D 1030 : 1998
(1)
2019年7月1日の法改正により名称が変わりました。まえがきを除き，本規格中の「日本工業規格」を「日本産業規格」に読み替えてください。
まえがき
この規格は，工業標準化法に基づいて，日本工業標準調査会の審議を経て，通商産業大臣が改正した日
本工業規格である。これによって，JIS D 1030-1995は改正され，この規格に置き換えられる。
今回の改正によって，炭化水素の測定が非分散形赤外線方式から水素炎イオン化方式による全炭化水素
としての測定に変更された。また，窒素酸化物の測定が新たに加えられた。
JIS D 1030 : 1998には，次に示す附属書がある。
附属書1（参考） 分析計の測定原理と一般特性
附属書2（参考） 排気ガス中の測定成分の排出量計算式
D 1030 : 1998
(1)
2019年7月1日の法改正により名称が変わりました。まえがきを除き，本規格中の「日本工業規格」を「日本産業規格」に読み替えてください。
目次
ページ
1. 適用範囲 ························································································································ 1
2. 引用規格 ························································································································ 1
3. 定義 ······························································································································ 1
4. 測定方法の種類 ··············································································································· 2
5. 測定装置 ························································································································ 3
5.1 構成 ···························································································································· 3
5.2 試料採取装置 ················································································································ 3
5.3 分析計 ························································································································· 6
5.4 データ記録装置 ············································································································· 8
6. ガス ······························································································································ 8
6.1 一般 ···························································································································· 8
6.2 校正用ガス ··················································································································· 8
6.3 燃料ガス ······················································································································ 9
6.4 助燃ガス ······················································································································ 9
6.5 オゾン源ガス ················································································································ 9
7. 操作 ······························································································································ 9
7.1 一般 ···························································································································· 9
7.2 準備 ···························································································································· 9
7.3 ゼロ及びスパン調整 ······································································································ 10
7.4 定期点検及び校正 ········································································································· 10
7.5 測定 ··························································································································· 12
7.5.1 直接測定法による排気ガスの測定 ·················································································· 12
7.5.2 希釈測定法による排気ガスの測定 ·················································································· 12
7.5.3 分析計の測定レンジ ···································································································· 13
8. 測定結果のまとめ方 ········································································································ 13
8.1 記録 ··························································································································· 13
8.2 排出量の計算 ··············································································································· 14
8.2.1 直接測定法による場合(1) ······························································································ 14
8.2.2 直接測定法による場合(2) ······························································································ 16
8.2.3 希釈測定法による場合 ································································································· 18
附属書1（参考） 分析計の測定原理と一般特性 ······································································· 21
1. NDIR ··························································································································· 21
1.1 測定原理 ····················································································································· 21
1.2 干渉成分による影響 ······································································································ 22
D 1030 : 1998 目次
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2. FID及びHFID ················································································································ 23
2.1 測定原理 ····················································································································· 23
2.2 酸素干渉 ····················································································································· 24
2.3 炭化水素応答（相対感度）······························································································ 25
2.4 燃料ガス ····················································································································· 26
3. CL及びHCL·················································································································· 27
3.1 測定原理 ····················································································································· 27
3.2 干渉成分による影響 ······································································································ 29
附属書2（参考） 排気ガス中の測定成分の排出量計算式 ··························································· 32
1. 燃焼反応式 ···················································································································· 32
2. 排気ガス及び吸入空気のモル数 ························································································· 33
3. 直接測定法による場合(1)·································································································· 33
3.1 排気ガス流量 ··············································································································· 33
3.2 乾き排気ガス濃度から湿り排気ガス濃度への換算式 ····························································· 35
4. 直接測定法による場合(2)·································································································· 37
5. 希釈測定法における排出量の計算 ······················································································ 39
5.1 正味濃度の計算式 ········································································································· 39
5.2 希釈率の計算 ··············································································································· 39
5.3 各測定成分の密度 ········································································································· 41
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日本工業規格 JIS
D 1030 : 1998
自動車−排気ガス中の一酸化炭素，
二酸化炭素，全炭化水素及び
窒素酸化物の測定方法
Automobiles−Analytical procedure for measurement of
carbon monoxide, carbon dioxide, total hydrocarbons
and oxides of nitrogen in exhaust gas
1. 適用範囲 この規格は，非分散形赤外線分析計，水素炎イオン化形分析計及び化学発光分析計を用い，
ガソリン自動車，ディーゼル自動車及び液化石油ガス (LPG) 自動車，又はそれらに搭載されるエンジン
から排出される，排気ガス中の一酸化炭素，二酸化炭素，全炭化水素及び窒素酸化物を，排気管から直接
試料を採取して測定する直接測定法，及び排気ガスを空気で薄めて測定する希釈測定法について規定する。
2. 引用規格 次に掲げる規格は，この規格に引用されることによって，この規格の規定の一部を構成す
る。これらの引用規格は，その最新版を適用する。
JIS D 0101 自動車の種類に関する用語
JIS D 0108 自動車排出物質の公害防止関連用語
JIS K 0055 ガス分析装置校正方法通則
JIS K 0211 分析化学用語（基礎部門）
JIS K 2240 液化石油ガス（LPガス）
JIS K 2249 原油及び石油製品−密度試験方法及び密度・質量・容量換算表
3. 定義 この規格で用いる主な用語の定義は，JIS D 0101，JIS D 0108及びJIS K 0211によるほか，次
による。
a) 直接測定法 直接試料採取装置を用いて排気ガスを排気管から直接連続採取し，排気ガス中の測定成
分の濃度及び排出量を測定する方法。
b) 希釈測定法 排気ガスを定容量試料採取装置によって空気で薄めて採取し，希釈排気ガス中の測定成
分の濃度及び排出量を測定する方法。
c) 希釈排気ガス 定容量試料採取装置によって，清浄な空気で薄められた排気ガス。
d) 全炭化水素 排気ガス中に含まれる未燃焼燃料及び燃焼生成物で，水素炎イオン化形分析計に応答す
る有機化合物。THCと略称する。
e) 濃度 排気ガス又は希釈排気ガス中の一酸化炭素 (CO)，二酸化炭素 (CO2)，全炭化水素 (THC) 及び
窒素酸化物 (NOx) の体積割合。排気ガスの水分を含んだ状態での濃度と，水分を除外した濃度との2
2
D 1030 : 1998
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種類の濃度を用途によって使い分ける。単位は，一般に，COに対してvol ppm又はvol%，NOxに対
してvol ppm，THCに対してvol ppmC，CO2に対してvol%を用いる。
f)
試料採取装置 試料を採取し，分析計に導くための装置。直接試料採取装置，定容量試料採取装置な
どが使われる。
g) 直接試料採取装置 排気管からの排気ガスの一部を直接採取する試料採取装置。直接測定法で用いる。
h) 定容量試料採取装置 排気ガスを清浄な空気で，希釈排気ガスの全流量がほぼ一定となるような条件
で薄め，その一部を全流量に対して一定比率の流量で試料採取バッグに採取混合する試料採取装置。
希釈測定法で用いる。
試料採取バッグ内に運転中の平均濃度を表す希釈排気ガスを得ることができる。希釈排気ガスの温
度低下による吸着などを避けるために，希釈排気ガスを連続測定する場合もある。通常，定容量ポン
プ方式（PDP方式）と臨界流ベンチュリ方式（CFV方式）とが使用される。CVS装置と略称する。
i)
NDIR 赤外線の領域に吸収帯をもつ気体又は液体の濃度を，その吸収波長での赤外線の吸収強度か
ら測定する装置のうち，吸収帯の選択を分光光度計のようにプリズム，回折格子などによらないで，
ガスフィルタ又は選択性検出器によって行う非分散形赤外線分析計の略称。
j)
FID 水素炎に試料を加えたときに生じるイオン電流を測定して，全炭化水素 (THC) の濃度を測定す
る水素炎イオン化形分析計の略称。
k) HFID 試料採取流路への水分の凝縮，並びに炭化水素の吸着及び凝縮を防ぐために，検出器及び検出
器までの試料採取流路を加熱した加熱形水素炎イオン化形分析計の略称。
l)
CL 試料中の一酸化窒素 (NO) とオゾン (O3) とが反応して，二酸化窒素 (NO2) を生成する際に生
じる化学発光を利用して窒素酸化物 (NOx) の濃度を測定する化学発光分析計の略称。
m) HCL 凝縮した水分への二酸化窒素 (NO2) の溶解を避けるために，NOxコンバータまでの試料採取
流路を，又は検出器及び検出器までの試料採取流路を加熱した加熱形化学発光分析計の略称。
n) ハングアップ 排気ガス中の炭化水素が，試料採取流路及び分析計内の流路壁面において吸着離脱を
起こすことによって平衡状態となる現象。応答遅れの原因となる。
o) テーリング 排気ガス中の炭化水素が，試料採取流路及び分析計内の流路壁面において吸着離脱を起
こすことによって，普通の応答より遅れて尾を引くようになる現象。
p) NOxコンバータ 窒素酸化物 (NOx) を測定するために，二酸化窒素 (NO2) を一酸化窒素 (NO) にす
るための変換器。
q) 基準測定レンジ 排気ガスの濃度測定を行う場合に，一般に使用頻度の高い測定レンジのうち分析計
の作動性能試験の基準となる測定レンジ。
r) レンジ切換精度 測定レンジ間における測定値の再現精度。
s)
バブリング 分析計の水分干渉の度合いを確認するために，ゼロガス又はスパンガスを水の中を通し
て供給すること。
4. 測定方法の種類 排気ガス又は希釈排気ガス中のCO，CO2，THC及びNOxを測定するには，直接測
定法と希釈測定法とがある。
対象とする試料の性質によって，また要求される測定結果によって測定方法を使い分ける必要がある。
表1に測定方法の目的及び種類を，表2に各測定方法で用いる分析計を示す。
3
D 1030 : 1998
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表1 測定方法の目的及び種類
目的
適用方法
排気ガス中の各成分の濃度測定及び排出量の算出
直接測定法
希釈排気ガス中の各成分の濃度測定及び排出量の算出 希釈測定法
表2 各測定方法に用いる分析計
自動車又はエンジンの種類 測定成分
直接測定法
希釈測定法
ガソリン・LPG
CO, CO2
NDIR
NDIR
THC
FID
FID
NOx
CL又はNDIR
CL
ディーゼル
CO, CO2
NDIR
NDIR
THC
HFID
HFID(1)
NOx
HCL又はNDIR HCL，CL又はNDIR
注(1) 希釈排気ガスを連続測定
5. 測定装置
5.1
構成 測定装置は，排気ガスの分析に必要な前処理をして分析計に導くための試料採取装置，測定
成分の濃度を測定するための分析計，及び測定結果の記録装置から構成する。
5.2
試料採取装置 試料採取装置は，次による。
a) 直接試料採取装置 直接試料採取装置は，試料採取プローブ，試料導管，フィルタ，除湿器，試料採
取ポンプ，校正用ガス導入口及び試料流量制御系から構成する。必要に応じて加熱装置，圧力計，切
換弁，流量調整弁などを備える。
1) 直接試料採取装置及び分析計の構成例を図1.1及び図1.2に示す。
2) 試料採取点から分析計までの試料採取流路は，ガスの流れに停滞を生じない構造とし，流路の内容
積は，できるだけ小さくする。
3) FIDの試料採取流路は，ハングアップを避けるために流路を加熱することができる。また，ディー
ゼル自動車の排気ガス中のTHCを測定するHFIDの試料採取流路は，160〜200℃の範囲に加熱する。
4) ディーゼル自動車又はエンジンの排気ガス中のNOxを測定するHCL又はNDIRの試料採取流路は，
NO2の水への溶解を避けるために，試料採取プローブからNOxコンバータまでの流路を60℃以上に
加熱する。
5) 試料中の水分による影響が無視できない場合には，除湿器を使用する。除湿器を通過した試料の露
点は，0〜7℃の範囲とする。
b) 定容量試料採取装置（CVS装置） 定容量試料採取装置の構成は，次による。
1) 定容量試料採取装置の構成例を，図2.1及び図2.2に示す。
2) 希釈測定法によって多成分を測定する場合の流路系統及び分析計の構成例を，図3に示す。
3) 試料採取点から分析計までの流路は，ガスの流れに停滞を生じない構造とし，流路の内容積は，で
きるだけ小さくする。
4) HFIDの試料は，排気ガスと空気とが十分に混合された位置から採取する。熱交換器付CVS装置を
用いて測定する場合の試料採取点は，熱交換器の上流側とする。ハングアップ及びテーリングを防
ぐために，分析計までの試料採取流路を160〜200℃の範囲に加熱する。ただし，試料採取プローブ
は，必要に応じて加熱する。
4
D 1030 : 1998
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図1.1 直接試料採取装置及び分析計の構成例（ガソリン・LPG燃料の場合）
図1.2 直接試料採取装置及び分析計の構成例（軽油燃料の場合）
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図2.1 定容量試料採取装置の構成例（PDP方式）
図2.2 定容量試料採取装置の構成例（CFV方式）
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図3 希釈測定法によって多成分を測定する場合の流路系統及び分析計の構成例
5.3
分析計 分析計は，次による。
a) 測定レンジの範囲 分析計の測定レンジの範囲は，次による。
1) 分析計に必要とされる測定レンジの範囲及び基準測定レンジを，表3に示す。
2) 測定レンジは，試料がフルスケールの10%以上で測定できるものとする。ただし，自動車又はエン
ジンの過渡運転域を含む直接測定，及び希釈排気ガスの連続測定，並びに希釈空気の測定は除く。
3) 必要に応じて，表3に示す測定レンジの範囲以外の分析計を用いてもよい。その場合には，分析計
の作動性能がb)に示すものと異なることを考慮する必要がある。
表3 測定レンジの範囲
測定成分
分析計
測定レンジの範囲(2)
基準測定レンジ
CO
NDIR
希釈測定用 100〜3 000vol ppm
300vol ppm又はその付近
直接測定用 0.5〜12vol%
1vol%又はその付近
CO2
NDIR
1.0〜16vol%
4vol%又はその付近（希釈測定の場合）
16vol%又はその付近（直接測定の場合）
THC
FID又はHFID
10〜5 000vol ppmC
100vol ppmC又はその付近
NOx
CL又はHCL
10〜5 000vol ppm
100vol ppm又はその付近
NDIR
200〜6 000vol ppm
1 000vol ppm又はその付近
注(2) 測定レンジの範囲は，個々の分析計の最小及び最大の測定レンジを規定するもので
はない。個々の分析計の最小及び最大を含む測定レンジは，表3の範囲内において
任意な構成とする。
b) 分析計の作動性能 分析計の作動性能は，次による。
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1) 作動性能の基準値 次に示す試験条件における分析計の作動性能は，各分析計に個別に要求するも
ののほかは，表4による。ただし，表3に示す測定レンジの範囲以外では，表4以外の値を作動性
能の基準値として用いてもよい。
− 測定レンジ：表3の基準測定レンジ
− 周囲温度 ：5〜35℃の範囲内で試験中の変化は±5℃以内
− 湿度 ：相対湿度45〜85%
− 大気圧 ：95〜106kPaの範囲内で試験中の変化は±0.5%以内
− 電源電圧 ：定格電圧±2%以内
− 電源周波数：定格周波数±0.2%以内
− ガス流路は，十分清浄になっている。
表4 分析計の作動性能の基準値
項目
作動性能
ゼロドリフト
フルスケールの±1%以内／8時間
スパンドリフト
フルスケールの±1%以内／8時間
再現性
フルスケールの±1%以内
直線性
フルスケールの±1%以内（NDIRを除く。）
フルスケールの±2%以内（NDIRただし，直線化機能のない分析計は除く。）
90%応答時間(3)
2秒以下（NDIRを除く。）
5秒以下 (NDIR)
レンジ切換精度(4)
フルスケールの±1%以内
暖機時間
2時間以内（NDIRを除く。）
8時間以内 (NDIR)
周囲条件
温度5〜35℃，相対湿度45〜85%
注(3) 分析計入口から試験用ガスを導入し，指示値が振れ始めてから最終指示値の90%
値に達するまでの時間。
(4) レンジ切換精度には，ゼロ点の精密さ，及び隣接測定レンジ間の減衰率の正確さ
を含む。
2) CO用分析計の干渉成分による影響の試験用ガス及び許容範囲を，表5に示す。
表5 干渉成分による影響の試験用ガス及び許容範囲
干渉成分
CO2及び水分
試験用
ガス
希釈測定用分析計 CO23vol%／窒素希釈を室温 (20〜30℃) の水に通してバブリング(5)
直接測定用分析計 CO215vol%／窒素希釈を室温 (20〜30℃) の水に通してバブリング(5)
許容
範囲
300vol ppm未満
±3vol ppm以内
300vol ppm以上
フルスケールの±1%以内
注(5) 試料採取流路に除湿器をもつ分析計では，除湿器を介して試験用ガスを分析計に
供給して干渉試験を行う。
3) CO2用分析計の干渉成分による影響の試験用ガス及び許容範囲を，表6に示す。
表6 干渉成分による影響の試験用ガス及び許容範囲
干渉成分
水分
試験用ガス
窒素を室温 (20〜30℃) の水に通してバブリング(5)
許容
範囲
3vol%未満
±0.03vol%以内
3vol%以上
フルスケールの±1%以内
4) THC用分析計の作動性能は，次による。
4.1)
酸素干渉は，できるだけ少なくなければならない。
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4.2)
炭化水素応答は，プロパン (C3H8) を基準とする感度に近接していなければならない。
4.3)
HFIDの検出器及び検出器までの試料採取流路は，160〜200℃の範囲に加熱する。
5) NOx用分析計の作動性能は，次による。
5.1)
NOx用分析計は，NOxコンバータを取り付けたものでなければならない。
5.2)
NOxコンバータの試料の保持時間は2秒以内とし，NO2からNOへの変換効率は，95%以上とする。
5.3)
NOxコンバータを通過しないで分析計に試料を流せる機構を備えていなければならない。
5.4)
ディーゼル自動車の排気ガスを直接測定する場合には，NOxコンバータまでの試料採取流路を，又
は検出器及び検出器までの試料採取流路を60℃以上に加熱する。
5.5)
CL及びHCLを用いるNOx用分析計の二酸化炭素干渉は，できるだけ少なくなければならない。
5.6)
NDIRを用いるNOx用分析計の干渉成分による影響の試験用ガス及び許容範囲を，表7に示す。
表7 干渉成分による影響の試験用ガス及び許容範囲
干渉成分
CO2
CO
炭化水素
水分
試験用ガス
CO215vol%
窒素希釈
CO5vol%
窒素希釈
C3H81vol%
窒素希釈
窒素を室温 (20〜30℃) の
水に通してバブリング(5)
許容
範囲
500vol ppm未満
±5vol ppm
±5vol ppm
±5vol ppm
±5vol ppm
500vol ppm以上
フルスケール
の±1%
フルスケール
の±1%
フルスケール
の±1%
フルスケールの±1%
5.4
データ記録装置 データ記録装置は，次による。
a) 記録計
1) 応答時間は，有効記録幅の移動において1秒以内とする。
2) 有効記録幅は，100mm以上とする。
3) 紙送り速度は，10〜200mm/minを含まなければならない。
b) 自動記録器
1) 自動記録器の測定精度は，フルスケールの1%以内とする。
2) 過渡運転における自動記録器の測定周期は，0.2秒間以下とする。
6. ガス
6.1
一般 高圧容器に充てんされたガスの使用に際しては，ガスが直接接触する箇所が，使用ガスに対
して腐食性及び吸着性の少ない材質からなる，適正な減圧弁，絞り弁などを使用する。
6.2
校正用ガス 校正用ガスについては，JIS K 0055の規定に準拠し，次による。
a) ゼロガス ゼロガスは，高純度空気又は高純度窒素を用いる。共存成分として含まれる成分及び許容
濃度は，表8による。
表8 ゼロガス中の共存成分
及び許容濃度
共存成分
許容濃度
CO
1 vol ppm以下
CO2
1 vol ppm以下
THC
1 vol ppmC以下
NOx
0.1 vol ppm以下
また，測定成分と使用するゼロガスとの関係は，表9による。
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表9 測定成分・ゼロガス
測定成分
ゼロガス
CO
高純度窒素
CO2
高純度窒素
THC
高純度空気
高純度窒素（窒素希釈のスパンガスを用いる場合）
NOx
高純度窒素
b) スパンガス スパンガスの濃度は，校正をする測定レンジのフルスケールの70〜100%に相当する濃
度とし，表10で示す成分ガスを，高純度空気又は高純度窒素で薄めたものを用いる。
表10 スパンガス成分及び希釈ガス
測定成分 成分ガス
希釈ガス
CO
CO
高純度窒素
CO2
CO2
高純度窒素
THC
C3H8
高純度空気又は高純度窒素(6)
NOx
NO
高純度窒素
注(6) ガソリンを燃料とする直接測定法だけ
に適用する。
c) 中間点ガス 直線性点検用の中間点ガスの濃度は，点検をする測定レンジのフルスケールのおよそ
20%，40%，60%及び80%（又は15%，30%，60%，75%及び90%）の各濃度とする。
6.3
燃料ガス FID及びHFIDの燃料ガスは，ヘリウムで薄められた40±2vol%の水素又は純水素のうち
分析計に指定されたガスを用いる。いずれも共存成分として含まれるTHCの濃度は，1vol ppmC以下とす
る。
6.4
助燃ガス FID及びHFIDの助燃ガスは，高純度空気を用いる。共存成分として含まれるTHC濃度
は，0.5vol ppmC以下とする。
6.5 オゾン源ガス CL及びHCLに必要なオゾンは，その原料として酸素 (O2) 又は高純度空気を用いる。
共存成分として含まれるNOx濃度は0.1vol ppm以下とし，THC濃度は10vol ppmC以下とする。
7. 操作
7.1
一般 測定装置の準備，点検及び測定操作は，7.2〜7.5によるほか，製造業者が指定する方法による。
7.2
準備 測定装置の準備は，次による。
a) 設置条件 分析計及び高圧ガス容器は，次の条件を満たしている場所に設置することが望ましい。
1) 振動が少ない。
2) 腐食性ガス及びほこりが少ない。
3) 湿度が高くなく，温度変化が少ない。
4) 直射日光が当たらない。
5) 電源電圧及び周波数の変動が少ない。
6) 吸着損失を少なくするために，試料導管をなるべく短くすることが可能である。
7) 保守上障害とならない。
8) 高圧ガス容器の取扱い及び設置は，高圧ガス保安法に準拠する。
9) 換気がよい。
10) 大気中の各測定成分の濃度が，十分低く安定している。
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D 1030 : 1998
2019年7月1日の法改正により名称が変わりました。まえがきを除き，本規格中の「日本工業規格」を「日本産業規格」に読み替えてください。
b) 測定の準備 測定の準備は，次による。校正時の準備もこれに準じる。
1) 測定装置の各部を点検し，特にガス漏れのないことを確認する。
2) FID及びHFIDの燃料ガス及び助燃ガスの流量又は圧力が所定の値であることを確認する。
3) 所定の順序に従って電源を入れ，各部が安定するまで暖機する。
4) CL又はHCLのオゾン源ガスの流量又は圧力，反応槽の圧力，及びNOxコンバータの温度が，所定
の値を示していることを確認する。
5) HFID及びHCLの試料採取流路が所定の温度になっていることを確認する。
7.3
ゼロ及びスパン調整 ゼロ及びスパン調整の実施周期は，分析計の種類・用途に応じ，その性能が
維持できる期間を調べて，あらかじめ定めておかなければならない。通常，測定の開始時・終了時のほか，
必要に応じて8時間，24時間，1週間，1か月などを周期として行う。調整は，次による。
a) ゼロガスを流し，使用する最低の測定レンジで分析計及び記録計の指示値をゼロに合わせた後，使用
する測定レンジ各々のゼロ点を確認する。
b) 使用する測定レンジに戻し，スパンガスを流して分析計及び記録計の指示値をスパンガス濃度を示す
値に合わせる。
c) 再びゼロガスを流してゼロ点を確かめる。ゼロ点がフルスケールの±1%以上外れた場合には，再度，
a)及びb)を行う。
備考1. 自動校正機能付の分析計では，自動校正によってゼロ及びスパン調整を行ってもよい。
2. 自動記録器を用いる場合などには，分析計だけで調整してもよい。
7.4
定期点検及び校正 測定装置の定期点検及び校正の実施周期は，分析計の種類・用途に応じ，その
性能が維持できる期間を調べて，あらかじめ定めておかなければならない。通常，1か月，3か月，6か月
など1年を超えない期間を周期として行う。また，分析計の設置時，修理後などにも行わなければならな
い。定期点検及び校正は，次による。
a) レンジ切換精度の点検 レンジ切換精度の点検をする。その方法の例を次に示す。
1) ゼロガスを流し，使用する最低の測定レンジにして，分析計の指示値をゼロに合わせる。必要に応
じて各測定レンジのゼロ点の調整も行う。
2) 使用する測定レンジに戻し，分析計の指示値をスパンガス濃度を示す値に合わせる。記録計を用い
る場合には，記録計のゼロ及びスパンを同時に調整する。
3) スパンガスを流したまま測定レンジを上げて，順次隣接する測定レンジの減衰率を記録する。それ
ぞれの関係が，フルスケールの±1%を超えて外れた場合には，原因をよく調べ，処置する。
なお，使用する各測定レンジでのゼロ及びスパン校正が可能な分析計では，各測定レンジでのゼ
ロ及びスパン校正を行った後，レンジ切換精度の点検を行う。
b) 直線性の点検 直線性の点検をする。その方法の例を，次に示す。
1) ゼロガスを流し，使用する測定レンジにして，分析計の指示値をゼロに合わせる。
2) スパンガスを流して，分析計の指示値をスパンガス濃度を示す値に合わせる。記録計を用いる場合
には，記録計のゼロ及びスパンを同時に調整する。
3) 再びゼロガスを流して，ゼロ点を確かめた後，中間点ガスを流して分析計の指示値と中間点ガスの
濃度との差を記録する。それぞれの関係が，NDIRではフルスケールの±2%以上，それ以外の分析
計ではフルスケールの±1%以上外れた場合には，原因をよく調べ，処置する。
なお，中間点ガスの濃度は，使用する測定レンジのフルスケールの約50%の点を含むようにする。
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D 1030 : 1998
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c) NDIRの校正曲線の点検及び校正 直線化機能がないNDIRの校正曲線の点検は，次による。
1) ゼロガスを流し，分析計及び記録計の指示値をゼロに合わせる。
2) スパンガスを流し，分析計及び記録計の指示値がスパンガス濃度を示す値に合わせる。
3) 測定レンジのフルスケールの約20%，40%，60%及び80%（又は15%，30%，45%，60%，75%及び
90%）の各校正点に相当する中間点ガスもゼロ及びスパン調整したときと同一条件で導入し，中間
濃度に対する分析計の指示値を読み取る。これを，それぞれ2回以上繰り返して行い，その指示値
の平均値をとる。
備考 直線化機能が付いた分析計の場合には，直線化された出力を分析計の指示値とする。
4) 分析計の指示値と校正曲線とから求めた濃度が，各校正用ガスの濃度よりフルスケールの±2%以上
外れた場合には，新たに，各校正用ガスの濃度と指示値との関係から校正曲線を作成する。
備考 直線化機能が付いた分析計の場合には，分析計の指示値が各校正用ガスの濃度に相当する値と
なるよう調整する。
d) NDIRの干渉成分の影響の点検 干渉成分の影響の点検は，次による。
1) ゼロガスを流し，分析計及び記録計の指示値をゼロに合わせる。
2) スパンガスを流し，分析計及び記録計の指示値がスパンガス濃度を示す値に合わせる。
3) 表5，表6及び表7のガスを分析計に流し，指示値が表5，表6及び表7の許容範囲以内であること
を確認する。許容範囲以上外れた場合には原因を調べ処置する。
e) NOxコンバータの効率の点検 NOx用分析計のNOxコンバータの効率の点検は，1週間ごとに実施す
ることが望ましい。NOxコンバータの効率の点検は，NOxコンバータチェッカを用いて行う。その構
成例を，図4に示す。
図4 NOxコンバータチエッカの構成例
NOxコンバータの効率の点検は，次に示す手順で行う。
1) 7.2b)によって準備する。
2) 7.3によって分析計を校正する。
3) NOxコンバータチェッカを分析計に接続する。分析計の測定ラインはNO側にしておく。
4) NOxコンバータチェッカに，効率測定を行う測定レンジのスパンガスを流し，流量調整弁で分析計
の所定の流量に調整する。使用するスパンガスのNOの濃度は，使用する測定レンジのフルスケー
ルの約80%とし，NO2含有量は，NOの5%以下とする。このときの分析計の指示値を記録する。
5) NOxコンバータチェッカにオゾン源ガスを接続し，開閉弁を開き，分析計の指示値が約10%減少す
るように流量調整弁で流量を調整する。このときの分析計の指示値 (A) を記録する。
6) オゾン発生器を作動させる。分析計の指示値が4)の指示値の約20%になるようにオゾン発生濃度を
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調整する。ただし，10%を下回ってはならない。このときの分析計の指示値 (B) を記録する。
7) 分析計の測定ラインをNOx側に切り換える。このときの分析計の指示値 (C) を記録する。
8) オゾン発生器の動作を停止させる。このときの分析計の指示値 (D) を記録する。
9) 上記測定値を，次の式に代入して効率を算出する。
100
1
×
−
−
+
=
B
A
D
C
η
ここに，
η： NOxコンバータ効率 (%)
A： 5)で得られた指示値
B： 6)で得られた指示値
C： 7)で得られた指示値
D： 8)で得られた指示値
10) 点検の結果NOxコンバータ効率が95%を下回ったときには，その原因を調べ処置する。
7.5
測定
7.5.1
直接測定法による排気ガスの測定 直接測定法による排気ガスの測定は，次による。
a) 7.2b)によって準備する。
b) 7.3によってゼロ及びスパン調整を行う。
c) 排気管から試料を採取する場合には，試料を排気管の中に600mm以上挿入する。600mm以上挿入で
きない場合には排気管の延長管を用いるが，その際には空気の吸引を生じないように考慮する。
d) 自動車又はエンジンを運転して，試料の採取を開始し，測定を行う。分析計及び試料採取装置の圧力
計，流量計などが所定の値を示していることを確認する。
e) 運転終了後，清浄な空気を試料採取流路に流して，試料採取装置及び分析計の試料採取流路をパージ
する。
f)
上記のb)と同一条件でゼロガス及びスパンガスを流して，測定中に生じたゼロ点及びスパン値の変化
を測定する。
ゼロ点，スパン値のいずれかの変化がフルスケールの±2%を超えた場合には，測定を再度行う。ゼ
ロ点及びスパン値の変化が共にフルスケールの±2%以内の場合には，その変化は無視してもよい。
7.5.2
希釈測定法による排気ガスの測定 希釈測定法による排気ガスの測定は，次による。
a) 7.2b)によって準備する。
b) 自動車又はエンジン及び定容量試料採取装置を運転して，希釈排気ガス及び希釈空気を試料採取バッ
グに採取する。分析計及び試料採取装置の圧力計，流量計などが所定の値を示していることを確認す
る。
c) 運転終了後，試料採取バッグへの試料の採取を停止する。
d) 7.3によってゼロ及びスパン調整を行う。
e) 採取した試料採取バッグ中の希釈排気ガス及び希釈空気の濃度を測定する。
f)
HFIDでTHCの濃度を測定する場合には，希釈排気ガス中のTHC濃度を連続測定する。過渡運転時
の排気ガス測定などで，測定期間の平均濃度が要求される場合には，運転開始と同時に自動記録器な
どによって濃度積算を開始する。運転終了後，THC濃度の連続測定，希釈空気の試料採取バッグへの
採取，及び濃度積算を直ちに停止する。また，希釈空気中のTHC濃度を測定する。
なお，運転開始前に7.3によってゼロ及びスパン調整を行う。
g) 清浄な空気を試料採取流路に流して，試料採取装置及び分析計の試料採取流路をパージする。
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h) 上記のb)と同一条件でゼロガス及びスパンガスを流して，測定中に生じたゼロ点及びスパン値の変化
を測定する。
ゼロ点又はスパン値のいずれかの変化がフルスケールの±2%を超えた場合には，測定を再度行う。
ゼロ点及びスパン値の測定値の変化が共にフルスケールの±2%以内の場合にはその変化は無視して
もよい。
7.5.3
分析計の測定レンジ 分析計の測定レンジは，排気ガス又は希釈排気ガスをフルスケールの10%
以上の範囲で測定できるように選ぶ。ただし，自動車又はエンジンの過渡運転条件を含む直接測定及び希
釈排気ガスの連続測定並びに希釈空気の測定の場合には，この条件に合わなくともよい。
8. 測定結果のまとめ方
8.1
記録 測定結果には，次の項目を付記する。なお，項目の一部を追加又は省略してもよい。
a) 試験番号
b) 自動車又はエンジンについて
1) エンジンの場合
− 型式番号
− 方式の簡単な記述（NA，TC，IDI，DIなど，2サイクル，4サイクルの別など）
− 主要諸元（排気量，ボアストロークなど）
2) 自動車の場合
− 型式番号
− 空車質量
− 変速機の種類（5MT，4ATなど）
c) 試験年月日
d) 試験者
e) 試験場所
f)
測定開始及び終了の時刻
g) 計器の形式について
− CVS装置の形式（PDP方式，CFV方式の別など）
− 分析計の形式（除湿器，吸着剤の有無など）
h) 試料採取方法（直接連続採取法，定容量採取法など）
i)
大気条件について
− 大気圧
− 大気温度
− 大気湿度
j)
試験条件について
− 測定モード（10･15モード，13モードなど）
− テスト車両質量，等価慣性質量，走行抵抗，変速機位置
− タイヤの空気圧
k) 各測定点でのエンジンの状態について
− 回転数
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− 出力及びトルク
− 吸気管負圧
− 排気圧
− 冷却水及び潤滑油の温度（開始時及び終了時）
− 燃料温度
− 吸気温度，湿度
− 点火時期又は燃料噴射時期
l)
使用燃料の種類及び性状
m) 使用潤滑油の性状
n) 測定成分の濃度（測定値，測定レンジなど）
o) 測定成分の濃度補正値
p) 排気ガス流量又は希釈排気ガス流量
q) 空燃比（空気消費量／燃料消費量）
r) 測定成分の排出量
s)
記録紙の送り速度
8.2
排出量の計算
8.2.1
直接測定法による場合(1) 直接測定法による測定成分の濃度と排気ガス流量とから，測定成分の
排出量を求める場合には，次による。
a) 空燃比 空気と燃料との質量比（空燃比）は，次の式によって求める。
f
f
a
a
ρ
ρ
×
×
=Q
Q
AF
ここに，
AF： 空燃比
Qa： 吸入空気流量 (L/h)
Qf： 燃料流量 (L/h)
ρa： 空気密度（空気1L当たりの質量 (g/L)
ρf： 燃料密度（燃料1L当たりの質量 (g/L)
燃料密度は，JIS K 2240又はJIS K 2249による。
b) 排気ガス流量 標準状態 (293.15K, 101.325kPa) に換算した1時間当たりの排気管から排出される排
気ガス流量は，次の式によって求める。
Qe＝Qa＋0.802×Qf×ρf（ガソリン燃料の場合）
Qe＝Qa＋0.820×Qf×ρf（軽油燃料の場合）
Qe＝Qa＋1.082×Qf×ρf（LPG燃料の場合）
又は，次の式によって求める。
Qe＝Qa× (1＋0.965/AF) （ガソリン燃料の場合）
Qe＝Qa× (1＋0.989/AF) （軽油燃料の場合）
Qe＝Qa× (1＋1.302/AF) （LPG燃料の場合）
ここに，
Qe： 排気ガス流量 (L/h)
c) 湿り排気ガス中の測定成分の濃度 排気管から直接測定した乾き排気ガス中の測定成分の濃度を，湿
り排気ガス中の測定成分の濃度に換算する場合には，次の式による。
− 燃料がガソリン，軽油の場合
Xw＝Xdr×（1−αf/AF）
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− LPGの場合
×
×
+
+
−
×
=
AF
X
X
419
964
.
28
94
007
.1
011
.
12
4
2
1
f
f
f
dr
w
α
α
α
ここに，
Xw： 湿り排気ガス中の測定成分の濃度（vol ppm，vol ppmC又は
vol%）
ただし，分析計に除湿器を使用していない場合には，測定値
が湿り排気ガス中の測定成分の濃度となる。
Xdr： 乾き排気ガス中の測定成分の濃度（vol ppm，vol ppmC又は
vol %）
通常，分析計には除湿器を使用しているため，測定値は乾き
排気ガス中の測定成分の濃度となる。
αf： 燃料の水素炭素原子数比の実測値又は推定値
通常，ガソリンには1.85，軽油には1.90，LPGには2.64を
用いる。
AF： 空燃比
d) 測定成分の排出量 各測定成分の排出量は，次の式によって求める。
1) COの排出量 COの排出量は，次の式によって求める。
COmass＝Qe×COdens×COw×10−6
ここに， COmass： COの排出量 (g/h)
COdens： 1.16（標準状態におけるCO1L当たりの質量） (g/L)
COw： 乾き排気ガス中のCO濃度を湿り排気ガス中のCO濃度に換
算した値 (vol ppm)。
2) THCの排出量 THCの排出量は，次の式によって求める。
THCmass＝Qe×THCdens×THCw×10−6
ここに， THCmass： THCの排出量 (g/h)
THCdens： 標準状態におけるTHC1L当たりの質量 (g/L)
一般に，排気ガス中のTHCの水素炭素原子数比をαeと
した場合の標準状態におけるTHC1L当たりの質量は，次
の式によって求める。
THCdens＝ (12.011＋1.007 94×αe) /24.055
ただし，通常，次の値を用いる。
0.577（ガソリン燃料，THCのαeを1.85とした場合）
0.579（軽油燃料，THCのαeを1.90とした場合）
0.610（LPG燃料，THCのαeを2.64とした場合）
THCw： 乾き排気ガス中のTHC濃度を湿り排気ガス中のTHC濃度
に換算した値，又は湿り排気ガス中のTHC濃度の測定値
(vol ppmC)
3) NOxの排出量 NOxの排出量は，次の式によって求める。ただし，NOxは吸入空気の温度及び湿度
によって排出量が異なるので，測定に際して同一環境条件となるように考慮する必要がある。
NOx mass＝Qe×NOx dens×NOx w×10−6
ここに， NOx mass： NOxの排出量 (g/h)
NOx dens： 1.91（NOxの全量をNO2とみなしたときの，標準状態におけ
るNOx1L当たりの質量） (g/L)
NOx w： 乾き排気ガス中のNOx濃度を湿り排気ガス中のNOx濃度に
換算した値 (vol ppm)。
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2019年7月1日の法改正により名称が変わりました。まえがきを除き，本規格中の「日本工業規格」を「日本産業規格」に読み替えてください。
参考 NOx排出量の補正式の一例として米国環境保護庁 (EPA) で採用している例を示す。ただし，補
正式は特定の条件で統計的に求められたもので，工学的検討を基礎に決定されたものではない。
補正式によってNOx値を補正する場合でも，測定に際し同一環境条件となるよう考慮する必要
がある。
NOx mass＝Qe×NOx dens×NOx w×KH×10−6
(
)
71
.
10
9
032
.0
1
1
a
H
−
−
=
H
K
（ガソリン・LPG燃料の場合）
(
)
71
.
10
2
018
.0
1
1
a
H
−
−
=
H
K
（軽油燃料の場合）
100
/
22
.6
a
d
a
d
a
a
R
P
P
P
R
H
×
−
×
=
ここに， KH： 湿度補正係数
Ra： 試験室内空気の相対湿度 (%)
Pd： 試験室内気温における飽和水蒸気圧 (kPa)
Pa： 試験室内大気圧の測定値 (kPa)
Ha： 絶対湿度 (g/kg)
4) CO2の排出量 CO2の排出量は，次の式によって求める。
CO2 mass＝Qe×CO2 dens×CO2 w×10−2
ここに， CO2 mass： CO2の排出量 (g/h)
CO2 dens： 1.83（標準状態におけるCO21L当たりの質量） (g/L)
CO2 w： 乾き排気ガス中のCO2濃度を湿り排気ガス中のCO2濃度に
換算した値 (vol%)
8.2.2
直接測定法による場合(2) 直接測定法による測定成分の濃度と燃料流量とから，測定成分の排出
量を求める場合には，次による。
a) 燃料の質量流量 燃料の質量流量を体積流量の測定値から算出する場合には，次の式による。
Gf＝Qf×ρf
ここに， Gf： 燃料流量（質量） (g/h)
Qf： 燃料流量（体積） (L/h)
ρf： 燃料密度（燃料1L当たりの質量） (g/L)
燃料密度は，JIS K 2240又はJIS K 2249による。
b) 燃料による式量 燃料の水素炭素原子数比をαfとし，その組成式をCHαfと仮定したときの燃料によ
る式量は，次の式による。
CHαf＝12.011＋1.007 94×αf
ただし，通常，次の値を用いる。
13.88（ガソリン燃料，水素炭素原子数比αfを1.85とした場合）
13.93（軽油燃料，水素炭素原子数比αfを1.90とした場合）
14.67（LPG燃料，水素炭素原子数比αfを2.64とした場合）
c) 測定成分の排出量 各測定成分の排出量の計算は，次による。
1) COの排出量 COの排出量は，次の式によって求める。
f
4
dr
4
dr
dr
2
4
dr
M
mass
10
10
10
f
G
THC
CO
CO
CO
CH
CO
CO
×
×
+
×
+
×
×
=
−
−
−
α
ここに， COmass： COの排出量 (g/h)
COM： 28.01（COの分子量）
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2019年7月1日の法改正により名称が変わりました。まえがきを除き，本規格中の「日本工業規格」を「日本産業規格」に読み替えてください。
CHαf： 燃料による式量
CO2 dr： 乾き排気ガス中のCO2濃度 (vol%)
COdr： 乾き排気ガス中のCO濃度 (vol ppm)
THCdr： 乾き排気ガス中のTHC濃度 (vol ppmC)
2) THCの排出量 THCの排出量は，次の式によって求める。
f
4
dr
4
dr
dr
2
4
dr
M
mass
10
10
10
f
G
THC
CO
CO
THC
CH
THC
THC
×
×
+
×
+
×
×
=
−
−
−
α
ここに， THCmass： THCの排出量 (g/h)
THCM： THCの分子量
排気ガス中のTHCの水素炭素原子数比をαeとし，その
分子式をCHαeと仮定したときのTHCの分子量は，次の
式によって求める。
THCM＝12.011＋1.007 94×αe
ただし，通常，次の値を用いる。
13.88（ガソリン燃料，THCのαeを1.85とした場合）
13.93（軽油燃料，THCのαeを1.90とした場合）
14.67（LPG燃料，THCのαeを2.64とした場合）
CHαf： 燃料による式量
CO2 dr： 乾き排気ガス中のCO2濃度 (vol%)
COdr： 乾き排気ガス中のCO濃度 (vol ppm)
THCdr： 乾き排気ガス中のTHC濃度 (vol ppmC)
3) NOxの排出量 NOxの排出量は，次の式によって求める。ただし，NOxは吸入空気の温度及び湿度
によって排出量が異なるので，測定に際して同一環境条件となるように考慮する必要がある。
f
4
dr
4
dr
dr
2
4
dr
M
mass
10
10
10
f
G
THC
CO
CO
NO
CH
NO
NO
r
x
x
x
×
×
+
×
+
×
×
=
−
−
−
α
ここに，
NOx mass： NOxの排出量 (g/h)
NOx M： 46.01（NOxの全量をNO2とみなしたときのNOxの分子量）
NOx dr： 乾き排気ガス中のNOx濃度 (vol ppm)
CHαf： 燃料による式量
CO2 dr： 乾き排気ガス中のCO2濃度 (vol%)
COdr： 乾き排気ガス中のCO濃度 (vol ppm)
THCdr： 乾き排気ガス中のTHC濃度 (vol ppmC)
参考 NOx排出量の補正式の一例として米国環境保護庁 (EPA) で採用している例を示す。ただし，補
正式は特定の条件で統計的に求められたもので，工学的検討を基礎に決定されたものではない。
補正式によってNOx値を補正する場合でも，測定に際し同一環境条件となるよう考慮する必要
がある。
f
4
dr
4
dr
dr
2
H
4
dr
M
mass
10
10
10
f
G
THC
CO
CO
K
NO
CH
NO
NO
x
x
x
×
×
+
×
+
×
×
×
=
−
−
−
α
(
)
71
.
10
9
032
.0
1
1
a
H
−
−
=
H
K
（ガソリン・LPG燃料の場合）
(
)
71
.
10
2
018
.0
1
1
a
H
−
−
=
H
K
（軽油燃料の場合）
100
/
22
.6
a
d
a
d
a
a
R
P
P
P
R
H
×
−
×
=
18
D 1030 : 1998
2019年7月1日の法改正により名称が変わりました。まえがきを除き，本規格中の「日本工業規格」を「日本産業規格」に読み替えてください。
ここに，
KH： 湿度補正係数
Ra： 試験室内空気の相対湿度 (%)
Pd： 試験室内気温における飽和水蒸気圧 (kPa)
Pa： 試験室内大気圧の測定値 (kPa)
Ha： 絶対湿度 (g/kg)
4) CO2の排出量 CO2の排出量は，次の式によって求める。
f
4
dr
4
dr
dr
2
4
dr
2
M
2
mass
2
10
10
10
f
G
THC
CO
CO
CO
CH
CO
CO
r
×
×
+
×
+
×
×
=
−
−
−
α
ここに，
CO2 mass： CO2の排出量 (g/h)
CO2 M： 44.01（CO2の分子量）
CHαf： 燃料による式量
CO2 dr： 乾き排気ガス中のCO2濃度 (vol%)
COdr： 乾き排気ガス中のCO濃度 (vol ppm)
THCdr： 乾き排気ガス中のTHC濃度 (vol ppmC)
8.2.3
希釈測定法による場合 希釈測定法による測定成分の排出量の計算は，次による。
a) 希釈率 希釈率は，次の式による。
(
)
4
e
e
e
2
C
10−
×
+
+
=
CO
THC
CO
DF
β
ここに，
DF： 希釈率
CO2 e： 希釈排気ガス中のCO2濃度 (vol%)
THCe： 希釈排気ガス中のTHC濃度 (vol ppmC)
COe： 希釈排気ガス中のCO濃度 (vol ppm)
βC： 理論空燃比における排気ガス中の炭素原子モル%
使用した燃料の組成の実測比率をCxHyOzとすると
(
)2
/
4
/
774
.3
2
/
100
C
z
y
x
y
x
x
−
+
×
+
+
×
=
β
ただし，通常，次の値を用いる。
13.4（ガソリン燃料，y/xを1.85，z/xを0とした場合）
13.3（軽油燃料，y/xを1.90，z/xを0とした場合）
11.6（LPG燃料，y/xを2.64，z/xを0とした場合）
b) 希釈排気ガス流量 標準状態 (293.15K, 101.325kPa) に換算した1時間当たりの希釈排気ガス流量は，
CVS装置の方式に応じて次に示す方法によって算出する。
1) 定容量ポンプ方式（PDP方式）CVS装置による場合 PDP方式CVS装置による場合には，希釈排
気ガス流量は，次の式によって求める。
60
p
p
e
1
mix
×
×
×
×
=
T
P
N
V
k
V
(
)
kPa
/
K
893
.2
Pa
325
.
101
K
15
.
293
1
=
=
ｋ
k
ここに， Vmix： 標準状態における1時間当たりの希釈排気ガス流量 (L/h)
Ve： 定容量ポンプ1回転当たりに排出される希釈排気ガスの全量
（L／回転）
N： 定容量ポンプの1分当たりの回転数 (min−1)
Pp： 定容量ポンプ入口における希釈排気ガスの絶対圧 (kPa)
（大気圧から定容量ポンプに入る希釈排気ガスの圧力降下を
減じた圧力）
Tp： 定容量ポンプ入口における希釈排気ガスの平均絶対温度 (K)
19
D 1030 : 1998
2019年7月1日の法改正により名称が変わりました。まえがきを除き，本規格中の「日本工業規格」を「日本産業規格」に読み替えてください。
2) 臨界流ベンチュリ方式（CFV方式）CVS装置による場合 CFV方式CVS装置による場合には，希
釈排気ガス流量は，次の式によって求める。
()()
1
2
v
v
2
mix
600
3
2
1
t
t
dt
t
T
t
P
k
V
t
t
−
×
=∫
ここに，
Vmix： 標準状態における1時間当たりの希釈排気ガス流量 (L/h)
K2： ベンチュリ校正係数
Pv (t)： ベンチュリ入口における希釈排気ガスの絶対圧 (kPa)
Tv (t)： ベンチュリ入口における希釈排気ガスの絶対温度 (K)
t1： 測定開始時刻 (s)
t2： 測定終了時刻 (s)
c) 測定成分の排出量 各測定成分の排出量の計算は，次による。
1) COの排出量 COの排出量は，次の式によって求める。
COmass＝Vmix×COdens×COconc×10−6
COconc＝COe−COd (1−1/DF)
ここに， COmass： COの排出量 (g/h)
COdens： 1.16（標準状態におけるCO1L当たりの質量） (g/L)
COconc： COの正味濃度 (vol ppm)
COe： 希釈排気ガス中のCO濃度 (vol ppm)
COd： 希釈空気中のCO濃度 (vol ppm)
なお，水蒸気及びCO2などを除去する目的で吸着剤を使用してCO濃度を測定する場合には，COe
及びCOdは，次の式によって補正する。
COe＝｛1− (0.01＋0.005αf) CO2 e−0.000 323Rd｝COem
COd＝(1−0.000 323Rd) COdm
ここに，
αf： 燃料中の水素炭素原子数比の実測値又は推定値。
通常は，ガソリンには1.85，軽油には1.90，LPGには2.64
を用いる。
CO2 e： 希釈排気ガス中のCO2濃度 (vol%)
Rd： 希釈空気の相対湿度 (%)
COem： 吸着剤を使用した場合の希釈排気ガス中のCO濃度 (vol
ppm)
COdm： 吸着剤を使用した場合の希釈空気中のCO濃度 (vol ppm)
2) THCの排出量 THCの排出量は，次の式によって求める。
THCmass＝Vmix×THCdens×THCconc×10−6
THCconc＝THCe−THCd (1−1/DF)
ここに， THCmass： THCの排出量 (g/h)
THCdens： 標準状態におけるTHC1L当たりの質量 (g/L)
一般に，排気ガス中のTHCの水素炭素原子数比をαeと
し，分子式をCHαeと仮定した場合の標準状態における
THC1L当たりの質量は，次の式によって求める。
THCdens＝ (12.011＋1.007 94×αe) /24.055
ただし，通常，次の値を用いる。
0.577（ガソリン燃料，THCの水素炭素原子数比αeを1.85
とした場合）
0.579（軽油燃料，THCの水素炭素原子数比αeを1.90とし
た場合）
0.610（LPG燃料，THCの水素炭素原子数比αeを2.64とし
た場合）
20
D 1030 : 1998
2019年7月1日の法改正により名称が変わりました。まえがきを除き，本規格中の「日本工業規格」を「日本産業規格」に読み替えてください。
THCconc： THCの正味濃度 (vol ppmC)
THCe： 希釈排気ガス中のTHC濃度 (vol ppmC)
THCd： 希釈空気中のTHC濃度 (vol ppmC)
HFIDで希釈排気ガスを連続測定する場合には，THCの測定値から次の式によって求めた希釈排
気ガス中の平均THC濃度を使用する。
dt
THC
t
t
THC
t
t∫
−
=
2
1
1
2
e
1
ここに，
t1： 測定開始時刻 (s)
t2： 測定終了時刻 (S)
THC： THCの瞬時測定値 (vol ppmC)
3) NOxの排出量 NOxの排出量は，次の式によって求める。ただし，NOxは吸入空気の温度，湿度に
よって排出量が異なるので測定に際し同一条件となるよう考慮する必要がある。
NOx mass＝Vmix×NOx dens×NOx conc×10−6
NOx conc＝NOx e−NOx d (1−1/DF)
ここに， NOx mass： NOxの排出量 (g/h)
NOx dens： 1.91（NOxの全量をNO2とみなしたときの標準状態におけ
るNOx1L当たりの質量） (g/L)
NOx conc： NOxの正味濃度 (vol ppm)
NOx e： 希釈排気ガス中のNOx濃度 (vol ppm)
NOx d： 希釈空気中のNOx濃度 (vol ppm)
参考 NOx排出量の補正式の一例として米国環境保護庁 (EPA) で採用している例を示す。ただし，補
正式は特定の条件で統計的に求められたもので、工学的検討を基礎に決定されたものではない。
補正式によってNOx値を補正する場合でも，測定に際し同一環境条件となるよう考慮する必要
がある。
NOx mass＝Vmix×NOx dens×NOx conc×KH×10−6
(
)
71
.
10
9
032
.0
1
1
a
H
−
−
=
H
K
（ガソリン・LPG燃料の場合）
(
)
71
.
10
2
018
.0
1
1
a
H
−
−
=
H
K
（軽油燃料の場合）
100
/
22
.6
a
d
a
d
a
a
R
P
P
P
R
H
×
−
×
=
ここに， KH： 湿度補正係数
Ra： 試験室内空気の相対湿度 (%)
Pd： 試験室内気温における飽和水蒸気圧 (kPa)
Pa： 試験室内大気圧の測定値 (kPa)
Ha： 絶対湿度 (g/kg)
4) CO2の排出量 CO2の排出量は，次の式によって求める。
CO2 mass＝Vmix×CO2 dens×CO2 conc×10−2
CO2 conc＝CO2 e−CO2 d (1−1/DF)
ここに， CO2 mass： CO2の排出量 (g/h)
CO2 dens： 1.83（標準状態におけるCO2 1L当たりの質量） (g/L)
CO2 conc： CO2の正味濃度 (vol%)
CO2 e： 希釈排気ガス中のCO2濃度 (vol%)
CO2 d： 希釈空気中のCO2濃度 (vol%)
21
D 1030 : 1998
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附属書1（参考） 分析計の測定原理と一般特性
この附属書は，分析計の測定原理と一般特性について記述するものであり，規格の一部ではない。
1. NDIR
1.1
測定原理 非分散形赤外線分析計 (NDIR) は赤外線の領域に吸収帯をもつ気体又は液体の濃度をそ
の吸収波長での赤外線の吸収強度から測定する装置である。異なった原子からなる分子に赤外線を照射す
ると，分子振動のうち，双極子モーメントの変化を伴う振動による分子固有の赤外線吸収が生じる。そこ
で，試料に赤外線を照射すると，ランバート・ベアの法則によって，その濃度に対応したエネルギーの吸
収が行われる。
I＝I0exp (−μ･c･l)
ここに，
I： 吸収エネルギー
I0： 照射エネルギー
μ： 赤外線吸収係数
c： 試料の濃度
l： 試料層の厚さ
CO，CO2，NOなどの分子は，赤外線領域の特定の波長 (CO4.7μm，CO24.3μm，NO5.3μm) に主吸収帯
をもっており，この吸収帯の赤外線エネルギーの吸収量を測ることで濃度を測定することができる。また，
NOxコンバータを通した試料のNOを測定することによって，NOx濃度を測定することができる。
NDIRの構成例を附属書1図1に示す。
附属書1図1 NDIRの構成例
分析部はニクロム線などの黒体放射に近い光源，回転セクタ，波長選択用フィルタ（通常，光学的な固
体フィルタ又は吸収ガスを封入したフィルタを使用する。），基準セル，試料セル，検出器などから構成さ
れる。
検出器は，通常コンデンサ・マイクロホン式である。このコンデンサ膜を境として二つの受光室がある。
この中には測定すべき成分，すなわちCO，CO2又はNOなどが一定条件の分圧で封入されており，それぞ
れの吸収スペクトルに対応する赤外線エネルギーだけを吸収し，受光室内のガス温度を上昇させる。
今，光源から放射される相等しい二つの赤外線光束は，それぞれ，試料セル又は基準セルを通過し，回
22
D 1030 : 1998
2019年7月1日の法改正により名称が変わりました。まえがきを除き，本規格中の「日本工業規格」を「日本産業規格」に読み替えてください。
転セクタによって断続光となり，検出器に入る。試料セルを通過する赤外線が，試料中の測定成分ガスに
よって吸収されると，検出器の左右の室で吸収される測定成分の吸収帯域でのエネルギーに差が生じ，左
右の室に圧力差が生じる。その結果，圧力差に対応してコンデンサ・マイクロホンの静電容量が変化する
ので，これを電気的に検出し，測定成分の濃度の測定を行うことができる。
1.2
干渉成分による影響 赤外線の吸収波長に重なりがある成分が共存するときは，干渉成分による影
響として誤差を生じるので，これを低減するために，波長選択用フィルタを光路の途中に設ける。特に，
影響の大きい水分は，これを完全に除去するか，一定の水分濃度になるように校正用ガス及び試料を調湿
して干渉を補償する手段がとられている。また，光学的に直列に配置された補償検出器をもつ分析計もよ
く用いられる。補償形NDIRの構成例を，附属書1図2に示す。
附属書1図2 補償形NDIRの構成例
主検出器の受光室は光透過形である。補償検出器は通常の検出器と同じ形状をしている。主検出器には
測定成分の低分圧のガスが封入されており，一方補償検出器には，主検出器より高い分圧の測定成分が封
入されている。このため附属書1図3(a)に示すように主検出器は赤外線の吸収帯域が狭く，補償検出器は
吸収帯域が広い。したがって，附属書1図3(b)，(c)に示すように主検出器は測定成分とH2Oによるエネル
ギーの変化を受け，補償検出器は，主に主検出器の吸収帯域より外域の吸収帯域で，主にH2Oによるエネ
ルギーの変化を受けることになる。この両出力を電気的に，演算させることによって，干渉成分による影
響の少ない出力を得ることができる。
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2019年7月1日の法改正により名称が変わりました。まえがきを除き，本規格中の「日本工業規格」を「日本産業規格」に読み替えてください。
附属書1図3 補償形NDIRの吸収スペクトル
例として，NO分析計の干渉成分による影響の例を附属書1表1に示す。
CO2の影響は水分に比べて少ないが，特に高感度計においては補正を必要とする。補償検出器を用いた
分析計では，干渉成分による影響は実用上問題とならない程度まで小さくなる。
附属書1表1 干渉成分による影響の例
単位 NO vol ppm相当
妨害成分
ガスフィルタ 固体フィルタ 補償形(1)
CO2
16vol% 窒素希釈
25
10
4
CO
5vol% 窒素希釈
10
5
1
C3H8
0.2vol% 窒素希釈
10
6
2
SO2
0.15vol% 窒素希釈
5
3
1
NO2
50vol ppm 窒素希釈
0
0
0
NH3 400vol ppm 窒素希釈
10
7
1
H2O
0.6vol% 窒素希釈
100
80
4
注(1) 固体フィルタ使用0.6vol%H2O窒素希釈で補償調整したもの。
2. FID及びHFID
2.1
測定原理 水素炎イオン化形分析計 (FID) では，試料である炭化水素がジェットノズルの先端で燃
焼している水素炎中に導入され，燃焼する過程で複雑にイオン化され，炎が導電性をもつようになる。こ
こで，炎を挟んで対向した電極（対極）を設け，電場をかけると炭化水素の炭素原子数及び試料流量にほ
ぼ比例した微小電流が得られる。このFIDの試料採取流路と検出器を加熱したものがHFIDである。この
検出器の構成例を附属書1図4に示す。
24
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附属書1図4 FID及びHFIDの検出器の構成例
2.2
酸素干渉 FID及びHFIDは，一般に有機物質に比べイオン化ポテンシャルの高い無機ガスは感知し
ないとされているが，酸素 (O2) からは特異な影響を受けることが知られており，これを酸素干渉という。
直接測定における試料中のO2濃度は，広範囲に変化するので，あらかじめ酸素干渉をチェックし，生じる
誤差を確認しておくことが望ましい。希釈測定においては，試料中のO2濃度の範囲は，通常18〜21vol%
で3vol%程度の変化と考えられるので酸素干渉の影響は小さい。
この干渉は，検出器の構造，各流量（試料，燃料及び助燃ガス），燃料ガスの種類などによって左右され
る。40vol%H2/60vol%He以外の燃料では酸素干渉が大きくなる場合があるので，酸素干渉の影響を考慮し
て使用する必要がある。
酸素干渉の測定方法の例を以下に示す。
分析計の測定レンジを0〜500vol ppmCに設定し，以下の附属書1表2に示す試験用ガスを準備する。標
準ガス濃度はフルスケール近くとし，プロパン濃度はできるだけ高精度のものを用意する。
附属書1表2 試験用ガスの例
成分名
濃度
希釈ガス
a)
プロパン (C3H8)
150vol ppm (450vol ppmC)
高純度窒素
b)
プロパン (C3H8)
150vol ppm (450vol ppmC)
02
5vol% 残N2
c)
プロパン (C3H8)
150vol ppm (450vol ppmC)
O2 10vol% 残N2
d)
プロパン (C3H8)
150vol ppm (450vol ppmC)
O2 15vol% 残N2
e)
プロパン (C3H8)
150vol ppm (450vol ppmC)
高純度空気
これらのガスを順次校正ラインから導入するか，試料導入口でオーバーフローさせながら吸引させ測定
する。
次にその測定値をそれぞれの炭化水素の濃度 (vol ppmC) で除し，a)のガスすなわち窒素希釈のプロパン
を導入した場合との百分率 (%) を求める。
以上のようにして測定した酸素干渉の測定例を附属書1図5に示す。
25
D 1030 : 1998
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附属書1図5 酸素干渉の測定例
2.3
炭化水素応答（相対感度） 排気ガスに含まれるTHCは，広範な成分の炭化水素から構成されてい
る。一方，FIDは，ぎ酸 (HCOOH) とホルムアルデヒド (HCHO) を除く，ほとんどすべての有機化合物
に対して感度をもっている。中でも炭素と水素だけから成る化合物の場合が最も感度がよく，その応答は
含有炭素数にほぼ比例する。炭化水素の構造による差異は少ないが，化合物中に酸素，窒素，ハロゲンな
どの異種元素があると感度は低下する。また，炭化水素応答は，酸素干渉と同様に検出器の構造や燃焼条
件によって左右される。
参考1. 炭化水素応答（相対感度）の測定方法 HFIDの炭化水素応答の測定方法例を，次に示す。
分析計の測定レンジを0〜500vol ppmCに設定し，高純度空気で薄められたフルスケール近
くの濃度のプロパンガスを含む試験用ガスを準備する。また，常温で液体状態の高沸点炭化
水素を加熱し，気化した蒸気を高純度空気で薄めて，所定の濃度とする。高沸点炭化水素の
測定においては，接ガス部を160℃以上に加熱して吸着を防ぐとともに，発生ガス濃度のモ
ニタを同時に行い，濃度が安定していることを確認する必要がある。
これらのガスを試料導入口でオーバーフローさせながら吸引させ測定する。次にその測定
値をそれぞれの炭化水素の濃度 (vol ppmC) で除しプロパンとの比率を求める。
実際の排気ガス測定において，広範囲の炭化水素にほぼ等しい感度をもつよう，この結果
が1.0に近似していることが望ましい。
このようにして求めた炭化水素応答の測定例を，附属書1表3に示す。
附属書1表3 炭化水素応答の測定例
試験用炭化水素成分名 炭化水素応答
試験用炭化水素成分名
炭化水素応答
プロパン (C3H8)
1.000
ヘキシルベンゼン (C12H18)
0.967
メタン (CH4)
1.074
シクロドデカン (C12H24)
1.000
アセチレン (C2H2)
0.963
ドデカン (C12H26)
0.978
1-ブテン (1-C4H8)
0.993
テトラデカン (C14H30)
0.980
n−ヘキサン (n-C6H14)
0.989
1-ヘキサデセン (1-C16H32)
0.959
トルエン (C7H8)
0.998
n-セタン (n-C16H34)
0.978
ナフタレン (C10H8)
0.975
備考 試料採取流路及び分析計温度：191℃
試験用ガス濃度：約450vol ppmC／空気希釈
参考2. 代替燃料に関する炭化水素応答（相対感度） 近年，石油燃料の代替化，エネルギー源の多
様化のため，アルコール，圧縮天然ガス (CNG) をはじめとする代替燃料を用いた自動車の
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開発が進められている。
アルコール燃料車において未燃焼のアルコールを含む排気ガス中の炭化水素濃度をFIDで
測定する場合，アルコールに対するFIDの感度は，ほかの炭化水素と異なるため，アルコー
ルに対する炭化水素応答を考慮する必要がある。また，FIDでアルコールの測定を行う場合
には，試料採取流路でのアルコールの吸着や凝縮水へのアルコールの溶解を防ぐため，一般
にHFIDが使用される。加熱温度などが，アルコールの分解や凝縮に影響があるといわれて
いるが，これに関しては十分な知見が得られていないので，加熱温度の範囲などについては
今後の検討が必要である。
一方，CNG燃料車において排気ガス中の炭化水素濃度をFIDで測定する場合，CNGの主
成分がメタン (CH4) で構成されているため，排気ガス中のTHCの中にもメタンの比率が特
異的に高いことが多い。このため，CNG車の排気ガスを，より精度よく測定するにはメタン
に対する炭化水素応答を考慮する必要がある。
附属書1表4にアルコール及びメタンのプロパンに対する炭化水素応答（相対感度）の測
定例を示す。
附属書1表4 アルコール及びメタンの
炭化水素応答の測定例
試験用炭化水素成分名
炭化水素応答
プロパン (C3H8)
1.000
メタノール (CH3OH)
0.647
エタノール (C2H5OH)
0.731
メタン (CH4)
1.074
アルコール： HFID（試料採取流路及び分析計温度：191℃）
試験用ガス濃度：約450vol ppmC／空気希釈
メタン ： FID
試験用ガス濃度：100vol ppmC／空気希釈
2.4
燃料ガス 燃料ガス中の水素の濃度，助燃ガスと燃料ガスとの流量比などの条件によって，酸素干
渉，炭化水素応答などの性能が影響を受けるので，分析計の使用に当たって，これらの影響を十分に考慮
する必要がある。燃料ガスは，40vol%H2/60vol%Heの混合燃料が特性的に優れていることが実験的に裏付
けられている。混合燃料のH2濃度変化に対する酸素干渉の変化についての実測例及び燃料変化による酸素
干渉の変化の実測例を附属書1図6及び附属書1図7に示す。また，燃料と炭化水素応答との関係の例を
附属書1図8に示す。40vol%H2/60vol%Heの場合，試料との混合比は20倍程度が適切である。燃料ガスに
炭化水素の不純物が含まれている場合，この倍率でゼロ点に影響する。
27
D 1030 : 1998
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附属書1図6 酸素干渉の変化の例（燃料ガス中のH2濃度変化の影響）
附属書1図7 酸素干渉の例（燃料ガスの希釈ガスの影響）
附属書1図8 炭化水素応答の例（燃料ガス中のH2濃度の影響）
3. CL及びHCL
3.1
測定原理 化学発光分析計 (CL) は，試料中の一酸化窒素 (NO) とオゾン (O3) とが反応して，二酸
化窒素 (NO2) を生成する際に生じる化学発光を利用した分析計で，その発光強度は，一般的に反応槽に導
入されるNOの質量流量に比例する。反応槽は，通常，ステンレス鋼などで作られており，試料とオゾン
導入口及び排気口があり，反応に伴う発光を有効に取り出せる方向に測光用の光学窓があけてある。CL
及びHCLの検出部の構成例を附属書1図9に示す。反応槽の圧力は減圧法の場合には0.13〜1.3kPaの減圧
に，常圧法の場合には常圧に保たれている。
28
D 1030 : 1998
2019年7月1日の法改正により名称が変わりました。まえがきを除き，本規格中の「日本工業規格」を「日本産業規格」に読み替えてください。
附属書1図9 CL及びHCLの検出部の構成例
NOとO3は，
NO＋O3
→
NO2＋O2
··········································································· (1)
NO＋O3
→
NO2*＋O2
··········································································· (2)
NO2*
→
NO2＋hv
··········································································· (3)
NO2*＋M
→
NO2＋M*
··········································································· (4)
のように反応するが，NOがO3によって酸化されて生じるNO2の一部が励起状態 (NO2*) となり，この
NO2*がNO2（基底状態）に遷移する際に590nmから2 500nmの波長の光を放射する。式(2)の反応による
NO2*の収率は約10%であり，温度の1℃の上昇によって収率の0.9%が増加する。
この反応によって光の強度は，
I＝I0 [NO] [O3] / [M]
で与えられる。式(4)で示したように，NO2*は共存成分Mとの衝突によって容易に基底状態に戻る。減圧
法では [M] の値が低いためNO2*との衝突による感度の低下が少なく，高い感度が得られる。この光は
590nmより短波長の光をカットする光学フィルタを透過後，適切な分光感度特性をもつ光電子増倍管やホ
トダイオードによって検出される。減圧形CLの構成例を附属書1図10に，常圧形CLの構成例を附属書
1図11に示す。多くの分析計では，検出器の前に試料中のNO2をNOに変換するNOxコンバータを内蔵し
ている。また，余剰のオゾンを安全のため分解処理する分解器などをつけることが多い。
附属書1図10 減圧形CLの構成例
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附属書1図11 常圧形CLの構成例
3.2
干渉成分による影響 自動車の排気ガス成分の中には，NO以外にもO3との反応によって化学発光
を生じるものがあり，CO，二酸化硫黄 (SO2)，オレフィン系炭化水素，カルボニル化合物などがよく知ら
れている。以上は測定値に対する正の干渉であるが，ほかに，化学発光に対する消光現象（クェンチング
現象）による負の干渉がある。消光現象は励起されたNO2が共存成分との衝突によって励起エネルギーを
失い，発光に至らないために起こるものである。具体的にはCO2及び水分の影響がよく知られている。こ
の干渉を減少させる目的で，反応槽内でのCO2及び水分の濃度を低くするために，流入するO3と試料の
流量比を大きくしたり，試料を薄めた後反応槽に導入するなどの手法がとられている。希釈測定法での希
釈排気ガス中に含まれるCO2及び水分の濃度は2vol%程度であり，それらの濃度での干渉は3%以下であ
ることが望ましい。
なお，直接測定法の場合，CO2及び除湿機能をもたないHCLでの水分は希釈測定法に比べて高濃度とな
るためこれらの成分による干渉には十分な考慮が必要である。これらの干渉のほかに，NOxコンバータに
熱化学反応を用いているため，試料中に共存する水素とNOとの反応によって負干渉を示したり，試料中
のアンモニア (NH3) が酸化されNOを生じて正干渉を示す場合もある。干渉成分の影響について減圧法の
例を附属書1表5〜7に，常圧法の例を附属書1表8〜10にそれぞれ示す。
附属書1表5 共存成分の影響（減圧法）
0〜10vol ppmフルスケールのゼロ点における干渉
組成
影響値（フルスケールの%）
NOxコンバータ
を通さない場合
NOxコンバータ
を通した場合
CO
0.856vol%
窒素希釈
＜0.1
＜0.1
CO2
7.61vol%
窒素希釈
＜0.1
＜0.1
C3H8
155vol ppm
窒素希釈
＜0.1
＜0.1
CH4
390vol ppm
空気希釈
＜0.1
＜0.1
n-C6H14
70.6vol ppm
空気希釈
＜0.1
＜0.1
1-C4H8
111vol ppm
空気希釈
＜0.1
＜0.1
C7H8
57.5vol ppm
空気希釈
＜0.1
＜0.1
C2H2
85.3vol ppm
空気希釈
＜0.1
＜0.1
C2H2
95.6vol ppm
窒素希釈
＜0.1
＜0.1
C2H4
169vol ppm
窒素希釈
＜0.1
＜0.1
SO2
80.0vol ppm
窒素希釈
＜0.1
＜0.1
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2019年7月1日の法改正により名称が変わりました。まえがきを除き，本規格中の「日本工業規格」を「日本産業規格」に読み替えてください。
附属書1表6 共存成分の影響（減圧法）
0〜50vol ppmフルスケールの校正点における干渉
組成
影響値（フルスケールの%）
NOxコンバータ
を通さない場合
NOxコンバータ
を通した場合
47.7vol ppm NO＋2.23vol% CO
窒素希釈
＜0.1
＋0.2
47.1vol ppm NO＋3.44vol% CO2
窒素希釈
−1.4
−1.4
45.0vol ppm NO＋20.0vol% O2
窒素希釈
−2.5
−2.1
48.1vol ppm NO＋17.9vol% H2
窒素希釈
＋0.2
＋0.6
48.3vol ppm NO＋785vol ppm CH4
窒素希釈
−0.2
＜0.1
48.7vol ppm NO＋144vol ppm C2H4
窒素希釈
＜0.1
＋0.2
40.0vol ppm NO＋600vol ppm C3H8
窒素希釈
＜0.1
＜0.1
48.1vol ppm NO＋29℃飽和H2O
窒素希釈
−1.0
−0.8
46.8vol ppm NO＋86.0vol ppm SO2
窒素希釈
＜0.1
＜0.1
附属書1表7 共存成分の影響（減圧法）
0〜500vol ppmフルスケールの校正点における干渉
組成
影響値（フルスケールの%）
NOxコンバータ
を通さない場合
NOxコンバータ
を通した場合
453vol ppm NO＋2.23 vol% CO
窒素希釈
−0.3
＋0.3
447vol ppm NO＋3.44 vol% CO2
窒素希釈
−1.4
−1.4
390vol ppm NO＋20.0 vol% O2
窒素希釈
−2.6
−2.2
465vol ppm NO＋17.9 vol% H2
窒素希釈
＋0.5
＋0.4
459vol ppm NO＋747 vol ppm CH4
窒素希釈
−0.2
＜0.1
462vol ppm NO＋144 vol ppm C2H4
窒素希釈
＜0.1
＜0.1
387vol ppm NO＋600 vol ppm C3H8
窒素希釈
＜0.1
＜0.1
456vol ppm NO＋26℃飽和H2O
窒素希釈
−1.0
−0.9
453vol ppm NO＋86.0volppm SO2
窒素希釈
−0.3
−0.3
附属書1表8 共存成分の影響（常圧法）
0〜10vol ppmフルスケールのゼロ点における干渉
組成
影響値（フルスケールの%）
NOxコンバータ
を通さない場合
NOxコンバータ
を通した場合
CO 0.973vol%
窒素希釈
＜0.1
＜0.1
CO2 8.33vol%
窒素希釈
＜0.1
＜0.1
CH4 97.2vol ppm
窒素希釈
＜0.1
＜0.1
C2H8 100vol ppm
空気希釈
＜0.1
＜0.1
n-C6H14 51.4vol ppm
空気希釈
＜0.1
＜0.1
C2H4 162vol ppm
空気希釈
＜0.1
＜0.1
H2 4.17vol%
窒素希釈
＜0.1
＜0.1
SO2 93vol ppm
窒素希釈
＜0.1
＜0.1
NH3 98vol ppm
窒素希釈
＜0.1
＜0.1
NH3 88.2vol ppm＋O2 9.9vol%
窒素希釈
＜0.1
＜0.2(2)
注(2) NH3干渉 NOxコンバータ温度 350℃
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2019年7月1日の法改正により名称が変わりました。まえがきを除き，本規格中の「日本工業規格」を「日本産業規格」に読み替えてください。
附属書1表9 共存成分の影響（常圧法）
0〜50vol ppmフルスケールの校正点における干渉
組成
影響値（フルスケールの%）
NOxコンバータ
を通さない場合
NOxコンバータ
を通した場合
43.8vol ppm NO＋0.879vol% CO
窒素希釈
＜0.1
＜0.1
43.8vol ppm NO＋1.88vol% CO2
窒素希釈
−1.0
−1.0
43.8vol ppm NO＋33.3vol ppm CH4
窒素希釈
＜0.1
＜0.1
43.8vol ppm NO＋97.0vol ppm C2H4
窒素希釈
＜0.1
＜0.1
43.8vol ppm NO＋635voI ppm C3H8
窒素希釈
＜0.1
＜0.1
43.8vol ppm NO＋235vol ppm C6H14
窒素希釈
＜0.1
＜0.1
43.8vol ppm NO＋93vol ppm SO2
窒素希釈
＜0.1
＜0.1
43.8vol ppm NO＋20vol% O2
窒素希釈
−1.0
−1.0
43.8volppm NO＋29℃飽和H2O
窒素希釈
−1.0
−1.0
附属書1表10 共存成分の影響（常圧法）
0〜500vol ppmフルスケールの校正点における干渉
組成
影響値（フルスケールの%）
NOxコンバータ
を通さない場合
NOxコンバータ
を通した場合
498vol ppm NO＋2.4vol% CO
窒素希釈
＜0.1
＜0.1
498vol ppm NO＋2.5vol% CO2
窒素希釈
−1.5
−1.5
496vol ppm NO＋595vol ppm CH4
窒素希釈
＜0.1
＜0.1
483vol ppm NO＋139vol ppm C2H4
窒素希釈
＜0.1
＜0.1
490vol ppm NO＋560vol ppm C3H8
窒素希釈
＜0.1
＜0.1
499vol ppm NO＋232vol ppm
n-C6H14
窒素希釈
＜0.1
＜0.1
445vol ppm NO＋92vol ppm SO2
窒素希釈
＋0.1
＋0.1
497vol ppm NO＋23vo1% O2
窒素希釈
−2.0
−2.0
483vol ppm NO＋20℃飽和H2O
窒素希釈
−0.9
−0.9
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2019年7月1日の法改正により名称が変わりました。まえがきを除き，本規格中の「日本工業規格」を「日本産業規格」に読み替えてください。
附属書2（参考） 排気ガス中の測定成分の排出量計算式
この附属書は，排気ガス中の各測定成分の排出量の計算式の導入過程を記述するものであり，規格の一
部ではない。
1. 燃焼反応式 1モルの燃料 (CxHyOz) が燃焼した場合，排気ガス中の炭化水素も燃料と同じ組成であ
ると仮定すると，次の式が成り立つ。
Inerts)
(O
)2/
4/
(
O
H
C
2
O
2
z
y
x
･
＋
−
＋
＋
β
λ
z
y
x
→a･CO2＋b･CO＋c･O2＋d･CxHyOz＋eH2＋f･H2O
＋
2
O
β･λ (x＋y/4−z/2) Inerts ··················································· (1)
ここに，
λ： 空気過剰率
2
O
β： 乾き空気中の不活性ガスとO2とのモル比
x： 燃料中の炭素原子数
y： 燃料中の水素原子数
z： 燃料中の酸素原子数
a： 排気ガス中のCO2のモル数
b： 排気ガス中のCOのモル数
c： 排気ガス中のO2のモル数
d： 排気ガス中の未燃焼燃料 (CxHyOz) のモル数
e： 排気ガス中のH2のモル数
f： 排気ガス中の水のモル数
Inerts： 不活性ガス
炭素，水素及び酸素の各原子数は燃焼前後において等しいことから次の式が成り立つ。
C : x＝a＋b＋x･d ········································································ (2)
H : y＝y･d＋2･e＋2･f ·································································· (3)
O : z＋2λ (x＋y/4−z/2) ＝2･a＋b＋2･c＋z･d＋f ································· (4)
また，水性ガス反応定数をKとすると，
K
e
a
f
b
=
=
濃度
濃度
濃度
濃度
2
2
2
H
CO
O
H
CO
······················································· (5)
式(2)，式(3)及び式(5)から排気ガス中の水素及び水分のモル数は，
(
)
d
a
K
b
a
K
b
y
e
−
+
=
1
/
1
/
2
································································ (6)
(
)
d
a
K
b
y
f
−
+
=
1
/
1
1
2
······························································· (7)
式(2)，式(7)及び式(4)から排気ガス中のO2のモル数は，次の式となる。
(
)(
)
(
)
d
a
K
b
a
K
b
y
b
z
y
x
d
c
−
+
+
+
−
+
+
−
=
1
/
1
/
4
2
/
2
/
4
/
1
λ
······················· (8)
燃焼ガスの全モル数をMeとすると，
Me＝ａ＋ｂ＋ｃ＋ｄ＋ｅ＋ｆ＋λ･
2
O
β(x＋y/4−z/2)
33
D 1030 : 1998
2019年7月1日の法改正により名称が変わりました。まえがきを除き，本規格中の「日本工業規格」を「日本産業規格」に読み替えてください。
(
)
a
1
2
/
1
/
1
4
2
M
d
z
a
K
b
a
K
b
y
d
b
+
−
+
+
+
+
+
=
································· (9)
ここに，
Me： 燃料1モル当たりの排気ガスのモル数
Ma： 燃料1モル当たりの空気のモル数
Ma＝ (1＋
2
O
β) λ (x＋y/4−z/2)
また，各成分を体積割合Piで表すと，
a/Me＝
2
CO
P
············································································ (10)
b/Me＝PCO ·············································································· (11)
d/Me＝PCxHyOz
＝PTHC/x ·································································································(12)
ここで，PTHCは未燃焼燃料を炭素数等量として表した体積割合である。
PTHC＝xPCxHyOz
式(2)の両辺をMeで割ると式(10)〜(12)から，次の式が得られる。
CxHyOz
CO
CO
e
e
e
e
2
P
x
P
P
M
d
x
M
b
M
a
M
x
+
+
=
+
+
=
＝
2
CO
P
＋ＰCO＋ＰTHC ···························································· (13)
2. 排気ガス及び吸入空気のモル数 式(9)及び式(10)〜(12)から，燃料1モル当たりの排気ガスのモル数は，
m＝y/x及びn＝z/xとしてMeについてまとめると，次の式となる。
THC
CO
CO
CO
CO
CxHyOz
CO
a
CO
CO
CO
CO
2
/
1
/
1
4
2
1
2
/
1
/
1
4
2
2
2
2
P
z
P
K
P
P
K
P
y
P
P
M
z
P
K
P
P
K
P
y
Me
+
+
+
+
−
−
+
+
+
+
=
··············· (14)
THC
CO
CO
CO
CO
THC
CO
a
CO
CO
CO
CO
2
/
1
/
1
4
2
1
2
/
1
/
1
4
2
2
2
2
P
n
P
K
P
P
K
P
m
x
P
P
M
n
P
K
P
P
K
P
m
x
+
+
+
+
−
−
+
+
+
+
=
·················· (14)'
3. 直接測定法による場合(1)
3.1
排気ガス流量 排気ガス流量の計算式の導入過程を以下に示す。
燃料1モル当たりの排気ガスのモル数に燃料のモル流量を乗じると排気ガスの流量を求めることができ
る。燃料の質量流量をGf (g/h) とすると燃料のモル流量MGf (mol/h) は，
n
m
x
G
z
y
x
G
M
+
+
=
+
+
=
4
999
.
15
94
007
.1
011
.
12
/
4
999
.
15
94
007
.1
011
.
12
f
f
Gf
················· (15)
吸入空気のモル流量をMGa (mol/h) として式(14)，式(15)から，次の式を得る。
34
D 1030 : 1998
2019年7月1日の法改正により名称が変わりました。まえがきを除き，本規格中の「日本工業規格」を「日本産業規格」に読み替えてください。
THC
CO
CO
CO
CO
THC
CO
Ga
f
CO
CO
CO
CO
Ge
2
/
1
/
1
4
2
1
9994
.
15
00794
.1
011
.
12
2
/
1
/
1
4
2
2
2
2
P
n
P
K
P
P
K
P
m
x
P
P
M
n
m
G
n
P
K
P
P
K
P
m
M
+
+
+
+
−
−
+
+
+
+
+
+
=
················· (16)
式(16)の両辺にモル当たりの体積を乗じると体積流量が得られる。
THC
CO
CO
CO
CO
THC
CO
a
f
f
CO
CO
CO
CO
e
2
/
1
/
1
4
2
1
9994
.
15
94
007
.1
011
.
12
055
.
24
2
/
1
/
1
4
2
2
2
2
P
n
P
K
P
P
K
P
m
x
P
P
Q
Q
n
m
n
P
K
P
P
K
P
m
Q
+
+
+
+
−
−
+
+
+
+
+
+
=
ρ
················· (17)
ここに，
Qe： 標準状態における排気ガスの体積流量 (L/h)
Qa： 標準状態における吸入空気の体積流量 (L/h)
m： 燃料 (CxHyOz) 中の炭素に対する水素の原子数比y/x
n： 燃料 (CxHyOz) 中の炭素に対する酸素の原子数比z/x
Qf： 燃料の体積流量 (L/h)
ρf： 燃料の密度 (g/L)
24.055： 標準状態 (293.15K, 101.325kPa) における理想気体の体積
(L/mol)
＝22.414 10×293.15/273.15
実際の排気ガスではPCO/2，PTHC≪1であるから，排気ガス流量は以下の近似式で求めることができる。
f
f
a
e
4
999
.
15
94
007
.1
011
.
12
055
.
24
2
4
ρ
+
+
+
+
=
Q
n
m
n
m
Q
Q
················· (18)
各種の燃料に対する計算式を，以下に示す。
Qe＝Qa＋0.802×Qf×ρf
（ガソリン燃料の場合，m＝1.85，n＝0）
Qe＝Qa＋0.820×Qf×ρf
（軽油燃料の場合，m＝1.90，n＝0）
Qe＝Qa＋1.082×Qf×ρf
（LPG燃料の場合，m＝2.64，n＝0）
一方，空燃比をパラメータとして排気ガスの体積流量を求めると，空気の密度をρa，質量流量Gaとして
式(17)から
a
THC
CO
CO
CO
CO
THC
CO
a
a
f
CO
CO
CO
CO
e
2
/
1
/
1
4
2
1
/
4
999
.
15
94
007
.1
011
.
12
055
.
24
2
/
1
/
1
4
1
2
2
2
2
Q
P
n
P
K
P
P
K
P
m
x
P
P
G
G
n
m
n
P
K
P
P
K
P
m
Q
+
+
+
+
−
−
+
+
+
+
+
+
=
ρ
a
THC
CO
CO
CO
CO
THC
CO
CO
CO
CO
CO
2
/
1
/
1
4
2
1
1
4
999
.
15
94
007
.1
011
.
12
419
964
.
28
2
/
1
/
1
4
1
2
2
2
2
Q
P
n
P
K
P
P
K
P
m
x
P
P
AF
n
m
n
P
K
P
P
K
P
m
+
+
+
+
−
−
+
+
+
+
+
+
=
················· (19)
35
D 1030 : 1998
2019年7月1日の法改正により名称が変わりました。まえがきを除き，本規格中の「日本工業規格」を「日本産業規格」に読み替えてください。
ここに，
AF： 空燃比
f
f
a
a
f
a
ρ
ρ
=
=
Q
Q
G
G
AF
Ga： 吸入空気の質量流量 (g/h)
ρa： 標準状態における空気の密度 (g/L)
055
.
24
419
964
.
28
=
28.964 419： 空気の分子量
実際の排気ガスではPCO/2，PTHC≪1であるから，排気ガス流量は以下の近似式で求めることができる。
+
+
+
+
=
AF
n
m
n
m
Q
Q
1
4
999
.
15
94
007
.1
011
.
12
419
964
.
28
2
4
1
a
e
·············· (20)
各種の燃料について計算式を求めると，次の式となる。
Qe＝Qa× (1＋0.965/AF)
（ガソリン燃料の場合，m＝1.85，n＝0）
Qe＝Qa× (1＋0.989/AF)
（軽油燃料の場合，m＝1.90，n＝0）
Qe＝Qa× (1＋1.302/AF)
（LPG燃料の場合，m＝2.64，n＝0）
3.2
乾き排気ガス濃度から湿り排気ガス濃度への換算式 直接測定法では，CO，CO2などの成分は，排
気ガス中の水分を除去した後の濃度が測定される。したがって，排出量を算出するためには，除湿後の濃
度から除湿前の濃度に換算する必要がある。
乾き排気ガスの体積 (Vdr) と測定成分の濃度 (Cdr) と湿り排気ガスの体積 (Vw) と測定成分の濃度 (Cw)
の関係は，
Cdr･Vdr＝Cw･Vw
したがって，乾き排気ガス中の測定成分の濃度から湿り排気ガス中の測定成分の濃度への換算係数Kw
は，次の式となる。
e
e
w
dr
dr
w
w
M
M
V
V
C
C
K
′
=
=
=
······························································· (21)
ここに，
Cw： 湿り排気ガス中の測定成分の濃度
Cdr： 乾き排気ガス中の測定成分の濃度
M'e： 乾き排気ガスのモル数
Vw： 湿り排気ガスの体積
Vdr： 乾き排気ガスの体積
式(1)から水分は，燃料1モル当たりfモル発生するから，乾き排気ガスのモル数M'eは排気ガスの全モ
ル数Meからfモルを差し引いて求められる。
e
e
e
w
1Mf
M
f
M
K
−
=
−
=
······························································ (22)
式(7)，式(10)〜(13)から
−
+
−
=
−
=
e
e
e
w
1
/
1
1
2
1
1
M
d
M
a
K
b
y
M
f
K
2
2
CO
CO
CHO
e
CO
CO
/
1
2
1
/
1
1
2
1
P
K
P
P
m
M
P
K
P
y
+
+
+
−
=
····················· (23)
式(14)から求めたMeを式(22)に代入して整理すると，次の式を得る。
36
D 1030 : 1998
2019年7月1日の法改正により名称が変わりました。まえがきを除き，本規格中の「日本工業規格」を「日本産業規格」に読み替えてください。
(
)
2
2
2
CO
CO
a
CO
CO
CO
CO
a
THC
CO
w
/
1
2
2
/
1
/
1
4
1
2
1
1
P
K
P
m
x
M
n
P
K
P
P
K
P
m
M
x
P
P
K
+
+
+
+
+
−
−
−
−
=
·············· (24)
ここで，Maは，燃料1モル当たりの空気のモル数であるから，空燃比AFで表すことができる。
燃料及び空気のモル流量をMGf，MGa，質量流量をGf，Gaとして，
(
)z
y
x
G
G
M
M
M
+
+
=
=
4
999
.
15
94
007
.1
011
.
12
/
419
964
.
28
/
f
a
Gf
Ga
a
AF
x
n
m+
+
=
419
964
.
28
4
999
.
15
94
007
.1
011
.
12
······································ (25)
式(25)を式(24)に代入すると，次の式が求められる。
2
2
2
CO
CO
CO
CO
CO
CO
THC
CO
w
/
1
2
/
419
964
.
28
4
999
.
15
94
007
.1
011
.
12
2
/
1
/
1
4
1
419
964
.
28
4
999
.
15
94
007
.1
011
.
12
2
1
1
P
K
P
m
AF
n
m
n
P
K
P
P
K
P
m
AF
n
m
x
P
P
K
+
+
+
+
+
+
+
−
+
+
−
−
−
=
················· (26)
ここで，PCO，PTHC≪1とみなせるとすると次の近似式が得られる。
AF
n
m
n
m
m
K
+
+
+
+
−
=
419
964
.
28
4
999
.
15
94
007
.1
011
.
12
2
4
2/
1
w
······················· (27)
また，
AF
n
m
n
m
+
+
+
419
964
.
28
4
999
.
15
94
007
.1
011
.
12
2
4
≪
とみなせるとすると，次の簡易式を得る。
AF
m
n
m
Kw
2/
4
999
.
15
94
007
.1
011
.
12
419
964
.
28
1
+
+
−
=
································ (27)'
各種の燃料について計算式を求めると，
ガソリン
m＝1.85，n＝0
Kw＝1−1.044m/AF
軽油
m＝1.90，n＝0
Kw＝1−1.040m/AF
LPG
m＝2.64，n＝0
Kw＝1−0.987m/AF
上記の計算結果からm/AFの係数はほぼ1であるから，式(27)'の簡易式として式(27)"が得られる。
K'w＝1−m/AF ········································································ (27)"
簡易式を用いたときの誤差を，附属書2表1に示す。
附属書2表1 湿り/乾き換算係数 簡易式の誤差
燃料
m
n
AF
Kw式(27)"
Kw式(27)'
誤差(%)
ガソリン 1.85
0
14.57
0.873
0.876
−0.34
軽油
1.90
0
14.64
0.870
0.874
−0.46
LPG
2.64
0
15.64
0.831
0.846
−1.77
計算結果から，ガソリン，軽油に対しては簡易式(27)"を適用しても誤差は1%以下であるが，水素炭素
原子数比mの大きいLPGでは誤差が大きくなる。
このため，排気管から直接測定した乾き排気ガス中の測定成分の濃度から，湿り排気ガス中の測定成分
の濃度への換算は，次の式によって求める。
37
D 1030 : 1998
2019年7月1日の法改正により名称が変わりました。まえがきを除き，本規格中の「日本工業規格」を「日本産業規格」に読み替えてください。
− 燃料がガソリン，軽油の場合
Xw＝Xdr× (1−αf/AF)
− LPGの場合
×
×
+
+
−
×
=
AF
X
X
419
964
.
28
94
007
.1
011
.
12
4
2
1
f
f
f
dr
w
α
α
α
ここに， Xw： 排気管から直接測定した乾き排気ガス中のCO，CO2，NOx，
THCなどの測定成分の濃度から，湿り，排気ガス中の測定
成分の濃度に換算した値（vol ppm，vol ppmC又はvol%）
ただし，分析計に除湿器を使用していない場合には，測定
値が湿り排気ガス中の測定成分の濃度となる。
Xdr： 排気管から直接測定した乾き排気ガス中の測定成分の濃度
（vol ppm，vol ppmC又はvol%）
通常，分析計には除湿器を使用しているため，測定値は乾
き排気ガス中の測定成分の濃度となる。
αf： 燃料中の水素炭素原子数比の実測値又は推定値
通常，ガソリンは1.85，ディーゼルは1.90，LPGは2.64
を用いる。
AF： 空燃比は，次の式によって求める。
f
f
a
a
f
a
ρ
ρ
×
×
=
=
Q
Q
G
G
AF
4. 直接測定法による場合(2) 燃料 (CxHyOz) 1モル当たりの排気ガスのモル数をMe，排気ガス中のCO2，
CO，THCの体積割合を
2
CO
p
，PCO，PCxHyOzとすると，排気ガス中の炭素原子数と燃料中の炭素原子数は
等しいから，次の式が成り立つ。
Me (
2
CO
p
＋PCO＋x･PCxHyOz) ＝x ··················································· (28)
PCxHyOzを炭素数等量として表した体積割合PTHCで表すと，PTHC＝x･PCxHyOzだから
Me＝x/ (
2
CO
p
＋PCO＋PTHC) ························································· (29)
一方，1時間当たりGfグラムの燃料が燃焼すれば，燃料のモル数は，
z
y
x
G
M
+
+
=
4
999
.
15
94
007
.1
011
.
12
f
Gf
(mol/h) ····························· (30)
よって，1時間当たりに発生する排気ガスのモル数MGeは，燃料1モル当たりの排気ガスのモル数Meに1
時間当たりの燃料のモル数を乗じて求めることができる。
z
y
x
G
P
P
P
x
M
M
M
e
Ge
+
+
+
+
=
=
4
999
.
15
94
007
.1
011
.
12
f
THC
CO
CO
Gf
2
n
m
G
P
P
P
+
+
+
+
=
4
999
.
15
94
007
.1
011
.
12
1
f
THC
CO
CO2
(mol/h) ······· (31)
各成分の排出量は成分の体積割合をPi，分子量をMiとして，次の式で表すことができる。
f
THC
CO
CO
i
i
i
2
4
999
.
15
94
007
.1
011
.
12
G
P
P
P
P
n
m
M
G
+
+
+
+
=
(g/h) ········ (32)
ここに， Gi： 測定成分の排出量 (g/h)
Mi： 測定成分の分子量 (g/mol)
38
D 1030 : 1998
2019年7月1日の法改正により名称が変わりました。まえがきを除き，本規格中の「日本工業規格」を「日本産業規格」に読み替えてください。
Pi： 測定成分の体積割合
Gf： 燃料流量 (g/h)
m： 燃料中の水素炭素原子数比 y/x
n： 燃料中の酸素炭素原子数比 z/x
また，除湿後の測定成分の体積割合をP'iとすると，各成分の排出量は，次の式となる。
f
THC
CO
CO
i
i
i
2
4
999
.
15
94
007
.1
011
.
12
G
P
P
P
P
n
m
M
G
′
+
′
+
′
′
+
+
′
=
(g/h) ········ (33)
ここで，直接測定法による乾き排気ガス中の各成分の濃度をCOdr，CO2 dr，THCdr，NOx drとすると，各
成分の排出量は，次の式となる。
f
4
dr
4
dr
dr
2
4
dr
m
M
mass
10
10
10
G
THC
CO
CO
CO
CH
CO
CO
×
×
+
×
+
×
×
=
−
−
−
α
f
4
dr
4
dr
dr
2
4
dr
m
M
mass
10
10
10
G
THC
CO
CO
THC
CH
THC
THC
×
×
+
×
+
×
×
=
−
−
−
α
f
4
dr
4
dr
dr
2
4
dr
m
M
mass
10
10
10
G
THC
CO
CO
NO
CH
NO
NO
x
x
x
×
×
+
×
+
×
×
=
−
−
−
α
f
4
dr
4
dr
dr
2
4
dr
2
m
M
2
mass
2
10
10
10
G
THC
CO
CO
CO
CH
CO
CO
×
×
+
×
+
×
×
=
−
−
−
α
ここに，
COmass： COの排出量 (g/h)
THCmass： THCの排出量 (g/h)
NOx mass： NOxの排出量 (g/h)
CO2 mass： CO2の排出量 (g/h)
CHαm＝12.011＋1.007 94×m＋15.999 4×n
： 13.88（ガソリン燃料，m＝1.85，n＝0とした場合）
： 13.93（軽油燃料，m＝1.90，n＝0とした場合）
： 14.67（LPG燃料，m＝2.64，n＝0とした場合）
CO2 dr： 乾き排気ガス中のCO2濃度 (vol%)
＝
2
CO
p′
×102
COdr： 乾き排気ガス中のCO濃度 (vol ppm)
＝P'CO×106
THCdr： 乾き排気ガス中のTHC濃度 (vol ppmC)
＝P'THC×106
NOx dr： 乾き排気ガス中のNOx濃度 (vol ppm)
＝
x
NO
p′
×106
COM＝12.011＋15.999 4（COの分子量）
＝28.01
THCM＝12.011＋1.007 94×αe（THCの分子量）
： 13.88（ガソリン燃料，THCの水素炭素原子数比αeを1.85
とした場合）
： 13.93（軽油燃料，THCの水素炭素原子数比αeを1.90と
した場合）
： 14.67（LPG燃料，THCの水素炭素原子数比αeを2.64と
した場合）
NOx M＝14.006 74＋15.999 4×2（NO2の分子量）
＝46.01
39
D 1030 : 1998
2019年7月1日の法改正により名称が変わりました。まえがきを除き，本規格中の「日本工業規格」を「日本産業規格」に読み替えてください。
CO2 M＝12.011＋15.999 4×2（CO2の分子量）
＝44.01
5. 希釈測定法における排出量の計算
5.1
正味濃度の計算式 排気ガスの体積をVe，測定成分の希釈前の体積割合をPei，希釈空気の体積を
Vd，及び希釈空気中の測定成分の体積割合をPdiとすると，希釈後の測定成分の体積割合P'ciは，次の式と
なる。
di
d
e
d
ei
d
e
e
ci
P
V
V
V
P
V
V
V
P
+
+
+
=
′
························································ (34)
希釈排気ガスと排気ガスとの体積比，つまり希釈率DFは，次の式で定義される。
e
d
e
V
V
V
DF
+
=
·········································································· (35)
よって，希釈空気中の測定成分による影響を補正した，測定成分の希釈後の正味の体積割合Pciは，次の
式で求めることができる。
(
)di
ci
di
d
e
d
ci
ei
d
e
e
ci
/1
1
P
DF
P
P
V
V
V
P
P
V
V
V
P
−
−
′
=
+
−
′
=
+
=
························ (36)
ここで，希釈排気ガス中の各成分の濃度を，COe，THCe，NOx e及びCO2 e，希釈空気中の各成分の濃度
をCOd，THCd，NOx d及びCO2 dとすると，各成分の希釈測定における正味濃度は，次の式となる。
COconc＝COe−COd (1−1/DF)
THCconc＝THCe−THCd (1−1/DF)
NOx conc＝NOx e−NOx d (1−1/DF)
CO2 conc＝CO2 e−CO2 d (1−1/DF)
ここに，
COconc： COの正味濃度 (vol ppm)
THCconc： THCの正味濃度 (vol ppmC)
NOx conc： NOxの正味濃度 (vol ppm)
CO2 conc： CO2の正味濃度 (vol%)
COe： 希釈排気ガス中のCO濃度 (vol ppm)
THCe： 希釈排気ガス中のTHC濃度 (vol ppmC)
NOx e： 希釈排気ガス中のNOx濃度 (vol ppm)
CO2 e： 希釈排気ガス中のCO2濃度 (vol%)
COd： 希釈空気中のCO濃度 (vol ppm)
THCd： 希釈空気中のTHC濃度 (vol ppmC)
NOx d： 希釈空気中のNOx濃度 (vol ppm)
CO2 d： 希釈空気中のCO2濃度 (vol%)
5.2
希釈率の計算 希釈率の計算式の根拠は，以下による。
燃料 (CxHyOz) 1モル当たりの排気ガスのモル数をMe，排気ガス中のCO2，CO，THCの体積割合を
2
CO
p
，
PCO，PCxHyOzとすると，排気ガス中の炭素原子数と燃料中の炭素原子数は等しいから，次の式が成り立つ。
x＝Me (
2
CO
p
＋PCO＋x･PCxHyOz) ···················································· (37)
PCxHyOzを炭素等量として表した体積割合PTHCで表すと，排気ガスのモル数は，次の式となる。
Me＝x/ (
2
CO
p
＋PCO＋PTHC) ························································· (38)
希釈後の排気ガス中のCO2，CO，THCの体積割合を
2
CO
cp
，Pc CO，Pc THC，希釈排気ガスのモル数をMc
とすると，希釈後も炭素原子数は変わらないのて，次の式が成り立つ。
40
D 1030 : 1998
2019年7月1日の法改正により名称が変わりました。まえがきを除き，本規格中の「日本工業規格」を「日本産業規格」に読み替えてください。
Mc＝x/ (
2
CO
cp
＋Pc CO＋Pc THC) ····················································· (39)
よって希釈率DFは，次の式によって計算される。
(
)
(
)
THC
c
CO
c
CO
c
THC
CO
CO
THC
CO
CO
THC
c
CO
c
CO
c
e
c
2
2
2
2
/
/
P
P
P
P
P
P
P
P
P
x
P
P
P
x
M
M
DE
+
+
+
+
=
+
+
+
+
=
=
·············· (40)
一方，排気ガス中のCO2，CO及びTHCの体積割合の合計は式 (13) から
e
THC
CO
CO2
M
x
P
P
P
=
+
+
···························································· (13)'
式(14)からMeを式(13)'に代入すると，次の式が得られる。
(
)
−
+
+
+
+
+
+
+
+
+
+
−
−
=
+
+
2
4
1
1
2
/
1
/
1
4
2
/
1
/
1
4
2
1
2
2
2
2
2
2
O
CO
CO
CO
CO
THC
CO
CO
CO
CO
THC
CO
THC
CO
CO
n
m
n
P
K
P
P
K
P
m
P
n
P
K
P
P
K
P
m
x
P
P
P
P
P
β
λ
················· (41)
ここで，PCO，PTHC≪1であるから，排気ガス中のCO2，CO及びTHCの体積割合の合計は，次の式で求
めることができる。
(
)(
)2
/
4
/
1
1
2
/
4
/
1
2
2
O
THC
CO
CO
n
m
n
m
P
P
P
−
+
+
+
+
=
+
+
β
λ
··················· (42)
理論空燃比 (λ＝1) における体積割合の合計は，次の式となる。
(
)2
/
4
/
1
2
/
1
1
2
2
O
THC
CO
CO
n
m
m
P
P
P
−
+
+
+
=
+
+
β
······························ (43)
(
)2
/
4
/
2
/
2
O
z
y
x
y
x
x
−
+
+
+
=
β
····························· (43)'
式(43)'と式(40)から希釈率は，次の式によって求めることができる。
(
)
THC
c
CO
c
CO
c
O
2
2
2/
4/
2/
P
P
P
z
y
x
y
x
x
DF
+
+
−
+
+
+
=
β
··············································· (44)
ここに，
2
O
β： 乾き空気中の不活性ガスとO2とのモル比
m： 燃料中の水素炭素原子数比y/x
n： 燃料中の酸素炭素原子数比z/x
各種の燃料について，
2
O
β＝3.774として計算式を求めると以下となる。
ガソリン燃料の場合
m＝1.85，n＝0
DF＝0.134/ (
2
CO
cp
＋Pc CO＋Pc THC)
軽油燃料の場合
m＝1.90，n＝0
DF＝0.133/ (
2
CO
cp
＋Pc CO＋Pc THC)
LPG燃料の場合
m＝2.64，n＝0
DF＝0.116/ (
2
CO
cp
＋Pc CO＋Pc THC)
式(44)は理論空燃比における希釈率であるから，理論空燃比を外れる場合には誤差が生じる。ただし，
希釈排気中の各測定成分の濃度が，希釈空気の濃度より高くなる通常の測定では，その誤差は無視するこ
とができる。
ここで，希釈排気ガス中の各成分の濃度をCOe，THCe，NOx e及びCO2 eとすると，希釈率は次の式とな
る。
41
D 1030 : 1998
2019年7月1日の法改正により名称が変わりました。まえがきを除き，本規格中の「日本工業規格」を「日本産業規格」に読み替えてください。
(
)
4
e
e
e
2
C
10−
×
+
+
=
CO
THC
CO
DF
β
ここに，
DF： 希釈率
CO2 e： 希釈排気ガス中のCO2濃度 (vol%)
＝Pc CO×102
THCe： 希釈排気ガス中のTHC濃度 (vol ppmC)
＝Pc THC×104
COe： 希釈排気ガス中のCO濃度 (vol ppm)
＝Pc CO×104
βC： 理論空燃比における炭素原子モル (vol%)
使用した燃料の組成の実測比率をCxHyOzとすると，
(
)2
/
4
/
774
.3
2
/
100
C
z
y
x
y
x
x
−
+
×
+
+
×
=
β
ただし，通常は，ガソリン13.4，ディーゼル13.3及びLPG
は11.6を用いる。
5.3
各測定成分の密度 排出量の計算に必要な，標準状態 (293.15K, 101.325kPa) における各測定成分の
1L当たりの質量は，有効数字3けたとして次の式によって求めることができる。
COdens ＝ (12.011＋15.999 4) /24.055
＝1.16（標準状態におけるCO1L当たりの質量） (g/L)
THCdens＝ (12.011＋1.007 94×αe) /24.055
＝0.577（ガソリン燃料，THCの水素炭素原子数比αeを1.85とした場合）
＝0.579（軽油燃料，THCの水素炭素原子数比αeを1.90とした場合）
＝0.610（LPG燃料，THCの水素炭素原子数比αeを2.64とした場合）
（標準状態におけるTHC1L当たりの質量） (g/L)
NOx dens＝ (14.006 74＋15.999 4×2) /24.055
＝1.91（NOxの全量をNO2とみなしたときの，標準状態におけるNOx1L
当たりの質量） (g/L)
CO2 dens＝ (12.011＋15.999 4×2) /24.055
＝1.83（標準状態におけるCO21L当たりの質量） (g/L)
備考 以上の計算式で使用した定数の根拠は以下による。
2
O
β：乾き空気中の不活性ガスとO2とのモル比
SAE J1829 MAY92“Stoichiometric Air/fuel Ratio of Automotive Fuel”から空気中のO2
の体積割合を0.209 476として算出した。
3.774
)/
1(
2
2
2
O
O
O
＝
−
P
P
=
β
空気の分子量：
SAE J1829 MAY92“Stoichiometric Air/fuel Ratio of Automotive Fuel”から28.964 419と
した。
原子量：IUPAC（国際純正及び応用化学連合）の原子量表による。
標準状態における理想気体の体積：
ICSP（国際学術連合会議）CODATA（化学技術データ委員会）による1986年調整値
による。
標準状態：温度273.15 K，101325 Pa (1atm)
42
D 1030 : 1998
2019年7月1日の法改正により名称が変わりました。まえがきを除き，本規格中の「日本工業規格」を「日本産業規格」に読み替えてください。
社団法人自動車技術会原動機部会排気ガス連続測定法分科会 構成表
氏名
所属
（分科会長）
篠 山 鋭 一
通商産業省工業技術院機械技術研究所エネルギー部環境技術
研究室
（幹事）
浅 野 一 朗
株式会社堀場製作所エンジン計測開発部
（幹事）
江 口 正 一
日産ディーゼル工業株式会社開発本部パワートレイン実験部
（幹事）
椎 名 孝 則
株式会社本田技術研究所栃木研究所
赤 井 泉 明
財団法人日本自動車研究所第一研究部
石 川 茂
運輸省自動車交通局技術安全部保安・環境課
岡 本 康 男
通商産業省工業技術院標準部消費生活規格課
押 野 幸 一
社団法人日本自動車工業会技術部安全公害課
塚 本 雄次郎
運輸省交通安全公害研究所交通公害部計測研究室
福 島 健 彦
環境庁大気保全局自動車環境対策第二課
秋 本 健 二
公明理化学工業株式会社研究所第三研究室
中 沢 徹 一
社団法人日本自動車機械器具工業会業務部
浜 田 敏 義
富士電機株式会社システム事業本部計測システム事業部開発
部
宮 川 清 孝
社団法人日本分析機器工業会
渡 辺 良 昭
理研計器株式会社研究部
内 田 謙 一
トヨタ自動車株式会社第4開発センター第2エンジン技術部
加 藤 哲 朗
三菱自動車工業株式会社トラック・バス開発本部エンジン研究
部
鈴 木 康 弘
日野自動車工業株式会社エンジンRD部
田 村 健 次
日産自動車株式会社第一エンジン開発部
（関係者）
浅 見 好 洋
いすゞ自動車株式会社小型エンジン設計部
臼 井 岩 男
富士重工業株式会社開発本部技術管理部
大 塚 雅 仁
スズキ株式会社四輪エンジン設計部
北 村 敏 郎
ダイハツ工業株式会社パワートレイン部
末 次 元
マツダ株式会社パワートレイン開発部
花 城 規 之
本田技研工業株式会社認証部鈴鹿
（事務局）
平 野 修 二
社団法人自動車技術会規格部門