(57)【要約】【課題】燃料電池用燃料油を燃料電池システムで脱硫処理するに当たり、燃料電池システムで用いる脱硫剤の寿命を格段に延ばすことが可能であり、脱硫剤の交換頻度を低減することを可能とする燃料電池用燃料油を提供すること。【解決手段】初留点が１３５〜１７０℃、９５％留出温度が２７０℃以下の蒸留性状を有し、全硫黄分が８０質量ｐｐｍ以下である燃料電池用燃料油であって、ＧＣ−ＳＣＤ（化学発光硫黄検出器付きガスクロマトグラフィ）により測定される、ジベンゾチオフェンより重質で４−メチルジベンゾチオフェンより軽質な硫黄化合物由来の硫黄分が、１質量ｐｐｍ以下であることを特徴とする燃料電池用燃料油。【選択図】なし【特許請求の範囲】
【請求項１】
初留点が１３５〜１７０℃、９５％留出温度が２７０℃以下の蒸留性状を有し、全硫黄分が８０質量ｐｐｍ以下である燃料電池用燃料油であって、ＧＣ−ＳＣＤ（化学発光硫黄検出器付きガスクロマトグラフィ）により測定される、ジベンゾチオフェンより重質で４−メチルジベンゾチオフェンより軽質な硫黄化合物由来の硫黄分が、１質量ｐｐｍ以下であることを特徴とする燃料電池用燃料油。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、燃料電池システムに使用する燃料電池用燃料油に関する。さらに詳しくは、脱硫剤による脱硫処理を容易に行うことを可能とし、脱硫剤の寿命を格段に延ばすことができ、燃料電池システムで用いる脱硫剤の交換頻度を低くすることができる、石油系炭化水素油を用いた燃料電池用燃料油に関する。
【背景技術】
【０００２】
近年、エネルギー源として、従来のエネルギーよりも環境への負荷を低減することが可能である新エネルギー技術が注目されおり、その技術の中でも燃料電池は、特に注目されている。燃料電池とは、水の電気分解の原理の逆反応であり、水素（燃料）と空気中の酸素（酸化剤）との反応で発生する化学エネルギーを間接的、あるいは直接的に電気エネルギーに変換することによって、高い発電効率を得ることができる。
燃料電池には、固体高分子型燃料電池、リン酸型燃料電池、溶融炭酸塩型燃料電池、固体酸化物型燃料電池などの種類が知られており、定置用、移動用電源として使用されている。定置用としては、携帯電話やノートパソコン向けの携帯用電源、家庭用又は業務用電源又はコージェネレーションシステム、補助電源、災害時用電源、工業用の中・大規模発電など種々のものが提案されており、移動用としては、自動車用や鉄道用などのものが提案されている。
燃料電池で使用する水素を発生させる原料としては、メタンを主成分とする都市ガス、天然ガス、ＬＰＧ、ナフサ、灯油、軽油などの石油系炭化水素、メタノール、エタノール及びジメチルエーテルなどの含酸素化合物などがあり、それらの原料の使用方法の研究が進んでいる。
【０００３】
石油系炭化水素には、原油や留分などの種類によって異なるが、メルカプタン類、チオフェン類、ベンゾチオフェン（ＢＴ）類、ジベンゾチオフェン（ＤＢＴ）類、アルキルジベンゾチオフェン（Ｒ−ＤＢＴ）類などの硫黄化合物が微量含まれており、この硫黄分は、燃料電池システムにおける水素製造工程では不利となる。すなわち、かかる硫黄分を含む石油系炭化水素を燃料電池用燃料油として用いると、水素製造工程の改質触媒は、用いた燃料電池用燃料油中の硫黄分によって被毒され、改質触媒の寿命が低下する。この問題を回避するために、燃料電池システムでは、一般に脱硫剤を用いる脱硫処理によって燃料電池用燃料油中の硫黄分を低減し、しかる後に燃料電池用燃料油を水素製造工程に供する方法が用いられている。
【０００４】
また、燃料電池システムに供給する燃料電池用燃料油自体の硫黄分の含有量を規制する方法が提案されており、かかる方法として、燃料電池システムに供給する燃料電池用燃料油の全硫黄化合物の含有量を規制する方法（例えば、特許文献１参照）や、該燃料電池用燃料油のアルキルジベンゾチオフェンなどの特定の硫黄化合物の含有量を規制する方法（例えば、特許文献２）などが提案されている。
しかし、上記従来提案されている硫黄分の含有量を規制した燃料電池用燃料油を用いても、燃料電池システムでの脱硫処理の脱硫剤の寿命を十分延ばすことが困難であり、燃料電池システムにおける脱硫剤の交換頻度が高い、あるいは多量の脱硫剤を使用する必要があるなどの課題を有している。
【特許文献１】特開２００２−８３６２６号公報
【特許文献２】特開２００１−２９４８７４号公報
【発明の開示】
【発明が解決しようとする課題】
【０００５】
本発明は、上記事情に鑑みてなされたものであり、燃料電池用燃料油として石油系炭化水素油を用い、該燃料電池用燃料油を燃料電池システムで脱硫処理するに当たり、燃料電池システムで用いる脱硫剤の寿命を格段に延ばすことが可能であり、脱硫剤の交換頻度を低減することを可能とする燃料電池用燃料油を提供することを目的とする。
【課題を解決するための手段】
【０００６】
本発明者らは、上記目的を達成するために鋭意研究を重ねた結果、脱硫剤を用いて燃料油の脱硫処理を行った場合、ある特定の硫黄化合物種が脱硫処理後も燃料油中に残存しており、この硫黄化合物種が脱硫剤の寿命に影響を及ぼすものと考えられた。そして、この特定の硫黄化合物種をあらかじめ低減させておけば、燃料電池システムの脱硫処理における脱硫剤の持続性を大幅に低減することができ、上記の目的を達成できることを見出し、本発明を完成するに至った。
すなわち、本発明に係る燃料電池用燃料油は、初留点が１３５〜１７０℃、９５％留出温度が２７０℃以下の蒸留性状を有し、全硫黄分が８０質量ｐｐｍ以下である燃料電池用燃料油であって、ＧＣ−ＳＣＤ（化学発光硫黄検出器付きガスクロマトグラフィ）により測定される、ジベンゾチオフェンより重質で４−メチルジベンゾチオフェンより軽質な硫黄化合物由来の硫黄分が、１質量ｐｐｍ以下であることを特徴とするものである。
【発明の効果】
【０００７】
本発明の燃料電池用燃料油を用いれば、燃料電池システムにおいて、燃料電池用燃料油の脱硫処理における脱硫剤を長期間使用でき、脱硫剤の交換頻度や使用量を低減できる。
【発明を実施するための最良の形態】
【０００８】
以下に本発明の内容を更に詳しく説明する。
本発明の燃料電池用燃料油の蒸留性状は、初留点１３５〜１７０℃、好ましくは１４０〜１７０℃、９５％留出温度２７０℃以下、好ましくは２３０〜２７０℃、より好ましくは２４０〜２７０℃である。初留点が１７０℃より低ければ、脱硫剤への負荷を低減できて好ましい。また、初留点が１３５℃より高ければ、単位容量当たりの水素発生量が増し、また引火点が低すぎず、取扱に際し安全性が増すため好ましい。９５％留出温度が２７０℃より低ければ、改質工程において炭素析出を抑制でき、また脱硫剤への負荷を低減できるため好ましい。また、９５％留出温度が２３０℃より高ければ、単位容量当たりの水素発生量が増すため好ましい。
【０００９】
本発明の燃料電池用燃料油の全硫黄分は、８０質量ｐｐｍ以下であることが好ましく、１０質量ｐｐｍ以下であることが更に好ましい。本発明でいう全硫黄分とは、ＪＩＳ Ｋ ２５４１微量電量滴定法に準拠して測定した値である。また、ここでいう全硫黄分とは、例えば硫化水素、メルカプタン類、硫化アルキル類、環状硫化物、チオフェン類等の燃料電池用燃料油に含有されている全ての硫黄分を意味する。脱硫剤の持続性を向上する上で、全硫黄分は８０質量ｐｐｍ以下とすることが好ましい。
【００１０】
本発明の燃料電池用燃料油は、ＧＣ（ガスクロマトグラフィ）によって測定される。検出器には、ＡＥＤ（原子発光検出器）、ＳＣＤ（化学発光硫黄検出器）等が挙げられ、これらに限定されるものではないが、好ましくはＳＣＤである。本発明の燃料電池用燃料油は、ＧＣ−ＳＣＤ（化学発光硫黄検出器付きガスクロマトグラフィ）により測定される、ジベンゾチオフェンより重質で４−メチルジベンゾチオフェンより軽質な硫黄化合物由来の硫黄分が１質量ｐｐｍ以下である。このジベンゾチオフェンより重質で４−メチルジベンゾチオフェンより軽質な範囲の硫黄化合物（以下、「対象硫黄化合物」ともいう）由来の含有量が１質量ｐｐｍ以下であれば、脱硫剤の持続性を向上することができる。この対象硫黄化合物由来の硫黄分は、好ましくは０．５質量ｐｐｍ以下である。かかる硫黄分含有量は小さいほど好ましく、最も好ましくは０質量ｐｐｍである。
上記対象硫黄化合物は、アルキルベンゾチオフェン類などの芳香族環を有する化合物であると考えられる。嵩高い構造を有するアルキルベンゾチオフェン類などを低減することで、脱硫処理をより効果的に行うことができる。
【００１１】
本発明に係る対象硫黄化合物由来の硫黄分を測定するには、まず燃料油をＧＣ−ＳＣＤにより分析し、保持時間によって分離される燃料油中の各成分のピーク強度を表したクロマトグラムを得る。次に、得られたクロマトグラムにおいてジベンゾチオフェンと４−メチルジベンゾチオフェンを示すピークを同定し、ジベンゾチオフェンと４−メチルジベンゾチオフェンの保持時間の間に検出されるピークの総面積（対象硫黄化合物のピーク面積）から、次式により対象硫黄化合物由来の硫黄濃度を求めることができる。
式：
対象硫黄化合物由来の硫黄濃度（質量ｐｐｍ）＝燃料油中の全硫黄濃度×（ＧＣ−ＳＣＤで検出された対象硫黄化合物のピーク面積／ＧＣ−ＳＣＤで検出された全硫黄化合物のピーク面積）
【００１２】
上記式における燃料油中の全硫黄濃度は、例えばＪＩＳＫ２５４１微量電量滴定法により求めることができる。ピーク面積を算出する際、ベースラインは、測定開始から最初のピーク検出までの間の平均ピーク強度と、ピーク検出終了後から分析終了後までの間の平均ピーク強度を直線で結ぶことによって設定する。また、ジベンゾチオフェンと４−メチルジベンゾチオフェンのピーク位置については、硫黄分が検出されないＨＰＬＣ用イソオクタンにジベンゾチオフェンと４−メチルジベンゾチオフェンを溶解したものを予め用意し、これをＧＣ−ＳＣＤにより分析したものを標準データとして利用してピーク位置を同定することができる。
【００１３】
本発明の燃料電池用燃料油の製造方法は、製造される燃料電池用燃料油が本発明に規定する性状を有する限りにおいて、特に制限されるものではなく、種々の石油系原料を用いて、また種々の方法により本発明の燃料電池用燃料油を製造することができる。例えば、原油を常圧蒸留して得られる灯油留分を脱硫した脱硫灯油を用いることができる。さらに、直接脱硫装置から得られる直接脱硫灯油留分、及び重油や残油の水素化分解や熱分解あるいは接触分解して得られる灯油留分等を脱硫した脱硫灯油が使用可能である。また、市販の溶剤や、特開平６−１５８０５８号に代表される特許公開公報に記載されたフィッシャー・トロプシュ合成により製造される灯油留分を混合してもよい。
また、上記各種の石油留分の一般的な脱硫方法としては、無機酸化物担体に、ニッケル、コバルト、モリブデン、タングステンなどの遷移金属を適当な割合で含有する触媒を用いて、反応温度２００〜４００℃、反応圧力２〜２０ＭＰａ−Ｇで水素化脱硫を行う方法や、ニッケル、銅、亜鉛などの金属を含有する脱硫剤を用いて、反応温度が常温〜３００℃、反応圧力が常圧〜１ＭＰａ−Ｇで吸着脱硫を行う方法、あるいは両者を組み合わせた方法などを用いることができる。
また、燃料電池用燃料油を本発明に規定する性状を有するように調製するには、一般に、原料に用いる石油留分の蒸留性状や硫黄分、特に硫黄分を適宜選択することによって容易に行うことができる。
【００１４】
本発明の燃料電池用燃料油には、必要に応じて、各種の添加剤を適宜配合することができる。この添加剤としては、フェノール系、アミン系等の酸化防止剤、チオアミド化合物等の金属不活性剤、有機リン系化合物等の表面着火防止剤、コハク酸イミド、ポリアルキルアミン、ポリエーテルアミン、ポリイソブチレンアミン等の清浄分散剤、多価アルコール及びそのエーテル等の氷結防止剤、有機酸のアルカリ金属やアルカリ土類金属塩、高級アルコールの硫酸エステル等の助燃剤、アニオン系界面活性剤、カチオン系界面活性剤、両性界面活性剤等の帯電防止剤、アルケニル琥珀酸エステル等の錆止め剤、及びアゾ染料等の着色剤等、公知の燃料添加剤が挙げられる。これらを１種又は数種組み合わせて添加することができる。これら燃料添加剤の添加量は任意であるが、通常、添加剤の合計量が燃料油の０．１質量％以下、好ましくは０．０５質量％以下である。
【００１５】
燃料電池システムにおいて、本発明の燃料電池用燃料油を脱硫処理するために用いる脱硫剤は、通常の脱硫処理に用いられる脱硫剤を使用できる。この脱硫剤は、担体として無機酸化物を用い、この担体に吸着活性金属成分を担持ないし混合したものが好ましく用いられる。担体の無機酸化物としては、例えばシリカ、アルミナ、マグネシア、シリカーアルミナ、タングステン、ジルコニアなどが挙げられ、これら１種以上の元素の酸化物、もしくは混合物、もしくは２種以上の元素の複合酸化物、その他にゼオライト、ＭＣＭ−４１などの結晶性化合物が挙げられる。特に好ましい無機酸化物として、シリカ、アルミナ、及びシリカ−アルミナを用いることができる。脱硫剤における無機酸化物成分の含有量については、特に制限はなく、使用条件等必要に応じて適宜選定すればよいが、通常は脱硫剤基準で０．５〜５０質量％の範囲である。含有量が０．５質量％以上であれば、無機酸化物成分としての効果が十分に発揮され、また５０質量％以下であれば、吸着活性金属成分量の低下により脱硫性能が低下することを回避できて好ましい。
上記吸着活性金属成分としては、ニッケル、銅、マンガン、リチウム、クロム、鉄などの金属成分が挙げられる。これらの金属性成分は担持でなく、調製時に担体に混合させても良い。ニッケルなどの金属成分の好ましい含有量としては、脱硫剤基準、元素換算で５０〜９９．５質量％の範囲である。
【００１６】
本発明の燃料電池用燃料油を脱硫剤で脱硫処理する方法の一例を以下に示す。上記脱硫剤を充填した充填塔に、水素を供給し、１００〜５００℃の温度で、まず脱硫剤を活性化させる。その後、燃料油を充填塔に供給し、脱硫処理を行う。充填塔への燃料油の供給は、上昇流でも下降流でもよい。この時の脱硫処理条件は、温度は常温から５００℃、圧力は常圧から２ＭＰａ、液空間速度（ＬＨＳＶ）は０．０５〜１０ｈ-1が好ましい。また、脱硫処理中に燃料油とともに水素を供給することもできる。
【実施例】
【００１７】
次に、実施例、比較例を挙げて本発明を詳細に説明するが、本発明はこれらの例によって限定されるものではない。
【００１８】
＜燃料電池用燃料油の調製＞
比較例１
中東系の原油から常圧蒸留により得た直留灯油（蒸留カットレンジ１５０〜２７０℃、硫黄分０．２４質量％）を原料油とし、該原料油を水素化脱硫触媒として市販触媒（Ｃｏ−Ｍｏ系）（日本ケッチェン（株）製、商品名：ＫＦ−７５７）を用いて、ＷＡＢＴ３０１℃、水素分圧４．５ＭＰａ、液空間速度６ｈ−１の条件下で水素化処理を行い、表１に示す性状を有する水素化脱硫灯油組成物（燃料油ａ、沸点範囲１４９．０〜２９０．０℃、ＧＣ−ＳＣＤにより測定されるジベンゾチオフェンより重質で４−メチルジベンゾチオフェンより軽質な硫黄化合物由来の硫黄分１．３４質量ｐｐｍ）を得た。脱硫試験結果についても表１に示す。
【００１９】
比較例２
中東系の原油から常圧蒸留により得た直留灯油（蒸留カットレンジ１４５〜２７０℃、硫黄分０．２４質量％）を原料油とし、該原料油を比較例１と同様の触媒を使用して、ＷＡＢＴ３１５℃、水素分圧４．５ＭＰａ、液空間速度６ｈ−１の条件下で水素化処理を行い、表１に示す性状を有する水素化脱硫灯油組成物（燃料油ｂ、沸点範囲１４６．０〜２７７．０℃、ＧＣ−ＳＣＤにより測定されるジベンゾチオフェンより重質で４−メチルジベンゾチオフェンより軽質な硫黄化合物由来の硫黄分１．１０質量ｐｐｍ）を得た。脱硫試験結果についても表１に示す。
【００２０】
実施例１
比較例２で得た水素化脱硫組成物を還流比１５：１で精密蒸留し、重質分を除去した灯油組成物を得た。灯油組成物の抜き出しは、蒸留塔の塔頂部の温度見合いとし、塔頂部の温度２７０℃を目安として、蒸留留出分が９５％となるように蒸留を行った。この重質分を除去して得た灯油組成物に、ジベンゾチオフェンを１質量ｐｐｍ、４−メチルジベンゾチオフェンを２質量ｐｐｍ、４，６−ジメチルジベンゾチオフェンを１質量ｐｐｍ添加して、全硫黄分を６質量ｐｐｍに調整した水素化脱硫灯油組成物（燃料油Ａ、沸点範囲１４５．０〜２６５．０℃、ＧＣ−ＳＣＤにより測定されるジベンゾチオフェンより重質で４−メチルジベンゾチオフェンより軽質な硫黄化合物由来の硫黄分０．００質量ｐｐｍ）を得た。この水素化脱硫灯油組成物の性状及び脱硫試験結果を表１に示す。
【００２１】
実施例２
中東系の原油から常圧蒸留により得た直留灯油（蒸留カットレンジ１５０〜２７０℃、硫黄分０．２１質量％）を原料油とし、該原料油を比較例１と同様の触媒を使用して、ＷＡＢＴ３１５℃、水素分圧４．５ＭＰａ、液空間速度３ｈ−１の条件下で水素化処理を行い、表１に示す性状を有する水素化脱硫灯油組成物（燃料油Ｂ、沸点範囲１４９．０〜２４７．５℃、ＧＣ−ＳＣＤにより測定されるジベンゾチオフェンより重質で４−メチルジベンゾチオフェンより軽質な硫黄化合物由来の硫黄分０．０３質量ｐｐｍ）を得た。脱硫試験結果についても表１に示す。
【００２２】
実施例３
比較例１で得た水素化脱硫灯油組成物５０容量％と、フィッシャー・トロプシュ合成により得た炭素数３０以上のワックス分（硫黄分を含まず）を、水素化分解触媒として市販触媒（触媒化成工業（株）製、０．５質量％Ｐｔ／ＵＳＹゼオライト触媒）を用いて水素化分解した後、蒸留により得た灯油留分（蒸留カットレンジ１５０〜２５０℃）を５０容量％混合して表１に示す性状を有する水素化脱硫灯油組成物（燃料油Ｃ、沸点範囲１４９．０〜２８９．０℃、ＧＣ−ＳＣＤにより測定されるジベンゾチオフェンより重質で４−メチルジベンゾチオフェンより軽質な硫黄化合物由来の硫黄分０．６７質量ｐｐｍ）を得た。
【００２３】
＜燃料油中の硫黄分の分析＞
実施例、比較例で得た燃料油中の全硫黄分は、ＪＩＳ Ｋ ２５４１微量電量滴定法に準拠して求めた。対象硫黄化合物由来の硫黄分（ジベンゾチオフェンより重質で４−メチルジベンゾチオフェンより軽質な硫黄化合物由来の硫黄分）については、燃料油をＧＣ−ＳＣＤにより分析し、前述の式を用いて求めた。ＧＣ−ＳＣＤの分析条件は下記の通りである。
装置：  ＧＣ；ＧＣ−２０１０（株式会社島津製作所）
ＳＣＤ；７０８０Ｓ（ＡＮＴＥＫ社）
カラム：ＨＰ−１ＭＳ
カラム温度：４０℃−２８０℃
測定時間：３０分
Ｉｎｌｅｔ温度：２６０℃、検出器温度：２８０℃
キャリアガス：Ｈｅ  ９０ｋＰａ
制御モード：線速度
Ｔｏｔａｌ  ｆｌｏｗ：２１．７ｍＬ／分、Ｐｕｒｇｅ  ｆｌｏｗ：３．０ｍＬ／分
注入モード：スプリットレス、Ｓｐｒｉｔ  ｒａｔｉｏ  ５：１
サンプルサイズ：２．０μＬ
【００２４】
＜脱硫剤の調製＞
実施例、比較例で得た燃料油の脱硫試験に用いる脱硫剤を次のようにして作製した。
ベーマイトＡＰ−３(触媒化成工業製)１．２４ｇと１Ｎ ＨＮＯ3水溶液４０ｍｌとをイオン交換水１リットルに加えて８０℃に加温後、Ｎｉ(ＮＯ3)2・６Ｈ2Ｏを１４９ｇ加えて調製液Ａを得た。別途用意したイオン交換水１リットルにコロイダルシリカ スノーテックスＸＳ（日産化学製）を３３．９ｇ、炭酸ナトリウムを９９．４ｇ、（ＮＨ4）6Ｍｏ7Ｏ24.５Ｈ2Ｏを３ｇ添加して８０℃に加温し、調製液Ｂを得た。調製液ＡとＢとを８０℃に保ちながら、Ｂ液をＡ液に瞬時に加えて、沈殿物を形成させ、１時間攪拌した。その後、イオン交換水５リットルを用いて沈殿物の洗浄・ろ過を行ったのち、空気中、１２０℃で１２時間乾燥し、４００℃で１時間焼成して得られた固形状物質を１２〜１６メッシュに破砕し、脱硫剤を得た。
【００２５】
＜脱硫試験＞
上記実施例、比較例で得た燃料油と上記作製した脱硫剤を用いて次のようにして脱硫試験を行った。
脱硫剤１２ｍｌを内径１６ｍｍの鋼製反応管に充填し、常圧下で水素を下向きに供給しながら温度を１５０〜２００℃まで上昇させ、３時間保持して脱硫剤を活性化させた。次に、反応管に実施例、比較例で得た燃料油をそれぞれ２２０℃、０．３ＭＰａ−Ｇ、ＬＨＳＶ＝１０ｈ-1で反応管に上向きに流通させ、反応管から流出した脱硫処理油を採取し、その全硫黄分の含有量を測定した。そして、反応管から流出した脱硫処理油の全硫黄分が１００質量ｐｐｂに達するまでの、脱硫処理開始からの通油時間を破過時間とした。この破過時間を表１に示した。
【００２６】
【表１】
2008239916.tif 000002
【００２７】
表１から明らかなように、本発明に従った実施例１〜３の燃料油は、比較例１、２の燃料油と比べ、脱硫剤の寿命（脱硫処理済の燃料油の全硫黄分が１００質量ｐｐｂに達するまでの時間（破過時間）で評価）は、格段に長いことが分かる。
【００２８】
また、図１及び図２に、実施例２及び比較例１により得られた燃料電池用燃料油のＧＣ−ＳＣＤデータをそれぞれ示す。各図中、上段は、ジベンゾチオフェン（Ａ）、４−メチルジベンゾチオフェン（Ｂ）、ベンゾチオフェン（Ｃ１）、４，６−ジメチルジベンゾチオフェン（Ｃ２）、及び２，８−ジメチルジベンゾチオフェン（Ｃ３）をＨＰＬＣ用イソオクタンに溶解したもののＧＣ−ＳＣＤデータ（標準データ）であり、下段は燃料電池用燃料油のＧＣ−ＳＣＤデータである。図１及び図２からわかるように、実施例２で得られた燃料電池用燃料油には対象硫黄化合物（ＡとＢの間に検出される硫黄化合物）がほとんど見られず、比較例１で得られた燃料電池用燃料油には対象硫黄化合物が一定量検出されていることがわかる。
【図面の簡単な説明】
【００２９】
【図１】実施例２で得られた燃料電池用燃料油のＧＣ−ＳＣＤデータを示している。
【図２】比較例１で得られた燃料電池用燃料油のＧＣ−ＳＣＤデータを示している。
【図１】
2008239916.tif 000003
【図２】
2008239916.tif 000004