WO2014192381A1 - Ｃｏ２回収装置及びｃｏ２回収方法 - Google Patents

Ｃｏ２回収装置及びｃｏ２回収方法 Download PDF

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Definitions

  • the present invention relates to a CO 2 recovery device and a CO 2 recovery method for recovering CO 2 absorbed in an amine solution.
  • a chemical absorption method is known as a method for removing and recovering CO 2 contained in combustion exhaust gas from thermal power plants and steel plants.
  • a conventional apparatus for recovering CO 2 by a chemical absorption method generally includes an absorption tower and a regeneration tower (for example, Patent Document 1).
  • CO 2 is absorbed in an aqueous solution of an amine compound at 40 to 50 ° C. (hereinafter referred to as an amine solution).
  • the amine liquid in which CO 2 has been absorbed (hereinafter, rich liquid) is sent to the regeneration tower.
  • the regeneration tower is modeled on a general distillation tower, and the rich liquid dripped inside the regeneration tower is brought into contact with the rising vapor so that the rich liquid is heated.
  • the apparatus system of Patent Document 2 has a low-temperature regeneration tower whose regeneration temperature is 100 ° C., for example, and a high-temperature regeneration tower whose regeneration temperature is 120 ° C., for example.
  • CO 2 can be recovered with less energy overall than a system having only a regeneration tower having a regeneration temperature of 120 ° C.
  • the system of Patent Document 2 requires a 120 ° C. heat source used in the high-temperature regeneration tower.
  • the amine solution is heated at a high temperature steam as described in Patent Documents 1 and 2
  • the vapor containing CO 2 separated from the amine solution amine solution after CO 2 separation becomes high. For this reason, sensible heat / latent heat loss due to cooling of steam-containing CO 2 and sensible heat loss due to amine liquid cooling are large.
  • the CO 2 recovery apparatus uses a general distillation tower as a model for the regeneration tower.
  • the regeneration energy (recovered energy) per unit CO 2 is reduced by increasing the CO 2 desorption amount (recovered amount) in the regeneration tower.
  • the amine liquid in the reboiler is boiled to generate high-temperature steam, the steam is introduced from the lower part of the regeneration tower, and is brought into contact with the amine liquid dripped from the upper part. It has been considered desirable to maintain the amine solution at a high temperature.
  • the amine liquid temperature in a reboiler was adjusted to about 120 degreeC using the comparatively high-quality heat medium (about 120 degreeC) in many cases. This is because development has been carried out on the premise of using a distillation tower type regeneration tower, and until now, no development focusing on reducing the reboiler temperature (regeneration temperature) has been conducted.
  • the present invention has been made in view of the above matters, and an object of the present invention is to provide a CO 2 recovery apparatus and a CO 2 recovery method capable of recovering CO 2 using relatively low-grade heat of 100 ° C. or lower. Is to provide.
  • CO 2 recovery apparatus an absorbing portion for absorbing the CO 2 in the basic aqueous solution, a basic aqueous solution from which CO 2 has been absorbed, and heated using the following thermal medium 100 ° C. And a regeneration unit for desorbing the steam-containing CO 2 .
  • a heat exchanger that performs heat exchange between the basic aqueous solution in which the CO 2 has been absorbed and the basic aqueous solution from which the vapor-containing CO 2 has been desorbed, and the basic solution from which the vapor-containing CO 2 has been desorbed after the aqueous solution has passed through the heat exchanger, a cooler for cooling the said basic aqueous solution 50 ° C. or less, by cooling the vapor containing CO 2, and a cooling device for removing moisture from the steam containing CO 2 Further prepare.
  • the heat medium is water.
  • the basic aqueous solution is an alkanolamine aqueous solution.
  • the alkanolamine aqueous solution is an aqueous solution mainly composed of a tertiary amine solution or a highly sterically hindered amine solution, and is an aqueous solution formed by combining any one or more of these.
  • the steam-containing CO 2 is desorbed by heating with a heat medium of 100 ° C. or less by a regenerator having a multi-tube heat exchanger structure.
  • the regenerator includes a regenerator that holds a basic aqueous solution, a heat exchanger that heats the basic aqueous solution with a heat medium of 100 ° C. or less, and a basic unit between the regenerator and the heat exchanger.
  • a system that circulates an aqueous solution, and the system supplies a basic aqueous solution whose temperature has decreased due to desorption of CO 2 in the regenerator to the heat exchanger, and in the heat exchanger A basic aqueous solution supplemented with heat by heating with a heat medium is supplied to the regenerator.
  • either one or both of the portion where the basic aqueous solution is present in the regenerator and the flow path through which the basic aqueous solution passes in the regeneration unit is formed with inorganic powder or inorganic powder.
  • the catalyst which consists of a body is arrange
  • the BET specific surface area of the molded object of the said inorganic powder or an inorganic powder is 7 m ⁇ 2 > / g or more.
  • the catalyst composed of the inorganic powder or the molded body of the inorganic powder is one or a combination of two or more of a zeolite catalyst and an alumina catalyst.
  • CO 2 recovery method the absorption step of absorbing CO 2 in the basic aqueous solution, a basic aqueous solution from which CO 2 has been absorbed, and heated using the following thermal medium 100 ° C. And a regeneration step for desorbing the steam-containing CO 2 .
  • heat exchange is performed in the heat exchange step in which heat exchange is performed between the basic aqueous solution in which the CO 2 is absorbed and the basic aqueous solution in which the vapor-containing CO 2 is desorbed, and the heat exchange is performed in the heat exchange step.
  • the heat medium is water.
  • the basic aqueous solution is an alkanolamine aqueous solution.
  • the alkanolamine aqueous solution is an aqueous solution mainly composed of a tertiary amine solution or a highly sterically hindered amine solution, and is an aqueous solution formed by combining any one or more of these.
  • a regenerator having a multi-tube heat exchanger structure heats the basic aqueous solution in which the CO 2 has been absorbed using a heat medium of 100 ° C. or less to remove the steam-containing CO 2 . Let go.
  • CO 2 is desorbed in a regenerator having a basic aqueous solution, and the basic aqueous solution whose temperature has decreased due to desorption is heated in a heat exchanger with a heat medium of 100 ° C. or less. Then, the basic aqueous solution is replenished with heat, and the basic aqueous solution supplemented with the heat is supplied again to the regenerator to desorb the vapor-containing CO 2 .
  • either one or both of the portion where the basic aqueous solution exists in the regenerator and the flow path through which the basic aqueous solution passes in the regenerator are formed with an inorganic powder or an inorganic powder molded body.
  • the inorganic powder or the compact of the inorganic powder has a BET specific surface area of 7 m 2 / g or more.
  • the catalyst composed of the inorganic powder or the molded body of the inorganic powder is one or a combination of two or more of a zeolite catalyst and an alumina catalyst.
  • the heat supply to the basic aqueous solution uses a heat medium of 100 ° C. or less.
  • low-grade heat such as a heat source of 100 ° C. or less
  • unused exhaust heat energy in power plants, steelworks, and other industries can be used. From the above, according to the present invention, CO 2 can be recovered using low-grade heat.
  • the steam-containing CO 2 Only CO 2 is recovered from the steam. For this reason, CO 2 can be recovered.
  • the following (1) due to the recovery of CO 2 can be kept low respectively waste heat of (2).
  • (2) Exhaust heat amount when cooling the steam-containing CO 2 That is, for (1), by using the heat medium of 100 ° C. or less, the steam-containing CO
  • the basic aqueous solution after 2 is desorbed has a lower temperature than when high temperature steam is used. Therefore, it is possible to reduce the amount of exhaust heat in the cooling step before introducing the basic aqueous solution after the vapor-containing CO 2 is desorbed into the absorption tower.
  • the amount of exhaust heat accompanying CO 2 recovery can be kept low, and as a result, the thermal energy required for CO 2 recovery can be kept low.
  • FIG. 1 is a schematic diagram 1 schematically showing an embodiment of a CO 2 desorption apparatus according to a first embodiment of the present invention. It is sectional drawing which shows the heat exchanger which can be used as a regenerator in FIG.
  • An embodiment of the CO 2 elimination device according to a second embodiment of the present invention is a schematic diagram 2 illustrating schematically.
  • FIG. 1 is a schematic diagram showing a CO 2 recovery apparatus 1 according to the first embodiment.
  • the CO 2 recovery apparatus 1 according to the first embodiment removes and recovers CO 2 contained in exhaust gas using a basic aqueous solution.
  • the basic aqueous solution used in the first embodiment is an alkanolamine aqueous solution (hereinafter referred to as an amine solution) based on alkanolamine.
  • the amine solution is preferably a tertiary amine solution or an aqueous solution mainly composed of an amine solution having a large steric hindrance, and any one or a combination of these can be used.
  • the tertiary amine include 2-dimethylaminoethanol, N-methyldiethanolamine, and triethylenediamine.
  • An amine solution having a large steric hindrance is an amine solution in which a plurality of functional groups of alkyl groups, hydroxyl groups, and amino groups are bonded to one or more C atoms adjacent to the N atom, such as 2-isopropylaminoethanol. (IPAE) and 2-tert-butylaminoethanol (t-BAE), but are not limited thereto.
  • An aqueous solution mainly composed of a tertiary amine solution or an amine solution having a large steric hindrance may have a hydroxyl group (—OH group) or an ether group (—O—), and has a cyclic structure. May be.
  • aqueous solution containing a tertiary amine solution or an amine solution having a large steric hindrance as a main component is shown below.
  • CO 2 in an amine solution exists as a main form as a carbamate ion bonded to an N atom of an amine molecule or as a bicarbonate ion, but in a tertiary amine, CO 2 exists as a bicarbonate ion as a main form.
  • the amine solution having a large steric hindrance it exists as a bicarbonate ion as a main form rather than a carbamate ion.
  • the CO 2 recovery device 1 is roughly divided into an absorption unit 2 and a regeneration unit 3.
  • exhaust gas is introduced from the boiler.
  • the exhaust gas contains CO 2 , N 2 , H 2 O, and O 2 .
  • CO 2 contained in the exhaust gas is absorbed and removed by the amine liquid.
  • the amine liquid in which CO 2 has been absorbed (hereinafter, rich liquid) is sent to the regeneration unit 3 through lines L1 and L2.
  • the line L1 is provided with an absorption liquid extraction pump 11 that pumps the rich liquid.
  • the rich liquid is heated using a heat medium of 100 ° C. or lower.
  • CO 2 containing vapor is desorbed from the rich liquid.
  • water is used as the heat medium, but steam or a water-steam mixture may be used.
  • An oil medium such as silicon oil can also be used.
  • the amine liquid after the vapor-containing CO 2 has been desorbed (those from which the vapor-containing CO 2 has been desorbed from the rich liquid: hereinafter, lean liquid) is supplied through the lines L3 and L4 to the CO 2 absorption tower 21 of the absorber 2. Sent to and reused.
  • the line L3 is provided with a regeneration liquid extraction pump 12 for lean liquid pressure feeding.
  • the line L4 is provided with an amine liquid cooler 24 that cools the lean liquid sent to the absorber 2.
  • the cooling temperature of the lean liquid is set to about 40 ° C. in consideration of the cooling water temperature.
  • the absorption tower 21 is composed of a tower body extending in the vertical direction.
  • a line L4 is connected to the tower top H3 of the absorption tower 21.
  • the lean liquid is introduced into the tower top H3.
  • This lean liquid is one in which the vapor-containing CO 2 is desorbed in the regenerating unit 3 and cooled to about 40 ° C. by the amine liquid cooler 24.
  • a filler 22 is disposed in the intermediate portion H2 of the absorption tower 21.
  • the exhaust gas introduced into the tower bottom H1 and the lean liquid introduced into the tower top H3 react in contact with each other in the inside of the filler 22. By this reaction, CO 2 contained in the exhaust gas is absorbed and removed by the amine liquid.
  • a gas discharge port 23 is formed at the tower top H3. The exhaust gas from which CO 2 has been removed is discharged to the outside from the gas outlet 23.
  • a line L1 is connected to the tower bottom H1.
  • the rich liquid in which CO 2 has been absorbed is sent to the heating container type heat exchanger 31 of the regeneration unit 3.
  • the regenerator 3 is provided with a cooling device 51 and a CO 2 separator 52 in addition to the heating container regenerator 31.
  • the heating container type regenerator 31 is connected to the rich lean heat exchanger 41 via lines L2 and L3.
  • the heating container type regenerator 31 and the CO 2 separator 52 are connected via a line 5.
  • the rich liquid in which CO 2 has been absorbed by the absorption tower 21 is sent to the rich lean heat exchanger 41 through the line L1. Further, the lean liquid from which the steam-containing CO 2 has been desorbed by the heating container type regenerator 31 is sent to the rich lean heat exchanger 41 through the line L3.
  • the rich lean heat exchanger 41 exchanges heat between the rich liquid and the lean liquid.
  • the rich liquid is heated and the lean liquid is cooled by the heat exchange.
  • the rich liquid is sent to the heating container type regenerator 31 through the line L2.
  • the heating container type regenerator 31 heats the rich liquid using water of 100 ° C. or less. By this heating, the vapor-containing CO 2 is desorbed from the rich liquid.
  • the steam-containing CO 2 is sent to the cooling device 51 and the CO 2 separator 52 through the line L5, and CO 2 is separated and recovered from the steam-containing CO 2 .
  • the CO 2 separation is to remove moisture from the steam by cooling the steam-containing CO 2 sent from the heating container type regenerator 31 with the cooling device 51.
  • the water removed from the vapor is stored in the CO 2 separator 52.
  • the lean liquid from which the vapor-containing CO 2 is desorbed is sent from the heating container type regenerator 31 to the rich lean heat exchanger 41 through the line L3, and is heat-exchanged with the rich liquid. After this heat exchange, the lean liquid is cooled by the amine liquid cooler 24 through the line L4 and then sent to the absorption tower 21 to absorb CO 2 .
  • FIG. 2 shows a known shell-and-tube multi-tubular heat exchanger 101 that can be used as the heating container type regenerator 31.
  • the multi-tube heat exchanger 101 will be described.
  • a heat medium inlet 102 and a heat medium outlet 103 are formed at one end in the longitudinal direction, and water heated to 100 ° C. or less is introduced from the heat medium inlet 102.
  • U-shaped heat transfer tubes 113 and 114 are provided inside the multitubular heat exchanger 101 shown in FIG. One end of each of the heat transfer tubes 113 and 114 communicates with the heat medium inlet 102 and the other end communicates with the heat medium outlet 103.
  • the water introduced from the heat medium inlet 102 passes through the heat transfer tubes 113 and 114 and flows toward the other side. After making a U-turn, the water flows toward the one side.
  • An amine liquid inlet 111 and a steam-containing CO 2 outlet 112 are formed at the side edge of the multitubular heat exchanger 101.
  • the multi-tube heat exchanger 101 has a structure in which a hole processing is performed so as to provide an amine liquid outlet hole 122 in the middle part of the shell and tube body.
  • the amine liquid inlet 111 and the amine liquid outlet hole 122 are connected to lines L2 and L3, respectively, and the rich liquid is introduced into the multi-tube heat exchanger 101 from the amine liquid inlet 111.
  • the rich liquid introduced from the amine liquid inlet 111 flows through the space around the heat transfer tubes 113 and 114.
  • a baffle plate 131 is provided in the surrounding space.
  • the rich liquid flows in a zigzag shape due to the presence of the baffle plate 131.
  • the rich liquid exchanges heat with the water in the heat transfer tubes 113 and 114 by contacting the outer surfaces of the heat transfer tubes 113 and 114.
  • the rich liquid is heated, and CO 2 is desorbed from the rich liquid.
  • a catalyst (not shown) is disposed in a space (a space around the heat transfer tubes 113 and 114) through which the rich liquid flows.
  • the lean liquid from which CO 2 has been desorbed is discharged from the amine liquid outlet hole 122 and sent to the rich lean heat exchanger 41 (FIG. 1) through the line L3.
  • the amine liquid is stored up to the height of the amine liquid outlet hole 122, and the height of the amine liquid outlet hole 122 is the outer surface of the heat transfer tubes 113 and 114. It is adjusted so that the amine solution contacts the whole.
  • the water passing through the heat transfer tubes 113 and 114 is cooled by heat exchange with the rich liquid.
  • the cooled water is discharged from the heat medium outlet 103.
  • the vapor-containing CO 2 desorbed from the rich liquid is discharged from the vapor-containing CO 2 outlet 112 and sent to the cooling device 51 and the CO 2 separator 52 through the line L5.
  • the exhaust gas from the boiler is introduced into the tower bottom H1 of the absorption tower 21.
  • the amine liquid that has passed through the line L4 is introduced into the tower top H3 of the absorption tower 21.
  • This amine liquid is one in which the steam-containing CO 2 is desorbed by the heating container type regenerator 31, passes through the rich lean heat exchanger 41 and the amine liquid cooler 24, and is cooled to about 40 ° C.
  • the amine liquid introduced into the tower top H3 and the exhaust gas introduced into the tower bottom H1 are in counterflow contact with each other inside the filler 22. As a result, CO 2 in the exhaust gas is absorbed by the amine liquid and removed by a chemical reaction.
  • the exhaust gas from which CO 2 has been removed rises to the tower top H3 and is discharged to the outside from the gas outlet 23.
  • the amine liquid that has absorbed CO 2 falls to the tower bottom H1.
  • the amine liquid that has fallen to the tower bottom H ⁇ b> 1 is pressurized by the pump 11, and then sent to the rich lean heat exchanger 41.
  • the rich lean heat exchanger 41 exchanges heat between the amine liquid from which the CO 2 has been absorbed by the absorption tower 21 and the amine liquid from which the steam-containing CO 2 has been desorbed by the heating container type regenerator 31.
  • the heating container type regenerator 31 heats the amine liquid in which CO 2 that has passed through the rich lean heat exchanger 41 is absorbed using a heat medium of 100 ° C. or less. As a result, the amine solution is heated and CO 2 is desorbed from the amine solution.
  • the steam-containing CO 2 is sent to the CO 2 cooling device 51 and cooled.
  • the moisture contained in the CO 2 -containing steam is condensed, so that the steam-containing CO 2 is separated into high-purity CO 2 and moisture.
  • Water is stored at the bottom of the CO 2 separator 52.
  • CO 2 is discharged to the outside of the CO 2 separator 52 and collected.
  • the amine liquid from which the vapor-containing CO 2 is desorbed is sent to the absorption tower 21 to absorb CO 2 , and then sent to the rich lean heat exchanger 41.
  • FIG. 3 is a schematic diagram showing a CO 2 recovery device 201 according to the second embodiment of the present invention.
  • the absorption unit 202 of the CO 2 recovery device 201 has the same structure as the absorption unit 2 of the CO 2 recovery device 1 shown in FIG.
  • the rich lean heat exchanger 241, the cooling device 251, and the CO 2 separator 252 of the CO 2 recovery device 201 are respectively the rich lean heat exchanger 41, the cooling device 51, and the CO 2 separator 52 of the CO 2 recovery device 1. It is the same structure.
  • the structure of the regeneration unit 203 of the CO 2 recovery device 201 is different from the structure of the regeneration unit 3 of the CO 2 recovery device 1.
  • the regeneration unit 203 includes an unheated container type regenerator 231 that holds the amine liquid, a heat exchanger 232 that can heat the amine liquid with a heat medium of 100 ° C. or less, and the regenerator 231 and the heat exchanger 232. And a system for circulating the amine solution.
  • the non-heated container type regenerator 231 of the regeneration unit 203 is a container that holds an amine liquid, and the vapor-containing CO 2 desorbed from the amine liquid in the container is supplied to the cooling device 251 through a line L205.
  • the non-heating container type regenerator 231 is connected to the rich lean heat exchanger 241 through lines L203 and L206, and is connected to the amine liquid heating heat exchanger 232 through lines L203 and L207.
  • the line L203 is provided with a non-heated container type regenerator regenerated liquid discharge pump 212. By the operation of the regenerative liquid discharge pump 212, a part of the amine liquid in the non-heated container type regenerator 231 is passed through the lines L203 and L206.
  • the heat exchanger 232 for heating the amine liquid is a heat exchanger that heats the amine liquid supplied from the regenerator 231 with a heat medium of 100 ° C. or less.
  • the regeneration unit 203 includes a line L208 in which the amine liquid heated by the amine liquid heating heat exchanger 232 returns to the non-heated container type regenerator 231.
  • water is used as the heat medium, but steam or a water-steam mixture may be used.
  • An oil medium such as silicon oil can also be used.
  • the structure of the non-heated container type regenerator 231 is not particularly limited as long as the structure can hold a certain amount of amine liquid.
  • the absorption method in the absorption tower 221 is the same as the absorption method using the absorption tower 21 of the CO 2 recovery apparatus 1.
  • the heat exchange method between the rich liquid and the lean liquid using the rich lean heat exchanger 241 is the same as the heat exchange method using the rich lean heat exchanger 41 of the CO 2 recovery apparatus 1.
  • the method of cooling the steam-containing CO 2 passing through the line L205 using the cooling device 251 and separating water and CO 2 using the subsequent CO 2 separator 252 is the cooling device 51 of the CO 2 recovery device 1. This is the same as the method of cooling using water and then separating water and CO 2 using the CO 2 separator 52.
  • CO 2 is desorbed from the amine liquid by the non-heating container type regenerator 231 of the regenerating unit 203, and the desorbed vapor-containing CO 2 is cooled by the cooling device 251.
  • Pressure is sent to the rich lean heat exchanger 241 through the lines L203 and L206, and a part of the amine solution is sent to the heat exchanger 232 for heating the amine solution through the lines L203 and L207.
  • the amine liquid supplied to the heat exchanger 232 for heating the amine liquid is heated by a heat medium of 100 ° C. or less in the heat exchanger 232 to replenish heat.
  • the heated amine liquid is supplied again to the non-heated container type regenerator 231 to maintain the temperature of the amine liquid in the non-heated container type regenerator 231 and desorb the vapor-containing CO 2 .
  • a heat medium of 100 ° C. or less is used to supply heat to the amine liquid.
  • Low-grade heat such as a heat source of 100 ° C. or less can use unused exhaust heat energy in power plants, steelworks, and other industries. From the above, according to the first and second embodiments, CO 2 can be recovered using low-grade heat.
  • the steam-containing CO 2 is desorbed from the amine liquid by performing heat exchange between the amine liquid in which CO 2 is absorbed and the heat medium. Furthermore, moisture is removed from the steam by cooling the steam-containing CO 2 . For this reason, CO 2 can be recovered.
  • the following energy (1) to (3) required for CO 2 recovery can be kept low.
  • the low-temperature amine liquid is cooled and heat exchanged with the heat medium (water). Therefore, it is possible to reduce the amount of exhaust heat in the cooling step before introducing the amine liquid after the CO 2 -containing vapor is desorbed into the absorption tower.
  • the amount of exhaust heat required for CO 2 recovery can be kept low, and as a result, the heat energy required for CO 2 recovery can be kept low.
  • low temperature water of 100 ° C. or lower is used as a heat medium for heat exchange with the amine liquid. For this reason, effective use of low-temperature water with low exergy (that is, low quality with low utility value that is difficult to convert to mechanical work) is achieved.
  • heat exchange between the amine liquid and the heat medium may be performed in a state where the catalyst is disposed in the flow path of the amine liquid.
  • elimination reaction of the steam-containing CO 2 is accelerated, can often recover the CO 2.
  • the catalyst is selected from among the portion of the heating vessel type regenerator 31 or the non-heating vessel type regenerator 231 where the amine solution is present, and the flow path (inside the pipe) through which the amine solution passes in the regeneration unit 3,203. It can arrange
  • the catalyst will be described in detail.
  • the catalyst is composed of an inorganic powder or a molded body of an inorganic powder having a BET specific surface area of 7 m 2 / g or more.
  • the inorganic powder or the compact of the inorganic powder has a BET specific surface area of 7 m 2 / g or more, the catalyst is excellent in the action of desorbing vapor-containing CO 2 from the amine liquid.
  • the BET specific surface area is a value obtained by dividing the surface area including the microscopic surface irregularities and pores of the inorganic powder by its mass. Molecules for which the adsorption occupation area is calculated can be adsorbed at the temperature of liquid nitrogen and obtained from the adsorption amount.
  • the upper limit of the BET specific surface area is preferably 300 m 2 / g or less.
  • the specific surface area of the inorganic powder or the compact of the inorganic powder can be obtained by measuring the specific surface area of the inorganic powder.
  • the specific surface area of inorganic powder is 7 m ⁇ 2 > / g or more
  • the specific surface area of the molded object of the inorganic powder is also 7 m ⁇ 2 > / g or more.
  • the BET specific surface area of the inorganic powder can be measured with a commercially available measuring instrument.
  • An example is NOVA-4200e manufactured by QUANTACHROM.
  • the component of the catalyst is not particularly limited as long as it is an inorganic component.
  • any inorganic component such as boron nitride (BN), metal oxide, metal nitride, metal carbide, metal boride, metal (simple substance), intermetallic compound, and clay mineral can be used.
  • a complex oxide can also be used as the oxide.
  • a catalyst can be used combining 1 type, or 2 or more types of inorganic powder or the molded object of inorganic powder.
  • Examples of the metal oxide include Al 2 O 3 , SiO 2 , TiO 2 , Cr 2 O 3 , MgO, Ga 2 O 3 , CuO, and ZnO.
  • Examples of the composite metal oxide include Al 2 O 3 —Ga 2 O 3 , CuO—ZnO, Al 2 O 3 —SiO 2 , SiO 2 —TiO 2 , lanthanum strontium magnesium gallate (LSGM), And lanthanum strontium magnesium cobalt gallate (LSGMC).
  • metal nitride examples include AlN, SiN, TiN, and the like.
  • metal carbide examples include SiC, TiC, MgC 2 and the like.
  • metal boride examples include Co 2 B, Fe 2 B, Ni 2 B, PtB, RuB 2 and the like.
  • metal examples include Pd, Fe, Co, Ni, Cu, Ru, Ag, Au, Pt, and Cr.
  • intermetallic compound examples include AlFe, CoPt 3 , CoFe, RuTi, and the like.
  • clay minerals include zeolite, talc, sepiolite, kaolinite, and montmorillonite.
  • At least one selected from the group consisting of BN, Ga 2 O 3 , Al 2 O 3 , Pd, Fe, and zeolite is preferable.
  • an inorganic powder in which a metal is supported on the above-described components or a molded body of an inorganic powder may be used.
  • the metal to be supported the same metals as the above-mentioned components (Pd, Fe, Co, Ni, Cu, Ru, Ag, Au, Pt, Cr, etc.) can be used.
  • Pd, Fe, Co, Ni, Cu, Ru, Ag, Au, Pt, Cr, etc. the same metals as the above-mentioned components
  • Al 2 O 3 is used as the catalyst, at least one selected from the group consisting of Pd, Fe, Co, Ag, and Ni (in particular, at least one selected from the group consisting of Pd, Fe, and Ag).
  • the supported amount is preferably 0.1 to 10 wt% of the entire catalyst.
  • the catalyst carrying a metal often has a so-called oxidation state immediately after preparation.
  • the metal can be changed from an oxidized state to a metal state by performing a reduction treatment in advance. Thereby, the catalytic activity of the catalyst can be expressed more.
  • heat treatment may be performed in a gas such as H 2 or H 2 —N 2 .
  • the heat treatment temperature is preferably 200 to 400 ° C.
  • the heat treatment time is preferably about 30 minutes to 5 hours.
  • the shape of the inorganic powder is not particularly limited.
  • a spherical shape, a granular shape, an indefinite shape, a dendritic shape, a needle shape, a rod shape, a flat shape and the like can be mentioned.
  • the size of the inorganic powder is not particularly limited, but when the shape is spherical, it is preferable to use one having a diameter of about 0.01 to 10 ⁇ m.
  • a molded body obtained by molding inorganic powder (a molded body of inorganic powder) can also be used.
  • the shape of the molded body is not particularly limited, and examples thereof include a spherical shape, a cylindrical shape, a disc shape, a ring shape, and a coating shape.
  • the size of the inorganic powder molded body is not particularly limited, but when the molded body is disk-shaped, the diameter is preferably about 1 to 100 mm.
  • the method for producing a molded body of inorganic powder is not particularly limited, and examples thereof include molding the inorganic powder usable in the present invention with a tableting machine or an extrusion molding machine.
  • the coating film thickness is preferably about 0.1 to 0.5 mm.
  • a paste composition is prepared by mixing inorganic powder with an organic substance such as polyethylene glycol and ethyl cellulose, and the composition is fired after being applied. It can be formed by decomposing and removing organic matter. In addition, as a calcination temperature, 200 degreeC or more is preferable.
  • Example 1 As Example 1 of the present invention, 660 mg of zeolite (manufactured by Tosoh Corporation, trade name HSZ-640 HOD1A, BET specific surface area catalog value 400 m 2 / g; extruded shape having a diameter of about 1.5 mm and a length of about 6 mm) was prepared. .
  • zeolite manufactured by Tosoh Corporation, trade name HSZ-640 HOD1A, BET specific surface area catalog value 400 m 2 / g; extruded shape having a diameter of about 1.5 mm and a length of about 6 mm
  • Example 2 As Example 2 of the present invention, 660 mg of spherical Al 2 O 3 (manufactured by Sumitomo Chemical Co., Ltd., trade name KHA-46, BET specific surface area catalog value 150 m 2 / g) was prepared. Specifically, six 110 mg spherical Al 2 O 3 having a diameter of about 5 mm were prepared.
  • Comparative Example As a comparative example for comparison with Examples 1 and 2, a conventionally used metal filler (660 mg) was prepared. Specifically, six metal fillers (100 mg) obtained by rolling a 6 mm wide and 30 mm long stainless steel mesh to a diameter of 6 mm and one stainless steel mesh 6 mm wide and 18 mm long are rounded to a diameter of 6 mm. A total of 7 metal fillers (600 mg) obtained in this manner were prepared.
  • Test Example 1 Measurement of surface area For each of the catalysts of Examples 1 and 2 and Comparative Example, the apparent surface area was calculated and the BET specific surface area was measured.
  • the apparent surface area was calculated from the size and shape of each catalyst.
  • the apparent surface area was determined from the diameter, length, and number of stainless yarns constituting the mesh.
  • the BET specific surface area was obtained by NOVA-4200e manufactured by QUANTACHROM. The measurement results are shown in Table 1.
  • Test Example 2 elimination rate and 151.6 g-CO 2 / L aqueous amine solution 150 that has absorbed CO 2 in the in CO 2 calculation flask desorption rate per apparent surface area of the CO 2 present in the test solution the flask After putting in, each catalyst of Example 1 and 2 or a comparative example was thrown in, and the said absorption liquid was heated until it became 75 degreeC. The heating was performed by heating silicon oil in the oil bath to 90 ° C. and immersing the flask in the silicon oil. Table 1 below shows the test results obtained by measuring the desorbed CO 2 flow rate when the absorption liquid is 75 ° C. with a mass flow flow meter (Azbil Corporation MQV0002).

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Abstract

１００℃以下の低品位排熱のみを用いて、ＣＯ２を回収可能なＣＯ２回収装置を提供することを課題とする。塩基性水溶液にＣＯ２を吸収させる吸収塔と、ＣＯ２が吸収された塩基性水溶液を、１００℃以下の熱媒体を用いて加熱し、ＣＯ２を脱離させる再生器とを備える。

Description

ＣＯ２回収装置及びＣＯ２回収方法
　本発明は、アミン液に吸収されたＣＯ２を回収するＣＯ２回収装置及びＣＯ２回収方法に関する。
　火力発電所や鉄鋼所の燃焼排ガスに含まれるＣＯ２を除去・回収する方法として、化学吸収法が知られている。化学吸収法でＣＯ２を回収する従来の装置は、一般に、吸収塔と再生塔とを備える（例えば特許文献１）。吸収塔では、４０～５０℃のアミン化合物の水溶液（以下、アミン液という）に、ＣＯ２が吸収される。ＣＯ２が吸収されたアミン液（以下、リッチ液）は、再生塔に送られる。再生塔は一般的な蒸留塔をモデルとしており、再生塔内部で滴下されるリッチ液が、上昇する蒸気と対向接触することでリッチ液が加熱され、その結果、リッチ液からＣＯ２が脱離する。（この脱離で発生したガスには飽和蒸気が含まれるため、以下、蒸気含有ＣＯ２と示す。）。リッチ液からＣＯ２が脱離したアミン液は、再生塔内、または再生塔に接続されたリボイラー内で、外部から導入した高温スチームによって加熱され、その結果、アミン液から蒸気が発生する。この蒸気が、再生塔下部から導入され前述のようにリッチ液を加熱する。再生塔で発生した蒸気含有ＣＯ２は再生塔塔頂から出た後に冷却されることで、蒸気含有ＣＯ２から水分が除去されＣＯ２が回収される。ＣＯ２が脱離したアミン液（以下、リーン液）は、４０～５０℃に冷却されて、吸収塔に送られて再利用される。
　上記従来の装置でのＣＯ２回収は、１２０℃程度の高温スチームを用いて、再生塔内または再生塔に接続したリボイラー内でアミン液を加熱しアミン液から蒸気を発生させている。その結果、アミン液を高い温度に加熱することができる。これにより、アミン液からのＣＯ２回収量を増やすことができる。
　しかしながら、上記従来の装置では、１２０℃程度の高温スチームを発生させる多大なエネルギーを要するため、エネルギーの低減を目的としたシステムがこれまで多数提案されている。これらのうち、例えば再生塔でのアミン液の温度（再生温度）を１００℃程度に下げたシステムとしては、以下の特許文献２に開示される例が挙げられる。
　特許文献２の装置システムは、再生温度が例えば１００℃である低温再生塔内と、再生温度が例えば１２０℃である高温再生塔を有している。このシステムでは、再生温度が１２０℃である再生塔のみを有するシステムよりも、全体的に少ないエネルギーでＣＯ２を回収できるとしている。しかし、この特許文献２のシステムでは高温再生塔で使用する１２０℃の熱源を必要とする。
また、特許文献１および２に示されるような高温スチームでアミン液が加熱される場合、アミン液から分離した蒸気含有ＣＯ２や、ＣＯ２分離後のアミン液が高温になる。このため、蒸気含有ＣＯ２の冷却による顕熱・潜熱ロスや、アミン液冷却による顕熱ロスが大きい。
特開平５－１８４８６５公報 特開２０１１－５７４８５公報
　これまでＣＯ２回収装置は、特許文献１および２に記載の通り、再生塔は一般的な蒸留塔をモデルとしている。この再生塔でのＣＯ２脱離量（回収量）を増やすことで、単位ＣＯ２あたりの再生エネルギー（回収エネルギー）の低減を図ることが一般的である。より多くのＣＯ２を脱離させるためには、リボイラー内のアミン液を沸騰させて、高温の蒸気を発生させ、再生塔下部から蒸気を導入し、上部から滴下されるアミン液と対向接触させ、アミン液を高温に維持することが望ましいと考えられてきた。そしてこれを実現すべく、比較的高品位な１２０℃程度の熱媒体（多くの場合、スチーム）を用いて、リボイラー内のアミン液温度が約１２０℃に調整されていた。このことは、蒸留塔型の再生塔の使用を前提として開発が行なわれてきたためであり、これまでリボイラー温度（再生温度）を低減することに着目した開発は行なわれていなかった。
　本発明は、上記事項に鑑みてなされたものであって、その目的は、１００℃以下の比較的低品位な熱を用いて、ＣＯ２を回収可能なＣＯ２回収装置及びＣＯ２回収方法を提供することである。
　本発明の第１の観点に係るＣＯ２回収装置は、塩基性水溶液にＣＯ２を吸収させる吸収部と、ＣＯ２が吸収された塩基性水溶液を、１００℃以下の熱媒体を用いて加熱し、蒸気含有ＣＯ２を脱離させる再生部とを備える。
　好ましくは、前記ＣＯ２が吸収された塩基性水溶液と、蒸気含有ＣＯ２が脱離した塩基性水溶液との間で熱交換を行う熱交換器と、前記蒸気含有ＣＯ２が脱離した塩基性水溶液が前記熱交換器を通過した後に、該塩基性水溶液を５０℃以下に冷却するクーラーと、前記蒸気含有ＣＯ２を冷却することで、該蒸気含有ＣＯ２から水分を除去する冷却装置とをさらに備える。
　好ましくは、前記熱媒体は、水である。
　好ましくは、前記塩基性水溶液は、アルカノールアミン水溶液である。
　好ましくは、前記アルカノールアミン水溶液が３級アミン液乃至立体障害の大きいアミン液を主成分とする水溶液で、これらのいずれか１種又は２種以上を組み合わせてなる水溶液である。
　好ましくは、前記再生部では、多管式熱交換器構造の再生器によって、１００℃以下の熱媒体を用いて加熱し、蒸気含有ＣＯ２を脱離させる。
　好ましくは、前記再生部は、塩基性水溶液を保有する再生器と、塩基性水溶液を１００℃以下の熱媒体で加熱する熱交換器と、前記再生器と前記熱交換器との間で塩基性水溶液を循環させる系統とを有し、前記系統は、前記再生器においてＣＯ２が脱離して温度が低下した塩基性水溶液を前記熱交換器に供給するとともに、前記熱交換器において１００℃以下の熱媒体による加熱で熱が補充された塩基性水溶液を前記再生器に供給する。
　好ましくは、前記再生器内部の前記塩基性水溶液が存在する部分と、前記再生部における前記塩基性水溶液が通過する流路とのうち、いずれか片方または両方には、無機粉末又は無機粉末の成形体からなる触媒が配置され、前記無機粉末又は無機粉末の成形体のＢＥＴ比表面積は、７ｍ２／ｇ以上である。
　好ましくは、前記無機粉末又は無機粉末の成形体からなる触媒が、ゼオライト触媒またはアルミナ触媒のいずれか１種又は２種以上の組み合わせである。
　本発明の第２の観点に係るＣＯ２回収方法は、塩基性水溶液にＣＯ２を吸収させる吸収工程と、ＣＯ２が吸収された塩基性水溶液を、１００℃以下の熱媒体を用いて加熱し、蒸気含有ＣＯ２を脱離させる再生工程とを備える。
　好ましくは、前記ＣＯ２が吸収された塩基性水溶液と、蒸気含有ＣＯ２が脱離した塩基性水溶液との間で熱交換を行う熱交換工程と、前記熱交換工程で熱交換が行われた前記蒸気含有ＣＯ２が脱離した塩基性水溶液を、５０℃以下に冷却する冷却工程と、前記蒸気含有ＣＯ２を冷却することで、該蒸気含有ＣＯ２から水分を除去するＣＯ２脱離工程とをさらに備える。
　好ましくは、前記熱媒体は、水である。
　好ましくは、前記塩基性水溶液は、アルカノールアミン水溶液である。
　好ましくは、前記アルカノールアミン水溶液が３級アミン液乃至立体障害の大きいアミン液を主成分とする水溶液で、これらのいずれか１種又は２種以上を組み合わせてなる水溶液である。
　好ましくは、前記再生工程では、多管式熱交換器構造の再生器が、前記ＣＯ２が吸収された塩基性水溶液を、１００℃以下の熱媒体を用いて加熱し、蒸気含有ＣＯ２を脱離させる。
　好ましくは、前記再生工程では、塩基性水溶液を保有する再生器でＣＯ２が脱離するとともに、脱離によって温度が低下した塩基性水溶液を、熱交換器で１００℃以下の熱媒体で加熱して、該塩基性水溶液に熱を補充し、該熱を補充した塩基性水溶液を前記再生器に再度供給することにより、蒸気含有ＣＯ２を脱離させる。
　好ましくは、前記再生器内部の前記塩基性水溶液が存在する部分と、前記再生部における前記塩基性水溶液が通過する流路との、いずれか片方または両方には、無機粉末又は無機粉末の成形体からなる触媒が配置され、前記無機粉末又は無機粉末の成形体のＢＥＴ比表面積は、７ｍ２／ｇ以上である。
　好ましくは、前記無機粉末又は無機粉末の成形体からなる触媒が、ゼオライト触媒またはアルミナ触媒のいずれか１種又は２種以上の組み合わせである。
　本発明によれば、再生器において、塩基性水溶液から蒸気含有ＣＯ２を脱離させるにあたり、塩基性水溶液への熱供給は１００℃以下の熱媒体を用いる。１００℃以下の熱源のような低品位熱（低エクセルギー）としては、発電所や製鉄所、その他産業における未利用の排熱エネルギーを利用できる。以上のことから、本発明によれば、低品位熱を用いてＣＯ２を回収することができる。
　また本発明によれば、ＣＯ２が吸収された塩基性水溶液と液状の熱媒体との間で熱交換を行うことで、前記塩基性水溶液から、蒸気含有ＣＯ２を脱離し、蒸気含有ＣＯ２を冷却することで、該蒸気からＣＯ２のみを回収する。このため、ＣＯ２を回収することができる。そして本発明によれば、ＣＯ２の回収に伴う下記（１）、（２）の排熱量をそれぞれ低く抑えることができる。
（１）塩基性水溶液を冷却する際の排熱量
（２）蒸気含有ＣＯ２を冷却する際の排熱量
　すなわち、（１）については、上記１００℃以下の熱媒体を用いることで、蒸気含有ＣＯ２が脱離した後の塩基性水溶液は、高温スチームを利用したときよりも低温になる。従って蒸気含有ＣＯ２が脱離した後の塩基性水溶液を吸収塔に導入する前の冷却工程における排熱量を少なくすることができる。
　（２）については、上記１００℃以下の熱媒体を用いることで、塩基性水溶液から脱離する蒸気含有ＣＯ２は、高温スチームを利用したときよりも低温になる。したがって、蒸気含有ＣＯ２からＣＯ２を分離するために、蒸気含有ＣＯ２の温度を大きく低下させることを要しない。このため、蒸気含有ＣＯ２を冷却する排熱量を低く抑えることができる。
　以上のことから、本発明によれば、ＣＯ２回収に伴う排熱量を低く抑えることができ、その結果として、ＣＯ２の回収に要する熱エネルギーを低く抑えることができる。
本発明の第１実施形態に係るＣＯ２脱離装置の一実施の形態を概略的に示した模式図１である。 図１における再生器として使用できる熱交換器を示す断面図である。 本発明の第２実施形態に係るＣＯ２脱離装置の一実施の形態を概略的に示した模式図２である。
　以下、本発明の第１実施形態に係るＣＯ２回収装置及びＣＯ２回収方法について説明する。図１は、第１実施形態に係るＣＯ２回収装置１を示す模式図である。第１実施形態に係るＣＯ２回収装置１は、排ガスに含まれるＣＯ２を、塩基性水溶液を用いて除去・回収するものである。
　第１実施形態で使用される塩基性水溶液は、アルカノールアミンをベースとするアルカノールアミン水溶液（以下、アミン液）である。例えば、アミン液は、３級アミン液乃至立体障害の大きいアミン液を主成分とする水溶液が好ましく、これらのいずれか１種又は２種以上を組み合わせて使用できる。３級アミンは、例えば２－ジメチルアミノエタノールやＮ－メチルジエタノールアミン、トリエチレンジアミンが挙げられる。また立体障害の大きいアミン液は、Ｎ原子に隣接する一つ以上のＣ原子にアルキル基、ヒドロキシル基、アミノ基のいずれかの官能基が複数結合したアミン液であり、例えば２－イソプロピルアミノエタノール（ＩＰＡＥ）や２―ｔｅｒｔ－ブチルアミノエタノール（ｔ－ＢＡＥ）が挙げられるが、これらに限定されるものではない。また、３級アミン液乃至立体障害の大きいアミン液を主成分とする水溶液は、ヒドロキシル基（－ＯＨ基）やエーテル基（－Ｏ－）を有していてもよく、環状構造を有していても良い。
　以下に、３級アミン液乃至立体障害の大きいアミン液を主成分とする水溶液が好ましい理由を示す。一般に、アミン液中のＣＯ２は、主たる形態として、アミン分子のＮ原子と結合したカルバメートイオンとして、または重炭酸イオンとして存在するが、３級アミン中ではＣＯ２は、主たる形態として重炭酸イオンとして存在し、立体障害の大きいアミン液中では、カルバメートイオンより、主たる形態として重炭酸イオンとして存在する。カルバメートイオンからのＣＯ２脱離には、比較的高いエネルギーを要するのに対し、重炭酸イオンは比較的低いエネルギーにより脱離できる。このことから、重炭酸イオンとして主に存在する３級アミン液乃至立体障害の大きいアミン液を主成分とする水溶液が、低い温度で再生するには好ましいと考えられる。
　図１に示すように、ＣＯ２回収装置１は、吸収部２と、再生部３とに大別される。吸収部２では、ボイラから排ガスが導入される。排ガスにはＣＯ２、Ｎ２、Ｈ２Ｏ、Ｏ２が含まれる。そして吸収塔２１では、排ガスに含まれるＣＯ２が、アミン液に吸収されて除去される。ＣＯ２が吸収されたアミン液（以下、リッチ液）は、ラインＬ１およびＬ２を通じて、再生部３に送られる。ラインＬ１には、リッチ液を圧送する吸収液抜出しポンプ１１が設けられる。
　再生部３の加熱容器型熱交換器３１では、リッチ液が、１００℃以下の熱媒体を用いて加熱される。この結果、リッチ液から蒸気を含むＣＯ２が脱離する。本実施の形態では、上記熱媒体として水が使用されるが、蒸気を使用してもよいし、水－蒸気混合体を使用してもよい。またシリコンオイルなどの油媒体も使用できる。
　そして冷却装置５１で、蒸気含有ＣＯ２が冷却されることで、蒸気含有ＣＯ２から水が凝縮されＣＯ２分離器５２においてＣＯ２が回収される。
　また、蒸気含有ＣＯ２が脱離した後のアミン液（リッチ液から蒸気含有ＣＯ２が脱離したもの：以下、リーン液）は、ラインＬ３，Ｌ４を通じて、吸収部２のＣＯ２吸収塔２１に送られて再利用される。ラインＬ３には、リーン液圧送用の再生液抜出しポンプ１２が設けられる。ラインＬ４には、吸収部２に送られるリーン液を冷却するアミン液クーラー２４が設けられる。リーン液の冷却温度は、冷却水温度を配慮して４０℃程度に設定される。
　吸収塔２１は、鉛直方向に延びる塔体からなる。
　吸収塔２１の塔頂部Ｈ３には、ラインＬ４が接続される。この接続により、塔頂部Ｈ３にはリーン液が導入される。このリーン液は、再生部３で蒸気含有ＣＯ２が脱離されて、アミン液クーラー２４で４０℃程度に冷却されたものである。
　吸収塔２１の中間部Ｈ２内には、充填材２２が配置される。塔底部Ｈ１に導入された排ガスと、塔頂部Ｈ３に導入されたリーン液とは、充填材２２の内部で、対向流接触して反応する。この反応により、排ガスに含まれるＣＯ２が、アミン液に吸収されて除去される。
　また塔頂部Ｈ３には、ガス排出口２３が形成される。ＣＯ２が除去された排ガスは、ガス排出口２３から外部に放出される。
　また塔底部Ｈ１には、ラインＬ１が接続される。この接続により、ＣＯ２が吸収されたリッチ液が、再生部３の加熱容器型熱交換器３１に送られる。
　再生部３には、加熱容器型再生器３１のほか、冷却装置５１およびＣＯ２分離器５２が設けられる。加熱容器型再生器３１は、リッチリーン熱交換器４１と、ラインＬ２，Ｌ３を介して接続される。加熱容器型再生器３１とＣＯ２分離器５２とは、ライン５を介して接続される。
　吸収塔２１でＣＯ２が吸収されたリッチ液は、ラインＬ１を通じて、リッチリーン熱交換器４１に送られる。また、リッチリーン熱交換器４１には、加熱容器型再生器３１で蒸気含有ＣＯ２が脱離されたリーン液が、ラインＬ３を通じて送られる。
　リッチリーン熱交換器４１は、リッチ液とリーン液とを熱交換する。該熱交換により、リッチ液は加熱され、リーン液は冷却される。
　上記リッチリーン熱交換器４１における熱交換後では、リッチ液は、ラインＬ２を通じて、加熱容器型再生器３１に送られる。加熱容器型再生器３１は、リッチ液を、１００℃以下の水を用いて加熱する。この加熱により、リッチ液から蒸気含有ＣＯ２が脱離する。
　蒸気含有ＣＯ２は、ラインＬ５を通じて、冷却装置５１およびＣＯ２分離器５２に送られて、蒸気含有ＣＯ２からＣＯ２が分離して回収される。ＣＯ２分離とは、加熱容器型再生器３１から送られた蒸気含有ＣＯ２を冷却装置５１で冷却することで、該蒸気から水分を除去するものである。該蒸気から除去された水分は、ＣＯ２分離器５２に貯められる。
　また、蒸気含有ＣＯ２が脱離したリーン液は、ラインＬ３を通じて、加熱容器型再生器３１からリッチリーン熱交換器４１に送られて、リッチ液と熱交換される。この熱交換後、リーン液は、ラインＬ４を通じてアミン液クーラー２４にて冷却された後、吸収塔２１に送られて、ＣＯ２を吸収する。
　図２は、加熱容器型再生器３１として使用できる公知のシェルアンドチューブ構造の多管式熱交換器１０１を示す。ただしシェルアンドチューブ構造以外の熱交換器を加熱容器型再生器３１として用いることに何ら問題はない。以下、多管式熱交換器１０１について説明する。
　多管式熱交換器１０１には、長手方向の一方端に熱媒体入口１０２及び熱媒体出口１０３が形成され、熱媒体入口１０２から１００℃以下に加熱された水が導入される。
　図２に示す多管式熱交換器１０１の内部には、Ｕ字状の伝熱管１１３，１１４が設けられる。伝熱管１１３，１１４は、一端が熱媒体入口１０２と連通し、他端が熱媒体出口１０３と連通する。熱媒体入口１０２から導入された水は、伝熱管１１３，１１４内を通過することで、他方側に向けて流れ、Ｕターンした後、一方側に向けて流れる。
　多管式熱交換器１０１の側縁には、アミン液入口１１１や、蒸気含有ＣＯ２出口１１２が形成される。また、多管式熱交換器１０１は、シェルアンドチューブ構造の胴体中部にアミン液出口孔１２２を設けるよう穴加工を施した構造となっている。アミン液入口１１１及びアミン液出口孔１２２は、それぞれラインＬ２，Ｌ３に接続され、アミン液入口１１１から、リッチ液が多管式熱交換器１０１内に導入される。
　アミン液入口１１１から導入されたリッチ液は、伝熱管１１３，１１４の周囲の空間を流れる。該周囲の空間には、邪魔板１３１が設けられる。リッチ液は、邪魔板１３１の存在により、つづら状に流れる。この間、リッチ液は、伝熱管１１３，１１４の外面と接触することで、伝熱管１１３，１１４内の水と熱交換する。この結果、リッチ液が加熱されて、リッチ液からＣＯ２が脱離する。また該ＣＯ２の脱離反応を促進するために、リッチ液が流れる空間（伝熱管１１３，１１４の周囲の空間）には、触媒（図示せず）が配置される。
　ＣＯ２が脱離されたリーン液は、アミン液出口孔１２２から排出されて、ラインＬ３を通じて、リッチリーン熱交換器４１（図１）に送られる。なお多管式熱交換器１０１（図２）は、アミン液出口孔１２２の高さまでアミン液が貯留するようになっており、アミン液出口孔１２２の高さは、伝熱管１１３，１１４の外面全体にアミン液が接触するように調整される。
　伝熱管１１３，１１４内を通過する水は、リッチ液との熱交換により冷却される。該冷却された水は、熱媒体出口１０３から排出される。
　また、リッチ液から脱離した蒸気含有ＣＯ２は、蒸気含有ＣＯ２出口１１２から排出されて、ラインＬ５を通じて、冷却装置５１およびＣＯ２分離器５２に送られる。
　以上の多管式熱交換器１０１を、加熱容器型再生器３１として用いる場合には、装置の大型化を要せず、リッチ液が接触する伝熱管の面積を広く確保できる。このため、リッチ液と水との熱交換が促進されて、リッチ液から多くの蒸気含有ＣＯ２を脱離させることができる。
　次に、ＣＯ２回収装置１を用いたＣＯ２回収方法について説明する。
　ボイラからの排ガスは吸収塔２１の塔底部Ｈ１に導入される。
　吸収塔２１の塔頂部Ｈ３には、ラインＬ４を通過したアミン液が導入される。このアミン液は、加熱容器型再生器３１で蒸気含有ＣＯ２が脱離されて、リッチリーン熱交換器４１およびアミン液クーラー２４を通過し４０℃程度に冷却されたものである。
　塔頂部Ｈ３に導入されたアミン液と、塔底部Ｈ１に導入された排ガスとは、充填材２２の内部で対向流接触する。この結果、化学反応により、排ガス中のＣＯ２がアミン液に吸収されて除去される。
　ＣＯ２が除去された排ガスは、塔頂部Ｈ３に上昇して、ガス排出口２３から外部に放出される。
　ＣＯ２を吸収したアミン液は、塔底部Ｈ１に落下する。塔底部Ｈ１に落下したアミン液は、ポンプ１１で昇圧された後、リッチリーン熱交換器４１に送られる。
　リッチリーン熱交換器４１は、吸収塔２１でＣＯ２が吸収されたアミン液と、加熱容器型再生器３１で蒸気含有ＣＯ２が脱離されたアミン液とを熱交換する。
　加熱容器型再生器３１は、リッチリーン熱交換器４１を通過したＣＯ２が吸収されたアミン液を、１００℃以下の熱媒体を用いて加熱する。この結果、アミン液が加熱されて、アミン液からＣＯ２が脱離する。
　蒸気含有ＣＯ２は、ＣＯ２冷却装置５１に送られて冷却される。この結果、ＣＯ２含有蒸気に含まれる水分が凝縮することで、蒸気含有ＣＯ２は、高純度のＣＯ２と、水分とに分離する。水分は、ＣＯ２分離器５２の塔底部に貯留する。ＣＯ２は、ＣＯ２分離器５２の外部に放出されて回収される。
　蒸気含有ＣＯ２が脱離したアミン液は、吸収塔２１に送られて、ＣＯ２を吸収し、その後、リッチリーン熱交換器４１に送られる。
　次に、本発明の第２実施形態に係るＣＯ２回収装置及びＣＯ２回収方法について説明する。図３は、本発明の第２実施形態に係るＣＯ２回収装置２０１を示す模式図である。ＣＯ２回収装置２０１の吸収部２０２は、図１に示すＣＯ２回収装置１の吸収部２と同じ構造である。ＣＯ２回収装置２０１のリッチリーン熱交換器２４１、冷却装置２５１、およびＣＯ２分離器２５２は、それぞれＣＯ２回収装置１のリッチリーン熱交換器４１、冷却装置５１、およびＣＯ２分離器５２と同じ構造である。
　ＣＯ２回収装置２０１の再生部２０３の構造は、ＣＯ２回収装置１の再生部３の構造と異なる。再生部２０３は、アミン液を保有する非加熱容器型再生器２３１と、１００℃以下の熱媒体でアミン液を加熱できる熱交換器２３２と、該再生器２３１と該熱交換器２３２との間でアミン液を循環させる系統とを有する。
　再生部２０３の非加熱容器型再生器２３１は、アミン液を保有する容器であり、該容器内のアミン液から脱離した蒸気含有ＣＯ２は、ラインＬ２０５を通じて冷却装置２５１へ供給される。非加熱容器型再生器２３１は、ラインＬ２０３，Ｌ２０６を通じてリッチリーン熱交換器２４１に接続され、ラインＬ２０３，Ｌ２０７を通じてアミン液加熱用熱交換器２３２に接続されている。ラインＬ２０３には非加熱容器型再生器再生液抜出しポンプ２１２が設けられ、該再生液抜出しポンプ２１２の作動により、非加熱容器型再生器２３１内のアミン液の一部を、ラインＬ２０３，Ｌ２０６を通じてリッチリーン熱交換器２４１へ圧送するとともに、非加熱容器型再生器２３１内のアミン液の一部を、ラインＬ２０３，Ｌ２０７を通じてアミン液加熱用熱交換器２３２へ圧送する。アミン液加熱用熱交換器２３２は、再生器２３１から供給されたアミン液を、１００℃以下の熱媒体により加熱する熱交換器である。また、再生部２０３は、アミン液加熱用熱交換器２３２で加熱されたアミン液が非加熱容器型再生器２３１へ戻るラインＬ２０８を有する。本実施の形態では、上記熱媒体として水が使用されるが、蒸気を使用してもよいし、水－蒸気混合体を使用してもよい。またシリコンオイルなどの油媒体も使用できる。
　なお、非加熱容器型再生器２３１の構造は、アミン液を一定量保有できる構造であればよく、特に限定されるものではない。
　次に、ＣＯ２回収装置２０１を用いたＣＯ２回収方法について説明する。
　吸収塔２２１における吸収方法は、ＣＯ２回収装置１の吸収塔２１を用いた吸収方法と同様である。リッチリーン熱交換器２４１を用いたリッチ液とリーン液の熱交換方法は、ＣＯ２回収装置１のリッチリーン熱交換器４１を用いた熱交換方法と同様である。また、ラインＬ２０５を通過する蒸気含有ＣＯ２を、冷却装置２５１を用いて冷却し、続くＣＯ２分離器２５２を用いて水とＣＯ２を分離する方法は、ＣＯ２回収装置１の冷却装置５１を用いて冷却し、続くＣＯ２分離器５２を用いて水とＣＯ２を分離する方法と同様である。
　再生部２０３の非加熱容器型再生器２３１にてアミン液からＣＯ２が脱離し、該脱離した蒸気含有ＣＯ２は冷却装置２５１にて冷却される。非加熱容器型再生器２３１内でＣＯ２が脱離し、該脱離によって温度が低下したアミン液は、非加熱容器型再生器再生液抜出しポンプ２１２が作動することで、一部のアミン液がラインＬ２０３，Ｌ２０６を通じてリッチリーン熱交換器２４１へ圧送され、一部のアミン液がラインＬ２０３，Ｌ２０７を通じてアミン液加熱用熱交換器２３２へ圧送される。アミン液加熱用熱交換器２３２へ供給されたアミン液は、該熱交換器２３２内で１００℃以下の熱媒体により加熱されて、熱が補充される。該加熱されたアミン液は非加熱容器型再生器２３１へ再度供給されて、非加熱容器型再生器２３１内のアミン液の温度を維持し、蒸気含有ＣＯ２を脱離させる。
　上述の第１，第２実施の形態によれば、再生器３１，２３１において、アミン液から蒸気含有ＣＯ２を脱離させるにあたり、アミン液への熱供給は１００℃以下の熱媒体を用いる。１００℃以下の熱源のような低品位熱（低エクセルギー）は、発電所や製鉄所、その他産業における未利用の排熱エネルギーを利用できる。以上のことから、第１，第２実施の形態によれば、低品位熱を用いてＣＯ２を回収することができる。
　また、第１，第２実施形態によれば、ＣＯ２が吸収されたアミン液と熱媒体との間で熱交換を行うことで、前記アミン液から、蒸気含有ＣＯ２が脱離する。さらに、蒸気含有ＣＯ２が冷却されることで、該蒸気から水分が除去される。このため、ＣＯ２を回収することができる。そして本実施の形態によれば、ＣＯ２の回収に要する下記（１）～（３）のエネルギーをそれぞれ低く抑えることができる。
（１）アミン液を冷却する際の排熱量
（２）蒸気含有ＣＯ２を冷却する際の排熱量
　すなわち、（１）については、上記熱媒体として１００℃以下の水を用いることで、蒸気含有ＣＯ２が脱離した後のアミン液は、高温スチームを利用したときよりも低温になる。そして、該低温のアミン液が、冷却されて、熱媒体（水）と熱交換される。従ってＣＯ２含有蒸気が脱離した後のアミン液を吸収塔に導入する前の冷却工程における排熱量を少なくすることができる。
　（２）については、上記熱媒体として１００℃以下の水を用いることで、アミン液から脱離する蒸気含有ＣＯ２は、高温スチームを利用したときよりも低温になる。したがって、蒸気含有ＣＯ２からＣＯ２を分離するために、蒸気含有ＣＯ２の温度を大きく低下させることを要しない。このため、蒸気含有ＣＯ２を冷却する排熱量を低く抑えることができる。
　以上のことから、第１，第２実施形態によれば、ＣＯ２の回収に要する伴う排熱量を低く抑えることができ、その結果として、ＣＯ２の回収に要する熱エネルギーを低く抑えることができる。
　また、アミン液と熱交換する熱媒体として、１００℃以下の低温水が利用される。このため、エクセルギーが低い（つまり、機械的仕事に転化しにくく、利用価値が低い低品位である）低温水の有効利用が図られる。
　また、アミン液の流路に触媒が配置された状態で、アミン液と熱媒体との熱交換が行われてもよい。これにより、蒸気含有ＣＯ２の脱離反応が促進され、ＣＯ２を多く回収できる。触媒は、加熱容器型再生器３１内部または非加熱容器型再生器２３１内部のアミン液が存在する部分と、再生部３，２０３におけるアミン液が通過する流路（配管内部）とのうち、いずれか片方または両方に配置することができ、それらのうち複数箇所に設置しても良い。以下、触媒について詳細に説明する。
　触媒は、ＢＥＴ比表面積が７ｍ２／ｇ以上である無機粉末又は無機粉末の成形体からなる。無機粉末又は無機粉末の成形体のＢＥＴ比表面積が７ｍ２／ｇ以上であることによって、当該触媒はアミン液から蒸気含有ＣＯ２を脱離させる作用に優れる。なお、ＢＥＴ比表面積とは、無機粉末のミクロな表面の凹凸や細孔などの寄与も含んだ表面積をその質量で割った値である。吸着占有面積が算出された分子を液体窒素の温度で吸着させ、その吸着量から求めることができる。ＢＥＴ比表面積の上限は、３００ｍ２／ｇ以下であることが好ましい。
　無機粉末又は無機粉末の成形体の比表面積は、無機粉末の比表面積を測定することにより得られる。なお、無機粉末の比表面積が７ｍ２／ｇ以上である場合、その無機粉末の成形体の比表面積もまた７ｍ２／ｇ以上である。
　無機粉末のＢＥＴ比表面積は、市販の測定器によって測定することができる。例えば、ＱＵＡＮＴＡＣＨＲＯＭ社製　ＮＯＶＡ－４２００ｅ等が挙げられる。
　触媒（無機粉末又は無機粉末の成形体）の成分は、無機成分であれば特に限定されない。例えば、窒化ホウ素（ＢＮ）、金属酸化物、金属窒化物、金属炭化物、金属ホウ化物、金属（単体）、金属間化合物、及び粘土鉱物等のいずれの無機成分も使用できる。また、酸化物として複合酸化物を使用することもできる。なお、触媒は、１種又は２種以上の無機粉末又は無機粉末の成形体を組み合わせて使用することができる。
　金属酸化物としては、例えば、Ａｌ２Ｏ３、ＳｉＯ２、ＴｉＯ２、Ｃｒ２Ｏ３、ＭｇＯ、Ｇａ２Ｏ３、ＣｕＯ、ＺｎＯ等が挙げられる。また、複合金属酸化物としては、例えば、Ａｌ２Ｏ３－Ｇａ２Ｏ３、ＣｕＯ－ＺｎＯ、Ａｌ２Ｏ３－ＳｉＯ２、ＳｉＯ２－ＴｉＯ２等の他、ランタンストロンチウムマグネシウムガレート（ＬＳＧＭ）、ランタンストロンチウムマグネシウムコバルトガレート（ＬＳＧＭＣ）等を挙げることができる。
　金属窒化物としては、例えば、ＡｌＮ、ＳｉＮ、ＴｉＮ等が挙げられる。
　金属炭化物としては、例えば、ＳｉＣ、ＴｉＣ、ＭｇＣ２等が挙げられる。
　金属ホウ化物としては、例えば、Ｃｏ２Ｂ、Ｆｅ２Ｂ、Ｎｉ２Ｂ、ＰｔＢ、ＲｕＢ２等が挙げられる。
　金属（単体）としては、例えば、Ｐｄ、Ｆｅ、Ｃｏ、Ｎｉ、Ｃｕ、Ｒｕ、Ａｇ、Ａｕ、Ｐｔ、Ｃｒ等が挙げられる。
　金属間化合物としては、例えば、ＡｌＦｅ、ＣｏＰｔ３、ＣｏＦｅ、ＲｕＴｉ等が挙げられる。
　粘土鉱物としては、ゼオライト、タルク、セピオライト、カオリナイト、モンモリロナイト等が挙げられる。
　触媒の成分の中でも、ＢＮ、Ｇａ２Ｏ３、Ａｌ２Ｏ３、Ｐｄ、Ｆｅ、及びゼオライトからなる群から選ばれた少なくとも１種が好ましい。
　触媒は、上述の成分に対して金属が担持された無機粉末又は無機粉末の成形体を使用してもよい。担持される金属としては、上述した金属で挙げられた成分（Ｐｄ、Ｆｅ、Ｃｏ、Ｎｉ、Ｃｕ、Ｒｕ、Ａｇ、Ａｕ、Ｐｔ、Ｃｒ等）と同様の金属を使用することができる。例えば、触媒としてＡｌ２Ｏ３を使用する場合、Ｐｄ、Ｆｅ、Ｃｏ、Ａｇ、及びＮｉからなる群から選ばれた少なくとも１種（特に、Ｐｄ、Ｆｅ及びＡｇからなる群から選ばれた少なくとも１種）をＡｌ２Ｏ３に担持することによって、さらにＣＯ２含有蒸気の脱離作用を向上させることができる。
　金属を担持させる場合、その担持量は触媒全体の０．１～１０ｗｔ％とすることが好ましい。
　金属を担持させた触媒は、調製直後では当該金属が、いわゆる酸化状態であることが多い。この場合、事前に還元処理を行うことによって当該金属を、酸化状態から金属の状態にすることができる。これにより、当該触媒の触媒活性をより発現させることができる。
　還元処理としては、Ｈ２、Ｈ２－Ｎ２等のガス中で熱処理を行うことが挙げられる。熱処理の温度としては２００～４００℃が好ましく、熱処理時間としては３０分～５時間程度が好ましい。
　無機粉末の形状は、特に限定されない。例えば、球状、粒状、不定形状、樹枝状、針状、棒状、扁平状等が挙げられる。
　無機粉末の大きさは、特に限定されないが、形状が球状である場合、直径０．０１～１０μｍ程度のものを使用することが好ましい。
　触媒として、無機粉末を成形して得られる成形体（無機粉末の成形体）を使用することもできる。当該成形体の形状としては、特に限定されず、球状、円柱状、円盤状、リング形状、塗膜状等が挙げられる。
　無機粉末の成形体の大きさは、特に限定されないが、当該成形体が円盤状である場合、直径１～１００ｍｍ程度であることが好ましい。
　無機粉末の成形体を作製する方法としては、特に限定されないが、本発明で使用可能な無機粉末を、打錠機や押し出し成形機等によって成形することが挙げられる。
　無機粉末の成形体が塗膜状である場合、その塗膜厚さは０．１～０．５ｍｍ程度であることが好ましい。
　塗膜状からなる無機粉末の成形体（塗膜状成形体）を作製する場合、無機粉末にポリエチレングリコール、エチルセルロース等の有機物を混合してペースト組成物を作製し、当該組成物を塗布後に焼成し、有機物を分解除去する等により形成することができる。なお、焼成温度としては、２００℃以上が好ましい。
　次に、本発明の触媒のＣＯ２脱離作用を確認した試験について説明する。
　実施例１
　本発明の実施例１として、ゼオライト（東ソー株式会社製、商品名ＨＳＺ－６４０　ＨＯＤ１Ａ，ＢＥＴ比表面積カタログ値４００ｍ２／ｇ；直径約１．５ｍｍ、長さ約６ｍｍの押出し形状）６６０ｍｇを用意した。
　実施例２
　本発明の実施例２として、球状Ａｌ２Ｏ３（住友化学株式会社製、商品名ＫＨＡ－４６，ＢＥＴ比表面積カタログ値１５０ｍ２／ｇ）６６０ｍｇを用意した。具体的には、直径約５ｍｍである１１０ｍｇの球状Ａｌ２Ｏ３を６個用意した。
　比較例
　実施例１，２と比較する比較例として、従来利用されている金属製充填材（６６０ｍｇ）を用意した。具体的には、幅６ｍｍ、長さ３０ｍｍのステンレスメッシュを直径６ｍｍに丸めることにより得られる金属製充填材（１００ｍｇ）６個と、幅６ｍｍ、長さ１８ｍｍのステンレスメッシュ１個を直径６ｍｍに丸めることにより得られる金属製充填材（６００ｍｇ）１個、の計７個を用意した。
　試験例１：表面積の測定
　実施例１，２及び比較例の各触媒に対して、見かけの表面積を算出し、ＢＥＴ比表面積を測定した。
　見かけの表面積は、各触媒の寸法と形状から計算して求めた。なお、比較例の金属製充填材は、メッシュを構成するステンレス糸の直径、長さ、本数から見かけの表面積を求めた、ＢＥＴ比表面積は、ＱＵＡＮＴＡＣＨＲＯＭ社製ＮＯＶＡ－４２００ｅによって得られた。測定結果を表１に示す。
　試験例２：試験液中に存在するＣＯ ２ の脱離速度及び見かけ表面積あたりのＣＯ ２ 脱離速度の算出
　フラスコ中に１５１．６ｇ－ＣＯ２／ＬのＣＯ２を吸収したアミン水溶液１５０をフラスコ中に入れた後、実施例１及び２又は比較例の各触媒を投入し、上記吸収液を７５℃になるまで加熱した。なお、加熱は、オイルバス中のシリコンオイルを９０℃に加熱し、当該シリコンオイルにフラスコを浸すことで行った。上記吸収液が７５℃であるときの脱離するＣＯ２流量をマスフロー流量計（アズビル株式会社ＭＱＶ０００２）で測定した、試験結果を、下記の表１に示す。
　考察
　実施例１及び２の触媒を用いた場合のＣＯ２脱離速度は、比較例の金属製充填材を用いた場合のＣＯ２脱離速度よりも高い値を示した。このことから、実施例１及び２で使用した触媒そのものが有するＣＯ２脱離作用は、金属製充填材よりも強いと言える。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000001
１　ＣＯ２回収装置１
２　吸収部
３　再生部
１１　吸収液抜出しポンプ
１２　加熱容器型再生器再生液抜出しポンプ
２１　吸収塔
２２　充填材
２３　ガス排出口
２４　アミン液冷却装置
３１　加熱容器型再生器
４１　リッチリーン熱交換器
５１　冷却装置
５２　ＣＯ２分離器
Ｈ１　塔底部
Ｈ２　中間部
Ｈ３　塔頂部
Ｌ１，Ｌ２　ＣＯ２吸収後のアミン液ライン
Ｌ３，Ｌ４　ＣＯ２脱離後のアミン液ライン
Ｌ５　　蒸気含有ＣＯ２ライン
１０１　多管式熱交換器型再生器
１０２　熱媒体入口
１０３　熱媒体出口
１１１　アミン液入口
１１２　蒸気含有ＣＯ２出口
１１３，１１４　伝熱管
１２２　アミン液出口孔
１３１　邪魔板
２０１　ＣＯ２回収装置２
２０２　吸収部
２０３　再生部
２１１　吸収液抜出しポンプ
２１２　非加熱容器型再生器再生液抜出しポンプ
２２１　吸収塔
２２２　充填材
２２３　ガス排出口
２２４　アミン液冷却装置
２３１　非加熱容器型再生器
２３２　アミン液加熱用熱交換器
２４１　リッチリーン熱交換器
２５１　冷却装置
２５２　ＣＯ２分離器
Ｈ２０１　塔底部
Ｈ２０２　中間部
Ｈ２０３　塔頂部
Ｌ２０１，Ｌ２０２　ＣＯ２吸収後のアミン液ライン
Ｌ２０３，Ｌ２０４，Ｌ２０６，Ｌ２０７，Ｌ２０８　ＣＯ２脱離後のアミン液ライン
Ｌ２０５　　蒸気含有ＣＯ２ライン

Claims (18)

  1. 　塩基性水溶液にＣＯ２を吸収させる吸収部と、
    　ＣＯ２が吸収された塩基性水溶液を、１００℃以下の熱媒体を用いて加熱し、蒸気含有ＣＯ２を脱離させる再生部と
    を備えるＣＯ２回収装置。
  2. 　前記ＣＯ２が吸収された塩基性水溶液と、蒸気含有ＣＯ２が脱離した塩基性水溶液との間で熱交換を行う熱交換器と、
    　前記蒸気含有ＣＯ２が脱離した塩基性水溶液が前記熱交換器を通過した後に、該塩基性水溶液を５０℃以下に冷却するクーラーと、
    　前記蒸気含有ＣＯ２を冷却することで、該蒸気含有ＣＯ２から水分を除去する冷却装置と
    をさらに備える請求項１に記載のＣＯ２回収装置。
  3. 　前記熱媒体は、水である請求項１又は２に記載のＣＯ２回収装置。
  4. 　前記塩基性水溶液は、アルカノールアミン水溶液である請求項１乃至３のいずれかに記載のＣＯ２回収装置。
  5. 　前記アルカノールアミン水溶液が３級アミン液乃至立体障害の大きいアミン液を主成分とする水溶液で、これらのいずれか１種又は２種以上を組み合わせてなる水溶液である請求項４に記載のＣＯ２回収装置。
  6. 　前記再生部では、多管式熱交換器構造の再生器によって、１００℃以下の熱媒体を用いて加熱し、蒸気含有ＣＯ２を脱離させる請求項１乃至５のいずれかに記載のＣＯ２回収装置。
  7. 　前記再生部は、塩基性水溶液を保有する再生器と、塩基性水溶液を１００℃以下の熱媒体で加熱する熱交換器と、前記再生器と前記熱交換器との間で塩基性水溶液を循環させる系統とを有し、
    　前記系統は、前記再生器においてＣＯ２が脱離して温度が低下した塩基性水溶液を前記熱交換器に供給するとともに、前記熱交換器において１００℃以下の熱媒体による加熱で熱が補充された塩基性水溶液を前記再生器に供給する請求項１乃至５のいずれかに記載のＣＯ２回収装置。
  8. 　前記再生器内部の前記塩基性水溶液が存在する部分と、前記再生部における前記塩基性水溶液が通過する流路とのうち、いずれか片方または両方には、無機粉末又は無機粉末の成形体からなる触媒が配置され、
    　前記無機粉末又は無機粉末の成形体のＢＥＴ比表面積は、７ｍ２／ｇ以上である、請求項１乃至７のいずれかに記載のＣＯ２回収装置。
  9. 　前記無機粉末又は無機粉末の成形体からなる触媒が、ゼオライト触媒またはアルミナ触媒のいずれか１種又は２種以上の組み合わせである、請求項８に記載のＣＯ２回収装置。
  10. 　塩基性水溶液にＣＯ２を吸収させる吸収工程と、
    　ＣＯ２が吸収された塩基性水溶液を、１００℃以下の熱媒体を用いて加熱し、蒸気含有ＣＯ２を脱離させる再生工程と
    を備えるＣＯ２回収方法。
  11. 　前記ＣＯ２が吸収された塩基性水溶液と、蒸気含有ＣＯ２が脱離した塩基性水溶液との間で熱交換を行う熱交換工程と、
    　前記熱交換工程で熱交換が行われた前記蒸気含有ＣＯ２が脱離した塩基性水溶液を、５０℃以下に冷却する冷却工程と、
    　前記蒸気含有ＣＯ２を冷却することで、該蒸気含有ＣＯ２から水分を除去するＣＯ２脱離工程と
    をさらに備える請求項１０に記載のＣＯ２回収方法。
  12. 　前記熱媒体は、水である請求項１０又は１１に記載のＣＯ２回収方法。
  13. 　前記塩基性水溶液は、アルカノールアミン水溶液である請求項１０乃至１２のいずれかに記載のＣＯ２回収方法。
  14. 　前記アルカノールアミン水溶液が３級アミン液乃至立体障害の大きいアミン液を主成分とする水溶液で、これらのいずれか１種又は２種以上を組み合わせてなる水溶液である請求項１３に記載のＣＯ２回収方法。
  15. 　前記再生工程では、多管式熱交換器構造の再生器が、前記ＣＯ２が吸収された塩基性水溶液を、１００℃以下の熱媒体を用いて加熱し、蒸気含有ＣＯ２を脱離させる請求項１０乃至１４のいずれかに記載のＣＯ２回収方法。
  16. 　前記再生工程では、塩基性水溶液を保有する再生器でＣＯ２が脱離するとともに、脱離によって温度が低下した塩基性水溶液を、熱交換器で１００℃以下の熱媒体で加熱して、該塩基性水溶液に熱を補充し、該熱を補充した塩基性水溶液を前記再生器に再度供給することにより、蒸気含有ＣＯ２を脱離させる請求項１０乃至１４のいずれかに記載のＣＯ２回収方法。
  17. 　前記再生器内部の前記塩基性水溶液が存在する部分と、前記再生部における前記塩基性水溶液が通過する流路との、いずれか片方または両方には、無機粉末又は無機粉末の成形体からなる触媒が配置され、
    　前記無機粉末又は無機粉末の成形体のＢＥＴ比表面積は、７ｍ２／ｇ以上である、請求項１０乃至１６のいずれかに記載のＣＯ２回収方法。
  18. 　前記無機粉末又は無機粉末の成形体からなる触媒が、ゼオライト触媒またはアルミナ触媒のいずれか１種又は２種以上の組み合わせである、請求項１７に記載のＣＯ２回収方法。
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