d'ammonium, le sulfite de magnésium, le bisulfite de sodium, le bisulfite de magnésium et le bisulfite d'ammonium et dans laquelle le deuxième composé inhibiteur de dégradation est choisi parmi le groupe contenant : le 5,5'-dithiobis(1,3,4-thidiazole-2(3H)-thione), un sel du 5,51-dithiobis(1,3,4-thidiazole-2(3H)-thione), le 2,5-dimercapto-1,3,4-thiadiazole, un sel 25 du 2,5-dimercapto-1,3,4-thiadiazole, le 5-(méthylthio)-1,3,4-thiadiazole-2-thiol), un sel du 5-(méthylthio)-1,3,4-thiadiazole-2-thiol), le 5-(éthylthio)-1,3,4-thiadiazole-2-thiol, un sel du 5-(éthylthio)-1,3,4-thiadiazole-2-thiol, le 5-méthyl-1,3,4-thiadiazole-2-thiol, un sel du 5-méthyl-1,3,4-thiadiazole-2-thiol, le 5-amino-1,3,4-thiadiazole-2-thiol, un sel du 5-amino-1,3,4-thiadiazole-2-thiol, le 5-méthylamino-1,3,4- 30 thiadiazole-2-thiol, un sel du 5-méthylamino-1,3,4-thiadiazole-2-thiol, le 2-amino-5-(méthylthio)-1,3,4-thiadiazole, un sel du 2-amino-5-(méthylthio)-1,3,4-thiadiazole, le 2-amino-5-(éthylthio)-1,3,4-thiadiazole et un sel du 2-amino-5-(éthylthio)-1,3,4-thiadiazole.5 10) Solution absorbante selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle l'amine est choisie parmi le groupe contenant : la N,N,N',N',N"-pentaméthyldiéthylènetriamine, la pipérazine, la monoéthanolamine, la diéthanolamine, la méthyldiéthanolamine, la diisopropanolamine, la diglycolamine, le 2-amino-2-méthylpropanol-1, un sel de la glycine et un sel de la taurine. 11) Solution absorbante selon l'une des revendications précédentes, dans laquelle l'amine est la monoéthanolamine, dans laquelle le premier composé inhibiteur de dégradation est le sulfite de sodium, et dans laquelle le deuxième composé inhibiteur de dégradation est choisi parmi le 2,5-dimercapto-1,3,4-thiadiazole, le sel de sodium du 2,5-dimercapto-1,3,4-thiadiazole, le 5,51-dithiobis(1,3,4-thidiazole-2(3H)-thione), et le 5-méthyl-1,3,4-thiadiazole-2-thiol. 12) Solution absorbante selon la revendication 11, dans laquelle le composé inhibiteur de corrosion est le métavanadate de sodium. 13) Solution absorbante selon l'une des revendications 10 à 12, comportant 20 au moins 39% poids de monoéthanolamine. 14) Procédé pour absorber des composés acides contenus dans un effluent gazeux, dans lequel on met en contact l'effluent gazeux avec une solution absorbante selon l'une des revendications 1 à 13. 25 15) Procédé selon la revendication 14, dans lequel la solution aqueuse est mise en oeuvre pour absorber des composés acides contenus dans l'un des effluents du groupe contenant le gaz naturel, les fumées de combustion, les gaz de synthèse, les gaz de raffinerie, les gaz obtenus en queue du procédé Claus, 30 les gaz de fermentation de biomasse, les gaz de cimenterie et les fumées d'incinérateur. 16) Procédé selon la revendication 15, dans lequel l'effluent gazeux comporte au moins 500ppm volumique d'oxygène. 17) Procédé pour capter le CO2 contenu dans les fumées de combustion, 5 dans lequel on met en contact les fumées de combustion avec une solution absorbante selon l'une des revendications 11 et 12.