FR 3154628 A1 20250502 FR 2311831 A 20231030 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 totale et l’on produit des gaz de combustion contenant au moins du CO 2 et du CO, (b) une étape de récupération de la chaleur des gaz de combustion du régénérateur (10), (c) une étape de purification des gaz de combustion refroidis à l’étape (b), mise en œuvre dans une unité de purification (30). En outre, 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. 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 TOTALE 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. Lorsque les régénérateurs fonctionnent en mode combustion totale, l’intégralité du coke est brûlé, et les gaz de combustion sortant du régénérateur sont typiquement exemptes de CO. Dès lors, il n’est pas nécessaire de brûler les gaz de combustion et le brûleur en aval du régénérateur est remplacé par un système de récupération de la chaleur pour produire de la vapeur. Malgré une teneur élevée en CO 2 des gaz de combustion du régénérateur fonctionnant en combustion totale, il existe encore un besoin pour concentrer davantage en CO 2 ces gaz 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 . Dans ce mode de fonctionnement, les fumées en sortie du régénérateur contiennent déjà un excès d’oxygène, typiquement de 0,5 %vol O 2 à 1,5 %vol O 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 totale et l’on produit des gaz de combustion contenant au moins du CO 2 et exempts de CO, (b) une étape de récupération de la chaleur des gaz de combustion sortant du régénérateur de l’étape (a), (c) une étape de purification des gaz de combustion refroidis à l’étape (b), mise en œuvre dans une unité de purification. Le procédé selon l’invention est caractérisé en ce que : - le gaz oxydant utilisé lors de l’étape (a) contient, 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. Cette recirculation permet de faire fonctionner le régénérateur de l’étape (a) 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 80 % en volume). Avantageusement, 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 régénérateur de l’étape (a) peut être de 15 à 28 %, de préférence de 15 à 20 %, davantage de préférence de 17 à 19 %. La vapeur produite pourra notamment être utilisée pour les traitements de purification en aval utilisant de la vapeur, par exemple un traitement des NOx, et/ou pour les divers systèmes de compression / absorption du CO 2 utilisés dans une installation de traitement mettant en œuvre le procédé de la présente invention, et/ou pour d’autres unités du site où est mis en œuvre le procédé selon l’invention. Avantageusement, on peut ajouter aux gaz de combustion refroidis à 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 récupération de chaleur 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 refroidis, - une unité de purification comprenant une entrée raccordée à la conduite d’évacuation du dispositif de récupération de chaleur et une conduite d’évacuation des gaz purifiés. Selon l’invention, l’installation comprend en outre : - une 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 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, 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 récupération de chaleur 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 totale et l’on produit des gaz de combustion contenant au moins du CO 2 et exempts de 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 0,05 % en masse, voire inférieure à 0,01 % en masse. En combustion totale, le régénérateur est typiquement mis en œuvre à une température de 680 °C à 760 °C et une pression de 1,5 à 2,5 barg. Les gaz de combustion générés par la combustion totale du coke contiennent typiquement majoritairement du CO 2 , sont exempts de CO, et contiennent généralement aussi des NOx et SOx en fonction de la charge craquée. Ils comprennent également généralement aussi des fines de particules. Selon l’invention, le gaz oxydant comprend, notamment est constitué, des gaz de combustion purifiés enrichis en dioxygène, ces gaz de combustion purifiés provenant d’une étape (c) de purification ultérieure décrite plus bas. Le régénérateur fonctionne alors en 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. Le ratio volumique dioxygène /gaz oxydant en entrée de l’étape (a) de régénération peut être avantageusement de 15 à 28 %, de préférence de 15 à 20 %, davantage de préférence de 17 à 19 %. Le dioxygène utilisé pour enrichir 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 aux gaz de combustion avant leur entrée dans le régénérateur. Étape (b) de récupération de chaleur Lors de cette étape, on récupère la chaleur des gaz de combustion produits lors de l’étape (a) dans un dispositif de récupération de chaleur, ce qui refroidit les gaz de combustion. L’étape (b) de récupération de la chaleur est ainsi typiquement mise en œuvre dans un dispositif appelé généralement « chaudière » ou « waste heat boiler » en anglais, comprenant une série de tube remplis d’eau entre lesquels circulent les gaz de combustion. Ainsi, selon un mode de réalisation, la chaleur récupérée lors de l’étape (b) sert à produire de la vapeur à partir d’eau. Étape (c) de purification Les gaz de combustion refroidis sortant de l’étape (b) de récupération de chaleur sont envoyés dans une étape (c) de purification, notamment pour en éliminer les particules et/ou les NOx et/ou les SOx encore présents. Selon l’invention, on recycle 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 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 pour réduction des NOx. 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. On pourra éventuellement injecter en outre de l’air uniquement au démarrage du procédé pour mettre en route la combustion, puis arrêter cette injection. L’air peut par exemple être injecté aux gaz de combustion purifiés sortant de l’unité de purification avant leur renvoi au régénérateur. Etape optionnelle de capture et de stockage En aval du dispositif de récupération de chaleur 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 la 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. 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 récupération de chaleur 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 par le régénérateur, 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 CO2. 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 récupération de chaleur 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. 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 récupération de chaleur 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 récupération de chaleur 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 refroidis. Le dispositif de de récupération de chaleur 20 comprend en outre une entrée 20a pour de l’eau et une sortie 20b pour la vapeur. Un tel dispositif de récupération de chaleur 20 est généralement appelé « chaudière ». L’unité de purification 30 comprend une entrée 301 raccordée à la conduite d’évacuation 202 du dispositif de récupération de chaleur, et une conduite d’évacuation 302 des gaz purifiés. Selon l’invention, une conduite de recirculation 303 relie la conduite d’évacuation 302 de l’unité de purification à la conduite d’alimentation en gaz oxydant 102 du régénérateur. En outre, une conduite d’alimentation 106 en dioxygène est raccordée à la conduite d’alimentation en gaz oxydant 102 du régénérateur. Ainsi, le gaz oxydant entrant dans le régénérateur 10 est constitué des gaz de combustion refroidis amenés par la conduite 303 et de dioxygène amené par une conduite 106. Dans l’exemple représenté, l’installation comprend également un compresseur 2 entre le dispositif de récupération de chaleur 20 et l’unité de purification 30, un compresseur 3 sur la conduite 302 entre l’unité de purification 30 et la conduite de recirculation 303, et un autre compresseur 4 la conduite 302 entre la conduite de recirculation 303 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. 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 totale et l’on produit des gaz de combustion contenant au moins du CO 2 et exempts de CO, (b) une étape de récupération de la chaleur des gaz de combustion sortant du régénérateur (10) de l’étape (a), (c) une étape de purification des gaz de combustion refroidis à l’étape (b), mise en œuvre dans une unité de purification (30), caractérisé 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 1, 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 1 ou 2, 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 3, caractérisé en ce que le ratio volumique dioxygène /gaz de combustion en entrée du régénérateur de l’étape (a) est de 15 à 28 %, de préférence de 15 à 20 %, davantage de préférence de 17 à 19 %. Procédé de traitement selon l’une quelconque des revendications 1 à 4, caractérisé en ce que l’on ajoute aux gaz de combustion refroidis à 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 5. Installation (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 récupération de chaleur (20) 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 refroidis, - une unité de purification (30) comprenant une entrée raccordée à la conduite d’évacuation (202) du dispositif de récupération de chaleur et une conduite d’évacuation (302) des gaz purifiés, caractérisée en ce qu’elle comprend en outre : - une 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 conduite (106) d’alimentation en dioxygène raccordée à l’entrée du régénérateur ou à la conduite de recirculation. Installation de traitement (1) selon la revendication 7, 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 récupération de chaleur 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 l’installation de traitement selon la revendication 7 ou 8, dont le régénérateur reçoit les particules catalytiques cokées provenant du réacteur de craquage catalytique fluide.