Brevet FR3154629A1 — publié le 20250502

L'invention concerne un procédé de traitement de gaz de combustion provenant de la combustion de coke déposé sur des particules catalytiques, comprenant : (a) une étape de régénération des particules catalytiques dans un régénérateur (10), au cours de laquelle on effectue la combustion du coke présent sur les particules catalytiques en présence d’un gaz oxydant contenant du dioxygène dans des conditions de combustion partielle et l’on produit des gaz de combustion contenant au moins du CO 2 et du CO, (b) une étape de combustion des gaz de combustion du régénérateur (10) dans un dispositif de combustion (20), pour oxyder le CO en CO 2 et produire des gaz de combustion enrichis en CO 2 . En outre, on ajoute aux gaz de combustion sortant du régénérateur (10), en amont de l’étape (b), du dioxygène et une partie des gaz de combustion enrichis en CO 2 sortant du dispositif de combustion (20). Figure pour l’abrégé : figure 1 PROCEDE ET INSTALLATION DE TRAITEMENT DE GAZ DE COMBUSTION PROVENANT NOTAMMENT D’UN REGENERATEUR DE PROCEDE DE CRAQUAGE CATALYTIQUE EN LIT FLUIDISE (FCC) OPERE EN MODE DE COMBUSTION PARTIELLE Domaine de l’invention La présente invention se situe dans le domaine du captage du dioxyde de carbone émis par des fumées provenant de la régénération des particules catalytiques des unités de craquage catalytique (notées en abrégé FCC). Art antérieur Les unités de craquage catalytique génèrent en effet des fumées de combustion en provenance de la régénération du catalyseur réalisée dans un réacteur, appelé régénérateur. Ces fumées de combustion contiennent du CO 2 , mais aussi généralement des SOx (oxydes de soufre) et/ou des NOx (oxydes d’azotes). Le CO 2 contenu dans ces fumées est habituellement récupéré par un procédé de capture comprenant divers systèmes de prétraitement pour éliminer les SOx et/ou les NOX (par exemple les systèmes de lavage basique, les systèmes de lavage aux amines), des systèmes de séparation des poussières et des systèmes de liquéfaction du CO 2 permettant ainsi son stockage. Ces différents systèmes sont consommateurs d’énergie et aussi de vapeur d’eau dont la production génère également du CO 2 . La consommation d’énergie globale des procédés de capture du CO 2 est ainsi globalement très sensible à la teneur en CO 2 des fumées de combustion. En outre, les régénérateurs FCC fonctionnent parfois en mode de combustion partielle. Un problème associé au fonctionnement des régénérateurs dans un mode de combustion partielle est la formation d'un gaz de combustion dilué contenant à la fois du CO et du CO 2 . Alors que le CO 2 peut être éliminé du flux de gaz de combustion par un lavage aux amines, la réduction des émissions de CO nécessiterait plusieurs unités de traitement en aval ou des changements dans le fonctionnement du régénérateur du FCC pour réduire efficacement les émissions de CO. C’est la raison pour laquelle on envoie habituellement les fumées de combustion d’un régénérateur fonctionnant en mode combustion partielle dans un brûleur de CO pour oxyder le CO en CO 2 , ce qui permet de concentrer les fumées en CO 2 tout en récupérant de l’énergie des fumées traitées en produisant de la vapeur. Malgré l’efficacité de ce type de brûleur positionné en aval d’un régénérateur pour concentrer les fumées en CO 2 , il existe encore un besoin pour concentrer davantage en CO 2 les fumées d’un régénérateur FCC et pour optimiser la taille d’une unité de capture et de stockage de CO 2 en aval et/ou pour permettre de reprendre en complément des fumées du FCC des fumées d'autres émetteurs d’un site pétrochimique dont les fumées seraient plus diluées en CO 2 . Afin de pallier tout ou partie des inconvénients précités, il est proposé un procédé de traitement de gaz de combustion provenant de la combustion de coke déposé sur des particules catalytiques, comprenant : (a) une étape de régénération de particules catalytiques dans un régénérateur, au cours de laquelle on effectue la combustion du coke présent sur les particules catalytiques en présence d’un gaz oxydant contenant du dioxygène dans des conditions de combustion partielle et l’on produit des gaz de combustion contenant au moins du CO 2 et du CO, (b) une étape de combustion des gaz de combustion sortant du régénérateur de l’étape (a) dans un dispositif de combustion, au cours de laquelle le CO est oxydé en CO 2 et des gaz de combustion enrichis en CO 2 sont produits. Le procédé selon l’invention est caractérisé en ce que : - on ajoute aux gaz de combustion sortant du régénérateur de l’étape (a), en amont de l’étape (b), du dioxygène et une partie des gaz de combustion enrichis en CO 2 sortant du dispositif de combustion. Cette recirculation permet de faire fonctionner le dispositif de combustion de l’étape (b) dans un mode d’oxycombustion ce qui permet d'augmenter sa température de combustion et donc l'énergie dégagée, et de produire des fumées constituées de vapeur d'eau et de dioxyde de carbone concentré (à plus de 20 % en volume). Le procédé selon l’invention peut être utilisé pour modifier une installation existante dans laquelle le régénérateur fonctionne en combustion totale pour faire fonctionner le régénérateur en combustion partielle. Dans cette configuration, les fumées sortant du régénérateur peuvent avoir une teneur en CO comprise entre 5 et 10%vol CO, le système initial d’extraction de chaleur et production de vapeur par chaudière est alors converti en un dispositif de combustion tel qu’une chaudière à CO, dite CO Boiler, dans lequel le CO est converti en CO 2 . Avantageusement, le procédé de traitement selon l’invention peut comprendre en outre : (c) une étape de purification des gaz de combustion enrichis en CO 2 sortant du dispositif de combustion de l’étape (b) mise en œuvre dans une unité de purification, et le gaz oxydant utilisé lors de l’étape (a) contient alors, notamment est constitué de, une partie des gaz de combustion purifiés sortant de l’unité de purification de l’étape (c) à laquelle on ajoute du dioxygène. Dans ce mode de réalisation, on peut faire fonctionner à la fois le dispositif de combustion de l’étape (b) et le régénérateur de l’étape (a) en mode oxycombustion, pour une concentration encore plus grande en CO 2 des gaz de combustion produits. Dans ce mode de réalisation, le dioxygène ajouté peut avantageusement être mélangé aux gaz de combustion purifiés sortant de l’unité de purification de l’étape (c) avant leur entrée dans le régénérateur de l’étape (a). Avantageusement, l’étape (c) de purification peut mettre en œuvre un ou plusieurs traitements choisis parmi un traitement d’élimination des particules, un traitement d’élimination d’oxydes de soufre, un traitement d’élimination d’oxydes d’azote. Avantageusement, notamment afin de limiter la corrosion, le ratio volumique dioxygène /gaz de combustion en entrée du dispositif de combustion de l’étape (b) de combustion peut être de 5 à 10 %, de manière à réduire la formation additionnelle de NOx. Avantageusement, notamment afin de limiter la corrosion, le ratio volumique dioxygène /gaz oxydant en entrée du régénérateur de l’étape (a) de combustion peut être de 22 à 28 %, de préférence de 24 à 28 %, davantage de préférence de 26 à 28 %. Un tel ratio peut être obtenu par ajout de dioxygène à un gaz qui peut être de l’air ou les gaz de combustions purifiés sortant de l’unité de purification de l’étape (c) précédemment mentionnés. Avantageusement, afin d’optimiser la consommation en énergie, lors de l’étape (b), la chaleur générée par la combustion des gaz de combustion produits par l’étape (a) peut être récupérée pour chauffer de l’eau et produire de la vapeur. La vapeur produite pourra notamment être utilisée pour les traitements de purification en aval utilisant de la vapeur, par exemple un traitement d’absorption aux amines, et/ou pour les divers systèmes de compression utilisés dans une installation de traitement mettant en œuvre le procédé de la présente invention, et/ou pour d’autres unité du site où est mis en œuvre le procédé selon l’invention. Avantageusement, on peut ajouter aux gaz de combustion enrichis en CO 2 sortant du dispositif de combustion de l’étape (b), ou aux gaz de combustion purifiés sortant de l’unité de purification de l’étape (c), d’autres gaz de combustion contenant du CO 2 , notamment des gaz de combustion contenant du CO 2 provenant d’autres systèmes de combustion, tels que ceux provenant de la production de vapeur ou d’autres unités pétrochimiques. L’invention a également pour objet une installation de traitement de gaz de combustion, notamment pour la mise en œuvre du procédé selon l’invention, l’installation comprenant : - un régénérateur d’une unité de craquage catalytique fluide comprenant une conduite d’alimentation en gaz oxydant, une conduite d’alimentation en particules catalytiques cokées à régénérer, une conduite d’évacuation des particules catalytiques régénérées et une conduite d’évacuation de gaz de combustion, - un dispositif de combustion apte à oxyder du CO en CO 2 , ledit dispositif comprenant une conduite d’alimentation raccordée à la conduite d’évacuation de gaz de combustion du régénérateur et une conduite d’évacuation de gaz de combustion enrichis en CO 2 . Selon l’invention, l’installation comprend en outre : - une conduite de recirculation raccordant la conduite d’évacuation du dispositif de combustion à la conduite d’alimentation de ce dernier, - une conduite d’alimentation en dioxygène raccordée à la conduite d’alimentation du dispositif de combustion ou à la conduite de recirculation. Avantageusement, l’installation peut en outre comprendre : - une unité de purification comprenant une entrée raccordée à la conduite d’évacuation du dispositif de combustion et une conduite d’évacuation des gaz purifiés, - une deuxième conduite de recirculation reliant la conduite d’évacuation de l’unité de purification à la conduite d’alimentation en gaz oxydant du régénérateur ou à une entrée dédiée du régénérateur, - une deuxième conduite d’alimentation en dioxygène raccordée à l’entrée du régénérateur ou à la deuxième conduite de recirculation. Cette unité de purification peut comprendre un ou plusieurs systèmes de purification tels que des systèmes de séparation des particules, des systèmes d’élimination des NOx et des systèmes d’élimination des SOx. Avantageusement, le dispositif de combustion peut comprendre un échangeur de chaleur qui comprend une entrée pour de l’eau et une sortie pour de la vapeur. Un tel dispositif de combustion est aussi appelé chaudière à monoxyde de carbone, ou « CO Boiler » en anglais. Avantageusement, l’installation peut comprendre une conduite d’alimentation en gaz de combustion provenant d’une autre unité raccordée à la conduite d’évacuation des gaz de combustion du dispositif de combustion ou à la conduite d’évacuation des gaz purifiés de l’unité de purification. L’invention concerne également un procédé de craquage catalytique fluide comprenant une étape de craquage catalytique fluide d’une charge hydrocarbonée en présence de particules catalytiques produisant une charge hydrocarbonée craquée et des particules catalytiques cokées, et une étape de régénération des particules catalytiques cokées, le procédé mettant en œuvre le procédé de traitement selon l’invention. L’invention concerne également une unité de craquage catalytique fluide comprenant un réacteur de craquage catalytique fluide dans lequel est mise en œuvre une étape de craquage catalytique fluide d’une charge hydrocarbonée en présence de particules catalytiques produisant une charge hydrocarbonée craquée et des particules catalytiques cokées, l’unité comprenant en outre l’installation de traitement selon l’invention dont le régénérateur reçoit les particules catalytiques cokées provenant du réacteur de craquage catalytique fluide. Définitions Par « charge hydrocarbonée » ou « flux hydrocarboné », on entend un mélange de composés hydrocarbonés, un composé hydrocarboné contenant du carbone et de l’hydrogène, et éventuellement des hétéroatomes tels que le soufre, l’azote, des métaux, … . La notation « SOx » désigne l’ensemble des oxydes de soufre éventuellement présents dans des fumées de combustion (par ex. SO 2 , SO 3 ). La notation « NOx » désigne l’ensemble des oxydes d’azotes éventuellement présents dans des fumées de combustion (par ex. NO, NO 2 ). Par « catalyseur coké » ou « particules catalytiques cokées », on entend tout matériau catalytique solide sur lequel du coke est déposé, typiquement en des quantités de 0,5 à 1% en masse. De préférence, les particules catalytiques cokées sont produites lors d’une étape de craquage catalytique fluide. Par « fines de particules », on entend des particules dont le diamètre moyen a été réduit par abrasion, du fait du frottement des particules les unes contre les autres, autrement dit par attrition. De telles particules ont donc un diamètre moyen inférieur au diamètre moyen des particules avant attrition. Par « diamètre moyen », on entend le diamètre d’une particule sphérique de même masse. Ce diamètre moyen peut être déterminé par toute technique appropriée, notamment par les techniques de diffraction optique (par exemple par diffraction laser). Aval et amont font référence aux sens de circulation des fluides au sein des différentes zones de l’installation. Description détaillée de l’invention Étape (a) de régénération Au cours de cette étape, on effectue la combustion du coke présent sur des particules catalytiques en présence d’un gaz oxydant contenant du dioxygène dans des conditions de combustion partielle et l’on produit des gaz de combustion contenant au moins du CO 2 et du CO. Les particules catalytiques cokées proviennent typiquement d’une étape de craquage catalytique fluide mise en œuvre dans un ou plusieurs réacteurs appropriés. Cette étape de régénération permet ainsi de régénérer le catalyseur et de le renvoyer dans l’étape de craquage catalytique fluide de manière connue en soi. L’étape de régénération est mise en œuvre dans un régénérateur, notamment un régénérateur d’une unité FCC, comprenant une conduite d’alimentation en gaz oxydant, une conduite d’alimentation en particules catalytiques cokées à régénérer, une conduite d’évacuation des particules catalytiques régénérées et une conduite d’évacuation de gaz de combustion. Typiquement, les particules catalytiques entrent dans le régénérateur avec une teneur en coke de 0,5 à 1 % en masse et en ressortent avec une teneur en coke de 0,1 à 0,5 % en masse lorsque le régénérateur fonctionne en combustion partielle. En combustion partielle, le régénérateur est typiquement mis en œuvre à une température de 680 à 760 °C et une pression de 1,5 à 2,5 barg. Les gaz de combustion générés par la combustion partielle du coke contiennent typiquement majoritairement du CO 2 et du CO, et généralement aussi des NOx et SOx en fonction de la charge craquée. Ils comprennent également généralement aussi des fines de particules. Typiquement, les gaz de combustion contiennent du CO 2 et du CO, ainsi que des composés azotés, tels que HCN, NH 3 , et des composés soufrés, tels que des oxydes de soufre, COS, CS 2 et H 2 S. Typiquement, la teneur en CO des gaz de combustion peut être de 0,5 à 10 % en volume. Le gaz oxydant peut être de l’air, de l’air enrichi en dioxygène, des gaz de combustion purifiés enrichis en dioxygène, ces gaz de combustion purifiés provenant d’une étape (c) de purification ultérieure décrite plus bas. Lorsqu’il s’agit d’air enrichi en dioxygène ou de gaz de combustion purifiés enrichis en dioxygène, le ratio volumique dioxygène /gaz oxydant en entrée de l’étape (a) de régénération peut être de 22 à 28 %, de préférence de 24 à 28 %, davantage de préférence de 26 à 28 %, par exemple de 27,5. Le dioxygène utilisé pour enrichir l’air ou les gaz de combustion purifiés entrant dans le régénérateur peut être du dioxygène pur ou présentant un degré de pureté de 90 % en vol ou plus. Le dioxygène pourra avantageusement être ajouté au gaz oxydant avant son entrée dans le régénérateur. On pourra également prévoir d’utiliser uniquement de l’air comme gaz oxydant, notamment lorsque seul le dispositif de combustion mettant en œuvre l’étape (b) fonctionne en oxycombustion. Étape (b) de combustion Lors de cette étape, on effectue la combustion des gaz de combustion produits lors de l’étape (a) dans un dispositif de combustion au cours de laquelle le CO est oxydé en CO 2 et on produit des gaz de combustion enrichis en CO 2 . En outre, généralement, la plupart des composés azotés présents dans les gaz de combustion sont alors convertis en NOx et la plupart des composés soufrés présents dans les gaz de combustion sont transformés en SOx. Les gaz de combustion sortant du dispositif de combustion sont ainsi enrichis en CO 2 et contiennent typiquement des oxydes d’azote et des oxydes de soufre. Cette étape est mise en œuvre dans un dispositif de combustion apte à oxyder du CO en CO 2 , ce dispositif comprenant une entrée raccordée à la conduite d’évacuation de gaz de combustion du régénérateur et une conduite d’évacuation de gaz de combustion enrichis en CO 2 . L’étape de combustion est de préférence mise en œuvre avec une récupération de la chaleur générée par la combustion des gaz de combustion produits par l’étape (a), cette chaleur étant récupérée pour chauffer de l’eau et produire de la vapeur. L’étape (b) de traitement est ainsi typiquement mise en œuvre dans une chaudière à monoxyde de carbone, comprenant une chambre de combustion dans laquelle le CO est oxydé en CO 2 , et un échangeur de chaleur récupérant la chaleur de combustion pour produire de la vapeur à partir d’eau. Selon l’invention, l’étape (b) de combustion est mise en œuvre en ajoutant aux gaz de combustion produits par l’étape (a), en amont de l’étape (b), du dioxygène et une partie des gaz de combustion enrichis en CO 2 sortant du dispositif de combustion. Le dioxygène peut être du dioxygène pur ou présentant un degré de pureté de 90 % en vol ou plus. Typiquement, l’étape (b) peut être mise en œuvre avec ajout d’une quantité marginale de carburant d’appoint (par ex. du Fuel Gas) de manière à stabiliser la charge thermique du dispositif de combustion et éviter la déstabilisation de ce dernier en cas de changement important dans la composition des fumées. On pourra éventuellement injecter en outre de l’air uniquement au démarrage du procédé pour initier les réactions de combustion du CO, puis arrêter cette injection en recyclant progressivement de plus en plus des fumées prélevées à la sortie du dispositif de combustion. L’air peut par exemple être injecté aux gaz de combustion enrichis en CO 2 sortant du dispositif de combustion et renvoyés à l’entrée de celui-ci. De préférence, l’étape (b) peut être mise en œuvre avec un ratio volumique dioxygène /gaz de combustion en entrée de l’étape (b) de combustion de 5 à 10%. En outre, l’étape (b) de combustion peut être typiquement mise en œuvre à une température de 900 à 1300 °C et une pression de 0,02 à 0,3 barg. Du fait de l’ajout de dioxygène, l’étape (b) est ainsi mise en œuvre dans des conditions d’oxycombustion avec une production de chaleur accrue et une teneur des gaz de combustion sortant de l’étape (b) en CO 2 typiquement de 20 à 25 % en volume. L’étape (b) de combustion peut être mise en œuvre en présence d’un agent réducteur, et optionnellement d’un catalyseur, permettant de transformer les NOx présents dans les fumées en N 2 et en eau, et éventuellement en CO 2 . Cet agent réducteur peut être de l’urée ou du NH 3 en phase gazeuse ou aqueuse, de préférence du NH 3 en phase gazeuse (ammoniac). Les catalyseurs usuels sont à base de tungstène et de vanadium sous forme oxydée : oxyde de tungstène (III) W 2 O 3 ou oxyde de vanadium (V) V 2 O 5 . Le catalyseur est en général déposé sur un support à base d'oxyde de titane (TiO 2 ). L’invention n’est bien entendu pas limitée à un catalyseur spécifique et tout catalyseur habituellement utilisé pour catalyser la réduction sélective des oxydes d’azote peut être envisagé. Le dispositif de combustion est alors équipé d’un système « SCR » (« Selective Catalytic Réduction », réduction catalytique sélective). Il est en règle générale intercalé en sortie de la sortie de convection du CO Boiler et en amont de l’économiseur du CO Boiler de manière à optimiser les conditions opératoires du SCR en termes de température. Étape (c) optionnelle de purification Le plus souvent, les gaz de combustion enrichis en CO 2 sortant de l’étape (b) de combustion sont envoyés dans une étape (c) de purification, notamment pour en éliminer les particules et/ou les NOx et/ou les SOx encore présents. Dans ce cas, on pourra prévoir de recycler une partie des gaz de combustion purifiés sortant de l’étape (c) afin qu’ils forment une partie du gaz oxydant utilisé dans l’étape (a). Typiquement, les gaz de combustion purifiés sortant de l’étape (c) de combustion peuvent présenter une ou plusieurs des caractéristiques suivantes : Une teneur en particules inférieure à 50 mg/Nm 3 , voire 10 mg/Nm 3 , Une teneur en NOx inférieure à 250 ppm vol, Une teneur en SOx inférieure à 400 ppm vol. Cette étape de purification peut notamment comprendre un ou plusieurs traitements choisis parmi un traitement d’élimination des particules, un traitement d’élimination d’oxydes de soufre, un traitement d’élimination d’oxydes d’azote. L’étape de purification peut être mise en œuvre dans une unité de purification, comprenant par exemple un dispositif d’élimination des particules, généralement un précipitateur électrostatique, un dispositif d’élimination des SOx, par exemple un dispositif de lavage avec une solution basique, un dispositif d’élimination des NOx, par exemple un dispositif SCR de réduction catalytique des NOx ou un dispositif d’injection d’ozone. L’invention n’est bien entendue par limitée par le nombre et la nature de ces dispositifs, par ailleurs bien connus de l’homme du métier. Etape optionnelle de capture et de stockage En aval du dispositif de combustion mettant en œuvre l’étape (b) ou de l’unité de purification mettant en œuvre l’étape (c), le procédé selon l’invention peut en outre comprendre une étape de capture et de stockage du CO 2 , qui peut comprendre au moins une étape de liquéfaction du CO 2 , typiquement par compression, et une étape de stockage du CO 2 liquéfié. L’étape de liquéfaction peut être éventuellement précédée d’une étape de séchage et/ou d’une étape d’adsorption par inversion de pression ou PSA (de l’acronyme anglais Pressure Swing Adsorption). Cette étape peut être mise en œuvre dans une unité de capture et de stockage du CO 2 comprenant au moins un système de liquéfaction, typiquement par compression, et au moins un système de stockage de CO 2 liquéfié. Cette unité de capture et de stockage peut également comprendre, en amont du système de liquéfaction, un système de séchage, et/ou un système d’adsorption par inversion de pression pour concentrer davantage les gaz en CO 2 . Typiquement, si la teneur en CO 2 à l’entrée de l’unité de captage et de stockage est inférieure à 45-50% en volume, on utilisera avantageusement une PSA pour concentrer les fumées. Si la teneur en CO 2 est supérieure à 45-50 % en volume, une PSA n’est pas utile. La capture et le stockage du CO 2 peut également être effectuée, non pas en phase liquide mais en phase gaz ou phase supercritique, typiquement à température ambiante et pression comprise entre 20 barg et 170 barg. Dans cette configuration, l’étape de liquéfaction du CO 2 , permettant notamment une purification ultime du CO 2 , peut être soit maintenue avec étape de revaporisation du CO 2 , soit effectuée par des traitements alternatifs tels que l’absorption par des solvants aux amines. L’unité de capture et de stockage du CO 2 peut alors comprendre au moins un système de liquéfaction suivi d’un système de revaporisation, ou au moins un système d’extraction du CO 2 , typiquement par un solvant aux amines, suivi d’un système d’extraction d’eau et d’oxygène, et d’un système de compression sous forme gazeuse ou supercritique. L'enrichissement en CO 2 des gaz de combustion du régénérateur peut être, en base sèche, de 16%vol CO 2 à 95%vol CO 2 . L’invention peut notamment permettre d’obtenir un gain énergétique de 5 à 70 % d’énergie par tonne de CO 2 capturé. Le procédé selon l’invention peut permettre d’obtenir des gaz de combustion présentant une teneur en CO 2 sur fumées sèches de 20 à 30 % en volume, typiquement de 25 % en volume, en sortie de l’étape (b) ou (c). La mise en œuvre du procédé selon l’invention permet ainsi de produire des gaz de combustion plus concentrés en CO 2 , ce qui permet alors de réduire le dimensionnement de l’unité de purification mettant en œuvre l’étape (c) et/ou de l’unité de capture et de stockage mettant en œuvre l’étape de capture et de stockage, et par conséquent de réduire leur coût de fonctionnement. Alternativement, le procédé selon l’invention peut recevoir, en aval du dispositif de combustion mettant en œuvre l’étape (b) ou de l’unité de purification mettant en œuvre l’étape (c), et notamment en amont d’une étape de capture et de stockage du CO 2 , des gaz de combustion contenant du CO 2 provenant d’autres unités pétrochimiques. Dans la mesure où la présente invention permet d’enrichir en CO 2 les gaz de combustion produits, il est possible d’envisager de rajouter des gaz de combustion externes sans avoir à modifier les dimensions et/ou conditions de mise en œuvre d’une étape de purification et/ou d’une étape de capture et de stockage du CO 2 situées en aval. Notamment, la teneur en CO 2 des gaz secs entrant dans une unité de capture et de stockage peut avantageusement être de 15 à 20 %vol CO 2 sur base sèche. On pourra ainsi ajuster les ratios des gaz de combustion provenant de l’étape (b) ou (c) et des gaz de combustion provenant d’autres unités pour obtenir une teneur en CO 2 de cet ordre. A titre d’exemple, des gaz de combustion provenant de fours contiennent typiquement 7 à 10 % en volume de CO 2 . Installation de traitement Le procédé selon l’invention peut être mis en œuvre dans une installation de traitement tel que précédemment décrit. Par ailleurs, cette installation pourra comprendre une unité de capture et de stockage du CO 2 telle que décrite plus haut. Tel que précédemment décrit en référence au procédé, cette installation peut recevoir via des conduites dédiées des gaz de combustion provenant d’autres unités. Ces conduites peuvent être raccordées à l’installation en aval du dispositif de combustion ou en aval de l’unité de purification, et notamment en amont de l’unité de capture et de stockage de CO 2 . Description des figures L'invention est maintenant décrite en référence aux dessins annexés, non limitatifs, dans lesquels : FIG. 1 La FIG. 1 représente un exemple de réalisation d’une installation mettant en œuvre le procédé selon un mode de réalisation l’invention. FIG. 2 La FIG. 2 représente un exemple de réalisation d’une installation mettant en œuvre le procédé selon un autre mode de réalisation l’invention. Sur les figures, les mêmes éléments sont désignés par les mêmes références. La FIG. 1 représente schématiquement une installation de traitement 1 selon un mode de réalisation de l’invention. L’installation représentée comprend un régénérateur 10, un dispositif de combustion 20, une unité de purification 30, et dans l’exemple représenté une unité de capture et de stockage du CO 2 40. Le régénérateur 10 présente une conduite d’alimentation en particules catalytiques cokées 101, une conduite d’alimentation en gaz oxydant 102, une conduite d’évacuation de gaz de combustion 103, et une conduite d’évacuation des particules catalytiques régénérées 104. Les particules catalytiques cokées proviennent d’un réacteur de craquage catalytique non représenté dans lequel sont renvoyées les particules catalytiques régénérées. Le dispositif de combustion 20 comprend une conduite d’alimentation 201 raccordée à la conduite d’évacuation 103 de gaz de combustion du régénérateur, et une conduite d’évacuation 202 de gaz de combustion enrichis en CO 2 . Dans cet exemple, le dispositif de combustion 20 est équipé d’un échangeur de chaleur 203 comprenant une entrée 203a pour de l’eau et une sortie 203b pour la vapeur. Un tel dispositif de combustion 20est généralement appelé « chaudière à monoxyde de carbone ». L’unité de purification 30 comprend une entrée 301 raccordée à la conduite d’évacuation 202 du dispositif de combustion, et une conduite d’évacuation 302 des gaz purifiés. Selon l’invention, une conduite de recirculation 204 relie la conduite d’évacuation 202 du dispositif de combustion à la conduite d’alimentation 201 de ce dernier. En outre, une conduite d’alimentation 205 en dioxygène est raccordée à la conduite d’alimentation 201 du dispositif de combustion pour l’alimenter en dioxygène. Dans l’exemple représenté, la conduite de recirculation 204 comprend également une alimentation en air 206 destinée à être utilisée uniquement au démarrage de l’installation. La conduite de recirculation 204 comprend également dans cet exemple un compresseur 207 pour comprimer les gaz recyclés. Dans l’exemple représenté, le gaz oxydant entrant dans le régénérateur 10 est constitué d’air amené par une conduite 105 et de dioxygène amené par une conduite 106. Dans l’exemple représenté, l’installation comprend également un compresseur 2 sur la conduite d’alimentation en air 105, un compresseur 3 entre le dispositif de combustion 20 et l’unité de purification 30 et un autre compresseur 5 entre l’unité de purification 30 et le système de capture et de stockage du CO 2 40. L’invention n’est bien entendue pas limitée par le nombre et la position des compresseurs qui pourra varier en fonction des besoins de l’installation. Les différentes conduites peuvent en outre être équipées de vannes et/ou pompes pour la circulation des fluides. L’unité de capture et de stockage 40 comprend typiquement un système de liquéfaction du CO 2 et un système de stockage du CO 2 liquéfié. Cette unité de capture et de stockage peut également correspondre à une extraction de CO 2 par un solvant aux amines suivi d’une étape d’extraction d’eau et oxygène et de compression finale du CO 2 sous forme de gaz ou de fluide supercritique. La FIG. 2 représente une installation 1’ qui ne diffère de celle représentée sur la FIG. 1 que par la présence d’une deuxième conduite de recirculation 303 reliant la conduite d’évacuation 302 de l’unité de purification 30 à la conduite d’alimentation en gaz oxydant 102 du régénérateur. En outre, dans ce mode de réalisation, le gaz oxydant est constitué uniquement des gaz de combustion purifiés amenés par la conduite de recirculation 303 et par du dioxygène amené par la conduite 106. Dit autrement, dans ce mode de réalisation, le régénérateur n’est pas alimenté en air. On pourra également prévoir dans ce mode de réalisation une conduite d’alimentation en air supplémentaire 304 à la sortie de l’unité de purification 30 pour injecter de l’air au démarrage du procédé afin que le gaz oxydant entrant dans le régénérateur comporte suffisamment de dioxygène. Un autre compresseur 305 pourra être disposé entre l’alimentation en air 304 et la conduite de recirculation 303. Exemple Si l’on définit l’efficacité d’un procédé de capture de CO 2 à partir de la demande énergétique requise pour effectuer la captation, par exemple suivant le mode de calcul suivant : On mesure ou on estime la quantité de CO 2 émis par l’installation et la quantité de CO 2 récupéré par l’installation de capture de CO 2 . Généralement, le CO 2 capté correspond à 90-95% du CO 2 émis par l’installation, On mesure ou on estime la consommation de vapeur requise pour effectuer la capture exprimée en tonne de vapeur/tonne de CO 2 capturé et on la converti en tonne de CO2/h émise à partir de la quantité de CO2 produite pour la production de vapeur. Cela correspond aux émissions dites de « scope 1 » liées au fait qu’on brule du carburant et donc on émet du CO2 pour produire de la vapeur. On mesure ou on estime la consommation électrique requise pour effectuer la capture exprimée en KWh/Ton CO2 capturé et on la converti en Ton CO2/h émise à partir de l’empreinte CO2 sur l’électricité. Cela correspond aux émissions dites de « scope 2 ». On considère toutes les installations électriques requises pour effectuer la capture de CO2. Le CO2 évité (noté : CO2 évité « Scope 1 » dans le tableau 1) correspond alors à la formule CO2 évité = CO2 capté – CO2 scope 1 – CO2 scope 2 le ratio entre CO2 évité et CO2 émis (noté : CO2 évité Scope 1 + 2 dans le tableau 1) permet de juger de la performance énergétique et environnementale globale de l’installation. Le tableau 1 rassemble ainsi une estimation des gains pour une installation selon la FIG. 1 mais sans le recycle de l’invention (cas de base), une installation selon la FIG. 1 et une installation selon la FIG. 2 . Cas de base Cas figure 1 Cas figure 2 Consommation O2 T/h 13,9 39,8 99,2 Consommation électrique totale MW 53 47,6 54 Puissance électrique nette MW 41,8 33.4 20 Vapeur nette requise T/h 2,5 -3 -34,1 Intensité électrique nette kWh/Tom CO2 capturé 483 386 205 Coût €/Ton CO2 capturée 54 41,5 12,8 CO2 émis kTy CO2 777 777 868 CO2 Capturé kTy CO2 713 713 803 CO2 évité « scope «1 » kTy CO2 710 717 846 CO2 évité « Scope 1 » % émis 91,4 92,2 97,4 CO2 évité Scope 1 + 2 % émis 83 85,0 89,8 Procédé de traitement de gaz de combustion provenant de la combustion de coke déposé sur des particules catalytiques, comprenant : (a) une étape de régénération de particules catalytiques dans un régénérateur (10) , au cours de laquelle on effectue la combustion du coke présent sur les particules catalytiques en présence d’un gaz oxydant contenant du dioxygène dans des conditions de combustion partielle et l’on produit des gaz de combustion contenant au moins du CO 2 et du CO, (b) une étape de combustion des gaz de combustion sortant du régénérateur (10) de l’étape (a) dans un dispositif de combustion (20), au cours de laquelle le CO est oxydé en CO 2 et des gaz de combustion enrichis en CO 2 sont produits, caractérisé en ce que : - on ajoute aux gaz de combustion sortant du régénérateur de l’étape (a), en amont de l’étape (b), du dioxygène et une partie des gaz de combustion enrichis en CO 2 sortant du dispositif de combustion (20). Procédé de traitement selon la revendication 1, caractérisé en ce qu’il comprend en outre : (c) une étape de purification des gaz de combustion enrichis en CO 2 sortant du dispositif de combustion de l’étape (b) mise en œuvre dans une unité de purification (30), et en ce que le gaz oxydant utilisé lors de l’étape (a) contient une partie des gaz de combustion purifiés sortant de l’unité de purification (30) de l’étape (c) à laquelle on ajoute du dioxygène. Procédé de traitement selon la revendication 2, caractérisé en ce que le dioxygène ajouté est mélangé aux gaz de combustion purifiés sortant de l’unité de purification (30) de l’étape (c) avant leur entrée dans le régénérateur de l’étape (a). Procédé de traitement selon la revendication 2 ou 3, caractérisé en ce que l’étape (c) met en œuvre un ou plusieurs traitements de purification choisis parmi un traitement d’élimination des particules, un traitement d’élimination d’oxydes de soufre, un traitement d’élimination d’oxydes d’azote. Procédé de traitement selon l’une quelconque des revendications 1 à 4, caractérisé en ce que le ratio volumique dioxygène /gaz de combustion en entrée du dispositif de combustion de l’étape (b) est de 5 à 10%. Procédé de traitement selon l’une quelconque des revendications 1 à 5, caractérisé en ce que le ratio volumique dioxygène /gaz oxydant en entrée du régénérateur de l’étape (a) est de 22 à 28 %, de préférence de 24 à 28 %, davantage de préférence de 26 à 28 %. Procédé de traitement selon l’une quelconque des revendications 1 à 6, caractérisé en ce que, lors de l’étape (b), la chaleur générée par la combustion des gaz de combustion sortant du régénérateur (10) de l’étape (a) est récupérée pour chauffer de l’eau et produire de la vapeur. Procédé de traitement selon l’une quelconque des revendications 1 à 7, caractérisé en ce que l’on ajoute aux gaz de combustion enrichis en CO 2 sortant du dispositif de combustion de l’étape (b), ou aux gaz de combustion purifiés sortant de l’unité de purification de l’étape (c), d’autres gaz de combustion contenant du CO 2 . Procédé de craquage catalytique fluide comprenant une étape de craquage catalytique fluide d’une charge hydrocarbonée en présence de particules catalytiques produisant une charge hydrocarbonée craquée et des particules catalytiques cokées, et une étape de régénération des particules catalytiques cokées, caractérisé en ce qu’il met en œuvre le procédé de traitement selon l’une quelconque des revendications 1 à 8. Installation (1, 1’) de traitement de gaz de combustion comprenant : - un régénérateur (10) d’une unité de craquage catalytique fluide comprenant une conduite d’alimentation (102) en gaz oxydant, une conduite d’alimentation (101) en particules catalytiques cokées à régénérer, une conduite d’évacuation (104) des particules catalytiques régénérées et une conduite d’évacuation (103) de gaz de combustion, - un dispositif de combustion (20) apte à oxyder du CO en CO 2 , ledit dispositif comprenant une conduite d’alimentation (201) raccordée à la conduite d’évacuation (103) de gaz de combustion du régénérateur et une conduite d’évacuation (202) de gaz de combustion enrichis en CO 2 , caractérisée en ce qu’elle comprend en outre : - une conduite de recirculation (204) raccordant la conduite d’évacuation (202) du dispositif de combustion à la conduite d’alimentation (201) de ce dernier, - une conduite d’alimentation (205) en dioxygène raccordée à la conduite d’alimentation (201) du dispositif de combustion ou à la conduite de recirculation (204). Installation de traitement (1’) selon la revendication 10, caractérisé en ce qu’elle comprend en outre : - une unité de purification (30) comprenant une entrée raccordée à la conduite d’évacuation (202) du dispositif de combustion et une conduite d’évacuation (302) des gaz purifiés, - une deuxième conduite de recirculation (303) reliant la conduite d’évacuation (302) de l’unité de purification à la conduite d’alimentation (102) en gaz oxydant du régénérateur ou à une entrée dédiée du régénérateur, - une deuxième conduite (106) d’alimentation en dioxygène raccordée à l’entrée du régénérateur ou à la deuxième conduite de recirculation. Installation de traitement (1, 1’) selon la revendication 10 ou 11, caractérisée en ce que le dispositif de combustion (20) comprend un échangeur de chaleur (203) qui comprend une entrée pour de l’eau et une sortie pour de la vapeur. Installation de traitement (1, 1’) selon l’une quelconque des revendications 10 à 12, caractérisée en ce qu’elle comprend une conduite d’alimentation en gaz de combustion provenant d’une autre unité raccordée à la conduite d’évacuation des gaz de combustion du dispositif de combustion ou à la conduite d’évacuation des gaz purifiés de l’unité de purification. Unité de craquage catalytique fluide comprenant un réacteur de craquage catalytique fluide dans lequel est mise en œuvre une étape de craquage catalytique fluide d’une charge hydrocarbonée en présence de particules catalytiques produisant une charge hydrocarbonée craquée et des particules catalytiques cokées, caractérisée en ce qu’elle comprend en outre une installation de traitement selon l’une quelconque des revendications 10 à 13, dont le régénérateur reçoit les particules catalytiques cokées provenant du réacteur de craquage catalytique fluide.