FR 3108524 A1 20211001 FR 2003069 A 20200327 Installation (1) de traitement de gaz comprenant : une unité PSA (2) de séparation de gaz comprenant au moins un adsorbeur (2a, 2b, 2c), une unité de compression de gaz (3) située en aval de l’unité PSA, une canalisation (4) d’acheminement de gaz reliant fluidiquement l’unité PSA (2) à l’unité de compression de gaz (3), caractérisée en ce qu’elle comprend en outre un dispositif gazomètre (5) relié fluidiquement à ladite canalisation (4) d’acheminement de gaz. Figure de l’abrégé : Fig. 1 Atténuation des variations de débit, de pression et de masse molaire sur l’effluent gazeux d’un PSA L’invention concerne une installation de traitement de gaz permettant une régulation du débit, de la pression et/ou de la composition de l’off-gas en sortie d’une unité PSA de ladite installation, en particulier une unité servant à séparer l’hydrogène du gaz de synthèse ou « syngas » en langue anglaise plus particulièrement sur un procédé de reformage du méthane à la vapeur (ou Steam Methane Reforming SMR en langue anglaise) Le procédé PSA (pour Pressure Swing Adsorption = Adsorption à Pression Modulée) est un procédé discontinu de séparation ou purification par adsorption de mélanges gazeux mettant en œuvre des phases de pressurisation-adsorption puis de dépressurisation-désorption des gaz les plus lourds et les plus polaires en jouant sur des variations de pression. Il met généralement en œuvre une unité PSA de séparation ou purification de gaz par adsorption comprenant un ou plusieurs adsorbeurs, typiquement plusieurs adsorbeurs arrangés en parallèles, qui comprennent chacun un ou plusieurs lits d’un ou plusieurs matériaux adsorbants, telles des zéolites, de l’alumine, du charbon actif… qui sont choisis en fonction de la composition du gaz d’alimentation devant être traité et du ou des composés devant être séparés, en particulier des constituants gazeux qui doivent être produits et récupérés en sortie de l’unité PSA. Un procédé PSA produit donc deux types de gaz, l’un contenant les molécules les plus légères et les moins polaires, qui est le gaz valorisable ; l’autre contenant les molécules les plus lourdes et les moins polaires, qui est le gaz résiduaire aussi appelé off-gas en langue anglaise. Or, un procédé PSA, du fait des changements rapides de phase entre pressurisation et dépressurisation engendre de fortes différences de débit, de pression et de composition de l’off-gas (effluent gazeux) peu compatibles avec la présence d’un compresseur en aval de l’unité PSA. Ces fortes différences de débit, de pression et de composition de l’off-gas sont particulièrement gênantes dans le cas du captage de CO 2 présent dans les off-gas de certaines unités PSA utilisées sur les sites sidérurgiques pour purifier les fumées et récupérer le CO 2 qui s’y trouve en vue d’un stockage ou d’une séquestration ultérieurs. En effet, les installations sidérurgiques comprennent des haut-fourneaux qui rejettent des quantités importantes de fumées, encore appelées « gaz de gueulard » ou « top-gas » en langue anglaise. Un gaz de gueulard en sortie de haut-fourneau contient typiquement des constituants de type N 2 , CO 2 , CO, H 2 et différentes impuretés additionnelles, y compris des quantités importantes de poussières et éventuellement de la vapeur d’eau. Dans le cadre de la réduction des émissions de gaz à effet de serre et de la recherche d’une meilleure efficacité énergétique, il est envisagé de séparer le CO et l’hydrogène, et de les renvoyer au haut-fourneau, alors que le CO 2 doit être séparé pour pouvoir être ensuite séquestré. La solution industrielle compatible avec le stockage de CO 2 la plus accessible à ce jour est le procédé TGR-BF (Top Gas Recycling Blast Furnace = Recyclage des gaz de gueulard), complété d’une unité CPU (CO 2 Compression and Purification Unit = Unité de compression et purification du CO 2 ). Afin de pouvoir subir l’étape de séparation du CO 2 , les gaz doivent être comprimés à une pression comprise entre 4 et 15 bars absolus, plus particulièrement entre 7 et 11 bars absolus pour être séparés ensuite dans une unité PSA, puis re-comprimés en sortie du PSA d’une pression comprise entre 1 et 3 bar absolus, plus particulièrement entre 1 et 2 bar absolus jusqu’à une pression comprise entre 12 et 25 bars absolus, plus particulièrement entre 15 et 20 bars absolus pour être enfin traités par séparation cryogénique, où le CO 2 est récupéré sous forme concentrée. Ces fortes différences de débit, de pression et de composition de l’off-gas sont particulièrement gênantes dans le cas du captage de CO 2 présent dans les off-gas de certaines unités PSA traitant du syngas et plus particulièrement du syngas provenant d’un procédé SMR. L’offgas produit par ce dernier, contient pour moitié environ du dioxyde de carbone et en moindre proportions du monoxyde de carbone, du méthane de l’hydrogène ainsi que de l’azote et diverses impuretés. Cet offgas est alors comprimé. Dans ce cadre, il est primordial de pouvoir assurer une bonne régulation à la fois du débit, de la pression et de la composition de l’offgas du PSA, c'est-à-dire du gaz sortant du procédé ou de l’unité PSA, puisque les compresseurs, en particulier de technologie centrifuge ou plus généralement dynamique, traitant ces off-gas sont très sensibles aux variations de ces paramètres. Usuellement, cette régulation est assurée par un tampon à volume fixe, dont le débit de sortie est régulé pour être à peu près constant et dont le volume est calculé pour créer des différences de pression acceptable en sortie. Cependant, le mélange du gaz y est incomplet ou nécessite un très grand volume pour obtenir un mélange suffisamment homogène pour obtenir une masse molaire variant de moins de 1%. Le problème à résoudre est dès lors d’assurer une bonne régulation du débit, de la pression et/ou de la composition de l’off-gas ou effluent gazeux du PSA, de manière à permettre une incorporation efficace d’une unité de compression de gaz, en aval de l’unité PSA. La solution est une installation 1 de traitement de gaz comprenant : une unité PSA 2 de séparation de gaz comprenant au moins un adsorbeur (2a, 2b, 2c), une unité de compression de gaz 3 située en aval de l’unité PSA, une canalisation 4 d’acheminement de gaz reliant fluidiquement l’unité PSA (2) à l’unité de compression de gaz 3, caractérisée en ce qu’elle comprend en outre un dispositif gazomètre 5 relié fluidiquement à ladite canalisation 4 d’acheminement de gaz. Selon le cas, l’installation selon l’invention peut présenter une ou plusieurs des caractéristiques ci-dessous : le dispositif gazomètre 5 est relié en dérivation 8 à la canalisation 4 d’acheminement de gaz. l’unité PSA 2 de séparation de gaz comprenant plusieurs adsorbeurs 2a, 2b, 2c, de préférence des adsorbeurs 2a, 2b, 2c fonctionnant de façon alternée. l’unité de compression de gaz 3 comprend un compresseur de gaz. L’installation cocomprend en outre une ligne de gaz secondaire 10 raccordée en amont, de préférence via des conduits 12 de ramification, à la sortie de chacun des adsorbeurs 2a, 2b, 2c. la ligne de gaz secondaire 10 raccordée en aval au gazomètre 5 ou à une torchère 13. les conduits 12 de ramification agencés en aval de chacun des adsorbeurs 2a, 2b, 2c comprennent chacun une vanne 10a, 10b, 10c de contrôle du flux gazeux dans lesdits conduits 12. L’installation comprend en outre un réservoir-tampon 9 agencé sur la ligne 4, entre la ligne de dérivation 8 reliée au gazomètre 5 et le compresseur 3. L’installation comprend en outre une vanne de contrôle 11 agencée sur la ligne de dérivation 8. La présente invention a également pour objet un procédé de régulation d’un flux gazeux comprenant du CO 2 , dans lequel a) on alimente une unité PSA 2 de séparation de gaz d’une installation 1 de traitement de gaz selon l'invention, avec un flux gazeux comprenant du CO 2 , ladite unité PSA 2 comprenant un ou plusieurs adsorbeurs 2a, 2b, 2c, b) on récupère et on achemine tout ou partie du gaz produit par l’unité PSA 2 au sein d’une canalisation 4 d’acheminement de gaz, et c) on introduit tout ou partie du gaz récupéré à l’étape b) dans un dispositif gazomètre 5 relié fluidiquement à ladite canalisation 4 d’acheminement de gaz. La présente invention va maintenant être décrite plus en détail en références aux Figures annexées parmi lesquelles : Les figures représentent un PSA typique à 3 adsorbeurs en régénération, le concept peut s’étendre à tout cas de PSA de multi-adsorbeurs, tout type de cycle. la Figure 1 schématise un premier mode de réalisation d’une installation selon l’invention, la Figure 2 schématise un second mode de réalisation d’une installation selon l’invention, et la Figure 3 schématise un troisième mode de réalisation d’une installation selon l’invention. La Figure 1 schématise un premier mode de réalisation d’une installation de traitement de gaz selon l’invention comprenant une unité PSA 2 de séparation de gaz comprenant ici plusieurs adsorbeurs 2a, 2b, 2c, dont la sortie est reliée, via une canalisation 4 d’acheminement de gaz, à une unité de compression de gaz 3, c'est-à-dire un compresseur de gaz, située en aval de l’unité PSA 2. Les adsorbeurs 2a, 2b, 2c contiennent chacun un ou plusieurs lits d’adsorbants permettant de retenir les constituants à éliminer ou à purifier, par exemple des adsorbants de type zéolite, alumine activée… Le choix des adsorbants à mettre en œuvre dépend de la composition du gaz à traiter et des produits devant être récupérés, purifiés, éliminés. Les adsorbeurs 2a, 2b, 2c sont alimentés en un mélange gazeux à traiter, par exemple un gaz de gueulard provenant d’un haut-fourneau qui contient typiquement des constituants de type N 2 , CO 2 , CO, H 2 et différentes impuretés additionnelles, y compris de la vapeur d’eau éventuelle. Ce gaz est traité dans l’unité PSA afin d’y augmenter la concentration en CO 2 par élimination d’autres espèces adsorbables, telles que…. Des vannes 6a, 6b, 6c agencées en aval des adsorbeurs 2a, 2b, 2c permettent de réguler le passage des flux gazeux sortant des adsorbeurs 2a, 2b, 2c et distribués dans la canalisation 4 d’acheminement de gaz. Dans ce mode de réalisation, on ne régule que le débit et la pression de l’off-gas du PSA, c'est-à-dire du mélange de gaz riche en CO 2 sortant des adsorbeurs 2a, 2b, 2c du PSA 2, par utilisation d’un gazomètre 5 agencé en dérivation, via une ligne de dérivation 8 venant se raccorder à la ligne d’acheminement de gaz 4 de manière à mettre ladite ligne d’acheminement de gaz 4 en communication fluidique avec le gazomètre 5. Le gazomètre 5 a un volume variable et cette propriété est utilisée pour réguler le débit et la pression du gaz issu de l’unité PSA 2. Ainsi, les pics de débits de gaz en sortie de l’unité PSA 2 sont absorbés par le gazomètre 5 qui va se dilater, tandis que les chutes de débits sont absorbées par rétractation dudit gazomètre 5. Le débit de gaz est ainsi régulé en amont du compresseur 3 sans générer de variation de pression. Une vanne 7 située sur la ligne d’acheminement de gaz 4, entre le gazomètre 5 et le compresseur 3, permet de réguler la circulation du gaz dans ladite ligne d’acheminement de gaz 4 en direction du compresseur 3. Selon un autre mode de régulation adapté aux unités PSA 2 dont la composition de l’off-gas des adsorbeurs 2a, 2b, 2c en phase de dépressurisation, connaît de grandes variations c'est-à-dire des variations de pression supérieures à 1 bar, des variations de composition équivalent à une variation de masse molaire supérieure à 5 g/mol et des variations de débit supérieures à 30%, notamment dans les premières secondes de cette phase. Un second mode de réalisation d’une installation selon l’invention est schématisé en Figure 2, lequel est adapté aux unités PSA 2 dont la composition de l’off-gas des adsorbeurs 2a, 2b, 2c lors des phases de dépressurisation, connait de grandes variations. L’installation 1 de la Figure 2 est analogue à celle de la Figure 1, à l’exception du fait qu’elle comprend en plus: un réservoir-tampon 9 agencé sur la ligne 4, entre la ligne de dérivation 8 reliée au gazomètre 5 et le compresseur 3 ; une vanne de contrôle 11 agencée sur la ligne de dérivation 8 ; et une ligne de gaz secondaire 10 reliant, via des conduits 12 de ramification, la sortie de chacun des adsorbeurs 2a, 2b, 2c au gazomètre 5, des vannes 10a, 10b, 10c étant agencées sur lesdits conduits 12 de ramification pour contrôler les flux gazeux dans ces conduits 12. Dans ce cas, pendant au moins une première partie de durée t de la phase de dépressurisation ( blow down ) le gaz obtenu en sortie de l’adsorbeur 2a en dépressurisation est envoyé vers le gazomètre 3 à un débit Q, via un des conduits 12 de ramification et la ligne de gaz secondaire 10. Pendant ce temps t, les autres adsorbeurs 2b, 2c en phase de purge, dans lesquels la pression et la composition sont beaucoup plus stables, envoient l’off-gas dans la ligne principale 4 puis vers le compresseur 3. Le gaz circulant dans la ligne principale 4 d’acheminement de gaz ne remonte pas dans le gazomètre 5 car la vanne de contrôle 11 est fermée et empêche donc le passage de gaz depuis la canalisation 4 vers le gazomètre 5. Le gaz entré pendant le temps t (période pendant laquelle la variation de composition est la plus importante) est redistribué ensuite à la ligne principale 4 du fait d’une ouverture de la vanne 11, pendant toute la durée t’de la phase de purge des adsorbeurs 2b, 2c qui étaient préalablement en phase de purge. Ceci permet de « lisser » les variations de débit induites. Le débit Q’ généré est donc égal à : Q’=Q. (t/t’). Parallèlement, le gazomètre 3 permet de réguler la pression comme précédemment et d’absorber les variations de débit encore importantes pendant toute la fin de la dépressurisation. Ceci permet d’avoir un gazomètre de taille modeste tout en contrôlant parfaitement la pression en amont du compresseur et en réduisant la variation de composition. Par ailleurs, le réservoir-tampon 9 agencé sur la ligne 4, entre la ligne de dérivation 8 reliée au gazomètre 5 et le compresseur 3 permet d’assurer un meilleur mélange gazeux et stabiliser un peu plus le débit global. Par ailleurs, si les variations de pression et surtout de débit de l’offgas sont encore fortes en phase de purge, il pourra être nécessaire d’ajouter un second gazomètre 10 sur la ligne 4 comme décrit dans la figure 4 bis. En outre, la Figure 3 schématise un troisième mode de réalisation d’une installation selon l’invention permettant d’obtenir un lissage des variations de composition et de pression. Une telle installation est adaptée aux cas où le rendement en espèces faiblement adsorbées n’est pas critique. C'est-à-dire si la quantité d’hydrogène et/ou de monoxyde de carbone à récupérer dans le gaz valorisable n’est pas la principale contrainte pour le dimensionnement du procédé. L’installation 1 de la Figure 3 est analogue à celle de la Figure 1, à l’exception du fait qu’elle comprend comme dans le cas de la Figure 4, une ligne de gaz secondaire 10 reliée, via des conduits 12 de ramification, à la sortie de chacun des adsorbeurs 2a, 2b, 2c, des vannes 10a, 10b, 10c étant là encore agencées sur lesdits conduits 12 de ramification pour contrôler les flux gazeux dans ces conduits 12. Toutefois, dans ce mode de réalisation, la ligne de gaz secondaire 10 n’est pas reliée au gazomètre 5, mais est reliée soit à une torchère 13 où le gaz est brulé, soit recyclé à l’entrée du compresseur situé en amont du PSA. Dans ce cas, en début de dépressurisation de l’adsorbeur 2a, le gaz obtenu est envoyé soit à la torche 13, soit recyclé en amont du compresseur situé avant le PSA, jusqu’au temps t puis mélangé avec la ligne principale entre les instants t et t’. Là encore, un gazomètre 5 sur la ligne principale 4 permet de réguler les variations de débit sans générer de variation de pression. Installation (1) de traitement de gaz comprenant : une unité PSA (2) de séparation de gaz comprenant au moins un adsorbeur (2a, 2b, 2c), une unité de compression de gaz (3) située en aval de l’unité PSA, une canalisation (4) d’acheminement de gaz reliant fluidiquement l’unité PSA (2) à l’unité de compression de gaz (3), caractérisée en ce qu’elle comprend en outre un dispositif gazomètre (5) relié fluidiquement à ladite canalisation (4) d’acheminement de gaz. Installation selon la revendication précédente, caractérisée en ce que le dispositif gazomètre (5) est relié en dérivation (8) à la canalisation (4) d’acheminement de gaz. Installation selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce que l’unité PSA (2) de séparation de gaz comprenant plusieurs adsorbeurs (2a, 2b, 2c), de préférence des adsorbeurs (2a, 2b, 2c) fonctionnant de façon alternée. Installation selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce que l’unité de compression de gaz (3) comprend un compresseur de gaz. Installation selon la revendication 3, caractérisée en ce qu’elle comprend en outre une ligne de gaz secondaire (10) raccordée en amont, de préférence via des conduits (12) de ramification, à la sortie de chacun des adsorbeurs (2a, 2b, 2c). Installation selon la revendication 5, caractérisée en ce que la ligne de gaz secondaire (10) raccordée en aval au gazomètre (5) ou à une torchère (13). Installation selon la revendication 5, caractérisée en ce que les conduits (12) de ramification agencés en aval de chacun des adsorbeurs (2a, 2b, 2c) comprennent chacun une vanne (10a, 10b, 10c) de contrôle du flux gazeux dans lesdits conduits (12). Installation selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce qu’elle comprend en outre un réservoir-tampon (9) agencé sur la ligne (4), entre la ligne de dérivation (8) reliée au gazomètre (5) et le compresseur (3). Installation selon l'une des revendications précédentes, caractérisée en ce qu’elle comprend en outre une vanne de contrôle (11) agencée sur la ligne de dérivation (8). Procédé de régulation d’un flux gazeux comprenant du CO 2 , dans lequel a) on alimente une unité PSA (2) de séparation de gaz d’une installation (1) de traitement de gaz selon l'une des revendications précédentes, avec un flux gazeux comprenant du CO 2 , ladite unité PSA (2) comprenant un ou plusieurs adsorbeurs (2a, 2b, 2c), b) on récupère et on achemine tout ou partie du gaz produit par l’unité PSA (2) au sein d’une canalisation (4) d’acheminement de gaz, et c) on introduit tout ou partie du gaz récupéré à l’étape b) dans un dispositif gazomètre (5) relié fluidiquement à ladite canalisation (4) d’acheminement de gaz.