ISSN1346-7328
国総研資料 第１０９０号
令 和 元 年 １ ２ 月

国土技術政策総合研究所資料
TECHNICALNOTE of

National Institute for Land and Infrastructure Managemen t

No.1090

December

2019

B-DASH プロジェクト No.25
メタン精製装置と吸蔵容器を用いたバイオガス集約技術
導入ガイドライン（案）

下水道研究部下水処理研究室

B-DASH Project No.25
Guideline for introducing a technology to efficiently collect and utilize biogas from a number of wastewater treatment plants.

Wastewater and Sludge Management Division
Water Quality Control Department

国土交通省 国土技術政策総合研究所
National Institute for Land and Infrastructure Management
Ministry of Land, Infrastructure, Transport and Tourism, Japan

Technical

国土技術政策総合研究所資料第 1090 号

2019 年 12 月

NoteNo.1090

of

NILIM

December 2019

B-DASHプロジェクト No.25
メタン精製装置と吸蔵容器を用いたバイオガス集約技術 導入ガイドライン（案）

下水道研究部 下水処理研究室

B-DASH Project No.25
Guideline for introducing a technology to efficiently collect and utilize biogas from a number ofwastewater treatment plants

Wastewater and Sludge Management Division
Water Quality Control Department

概要
本ガイドラインは、特に中小規模の下水処理場におけるバイオガスの有効利用の促進を目指し、下水道革新的技術の一つである「メタン精製装置と吸蔵容器を用いたバイオガス集約の実用化技術」について、下水道事業者が導入検討する際に参考にできる資料として策定したものである。
ｷｰﾜｰﾄﾞ ：バイオガス、メタン精製、ガス吸蔵・運搬、エネルギー創出
Synopsis
This Guideline for introducing a technology to efficiently collect and utilize biogas from a number ofwastewater treatment plants, which is one of sewage high technologies, is designed to promote theeffective use of biogas in small and medium-sized wastewater treatment plants, and supports sewage
works administrator's consideration for introduction.
Key Words ：biogas, methane purification, gas storage and transport, energy creation

執筆担当者一覧

国土技術政策総合研究所下水道研究部下水処理研究室

室

長

前

国土技術政策総合研究所下水道研究部下水処理研究室

室

前

国土技術政策総合研究所下水道研究部下水処理研究室

国土技術政策総合研究所下水道研究部下水処理研究室
国土技術政策総合研究所下水道研究部下水道研究室

・・・田隝

淳

・・・山下

洋正

主任研究官 ・・・太田

太一

研究官
研究官

長

・・・藤井

都弥子

・・・濵田

知幸

はじめに我が国の下水道は、国民生活に不可欠な社会資本として整備が進められており、下水道処理人口普及率は79.3%（平成30年度）となっている。下水道の普及が公衆衛生の向上や公共用水域の水質保全に貢献する一方で、大量に発生する下水の処理には大きな電力を必要とし、大量の電力を消費する事業の一つとなっている。また、下水や汚泥の処理に伴い温室効果ガスが排出され、地方公共団体の公共事業の中でも大きな温室効果ガス排出源となっている。今後、下水道の未普及地域の解消や高度処理化など、さらなる温室効果ガス排出量の増加が見込まれ、地球温暖化防止に一定の役割を果たそうとする我が国において、その削減が急がれる状況となっている。このような状況を背景に、下水汚泥や下水の持つエネルギー資源としてのポテンシャルに期待が高まっており、省エネ・省資源の取り組
みに加えて、積極的にこれら資源を有効活用し、再生可能エネルギーを創出する取組が始まっている。
平成26年7月に策定された「新下水道ビジョン」（国土交通省水管理・国土保全局下水道部、公益
社団法人日本下水道協会）では、有機物、栄養塩類を除去対象物質でなく資源として捉え、革新的な技術・システム等を導入し、他バイオマスも集約することで、下水処理場を水・資源・エネルギーの集約・自立・供給拠点化することが打ち出されている。また、平成27年度の下水道法改正で、下水道管理者は、「発生汚泥等が燃料又は肥料として再生利用されるよう努めなければならない」とする規定が新設された。さらに、「新下水道ビジョン加速戦略」（平成29年8月 国土交通省水管理・国土保全局下水道部）でも、下水道による付加価値向上の重要性が示されている。しかし、実際の資源としての活用は未だ低い水準にあり、優れた新技術が開発されても実績が少ないなどの理由で普及展開が進まない状況である。
国土交通省下水道部が平成23年度から開始している「下水道革新的技術実証事業（B-DASHプロジ
ェクト※）」では、国土技術政策総合研究所下水道研究部が実証研究の実施機関となり、それぞれのビジョンを実現可能な技術について実証研究を実施し技術導入ガイドラインを策定することで、優れた革新的技術の実証や新技術の普及展開、普及による下水道事業におけるコスト縮減や再生可能エネ
ルギー等の創出を実現し、併せて本邦企業による水ビジネスの海外展開の支援を図っている。
本ガイドラインで示す「メタン精製装置と吸蔵容器を用いたバイオガス集約技術」は、複数の小規模処理場で発生する未利用消化ガスをメタン精製し、車載型吸蔵容器を用いて1箇所に集約することで効率的に発電利用する技術である。実証研究により、各処理場で個別に発電する場合に比べてコストの削減が可能であること、またエネルギー創出量が増加することや温室効果ガス排出量が削減されることなどが実証されている。
本ガイドラインは、国土技術政策総合研究所委託研究（メタン精製装置と吸蔵容器を用いた集約の実用化に関する技術実証研究 受託者：JNCエンジニアリング(株)・吸着技術工業(株)・(株)九電工・シンコー(株)・山鹿都市ガス(株)・公立大学法人熊本県立大学・大津町・益城町・山鹿市共同研究体
実施期間：平成27～30年度）において実施した成果を踏まえ、下水道事業者が革新的技術の導入を検討する際に参考にできる資料として策定したものである。
技術選定から実証研究施設の設置、実運転による実証を踏まえたガイドラインの策定までを短期間でまとめるにあたり、大変なご尽力をいただいた下水道革新的技術実証事業評価委員会の委員各位、およびガイドラインに対する意見聴取にご協力いただいた下水道事業者の各位をはじめ、実証研究に精力的に取り組まれた研究体各位等全ての関係者に深く感謝申し上げる。
※B-DASH プロジェクト：Breakthrough by Dynamic Approach in Sewage High Technology Project
国土交通省国土技術政策総合研究所 下水道研究部長 岡本 誠一郎

目 次

第1章 総則第1節 目的§1 目的 ··············································

1

第2節 ガイドラインの適用範囲§2 ガイドラインの適用範囲 ····························

4

第3節 ガイドラインの構成§3 ガイドラインの構成 ································

5第4節 用語の定義§4 用語の定義 ········································

7

第2章 技術の概要と評価
第1節 技術の概要§5 技術の目的 ········································

9§6 技術の概要と特徴 ··································

11§7 メタン精製の概要 ··································

13§8 ガス吸蔵・運搬の概要 ······························

20§9 ガス集約・発電の概要 ······························

23

第2節 技術の適用条件§10 適用条件 ··········································

25§11 推奨条件 ··········································

26§12 導入シナリオ例 ····································

27

第3節 実証研究に基づく評価の概要§13 技術の評価項目 ····································

30§14 技術の評価結果 ····································

31

第3章 導入検討
第1節 導入検討手法§15 導入検討手順 ······································

34§16 基礎調査・条件設定 ································

35§17 導入コストの算定 ··································

38§18 導入効果の検証 ····································

41§19 導入の判断基準 ····································

43

第2節 導入効果の検討例§20 導入効果の検討例 ··································

44

第4章 計画・設計
第1節 導入計画§21 導入計画の検討手順 ································

52§22 詳細調査 ··········································

53§23 装置仕様の決定 ····································

55§24 導入コストの算定 ··································

66§25 導入効果の検証 ····································

71§26 導入コストの分配 ··································

73

第2節 施設設計§27 供給処理場における設備設計 ························

76§28 集約処理場における設備設計 ························

82

第5章 維持管理
第1節 本技術の維持管理§29 本技術の維持管理の要点 ····························

85

第2節 本技術の運転管理§30 本技術の運転管理 ··································

86

第3節 本技術の保守点検§31 本技術の保守点検 ··································

91

第4節 異常時の対応と対策§32 異常時の対応と対策 ································

93

資料編
１．実証研究結果 ··········································

95

２．ケーススタディ ········································

116

３．運転スケジュール例 ····································

135

４．実証によって得られた課題とその対応 ····················

136

５．費用関数の根拠 ········································

140

６．参考資料 ··············································

147

７．問い合わせ先 ··········································

148

第1章

第１章

総

則

総

第１節

目

則
的

§1 目 的本ガイドラインは、下水道事業における省エネルギー・創エネルギー効果の増大に寄与する
ため、下水道革新的技術実証事業（B-DASH プロジェクト）の革新的技術の１つである「メタン精製装置と吸蔵容器を用いた集約の実用化に関する技術」（以下、「本技術」とする）について、実証研究の成果を踏まえて、技術の概要、導入検討、計画・設計及び維持管理などに関する技術的事項について明らかにし、もって導入の促進に資することを目的とする。

【解 説】
下水道革新的技術実証事業（B-DASH プロジェクト）は、新技術の研究開発及び実用化を加速する
ことにより、下水道事業における資源回収、大幅な省エネルギー・創エネルギー効果やコスト縮減を実現し、併せて、本邦企業による水ビジネスの海外展開を支援するため、国土交通省が実施しているものである。
B-DASH プロジェクト全体の概要は、図 1-1 に示すとおりである。各実証事業においては、国土技術政策総合研究所からの委託研究として、実証研究を実施している。
平成 23 年度は、①水処理における固液分離技術（高度処理を除く）、②バイオガス回収技術、③
バイオガス精製技術、④バイオガス発電技術に係る革新的技術を含むシステムについて公募を行い、2 件の実証研究を採択・実施し、ガイドライン案を策定した。
平成 24 年度は、⑤下水汚泥固形燃料化技術、⑥下水熱利用技術（未処理下水の熱利用に限る）、⑦栄養塩（窒素）除去技術（水処理に係る技術は除く）、⑧栄養塩（りん）除去技術（水処理に係る技術は除く。回収技術を含むことは可）に係る革新的技術について公募を行い、5 件の実証研究を採択・実施し、ガイドライン案を策定した。
平成 25 年度は、⑨下水汚泥バイオマス発電システム技術（低含水率化技術、エネルギー回収技術、エネルギー変換技術を組み合わせたシステム技術）、⑩管きょマネジメント技術に係る革新的技術について公募を行い、5 件の実証研究を採択・実施し、ガイドライン案を策定した。
平成 26 年度は、⑪下水汚泥から水素を創出する創エネ技術、⑫既存施設を活用した省エネ型
水処理技術（標準活性汚泥法代替技術・高度処理代替技術）、⑬ICT による既存施設を活用した戦略的水処理管理技術、⑭既存施設を活用した ICT による都市浸水対策機能向上技術に係る革新的技術について公募を行い、6 件の実証研究を採択・実施し、ガイドライン案を策定した。
平成 27 年度は、⑮複数の下水処理場からバイオガスを効率的に集約・活用する技術、⑯バイオガスから CO2 を分離・回収・活用する技術、⑰設備劣化診断技術、⑱都市域における局所的集中豪雨に対する降雨及び浸水予測技術、⑲下水管路に起因する道路陥没の兆候を検知可能な技術、⑳下

1

第1章

総

則

水処理水の再生利用技術に係る革新的技術について公募を行い、9 件の実証研究を採択・実施し、⑯⑱⑳についてガイドライン案を策定した。
平成 28 年度は、㉑中小規模処理場を対象とした下水汚泥の有効利用技術、㉒ダウンサイジング
可能な水処理技術に係る革新的技術について公募を行い、4 件の実証研究を採択・実施し、ガイドライン案を策定した。
平成 29 年度は、㉓汚泥消化技術を用いた地産地消型エネルギーシステムの構築に向けた低コス
トなバイオマス活用技術、㉔省エネ社会の実現に向けた低コストな地球温暖化対策型汚泥焼却技術、㉕既設改造で省エネ・低コストに処理能力（量・質）を向上する技術に係る革新的技術について公募を行い、3 件の実証研究を採択・実施した。
平成 30 年度は、㉖ICT を活用した効率的な下水道施設（処理場・ポンプ場）管理に関する技術、㉗ICT を活用した効率的管路マネジメント技術、㉘高純度ガス精製・バイオガス利用等による効率
的エネルギー化技術、㉙他の熱源よりも低コストに融雪できる下水熱利用技術に係る革新的技術について公募を行い、7 件の実証研究を採択・実施している。
平成 31 年度（令和元年度）は、㉚ICT 活用スマートオペレーションによる省スペース・省エネ型
高度処理技術、㉛クラウドや AI 技術を活用した効率的なマンホールポンプ管理技術、㉜AI データ解析による効率的な管内異常検知技術について公募を行い、4 件の実証研究を採択・実施している。
本技術は、⑮に係る革新的技術であり、実証研究のとりまとめにあたっては、専門的知識を有す
る有識者及び実務に精通した地方公共団体の下水道事業者より意見を聴取したうえで、学識経験者
で 構 成 さ れ る 「 下 水 道 革 新 的 技 術 実 証 事 業 評 価 委 員 会 」（ 以 下 、「 評 価 委 員 会 」 と す る 。
（http://www.nilim.go.jp/lab/ecg/bdash/bdash.htm））の評価を受け、一定の成果が得られたと評価された。本ガイドラインは、下水道事業における省エネルギー・創エネルギー効果の増大を実現するため、評価委員会で評価された本技術の実証研究の成果を踏まえ、本技術の導入の促進に資することを目的として、国土技術政策総合研究所において策定するものである。このため、本ガイ
ドラインでは、地方公共団体などの下水道事業者が本技術の導入を検討する際に参考にできるように、技術の概要と評価、導入検討、計画・設計及び維持管理などに関する技術的事項についてとり
まとめている。
なお、本ガイドラインについても、実証研究の成果と同様に、専門的知識を有する有識者及び実務に精通した地方公共団体の下水道事業者より意見を聴取のうえ、評価委員会の評価を受け、了承されたものである。

2

第1章

総

則

図 1-1 下水道革新的技術実証事業（B-DASH プロジェクト）の概要（全体）

3

第1章

第２節

§2

総

則

ガイドラインの適用範囲

ガイドラインの適用範囲

本ガイドラインは、本技術のシステム全体または一部についての、下水道施設を対象とした導入検討、計画・設計および維持管理に適用する。

【解 説】
本ガイドラインは、下水道資源のさらなる有効活用を図るため、本システムの導入を促進することを目的として、本技術の導入検討、計画・設計、維持管理の参考となるようにとりまとめたものである。
本技術のシステム全体を同時にまたは段階的に導入する場合、または、一部の技術のみを導入する場合のどちらにも、本ガイドラインは適用される。本ガイドラインは、地方公共団体などの下水道事業者および関連する民間企業などに利用されることを想定して策定している。

4

第1章

第３節

§3

総

則

ガイドラインの構成

ガイドラインの構成

本ガイドラインは、総則、技術の概要と評価、導入検討、計画・設計、維持管理および資料編から構成される。

【解 説】
本ガイドラインは、図 1-2 に示す構成から成る。
各章の内容は、以下のとおりとする。

（１）第１章 総則
第１章では、目的、ガイドラインの適用範囲、ガイドラインの構成、用語の定義について記述する。

（２）第２章 技術の概要と評価
第２章では、本技術の目的、概要、特徴、適用条件、導入シナリオ例について整理する。また、実証研究で得られた成果に基づく本技術の評価結果を示す。

（３）第３章 導入検討
第３章では、本技術の導入を検討する際に必要な手順、手法を示すとともに、導入効果の検討例を示す。

（４）第４章 計画・設計
第４章では、導入検討の結果として、本技術の導入効果が期待できると判断された場合に、導入に向けてより具体的に計画・設計を進めるための手法について示す。

（５）第５章 維持管理
第５章では、本技術を導入した場合において、下水道管理者などが実施すべき維持管理の具体的方法について示す。

その他、資料編として、実証研究結果、ケーススタディ、問い合わせ先に関する資料を示す。

5

第1章

第１章

総

則

総則

・目的、 ガイドラインの適用範囲、 ガイドラインの構成、
用語の定義

第２章

技術の概要と評価・目的、概要、特徴、適用条件、導入シナリオ例
・技術の評価項目、評価結果

第３章

導入検討

・導入検討手順、基礎調査、導入効果の検証、導入判断
・導入効果の検討例

第４章

計画・設計

・導入計画
・施設設計

第５章

維持管理

・運転管理
・保守点検
・異常時の対応と対策

資料編
実証研究結果、 ケーススタディ、 問い合わせ先等

図 1-2 本ガイドラインの構成

6

第1章

第４節
§4

総

則

用語の定義

用語の定義
本ガイドラインで取り扱う用語は、以下に示すように定義する。なお、下水道施設の基

本的な用語に関しては「下水道施設計画・設計指針と解説 2009 年版（以下、設計指針とする）」（社団法人日本下水道協会）、「下水道用語集 2000 年版」（社団法人日本下水道協会）に準拠する。
（１） PSA
Pressure Swing Adsorption の略称。圧力変動吸着法。吸着速度の差もしくは吸着選択性の差と圧力による吸着容量の変動を利用したガスの分離精製技術である。
吸着剤を充填した吸着塔に分離したい数種類の混合ガスを加圧して導入させることで、吸着しやすいガスを吸着剤に吸着させ吸着しにくいガスを吸着塔外部へと取り出し、その後圧力を降下させることによって吸着したガス(吸着ガス)を脱着させて取り出す。上記を交互に繰り返すことによって混合ガスから吸着しにくいガスまた吸着ガスを回収する。
PSA のうち、圧力範囲が真空から微圧の範囲にあり、吸着にブロア及び脱着に真空ポンプを用いるものを VPSA としている。
本技術でのメタン精製装置には VPSA を採用した。

（２） メタン精製
消化ガス中の二酸化炭素等を除去し、メタン濃度を上げること。

（３） 吸蔵容器
メタンを吸着する吸蔵剤が充填されている容器。吸蔵時の吸着熱による温度上昇を防ぐために、メタン精製したメタンを吸蔵する際には、ガス循環させながら吸蔵する。そのためにガスの入口と出口の 2 つの口が用意されている。また、ガス運搬用の容器であり、脱着ボディシステム車による引き上げ可能な構造となっている。
（４） 真空ポンプ兼ブロア
真空ポンプとしてもブロアとしても利用可能なガスポンプ。
メタン精製装置の付帯設備であり、1 塔式の PSA メタン精製装置において、吸着時の加圧及び脱着時の減圧に用いる。
（５） 未利用消化ガス
処理場の消化槽で発生した消化ガスのうち、脱硫塔にて硫化水素の除去が行われただけの未精製の消化ガスで、処理場に設置してあるボイラなどでの利用分を除い

7

第1章

総

則

た有効利用されていない消化ガスを指す。一般的には余剰ガス燃焼処理装置で燃焼処分されている。
（６） 利用可能な未利用消化ガス
ボイラや余剰ガス燃焼装置などの既存設備の運転へ影響を与えない量に限定した本技術に利用できる未利用消化ガス。
（７） オフガス
メタン精製装置によって吸着分離された不要なガス。主成分は二酸化炭素と水分で、さらに若干のメタンとその他微量成分が含まれる。メタンが含まれるために、そのまま大気放出させず、燃焼処理等により無害化した後、大気放出する。
（８） 精製ガス
メタン精製装置によってメタン精製された消化ガス。
（９） 余剰ガス
未利用消化ガスのうち、本技術でも使用せず、余剰ガス燃焼装置で燃焼処理されるガス。メタン精製装置からのオフガスも含む。
（１０） 集約処理場
未利用消化ガスを集約する場所に定めた処理場。集約処理場には未利用消化ガスの受け入れ設備と発電機が設置され、集約処理場で発生する未利用消化ガスと（１１）で定義する供給処理場から集約された未利用消化ガスとを混合し発電を行う役
割を担う。
（１１） 供給処理場
未利用消化ガスをメタン精製し、集約処理場へ供給する側の処理場。供給処理場にはメタン精製用の PSA メタン精製装置、精製ガス吸蔵のための吸蔵装置が設置され、未利用消化ガスをメタン精製し、吸蔵容器に吸蔵して運搬することで、集約処理場へ発電用未利用消化ガスを供給する役割を担う。
（１２） 余剰ガス燃焼装置
消化ガスに含まれているメタンを燃料として、余剰ガスを燃焼処理して無害化させる装置。消化ガスに含まれる微量な有害物質を燃焼処理するとともに、温暖化の効果が高いとされるメタンをすべて燃焼させ二酸化炭素にする。各処理場に設置してある既存の設備は、メタン濃度 55vol％程度の濃度が必要とされる。
（１３） 吸着熱

吸蔵剤にガスが吸着する際に発生する物理現象。本システムの中では吸蔵容器にメタンガスを吸蔵する際に発生する。吸着熱によって吸蔵剤が加熱されると吸蔵容量が下がってしまうため、吸蔵の際の阻害要因となる。

8

第２章 技術の概要と評価

第２章

技術の概要と評価

第１節

技術の概要

§５ 技術の目的
本技術は、メタン精製装置と吸蔵装置を用いることでガス集約コストを低減し、スケールメリットによりメタンガス発電の採算性向上を図ることを目的とする。また一方で、採算性の向上という目的以外に、新たなエネルギーを創出させる、温室効果ガスの排出を削減させることも目的とする。
【解 説】
現在日本の全下水処理場 1,963 箇所のうち、消化槽を有する下水処理場は 285 箇所あり、全体の約 15％となっている（出典：平成 28 年度版下水道統計）。その消化槽において、下水汚泥の消化に伴い消化ガスが発生するが、その発生量は年間 309 百万 Nm3/年である。この消化ガス
はエネルギーとして活用できることが知られているが、そのうち 47 百万 Nm3/年（約 15％）が焼却処分されている。
47 百万 Nm3/年のほとんどは下水処理量 50,000m3/日以下の小規模下水処理場から出る消化ガスである。しかし、図 2-1 に示すとおり、小規模の下水処理場ごとにこの未利用消化ガスを利用し、消化ガス発電機を用いて、発電を実施したとしても、消化ガス量が少ないため発電量が小さくなり、また設置費用や維持管理費もかかるため、結果として採算性が合わなくなり、未利用消化ガスを有効利用できていないというのが現状である。
本技術は、メタン精製装置と吸蔵装置を用いることでガス集約コストを低減し、スケールメ
リットによりメタンガス発電の採算性向上を図ることを目的とする。また一方で、採算性の向上という目的以外に、新たなエネルギーを創出させる、温室効果ガスの排出を削減させることも目的とする。

9

第２章 技術の概要と評価

図 2-1 従来技術と本技術

なお、本技術については§6 技術の概要と特徴を参照されたい。

10

第２章 技術の概要と評価§６ 技術の概要と特徴
本技術は、下水処理場から発生する未利用消化ガスをメタン精製装置によりメタン精製することで未利用消化ガスのメタン濃度を向上させ、吸蔵剤が充填された吸蔵容器に精製ガスを吸蔵し運搬することで、1 箇所に未利用消化ガスを集約し発電に利用する技術である。
【解 説】
本技術は、下水処理場から発生する未利用消化ガスをメタン精製装置でメタン精製することにより消化ガス中のメタン濃度を向上させるとともに、吸蔵剤が充填された吸蔵容器に吸蔵し運搬することで、1 箇所に未利用消化ガスを集約し発電に利用する技術である。
図 2-2 に本技術の概要を示す。本技術は次の要素技術からなる。
（１） メタン精製今回用いたメタン精製装置は VPSA メタン精製装置（加圧吸着－真空再生脱着）であり、2 塔式の装置に比べ安価である１塔式のものを採用している。また、吸着剤に硫化水素吸着剤（他の吸着剤の保護）、シロキサン吸着剤を加えてあるため、メタン精製の安定性が高く、シロキサン除去も同時に行える装置である。
（２） ガス吸蔵・運搬
ガス吸蔵・運搬は吸蔵装置および吸蔵容器を利用する。吸蔵装置は、圧縮機、冷凍機、クーラーにより構成されており、吸着熱の効率的な除去により吸蔵が効率化されている。
ガス圧縮による移送コストの削減に加え、吸蔵容器には吸蔵剤を充填することで 1.0
MPaG 未満での大量輸送が可能となり、精製ガスを吸蔵する作業にあたり「高圧ガス製
造保安責任者」の設置が不要である。
精製ガスの運搬には、ゴミの回収などで一般的に利用されている脱着ボディシステム
車を利用する。そのため、吸蔵容器は脱着ボディシステム車にて引き上げ可能な構造で製作する。
（３） ガス集約・発電
集約処理場では、運搬されてきた吸蔵容器を荷下ろしし、吸蔵容器中の精製ガスをクッションタンクへ送る。また、集約処理場で発生する未利用消化ガスを脱硫、シロキサ
ン除去しクッションタンクへ送り、集約された精製ガスと混合し、消化ガス用発電機にてガス発電を行う。

11

第２章 技術の概要と評価

図 2-2 本技術の概要

12

第２章 技術の概要と評価§７ メタン精製の概要
未利用消化ガスの運搬効率を上げるため、メタン精製を行う。メタン精製装置は消化ガスを運搬に適した状態へとメタン精製する装置である。ここではメタン精製装置についての説
明を記載する。
(１) メタン精製装置の概要、効果(２) メタン精製装置の構成、仕組み【解 説】（１） メタン精製装置の概要、効果
供給処理場から未利用消化ガスを集約処理場に運搬する際、メタン精製装置を用いて未利用消化ガスをメタン精製し発電に不要な CO2 を除去することで運搬効率を上げることができる。同時に、シロキサンなど発電機に有害な物質を未利用消化ガスから除去することもできる。
メタン精製装置として１塔式の VPSA メタン精製装置（加圧吸着－真空再生脱着）を採用する。1 塔式 VPSA メタン精製装置を採用した大きな要素として、① イニシャルコストの低減が図れる。
② 電力消費量の削減が図れる。
が挙げられる。
イニシャルコストに関しては、1 塔式は多塔式と比べ装置の簡略化により、駆動バル
ブ数の削減と配管の短縮化ができ（表 2-1 PSA 型式別仕様比較表 参照 (吸着技術工業
F/S 結果)）、建設コストは 2 塔式 VPSA メタン精製装置の 40％程度となる。
電力消費量に関しては、従来の多塔式ではブロア(消化ガス供給用)と真空ポンプ（吸着剤再生用）の二つの回転機器が必要となるが、これに対し 1 塔式ではブロア/真空ポ
ンプを兼用（真空ポンプ兼ブロアを採用）することができ、回転機器を一つに集約することができる。これによりユニット全体をコンパクトにし、電力低減を図っている。
表 2-1 PSA 型式別仕様比較表

ＰＳＡ形式

単位

1 塔式
ＶＰＳＡ

2 塔式
ＶＰＳＡ

塔数
バルブ個数

[塔]
[個]

1
9

2
14

13

第２章 技術の概要と評価（２） メタン精製装置の構成、仕組み
１） メタン精製装置の構成
１塔式 VPSA メタン精製装置は、主に①真空ポンプ兼ブロア、②吸着塔、③製品
タンク、④補助タンク、⑤制御盤により構成される。ユニットの寸法並びに形状については、図 2-3 の通りである。

図 2-3 メタン精製装置（外観図）

吸着塔には、消化ガスの組成に対応した複数の吸着剤を軸方向に充填しており、吸着塔前段の前処理層では、水分・硫化水素・シロキサンを対象とした吸着剤を配置している。次に CO2 吸着剤を配置した層、最後に酸素吸着剤を配置しており、これらを通過することによりメタン濃度 90vol%以上の精製ガスの回収が可能となる。

14

第２章 技術の概要と評価

２） メタン精製装置の運転方法
次に１塔式 VPSA メタン精製装置の運転サイクルを図 2-4 に示す。本装置は、①
吸着工程、②塔間均圧工程１、③再生工程、④塔間均圧工程２を１サイクルとして、吸脱着を繰り返す装置である。
① 吸着工程（90～120 秒程度）
消化ガス中の不純物を吸着塔内の吸着剤を用いて吸着除去することによりメタンの純度を高める。消化ガスは、真空ポンプ兼ブロアにより吸着塔下部から吸着塔内へ導入される。この時、前サイクルの回収ガス（③【再生工程】 参照）も合わせて吸着塔へ圧送する。吸着時の圧力は、150kPa 程度の設定とし、メタン濃度 90vol%以上の精製ガスを搭上部より回収する。
② 塔間均圧工程１（5～10 秒程度）
吸着剤が不純物で飽和する直前に塔内に残留するメタンガスを補助タンクに貯留する。
③ 再生工程（60～120 秒程度）
真空ポンプ兼ブロアにより吸着塔内を大気圧以下まで降圧して吸着塔よりオフガスを排出し、吸着塔を再生する。吸着塔から排出されるオフガスは、初めメタンリッチで排出されるので、初期排出ガスはリサイクルタンクに溜め回収し、次の吸着工程時に吸着塔へ戻す。一定時間回収した後、残りのガス（水分／硫化水素／CO2 等）はガス排出経路を切り替えて系外へ放出される。
④ 塔間均圧工程２（5～10 秒）再生された吸着塔に補助タンクから残留メタンガスを還流した後、製品タン
クの精製ガスを用い、吸着塔内を大気圧付近まで昇圧させる。

15

第２章 技術の概要と評価

図 2-4 1 塔式 VPSA メタン精製装置運転サイクル

16

第２章 技術の概要と評価

３） 吸着剤
吸着塔に充填されている吸着剤について以下に示す。
① 前処理吸着剤（脱硫／シロキサン除去／水分除去）a) H2S 吸着剤
ADS55（シリカライト）を吸着塔前段に配置し、後段の CO２吸着剤の劣化を回避する。採用した吸着剤の性能については、小型カラム試験装置（カラム内径 10mmφ、長さ 300mm、吸着剤充填量 20g）において、H２S 濃度
1vol％、吸着温度 303K の条件にて評価の上、性能を確認している。
b) シロキサン吸着剤
活性炭（使い捨て型）が一般的であるが、小型カラム試験（条件：シロ
キサン D4 及び D5 濃度 10ppm、吸着温度 303K）を行い、吸着剤の評価を実施したところ、今回採用した ADS400（メソポーラスシリカ MCM-41）は、吸着量が大きく、メタン精製装置操作条件においても物理的に可逆的な吸脱着を示す。
c) 水分吸着剤
メタン精製装置用水分吸着剤として、吸/脱着の圧力変動に対し大きな吸着量の差を示すシリカゲルを採用した。親水性のシリカゲルは、水分吸着に伴い結晶膨潤による破砕が起こる可能性があるため、粉砕し微粒化処理したものを用いた。更に、水分吸着による膨潤が進行しない成型として、微粒化した結晶コロイダルシリカをバインダーとし、ハニカム成形をして充填する方法をとっている。これにより消化ガスのような高濃度水分雰囲
気での水分除去でも性能低下すること無く消化ガスのメタン精製を実現している。
② CO２吸着剤
ADS40（低シリカゼオライト）及び ADS100（メソポーラスシリカ）の２種類を採用した。
なお、小型カラム試験において、CO2 濃度 35vol％の条件の下、ADS40 及びADS100 について評価を実施したところ、ADS40 よりも ADS100 の方が大きな CO2
吸着量を示した。また、CO2／CH4 の分離係数においては、ADS40 の方が優位性を示した。
評価試験における夫々の特性を考慮した結果、前方部に ADS100 を、後方部に ADS40 を配置している。

17

第２章 技術の概要と評価③ 酸素吸着剤
原料供給ラインからの空気の混入により、最大 5vol％程度の酸素が消化ガス中に混入することが考えられるため、吸着塔最後段に酸素吸着剤（MSC-3A、
ADS40K・・・ゼオライト系吸着剤）を配置し、酸素を系外に排出する。採用した吸着剤は、残留する酸素（濃度 5vol％）を 1vol％程度まで低減できる性能を有する。
以下 図 2-5 の要領にて吸着剤を吸着塔内に配置している。

図 2-5 メタン精製装置に使用する吸着剤

18

第２章 技術の概要と評価

４） PSA 方式と VPSA 方式の違い
一般的に PSA 方式の圧力作動域は 0（大気圧）～0.7MPaG 程度と比較的高圧域での稼働であり、VPSA 方式では-90kPaG～60kPaG の微圧から真空域と比較的低い域での稼働である。このため回転機器については、PSA 方式では加圧のためのコンプレ
ッサー1 台のみでよい。対して VPSA 方式では加圧（微圧）ブロアと真空ポンプの 2台を必要とする。また VPSA 方式は再生に真空ポンプによる吸引をおこない真空域を利用するが、PSA 方式は塔を開放し大気圧まで放出させる方法にて再生を行うことが多い。
このため、再生工程は、VPSA 方式の場合、真空ポンプでの抜出のため時間がかかることが多いが、PSA 方式の場合、大気圧までの放出のため十数秒で完了することが多い。しかし性能面では VPSA 方式に比べ PSA 方式は回収率が低くなるほか、圧力が高くなるためコンプレッサーの消費電力が高くなるデメリットがある。
PSA 方式と VPSA 方式の比較表を表 2-2 に示す。

表 2-2 PSA 方式と VPSA 方式の比較
メタン精製方式
圧力範囲

PSA

VPSA

0 ～ 0.7 MPaG

-90 ～ 60 kPaG

大気圧－中高圧

真空－微圧

必要回転機器

コンプレッサー再生方法

脱圧（開放）

脱着時間

PSA

回収率

＞ 70％

消費電力

PSA

ブロア
真空ポンプ
真空ポンプ吸引
＜＜

VPSA
＞ 90％

＞

VPSA

※吸着技術工業の実績等を元に作成

19

第２章 技術の概要と評価§８ ガス吸蔵・運搬の概要
供給処理場でメタン精製された未利用消化ガス（精製ガス）は、集約処理場へ運搬するた
め吸蔵容器に吸蔵される。ここでは精製ガスの吸蔵・運搬の概要として、吸蔵装置と吸蔵容器についての説明を記載する(１) ガス吸蔵・運搬の概要、効果(２) ガス吸蔵・運搬の構成、仕組み【解 説】（１） ガス吸蔵・運搬の概要、効果
ガスの吸蔵・運搬には、吸蔵装置と吸蔵容器を用いる。
ガス吸蔵のフローを図 2-6 に示す。吸蔵装置は、圧縮機と熱交換器、クーラーにより構成される。吸蔵容器には活性炭系メタン吸蔵剤を充填することで、吸蔵量の増加を図る。圧縮機と熱交換器、冷凍機、クーラーは、精製ガスの吸蔵容器への吸蔵を目的とし、吸蔵容器に充填するガスを冷却するとともに、吸蔵容器内において吸蔵剤に精製ガスが吸着する際に発生する吸着熱を除去する役割もある。
吸蔵容器については、トラックに設置している着脱装置（脱着ボディシステム）により離脱・搭載が可能な仕様とする。これにより吸蔵容器のみを供給処理場に配置し、精製ガスの吸蔵完了後にトラックへ搭載し、集約処理場へ運搬することができる。
最高吸蔵圧力を１MPaG 以上にする場合には、「高圧ガス製造保安責任者」の専任義務がある。しかしながら本吸蔵装置は、高圧ガス保安法に抵触しない 0.99MPaG に設定（実際は、回収した精製ガスを 0.95MPaG 程度にブースターで昇圧）するため、精製ガスを吸蔵する作業にあたり有資格者の専任は不要となる。また、低圧で吸蔵操作を行うため、吸蔵時の消費電力は高圧のものに比べて低減できる。これらにより圧縮機が高圧用とならないことや高圧ガス保安法に対応した耐圧容器の設置が不要であることなどから、建設コストの軽減も見込まれる。

20

第２章 技術の概要と評価

図 2-6 ガス吸蔵フロー図21

第２章 技術の概要と評価（２） ガス吸蔵・運搬の構成、仕組み
ガス吸蔵・運搬は、吸蔵装置と吸蔵容器から構成される。

吸蔵装置は、圧縮機、冷凍機、クーラーにより構成される。フローは前頁の図 2-6 に示している通りである。吸蔵容器に供給する際、１MPaG 未満まで圧力を上昇させるが、精製ガスが吸蔵剤に吸着する際に吸着熱が発生し、吸着熱によってメタンガスの吸着が阻害される。それを防ぐため、本装置では吸蔵容器に精製ガスを供給する際、吸蔵する精製ガスを循環させ、冷凍機、クーラー部分で吸着熱を冷却しながら吸蔵を行う。
吸蔵容器は精製ガスを吸蔵する吸蔵剤が充填されている。吸蔵剤は活性炭系吸蔵剤を採用し、メタン吸着サイト（ミクロ孔）をメタン分子直径 4.2Åよりも 20%程度大きい5Åに調整した。粒度が異なる 2 種類の活性炭を混合することにより、嵩密度を大きくすることで、ガス吸蔵量を増加する。
メタン貯蔵法としては、従来 30MPaG 程度の高圧で天然ガスを圧縮する高圧貯蔵（CNG）、吸蔵剤を使用して 20MPaG 程度で圧縮貯蔵する吸着貯蔵法（ANG）が提案されているが、高圧ガス製造保安責任者の専任が必要となるため、大幅なコスト上昇となるが、本技術
では吸蔵剤を使用した吸蔵容器を使用することで、低圧（1MPaG 未満）でも吸蔵容器 1m3
当たり 45Nm3 のメタン貯蔵が確保できる。吸蔵装置（メタン吸蔵剤）の性能について図2-7 に示す。

メタン貯蔵量 (Nm3/m3）

独自の活性炭メタン吸蔵剤●破砕状、粒度調整●高密度●高細孔(ミクロポア)容積

本技術圧力
1MPaG 未満

ANG 圧力10～30MPaG 未満

CNG 圧力15～30MPaG

300
250
200
150

25℃

100
50
0
0

5

10

15

20

貯蔵圧力 (MPa)

図 2-7 吸蔵装置（メタン吸蔵剤）の性能について

22

25

第２章 技術の概要と評価§９ ガス集約・発電の概要
供給処理場で発生する未利用消化ガスは、メタン精製を行った上で吸蔵容器を用いて集約処理場へ運搬・集約され、集約処理場で発生した未利用消化ガスと混合して発電を行う。こ
こではガス集約・発電の概要として、吸蔵容器を用いた運搬方法と集約処理場での設備についての説明を記載する。
（１）ガス集約・発電の概要、効果（２）ガス集約・発電の構成、仕組み【解 説】（１） ガス集約・発電の概要、効果
供給処理場から集約処理場への未利用消化ガス（精製ガス）の集約は、吸蔵容器を用いて精製ガスの運搬により行う。吸蔵容器は§8 に記載したとおり吸蔵剤を充填しており、脱着ボディシステム車での運搬が可能な構造で製作する。一般的に使用されている
既存の脱着ボディシステム車を使用することで、運搬のための特別な車両を用意する必要がなくなる上、積み下ろしが簡便化され集約にかかる時間を短縮できる。
集約処理場で発生する消化ガスを脱硫、シロキサン除去した未利用消化ガスと、供給処理場から集約した精製ガスを混合してガス発電を行う。集約処理場の発電機を使用することができるため供給処理場への発電機の設置が不要となる。
（２） ガス集約・発電の構成、仕組み
ガスの集約については脱着ボディシステム車を活用する。脱着ボディシステム車による積み下ろしが可能となるよう、吸蔵容器は専用の輸送用コンテナと一体となった構造とする。集約に用いる車両の写真を図 2-8 に示す。これにより吸蔵容器をそのまま輸送
容器として用いることができ、かつ簡単に吸蔵容器の積み下ろしができるため、集約時の着脱にかかる時間が大幅に短縮できる。

23

第２章 技術の概要と評価

写真に変更

図 2-8 脱着ボディシステム車による集約
発電は集約処理場にて行う。集約処理場の設備は図 2-9 の通り、脱硫塔、シロキサン
除去塔及びガス混合用のクッションタンク、発電機によって構成される。運搬されてきた吸蔵容器はそのまま集約してきた精製ガスの貯蔵タンクとしての役割を果たす。脱硫塔、シロキサン除去塔によって集約処理場で発生する未利用消化ガスを脱硫、シロキサ
ン除去を行い、集約してきた精製ガスとクッションタンクにて混合して、混合したガスにて発電を行う。発電機には一般的に使用される消化ガス発電機を使用する。集約を行うことで発電機の設置は集約処理場のみ必要となり、供給処理場での発電機の設置は不要となる。
なお、吸蔵容器が空になれば、供給処理場へ運び再吸蔵を行い、再度精製ガスを運搬する。このように集約・運搬において吸蔵容器は、吸蔵・運搬と貯留の役割を果たすた
め、安定に稼働させるためには複数台必要となる。

図 2-9 集約処理場の設備構成

24

第２章 技術の概要と評価

第２節

技術の適用条件§１０ 適用条件
本技術は、以下の条件に該当する下水処理場へ適用可能である。
（１） 消化槽を有しており、また消化ガスの組成がメタン濃度 50vol％以上であり、さらには、未利用消化ガス量が供給処理場では 500Nm3/日以下、集約処理場では 3,000Nm3/
日以上である。
（２） 装置設置スペースが供給処理場：150m2 以上、集約処理場 300m2 以上である。
（３） 集約処理場と供給処理場間の移動時間がおおむね 1 時間以内である。
【解 説】
本技術の適用条件は以下のとおりである。
（１） 既存施設への影響を避けるため、消化ガス中のメタン濃度が 50vol％以上であることが必要である。また実証研究の成果から、費用回収年がおおむね 15 年を下回るためには、未利用消化ガス量が供給処理場で 500Nm3/日以下、集約処理場で 3,000Nm3/日以上必要である。
（２） 供給処理場にはメタン精製装置、吸蔵装置等の設置スペースとして 150m2 以上、集約処
理場には、メタン精製装置、集約したガスを貯留するクッションタンク、発電機等の設
置スペースとして 300m2 以上が必要である。
なお、装置の構成や台数は施設規模等に応じて変わる可能性があるため、あらかじめ必
要スペースについて確認することが望ましい。
（３） 費用回収年の観点からは、集約処理場と供給処理場間の移動時間がおおむね 1 時間以内であることが望ましい。

25

第２章 技術の概要と評価§１１ 推奨条件§10 適用条件に加え、本技術を導入するための推奨条件を以下に挙げる。
（１） すでに消化ガス発電を実施している処理場が存在し、そこを集約処理場とすることができる。
（２） 集約処理場と供給処理場間の移動時間が非常に短い。
【解 説】（１） 単独で消化ガス発電を実施している下水処理場を集約処理場とすることで、集約処理場に設置する設備の建設費等の初期投資が軽減され、結果として費用回収年が短縮されることとなる。
（２） 適用条件では集約処理場と供給処理場間の移動時間を 1 時間以内としたが、移動時間が短くなればなるほど、運転手の拘束時間が短くなり、さらにはトラックの燃料費も安価となるために、結果として費用回収年が短縮されることとなる。

26

第２章 技術の概要と評価§１２ 導入シナリオ例
本技術の導入シナリオ例を以下の通り２ケース挙げる。
（１） 費用回収年を重視したケース（２） 未利用消化ガスを全量利用することを重視したケース【解 説】
本技術の導入シナリオ例を以下の通り２ケース挙げる。
（１） 費用回収年を重視したケース
費用回収年を重視したケースのフローを図 2-10 に示す。
集約処理場では、未利用消化ガスをメタン精製せず、シロキサン除去装置を通して、
クッションタンクに送る。一方供給処理場では、メタン精製装置、吸蔵装置を設置し、未利用消化ガスをメタン濃度 90vol%にメタン精製した後、吸蔵装置にて吸蔵容器へガスを吸蔵する。
このフローが最も費用回収年が短くなるフローであるが、既設余剰ガス燃焼装置及びボイラーに使用される消化ガス中のメタン濃度が運転可能限界以下にならないように
メタン精製装置に投入する未利用消化ガス量を調整する必要がある。
＜機器構成＞
・ 供給処理場 ・・・メタン精製装置、吸蔵装置、・ 集約処理場 ・・・発電機、シロキサン除去装置、クッションタンク
・ 共通機器・・・吸蔵容器、トラック

27

第２章 技術の概要と評価

図 2-10 費用回収年を重視したケースのフロー28

第２章 技術の概要と評価（２） 未利用消化ガスを全量利用することを重視したケース
未利用消化ガスを全量利用することを重視したケースのフローを図 2-11 に示す。このケースでは、低濃度メタン対応型の余剰ガス燃焼装置を設置することにより、メタン精製装置から発生するオフガスを既存設備に影響を与えず処理することができる。これにより未利用消化ガスを全量利用することが可能となる。ただし、オフガスのメタン濃度
を 20vol%程度に調整する必要がある。
＜機器構成＞
・ 供給処理場 ・・・メタン精製装置、吸蔵装置、低濃度メタン対応型余剰ガス
燃焼装置
・ 集約処理場 ・・・発電機、シロキサン除去装置、クッションタンク
・ 共通機器・・・吸蔵容器、トラック

図 2-11 未利用消化ガスを全量利用することを重視したケースのフロー29

第２章 技術の概要と評価

第３節

実証研究に基づく評価の概要§１３ 技術の評価項目
本技術の評価項目を以下に示す。
（１） 費用回収年（２） エネルギー創出量（３） 温室効果ガス（GHG）排出削減量【解 説】
新技術の導入にあたっては、その技術の評価方法、評価結果を設定・提示することが重要である。本ガイドラインでは、本技術の性能を評価する項目として、① 費用回収年、②エネルギ
ー創出量、③温室効果ガス（GHG）排出削減量を示す。
それぞれの項目内容、算出方法については、§24～§25 を参照されたい。

30

第２章 技術の概要と評価§１４ 技術の評価結果§13 の評価項目を算出する条件として以下の通り§10 で示した適用条件を設定し、またケースとして、§12 で示した 2 ケースについての評価を行った結果を示す。
（１） 算出条件（２） 評価ケース（３） 算出方法（４） 評価結果【解 説】
ここでは、§13 の評価項目の評価を行った結果を示す。
（１） 算出条件
評価項目を算出する条件は、§10 で示した適用条件より以下のとおりである（図 212 参照）。
１） 未利用消化ガス量
供給処理場（2 箇所）：500Nm3/日、集約処理場：3,000 Nm3/日
２） 距離
集約処理場～供給処理場：15km

図 2-12 評価条件

31

第２章 技術の概要と評価（２） 評価ケース§12 で示した以下の 2 ケースの評価を行った。
１） 費用回収年を重視したケース（図 2-10 参照）
２） 未利用消化ガスを全量利用することを重視したケース（図 2-11 参照）（３） 算出方法
各評価項目の算出方法は以下のとおりである。
１） 建設コスト、維持管理コスト及び発電による電力削減分コスト§24 を参照
２） 費用回収年、エネルギー創出量、温室効果ガス排出削減量§25 を参照（４） 評価結果
各評価結果は以下のとおりである。
１） 費用回収年算出した建設コスト、維持管理コスト及び発電による電力削減分コストにより、計算した費用回収年を表 2-3 に示す。費用回収年を重視したケースにおいて、一般
的に費用回収年の目安とされる 15 年を下回り、14.5 年という結果を得られた。
２） エネルギー創出量、温室効果ガス排出削減量
評価結果を表 2-4 に示す。費用回収年を重視したケースより未利用消化ガスを全量利用することを重視したケースのほうが、いずれの場合もよい結果を得られた。

32

第２章 技術の概要と評価

表 2-3 コスト構成・費用回収年の試算結果

項

費用回収年を重視したケース
19,340

未利用消化ガスを全量利用することを重視したケース
28,300

②吸蔵装置

5,200

10,200③シロキサン除去装置

12,80012,800目

細目①メタン精製装置

0

6,000

⑤吸蔵容器

67,20096,000⑥発電機＋クッションタンク

120,500

129,500⑦トラック

28,50033,000⑧工事費

67,01069,580

合計(①～⑧)

320,550

385,380④余剰ガス燃焼装置

建設コスト(A)[千円]

①装置全般

864

864

②運転手

3,675

3,675

③運搬燃料費

504

504

④消耗品費

94

654

13,904

15,194

人件費
維持管理コスト(B)[千円/年]

⑤修繕費

857

1,260

19,89822,151334(51)367(82)

電力削減分(C)[千円/年]

合計(①～⑥)( )内は供給処理場からのガスによる発電分
発電量×買電価格

42,03946,156

費用回収年(D)[年](D)=(A) / ((C)-(B))

14.5

16.1

⑥消費電力

発電量[kW]

表 2-4 エネルギー創出量、温室効果ガス排出削減量の試算結果
項

目

細費用回収年を重視したケース

目①:発電による創出(GJ/年)
エネルギー創出量[GJ/年]

GHG 排出削減量[t-CO2/年]

未利用消化ガスを全量利用することを重視したケース

26,58029,183②:電力の消費(GJ/年)

542

797

③:燃焼の消費(GJ/年)

188

188

0

138

25,85028,060④:種火による消費(GJ/年)①-②-③-④：エネルギー創出量(GJ/年)①:発電による創出(t-CO2/年)

1,435

1,575

②:電力使用による排出(t-CO2/年)

2943③:燃料使用による排出(t-CO2/年)

13

13④:種火による排出(t-CO2/年)①-②-③-④：
GHG 排出削減量(t-CO2/年)

0

8

1,393

1,511

33

第３章 導入検討

第３章

導入検討

第１節

導入検討手法

§１５ 導入検討手順
本技術の導入にあたっては、十分な基礎調査の後、導入コストの算出を行った上で、費用
回収年、エネルギー創出量、GHG 排出削減量の検討などにより、総合的に導入判断を行う。
【解 説】
本技術の導入を検討するにあたり、検討手順を以下に示す。

図 3-1 検討手順フローチャート

34

第３章 導入検討§１６ 基礎調査・条件設定
本技術導入にあたっては、消化槽を有する下水処理場のうち、未利用消化ガスを焼却処分するなどして有効利用できていない処理場 2 箇所以上（供給処理場）と、そこからガスを集約・発電に利用する集約処理場 1 箇所が必要である。そこで導入検討の手始めとして、以下の事項について調査を行い、試算条件を設定する。
（１） 関連計画（２） 各処理場の概要（規模・消化ガス量及び組成、ボイラ利用ガス量など）（３） 供給処理場と集約処理場の位置関係【解 説】
本技術は、消化槽を有する処理場のうち、未利用消化ガスを、焼却処分するなどして有効に利用していない処理場（供給処理場）から、その未利用消化ガスを 1 箇所の処理場（集約処理場）に運搬・集約し、発電利用するものである。この技術概要を踏まえ、本技術の導入検討に先立ち、以下の情報や条件を事前に調査・確認する。
（１） 関連計画
各処理場の事業計画内容について把握する。また未利用消化ガスによるエネルギー利用計画等を考えているかどうかについても調査を実施する。
本技術は平成 29 年に国から出された、平成 34 年度までの広域化・共同化を推進する
ための目標の一つである「全ての都道府県における広域化・共同化に関する計画策定」の検討において選択肢のひとつになりうる技術と考えられるので、それについても調査を実施する。
さらには、供給処理場と集約処理場で設置する装置構成が異なるため、それに伴った機器費・工事費などの建設コスト、それらの装置の修繕費用等の維持管理コストが各処理場で異なり、またトラックや吸蔵容器などどの処理場にも属さない共通機器の建設コ
ストや人件費・運搬費等の維持管理コスト、発電して得た電力削減効果（または売電利益）の利益分配などを、この段階で整理する必要がある。

35

第３章 導入検討（２） 各処理場の概要（規模・消化ガス量及び組成、ボイラ利用ガス量など）各処理場において、表 3-1 に示す項目の調査を行う。
表 3-1 事前調査項目
調査項目
①
②
③
④
⑤
⑥

集約処理場

供給処理場 1

供給処理場 2

FD[C]

FD[S1]

FD[S2]

処理場の概要消化ガス発生量[Nm3/日]消化ガス濃度[vol%]
ボイラ使用量[Nm3/日]
未利用消化ガス量[Nm3/日]
利用可能な未利用消化
ガス量[Nm3/日]

CD-CH4[C]または
CD-CO2[C]

CD-CH4[S1]または
CD-CO2[S1]CD-CH4[S2]または
CD-CO2[S2]

FU[C] = FD[C] - FB1[C]

FU[S1] = FD[S1] - FB2[S1]FU[S2] = FD[S2] - FB1[S2]FB1[C]
FA[C]※表 3-1 に記載した記号は、以降の試算で使用

FB1[S1]
FA[S1]FB1[S2]FA[S2]① 処理場の概要
処理場の既存設備として、ボイラの有無（消化槽加温方式）、運転方法（ボイラの稼
働時間など）、余剰ガス燃焼装置の有無などを調査する。
② 消化ガス発生量
消化槽での消化ガス発生量を調査する。4 章での技術導入にあたっての詳細調査では、一日当たりの発生量として、月間での最大・平均も調査する。
③ 消化ガス濃度②に関連し、発生する消化ガスの組成（CH4 濃度、CO2 濃度）を調査する。4 章での技術導入にあたっての詳細調査では、濃度の変動幅についても調査する。
④ ボイラ使用量①の調査により消化槽加温用としてボイラを使用している処理場の場合、ボイラで使用する消化ガス量を調査する。4 章での技術導入にあたっての詳細調査では、一日当たりの使用量として、月間での最大・平均も調査する。
⑤ 未利用消化ガス量
既設設備の未利用ガス量を調査する。消化ガスの利用がボイラのみとすると、②④を未利用消化ガスとする。

36

第３章 導入検討⑥ 利用可能な未利用消化ガス量
集約処理場および未利用消化ガスを全量使用することを重視した場合の供給処理場では、未利用消化ガス量＝利用可能な未利用消化ガス量（⑤=⑥）とする。費用回収
年を重視した場合の供給処理場では、既存の設備の運転に影響を与える可能性があるため、本技術では未利用消化ガスの一部を利用する。この場合の利用可能な未利用消化ガス量は、§23 の式(4.3)、式(4.5)、式(4.7)を参考に設定する。
なお、集約処理場について、従来、消化槽加温に使用していた消化ガスも使えるよ
うになることを考慮して未利用消化ガス量を設定できる。
（３） 供給処理場と集約処理場の位置関係
供給処理場と集約処理場の位置関係を把握しておく。
（１）から（３）の調査結果を踏まえ、導入を検討するケースに応じた試算条件を設定する。

37

第３章 導入検討§１７ 導入コストの算定
本技術の導入に要する以下のコスト試算を行う。
（１） 建設コスト（機器費、工事費）（２） 維持管理コスト（人件費、運搬費、消耗品費、修繕費、消費電力）（３） 発電による電力削減分コスト【解 説】
本技術の導入にあたって、建設コスト、維持管理コスト、発電による電力削減分コストの試算を行う。
試算にあたっては、費用回収年を重視するか、未利用消化ガス全量使用を重視するかによって装置構成が異なるため、重視する内容によって費用関数を使い分けることに留意されたい。
また集約処理場の利用可能な未利用消化ガス量が 5,000Nm3/日より多いか少ないかによっても費用関数を分けているが、これは 5,000Nm3/日を境にして装置構成（例えば発電機の設置数）が異なり、これにより建設コスト、維持管理コストに差異が生じるためである。なお、ここで示す費用関数は、§24 で示す手法を用いて各機器費等の積み上げを行うことによって試算した
コスト等に関して、利用可能な未利用消化ガス量を変数として試算した結果により得た関数である。この手法は未利用消化ガス量から一般的なコスト等の概算を行って、導入の可能性判断を行う目的のものであり、実際の導入にあたっては各処理場の状況等に鑑み、§24 で示す手法
により各機器費等の積み上げを行い、コスト算定を行う必要がある。
（１） 建設コスト[千円]§16 で調査した各処理場の本技術に利用できる未利用消化ガス量（以下、利用可能
な未利用消化ガス量）により、以下の費用関数を使って概算の建設コストを試算する。
なお、式内の記号は表 3-1 を参照のこと。
１） 費用回収年を重視する場合① 集約処理場の利用可能な未利用消化ガス量が 5,000Nm3/日より少ないとき
建設コスト[千円]＝ 0.12003×(FA[S1]+FA[S2])2＋52.2205×(FA[S1]+FA[S2])＋
0.00004×(FA[C])2＋36.989×(FA[C])＋132,288

・・・
（3.1）

38

第３章 導入検討② 集約処理場の利用可能な未利用消化ガス量が 5,000Nm3/日以上のとき建設コスト[千円]＝ 0.0725×(FA[S1]+FA[S2])2＋68.7834×(FA[S1]+FA[S2])－0.001×(FA[C])2＋45.459×(FA[C])＋129,713

・・・
（3.2）

２） 未利用消化ガス全量使用を重視する場合① 集約処理場の利用可能な未利用消化ガス量が 5,000Nm3/日より少ないとき
建設コスト[千円]＝ 0.02243×(FA[S1]+FA[S2])2＋100.755×(FA[S1]+FA[S2])＋
0.00002×(FA[C])2＋37.915×(FA[C])＋140,926

・・・
（3.3）

② 集約処理場の利用可能な未利用消化ガス量が 5,000Nm3/日以上のとき建設コスト[千円]＝ 0.01356×(FA[S1]+FA[S2])2＋109.482×(FA[S1]+FA[S2])－0.0013×(FA[C])2＋51.806×(FA[C])＋107,638

・・・
（3.4）

（２） 維持管理コスト[千円/年]§16 で調査した各処理場の利用可能な未利用消化ガス量により、以下の費用関数を使って概算の維持管理コストを試算する。
１） 費用回収年を重視する場合① 集約処理場の利用可能な未利用消化ガス量が 5,000Nm3/日より少ないとき
維持管理コスト[千円/年]＝ 0.01025×(FA[S1]+FA[S2])2－
1.3997×(FA[S1]+FA[S2])＋

0.00003×(FA[C])2＋2.4348×(FA[C])＋9,591

・・・
（3.5）

② 集約処理場の利用可能な未利用消化ガス量が 5,000Nm3/日以上のとき維持管理コスト[千円/年]＝ 0.00118×(FA[S1]+FA[S2])2＋
2.50244×(FA[S1]+FA[S2])－

0.0002 ×(FA[C])2＋4.9783×(FA[C])＋4,165

・・・
（3.6）

39

第３章 導入検討

２） 未利用消化ガス全量使用を重視する場合① 集約処理場の利用可能な未利用消化ガス量が 5,000Nm3/日より少ないとき
維持管理コスト[千円/年]＝ －0.000488×(FA[S1]+FA[S2])2＋

3.85853×(FA[S1]+FA[S2])－0.0004×(FA[C])2＋
4.7335×(FA[C])＋7,709

・・・
（3.7）

② 集約処理場の利用可能な未利用消化ガス量が 5,000Nm3/日以上のとき維持管理コスト[千円/年]＝ －0.000098×(FA[S1]+FA[S2])2＋

3.37822×(FA[S1]+FA[S2])－0.0002×(FA[C])2＋

4.453×(FA[C])＋9,067

・・・
（3.8）

（３） 発電による電力削減分コスト[千円/年]§16 で調査した各処理場の利用可能な未利用消化ガス量により、以下の費用関数を使って概算の発電による電力削減分コストを試算する。
１） 費用回収年を重視する場合
電力削減分コスト[千円/年]＝－0.002556×(FA[S1]+FA[S2])2＋
12.6144×(FA[S1]+FA[S2])＋

0.00005×(FA[C])2＋11.612×(FA[C])－354

・・・
（3.9）

２） 未利用ガス全量使用を重視する場合
電力削減分コスト[千円/年]＝－0.000097778×(FA[S1]+FA[S2])2＋
10.904×(FA[S1]+FA[S2])＋

0.00004×(FA[C])2＋11.763×(FA[C])－530

・・・（3.10）

40

第３章 導入検討§１８ 導入効果の検証
本技術を導入することによる定量的な効果の試算を行う。
（１） 費用回収年（２） エネルギー創出量（３） GHG 排出削減量【解 説】（１） 費用回収年§17 で算出した建設コスト・維持管理コスト、発電による電力削減分コストから、以下の式により費用回収年を算出し、導入効果を試算する。

費用回収年[年]＝

建設コスト[千円](発電による電力削減分コスト[千円/年] − 維持管理コスト[千円/年])

・・・（3.11）（２） エネルギー創出量§16 で調査した各処理場の利用可能な未利用消化ガス量により、以下の関係式を使って概算のエネルギー創出量を試算する。
１） 費用回収年を重視する場合
エネルギー創出量[GJ/年]＝ －0.001801×(FA[S1]+FA[S2])2＋
7.61654×(FA[S1]+FA[S2])＋

0.00004×(FA[C])2＋7.2907×(FA[C])－657

・・・（3.12）

２） 未利用消化ガス全量使用を重視する場合
エネルギー創出量[GJ/年]＝0.0001×(FA[S1]+FA[S2])2＋6.25101×(FA[S1]+FA[S2])＋
0.00002×(FA[C])2＋7.4875×(FA[C])－1,120

・・・（3.13）

41

第３章 導入検討（３） GHG 排出削減量§16 で調査した各処理場の利用可能な未利用消化ガス量により、以下の関係式を使って概算の GHG 排出削減量を試算する。
１） 費用回収年を重視する場合
GHG 排出削減量[t-CO2/年]＝ －0.00009667×(FA[S1]+FA[S2])2＋

0.41439×(FA[S1]+FA[S2])＋0.000002×(FA[C])2＋
0.3928×(FA[C])－29

・・・（3.14）

２） 未利用消化ガス全量使用を重視する場合
GHG 排出削減量[t-CO2/年]＝ 0.000000144×(FA[S1]+FA[S2])2＋

0.34386×(FA[S1]+FA[S2])＋0.000001×(FA[C])2＋
0.4027×(FA[C])－60

42

・・・（3.15）

第３章 導入検討§１９ 導入の判断基準§18 で試算した費用回収年、エネルギー創出量および GHG 排出削減量の効果を評価する
ことにより、導入の判断を行う。

【解 説】
導入の判断にあたっては、§18 で導入効果として試算した費用回収年、エネルギー創出量、GHG 排出削減量の定量的な指標を評価することにより判断する。
費用回収年を指標とした判断基準として、本技術の導入による費用回収年が 15 年以下となることを基準として定量的に判断する。
エネルギー創出量、GHG 排出削減量について、従来未利用消化ガスとして焼却処分していた資源を有効活用し、また本技術導入によりエネルギーの創出、GHG 排出削減につながり、社会貢献をアピールできることも本技術を導入する判断材料と成り得る。
なお、費用回収年が 15 年を大幅に超えるなど、効果が小さい場合は、導入検討を中止、または条件を変更して再検討を行う。

43

第３章 導入検討

第２節

導入効果の検討例§２０ 導入効果の検討例
モデルとなる処理場を設定し、導入効果の検討を行った。

【解 説】
導入効果の検討例として、モデルとなる処理場の設定を行った上で、第 1 節の検討手順に従って、費用回収年、エネルギー創出量、GHG 排出削減量の算出を行った。
モデルとした下水処理場の利用可能な未利用消化ガス量を表 3-2 として検討を行った。試算
結果として、表 3-3 のような結果が得られた。これをもとに、本技術導入により期待している
効果が得られると判断できれば、第 4 章に基づいて具体的な検討を行う。
表 3-2 モデル処理場におけるガス量の設定
消化ガス発生量

処理場

（参考）
3

利用可能な未利用消化ガス量 FA
費用回収年を重視

未利用消化ガス全量する場合使用を重視する場合

3

集約処理場

3,000 Nm /日

3,000 Nm /日

3,000 Nm3/日

供給処理場 1719 Nm3/日

300 Nm3/日

500 Nm3/日

供給処理場 2719 Nm3/日

300 Nm3/日

500 Nm3/日

表 3-3 モデル処理場での導入効果の試算結果
費用回収年を重視する場合

未利用消化ガス全量使用を重視する場合費用回収年[年]

14.8

15.6

エネルギー創出量[GJ/年]

25,497

27,874

GHG 排出削減量[t-CO2/年]

1,381

1,501

詳細な計算例及び結果のグラフ（図 3-2、3-3、3-4）を以下に示す。
（１） 費用回収年の試算§17 に記載した費用関数を用いて、建設コスト、維持管理コスト、発電による電力削減分コストを試算し、これらを用いて費用回収年を試算する。

44

第３章 導入検討

１） 建設コスト① 費用回収年を重視する場合
建設コスト[千円] ＝ 0.12003×(FA[S1]+FA[S2])2＋52.2205×(FA[S1]+FA[S2])＋
0.00004×(FA[C])2＋36.989×(FA[C])＋132,288＝ 0.12003×(300＋300)2+52.2205×(300＋300)＋
0.00004×(3,000)2＋36.989×(3,000)＋132,288＝ 318,158[千円]・・・（3.16）② 未利用消化ガス全量使用を重視する場合
建設コスト[千円] ＝ 0.02243×(FA[S1]+FA[S2])2＋100.755×(FA[S1]+FA[S2])＋
0.00002×(FA[C])2＋37.915×(FA[C])＋140,926＝ 0.02243×(500＋500)2＋100.755×(500＋500)＋
0.00002×(3,000)2＋37.915×(3,000)＋140,926＝ 378,036[千円]・・・（3.17）

図 3-2 建設コスト

45

第３章 導入検討

２） 維持管理コスト① 費用回収年を重視する場合
維持管理コスト[千円/年] ＝ 0.01025×(FA[S1]+FA[S2])2－
1.3997×(FA[S1]+FA[S2])＋

0.00003×(FA[C])2＋2.4348×(FA[C])＋9,591＝ 0.01025×(300＋300)2－1.3997×(300＋300)＋
0.00003×(3,000)2＋2.4348×(3,000)＋9,591＝ 20,016[千円/年]・・・（3.18）② 未利用消化ガス全量使用を重視する場合
維持管理コスト[千円/年] ＝ －0.000488×(FA[S1]+FA[S2])2＋

3.85853×(FA[S1]+FA[S2])－0.0004×(FA[C])2＋

4.7335×(FA[C])＋7,709＝ －0.000488×(500＋500)2＋
3.85853×(500＋500)－
0.0004×(3,000)2＋4.7335×(3,000)＋7,709＝ 21,680[千円/年]・・・（3.19）
３） 発電による電力削減分コスト① 費用回収年を重視する場合
電力削減分コスト[千円/年] ＝ －0.002556×(FA[S1]+FA[S2])2＋

12.6144×(FA[S1]+FA[S2])＋0.00005×(FA[C])2＋

11.612×(FA[C])－354＝ －0.002556×(300＋300)2＋
12.6144×(300＋300)＋
0.00005×(3,000)2＋11.612×(3,000)－354＝ 41,580[千円/年]・・・（3.20）

46

第３章 導入検討② 未利用消化ガス全量使用を重視する場合
電力削減分コスト[千円/年] ＝ －0.000097778×(FA[S1]+FA[S2])2＋

10.904×(FA[S1]+FA[S2])＋0.00004×(FA[C])2＋
11.763×(FA[C])－530＝ －0.000097778×(500＋500)2＋
10.904×(500＋500) ＋0.00004×(3,000)2＋
11.763×(3,000)－530＝ 45,925[千円/年]・・・（3.21）

図 3-3 維持管理コスト・発電による電力削減分コスト

47

第３章 導入検討

４） 費用回収年の試算
１）～３）で算出した建設コスト、維持管理コスト、発電による電力削減分コストにより、費用回収年を算出する。
① 費用回収年を重視する場合
費用回収年[年]=

建設コスト[千円]
発電による電力削減分コスト ቈ＝千円
千円
቉ − 維持管理コスト ቈ቉
年
年

318,158(41,580 − 20,016)＝14.8ൣ年൧
・・・（3.22）② 未利用消化ガス全量使用を重視する場合
費用回収年[年]=

建設コスト[千円]
発電による電力削減分コスト ቈ＝千円
千円
቉ − 維持管理コスト ቈ቉
年
年

378,036(45,925 − 21,680)＝15.6ൣ年൧
・・・（3.23）
費用回収年（年）
16
15
14
13
0
費用回収年を重視する場合未利用消化ガス
全量使用を重視する場合図 3-4 費用回収年の試算
48

第３章 導入検討

なお今回の試算条件においては、供給処理場の未利用消化ガス量の合計が 400～700Nm3/日程度である場合に費用回収年が最も短くなる傾向が見られたことから、集約処理場の未利用
消化ガス量を 3,000Nm3/日以上、供給処理場を 2 箇所と設定した場合、供給処理場からの未利用消化ガス量の合計は 400～700Nm3/日程度であることが推奨される。
ただし、費用回収年は建設・維持管理コスト（未利用消化ガス量が多い場合、機器の設置や維持管理に要する費用が高くなる）や発電による電力削減分コスト（未利用消化ガス量が少ない場合、発電による電力削減効果が経費を下回る）のバランスによって変動することから、第 4 章に基づいて詳細な計算を行い、導入効果を確認することが望ましい。
（２） エネルギー創出量の試算§18 に記載した関係式を用いて、エネルギー創出量を試算する。
１） 費用回収年を重視する場合
エネルギー創出量[GJ/年] ＝ －0.001801×(FA[S1]+FA[S2])2＋
7.61654×(FA[S1]+FA[S2])＋

0.00004×(FA[C])2＋7.2907×(FA[C])－657＝ －0.001801×(300＋300)2＋
7.61654×(300＋300)＋

0.00004×(3,000)2＋7.2907×(3,000)－657＝ 25,497[GJ/年]
・・・（3.24）
２） 未利用消化ガス全量使用を重視する場合
エネルギー創出量[GJ/年]＝0.0001×(FA[S1]+FA[S2])2＋6.25101×(FA[S1]+FA[S2])＋
0.00002×（FA[C])2＋7.4875×(FA[C])－1,120＝ 0.0001×(500＋500)2＋6.25101×(500＋500)＋
0.00002×(3,000)2＋7.4875×(3,000)－1,120＝ 27,874[GJ/年]
・・・（3.25）

49

第３章 導入検討

エネルギー創出量（GJ/年）

29,00028,00027,00026,00025,0000
費用回収年を重視する場合未利用消化ガス
全量使用を重視する場合図 3-5 エネルギー創出量の試算

50

第３章 導入検討（３） GHG 排出削減量の試算§18 に記載した関係式を用いて、GHG 排出削減量を試算する。
１） 費用回収年を重視する場合
GHG 排出削減量[t－CO2/年]＝ －0.00009667×(FA[S1]+FA[S2])2＋

0.41439×(FA[S1]+FA[S2])＋0.000002×(FA[C])2＋
0.3928×(FA[C])－29＝ －0.00009667×(300＋300)2＋
0.41439×(300＋300)＋

0.000002×(3,000)2＋0.3928×(3,000)－29＝ 1,381[t－CO2/年]
・・・（3.26）
２） 未利用消化ガス全量使用を重視する場合
GHG 排出削減量[t－CO2/年]＝ 0.000000144×(FA[S1]+FA[S2])2＋

0.34386×(FA[S1]+FA[S2])＋0.000001×(FA[C])2＋
0.4027×(FA[C])－60＝ 0.000000144×(500+500)2＋
0.34386×(500+500)＋

0.000001×(3,000)2＋0.4027×(3,000)－60＝ 1,501[t－CO2/年]
・・・（3.27）
GHG排出削減量（t-CO2/年）
1,600

1,500

1,400

1,300

0
費用回収年を重視する場合未利用消化ガス
全量使用を重視する場合図 3-6 GHG 排出削減量[t-CO2/年]の試算

51

第４章 計画・設計

第４章
第１節

計画・設計
導入計画

§２１ 導入計画の検討手順
本技術の導入に関する計画は、以下の手順で実施する。
（１） 詳細調査（２） 装置仕様の決定（３） 導入コストの算定（４） 導入効果の検証（５） 導入コストの分配【解 説】
第３章 第 1 節 導入検討において検討を行った結果、本技術の導入効果が見込まれると判断された場合には、導入計画書を作成する。ここでは、図 4-1 に示す通り、詳細調査、装置仕様の決定、導入コスト（建設コスト・維持管理コスト）の算定、導入効果の検証、導入コストの分配の手順で検討を行う。

図 4-1 導入計画の検討手順
52

第４章 計画・設計§２２ 詳細調査第３章 第１節 導入検討 §16 基礎調査で行った内容(1)(2)(3)に加え、以下の(4)(5)についても情報を収集する。
（１） 関連計画（２） 各処理場の概要（規模・消化ガス量及び組成、ボイラ利用ガス量など）（３） 供給処理場と集約処理場の位置関係（４） 設置スペース（５） 機器配置【解 説】
第３章 第１節 導入検討 §16 基礎調査で行った内容(1)(2)(3)に加え、以下の(4)(5)について情報を収集する。(1)(2)(3)については、導入検討を行った時と現在との相違点に着目し、詳細に再調査する。
（１） 関連計画
各処理場の事業計画内容について把握する。また未利用消化ガスによるエネルギー利用計画等を考えているかどうかについても調査を詳細に実施する。平成 29 年に国から出された、平成 34 年度までの広域化・共同化を推進するための目標の一つである「全ての都道府県における広域化・共同化に関する計画策定」の検討において選択肢のひとつになりうる技術ではないかと考えられるので、それについても調査を実施する。
（２） 各処理場の概要（規模・消化ガス量及び組成、ボイラ利用ガス量など）
各処理場の事業規模、既存装置、消化ガスの量、組成、ボイラの利用消化ガス量など
詳細に調査する。
消化ガス量については、各処理場において、月ごとの消化槽での消化ガスの発生量とガス組成、消化槽加温用のボイラに消化ガスを使用している場合は月ごとのボイラでの消化ガス使用量を調査する。これらの量については、最大値と、一定期間での平均値を確認すること。なお、ボイラ加温用の消化ガス取り出し口は処理場によって異なると考えられるが、§12 中の図 2-10 で示しているようにガスホルダの二次側の場合（メタン精製装置からのオフガス返送配管二次側の場合）、ガス中のメタン濃度は、余剰ガス燃焼装置またはボイラの運転可能メタン濃度下限程度まで下がることを考慮したボイラ
加温用消化ガス使用量に換算する必要があることに留意する必要がある（§23 のメタン精製装置仕様決定方法参照）。あわせて、余剰ガス燃焼装置、ボイラ等既存装置の運転下限メタン濃度を調査する。

53

第４章 計画・設計（３） 供給処理場と集約処理場の位置関係
供給処理場と集約処理場の位置関係を詳細に調査する。道路状況、渋滞状況、所要時
間等について詳細に調査し、把握する。
（４） 設置スペース
各処理場の設置スペースが十分か確認する（供給処理場では概ね 150m2 程度、集約処
理場では概ね 300m2 程度）。
（５） 機器配置
各処理場において、(4)で調査した設置スペースに、必要な装置をどう配置するかについて、調査を行う。第 4 章 第 2 節を参照されたい。

54

第４章 計画・設計§２３ 装置仕様の決定
本技術に必要な装置の構成・仕様を決定する。仕様は、§22 で調査した各処理場の条件から決定する。

【解 説】（１） 装置構成§12 の導入シナリオを参照し、必要な装置構成を確認する。装置構成は、導入コストの積算時のために、各処理場およびどの処理場にも属さない機器（共通機器）として纏めることを推奨する。
装置構成の考え方として、技術概要に記載した本技術に必要な基本的な操作（メタン
精製・吸蔵・運搬・発電など）を行う装置をベースとして、費用回収年を重視した場合
は、既設処理場への影響を考慮して、メタン精製装置の仕様流量を落とした装置の構成・仕様とする。未利用消化ガス全量利用を重視した場合、供給処理場の未利用消化ガスを全量メタン精製装置にてメタン精製し発電利用する計画とし、供給処理場には既設設備運転に影響を与えないように（既設余剰ガス燃焼装置の失火対策）、低濃度のメタンガ
スでも燃焼できる余剰ガス燃焼装置をメタン精製装置オフガス処理用に新設する装置構成とする。
なお、脱硫装置については、すでに既設の脱硫装置が設置されていると仮定しており、仕様検討の範囲には含めていない。
（２） 装置構成例：
・ 供給処理場 ・・・ メタン精製装置、吸蔵装置、（必要に応じ、低濃度メタン対応型余剰ガス燃焼装置）
・ 集約処理場 ・・・ 発電機、シロキサン除去装置、クッションタンク
・ 共通機器・・・ 吸蔵容器、トラック（３） 装置仕様の決定
１） 物質収支の確認装置仕様の決定にあたり、まず物質収支について確認する。
（1）装置構成で示したように、重視する内容によって、必要な装置が異なるため物質収支の考え方が異なる。なお、装置仕様決定およびコスト積算の際には、この物質収支の流量は、特記無い限り月ごとに調査した流量のうち最大値を用いる。

55

第４章 計画・設計【費用回収年を重視する場合】
図 4-2 に費用回収年を重視する場合のフロー図と物質収支の例を示す。費用回収年を重視する場合において、物質収支は以下に示す手法により計算する。
① §22 詳細調査により、各処理場の消化ガス発生量 FD およびメタン濃度 CD-CH4（ストリームナンバー１）、ボイラ使用量 FB1 を調査する。
② 未利用消化ガス量 FU を決定する。未利用消化ガス量は、消化ガス発生量 FD から①で調査したボイラ等で使用しているガス量 FB1 の差し引きとなる。
FU = FD - FB1

・・・
（4.1）

CU-CH4 = CD-CH4

・・・
（4.2）

③ 利用可能な未利用消化ガス量 FA、精製ガス量 FP、メタン精製装置オフガス量
FO を決定する。供給処理場に設置するメタン精製装置で消化ガスをメタン精製
した結果排出されるオフガスにより、既存設備のガス濃度が変わる。このガス
濃度変化によって既存設備の運転に影響を与えないように利用可能な未利用
消化ガス量を設定する必要がある。
具体的には、図 4-2 のようにボイラ等既存設備がオフガス返送配管の二次側にある場合、FA=

FD ・(CD−CH4 − CH−CH4 )C
CA−CH4 ・R・ (1 − H−CH4 )CP−CH4・・・（4.3）

CA-CH4 ＝ CU-CH4

・・・
（4.4）

ボイラ等既存設備がオフガス返送配管の上流側にある場合、FA=

FU ・(CD−CH4 − CH−CH4 )C
CA−CH4 ・R・ (1 − CH−CH4 )
P−CH4
・・・
（4.5）

CA–CH4 ＝ CU–CH4

・・・
（4.6）

既存設備でボイラ等により消化ガスを使用していない設定の場合
FA ＝ FD・・・（4.7）

CA – CH4 ＝ CD-CH4

・・・
（4.8）

56

第４章 計画・設計により利用可能な未利用消化ガス量 FA を決定する。なお、式中の既存設備ガス
ホルダ中のメタン濃度を CH-CH4、メタン精製装置のメタン回収率を R、メタン精
製装置の精製ガスメタン濃度を CP-CH4 とする。
また、メタン精製装置の仕様により、

FP=

FA ・CA−CH4 ・R
CP−CH4・・・（4.9）FO=

FA − FP・・・（4.10）

CO−CH4=

FA ・CA−CH4 ・(1 − R)
FA − FP・・・（4.11）④ ボイラ使用量 FB を決定する。図 4-2 のようにボイラ等既存設備がオフガス返
送配管の二次側にある場合は、調査したボイラ使用量 FB1 とガスホルダーメタ
ン濃度 CG-CH4 および消化ガスのメタン濃度 CD-CH4 から、

FB=

FB1 ・CD−CH4
CG−CH4・・・（4.12）

CB-CH4 ＝ CH-CH4

・・・（4.13）

ボイラ等既存設備がオフガス返送配管の上流側にある場合は、
FB ＝ FB1

・・・（4.14）

CB-CH4 ＝ CD-CH4・・・（4.15）⑤ 余剰ガス燃焼量 FS を決定する。余剰ガスは、消化ガス発生量 FD から、メタン精製装置での使用量（利用可能な未利用消化ガス量とオフガスによって返送されるオフガス量）、ボイラでの使用量の差し引きから決定する。
FS ＝ FD － FA ＋ FO － FB・・・
（4.16）

CS-CH4 ＝ CH-CH4・・・（4.17）

57

第４章 計画・設計

ストリーム
ナンバー

1

2

3

4

5

6

7

利用可能な
未利用消化
ガス

精製ガス

メタン
精製装置
オフガス

ボイラ
使用量

余剰ガス
燃焼量

発電量

FP

FO

FB

FS

消化ガス

未利用
消化ガス

FD

CD

FU

単位

Nm3/日

％

Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％

集約

3,000

60

3,000

供給

719

60

供給

719

60

流体名

CU

FA

CA

CP

CO

CB

CS

60 3,000

60

3,000

60

-

-

0

50

0

60

500

60

300

60

180

90

120

15

263

50

276

50

500

60

300

60

180

90

120

15

263

50

276

50

図 4-2 費用回収年を重視する場合のフローと物質収支

58

kW

334

第４章 計画・設計【未利用消化ガス全量利用を重視する場合】
図 4-3 に未利用消化ガス全量利用を重視する場合のフロー図と物質収支の例を示す。未利用消化ガス全量利用を重視する場合、費用回収年を重視する場合との違いは、メタン精製装置のオフガスが既存設備に影響を与えないように余剰ガス燃焼装置を新設することである。物質収支は以下に示す手法により計算する。
① §22 詳細調査により、各処理場の消化ガス発生量 FD およびメタン濃度 CD-CH4（ストリームナンバー１）、ボイラ使用量 FB およびメタン濃度 CB-CH4（ストリームナンバー5）を調査する。
② 未利用消化ガス量 FU を決定する。未利用消化ガス量は、消化ガス発生量 FD からボイラ等で使用しているガス量 FB の差し引きとなる。
FU ＝ FD － FB・・・
（4.18）

CU-CH4 ＝ CD-CH4・・・（4.19）③ 利用可能な未利用消化ガス量 FA、精製ガス量 FP、メタン精製装置オフガス量
FO を決定する。メタン精製装置のオフガスが既存設備に影響を与えないので、②で決定した未利用消化ガス全量を本技術に利用することができる。
FA ＝ FU・・・（4.20）

CA-CH4 ＝ CU-CH4。

・・・（4.21）

また、メタン精製装置のオフガスは、メタン濃度を新設する低濃度メタン対
応型余剰ガス燃焼装置のメタン濃度とする。設定したオフガスメタン濃度とメ
タン精製装置の仕様から、FP

FA ・(CA−CH4 − CO−CH4 )CP−CH4 − CO−CH4=・・・（4.22）FO=

FA − FP・・・（4.23）

R=

FP ・CP−CH4
FA ・CA−CH4・・・（4.24）④ 余剰ガス燃焼量 FS を決定する。余剰ガスは、消化ガス発生量 FD から、メタン精製装置での使用量（利用可能な未利用消化ガス量）、ボイラでの使用量の差
し引きから決定する。
FS ＝ FD － FA － FB・・・
（4.25）

CS-CH4 ＝ CG-CH4

・・・
（4.26

59

第４章 計画・設計

ストリーム
ナンバー

1

2

3

4

5

6

7

利用可能な
未利用消化
ガス

精製ガス

メタン
精製装置
オフガス

ボイラ
使用量

余剰ガス
燃焼量

CA

FP

CP

FO

CO

FB

FS

消化ガス

未利用
消化ガス

単位

FD

CD

FU

CU

Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％

集約

3,000

60

3,000

60 3,000

60

3,000

60

-

-

0

60

0

60

供給

719

60

500

60

500

60

286

90

214

20

219

60

0

60

供給

719

60

500

60

500

60

286

90

214

20

219

60

0

60

流体名

FA

CB

図 4-3 未利用消化ガス全量利用を重視した場合のフローと物質収支

60

CS

発電
量
kW

366

第４章 計画・設計

２） メタン精製装置
重視する項目に応じて、以下の①または②からメタン精製装置の仕様（流量）を決定する。なお、メタン精製装置の 1 基あたりの仕様（流量）の最大値としては
150Nm3/hr とし、それ以上になる場合は複数基並列に設置することを考慮する。
① 費用回収年を重視する場合のメタン精製装置仕様
既存ボイラの有無および、ボイラ等で使用する既存設備の取り出し配管の位置により、式(4.3)、式(4.5)、式(4.7)により、利用可能な未利用消化ガス量を、式(4.4)、式(4.6)、式(4.8)により、そのメタン濃度を計算し、この流量をメタン精製装置の仕様流量とする。
② 未利用消化ガス全量利用を重視した場合のメタン精製装置仕様
供給処理場の未利用消化ガスを全量メタン精製装置にてメタン精製することを考え、式(4.20)で示した利用可能な未利用消化ガス量をメタン精製装置の仕様流量とする。なお、メタン濃度は式(4.21)に示す。
３） 低濃度メタン対応型余剰ガス燃焼装置
前項のメタン精製装置仕様検討の際に発電量増加を重視しメタン精製装置投入
量を未利用消化ガス全量とした場合、メタン精製装置オフガスを既設ガスホルダに返送するとガスホルダ内メタン濃度が低下するため、既設余剰ガス燃焼装置が失火する懸念があることから、メタン精製装置からのオフガスを既設ガスホルダに戻すことはできない。このオフガスは消化ガス中の除去成分である CO2 等の他に、メタンも一部混ざっている。市場調査により、メタン濃度が 20vol%程度で燃焼する余剰
ガス燃焼装置が存在することが分かったので、このケースではメタン精製装置のオ
フガス処理用に、この余剰ガス燃焼装置も併せて設置する装置構成とする。
低濃度メタン対応型余剰ガス燃焼装置の仕様（流量）としては、物質収支のオフ
ガス流量とし、式(4.23)から決定する。
４） 吸蔵装置
重視する場合により式(4.9)、または式(4.22)から精製ガス流量を求め、この精製ガス流量を吸蔵装置の仕様（流量）とする。なお、吸蔵装置の 1 基あたりの仕様（流量）の最大値は 100Nm3/hr とし、それ以上になる場合は複数基並列に設置することを考慮する。
５） 吸蔵容器・トラック
吸蔵容器に充填する吸蔵剤は、1m3 の吸蔵剤に対して 45Nm3 の精製ガスを吸蔵す
ることが出来る。これをもとに前項で試算した精製ガスの量から、吸蔵容器の基数、

61

第４章 計画・設計

容量（吸蔵剤容量）を決定する。
基数としては、「供給処理場にて吸蔵する装置」「1 台を集約処理場に運搬している間に供給処理場にて吸蔵する装置」「予備機」として、供給処理場 1 箇所当たり
最低 3 基の吸蔵容器が必要である。基数を多くすると、トラックでの運搬計画に余裕ができ、運転の安定や運搬に要する人件費を抑えることができる等の効果がある
が、建設コストが高くなるため、結果として事業採算性が悪くなる。事業の運営方
法等の考え方にもよるが、事業採算性を考慮し、吸蔵容器はなるべく少ない基数で運用することを推奨する。
吸蔵容器の容量は、精製ガス量と吸蔵剤の容量の関係から、吸蔵時間（1 基の吸
蔵容器で吸蔵する時間）を目安に検討する。まず前提として、吸蔵容器の最大容量
は、トラックに積載できるサイズを考慮して 15m3 以下（したがって、吸蔵容器 1 基
当たりの精製ガス最大吸蔵可能量は 675Nm3/基となる）として検討する。吸蔵時間としては、長くすると人件費・運搬費が抑えられる傾向ではあるが、建設費とのバランスを考慮して決定する。
これらの留意点を踏まえて、吸蔵容器の仕様を検討する。まず、精製ガス量から
吸蔵容器容量 VO と吸蔵時間 tO を以下の式により設定する。

VO [m3 ] ＝

FP [Nm3 /hr]・t O [hr]
吸蔵能力[= 45Nm3 /m3]
・・・
（4.27）

なお、FP・tO は吸蔵容器 1 基の吸蔵量[Nm3]を示す。設定した吸蔵時間 tO により、吸蔵容器の運転スケジュール（各処理場の吸蔵および発電のタイムスケジュール）を作成し、必要な吸蔵容器の基数、運搬に要する運転員の拘束時間を検討する。運転スケジュールの例を資料編 表資 3-1 に示す。吸蔵時間、吸蔵容器基数、トラック運搬に要する人件費（吸蔵容器運搬のための 1 日当たりの昼拘束時間、夜間拘束時
間、集約処理場-供給処理場間の往復回数）の例を表 4-1 に示す。なお表 4-1 において、拘束時間には、1 往復当たり 60 分程度の移動時間を含んでいる（往 30 分、復30 分）。この移動時間は、供給処理場-集約処理場間の距離 15km 程度の移動時間として試算しているので、実際の各処理場間の距離と移動時間により増減させて考える。

62

第４章 計画・設計

表 4-1 運転スケジュールの検討
吸蔵時間 tO
[時間]
6
6
12
12
16
16
24

容器基数
(注 1)[基]
3+3
4+4
3+3
4+4
3+3
4+4
3+3

昼拘束時間
[時間](注 2)
10.5
11.25
7
6.25
4
4.75
3.5

夜間拘束時間[時間](注 3)
3.5
1.25
0
0
1.25
0
0

往復回数
(注 1)
4+4
4+4
2+2
2+2
1.5+1.5
1.5+1.5
1+1

注 1: 供給処理場 1 + 供給処理場 2
注 2: 5 時～22 時

注 3:22 時～翌 5 時

この容積吸蔵容器を運搬するトラックについて、
概ね吸蔵容器 6m3 以下は 22t 車、
6m3～15m3 は 25t 車の仕様とする。
６） クッションタンク
発電機に供給する消化ガスは、集約処理場からの生の消化ガスと、供給処理場からのメタン精製された消化ガスを混ぜて供給するため、集約処理場分と供給処理場
分でメタン濃度が異なる。この濃度を均一化するために、発電機に供給する前に、集約処理場からの生ガスと供給処理場からの消化ガスをクッションタンクで混合した上で発電機に供給する必要がある。このクッションタンクの容量としては、集約処理場での利用可能な未利用消化ガス量 FA[C]、吸蔵する供給処理場での精製ガス
量 FP[S1 or S2]および吸蔵時間 tO と、吸蔵された精製ガスの放出時間 tR から、以下の式よりクッションタンク容量 VC を算出して機器仕様とする。
3

VC [m3 ] = ( FA[C] [Nm3/hr] ＋

Fp[s1 or s2] [Nm /hr]・tO[S1 or S2] [hr]tR [hr])・

滞留時間 [分]60

・・・（4.28）
また、発電機仕様検討のため、集約処理場から発電機に供給される利用可能な未利用消化ガス量 FA[C]およびメタン濃度 CA[C]、供給処理場から発電機に供給されるガス量およびメタン濃度から、その割合に応じて発電機に供給されるメタン濃度 CGCH4 を予め試算しておく。

63

第４章 計画・設計

CG−CH4 [vol%] =FA[C] [Nm3 ⁄hr]・tR [hr]・CA[C] [vol%] ＋ FA[S1 or S2] [Nm3 ⁄hr]・tO[S1 or S2] [hr]・CP[S1 or S2] [vol%]FA[C] [Nm3 ⁄hr]・tR [hr] ＋ FA[S1 or S2] [Nm3 ⁄hr]・tO[S1 or S2] [hr]・・・
（4.29）
７） シロキサン除去装置
集約処理場では消化槽で発生した消化ガスをそのまま使用するため、発電機にとって有害成分であるシロキサンを事前に除去しておく必要がある。供給処理場からの消化ガスはメタン精製装置にてシロキサンも除去しているため、集約処理場からの消化ガスがクッションタンクにフィードされる前にシロキサン除去装置を設置する。装置仕様（流量）としては、集約処理場での未利用消化ガス量 FA[C]とし、式(4.7)または式(4.20)より決定する。なお、シロキサン除去装置の 1 基あたりの仕様（流量）の最大値としては、500Nm3/hr とし、それ以上になる場合は複数基並列に設置することを考慮する。
８） 発電機
発電機は、供給される消化ガス量（メタン量）により、以下の式を使って導かれる発電量 E 以上となる発電機出力 P を算出し、発電機仕様とする。

E[kW] = (FA[C] [N m3 ⁄hr]＋

FA[s1 or S2] [N m3 ⁄hr]・tO[s1 or S2] [hr])tR [hr]∙ CG−CH4 [vol%] ∙ C1 ∙ η・・・（4.30）
C1:メタン単位エネルギー(9.97 [kWh/Nm3])
η：発電機出力に応じて、以下の式より算出する。
η[%]＝－2×10-5(P[kW])2＋0.0223(P [kW])＋32.283

・・・（4.31）

なお、発電機の 1 基あたりの仕様の最大値としては、800kW とし、それ以上になる
場合は複数基並列に設置することを考慮する。

64

第４章 計画・設計

９） 消費電力
利用可能な未利用消化ガス量の平均値 FA-ave および精製ガスの平均値 FP-ave から
消費電力 WC を決定する。なお、メタン精製装置を設置しない場合は、FA-ave＝0、吸蔵装置を設置しない場合は FP-ave＝0 とする。
WC [kW] ＝ －0.0002×(FA-ave [Nm3/hr])2＋0.0913×FA-ave [Nm3/hr]－0.0003×(FP-ave [Nm3/hr])2＋0.09415×FP-ave [Nm3/hr]＋C1＋C2
・・・（4.32）
C1:定数 吸蔵装置を設置する場合は 1.5、設置しない場合は 0C2:定数 低濃度メタン対応型余剰ガス燃焼装置を設置する場合は 0.5、設置しない場合は 065

第４章 計画・設計§２４ 導入コストの算定
本技術の導入にあたり、以下の建設コスト、維持管理コストおよび発電による電力削減分
コストの試算を行う。
（１）建設コスト（機器費、工事費）（２）維持管理コスト（人件費、運搬費、消耗品費、修繕費、消費電力）（３）発電による電力削減分コスト【解 説】
本技術の導入にあたって、建設コストおよび維持管理コスト、発電による電力削減分コストの試算を行う。複数の処理場にわたる技術であり、またどの処理場にも属さない機器（共通機器）があるため、処理場ごとの費用および共通費用としてまとめることが望ましい。
実際の発注にあたっては、機器ベンダー及び工事業者から見積蒐集することが望ましい。
なお、以下に記載する式は、実証研究において試算した結果を元に研究体にて作成したものであり、費用関数の作成方法については資料編 5 にまとめた。
（１） 建設コスト[千円]
各処理場の状況に合わせ装置仕様を決定し、設置する装置の費用および設置するための工事費用を建設コストとして積算する。なお、ここに示す費用関数は 1 基あたりの概算費用であり、§23 の検討により複数基設置する場合は、その基数分費用に積算すること。
１） 供給処理場① メタン精製装置§23 で式(4.3)、式(4.5)、式(4.7)または式(4.20)を用いて決定したメタン精製装置の装置仕様により、式(4.33)、式(4.34)から積算する。
メタン精製装置費用[千円]
吸着剤費用[千円]＝ －1.5609×(装置仕様[Nm3/hr])2＋488.11×装置仕様[Nm3/hr]

・・・（4.33）

3・・・（4.34）＝ 35×装置仕様[Nm /hr]

② 吸蔵装置§23 で式(4.9)または式(4.22)を用いて決定した吸蔵装置の装置仕様により、式(4.35)から積算する。
吸蔵装置費用[千円]＝ －0.002×(装置仕様[Nm3/hr])2＋
251.03×装置仕様[Nm3/hr]

66

・・・（4.35）

第４章 計画・設計③ 低濃度メタン対応型余剰ガス燃焼装置§23 で式(4.23)を用いて決定した低濃度メタン対応型余剰ガス燃焼装置の装置仕様により、式(4.36)から積算する。
低濃度メタン対応型
余剰ガス燃焼装置費用[千円]＝50×装置仕様[Nm3/hr]+2,000

・・・（4.36）④ 工事費§23 で式(4.3)、式(4.5)、式(4.7)または式(4.20)を用いて決定したメタン精製装置の装置仕様から、式(4.37)を用いて土木工事・機器据付工事・配管工
事の費用を積算する。また、式(4.39)で供給処理場の定格電力を算出し、式(4.38)を用いて、電気工事の費用を積算する。
土木・機器据付・配管工事費[千円]＝ 26.5×メタン精製装置仕様[Nm3/hr]＋14,300
・・・（4.37）

電気工事費用[千円] ＝ －2.0458×(定格電力[kW]）2＋135.41×(定格電力[kW]）＋150
・・・（4.38）
定格電力[kW]＝ －0.0001×(メタン精製装置仕様[Nm3/hr])2＋0.2902×(メタン精製装置仕様[Nm3/hr])＋7.4901
・・・（4.39）

２） 集約処理場① 発電機§23 で式(4.30)および式(4.31)を用いて決定した発電機出力 P により、式(4.40)から発電機の費用を積算する。
発電機費用[千円]＝ －0.2161×(P[kW])2＋
390.07×P[kW]67・・・（4.40）

第４章 計画・設計② シロキサン除去装置§23 で式(4.7)または式(4.20)を用いて決定したシロキサン除去装置の装置仕様により、式(4.41)からシロキサン除去装置の費用を積算する。
シロキサン除去装置費用[千円] ＝ －0.0015×(装置仕様[Nm3/hr])2＋
91.4×装置仕様[Nm3/hr]）・・・（4.41）③ クッションタンク
§23 で式(4.28)を用いて決定したクッションタンク容量により、式(4.42)からクッションタンクの費用を積算する。
クッションタンク費用[千円]＝1,800×(クッションタンク容量[m3])0.55
・・・（4.42）④ 工事費§23 で式(4.3)、式(4.5)または式(4.7)を用いて決定したメタン精製装置仕様および式(4.7)または式(4.20)を用いて決定したシロキサン除去装置の装置仕様により、式(4.43)から土木工事・機器据付工事・配管工事の費用を積算する。また、式(4.30)および式(4.31)を用いて決定した発電機出力 P により、式(4.44)から電気工事の費用を積算する。
土木・機器据付・配管工事費[千円]＝ 16.3×(メタン精製装置仕様[Nm3/hr])＋6.9×(シロキサン除去装置仕様[Nm3/hr])＋18,600
・・・（4.43）

電気工事費[千円]＝ 40.362×P[kW]・・・（4.44）

３） 共通費用① 吸蔵容器§23 で式(4.27)を用いて決定した吸蔵容器容量 VO により、式(4.45)から吸蔵容器の費用を積算する。
吸蔵容器費用[千円/基]＝ 6,760×(VO[m3]/5)0.6＋875×VO[m3]・・・（4.45）

68

第４章 計画・設計② トラック§23 で式(4.27)を用いて決定した吸蔵容器容量 VO により、以下のようにトラック費用を積算する。
トラック費用（22t 車：吸蔵容器 6m3 未満）＝28,500[千円]
トラック費用（25t 車：吸蔵容器 6m3 以上）＝33,000[千円]（２） 維持管理コスト[千円/年]
１） 人件費① 現場運転員各処理場に設置した装置全般の運転・メンテナンス管理のため、1 処理場当たり 1 日/月程度の人件費を見込む。
② トラック運転手§23 で検討した吸蔵容器の運転スケジュールに従って、各処理場間の往復時
間等から拘束時間を算出し、運搬に要する人件費を積算する。なお、夜間（22時～翌 5 時）は、
労働基準法に定める深夜割増賃金分の人件費も考慮すること。
２） 運搬費トラックの燃料費。移動距離とトラックの燃費、軽油価格から必要費用を積算する。
３） 消耗品費① メタン精製装置吸着剤
メタン精製装置吸着剤の耐用年数は約 10 年である。10 年ごとに交換するとして、式(4.34)で算出した吸着剤費用の年単価を積算する。
② 補助燃料
低濃度メタン対応型余剰ガス燃焼装置を新設する場合は、種火に使用する補助燃料（LPG）を準備しておく必要がある。基本料金（一般的に、1.5 千円/月）とメーカーから聴取した使用量（参考値）2Nm3/日程度を一般的な単価 320 円/Nm3 により積算する。

69

第４章 計画・設計

４） 修繕費① 発電機
発電機の年間修繕費。§23 の式(4.30)および式(4.31)で算出した発電機出力
P から、式（4.46）を用いて年間の発電機修繕費用を積算する。なお、式（4.46）の費用関数は 1 基あたりの修繕費であるので、§23 の検討により複数基設置する必要がある場合は、その基数分の修繕費を見込むこと。
発電機修繕費[千円/年]＝－0.0328 × (P[kW])2 ＋ 40.439 × P[kW]・・・（4.46）② シロキサン除去装置
シロキサン除去装置のメンテナンス・活性炭交換費用。§23 の式(4.7)または式(4.20)で決定したシロキサン除去装置の装置仕様から、式（4.47)を用いてシロキサン除去装置の修繕費を積算する。なお、式(4.47)の費用関数は 1 基あたりの修繕費であるので、§23 の検討により複数基設置する必要がある場合
は、その基数分の修繕費を見込むこと。
シロキサン除去装置修繕費[千円/年]＝－0.0136 × (装置仕様[Nm3/hr])2 ＋ 9.8405 × 装置流量[Nm3/hr]
・・・（4.47）③ 機器修繕費
一般的な機器の年間修繕費として、機器費の 2%を見込む。
④ トラック維持費
トラックの保険・車検・自動車税等。選定したトラックにより以下の維持費を積算する。
トラック維持費（22t 車：吸蔵容器 6m3 未満）：836[千円/年]
トラック維持費（25t 車：吸蔵容器 6m3 以上）：876[千円/年]（３） 発電による電力削減分コスト発電による効果[千円/年]
発電した電力を場内利用することとし、発電による消費電力削減分として、発電量×買電価格により積算する。

70

第４章 計画・設計§２５ 導入効果の検証§24 で積算したコストをもとに、以下の指標について定量的な効果の試算を行う。
（１） 費用回収年（２） エネルギー創出量（３） GHG 排出削減量【解 説】（１） 費用回収年§24 で算出した建設コスト・維持管理コスト、発電による電力削減分コストから、以下の式により費用回収年を算出し、導入効果を試算する。
費用回収年[年]=

建設コスト[千円]
発電による電力削減分コスト[千円/年]−

維持管理コスト[千円/年]・・・（4.48）（２） エネルギー創出量
エネルギー創出量は、発電により創出した電力によるエネルギー（換算量）から、本技術を導入することにより電力として消費したエネルギー（換算量）および燃料（軽油、LPG）として消費したエネルギー（換算量）を差し引いたエネルギー量として、以下の式を用いて算出する。
エネルギー創出量[GJ/年]＝発電による創出量－電力による消費量－燃料による消費・・・（4.49）
ここで、
１） 発電による創出量[GJ/年]＝ 年間の総発電量[kWh/年]
・エネルギー換算係数（電力）9.484(※1) [MJ/kWh] / 1,000
２） 電力による消費量[GJ/年]＝ メタン精製装置、吸蔵装置による年間消費電力量[kWh/年]
・エネルギー換算係数（電力）9.484(※1) [MJ/kWh] / 1,000
３） 燃料による消費量[GJ/年]① （軽油）[GJ/年]＝トラックの運搬に使用した年間軽油量[リットル/年]
・エネルギー換算係数（軽油）38.04(※1) [MJ/リットル] / 1,000

71

第４章 計画・設計② （LPG）[GJ/年]＝低濃度メタン対応型余剰ガス燃焼装置の種火用 LPG 量[kg/年]
・エネルギー換算係数（LPG）50.06(※1) [MJ/kg] / 1,000※1： 総合エネルギー統計に適用する標準排熱量及び炭素排出係数（2018 年度改訂、資源エネルギー庁）（３） GHG 排出削減量
GHG 排出削減量は、発電により創出された GHG 削減量から、本技術を導入することにより消費した電力により排出された GHG 排出量および燃料(軽油、LPG)を消費したことにより排出された GHG 排出量を差し引いた GHG 量として、以下の式を用いて算出する。
GHG 排出削減量[t-CO2/年] ＝ 発電による GHG 削減量－電力消費による GHG 排出量－燃料消費による GHG 排出量・・・（4.50）

ここで、
１） 発電による GHG 削減量[t-CO2/年]＝ 年間の総発電量[kWh/年]
・GHG 換算係数（電力）0.512(※1) [kg-CO2/kWh] / 1,000
２） 電力消費による GHG 排出量[t-CO2/年]＝ メタン精製装置、吸蔵装置による年間消費電力量[kWh/年]
・GHG 換算係数（電力）0.512(※1) [kg-CO2/kWh] / 1,000
３） 燃料消費による GHG 排出量[t-CO2/年]① （軽油）[t-CO2/年]＝ トラックの運搬に使用した年間軽油量[リットル/年]
・GHG 換算係数（軽油）2.58(※2) [kg-CO2/リットル] / 1,000② （LPG）[t-CO2/年]＝ 低濃度メタン対応型余剰ガス燃焼装置の種火用 LPG 量[kg/年]
・GHG 換算係数（LPG）3.00(※2) [kg-CO2/kg] / 1,000※1： 電気事業者別排出係数（平成 29 年度実績、環境省）※2： 総合エネルギー統計に適用する標準排熱量及び炭素排出係数（2018 年度改訂、資源エネルギー庁）

72

第４章 計画・設計§２６ 導入コストの分配
本技術は、供給処理場・集約処理場で設置する装置構成が異なるため、各処理場での建設コストや維持管理コスト等が異なってくる。事業全体として、導入に必要なコストの費用負担・発電による利益の分配を事前協議する必要がある。

【解 説】
供給処理場と集約処理場で設置する装置構成が異なるため、それに伴った装置費用・工事費用などの建設コスト、それらの装置の修繕費用等の維持管理コストが各処理場で異なる。また、トラックや吸蔵容器などどの処理場にも属さない共通機器の建設コストや人件費・運搬費等の維持管理コスト、発電して得た電力削減効果（または売電利益）の利益分配などを事前に協議しておく必要がある。分配を検討すべき項目を表 4-2 に示す。
例えば、建設コスト・維持管理コストの総額や発電による電力削減分コストを、発電に供したガス量の供給割合で各処理場に分配する方法や、供給処理場から集約処理場へ運ばれる精製
ガスの単価を決めて集約処理場が供給処理場に支払う方法などの協定・覚書などを締結しておく。
表 4-3 に§14 技術の評価結果で示した条件において、費用回収年を重視したケースにおける分配例を示す。ただしこれは一例であり、分配の方法については、協議の上決定することが
望ましい。

73

第４章 計画・設計

表 4-2 分配を検討すべき項目
処理場

コスト

分配を検討すべき項目

供給処理場

建設コスト

・メタン精製装置
・吸蔵装置
・低濃度メタン対応型余剰ガス燃焼装置
・工事費

維持管理コスト

・人件費
・消耗品費
・修繕費
・消費電力

集約処理場

建設コスト

・シロキサン除去装置
・クッションタンク
・発電機

維持管理コスト

・人件費
・消耗品費
・修繕費
・消費電力

共通

電力

・発電によって得られる電力

建設コスト

・吸蔵容器
・トラック

維持管理コスト

・人件費（トラック運転手）
・修繕費（トラック維持費等）
・運搬費

74

第４章 計画・設計

表 4-3 分配例

項

細

目

用
共通

目

① 未利用消化ガス量[Nm3/日]
ガス条件

費② 利用可能な未利用消化ガス量[Nm3/日]③ 発電機投入ガス量[Nm3/日]

供給 1

供給 2

集約

500

500

3,000

300

300

3,000

180

180

3,000

備考

④ 発電機投入ガスメタン濃度[vol％]① メタン精製装置

90

90

60

9,670

9,670

0

0

② 吸蔵装置

2,600

2,600

0

0

③ シロキサン除去装置

0012,8000④ 余剰ガス燃焼装置

0

0

0

0

0

0

0 67,20000 120,500

0

0

⑧ 工事費

16,42016,42034,170⑨ 共通費用負担

7,293

7,293

81,114合計（①～⑨）35,98335,983 248,584

95,700

1,430

1,430

9,876

3,802

① 装置全般

288

288

288

0

② 運転手

0

0

0

3,675

0

0

0

504

47

47

0

0

245

245

11,680

1,733

428

428

0

0

⑦ 共通費用負担

451

451

5,011

合計（①～⑦）

1,459

1,459

16,9795,912

総費用(年価換算値)[千円/年]

2,889

2,889

26,8559,714

発電量[kW] ガスによる発電分

25

25

283

-

電力削減分
発電量×買電価格[千円/年]

3,204

3,204

35,632⑤ 吸蔵容器
建設コスト⑥ 発電機＋クッションタンク
[千円]⑦ トラック

建設費年価[千円/年]※
人件費③ 運搬燃料費
維持管理 ④ 消耗品費
コスト
⑤ 修繕費
[千円/年]⑥ 消費電力※：建設費年価[千円/年] = 建設コスト(i＋

୧

౤షభ

൫୧＋ଵ൯

75

0

0 28,5000
メタンガス量の比率による利子率：2.3%
耐用年数：15 年

メタンガス量の比率による) i：利子率、n：耐用年数

第４章 計画・設計

第２節

施設設計

§２７ 供給処理場における設備設計
導入計画で決定した設備仕様に基づいて以下について設計する。
（１） 基本条件（２） メタン精製装置（３） 吸蔵装置（４） 吸蔵容器（５） 制御・配置検討【解 説】
本設備は、小規模な下水処理場（供給処理場）の未利用消化ガスから高濃度のメタンを分離回収し、回収したメタンを 1 箇所の処理場（集約処理場）に運搬・集約、発電利用することを目的とする。供給処理場における設備は主に、メタン精製装置、吸蔵装置、吸蔵容器より構成される。なお、設備間の一般的な機器・配管の設計は、設計指針に基づいて実施する。
本設備は、屋外設置とし、処理プロセスに従って各機器の配置を行う。処理プロセスは、未利用消化ガス⇒メタン精製装置⇒吸蔵装置⇒吸蔵容器⇒トラック運搬⇒集約処理場の順となる。
（１） 基本条件
本設備の設計に先立ち、基本条件を設定する。主なインプット条件は以下のとおりである。
１） 利用可能な未利用消化ガス条件（発生量、組成）
２） 精製ガス条件（濃度、メタン回収率またはオフガスメタン濃度）
３） オフガス条件（濃度）４） 吸蔵ガス条件（温度）これらの条件をもとに各機器の諸元を設定する。設計に必要な事項を表 4-4 に整理し、設計の概略フローを図 4-4 に示す。

76

第４章 計画・設計

表 4-4 本設備の設計に必要な事項
設備設計必要事項
利用可能な未利用消化ガス条件

メタン精製装置（メタン精製装置ユニット入口）
精製ガス条件
オフガス条件

吸蔵装置
吸蔵容器

精製ガス条件
吸蔵ガス条件
吸蔵ガス条件
メタン吸蔵量

利用可能な未利用消化ガス条件（メタン精製装置ユニット入口）
精製ガス条件Input(濃度、
Output

メタン精製装置（PSA）

Input

設計

オフガスメタン濃度)

Output
オフガス量

メタン回収率またはオフガス条件
（濃度）

精製ガス量
Input
吸蔵装置

Input

設計

吸蔵ガス量

吸蔵容器
設計

図 4-4 設計の概略フロー77

吸蔵ガス条件

第４章 計画・設計

１） 利用可能な未利用消化ガス条件（発生量、組成）
メタン精製装置に導入する未利用消化ガス量は、§22 詳細調査において算出された最大となる月の利用可能な未利用消化ガス量として設定する。未利用消化ガスの組成は、年報等のデータを利用して条件を設定するが、季節変動により、消化ガ
ス中のメタン濃度が想定より低い場合や、不純物（シロキサン、硫化水素等）の詳細な分析を行っていない場合もあるため、設計前に把握しておくことが望ましい。
２） 精製ガス条件（濃度、メタン回収率またはオフガスメタン濃度）
メタン精製装置へのインプット条件を表 4-5 に示す。精製ガス量は、利用可能な
未利用消化ガス量とメタン回収率から算出し、設計に用いる。ただし、§12 で設定した導入シナリオで費用回収年を重視する場合と、未利用消化ガスを全量利用する
場合で設計条件が異なるためその点に留意すること。精製ガス量については、費用
回収年を重視する場合は式(4.9)を、未利用消化ガス全量利用を重視する場合は式(4.22)を用いて算出する。
表 4-5 精製ガス条件
費用回収年重視の場合
メタン精製装置へのインプット条件

メタン濃度:90 vol％以上

メタン回収率 :90 ％以上

未利用消化ガス全量利用する場合
メタン濃度:90 vol％以上

オフガスメタン濃度 :20 vol％以上

３） オフガス条件（濃度）
メタン精製装置から排出されるオフガスは、余剰ガスとして既存の余剰ガス燃焼装置で処理することになる。式(4.10)および式(4.11)または式(4.23)に従って、オ
フガス量とオフガス中のメタン濃度を予め試算する必要がある。

78

第４章 計画・設計

４） 吸蔵ガス条件（温度）
吸蔵装置は、圧縮機、熱交換器、クーラーにより構成される。精製ガスを吸蔵剤が充填された吸蔵容器に供給する際、１MPaG 未満まで圧力を上げる必要がある。また、精製ガスが吸蔵剤に吸着すると、吸着熱が発生し、吸着熱が精製ガスの吸着を阻害するため、吸蔵容器に精製ガスを供給する際は、循環冷却を繰り返しながら吸蔵する必要がある。本設備の吸蔵ガス条件を表 4-6 に示す。
表 4-6 吸蔵ガス条件
吸蔵圧力
Max 0.99 MPaG

冷却設定温度

吸蔵容器内温度－30 ～0 ℃

50 ℃以下以下に、本設備の構成機器の設計方法・留意点のほか、設置の目的と特記事項等を合わせて示す。
（２） メタン精製装置
メタン精製装置は、利用可能な未利用消化ガス供給量及び精製ガスメタン濃度等の条
件から、構成・仕様を決定する。本設備は、精製ガスメタン濃度 90 vol％以上、メタン
回収率 90 ％以上またはオフガス中メタン濃度 20 vol％以上を設計条件とする。メタン精製装置は主として、消化ガスを吸着塔内に圧入し、かつ吸着剤から二酸化炭素を真空脱着させる真空ポンプ兼ブロア、吸着塔一塔、製品タンクから構成される。
消化槽から発生する消化ガス量、組成は、消化槽での汚泥の消化状態、季節変動によって、著しく変動する。そのため、下水処理場の年報等の運転データや季節変動を把握したうえで設計条件を検討する必要がある。導入を検討する際は、下水処理場の年報や消化ガス分析データ（不純物の有無、濃度）を把握しておくことが望ましい。メタン精製装置の設計条件及び留意事項を表 4-7 に示す。

79

第４章 計画・設計

表 4-7 メタン精製装置の設計条件、留意事項
項目

設計条件

留意事項
入口ガス組成：メタン 60 vol％、精製ガスメタン濃度 ：90 vol％以上

二酸化炭素 40 vol％での設計値

費用回収年を

メタン回収率

余剰ガス燃焼装置により処理する

重視する場合既存ガスホルダーメタン濃度：90 ％以上

際のガスホルダ内のメタン濃度を：50 vol％以上考慮すること。濃度変動データを考慮すること。

未利用消化ガス
全量利用する場合

精製ガスメタン濃度 ：90 vol％以上
オフガスメタン濃度 ：20 vol％以上

新設の余剰ガス燃焼装置によりオ
フガス処理を行うため、オフガス濃度に留意して設計する。

（３） 吸蔵装置
吸蔵装置は精製ガス量等の条件から、構成、仕様を決定する。本設備は、精製ガス量、吸蔵容器への供給圧力、吸着熱を設計条件として考慮する必要がある。吸蔵装置は主として、精製ガスを吸蔵容器へ圧入するブースターベビコン、吸蔵ガス（圧入される精製ガス）と循環ガス（循環冷却に使われる一部の精製ガス）を熱交換させる熱交換器、吸蔵ガスを冷却するコンデンシングユニットから構成される。吸蔵装置の設計条件及び留意事項を表 4-8 に示す。
表 4-8 吸蔵装置の設計条件、留意事項
項目

設計条件

留意事項
吸蔵ガスの凍結が起こらないように注意すること。吸蔵容器内温度が 50℃を超え

吸蔵ガス

冷却設定温度：－30 ～0 ℃

ないようにし、吸蔵終了後の吸蔵容器内部
温度が室温程度になるように冷却温度を管理する。

（４） 吸蔵容器
吸蔵容器は、精製ガス量、運転スケジュール等から、吸蔵容器の基数、容量を決定する。吸蔵容器には、メタンを特異的に吸着するメタン吸蔵活性炭が充填されており、低圧域において、0.99 MPaG で吸蔵剤容量の 45 倍程度の吸蔵量を有する。吸蔵容器の設計条件及び留意点を表 4-9 に示す。

80

第４章 計画・設計

表 4-9 吸蔵容器の設計条件、留意事項
項目

設計条件

留意事項
高圧ガスとみなされない１MPaG 未満

吸蔵容器

吸蔵圧力

：Max 0.99 MPaG

吸蔵容器内温度 ：50 ℃以下で吸蔵すること。
吸蔵容器内温度が高くなると吸着量が減少するため、吸蔵容器内温度を管理すること。

（５） 制御・配置検討
本設備は主に、メタン精製装置、吸蔵装置、吸蔵容器から構成される。各機器間の制御は、メタン精製装置の運転と同時に吸蔵装置も連動して運転する仕様となっており、メタン精製装置の精製ガス流量に合わせて、吸蔵装置への供給流量を調整する必要がある。また、吸蔵容器への精製ガスの供給は、予め設定した吸蔵時間に従って切り替え、別の吸蔵容器への供給を開始する。例として実証設備の概略配置を図 4-5 に示す。

新設余剰ガス燃焼装置

熱交換
ユニット

No.2
ガスホルダ

吸蔵容器

メタン
精製装置

No.1
汚泥消化タンク

ガスホルダ

図 4-5 概略配置

81

吸蔵
装置

吸蔵容器

第４章 計画・設計§２８ 集約処理場における設備設計
導入計画で決定した設備仕様に基づいて以下について設計する。
（１） 基本条件（２） 発電機の設計（３） 制御・配置検討【解 説】
集約処理場では、供給処理場から運搬されてきた精製ガスと集約処理場の未利用消化ガスを混ぜて、発電機に供給し、発電する。集約処理場における設備は主に、シロキサン除去装置、クッションタンク、発電機より構成される。なお、設備間の一般的な機器・配管の設計は、設計指針に基づいて実施する。
本設備は、屋外設置とし、処理プロセスに従って各機器の配置を行う。処理プロセスは、未利用消化ガス⇒シロキサン除去装置⇒クッションタンク⇒発電機の順となる。また別途吸蔵容
器置場も必要となる。
（１） 基本条件
本設備の設計に先立ち、基本条件を設定する。主なインプット条件は以下のとおりである。
１） 集約処理場の未利用消化ガス条件（発生量、組成）
２） 供給処理場から運搬される精製ガス条件（ガス量、組成）
３） 発電機供給ガス条件（流量、組成）
これらの条件をもとに各機器の諸元を設定する。設計に必要な事項を表 4-10 に整理し、設計の概略フローを図 4-6 に示す。
表 4-10 本設備の設計に必要な事項
設備
シロキサン除去装置
クッションタンク
発電機

設計必要事項
集約処理場の未利用消化ガス条件
集約処理場の未利用消化ガス条件
供給処理場から運搬される精製ガス条件
発電機供給ガス条件

82

第４章 計画・設計

集約処理場の未利用消化ガス条件

Input
シロキサン除去装置
設計

Input
クッションタンク

Input

設計

供給処理場の精製ガス条件
Input

発電機供給ガス条件
Input
発電機

図 4-6 設計の概略フロー
１） 集約処理場の未利用消化ガス条件（発生量、組成）
集約処理場の未利用消化ガス中のシロキサン濃度は、年報等のデータを利用して、予め把握した上で、シロキサン除去装置を設定する。
２） 供給処理場から運搬される精製ガス条件（ガス量、組成）
供給処理場から運搬される精製ガスのガス量は、吸蔵容器の容量と圧力により予め算出する。ガス組成は、メタン濃度 90 vol%以上で設定する。
３） 発電機供給ガス条件（流量、組成）発電機に供給するガスは、集約処理場の未利用消化ガスと供給処理場から運搬される精製ガスをクッションタンクで混合したガスであるため、発電機供給ガスの条
件は、集約処理場の未利用消化ガス条件（ガス量、組成）と供給処理場から運搬される精製ガス条件（ガス量、組成）から予め算出される。

83

第４章 計画・設計（２） 発電機の設計
発電機は、主に消化ガス量により、選定を行う。発電機の設計条件及び留意点を表 411 に示す。
表 4-11 発電機の設計条件、留意事項
項目
発電機の
選定・設定

設計条件

留意事項

発電機供給ガス条件

既に発電機を利用している場合は、供給さ（消化ガス量、組成、メタンれる消化ガスのメタン濃度に合わせて、発濃度を予め試算）

電機の空燃比などの調整が必要である。

（３） 制御・配置検討
本設備は主に、シロキサン除去装置、クッションタンク、発電機から構成される。各機器間の制御は、クッションタンクへの未利用消化ガスと精製ガスの供給流量から発電機への供給流量を調整する必要がある。例として実証設備の概略配置を図 4-7 に示す。

吸蔵容器

吸蔵容器

発電機制御盤

発電機

ガスホルダ
シロキサン
除去装置

クッションタンク

図 4-7 概略配置

84

第５章 維持管理

第５章
第１節

維持管理

本技術の維持管理§２９ 本技術の維持管理の要点
本技術のシステムを良好に維持していくためには管理基準を満足させるように運転管理を行うことが必要である。

【解 説】
技術のシステムを良好に維持していくためには運転管理と保守点検の両面からの取り組みが必要である。運転管理面では管理基準を設定し、当該基準を安定して満足しているか、運転状態を確認することが重要である。
また、保守点検の面では、長期にわたる設備の安全運転を維持するために、計画的かつ継続的な点検・交換・補修を行うことが必要である。

85

第５章 維持管理

第２節 本技術の運転管理§３０ 本技術の運転管理
本技術の運転管理では、以下の 3 項目の設備に対して、適正な運転が行われていることを確認する。
（１） 吸蔵容器の運搬及び着脱（２） メタン精製装置（３） 消化ガス発電機【解 説】（１） 吸蔵容器の運搬及び着脱
吸蔵容器の運搬は、脱着ボディシステム車にて行う。吸蔵容器には積込み、積み下ろしのための専用台座が取り付けられており、一般的な脱着ボディシステム車の積み下ろしと同様の手順で行うことができる。供給処理場の設備、及び集約処理場の設備との吸蔵容器の着脱は、安全のため、その都度、表 5-1 に示した管理基準に基づき、目視による点検を行い、異常がないことを確認したのち、適切な手順で着脱操作を行う。スケジ
ュールによっては着脱の順番が前後することもある。例として実証試験時の着脱の手順書を表 5-2 に示す。点検項目については§31 の日常点検を参照。

表 5-1 吸蔵容器の管理基準
管理場所

項

目

単 位

管理基準

備

考

吸蔵後及び供給前
圧力

MPaG

想定圧力±

0.8 ～ 0.9 MPaG 程度

10％

供給終了後及び吸蔵前
0.0～0.05 MPaG 程度

吸蔵容器
温度

℃

外観

-

30 以下
キズ ヘコミがないこと

86第５章 維持管理

表 5-2 実証試験時の着脱の手順書
場所

作業

手

順

1. ホース根元の操作盤のランプを確認し、交換すべき吸蔵容器を判断する。
① ランプ消灯→使用済み交換可能

交換待ちの状態② ランプ点滅→現在使用中

交換不可③ ランプ点灯→現在待機中

交換済みの状態

ランプ消灯しているものを交換。
2. 取外す吸蔵容器のハンドバルブを閉める。
3. 吸蔵容器の圧力と温度の情報を読み取り、記録する。（※）
脱4. 配管側の圧をゆっくりと抜く。圧を抜く際は残圧に注意する。
※ 圧を抜く際は残圧に注意

離圧抜きの方法① 配管接続部の固定金具を片側だけを緩め、ガスが抜けるところでいった
ん留め、ガスが噴出し終わるまで待つ。
② 固定している片側が外れないように手で押さえ、配管を少し揺り動かし

集約処理場

圧が完全に抜けていることを確認する。
③ 残りの固定側をゆっくりとはずす。
（ガスが噴出する場合は②に戻る）
5. 吸蔵容器の口にキャップをし、アースクリップを取外す。
6. 搭載作業を行う。
7. 完了時間を記載する。
1. 所定の位置に吸蔵容器を下ろす。
2. 吸蔵容器の圧力と温度の情報を読み取り、記録し、着脱を行う吸蔵容器について目視による点検を行う。先に使用済みの吸蔵容器の取外し作業を行い、取外した配管を新しい吸蔵容器につなげる。取り外しについては前項
接を確認のこと。
3. 配管および吸蔵容器の口のキャップをはずし接続させ、ゆるみが無いこと

続を確認し、アースクリップを取りつける。（＊出口側のみの一本だけ。
）
4. ホース根元の操作パネルの上側の赤いボタンを押しランプが点灯することを確認する。供給準備完了を確認。間違えて押した場合など取り消したい
場合は下側の緑のボタンを押す。
5. 完了時間を記載する。

87

第５章 維持管理

場所

作業

手

順

1. 取外す吸蔵容器のハンドバルブ入口・出口ともに閉める。
2. 吸蔵容器の圧力と温度の情報を読み取り、記録し目視による点検を行う。
3. 圧送配管側の圧をゆっくりと抜く。圧を抜く際は高圧になっているため注意し、２本とも確実に抜く。
圧抜きの方法脱① 配管接続部の固定金具を片側だけを緩め、ガスが抜けるところでいった
ん留め、ガスが噴出し終わるまで待つ。

離② 固定している片側が外れないように手で押さえ、配管を少し揺り動かし圧が完全に抜けていることを確認する。
③ 残りの固定側をゆっくりとはずす。
（ガスが噴出する場合は②に戻る。
）

供給処理場

4. はずした配管および吸蔵容器の口にキャップをし、アースクリップを取外す。
5. 搭載作業を行う。
6. 完了時間を記載する。
1. 所定の位置に吸蔵容器を下ろす。
2. 吸蔵容器の圧力と温度の情報を読み取り、記録し、目視による点検を行う。
3. 配管および吸蔵容器の口のキャップをはずし接続させ、ゆるみが無いこと
接を確認し、アースクリップを取りつける。接続の際は、入口側・出口側の方向を間違えないように確認する。

続

4. コンテナ側面に設置してある操作パネルを確認し、上側の赤いボタンを押しランプが点灯することを確認する。充填準備の完了を確認。間違えて押した場合など取り消したい場合は下側の緑のボタンを押す。
5. 完了時間を記載する。

※ 吸蔵容器の残量を確認したい場合は 資料編 4 実証によって得られた課題の中の「吸蔵容器 ガス残量について」の項の計算式を参照。

88

第５章 維持管理（２） メタン精製装置
メタン精製装置においては、回転機器や駆動バルブ等の点検整備を確実に行うとともに適切な条件で消化ガスを導入することでメタン精製性能が維持される。
また効率よく輸送・発電を行うためには、以下の表 5-3 に示す条件を満たすことが望ましい。
表 5-3 消化ガスの条件
管理場所

消化ガス

メタン
精製装置出口

項目

単位

管理基準

メタン

Vol%

55 以上

窒素

Vol%

8 以下

酸素

Vol%

0.1 以下

硫化水素

ppm

5 以下

メタン

Vol%

90 以上

硫化水素

ppm

0.1 以下シロキサン

mg/Nm3

1 以下

備考

D3～D6 の合計

日々の運転管理は吸蔵容器着脱作業時に合わせて行うものとし、計装用コンプレッサ
ーの水抜き、回転機器の異音、制御システムの異常等の確認を合わせて行う。
（３） 消化ガス発電機
消化ガス発電機の運転には、供給される入口ガスの性状及び圧力を表 5-4 に従って管理する必要がある。
表 5-4 入口ガスの条件
管理場所

入口ガス

項目

単位

管理基準

メタン

Vol%

70 以上

硫化水素

ppm

シロキサン

mg/Nm

圧力

kPa

備考
ガス混合比によっては管理基準変更

0.1 以下3

1 以下

D3～D6 の合計

選定機種

発電機の仕様に従って

による

決定

留意事項
供給される入口ガスが圧力低下もしくは圧力上昇を起こすと、発電機でエラーが発生する。圧力上昇については供給量過多の状態であり、減圧弁の調整で対応できるが、消89

第５章 維持管理

化ガスの発生量低下に起因する圧力低下には対応できない。そのままの運転を行うと、頻繁に異常停止を起こし、発電機の故障の原因となる場合もある。そのため、消化ガスの発生量低下時には、消化ガスのガスホルダーの残量を確認して、運転時間を制限する、
もしくは運転停止を行うといった対応が望ましい。
また、消化ガス発電機が複数台設置される場合は、年度毎や機器毎の運転時間の偏りが無いことが望ましい。著しく偏った運転を行うと機種ごとに点検頻度が変わってしまうため、複数台の発電機の場合の維持管理では運転台数の増減や発停頻度の調整等も行うことが望ましい。

90

第５章 維持管理

第３節

本技術の保守点検§３１ 本技術の保守点検
本システムを長期にわたる設備の安全運転を維持するために、適切に点検整備を実施する。
（１） 日常点検（２） 定期点検【解 説】（１） 日常点検
日常点検は、設備の安定運転を維持するために機器毎に規定の頻度で必要な項目に関し、運転中に実施するものであり、主要項目を表 5-5 に示す。
表 5-5 日常点検の主要項目
名

称

点検項目
精製ガス性状計装用コンプレッサー水抜き

メタン精製装置

回転機器の異音
制御システムの異常
エア駆動バルブ開閉動作
計装用コンプレッサー水抜き

吸蔵装置

圧力
流量
着脱時の接続確認
着脱時のバルブ

吸蔵容器

着脱時圧力
温度
外装確認（キズ・ヘコミなど）
エンジンのかかり具合及び異音､排気の状態
潤滑油量の点検
冷却水量及び V ベルトの張り点検

消化ガス発電機バッテリー液量の点検
発電機運転中の出力､異音及び振動確認
パッケージ内の水漏れ､油漏れ確認
ガスブースターのモーター回転状態

91第５章 維持管理（２） 定期点検
定期点検は、設備を長期的に維持するために、機器毎に規定の頻度で必要な項目に関し停止中に実施するものであり、主要項目を表 5-6 に示す。

表 5-6 定期点検の主要項目

名称

点検項目
ポンプオイル点検

メタン精製装置

点検頻度
日

週

月
○

ポンプオイル交換○

エア駆動バルブ点検○

吸着剤点検（精製ガス濃度計測）○

計装用コンプレッサー点検
ポンプオイル点検
吸蔵装置

消化ガス発電機年○○

ポンプオイル交換○

コンデンシングユニット冷媒 点検○

計装用コンプレッサー点検○

原動機本体・潤滑装置点検○

原動機冷却装置点検○

バッテリー点検○発電機本体点検○パッケージ内点検

○

補機類点検

○

92

第５章 維持管理

第４節

異常時の対応と対策§３２ 異常時の対応と対策
本システムの異常時には、警報が鳴り装置が自動停止する。
また、関係者に異常が発生したことを知らせるメールが自動送信される。異常を確認し、異常原因を排除した後、運転を再開する。
【解 説】
本システムの異常時には、警報が鳴り装置が自動停止する。警報及び運転、停止の入出力も備えられており、異常発生を施設側で確認することができ、遠隔での運転や停止が可能となっている。また、関係者に異常が発生したことを知らせるメールが自動送信させることも可能（発電機は標準機能として装備、メタン精製装置及び吸蔵装置については非標準仕様、ただしオプ
ションで機能追加可能）。
本システムの前段後段での異常などで停止していない場合もしくは緊急性を要する事項等が発生している場合は、緊急停止操作を行う。設備ごとに定められた手順で速やかに停止操作を行い事態の悪化を防止するともに、異常内容の確認を行う。異常内容は各装置の制御盤上に表示される。異常状態からの復旧を行い、状態の回復が確認できた場合は、運転を再開する。
異常状態の回復が確認できない場合は、メーカーへ連絡する。表 5-7 に異常時の対処方法を示す。
異常発生時には装置が停止し、発電やメタンガスの生産が停止する。自動復帰はされないた
め、素早く復旧を行うことが重要となる。実証設備では各々の装置に故障もしくは異常を検知した場合には、直ちに停止するような安全対策を講じ、それと同時に、人員が常駐できないことを想定し、あらかじめ登録された担当者にメールを通じて異常が発生した装置とその状態を通知するようにしている。異常時にはメールを受け取った担当者が現場へ急行し、制御盤に表示の異常内容に応じて対応を行う。
しかし、このような通知システムを導入しない場合は、異常時に装置が自動停止することで安全性は保たれるが、装置近辺に人がいない場合、日常点検等で装置を確認するまで異常状態が復旧されないという課題がある。装置近辺に人員が常駐することは難しいため、あらかじめ異常発生時の対応として、各装置の制御盤から処理場の管理システム側へ、信号を通じて異常を通知するなど、担当者へ連絡を行うシステムを検討しておく必要がある。
また点検復旧を行うまで停止が続いてしまうため、復旧まで装置が長時間停止しても他の設備に影響を及ぼさないよう検討する必要がある。

93

第５章 維持管理

表 5-7 装置異常時の対処方法

機器

メタン精製装置

吸蔵装置

消化ガス発電機

異常内容

計装圧異常
圧力異常 など

圧力異常
流量異常 など

対処方法
異常内容を確認し、異常状態を解除して再運転。
エラーが続く or 解除できない場合はメーカーに連絡。
異常内容を確認し、異常状態を解除し、吸蔵容器の圧力を確認後再運転。エラーが続く or 解除
できない場合はメーカーに連絡。

供給流量異常異常内容を確認し、異常状態を解除して再運転。

供給圧力異常エラーが続く or 解除できない場合はメーカー始動失敗 など

に連絡。

94

資料編

資 料 編
目
1.

次

実証研究結果 ................................................................ 95
1.1

実証研究概要 ............................................................... 95

1.2

実証研究の成果 ............................................................. 99

2.

ケーススタディ ............................................................. 116
2.1

ケーススタディ実施目的 .................................................... 116

2.2

モデル処理場におけるフィージビリティスタディ .............................. 116

3.

運転スケジュール例 ......................................................... 135

4.

実証によって得られた課題とその対応 ......................................... 1365.

費用関数の根拠 ............................................................. 140

6.

参考資料 ................................................................... 147

7.

問い合わせ先 ............................................................... 148

資料編 １．実証研究結果

1. 実証研究結果
1.1 実証研究概要(1) 実証研究
1) 研究名称
メタン精製装置と吸蔵容器を用いた集約の実用化に関する技術実証研究
2) 実施者JNC エンジニアリング(株)・吸着技術工業(株)・(株)九電工・シンコー(株)・山鹿都市ガス(株)・公立大学法人熊本県立大学・大津町・益城町・山鹿市
共同研究体
3) 実施期間
平成 27 年 8 月 25 日～平成 28 年 3 月 29 日
平成 29 年 1 月 12 日～平成 29 年 3 月 29 日
平成 29 年 8 月 1 日～平成 30 年 3 月 26 日
平成 30 年 6 月 30 日～平成 31 年 3 月 27 日
4) 実施場所
実証施設設置場所：
・大津町浄化センター（熊本県菊池郡大津町大字陣内 1523）
・益城町浄化センター（熊本県上益城郡益城町馬水 1194-2）
・山鹿浄水センター（熊本県山鹿市山鹿 2057）
5) 実証施設フロー実証施設の概略フローを図資 1-1 に示す。
6) 実証項目
実証項目を表資 1-1 及び表資 1-2 に示す。

95

資料編 １．実証研究結果

図資 1-1 実証施設の概略フロー96

資料編 １．実証研究結果

表資 1-1 実証項目
実証項目

内

容

成果目標

①

メタン回収率向上確認試験

脱着工程初期のオフガスをリ
サイクルガスとして回収し、投入ガスと混合することにより、メタン回収率の上昇が図られることを確認する。

②

メタン精製装置
定格運転

メタン精製装置を定格にて運転する。

定格運転において、メタンガス精製
濃 度 (90vol%) 及 び メ タ ン 回 収 率(90%)を達成する。

③

季節による条件
変動確認試験

消化ガス発生量・ボイラ使用量・気象条件等の季節変化による影響の確認。

季節毎の原料ガス変動によるメタン
精製装置性能、圧縮装置性能及び気象条件による吸蔵への影響が無いことを確認する。

④

長期間連続運転試験

長期間メタン精製から発電まで連続運転を行う。

安定してメタン精製・吸蔵・運搬・発電の運転を行うこと。
運転スケジュールの確認・最適化。
既設設備への影響が無いこと。

負荷変動試験

条件（100％／80％／60％）を３ケース設定し、それぞれの負荷において装置の運転を行う。

性能確認及び消費電力の測定等、評価するに必要な項目別データを取得する。

⑥

吸蔵最適化試験

吸蔵ガス冷却部温度-10℃にて吸蔵操作を行い、圧力（吸蔵量）と消費電力の関係を把握するシステム全体を見た上で総合的に最も経済的な吸蔵量を確認し、事業性評価に反映する。
（必要な吸蔵容器の大きさ、運転スケジュール、消費電力
等）⑦

オフガス濃度変
更試験

メタン精製装置オフガス濃度
を 20vol%メタンとして運転する。

問題なく調整できること。
精製ガス濃度が発電機要求仕様を満足すること。
連続運転可能なこと。

⑧

発電機供給ガス濃度変更試験

集約処理場の精製ガスと供給処理場からの供給ガスのメタン濃度を変えて発電を行い、その影響を確認する。

メタン精製装置を導入しない場合、設定濃度への調整、発電機の安定性（電圧、周波数等）を確認し、メタン精製装置の必要性を判断する。

⑤

97

メタン回収率の目標値を達成する。
リサイクルタイム等運転条件を調整することにより、メタンガス精製濃度（90vol%）及びメタン回収率（90%）
を達成する。

資料編 １．実証研究結果

表資 1-2 採算性向上のための実証項目

実証項目

内

容

成果目標

効 果

吸蔵剤の嵩密度を上げ、現行品よりも吸蔵量 吸蔵容器自体の容量を小さくでき、その分容器にか吸蔵量の測定をラボ試 の増加を目指す。
かる費用が削減できる。
験にて行う。
メタン精製方式 VPSA( 真 空 式 PSA) を 精製ガスメタン濃度 メタン精製装置の小型化
変更試験
PSA(常圧式)に変更し模 90vol％以上、且つ脱 が見込め、装置自体のコス
擬ガスによる試験をラ 着ガスのメタン濃度 トダウンができる。
ボ試験にて行い、データ が 20vol％程度とな また、精製ガス圧が高くなるので吸蔵が容易になり、ることを目指す。
を取得する。
吸蔵装置の費用の削減ができる。
吸蔵容器真空引 ラボ試験にて、メタンを 大気圧から真空間で 吸蔵容器自体の容量を小きだし試験吸着させた後の吸蔵剤 の吸蔵量のデータを さくでき、その分容器にかを真空ポンプを用いて 得る。
かる費用が削減できる。
大気圧から真空まで引
き抜き、引き出せたメタ
ンガス量を計測する。
吸蔵容器
吸蔵剤改良

98

資料編 １．実証研究結果

1.2 実証研究の成果(1) 実証試験結果
1) メタン回収率向上確認試験(実証項目①)
各処理場においてメタン回収率向上確認試験を行った。
本試験において、オフガス（脱着初期のメタンリッチ状態）をリサイクルガス
として吸着塔に戻す操作を行い、メタンガスの回収率の向上を図った。メタン回収率向上試験結果を以下の表資 1-3 に示す。
益城町及び大津町の結果は、目標値である精製ガスのメタン濃度 90vol％以上
かつメタン回収率 90％以上を達成した。なお、山鹿市のガスが達成できなかった理由は、山鹿市の消化ガス組成が特殊であったためであり、そのため山鹿市のデータは参考扱いとし、益城町及び大津町でのデータをもとに評価を行うこととした。精製ガスのシロキサン濃度については、益城町では検出下限値となっている。また大津町・山鹿市では入口に比べて 85％以上除去していることを確認した。

表資 1-3 メタン回収率向上試験結果
各流量
入口
m3/h

メタン精製

m3/h

各メタン濃度
脱着
m3/h

入口
vol％

メタン精製

vol％

脱着
vol％

回収率

消費
電力

％

kwh

データ
取得日

益城町

27.8

21.3

6.4

72.4

90.9

11.1

96.4

4.0

2018/1/25

大津町

11.7

6.1

5.6

51.9

90.3

10.3

90.5

2.4

2017/10/13

山鹿市

8.2

7.3

0.8

81.7

86.8

36.8

95.4

2.4

2017/10/13

99

資料編 １．実証研究結果

2) メタン精製装置定格運転(実証項目②)
各処理場においてメタン精製装置定格運転を行った。
本試験において、定格運転の定義を各処理場で発生する未利用消化ガスを、す
べて 1 日で処理することを想定した場合の運転とし、各処理場における定格運転に相当する流量にてメタン精製装置運転を行った。メタン精製装置定格運転結果を以下の表資 1-4 に示す。
益城町及び大津町ともに定格運転においても、精製ガスのメタン濃度は目標値である 90vol％以上、かつメタン回収率 90％以上を達成した。
表資 1-4 メタン精製装置定格運転結果
各流量

各メタン濃度
入口 メタン精製 脱着
vol％
vol％
vol％

回収率

消費
電力

％

kwh

データ
取得日

入口
m3/h

メタン精製

m3/h

脱着
m3/h

益城町

30.4

22.3

8.0

73.5

92.4

21.0

92.5

4.1

2018/1/26

大津町

13.2

7.1

6.1

53.0

91.5

8.5

92.6

2.6

2017/10/17

山鹿市

12.0

10.8

1.2

81.0

85.0

46.4

94.1

2.5

2017/10/19

3) 季節による条件変動確認試験(実証項目③)4) 長時間連続運転試験(実証項目④)
大津町浄化センター及び益城町浄化センターにて季節による条件変動確認試
験及び長時間連続運転試験を行った。本試験では１年を春夏秋冬の四季に分け各
季節毎にメタン精製装置の性能を確認するとともに、発電機の発電量の計測を行った。春期冬期は気温の低下の影響を受け施設側からの消化ガス発生量が低下していたため処理流量が落ちているが四季を通してメタン精製装置の性能は良好な状態で維持されている。またシロキサンについても確実に除去がされていることが確認できた。
発電量も四季を通して問題なく発電が行われていることが確認できた。発電量にばらつきがあるのは、ガス発生量と発電機の容量のバランスが取れていなかったためであり、ガス量と容量があった春季がとりわけ良好な結果となっている。
春季に運転した場合は 1 台当たりのガス量が 3.6～4.9m3/h で、発電力量/ガス量比が 1.5～2.6、平均 2.3 に対し、夏季以降に運転した場合は 1 台当たりのガス量が 2.2～2.9m3/h で、発電力量/ガス量比が 1.5～2.1、平均 1.9 となった。このことより、発電機 BG30A の場合、発電効率を良くするためには 1 台当たり
3.6m3/h 以上のガス量が必要であると推測される。
結果を表資 1-5、1-6 に示す。

100

資料編 １．実証研究結果

表資 1-5 季節による条件変動確認試験、長時間連続運転試験結果
入口
精製ガス
ガスメタン メタン
濃度
濃度

春期試験
夏期試験
秋期試験
冬期試験

回収率

入口
ガス量

精製
ガス量

シロキサン
濃度

(%)

(m3/h)(m3/h)(ppm)(vol%)(vol%)

大津町

35.9

89.3

14.0

6.38

0.35

<0.0012

益城町

54.1

90.2

91.5

13.26

7.28

<0.0014

大津町

60.5

95.3

91.1

10.65

6.16

<0.0012

益城町

53.4

93.7

95.5

21.42

11.65

<0.0012

大津町

58.9

92.4

90.0

10.48

6.01

<0.0012

益城町

53.3

93.5

91.6

20.91

10.92

<0.0012

大津町

50.0

97.7

93.6

9.74

4.67

<0.0012

益城町

56.2

96.6

97.5

14.83

8.41

<0.0012

表資 1-6 季節による条件変動確認試験、長時間連続運転試験結果

期

春

夏

日付

延べ
延べ
発電時間 発電量［h:m］ ［kWh］

消費
ガス量
［m3］

期

日付

延べ
延べ
発電時間 発電量［h:m］ ［kWh］

5/28

6:28

121

50.2

10/29

-

5/29

3:58

87

37.7

10/30

5/30

4:26

94

43.2

5/31

6:12

158

60.9

6/1

6:21

151

計

27:27

8/27

消費
ガス量
［m3］

-

-

8:27

127

70.9

10/31

7:03

95

50.3

11/1

6:01

83

40.4

58.1

11/2

8:23

116

71.0

611

250.0

計

29:54

421

232.6

3:18

59

23.8

1/21

4：19

65

35.4

8/28

6:52

86

56.4

1/22

4：17

68

34.6

8/29

8:08

101

69.1

1/23

6：30

109

52.4

8/30

8:42

124

75.1

1/24

5：51

82

38.3

8/31

7:48

127

66.2

1/25

5：36

80

38.3

計

34:50

497

290.7

計

26：33

404

160.7

101

秋

冬

資料編 １．実証研究結果

5) 負荷変動試験(実証項目⑤)
今回設置したメタン精製装置の入口流量を意図的に変動させて、負荷の変動に対する安定性の確認を行った。本試験において、1.2 2)に示したメタン精製装置
定格運転試験の結果を 100%として、負荷条件を 3 ケース設定（100%/80%/60%）
し、それぞれの負荷(流量)において装置の運転を行った。負荷変動試験結果を以下の表資 1-7 に示す。負荷（流量）を変動させることで消費電力が変動した。消費電力と負荷変動率は図資 1-2 に示す通り相関性がみられ、負荷変動と消費電力には比例関係であることが確認できた。
試験により、精製ガスのメタン濃度 90vol％程度かつメタン回収率 90％程度を達成し、負荷変動（量的変動）に対する装置の安定性を確認できた。この結果をフィージビリティスタディ（FS）の消費電力の関係に使用する。
表資 1-7 負荷変動試験結果
各流量
入口
m3/h

大津町

山鹿市

m3/h

脱着
m3/h

入口
vol％

メタン精製

vol％

脱着
vol％

回収率

消費
電力

％

kwh

100%

30.4

22.3

8.0

73.5

92.4

21.0

92.5

4.1

80%

23.8

17.3

6.5

73.9

90.1

30.7

88.7

3.6

60%

16.3

11.8

4.5

73.9

91.7

27.3

89.8

2.8

100%

13.2

7.1

6.1

53.0

91.5

8.5

92.6

2.6

80%

11.7

6.1

5.6

51.9

90.3

10.3

90.5

2.4

60%

8.3

4.4

3.9

52.3

92.6

6.9

93.8

2.2

100%

12.0

10.8

1.2

81.0

85.0

46.4

94.1

2.5

80%

8.2

7.3

0.8

81.7

86.8

36.8

95.4

2.4

60%

6.5

6.1

0.5

80.1

85.0

17.2

98.4

2.3

消費電力［kwh］

益城町

メタン精製

各メタン濃度

負荷変動［－］
益城町

大津町

山鹿市

図資 1-2 負荷変動と消費電力の関係
102

資料編 １．実証研究結果

6) 吸蔵最適化試験(実証項目⑥)
益城町浄化センターにて吸蔵最適化試験を行った。
本試験において、吸蔵ガス冷却部温度-10℃にて吸蔵容器に満充填まで吸蔵操作を行い、圧力（吸蔵量）と消費電力の経時変化データを取得し、経時変化より算出した推定吸蔵量より圧力と吸蔵量の相関図を得た。吸蔵最適化試験結果を以下の図資 1-3, 1-4，1-5 に示す。
圧力の変動に急激な変化もなく、消費電力についても緩やかな変動であった。
充填量に対する充填のコスト（消費電力）に大きな差がみられないため、満充填まで吸蔵する場合が最も経済性が良いことを確認できた。

吸蔵圧力と消費電力の関係

消費電力 （kwh）※メタン精製装置

圧縮機

冷却装置

換気ファン

合計

16
14
12
10
8
6
4
2
0
0

0.2

0.4
0.6
吸蔵容器圧力 （MPaG）

図資 1-3 吸蔵圧力と消費電力の関係

103

0.8

1

資料編 １．実証研究結果

圧力―吸蔵量相関図
250

吸蔵量(㎥）

200
150
100
50
0
0

0.2

0.4
0.6
吸蔵容器圧力（MPaG)

0.81

図資 1-4 圧力-吸蔵量相関図

吸蔵容器圧力（MPaG）

吸蔵圧力経時変化
0.9
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0
-0.1
0

5

10
時間 (h)

図資 1-5 吸蔵圧力経時変化

104

15

20

資料編 １．実証研究結果

7) オフガス濃度変更試験(実証項目⑦)
各処理場においてオフガス濃度変更試験を行った。
本試験において、リターン操作時間を意図的に制限しオフガス中のメタン濃度
を 20vol％程度になるように調整し、試験を行った。装置は問題なく稼働し、精製ガスのメタン濃度は目標値である 90vol％以上を達成した。オフガス濃度変更
試験結果を以下の表資 1-8 に示す。
オフガス中のメタン濃度を 20vol％程度に変更しても、精製ガスメタン濃度及びメタン回収率が共に 90％を維持することができることを確認した。これにより、後述するフィージビリティスタディにおけるケース 3、4 の場合でも本装置が対応可能であることが確認された。

表資 1-8 オフガス濃度変更試験結果
各流量

各メタン濃度

回収率

消費
電力

％

kwh

データ
取得日

入口

メタン精製

脱着

入口

メタン精製

脱着

m3/h

m3/h

m3/h

vol％

vol％

vol％

益城町

29.7

21.5

8.3

73.3

91.7

25.6

90.3

3.6

2018/1/26

大津町

14.1

6.6

7.5

54.4

90.6

22.3

78.3

2.6

2017/10/17

山鹿市

12.0

10.8

1.2

81.0

85.0

46.4

94.1

2.5

2017/10/19

105

資料編 １．実証研究結果

8) 発電機供給ガス濃度変更試験
大津町浄化センターにて発電機供給ガス濃度変更試験を行った。大津町の消化
ガスは、処理場内で脱硫されたものを別途用意したシロキサンの簡易除去塔を通して処理して用いた。容積比 1：1 で混合するよう精製ガスの導入量をマスフローコントローラで制御した。
発電機へのガス導入には発電機の付帯設備であるコンプレッサを用いた。
混合するガスのメタン濃度が同一の場合の発電結果を図資 1-6 に、また混合するガスのメタン濃度が異なる場合の発電結果を図資 1-7 に、結果のまとめを表資
1-9 に示す。
混合するガスのメタン濃度が同一の場合は、メタン濃度が約 90％程度で安定し、混合ガスの濃度が異なる場合は、平均して約 72％程度で安定した。二つのグラフを比較した結果、混合ガスの濃度が異なる場合の発電機の動作は、混合ガスの濃度が同一の場合と比較しても遜色はなく、1 時間安定して 25kwh の発電が確認でき、電圧も低下しないことが確認できた。
これにより集約処理場での発電は、メタン精製装置の代わりに硫化水素及びシロキサンの除去塔を設置し、発電機の設定を再調整することにより発電可能であることが判った。

図資 1-6 混合するガス濃度が同一の場合の試験結果

106

資料編 １．実証研究結果

図資 1-7 混合するガス濃度が異なる場合の試験結果

表資 1-9 発電機供給ガス濃度変更試験結果
混合ガス
濃度

同一

異なる

項目

単位

0分

15 分

30 分

45 分

60 分

メタン濃度

Vol%

91.2

91.4

91.1

91.2

91.1

電圧

V

210.4

210.0

210.5

210.8

210.5

電流

A

55.9

54.7

55.8

59.3

53.7

メタン濃度

Vol%

77.9

78.5

73.9

74.4

68.9

電圧

V

210.1

210.4

211.0

210.8

210.6

電流

A

46.8

50.4

58.2

55.3

52.0

107

資料編 １．実証研究結果(2) 採算性向上のための実証試験結果
1) 吸蔵容器吸蔵剤改良① 実証内容同一の吸蔵剤における嵩密度と吸蔵量の関係を図資 1-8 に示す。嵩密度が高くなれば実質の吸蔵剤量が増加するため、図に示したように嵩密度の増加に伴い同じ吸蔵剤でも吸蔵できるガス量が増加する傾向がある。
現行の吸蔵剤のブレンド比や粒径サイズを変えることで現行品よりも嵩密度の高いサンプルを作成し、このサンプルを用いた吸蔵量の測定を行い、嵩密度増加による吸蔵量への影響を確認する必要がある。吸蔵量の増加が見
込めれば吸蔵容器の容量を小さく出来るため、機器費の低減が期待できる。
これにより、フィージビリティスタディにおける採算性の向上につながる可能性があると考えた。
実証方法は、吸蔵剤のブレンド比やブレンドに用いる粒径サイズを変えるなどして、現行品よりも嵩密度の高いサンプルを作成し、吸蔵量の測定をラボ試験にて行った。

図資 1-8 同一吸蔵剤量での嵩密度と吸蔵量の関係

108

資料編 １．実証研究結果② 試験結果試験結果を表資 1-10 に示す。
2 粒子径では現行の嵩密度を超えるものがなかった。
さらにもう一つ異なる粒子径を混ぜ、3 粒子径の混合を行うと現行品よりも嵩密度が高いものが見つかった。しかし、吸蔵量は、現行品を超えることができなかった。
この結果から、現行品が最良であると判断し、現行品を使用することとした。

表資 1-10 吸蔵容器吸蔵剤改良試験結果

現行品
サンプル
混合①
サンプル
混合②

嵩密度
g/ml

メタン吸蔵量Nml/ml

補 足0.5757748.88

現行品と同じブレンド

0.5789746.90

0.57936

47.76

109

違う粒径を加えて
3 粒子径でブレンド

資料編 １．実証研究結果

2) メタン精製方式の変更① 実証内容メタン精製方式を現行の VPSA 方式から PSA 方式に変更することで、図資1-9 のとおり、小型化・建設費低減及び安価な吸着剤利用によるコスト低減ができる可能性がある。
PSA と VPSA の違いは第 2 章 第１節の表 2-2 及び表資 1-11 に詳細を記載したように、一般的に VPSA 方式に比べ PSA 方式は回収率が低くなるほか、運転圧力が高くなるため圧縮機の消費電力が高くなるといったデメリットがある。
このため、PSA 方式ではメタン回収率 90％を達成することは難しいが、後述するフィージビリティスタディ（FS）において、低濃度メタン対応型余剰ガス燃焼装置を設置するケース 3,4 でのメタン回収率は 85%程度であることから、メタン回収率 85%程度を達成できれば PSA 方式を適用できる可能性がある。
また、PSA 方式では VPSA 方式に比べて精製ガスの圧力が高くなるが、後段の吸蔵装置の一次圧が高くなるため、吸蔵装置に設置している圧縮機の一台を不要にできる可能性がある。
さらに、PSA 方式は VPSA 方式に比べ脱着（再生）時間が短く、一定時間当たりの吸着時間を長く取ることができるため、同一処理量に対して、VPSA の場合より吸着塔が小さくなり装置を小型化できる可能性がある。また、PSA
方式であれば吸着剤を活性炭ベースの低価格のものに変更できる可能性がある。これらが可能であればコストダウンにつながる等、装置自体の低価格化が実現できる可能性があり、これによる採算性への効果が期待できる。
これらの効果を確認するために、PSA 方式での回収率および消費電力等の測定、最適な吸着剤の選定、吸蔵装置の圧縮機削減可否など総合的に検討を行い、採算性への効果を判断する必要があると考えた。
実証方法は、模擬ガスによるラボ試験で実施した。

110

資料編 １．実証研究結果

図資 1-9 メタン精製方式変更による効果

表資 1-11 PSA 方式のメリット・デメリット
〇
〇
〇
×
×
×

吸着剤の選択の幅が広がり、より安価な吸着剤への変更が期待できる。
脱着時間が短くできるので処理流量が増え、装置の小型化が期待できる。
精製ガス圧力が高いため、吸蔵装置の圧縮機②が 1 台不要となり、吸蔵装置の費用削減が期待できる。
高圧吸着になるため、加圧する分、消費電力が増加してしまう。
脱着時の排気量が増えるため、回収率が低くなってしまう。
脱着時の騒音や、圧縮機の価格が問題になる可能性がある。
② 試験結果試験結果を表資 1-12 に示す。
メタン/二酸化炭素混合の模擬ガス試験を行った結果、PSA 方式で活性炭
吸着剤を用いた場合でも、精製ガスのメタン濃度 90vol％以上かつ、メタン
回収率 70％以上を達成できることが分かり、FS 試算ケース 4 に PSA 方式も適応できることが分かった。今後 VPSA 方式で活性炭吸着剤を用いたラボ試
験を実施し、最適方法にて現地試験を行う予定である。

111

資料編 １．実証研究結果

表資 1-12 メタン精製方式の変更試験結果
メタン
精製方式
VPSA
(現行機)

PSA

精製ガス
メタン濃度

吸着剤

メタン
回収率

ゼオライト

＞90 ％

＞90 ％

ゼオライト

92.1 ％

73.9 ％

活性炭①

82.7 ％

47.3 ％

活性炭②

91.1 ％

77.1 ％

活性炭①＋ゼオライト85.1 ％

55.3 ％

図資 1-10 試験装置

112

資料編 １．実証研究結果

3) 吸蔵容器真空引きだし試験① 実証内容現行の吸蔵容器は、大気圧から 0.9MPaG の範囲で吸蔵・放出を行っているが、真空から大気圧の範囲にも吸蔵されているガスが存在する。真空ポンプ
等でこのガスを引き出すことにより、利用するガス量を増やすことができる
可能性がある。輸送できるガス量が増加できれば、機器費の低減が期待でき、
採算性向上につながる可能性がある。
そのために、吸蔵容器の真空域の吸蔵ガス量を測定し、また事業化に向けた問題点等の整理を行って真空域の吸蔵ガス利用の可否を検討する必要がある。
実証内容は、ラボ試験にて、メタンを吸着させた後の吸蔵剤を、真空ポンプを用いて大気圧から真空まで引き抜き、引き出せたメタンガス量を計測した。

113

資料編 １．実証研究結果

図 1-11 吸蔵圧と吸蔵量の関係

図 1-12 試験装置

114

資料編 １．実証研究結果② 試験結果試験結果を表資 1-13 に示す。
真空引き出し試験によって、大気圧～真空の間に吸蔵容器の容積の約 10倍以上のガスが保持されていることが分かった。しかし、真空ポンプなどのコスト面を考えると、10 倍程度の吸蔵量増加では見合わないと判断できる。
表資 1-13 吸蔵容器真空引きだし試験結果
開始圧力

終了圧力

抜出総量(メタン)

MPaG

MPaG

L

Run1

0

-0.1

13.7

Run2

0

-0.1

14.5

Run3

0

-0.1

13.8

平均

-

-

図資 1-13 試験装置

115

14.0

資料編 ２．ケーススタディ

2. ケーススタディ
2.1 ケーススタディ実施目的
第 2 章 第 2 節 §12 の導入シナリオ例で示した２ケースを導き出すために、以下に示すケーススタディを実施した。
2.2 モデル処理場におけるフィージビリティスタディ
2.2.1 処理場モデルの設定
本技術導入の検討を行うにあたり、処理場条件を設定した。
設定した条件は、各処理場間の距離、月ごとの消化ガス発生量と加温用ボイラでの消化ガス使用量、およびこれらから算出した未利用消化ガス量である。
2.2.1.1 平均消化ガス発生量の設定
供給処理場は、処理量が少ないため消化ガスを利用した発電などによる事業性が困難と思われる小規模処理場を想定し、消化ガス発生量を設定した。一方で、集約処理場は供給処理場からの距離が概ね 15km 圏内にあり、本技術による事業性を考慮した消化ガス発生量を設定した。なお、表資 2-1 に示すガス量
は、最も費用回収年が良くなるケースにおいて、15 年を下回るような量を設定した。また、消化槽の加温方式は、集約処理場には発電機を設置するため、発電機からの排熱を利用することを想定し、供給処理場ではボイラによる加温を想定した。
表資 2-1 モデル処理場の条件
平均消化ガス発生量

集約処理場からの距離3[Nm /日]

[km]

集約処理場

3,000

-

発電機排熱利用

供給処理場１

719

15

ボイラ加温

供給処理場２

719

15

ボイラ加温

116

消化槽加温方式

資料編 ２．ケーススタディ

2.2.1.2 月ごとの消化ガス発生量の設定
下水処理場における消化ガス発生量は季節によって変動する。この季節による変動については、下水汚泥エネルギー化ガイドライン改訂版（平成 27 年 3月：国土交通省水管理・国土保全局）に掲載されている消化ガス発生量の変動係数を用いて、表資 2-2 のとおり設定した。
表資 2-2 消化ガス発生量の季節変動の設定
月

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1

2

3

年平均

変動係数
106 106
104
102
98
94
94
94
98
101
100
102
[％]
集約処理場
3,195 3,172 3,128 3,061 2,947 2,822 2,815 2,822 2,940 3,023 3,013 3,063 3,000[Nm3/日]供給処理場 1766 760
750
734
706
676
675 676705
724
722
734 719[Nm3/日]供給処理場 2719
766 760
750
734
706
676
675 676
705
724
722
734
[Nm3/日]2.2.1.3 消化槽加温用ボイラでの消化ガス使用量の設定
消化槽の加温に必要とする熱量は、汚泥の加温に必要な熱量と汚泥消化槽などからの放熱量から成り、加温に必要とされる熱量からボイラでの消化ガス使用量を決定した。なお、必要な熱量としては、投入汚泥の温度から消化温度まで消化槽内液を直接加温することに必要な熱量の他に、気温や消化槽の形状等
放熱量に影響する要因やボイラ効率などが影響を与えると考えられるが、これらの因子は一般化ならびにデータの取得が困難なため、汚泥温度と消化温度をボイラでの消化ガス使用量に影響を与える主要因と考え、一般化を行った。
平成 25 年度下水道統計に記載されている処理場の流入水温、消化温度、消化槽投入汚泥量のデータから、下式より投入汚泥量と汚泥の加温に必要な熱量を算出した。
汚泥の加温に必要な熱量[MJ/日] ＝ (消化温度[℃]-流入水温[℃])・
汚泥比熱[MJ/kg℃]・投入汚泥量[kg/日]
・・・（資 2.1）※汚泥比熱は、水と近似して 4.18×10-3[MJ/kg℃]とした。

117

資料編 ２．ケーススタディ

下水道統計から、ボイラで消化ガスを使用している処理場について上式より汚泥の加温に必要な熱量と、ボイラでの消化ガス使用量について関係図（図資2-1）を作成し、その近似曲線から比例定数 0.0711 を得た。

ボイラでの消化ガス使用量(m3 /日)

3000
y = 0.0711x

2500
2000
1500
1000
500
0
0

10,00020,00030,00040,00050,000

汚泥の加温に必要な熱量(MJ/日)図資 2-1 汚泥の加温に必要な熱量とボイラでの消化ガス使用量の関係今回設定したモデル処理場における一般的な汚泥量として、表資 2-3 のように検討して算出した。
表資 2-3 モデル処理場における汚泥量
項目① 平均ガス発生量[m3/日]
投入 VS 当たりのガス発生量②[m3/t-VS]③ 投入 VS 量[t-VS]④ 混合汚泥有機物[%-TS]⑤ 混合汚泥固形物量[t-TS]⑥ 濃縮汚泥 TS[%-wt]⑦ 濃縮汚泥量[m3/日]

集約 供給 1 供給 2
引用根拠
3,000
719
719 モデル設定より
543

543

543

※

5.5
84
6.5
3.3
198.4

1.3
84
1.6
3.3
47.5

1.3
①/②
84 下水道統計より
1.6※
3.3 下水道統計より
47.5
⑤/⑥

※ エネルギー回収を目的とした嫌気性消化プロセスの評価に関する報告書

118

資料編 ２．ケーススタディ

この投入汚泥量のモデル処理場について、上述した比例関数を用いて、月ごとの加温用ボイラでの消化ガス使用量を算出した。なお、モデル処理場における流入水温は、平成 26 年管路内設置型熱回収技術を用いた下水熱利用導入ガ
イドラインに記載のある東京における年間の下水温度を用い、消化温度は中温
消化の一般的な温度である 37℃を用いた。
このようにして得た月ごとの加温用ボイラでの消化ガス使用量を表資 2-4 に示す。なお、集約処理場は消化槽の加温に発電機排熱を使用するものとして、加温用ボイラで消化ガスを使用しないものとした。
表資 2-4 モデル処理場における月ごとのボイラでの消化ガス使用量
月
流入水温
[℃]
集約処理場
[Nm3/日]供給処理場 1
[Nm3/日]供給処理場 2
[Nm3/日]

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1

2

3

20

22

23

25

28

28

25

21

20

16

15

15 21.5

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

240

212

198

170

127

127

170

226

240

297

311

311

219

240

212

198

170

127

127

170

226

240

297

311

311

219

年平均

2.2.1.4 未利用消化ガス量の設定
表資 2-2 の各処理場の消化ガス発生量と、表資 2-4 の加温用ボイラで使用する消化ガス量の差し引きにより、未利用消化ガスを算出できる。
月ごとの各処理場の未利用消化ガス量を表資 2-5 に示す。
表資 2-5 モデル処理場における月ごとの未利用消化ガス量
月

4

5

6

7

8

9

10

11

12

1

2

3

年平均

集約処理場
3,195 3,172 3,128 3,061 2,947 2,822 2,815 2,822 2,940 3,023 3,013 3,063 3,000[Nm3/日]供給処理場 1
525 548552
564
579 549505 450
464
427
411
423
500
[Nm3/日]供給処理場 2525 548
552
564
579
549
505 450464
427
411 423500[Nm3/日]119資料編 ２．ケーススタディ

2.2.2 検討ケースの設定
費用回収年に影響の大きいと予想される以下の 2 点について、各 2 ケース合計 4
ケースについてフィージビリティスタディを行った。さらに、参考として本技術を導入しない場合として、供給処理場の生ガスをタンクに圧縮充填し、1 箇所に集約して発電を行うケース、処理場単独で発電機を設置して発電を行うケースについてもフィージビリティスタディを行った。
以下に検討ケースの考え方を記載するが、本文中の導入シナリオ例（§12）で示した評価は、ケース 2, ケース 4 に相当する。
1) 検討ケースの考え方① 集約処理場でのメタン精製装置の有無
消化ガスのメタン精製によって、消化ガス中の CO2 を除去し、メタンを濃縮し、運搬するガス容量を減少させることで、運搬コストを削減できる効果がある。この観点からは、集約処理場ではメタン精製装置の設置は不要と言えるが、実証では発電機の運転管理上、集約処理場からの発電機に供給するガスのメタン濃度と供給処理場から運搬されるメタン精製された消化ガスのメタン濃度を一致させる必要があったため、集約処理場でもメタン精製装置を設置した。
実際のフィージビリティスタディにおいては、事業採算性向上の観点から、集約処理場にメタン精製装置を設定しないケースについてもフィージビリ
ティスタディを行った。（集約処理場にメタン精製装置を設置する場合：ケース 1,設置しない場合:ケース 2）② 低濃度メタン対応型余剰ガス燃焼装置の新設の有無
メタン精製装置による消化ガスのメタン精製の結果排出されるオフガス
は、既設のガスホルダに返送して、既設余剰ガス燃焼装置により焼却処分される。メタン濃度が低いオフガスがガスホルダに返送されることにより、既設ガスホルダのメタン濃度が低下する。実証では、実証サイトにおける余剰
ガス燃焼装置の燃焼実績より、余剰ガス燃焼装置へ供給するガスのメタン濃度が 50vol%以下とならないように、メタン精製装置への消化ガス量を調整した。そのため、未利用消化ガスの全量をメタン精製・発電に供することができていない。一方、市場調査の結果、メタン濃度 20vol%程度の低濃度メタン対応型余剰ガス燃焼装置が存在することがわかった。したがって、メタン精製装置から発生するオフガスをメタン濃度 20vol%程度になるように調整し、この低濃度メタン対応型余剰ガス燃焼装置でオフガスを処理すれば、オ
フガス返送によるガスホルダ濃度低下の懸念がなくなり、結果として未利用

120

資料編 ２．ケーススタディ

消化ガスを全量メタン精製装置に供給でき、この精製ガスを発電に利用できる。低濃度メタン対応型余剰ガス燃焼装置を設置するための導入コストが必
要になるものの、発電利用できる未利用消化ガス量が増えるため、本技術の導入判断指標のひとつであるエネルギー創出量、GHG 排出削減量の増加が見込める。この考えのもと、前述したケース 1 ベースで、供給処理場に低濃度
メタン対応型余剰ガス燃焼装置を導入した場合（ケース 3）と、ケース 2 ベースで供給処理場に低濃度メタン対応型余剰ガス燃焼装置を導入した場合（ケース 4）をケース設定した。
③ 今実証での技術を導入しない場合
参考のケースとして、本技術を導入しない場合についてもフィージビリティスタディを行った。本技術を導入しない場合として、以下のケースを設定した。
a) 容器などに未利用消化ガスを圧縮充填し、集約処理場に輸送・発電利用する場合（ケース 5）b) 処理場単独で発電機を設置し、未利用消化ガスによる発電利用する場合（ケース 6）

121

資料編 ２．ケーススタディ

2) 各ケースのフローシートおよび物質収支① ケース 1実証ベースのケース。集約処理場・供給処理場にメタン精製装置を設置する。メタン精製装置のオフガスは、既設ガスホルダに返送するため、余剰ガ
ス燃焼装置およびボイラの運転可能メタン濃度下限（50vol%と設定した）を下回らないように、利用可能な未利用消化ガス量を設定して、メタン精製装
置への消化ガス投入量を制限した。

ストリーム
ナンバー

1

流体名

消化ガス

単位

Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％

集約

3,000

60

3,000

供給

719

60

供給

719

60

未利用
消化ガス

2

3

4

5

6

7

利用可能な
未利用消化
ガス

精製ガス

メタン
精製装置
オフガス

ボイラ
使用量

余剰ガス
燃焼量

発電量

60 1,250

60

750

90

500

15

0

50

2,250

50

500

60

300

60

180

90

120

15

263

50

276

50

500

60

300

60

180

90

120

15

263

50

276

50

図資 2-2 ケース 1 のフローと物質収支

122

kW

147

資料編 ２．ケーススタディ② ケース 2
集約処理場にメタン精製装置を設置せず、発電機の阻害成分であるシロキ
サン除去装置を設置する。集約処理場では、メタン精製装置を設置しないため、余剰消化ガスを全量利用できる。一方で、供給処理場では、ケース 1 と同様に利用可能な未利用消化ガス量を設定して、メタン精製装置への未利用
消化ガス投入量に制限をかけている。

ストリーム
ナンバー

1

2
未利用
消化ガス

利用可能な
未利用消化
ガス

3

4

5

6

7

精製ガス

メタン
精製装置
オフガス

ボイラ
使用量

余剰ガス
燃焼量

発電量

流体名

消化ガス

単位

Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％

集約

3,000

60

3,000

供給

719

60

供給

719

60

60 3,000

60

3,000

60

-

-

0

50

0

60

500

60

300

60

180

90

120

15

263

50

276

50

500

60

300

60

180

90

120

15

263

50

276

50

図資 2-3 ケース 2 のフローと物質収支

123

kW

334

資料編 ２．ケーススタディ③ ケース 3
メタン精製装置のオフガス処理用として、低濃度メタン対応型余剰ガス燃焼装置を設置する。これにより、メタン精製装置へ投入する未利用消化ガス
量は、オフガスによる制限をうけずに全量投入できる。ケース 3 は、ケース
1 をベースとして低濃度メタン対応型余剰ガス燃焼装置を設置した場合とな
る。

ストリーム
ナンバー

1

2
未利用
消化ガス

利用可能な
未利用消化
ガス

3

4

5

6

7

精製ガス

メタン
精製装置
オフガス

ボイラ
使用量

余剰ガス
燃焼量

発電量

流体名

消化ガス

単位

Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％

集約

3,000

60

3,000

供給

719

60

供給

719

60

60 3,000

60

1,714

90

1,286

20

0

60

0

60

500

60

500

60

286

90

214

20

219

60

0

60

500

60

500

60

286

90

214

20

219

60

0

60

図資 2-4 ケース 3 のフローと物質収支

124

kW

322

資料編 ２．ケーススタディ④ ケース 4
ケース 3 と同様に、メタン精製装置オフガス処理用として、低濃度メタン
対応型余剰ガス燃焼装置を設置する。ケース 4 は、ケース 2 をベースとして低濃度メタン対応型余剰ガス燃焼装置を設定した場合となる。

ストリーム
ナンバー

1

2
未利用
消化ガス

利用可能な
未利用消化
ガス

3

4

5

6

7

精製ガス

メタン
精製装置
オフガス

ボイラ
使用量

余剰ガス
燃焼量

発電量

流体名

消化ガス

単位

Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％

集約

3,000

60

3,000

供給

719

60

供給

719

60

60 3,000

60

3,000

60

-

-

0

60

0

60

500

60

500

60

286

90

214

20

219

60

0

60

500

60

500

60

286

90

214

20

219

60

0

60

図資 2-5 ケース 4 のフローと物質収支

125

kW

366

資料編 ２．ケーススタディ⑤ ケース 5
参考ケースとして、供給処理場の未利用消化ガスを、圧縮機を用いて容器に充填し、集約処理場に運搬して発電利用する場合として設定した。他ケースと比較するため、充填容器の大きさは、トラック積載可能な 15m3 とし、高圧ガス保安法に抵触しない 1MPaG 未満の充填圧力とした。なお、不純物を除去していない生の消化ガスを利用するため、発電機に対する阻害成分である
シロキサンを、シロキサン除去装置を設置し除去する。

ストリーム
ナンバー

1

流体名

消化ガス

単位

Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％

集約

3,000

60

3,000

供給

719

60

供給

719

60

未利用
消化ガス

2

3

4

5

6

7

利用可能な
未利用消化
ガス

精製ガス

メタン
精製装置
オフガス

ボイラ
使用量

余剰ガス
燃焼量

発電量

60 3,000

60

-

-

-

-

0

60

0

60

500

60

148

60

-

-

-

-

219

60

352

60

500

60

148

60

-

-

-

-

219

60

352

60

図資 2-6 ケース 5 のフローと物質収支

126

kW

309

資料編 ２．ケーススタディ⑥ ケース 6
処理場単独で未利用消化ガスを発電利用する場合として設定した。処理場に発電機およびシロキサン除去装置を設置する。

ストリーム
ナンバー

1

2
未利用
消化ガス

利用可能な
未利用消化
ガス

3

4

5

6

7

精製ガス

メタン
精製装置
オフガス

ボイラ
使用量

余剰ガス
燃焼量

発電量

流体名

消化ガス

単位

Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％ Nm3/日 ％kW

大規模処理場

3,000

60

3,000

60

-

-

3,000

60

-

-

0

60

0

60

279

小規模処理場

500

60

500

60

-

-

500

60

-

-

0

60

0

60

42

小規模処理場

500

60

500

60

-

-

500

60

-

-

0

60

0

60

42

図資 2-7 ケース 6 のフローと物質収支

127

資料編 ２．ケーススタディ

2.2.3 装置仕様の設定
2.2.3.1 装置構成
2.2.2 のケース設定の考え方に沿って、各ケースにおける必要な装置の構成
を表資 2-6 に示す。
表資 2-6 各ケースの装置構成

集約処理場

供給処理場

ケース

1

2

3

4

5

6

メタン精製装置

〇

〇

〇

〇

×

×

吸蔵装置

〇

〇

〇

〇

〇

×

×

×

〇

〇

×

×

発電機

〇

〇

〇

〇

〇

〇

シロキサン除去装置

×

〇

×

〇

〇

〇

クッションタンク

〇

〇

〇

〇

〇

×

メタン精製装置

〇

×

〇

×

×

×

×

×

〇

×

×

×

トラック

〇

〇

〇

〇

〇

×

吸蔵容器

〇

〇

〇

〇

容器のみ

×

低濃度メタン対応型余剰ガス燃焼装置

低濃度メタン対応型余剰共通

ガス燃焼装置2.2.3.2 装置仕様の設定
第 4 章§23 に記載した装置仕様の決定方法に従って、各装置の仕様を設定した。なお、装置仕様の検討をする際には、各月ごとで設定した未利用消化ガ
ス量が最大となる流量で仕様を設定した。ただし、定格、消費電力および発電量の設定では、年間の平均値にて設定する必要があるので、年間の平均流量にて設定した。
また、トラック及び吸蔵容器の装置仕様設定については、3.の運転スケジュールの検討を行った上で設定した。

128

資料編 ２．ケーススタディ

2.2.3.3 運転スケジュールの検討
ケースによってメタン精製装置へのガス投入量が異なるため、発電に利用する精製ガス量も異なる。§23 および前項までの装置仕様検討によって、メタン精製装置の仕様から精製ガス量を決定した。この精製ガス量を集約処理場に運搬するための、吸蔵容器の容量および基数、運搬方法（吸蔵時間、往復回数など）などを、装置費用・人件費・燃料費など総合的な観点から最適な運転スケ
ジュールを検討することにより設定した。
1) 前提条件
運転スケジュールを検討するにあたり、表資 2-7 のように前提条件を設定した。
表資 2-7 運転スケジュール検討の前提条件
項目

条件

供給処理場－集約処理場間距離・15km とする。
・片道 30 分とする。
供給処理場－集約処理場間移動時間（平均時速 30km/hr と仮定）
吸蔵容器の積荷・荷卸作業時間
・実証の実績より、15 分とする。
・3 千円/時間ベースとし、夜間（22 時～翌 5 時）に作業する場合は、労働基人件費準法に従い、深夜割増料金（25％）を含む。
・吸蔵剤は、45[Nm3-消化ガス/m3-吸蔵
吸蔵容器剤]の吸蔵能力があるものとし、吸蔵剤
量＝吸蔵容器容量とする。
吸蔵時間
・吸蔵時間＝発電時間とする。
吸蔵容器の最大容量・トラック積載を考慮し、15m3 とする
2) 吸蔵容器の容量、基数
吸蔵容器の容量は、§23 の式(4.27)で表される。ただし、トラック積載の関係で、容量は 15m3 以下となるように検討し、吸蔵容器の容量を表資 2-8 のように設定した。
また、式(4.27)より設定した吸蔵時間をもとに、運転スケジュールを検討した。
このスケジュールの運営のために必要な吸蔵容器の基数および運転員の拘束時間を設定した。
設定した吸蔵容器の基数、運転員の拘束時間もあわせて表資 2-8 に示す。
運転スケジュールは、運搬に必要な人件費、各処理場間の移動距離等総合的に検討し、設定した。今回検討した運転スケジュールを表資 3-1 に示す。
129

資料編 ２．ケーススタディ

表資 2-8 各ケースの吸蔵容器容量

ケース

精製ガス量
3

吸蔵容器

吸蔵時間

往復回数 拘束時間[hr/日]3[Nm /hr(max)]

[hr]

(※1)

昼＋夜(※2)

1

8.0

24

4.3

3+3

1+1

3.5+0

2

8.0

24

4.3

3+3

1+1

3.5+0

3

13.8

24

7.4

3+3

1+1

3.5+0

4

13.8

24

7.4

3+3

1+1

3.5+0

5

6.2

24

15

3+3

1+1

3.5+0

6

-

-

-

-

-

容量[m ] 基数(※1)※1： 供給処理場 1＋供給処理場 2※2： 拘束時間 昼（5 時～22 時）、夜（22 時～翌 5 時）

130

資料編 ２．ケーススタディ

2.2.4 フィージビリティスタディ
2.2.4.1 コスト積算§24 の算出式により各コストを積算した。
積算に用いた前提として設定した数値を表資 2-9 に示す。
表資 2-9 コスト積算の前提として設定した数値
項目
人件費

設定値

備考

3,000 円/時間

深夜（22 時～翌 5 時）は 25%増し

トラック燃料費

102 円/ℓ

軽油価格としてトラック燃費

4.25km/ℓ

メーカーヒアリングより

補助燃料費用320 円/Nm3

買電価格

15 円/kWh

売電価格

15 円/kWh2.2.4.2 試算結果
各ケースにおいて、前項で積算したコストをもとに、費用回収年、エネルギ
ー創出量、温室効果ガス GHG 排出削減量について、§25 の算出式を用い、試算した結果を表資 2-10 に示す。

131

資料編 ２．ケーススタディ

表資 2-10 コスト構成・費用回収年の試算結果
費
項

目

細

目

① メタン精製装置② 吸蔵装置ケース 6 ケース 6
ケース ケース ケース ケース ケース(小規模) (大規模)
1
2
3
4
5
注1 )
45,140 19,340 71,000 28,300
0
0
0
5,200

5,200

10,200

4,800

0

0

0

12,800012,800 13,700

2,800

12,80000096,000 60,000

0061,300 120,500 116,500 129,500 113,200

19,00097,600③ シロキサン除去装置④ 余剰ガス燃焼装置
建設費⑤ 吸蔵容器(A)[千円]⑥ 発電機＋クッションタンク

0
67,2000 11,000
67,20096,000

10,2006,000⑦ トラック28,50028,50033,00033,000 33,000

0

0

⑧ 工事費

62,92067,01074,30069,580 63,430

21,36031,460

合計（①～⑧）270,260 320,550 412,000 385,380 288,130

43,160 141,860① 装置全般

864

864

864

864

864

288

288

② 運転手

3,675

3,675

3,675

3,675

3,675

0

0

504

504

504

504

504

0

0

304

94

1,386

654

0

0

0

8,528

13,904

14,19615,194 13,912

2,290

10,320⑥ 消費電力

1,399

857

2,369

1,260

529

0

0

合計（①～⑥）

15,274

19,89822,99322,151 19,484

2,578

10,608( )内は供給処理場からのガスによる発電分

148(48) 334(51) 323(81) 367(82) 309(28)

42

279

5,252

35,117

14.8

16.1

5.8

29,183 24,588

3,321

22,204

人件費③ 運搬燃料費
維持管理費(B)④ 消耗品費[千円/年]⑤ 修繕費

発電量[kW]

用

電力削減分
(C)
発電量×買電価格[千円/年]
費用回収年(D)=(A) / ((C)-(B))(D)[年]①:発電による創出(GJ/年)②:電力の消費(GJ/年)
エネルギー③:燃焼の消費(GJ/年)
創出量［GJ/年］ ④:種火による消費(GJ/年)①-②-③-④:エネルギー創出量(GJ/年)①:発電による創出(ｔ-CO2/年)②:電力使用による排出(ｔ-CO2/年)
GHG③:燃料使用による排出排出削減量(ｔ-CO2/年)［t-CO2/年］ ④:種火による排出(ｔ-CO2/年)①-②-③-④：
GHG 排出削減量(ｔ-CO2/年)

18,52642,03940,635

83.1

14.5

23.4

11,713

26,58025,692

884

542

1,498

797

335

0

0

188

188

188

188

188

0

0

0

0

206

138

0

0

0

10,64125,85023,80028,061 24,066

3,321

22,204

632

1,435

1,387

1,575

1,327

179

1,199

48

29

81

43

18

0

0

13

13

13

13

13

0

0

0

0

12

8

0

0

0

572

1,393

1,281

1,511

1,297

179

1,199

注 1：小規模処理場 1 箇所当たり
132

46,156 38,889
16.1

資料編 ２．ケーススタディ

図資 2-8 維持管理費・電力削減分

図資 2-9 建設費133

資料編 ２．ケーススタディ

図資 2-10 費用回収年

134資料編 ３．運転スケジュール例

3. 運転スケジュール例

表資 3-1 運転スケジュール例135

資料編 ４．実証によって得られた課題とその対応

4. 実証によって得られた課題とその対応
本実証によって得られた課題とその対応について、以下に示す。

表資 4-1 実証によって得られた課題とその対応実証中に得られた課題
吸蔵装置の凍結閉塞

課題に対する工夫
発生原因：精製ガスに含まれている微量の水分が冷却によって徐々に結露・凍結

事例）
吸蔵装置による吸蔵容器へしていき熱交換部でつまり閉塞させていた。

吸蔵作業中に吸蔵ガスの流量低下によって吸蔵装置が停止

対策：一度、冷却部を常温に戻したのち、することが頻発した。

メンテナンスモードによる手動運転にて冷却部を通気し、凍結・閉塞の除害を確認した後、以後の吸蔵運転にて、-３０℃で行っていた冷却を-１０℃ほどに抑えた。
対策後：対策以後、凍結閉塞による、装置停止はなくなった。

余剰ガス燃焼装置の失火

発生原因：メタン濃度の低いオフガスを返送したことによるガスホルダ内のメ事例）

タン濃度低下。

メタン精製装置運転時に余剰ガス燃焼装置の失火警報が対策：消化ガスとメタン精製装置の精製頻発した。

ガス、オフガスのそれぞれの濃度量から余剰ガス燃焼装置の許容濃度以下にならないよう流量を計算して決めた。また、消化ガスの発生量が低下している際は、メタン精製装置の処理量を抑えることとした。
追加対策１：余剰ガス燃焼装置にプロパンによる助燃ガスを供給する機構を追加して、失火が頻発する際は、プロパンガスを追加供給することとした。

136

該当箇所

資料編 ４．実証によって得られた課題とその対応実証中に得られた課題

課題に対する工夫
追加対策２：余剰ガス燃焼装置が本件要因のほかにも、実証中に消化ガス自体の濃度異常などによって失火した事例があり、その際、メタン精製装置の運転を行うとオフガスの返送によりガスホル
ダ内部のメタン濃度がさらに下がり、状況を悪化させる可能性が懸念された。そこで追加対策として、失火発生時にはメタン精製装置を停止する処置を行った。
夜間運転時に発生した場合、対策が取れない場合も加味して実証では失火発生
時に信号をいただくようにして、異常検知による緊急停止を行う機構を組み込んだ。
対策後：ガス性状異常による失火は発生しなくなった。

計装用圧縮機の水抜き

発生原因：圧縮による外気中の水分の結露。

事例）故障等のトラブルではないが、夏季（特に梅雨時期） 対策：ガス運搬の担当者の水抜き作業にをピークとして計装用の圧縮

ついて水抜きの頻度を上げ１日１回を機 の水 抜き 量が 異常に増 え

基準として、夏季は朝夕の２回に増やする。

などにして対策した。
推奨対策：水抜き作業は、ガス運搬担当
者には余分な作業である。計装用の圧縮機は装置にそれぞれ設置していたため、
上記の対策となってしまっていたが、処理場内に共用の圧縮機があるのであれ
ば、そちらから供給する形を推奨する。

メタン精製装置および吸蔵装

発生原因：コンテナ内に設置し、かつ防置メンテナンス性

音・断熱を考えてコンテナ内部にウレタ
ンフォームを張り巡らせたため、コンテ

137

該当箇所

資料編 ４．実証によって得られた課題とその対応実証中に得られた課題

課題に対する工夫

事例)コンテナ内部に装置をナ内が狭く、メタン精製装置の調製やメ設置しており、調整バルブのンテナンスの作業性が非常に悪い。

該当箇所

開度変更などの際、作業を行うために人が入り込めるスペ

対策：回転機器を囲い防音対策、制御盤、ースが狭すぎて作業性が非常

吸着塔などは保温加工を加えるなどしに悪い。

て、全体で囲うのではなく、機器個別で対策を行うこととして、屋外設置型で検討することを推奨する。

吸蔵容器 ガス残量について

基本的には余裕を持った設計になるた

５章 §30め、スケジュールが安定した運転中は問

本技術の運転管理事例）吸蔵容器のガス残量は題ない。しかし、消化ガスの発生量が低同圧力でも温度によってガス下した場合などは、スケジュール変更がの残量が違うため、ガス残量

必要な場合などには残量が必要になる。

が分かりにくい。
対策１：吸蔵容器には吸蔵された分しか放出できないため、吸蔵量と放出量（ガス使用量）を計測して記録しておき残量を概算しておく。
対策２：圧力・温度から概算できる計算式を検討した。
（参考式）
圧力換算式（25℃基準）
A＝-10.853×P^2＋46.912
×P+2.816
A:25℃でのガス吸蔵容積（比）P：圧力（MPaG)
温度補正式
B＝9.0063×EXP（-0.007×K）
B：ガス吸蔵容積 温度補正（比）K：絶対温度 （K)
ガス残量（0.0MPaG 25℃で 残量 0 とした場合）
V＝ V0 × A × B

138

資料編 ４．実証によって得られた課題とその対応実証中に得られた課題

課題に対する工夫

該当箇所

V：ガス残量V0：吸蔵容器容積（m3）
対策後：概算の残量は確認できた。概算
計算式については大体合うことが分かっているが、精度がまだ甘いため、検討が必要。
消化槽が減圧され、消化槽に原因：ガスの取得場所からガスホルダの

供給処理場

外気混入

間のガス配管に洗浄槽などによって逆消化槽止構造となっている処理場において、消事例)消化ガス発生量が低下

化ガス発生量よりもメタン精製装置のした際、メタン精製装置によ引き込み量が大きい場合に発生。

って消化槽内が減圧された。
異常等は発生しなかったが、場合によっては消化槽内部に一時的な対策：消化ガス発生量以上の流外気が混入する可能性があっ量でガスを引き込まないように、発生量た。

を毎日、一定時間ごとに確認し、流量低下時にはメタン精製装置の処理流量を調整した。
推奨対策：ガスの取得場所をガスホルダ
直近とし、逆止による問題発生を避ける。

139

資料編 ５．費用関数の根拠

5. 費用関数の根拠§24 の費用関数について、関数作成に使用したデータを表資 5-1 に示す。また関数のグラフを図資 5-1～5-12 に示す。
表資 5-1 費用関数作成に使用したデータ

装置費用

式

使用したデータ

図

メタン精製装置費用

式（4.33）

流量を変えたメーカー見積から

図資 5-1

吸着剤費用

式（4.34）

流量を変えたメーカー見積から

図資 5-2

吸蔵装置費用式（4.35）

流量を変えたメーカー見積から

図資 5-3式（4.36）

流量を変えたメーカー見積から

図資 5-4低濃度メタン対応型
余剰ガス燃焼装置費用

式（4.37,38）

実証時の工事費用をベースに、流量 図資 5-5,5-6式（4.43,44）を変えた時の工事費用を見積取得

工事費

発電機費用
シロキサン除去装置

式（4.40）発電機出力を変えたメーカー見積から式（4.41）

流量を変えたメーカー見積からクッションタンク費用

式（4.42）

容量を変えたメーカー見積から吸蔵容器費用式（4.45）

容量を変えたメーカー見積から

発電機修繕費式（4.46）

費用

シロキサン除去装置
修繕費式（4.47）発電機出力を変えたメーカー見積
から流量を変えたメーカー見積から140

図資 5-7,5-8
図資 5-9図資 5-10

図資 5-11

図資 5-12

資料編 ５．費用関数の根拠

40,000メタン精製装置費用[千円]35,000y = -1.5609x2 + 488.11x
30,00025,00020,00015,00010,000
5,000
0
0

20

40

60

80

100

120

メタン精製装置仕様[Nm3/hr]

図資 5-1 メタン精製装置費用

6000

吸着剤費用［千円］

5000
y = 35x
4000
3000
2000
1000
0
0

20

40

60

80

100

120

メタン精製装置仕様［Nm3/hr］

図資 5-2 吸着剤費用

141

140

160

資料編 ５．費用関数の根拠

25,000

吸蔵装置費用[千円]20,000y = -0.002x2 + 251.03x
15,00010,000

5,000

0
0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

吸蔵装置仕様[Nm3/hr]

図資 5-3 吸蔵装置費用

5,000

低濃度メタン対応型
余剰ガス燃焼装置費用[千円]4,500

y = 50x + 2000

4,000
3,500
3,000
2,500
2,000
1,500
1,000
500
0
0

10

20

30

40

50

低濃度メタン対応型余剰ガス燃焼装置仕様[Nm3/hr]

図資 5-4 低濃度メタン対応型余剰ガス燃焼装置費用

142

60

土木・機器据付・配管工事費［千円］

資料編 ５．費用関数の根拠

20000
y = 26.5x + 14300

18000
16000
14000
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
0

20

40

60

80

100

120

140

160

メタン精製装置仕様［Nm3/hr］

図資 5-5 土木・機器据付・配管工事費（供給処理場）

3000

電気工事費用[千円]2500

y = -2.0458x2 + 135.41x + 150

2000
1500
1000
500
0
0

5

10

15

20

25

定格電力[kW］

図資 5-6 電気工事費用（供給処理場）

143

30

35

資料編 ５．費用関数の根拠

メタン精製装置仕様［Nm3/hr］

y = 16.3(メタン精製装置仕様)+6.9x + 18600

22000

10
21500

30
50

21000

70
90

20500
20000
19500
19000
18500
0

50

100

150

200

250

300

シロキサン除去装置仕様[Nm3/hr]

図資 5-7 土木・機器据付・配管工事費（集約処理場）

25000

電気工事費用［千円］

土木・機器据付・配管工事費[千円]

22500

20000
y = 40.362x
15000

10000

5000

0
0

100

200

300

400

発電機出力［kW］

図資 5-8 電気工事費用（集約処理場）

144

500

600

資料編 ５．費用関数の根拠

200,000
180,000

y = -0.2161x2 + 390.07x

発電機費用[千円]

160,000
140,000
120,000
100,000
80,00060,00040,00020,000
0
0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

350

400

発電機出力[kW]図資 5-9 発電機費用

シロキサン除去装置費用[千円]35,00030,000y = -0.0015x2 + 91.4x

25,00020,00015,00010,000
5,000
0
0

50

100

150

200

250

300

シロキサン除去装置仕様[Nm3/hr]

図資 5-10 シロキサン除去装置費用

145

資料編 ５．費用関数の根拠

14,000発電機修繕費[千円/年]12,000y = -0.0328x2 + 40.439x
10,000
8,000
6,000
4,000
2,000
0
0

100

200

300

400

500

600

発電機出力[kW]図資 5-11 発電機修繕費

シロキサン除去装置修繕費[千円/年]

1,600
1,400
y = -0.0136x2 + 9.8405x
1,200
1,000
800
600
400
200
0
0

50

100

150

シロキサン除去装置仕様[Nm3/hr]

図資 5-12 シロキサン除去装置修繕費

146

200

250

資料編 ６．参考資料

6. 参考資料
 下水道施設計画・設計指針と解説（2009 年版）、社団法人日本下水道協会
 下水道用語集（2000 年版）、社団法人日本下水道協会
 下水汚泥エネルギー化技術ガイドライン（案）、平成 23 年 3 月、国土交通省
 下水道統計（平成 28 年版）、公益社団法人日本下水道協会

147

資料編 ７．問い合わせ先

7. 問い合わせ先
本技術ガイドラインに関する問い合わせは、以下にお願いします。
国土交通省 国土技術政策総合研究所
国土交通省
国土技術政策総合研究所

下水道研究部 下水処理研究室〒305-0804 茨城県つくば市旭 1 番地
TEL 029-864-3933 FAX 029-864-2817
URL http://www.nilim.go.jp/

本書は、下水道革新的技術実証事業（B-DASH）プロジェクト）により国土交通省国土技術政策総合研究所が以下の機関により構成される共同研究体に研究委託を行い、その成果をとりまとめたものである。
＜実証研究者 連絡先＞
プロジェクト 1 部
プロジェクトマネジメントグループ
JNC エンジニアリング株式会社〒260-0015 千葉市中央区富士見2 丁目 3 番 1 号 塚本大千葉ビル 8 階
TEL 043-225-6683 FAX 043-225-7625
URL http://www.jnc-eng.co.jp/〒856-0022

吸着技術工業株式会社

長崎県大村市雄ヶ原町 1767 番地 34
TEL 0957-52-1430 FAX 0957-52-1431
URL http://www.kyuchaku.co.jp/index.html
技術企画部〒815-0081

株式会社九電工

福岡県福岡市南区那の川 1 丁目 23 番 35 号
TEL 092-523-0175 FAX 092-524-3662
URL https://www.kyudenko.co.jp/
プラント事業本部〒803-0802

シンコー株式会社

福岡県北九州市小倉北区東港 1 丁目 3 番 13 号
TEL 093-581-7231 FAX 093-581-7243
URL http://www.shincoh.co.jp/index.html

148

資料編 ７．問い合わせ先〒861-0533
山鹿都市ガス株式会社

熊本県山鹿市古閑 783-3
TEL 0968-44-6311 FAX 0968-44-6313
URL
環境共生学部 環境資源学科〒862-8502

公立大学法人熊本県立大学

熊本県熊本市東区月出 3 丁目 1 番 100 号
TEL 096-383-2929 FAX 096-384-6765
URL http://www.pu-kumamoto.ac.jp/
土木部 下水道課〒869-1221

大津町

熊本県菊池郡大津町陣内 1523
TEL 096-293-5679 FAX 096-293-9512
URL https://www.town.ozu.kumamoto.jp/
下水道課 管理係〒861-2232

益城町

熊本県上益城郡益城町馬水 1194-2
TEL 096-286-1131 FAX 096-286-1656
URL https://www.town.mashiki.lg.jp/
建設部 下水道課〒861-0592

山鹿市

熊本県山鹿市山鹿 987-3
TEL 0968-43-1198 FAX 0968-44-3200
URL

http://www.city.yamaga.kumamoto.jp/

www/toppage/0000000000000/APM03000.html

149

国土技術政策総合研究所資料
TECHNICAL NOTE of NILIM
No．1090

December

2019

編集・発行 Ó国土技術政策総合研究所

本資料の転載・複写の問い合わせは〒305-0804

茨城県つくば市旭１番地

企画部研究評価・推進課

TEL 029-864-2675