根据《中华人民共和国环境影响评价法》和《建设项目环境保护管理条例》（中华人民共和国国务院令第253号）以及国家环保总局公布的《建设项目环境保护分类管理名录》（国家环保总局令第14号）的规定，本项目为一类项目，需编制环境影响报告书并报环境保护部审批。华能吉林发电有限公司九台电厂于2008年2月委托中国环境科学研究院编制《华能九台电厂二期工程环境影响报告书》。
环评单位，认真听取有关专家、建设单位对项目的情况介绍，研究华能九台电厂二期工程可行性研究报告等技术文件，进行现场考察、收集资料，开展环境影响评价工作。编制了环评报告，现公示简本如下。
1总体概述
华能九台电厂位于吉林省九台市，由华能吉林发电有限公司（以下简称华能公司）投资建设，电厂规划容量为4×660MW，一期工程建设2×660MW超临界燃煤湿冷机组，2007年2月一期工程经国家发改委核准，目前已开工建设。二期工程扩建2×660MW超临界燃煤湿冷机组。
九台市位于吉林省中部，境内交通方便，该地区煤炭资源和淡水资源均比较丰富，不属于酸雨及二氧化硫控制区，且地处东北和吉林省的工业负荷中心地带，具备建设大型燃煤电厂的条件。随着振兴东北等老工业基地战略政策的实施，吉林省的经济增长速度迈上新台阶，而经济的发展必将拉动电力的需求，作为经济中心的长春和吉林两地的负荷和全社会用电量必将以较快速度增长。根据电力平衡结果，长春地区始终处在缺电状态，九台电厂位于九台市，其电力可直接送入长春地区。因此，九台电厂二期工程的建设将有利于满足吉林省中部尤其是长春地区负荷持续发展的需求。
吉林省政府支持华能集团投资建设华能九台电厂二期工程，同意将该项目列入吉林省“十二五”电力发展规划，双方共同努力争取该项目列入国家“十二五”电力发展规划并尽早开工建设，满足吉林省经济发展、老工业基地振兴以及人民生活对电力的需求。促进吉林省资源节约、环境友好型社会建设。
2项目建设内容
本项目在原厂址基础上向北扩建，本期不新选厂址，新征土地61公顷（其中灰场39公顷）。设计煤种为扎煤公司开采的褐煤，燃煤采用铁路运输。本期工程2台机组均以发变组接线形式接入一期工程建设的500kV系统。循环水采用二次循环供水系统，以石头口门水库地表水作为供水水源，取水规模为年用水量1451X104m3，取水流量0.685m3/s，所需水量从“引松入长”工程中解决。锅炉补给水水源采用循环冷却水排污水。本期工程采用干除灰系统，灰、渣、脱硫石膏立足于综合利用，利用一期的陈泗海沟灰场作为本期工程的备用灰场。同期建设210米高烟囱、安装高效静电除尘器、配套建设烟气湿法脱硫系统、低氮燃烧器。装机方案为2×660MW国产超临界、燃煤凝汽式发电机组。机组设计年利用小时数为5500小时。
项目的基本构成见表1。本期工程污染物排放情况见表2~表4
表1 项目基本组成表
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项目名称 |
华能九台电厂二期工程 |
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建设性质 |
扩建工程 |
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建设地点 |
吉林省九台市土门岭镇荒山村 |
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建设单位 |
华能吉林发电有限公司九台电厂 |
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发电工程静态投资 |
439166万元，环保投资44252万元，占总投资10.08% |
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计划投产时间 |
计划2013年第一台机组投产，2014年第二台机组投产。 |
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工程规模(MW) |
在建 |
2×660MW，计划于2009年投产 |
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本期 |
2×660MW |
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全厂 |
4×660MW，共2640MW |
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本期主体工程 |
锅炉 |
塔式炉型，两台超临界一次中间再热燃煤直流炉；最大连续蒸发量（BMCR）2100 t/h |
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汽轮机 |
2台超临界、中间再热、单轴三缸四排汽凝汽式汽轮机；额定功率为660MW |
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发电机 |
2台水-氢-氢冷却、静态励磁汽轮发电机，额定功率660MW |
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辅助工程 |
水源 |
引松入长工程”水经石头口门水库调节后供给电厂，锅炉补给水水源采用循环冷却水排污水。 |
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循环水
供排水系统 |
循环冷却水系统：用二次循环。
石头口门水库距电厂约21km,补给水管路约为23.8公里。一期2×660MW工程机组已按4×660MW机组耗水量将补给水泵房及补给水管一次建成（依托一期工程），石头口门水库库中平台式取水泵房内有5台泵位，一期工程安装3台水泵（依托一期工程），本期增设2台同型号水泵（新增），4用1备。
排水系统：排水系统采用分流制排水系统，分别为生活污水排水系统、工业废水排水系统和雨水排水系统。 |
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循环水处理系统 |
循环冷却水采用外购NaClO杀菌处理。 |
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化学水处理系统 |
本工程锅炉补充水量正常93t/h。采用出力按2×61t/h的澄清、过滤、全膜工艺设备。凝结水精处理每台机组设2×50%前置过滤器3×50%中压混床，两台机组共设一套体外再生装置。 |
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厂内除灰
系统 |
厂内除灰渣分除、粗细分排、干灰干排，厂外灰渣（含脱硫石膏）运输采用汽车外运至综合利用用户或灰场。
每台炉设1台干式（风冷）排渣机，底渣在干式排渣机中冷却后直接送至渣仓贮存。由自卸汽车运往灰场或综合利用。
除灰系统采用浓相正压气力输送系统。 |
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贮运工程 |
铁路公路运输 |
电厂运煤铁路专用线（依托一期工程），卸煤线增设一重、一空两股线。二期工程利用一期的进厂公路（依托一期工程），运灰依托一期建成公路。 |
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运煤系统 |
将厂内原有的2座条形煤场各加长60m（依托一期工程），再新建一座270m长的条形煤场（新建）。三座煤场总贮煤量324000万吨，满足4台机组10天的贮煤量。 |
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灰场及运灰方式 |
利用一期工程所选的陈泗海沟灰场，并适当增容。脱硫石膏存入灰单独区域。灰场位于厂址东南约4.5km处，属山谷型干灰场。一期工程已征地面积36hm2，相应征地标高268m，库容约453×104m3，预计到本期工程投运时尚余库容约255×104m3，可供本期和一期工程机组共同贮灰渣约2.6年。当堆灰标高284m时，占地面积约86hm2,合计可用库容约1196×104m3，可供4×660MW机组共同贮存灰渣10年；二期新征地39hm2。
二期石膏场在灰场南部沟内，从一期268m标高灰面上开始填筑石膏坝，石膏场坝顶标高279m，库容约39万m3，可以满足4台机组4年的石膏量。在石膏场上游山坡处修建一条浆砌石截洪沟。 |
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灰渣及石膏利用 |
本期工程2×660MW机组年产灰渣可全部综合利用，脱硫石膏综合利用率82.3%。由利用方负责用汽车运输。 |
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环保工程 |
烟气脱硫 |
采用石灰石－石膏湿法脱硫工艺，1炉配1塔，设置旁路烟道、脱硫装置效率不低于90%。 |
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氮氧化物控制 |
原方案为锅炉采用低氮燃烧技术控制氮氧化物产生，依据环评预测结果，增加两套SCR脱硝系统，脱硝效率大于60%。 |
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烟气除尘 |
二室四电场静电除尘器，除尘效率不低于99.7% |
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废水处理 |
新建脱硫废水处理系统（新增），其余废水处理依托一期废水处理系统。 |
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噪声治理 |
锅炉排汽口安装排汽放空消声器，送风机、引机进口安装消声器，各类泵加装隔声罩，绿化。 |
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配套工程 |
本期工程2×660MW机组以发电机－变压器组单元接线接入厂内500kV升压站。 |
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公用工程 |
本期工程基本利用现有厂外道路。绿化系数15%。 |
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依托工程 |
电厂一期施工场地、办公楼、夜班宿舍、食堂、浴室等辅助生活设施，生活废水含煤废水处理设施、灰场、现有厂外道路、化学实验室、环境监测站。 |
表2 本期工程排烟状况一览表
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项 目 |
单 位 |
2×660MW |
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设计煤种 |
校核煤种 |
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烟 囱 |
烟囱方式 |
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二炉合用一座双筒钢筋混凝土烟囱 |
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几何高度 |
M |
210 |
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出口内径 |
M |
9.5 |
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烟气排烟状况
(除尘器出口) |
烟气量 |
Nm3/s |
1390.7 |
1377.6 |
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空气过剩系数 |
- |
1.4 |
1.4 |
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烟囱出口
烟气参数 |
烟气温度 |
℃ |
48.0 |
48.0 |
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排烟速度 |
m/s |
23.1 |
22.9 |
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大气污染物排放状况 |
SO2 |
排放量 |
t/h |
0.2297 |
0.2411 |
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年排放量 |
t/a |
1263.39 |
1326.07 |
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排放浓度 |
mg/Nm3 |
45.88 |
48.62 |
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烟尘 |
排放量 |
t/h |
0.1082 |
0.1538 |
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年排放量 |
t/a |
595.13 |
845.84 |
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排放浓度 |
mg/Nm3 |
21.61 |
31.01 |
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NOx（原方案） |
排放量 |
t/h |
2.0027 |
1.9838 |
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年排放量 |
t/a |
11014.62 |
10910.76 |
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排放浓度 |
mg/Nm3 |
400.00 |
400.00 |
注：表中烟气除尘效率按99.7%计，脱硫效率按90%计，脱硫系统的除尘效率按50%考虑。
表3 本期工程2×660MW机组废水排放状况
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