FR 3157219 A1 20250627 FR 2413964 A 20241212 L’invention concerne un procédé de nettoyage d’un flux de gaz. Le flux de gaz peut comprendre un gaz résiduaire généré pendant la production de noir de carbone. Le procédé met en œuvre plusieurs étapes pour nettoyer systématiquement le flux de gaz de départ afin d’obtenir un flux de gaz traité ayant une valeur combustible et de convertir d’autres parties du flux de gaz en soufre pour récupération. L’invention concerne en outre une installation ou un système comportant différentes unités opérationnelles pour réaliser le procédé. PROCÉDÉS DE NETTOYAGE DE GAZ RÉSIDUAIRE DE PRODUCTION DE NOIR DE CARBONE ET SYSTÈME ET INSTALLATION ASSOCIÉS CONTEXTE Les présents modes de réalisation concernent le nettoyage de flux de gaz, tels que des flux de gaz industriels. Plus spécifiquement, les présents modes de réalisation concernent des procédés permettant de nettoyer des flux de gaz provenant en partie ou en totalité de la production de noir de carbone. Les présents modes de réalisation concernent en outre des installations et/ou des configurations d’appareil et/ou des systèmes permettant de nettoyer de tels flux de gaz. Les présents modes de réalisation concernent en outre des procédés permettant d’éliminer des composants tels que le soufre de gaz résiduaire généré pendant la production de noir de carbone. Il existe une demande et des efforts croissants pour le nettoyage des flux de gaz industriels et cette demande existe pour la production de noir de carbone. Dans les procédés de production de noir de fourneau typiques, les espèces soufrées dans le gaz résiduaire sont brûlées pour former SO x (par exemple, SO 2 et SO 3 ). Les améliorations en matière de durabilité de fabrication nécessitent la réduction des émissions de SO x . Généralement, SO x est contrôlé après la combustion du gaz résiduaire. Cependant, il serait souhaitable de contrôler les émissions de SO x directement à partir du gaz résiduaire afin de réduire les dépenses et diminuer la consommation d’eau et la génération de déchets liés à ces procédés. L’ensemble des brevets et publications mentionnés présentement sont incorporés dans leur intégralité en référence. RÉSUMÉ Une caractéristique présentée ici est de fournir des procédés permettant de nettoyer des flux de gaz, tels que des flux de gaz industriels, notamment, mais sans s’y limiter, des flux de gaz provenant en partie ou entièrement de gaz résiduaires générés pendant la production de noir de carbone. Une autre caractéristique est de fournir des procédés permettant d’éliminer sensiblement le soufre du flux de gaz avec une des émissions de SO x proches de zéro. En outre, une caractéristique est de fournir des procédés et une installation pour nettoyer un gaz résiduaire où le volume de gaz résultant est plus faible (par exemple, 30 % à 50 % plus faible) que si le gaz résiduaire avait été brûlé pour produire un gaz de combustion, ce qui permet de réduire la taille de l’équipement pour un tel traitement. Une caractéristique supplémentaire est de fournir des procédés et une installation (ou un système ou une configuration) pour nettoyer un gaz résiduaire qui peut permettre une réduction du coût d’exploitation par rapport au nettoyage de gaz résiduaire brûlé. Une autre caractéristique est de fournir des procédés et une installation pour nettoyer un gaz résiduaire qui n’augmente pas la consommation d’eau de traitement par rapport aux procédés dans lesquels un gaz résiduaire est brûlé et le gaz de combustion résultant est nettoyé. Une autre caractéristique supplémentaire permet de réutiliser le condensat provenant du refroidissement du gaz résiduaire dans la production de noir de carbone, par exemple comme fluide de trempe. Pour obtenir ces avantages et d’autres, et selon les modes de réalisation largement décrits ici, les présents modes de réalisation concernent, en partie, un procédé de nettoyage d’un flux de gaz, par exemple provenant d’un procédé industriel. Plus particulièrement, le procédé de nettoyage d’un flux de gaz comprend de préférence un gaz résiduaire généré pendant la production de noir de carbone. Le procédé comprend les étapes de compression du flux de gaz pour obtenir un flux de gaz comprimé et de réalisation de plusieurs réactions sur le flux de gaz. Ces réactions comprennent, sans s’y limiter, au moins une réaction d’hydrolyse pour obtenir au moins H 2 S, la réalisation d’au moins une réaction d’hydrogénation pour convertir au moins l’un de SO 2 et SO 3 en H 2 S, et, éventuellement, la réalisation d’au moins une réaction de conversion d’oxygène pour éliminer O 2 du flux de gaz comprimé, obtenant ainsi flux de gaz pauvre en O 2 . La ou les réactions facultatives de conversion d’oxygène comprennent soit une réaction d’hydrogénation supplémentaire pour convertir O 2 en H 2 O, soit une réaction de réduction pour convertir le monoxyde de carbone en dioxyde de carbone, ou les deux. Le procédé peut éventuellement comprendre la réalisation d’au moins une réaction de conversion du gaz à l’eau pour convertir le monoxyde de carbone et l’eau en dioxyde de carbone et en hydrogène. Le procédé comprend en outre l’élimination d’au moins une partie du H 2 S du flux de gaz de synthèse conditionné pour obtenir un flux de gaz acide contenant H 2 S et obtenir un flux de gaz traité ayant une valeur combustible. Le procédé comprend en outre la conversion d’au moins une partie du H 2 S dans le flux de gaz acide en soufre élémentaire et l’élimination du soufre élémentaire pour obtenir un gaz de dégagement de soufre réduit. Avant de réaliser ladite au moins une réaction d’hydrolyse ou ladite au moins une réaction d’hydrogénation, le procédé peut comprendre en outre l’élimination d’au moins une partie des éventuelles particules et des éventuels poisons de catalyseur dudit flux de gaz ou dudit flux de gaz comprimé. L’élimination d’au moins une partie des éventuelles particules et des éventuels poisons de catalyseur dudit flux de gaz ou dudit flux de gaz comprimé peut comprendre le passage dudit flux de gaz ou dudit flux de gaz comprimé à travers au moins un lit de filtration et à travers au moins un adsorbant. Le flux de gaz peut être constitué dudit gaz résiduaire généré pendant la production de noir de carbone, et/ou peut provenir de deux ou plusieurs unités de production de noir de carbone. En variante ou en outre, le flux de gaz peut comprendre en outre un combustible gazeux provenant de sources autres que la production de noir de carbone. Dans l’un quelconque de ces modes de réalisation, au moins 80 % en volume du flux de gaz peut être CO, CO 2 , N 2 , O 2 , H 2 , des hydrocarbures et de l’eau, et comprendre en outre des traces d’espèces soufrées et d’espèces azotées, et éventuellement HCl et PH 3 et éventuellement des particules. Par exemple, au moins 80 % en volume du flux de gaz peut être CO, CO 2 , N 2 , O 2 , H 2 , des hydrocarbures et de l’eau, et comprend en outre des traces d’espèces soufrées et d’espèces azotées, et éventuellement l’un ou plusieurs parmi HCl, PH 3 et des particules. Dans l’un quelconque de ces modes de réalisation, le flux de gaz peut comprendre les concentrations de composants suivantes : 3 à 30 % en volume de CO, 0,5 à 10 % en volume de CO 2 , 3 à 50 % en volume de H 2 , 0,01 à 2 % en volume de O 2 , 0,5 à 10 % en volume d’hydrocarbures, 1 à 50 % en volume d’eau, 50 ppm à 10 000 ppm en volume d’espèces soufrées, 50 ppm à 20 000 ppm en volume d’espèces azotées, 0 à 20 ppm en volume de HCl, 0 à 10 ppm en volume de PH 3 , et 0 mg/Nm 3 to 80 mg/Nm 3 de particules. En variante ou en outre, la compression peut utiliser au moins un compresseur. Dans l’un quelconque de ces modes de réalisation, la ou les réactions d’hydrolyse peuvent être réalisées en utilisant au moins un catalyseur d’hydrolyse, et/ou la ou les réactions d’hydrogénation peuvent être réalisées en utilisant au moins un catalyseur d’hydrogénation. Dans l’un quelconque de ces modes de réalisation, l’élimination d’au moins une partie dudit H 2 S dudit flux de gaz de synthèse conditionné peut être obtenu en utilisant un dispositif de traitement par les amines, l’absorption de gaz acide avec un ou plusieurs solvants non aminés, ou une adsorption modulée en pression, et/ou la conversion d’au moins une partie de H 2 S dans ledit flux de gaz acide en soufre élémentaire peut être réalisée en utilisant un procédé d’oxydation catalytique en phase liquide ou un procédé de combustion en phase gazeuse. Le processus de combustion en phase gazeuse peut utiliser un procédé Claus qui convertit H 2 S et SO 2 en H 2 O et S 2 . Dans l’un quelconque de ces modes de réalisation, le flux de gaz et/ou le flux de gaz comprimé peuvent être refroidis pendant et/ou immédiatement après ladite compression, et/ou l’élimination d’au moins une partie des éventuelles particules et des éventuels poisons de catalyseur dudit flux de gaz ou dudit flux de gaz comprimé peut fournir ledit flux de gaz ou flux de gaz comprimé ayant moins de 5 ppm en volume de HCl et moins de 5 ppm en volume de PH 3 . Dans l’un quelconque de ces modes de réalisation, le procédé peut comprendre en outre la réalisation d’au moins une réaction de réduction du flux de gaz comprimé ou du flux de gaz de synthèse conditionné pour convertir au moins une partie des espèces contenant de l’azote en N 2 . Dans l’un quelconque de ces modes de réalisation, la ou les réactions d’hydrolyse peuvent convertir les espèces soufrées dans le flux de gaz comprimé en H2S, et lesdites espèces soufrées peuvent comprendre CS 2 , COS et du soufre organique, et/ou en outre convertir HCN en NH 3 , et/ou la ou les réactions d’hydrogénation peuvent convertir SO 2 et SO 3 en H 2 S et éventuellement convertir O 2 en H 2 O. Les présents modes de réalisation concernent en outre une installation (ou un système) pour nettoyer un flux de gaz qui comprend un gaz résiduaire généré pendant la production de noir de carbone. L’installation comprend au moins un compresseur pour comprimer le flux de gaz de manière à obtenir un flux de gaz comprimé ; une première unité de convertisseur catalytique comprenant un ou plusieurs réacteurs à lit fixe qui sont configurés pour réaliser au moins une réaction d’hydrolyse pour obtenir au moins H 2 S et réaliser au moins une réaction d’hydrogénation pour obtenir au moins H 2 S, et éventuellement réaliser au moins une réaction de conversion d’oxygène pour éliminer O 2 et obtenir un flux de gaz pauvre en O 2 et obtenir un flux de gaz de synthèse conditionné ; une unité facultative de conversion du gaz à l’eau pour réaliser au moins une réaction de conversion du gaz à l’eau pour convertir le monoxyde de carbone et l’eau en dioxyde de carbone et en hydrogène ; une unité de capture de gaz acide pour éliminer au moins une partie de H 2 S du flux de gaz de synthèse conditionné pour obtenir un flux de gaz acide contenant H 2 S et obtenir un flux de gaz traité ayant une valeur combustible ; et une unité de conversion de soufre pour convertir au moins une partie du H 2 S dans le flux de gaz acide en soufre élémentaire et éliminer le soufre élémentaire et obtenir un gaz de dégagement d’élimination du soufre. L’installation peut comprendre en outre une unité de conditionnement de gaz pour éliminer les particules et les poisons de catalyseur du flux de gaz ou du flux de gaz comprimé, et/ou les réacteurs à lit fixe peuvent être ou comprendre au moins un catalyseur d’hydrogénation, au moins un catalyseur d’hydrolyse et au moins un catalyseur résistant au soufre. En variante ou en outre, l’installation peut être caractérisée par une ou plusieurs des caractéristiques suivantes : L’unité de conditionnement de gaz peut être ou comprendre au moins un lit de filtration et au moins un adsorbant, le ou les lits de filtration et le ou les adsorbants étant dans un même récipient ou dans des récipients différents. L’unité de capture de gaz acide peut être ou comprendre un dispositif de traitement par les amines, une unité d’absorption de gaz acide avec un ou plusieurs solvants non aminés, ou une unité d’adsorption modulée en pression. L’installation peut comprendre en outre au moins un dispositif de refroidissement pour réguler la température du flux de gaz sortant du ou des compresseurs. Il doit être entendu que la description générale ci-dessus et la description détaillée ci-après sont faites uniquement à titre d’exemple et d’explication et sont destinées à fournir une explication supplémentaire des présents modes de réalisation selon les revendications. Les dessins annexés, qui sont incorporés dans cette demande et constituent une partie de celle-ci, illustrent différentes caractéristiques de la présente technologie et, conjointement avec la description, servent à expliquer les principes de sa mise en œuvre. BRÈVE DESCRIPTION DES DESSINS La FIG. 1 est un schéma de procédé d’un procédé de nettoyage de gaz résiduaire selon un mode de réalisation donné à titre d’exemple. La [ FIG. 2 ] est un schéma de procédé d’un système ou d’une installation de nettoyage de gaz résiduaire selon un mode de réalisation donné à titre d’exemple. DESCRIPTION DÉTAILLÉE Les présents modes de réalisation concernent des procédés et des installations permettant de nettoyer un flux de gaz, tel qu’un flux de gaz industriel. Le flux de gaz peut comprendre, et comprend de préférence, un gaz résiduaire généré pendant la production de noir de carbone. Les étapes ou aspects généraux du procédé des présents modes de réalisation sont les suivants. Dans les présents modes de réalisation, un procédé comprend ou inclut la compression d’un flux de gaz (par exemple, un flux de gaz industriel tel qu’un gaz résiduaire) pour obtenir un flux de gaz comprimé. Le procédé comprend en outre la réalisation de plusieurs réactions sur le flux de gaz ou le flux de gaz comprimé. Les différentes réactions comprennent, mais sans s’y limiter, les suivantes : la réalisation d’au moins une réaction d’hydrolyse pour obtenir au moins H 2 S ; la réalisation d’au moins une réaction d’hydrogénation pour convertir au moins l’un de SO 2 et SO 3 (ou les deux) en H 2 S ; et éventuellement la réalisation d’au moins une réaction de conversion d’oxygène pour éliminer O 2 du flux de gaz comprimé, obtenant ainsi un flux de gaz pauvre en O 2 , dans lequel la ou les réactions de conversion d’oxygène comprennent, consistent en ou incluent une réaction d’hydrogénation supplémentaire pour convertir O 2 en H 2 O ou comprend une réaction avec le monoxyde de carbone pour convertir le monoxyde de carbone en dioxyde de carbone ou ces deux réactions. Le procédé comprend en outre l’élimination d’au moins une partie de H 2 S du flux de gaz de synthèse conditionné pour obtenir un flux de gaz acide contenant le H 2 S et obtenir un flux de gaz traité ayant une valeur combustible ou une utilité comme matière première pour la production chimique, la production de H 2 et similaire. Le procédé comprend ensuite la conversion d’au moins une partie du H 2 S dans le flux de gaz acide en soufre élémentaire et l’élimination du soufre élémentaire et l’obtention d’un gaz de dégagement d’élimination du soufre. Des détails supplémentaires du procédé sont décrits ci-dessous. En ce qui concerne le flux de gaz qui est traité ou nettoyé par les présents modes de réalisation, le flux de gaz, comme indiqué, peut être un flux de gaz industriel. Le flux de gaz industriel peut être ou comprendre un gaz résiduaire provenant d’une ou de plusieurs sources. Par exemple, le flux de gaz peut comprendre ou être entièrement ou uniquement issu de gaz résiduaire généré pendant la production de noir de carbone. Le flux de gaz peut comprendre ou être entièrement ou uniquement issu d’une, deux ou plus de deux unités de production de noir de carbone (par exemple, deux ou plus de deux réacteurs de noir de carbone). Il n’y a aucune limite du nombre d’unités de production de noir de carbone qui peuvent contribuer au flux de gaz traité par les présents modes de réalisation. Les unités de production de noir de carbone peuvent être des unités de production de noir de fourneau, des unités de production de noir de plasma et/ou d’autres types d’unités de production de noir de carbone. Les unités de production de noir de carbone peuvent provenir d’unités produisant des qualités de noir de carbone identiques, similaires ou différentes. Éventuellement, le flux de gaz qui est traité par les présents modes de réalisation peut comprendre en outre un combustible gazeux provenant de sources autres que la de production de noir de carbone. Par exemple, le flux de gaz peut comprendre des flux de gaz ou de combustible gazeux provenant d’une ou plusieurs des sources suivantes en option : biomasse, gaz naturel, gaz de pétrole liquéfié (GPL) tel que celui provenant de champs pétrolifères, gaz de charbon tel que celui provenant de procédés de cokéfaction, gaz de sous-produit tel que celui provenant de fours à acier, et/ou d’autres sources ou sources similaires telles qu’illustrées ici. À titre d’exemple, le flux de gaz (c’est-à-dire le flux de gaz de départ) peut comprendre au moins 25 % en volume, au moins 50 % en volume, au moins 75 % en volume, au moins 80 % en volume, au moins 90 % en volume, au moins 95 % en volume, au moins 99 % en volume ou 100 % en volume d’un flux de gaz ou d’un gaz résiduaire issu d’une ou plusieurs unités de production de noir de carbone. Le flux de gaz qui est traité par les présents modes de réalisation peut être un flux de gaz dans lequel au moins 80 % en volume (par exemple, au moins 85 % en volume, au moins 90 % en volume, au moins 95 % en volume, au moins 99 % en volume, tel que de 80 % en volume à 99 % en volume ou de 85 % en volume à 99 % en volume) du flux de gaz est CO, CO 2 , N 2 , O 2 , H 2 , des hydrocarbures et de l’eau, et comprend également des traces d’espèces soufrées et d’espèces azotées, et éventuellement HCl et PH 3 et éventuellement des particules. Le flux de gaz qui est traité par les présents modes de réalisation peut être un flux de gaz dans lequel au moins 80 % en volume (par exemple, au moins 85 % en volume, au moins 90 % en volume, au moins 95 % en volume, au moins 99 % en volume, tel que de 80 % en volume à 99 % en volume ou de 85 % en volume à 99 % en volume) du flux de gaz est CO, CO 2 , N 2 , O 2 , H 2 , des hydrocarbures et de l’eau, et comprend en outre des traces d’espèces soufrées et d’espèces azotées, et comprend éventuellement l’un ou plusieurs parmi HCl, PH 3 et des particules. Les particules (par exemple, des particules solides), par exemple, peuvent être des particules de carbone et/ou des particules inorganiques de sels, tels que des sels métalliques (par exemple, des sels contenant Fe, Si, Al, Ca, Cu et/ou Zn sous la forme de carbonates, sulfates et/ou oxydes correspondants et/ou d’autres types de composés). Les espèces soufrées peuvent comprendre, sans s’y limiter, H 2 S, COS, CS 2 , SO 2 , SO 3 et/ou C 4 H 4 S, et similaire. Les espèces azotées peuvent comprendre, mais sans s’y limiter, HCN, NH 3 , NO et/ou NO 2 , et similaire. À titre d’exemple supplémentaire, le flux de gaz peut comprendre les concentrations de composants suivantes : 3 à 30 % en volume ou plus de CO (par exemple, de 3 à 25 % en volume, de 3 à 20 % en volume, de 3 à 15 % en volume, de 3 à 10 % en volume, de 3 à 5 % en volume, de 5 à 30 % en volume, de 10 à 30 % en volume, de 15 à 30 % en volume, de 20 à 30 % en volume) 0,5 à 10 % en volume ou plus de CO 2 (par exemple, de 0,5 à 7 % en volume, de 0,5 à 5 % en volume, de 0,5 à 2 % en volume, de 1 à 10 % en volume, de 2 à 10 % en volume, de 3 à 10 % en volume, de 5 à 10 % en volume), 3 à 50 % en volume ou plus de H 2 (de 3 à 45 % en volume, de 3 à 40 % en volume, de 3 à 35 % en volume, de 3 à 30 % en volume, de 3 à 25 % en volume, de 3 à 20 % en volume, de 3 à 15 % en volume, de 3 à 10 % en volume, de 3 à 5 % en volume, de 5 à 50 % en volume, de 10 à 50 % en volume, de 15 à 50 % en volume, de 20 à 50 % en volume, de 25 à 50 % en volume, de 30 à 50 % en volume, de 35 à 50 % en volume, de 40 à 50 % en volume), 0,01-2% en volume ou plus de O 2 (par exemple, de 0,01 à 1,5 % en volume, de 0,01 à 1 % en volume, de 0,01 à 0,5 % en volume, de 0,01 à 0,1 % en volume, de 0,01 à 0,05 % en volume, de 0,02 à 2 % en volume, de 0,05 à 2 % en volume, de 0,07 à 2 % en volume, de 0,1 à 2 % en volume, de 0,5 à 2 % en volume, de 0,7 à 2 % en volume, de 1 à 2 % en volume, de 1,25 à 2 % en volume) ; 0,5 à 10 % en volume ou plus d’hydrocarbures (par exemple, de 0,5 à 7 % en volume, de 0,5 à 5 % en volume, de 0,5 à 3 % en volume, de 0,5 à 1 % en volume, de 0,7 à 10 % en volume, de 1 à 10 % en volume, de 2 à 10 % en volume, de 5 à 10 % en volume, de 7 à 10 % en volume) 1 à 50 % en volume ou plus d’eau (par exemple, de 1 à 45 % en volume, de 1 à 40 % en volume, de 1 à 35 % en volume, de 1 à 30 % en volume, de 1 à 25 % en volume, de 1 à 20 % en volume, de 1 à 15 % en volume, de 1 à 10 % en volume, de 1 à 5 % en volume, de 2 à 50 % en volume, de 5 à 50 % en volume, de 10 à 50 % en volume, de 15 à 50 % en volume, de 20 à 50 % en volume, de 25 à 50 % en volume, de 30 à 50 % en volume, de 35 à 50 % en volume, de 40 à 50 % en volume) de 50 ppm à 10 000 ppm ou plus en volume d’espèces soufrées (par exemple, de 50 à 7 000 ppm, de 50 à 5 000 ppm, de 50 à 2 500 ppm, de 50 à 2 000 ppm, de 50 à 1 500 ppm, de 50 à 1 000 ppm, de 50 à 750 ppm, de 50 à 500 ppm de 50 à 250 ppm, de 50 à 100 ppm, de 100 à 10 000 ppm, de 200 à 10 000 ppm, de 500 ppm à 10 000 ppm, de 1 000 à 10 000 ppm, de 2 000 à 10 000 ppm, de 3 000 à 10 000 ppm, de 5 000 à 10 000 ppm, de 7 000 à 10 000 ppm), 50 ppm à 20 000 ppm ou plus en volume d’espèces azotées (par exemple, de 50 à 15 000 ppm, de 50 à 12 500 ppm, de 50 à 10 000 ppm, de 50 à 7 000 ppm, de 50 à 5 000 ppm, de 50 à 2 500 ppm, de 50 à 2 000 ppm, de 50 à 1 500 ppm, de 50 à 1 000 ppm, de 50 à 750 ppm, de 50 à 500 ppm de 50 à 250 ppm, de 50 à 100 ppm, de 100 à 20 000 ppm, de 200 à 20 000 ppm, de 500 ppm à 20 000 ppm, de 1 000 à 20 000 ppm, de 2 000 à 20 000 ppm, de 3 000 à 20 000 ppm, de 5 000 à 20 000 ppm, de 7 000 à 20 000 ppm, de 10 000 à 20 000 ppm, de 12 500 à 20 000 ppm, de 15 000 à 20 000 ppm, de 17 500 à 20 000 ppm), 0 à 20 ppm ou plus en volume de HCl (par exemple, de 0,1 à 20 ppm, de 0,5 à 20 ppm, de 1 à 20 ppm, de 5 à 20 ppm, de 10 à 20 ppm, de 0,1 à 15 ppm, de 0,1 à 10 ppm, de 0,1 à 5 ppm, de 0,1 à 2,5 ppm), 0 à 10 ppm ou plus en volume de PH 3 (par exemple, de 0,1 à 10 ppm, de 0,5 à 10 ppm, de 1 à 10 ppm, de 5 à 10 ppm, de 0,1 à 7 ppm, de 0,1 à 5 ppm, de 0,1 à 2 ppm, de 0,1 à 1 ppm), et 0 mg/Nm 3 à 80 mg/Nm 3 ou plus de particules (par exemple, de 0.1 à 80 mg/Nm 3 , de 0.5 à 80 mg/Nm 3 , de 1 à 80 mg/Nm 3 , de 5 à 80 mg/Nm 3 , de 10 à 80 mg/Nm 3 , de 15 à 80 mg/Nm 3 , de 20 à 80 mg/Nm 3 , de 30 à 80 mg/Nm 3 , de 40 à 80 mg/Nm 3 , de 50 à 80 mg/Nm 3 , de 60 à 80 mg/Nm 3 , de 70 à 80 mg/Nm 3 , de 0.1 à 75 mg/Nm 3 , de 0.1 à 70 mg/Nm 3 , de 0.1 à 60 mg/Nm 3 , de 0.1 à 50 mg/Nm 3 , de 0.1 à 40 mg/Nm 3 , de 0.1 à 30 mg/Nm 3 , de 0.1 à 20 mg/Nm 3 , de 0.1 à 10 mg/Nm 3 , de 0.1 à 5 mg/Nm 3 ). Les conditions de gaz du flux de gaz qui est traité ne sont pas critiques. Pour un processus unitaire donné quelconque, si le flux de gaz entrant n’a pas la température ou la pression souhaitée, celles-ci sont facilement ajustées à l’aide de procédés connus de l’homme du métier. Par exemple, le gaz dans le flux de gaz à traiter peut avoir une température allant de la température ambiante (par exemple, de 20 °C à 25 °C) à 300 °C ou d’autres températures. De manière similaire, la pression du flux de gaz à traiter peut être de 0 barg à 1 barg ou d’autres pressions en dehors de cette plage. En ce qui concerne l’étape du procédé de compression du flux de gaz, au moins un compresseur peut être utilisé pour réaliser cette étape. Plusieurs compresseurs peuvent être utilisés et/ou le compresseur peut comporter plusieurs étages (compression à étages multiples). La compression de gaz peut être réalisée avec un équipement de compression quelconque disponible dans le commerce, tel que, mais sans s’y limiter, un compresseur centrifuge, un compresseur Roots, un compresseur à vis, un compresseur volumétrique, et similaire. La compression du gaz peut être telle que le gaz est mis sous pression, par exemple par un ventilateur ou un compresseur de précompression. Un objectif de la compression du flux de gaz est de conférer une pression souhaitée au gaz de manière à surmonter les chutes de pression potentielles dans les étapes en aval du procédé. La compression du flux de gaz permet d’obtenir un flux de gaz comprimé. Le flux de gaz comprimé a une pression élevée supérieure à la pression atmosphérique ou une pression de gaz supérieure à la pression du gaz de départ entrant dans le(s) compresseur(s). La pression élevée peut être de 0,5 à 100 barg ou plus, par exemple de 0,5 à 50 barg, de 0,5 à 45 barg, de 0,5 à 40 barg, de 0,5 à 35 barg, de 0,5 à 30 barg, de 0,5 à 25 barg, de 0,5 à 20 barg, de 0,5 à 15 barg, de 0,5 à 10 barg, de 0,5 à 5 barg, de 1 à 90 barg, de 5 à 80 barg, de 10 à 70 barg, de 15 à 60 barg, de 20 à 50 barg, de 25 à 50 barg, de 30 à 50 barg, de 35 à 50 barg, de 40 à 50 barg. En option, le flux de gaz entrant dans l’étape de compression (c’est-à-dire le gaz brut) peut être partiellement refroidi à l’entrée du compresseur ou refroidi entre des compresseurs à étages multiples (le cas échéant) et/ou refroidi après le dernier étage de compression. Le gaz comprimé sortant des un ou plusieurs compresseurs peut avoir une température, en raison du refroidissement, inférieure à 500 °C, par exemple de 100 °C à 500 °C ou d’autres températures. En option, le flux de gaz ou le flux de gaz comprimé peut être soumis à une filtration des particules qui peuvent être présentes dans le flux de gaz. Dans cette étape, dans le flux de gaz ou le flux de gaz comprimé, au moins une partie des particules présentes dans le flux de gaz est éliminée, par exemple par filtration, en utilisant, par exemple, un ou plusieurs lits de filtration, lits filtrants ou d’autres formes de mécanismes de filtration mécanique tels que, mais sans s’y limiter, un filtre à cartouche, un filtre à sac, un filtre à membrane, etc. Outre l’élimination d’une partie, de la plupart ou de la totalité des particules (c’est-à-dire des particules solides) dans le flux de gaz, au moins une partie (certains, la plupart ou la totalité) des éventuels poisons de catalyseur qui peuvent être présents peut être capturée ou éliminée à cette étape du procédé (par exemple, une capture de poisons de catalyseur). Ainsi, cette étape de filtration peut en outre éliminer au moins une partie (certains ou la plupart ou la totalité) d’un ou plusieurs poisons de catalyseur. Des exemples de poisons de catalyseur qui peuvent être présents dans le flux de gaz comprennent, mais sans s’y limiter, HCl et/ou PH 3 . En général, les poisons de catalyseur sont présents à l’état de traces (par exemple, dans des quantités telles que celles décrites précédemment). La réalisation d’une telle étape de filtration et/ou de capture de poison de catalyseur, qui peuvent être collectivement appelées conditionnement de gaz ou opération d’unité de conditionnement de gaz, peut permettre un fonctionnement plus stable des processus catalytiques sur le flux de gaz et/ou permettre au processus catalytique de fonctionner plus efficacement et/ou prolonger la durée de vie du catalyseur. Pour la filtration des particules, un ou plusieurs lits de filtration chargés de milieu filtrant (qui peuvent être sous forme de particules) peuvent être utilisés. Le milieu particulaire filtrant peut avoir différentes formes géométriques et tailles (par exemple, sphérique, extrudée, cylindrique, trilobée, annulaire, et similaire). L’élimination d’une partie, de la plupart ou de la totalité des particules peut éviter le colmatage du ou des lits de catalyseur décrits et utilisés dans les étapes en aval du procédé. Des milieux particulaires filtrants qui peuvent être utilisés dans un ou plusieurs lits filtrants sont disponibles dans le commerce, tels que des sphères de céramique, des particules d’alumine, des particules de silice, des particules d’aluminate de silicium, des particules de charbon actif, des zéolites et/ou des particules de type réfractaire, etc. Des exemples particuliers de milieux filtrants peuvent comprendre différents types d’alumine tels que γ-Al 2 O 3 ou α-Al 2 O 3 ayant différentes structures et surfaces de pores. Différentes configurations des un ou plusieurs lits filtrants peuvent être utilisées. Un ou plusieurs lits filtrants peuvent être utilisés. Si plusieurs lits filtrants sont utilisés, les lits filtrants peuvent être utilisés en parallèle ou de manière séquentielle (en série) ou un lit filtrant peut être utilisé, puis un lit filtrant d’appoint peut être utilisé lorsque le lit filtrant initial doit être nettoyé, régénéré ou remplacé. En général, un lit filtrant est épuisé dès qu’un certain niveau d’augmentation de pression survient en raison d’un colmatage. Il apparaîtra à l’homme du métier à quel moment cela se produit. Si une filtration parallèle est utilisée lorsqu’un lit filtrant est en attente, la filtration peut être effectuée avec un lit filtrant jusqu’à ce que la chute de pression augmente jusqu’à un niveau cible, et un basculement peut être effectué vers le lit filtrant en attente pour continuer la filtration des particules, et pendant ce basculement, le milieu filtrant usagé peut être nettoyé ou remplacé. Grâce à la filtration des particules à partir du flux de gaz, le flux de gaz peut avoir des taux de particules réduits d’au moins 10 % en poids, par exemple, d’au moins 20 % en poids, d’au moins 30 % en poids, d’au moins 40 % en poids, d’au moins 50 % en poids, d’au moins 60 % en poids, d’au moins 70 % en poids, d’au moins 80 % en poids, d’au moins 90 % en poids, d’au moins 95 % en poids, tels que de 10 à 99 % en poids, de 50 à 99 % en poids ou de 75 à 99 % en poids, ou de 90 à 99 % en poids, sur la base du poids total des particules présentes avant la filtration. La teneur en particules du flux de gaz, après filtration des particules, peut être de 50 mg/Nm 3 ou moins, inférieure à 40 mg/Nm 3 , inférieure à 30 mg/Nm 3 , inférieure à 20 mg/Nm 3 , inférieure à 10 mg/Nm 3 , inférieure à 5 mg/Nm 3 , inférieure à 1 mg/Nm 3 , par exemple 0,01 mg/Nm 3 à 50 mg/Nm 3 ou de 0,01 mg/Nm 3 à 10 mg/Nm 3 , ou de 0,01 mg/Nm 3 à 5 mg/Nm 3 , ou de 0,01 mg/Nm 3 à 1 mg/Nm 3 . En ce qui concerne la capture des poisons de catalyseur, les poisons de catalyseur peuvent être au moins partiellement capturés à l’aide d’un ou plusieurs types d’adsorbants qui peuvent être présents dans un récipient ou un lit d’adsorption. L’adsorbant peut être un adsorbant multifonctionnel ou un mélange d’au moins deux adsorbants (par exemple, des adsorbants spéciaux) qui sont en mesure de capturer, de piéger, d’adsorber ou de retenir d’une autre manière au moins une partie des poisons de catalyseur qui, comme indiqué, sont ou comprennent HCl et/ou PH 3 . Le taux d’élimination souhaité est un taux qui permet l’utilisation en aval du catalyseur pendant une durée de vie acceptable ou prolongée. Lorsque plusieurs adsorbants sont utilisés, les adsorbants peuvent être chargés dans des récipients séparés en série, ou ils peuvent être chargés dans le même récipient en couches ou chargés ensemble sous forme de mélange d’adsorbants. Tout sorbant ou adsorbant disponible dans le commerce ayant la fonction souhaitée, décrite ici, peut être utilisé. Les sorbants ou adsorbants peuvent être des matériaux poreux. Les adsorbants peuvent être, sans s’y limiter, de l’alumine, de la silice, de l’aluminate de silice, in ou des oxyde(s) de magnésium. L’adsorbant ou les sorbants peuvent éventuellement être modifiés avec des oxydes de métal alcalin et/ou alcalino-terreux pour obtenir des performances améliorées. Des exemples de matériaux disponibles dans le commerce comprennent l’alumine modifiée par l’oxyde de calcium, l’alumine modifiée par le magnésium, Na 2 O/Al 2 O 3 , K 2 O/Al 2 O 3 , une γ-alumine à surface spécifique élevée, etc. Des exemples disponibles dans le commerce comprennent l’absorbant SHIFTGUARD 200 de Clariant AG, le catalyseur/sorbant TK-3000 et l’absorbant HTG-10 de Topsoe A/S, ainsi que les catalyseurs/sorbants ET-17 et EG-2 de Haiso Technology Co. En variante ou en outre, d’autres technologies de nettoyage, comprenant éventuellement des technologies de filtration, peuvent également être utilisées. Par exemple, des épurateurs humides utilisant de l’eau ou une solution neutralisante peuvent être utilisés pour éliminer les poisons de catalyseur et éventuellement les particules. De tels épurateurs peuvent se présenter sous la forme d’un venturi, d’une tour remplie, d’une tour de pulvérisation ou d’autres configurations connues de l’homme du métier. En capturant ou en éliminant au moins une partie des poisons de catalyseur, la quantité de poisons de catalyseur, tels que HCl et/ou PH 3 peut alors être réduite d’au moins 50 % en volume, d’au moins 60 % en volume, d’au moins 70 % en volume, d’au moins 80 % en volume, d’au moins 90 % en volume, d’au moins 95 % en volume, par exemple de 50 à 99 % en volume ou de 75 à 99 % en volume, ou de 90 à 99 % en volume. La teneur en poisons de catalyseur telle que définie par HCl et/ou PH 3 dans le flux de gaz sortant, après capture des poisons, peut être inférieure à 5 ppm pour chacun de HCl et/ou PH 3 , et de préférence inférieure à 1 ppm pour chacun de HCl et/ou PH 3 . De préférence, l’étape de filtration particulaire, si elle est utilisée, est réalisée avant la capture des poisons de catalyseur, par exemple avant l’étape de compression de gaz. De préférence, la capture des poisons de catalyseur, si elle est utilisée, est réalisée après l’étape de filtration particulaire, le cas échéant, par exemple, avant l’étape de compression de gaz. L’étape de capture des poisons de catalyseur et/ou de filtration des particules peut être réalisée à une température d’environ 100 °C à environ 500 °C. D’autres températures en dehors de cette plage sont possibles. En ce qui concerne l’étape de réalisation de plusieurs réactions sur le flux de gaz ou le flux de gaz comprimé, de préférence cette partie du procédé est réalisée avec le flux de gaz comprimé. La réalisation de la ou des réactions d’hydrolyse pour obtenir au moins H 2 S peut être sous la forme d’une réaction ou de plusieurs réactions utilisant le même catalyseur ou des catalyseurs différents. Au moins un catalyseur d’hydrolyse peut être utilisé. Dans cette réaction d’hydrolyse, au moins une ou plusieurs espèces soufrées dans le flux de gaz, telles que CS 2 et/ou COS et/ou du soufre organique sont converties en H 2 S par une ou plusieurs réactions d’hydrolyse avec de l’eau ou de l’humidité dans le flux de gaz. La réaction d’hydrolyse comprend de préférence l’une ou les deux réactions suivantes : CS 2 + 2H 2 O → 2H 2 S + CO 2 COS + H 2 O → H 2 S + CO 2 . La réalisation de la ou des réactions d’hydrogénation pour convertir au moins l’un de SO 2 et SO 3 en H 2 S peut être sous la forme d’une réaction ou de plusieurs réactions utilisant le même catalyseur ou des catalyseurs différents. Au moins un catalyseur d’hydrogénation peut être utilisé. Dans cette réaction d’hydrogénation, au moins une ou plusieurs espèces soufrées dans le flux de gaz, telles que SO 2 et/ou SO 3 sont converties en H 2 S par une ou plusieurs réactions d’hydrogénation avec de l’hydrogène dans le flux de gaz. La réaction d’hydrogénation comprend de préférence l’une ou les deux réactions suivantes : SO 2 + 3H 2 → H 2 S + 2H 2 O SO 3 + 4H 2 → H 2 S + 3H 2 O. Le pourcentage de conversion (par l’une ou les deux par les réactions d’hydrolyse et d’hydrogénation) des espèces soufrées en H 2 S est de préférence d’au moins 50 % ou d’au moins 60 %, ou d’au moins 70 % ou d’au moins 80 %, ou d’au moins 90 % par rapport aux taux de départ en ppm des espèces soufrées. Le pourcentage de conversion peut être de 50 % à 99 % ou plus par rapport aux taux de départ en ppm des espèces soufrées. La réalisation de la ou des réactions d’hydrolyse peut comprendre en outre une réaction permettant de convertir HCN en NH 3 . Au moins un catalyseur d’hydrolyse tel qu’identifié précédemment ou un catalyseur d’hydrolyse supplémentaire peut être utilisé pour cette réaction particulière. Dans cette réaction d’hydrolyse supplémentaire, HCN présent dans le flux de gaz (par exemple, au moins une partie de celui-ci) est converti en NH 3 avec de l’eau dans le flux de gaz. Le pourcentage de conversion de HCN en NH 3 est de préférence d’au moins 50 % ou d’au moins 60 %, ou d’au moins 70 % ou d’au moins 80 %, ou d’au moins 90 % par rapport aux taux de départ en ppm de HCN. Le pourcentage de conversion peut être de 50 % à 99 % ou plus par rapport aux taux de départ en ppm du HCN. La réaction d’hydrolyse supplémentaire comprend de préférence la réaction suivante : HCN + H 2 O → NH 3 + CO. Cette partie du procédé peut comprendre en outre la réalisation d’au moins une réaction de réduction du flux de gaz comprimé ou du flux de gaz de synthèse conditionné pour convertir au moins une partie des espèces contenant de l’azote en N 2. . Dans cette partie du procédé, NO et/ou NO x dans le flux de gaz (ou au moins une partie de celui-ci) peut être converti en azote gazeux (N 2 ) par une ou plusieurs réactions de réduction. Un ou plusieurs catalyseurs de réaction de réduction peuvent être utilisés pour cette réaction. Grâce à la réaction de réduction, au moins 50 % en volume, au moins 60 % en volume, au moins 70 % en volume, au moins 80 % en volume, au moins 90 % en volume, au moins 95 % en volume (par exemple de 50 % en volume à 99 % en volume ou plus, ou de 60 % en volume à 99 % en volume, ou de 70 % en volume à 99 % en volume, ou de 80 % en volume à 99 % en volume, de 90 % en volume à 99 % en volume, de 95 % en volume à 99 % en volume) des NO et/ou NO x présents dans le flux de gaz juste avant cette réaction peuvent être convertis en N 2 . La réalisation d’au moins une réaction de conversion d’oxygène pour éliminer O 2 du flux de gaz comprimé peut être sous la forme d’une réaction ou de réactions multiples utilisant le même catalyseur ou des catalyseurs différents. Au moins un catalyseur de conversion d’oxygène peut être utilisé. Dans cette réaction de conversion d’oxygène, la réaction de conversion d’oxygène comprend, consiste en ou inclut une réaction d’hydrogénation supplémentaire pour convertir O 2 en H 2 O avec de l’hydrogène dans le flux de gaz, ou comprend une réaction de réduction pour convertir le monoxyde de carbone en dioxyde de carbone avec de l’oxygène gazeux dans le flux de gaz, ou ces deux réactions. Dans la réaction de réduction, cela peut être considéré comme une réaction de conversion de O 2 en dioxyde de carbone avec CO dans le flux de gaz. Ainsi, dans chacune des réactions possibles, l’oxygène est converti en H 2 O ou en dioxyde de carbone, ou les deux. L’élimination de l’oxygène est préférée pour empêcher l’oxydation des amines utilisées pour éliminer H 2 S lors de la capture de gaz acide, comme décrit ci-dessous. Cependant, si un système de capture de gaz acide moins affecté par l’oxygène est utilisé, ou si le gaz résiduaire contient des quantités d’oxygène suffisamment faibles, par exemple pas plus de 0,2 % en volume, alors la conversion d’oxygène est facultative. Le pourcentage de conversion de l’oxygène gazeux en H 2 O ou en dioxyde de carbone ou les deux représente de préférence au moins 50 % ou au moins 60 %, ou au moins 70 % ou au moins 80 %, ou au moins 90 % par rapport aux taux de départ en % en volume d’oxygène gazeux. Le pourcentage de conversion peut être de 50 % à 99 % ou plus par rapport aux taux de départ en % en volume d’oxygène gazeux. La réaction de conversion d’oxygène comprend de préférence l’une ou les deux réactions suivantes : O 2 + 2H 2 → 2H 2 O O 2 +2CO → 2CO 2 . À la suite des réactions de conversion d’oxygène, un flux de gaz pauvre en O 2 est obtenu. En ce qui concerne la ou les réactions d’hydrolyse, la ou les réactions d’hydrogénation et la réaction de conversion d’oxygène, et éventuellement la réaction de réduction, un ou plusieurs catalyseurs disponibles dans le commerce possédant la fonctionnalité décrite peuvent être utilisés. Une combinaison de catalyseurs peut être utilisée. Des exemples de catalyseurs qui peuvent être utilisés comprennent, mais sans s’y limiter, les catalyseurs/sorbants ACTISORB 405, ACTISORB 410 et ACTISORB O de Clariant AG, le catalyseur DL-1 de Haiso Technology Co. et les catalyseurs CKA-3 et TK-240 de Topsoe A/S. La température de réaction souhaitée pour ces réactions peut être d’environ 150 °C à environ 350 °C ou d’autres températures en dehors de cette plage. Si le flux de gaz provenant de l’amont est à une température en dehors de la plage souhaitée, un échangeur de chaleur (c’est-à-dire, un élément chauffant) ou un autre moyen permettant d’atteindre cette plage de température souhaitée peut être utilisé avant de réaliser ces réactions. Les réactions peuvent être conduites ou réalisées avec un réacteur ou une cuve de réacteur (ou plusieurs cuves de réacteur) qui peuvent contenir le catalyseur ou une combinaison de catalyseurs. Lorsque plusieurs réacteurs ou cuves de réacteur sont utilisés, la disposition des réacteurs peut être en parallèle afin de réduire la chute de pression globale, ce qui peut permettre d’optimiser les performances du réacteur. Les un ou plusieurs réacteurs peuvent être des réacteurs à lit fixe qui renferment ou contiennent les un ou plusieurs catalyseurs mentionnés. En variante, les réacteurs, lorsque plusieurs sont utilisés, et qui comportent chacun un catalyseur différent pour une réaction différente, peuvent être disposés en série. Une configuration quelconque de réacteurs (par exemple, des réacteurs à lit fixe) connue de l’homme du métier peut être utilisée. La configuration peut être un flux ascendant, un flux descendant, un flux axial, un flux radial ou un flux horizontal. Après l’hydrogénation et l’hydrolyse, le flux de gaz, qui peut être considéré comme un flux de gaz de synthèse conditionné, contient généralement principalement H 2 , CO, CO 2 , N 2 , H 2 S, NH 3 , H 2 O et des quantités (par exemple, de faibles quantités) d’autres composants non convertis éventuels entraînés avec le flux de gaz brut, tels que des composés soufrés et/ou des espèces de N. H 2 , CO, CO 2 , N 2 , H 2 S, NH 3 , H 2 O combinés représentent plus de 50 % en volume, plus de 60 % en volume, plus de 70 % en volume, plus de 80 % en volume, plus de 90 % en volume, plus de 95 % en volume (par exemple, de 50 % en volume à 99 % en volume ou de 75 % vol à 99 % en volume) du flux de gaz de synthèse conditionné. L’étape suivante peut alors consister à éliminer au moins une partie du H 2 S à partir du flux de gaz de synthèse conditionné pour obtenir un flux de gaz acide contenant H 2 S et obtenir également un flux de gaz traité ayant une valeur combustible. Cette étape peut en partie être appelée capture de gaz acide et peut être réalisée à l’aide d’une unité de capture de gaz acide. Éventuellement, une réaction de conversion du gaz à l’eau peut être effectuée sur le flux de gaz de synthèse conditionné avant la capture du gaz acide. La réaction de conversion du gaz à l’eau facultative peut être considérée comme une réaction de conversion du gaz à CO-eau et peut être une ou plusieurs réactions. Lorsqu’elle est utilisée, la réaction de conversion du gaz à l’eau se produit de préférence après la ou les réactions d’hydrolyse susmentionnées et après la ou les réactions d’hydrogénation susmentionnées et la réaction de conversion d’oxygène susmentionnée. Une ou plusieurs des réactions d’hydrolyse et d’hydrogénation peuvent éventuellement se poursuivre pendant la réaction de conversion du gaz à l’eau, si elles n’ont pas été achevées avant que la réaction de conversion du gaz à l’eau ne se produise. En variante ou en outre, certaines des réactions de conversion du gaz à l’eau décrites ci-dessous peuvent avoir lieu pendant l’hydrolyse et/ou l’hydrogénation. La réaction de conversion du gaz à l’eau convertit le monoxyde de carbone dans le flux de gaz (au moins une partie de celui-ci) en dioxyde de carbone par réaction avec l’eau dans le flux de gaz de manière à produire de l’hydrogène gazeux (H 2 ) via une réaction exothermique. La réaction de conversion du gaz à l’eau comprend de préférence la réaction suivante : CO + H 2 O → CO 2 + H 2 Étant donné que le flux de gaz, à ce stade, contient du soufre sous la forme de H 2 S et/ou d’autres espèces soufrées non converties, le catalyseur utilisé pour cette réaction doit être tolérant à l’empoisonnement au soufre (c’est-à-dire un catalyseur résistant au soufre). Ainsi, la réaction de conversion du gaz à l’eau (WGSR) est réalisée en utilisant au moins un catalyseur résistant au soufre qui convertit CO et H 2 O en CO 2 et H 2 . Des catalyseurs WGSR résistants au soufre sont disponibles dans le commerce. Des exemples appropriés comprennent, mais sans s’y limiter, les catalyseurs SSK-10 et SSK-20 de Topsoe A/S, le catalyseur B303Q-S de Haiso Technology Co., et KATALCO KB-11 et KATALCO K8-11 HA de Johnson Matthey. Le catalyseur WSGR peut être formé d’un sulfure métallique de cobalt, de fer, de molybdène et/ou de nickel. Le catalyseur WSGR peut être chargé sur des supports poreux, tels que l’alumine, la silice ou des matériaux de support similaires. Le catalyseur WSGR peut être sous la forme d’extrudats, de pastilles, de sphères, d’anneaux et/ou d’autres formes quelconques pour favoriser le transfert de masse et/ou réduire au minimum la chute de pression. Le catalyseur WSGR peut être présulfuré avant le chargement ou obtenu sous forme d’oxyde et sulfuré sur place après chargement dans le réacteur. Pour permettre la sulfuration sur site, un système auxiliaire peut être utilisé pour fournir les réactifs (tels que CS 2 , COS, etc.) et de la chaleur pour permettre une sulfuration adéquate avant l’introduction du flux de gaz. Les fournisseurs de catalyseurs fournissent généralement des procédures détaillées pour un tel processus de sulfuration sur site. La capture de gaz acide sépare H 2 S du flux de gaz (par exemple, le flux de gaz de synthèse conditionné ou le flux de gaz de synthèse conditionné traité par la réaction de conversion du gaz à l’eau) pour produire un flux de gaz acide contenant H 2 S, une certaine quantité de dioxyde de carbone et un peu d’humidité. Le reste des composants du gaz, non séparés, peut être considéré comme un flux de gaz traité ayant une valeur combustible. Ce flux de gaz traité peut être envoyé vers une chambre de combustion pour la récupération de chaleur, ou traité par une autre technologie largement connue telle que la membrane, l’adsorption modulée en pression (PSA) et similaire pour obtenir un produit d’hydrogène pur commercialisable (par exemple, de l’hydrogène gazeux ayant une pureté d’au moins 95 % en volume ou d’au moins 99 % en volume), ou utilisé dans un autre processus quelconque qui peut générer de la valeur à partir du flux de gaz traité ou ajouter de la valeur au flux de gaz traité. La séparation de H 2 S à partir du flux de gaz (c’est-à-dire le flux de gaz de synthèse conditionné) peut être effectuée à l’aide de nombreuses technologies disponibles dans le commerce. Des exemples de telles technologies comprennent, mais sans s’y limiter : la technologie de traitement par les amines, l’absorption de méthanol, l’absorption de glycol et l’adsorption modulée en pression pour la capture de gaz acide. En ce qui concerne la technologie de traitement par les amines, dans ce procédé, un flux de gaz, conditionné à une température souhaitée (par exemple, 30 à 60 °C) et une pression souhaitée (par exemple, suffisante pour surmonter la chute de pression de l’absorbeur et allant jusqu’à 100 barg), est mis en contact avec une solution d’amines dans une colonne. Différents types de colonnes de mise en contact peuvent être utilisés, tels qu’une colonne à plateaux, une colonne à remplissage aléatoire, un remplissage structuré ou une combinaison quelconque de celles-ci. H 2 S (ou au moins une partie de celui-ci) et une certaine quantité de dioxyde de carbone sont absorbés par les un ou plusieurs composés aminés et les autres composants du flux de gaz traversent cette colonne sous forme de flux de produit. La solution d’amine avec H 2 S absorbé peut être transférée vers une autre colonne, où de la chaleur peut être ajoutée pour favoriser la désorption de H 2 S depuis la solution d’amines. Un flux d’amines régénéré, après ajustement de la température (par exemple, 30 à 60 °C), est renvoyé vers la colonne d’absorption pour augmenter l’absorption de H 2 S. L’apport de chaleur peut dépendre du type de sorbant et des conditions de conception utilisées. Le H 2 S libéré par le processus de désorption produit un flux de gaz acide qui peut être traité lors de l’opération unitaire suivante. Les solvants qui peuvent être utilisés dans ce procédé comprennent des amines primaires (par exemple, la monoéthanolamine (MEA), la diglycolamine (DGA)), des amines secondaires (par exemple, la diéthanolamine (DEA) et la diisopropylamine (DIPA)) et/ou des amines tertiaires (par exemple, la méthyldiéthanolamine (MDEA)). Le sorbant peut être une solution aqueuse ayant une concentration (par exemple, 5 à 50 % en poids) d’une ou plusieurs amines. Un ou plusieurs additifs ayant différentes fonctions peuvent également être utilisés et, par exemple, peuvent être mélangés au sorbant pour améliorer la corrosivité et/ou l’efficacité d’absorption et/ou pour obtenir une ou plusieurs autres performances. Une étape de conditionnement du flux de gaz (c’est-à-dire le flux de gaz de synthèse conditionné) peut être réalisée, par exemple, dans laquelle, avant d’entrer dans l’unité d’absorption pour la capture de gaz acide, le flux de gaz est refroidi et, par conséquent, un condensat peut se former lorsque le flux de gaz est refroidi au-dessous de son point de rosée. Ce flux de condensat aqueux peut être utilisé dans la production de noir de carbone comme eau de trempe et/ou pour d’autres utilisations d’eau de traitement. Un autre procédé qui peut être utilisé pour la capture de gaz acide est une ou plusieurs absorptions à l’aide d’un ou plusieurs solvants, tels que le méthanol ou une solution de glycol ou de sel alcalin. Ce processus est très similaire au processus d’absorption d’amine. Des unités/techniques d’absorption de gaz acide disponibles dans le commerce peuvent être adoptées pour cette partie du procédé des présents modes de réalisation. Les unités disponibles dans le commerce comprennent celles de Shell, Mitsubishi Heavy Industries, Honeywell/UOP, Linde, Technip et de nombreux autres fournisseurs de technologie et sociétés d’ingénierie EPC (ingénierie, approvisionnement et construction). Un autre procédé/technique qui peut être utilisé pour la capture de gaz acide comprend l’adsorption modulée en pression (PSA). Pour ce PSA, un ou plusieurs adsorbants solides peuvent être utilisés pour capturer H 2 S à des pressions élevées (par exemple, une pression de 2 barg à 100 barg), puis l’adsorbant solide peut être désorbé en utilisant des pressions réduites (par exemple, une pression atmosphérique à 100 barg) pour obtenir un flux concentré de H 2 S et obtenir également un flux de gaz propre contenant de faibles quantités de H 2 S. Par exemple, le flux de gaz propre peut comprendre le gaz traité et peut contenir jusqu’à 20 ppmv de H 2 S, par exemple, jusqu’à 10 ppmv, jusqu’à 5 ppmv ou jusqu’à 1 ppmv de H 2 S, ou moins. Comme indiqué, le flux de H 2 S concentré peut être considéré comme le flux de gaz acide, et le flux de gaz propre peut être considéré comme le flux de gaz traité ayant une valeur combustible. La valeur calorifique du gaz traité peut dépendre de la composition du gaz brut. Pour le flux de gaz propre, la valeur calorifique du gaz traité peut être d’environ 2 à environ 6 MJ/Nm 3 ou d’autres valeurs inférieures ou supérieures à cette plage. Si d’autres sources de gaz (telles qu’un gaz de synthèse de biomasse, un gaz de cokerie) sont mélangées au produit de départ, la plage de valeur calorifique peut être au-dessus ou au-dessous de cette plage. Étant donné que le flux de gaz propre peut encore contenir des composants formant NO x (par exemple, l’ammoniac), une technologie ou des étapes d’élimination peuvent éventuellement être mises en œuvre si le flux de gaz propre est brûlé pour une raison quelconque afin de générer un gaz de combustion. Des procédés d’élimination de NO x donnés à titre d’exemple comprennent, mais sans s’y limiter, l’injection d’ammoniac ou d’urée dans un flux de gaz de combustion et des procédés de réacteur catalytique sélectif (SCR) connus de l’homme du métier, comprenant, sans s’y limiter, les procédés décrits dans US9192891, dont l’intégralité du contenu est incorporée ici en référence. En variante ou en outre, un procédé de réacteur non catalytique sélectif (SNCR) comprenant, mais sans s’y limiter, les procédés décrits dans le brevet 891 peut être utilisé pour éliminer NO x d’un gaz de combustion. Étant donné que les procédés SCR et SNCR sont plus efficaces dans des plages de température particulières (généralement 275 à 500 °C et 900 à 1050 °C, respectivement), l’homme du métier peut ajuster la température d’un gaz de combustion à l’aide de chaudières, d’échangeurs de chaleur et d’autres appareils classiques pour permettre aux un ou plusieurs procédés sélectionnés de fonctionner plus efficacement. En variante ou en outre, un procédé catalytique tel que celui décrit dans EP2561921, dont le contenu est incorporé ici en référence, ou des procédés disponibles dans le commerce tels que le procédé SNOX TM de Haldor Topsoe peuvent également être utilisés. D’autres procédés connus de l’homme du métier peuvent également être utilisés. Une fois le flux de gaz acide obtenu, l’étape suivante du procédé peut consister à convertir au moins une partie du H 2 S dans le flux de gaz acide en soufre élémentaire, puis éliminer le soufre élémentaire de manière à obtenir un gaz d’élimination du soufre. Différentes technologies disponibles dans le commerce peuvent être utilisées pour cette étape de conversion en soufre, telles que, mais sans s’y limiter, la technologie d’oxydation catalytique en phase liquide ou la technologie de combustion en phase gazeuse, et similaire. Le procédé de combustion en phase gazeuse peut utiliser un procédé Claus, par exemple, tel que décrit dans US3719744, incorporé ici dans son intégralité en référence, qui convertit H 2 S et SO 2 en H 2 O et S 2 . La concentration relativement faible de H 2 S dans le flux de gaz acide peut être traité de manière plus adéquate avec la technologie d’oxydation en phase liquide qu’avec d’autres procédés, par exemple un procédé Claus. Dans un procédé d’oxydation en phase liquide, un mélange gazeux de H 2 S et H 2 O et éventuellement CO 2 est mis en contact avec une solution aqueuse de catalyseur à base de fer dans une colonne de réacteur. Le H 2 S est oxydé en soufre élémentaire par réaction avec Fe(III) pour former Fe(II). Le flux de produit de réaction est transféré vers un réacteur de régénération, où l’air ambiant circule à travers le liquide pour réoxyder Fe(II) en Fe(III) afin de régénérer le catalyseur. Le liquide catalytique régénéré est remis en circulation vers la colonne de réacteur d’oxydation pour favoriser l’oxydation de H 2 S. Le soufre élémentaire produit dans ce processus d’oxydation forme du soufre cristallin en suspension dans la solution liquide aqueuse. Un flux glissant de cette solution est envoyé vers un séparateur liquide-solide, tel qu’un filtre à bande, un filtre à presse et à cadre ou tout autre type de séparateur pour produire un produit de soufre solide qui est commercialisable (ou un matériau utilisable). La FIG. 1 représente un schéma de procédé d’un procédé 100 des présents modes de réalisation qui peut être utilisé. À l’étape 110, un flux de gaz qui comprend un gaz résiduaire, tel qu’un gaz résiduaire généré pendant la production ou la fabrication de noir de carbone, est obtenu. Dans l’étape facultative A, le flux de gaz peut contenir au moins une partie des particules et/ou des poisons de catalyseur éliminés du flux de gaz. Cela peut se produire avant et/ou après l’étape 115 de compression du flux de gaz qui forme un flux de gaz comprimé. A l’étape 120, le flux de gaz comprimé est soumis à au moins une réaction d’hydrolyse de manière à former au moins H 2 S et convertir HCN, s’il est présent, en NH 3 . A l’étape 125, le flux de gaz comprimé est soumis à au moins une réaction d’hydrogénation pour former au moins H 2 S à partir d’au moins SO 2 et/ou SO 3 . À l’étape 130, le flux de gaz comprimé est soumis à au moins une réaction de conversion d’oxygène pour éliminer l’oxygène (O 2 ). Cette réaction peut être une réaction d’hydrogénation supplémentaire pour convertir O 2 en H 2 O et/ou une réaction de réduction pour convertir CO en CO 2 . Les étapes 120, 125 et 130 être conduites dans n’importe quel ordre. De préférence, l’étape 130 est conduite après les étapes 120 et 125 pour obtenir un flux de gaz pauvre en O 2 , qui peut être considéré comme un flux de gaz de synthèse conditionné. À l’étape 140, le flux de gaz de synthèse conditionné est soumis à un processus visant à éliminer au moins une partie du H 2 S et former deux flux de gaz, où à l’étape 145, un flux de gaz traité avec une valeur combustible est récupéré/obtenu et à l’étape 150, un flux de gaz acide contenant H 2 S est obtenu ou récupéré ou séparé du flux de gaz traité. À l’étape 155, au moins une partie du H 2 S présent dans le flux de gaz acide est converti en soufre élémentaire et, à l’étape 160, peut être récupéré, éliminé ou séparé du reste de ce flux de gaz. Le procédé ci-dessus pour nettoyer le flux de gaz peut être réalisé dans une installation ou un système qui est configuré pour réaliser les différentes étapes décrites ici. Ainsi, les présents modes de réalisation concernent en outre un système et/ou une installation pour nettoyer un flux de gaz qui comprend un gaz résiduaire généré pendant la production de noir de carbone. L’installation comprend au moins une unité de compression ou au moins un compresseur pour comprimer le flux de gaz de manière à obtenir un flux de gaz comprimé. L’installation comprend en outre une unité de convertisseur catalytique comprenant un ou plusieurs réacteurs à lit fixe qui sont configurés pour réaliser la ou les réactions d’hydrolyse mentionnées ci-dessus pour obtenir au moins H 2 S et réaliser au moins une réaction d’hydrogénation pour obtenir au moins H 2 S, et réaliser au moins une réaction de conversion d’oxygène pour éliminer O 2 du flux de gaz ou du flux de gaz comprimé. L’installation comprend en outre une unité de capture de gaz acide pour éliminer au moins une partie du H2S du flux de gaz de synthèse conditionné pour obtenir un flux de gaz acide contenant H2S et obtenir un flux de gaz traité ayant une valeur combustible. L’installation comprend en outre une unité de conversion du soufre pour convertir au moins une partie du H 2 S dans le flux de gaz acide en soufre élémentaire et éliminer le soufre élémentaire et obtenir un gaz de dégagement d’élimination du soufre. L’installation peut comprendre en outre une unité de conditionnement de gaz pour éliminer les particules et/ou les poisons de catalyseur du flux de gaz ou du flux de gaz comprimé comme décrit ici. L’unité de conditionnement de gaz de l’installation peut être ou comprendre au moins un lit de filtration et au moins un adsorbant, le ou les lits de filtration et le ou les adsorbants étant dans un même récipient ou dans des récipients différents. Les un ou plusieurs réacteurs à lit fixe peuvent comprendre au moins un catalyseur d’hydrogénation, au moins un catalyseur d’hydrolyse et au moins un catalyseur résistant au soufre. L’installation peut comprendre en outre au moins un dispositif de refroidissement pour réguler la température du flux de gaz traversant l’unité de convertisseur catalytique ou sortant de l’unité de convertisseur catalytique, ou les deux. L’unité de capture de gaz acide peut être ou comprendre un dispositif de traitement par les amines, une unité d’absorption de gaz acide avec un ou plusieurs solvants non aminés, ou une unité d’adsorption modulée en pression ou une combinaison quelconque de ceux-ci. L’installation peut comprendre en outre au moins un dispositif de refroidissement pour réguler la température du flux de gaz sortant du ou des compresseurs, comme décrit ici. En référence à la FIG. 2 , dans une présentation schématique, une configuration possible pour une installation ou un système permettant de réaliser le procédé des présents modes de réalisation est exemplifiée. Des variantes de cette fonctionnalité peuvent être utilisées comme décrit ici. Sur la FIG. 2 , des opérations unitaires sont décrites pour l’installation ou le système 200. Une première opération unitaire 202 qui est une compression de flux de gaz ou de gaz résiduaire est décrite. Un flux de gaz 220 qui peut comprendre un gaz résiduaire brut qui est séparé du noir de carbone après avoir quitté un four à noir de carbone peut être obtenu et introduit dans la première opération unitaire 202. Ce flux de gaz est introduit dans un dispositif 222 pour comprimer le flux de gaz et/ou mettre sous pression le flux de gaz. Le dispositif 222 peut être, par exemple, un ventilateur, un compresseur ou un autre dispositif qui peut amener le flux de gaz à une pression souhaitée, soit juste assez élevée pour surmonter la chute de pression des processus en aval, soit à une pression plus élevée pour une meilleure efficacité. L’installation d’un ou plusieurs dispositifs (non représentés sur la FIG. 2 ) pour éliminer les particules et/ou les poisons de catalyseur du flux de gaz peut être utilisée dans l’installation. Par exemple, une colonne de filtration ou un autre dispositif, en amont ou en aval du dispositif 222 utilisé pour comprimer le flux de gaz (par exemple, un ventilateur de précompression), peut être remplie de particules solides de différentes formes et/ou tailles et est facultative. La partie de l’installation ou du système est éventuellement utilisée pour piéger des particules, telles que des particules de noir de carbone et/ou d’autres particules pour empêcher ou réduire le risque de colmatage en aval d’autres unités, telles que les un ou plusieurs réacteurs catalytiques. Selon la pureté du gaz, un lit de garde 205, un épurateur ou un autre dispositif peut être installé en aval du dispositif 222 ou d’une autre unité pour comprimer le flux de gaz (par exemple, un ventilateur de précompression) afin d’éliminer les poisons de catalyseur tels que le chlorure d’hydrogène, l’hydrure phosphoreux, etc. Des chaudières et des échangeurs de chaleur peuvent être utilisés avant ou après ces dispositifs pour amener la température et la pression du gaz à un niveau souhaité. Dans une deuxième unité opérationnelle 204, le flux de gaz comprimé ou le gaz résiduaire est conditionné pour réaliser une hydrolyse et une hydrogénation (par exemple, comme décrit dans les équations ci-dessous) à l’aide d’un catalyseur multifonctionnel ou d’une combinaison de catalyseurs ayant les fonctionnalités souhaitées. Dans cette deuxième opération unitaire 204, des dispositifs (par exemple, un dispositif d’hydrolyse 224 et un dispositif d’hydrogénation 226) sont utilisés pour réaliser au moins une réaction d’hydrolyse, au moins une réaction d’hydrogénation et pour réaliser au moins une réaction de conversion d’oxygène. Les une ou plusieurs réactions suivantes peuvent se produire dans la deuxième opération unitaire dans un ou plusieurs dispositifs qui peuvent être disposés en série les uns avec les autres. Hydrolyse : CS 2 + 2H 2 O → 2H 2 S + CO 2 COS + H 2 O → H 2 S + CO 2 HCN + H 2 O → NH 3 + CO. Hydrogénation : SO 2 + 3H 2 → H 2 S + 2H 2 O O 2 + H 2 → H 2 O O 2 +CO → CO 2 . Dans une troisième opération unitaire 208, le dioxyde de carbone et le sulfure d’hydrogène sont capturés via un système de traitement par les amines à partir du gaz de dégagement provenant de l’opération unitaire 204 pour produire un flux de gaz traité 244 ayant une valeur combustible élevée, telle qu’un combustible à haute teneur en hydrogène avec une valeur calorifique élevée. Le gaz issu de l’opération unitaire 204 transfère la chaleur à une solution d’amine dans une chaudière 234 et est dirigé vers un refroidisseur 242. Le gaz refroidi est dirigé vers la colonne 240 où il entre en contact avec la solution d’amine qui adsorbe le sulfure d’hydrogène, avec de l’eau condensée 241 évacuée et potentiellement utilisée de manière bénéfique dans le processus de fabrication de noir de carbone, par exemple, comme eau de trempe, ou dans les différents processus unitaires, si nécessaire. Le gaz résiduaire nettoyé 244 présente une valeur énergétique élevée et peut être dirigé vers différentes utilisations bénéfiques, par exemple, un incinérateur au sol 260, qui peut être utilisé pour générer un gaz chaud pour une chaudière de récupération de chaleur facultative 262, les gaz refroidis étant évacués. La solution d’amine sale quitte la colonne 240 et est chauffée dans l’échangeur de chaleur 238 avant d’être dirigée vers la colonne de régénération 236, où le sulfure d’hydrogène et le dioxyde de carbone sont désorbés de la solution d’amine pour former un gaz acide qui est dirigé vers l’opération unitaire 210. La solution d’amine régénérée est passée à travers une chaudière (par exemple, la chaudière 234 ou une chaudière séparée) et réchauffée. La solution d’amine régénérée est refroidie dans l’échangeur de chaleur 238 et d’autres échangeurs de chaleur éventuels avant d’être redirigée vers la colonne 240. Dans des modes de réalisation préférés, l’efficacité d’élimination du sulfure d’hydrogène est d’au moins 99 % (en volume) ou la concentration de sulfure d’hydrogène dans le gaz traité est, par exemple, d’au plus 1 ppm. Dans une quatrième opération unitaire 210, un gaz contenant du sulfure d’hydrogène est éliminé du flux de gaz acide, concentré et converti en soufre élémentaire par un ou plusieurs procédés, tels que le procédé en phase liquide décrit ci-dessus, qui peut utiliser un réacteur d’oxydation, un régénérateur de catalyseur et un séparateur liquide-solide (tous non représentés) pour éliminer le soufre 256 du flux de gaz dirigé vers l’opération unitaire 210. Le réservoir tampon et les pompes déplacent le catalyseur liquide à travers les différents appareils de l’opération unitaire 210. L’opération unitaire 210 peut comprendre en outre une étape de filtration pour sécher au moins partiellement le soufre résultant 256. Dans des modes de réalisation préférés, le soufre élémentaire généré dans la quatrième opération unitaire a une pureté d’au moins 99 % (sur une base solide, en poids). H 2 S peut être capturé par une seule opération unitaire d’absorption de gaz acide provenant du flux de gaz résiduaire produit issu du processus unitaire 204. Le flux de gaz acide peut être traité dans l’opération unitaire suivante pour oxyder H 2 S en soufre élémentaire en tant que produit commercialisable. Cette étape d’oxydation capture le soufre provenant du flux de gaz acide et produit un flux de gaz de dégagement d’élimination du soufre contenant de l’humidité propre 258 qui peut être rejeté dans l’atmosphère. La concentration de dioxyde de carbone dans ce flux peut être suffisamment élevée pour justifier la compression ou l’utilisation autrement bénéfique du flux de gaz résiduaire 258. Le débit volumique du gaz résiduaire est significativement plus faible que le débit du gaz de combustion brûlé ou du flux de gaz de départ. Par conséquent, une quantité réduite d’équipement est nécessaire pour traiter le gaz résiduaire. De manière similaire, une quantité réduite de sorbant est requise, ce qui réduit plus avant la quantité résultante de polluant solide. Le refroidissement du gaz résiduaire produit un condensat qui peut être utilisé dans d’autres processus unitaires du procédé de production de noir de carbone. La mise en œuvre de la présente invention comprend les aspects/modes de réalisation/caractéristiques suivants dans un ordre quelconque et/ou dans une combinaison quelconque : 1. Procédé de nettoyage d’un flux de gaz comprenant un gaz résiduaire généré pendant la production de noir de carbone, ledit procédé comprenant la compression du flux de gaz pour obtenir un flux de gaz comprimé ; la réalisation d’au moins une réaction d’hydrolyse pour obtenir au moins H 2 S, la réalisation d’au moins une réaction d’hydrogénation pour convertir au moins l’un des SO 2 et SO 3 en H 2 S, et éventuellement la réalisation d’au moins une réaction de conversion d’oxygène pour éliminer O 2 du flux de gaz comprimé, obtenant ainsi un flux de gaz de synthèse conditionné ; l’élimination d’au moins une partie dudit H 2 S dudit flux de gaz de synthèse conditionné pour obtenir un flux de gaz acide contenant ledit H 2 S et obtenir un flux de gaz traité ayant une valeur combustible ; et la conversion d’au moins une partie du H 2 S dans ledit flux de gaz acide en soufre élémentaire et l’élimination dudit soufre élémentaire et l’obtention d’un gaz de dégagement d’élimination de soufre ; dans lequel la ou les réactions de conversion d’oxygène comprennent soit une réaction d’hydrogénation supplémentaire pour convertir O 2 en H 2 O, soit une réaction pour convertir le monoxyde de carbone en dioxyde de carbone ou les deux. 2. Procédé selon l’un quelconque des modes de réalisation/caractéristiques/aspects précédents ou suivants, comprenant, avant de réaliser ladite ou lesdites réactions d’hydrolyse, ladite ou lesdites réactions d’hydrogénation, l’élimination d’au moins une partie des éventuelles particules et/ou éventuels poisons de catalyseur dudit flux de gaz ou dudit flux de gaz comprimé. 3. Procédé selon l’un quelconque des modes de réalisation/caractéristiques/aspects précédents ou suivants comprenant en outre, avant l’élimination, la réalisation d’au moins une réaction de conversion du gaz à l’eau sur le flux de gaz de synthèse conditionné. 4. Procédé selon l’un quelconque des modes de réalisation/caractéristiques/aspects précédents ou suivants, dans lequel ladite au moins une réaction de conversion du gaz à l’eau est réalisée en utilisant au moins un catalyseur résistant au soufre qui convertit CO et H 2 O en CO 2 et H 2 . 5. Procédé selon l’un quelconque des modes de réalisation/caractéristiques/aspects précédents ou suivants, dans lequel ledit flux de gaz est constitué dudit gaz résiduaire généré pendant la production de noir de carbone. 6. Procédé selon l’un quelconque des modes de réalisation/caractéristiques/aspects précédents ou suivants, dans lequel ledit flux de gaz provient d’au moins deux unités de production de noir de carbone. 7. Procédé selon l’un quelconque des modes de réalisation/caractéristiques/aspects précédents ou suivants, dans lequel ledit flux de gaz provient de sources autres que la production de noir de carbone. 8. Procédé selon l’un quelconque des modes de réalisation/caractéristiques/aspects précédents ou suivants, dans lequel au moins 80 % en volume du flux de gaz est CO, CO 2 , N 2 , O 2 , H 2 , des hydrocarbures et de l’eau, et comprend en outre des traces d’espèces soufrées et d’espèces azotées, et éventuellement HCl et PH3 et éventuellement des particules. 9. Procédé selon l’un quelconque des modes de réalisation/caractéristiques/aspects précédents ou suivants, dans lequel au moins 80 % en volume du flux de gaz est CO, CO 2 , N 2 , O 2 , H 2 , des hydrocarbures et de l’eau, et comprend en outre des traces d’espèces soufrées et d’espèces azotées, et éventuellement l’un ou plusieurs parmi HCl, et PH 3 et des particules. 10. Procédé selon l’un quelconque des modes de réalisation/caractéristiques/aspects précédents ou suivants, dans lequel le flux de gaz comprend les concentrations de composants suivantes : 3 à 30 % en volume de CO, 0,5 à 10 % en volume de CO 2 , 3 à 50 % en volume de H 2 , 0,01 à 2 % en volume de O 2 , 0,5 à 10 % en volume d’hydrocarbures, 1 à 50 % en volume d’eau, 50 ppm à 10 000 ppm en volume d’espèces soufrées, 50 ppm à 20 000 ppm en volume d’espèces azotées, 0 à 20 ppm en volume de HCl, 0 à 10 ppm en volume de PH 3 , et 0 mg/Nm 3 to 80 mg/Nm 3 de particules. 11. Procédé selon l’un quelconque des modes de réalisation/caractéristiques/aspects précédents ou suivants, dans lequel ladite compression utilise au moins un compresseur. 12. Procédé selon l’un quelconque des modes de réalisation/caractéristiques/aspects précédents ou suivants, dans lequel ladite au moins une réaction d’hydrolyse est réalisée en utilisant au moins un catalyseur d’hydrolyse. 13. Procédé selon l’un quelconque des modes de réalisation/caractéristiques/aspects précédents ou suivants, dans lequel ladite au moins une réaction d’hydrogénation est réalisée en utilisant au moins un catalyseur d’hydrogénation. 14. Procédé selon l’un quelconque des modes de réalisation/caractéristiques/aspects précédents ou suivants, dans lequel ladite élimination d’au moins une partie des éventuelles particules et/ou éventuels poisons de catalyseur dudit flux de gaz ou dudit flux de gaz comprimé comprend le passage dudit flux de gaz ou dudit flux de gaz comprimé à travers au moins un lit de filtration et/ou à travers au moins un adsorbant. 15. Procédé selon l’un quelconque des modes de réalisation/caractéristiques/aspects précédents ou suivants, dans lequel ladite élimination d’au moins une partie dudit H 2 S dudit flux de gaz de synthèse conditionné est réalisée en utilisant un dispositif de traitement par les amines, l’absorption de gaz acide avec un ou plusieurs solvants non aminés ou l’adsorption modulée en pression. 16. Procédé selon l’un quelconque des modes de réalisation/caractéristiques/aspects précédents ou suivants, dans lequel ladite conversion d’au moins une partie du H 2 S dans ledit flux de gaz acide en soufre élémentaire est réalisée en utilisant un procédé d’oxydation catalytique en phase liquide ou un procédé de combustion en phase gazeuse. 17. Procédé selon l’un quelconque des modes de réalisation/caractéristiques/aspects précédents ou suivants, dans lequel ledit procédé de combustion en phase gazeuse utilise un procédé Claus qui convertit H 2 S et SO 2 à H 2 O et S 2 . 18. Procédé selon l’un quelconque des modes de réalisation/caractéristiques/aspects précédents ou suivants, dans lequel, pendant et/ou immédiatement après ladite compression, le flux de gaz et/ou le flux de gaz comprimé est refroidi. 19. Procédé selon l’un quelconque des modes de réalisation/caractéristiques/aspects précédents ou suivants, dans lequel ladite élimination d’au moins une partie des éventuels poisons de catalyseur dudit flux de gaz ou dudit flux de gaz comprimé fournit ledit flux de gaz ou flux de gaz comprimé ayant moins de 5 ppm en volume de HCl et moins de 5 ppm en volume de PH 3 . 20. Procédé selon l’un quelconque des modes de réalisation/caractéristiques/aspects précédents ou suivants, ledit procédé comprenant en outre la réalisation d’au moins une réaction de réduction du flux de gaz comprimé ou du flux de gaz de synthèse conditionné pour convertir au moins une partie des espèces contenant de l’azote en N 2 . 21. Procédé selon l’un quelconque des modes de réalisation/caractéristiques/aspects précédents ou suivants, dans lequel ladite au moins une réaction d’hydrolyse convertit les espèces soufrées dans le flux de gaz comprimé en H 2 S, et lesdites espèces soufrées comprennent CS 2 , COS et du soufre organique. 22. Procédé selon l’un quelconque des modes de réalisation/caractéristiques/aspects précédents ou suivants, dans lequel ladite au moins une réaction d’hydrolyse convertit en outre HCN en NH 3 . 23. Procédé selon l’un quelconque des modes de réalisation/caractéristiques/aspects précédents ou suivants, dans lequel ladite au moins une réaction d’hydrogénation convertit SO 2 et SO 3 en H 2 S et convertit O 2 soit en H 2 O, soit en CO 2 ou les deux. 24. Installation permettant de nettoyer un flux de gaz comprenant un gaz résiduaire généré pendant la production de noir de carbone, ladite installation comprenant : au moins un compresseur pour comprimer le flux de gaz de manière à obtenir un flux de gaz comprimé ; une unité de convertisseur catalytique comprenant un ou plusieurs réacteurs à lit fixe qui sont configurés pour réaliser au moins une réaction d’hydrolyse pour obtenir au moins H 2 S et réaliser au moins une réaction d’hydrogénation pour obtenir au moins H 2 S, et obtenir un flux de gaz de synthèse conditionné ; une unité de capture de gaz acide pour éliminer au moins une partie dudit H 2 S dudit flux de gaz de synthèse conditionné pour obtenir un flux de gaz acide contenant ledit H 2 S et obtenir un flux de gaz traité ayant une valeur combustible ; et une unité de conversion de soufre pour convertir au moins une partie du H 2 S dans ledit flux de gaz acide en soufre élémentaire et éliminer ledit soufre élémentaire et obtenir un gaz de dégagement d’élimination du soufre. 25. Installation selon l’un quelconque des modes de réalisation/caractéristiques/aspects précédents ou suivants, ladite installation comprenant en outre une unité de conditionnement de gaz pour éliminer les particules et les poisons de catalyseur dudit flux de gaz ou dudit flux de gaz comprimé. 26. Installation selon l’un quelconque des modes de réalisation/caractéristiques/aspects précédents ou suivants, dans laquelle lesdits un ou plusieurs réacteurs à lit fixe comprennent au moins un catalyseur d’hydrogénation et au moins un catalyseur d’hydrolyse 27. Installation selon l’un quelconque des modes de réalisation/caractéristiques/aspects précédents ou suivants, dans laquelle ladite unité de convertisseur catalytique comprend un ou plusieurs réacteurs à lit fixe qui sont configurés pour convertir l’oxygène en eau. 28. Installation selon l’un quelconque des modes de réalisation/caractéristiques/aspects précédents ou suivants, dans laquelle lesdits un ou plusieurs réacteurs à lit fixe comprennent au moins un catalyseur résistant au soufre. 29. Installation selon l’un quelconque des modes de réalisation/caractéristiques/aspects précédents ou suivants, dans laquelle l’unité de convertisseur catalytique comprend un ou plusieurs réacteurs à lit fixe qui sont configurés pour réaliser au moins une réaction de conversion du gaz à l’eau. 30. Installation selon l’un quelconque des modes de réalisation/caractéristiques/aspects précédents ou suivants, dans laquelle l’unité de conditionnement de gaz comprend au moins un lit de filtration et au moins un adsorbant, le ou les lits de filtration et le ou les adsorbants étant dans un même récipient ou dans des récipients différents. 31. Installation selon l’un quelconque des modes de réalisation/caractéristiques/aspects précédents ou suivants, dans laquelle ladite unité de capture de gaz acide comprend un dispositif de traitement par les amines, une unité d’absorption de gaz acide avec un ou plusieurs solvants non aminés, ou une unité d’adsorption modulée en pression. 32. Installation selon l’un quelconque des modes de réalisation/caractéristiques/aspects précédents ou suivants, dans laquelle ladite unité de capture de gaz acide est configurée pour utiliser un procédé d’oxydation catalytique en phase liquide ou un procédé de combustion en phase gazeuse. 33. Installation selon l’un quelconque des modes de réalisation/caractéristiques/aspects précédents ou suivants, dans laquelle ladite unité de conversion de soufre est configurée pour utiliser un procédé Claus qui convertit H 2 S et SO 2 en H 2 O et S 2 . 34. Installation selon l’un quelconque des modes de réalisation/caractéristiques/aspects précédents ou suivants, dans laquelle ladite installation comprend en outre au moins un dispositif de refroidissement pour réguler la température du flux de gaz sortant du ou des compresseurs. EXEMPLE Afin de démontrer quantitativement le procédé des présents modes de réalisation, une simulation a été réalisée à l’aide d’une simulation Aspen et sur la base de données agrégées de gaz résiduaires provenant d’installations de production de noir de carbone. Dans la simulation, une unité opérationnelle configurée de manière similaire à celle de la FIG. 2 a été utilisée. [Tableau 1A] : Numéro d’élément Unités 220 Entrée de 205 Entrée de 204 Sortie de 204 Sortie de 234 Entrée de 240 Description TG brut 220 Sortie du compresseur 222 Entrée de l’opération 204 Sortie de l’opération 204 Sortie TG de la chaudière 234 Entrée TG dans la colonne 240 Débit kmol/h 5 533 5 533 5 532 5 532 5 532 3 971 Débit Nm3/h 124 000 124 000 124 000 123 976 123 977 89 009 Débit kg/h 113 412 113 412 113 412 113 412 113 412 85222 Température deg. C 230,0 326,2 220,0 280,3 200,0 47,6 Pression barg 0,03 0,65 0,51 0,41 0,31 0,30 Composition H2S ppmvw 1218 1218 1218 3002 3002 4101 SO2 ppmvw 209 209 209 21 21 27 COS ppmvw 274 274 274 1 1 2 CS2 ppmvw 668 668 668 7 7 6 N2 % en moles 34,21 % 34,21 % 34,21 % 34,22 % 34,22 % 47,63 % O2 % en moles 0,24 % 0,24 % 0,24 % 0,24 % 0,24 % 0,33 % CH4 % en moles 0,38 % 0,38 % 0,38 % 0,38 % 0,38 % 0,53 % C2H2 % en moles 0,13 % 0,13 % 0,13 % 0,13 % 0,13 % 0,18 % H2 % en moles 14,93 % 14,93 % 14,93 % 19,59 % 19,59 % 27,29 % CO2 % en moles 1,51 % 1,51 % 1,51 % 6,32 % 6,32 % 8,74 % CO % en moles 9,43 % 9,43 % 9,43 % 4,72 % 4,72 % 6,56 % H2O % en moles 38,93 % 38,93 % 38,93 % 34,10 % 34,10 % 8,32 % HCl ppmv 2,0 2,0 0,0 0,0 0,0 0,0 S % en moles 0 0 0 0 0 0 Numéro d’élément Unités Sortie de 242 244 Entrée de 210 258 256 Description Sortie de condensat 241 depuis le refroidisseur 242 Sortie TG de la colonne 240 Gaz acide provenant du dispositif de traitement par les amines 208 Flux de CO 2 258 Gâteau de soufre solide 256 Débit kmol/h 3 782 206 189 Débit Nm3/h 84 770 4 610 4 241 Débit kg/h 27 790 77 049 8 173 7 928 695 Température deg. C 47,7 47,6 47,6 50,0 50,0 Pression barg 2,30 0,05 0,30 0,20 Composition H2S ppmvw 160 215 74 649 164 0 SO2 ppmvw 4 1 487 533 0 COS ppmvw 0 2 0 0 0 CS2 ppmvw 7 6 0 0 0 N2 % en moles 0,05 % 50,01 % 0,00 % 0,00 % 0,00 % O2 % en moles 0,00 % 0,35 % 0,00 % 0,04 % 0,00 % CH4 % en moles 0,00 % 0,55 % 0,00 % 0,00 % 0,00 % C2H2 % en moles 0,00 % 0,19 % 0,00 % 0,00 % 0,00 % H2 % en moles 0,00 % 28,65 % 0,00 % 0,00 % 0,00 % CO2 % en moles 0,11 % 4,59 % 83,75 % 91,73 % 0,00 % CO % en moles 0,01 % 6,89 % 0,00 % 0,00 % 0,00 % H2O % en moles 99,80 % 8,73 % 8,73 % 8,16 % 41,83 % HCl ppmv 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 S % en moles 0 0 0 0 58,17 % Comme le montrent les tableaux 1A et 1B, la quantité de soufre dans le flux de gaz de départ est presque complètement éliminée avec seulement 2 ppm de COS et 6 ppm de CS 2 dans le gaz résiduaire nettoyé 244. Le procédé, dans la simulation, a produit 695 kg/h de soufre élémentaire commercialisable contenant environ 42 % en poids d’eau. La pureté des composants récupérés satisferait également aux spécifications d’élimination souhaitées pour la vente commerciale en vue d’une utilisation par des tiers. Plus spécifiquement, dans ce procédé modèle, un gaz résiduaire hypothétique, représentatif du procédé de production de noir de carbone couramment utilisé, contenant 1218 ppmvw de sulfure d’hydrogène, 209 ppmvw de SO 2 , 274 ppmvw de COS, 668 ppmvw de CS 2 , 34 % en volume d’azote, 15 % en poids d’hydrogène, 1,5 % en volume de dioxyde de carbone et 39 % d’eau, avec d’autres composants énumérés dans le tableau 1A, a été traité pour générer un gaz résiduaire nettoyé contenant 50 % en moles d’azote, 29 % en moles d’hydrogène, environ 9 % en moles d’eau, environ 4,6 % en moles de dioxyde de carbone et d’autres composants énumérés dans le tableau 1B. Un flux de dioxyde de carbone à 92 % (le complément étant de l’eau) a été généré pour traitement ultérieur, tel qu’une compression, une déshydratation, une liquéfaction, etc., pour la séquestration ou l’utilisation dans d’autres processus bénéfiques. L’eau générée pendant le processus peut être utilisée de manière bénéfique dans le processus de traitement des gaz ou dans le processus de production de noir de carbone, par exemple, comme eau de trempe. Les présents modes de réalisation peuvent comprendre une combinaison quelconque de ces différentes caractéristiques ou différents modes de réalisation ci-dessus et/ou ci-dessous, comme décrit présentement dans des phrases et/ou des paragraphes. Toute combinaison des caractéristiques présentement décrites est considérée comme faisant partie des présents modes de réalisation et aucune limitation n’est prévue en ce qui concerne les caractéristiques pouvant être combinées. Le demandeur incorpore spécifiquement l’intégralité du contenu de toutes les références citées dans cette divulgation. En outre, lorsqu’une quantité, une concentration ou une autre valeur ou un autre paramètre est donné sous la forme d’une plage, d’une plage préférée ou d’une liste de valeurs supérieures préférables et de valeurs inférieures préférables, cela doit être entendu comme indiquant spécifiquement toutes les plages formées d’une paire quelconque d’une limite de plage ou valeur préférée supérieure quelconque et d’une limite de plage ou valeur préférée inférieure quelconque, indépendamment du fait que les plages sont décrites séparément ou non. Lorsqu’une plage de valeurs numériques est mentionnée présentement, sauf indication contraire, la plage est destinée à inclure ses points limites, ainsi que l’ensemble des entiers et fractions dans la plage. Il n’est pas prévu que la portée des modes de réalisation soit limitée aux valeurs spécifiques énoncées lors de la définition d’une plage. D’autres modes de réalisation des présentes mises en œuvre apparaîtront à l’homme du métier à la lecture de la présente description et de la pratique des présents modes de réalisation présentement divulgués. Il doit être entendu que la présente description et les exemples doivent être considérés comme donnés à titre d’exemple uniquement, la portée et l’esprit réels des modes de réalisation étant indiqués par les revendications suivantes et des équivalents de celles-ci. La description faite ci-dessus de mises en œuvre préférées des présents modes de réalisation a été présentée à des fins d’illustration et de description. Des modifications et des variations sont possibles à la lumière des enseignements ci-dessus, ou peuvent être déterminées à partir de la pratique des modes de réalisation. Les modes de réalisation ont été choisis et décrits afin d’expliquer les principes de mise en œuvre et leur application pratique pour permettre à l’homme du métier d’utiliser les modes de réalisation dans différents modes de réalisation et avec différentes modifications adaptées à l’utilisation particulière envisagée. Procédé de nettoyage d’un flux de gaz comprenant un gaz résiduaire généré pendant la production de noir de carbone, ledit procédé comprenant la compression du flux de gaz pour obtenir un flux de gaz comprimé ; la réalisation d’au moins une réaction d’hydrolyse pour obtenir au moins H 2 S, la réalisation d’au moins une réaction d’hydrogénation pour convertir au moins l’un des SO 2 et SO 3 en H 2 S, et éventuellement la réalisation d’au moins une réaction de conversion d’oxygène pour éliminer O 2 du flux de gaz comprimé, obtenant ainsi un flux de gaz de synthèse conditionné ; l’élimination d’au moins une partie dudit H 2 S dudit flux de gaz de synthèse conditionné pour obtenir un flux de gaz acide contenant ledit H 2 S et obtenir un flux de gaz traité ayant une valeur combustible ; et la conversion d’au moins une partie du H 2 S dans ledit flux de gaz acide en soufre élémentaire et l’élimination dudit soufre élémentaire et l’obtention d’un gaz de dégagement d’élimination de soufre ; dans lequel la ou les réactions de conversion d’oxygène comprennent soit une réaction d’hydrogénation supplémentaire pour convertir O 2 en H 2 O, soit une réaction pour convertir le monoxyde de carbone en dioxyde de carbone ou les deux. Procédé selon la revendication 1, comprenant, avant la réalisation de ladite au moins une réaction d’hydrolyse, ladite au moins une réaction d’hydrogénation, l’élimination d’au moins une partie des éventuelles particules et/ou éventuels poisons de catalyseur dudit flux de gaz ou dudit flux de gaz comprimé est éliminée. Procédé selon la revendication 1 ou 2, comprenant en outre, avant l’élimination, la réalisation d’au moins une réaction de conversion du gaz à l’eau sur le flux de gaz de synthèse conditionné. Procédé selon la revendication 3, dans lequel ladite au moins une réaction de conversion du gaz à l’eau est réalisée en utilisant au moins un catalyseur résistant au soufre qui convertit CO et H 2 O en CO 2 et H 2 . Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 4, dans lequel ledit flux de gaz est constitué dudit gaz résiduaire généré pendant la production de noir de carbone. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 5, dans lequel ledit flux de gaz provient d’au moins deux unités de production de noir de carbone. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 6, dans lequel ledit flux de gaz provient de sources autres que la production de noir de carbone. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 7, dans lequel au moins 80 % en volume du flux de gaz est CO, CO 2 , N 2 , O 2 , H 2 , des hydrocarbures et de l’eau, et comprend en outre des traces d’espèces soufrées et d’espèces azotées, et éventuellement HCl et PH3 et éventuellement des particules. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 8, dans lequel au moins 80 % en volume du flux de gaz est CO, CO 2 , N 2 , O 2 , H 2 , des hydrocarbures et de l’eau, et comprend en outre des traces d’espèces soufrées et d’espèces azotées, et éventuellement l’un ou plusieurs parmi HCl, PH 3 et des particules. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 9, dans lequel le flux de gaz comprend les concentrations de composants suivantes : 3 à 30 % en volume de CO, 0,5 à 10 % en volume de CO 2 , 3 à 50 % en volume de H 2 , 0,01 à 2 % en volume de O 2 , 0,5 à 10 % en volume d’hydrocarbures, 1 à 50 % en volume d’eau, 50 ppm à 10 000 ppm en volume d’espèces soufrées, 50 ppm à 20 000 ppm en volume d’espèces azotées, 0 à 20 ppm en volume de HCl, 0 à 10 ppm en volume de PH 3 , et 0 mg/Nm 3 to 80 mg/Nm 3 de particules. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 10, dans lequel ladite compression utilise au moins un compresseur. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 11, dans lequel ladite au moins une réaction d’hydrolyse est réalisée en utilisant au moins un catalyseur d’hydrolyse. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 12, dans lequel ladite au moins une réaction d’hydrogénation est réalisée en utilisant au moins un catalyseur d’hydrogénation. Procédé selon la revendication 2, dans lequel ladite élimination d’au moins une partie des éventuelles particules et des éventuels poisons de catalyseur dudit flux de gaz ou dudit flux de gaz comprimé comprend le passage dudit flux de gaz ou dudit flux de gaz comprimé à travers au moins un lit de filtration et à travers au moins un adsorbant. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 14, dans lequel ladite élimination d’au moins une partie dudit H 2 S dudit flux de gaz de synthèse conditionné est réalisée en utilisant un dispositif de traitement par les amines, l’absorption de gaz acide avec un ou plusieurs solvants non aminés ou l’adsorption modulée en pression. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 15, dans lequel ladite conversion d’au moins une partie du H 2 S dans ledit flux de gaz acide en soufre élémentaire est réalisée en utilisant un procédé d’oxydation catalytique en phase liquide ou un procédé de combustion en phase gazeuse. Procédé selon la revendication 16, dans lequel ledit procédé de combustion en phase gazeuse utilise un procédé Claus qui convertit H 2 S et SO 2 en H 2 O et S 2 . Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 17, dans lequel, pendant et/ou immédiatement après ladite compression, le flux de gaz et/ou le flux de gaz comprimé sont refroidis. Procédé selon la revendication 2, dans lequel ladite élimination d’au moins une partie des éventuels poisons de catalyseur dudit flux de gaz ou dudit flux de gaz comprimé fournit ledit flux de gaz ou flux de gaz comprimé ayant moins de 5 ppm en volume de HCl et moins de 5 ppm en volume de PH 3 . Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 19, ledit procédé comprenant en outre la réalisation d’au moins une réaction de réduction du flux de gaz comprimé ou du flux de gaz de synthèse conditionné pour convertir au moins une partie des espèces contenant de l’azote en N 2 . Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 20, dans lequel ladite au moins une réaction d’hydrolyse convertit les espèces soufrées dans le flux de gaz comprimé en H 2 S, et lesdites espèces soufrées comprennent CS 2 , COS et du soufre organique. Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 21, dans lequel ladite au moins une réaction d’hydrolyse convertit en outre HCN en NH 3 . Procédé selon l’une quelconque des revendications 1 à 22, dans lequel ladite au moins une réaction d’hydrogénation convertit SO 2 et SO 3 en H 2 S et convertit O 2 soit en H 2 O, soit en CO 2 ou les deux. Installation permettant de nettoyer un flux de gaz comprenant un gaz résiduaire généré pendant la production de noir de carbone, ladite installation comprenant : au moins un compresseur pour comprimer le flux de gaz de manière à obtenir un flux de gaz comprimé ; une unité de convertisseur catalytique comprenant un ou plusieurs réacteurs à lit fixe qui sont configurés pour réaliser au moins une réaction d’hydrolyse pour obtenir au moins H 2 S et réaliser au moins une réaction d’hydrogénation pour obtenir au moins H 2 S, et obtenir un flux de gaz de synthèse conditionné ; une unité de capture de gaz acide pour éliminer au moins une partie dudit H 2 S dudit flux de gaz de synthèse conditionné pour obtenir un flux de gaz acide contenant ledit H 2 S et obtenir un flux de gaz traité ayant une valeur combustible ; et une unité de conversion de soufre pour convertir au moins une partie du H 2 S dans ledit flux de gaz acide en soufre élémentaire et éliminer ledit soufre élémentaire et obtenir un gaz de dégagement d’élimination du soufre. Installation selon la revendication 24, ladite installation comprenant en outre une unité de conditionnement de gaz pour éliminer les particules et les poisons de catalyseur dudit flux de gaz ou dudit flux de gaz comprimé. Installation selon la revendication 24 ou 25, dans laquelle lesdits un ou plusieurs réacteurs à lit fixe comprennent au moins un catalyseur d’hydrogénation et au moins un catalyseur d’hydrolyse Installation selon l’une quelconque des revendications 24 à 26, dans laquelle ladite unité de convertisseur catalytique comprend un ou plusieurs réacteurs à lit fixe qui sont configurés pour convertir l’oxygène en eau. Installation selon la revendication 27, dans laquelle lesdits un ou plusieurs réacteurs à lit fixe comprennent au moins un catalyseur résistant au soufre. Installation selon l’une quelconque des revendications 24 à 28, dans laquelle l’unité de convertisseur catalytique comprend un ou plusieurs réacteurs à lit fixe qui sont configurés pour réaliser au moins une réaction de conversion du gaz à l’eau. Installation selon l’une quelconque des revendications 24 à 29, dans laquelle l’unité de conditionnement de gaz comprend au moins un lit de filtration et au moins un adsorbant, le ou les lits de filtration et le ou les adsorbants étant dans un même récipient ou dans des récipients différents. Installation selon l’une quelconque des revendications 24 à 30, dans laquelle ladite unité de capture de gaz acide comprend un dispositif de traitement par les amines, une unité d’absorption de gaz acide avec un ou plusieurs solvants non aminés, ou une unité d’adsorption modulée en pression. Installation selon l’une quelconque des revendications 24 à 31, dans laquelle ladite unité de capture de gaz acide est configurée pour utiliser un procédé d’oxydation catalytique en phase liquide ou un procédé de combustion en phase gazeuse. Installation selon l’une quelconque des revendications 24 à 32, dans laquelle ladite unité de conversion de soufre est configurée pour utiliser un procédé Claus qui convertit H 2 S et SO 2 en H 2 O et S 2 . Installation selon l’une quelconque des revendications 24 à 33, dans laquelle ladite installation comprend en outre au moins un dispositif de refroidissement pour réguler la température du flux de gaz sortant du ou des compresseurs.