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为保证试验结果准确，试验期间负荷稳定，变化范围±5%，煤质稳定，对测试期间1号、2号机组入炉煤质进行分析，结果如表2所示。
2研究结果分析
2.1燃煤电厂烟气污染物排放
1号、2号机组烟囱入口污染物排放浓度测量结果见表3。由于机组入炉煤质差异，如表2所示，1号机组入炉煤含硫量、汞含量、灰分分别为0.35%、22.1ng/g、11.94%，2号机组入炉煤含硫量、汞含量、灰分分别为0.75%、244ng/g、16.13%，另外机组环保岛污染物控制设施设计/建造有所差异，导致2台机组烟气中污染物排放浓度差别较大，但均可达到燃煤电厂烟气污染物超低排放限值，并达到多种污染物协同控制的目的。
图1为机组SO2、NOx排放绩效与美国先进电厂[21]对比，由图可知，1号、2号机组SO2排放绩效分别为0.0397g/(kW˙h)、0.0237g/(kW˙h)，与美国最清洁电厂(coffeenpowerplant)排放绩效接近，并远低于美国平均SO2排放绩效1.81g/(kW⋅h)(4lbs/(MW˙h))，1号、2号机组NOx排放绩效分别为0.0942g/(kW˙h)、0.0612g/(kW˙h)，美国最清洁电厂(MorgantownPowerPlant)NOx排放绩效为0.154g/(kW˙h)，并远低于美国平均排放绩效，机组污染物排放基本达到国际先进水平。
燃煤电站超低排放技术改造可以显著降低大气污染物排放水平，采用低氮燃烧、SCR、ESP、WFGD及WESP的工艺技术路线是可行的。
2.2非常规污染物排放脱除特性
根据1号机组测试结果，对非常规污染物排放及脱除特性进行分析。
2.2.1三氧化硫
燃煤电厂烟气中SO3是造成烟道腐蚀和空预器堵塞的重要原因，对电厂的正常运行造成影响[22]，煤电厂排放的SO3主要来源于两方面：一方面是燃煤过程中约0.5%~1.5%的硫份会被氧化成SO3;另一方面是在SCR脱硝过程中，在催化剂作用下会将烟气中1%左右的SO2转化为SO3。本文对烟气中SO3的协同脱除特性开展研究。
图2为不同负荷下污染物控制装备对SO3的脱除效果，结果表明，污染物控制装备的协同作用可以实现SO3的高效控制，烟囱入口SO3平均浓度为3.07mg/m3。100%负荷工况条件下，SCR、ESP、WFGD、WESP分别实现SO3的脱除效率为−27.1%、21.8%、76.8%及73.9%。75%负荷条件下，锅炉出口SO3浓度低于100%负荷，一方面由于不同负荷测试时间不同，工况、煤种都有变化，另一方面，由于负荷条件下锅炉燃烧温度下降，抑制了SO3的生成。由图还可以得到，WFGD对SO3协同控制效果较好，可以实现SO3的高效控制。
