火电企业脱硫设施运行情况审核技术指南.docx

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时间：2021年x月x日

书山有路勤为径，学海无涯苦作舟
页码：第19页 共19页

甘肃省火电企业脱硫设施运行情况
审核技术指南

为了贯彻落实环保部和甘肃省环保厅关于加强火电企业脱硫设施运行监督管理的有关规定，规范火力发电企业对脱硫设施的运行管理，促进火电企业脱硫技术的进步和可持续发展，切实做好我省污染减排工作，省环保厅与甘肃省电监办联合下发了《关于审核火力发电企业综合脱硫效率及脱硫设施投运率的通知》，按照通知要求，省环保厅组织对全省总装机容量300MW以上机组脱硫设施运行情况进行月度审核。为确保审核结果能够真实反映脱硫设施运行状况，并服务于环境执法、排污收费、总量核查及扣减脱硫电价款等工作，制定本技术指南。
1.适用范围
1.1本技术指南适用于甘肃省辖区内总装机容量300MW以上机组采用石灰石-石膏湿法脱硫及烟气循环流化床脱硫设施运行情况审核。
1.2本技术指南未涉及的内容，按现行的国家有关法规、技术规范和标准执行。
1.3今后国家相关的新法规、新技术、新规范、新标准颁布实施后，以国家颁布的为准，本技术指南也将进行修订。
2.制定依据
2.1《中华人民共和国环境保护法》
2.2《中华人民共和国大气污染防治法》
2.3《污染源自动监控管理办法》
2.4《污染源自动监控设施运行管理办法》
2.5《国家重点监控企业污染源自动监测数据有效性审核办法》
2.6《国家重点监控企业污染源自动监测设备监督考核规程》
2.7《固定污染源烟气排放连续监测技术规范》
2.8《固定污染源烟气排放连续监测系统技术要求及检测方法（试行）》
2.9《固定污染源监测质量保证与质量控制技术规范（试行）》
2.10《污染源在线自动监控（监测）系统数据传输标准》
2.11《国控重点污染源自动监控能力建设项目污染源监控现场端建设规范》
2.12《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）
2.13《关于加快推进燃煤发电机组脱硫设施建设及运行管理工作的通知》（甘环发〔2008〕150号）
2.14《国家发展改革委、国家环保总局关于印发〈燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）〉的通知》（发改价格〔2007〕1176号）
2.15《关于审核火力发电企业综合脱硫效率及脱硫设施投运率的通知》（甘环发〔2010〕15号）
2.16《关于火电企业脱硫设施旁路烟道挡板实施铅封的通知》(环办〔2010〕91号)
2.术语和定义
2.1火电企业
燃烧固体、液体、气体燃料的火电厂。
2.2循环流化床锅炉
是指沸腾燃烧后产生携带出炉膛的未燃烬物料颗粒，经气固分离后，再送回炉膛反复燃烧，物料可多次循环的锅炉。循环流化床锅炉燃料适应性强，燃烧效率高，由于炉膛温度在850℃左右，便于保持最佳的脱硫效率和NOX生成量少等优点。
2.3燃煤含硫量
燃煤中的有机硫（与煤的有机质相结合的硫）和无机硫（煤中矿物质内的硫化物硫、硫铁矿硫、硫酸盐硫和元素硫的总称）的总称，称为燃煤含硫量。是以煤的收到基（以收到状态的煤为基准）进行分析（曾称为用基）用Sar表示。
2.4标准状态
烟气在温度为273K，压力为101325Pa时的状态，简称“标态”。标准中所规定的大气污染物排放浓度均指标准状态下干烟气的数值。
2.5烟气排放连续监测
烟气排放连续监测是指对火电厂排放的烟气连续、实时跟踪监测。
2.6吸收剂
指脱硫工艺中用于吸收二氧化硫(SO2)等有害物质的反应剂。
2.7脱硫副产物
指脱硫工艺中吸收剂与烟气中SO2反应后生成的物质。
2.8脱硫塔
指脱硫工艺中脱除SO2等有害物质的反应装置。
2.9石灰石-石膏湿法脱硫
从除尘器出来的烟气进入吸收塔，在吸收塔内SO2直接和磨细的石灰石悬浮液接触并被吸收去除。新鲜的石灰石浆液不断地加入到吸收塔底部的浆液槽中，被洗涤后的烟气经过除雾器然后通过烟囱排放到大气中，脱硫产物从吸收塔中取出，然后被送去脱水或进一步进行处理。
2.10烟气循环流化床烟气脱硫
是以循环流化床原理为基础，通过吸收剂的多次再循环，延长了吸收剂与烟气的接触时间，大大提高了吸收剂的利用率和脱硫效率，能在较低钙硫比（Ca/S=1.1-1.2）下，接近或达到湿法工艺的脱硫效率的一种半干法烟气脱硫技术。
2.11脱硫设施投运率
指某时段内脱硫设施的投运时间与发电机组运行时间的比值。按下列计算。
脱硫设施投运率=(B/A)×100%=[(A-C)/A]×100%
式中：
A:某时段内机组运行时间
B:某时段内脱硫设施运行时间
C:某时段内脱硫设施由于故障导致的停运时间。
2.12装置脱硫效率
指由脱硫装置脱除的SO2量与未经脱硫前烟气中所含SO2量的百分比，按下列公式计算：

式中：
η----装置脱硫效率，%；
Gj、Gc---装置进口和出口排放速率，Kg/h;
Cj、Cc----装置进口和出口污染物排放浓度，mg/m3:
Qj、Qc----装置进口和出口标准状态下干排气量，m3/h;
2.13综合脱硫效率
指某段时间内脱硫效率与脱硫设施投运率的乘积。
2.14钙硫比
是指进入系统的钙(Ca)的摩尔数除以系统入口的二氧化硫(SO2)的摩尔数，用来表征达到一定脱硫效率时而需要的钙基吸收剂的过量程度。
2.15烟气旁路通道
指烟气不通过脱硫装置，直接通往烟囱向大气排放的通道，其作用是脱硫设施发生故障时可以不影响发电机组正常运行。
2.16液气比（L/G）
指脱硫装置处理单位体积烟气所需脱硫循环液的体积，即脱硫循环液的体积流量与脱硫塔入口工况烟气的体积流量的比值，单位L/m3。在实际应用中，对于反应活性较弱的石灰石，可适当提高L/G来克服其不利的影响。该项参数比较适当的操作范围为15-25。
2.17浆液pH值
指浆液槽中浆液pH值，当pH值在4-6.5之间时，脱硫效率随pH值升高而提高，而低pH值有利于石灰石溶解、HSO3-
的氧化和石膏的结晶，pH值对WFGD的影响是非常复杂和重要的。工业WFGD运行结果表明较低的pH值可降低堵塞和结垢的风险，因此，在石灰石-石膏湿法烟气脱硫中，pH值控制在5.0-5.5较适宜。
2.18铅封
指对设有旁路烟道的发电企业对烟气旁路挡板进行铅封，封签条必须安装在旁路挡板执行器拐臂和支架上，在适当位置焊接固定，材质不得影响旁路挡板紧急状态下的开启。旁路挡板铅封后，各火电企业不得擅自启封，特殊情况必须向环保部门报告。
3.审核程序
3.1审核小组人员组成
脱硫设施运行情况审核小组成员包括省环监局负责设施监管及排污收费各一人；厅总量处一人；厅环境监察处一人；省环境监测中心站一人；省电监办一人和审核地点当地环保部门负责设施监管人员一人。
3.2审核时间
脱硫设施运行情况审核会原则于每月10日举行，审核上个月脱硫设施运行情况，具体时间以省环监局下发通知文件为准。
3.3各火电企业提供审核资料
各火电企业参加脱硫设施运行情况审核会提供资料包括以下内容：
3.3.1脱硫设施运行情况综合分析
3.3.2机组生产月报
3.3.3脱硫设施统计月报
3.3.4DCS曲线月报(曲线时间跨度为7日，需包含机组负荷、二氧化硫进、出口浓度、旁路挡板开度、增压风机电流、烟气流量、脱硫效率、氮氧化物出口浓度等参数)
3.3.5脱硫设施启停及异常情况申报表
3.3.6脱硫系统运行日报
3.3.7旁路挡板铅封记录
3.3.8CEMS日统计月报表
3.3.9石灰石、石膏化验报告
3.3.10石灰石、石膏购销发票复印件
3.3.11CEMS校验维护记录
3.3.12CEMS运行参数截屏画面
3.3.13入炉煤质检报告和统计月报
3.3.14甘肃省火电企业脱硫设施运行调度表
3.3.15烟气连续监测系统监督考核合格标志照片资料
4.审核指标技术要求
4.1机组编号
按企业内部自行编号，编号必须与各火电企业向电力监管部门上报机组编号一致。
4.2发电量
分机组和电力监管部门掌握数据验证一致性。
4.3耗煤量
分机组统计入炉煤量。此项参数可与发电量之间进行相互验证，按低位发热量对入炉煤进行折标，一般我省300MW以上发电机组标准煤耗在300-350克标煤/千瓦时。
4.5平均硫份
按照各电厂提供入炉煤煤质化验单对硫份进行加权平均，算得平均硫份。
4.6机组投运时间
分机组与电力监管部门提供数据验证一致性。
4.7脱硫设施投运时间
根据脱硫设施运行曲线和脱硫设施异常情况申报相互验证确定脱硫设施运行时间。
4.8脱硫设施投运率
用脱硫设施投运时间与机组运行时间相除算得。此结果是发改部门扣减脱硫电价的主要依据。
4.9石灰石用量
石灰石用量=耗煤量×平均硫份×80%×2×(100/64)/石灰石纯度
其中Ca/S按1计算，石灰石纯度按企业提供石灰石化验报告确定，考虑石灰石损耗及未参与反应部分企业申报石灰石用量应大于此计算结果方可认为企业填报数据真实。
4.10石膏产生量
石膏产生量=1.72×石灰石用量
4.11脱硫效率
在脱硫设施投运率为100%时，可根据CEMS月报中脱硫装置脱除的SO2量与未经脱硫前烟气中所含SO2量的百分比来计算。在脱硫设施投运率低于100%时，应对脱硫系统停运时段进行有效剔除，然后进行计算。未经脱硫前烟气所含SO2量可通过耗煤量、煤中硫份按照S的转化率为80%来进行验证。具体计算公式见装置脱硫效率公式。
4.12综合脱硫效率
通过计算得出的脱硫效率与脱硫设施投运率的乘积算得。
4.13在线设施运行时间
通过CEMS日报和月报确定在线设施停运时间，并与设施异常情况申报表及日常维护维修记录进行核实，确定在线设施运行时间。
4.14污染物排放情况
根据CEMS报表确定，烟尘可通过耗煤量、燃料灰分、静电除尘效率99.9%进行核实；SO2排放量可根据耗煤量、平均硫份、S的转化率为80%来确定SO2产生量，然后根据核定的综合脱硫效率来核实SO2排放量；NOX排放量主要依据CEMS报表确定，我省300MW以上机组NOX排放浓度大致在350-450mg/Nm3之间。
5.其他核查要求
5.1所有审核结果保留两位小数。
5.2各项审核指标均由两名审核人员审核确定，一人进行审核，另一人进行复核，并签字确定审核结果。
5.3对发现有超标排放违法行为的企业，审核人员须将超标倍数、超标时段标明于“备注”栏中，并签字。省环境监察局将根据违法事实进行进一步处理。
5.4审核人员需对各火电企业旁路挡板铅封情况进行核实，查看铅封记录、DCS曲线、设施异常情况申报显示内容是否吻合，如不吻合，审核人员需在审核表中“备注”栏标注。
5.5审核结果必须由审核组长签字有效。
5.6各火电企业对审核结果有异议可提出复核申请，如无异议，签字确认。

附录A:
GB13223-2003火电厂大气污染物排放标准
1 主要内容与适用范围
本标准按时间段规定了火电厂大气污染物最高允许排放限值，适用于现有火电厂的排放管理以及火电厂建设项目的环境影响评价、设计、竣工验收和建成运行后的排放管理。
本标准适用于使用单台出力65t/h以上除层燃炉、抛煤机炉外的燃煤发电锅炉；各种容量的煤粉发电锅炉；单台出力65t/h以上燃油发电锅炉；以及各种容量的燃气轮机组的火电厂。单台出力65t/h以上采用甘蔗渣、锯末、树皮等生物质燃料的发电锅炉，参照本标准中以煤矸石等为主要燃料的资源综合利用火力发电锅炉的污染物排放控制要求执行。
本标准不适用于各种容量的以生活垃圾、危险废物为燃料的火电厂。
2 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新的版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
GB/T 16157 固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法
HJ/T 42 固定污染源排气中氮氧化物的测定紫外分光光度法
HJ/T 43 固定污染源排气中氮氧化物的测定盐酸萘乙二胺分光光度法
HJ/T 56 固定污染源排气中二氧化硫的测定碘量法
HJ/T 57 固定污染源排气中二氧化硫的测定定电位电解法
HJ/T 75 火电厂烟气排放连续监测技术规范
空气与废气监测分析方法（中国环境科学出版社）
3 术语和定义
本标准采用下列术语和定义。
3.1火电厂thermal power plant
燃烧固体、液体、气体燃料的发电厂。
3.2坑口电厂coal mine mouth power plant
位于煤矿附近，以皮带运输机、汽车或煤矿铁路专用线运输燃煤的发电厂。
3.3标准状态standard condition
烟气在温度为273K，压力为101325Pa时的状态，简称“标态”。本标准中所规定的大气污染物排放浓度均指标准状态下干烟气的数值。
3.4烟气排放连续监测continuous emissions monitoring
烟气排放连续监测是指对火电厂排放的烟气进行连续、实时跟踪监测。
3.5过量空气系数excess air coefficient
燃料燃烧时，实际空气供给量与理论空气需要量之比值，用“α”表示。
3.6干燥无灰基挥发分volatile matter （dry ash-free basis）
以假想无水、无灰状态的煤为基准，将煤样在规定条件下隔绝空气加热，并进行水分和灰分校正后的质量损失，称之干燥无灰基挥发分，用“Vdaf”表示。
3.7西部地区western region
西部地区是指重庆市、四川省、贵州省、云南省、西藏自治区、陕西省、甘肃省、青海省、宁夏回族自治区、新疆维吾尔族自治区、广西壮族自治区、内蒙古自治区。
4 污染物排放控制要求
4.1 时段的划分
本标准分三个时段，对不同时期的火电厂建设项目分别规定了排放控制要求：
1996年12月31日前建成投产或通过建设项目环境影响报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目，执行第1时段排放控制要求。
1997年1月1日起至本标准实施前通过建设项目环境影响报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目，执行第2时段排放控制要求。
自2004年1月1日起，通过建设项目环境影响报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目（含在第2时段中通过环境影响报告书审批的新建、扩建、改建火电厂建设项目，自批准之日起满5年，在本标
准实施前尚未开工建设的火电厂建设项目），执行第3时段排放控制要求。
4.2 污染物排放限值
4.2.1 烟尘最高允许排放浓度和烟气黑度限值
各时段火力发电锅炉烟尘最高允许排放浓度和烟气黑度执行表1规定的限值。
表1 火力发电锅炉烟尘最高允许排放浓度和烟气黑度限值
烟尘最高允许排放浓度（单位：mg/m3）
烟气黑度
(林格曼黑度，级)
时段
第1 时段
第2 时段
第3 时段

实施时间
2005 年1 月1 日
2010 年1 月1 日
2005 年1 月1 日
2010 年1 月1 日
2004 年
1 月1 日

2004 年
1 月1 日

燃煤锅炉
300(1
600(2
200
200(1
500(2
50
100(3
200(4
50
100(3
200(4
1.0
燃油锅炉
200
100
100
50
50

注： (1 县级及县级以上城市建成区及规划区内的火力发电锅炉执行该限值。
(2 县级及县级以上城市建成区及规划区以外的火力发电锅炉执行该限值。
(3 在本标准实施前，环境影响报告书已批复的脱硫机组，以及位于西部非两控区的燃用特低硫煤（入炉燃煤收到基硫分小于0.5%）的坑口电厂锅炉执行该限值。
(4 以煤矸石等为主要燃料（入炉燃料收到基低位发热量小于等于12550kJ/kg）的资源综合利用火力发电锅炉执行该限值。
4.2.2 二氧化硫最高允许排放浓度限值
各时段火力发电锅炉二氧化硫最高允许排放浓度执行表2规定的限值。第3时段位于西部非两控区的燃用特低硫煤（入炉燃煤收到基硫分小于0.5%）的坑口电厂锅炉须预留脱硫装置空间。
表2 火力发电锅炉二氧化硫最高允许排放浓度 单位：mg/m3
时段
第1 时段
第2 时段
第3 时段
实施时间
2005 年
1 月1 日
2010 年
1 月1 日
2005 年
1 月1 日
2010 年
1 月1 日
2004 年
1 月1 日
燃煤锅炉及
燃油锅炉
2100(1
1200(1
2100
1200(2
400
1200(2

400
800(3
1200(4
注： (1 该限值为全厂第1 时段火力发电锅炉平均值。
(2 在本标准实施前，环境影响报告书已批复的脱硫机组，以及位于西部非两控区的燃用特低硫煤（入炉燃煤收到基硫分小于0.5%）的坑口电厂锅炉执行该限值。
(3 以煤矸石等为主要燃料（入炉燃料收到基低位发热量小于等于12550kJ/kg）的资源综合利用火力发电锅炉执行该限值。
(4 位于西部非两控区内的燃用特低硫煤（入炉燃煤收到基硫分小于0.5%）的坑口电厂锅炉执行该限值。
在本标准实施前，环境影响报告书已批复的第2时段脱硫机组，自2015年1月1日起，执行400mg/m3的限值，其中以煤矸石等为主要燃料（入炉燃料收到基低位发热量小于等于12550kJ/kg）的资源综合利用火力发电锅炉执行800mg/m3的限值。
4.2.3 氮氧化物最高允许排放浓度限值
火力发电锅炉及燃气轮机组氮氧化物最高允许排放浓度执行表3规定的限值。第3时段火力发电锅炉须预留烟气脱除氮氧化物装置空间。液态排渣煤粉炉执行Vdaf ＜10％的氮氧化物排放浓度限值。
表3 火力发电锅炉及燃气轮机组氮氧化物最高允许排放浓度 单位：mg/m3
时段
第1 时段
第2 时段
第3 时段
实施时间
2005 年1 月1 日
2005年1 月1 日
2004年1 月1 日
燃煤锅炉
Vdaf＜10%
1500
1300
1100
10%≤Vdaf ≤20%
1100
650
650
Vdaf ＞20%
450
燃油锅炉
650
400
200
燃气轮机组
燃油

150
燃气

80

4.3 全厂二氧化硫最高允许排放速率
4.3.1 全厂二氧化硫最高允许排放速率的计算
新建、改建和扩建属于第3时段的火电厂建设项目，在满足4.2中规定的排放浓度限值要求时，还须同时满足火电厂全厂二氧化硫最高允许排放速率限值要求。火电厂全厂二氧化硫最高允许排放速率按公
式（1）～（3）计算。
Q = P× U平均 × H g 2×10－ 3 -----------(1)
N
U平均 =1/N∑U I ------------------------ (2)
i=1
---------―――-------------- (3)

式中：
Q ——全厂二氧化硫允许排放速率，kg/h；
P ——排放控制系数；
U ——各烟囱出口处环境风速的平均值，m/s；
Hg ——全厂烟囱等效单源高度，m；
Hei ——第i 个烟囱有效高度，m；
Ui ——第i 个烟囱出口处的环境风速，m/s；按附录A 规定计算。
烟囱的有效高度计算方法如下：
H e＝ H s +ΔH .................... （4）
式中：
H e ——烟囱有效高度，m；
H s ——烟囱几何高度，m；当烟囱几何高度超过240 米时，仍按240 米计算
ΔH ——烟气抬升高度，m，按附录A 规定计算。

4.3.2 P 值的确定
各地区最高允许排放控制系数P执行表4中给出的限值。
表4 各地区最高允许排放控制系数P 限值
区域
北京、天津、河北、辽宁、上海、江苏、浙江、福建、山东、广东、海南
山西、吉林、黑龙江、安徽、江西、河南、湖北、湖南
重庆、四川、贵州、云南、西藏、陕西、甘肃、青海、宁夏、新疆、内蒙古、广西
重点城市建成区及规划区(1
≤2.6
≤3.8
≤5.1
一般城市建成区及规划区(2
≤6.7
≤8.2
≤9.7
城市建成区和规划区外
≤11.5
≤13.3
≤15.4
注： (1 重点城市是指国务院批复的大气污染防治重点城市；
(2 一般城市是指县级及县级以上的城市。
4.3.3 烟囱高度
地方环境保护行政主管部门可以根据具体情况规定烟囱高度最低限值。
5 监测
5.1 大气污染物的监测分析方法
火电厂大气污染物的监测应在机组运行负荷的75%以上进行。
5.1.1 火电厂大气污染物的采样方法
火电厂大气污染物的采样方法执行GB/T 16157《固定污染源排气中颗粒物测定与气态污染物采样方法》规定。
5.1.2 火电厂大气污染物的分析方法
火电厂大气污染物的分析方法见表5。
5.2 大气污染物的过量空气系数折算值
实测的火电厂烟尘、二氧化硫和氮氧化物排放浓度，必须执行GB/T 16157 规定按公式（5）进行折算，燃煤锅炉按过量空气系数折算值α＝1.4 进行折算；燃油锅炉按过量空气系数折算值α＝1.2 进行折算；燃气轮机组按过量空气系数折算值α＝3.5 进行折算。
C = C ′×(α′/α ) ........................ （5）
GB13223—2003
式中： C ——折算后的火电机组烟尘、二氧化硫和氮氧化物排放浓度，mg/m3；
C ′ ——实测的火电机组烟尘、二氧化硫和氮氧化物排放浓度，mg/m3；
α′ ——实测的过量空气系数；
α ——规定的过量空气折算系数。
5.3 全厂第1 时段火力发电锅炉二氧化硫平均浓度计算
全厂第1 时段火力发电锅炉二氧化硫平均浓度按公式（6）计算。
C= ( C1 × V1 + C2 ×V2 +Λ + C n ×V ) / (V 1 + V 2 +Λ+ V n)   （6）
式中：
C ——全厂第1 时段火力发电锅炉二氧化硫平均浓度，mg/m3；
C1 、C2 、Cn ——按5.2 中的方法折算后的第1 时段中第1、2、n 台火力发电锅炉二氧化硫浓度，mg/m3；
V1 、V2 、Vn ——第1 时段中第1、2、n 台火力发电锅炉排烟率，Nm3/s；
表5 火电厂大气污染物分析方法
序号
分析项目
大气污染物分析方法
1
烟尘
GB/T 16157 重量法
2
烟气黑度
林格曼黑度法《空气和废气监测分析方法》
测烟望远镜法《空气和废气监测分析方法》
光电测烟仪法《空气和废气监测分析方法》
3
二氧化硫
HJ/T 56 碘量法
HJ/T 57 定电位电解法
自动滴定碘量法《空气和废气监测分析方法》
非分散红外吸收法《空气和废气监测分析方法》
电导率法《空气和废气监测分析方法》
4
氮氧化物
HJ/T 42 紫外分光光度法
HJ/T 43 盐酸萘乙二胺分光光度法
定电位电解法《空气和废气监测分析方法》
非分散红外法《空气和废气监测分析方法》

5.4 气态污染物浓度换算
本标准中1μmol/mol（1ppm）二氧化硫相当于2.86mg/m3 二氧化硫质量浓度。氮氧化物质量浓度以二氧化氮计，按1μmol/mol（1ppm）氮氧化物相当于2.05mg/m3，将体积浓度换算成质量浓度。
5.5 烟气排放的连续监测
5.5.1 火力发电锅炉须装设符合HJ/T75 要求的烟气排放连续监测仪器。
5.5.2 火电厂大气污染物的连续监测按HJ/T75 中的规定执行。
5.5.3 烟气排放连续监测装置经省级以上人民政府环境保护行政主管部门验收合格后，在有效期内其监测数据为有效数据。
6 标准实施
6.1 本标准由县级以上人民政府环境保护行政主管部门负责监督实施。
6.2 火电厂大气污染物排放除执行本标准外，还须执行国家和地方总量排放控制指标。
GB13223—2003

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