WO2024080190A1 - 二酸化炭素吸着剤、二酸化炭素吸着剤の使用、二酸化炭素分離方法、二酸化炭素回収・貯留プラント、及び二酸化炭素回収・貯留方法 - Google Patents
二酸化炭素吸着剤、二酸化炭素吸着剤の使用、二酸化炭素分離方法、二酸化炭素回収・貯留プラント、及び二酸化炭素回収・貯留方法 Download PDFInfo
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Definitions
- the present invention relates to a carbon dioxide adsorbent, the use of the carbon dioxide adsorbent, a carbon dioxide separation method, a carbon dioxide capture and storage plant, and a carbon dioxide capture and storage method.
- CO2 carbon dioxide
- energy supply methods that are expected to reduce CO2 emissions include power generation with CO2 separation and capture from hydrocarbon fuels, and hydrogen production with CO2 separation and capture from hydrocarbons (blue hydrogen). Both methods use flammable gases containing carbon monoxide (CO) and hydrogen ( H2 ) generated by gasifying hydrocarbons, and by combining them with CCS (Carbon Dioxide Capture and Storage) that captures and stores CO2 , it becomes possible to supply energy while reducing CO2 emissions.
- CO carbon monoxide
- H2 hydrogen
- One method for separating and capturing CO2 is to use an absorbing solution such as an amine solution, but this requires heat energy to dissociate the chemically bound CO2 when capturing it from the absorbing solution. Therefore, there is a demand for a separation and capture technology that requires less energy.
- Patent Document 1 describes a carbon dioxide recovery technology that is energy-saving and economical, and can recover high-concentration carbon dioxide with a high processing capacity using the PSA method, including a carbon dioxide recovery device having a separation device that separates carbon dioxide from gas by using the adsorption and desorption of carbon dioxide to an adsorbent due to pressure fluctuations, and a carbon dioxide recovery method having a separation process that separates carbon dioxide from gas by using the adsorption and desorption of carbon dioxide to an adsorbent due to pressure fluctuations.
- Patent document 2 describes a pressure swing adsorption process for removing light hydrocarbons from a hydrogen stream.
- the pressure swing adsorption process includes the steps of: (a) passing a feed stream containing carbon dioxide and hydrocarbons over an adsorbent containing a metal-organic framework (MOF) material in an adsorption zone at a temperature and adsorption pressure sufficient to adsorb at least a portion of the carbon dioxide in the feed stream, and thereby continuing to pass the feed stream over the adsorbent for a time until the adsorbent substantially reaches its adsorption capacity to produce an effluent hydrocarbon stream having a reduced carbon dioxide content; (b) reducing the pressure of the adsorption zone to a sufficient desorption pressure for a time sufficient to desorb at least a portion of the carbon dioxide from the adsorption zone, and removing a desorption effluent stream enriched in carbon dioxide content; and repressurizing the adsorption zone to the adsorption pressure and
- Patent Document 3 describes a method for recovering carbon dioxide, which is characterized by passing a gas containing water vapor and carbon dioxide through a porous material that has 2K 2 CO 3.3H 2 O supported in the pores and has been dried.
- Patent Document 4 describes a carbon dioxide adsorbent for adsorbing and separating carbon dioxide from a gas containing carbon dioxide, characterized in that the carrier of the carbon dioxide adsorbent is formed of mesoporous silica, and at least one element selected from the group consisting of Mg, Ca, Sr, Ba, Y, and La is supported on the carrier.
- the gas from which CO2 is separated in the hydrocarbon gasification process is at high pressure, it is not necessary to pressurize the gas to adsorb CO2 when using a pressure swing adsorbent, so it is considered that adsorption and desorption can be performed with low energy.
- An object of the present invention is to provide a carbon dioxide adsorbent that can be used in a high temperature pressure swing CO2 separation process in a hydrocarbon gasification process.
- a carbon dioxide adsorbent comprising a carrier carrying at least one alkali metal element selected from the group consisting of lithium, rubidium, and cesium.
- carbonates refer to carbonates, bicarbonates, or compounds containing either or both of carbonate ions and bicarbonate ions.
- a method for separating carbon dioxide from a mixed gas containing carbon dioxide and water vapor using a pressure swing adsorption method comprising introducing a gas containing water vapor at a relative pressure of 0.10 or more into an adsorption tower filled with a carbon dioxide adsorbent.
- a method for separating carbon dioxide comprising adsorbing carbon dioxide onto a carbon dioxide adsorbent under high-temperature, high-pressure water vapor coexistence conditions of a total pressure of 1 MPa or more, water vapor of 10 volume % or more, and a temperature of 100° C. or more.
- the carbon dioxide separation method according to any one of [18] to [23] is carried out. Carbon capture and storage plant.
- the carbon dioxide capture and storage plant according to [24], wherein the pressure of the carbon dioxide extracted from the pressure swing adsorption carbon dioxide separation and capture equipment is supplied to a next process in which the carbon dioxide is utilized or transported is 0.5 to 1.0 MPaG.
- the mixed gas supplied from the shift reaction facility to the pressure swing adsorption carbon dioxide separation and capture facility has a temperature of 150 to 350°C and a pressure of 2.5 to 8.0 MPaG.
- [28] A method for carbon dioxide capture and storage, using the carbon dioxide capture and storage plant according to any one of [24] to [27].
- the pressure swing adsorption carbon dioxide separation and capture equipment has an adsorption tower filled with the carbon dioxide adsorbent according to any one of [1] to [11].
- Carbon capture and storage plant [30] The carbon dioxide capture and storage plant according to [29], wherein the pressure of the carbon dioxide extracted from the pressure swing adsorption carbon dioxide separation and capture equipment is supplied to a next process in which the carbon dioxide is utilized or transported is 0.5 to 1.0 MPaG. [31] The mixed gas supplied from the shift reaction facility to the pressure swing adsorption carbon dioxide separation and capture facility has a temperature of 150 to 350°C and a pressure of 2.5 to 8.0 MPaG. The carbon dioxide capture and storage plant according to [29] or [30]. [32] Further comprising a gas turbine combined cycle power generation facility, The carbon dioxide capture and storage plant according to any one of [29] to [31], wherein hydrogen separated from the mixed gas is supplied to the gas turbine combined cycle power generation facility. [33] A method for carbon dioxide capture and storage, using the carbon dioxide capture and storage plant according to any one of [29] to [32].
- a carbon dioxide adsorbent that can be used in a high-temperature pressure swing CO2 separation process in a hydrocarbon gasification process can be provided. Furthermore, according to the present invention, it is possible to provide a carbon dioxide capture and storage plant and a carbon dioxide capture and storage method that use the carbon dioxide adsorbent.
- FIG. 1 is a diagram for explaining an estimated mechanism of carbon dioxide adsorption and release by a carbon dioxide adsorbent according to an embodiment of the present invention.
- FIG. 2 is a schematic configuration diagram of a carbon dioxide capture and storage plant according to an embodiment of the present invention.
- FIG. 3 is a diagram illustrating the manufacturing procedure of mesoporous alumina (121_MAl) in an experimental example.
- FIG. 4 is a diagram illustrating the procedure for producing mesoporous alumina (121_MAl_3) supporting Cs 2 CO 3 in an experimental example.
- FIG. 5 is a graph showing the CO2 adsorption isotherm per gram of Cs2CO3 - supported mesoporous alumina in an experimental example.
- FIG. 6 is a diagram illustrating the procedure for producing mesoporous alumina (122_MAl_1) supporting Cs 2 CO 3 and Na 2 CO 3 in an experimental example.
- FIG. 7 is a graph showing the PSA measurement results of Experimental Example 3.
- FIG. 8 is a graph showing the PSA measurement results of Experimental Example 4.
- FIG. 9 is a diagram showing the results of XRD measurement of the adsorbent of Experimental Example 4 before the PSA measurement.
- FIG. 10 is a diagram showing the results of XRD measurement of the adsorbent of Experimental Example 4 after the PSA measurement.
- FIG. 11 is a graph showing the PSA measurement results of Experimental Example 5.
- a carbon dioxide adsorbent (hereinafter also referred to as a " CO2 adsorbent") according to a first embodiment of the present invention has at least one alkali metal element (hereinafter sometimes referred to as a "first alkali metal element") selected from the group consisting of lithium (Li), rubidium (Rb) and cesium (Cs) supported on a carrier.
- first alkali metal element selected from the group consisting of lithium (Li), rubidium (Rb) and cesium (Cs) supported on a carrier.
- Alkali metal elements are metal elements belonging to Group 1 in the periodic table (https://iupac.org/what-we-do/periodic-table-of-elements/), specifically lithium (Li), sodium (Na), potassium (K), rubidium (Rb), cesium (Cs), and francium (Fr).
- the first alkali metal element may be a simple substance or a compound.
- the compound of the first alkali metal element include carbonates, citrates, acetates, nitrates, sulfates, chlorides, oxides, and superoxides. At least one selected from the group consisting of these compounds is preferred, and carbonates are more preferred.
- the first alkali metal element may be an alloy of the first alkali metal elements themselves, or an alloy of the first alkali metal element and a first alkali metal element described below.
- At least one metal element selected from the group consisting of an alkali metal element other than the first alkali metal element (hereinafter also referred to as a "second alkali metal element”), an alkaline earth metal element, and a transition metal element (hereinafter also referred to as a "metal element other than the first alkali metal”) may be supported on the support.
- At least one metal element selected from the group consisting of alkali metal elements, alkaline earth metal elements, Group 13 metal elements, and transition metal elements other than lithium, rubidium, and cesium may be contained in the carrier.
- the above-mentioned metal elements can be added when the adsorbent is manufactured using a compound containing the element as a raw material, but it is also effective to have the element contained in the carrier in advance as a constituent element of the carrier.
- a carrier containing aluminum can be used as the carrier, and the aluminum can be made to be effective in improving the performance of the adsorbent by heat treatment, steam treatment, or heated steam treatment under actual use conditions.
- the second alkali metal element is a metal element other than lithium (Li), rubidium (Rb), and cesium (Cs) among the metal elements belonging to Group 1 in the periodic table (above), and specifically, sodium (Na), potassium (K), and francium (Fr).
- the second alkali metal element is preferably at least one selected from the group consisting of sodium (Na) and potassium (K), and more preferably sodium.
- the alkaline earth metal elements are elements belonging to Group 2 of the periodic table (see above), specifically beryllium (Be), magnesium (Mg), calcium (Ca), strontium (Sr), barium (Ba), and radium (Ra).
- the alkaline earth metal element is preferably at least one selected from the group consisting of magnesium (Mg), calcium (Ca), strontium (Sr), and barium (Ba).
- the alkaline earth metal elements may be used alone or in combination of two or more.
- the Group 13 metal elements are elements belonging to Group 13 in the periodic table (above) whose simple substances have metallic properties (e.g., metallic luster, excellent electrical and thermal conductivity, and tendency to become cations), and specifically include aluminum (Al), gallium (Ga), indium (In), and thallium (Tl).
- the transition metal elements are elements belonging to Groups 3 to 12 of the periodic table (mentioned above), and specifically include scandium (Sc), titanium (Ti), vanadium (V), chromium (Cr), manganese (Mn), iron (Fe), cobalt (Co), nickel (Ni), copper (Cu), zinc (Zn), yttrium (Y), zirconium (Zr), niobium (Nb), molybdenum (Mo), technetium (Tc), ruthenium (Ru), rhodium (Rh), palladium (Pd), silver (Ag), cadmium (Cd), lanthanoids, hafnium (Hf), tantalum (Ta), tungsten (W), rhenium (Re), osmium (Os), iridium (Ir), platinum (Pt), gold (Au), and mercury (Hg).
- the transition metal element is preferably at least one selected from the group consisting of scandium (Sc), yttrium (Y), transition metals in the fourth period of the periodic table (so-called 3d transition metals), among which manganese (Mn), iron (Fe), cobalt (Co), nickel (Ni), zinc (Zn), and lanthanoids.
- the transition metal elements can be used alone or in combination of two or more.
- the lanthanoids are elements with atomic numbers from 57 to 71, i.e., from lanthanum to ruthenium, and specifically include lanthanum (La), cerium (Ce), praseodymium (Pr), neodymium (Nd), promethium (Pm), samarium (Sm), europium (Eu), gadolinium (Gd), terbium (Tb), dysprosium (Dy), holmium (Ho), erbium (Er), thulium (Tm), ytterbium (Yb), and ruthenium (Lu).
- La lanthanum
- Ce cerium
- Pr praseodymium
- Nd neodymium
- Pm promethium
- Sm samarium
- Eu europium
- Gd gadolinium
- Tb terbium
- Dy dysprosium
- Ho holmium
- Er erbium
- the lanthanoid is preferably at least one selected from the group consisting of lanthanum (La), cerium (Ce), neodymium (Nd), samarium (Sm), and ytterbium (Yb).
- the lanthanoid may be used alone or in combination of two or more.
- the alkali metal and other elements supported on the carrier do not adsorb CO2 molecules on the surface, but the entire amount supported undergoes a chemical reaction with CO2. Therefore, in principle, the amount of these elements supported is preferably large, which has a significant effect on the performance of the adsorbent.
- the amount of alkali metal and other elements supported is preferably 5 to 100, more preferably 20 to 100, and even more preferably 45 to 100, as expressed by [moles of the first alkali metal element / (total moles of the first alkali metal element and metal elements other than the first alkali metal element)] x 100.
- the amount of alkali metal element supported on the carrier is not particularly limited, but the mass of the alkali metal supported in terms of the weight of the corresponding carbonate is preferably 15 to 95 mass%, more preferably 20 to 95 mass%, even more preferably 25 to 90 mass%, even more preferably 35 to 90 mass%, and even more preferably 50 to 90 mass% relative to the total mass of the CO 2 adsorbent.
- the amount of the metal element other than the alkali metal is preferably 3 to 95 mass%, more preferably 5 to 60 mass%, more preferably 8 to 60 mass%, and even more preferably 10 to 60 mass% relative to the total mass of the metal element as the net mass of the metal element.
- the carrier may be formed of a mesoporous material, or may be formed of a metal-containing material that is not a mesoporous material.
- the mesoporous material is a material containing pores with a pore diameter of 2 to 50 nm.
- the mesoporous material may contain pores in this range, and may contain a large amount of pores larger than that.
- Catalyst supports generally manufactured and used for industrial catalysts that is, supports made of metal oxides such as silica, alumina, silica-alumina, zirconia, and titania, generally contain a large amount of pores with a diameter of 50 nm or more (referred to as "macropores").
- These industrial catalyst supports are also suitable for use in the CO 2 adsorbent of this embodiment if the ratio of the total volume of pores with a pore diameter of 2 to 50 nm to the total pore volume is 2% or more, preferably 5% or more, more preferably 10% or more, even more preferably 20% or more, even more preferably 30 % or more, even more preferably 40% or more, even more preferably 50% or more, even more preferably 60% or more, even more preferably 70% or more, and particularly preferably 80% or more.
- the mesoporous material is not particularly limited, but is preferably mesoporous alumina or mesoporous silica, and more preferably mesoporous alumina.
- the average pore size of the pores in the mesoporous material is preferably from 2 to 50 nm, more preferably from 2 to 20 nm, and even more preferably from 2 to 10 nm.
- the average pore diameter is a value obtained by analyzing a nitrogen gas adsorption isotherm by the BJH method (Barrett-Joyner-Halenda method).
- the pore volume of the mesoporous material is preferably from 0.01 to 3.0 cm 3 /g, more preferably from 0.1 to 2.0 cm 3 /g, and even more preferably from 0.2 to 1.5 cm 3 /g.
- the pore volume is a value obtained by measurement using a nitrogen gas adsorption method.
- the specific surface area of the mesoporous material is preferably from 20 to 2000 m 2 /g, more preferably from 50 to 1500 m 2 /g, and even more preferably from 100 to 1200 m 2 /g.
- the specific surface area is a value obtained by measurement using a nitrogen gas adsorption method.
- the mesoporous material can be produced by a conventionally known method.
- mesoporous alumina can be produced by mixing an ethanol solution of Pluronic P123 with an ethanol solution of aluminum isopropoxide (Al(O-i-Pr) 3 ) to which nitric acid has been added, followed by drying and calcination.
- Al(O-i-Pr) 3 aluminum isopropoxide
- the non-mesoporous metal-containing material is a metal-containing material other than the mesoporous materials described above, for example, a metal-containing material that is not a "porous material having pores with a diameter of 2 to 50 nm.”
- the metal-containing material may be a simple metal, or a compound such as an oxide, nitride, or carbide.
- metal-containing material examples include aluminum, aluminum alloys, and aluminum compounds such as aluminum oxide (alumina).
- an aluminum-containing material that contains boehmite in part is preferable.
- an aluminum-containing material that contains boehmite in at least part is preferable.
- the aluminum-containing material includes aluminum and various aluminum alloys. Boehmite is an aluminum hydrate oxide that is produced by holding aluminum or an aluminum alloy in high-temperature water or pressurized steam.
- the support can be loaded with a metal element such as cesium by, for example, immersing the mesoporous material in an aqueous solution of a salt of the metal element and then drying it.
- a metal element such as cesium
- the CO2 adsorbent of the second embodiment of the present invention is made of a metal-containing material containing 35% by mass or more, preferably 50% by mass or more, of an alkali metal compound.
- the alkali metals are metallic elements belonging to Group 1 in the periodic table (https://iupac.org/what-we-do/periodic-table-of-elements/), specifically lithium (Li), sodium (Na), potassium (K), rubidium (Rb), cesium (Cs), and francium (Fr).
- the alkali metal compounds include, for example, carbonates of alkali metals.
- carbonates means carbonates, bicarbonates, or compounds containing either or both of carbonate ions and bicarbonate ions.
- the carbonates may also contain other anions such as hydroxide ions.
- Examples of the alkali metal carbonates include cesium, rubidium, and sodium carbonates. At least one selected from the group consisting of cesium, rubidium, and sodium carbonates is preferable, at least one selected from the group consisting of cesium and rubidium carbonates is more preferable, and cesium carbonates are even more preferable.
- the alkali metal carbonates contain, as the alkali metal, at least one selected from the group consisting of cesium and rubidium, and at least one selected from the group consisting of lithium, sodium, and potassium.
- the CO 2 adsorbent of the second embodiment of the present invention does not require a carrier, unlike the CO 2 adsorbent of the first embodiment.
- the CO 2 adsorbents of the first and second embodiments of the present invention described above are preferably used in a pressure swing adsorption method.
- the temperature (adsorption/desorption temperature) during adsorption and desorption of CO2 of the CO2 adsorbent of this embodiment is preferably 80°C or higher, more preferably 100°C or higher, even more preferably 120°C or higher, even more preferably 150°C or higher, even more preferably 160°C or higher, even more preferably 170°C or higher, and even more preferably 200°C or higher.
- the upper limit of the adsorption/desorption temperature is not particularly limited, but is preferably 400°C or lower, more preferably 350°C or higher, and even more preferably 300°C or lower.
- FIG. 1 is a diagram for explaining the estimated mechanism of CO 2 adsorption and release by the CO 2 adsorbent of the present invention.
- cesium carbonate cesium carbonate, Cs 2 CO 3
- mesoporous alumina supporting cesium carbonate Cs 2 CO 3
- water vapor in the mixed gas is condensed to produce water, and Cs 2 CO 3 dissolves in the water to form a Cs 2 CO 3 aqueous solution.
- the compound supported on the adsorbent may be any compound that is converted to carbonates under the adsorption reaction conditions of the adsorbent, and includes carbonates, bicarbonates, compounds containing carbonate ions or bicarbonate ions, and hydroxides. On the other hand, there may also be a mechanism in which carbonates remain solid and adsorb (or absorb) and desorb CO2 without condensing and evaporating water as shown in Figure 1.
- the carbon dioxide adsorbent of the present invention has the following characteristics (A) to (E).
- B) This control of the water vapor partial pressure is achieved by introducing water vapor from the shift reactor into the PSA adsorption tower without intentionally removing it.
- CO2 can be captured by only slightly lowering the pressure (releasing the pressure) without changing the temperature, so the energy required for capture can be significantly reduced compared to conventional methods.
- the carbon dioxide separation method of the present invention is a pressure swing adsorption method for separating carbon dioxide from a mixed gas containing carbon dioxide and water vapor, characterized in that a gas containing water vapor at a relative pressure of 0.10 or more is introduced into an adsorption tower packed with a carbon dioxide adsorbent.
- the relative pressure of the water vapor is not particularly limited as long as it is 0.10 or more, but is preferably 0.20 or more, and more preferably 0.40 or more.
- the upper limit of the relative pressure of the water vapor is not particularly limited, but is preferably 0.90 or less, and more preferably 0.85 or less.
- the saturated water vapor pressure is 1.15 MPa at 200°C, 3.98 MPa at 250°C, and 16.5 MPa at 350°C.
- the carbon dioxide separation method of this embodiment it is preferable to adsorb carbon dioxide to the carbon dioxide adsorbent under high-temperature, high-pressure water vapor coexistence conditions of a total pressure of 1 MPaG or more, water vapor of 10 vol % or more, and a temperature of 100° C. or more.
- the total pressure is not particularly limited as long as it is 1 MPa or more, but is preferably 1.5 MPaG or more, and more preferably 2.0 MPaG or more.
- the upper limit of the total pressure is not particularly limited, but is preferably 8.0 MPaG or less, and more preferably 3.5 MPaG or less.
- the proportion of water vapor is not particularly limited as long as it is 10% by volume or more, but is preferably 15% by volume or more, and more preferably 20% by volume or more.
- the upper limit of the proportion of water vapor is not particularly limited, but is preferably 90% by volume or less, and more preferably 70% by volume or less.
- the temperature is not particularly limited as long as it is 100° C. or higher, but is more preferably 120° C. or higher, even more preferably 150° C. or higher, even more preferably 160° C. or higher, even more preferably 170° C. or higher, and even more preferably 200° C. or higher.
- the upper limit of the temperature is not particularly limited, but is preferably 400° C. or lower, more preferably 350° C. or lower, and even more preferably 300° C. or lower.
- the carbon dioxide adsorbent used in the carbon dioxide separation method of this embodiment is preferably a carbon dioxide adsorbent that has the characteristic that the amount of carbon dioxide adsorbed increases in the presence of water vapor, and the carbon dioxide adsorbents described above are more preferable.
- the carbon dioxide capture and storage plant of this embodiment shown in FIG. 2 includes a gasification facility 11 that gasifies hydrocarbon fuels such as coal, natural gas, and biomass to produce a synthesis gas containing CO and H 2 , a gas purification facility 12 that purifies the synthesis gas containing carbon monoxide and hydrogen produced in the gasification facility 11 to remove sulfur, soot, and the like, a shift reaction facility 13 that subjects the purified synthesis gas to a water-gas shift reaction to produce a mixed gas containing CO 2 , H 2 , and water vapor, a pressure swing adsorption type CO 2 separation and capture facility 16 that separates and captures CO 2 , H 2 , and hydrogen-rich gas (H 2- rich gas) containing water vapor from the mixed gas, a combined cycle power generation facility 14 to which the H 2-rich gas at a pressure of 2.5 to 8.0 MPaG and 150 to 300 ° C. derived from the pressure swing adsorption type CO 2 separation and capture
- the gasification facility 11 includes a gasifier that gasifies hydrocarbon fuels such as coal, natural gas, and biomass.
- hydrocarbon fuels such as coal, natural gas, and biomass.
- To gasify coal in the gasifier for example, the coal is first crushed and dried in a coal pulverizer and then fed into the gasifier together with an oxidizing agent.
- high-temperature combustible gas synthetic gas
- Fluidized bed gasification is a method of gasification using relatively coarse particles with a particle size of a few mm, which are partially burned while fluidizing with air or other fluids. Since combustion occurs at a relatively low temperature of around 1000°C, it is suitable for coal with a high ash melting point, as well as low-grade coal such as high-ash coal. In addition, since it can handle coarse particles, it is also effective for utilizing waste and biomass.
- Entrained flow gasifiers use fine particles with a particle size of 0.1 mm or less, and perform partial combustion at a high temperature of about 1800°C.
- the small particle size results in a large specific surface area, and the high temperature results in an extremely fast reaction rate.
- the design of the gasifier is based on the cube law, so it is compact and can produce large output, making it very economical.
- Coal can be supplied in two ways: dry (dry feed) and wet (slurry feed). In the case of the wet method, coal is mixed with water to form a slurry and then fed to the gasifier, which can be sent through a pipeline.
- the gasification agent can be oxygen (oxygen blown) or air (air blown).
- Oxygen blown is suitable for hydrogen production because it does not contain nitrogen in the generated gas.
- the power required for the air separation unit (ASU) to produce oxygen as a gasification agent is large, which reduces the efficiency of the power plant. Therefore, air blown is more efficient in the case of an integrated coal gasification combined cycle (IGCC) for power generation.
- IGCC integrated coal gasification combined cycle
- the gas purification facility 12 includes a gas-gas heater 121 , a water washing tower 122 , a COS converter 123 , and a desulfurization device 124 .
- the synthesis gas generated in the gasification facility 11 is mainly composed of CO and H2 , but also contains impurities such as nitrogen compounds ( NH3 ) and sulfur compounds ( H2S and COS), which are removed in the gas purification facility 12.
- impurities such as nitrogen compounds ( NH3 ) and sulfur compounds ( H2S and COS)
- the sulfur compounds in the synthesis gas are mainly H2S (hydrogen sulfide) and COS (carbonyl sulfide)
- COS is converted to H2S by a catalytic reaction in the COS converter 123 so that it can be absorbed in an amine aqueous solution.
- the desulfurization device 124 the synthesis gas is passed through an amine aqueous solution to absorb the H2S and remove the sulfur.
- H 2 O water vapor
- a catalyst such as a transition metal oxide such as iron oxide (Fe 3 O 4 (magnetite)) or platinum
- H 2 O water vapor
- the mixed gas containing CO 2 , H 2 and water vapor generated in the shift reaction equipment 13 has a temperature of about 200 to 350°C and a pressure of about 2.5 to 3.5 MPaG.
- the mixed gas is introduced into the pressure swing adsorption type CO 2 separation and capture equipment 16 in a high-temperature and high-pressure state without being subjected to cooling and pressure reduction operations.
- the pressure swing adsorption CO 2 separation and capture equipment 16 includes a pressure swing adsorption CO 2 separation device.
- This pressure swing adsorption CO 2 separation device has an adsorption tower filled with the carbon dioxide adsorbent described above.
- the pressure of the CO 2 extracted from the pressure swing adsorption type CO 2 separation and capture equipment 16 to be supplied to the next process in which the CO 2 is utilized or transported is not particularly limited, but is preferably set to 0.5 to 1.0 MPaG.
- the carbon dioxide capture and storage plant of this embodiment may further include a CO2 liquefaction facility 17 that liquefies the CO2 derived from the pressure swing adsorption CO2 separation and capture facility 16.
- a CO2 liquefaction facility 17 that liquefies the CO2 derived from the pressure swing adsorption CO2 separation and capture facility 16.
- the H2- rich gas separated in the pressure swing adsorption CO2 separation and capture equipment 16 is partially used in the shift reaction equipment 13, and the rest is heated to 300 to 350°C by heat generated in the shift reaction equipment 13, and then supplied to the combined cycle power generation equipment 14, and used as the driving force for the gas turbine 141, and the heat is recovered to the maximum extent in the heat recovery boiler 142 (HRSG: Heat Recovery Steam Generator). This heat is recovered as steam and becomes the power source for the steam turbine 143.
- the exhaust gas from the heat recovery boiler 142 is discharged from the chimney 15.
- the pressure of the CO2 extracted from the pressure swing adsorption CO2 separation and capture equipment 16 that is supplied to the next process in which the CO2 is utilized or transported is set to 0.5 to 1.0 MPaG, so that the CO2 can be supplied to the next process without being further compressed, making it possible to omit part of the compression process.
- Example 1 The manufacturing procedure for the support mesoporous alumina (121_MAl) is shown in FIG. 3, and the manufacturing procedure for the support mesoporous alumina (121_MAl_3) carrying Cs 2 CO 3 is shown in FIG.
- Pore volume per 1 g of MPA: 0.05553/0.4003 0.1387 cm 3 /g
- Reduction in pore volume per MPA: 0.2789-0.1387 0.1402 cm 3 /g
- the decrease in pore volume is due to the loading of Cs2CO3 , and based on the density of Cs2CO3 being 4.072 g/ cm3
- per 1 g of MPA (intrapore Cs2CO3 ) is 1.752 mmol; (external pore Cs2CO3 ) is 2.846 mmol; per 1 g of adsorbent, ( intrapore Cs2CO3 ) is 0.
- the CO2 adsorption amount of 121_MAl_3 was measured using a PSA apparatus.
- the CO2 adsorption isotherm per gram of adsorbent for the 121_MAl_3 sample is shown in Figure 5.
- the plot of the adsorption isotherm is shown as a solid line.
- Run 19 was the first measurement performed with an adsorption time of 600 seconds, but the result showed that the amount of adsorption was not very large. Therefore, the adsorption time was extended to 3600 seconds, and the amount of adsorption increased (Run 20). After that, the adsorption time was returned to 600 seconds and measurements were taken in the areas with low CO2 partial pressure (Runs 21 and 22). The results showed that the amount of adsorption was greater than that of Run 19, which had a high CO2 partial pressure at the same 600 seconds.
- the adsorption amount was measured again at an adsorption time of 600 seconds and a CO2 partial pressure of 1 MPaG, and was found to be the same as that in Run 20 where the adsorption time was 3600 seconds (Run 24). From this result, it is possible that the sample was changed by being exposed to the high-temperature steam in the adsorption gas.
- the reason for the increase in the adsorption amount is that Cs2CO3 , which was supported outside the pores, was taken into the pores and began to contribute to adsorption. It is also possible that aluminum, a constituent element of the alumina support, was added to the supported compound by heat treatment and steam treatment, improving the performance of the adsorbent.
- a large change in adsorption amount of 0.5 mol/kg is obtained with a narrow pressure change of 0.8 MPaG upper limit and 0.6 MPaG lower limit.
- An S-shaped adsorption isotherm that obtains a large change in adsorption amount with a small pressure change is ideal, but this was previously impossible.
- the CO2 partial pressure on the horizontal axis is gauge pressure (MPaG).
- the adsorption amount measured under the same conditions as Run 24 except without water vapor was about 0.2 mmol per 1 g of adsorbent, and the adsorption amount was significantly lower when there was no water vapor than when there was water vapor (Run 24).
- Table 1 shows the amount of Cs 2 CO 3 adsorbed per gram of MPA in Runs 19 and 20 and the amount of Cs 2 CO 3 inside and outside the pores of the samples.
- the pore diameter, pore volume, and BET specific surface area of 122_MAl and 122_MAl_1 are shown in Table 2.
- the pore volume in Table 2 is the value per gram of adsorbent.
- Example 3 A comparison of CO 2 adsorption performance was carried out using an alumina carrier having pores (with pores) and an alumina carrier without pores (without pores) as the carrier.
- the alumina carriers having the characteristics shown in Table 3 were used, and PSA measurements were carried out in the same manner as in Experimental Example 1.
- the PSA measurement results are shown in FIG.
- the alumina carrier with pores (with pores) and the alumina carrier without pores (without pores) showed almost the same CO2 adsorption performance at the maximum adsorption amount.
- the dependence of the CO2 adsorption amount on the CO2 partial pressure changed depending on the presence or absence of pores.
- Cesium carbonate is thought to adsorb CO2 through the following reaction: Cs2CO3 + H2O + CO2 ⁇ 2CsHCO3 Since 1 g of cesium carbonate is 3069 ⁇ mol, the reaction rate of Cs 2 CO 3 in Run 1 was 59%.
- FIG. 9 shows the XRD measurement results of the adsorbent before the PSA measurement
- FIG. 10 shows the XRD measurement results after the PSA measurement.
- Cs2CO3 showed different peaks before and after PSA measurement.
- Cs2CO3 cesium carbonate
- the gas was adsorbed at a total pressure of 3.0 MPaG for 600 seconds at a temperature of 200°C, and then the total pressure was reduced to 0.3 MPaG, and the amount of CO2 desorbed from the adsorbent was quantified. This operation was repeated 12 times to determine the amount of adsorption per 1 g of adsorbent, and the results shown in Table 4 were obtained. From this result, it was found that cesium carbonate itself had a sufficient amount of adsorption.
- CsHCO 3 cesium hydrogen carbonate
- Gasification equipment 12 Gas purification equipment 121: Gas gas heater 122: Water washing tower 123: COS converter 124: Desulfurization equipment 13: Shift reaction equipment 14: Combined cycle power generation equipment 141: Gas turbine 142: Exhaust heat recovery boiler 143: Steam turbine 15: Chimney 16: Pressure swing adsorption type CO2 separation and recovery equipment 17: CO2 liquefaction equipment 20: Compressor
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Abstract
担体にリチウム、ルビジウム及びセシウムからなる群から選択される少なくとも１種のアルカリ金属元素が担持された二酸化炭素吸着剤が提供される。この二酸化炭素吸着剤は、炭化水素ガス化プロセスにおける高温型圧力スイングＣＯ２分離プロセスで用いることができる。
Description
本発明は、二酸化炭素吸着剤、二酸化炭素吸着剤の使用、二酸化炭素分離方法、二酸化炭素回収・貯留プラント、及び二酸化炭素回収・貯留方法に関する。
本願は、２０２２年１０月１３日に、日本に出願された特願２０２２－１６４６３９号に基づき優先権を主張し、その内容をここに援用する。
本願は、２０２２年１０月１３日に、日本に出願された特願２０２２－１６４６３９号に基づき優先権を主張し、その内容をここに援用する。
地球温暖化の進行に伴い、二酸化炭素（ＣＯ２）の排出量の削減が急務となっている。その対処法として再生可能エネルギーの利用等が検討されているが、コストや発電効率などの点から全てのエネルギーをこれらのエネルギーのみでまかなうことは現状、困難な状況にある。
ＣＯ２排出量の削減が期待されるエネルギー供給方法として炭化水素燃料からのＣＯ２分離回収を伴う発電、ならびに炭化水素からのＣＯ２分離回収を伴う水素製造（ブルー水素）がある。いずれも炭化水素をガス化し発生する一酸化炭素（ＣＯ）及び水素（Ｈ２）を含有する可燃性ガスを用いるものであり、ＣＯ２を回収・貯留するＣＣＳ（Ｃａｒｂｏｎ Ｄｉｏｘｉｄｅ Ｃａｐｔｕｒｅ ａｎｄ Ｓｔｏｒａｇｅ）と組み合わせることで、ＣＯ２排出量を削減しつつエネルギー供給が可能となる。
ＣＯ２の分離回収方法の１つにアミン水溶液のような吸収液を用いる方法があるが、吸収液から回収する際に化学的に結合したＣＯ２を解離するだけの熱エネルギーを必要とする。そのため、より低エネルギーで行うことのできる分離回収技術が求められている。
ＣＯ２排出量の削減が期待されるエネルギー供給方法として炭化水素燃料からのＣＯ２分離回収を伴う発電、ならびに炭化水素からのＣＯ２分離回収を伴う水素製造（ブルー水素）がある。いずれも炭化水素をガス化し発生する一酸化炭素（ＣＯ）及び水素（Ｈ２）を含有する可燃性ガスを用いるものであり、ＣＯ２を回収・貯留するＣＣＳ（Ｃａｒｂｏｎ Ｄｉｏｘｉｄｅ Ｃａｐｔｕｒｅ ａｎｄ Ｓｔｏｒａｇｅ）と組み合わせることで、ＣＯ２排出量を削減しつつエネルギー供給が可能となる。
ＣＯ２の分離回収方法の１つにアミン水溶液のような吸収液を用いる方法があるが、吸収液から回収する際に化学的に結合したＣＯ２を解離するだけの熱エネルギーを必要とする。そのため、より低エネルギーで行うことのできる分離回収技術が求められている。
特許文献１には、省エネルギー及び経済性に優れ、ＰＳＡ法により高濃度の二酸化炭素を高い処理能力で回収可能な二酸化炭素の回収技術として、圧力変動による吸着剤に対する二酸化炭素の吸着及び脱着を利用してガスから二酸化炭素を分離する分離装置を有する二酸化炭素の回収装置、並びに圧力変動による吸着剤に対する二酸化炭素の吸着及び脱着を利用してガスから二酸化炭素を分離する分離処理を有する二酸化炭素の回収方法が記載されている。
特許文献２には、水素流から軽質炭化水素を除去するための圧力スイング吸着法が記載されている。この圧力スイング吸着法は、（ａ）二酸化炭素及び炭化水素を含む供給流を、前記供給流中の二酸化炭素の少なくとも一部分を吸着するのに充分な温度及び吸着圧力の吸着ゾーンにおいて、金属有機骨格構造体（ＭＯＦ）材料を含む吸着剤の上に通し、そしてそれによって、前記吸着剤がその吸着容量に実質的に達するまでの時間、前記供給流を前記吸着剤の上に通し続けて、二酸化炭素含量が低下した流出物炭化水素流を生成させる工程、（ｂ）前記吸着ゾーンの圧力を、前記二酸化炭素の少なくとも一部分を前記吸着ゾーンから脱着させるのに充分な時間、充分な脱着圧力まで低下させ、そして、二酸化炭素含量に富む脱着流出物流を取り出す工程、及び、前記吸着ゾーンを前記吸着圧力まで再加圧し、そして工程（ａ）及び（ｂ）を繰り返す工程を含む。
特許文献３には、空孔内に２Ｋ２ＣＯ３・３Ｈ２Ｏを担持して乾燥させた多孔質物質に，水蒸気と二酸化炭素とを含むガスを通過させることを特徴とする二酸化炭素の回収方法が記載されている。
特許文献４には、二酸化炭素を含有するガスから二酸化炭素を吸着・分離するための二酸化炭素吸着剤において、この二酸化炭素吸着剤の担体がメソポーラスシリカで形成され、この担体にＭｇ、Ｃａ、Ｓｒ、Ｂａ、Ｙ及びＬａの群から選択される少なくとも一種類の元素が担持されていることを特徴とする二酸化炭素吸着剤が記載されている。
炭化水素燃料からのエネルギー供給時にＣＯ２を回収する場合、発生した可燃性ガス（Ｈ２、ＣＯ）を水性シフト反応によってＣＯ２及びＨ２とし、ＣＯ２を回収する。シフト反応後のガスは高温・高圧であることから、高温で圧力を変えることにより吸着・脱離する高温型圧力スイングＣＯ２吸着剤が有利であると考えられる。圧力スイング吸着剤の他に温度スイング吸着剤もあるが、ＣＯ２を脱離させる際に加熱によりエネルギーを消費することになる。一方、炭化水素のガス化プロセスにおいてＣＯ２分離を行うガスは高圧であるため、圧力スイング吸着剤を用いる際にＣＯ２を吸着させるために新たに加圧する必要がないことから低エネルギーで吸着・脱離を行うことができると考えられる。
本発明は、炭化水素ガス化プロセスにおいて高温型圧力スイングＣＯ２分離プロセスで用いることができる二酸化炭素吸着剤を提供することを課題とする。
［１］ 担体にリチウム、ルビジウム及びセシウムからなる群から選択される少なくとも１種のアルカリ金属元素が担持された二酸化炭素吸着剤。
［２］ 前記担体に、リチウム、ルビジウム及びセシウム以外のアルカリ金属元素、アルカリ土類金属元素、並びに遷移金属元素からなる群から選択される少なくとも１種の金属元素がさらに担持されている、［１］に記載の二酸化炭素吸着剤。
［３］ 前記担体に、リチウム、ルビジウム及びセシウム以外のアルカリ金属元素、アルカリ土類金属元素、１３族金属元素、並びに遷移金属元素からなる群から選択される少なくとも１種の金属元素が含有されている、［１］又は［２］に記載の二酸化炭素吸着剤。
［４］ 前記担体がメソポーラス材料で形成された担体である、［１］～［３］のいずれかに記載の二酸化炭素吸着剤。
ただし、メソポーラス材料は、直径２～５０ｎｍの細孔を有する多孔質材料である。
［５］ 前記メソポーラス材料がメソポーラスアルミナである、［４］に記載の二酸化炭素吸着剤。
［６］ 前記メソポーラス材料がメソポーラスシリカである、［４］に記載の二酸化炭素吸着剤。
［７］ 前記担体がメソポーラス材料ではない金属含有材料である、［１］～［３］のいずれかに記載の二酸化炭素吸着剤。
［８］ 前記担体が少なくとも一部にベーマイトを含有するアルミニウム含有材料である、［１］～［３］のいずれかに記載の二酸化炭素吸着剤。
［９］ アルカリ金属の炭酸塩類を３５質量％以上含む金属含有材料からなる二酸化炭素吸着剤。
ただし、炭酸塩類は、炭酸塩、炭酸水素塩、又は炭酸イオンと炭酸水素イオンの片方若しくは両方を含む化合物を意味する。
［１０］ 前記アルカリ金属がセシウム、ルビジウム、及びナトリウムからなる群から選択される少なくとも１種である、［９］に記載の二酸化炭素吸着剤。
［１１］ 前記アルカリ金属が、セシウム及びルビジウムからなる群から選択される少なくとも１種と、リチウム、ナトリウム、及びカリウムからなる群から選択される少なくとも１種とを含む、［９］に記載の二酸化炭素吸着剤。
［１２］ アルカリ金属の炭酸塩類の二酸化炭素吸着剤としての使用。
［１３］ 二酸化炭素及び水を含有するガスから二酸化炭素を分離・吸着するための、［１］～［１１］のいずれかに記載の二酸化炭素吸着剤。
［１４］ 圧力スイング吸着法に用いる二酸化炭素吸着剤である、［１］～［１１］のいずれかに記載の二酸化炭素吸着剤。
［１５］ ８０℃以上で二酸化炭素の吸着及び脱離が行われる、［１４］に記載の二酸化炭素吸着剤。
［１６］ 圧力スイング吸着法における［１］～［１１］のいずれかに記載の二酸化炭素吸着剤の使用。
［１７］ ８０℃以上で二酸化炭素の吸着及び脱離を行う、［１６］に記載の使用。
［１８］ 二酸化炭素及び水蒸気を含む混合ガスから二酸化炭素を分離する圧力スイング吸着法において、水蒸気を相対圧０．１０以上含むガスを、二酸化炭素吸着剤が充填された吸着塔に導入する、二酸化炭素分離方法。
［１９］ 全圧１ＭＰａ以上、水蒸気１０体積％以上、温度１００℃以上の高温高圧水蒸気共存条件で二酸化炭素吸着剤に二酸化炭素を吸着させる、二酸化炭素分離方法。
［２０］ 水蒸気の存在により二酸化炭素吸着量が増大する特徴をもつ二酸化炭素吸着剤を用いる、［１８］に記載の二酸化炭素分離方法。
［２１］ 水蒸気の存在により二酸化炭素吸着量が増大する特徴をもつ二酸化炭素吸着材を用いる、［１９］に記載の二酸化炭素分離方法。
［２２］ 水蒸気の存在により二酸化炭素吸着量が増大する特徴をもつ二酸化炭素吸着剤として［１］～［１１］のいずれかに記載の二酸化炭素吸着剤を用いる、［２０］に記載の二酸化炭素分離方法。
［２３］ 前記水蒸気の存在により二酸化炭素吸着量が増大する特徴をもつ二酸化炭素吸着剤として［１］～［１１］のいずれかに記載の二酸化炭素吸着剤を用いる、［２１］に記載の二酸化炭素分離方法。
［２４］ 炭化水素燃料をガス化して一酸化炭素及び水素を含む合成ガスを生成するガス化設備と、
前記合成ガスを精製するガス精製設備と、
精製された前記合成ガスを水性ガスシフト反応に供して二酸化炭素、水素及び水を含む混合ガスを得るシフト反応設備と、
前記混合ガスから二酸化炭素と、水素及び水を含む水素リッチガスと、を分離する、圧力変動吸着式二酸化炭素分離回収設備と、を備え、
前記圧力変動吸着式二酸化炭素分離回収設備において、［１８］～［２３］のいずれかに記載の二酸化炭素分離方法を実施する、
二酸化炭素回収・貯留プラント。
［２５］ 前記圧力変動吸着式二酸化炭素分離回収設備から導出された二酸化炭素を利用又は輸送する次工程に供給する二酸化炭素の圧力が０．５～１．０ＭＰａＧである、［２４］に記載の二酸化炭素回収・貯留プラント。
［２６］ 前記シフト反応設備から前記圧力変動吸着式二酸化炭素分離回収設備に供給される前記混合ガスの温度が１５０～３５０℃であり、圧力が２．５～８．０ＭＰａＧである、［２４］又は［２５］に記載の二酸化炭素回収・貯留プラント。
［２７］ さらにガスタービン・コンバインドサイクル発電設備を備え、
前記混合ガスから分離された水素が前記ガスタービン・コンバインドサイクル発電設備に供給される、［２４］～［２６］のいずれかに記載の二酸化炭素回収・貯留プラント。
［２８］ ［２４］～［２７］のいずれかに記載の二酸化炭素回収・貯留プラントを用いる、二酸化炭素回収・貯留方法。
［２９］ 炭化水素燃料をガス化して一酸化炭素及び水素を含む合成ガスを生成するガス化設備と、
前記合成ガスを精製するガス精製設備と、
精製された前記合成ガスを水性ガスシフト反応に供して二酸化炭素、水素及び水を含む混合ガスを得るシフト反応設備と、
前記混合ガスから二酸化炭素と、水素及び水を含む水素リッチガスと、を分離する、圧力変動吸着式二酸化炭素分離回収設備と、を備え、
前記圧力変動吸着式二酸化炭素分離回収設備が、［１］～［１１］のいずれかに記載の二酸化炭素吸着剤を充填した吸着塔を有する、
二酸化炭素回収・貯留プラント。
［３０］前記圧力変動吸着式二酸化炭素分離回収設備から導出された二酸化炭素を利用又は輸送する次工程に供給する二酸化炭素の圧力が０．５～１．０ＭＰａＧである、［２９］に記載の二酸化炭素回収・貯留プラント。
［３１］ 前記シフト反応設備から前記圧力変動吸着式二酸化炭素分離回収設備に供給される前記混合ガスの温度が１５０～３５０℃であり、圧力が２．５～８．０ＭＰａＧである、［２９］又は［３０］に記載の二酸化炭素回収・貯留プラント。
［３２］ さらにガスタービン・コンバインドサイクル発電設備を備え、
前記混合ガスから分離された水素が前記ガスタービン・コンバインドサイクル発電設備に供給される、［２９］～［３１］のいずれかに記載の二酸化炭素回収・貯留プラント。
［３３］ ［２９］～［３２］のいずれかに記載の二酸化炭素回収・貯留プラントを用いる、二酸化炭素回収・貯留方法。
［２］ 前記担体に、リチウム、ルビジウム及びセシウム以外のアルカリ金属元素、アルカリ土類金属元素、並びに遷移金属元素からなる群から選択される少なくとも１種の金属元素がさらに担持されている、［１］に記載の二酸化炭素吸着剤。
［３］ 前記担体に、リチウム、ルビジウム及びセシウム以外のアルカリ金属元素、アルカリ土類金属元素、１３族金属元素、並びに遷移金属元素からなる群から選択される少なくとも１種の金属元素が含有されている、［１］又は［２］に記載の二酸化炭素吸着剤。
［４］ 前記担体がメソポーラス材料で形成された担体である、［１］～［３］のいずれかに記載の二酸化炭素吸着剤。
ただし、メソポーラス材料は、直径２～５０ｎｍの細孔を有する多孔質材料である。
［５］ 前記メソポーラス材料がメソポーラスアルミナである、［４］に記載の二酸化炭素吸着剤。
［６］ 前記メソポーラス材料がメソポーラスシリカである、［４］に記載の二酸化炭素吸着剤。
［７］ 前記担体がメソポーラス材料ではない金属含有材料である、［１］～［３］のいずれかに記載の二酸化炭素吸着剤。
［８］ 前記担体が少なくとも一部にベーマイトを含有するアルミニウム含有材料である、［１］～［３］のいずれかに記載の二酸化炭素吸着剤。
［９］ アルカリ金属の炭酸塩類を３５質量％以上含む金属含有材料からなる二酸化炭素吸着剤。
ただし、炭酸塩類は、炭酸塩、炭酸水素塩、又は炭酸イオンと炭酸水素イオンの片方若しくは両方を含む化合物を意味する。
［１０］ 前記アルカリ金属がセシウム、ルビジウム、及びナトリウムからなる群から選択される少なくとも１種である、［９］に記載の二酸化炭素吸着剤。
［１１］ 前記アルカリ金属が、セシウム及びルビジウムからなる群から選択される少なくとも１種と、リチウム、ナトリウム、及びカリウムからなる群から選択される少なくとも１種とを含む、［９］に記載の二酸化炭素吸着剤。
［１２］ アルカリ金属の炭酸塩類の二酸化炭素吸着剤としての使用。
［１３］ 二酸化炭素及び水を含有するガスから二酸化炭素を分離・吸着するための、［１］～［１１］のいずれかに記載の二酸化炭素吸着剤。
［１４］ 圧力スイング吸着法に用いる二酸化炭素吸着剤である、［１］～［１１］のいずれかに記載の二酸化炭素吸着剤。
［１５］ ８０℃以上で二酸化炭素の吸着及び脱離が行われる、［１４］に記載の二酸化炭素吸着剤。
［１６］ 圧力スイング吸着法における［１］～［１１］のいずれかに記載の二酸化炭素吸着剤の使用。
［１７］ ８０℃以上で二酸化炭素の吸着及び脱離を行う、［１６］に記載の使用。
［１８］ 二酸化炭素及び水蒸気を含む混合ガスから二酸化炭素を分離する圧力スイング吸着法において、水蒸気を相対圧０．１０以上含むガスを、二酸化炭素吸着剤が充填された吸着塔に導入する、二酸化炭素分離方法。
［１９］ 全圧１ＭＰａ以上、水蒸気１０体積％以上、温度１００℃以上の高温高圧水蒸気共存条件で二酸化炭素吸着剤に二酸化炭素を吸着させる、二酸化炭素分離方法。
［２０］ 水蒸気の存在により二酸化炭素吸着量が増大する特徴をもつ二酸化炭素吸着剤を用いる、［１８］に記載の二酸化炭素分離方法。
［２１］ 水蒸気の存在により二酸化炭素吸着量が増大する特徴をもつ二酸化炭素吸着材を用いる、［１９］に記載の二酸化炭素分離方法。
［２２］ 水蒸気の存在により二酸化炭素吸着量が増大する特徴をもつ二酸化炭素吸着剤として［１］～［１１］のいずれかに記載の二酸化炭素吸着剤を用いる、［２０］に記載の二酸化炭素分離方法。
［２３］ 前記水蒸気の存在により二酸化炭素吸着量が増大する特徴をもつ二酸化炭素吸着剤として［１］～［１１］のいずれかに記載の二酸化炭素吸着剤を用いる、［２１］に記載の二酸化炭素分離方法。
［２４］ 炭化水素燃料をガス化して一酸化炭素及び水素を含む合成ガスを生成するガス化設備と、
前記合成ガスを精製するガス精製設備と、
精製された前記合成ガスを水性ガスシフト反応に供して二酸化炭素、水素及び水を含む混合ガスを得るシフト反応設備と、
前記混合ガスから二酸化炭素と、水素及び水を含む水素リッチガスと、を分離する、圧力変動吸着式二酸化炭素分離回収設備と、を備え、
前記圧力変動吸着式二酸化炭素分離回収設備において、［１８］～［２３］のいずれかに記載の二酸化炭素分離方法を実施する、
二酸化炭素回収・貯留プラント。
［２５］ 前記圧力変動吸着式二酸化炭素分離回収設備から導出された二酸化炭素を利用又は輸送する次工程に供給する二酸化炭素の圧力が０．５～１．０ＭＰａＧである、［２４］に記載の二酸化炭素回収・貯留プラント。
［２６］ 前記シフト反応設備から前記圧力変動吸着式二酸化炭素分離回収設備に供給される前記混合ガスの温度が１５０～３５０℃であり、圧力が２．５～８．０ＭＰａＧである、［２４］又は［２５］に記載の二酸化炭素回収・貯留プラント。
［２７］ さらにガスタービン・コンバインドサイクル発電設備を備え、
前記混合ガスから分離された水素が前記ガスタービン・コンバインドサイクル発電設備に供給される、［２４］～［２６］のいずれかに記載の二酸化炭素回収・貯留プラント。
［２８］ ［２４］～［２７］のいずれかに記載の二酸化炭素回収・貯留プラントを用いる、二酸化炭素回収・貯留方法。
［２９］ 炭化水素燃料をガス化して一酸化炭素及び水素を含む合成ガスを生成するガス化設備と、
前記合成ガスを精製するガス精製設備と、
精製された前記合成ガスを水性ガスシフト反応に供して二酸化炭素、水素及び水を含む混合ガスを得るシフト反応設備と、
前記混合ガスから二酸化炭素と、水素及び水を含む水素リッチガスと、を分離する、圧力変動吸着式二酸化炭素分離回収設備と、を備え、
前記圧力変動吸着式二酸化炭素分離回収設備が、［１］～［１１］のいずれかに記載の二酸化炭素吸着剤を充填した吸着塔を有する、
二酸化炭素回収・貯留プラント。
［３０］前記圧力変動吸着式二酸化炭素分離回収設備から導出された二酸化炭素を利用又は輸送する次工程に供給する二酸化炭素の圧力が０．５～１．０ＭＰａＧである、［２９］に記載の二酸化炭素回収・貯留プラント。
［３１］ 前記シフト反応設備から前記圧力変動吸着式二酸化炭素分離回収設備に供給される前記混合ガスの温度が１５０～３５０℃であり、圧力が２．５～８．０ＭＰａＧである、［２９］又は［３０］に記載の二酸化炭素回収・貯留プラント。
［３２］ さらにガスタービン・コンバインドサイクル発電設備を備え、
前記混合ガスから分離された水素が前記ガスタービン・コンバインドサイクル発電設備に供給される、［２９］～［３１］のいずれかに記載の二酸化炭素回収・貯留プラント。
［３３］ ［２９］～［３２］のいずれかに記載の二酸化炭素回収・貯留プラントを用いる、二酸化炭素回収・貯留方法。
本発明によれば、炭化水素ガス化プロセスにおける高温型圧力スイングＣＯ２分離プロセスで用いることができる二酸化炭素吸着剤を提供できる。
さらに、本発明によれば、上記二酸化炭素吸着剤を用いる二酸化炭素回収・貯留プラント及び二酸化炭素回収・貯留方法を提供できる。
さらに、本発明によれば、上記二酸化炭素吸着剤を用いる二酸化炭素回収・貯留プラント及び二酸化炭素回収・貯留方法を提供できる。
以下では本発明の実施形態について詳細に説明する。ただし、本発明は後述する実施形態に限定されるものではなく、本発明の要旨を逸脱しない限り種々の変形が可能である。
本発明において、「～」を用いて数値範囲を示す場合、その数値範囲は両端の値を含む。
［二酸化炭素吸着剤］
<第一の実施形態＞
本発明の第一の実施形態の二酸化炭素吸着剤（以下「ＣＯ２吸着剤」ともいう。）は、担体にリチウム（Ｌｉ）、ルビジウム（Ｒｂ）及びセシウム（Ｃｓ）からなる群から選択される少なくとも１種のアルカリ金属元素（以下「第一のアルカリ金属元素」という場合がある。）が担持されている。
<第一の実施形態＞
本発明の第一の実施形態の二酸化炭素吸着剤（以下「ＣＯ２吸着剤」ともいう。）は、担体にリチウム（Ｌｉ）、ルビジウム（Ｒｂ）及びセシウム（Ｃｓ）からなる群から選択される少なくとも１種のアルカリ金属元素（以下「第一のアルカリ金属元素」という場合がある。）が担持されている。
アルカリ金属元素は周期表（https://iupac.org/what-we-do/periodic-table-of-elements/）において第１族に属する金属元素をいい、具体的にはリチウム（Ｌｉ）、ナトリウム（Ｎａ）、カリウム（Ｋ）、ルビジウム（Ｒｂ）、セシウム（Ｃｓ）、及びフランシウム（Ｆｒ）である。
前記第一のアルカリ金属元素は、単体であってもよいし、化合物であってもよい。
前記第一のアルカリ金属元素の化合物としては、炭酸塩、クエン酸塩、酢酸塩、硝酸塩、硫酸塩、塩化物、酸化物、及び超酸化物が例示され、これらの化合物からなる群から選択される少なくとも１種が好ましく、炭酸塩がより好ましい。
また、前記第一のアルカリ金属元素は、第一のアルカリ金属元素どうしの合金であってもよいし、第一のアルカリ金属元素と後述する第一のアルカリ金属元素との合金であってもよい。
前記第一のアルカリ金属元素の化合物としては、炭酸塩、クエン酸塩、酢酸塩、硝酸塩、硫酸塩、塩化物、酸化物、及び超酸化物が例示され、これらの化合物からなる群から選択される少なくとも１種が好ましく、炭酸塩がより好ましい。
また、前記第一のアルカリ金属元素は、第一のアルカリ金属元素どうしの合金であってもよいし、第一のアルカリ金属元素と後述する第一のアルカリ金属元素との合金であってもよい。
本実施形態のＣＯ２吸着剤は、前記第一のアルカリ金属元素以外に、さらに、第一のアルカリ金属元素以外のアルカリ金属元素（以下「第二のアルカリ金属元素」ともいう。）、アルカリ土類金属元素及び遷移金属元素からなる群から選択される少なくとも１種の金属元素（以下「第一のアルカリ金属以外の金属元素」ともいう。）が前記担体に担持されていてもよい。
また、本実施形態のＣＯ２吸着剤は、リチウム、ルビジウム及びセシウム以外のアルカリ金属元素、アルカリ土類金属元素、１３族金属元素、並びに遷移金属元素からなる群から選択される少なくとも１種の金属元素が前記担体に含有されていてもよい。
上述した金属元素は、その元素を含む化合物を原料として吸着剤製造時に添加する方法でもよいが、あらかじめ担体を構成する元素として担体に含ませておく方法も有効である。例えばアルミニウムを添加するために、担体としてアルミニウムを含む担体を使用し、加熱処理、水蒸気処理、あるいは実使用条件下での加熱水蒸気処理などにより、吸着剤の性能に有効ならしめる方法も可能である。
前記第二のアルカリ金属元素は、周期表（上記）において第１族に属する金属元素のうちリチウム（Ｌｉ）、ルビジウム（Ｒｂ）、及びセシウム（Ｃｓ）以外の金属元素であり、具体的にはナトリウム（Ｎａ）、カリウム（Ｋ）、及びフランシウム（Ｆｒ）である。 前記第二のアルカリ金属元素としては、ナトリウム（Ｎａ）及びカリウム（Ｋ）からなる群から選択される少なくとも１種が好ましく、ナトリウムがより好ましい。
前記アルカリ土類金属元素は、周期表（上記）で第２族に属する元素であり、具体的にはベリリウム（Ｂｅ）、マグネシウム（Ｍｇ）、カルシウム（Ｃａ）、ストロンチウム（Ｓｒ）、バリウム（Ｂａ）、及びラジウム（Ｒａ）である。
前記アルカリ土類金属元素としては、マグネシウム（Ｍｇ）、カルシウム（Ｃａ）、ストロンチウム（Ｓｒ）、及びバリウム（Ｂａ）からなる群から選択される少なくとも１種が好ましい。前記アルカリ土類金属元素は、１種を単独で、又は２種以上を組みわせて、用いることができる。
前記アルカリ土類金属元素としては、マグネシウム（Ｍｇ）、カルシウム（Ｃａ）、ストロンチウム（Ｓｒ）、及びバリウム（Ｂａ）からなる群から選択される少なくとも１種が好ましい。前記アルカリ土類金属元素は、１種を単独で、又は２種以上を組みわせて、用いることができる。
前記１３族金属元素は、周期表（上記）で第１３族に属する元素のうち単体の物質が金属的性質（例えば金属光沢がある、電気や熱の伝導性に優れる、陽イオンになりやすい）を持つ元素であり、具体的にはアルミニウム（Ａｌ）、ガリウム（Ｇａ）、インジウム（Ｉｎ）、及びタリウム（Ｔｌ）等である。
前記遷移金属元素は、周期表（上記）で第３族から第１２族に属する元素であり、具体的にはスカンジウム（Ｓｃ）、チタン（Ｔｉ）、バナジウム（Ｖ）、クロム（Ｃｒ）、マンガン（Ｍｎ）、鉄（Ｆｅ）、コバルト（Ｃｏ）、ニッケル（Ｎｉ）、銅（Ｃｕ）、亜鉛（Ｚｎ）、イットリウム（Ｙ）、ジルコニウム（Ｚｒ）、ニオブ（Ｎｂ）、モリブデン（Ｍｏ）、テクネチウム（Ｔｃ）、ルテニウム（Ｒｕ）、ロジウム（Ｒｈ）、パラジウム（Ｐｄ）、銀（Ａｇ）、カドミウム（Ｃｄ）、ランタノイド、ハフニウム（Ｈｆ）、タンタル（Ｔａ）、タングステン（Ｗ）、レニウム（Ｒｅ）、オスミウム（Ｏｓ）、イリジウム（Ｉｒ）、白金（Ｐｔ）、金（Ａｕ）、及び水銀（Ｈｇ）等である。
前記遷移金属元素としては、スカンジウム（Ｓｃ）、イットリウム（Ｙ）、周期表第４周期の遷移金属（いわゆる３ｄ遷移金属）、その中でもマンガン（Ｍｎ）、鉄（Ｆｅ），コバルト（Ｃｏ）、ニッケル（Ｎｉ）、亜鉛（Ｚｎ）、及びランタノイドからなる群から選択される少なくとも１種が好ましい。前記遷移金属元素は、１種を単独で、又は２種以上を組みわせて、用いることができる。
前記遷移金属元素としては、スカンジウム（Ｓｃ）、イットリウム（Ｙ）、周期表第４周期の遷移金属（いわゆる３ｄ遷移金属）、その中でもマンガン（Ｍｎ）、鉄（Ｆｅ），コバルト（Ｃｏ）、ニッケル（Ｎｉ）、亜鉛（Ｚｎ）、及びランタノイドからなる群から選択される少なくとも１種が好ましい。前記遷移金属元素は、１種を単独で、又は２種以上を組みわせて、用いることができる。
前記ランタノイドは、原子番号５７から７１、すなわちランタンからルテニウムまでの元素であり、具体的にはランタン（Ｌａ）、セリウム（Ｃｅ）、プラセオジム（Ｐｒ）、ネオジム（Ｎｄ）、プロメチウム（Ｐｍ）、サマリウム（Ｓｍ）、ユウロピウム（Ｅｕ）、ガドリニウム（Ｇｄ）、テルビウム（Ｔｂ）、ジスプロシウム（Ｄｙ）、ホルミウム（Ｈｏ）、エルビウム（Ｅｒ）、ツリウム（Ｔｍ）、イッテルビウム（Ｙｂ）、及びルテニウム（Ｌｕ）である。
前記ランタノイドとしては、ランタン（Ｌａ）、セリウム（Ｃｅ）、ネオジム（Ｎｄ），サマリウム（Ｓｍ）、及びイッテルビウム（Ｙｂ）からなる群から選択される少なくとも１種が好ましい。前記ランタノイドは、１種を単独で、又は２種以上を組みわせて、用いることができる。
前記ランタノイドとしては、ランタン（Ｌａ）、セリウム（Ｃｅ）、ネオジム（Ｎｄ），サマリウム（Ｓｍ）、及びイッテルビウム（Ｙｂ）からなる群から選択される少なくとも１種が好ましい。前記ランタノイドは、１種を単独で、又は２種以上を組みわせて、用いることができる。
本実施形態のＣＯ２吸着剤において、担体に担持するアルカリ金属ほかの元素は、その表面にＣＯ２分子を吸着させるのではなく、担持した量全体がＣＯ２と化学反応を起こす。そのため、これらの元素の担持量は原理的に多い方が好ましく、吸着剤の性能に大きな影響を与える。アルカリ金属ほかの元素の担持量は、［第一のアルカリ金属元素のモル数／（第一のアルカリ金属元素及び第一のアルカリ金属元素以外の金属元素の合計モル数）］×１００が、５～１００が好ましく、２０～１００がより好ましく、４５～１００がさらに好ましい。
本実施形態のＣＯ２吸着剤において、担体に担持するアルカリ金属元素の担持量は、特に限定されないが、アルカリ金属の担持量を対応する炭酸塩の重量で換算した場合の質量として、ＣＯ２吸着剤の総質量に対して、１５～９５質量％が好ましく、２０～９５質量％がより好ましく、２５～９０質量％がさらに好ましく、３５～９０質量％がいっそう好ましく、５０～９０質量％がよりいっそう好ましい。本実施形態のＣＯ２吸着剤がメソポーラス材料にアルカリ金属以外の金属元素を担持している場合の前記アルカリ金属以外の金属元素の担持量は、その金属元素の正味質量として、金属元素の総質量に対して、３～９５質量％が好ましく、５～６０質量％がより好ましく、８～６０質量％がさらに好ましく、１０～６０質量％がいっそう好ましい。
前記担体はメソポーラス材料で形成された担体であってもよいし、メソポーラス材料ではない金属含有材料で形成された担体であってもよい。
前記メソポーラス材料は、細孔直径が２～５０ｎｍの細孔を含む材料である。前記メソポーラス材料は、この範囲の細孔を含んでいればよく、それより大きな細孔が多量に含まれていてもよい。一般に工業触媒用に製造・使用されている触媒担体、すなわち、シリカ、アルミナ、シリカ－アルミナ、ジルコニア、チタニア等の金属酸化物からなる担体は、直径５０ｎｍ以上の細孔（「マクロ細孔」と呼ぶ。）を多量に含んでいることが一般的である。これらの工業触媒用担体も、２～５０ｎｍの細孔直径をもつ細孔の合計体積の全細孔容積に対する割合が２％以上、好ましくは５％以上、より好ましくは１０％以上、さらに好ましくは２０％以上、いっそう好ましくは３０％以上、よりいっそう好ましくは４０％以上、よりいっそう好ましくは５０％以上、よりいっそう好ましくは６０％以上、よりいっそう好ましくは７０％以上、特に好ましくは８０％以上であれば本実施形態のＣＯ２吸着剤に用いるのに好適である。
前記メソポーラス材料は、特に限定されないが、メソポーラスアルミナ又はメソポーラスシリカが好ましく、メソポーラスアルミナがより好ましい。
前記メソポーラス材料の細孔の平均細孔径は、２～５０ｎｍが好ましく、２～２０ｎｍがより好ましく、２～１０ｎｍがさらに好ましい。
ここで、平均細孔径は、窒素ガス吸着等温線をＢＪＨ法（Ｂａｒｒｅｔｔ－ Ｊｏｙｎｅｒ－Ｈａｌｅｎｄａ法）で解析して得られた値である。
ここで、平均細孔径は、窒素ガス吸着等温線をＢＪＨ法（Ｂａｒｒｅｔｔ－ Ｊｏｙｎｅｒ－Ｈａｌｅｎｄａ法）で解析して得られた値である。
前記メソポーラス材料の細孔容積は、０．０１～３．０ｃｍ３／ｇが好ましく、０．１～２．０ｃｍ３／ｇがより好ましく、０．２～１，５ｃｍ３／ｇがさらに好ましい。
ここで、細孔容積は、窒素ガス吸着法によって測定して得られる値である。
ここで、細孔容積は、窒素ガス吸着法によって測定して得られる値である。
前記メソポーラス材料の比表面積は、２０～２０００ｍ２／ｇが好ましく、５０～１５００ｍ２／ｇがより好ましく、１００～１２００ｍ２／ｇがさらに好ましい。
ここで、比表面積は、窒素ガス吸着法によって測定して得られる値である。
ここで、比表面積は、窒素ガス吸着法によって測定して得られる値である。
前記メソポーラス材料は、従来公知の方法で製造することができる。
例えばメソポーラスアルミナは、Ｐｌｕｒｏｎｉｃ Ｐ１２３のエタノール溶液と、アルミニウムイソプロポキシド（Ａｌ（Ｏ－ｉ－Ｐｒ）３）のエタノール溶液に硝酸を添加したものとを混合して、乾燥及び焼成をすることで製造できる。ただし、この製造方法に限定されるものではない。
例えばメソポーラスアルミナは、Ｐｌｕｒｏｎｉｃ Ｐ１２３のエタノール溶液と、アルミニウムイソプロポキシド（Ａｌ（Ｏ－ｉ－Ｐｒ）３）のエタノール溶液に硝酸を添加したものとを混合して、乾燥及び焼成をすることで製造できる。ただし、この製造方法に限定されるものではない。
前記メソポーラス材料ではない金属含有材料は、上述したメソポーラス材料以外の金属含有材料であり、例えば「直径２～５０ｎｍの細孔を有する多孔質材料」ではない金属含有材料である。前記金属含有材料は、金属の単体、又は酸化物、窒化物、若しくは炭化物等の化合物であり得る。
前記金属含有材料としては、例えばアルミニウム、アルミニウム合金、及び酸化アルミニウム（アルミナ）等のアルミニウム化合物などが挙げられる。
前記メソポーラス材料ではない金属含有材料としては、一部にベーマイトを含有するアルミニウム含有材料が好ましい。前記金属含有材料からなる担体としては、少なくとも一部にベーマイトを含有するアルミニウム含有材料が好ましい。前記アルミニウム含有材料としては、アルミニウム、種々のアルミニウム合金が挙げられる。ベーマイトはアルミニウム又はアルミニウム合金を高温水又は加圧水蒸気中に保持することで生成されるアルミニウム水和酸化物である。
前記担体へのセシウム等の金属元素の担持は、例えばメソポーラス材料を金属元素の塩の水溶液に浸漬した後乾燥することで行うことができる。ただし、この方法に限定されるものではない。
＜第二の実施形態＞
本発明の第二の実施形態のＣＯ２吸着剤は、アルカリ金属の化合物を３５質量％以上、好ましくは５０質量％以上含む金属含有材料からなる。
本発明の第二の実施形態のＣＯ２吸着剤は、アルカリ金属の化合物を３５質量％以上、好ましくは５０質量％以上含む金属含有材料からなる。
前記アルカリ金属は周期表（https://iupac.org/what-we-do/periodic-table-of-elements/）において第１族に属する金属元素をいい、具体的にはリチウム（Ｌｉ）、ナトリウム（Ｎａ）、カリウム（Ｋ）、ルビジウム（Ｒｂ）、セシウム（Ｃｓ）、及びフランシウム（Ｆｒ）である。
前記アルカリ金属の化合物としては、例えばアルカリ金属の炭酸塩類が挙げられる。ここで、炭酸塩類とは、炭酸塩、炭酸水素塩、又は炭酸イオンと炭酸水素イオンの片方若しくは両方を含む化合物を意味する。前記炭酸塩類は、水酸化物イオンのような他の陰イオンを含んでいてもよい。
前記アルカリ金属の炭酸塩類としては、例えば、セシウム、ルビジウム、又はナトリウムの炭酸塩類を挙げることができ、セシウム、ルビジウム、及びナトリウムの炭酸塩類からなる群から選択される少なくとも１種が好ましく、セシウム及びルビジウムの炭酸塩類からなる群から選択される少なくとも１種がより好ましく、セシウムの炭酸塩類がさらに好ましい。
前記アルカリ金属の炭酸塩類としては、例えば、セシウム、ルビジウム、又はナトリウムの炭酸塩類を挙げることができ、セシウム、ルビジウム、及びナトリウムの炭酸塩類からなる群から選択される少なくとも１種が好ましく、セシウム及びルビジウムの炭酸塩類からなる群から選択される少なくとも１種がより好ましく、セシウムの炭酸塩類がさらに好ましい。
また、前記アルカリ金属の炭酸塩類は、前記アルカリ金属として、セシウム及びルビジウムからなる群から選択される少なくとも１種と、リチウム、ナトリウム、及びカリウムからなる群から選択される少なくとも１種とを含むことが好ましい。
本発明の第二の実施形態のＣＯ２吸着剤は、第一の実施形態のＣＯ２吸着剤と異なり、担体を必要としない。
上述した本発明の第一の実施形態及び第二の実施形態のＣＯ２吸着剤は圧力スイング吸着法に用いることが好ましい。
この場合において、本実施形態のＣＯ２吸着剤のＣＯ２の吸着及び脱離の際の温度（吸着脱離温度）は、８０℃以上が好ましく、１００℃以上がより好ましく、１２０℃がさらに好ましく、１５０℃以上がいっそう好ましく、１６０℃以上がよりいっそう好ましく、１７０℃以上がよりいっそう好ましく、２００℃以上がよりいっそう好ましい。吸着脱離温度の上限は特に限定されないが、４００℃以下が好ましく、３５０℃がより好ましく、３００℃以下がさらに好ましい。
この場合において、本実施形態のＣＯ２吸着剤のＣＯ２の吸着及び脱離の際の温度（吸着脱離温度）は、８０℃以上が好ましく、１００℃以上がより好ましく、１２０℃がさらに好ましく、１５０℃以上がいっそう好ましく、１６０℃以上がよりいっそう好ましく、１７０℃以上がよりいっそう好ましく、２００℃以上がよりいっそう好ましい。吸着脱離温度の上限は特に限定されないが、４００℃以下が好ましく、３５０℃がより好ましく、３００℃以下がさらに好ましい。
＜ＣＯ２吸着・放出の推定メカニズム＞
図１は、本発明のＣＯ２吸着剤のＣＯ２吸着・放出の推定メカニズムを説明する図である。
メソポーラスアルミナにセシウムの炭酸塩（炭酸セシウム，Ｃｓ２ＣＯ３）を担持している場合を例にとって説明するが、本実施形態のＣＯ２吸着剤のＣＯ２吸着・放出のメカニズムは以下の説明に限定されるものではない。
まず、加圧下で、炭酸セシウム（Ｃｓ２ＣＯ３）を担持したメソポーラスアルミナの細孔内で、混合ガス中の水蒸気が凝縮して生成する水にＣｓ２ＣＯ３が溶解してＣｓ２ＣＯ３水溶液となる。このＣｓ２ＣＯ３水溶液に混合ガス中のＣＯ２が吸収されて、炭酸水素セシウム（ＣｓＨＣＯ３）水溶液となる。これによりＣＯ２吸着剤へのＣＯ２吸着が行われる。次に、減圧下で、ＣｓＨＣＯ３水溶液からのＨ２Ｏの蒸発により、ＣｓＨＣＯ３が析出するとともに分解し、ＣＯ２が発生する。これにより、ＣＯ２吸着剤からのＣＯ２の放出が行われる。吸着剤に担持する化合物は、吸着剤が吸着反応条件で炭酸塩類に変換される化合物であればよく、炭酸塩、炭酸水素塩、炭酸イオン又は炭酸水素イオンを含む化合物、及び水酸化物を含む。
一方，図１のような水の凝縮と蒸発を伴わず、炭酸塩類が固体のままＣＯ２の吸着（あるいは吸収）と脱離を起こしているメカニズムもあり得る。
図１は、本発明のＣＯ２吸着剤のＣＯ２吸着・放出の推定メカニズムを説明する図である。
メソポーラスアルミナにセシウムの炭酸塩（炭酸セシウム，Ｃｓ２ＣＯ３）を担持している場合を例にとって説明するが、本実施形態のＣＯ２吸着剤のＣＯ２吸着・放出のメカニズムは以下の説明に限定されるものではない。
まず、加圧下で、炭酸セシウム（Ｃｓ２ＣＯ３）を担持したメソポーラスアルミナの細孔内で、混合ガス中の水蒸気が凝縮して生成する水にＣｓ２ＣＯ３が溶解してＣｓ２ＣＯ３水溶液となる。このＣｓ２ＣＯ３水溶液に混合ガス中のＣＯ２が吸収されて、炭酸水素セシウム（ＣｓＨＣＯ３）水溶液となる。これによりＣＯ２吸着剤へのＣＯ２吸着が行われる。次に、減圧下で、ＣｓＨＣＯ３水溶液からのＨ２Ｏの蒸発により、ＣｓＨＣＯ３が析出するとともに分解し、ＣＯ２が発生する。これにより、ＣＯ２吸着剤からのＣＯ２の放出が行われる。吸着剤に担持する化合物は、吸着剤が吸着反応条件で炭酸塩類に変換される化合物であればよく、炭酸塩、炭酸水素塩、炭酸イオン又は炭酸水素イオンを含む化合物、及び水酸化物を含む。
一方，図１のような水の凝縮と蒸発を伴わず、炭酸塩類が固体のままＣＯ２の吸着（あるいは吸収）と脱離を起こしているメカニズムもあり得る。
＜作用効果＞
本発明の二酸化炭素吸着剤は、以下の（Ａ）～（Ｅ）の特徴を有する。
（Ａ）ＰＳＡの過程で、水蒸気分圧が変化することを分離に利用している。つまり、ＣＯ２吸着時には水蒸気が吸着剤と触れることによりＣＯ２が吸着し、ＣＯ２脱離時には、圧を抜くことにより水蒸気分圧が低下することで、ＣＯ２が脱離する。
（Ｂ）この水蒸気分圧の制御は、シフト反応器からの水蒸気を、意図的に取り除かずに、ＰＳＡ吸着塔に導入することで実現する。吸着時には水蒸気分圧は高い状態であり、ＣＯ２吸着完了後、単にガスを抜くだけで、水蒸気分圧の低下を実現する。
（Ｃ）このプロセスを実現する要素として必要なことは、二酸化炭素吸着剤が、水蒸気存在下でＣＯ２を吸着し、水蒸気分圧が下がるとＣＯ２を放出する、という特徴を有することである。
（Ｄ）その性質を実現する一つのメカニズムが、図１に示すメカニズムである。
（Ｅ）上記（Ｃ）を実現するもうひとつの方法は、ＣＯ２とＨ２Ｏがともに反応する化学反応を利用することである。
物質Ａ＋ＣＯ２＋Ｈ２Ｏ⇔物質Ｂ
これが正に、炭酸セシウムの単味が起こしている化学反応である。
Ｃｓ２ＣＯ３＋ＣＯ２＋Ｈ２Ｏ⇔２Ｃｓ（ＨＣＯ３）
本発明では、温度を変えずに、わずかに圧を低下させる（圧を抜く）だけでＣＯ２の回収が可能であるため、回収に必要なエネルギーを従来に比べて大きく下げることができる。
本発明の二酸化炭素吸着剤は、以下の（Ａ）～（Ｅ）の特徴を有する。
（Ａ）ＰＳＡの過程で、水蒸気分圧が変化することを分離に利用している。つまり、ＣＯ２吸着時には水蒸気が吸着剤と触れることによりＣＯ２が吸着し、ＣＯ２脱離時には、圧を抜くことにより水蒸気分圧が低下することで、ＣＯ２が脱離する。
（Ｂ）この水蒸気分圧の制御は、シフト反応器からの水蒸気を、意図的に取り除かずに、ＰＳＡ吸着塔に導入することで実現する。吸着時には水蒸気分圧は高い状態であり、ＣＯ２吸着完了後、単にガスを抜くだけで、水蒸気分圧の低下を実現する。
（Ｃ）このプロセスを実現する要素として必要なことは、二酸化炭素吸着剤が、水蒸気存在下でＣＯ２を吸着し、水蒸気分圧が下がるとＣＯ２を放出する、という特徴を有することである。
（Ｄ）その性質を実現する一つのメカニズムが、図１に示すメカニズムである。
（Ｅ）上記（Ｃ）を実現するもうひとつの方法は、ＣＯ２とＨ２Ｏがともに反応する化学反応を利用することである。
物質Ａ＋ＣＯ２＋Ｈ２Ｏ⇔物質Ｂ
これが正に、炭酸セシウムの単味が起こしている化学反応である。
Ｃｓ２ＣＯ３＋ＣＯ２＋Ｈ２Ｏ⇔２Ｃｓ（ＨＣＯ３）
本発明では、温度を変えずに、わずかに圧を低下させる（圧を抜く）だけでＣＯ２の回収が可能であるため、回収に必要なエネルギーを従来に比べて大きく下げることができる。
［二酸化炭素分離方法］
本発明の二酸化炭素分離方法は、二酸化炭素及び水蒸気を含む混合ガスから二酸化炭素を分離する圧力スイング吸着法において、水蒸気を相対圧０．１０以上含むガスを、二酸化炭素吸着剤が充填された吸着塔に導入することを特徴とする。
水蒸気の相対圧は０．１０以上であれば特に限定されないが、０．２０以上がこのましく、０．４０以上がより好ましい。水蒸気の相対圧の上限は特に限定されないが、０．９０以下が好ましく、０．８５以下がより好ましい。
なお、飽和水蒸気圧は、２００℃で１．１５ＭＰａであり、２５０℃で３．９８ＭＰａであり、３５０℃で１６．５ＭＰａである。
本発明の二酸化炭素分離方法は、二酸化炭素及び水蒸気を含む混合ガスから二酸化炭素を分離する圧力スイング吸着法において、水蒸気を相対圧０．１０以上含むガスを、二酸化炭素吸着剤が充填された吸着塔に導入することを特徴とする。
水蒸気の相対圧は０．１０以上であれば特に限定されないが、０．２０以上がこのましく、０．４０以上がより好ましい。水蒸気の相対圧の上限は特に限定されないが、０．９０以下が好ましく、０．８５以下がより好ましい。
なお、飽和水蒸気圧は、２００℃で１．１５ＭＰａであり、２５０℃で３．９８ＭＰａであり、３５０℃で１６．５ＭＰａである。
本実施形態の二酸化炭素分離方法は、全圧１ＭＰａＧ以上、水蒸気１０体積％以上、温度１００℃以上の高温高圧水蒸気共存条件で前記二酸化炭素吸着剤に二酸化炭素を吸着させることが好ましい。
全圧は１ＭＰａ以上であれば特に限定されないが、１．５ＭＰａＧ以上が好ましく、２．０ＭＰａＧ以上がより好ましい。全圧の上限は特に限定されないが、８．０ＭＰａＧ以下が好ましく、３．５ＭＰａＧ以下がより好ましい。
水蒸気の割合は１０体積％以上であれば特に限定されないが、１５体積％以上が好ましく、２０体積％以上がより好ましい。水蒸気の割合の上限は特に限定されないが、９０体積％以下が好ましく、７０体積％以下がより好ましい。
温度は１００℃以上であれば特に限定されないが、１２０℃以上がより好ましく、１５０℃以上がさらに好ましく、１６０℃以上がいっそう好ましく、１７０℃以上がよりいっそう好ましく、２００℃以上がよりいっそう好ましい。温度の上限は特に限定されないが、４００℃以下が好ましく、３５０℃以下がより好ましく、３００℃以下がさらに好ましい。
全圧は１ＭＰａ以上であれば特に限定されないが、１．５ＭＰａＧ以上が好ましく、２．０ＭＰａＧ以上がより好ましい。全圧の上限は特に限定されないが、８．０ＭＰａＧ以下が好ましく、３．５ＭＰａＧ以下がより好ましい。
水蒸気の割合は１０体積％以上であれば特に限定されないが、１５体積％以上が好ましく、２０体積％以上がより好ましい。水蒸気の割合の上限は特に限定されないが、９０体積％以下が好ましく、７０体積％以下がより好ましい。
温度は１００℃以上であれば特に限定されないが、１２０℃以上がより好ましく、１５０℃以上がさらに好ましく、１６０℃以上がいっそう好ましく、１７０℃以上がよりいっそう好ましく、２００℃以上がよりいっそう好ましい。温度の上限は特に限定されないが、４００℃以下が好ましく、３５０℃以下がより好ましく、３００℃以下がさらに好ましい。
本実施形態の二酸化炭素分離方法において用いる前記二酸化炭素吸着剤は、水蒸気の存在により二酸化炭素吸着量が増大する特徴をもつ二酸化炭素吸着剤が好ましく、上述した二酸化炭素吸着剤がより好ましい。
［二酸化炭素回収・貯留プラント及び二酸化炭素回収・貯留方法］
図２に示す本実施形態の二酸化炭素回収・貯留プラントは、石炭、天然ガス、バイオマス等の炭化水素燃料をガス化してＣＯ及びＨ２を含む合成ガスを生成するガス化設備１１と、ガス化設備１１で生成した、一酸化炭素及び水素を含む合成ガスを精製して硫黄、煤塵等を除去するガス精製設備１２と、精製した合成ガスを水性ガスシフト反応に供してＣＯ２、Ｈ２及び水蒸気を含む混合ガスを生成するシフト反応設備１３と、前記混合ガスからＣＯ２と、Ｈ２及び水蒸気を含む水素リッチガス（Ｈ２リッチガス）とを分離回収する圧力変動吸着式ＣＯ２分離回収設備１６と、圧力変動吸着式ＣＯ２分離回収設備１６から導出された圧力２．５～８．０ＭＰａＧ、１５０～３００℃のＨ２リッチガスが加熱、加圧されて供給されるコンバインドサイクル発電設備１４と、コンバインドサイクル発電設備１４からの排気ガスを排出する煙突１５と、を備える。
図２に示す本実施形態の二酸化炭素回収・貯留プラントは、石炭、天然ガス、バイオマス等の炭化水素燃料をガス化してＣＯ及びＨ２を含む合成ガスを生成するガス化設備１１と、ガス化設備１１で生成した、一酸化炭素及び水素を含む合成ガスを精製して硫黄、煤塵等を除去するガス精製設備１２と、精製した合成ガスを水性ガスシフト反応に供してＣＯ２、Ｈ２及び水蒸気を含む混合ガスを生成するシフト反応設備１３と、前記混合ガスからＣＯ２と、Ｈ２及び水蒸気を含む水素リッチガス（Ｈ２リッチガス）とを分離回収する圧力変動吸着式ＣＯ２分離回収設備１６と、圧力変動吸着式ＣＯ２分離回収設備１６から導出された圧力２．５～８．０ＭＰａＧ、１５０～３００℃のＨ２リッチガスが加熱、加圧されて供給されるコンバインドサイクル発電設備１４と、コンバインドサイクル発電設備１４からの排気ガスを排出する煙突１５と、を備える。
ガス化設備１１は、石炭、天然ガス、バイオマス等の炭化水素燃料をガス化するガス化炉を含む。ガス化炉で例えば石炭をガス化するには、まず微粉炭機にて石炭を粉砕、乾燥し酸化剤と共にガス化炉に投入する。ガス化炉ではＣＯ、Ｈ２を主成分とする高温の可燃性ガス（合成ガス）が生成される。
石炭をガス化する場合のガス化炉の形式としては、（１）固定床又は移動床、（２）流動床、（３）噴流床の３形式があり、これらは石炭の粒径や部分燃焼温度などが異なる。
固定床ガス化炉は火格子の上に置かれた石炭を時間をかけてガス化する方式で、５～３０ｍｍの塊炭を上部から投入し酸素などの酸化剤は炉底部より供給される。
流動床ガス化は粒径が数ｍｍの比較的粗い粒子を用い、空気等で流動化させながら部分燃焼させガス化する方式である。１０００℃前後の比較的低温で燃焼させるため、灰の融点が高めの石炭に適し、また高灰分炭などの低品位炭にも適している。また粗い粒子が取扱えるため廃棄物やバイオマスの利用にも有効である。
噴流床ガス化炉は粒径が０．１ｍｍ以下の微粒を用い、１８００℃程度の高温で部分燃焼させる。粒径が小さいため比表面積が大きく、また高温のため反応速度が極めて早く、さらにガス化炉の設計は３乗則によるためコンパクトで大出力を得ることができ経済性に優れている。
石炭の供給形態としては乾式（ドライフィード方式）と湿式（スラリーフィード方式）がある。湿式の場合、石炭を水と混合してスラリー化してガス化炉へ供給するためパイプラインで送ることができる。ガス化剤としては、酸素（酸素吹き）と空気（空気吹き）があり、酸素吹きは生成ガス中に窒素を含まないため、水素製造に適している。しかし、ガス化剤となる酸素製造のための空気分離装置（ＡＳＵ：Ａｉｒ Ｓｅｐａｒａｔｉｏｎ Ｕｎｉｔ）の動力が大きく、発電プラントとしての効率が低下するため、発電用途の石炭ガス化複合発電（ＩＧＣＣ：Ｉｎｔｅｇｒａｔｅｄ Ｃｏａｌ Ｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ Ｃｏｍｂｉｎｅｄ Ｃｙｃｌｅ）の場合は空気吹きの方が効率が高い。
炭化水素燃料として天然ガス等の気体状炭化水素や、石油等の液体状炭化水素の場合には、空気又は酸素と混合して、バイオマスは粉砕して微粒化した上で空気又は酸素と混合して、１８００℃程度で部分燃焼が行われる。
石炭をガス化する場合のガス化炉の形式としては、（１）固定床又は移動床、（２）流動床、（３）噴流床の３形式があり、これらは石炭の粒径や部分燃焼温度などが異なる。
固定床ガス化炉は火格子の上に置かれた石炭を時間をかけてガス化する方式で、５～３０ｍｍの塊炭を上部から投入し酸素などの酸化剤は炉底部より供給される。
流動床ガス化は粒径が数ｍｍの比較的粗い粒子を用い、空気等で流動化させながら部分燃焼させガス化する方式である。１０００℃前後の比較的低温で燃焼させるため、灰の融点が高めの石炭に適し、また高灰分炭などの低品位炭にも適している。また粗い粒子が取扱えるため廃棄物やバイオマスの利用にも有効である。
噴流床ガス化炉は粒径が０．１ｍｍ以下の微粒を用い、１８００℃程度の高温で部分燃焼させる。粒径が小さいため比表面積が大きく、また高温のため反応速度が極めて早く、さらにガス化炉の設計は３乗則によるためコンパクトで大出力を得ることができ経済性に優れている。
石炭の供給形態としては乾式（ドライフィード方式）と湿式（スラリーフィード方式）がある。湿式の場合、石炭を水と混合してスラリー化してガス化炉へ供給するためパイプラインで送ることができる。ガス化剤としては、酸素（酸素吹き）と空気（空気吹き）があり、酸素吹きは生成ガス中に窒素を含まないため、水素製造に適している。しかし、ガス化剤となる酸素製造のための空気分離装置（ＡＳＵ：Ａｉｒ Ｓｅｐａｒａｔｉｏｎ Ｕｎｉｔ）の動力が大きく、発電プラントとしての効率が低下するため、発電用途の石炭ガス化複合発電（ＩＧＣＣ：Ｉｎｔｅｇｒａｔｅｄ Ｃｏａｌ Ｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ Ｃｏｍｂｉｎｅｄ Ｃｙｃｌｅ）の場合は空気吹きの方が効率が高い。
炭化水素燃料として天然ガス等の気体状炭化水素や、石油等の液体状炭化水素の場合には、空気又は酸素と混合して、バイオマスは粉砕して微粒化した上で空気又は酸素と混合して、１８００℃程度で部分燃焼が行われる。
ガス精製設備１２は、ガスガスヒータ１２１、水洗塔１２２、ＣＯＳ転化器１２３、脱硫装置１２４を含む。
ガス化設備１１で生成された合成ガスは、ＣＯ及びＨ２が主成分であるが、その他窒素化合物（ＮＨ３）、硫黄化合物（Ｈ２ＳやＣＯＳ）などの不純物が含まれるため、それをガス精製設備１２で除去する。
水洗塔１２２ではダスト、微量成分、ＮＨ３の除去を行う。合成ガス中の硫黄化合物は、Ｈ２Ｓ（硫化水素）、ＣＯＳ（硫化カルボニル）が主形態であるため、アミン水溶液での吸収を可能とするようＣＯＳ転化器１２３における触媒反応によってＣＯＳをＨ２Ｓに変換する。その後、脱硫装置１２４において、合成ガスをアミン水溶液にくぐらせ、Ｈ２Ｓを吸収して硫黄を除去する。
ガス化設備１１で生成された合成ガスは、ＣＯ及びＨ２が主成分であるが、その他窒素化合物（ＮＨ３）、硫黄化合物（Ｈ２ＳやＣＯＳ）などの不純物が含まれるため、それをガス精製設備１２で除去する。
水洗塔１２２ではダスト、微量成分、ＮＨ３の除去を行う。合成ガス中の硫黄化合物は、Ｈ２Ｓ（硫化水素）、ＣＯＳ（硫化カルボニル）が主形態であるため、アミン水溶液での吸収を可能とするようＣＯＳ転化器１２３における触媒反応によってＣＯＳをＨ２Ｓに変換する。その後、脱硫装置１２４において、合成ガスをアミン水溶液にくぐらせ、Ｈ２Ｓを吸収して硫黄を除去する。
シフト反応設備１３では、ＣＯ及びＨ２Ｏ（水蒸気）を、酸化鉄（Ｆｅ３Ｏ４（マグネタイト））等の遷移金属酸化物又は白金等の触媒の存在下、２００～４００℃で反応させて、ＣＯ２及びＨ２を生成する。Ｈ２Ｏ（水蒸気）は、圧力変動吸着式ＣＯ２分離回収設備１６で分離したＨ２リッチガスに含まれる水蒸気を用いることができる。シフト反応設備１３で生成するＣＯ２、Ｈ２及び水蒸気を含む混合ガスは、温度２００～３５０℃程度、圧力２．５～３．５ＭＰａＧ程度である。前記混合ガスは、冷却及び減圧の操作が加えられることなく、高温高圧の状態で、圧力変動吸着式ＣＯ２分離回収設備１６に導入される。
圧力変動吸着式ＣＯ２分離回収設備１６は、圧力変動吸着式ＣＯ２分離装置を含む。この圧力変動吸着式ＣＯ２分離装置は、上述した二酸化炭素吸着剤を充填した吸着塔を有する。
圧力変動吸着式ＣＯ２分離回収設備１６から導出されたＣＯ２を利用または輸送する次工程に供給するＣＯ２の圧力は、特に限定されないが、０．５～１．０ＭＰａＧに設定することが好ましい。
本実施形態の二酸化炭素回収・貯留プラントは、さらに、圧力変動吸着式ＣＯ２分離回収設備１６から導出されたＣＯ２を液化するＣＯ２液化設備１７を備えていてもよい。圧力変動吸着式ＣＯ２分離回収設備１６から導出されたＣＯ２を利用または輸送する次工程に供給するＣＯ２の圧力を０．５～１．０ＭＰａＧに設定することにより、次工程で利用可能である。
圧力変動吸着式ＣＯ２分離回収設備１６で分離されたＨ２リッチガスは、一部がシフト反応設備１３で使用されるほかは、シフト反応設備１３で発生する熱によって３００～３５０℃に加熱された後、コンバインドサイクル発電設備１４に供給され、ガスタービン１４１の駆動力として利用された後、排熱回収ボイラー１４２（ＨＲＳＧ：Ｈｅａｔ Ｒｅｃｏｖｅｒｙ Ｓｔｅａｍ Ｇｅｎｅｒａｔｏｒ）で極限まで熱を回収される。この熱は蒸気として回収され、蒸気タービン１４３の動力源となる。排熱回収ボイラー１４２からの排気は煙突１５から排出される。
また、前記圧力変動吸着式二酸化炭素分離回収設備において、上述した本発明の二酸化炭素分離方法を実施することも好ましい。
＜作用効果＞
本発明の二酸化炭素回収・貯留プラントでは、圧力変動吸着式ＣＯ２分離回収設備１６から導出されたＣＯ２を利用又は輸送する次工程に供給するＣＯ２の圧力を０．５～１．０ＭＰａＧと設定することで、ＣＯ２をさらに圧縮することなく、次工程に供給できるので、圧縮行程を一部省略して利用することが可能である。
本発明の二酸化炭素回収・貯留プラントでは、圧力変動吸着式ＣＯ２分離回収設備１６から導出されたＣＯ２を利用又は輸送する次工程に供給するＣＯ２の圧力を０．５～１．０ＭＰａＧと設定することで、ＣＯ２をさらに圧縮することなく、次工程に供給できるので、圧縮行程を一部省略して利用することが可能である。
以下では実験例によって本発明をより具体的に説明する。ただし、本発明は後述する実験例によって限定されるものではない。
［実験例１］
・担体であるメソポーラスアルミナ（１２１＿ＭＡｌ）の製造手順を図３に、Ｃｓ２ＣＯ３を担持したメソポーラスアルミナ（１２１＿ＭＡｌ＿３）の製造手順を図４に、それぞれ示す。
メソポーラスアルミナ（１２１＿ＭＡｌ）に担持したＣｓ２ＣＯ３の量：ＭＰＡ（メソポーラスアルミナ）１ｇあたり１．４９８ｇ（ＭＰＡ１ｇあたり４．５９８ｍｍｏｌ）・吸着剤の全重量に対するＭＰＡの質量パーセント：４０．０３質量％
・ＭＰＡ１ｇあたりの細孔容積：０．０５５５３／０．４００３＝０．１３８７ｃｍ３／ｇ
・ＭＰＡあたりの細孔容積の減少分：０．２７８９－０．１３８７＝０．１４０２ｃｍ３／ｇ
・細孔容積の減少がＣｓ２ＣＯ３を担持したことによるものに相当すると仮定すると
Ｃｓ２ＣＯ３の密度４．０７２ｇ／ｃｍ３より、ＭＰＡ１ｇあたり、（細孔内Ｃｓ２ＣＯ３）１．７５２ｍｍｏｌ；（細孔外Ｃｓ２ＣＯ３）２．８４６ ｍｍｏｌ：吸着剤１ｇあたり、（細孔内Ｃｓ２ＣＯ３）０．７０１４ｍｍｏｌ；（細孔外Ｃｓ２ＣＯ３）１．１３９ｍｍｏｌ
・担体であるメソポーラスアルミナ（１２１＿ＭＡｌ）の製造手順を図３に、Ｃｓ２ＣＯ３を担持したメソポーラスアルミナ（１２１＿ＭＡｌ＿３）の製造手順を図４に、それぞれ示す。
メソポーラスアルミナ（１２１＿ＭＡｌ）に担持したＣｓ２ＣＯ３の量：ＭＰＡ（メソポーラスアルミナ）１ｇあたり１．４９８ｇ（ＭＰＡ１ｇあたり４．５９８ｍｍｏｌ）・吸着剤の全重量に対するＭＰＡの質量パーセント：４０．０３質量％
・ＭＰＡ１ｇあたりの細孔容積：０．０５５５３／０．４００３＝０．１３８７ｃｍ３／ｇ
・ＭＰＡあたりの細孔容積の減少分：０．２７８９－０．１３８７＝０．１４０２ｃｍ３／ｇ
・細孔容積の減少がＣｓ２ＣＯ３を担持したことによるものに相当すると仮定すると
Ｃｓ２ＣＯ３の密度４．０７２ｇ／ｃｍ３より、ＭＰＡ１ｇあたり、（細孔内Ｃｓ２ＣＯ３）１．７５２ｍｍｏｌ；（細孔外Ｃｓ２ＣＯ３）２．８４６ ｍｍｏｌ：吸着剤１ｇあたり、（細孔内Ｃｓ２ＣＯ３）０．７０１４ｍｍｏｌ；（細孔外Ｃｓ２ＣＯ３）１．１３９ｍｍｏｌ
ＰＳＡ装置を用いて１２１＿ＭＡｌ＿３のＣＯ２吸着量を測定した。１２１＿ＭＡｌ＿３の試料について吸着剤１ｇあたりのＣＯ２吸着等温線を図５に示す。吸着等温線のプロットをたどると実線のようになる。
＜条件＞
反応管・恒温器の温度：２００℃，Ｈｅ：ＣＯ２：Ｈ２Ｏ＝１：１：１
ＰＳＡ下限圧：０．０８ＭＰａＧ（全圧で）
吸着時間：（Ｒｕｎ １９，２１－２８） ６００ｓｅｃ，（Ｒｕｎ ２０） ３６００ｓｅｃ
用いた吸着剤重量：（１２１＿ＭＡｌ＿３） ０．１０７５ｇ
図５中のＲｕｎは測定の順番を示しており、この試料ではＲｕｎ１９からＲｕｎ２８の順に測定を行った。Ｒｕｎ１９が最初に吸着時間６００秒で行った測定であるが、吸着量はあまり多くない結果であった。そこで、吸着時間を延ばし、３６００秒で測定を行うと吸着量は増加した（Ｒｕｎ２０）。
その後、吸着時間を６００秒に戻しＣＯ２分圧の低い部分（Ｒｕｎ２１，２２）を測定していたところ、同じ６００秒でＣＯ２分圧の高いＲｕｎ１９より吸着量が多い結果が得られた。
再び吸着時間６００秒でＣＯ２分圧１ＭＰａＧでの吸着量を測定したところ、吸着時間を３６００秒としたＲｕｎ２０と同様の吸着量であった（Ｒｕｎ２４）。
この結果から、吸着ガス中の高温の水蒸気に試料がさらされることで試料が変化した可能性が考えられる。吸着量が増加する理由として考えられることは、細孔外に担持されていたＣｓ２ＣＯ３が細孔内に取り込まれ、吸着に寄与するようになった可能性が考えられる。担体のアルミナの構成元素であるアルミニウムが、加熱処理、水蒸気処理により担持されている化合物に添加され吸着剤の性能が向上した可能性も考えられる。
上限０．８ＭＰａＧ，下限０．６ＭＰａＧという狭い圧力変化で０．５ｍｏｌ／ｋｇもの大きな吸着量変化が得られている。小さい圧力変化で大きな吸着量変化が得られるＳ字形の吸着等温線は理想的であるが、従来は不可能であった。横軸のＣＯ２分圧はゲージ圧（ＭＰａＧ）である。なお、水蒸気なしであるほかはＲｕｎ２４と同じ条件で測定した吸着量は吸着剤１ｇあたり０．２ｍｍｏｌ程度であり、水蒸気が無い場合は水蒸気がある場合（Ｒｕｎ２４）に比べて吸着量が大幅に低下した。
＜条件＞
反応管・恒温器の温度：２００℃，Ｈｅ：ＣＯ２：Ｈ２Ｏ＝１：１：１
ＰＳＡ下限圧：０．０８ＭＰａＧ（全圧で）
吸着時間：（Ｒｕｎ １９，２１－２８） ６００ｓｅｃ，（Ｒｕｎ ２０） ３６００ｓｅｃ
用いた吸着剤重量：（１２１＿ＭＡｌ＿３） ０．１０７５ｇ
図５中のＲｕｎは測定の順番を示しており、この試料ではＲｕｎ１９からＲｕｎ２８の順に測定を行った。Ｒｕｎ１９が最初に吸着時間６００秒で行った測定であるが、吸着量はあまり多くない結果であった。そこで、吸着時間を延ばし、３６００秒で測定を行うと吸着量は増加した（Ｒｕｎ２０）。
その後、吸着時間を６００秒に戻しＣＯ２分圧の低い部分（Ｒｕｎ２１，２２）を測定していたところ、同じ６００秒でＣＯ２分圧の高いＲｕｎ１９より吸着量が多い結果が得られた。
再び吸着時間６００秒でＣＯ２分圧１ＭＰａＧでの吸着量を測定したところ、吸着時間を３６００秒としたＲｕｎ２０と同様の吸着量であった（Ｒｕｎ２４）。
この結果から、吸着ガス中の高温の水蒸気に試料がさらされることで試料が変化した可能性が考えられる。吸着量が増加する理由として考えられることは、細孔外に担持されていたＣｓ２ＣＯ３が細孔内に取り込まれ、吸着に寄与するようになった可能性が考えられる。担体のアルミナの構成元素であるアルミニウムが、加熱処理、水蒸気処理により担持されている化合物に添加され吸着剤の性能が向上した可能性も考えられる。
上限０．８ＭＰａＧ，下限０．６ＭＰａＧという狭い圧力変化で０．５ｍｏｌ／ｋｇもの大きな吸着量変化が得られている。小さい圧力変化で大きな吸着量変化が得られるＳ字形の吸着等温線は理想的であるが、従来は不可能であった。横軸のＣＯ２分圧はゲージ圧（ＭＰａＧ）である。なお、水蒸気なしであるほかはＲｕｎ２４と同じ条件で測定した吸着量は吸着剤１ｇあたり０．２ｍｍｏｌ程度であり、水蒸気が無い場合は水蒸気がある場合（Ｒｕｎ２４）に比べて吸着量が大幅に低下した。
Ｒｕｎ１９と２０のＭＰＡ１ｇあたりの吸着量と試料の細孔内・細孔外のＣｓ２ＣＯ３量を表１に示す。
表１より、Ｒｕｎ１９ （最初の測定）ではＭＰＡ１ｇあたりの吸着量は細孔内Ｃｓ２ＣＯ３量より少ないが（Ｃｓ２ＣＯ３＋ＣＯ２＋Ｈ２Ｏ→２ＣｓＨＣＯ３より、Ｃｓ２ＣＯ３とＣＯ２は１：１で反応する）、Ｒｕｎ２０ではＭＰＡ１ｇあたりの吸着量は細孔内Ｃｓ２ＣＯ３量よりも多い。
［実験例２］
Ｃｓ２ＣＯ３よりも分子量の小さいＮａ２ＣＯ３を用いることで吸着剤１ｇあたりの吸着量を増加させることを期待して、Ｃｓ２ＣＯ３とＮａ２ＣＯ３を担持した試料を製造した。
メソポーラスアルミナ１２２＿ＭＡｌにＣｓ２ＣＯ３及びＮａ２ＣＯ３を担持した１２２＿ＭＡｌ＿１を製造した。１２２＿ＭＡｌは１２１＿ＭＡｌと同様の手順により製造した。１２２＿ＭＡｌ＿１の製造手順を図６に示す。Ｎａ２ＣＯ３はＣｓ２ＣＯ３と比べ溶解度が低いため、Ｃｓ２ＣＯ３ほど濃い溶液をつくることができなかったことから溶液の滴下と乾燥を２回行った。
Ｃｓ２ＣＯ３よりも分子量の小さいＮａ２ＣＯ３を用いることで吸着剤１ｇあたりの吸着量を増加させることを期待して、Ｃｓ２ＣＯ３とＮａ２ＣＯ３を担持した試料を製造した。
メソポーラスアルミナ１２２＿ＭＡｌにＣｓ２ＣＯ３及びＮａ２ＣＯ３を担持した１２２＿ＭＡｌ＿１を製造した。１２２＿ＭＡｌは１２１＿ＭＡｌと同様の手順により製造した。１２２＿ＭＡｌ＿１の製造手順を図６に示す。Ｎａ２ＣＯ３はＣｓ２ＣＯ３と比べ溶解度が低いため、Ｃｓ２ＣＯ３ほど濃い溶液をつくることができなかったことから溶液の滴下と乾燥を２回行った。
１２２＿ＭＡｌ及び１２２＿ＭＡｌ＿１の細孔径、細孔容積、ＢＥＴ比表面積の値を表２に示す。表２の細孔容積は吸着剤１ｇあたりの値になっている。
〇１２２＿ＭＡｌ＿１について（ＭＰＡ ： ）
・１２２＿ＭＡｌに担持したＣｓ２ＣＯ３及びＮａ２ＣＯ３の量：メソポーラスアルミナ（ＭＰＡ）１ｇあたりＣｓ２ＣＯ３ ２．３４３ｍｍｏｌ；ＭＰＡ１ｇあたりＮａ２ＣＯ３ ２．３４４ｍｍｏｌ
・吸着剤の全重量に対するＭＰＡの質量パーセント：４９．７１質量％
・ＭＰＡ１ｇあたりの細孔容積：０．０５１０７２／０．４９７１＝０．１０２７ｃｍ３／ｇ
・ＭＰＡあたりの細孔容積の減少分：０．３２１７－０．１０２７＝０．２１９０ｃｍ３／ｇ
・細孔容積の減少がＣｓ２ＣＯ３及びＮａ２ＣＯ３を担持したことによるものに相当することと、細孔内にＣｓ２ＣＯ３とＮａ２ＣＯ３が１：１で担持されていると仮定するとＣｓ２ＣＯ３の密度４．０７２ｇｃｍ－３及びＮａ２ＣＯ３の密度２．５３３ｇ／ｃｍ３より、
ＭＰＡ１ｇあたり、（細孔内Ｃｓ２ＣＯ３，Ｎａ２ＣＯ３） １．８０ｍｍｏｌずつ、（細孔外Ｃｓ２ＣＯ３， Ｎａ２ＣＯ３） ０．５５ｍｍｏｌずつ
吸着剤１ｇあたり、（細孔内Ｃｓ２ＣＯ３，Ｎａ２ＣＯ３） ０．８９ｍｍｏｌずつ、（細孔外Ｃｓ２ＣＯ３，Ｎａ２ＣＯ３） ０．２７ｍｍｏｌずつ
ＭＰＡ１ｇあたりに担持されているＣｓ＋Ｎａ（１２２＿ＭＡｌ＿１）の物質量はＣｓの場合（１２１＿ＭＡｌ＿３）の量と同程度であるが、細孔内に含まれている量はＣｓ＋Ｎａの試料の方が多いという結果になった。
この吸着剤を用いて、ＣＯ２の吸着量を図５と同様の条件で測定した。ＣＯ２分圧１ＭＰａＧでの吸着量は８００μｍｏｌに達した。
・１２２＿ＭＡｌに担持したＣｓ２ＣＯ３及びＮａ２ＣＯ３の量：メソポーラスアルミナ（ＭＰＡ）１ｇあたりＣｓ２ＣＯ３ ２．３４３ｍｍｏｌ；ＭＰＡ１ｇあたりＮａ２ＣＯ３ ２．３４４ｍｍｏｌ
・吸着剤の全重量に対するＭＰＡの質量パーセント：４９．７１質量％
・ＭＰＡ１ｇあたりの細孔容積：０．０５１０７２／０．４９７１＝０．１０２７ｃｍ３／ｇ
・ＭＰＡあたりの細孔容積の減少分：０．３２１７－０．１０２７＝０．２１９０ｃｍ３／ｇ
・細孔容積の減少がＣｓ２ＣＯ３及びＮａ２ＣＯ３を担持したことによるものに相当することと、細孔内にＣｓ２ＣＯ３とＮａ２ＣＯ３が１：１で担持されていると仮定するとＣｓ２ＣＯ３の密度４．０７２ｇｃｍ－３及びＮａ２ＣＯ３の密度２．５３３ｇ／ｃｍ３より、
ＭＰＡ１ｇあたり、（細孔内Ｃｓ２ＣＯ３，Ｎａ２ＣＯ３） １．８０ｍｍｏｌずつ、（細孔外Ｃｓ２ＣＯ３， Ｎａ２ＣＯ３） ０．５５ｍｍｏｌずつ
吸着剤１ｇあたり、（細孔内Ｃｓ２ＣＯ３，Ｎａ２ＣＯ３） ０．８９ｍｍｏｌずつ、（細孔外Ｃｓ２ＣＯ３，Ｎａ２ＣＯ３） ０．２７ｍｍｏｌずつ
ＭＰＡ１ｇあたりに担持されているＣｓ＋Ｎａ（１２２＿ＭＡｌ＿１）の物質量はＣｓの場合（１２１＿ＭＡｌ＿３）の量と同程度であるが、細孔内に含まれている量はＣｓ＋Ｎａの試料の方が多いという結果になった。
この吸着剤を用いて、ＣＯ２の吸着量を図５と同様の条件で測定した。ＣＯ２分圧１ＭＰａＧでの吸着量は８００μｍｏｌに達した。
［実験例３］
担体として細孔を有するアルミナ担体（細孔あり）と細孔を有さないアルミナ担体（細孔なし）を用いてＣＯ２吸着性能の比較を行った。
アルミナ担体として表３に示す特徴を有するものを用い、実験例１と同様にしてＰＳＡ測定を行った。
担体として細孔を有するアルミナ担体（細孔あり）と細孔を有さないアルミナ担体（細孔なし）を用いてＣＯ２吸着性能の比較を行った。
アルミナ担体として表３に示す特徴を有するものを用い、実験例１と同様にしてＰＳＡ測定を行った。
ＰＳＡ測定結果を図７に示す。
細孔を有するアルミナ担体（細孔あり）と細孔を有さないアルミナ担体（細孔なし）は、最大吸着量においては、ほぼ同等のＣＯ２吸着性能を示した。一方、ＣＯ２吸着量のＣＯ２分圧依存性は、細孔の有無により変化した。
細孔を有するアルミナ担体（細孔あり）と細孔を有さないアルミナ担体（細孔なし）は、最大吸着量においては、ほぼ同等のＣＯ２吸着性能を示した。一方、ＣＯ２吸着量のＣＯ２分圧依存性は、細孔の有無により変化した。
ＰＳＡ測定後のアルミナ担体（細孔なし）をＸＲＤ分析したところ、アルミナ担体にベーマイトが生成していることがわかった。このベーマイトはアルミナと水との反応により生じたものである。
［実験例４］
＜炭酸セシウム単味のＰＳＡ測定＞
１／４インチの反応管の中に溶解再析出させた炭酸セシウムを単独詰め、ＰＳＡ測定を行った。
＜炭酸セシウム単味のＰＳＡ測定＞
１／４インチの反応管の中に溶解再析出させた炭酸セシウムを単独詰め、ＰＳＡ測定を行った。
（測定条件）
反応管・高温期の温度：２００℃、Ｈｅ：ＣＯ２：Ｈ２Ｏ＝１：１：１
ＰＳＡ下限圧（全圧）：０．３ＭＰａＧ
吸着時間：６００秒（Ｒｕｎ ５のみ３６００秒）
吸着剤（炭酸セシウム）の質量：０．０５９４ｇ
反応管・高温期の温度：２００℃、Ｈｅ：ＣＯ２：Ｈ２Ｏ＝１：１：１
ＰＳＡ下限圧（全圧）：０．３ＭＰａＧ
吸着時間：６００秒（Ｒｕｎ ５のみ３６００秒）
吸着剤（炭酸セシウム）の質量：０．０５９４ｇ
ＰＳＡの測定結果を図８に示す。
Ｒｕｎ １でのみ高い吸着量が得られ、その後は吸着量が低下した。Ｒｕｎ １～３とＲｕｎ ４～７は別々の日に測定したデータであ。Ｒｕｎ ５は吸着時間を３６００秒に伸ばしており、吸着量は６００秒吸着させたＲｕｎ ６に比べて増加していたが、Ｒｕｎ １の吸着量には及ばなかった。
Ｒｕｎ １でのみ高い吸着量が得られ、その後は吸着量が低下した。Ｒｕｎ １～３とＲｕｎ ４～７は別々の日に測定したデータであ。Ｒｕｎ ５は吸着時間を３６００秒に伸ばしており、吸着量は６００秒吸着させたＲｕｎ ６に比べて増加していたが、Ｒｕｎ １の吸着量には及ばなかった。
炭酸セシウムは以下の反応によりＣＯ２を吸着すると考えられる。
Ｃｓ２ＣＯ３ ＋ Ｈ２Ｏ ＋ ＣＯ２ → ２ＣｓＨＣＯ３
炭酸セシウム１ｇは３０６９μｍｏｌであるから、Ｒｕｎ １においてＣｓ２ＣＯ３の反応率は５９％であった。
Ｃｓ２ＣＯ３ ＋ Ｈ２Ｏ ＋ ＣＯ２ → ２ＣｓＨＣＯ３
炭酸セシウム１ｇは３０６９μｍｏｌであるから、Ｒｕｎ １においてＣｓ２ＣＯ３の反応率は５９％であった。
吸着剤のＰＳＡ測定前のＸＲＤ測定結果を図９に、ＰＳＡ測定後のＸＲＤ測定結果を図１０に、それぞれ示す。
ＰＳＡ測定前後でＣｓ２ＣＯ３は異なるピークを示した。
ＰＳＡ測定前後でＣｓ２ＣＯ３は異なるピークを示した。
［実験例５］
＜炭酸ルビジウム単味のＰＳＡ測定＞
溶解再析出させた炭酸ルビジウムを用いて、実験例４と同様にしてＰＳＡ測定を行った。
＜炭酸ルビジウム単味のＰＳＡ測定＞
溶解再析出させた炭酸ルビジウムを用いて、実験例４と同様にしてＰＳＡ測定を行った。
（測定条件）
反応管・高温期の温度：２００℃、Ｈｅ：ＣＯ２：Ｈ２Ｏ＝１：１：１
ＰＳＡ下限圧（全圧）：０．３ＭＰａＧ
吸着時間：６００秒
吸着剤（炭酸ルビジウム）の質量：０．０５６３ｇ
死容積：ＰＳＡ測定前 ０．４９７ｃｍ３、ＰＳＡ測定後 ０．５９８ｃｍ３
炭酸ルビジウム１ｇのモル数：４３３０μｍｏｌ
反応管・高温期の温度：２００℃、Ｈｅ：ＣＯ２：Ｈ２Ｏ＝１：１：１
ＰＳＡ下限圧（全圧）：０．３ＭＰａＧ
吸着時間：６００秒
吸着剤（炭酸ルビジウム）の質量：０．０５６３ｇ
死容積：ＰＳＡ測定前 ０．４９７ｃｍ３、ＰＳＡ測定後 ０．５９８ｃｍ３
炭酸ルビジウム１ｇのモル数：４３３０μｍｏｌ
ＰＳＡの測定結果を図１１に示す。
ＰＳＡ測定後に死容積を再測定したところ、死容積が約０．１ｃｍ３増加していた。そのため、ＣＯ２吸収量を、ＰＳＡ測定前の死容積から流出するＣＯ２量を差し引いて求めた値（灰色の四角形）とＰＳＡ測定後の死容積から流出するＣＯ２量を差し引いて求めた値（白抜きの四角形）の２値をプロットした。メソポーラスアルミナ担体に炭酸ルビジウムを担持した吸着剤（データ示さず）と比べて、炭酸ルビジウム単味の吸着剤の方がＣＯ２吸着量が増加していた。
ＰＳＡ測定後に死容積を再測定したところ、死容積が約０．１ｃｍ３増加していた。そのため、ＣＯ２吸収量を、ＰＳＡ測定前の死容積から流出するＣＯ２量を差し引いて求めた値（灰色の四角形）とＰＳＡ測定後の死容積から流出するＣＯ２量を差し引いて求めた値（白抜きの四角形）の２値をプロットした。メソポーラスアルミナ担体に炭酸ルビジウムを担持した吸着剤（データ示さず）と比べて、炭酸ルビジウム単味の吸着剤の方がＣＯ２吸着量が増加していた。
［実験例６］
＜炭酸セシウム単味の繰り返しＰＳＡ測定＞
炭酸塩類の１つである炭酸セシウムそのものの吸着性能を測定するため，以下の実験を行った。
＜炭酸セシウム単味の繰り返しＰＳＡ測定＞
炭酸塩類の１つである炭酸セシウムそのものの吸着性能を測定するため，以下の実験を行った。
炭酸セシウム（Ｃｓ２ＣＯ３）０．１０４１ｇを反応管に詰め、ガス組成をＣＯ２：Ｈ２Ｏ：Ｈｅ＝１：１：１（モル比）とし、温度２００℃の条件で、全圧３．０ＭＰａＧで６００秒吸着させ、その後全圧０．３ＭＰａＧまで降圧し、吸着剤から脱離したＣＯ２を定量した。この操作を１２回繰り返し、吸着剤１ｇあたりの吸着量を求め、表４に示す結果を得た。この結果から、炭酸セシウムそのものが十分な吸着量を有することが分かった。
［実験例７］
＜炭酸水素セシウム単味のＰＳＡ測定＞
炭酸塩類の１つである炭酸水素セシウムそのものの吸着性能を測定するため，以下の実験を行った。
＜炭酸水素セシウム単味のＰＳＡ測定＞
炭酸塩類の１つである炭酸水素セシウムそのものの吸着性能を測定するため，以下の実験を行った。
炭酸水素セシウム（ＣｓＨＣＯ３）０．１００２ｇを反応管に詰め、ガス組成をＣＯ２：Ｈ２Ｏ：Ｈｅ＝１：１：１（モル比）とし、温度２００℃の条件で、全圧３．０ＭＰａＧで６００秒吸着させ、その後全圧０．３ＭＰａＧまで降圧し、吸着剤から脱離したＣＯ２を定量した。この操作を１２回繰り返し、吸着剤１ｇあたりの吸着量を求め、表５に示す結果を得た。この結果から炭酸水素セシウムそのものが十分な吸着量を有することが分かった。
［実験例８］
＜炭酸水素セシウム単味のＰＳＡ測定＞
水蒸気なしの条件で，炭酸水素セシウムそのものへのＣＯ２吸着量を測定した。
炭酸水素セシウム（ＣｓＨＣＯ３）０．１０２９ｇを反応管に詰め、ガス組成をＣＯ２：Ｈ２Ｏ：Ｈｅ＝１：０：１（モル比）とし、温度２００℃の条件で、全圧２．０ＭＰａＧで６００秒吸着させ、その後全圧０．３ＭＰａＧまで降圧し、吸着剤から脱離したＣＯ２を定量した。２回同じ操作を行ったが、いずれの場合も定量結果は測定限界以下（測定誤差内）であった。この実験結果から、水蒸気非存在下では炭酸水素セシウムへのＣＯ２の吸着及び炭酸水素セシウムからのＣＯ２の脱離は起こらないと考えられた。
＜炭酸水素セシウム単味のＰＳＡ測定＞
水蒸気なしの条件で，炭酸水素セシウムそのものへのＣＯ２吸着量を測定した。
炭酸水素セシウム（ＣｓＨＣＯ３）０．１０２９ｇを反応管に詰め、ガス組成をＣＯ２：Ｈ２Ｏ：Ｈｅ＝１：０：１（モル比）とし、温度２００℃の条件で、全圧２．０ＭＰａＧで６００秒吸着させ、その後全圧０．３ＭＰａＧまで降圧し、吸着剤から脱離したＣＯ２を定量した。２回同じ操作を行ったが、いずれの場合も定量結果は測定限界以下（測定誤差内）であった。この実験結果から、水蒸気非存在下では炭酸水素セシウムへのＣＯ２の吸着及び炭酸水素セシウムからのＣＯ２の脱離は起こらないと考えられた。
１１…ガス化設備
１２…ガス精製設備
１２１…ガスガスヒータ
１２２…水洗塔
１２３…ＣＯＳ転化器
１２４…脱硫装置
１３…シフト反応設備
１４…コンバインドサイクル発電設備
１４１…ガスタービン
１４２…排熱回収ボイラー
１４３…蒸気タービン
１５…煙突
１６…圧力変動吸着式ＣＯ２分離回収設備
１７…ＣＯ２液化設備
２０…圧縮機
１２…ガス精製設備
１２１…ガスガスヒータ
１２２…水洗塔
１２３…ＣＯＳ転化器
１２４…脱硫装置
１３…シフト反応設備
１４…コンバインドサイクル発電設備
１４１…ガスタービン
１４２…排熱回収ボイラー
１４３…蒸気タービン
１５…煙突
１６…圧力変動吸着式ＣＯ２分離回収設備
１７…ＣＯ２液化設備
２０…圧縮機
Claims (33)
- 担体にリチウム、ルビジウム及びセシウムからなる群から選択される少なくとも１種のアルカリ金属元素が担持された二酸化炭素吸着剤。
- 前記担体に、リチウム、ルビジウム及びセシウム以外のアルカリ金属元素、アルカリ土類金属元素、並びに遷移金属元素からなる群から選択される少なくとも１種の金属元素がさらに担持されている、請求項１に記載の二酸化炭素吸着剤。
- 前記担体に、リチウム、ルビジウム及びセシウム以外のアルカリ金属元素、アルカリ土類金属元素、１３族金属元素、並びに遷移金属元素からなる群から選択される少なくとも１種の金属元素が含有されている、請求項１に記載の二酸化炭素吸着剤。
- 前記担体がメソポーラス材料で形成された担体である、請求項１に記載の二酸化炭素吸着剤。
ただし、メソポーラス材料は、直径２～５０ｎｍの細孔を有する多孔質材料である。 - 前記メソポーラス材料がメソポーラスアルミナである、請求項４に記載の二酸化炭素吸着剤。
- 前記メソポーラス材料がメソポーラスシリカである、請求項４に記載の二酸化炭素吸着剤。
- 前記担体がメソポーラス材料ではない金属含有材料である、請求項１に記載の二酸化炭素吸着剤。
- 前記担体が少なくとも一部にベーマイトを含有するアルミニウム含有材料である、請求項１に記載の二酸化炭素吸着剤。
- アルカリ金属の炭酸塩類を３５質量％以上含む金属含有材料からなる二酸化炭素吸着剤。
ただし、炭酸塩類は、炭酸塩、炭酸水素塩、又は炭酸イオンと炭酸水素イオンの片方若しくは両方を含む化合物を意味する。 - 前記アルカリ金属がセシウム、ルビジウム、及びナトリウムからなる群から選択される少なくとも１種である、請求項９に記載の二酸化炭素吸着剤。
- 前記アルカリ金属が、セシウム及びルビジウムからなる群から選択される少なくとも１種と、リチウム、ナトリウム、及びカリウムからなる群から選択される少なくとも１種とを含む、請求項９に記載の二酸化炭素吸着剤。
- アルカリ金属の炭酸塩類の二酸化炭素吸着剤としての使用。
- 二酸化炭素及び水を含有するガスから二酸化炭素を分離・吸着するための、請求項１～１１のいずれか１項に記載の二酸化炭素吸着剤。
- 圧力スイング吸着法に用いる二酸化炭素吸着剤である、請求項１～１１のいずれか１項に記載の二酸化炭素吸着剤。
- ８０℃以上で二酸化炭素の吸着及び脱離が行われる、請求項１４に記載の二酸化炭素吸着剤。
- 圧力スイング吸着法における請求項１～１１のいずれか１項に記載の二酸化炭素吸着剤の使用。
- ８０℃以上で二酸化炭素の吸着及び脱離を行う、請求項１６に記載の使用。
- 二酸化炭素及び水蒸気を含む混合ガスから二酸化炭素を分離する圧力スイング吸着法において、水蒸気を相対圧０．１０以上含むガスを、二酸化炭素吸着剤が充填された吸着塔に導入する、二酸化炭素分離方法。
- 全圧１ＭＰａ以上、水蒸気１０体積％以上、温度１００℃以上の高温高圧水蒸気共存条件で二酸化炭素吸着剤に二酸化炭素を吸着させる、二酸化炭素分離方法。
- 水蒸気の存在により二酸化炭素吸着量が増大する特徴をもつ二酸化炭素吸着剤を用いる、請求項１８に記載の二酸化炭素分離方法。
- 水蒸気の存在により二酸化炭素吸着量が増大する特徴をもつ二酸化炭素吸着剤を用いる、請求項１９に記載の二酸化炭素分離方法。
- 水蒸気の存在により二酸化炭素吸着量が増大する特徴をもつ二酸化炭素吸着剤として請求項１～１１のいずれか１項に記載の二酸化炭素吸着剤を用いる、請求項２０に記載の二酸化炭素分離方法。
- 前記水蒸気の存在により二酸化炭素吸着量が増大する特徴をもつ二酸化炭素吸着剤として請求項１～１１のいずれか１項に記載の二酸化炭素吸着剤を用いる、請求項２１に記載の二酸化炭素分離方法。
- 炭化水素燃料をガス化して一酸化炭素及び水素を含む合成ガスを生成するガス化設備と、
前記合成ガスを精製するガス精製設備と、
精製された前記合成ガスを水性ガスシフト反応に供して二酸化炭素、水素及び水を含む混合ガスを得るシフト反応設備と、
前記混合ガスから二酸化炭素と、水素及び水を含む水素リッチガスと、を分離する、圧力変動吸着式二酸化炭素分離回収設備と、を備え、
前記圧力変動吸着式二酸化炭素分離回収設備において、請求項１８又は１９に記載の二酸化炭素分離方法を実施する、
二酸化炭素回収・貯留プラント。 - 前記圧力変動吸着式二酸化炭素分離回収設備から導出された二酸化炭素を利用又は輸送する次工程に供給する二酸化炭素の圧力が０．５～１．０ＭＰａＧである、請求項２４に記載の二酸化炭素回収・貯留プラント。
- 前記シフト反応設備から前記圧力変動吸着式二酸化炭素分離回収設備に供給される前記混合ガスの温度が１５０～３５０℃であり、圧力が２．５～８．０ＭＰａＧである、請求項２４に記載の二酸化炭素回収・貯留プラント。
- さらにガスタービン・コンバインドサイクル発電設備を備え、
前記混合ガスから分離された水素が前記ガスタービン・コンバインドサイクル発電設備に供給される、請求項２４に記載の二酸化炭素回収・貯留プラント。 - 請求項２４に記載の二酸化炭素回収・貯留プラントを用いる、二酸化炭素回収・貯留方法。
- 炭化水素燃料をガス化して一酸化炭素及び水素を含む合成ガスを生成するガス化設備と、
前記合成ガスを精製するガス精製設備と、
精製された前記合成ガスを水性ガスシフト反応に供して二酸化炭素、水素及び水を含む混合ガスを得るシフト反応設備と、
前記混合ガスから二酸化炭素と、水素及び水を含む水素リッチガスと、を分離する、圧力変動吸着式二酸化炭素分離回収設備と、を備え、
前記圧力変動吸着式二酸化炭素分離回収設備が、請求項１～１１のいずれか１項に記載の二酸化炭素吸着剤を充填した吸着塔を有する、
二酸化炭素回収・貯留プラント。 - 前記圧力変動吸着式二酸化炭素分離回収設備から導出された二酸化炭素を利用又は輸送する次工程に供給する二酸化炭素の圧力が０．５～１．０ＭＰａＧである、請求項２９に記載の二酸化炭素回収・貯留プラント。
- 前記シフト反応設備から前記圧力変動吸着式二酸化炭素分離回収設備に供給される前記混合ガスの温度が１５０～３５０℃であり、圧力が２．５～８．０ＭＰａＧである、請求項２９に記載の二酸化炭素回収・貯留プラント。
- さらにガスタービン・コンバインドサイクル発電設備を備え、
前記混合ガスから分離された水素が前記ガスタービン・コンバインドサイクル発電設備に供給される、請求項２９に記載の二酸化炭素回収・貯留プラント。 - 請求項２９に記載の二酸化炭素回収・貯留プラントを用いる、二酸化炭素回収・貯留方法。
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|---|---|---|---|
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| PCT/JP2023/036060 WO2024080190A1 (ja) | 2022-10-13 | 2023-10-03 | 二酸化炭素吸着剤、二酸化炭素吸着剤の使用、二酸化炭素分離方法、二酸化炭素回収・貯留プラント、及び二酸化炭素回収・貯留方法 |
Country Status (1)
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