CN101410496B - 燃料组合物 - Google Patents

燃料组合物 Download PDF

Info

Publication number
CN101410496B
CN101410496B CN200780011170.8A CN200780011170A CN101410496B CN 101410496 B CN101410496 B CN 101410496B CN 200780011170 A CN200780011170 A CN 200780011170A CN 101410496 B CN101410496 B CN 101410496B
Authority
CN
China
Prior art keywords
volume
larger
reaction
fuel composition
hydrogen
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Expired - Fee Related
Application number
CN200780011170.8A
Other languages
English (en)
Other versions
CN101410496A (zh
Inventor
广濑正典
一岐英
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Eneos Corp
Original Assignee
Nippon Oil Corp
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Nippon Oil Corp filed Critical Nippon Oil Corp
Publication of CN101410496A publication Critical patent/CN101410496A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN101410496B publication Critical patent/CN101410496B/zh
Expired - Fee Related legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/04—Liquid carbonaceous fuels essentially based on blends of hydrocarbons
    • C10L1/08—Liquid carbonaceous fuels essentially based on blends of hydrocarbons for compression ignition
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G47/00—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions
    • C10G47/02—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions characterised by the catalyst used
    • C10G47/10—Cracking of hydrocarbon oils, in the presence of hydrogen or hydrogen- generating compounds, to obtain lower boiling fractions characterised by the catalyst used with catalysts deposited on a carrier
    • C10G47/12—Inorganic carriers
    • C10G47/16—Crystalline alumino-silicate carriers
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2/00—Production of liquid hydrocarbon mixtures of undefined composition from oxides of carbon
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/02—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing
    • C10G45/04—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used
    • C10G45/06—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof
    • C10G45/08—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds to eliminate hetero atoms without changing the skeleton of the hydrocarbon involved and without cracking into lower boiling hydrocarbons; Hydrofinishing characterised by the catalyst used containing nickel or cobalt metal, or compounds thereof in combination with chromium, molybdenum, or tungsten metals, or compounds thereof
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G65/00—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only
    • C10G65/14—Treatment of hydrocarbon oils by two or more hydrotreatment processes only plural parallel stages only
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G69/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process
    • C10G69/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only
    • C10G69/04—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only including at least one step of catalytic cracking in the absence of hydrogen
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/04—Liquid carbonaceous fuels essentially based on blends of hydrocarbons
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L1/00—Liquid carbonaceous fuels
    • C10L1/10—Liquid carbonaceous fuels containing additives
    • C10L1/14—Organic compounds
    • C10L1/16—Hydrocarbons
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1022—Fischer-Tropsch products
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1096—Aromatics or polyaromatics
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/20—Characteristics of the feedstock or the products
    • C10G2300/30—Physical properties of feedstocks or products
    • C10G2300/301—Boiling range

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)

Abstract

本发明提供能够抑制燃料消耗的降低、维持费-托合成油的优异的废气性能的燃料组合物。该燃料组合物包含费-托合成油和基于该组合物的总用量为10-30体积％的具有下面性能(1)-(5)的石油基烃混合物A：(1)15℃密度：800Kg/cm3或更大且900Kg/m3或更低；(2)10体积％蒸馏温度(T10)：150℃或更高且200℃或更低；(3)97体积％蒸馏温度(T97)：270℃或更低；(4)芳族化合物含量：40体积％或更高且70体积％或更低；和(5)硫含量：按质量计，30ppm或更低。

Description

燃料组合物
技术领域
本发明涉及用于压燃式发动机的燃料组合物，更具体地涉及在燃料消耗和环境保护性能两方面都优异的燃料组合物。
背景技术
通过费-托反应制备的合成油十六烷值高并且几乎不含硫或芳族化合物并因此已高度期望用作压燃式发动机的洁净燃料。然而，通过费-托反应制备的合成油富含链烷烃并且在每单位体积的低发热值方面比常规石油基柴油小，这可能地导致燃料消耗的降低。还不知道抑制与使用费-托合成油相关的燃料消耗的降低而不会不利地影响废气的方法。
发明内容
本发明旨在解决上述问题并且目的是提供燃料组合物，通过将具有特定性能的石油基烃混合物组分与其共混从而抑制燃料消耗降低而不会不利地影响废气。
作为本发明人进行的深入探索和研究的结果，发现了将通过费-托反应制备的合成油与具有特定性能的石油基烃混合物共混能够抑制燃料消耗降低而不会不利地影响废气，基于这种发现完成了本发明。
即，根据本发明，提供了闪点为45℃或更高的燃料组合物，其包含费-托合成油和基于该组合物的总质量用量为10-30体积％的具有下面性能(1)-(5)的石油基烃混合物A：
(1)15℃密度：800Kg/cm3或更大且900Kg/m3或更低；
(2)10体积％蒸馏温度(T10)：150℃或更高且200℃或更低；
(3)97体积％蒸馏温度(T97)：270℃或更低；
(4)芳族化合物含量：40体积％或更高且70体积％或更低；和
(5)硫含量：按质量计，30ppm或更低。
本发明还涉及上述燃料组合物，其中该石油基烃混合物A是通过催化裂化器制备的馏分。
本发明还涉及上述燃料组合物，其中该石油基烃混合物A是在以下条件下使用包含Ni-W、Ni-Mo、Co-Mo、Co-W或Ni-Co-Mo中的任一种的催化剂将通过催化裂化器产生的馏分加氢脱硫制备的馏分：反应温度是250℃或更高且310℃或更低，氢气压力是5MPa或更大且10MPa或更小，LHSV是0.5h-1或更大且3.0h-1或更小和氢气/烃体积比例是0.15或更大且0.6或更小。
发明效果
本发明的燃料组合物包含与具有特定性能的石油基烃共混的费-托合成油并因此可以降低由费-托合成油的特性之一即每单位体积低发热值(该值小于常规石油基柴油的那些)所引起的燃料消耗降低的可能性，从而维持该费-托合成油的优异废气性能。
具体实施方式
下面将详细地描述本发明。
本发明的燃料组合物包含费-托合成油(FT合成油)和具有特定性能的石油基烃混合物。
在此涉及的FT合成油表示通过让主要含氢气和一氧化碳的混合气体(下文中通常可以称为″合成气″)经历费-托(FT)反应产生的各种合成油例如与石脑油、煤油和瓦斯油对应的液体馏分；通过将此类液体馏分加氢精制或加氢裂化产生的烃混合物；和通过将所述液体馏分和经由费-托反应产生的FT蜡加氢精制或加氢裂化产生的烃混合物。
将是FT合成油的原料的混合气体如下产生：使用氧气和/或水和/或二氧化碳将含碳物质氧化并必要时进一步使用水进行转移反应以致被调节在预定的氢气和一氧化碳浓度中。
可以在此使用的含碳物质通常是由在常规温度中是气体的烃组成的气体组分例如天然气、液化石油气和甲烷气，石油沥青，生物资源，焦炭，废物例如建筑材料和垃圾，淤渣，难以按一般方式处理的重质原油，和通过将非常规石油资源暴露于高温下产生的混合气体。然而，在本发明中，对原料没有特别限制，只要可以产生主要含氢气和一氧化碳的混合气体。
费-托反应要求金属催化剂。优选使用元素周期表第8族金属，例如钴、钌、铑、钯、镍和铁，更优选第8族第4期间的金属作为活性催化剂组分。或者，可以使用按适合的量包含这些金属的混合金属组。这些活性金属通常以将它们担载在载体例如氧化铝、氧化钛和二氧化硅-氧化铝上产生的催化剂形式使用。或者，前述活性金属与第二金属结合地使用可以提高所得催化剂的性能。第二金属的实例包括碱金属或碱土金属例如钠、锂和镁，锆、铪和钛，它们将根据目的使用，例如一氧化碳转化率的增加或是蜡生产量指标的链增长概率(α)。
费-托反应是使用混合气体作为原料产生液体馏分和FT蜡的合成法。通常优选调节该混合气体中氢气与一氧化碳的比例以有效地进行该合成法。一般而言，氢气与一氧化碳(氢气/一氧化碳)的摩尔混合比优选是1.2或更大，更优选1.5或更大，更优选1.8或更大。该比例还优选是3或更低，更优选2.6或更低，更优选2.2或更低。
使用上述催化剂进行费-托反应的反应温度优选是180℃或更高且320℃或更低，更优选200℃或更高且300℃或更低。在小于180℃的反应温度下，一氧化碳很难反应，这导致烃产率降低的趋势。在高于320℃的反应温度下，越来越多地形成气体例如甲烷，这导致液体馏分和FT蜡的生产效率的降低。
对在催化剂方面的气时空速没有特别限制。然而，优选是500h-1或更高且4000h-1或更低，更优选1000h-1或更高且3000h-1或更低。小于500h-1的气时空速很可能降低液体燃料的产量，而大于4000h-1的气时空速导致必要提高反应温度和增加待产生的气体的量，这导致目标产物的产率降低。
对反应压力(由一氧化碳和氢气组成的合成气的分压)没有特别限制。然而，优选是0.5MPa或更大且7MPa或更小，更优选2MPa或更大且4MPa或更小。如果反应压力小于0.5MPa，则液体燃料的产率可能倾向于降低。如果反应压力大于7MPa，则是不经济有利的，因为设施中的投资费用将增加。
如果有必要的话，可以按任何适合的方式将经由上述FT反应产生的液体馏分和FT蜡加氢精制或加氢裂化以致调节在蒸馏特性或组成中以达到本发明的目的。加氢精制或加氢裂化可以根据目的选择并且本发明在选择方面不限于它们中一种或两种，只要产生本发明的燃料组合物。
用于加氢精制的催化剂通常是包含担载在多孔载体上的氢化活性金属的那些，但是本发明不限于此，只要获得相同的效果。
多孔载体优选是无机氧化物。具体实例包括氧化铝、氧化钛、氧化锆、氧化硼(boria)、二氧化硅、沸石等。
沸石是结晶铝硅酸盐，它们的实例包括八面沸石、pentasil和丝光沸石型沸石。优选的是八面沸石、β和丝光沸石型沸石，尤其优选的是Y型和β型沸石。Y型沸石优选是超稳定的。
对于活性金属，优选的是下面两种类型(活性金属A型和活性金属B型)的那些。
活性金属A型是至少一类选自元素周期表第8族中的那些的金属。优选是选自Ru、Rh、Ir、Pd和Pt的至少一类，更优选是Pd和/或Pt。活性金属可以是这些金属的结合物，例如Pt-Pd、Pt-Rh、Pt-Ru、Ir-Pd、Ir-Rh、Ir-Ru、Pt-Pd-Rh、Pt-Rh-Ru、Ir-Pd-Rh和Ir-Rh-Ru。由这些金属形成的贵金属催化剂也可以在氢气流下经历预还原处理之后使用。一般而言，在使含氢气的气体流通的情况下，根据预定的程序在200℃或更高的温度下将该催化剂加热以致该催化剂上的活性金属被还原并因此显示加氢活性。
活性金属B型优选包含至少一类选自元素周期表6A和8族中的那些的金属，希望地，两类或更多类从中选择的金属。这些金属的实例包括Co-Mo、Ni-Mo、Ni-Co-Mo和Ni-W。当使用由这些金属形成的金属硫化物催化剂时，它必须经历预硫化过程。
金属源可以是常规无机盐或络合盐化合物。担载方法可以是已经通常用于加氢催化剂的任何担载方法，例如浸渍和离子交换法。当担载多种金属时，可以使用它们的混合溶液同时地或使用包含每种金属的单一溶液顺序地担载它们。金属溶液可以是水溶液或使用有机溶剂的溶液。
使用由活性金属A型组成的催化剂进行加氢精制的反应温度优选是180℃或更高且400℃或更低，更优选200℃或更高且370℃或更低，更优选250℃或更高且350℃或更低，更优选280℃或更高且350℃或更低。高于370℃的反应温度是不优选的，因为极端地降低中间馏分的产率，这由其中液体馏分或FT蜡裂解成石脑油馏分的副反应的增加所引起。低于270℃的反应温度也是不优选的，因为不能除去醇并因此残存在反应体系中。
使用由活性金属B型组成的催化剂进行加氢精制的反应温度优选是170℃或更高且320℃或更低，更优选175℃或更高且300℃或更更低，更优选180℃或更高且280℃或更低。高于320℃的反应温度是不优选的，因为降低中间馏分的产率，这由其中液体馏分或FT蜡裂解成石脑油馏分的副反应的增加所引起。低于170℃的反应温度也是不优选的，因为不能除去醇并因此残存在反应体系中。
使用由活性金属A型组成的催化剂进行加氢精制的氢气压力优选是0.5MPa或更大且12MPa或更低，更优选1.0MPa或更大且5.0MPa或更低。虽然更高的氢气压力促进氢化反应，但是一般存在经济意义方面的最优点。
使用由活性金属B型组成的催化剂进行加氢精制的氢气压力优选是2MPa或更大且10MPa或更低，更优选2.5MPa或更大且8MPa或更低，更优选3MPa或更大且7MPa或更低。虽然更高的氢气压力促进氢化反应，但是一般存在经济意义方面的最优点。
使用由活性金属A型组成的催化剂进行加氢精制的液时空速(LHSV)优选是0.1h-1或更大且10.0h-1或更低，更优选0.3h-1或更大且3.5h-1或更低。虽然较低的LHSV对反应有利，但是过低的LHSV不是经济优选的，因为它要求极大的反应器体积，这导致设施的过度投资。
使用由活性金属B型组成的催化剂进行加氢精制的液时空速(LHSV)优选是0.1h-1或更大且2h-1或更低，更优选0.2h-1或更大且1.5h-1或更低，更优选0.3h-1或更大且1.2h-1或更低。虽然较低的LHSV对反应有利，但是过低的LHSV不是经济优选的，因为它要求极大的反应器体积，这导致设施的过度投资。
使用由活性金属A型组成的催化剂进行加氢精制的氢气/油比例优选是50NL/L或更大且1000NL/L或更低，更优选70NL/L或更大且800NL/L或更低。虽然更高的氢气/油比例促进该反应，但是一般存在经济意义方面的最优点。
使用由活性金属B型组成的催化剂进行加氢精制的氢气/油比例优选是100NL/L或更大且800NL/L或更低，更优选120NL/L或更大且600NL/L或更低，更优选150NL/L或更大且500NL/L或更低。虽然更高的氢气/油比例促进该反应，但是一般存在经济意义方面的最优点。
用于加氢裂化的催化剂通常是包含担载在具有固体酸性性能的载体上的氢化活性金属的那些，但是本发明不限于此，只要获得相同的效果。
至于具有固体酸性性能的载体，存在无定形和结晶沸石型。具体实例包括具有无定形型的二氧化硅-氧化铝、二氧化硅-氧化镁、二氧化硅-氧化锆和二氧化硅-氧化钛，和八面沸石、β、MFI和丝光沸石型，优选Y型和β型的沸石，Y型沸石优选是超稳定的那些。
对于活性金属，优选的是下面两种类型(活性金属A型和活性金属B型)的那些。
活性金属A型是至少一类主要选自元素周期表第6A和8族中的那些的金属。优选是至少一类选自Ni、Co、Mo、Pt、Pd和W的金属。由这些金属形成的贵金属催化剂也可以在氢气流下经历预还原处理之后使用。一般而言，在使含氢气的气体流通的情况下，根据预定的程序在200℃或更高的温度下将该催化剂加热以致该催化剂上的活性金属被还原并因此显示加氢活性。
活性金属B型可以是这些金属的结合物，例如Pt-Pd、Co-Mo、Ni-Mo、Ni-W和Ni-Co-Mo。当使用由这些金属形成的催化剂时，它在使用之前必须经历预硫化过程。
金属源可以是常规无机盐或络合盐化合物。担载方法可以是已经通常用于加氢催化剂的任何担载方法，例如浸渍和离子交换法。当担载多种金属时，可以使用它们的混合溶液同时地或使用包含每种金属的单一溶液顺序地担载它们。金属溶液可以是水溶液或含有机溶剂的溶液。
使用由活性金属A型和活性金属B型组成的催化剂进行加氢裂化的反应温度优选是200℃或更高且450℃或更低，更优选250℃或更高且430℃或更低，更优选300℃或更高且400℃或更低。高于450℃的反应温度是不优选的，因为极端地降低中间馏分的产率，这由其中液体馏分或FT蜡裂解成石脑油馏分的副反应的增加所引起。低于200℃的反应温度也是不优选的，因为催化剂的活性极端地降低。
使用由活性金属A型和活性金属B型组成的催化剂进行加氢裂化的氢气压力优选是1MPa或更大且20MPa或更低，更优选4MPa或更大且16MPa或更低，更优选6MPa或更大且13MPa或更低。虽然较高的氢气压力促进氢化反应，但是裂化反应可能相当缓慢地进行并因此需要通过增加反应温度来调节它们的进程，这导致催化剂的短的工作寿命。因此，一般存在经济意义方面的最优点。
使用由活性金属A型组成的催化剂进行加氢裂化的液时空速(LHSV)优选是0.1h-1或更大且10.0h-1或更低，更优选0.3h-1或更大且3.5h-1或更低。虽然较低的LHSV对反应有利，但是过低的LHSV不是经济优选的，因为它要求极大的反应器体积，这导致设施中的过度投资。
使用由活性金属B型组成的催化剂进行加氢裂化的液时空速(LHSV)优选是0.1h-1或更大且2h-1或更低，更优选0.2h-1或更大且1.7h-1或更低，更优选0.3h-1或更大且1.5h-1或更低。虽然较低的LHSV对反应有利，但是过低的LHSV不是经济优选的，因为它要求极大的反应器体积，这导致设施中的过度投资。
使用由活性金属A型组成的催化剂进行加氢裂化的氢气/油比例优选是50NL/L或更大且1000NL/L或更低，更优选70NL/L或更大且800NL/L或更低，更优选400NL/L或更大且1500NL/L或更低。虽然更高的氢气/油比例促进该反应，但是一般存在经济意义方面的最优点。
使用由活性金属B型组成的催化剂进行加氢裂化的氢气/油比例优选是150NL/L或更大且2000NL/L或更低，更优选300NL/L或更大且1700NL/L或更低，更优选400NL/L或更大且1500NL/L或更低。虽然更高的氢气/油比例促进该反应，但是一般存在经济意义方面的最优点。
氢化的反应器可以具有任何结构并且可以使用单一或多个反应塔。另外可以在多个反应塔之间供应氢气。反应器可以具有除去硫化的氢气的设施和用于将加氢产物分级蒸馏以产生所需馏分的蒸馏塔。
加氢反应器的反应模式可以是固定床模式。可以按逆流或并流模式将氢气供给原料。或者，反应模式可以是逆流和并流模式与多个反应塔的结合。原料的供应模式一般是下降流并且优选是气-液并流模式。氢气可以作为淬灭剂供应到反应器的中间部分中以便除去反应热或增加氢气分压。
本发明的燃料组合物是具有45℃或更高的闪点的组合物，其包含上述费-托合成油和基于该组合物的总质量用量为10-30体积％的具有下面性能(1)-(5)的石油基烃混合物A：
(1)15℃密度：800Kg/cm3或更大且900Kg/m3或更低；
(2)10体积％蒸馏温度(T10)：150℃或更高且200℃或更低；
(3)97体积％蒸馏温度(T97)：270℃或更低；
(4)芳族化合物含量：40体积％或更高且70体积％或更低；和
(5)硫含量：30ppm％或更低。
在此所使用的密度表示根据JISK2249″原油和石油产品-密度的测定和基于参考温度(15℃)的石油测量表″测量的密度。在此使用的10％蒸馏温度和97％蒸馏温度表示根据JISK2254″石油产品-蒸馏特性的测定″测量的值。在此使用的芳族化合物含量表示根据JISK2536的荧光指示剂吸附法″液体石油产品-组分的试验方法″测量的值。
石油基烃混合物A的含量必然是10体积％或更高，优选12体积％或更高，更优选15体积％或更高，基于该组合物的总质量。小于10体积％的石油基烃混合物A的含量不是优选的，因为所得的燃料可能不充分地显示燃料消耗改进效果。石油基烃混合物A的含量必然是30体积％或更低，优选28体积％或更低，更优选25体积％或更低，基于该组合物的总质量。大于30体积％的石油基烃混合物A的含量不是优选的，因为废气可能受到不利地影响。
本发明的燃料组合物的石油基烃混合物A优选是通过催化裂化器制备的馏分。
在此涉及的催化裂化器表示通过在固体催化剂存在下将沸点比瓦斯油更高的馏分催化裂解而产生具有高辛烷值气油基础材料的装置，所述固体催化剂通常是无定形二氧化硅-氧化铝催化剂或沸石催化剂。该催化裂化器主要由反应器和催化剂再生器组成。反应条件是其中反应器温度为470-550℃，再生器温度为650-750℃，反应器压力为0.08-0.15MPa，再生器压力为0.09-0.2MPa的那些。催化裂化方法的实例包括气提蓄热器、胡得利(Houdriflow)、UOP、Shell2-阶段灵活裂化、正流式(Orthoflow)、Texaco、Gulf、超催化裂化、Arco裂化、HOC和RCC方法。然而，在本发明中，对催化裂化器的工艺或操作条件没有特别限制。因此，可以使用任何常规催化裂化器。
或者，本发明的燃料组合物的石油基烃混合物A优选是通过将经由催化裂化器产生的馏分加氢脱硫产生的馏分。
经由催化裂化器产生的馏分的加氢脱硫在以下条件下使用包含Ni-W、Ni-Mo、Co-Mo、Co-W或Ni-Co-Mo中的任一种的催化剂进行，即其中反应温度是250℃或更高且310℃或更低，氢气压力是5MPa或更大且10MPa或更小，LHSV是0.5h-1或更大且3.0h-1或更小和氢气/烃体积比例是0.15或更大且0.6或更小。
本发明的燃料组合物的硫含量优选是10ppm质量，从而降低从发动机排出的有害废气的量和改进废气后处理设备的性能。在此涉及的硫含量表示根据JISK2541″原油和石油产品-硫含量的测定″测量的值。
本发明燃料组合物在30℃下的动态粘度优选是1.6mm2/s或更大，更优选1.65mm2/s或更大。当动态粘度小于1.6mm2/s时，可能难以控制在燃料喷射泵一侧燃料喷射的时机和减弱装备在发动机中的燃料喷射泵的每一部分处的润滑性。然而，在30℃时的动态粘度的上限优选是5.0mm2/s或更低，更优选4mm2/s或更低。当动态粘度超过5.0mm2/s时，燃料喷射系统由于其中的阻力增加而不稳定并因此废气中NOx和PM浓度增加。在此涉及的动态粘度表示根据JISK2283″原油和石油产品-动态粘度的测定和由动态粘度计算粘度指数″测量的动态粘度。
作为反应试验的结果，本发明的燃料组合物优选显示中性。当试验结果不是中性时，可能增加以下可能性，即由所得燃料引起的对金属部件的腐蚀作用可能是显著的。在此涉及的反应试验结果表示根据JISK2252″石油产品-反应的试验方法″测量的值。
本发明燃料组合物对铜的腐蚀性优选是1或更低，更优选1a。如果对铜的腐蚀性不是1或更低，则可能增加以下可能性：即由所得燃料引起的对金属部件的腐蚀作用可能是显著的并因此可能产生与稳定性或长期储存相关的问题。在此涉及的对铜的腐蚀性表示根据JIS K2513″石油产品-对铜的腐蚀性-铜条试验″测量的值。
本发明燃料组合物的闪点优选是45℃或更高。低于45℃的闪点出于安全考虑是不优选的。因此，闪点优选是47℃或更高，更优选49℃或更高。在此涉及的闪点表示根据JIS K2265″原油和石油产品-闪点的测定″测量的值。
本发明燃料组合物的10％蒸馏残余物中的碳渣优选是0.1质量％或更低，更优选0.05质量％或更低，从而抑制过滤器被淤渣堵塞。在此使用的10％蒸馏残余物中的碳渣表示根据JIS K2270″原油和石油产品-碳渣的测定″测量的值。
如果有必要，优选将本发明的燃料组合物与适量的冷流改进剂、润滑改进剂及其它添加剂共混。
可以将本发明的燃料组合物与冷流改进剂共混，这取决于其中使用了该组合物的环境的温度。待共混的冷流改进剂的量折算成活性组分浓度优选是50mg/L或更高且1000mg/L或更低，更优选100mg/L或更高且800mg/L或更低。
对冷流改进剂没有特别限制，因此，它们可以是一类或多类冷流改进剂，包括乙烯-不饱和酯共聚物例如乙烯-乙酸乙烯酯共聚物；链烯基琥珀酸酰胺；直链化合物例如聚乙二醇的二山萮酸酯；由酸例如邻苯二甲酸、乙二胺四乙酸和次氮基乙酸或它们的酸酐和烃基取代的胺的反应产物组成的极性氮化合物；和由富马酸烷基酯或衣康酸烷基酯-不饱和酯共聚物组成的梳形聚合物。在这些冷流改进剂当中，优选的是乙烯-乙酸乙烯酯共聚物添加剂，因为它们可以用于多个目的。因为称为冷流改进剂的可商购的产品通常呈其中有助于低温流动性的活性组分(活性组分)被适合的溶剂稀释的形式。因此，冷流改进剂的上述量表示当将此类可商购产品添加到本发明燃料组合物中时活性组分的量(活性组分浓度)。
优选将本发明的燃料组合物与润滑性改进剂共混，从而阻止燃料喷射泵磨损。润滑性改进剂的量折算成活性组分浓度优选是20mg/L或更高且200mg/L或更低，更优选50mg/L或更高且180mg/L或更低。当按在这些范围内的量共混润滑性改进剂时，润滑性改进剂可以有效地发挥其功效。例如，在配备有分布型注射泵的柴油机中，润滑性改进剂可以抑制驱动转矩增加并且可以降低在驱动该发动机的同时该泵的每一部分上的磨损。
润滑性改进剂可以是，但不限于，选自羧酸-、酯-、醇-、和酚-基润滑性改进剂的任一种或多种。在这些润滑性改进剂当中，优选的是羧酸-和酯-基润滑性改进剂。
羧酸基润滑性改进剂可以是亚油酸、油酸、水杨酸、棕榈酸、肉豆蔻酸或十六碳烯酸或这些羧酸中两种或更多种的混合物。
酯基润滑性改进剂的实例包括甘油的羧酸酯。形成羧酸酯的羧酸可以具有一种或多种类型。羧酸的具体实例包括亚油酸、油酸、水杨酸、棕榈酸、肉豆蔻酸和十六碳烯酸。
为了进一步提高本发明燃料组合物的性能，可以单独或结合地添加下述其它已知的燃料油添加剂(为方便起见，以下简称″其它添加剂″)。其它添加剂的实例包括十六烷值改进剂例如硝酸酯(包括含6-8个碳原子的硝酸烷基酯)和有机过氧化物；清洁剂例如酰亚胺化合物、烯基琥珀酰亚胺、琥珀酸酯、共聚合的聚合物和无灰分散剂；酚类和胺类抗氧化剂；金属钝化剂例如salicyliden衍生物；防腐剂例如脂族胺和链烯基琥珀酸酯；抗静电添加剂例如阴离子、阳离子和两性型表面活性剂；着色剂例如偶氮染料；和硅酮基消泡剂。
其它添加剂的量可以任意地选择。然而，其它添加剂中每一种的量优选是0.5质量％或更低，更优选0.2质量％或更低，基于该组合物的总质量。
[工业中的可应用性]
根据本发明，提供了能够抑制燃料消耗的降低，维持费-托合成油的优异的废气性能的燃料组合物。
[实施例]
下文中，将经由下面实施例和对比实施例更详细地描述本发明，这些实施例不应理解为限制本发明的范围。
[实施例1和2，和对比实施例1-3]
如下表1所列，根据本发明，使用石油烃混合物A(表1中称为″基础材料A″)和费-托合成油的瓦斯油馏分(表1中称为″GTL瓦斯油″)制备实施例1和2的燃料组合物。
通过将表1中给出的15体积％基础材料A和85体积％GTL瓦斯油混合制备实施例1的燃料组合物。
通过将表1中给出的25体积％基础材料A和75体积％GTL瓦斯油混合制备实施例2的燃料组合物。
GTL瓦斯油和可商购的2号瓦斯油分别用作对比实施例1和2。如表1所列，通过将85体积％GTL瓦斯油和15体积％经由催化裂化器产生的轻质循环油(表中称为″LCO″)混合制备对比实施例3的燃料组合物。
实施例和对比实施例的燃料组合物的性能各自在表2中给出。
按以下方式测量燃料的特性。
在此所使用的密度表示根据JIS K2249″原油和石油产品-密度的测定和基于参考温度(15℃)的石油测量表″测量的密度。
在此使用的动态粘度表示根据JIS K2283″原油和石油产品-动态粘度的测定和由动态粘度计算粘度指数″测量的动态粘度。
在此使用的闪点表示根据JIS K2265″原油和石油产品-闪点的测定″测量的值。
在此使用的硫含量表示根据JIS K2541″原油和石油产品-硫含量的测定″测量的基于瓦斯油组合物总质量的质量含量。
在此使用的蒸馏特性表示根据JIS K2254″石油产品-蒸馏特性的测定″测量的值。
在此使用的芳族化合物含量表示根据由Japan Petroleum Inst出版的石油产品的JPI标准和指南试验方法(JPI Standard and ManualsTesting Method for Petroleum Products)中规定的JPI-5S-49-97″石油产品-烃类型的测定-高效液相色谱″测量的芳族化合物组分含量的体积百分率(体积％)。
在此使用的反应表示根据JIS K2252″石油产品-反应的试验方法″测量的反应。
在此使用的对铜的腐蚀性表示根据JIS K2513″石油产品-对铜的腐蚀性-铜条试验″测量的腐蚀性分级。
(车辆废气试验)
使用下述装备柴油机的车辆(车辆1)测量燃料消耗和废气。使用该车辆的试验根据由日本国土资源、基础设施与交通省(Ministry ofLand，Infrastructure，and Transport Japan)监督的″Tr affic SafetyNuisance Research Institute′s Automobile Type Approval TestStandard″中的Exhibit27″10/15Mode Exhaust Emissions Testprocedure for Diesel-Powered Motor Vehicles″进行。对于燃料消耗，对比实施例1中的每单位体积运行距离定义为100，然后将它与待量化的其它实施例的结果相比较。对于涉及废气性能的值，对比实施例中的试验结果定义为100，然后将它与待量化的其它实施例的结果相比较。燃料消耗和废气的结果在表2中给出。
(车辆规格)：车辆1
发动机的类型：具有中间冷却的增压器的在线4汽缸柴油机
排量：                   3L
压缩比：                 18.5
最大功率：               125kW/3400rpm
最大转矩：               350Nm/2400rpm
采用规章：               1997废气排放规章
车辆重量：               1900kg
变速器：                 4-速自动变速器
废气后处理系统：         氧化催化剂
由表2给出的结果证实，使用根据本发明的实施例1和2的燃料组合物可以改进燃料消耗，而不会不利地影响费-托合成油的瓦斯油馏分的废气性能。然而，对比实施例1-3的燃料组合物在燃料消耗或废气性能方面差，这表明对环境的负担增加的可能性。
表1
表2

Claims (3)

1.用于压燃式发动机的闪点为45℃或更高的燃料组合物，其包含费-托合成油和基于该组合物的总量用量为10-30体积％的具有下面性能(1)-(5)的石油基烃混合物A：
(1)15℃密度：800Kg/cm3或更大且900Kg/m3或更低；
(2)10体积％蒸馏温度(T10)：150℃或更高且200℃或更低；
(3)97体积％蒸馏温度(T97)：270℃或更低；
(4)芳族化合物含量：40体积％或更高且70体积％或更低；和
(5)硫含量：按质量计，30ppm或更低。
2.根据权利要求1的燃料组合物，其中该石油基烃混合物A是经由催化裂化器产生的馏分。
3.根据权利要求1的燃料组合物，其中该石油基烃混合物A是在以下条件下使用包含Ni-W、Ni-Mo、Co-Mo、Co-W或Ni-Co-Mo中的任一种的催化剂将经由催化裂化器产生的馏分加氢脱硫制备的馏分：反应温度是250℃或更高且310℃或更低，氢气压力是5MPa或更大且10MPa或更小，LHSV是0.5h-1或更大且3.0h-1或更小和氢气/烃体积比例是0.15或更大且0.6或更小。
CN200780011170.8A 2006-03-31 2007-02-22 燃料组合物 Expired - Fee Related CN101410496B (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP099603/2006 2006-03-31
JP2006099603A JP4829660B2 (ja) 2006-03-31 2006-03-31 燃料組成物
PCT/JP2007/053860 WO2007113960A1 (ja) 2006-03-31 2007-02-22 燃料組成物

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN101410496A CN101410496A (zh) 2009-04-15
CN101410496B true CN101410496B (zh) 2014-09-17

Family

ID=38563232

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN200780011170.8A Expired - Fee Related CN101410496B (zh) 2006-03-31 2007-02-22 燃料组合物

Country Status (9)

Country Link
US (1) US7914593B2 (zh)
EP (1) EP2006358B1 (zh)
JP (1) JP4829660B2 (zh)
KR (1) KR101291421B1 (zh)
CN (1) CN101410496B (zh)
AU (1) AU2007232008B2 (zh)
MY (1) MY144535A (zh)
RU (1) RU2414502C2 (zh)
WO (1) WO2007113960A1 (zh)

Families Citing this family (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
KR101360487B1 (ko) 2006-03-31 2014-02-07 제이엑스 닛코닛세키에너지주식회사 경유조성물
JP4863772B2 (ja) * 2006-05-31 2012-01-25 Ｊｘ日鉱日石エネルギー株式会社 軽油組成物
US8361309B2 (en) * 2008-06-19 2013-01-29 Chevron U.S.A. Inc. Diesel composition and method of making the same
JP6008534B2 (ja) 2012-03-28 2016-10-19 独立行政法人石油天然ガス・金属鉱物資源機構 ディーゼル燃料又はディーゼル燃料基材の製造方法

Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2003105354A (ja) * 2001-09-28 2003-04-09 Nippon Oil Corp 燃料油基材およびそれを含有する軽油組成物
CN1703487A (zh) * 2001-11-06 2005-11-30 英国石油勘探运作有限公司 费托组合物和方法

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6663767B1 (en) * 2000-05-02 2003-12-16 Exxonmobil Research And Engineering Company Low sulfur, low emission blends of fischer-tropsch and conventional diesel fuels
EP1307529B1 (en) * 2000-05-02 2006-06-14 ExxonMobil Research and Engineering Company Use of fischer-tropsch fuel/cracked stock blends to achieve low emissions
GB0127953D0 (en) 2001-11-21 2002-01-16 Shell Int Research Diesel fuel compositions
AR043292A1 (es) 2002-04-25 2005-07-27 Shell Int Research Uso de gasoil derivado de fischer-tropsch y una composicion combustible que lo contiene
AU2003270924B2 (en) 2002-06-07 2008-11-13 Sasol Technology (Pty) Ltd Synthetic fuel with reduced particulate matter emissions and a method of operating a compression ignition engine using said fuel in conjunction with oxidation catalysts
JP4072396B2 (ja) 2002-08-07 2008-04-09 新日本石油株式会社 軽油組成物
FI20021596A (fi) 2002-09-06 2004-03-07 Fortum Oyj Dieselmoottorin polttoainekoostumus
MY140297A (en) * 2002-10-18 2009-12-31 Shell Int Research A fuel composition comprising a base fuel, a fischer-tropsch derived gas oil and an oxygenate
US7479168B2 (en) 2003-01-31 2009-01-20 Chevron U.S.A. Inc. Stable low-sulfur diesel blend of an olefinic blend component, a low-sulfur blend component, and a sulfur-free antioxidant
AU2004200235B2 (en) 2003-01-31 2009-12-03 Chevron U.S.A. Inc. Stable olefinic, low sulfur diesel fuels
NL1026215C2 (nl) * 2003-05-19 2005-07-08 Sasol Tech Pty Ltd Koolwaterstofsamenstelling voor gebruik in CI motoren.
JP4580152B2 (ja) * 2003-06-12 2010-11-10 出光興産株式会社 ディーゼルエンジン用燃料油

Patent Citations (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2003105354A (ja) * 2001-09-28 2003-04-09 Nippon Oil Corp 燃料油基材およびそれを含有する軽油組成物
CN1703487A (zh) * 2001-11-06 2005-11-30 英国石油勘探运作有限公司 费托组合物和方法

Also Published As

Publication number Publication date
RU2414502C2 (ru) 2011-03-20
WO2007113960A1 (ja) 2007-10-11
EP2006358A4 (en) 2013-03-13
JP2007270035A (ja) 2007-10-18
US7914593B2 (en) 2011-03-29
US20090126264A1 (en) 2009-05-21
AU2007232008B2 (en) 2011-02-17
CN101410496A (zh) 2009-04-15
RU2008143262A (ru) 2010-05-10
EP2006358A2 (en) 2008-12-24
KR101291421B1 (ko) 2013-07-30
EP2006358A9 (en) 2009-07-15
EP2006358B1 (en) 2014-12-03
AU2007232008A1 (en) 2007-10-11
KR20090026122A (ko) 2009-03-11
MY144535A (en) 2011-09-30
JP4829660B2 (ja) 2011-12-07

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Song Introduction to chemistry of diesel fuels
EP2034004B1 (en) Gas oil composition
EP1956070A1 (en) Gas oil composition
WO2007113959A1 (ja) 予混合圧縮自己着火式エンジン用燃料
JP5121137B2 (ja) 軽油組成物
EP2130895A1 (en) Gas oil composition
CN101410496B (zh) 燃料组合物
JP5117089B2 (ja) 軽油組成物の製造方法
EP2006360B1 (en) Method of producing a gas oil composition
EP2022839A1 (en) Gas-oil composition
JP5154817B2 (ja) 軽油基材および軽油組成物
EP2163598A1 (en) Light oil composition
JP5121138B2 (ja) 軽油組成物
JP2004067906A (ja) 軽油組成物及びその製造方法
JP4979269B2 (ja) Ａ重油組成物の製造方法
CN101415799B (zh) 瓦斯油组合物
JP4847171B2 (ja) ディーゼル燃料組成物
JP5288741B2 (ja) 軽油組成物の製造方法
JP2009161669A (ja) 軽油組成物
JP5436023B2 (ja) ディーゼルエンジン用燃料油組成物
JP2007284565A (ja) 水素化処理方法および脱硫軽油基材の製造方法
JP2011026504A (ja) ディーゼルエンジン用燃料油組成物
WO2009020056A1 (ja) 軽油組成物
JP2008239875A (ja) 軽油組成物

Legal Events

Date Code Title Description
C06 Publication
PB01 Publication
C10 Entry into substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
C14 Grant of patent or utility model
GR01 Patent grant
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee
CF01 Termination of patent right due to non-payment of annual fee

Granted publication date: 20140917

Termination date: 20190222