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# OAR Box 1828 Prepped by Ollie Stewart



### Document

Number: 

# 309 ) IV-B-1 3 Docket Number: 

# A-83-2 7

Printed 11/12/200811:12:59AM Sheet 309of 325P. 2 

# ' < T

# vA-83-2 7

CORPORATIO N IV-D-I O

MEMORANDU

M

DATE : April . 15 , 198 7 TO : Wal t Stevenso nan d Fre dPorter , EPA/SD B FROM : Ceci l Stackhous e an d Edwar dAul , Radia nCorporatio n SUBJECT : Impact s o f New Fue l Price s o

n th e Nationa l Impact s Analysi s fo r Mixe dFuel-Fire dStea m Generatin g Unit s

1. 0 INTRODUCTIO N
I nAugus t 1986 , fue l pric e projection s fo r coal , oil , an d natura l ga s 1- 3 supplie dt o industria l market s wer e revised . Thi s memo assesse s th e impact s o f thes e new fue l price s o

n th e previou s analyse s o f nationa l impact s associate dwit halternativ e new sourc e performanc e standard s (NSPS ) limitin g sulfu r dioxid e (SO- ) emission s fro m mixe dfuel-fire dstea m generatin g unit s (i.e. , boilers) . Th e previou s analyse s wer e presente di n th e repor t An Analvsi s o f th e Cost s an d Cos t Effectivenes s o f SO - Contro l fo r Mixe dFuel-Fire dSteam Generatin g Unit s (Jun e 1986) . Mixe dfuel-fire dunit s generall y fir e a mixtur e o f fossi l an d nonfossi l fuels . A s in th e previou s analysis , however , "nonfossi l fuels " i s use di n a ver y genera l sens e t o represen t non-sulfu r bearin g fuel s (i.e. , fuel s othe r tha ncoa l o r oil) . Non-sulfu r bearin g fuel s ar e generall y nonfossi l fuels , suc ha s woo dan d municipa l soli dwaste , bu t ma y als o includ e natura l gas . Thus , th e term s "nonfossil " an d "non-sulfu r bearing " ar e use d interchangeabl y

t o mea nfuel s whic htypicall y hav e negligibl e sulfu r contents . I nadditio nt o examinin g new fue l pric e impacts , th e methodolog y an d assumption s use din th e prio r analysi s (i.e. , Referenc e 4 ) fo r estimatin g capita l an

d non-fue l operatin g an d maintenanc e cost s fo r mode l mixe d fuel-fire dboiler s wer e reviewe dand , wher e appropriate , modifie dt o mak e them consisten t wit hthos e use di n othe r industria l mode l boile r cos t studies . Thes e modification s ar e discusse din ful l in Appendi xA . Thes e

Progres s Center/320 0 E

. Chape l Hil l Rd./Nelso n Hwy./P.O

. Bo x13000/Researc h Triangl e Park

. N.C

. 27709/(919)541-910 0P. 3

* *

modification s hav e a negligibl e effec t o nth e assessmen t o f nationa l impac t change s cause db

y th e new

fue l prices . Th e revise dcos t algorithm s usedt o estimat e cost s fo r mixe dfuel-fire dboiler s an dassociate demissio ncontro l equipmen t ar e provide di nAppendi xB . Section s 1. 1 an

d1. 2 o f thi s memorandu m addres s th e methodolog y use dt o updat e th e time basi s o f th e mode l boile r cos t estimate s an dth e revise d fue l pric e projection s utilize di nthi s analysis , respectively . Sectio n2 present s th e fue l choic e decision s o na mode l boile r basi s usin g th e revise d fue l prices . Sectio n3 present s th e result s o f th e revise dnationa l impact s analyses . Inwritin g thi s memorandum , i t wa s assume dtha t th e reade r i s familia r wit hth e costin g methodolog y an ddecisio nanalysi s technique s discusse din Reference s 4 an

d5 , respectively . 1. 1 Tim e Basi s o f Cos t Estimate s Revise dcost s fo r mixe dfuel-fire dboiler s an dassociate demissio n contro l equipmen t hav e bee nestimate dusin g algorithm s presente di nAppendi x B t o thi s memorandum . Thes e algorithm s incorporat e th e change s discusse din Appendi xA

a s wel l a s updat e th e time basi s o f th e cost s fro m Januar y

198 3 dollar s t o Jun e 198 5 dollars . Th e updatin g wa s accomplishe dusin g a n escalatio nfacto r o f 1.029 5 fo r capita l costs , base do nth e Chemica l Engineerin g Plan t Cos t Index , an da facto r o f 1.034 7 fo r non-fue l O& M costs , base do nth e Produce r Pric e Inde xfo r Al l Industria l Commoditie s compile d 8 9 b y th e U.S . Burea uo f Labo r Statistics . 1. 2 New Fue l Pric e Projection s
Fue l pric e projection s fo r th e perio d198 7 t o 200 2 wer e revise di n Augus t 198 6 t o reflec t curren t an danticipate dcondition s i nworl denerg y markets . Tabl e 1 compare s th e 198 4 an d198 6 levelize dpric e projection s fo r coal , oil , an

dnatura l gas . A s shown , th e genera l trendi s a declin e i nal l levelize dfue l price s betwee nth e 198 4 an d198 6 projection s an da reductio nP. 4

TABL E 1 . COMPARISO N O F 198 4 AN

D 198 6 COAL , OIL , AN D NATURAL GA S PRIC E PROJECTION S

< Fue l Typ e Regio n I B-b1tum1nou s coa l E-b1tum1nou s coa l F-bitum1nou s coa l 3.0 % sulfu ro U 0.85 6 sulfu roi l Natura l ga s Regio n I Y B-b1tum1nou s coa l D-b1tum1nou s coa l G-b1tum1nou s coa l H-b1tum1nou s coa l 3.0 % sulfu roi l 0.8 % sulfu ro U Natura l ga s Regio n X B-subb1tuminou s coa l E-subb1tuminou s coa l 3.0 % sulfu roi l 0.8 % sulfu roi l Natura l ga s Sulfu rConten t (l b S0 ? / millio n Btu) a

<1.0 8 1.67-2.5 0 2.50-3.3 3 3. 0 0. 8 0

<1.0 8 1.08- 1 3.33- 5 >5.0 0 3. 0 0. 8 0

<1.0 8 1.67- 2 3. 0 0. 8 0 .6 7 .0 0

.5 0 Jul y198 4

Pric e Projection s (198 3 $ /

. millio n Btu) D ' c

3.7 6 3.6 5 3.4 6 4.80 * 5.50 1 " 5.83 f

3.1 9 2.9 8 2.8 0 2.6 2 4.77 * 5.46 T 6.02 f

2.6 6 2.0 9 4.3 4 f 5.07 T 5.57 f Augus t 198 6

Pric e Projection s (198 5 $/m1ll1o n Btu) c ' d Lo w01 1 Hig h 01 1 Price s Price s

3.2 5 2.9 7 2.8 3 2.8 1 3.2 7 3.30/4

.
2.6 5 2.5 6 2.4 2 2.3 3 2.7 3 3.1 8 3.14/ 3

2.4 0 1.8 4 2.6 5 3.0 8 2.97/ 3 17 e

.88 e

.24 e 3.2 5 2.9 7 2.8 3 4.0 6 4.5 9 4.38/5.39 *

2.6 5 2.5 6 2.4 2 2.3 3 3.9 8 4.5 1 4.08/4.80 *

2.4 0 1.8 4 3.8 8 4.3 7 3.76/4.0 0

a Mult1pl y

lbS0 2 /10 6 Bt u b

y 430.27 8 t o obtai nng S0 2 /J . Source : Referenc e 4 .
c Mult1pl y

$/10 6 Bt u b

y 9.48 6 xIO" 4 t o obtai n$/MJ . Source : Reference s 1 t o 3 .
e Base d ona carriage/non-carriag e natura l ga s market . Natura l ga s price s unde r th e lo

w oi l pric e scenari o ar e base d ona rigi d regulator y environmen t a s discusse d 1

nReference s 3 an

d 10 . ^Correspond s t o 198 4 lo w oi l pric e scenario .

3P. 5



### i nth e sulfu r premiu

m (i.e. , th e additiona l pric e o f lo w sulfu r fuel s relativ e t o highsulfu r fuels) . I naddition , bot hlo

w an dhighoi l pric e scenario s ar e reflecte di nth e 198 6 projections . Finally , two price s ar e presente dfo r natura l ga s correspondin g t o a carriag e marke t (i nwhic huser s ar e fre e t o purchas e low-price dga s directl y fro m th e produce r an

dpa y th e pipelin e company

fo r "carriage " t o th e user' s facility ) an da non-carriag e market (simila r t o th e existin g market i nwhic hth e pipelin e company purchase s th e ga s an

dsell s i t t o th e use r a t "rolled-in " prices) . Th e projecte dmarket s an

dregulator y

environment s fo r natura l ga s ar e furthe r explaine dinReferenc e 10 . Inadditio nt o thes e pric e scenario s fo r oi l an dnatura l gas , two option s ar e considere dfo r nonfossi l fuel . I nth e firs t option , nonfossi l fue l i s considere dt o b e availabl e a t zer o cos t o r price . Fo r th e secondoption , nonfossi l fue l i s assigne dth e sam e pric e a s th e lowest-cos t coa l availabl e inth e regio nexamined . A tota l o f eigh t fue l pric e scenario s hav e bee ndevelope dbase donth e possibl e combination s o f thes e oil , natura l gas , an dnonfossi l fue l prices , a s show ni nFigur e 1 . Thes e fue l pric e scenario s ar e use dt o boundth e impact s analysi s fo r mixe dfuel-fire dboiler s operatin g unde r selecte dSO * regulator y

alternatives . 2. 0 FUE L CHOIC E DECISION S FORMODE L STEA M GENERATINGUNIT S Mode l mixe dfuel-fire dboiler s wer e develope dinReferenc e 4 base don informatio ncollecte dina 198 0 surve y o f boile r operation s i nth e pul pan d pape r andforest product s industries . Thi s informatio nwa s use dt o estimat e th e distributio no f new mixe dfuel-fire dboiler s wit hrespec t t o siz e an d fossil/nonfossi l fue l mixtur e properties . Thi s distributio no f mode l unit s i s repeate dfo r referenc e purpose s i nTabl e 2 . Th e mi xo f fuel s fire d1nthes e boiler s ma y change , however , 1n respons e t o th e new

fue l prices . Thes e change s coul doccu r a t th e baselin e (i.e. , i nth e absenc e o f a nSO * NSPS ) a s wel l a s i nrespons e t o variou s S0 2 

### regulator y

alternatives . Consequently , th e mi xo f fuel s fire di nthes eOi l Pric e Scenari o Nonfossi l Fue l Price s Natura l Ga s Price s Fue l Pric e Scenari o

tji

Figur e 1 . A nOvervie w

o f th e Fue l Pric e Scenario sTABL E 2 . ASSUME D REGIONAL DISTRIBUTIO N O F MODE L MIXE D FUEL-FIRE D STEA M GENERATINGUNIT S (NUMBERO F UNITS )

CT> Mode l Uni t

(millio nB 1 15 0 40 0 80 0 Siz e tu/hr ) 20 X

Fossi l 1 2 1 Fue l REGIO

N 5 O X Fossi lo oo I

Fue l BO

X Fossi l 0 0 2 Fue l 20 X

Fossi l Fue l 2 5 2 REGIO

N I V 5 O X Fossi l Fue l 0 1 1 80 X

Fossi l Fue l 0 1 4 Fos 20 X

sl l Fue l 2 4 1 REGIO

N X 5 O X Fossi l Fue l 0 1 1 Fo s BO X

sl l Fue l 0 1 3projecte dmixe dfuel-fire dboiler s wa s re-examined . Th e fue l choic e

decisio nmethodolog y

utilize dwa s base do nth e minimizatio no f tota l stea m generatin g plan t cost s ove r th e usefu l lif e o f th e facility . Specifically , i t wa s assume dtha t boile r owner/operator s woul dselec t th e fue l o r fue l combinatio nwit hth e lowes t after-ta xne t presen t valu e (NPV ) o f projecte d cas hflow s ove r th e boiler' s usefu l life . Th e basi c assumption s o f thi s methodolog y

ar e consisten t wit hthos e employe dinth e Industria l Fue l Choic e Analysi s Mode l (IFCAM ) whic hi s use dt o examin e nationa l impact s associate d 5 wit hvariou s NSP S fo r fossi l fuel-fire dboilers . 2. 1 Previou s Fue l Choic e Analvsi s
Th e prio r analysi s o f fue l choic e decision s (using 198 4 fue l pric e projections ) i nReferenc e 4 considere dth e after-ta xNPV s o f a 4 4 M W (15 0 millio nBtu/hr ) boile r firin g eithe r 10 0 percen t fossi l fue l o r a 2 0 percen t fossil/8 0 percen t nonfossi l fue l mixture . Thi s latte r combinatio no f uni t siz e an dfue l mixtur e i s th e mos t likel y conditio nunde r whic ha mixe d fuel-fire dboile r migh t switc haway fro m coa l o r oi l t o natura l ga s in respons e t o S0 « contro l requirements . Thus , i t wa s use da s a "surrogate " t o examin e th e likelihoo do f fue l switchin g i nrespons e t o variou s NSPS . Usin g th e 198 4 fue l pric e projections , th e prio r analysi s showe dtha t ne w mixe dfuel-fire dboiler s would , i nalmos t al l cases , fir e a mixtur e o f coa l an dnonfossi l fuel s a t th e regulator y baselin e a s wel l a s unde r bot h a nNSP S base donusin g low sulfu r fue l an

da nNSP S requirin g a percen t reductio ninemissions . On e exceptio nwa s note dinRegio nI a t th e regulator y

baselin e whe nth e pric e o f th e nonfossi l fue l wa s equa l t o tha t o f th e lowest-price dcoal . Inthi s case , firin g 10 0 percen t oi l hadth e lowes t NPV . I t wa s generall y expected , however , tha t th e pric e o f nonfossi l fue l woul dno t b e a s hig ha s th e pric e o f low-cos t coal . I nligh t o f thes e results , "fue l switching " b y ne w boiler s awa y

fro m coal/nonfossi l mixture s inrespons e t o SO - contro l alternative s wa s "rule dout " a s economicall y unfavorabl e fo r bot hthi s boile r siz e an dfue l mixtur e a s wel l a s othe r projecte dsize s an

dmixtures . Thu s th e prio r analysi s conclude dtha t fue lP. 9

switchin g woul dno t occu r among mixe dfuel-fire dboiler s inrespons e t o variou s NSPS . 2. 2 Revise dFue l Choic e Analvsi s
Th e analysi s discusse dabov e [fo r a 4 4 M W (15 0 millio nBtu/hr ) boile r firin g a 20 % fossil/80 % nonfossi l fue l mixture ] wa s repeate dusin g th e 198 6 fue l pric e projections . However , wherea s th e prio r analysi s wa s conducte d wit honl y

on e oi l pric e an

don e natura l ga s price , th e revise danalysi s considere dtw

o oi l price s (i.e. , highan dlow ) an

dtwo natura l ga s price s (i.e. , carriag e an

dnon-carriage ) a s discusse di nSectio n1.2 . Th e nonfossi l fue l pric e option s remaine dth e sam e a s before . Table s 3 thr u6 presen t th e revise dNP V analysi s fo r th e variou s combination s o f oil , natura l gas , an

dnonfossi l fue l prices . Examinatio no f thes e table s show s tha t th e lowes t NPV optio nvarie s a s a functio no f oi l price , natura l ga s price , an dnonfossi l fue l price . Th e mos t economicall y

attractiv e fue l option s correspon dt o thos e wit hth e lowes t NPVs ; thes e option s ar e identifie dinth e tables . Thes e table s indicat e tha t fossi l fue l firin g (I.e. , 10 0 percen t oi l o r natura l gas ) i s mor e attractiv e tha nmixe dfue l firin g fo r th e 4 4 M W (15 0 millio nBtu/hr ) mode l boile r i f th e pric e o f th e nonfossi l fue l 1 s assume dt o equa l tha t o f th e leas t expensiv e coa l i nth e region . Thi s i s tru e unde r al l combination s o f oi l an

dga s prices . Fossi l fue l firin g 1 s als o mor e attractiv e tha n mixe dfue l firin g i f th e pric e o f th e nonfossi l fue l i s assume dt o be negligibl e (i.e. , zero ) unde r th e assumptio no f low oi l prices . Onl y unde r th e combine dassumption s o f negligibl e nonfossi l fue l price s an dhig hoi l price s ar e mixe dfuel-fire dboiler s mor e attractiv e tha nfossi l fuel-fire dunit s fo r th e 4 4 M W (15 0 millio nBtu/hr ) mode l boile r a t th e regulator y

baseline . Eve nunde r thes e assumptions , however , fue l switchin g fro m coa l t o natura l ga s occur s amon g mixe dfuel-fire dboiler s 1nrespons e t o standard s requirin g a percen t reductio ni nemissions . Th e absenc e o f mixe dfuel-fire dboiler s a t th e regulator y baselin e unde r th e assumptio no f lo w oi l price s (a s wel l a s unde r th e assumption s o fTABL E 3 . NE TPRESEN TVALU E FO R 4 4 M W (15 0 MILLIO N BTU/HOUR ) NONFOSSIL/FOSSI L MIXE D FUEL-FIRE D STEA M GENERATIN G UNIT S

HIG H OI L PRICE S (198 5 $ ) (NON-CARRIAG E NATURA L GA S PRICE )

Fossil/Nonfossi l Fue l Mixtur e
Contro l Alternative s 20 XCoal/BO X Nonfossi l Fue l Nonfossi l
= Coal a Nonfossi l

= 0 20 X011/BO X

Nonfossi l Fue l Nonfossi l = Coal 8 Nonfossi l

= 0 20X Natura l Gas /

80 X Nonfossi l Fue l Nonfossi l Coa l a Nonfossi l

= 0 IOO X Fossi l Fue l
Coa l 01 1 Natura l Gas Regio n I Regulator y Baselin e Lo wSu l fu r Fue l Percen t Reductio n 22,59 0 22,95 0 24,28 0 16,070 °

16,360 ° 17,76 0 23,44 0

23,77 0 25,04 0 16,84 0

17,17 0 18,44 0 24,33 0

24,33 0 24,33 0 17,73 0

17,73 0 17,730 ° 24,24 0

25,10 0 26,71 0 18.710 1
-

19,360 c 19,720 c 21,97 0

21,97 0 21,97 0

<o Regio n I V

Regulator y Baselin e Lo wSulfu r Fue l Percen t Reductio n 21,34 0 21.54 0 23,16 0 15,810 °

16,010 ° 17,63 0 22,34 0

22,66 0 23,91 0 16,80 0

17,12 0 18,37 0 22,94 0

22,94 0 22,94 0 17,40 0

17,40 0 17,400 ° 23,10 0

23,33 0 25,62 0 18,470' '

19,110 c 19,460 c 20.25 0

20,25 0 20,25 0 Regio n X Regulator y Baselin e Lo wSulfu r Fue l Percen t Reductio n 20,33 0 20,65 0 21,76 0 15,920 °

16,240 ° 17,34 0 21,49 0

21,78 0 23,05 0 17,07 0

17,36 0 18,63 0 21,71 0

21,71 0 21,71 0 17,29 0

17,29 0 17,290 ° 21,86 0

23,46 0 24.00 0 18,15 0

18,67 0 19,12 0 17,610* -

17,610 c 17,610 c
Nonfossl l fue l cos t equal s tha t o f th e lowes t pric e coa l Inth e region . Lowes t NP

V alternativ e unde r th e assumptio ntha t th e pric e o f nonfossi l fue l I s negligible .

: Lowes t NP

V alternativ e unde r th e assumptio ntha t th e pric e o f nonfossi l fue l I s equa l t o th e lowes t pric e coa l availabl e I nth e region .

oTABL E 4 . NE T PRESENT VALU E FO R 4 4 M W (15 0 MILLIO

N BTU/HOUR ) NONFOSSIL/FOSSI L MIXE D FUEL-FIRE D STEA M GENERATIN

G UNIT S HIG H OI L PRICE S (198 5 $ ) (CARRIAGE NATURA

L GA S PRICE )

Foss11/Nonfossi l Fue l Mixtur e
Contro l Alternative s 20 XCoal/80 X Nonfossi l Fue l Nonfossi l
= Coal 8 Nonfossi l

= 0 20 X011/80 X

Nonfossil ' Fue l Nonfossi l
= Coal a Nonfossi l

= 0 20 XNatura l Gas /

BO XNonfossi l Fue l Nonfossi l
= Coal a Nonfossi l

= 0 IOO XFossi l Fue l

Coa l 01 1 Natura l Ga s RegionI Regulator

y Baselin e Lo w Sulfur Fue l Percen t Reduction 22,59 0 22,95 0 24,25 5 16,070 "

16,360 ° 17,73 5 23.44 0

23,77 0 25,00 7 16,840 "

17,170 ° 18,40 7 23,62 6

23,62 6 23,62 6 17,02 7

17,02 7 17,027 ° 24,24 0

25,10 0 25,52 0 18,71 0

19.36 0 19,68 0 18,390 L

18.390 c 18,390 c RegionI

V Regulator

y Baselin e Lo w Sulfur Fue l Percen t Reduction 21,34 0 21,54 0 23.13 9 15,810 "

16.010 ° 17,60 8 22,34 0

22,66 0 23,89 4 16,800 "

17,120 ° 18,35 3 22,45 5

22,45 5 22,45 5 16,91 4

16,91 4 16,914 ° 23,10 0

23,33 0 25,59 0 18,47 0

19,11 0 19,43 0 17.770 1
-

17,770 ° 17,770 c RegionX Regulator y Baselin e Lo wSulfu r Fue l Percen t Reductio n 20,33 0 20,65 0 21,74 9 15,920 °

16,240 ° 17,33 7 21,49 0

21,78 0 23,04 5 17,070 °

17,360 ° 18,62 5 21,61 0

21,61 0 21,61 0 17,19 0

17,19 0 17,19 0 21,86 0

23,46 0 23,99 0 18,15 0

18,67 0 19,11 0 17,080 c

17.080* ; 17,080 °
Nonfossi l fue l cos t equal s tha t o f th e lowes t pric e coa l i nth e region . Lowes t NP

V alternative unde r th e assumptio ntha t the pric e o f nonfossi l fue l 1 s negligible .

c Lowes t NP

V alternative unde r th e assumptio ntha t the pric e o f nonfossi l fue l i s equa l t o th e lowes t pric e coa l availabl e I nth e region .TABL E 5 . NE T PRESEN TVALU E FO R 4 4 M W (15 0 MILLIO N BTU/HOUR ) NONFOSSIL/FOSSI L MIXE D FUEL-FIRE D STEA M GENERATIN G UNIT S

LO W OI L PRICE S (198 5 $ ) (NON-CARRIAG E NATURA L GA S PRICE )

Foss11/Nonfossi l Fue l Mixtur e

Contro l Alternative s 20 XCoal/BO X Nonfossi l Fue l Nonfossi l
= Coal a Nonfossi l

= 0 20 X011/BO X Nonfossi l Fue l Nonfossi l
= Coal a Nonfossi l

= 0 20 XNatura l Gas /

SO XNonfossi l Fue l Nonfossi l
= Coal a Nonfossi l

= 0 IOO X Fossi l Fue l
Coa l 01 1 Natura l Ga s Regio n I Regulator y Baselin e Lo wSulfu r Fue l Percen t Reductio n 22,59 0 22,95 0 24,25 0 16,07 0

16,36 0 17,73 0 22,66 0

22,94 0 24,26 0 16,06 0

16,34 0 17,66 0 23,50 0

23,50 0 23,50 0 16,90 0

16,90 0 16,90 0 24,24 0

25,10 0 26,53 0 14,810"' c17,74 0

15,610"' c17,74 0 15,820°' c17,74 0 Regio n I V Regulator

y Baselin e Lo w Sul fu r Fue l Percen t Reduction 21,34 0 21,54 0 23,13 0 15,81 0

16,01 0 17,60 0 21,56 0

21,83 0 23,15 0 16,02 0

16,29 0 17,60 0 22,28 0

22,28 0 22,28 0 16,74 0

16,74 0 16,74 0 23,10 0

23,33 0 25,48 0 14,57 0

15,36 0 15,580 ' b. c b. c b. c 16,90 0 16,90 0 16,90 0 Regio nX Regulator

y Baselin e Lo w Sulfur Fue l Percen t Reduction 20,33 0 20,65 0 21,73 0 15,92 0

16,24 0 17,32 0 20,80 0

21,06 0 22,37 0 16,38 0

16,67 0 17,96 0 21,20 0

21,20 0 21,20 0 17,29 0

17,29 0 17,29 0 21,86 0

23,46 0 23,89 0 14.330 !

15,00 0 15,31 0 b. c b. c 15,04 0 15,04 0 15,04 0 b. c
Nonfossi l fue l cos t equal s tha t o f th e lowes t pric e coa l i nth e region . Lowes t NP

V alternativ

e unde r th e assumptio ntha t th e pric e o f nonfossi l fue l I s negligible . "Lowes t NP

V alternativ

e unde r th e assumptio ntha t th e pric e o f nonfossi l fue l 1 s equa l t o th e lowes t pric e coa l availabl e i n th e region .TABL E 6 . NE T PRESEN T VALU E FO R4 4 M W (15 0 MILLIO N

BTU/HOUR ) NONFOSSIL/FOSSI L MIXE D FUEL-FIRE D STEA M GENERATINGUNIT S LO W OI L PRICE S (198 5 $ ) (CARRIAG E NATURAL GA S PRICE S - FLEXIBLE )

Fossil/Nonfossi l Fue l Mixtur e
Contro l Alternative s 20 XCoal/80 X Nonfossi l Fue l Nonfossi l = Coal a Nonfossi l

= 0 20 XOil/BO X

Nonfossi l Fue l Nonfossi l = Coal a Nonfossi l

= 0 20 XNatura l Gas /

BOXNonfossi l Fue l Nonfossi l
= Coa l a Nonfossi l

= 0 IOO X Fossi l Fue l
Coa l Oi l Natura l Ga s Regio n I Regulator y Baselin e Lo wSulfu r Fue l Percen t Reductio n 22,59 0 22,95 0 24,21 9 16,07 0

16,36 0 17,69 9 22,66 0

22,94 0 24,22 7 16,84 0

17,17 0 18,44 0 22,84 5

22,84 5 22,84 5 16,24 6

16,24 6 16,24 6 24,24 0

25,10 0 25.36 0 14,81 0

15,61 0 15,78 0 14,41 0

14,41 0 14,41 0 b. c b. c b, c Regio n I V J ^ Regulator y Baselin e

Lo wSulfu r Fue l Percen t Reductio n 21,34 0 21,54 0 23,10 8 15.81 0

16,01 0 17,57 7 21,56 0

21,83 0 23,12 0 16,80 0

17,12 0 18,37 0 21,75 9

21,75 9 21,75 9 16,21 9

16,21 9 16,21 9 23.10 0

23.33 0 25,45 0 14,57 0

15,36 0 15,54 0 14,260' ,

14,26 0 14,260 ' b. c b. c b. c Regio n X Regulator y Baselin e Lo wSulfu r Fue l Percen t Reductio n 20,33 0 20,65 0 21,72 7 15,92 0

16.24 0 17,31 5 20,80 0

21,06 0 22,36 8 16,38 0

16,67 0 17,94 8 21,05 3

21,05 3 21,05 3 16,63 4

16,63 4 16,63 4 21,86 0

23,46 0 23,88 0 14,33 0

15,00 0 15,30 0 14,27 0

14,27 0 14,27 0 b. c b. c b. c
Nonfossi l fue l cos t equal s tha t o f th e lowes t pric e coa l i nth e region . Lowes t NP

V alternativ e unde r th e assumptio ntha t th e pric e o f nonfossi l fue l 1 s negligible . Lowes t NP

V alternativ e unde r th e assumptio ntha t th e pric e o f nonfossi l fue l I s equa l t o th e lowes t pric e coa l availabl e Inth e region .highoi l price s an dnonfossi l fue l price s equa l t o thos e o f th e leas t expensiv e regiona l coals ) raise dquestion s a s t o whethe r an y mixe d fuel-fire dboiler s woul dbe expecte da t othe r size s o r mixtures . T o answe r thes e questions , NPV s wer e calculate dfo r a 23 4 M W (80 0 millio nBtu/hr ) boile r i nRegio nI

V firin g a

n80 % fossil/20 % nonfossi l fue l mixture . Thi s uni t wa s selecte dbecaus e i t i s th e largest , highes t fossi l fue l rati o mode l boile r projecte dan

dwoul db e th e uni t mos t likel y t o show

lo w NPV s fo r mixe dfue l firin g relativ e t o othe r options . Regio nI V wa s chose nfo r examinatio nbecaus e th e levelize dpric e differenc e betwee nhig hsulfu r coa l an dnatura l ga s (unde r non-carriag e prices ) i s greates t i nthi s region . Thus , larg e mixe dfuel-fire dboiler s i nthi s regio nfirin g a hig hpercentag e o f fossi l fue l woul db e th e mos t likel y t o fir e mixe dfuel s a t th e regulator y

baselin e a s wel l a s unde r mor e stringen t regulator y alternatives . I f n o mixe dfuel-fire dboiler s wer e projecte dfo r thi s case , non e woul db e expecte dfo r othe r mode l boile r sizes , fue l mixtures , o r regions . Th e NPV result s fo r thi s uni t ar e summarize dinTable s 7 an d8 fo r high an dlo w oi l prices , respectively . Th e NPV s i nthes e table s indicat e tha t 10 0 percen t fossi l fue l firin g (eithe r oi l o r natura l gas ) i s mor e attractiv e tha nmixe dfue l firin g fo r th e 23 4 M W (80 0 millio nBtu/hr ) mode l boile r considere donl y unde r th e combine dassumption s o f lo w oi l price s an

d nonfossi l fue l price s equa l t o th e leas t expensiv e coa l i nth e region . Fo r al l othe r scenarios , mixe dfue l firin g (wit hcoa l a s th e fossi l fuel ) i s th e mos t economicall y

attractiv e optio na t th e regulator y baselin e a s wel l a s unde r standard s base do nusin g low sulfu r fuel . Unde r th e assumption s o f a percen t reductio nstandar dan dnegligibl e price s fo r nonfossi l fuels , mixe d fue l firin g remain s th e lowes t cos t optio ni nal l scenario s excep t fo r low oi l price s an

dcarriag e natura l ga s prices . Unde r thes e conditions , us e o f 10 0 percen t natura l ga s ha s th e lowes t cost . A s a resul t o f thes e analyses , i t 1 s apparen t tha t bot hth e numbe r o f projecte dmixe dfuel-fire dboiler s operatin g a t th e regulator y baselin e an

d th e exten t o f fue l stitchin g occurrin g 1nrespons e t o S0 2 contro l alternative s depen ddirectl y onth e assumption s mad e concernin g oil , natura l gas , an dnonfossi l fue l prices . Thi s i s a fa r differen t resul t tha ntha t



### 1 3TABLE 7 . NE T PRESEN

TVALU E FO

R 23 4 M W (80 0 MILLIO N BTU/HOUR ) NONFOSSIL/FOSSI L MIXE D FUEL-FIRE D STEA M GENERATIN G UNIT S (HIG H OI L PRICE S (198 5 $ )

Fossil/Nonfossi l Fue l Mixtur e Contro l Alternative s BO X Coal/20 X Nonfossi l Fue l Nonfossi l = Coal a Nonfossi l

= 0 80 X011/20 X

Nonfossi l Fue l Nonfossi l
= Coal a Nonfossi l

= 0 SO

XNatura l Gas / 20 XNonfossi l Fue l Nonfossi l
= Coal 8 Nonfossi l

= 0 IOO XFossi l Fue l

Coa l Oi l Natura l Ga s RegionI

V (Carriage Natura l Ga s Price ) Regulator

y Baselin e Lo w Sulfur Fue l Percen t Reduction 98.120* - 99,110 c 108,850 c 88,240 "

89,220 ° 98,160 ° 121,380 "

128,30 0 130,05 0 114,03 0

120,92 0 122,70 0 121.64 0

121,64 0 121.64 0 114,25 0

114,25 0 114.25 0 100,82 0

100,82 0 110,98 0 rfi

115,410 " 109,37 0 115,410 ° 109,37 0 123,93 0 109,37 0 Regio n I V (Non-Carriag e Natura l Ga s Price ) Regulator y Baselin e Lo wSulfu r Fue l Percen t Reductio n 98,120* - 99,110 c 108,490 c 88,240 "

89,220 ° 98,610 ° 121,380 "

128,30 0 130.50 0 114,03 0

120.92 0 123,14 0 132,03 0

132,03 0 132,03 0 124,64 0

124,64 0 124.64 0 100,820 "

100,820 e 111,53 0 115,410 °

115,410 e 137,48 0 122,30 0

122,30 0 122,30 0
Nonfossi l fue l cos t equal s tha t o f th e lowes t pric e coa l I n th e region . Lowes t NP

V alternativ e unde r th e assumptio n tha t th e pric e o f nonfossi l fue l I s negligible .
c Lowes t NP

V alternativ e unde r th e assumptio n tha t th e pric e o f nonfossi l fue l i s equa l t o th e lowes t pric e coa l availabl e I n th e region . "Dilution " credi t fo r nonfossi l hea t Inpu t allowe d a t regulator y baseline . e S1nc e Subpar t D NSP S applie s t o boiler s abov e 7 3 M W (25 0 millio n Btu/hr ) hea t Input , th e regulator y baselin e an d lo wsulfu r fue l standar d ar e equivalent .TABL E 8 . NE TPRESEN TVALU E FO R 23 4 M W (80 0 MILLIO N BTU/HOUR ) NONFOSSIL/FOSSI L MIXE D FUEL-FIRE D STEA M GENERATIN G UNIT S

(LO W OI L PRICE S (198 5 $ )

Foss1l/Nonfoss1 l BO X Coal/20 % Fue l Mixtur e Nonfossi l Fue l Nonfossi l Contro l Alternative s = Coal a Regio n I V (Carriag e Natura l Gas Price ) Regulator y Baselin e 98,12 0 Lo wSulfu r Fue l 99,11 0 Percen t Reductio n 107,39 0 Regio n I Y (Non-Carriaq e Natura l Ga s Price ) Nonfossi l

= 0

88,240 ^ 89.230 6 97,51 0 80X 011/20 X

Nonfossi l Fue l Nonfossi l Nonfossi l = Coal 8 = 0

104,76 0 97,40 0 110,60 0 103,23 0 113.68 0 106,19 0 80X Natura l Gas / 20X Nonfossi l Fue l Nonfossi l Nonfossi l = Coal 8 = 0

106,79 0 99,41 0 106,79 0 99,41 0 106,79 0 99,41 0 100X
Coa l

100,820 ° 100,820 ° 110,15 0 Fossi l Fue l Natura l

01 1 Ga s

93,340 ° 91,240 ' 93,340 ° 91,240 ' 105,26 0 91,24 0 b. c

Regu1ator y Base l 1n e Lo wSulfu r Fue l Percen t Reductio n 98,12 0 99.11 0 107,39 0 88,240 "

89,230 ? 98,040 ° 104,76 0

110,60 0 114,21 0 97,40 0

103,23 0 106,72 0 117,83 0

117,83 0 117,83 0 110,44 0

110,44 0 110,44 0 100,82 0

100,82 0 110.82 0 93,340 c ' ° 104,42 0

93,340 c ' ° 104,42 0 119,73 0 104,420 1
- Nonfossl l fue l cos t equal s tha t o f th e lowes t pric e coa l Inth e region . Lowes t NP

V alternativ e unde r th e assumptio ntha t th e pric e o f nonfossi l fue l 1 s negligible . ^Lowes t NP

V alternativ e unde r th e assumptio ntha t th e pric e o f nonfossi l fue l I s equa l t o th e lowes t pric e coa l availabl e I nth e region . "Dilution* 1 credi t fo r nonfossi l hea t Inpu t allowe da t regulator y baseline . B S1nc e Subpar t D NSP S applie s t o boiler s abov e 7 3 M W (25 0 millio nBtu/hr ) hea t Input , th e regulator y baselin e an

d lo w sulfu r fue l standar d ar e equivalent .P.1 7

obtaine dwit hth e 198 4 fue l price s inwhic hal l projecte dunit s wer e mixe d fuel-fire dunit s an

dalmos t al l o f thes e unit s selecte dcoal/nonfossi l mixture s a s th e lowes t NPV optio nbot ha t th e baselin e an dunde r SO - contro l alternatives . 2. 3 Selectio no f Boundin g Fue l Pric e Scenario s
Rathe r tha nprojectin g th e nationa l impact s o f SO - contro l fo r al l eigh t combination s o f fue l price s illustrate dinFigur e 1 , th e decisio nwa s mad e t o selec t two fue l pric e scenario s tha t woul dboundth e rang e o f potentia l nationa l impacts . Tabl e 9 summarize s th e fue l choic e decision s unde r th e eigh t fue l pric e scenario s fo r th e regulator y baseline , lo

w sulfu r fue l alternativ e an

dpercen t reductio nalternative . A s shown , no mixe d fuel-fire dboiler s ar e projecte dunde r Scenari o 7 (i.e. , low oi l prices , carriag e natura l ga s prices , an dnonfossi l fue l price s equa l t o coa l prices ) eithe r a t th e regulator y baselin e o r fo r th e two SO - contro l alternatives . Hence , th e nationa l impact s o f bot hSO - contro l alternative s fo r mixe d fuel-fire dboiler s woul db e zer o unde r thi s fue l pric e scenario . Conversely , mixe dfuel-fire dboiler s ar e th e lowes t NPV optio nfo r th e regulator y

baselin e an

dbot hSO - contro l alternative s unde r Scenari o 2 (i.e. , highoi l prices , non-carriag e natura l ga s prices , an da nonfossi l fue l pric e o f zero) . Thus , th e nationa l impact s o f SO - contro l alternative s onmixe dfuel-fire dboiler s woul db e a t thei r highes t leve l fo r thi s fue l pric e scenario . Nationa l impact s fo r th e othe r si xfue l pric e scenario s fal l somewher e betwee nth e impact s fo r Scenario s 2 an d7 . Onth e basi s o f thi s analysis , th e boundin g fue l pric e scenario s wit h respec t t o nationa l impact s o f SO - contro l alternative s hav e bee nidentifie d a s Scenario s 2 an

d7 . Sinc e Scenari o 7 1 s essentiall y th e "nul l set" , no furthe r analysi s i s require dan dnationa l impact s ar e zero . Th e remainde r o f th e analysi s deal s wit hth e nationa l impact s o f SO - contro l alternative s unde r 198 6 fue l pric e projection s an dFue l Pric e Scenari o 2 .



### 1 6TABL E 9 . IMPACT S O F FUE L PRIC E SCENARIO S ON PROJECTION S FORNE

W MIXE D FUEL-FIRE D STEA M GENERATINGUNIT S

Fue l Pric e Fue l Pric e Scenario s S0 2 Contro l Alternative s Fue l Choic e Decision s . Fo r Eac hContro l Alternativ e ' D ' c Impac t o nNe w Mixe dFue l Boile r Populatio nProjection s 1 . Hig h Oi l Price , Nonfossi l Pr1ce= 0 Carriag e N . Ga s Pric e 2 . Hig hOi l Price , Nonfossi l Pr1ce= 0 Nonearriag e N . Ga s Pric e 3 . Hig h Oi l Price , Nonfossi l Price=Coa l Carriag e N . Ga s Pric e
4 . Hig h Oi l Price , Nonfossi l Pr1ce=Coa l Noncarrlag e N . Ga s Pric e
5 . Lo wOi l Price , Nonfossi l Pr1ce= 0 Carriag e N . Ga s pric e

6 . Lo wOi l Price , Nonfossi l Pr1ce= 0 Noncarrlag e N . Ga s Pric e

7 . Lo w Oi l Price , Nonfossi l Pr1ce=Coa l Carriag e N . Ga s Pric e 8 . Lo w Oi l Price , Nonfossi l Pr1ce=Coa l Noncarrlag e N . Ga s Pric e -Reg . Baselin e -Lo w S Fue l

- XReductio n -Reg . Baselin e -Lo w S Fue l

- XReductio n -Reg . Baselin e -Lo w S Fue l

- XReductio n -Reg . Baselin e -Lo w S Fue l

- XReductio n -Reg . Baselin e
-Lo w S Fue l

- XReductio n -Reg . Baselin e
-Lo w S Fue l

- XReductio n
-Reg . Baselin e -Lo w S Fue l

- XReductio n -Reg . Baselin e
-Lo w S Fue l

- XReductio n Al l Cntrl . Alts . Hav e Mixe dFue l Boiler s a t 15 0 an

d 80 0 MMBTU/HR , excep t Regio nX / 150/90 Xreduction . Al l Cntrl . Alts . Hav e Mixe dFue l Boiler s a t 15 0 an

d 80 0 MMBTU/H R
Al l Cntrl . Alts . Hav e 100 XFossi l (N . Gas ) Fue l Boiler s a

t 15 0 MMBTU/H R Al l Cntrl . Alts . Hav e Mixe dFue l Boiler s a t 80 0 MMBTU/HR Al l Cntrl . Alts . Hav e 100 XFossi l Fue l Boiler s a t 15 0 MMBTU/H R Al l Cntrl . Alts . Hav e Mixe dFue l Boiler s a t 80 0 MMBTU/HR 100 XFossi l (N . Gas ) Fue l Boiler s a t 15 0 MMBTU/H Ran

d Mixe dFue l Boiler s a t 80 0 MMBTU/H R 100 XFossi l (N . Gas ) Fue l Boiler s a t 15 0 MMBTU/H Ran

d Mixe dFue l Boiler s a t 80 0 MMBTU/H R 100 XFossi l (N . Gas ) Fue l Boiler s a t 15 0 an d 80 0 MMBTU/HR 100 XFossi l (Oil ) Fue l Boiler s a t 15 0 MMBTU/H Ran

d Mixe dFue l Boiler s a t 80 0 MMBTU/H R 100 XFossi l Fue l Boiler s a t 15 0 MMBTU/HRan

d 80 0 MMBTU/H R 100 XFossi l Fue l Boiler s a t a t 15 0 an

d 80 0 MMBTU/H R Al l Cntrl . Alts . Hav e 100 XFossi l (N . Fue l Boiler s at 15 0 & 80 0 MMBTU/H R Gas )

100 XFossi l (Oil ) Fue l Boiler s a t 15 0 MMBTU/H Ran

d Mixe dFue l Boiler s a t 80 0 MMBTU/H R 100 XFossi l (Oil ) Fue l Boiler s a t 15 0 an d 80 0 MMBTU/HR 100 XFossi l Fue l Boiler s a t 15 0 an d 80 0 MMBTU/HR Nea r Maximu m Numbe r o f Mixe dFue l Boiler s
Maximu m Numbe r o f Mixe dFue l Boiler s
Some Mixe dFue l Boiler s a t Al l Cntrl . Alts .

Som e MixedFue l Boiler s a t Al l Cntrl . Alts .

Some Mixe dFue l Boiler s a t th e Reg . Baselin e an d Lo w S . Fue l Alternative . N o Mixe dFue l Boiler s a t th e X Reductio nAlternatives .

Portio no f Projecte dMixedFue l Boiler s a t th e Reg . Baseline . N o Mixe dFue l Boiler s a t th e Low S . Fue l o r th e XReductio n Alternatives .

N o MixedFue l Boiler s

Som e Mixe dFue l Boiler s a t th e Reg . Baseline . N o MixedBoiler s a t th e lo w S . Fue l o r th e X reductio nalternatives .

"Mixe dfue l boile r = mixe dfuel-fire dstea m generatin g unit . bMM Btu/h r = millio nBtu/hr .
c 15 0 millio nBtu/h r = 4 4 MW ; 80 0 millio nBtu/h r = 23 4 MW .P.1 9

3. 0 NATIONA L IMPACT S
Whil e fue l choic e decision s ar e modele dona nafter-ta xNPV

basis , nationa l cost s fo r SO - contro l alternative s ar e estimate dona before-ta x annualize dcos t basis . Tota l annualize dcost s base donScenari o 2 wer e calculate dfo r eac hcombinatio no f boile r size , fue l mixture , regiona l fue l price , an

dregulator y

option . Thes e cost s an dassociate dannua l emission s fo r Regio nI , IV , an

dXar e summarize dinTable s 10 , 11 , an d12 , respectively . I t shoul dbe note dtha t wit hon e exception , al l o f th e mode l boiler s i n Table s 10 , 11 , an

d1 2 selec t a coal/nonfossi l mixtur e a s th e lowest-NP V fue l optio nunde r th e baselin e an dtw o SO - contro l alternative s considered . Th e exceptio noccur s fo r th e 4 4 M W (15 0 millio nBtu/hr ) mixe dfuel-fire dboile r firin g a 2 0 percen t fossil/8 0 percen t nonfossi l fue l mixtur e an dsubjec t t o a percen t reductio nrequirement . Inthis cas e a natura l gas/nonfossi l fue l mixtur e i s selected , a s discusse dinSectio n2.3 . 3. 1 Analysi s o f Nationa l Impact s Nationa l impact s hav e bee ncalculate dfo r eac ho f th e regulator y alternative s show

ni nTabl e 1 3 usin g th e cost s an demissio nvalue s inTable s 1 0 thr u1 2 an

dth e mixe dfuel-fire dboile r populatio nprojecte dinTabl e 2 . Th e resultin g nationa l impacts , consisten t wit hScenari o 2 , ar e summarize d inTabl e 14 . Tabl e 1 4 show s that , a t th e regulator y baseline , th e annualize dcost s fo r th e projecte dnationa l 5-yea r populatio no f new mixe dfuel-fire dstea m generatin g units ar e $463. 1 millio npe r yea r an dth e annua l SO - emission s ar e abou t 30,80 0 Mg/y r (33,90 0 ton s pe r year) . Unde r Regulator y Alternativ e 1 , annualize dcost s woul db e $468. 5 millio npe r yea r wit hannua l SO - emission s o f 17,80 0 Mg/y r (19,60 0 tons pe r year) ; this correspond s t o a n averag e cos t effectivenes s o f $417/M g ($378/ton) . Fo r Regulator y Alternativ e 2 , annualize dcost s woul db e $468. 8 millio npe r yea r an dannua l SO - emission s woul db e reduce dt o 16,80 0 Mg/y r (18,50 0 ton s pe r year) , fo r



### 1 8TABL E 10 . COS T AN D COS T EFFECTIVENES S O F S0 2 CONTRO L FO RCOAL/NONFOSSI L MIXE D FUEL-FIRE D STEA M GENERATINGUNIT S I

N REGION I a , b

to Fossil/Nonfossl l

Fue l Mixtur e 20 XCOAL/80 XNONFOSSI L Annua l Annua l Cost s Emission s Coa l Typ e ($l,000/yr ) (tons/yr ) 50 XCOAL/SO XNONFOSSI L Annua l Annua l Cost s Emission s Coa l Typ e ($l,000/yr ) (tons/yr ) 80 XCOAL/20 XNONFOSSI L Annua l Annua l Cost s Emission s Coa l Typ e ($l,000/yr ) (tons/yr ) 0 = 15 0 Millio n Btu/h r RegulatoryBasel1ne c ' ° (2. 5 lb/millio n Btu ) Low Sulfu r Coa l (1. 2 lb/millio n Btu ) Percen t Reductio n . (FGD-90 X Reduction) 0
u= 40 0 Millio nBtu/h r RegulatoryBasel1ne c, e (1. 2 lb/millio n Btu ) Low Sulfu r Coa l (1. 2 lb/millio n Btu ) Percen t Reductio n rf (FGD-90 X Reduction) 0 0 = BO O Millio n Btu/h r RegulatoryBasel1ne c ' ° (1. 2 lb/millio n Btu ) Lo w Sulfu r Coa l (1. 2 lb/millio n Btu ) Percen t Reductio n . (FGD-90 X Reduction) 0 F-Bl t B-Bl t NG f

F-Bl t B-Bi t F-Bl t

F-B1 t B-Bi t F-Bl t 4,06 0

4,13 0 4,24 0

8,84 0 9,01 0 9.44 0

14,96 0 15,31 0 16,12 0 22 5

7 5 0

59 9 20 0 4 8

1,19 8 39 9 9 6 F-B1 t

B-Bi t F-Bl t

B-Bi t B-Bi t F-Bl t

E-Bi t B-Bi t F-Bl t 4,91 0

5,08 0 5,36 0

11.19 0 11,48 0 11,88 0

19,54 0 20,12 0 20,93 0 56 2

18 7 4 5

1,10 4 49 9 12 0

- 2,20 8 99 9 24 0 F-B1 t

B-B1 t F-Bl t

B-B1 t B-B1 t F-Bl t

B-Bi t B-Bi t F-Bl t 5,75 0

6,01 0 6.27 0

13,91 0 13.91 0 14.25 0

24,88 0 24,88 0 25,59 0 89 9

30 0 7 2

79 9 79 9 19 2

1.59 8 1,59 8 38 3

"Metri c unit s ca nb e attaine db y th e followin g conversions : $/M g = $/ton« 1.1023 ; Mg/y r » tons/y r « 0.9075 ; M W = millio nBtu/h r » 0.293 ; ng/ J = lb/millio nBt u « 430.278 . Base dona capacit y

utilizatio nfacto r o f 0. 6 an d Fue l Pric e Scenari o 2 .
c A t th e regulatory

baseline , emissio ncredit s ar e provide dfo r th e hea t inpu t of th e nonfossi l fuel . N o emissio ncredit s ar e provide dfo r nonfossi l hea t Inpu t fo r othe r regulator y alternatives . Th e annua l emission s ar e base dona 9 2 percen t remova l efficiency ; th e additiona l 2 percen t account s fo r fue l an d FG D variability . °Lowest-cos t coa l availabl e whic hsatisfie s th e baselin e emissio nrequirement . Natura l gas/nonfossi l fue l mixtur e i s th e losest-NPV fue l optio nfo r thi s ccds l belIsr .ro

o TABL E 11 . COS T AN D

Fossil/Nonfossl l Fue l Mixtur e

Q = 15 0 Millio

nBtu/h r Regulator

y Baseline (2. 5 lb/millio

nBtu ) Lo w Sulfu r Coa l (1. 2 lb/millio

nBtu ) Percen t Reductio

n (FGD-90 XReduction) 0
0 = 40 0 Millio nBtu/h r Regulator

y Baseline (1. 2 lb/millio

nBtu ) Lo w Sulfu r Coa l (1. 2 lb/millio

nBtu ) Percen t Reductio

n (FGD-90 XReduction) 0 Q = 80 0 Millio nBtu/h r Regu1at o r

y Base l 1n

e (1. 2 lb/mil l Io

nBtu ) Lo w Sulfu r Coa l (1. 2 lb/millio

nBtu ) Percen t Reductio

n (FGD-90 XReduction) 0 COS T EFFECTIVENES S O F S C 2 CONTRO

L FO RCOAL/NONFOSSI L MIXED FUEL 20 XCOAL/80 XNONFOSSI L

Coa l Type

H-BI t B-Bi t NG ®

H-BI t B-Bi t
H-B1 t

H-BI t B-Bi t
H-B1 t

aMetr1 c unit s ca

nb e attaine

d b y the ng/ J = lb/millio

nBt u « 430.278 . Annua l Cost s (Jl.OOO/yr )

3,99 0 4,04 0
4.15 0

8,63 0 8,76 0 9,30 0

14,53 0 14,81 0 15,83 0 FIRED STEA M

50 XC0AL/50 XNONFOSSI L Annua l Emission s (tons/yr ) Coa l Type

43 7 75 0

1.16 5 20 0 9 3

2,32 9 39 9 18 6

followin

g conversions : $/M g

Base d o na capacit

y utilizatio

nfacto r o f 0. 6 an

d

c A t th e regulator

y basel 1 nonfossi l heat Inpu t fo r °Th e annua l emission s ar e G-BI t B-B1 t
H-B1 t

D-B1 t B-Bi t
H-B1 t

D-B1 t B-Bi t
H-BI t

= $/to n *

Fue l Pric e Scenari o 2 . ne . emissio

ncredit s are provide d fo r the othe r regulator

y alternatives . base d o na "Natura l gas/nonfossi l fuel mixtur e 1 9 2 percent remova l efficienc y
s th e lowest - NP

V fuel optio

n Annua l

Cost s ($1.000/yr )

4,75 0 4,84 0 5,31 0

10,75 0 10,84 0 11,64 0

18,66 0 18,85 0 20,40 0

1.1023 ; Mg/y

r Annua l ' Emission s (tons/yr )

81 8 18 7 8 7

76 2 49 9 23 3

1,52 4 99 9 46 6

= tons/y

r

hea t Inpu

t o f the nonfossi l fuel .

; the additiona l 2 percen t account s fo r thi s mode l boiler . GENERATIN G UNIT S I

N REGIO N

SO X

Coa l Type

F-Bl t
B-B1 t
H-BI t

B-B1 t B-Bi t
H-BI t

B-Bi t B-Bi t
H-BI t

» 0.9075 ; M

W Iv a, b

C0AL/20 XNONFOSSI L Annua l Cost s ($l,000/yr )

5,57 0 5,63 0 6,17 0

12,86 0 12,86 0 13,96 0

22,84 0 22.84 0 24,95 0 Annua l

Emission s (tons/yr )

89 9 30 0 14 0

79 9 79 9 37 3

1.59 8 1,59 8 74 5

= millio

nBtu/h r • 0.293 ;

N o emissio

ncredit s are provide d fo r
fo r fuel an

d FG D variability .TABLE 12 . COS T AN D COS T EFFECTIVENES S O F Sa 2 CONTRO

L FO RCOAL/NONFOSSI L MIXE D FUEL-FIRED STEA

M GENERATIN

G UNIT S I

N REGIO N X a ' b

Foss11/Nonfossi l Fue l Mixtur e 20 XCOAL/BO XNONFOSSI L

Coa l Typ e Annua l

Cost s ($l,000/yr ) Annua l

Emission s (tons/yr ) 50 XC0AL/50 XNONFOSSI L

Coa l Type Annua l

Cost s ($l,000/yr ) Annua l

Emission s (tons/yr ) 80 XC0AL/20 XNONFOSSI L

Coa l Type Annua l

Cost s ($1.000/yr ) Annua l

Emission s (tons/yr )

r o Q = IS O Millio nBtu/h r Regulator

y Baseline 6 (2. 5 lb/mill1o

nBtu ) Lo w Sulfu r Coa l (1. 2 lb/mi l Ho nBtu ) Percen t Reductio

n (FGD-90 XReduction) 0 0 = 40 0 Millio

nBtu/h r Regulator

y Baseline

® (1. 2 lb/millio

nBtu ) Lo w Sulfu r Coa l (1. 2 lb/millio

nBtu ) J_ i Percen t Reductio n (FGD-90 XReduction) 0 0 = 80 0 Millio

nBtu/h r Regulator

y Baseline

® (1. 2 lb/millio

nBtu ) Lo w Sulfu r Coa l (1. 2 lb/millio

nBtu ) Percen t Reductio

n (FGD-90 XReduction) 0 E-Su b B-Su b NG f 4,01 0

4.09 0 4,12 0 16 6

75 0 E-Su b

B-Su b E-Su b , 4,52 0

4.75 0 4,93 0 41 4

18 7 3 3 E-Su b

B-Su b E-Su b 5,12 0

5,46 0 5,58 0

E-Su b B-Su b E-Su b 8.56 0

8,80 0 9,18 0 44 2

20 0 3 5 E-Su b

B-Su b E-Su b 10,19 0

10,78 0 10.95 0 1,10 4

49 9 8 8

E-Su b B-Su b E-Su b 14,28 0

14,78 0 15.46 0 88 3

39 9 7 1 E-Su b

B-Su b E-Su b 17,35 0

18.54 0 18.83 0 2,20 8

99 9 17 7 E-Sub 9 12,61 0

E-Sub 9 12.61 0
E-Su b12.61 0

E-Sub 9 22,03 0 E-Sub 9 22,03 0
E-Su b22.03 0 66 2
30 0
5 3

14 1
14 1
14 1

28 3 28 3 28 3

"Metri c unit s ca

nb e attaine

d b y th e followin

g conversions : $/M g = $/to

n » 1.1023 ; Mg/y

r » tons/y

r « 0.9075 ; M

W = millio

nBtu/h r • 0.293 ; ng/ J = lb/millio

nBtu « 430.278 . b Base d o na capacity

utilizatio

nfacto r o f 0. 6 an

d Fue l Pric e Scenari o 2 .
c A t the regulator

y baseline , emissio

ncredit s ar e provide d for the heat Inpu t of th e nonfossi l fuel . N o emissio

ncredit s ar e provide d for nonfossi l hea t Inpu

t fo r othe r regulator

y alternatives . Th e annua l emission s ar e base d o na 9 2 percent remova l efficiency ; the additiona l 2 percent account s fo r fuel an

d FG D variability . ®Lowest-cos t coa l availabl e whic hsatisfie s the baseline emissio nrequirement . Natura l gas/nonfossi l fuel mixtur e i s th e lowest-NP

V fue l optio

nfo r thi s mode l boiler . 9 Lowest-cos t contro l optio nt o achiev

e thi s emissio

nlimi t I s t o fire Type E-Su bcoa l an

d instal l a

nFG D syste m t o achiev

e 9 0 percent reduction .P.2 3



### Regulator y Alternativ e Alternativ e Alternativ e Alternativ e

a 

### Basel1n e = Baselin e = C 

### LS F = Lo

w 0. 8 d 

### Pe r Re d=
^ 0 conver t TABL E 13 .

Mixe dFuel BaseUn e 1 2 3 4
2 . 1 . su l l b 9 0 f i 5 l bS0 2 

### /mni1o n 2 l bS0 2 

### /m1ll1o n REGULATORYALTERNATIVE S

Fire d

Bt u Bt u fu r fue l standar d(1 . S0 2 

### /m1ll1o nBt ufo r c percen t S0 2 

### reductlo r -o m millio nBtu/ h r t o Stea m Generatin g Unit s

Stea m Generat l (millio n 10 0 - 25 0
BaseUne 3 

### BaseUn e LS F LS F Pe r Red . (SI P level) . (Subpar t D level) . 2 l bS0 7 

### /m1ll1o nBt u )11) . i required . MW , multipl y

b y 0.29 3 ri g Uni t ! Btu/hr )

f o

• 

### r coa l 31ze e

•

» 

### >25 0
BaseUn e

P e P e

an d

T o conver t LSF C



### LS F
r Red. d


### r Red .

fro m i u tuiive i L i ru m IIIIIIIU M DLU/II I U U mn , III U i 1.1 y i y u , 

### l bS0 2 

### /m1Uio nBt ut o n g S0 2 

### /J , multipl y

b y 430 .

22TABL E 14 . NATIONAL IMPACT S O F REGULATORYALTERNATIVE S BASE D O N TH E 198 6 PRIC E PROJECTION S FO RMIXE D FUEL-FIRE D STEA M GENERATINGUNITS 9 ' b

Annua l Annualize d Regulator y

SO - Emission s Cost s Alternativ e (1,00 0 tons/yr ) ( $ million/yr ) Cos t Effectivenes s ($/ton ) Average 0 Incremental ' Quantit y o f Fue l Scrubbe d (Trillio nBtu/yr ) Liqui dWast e Generatio n

t31 Soli dWast e

Generatio n Fossi l Nonfossi l (Millio nft-Vyr ) (1,00 0 tons/yr ) Baselin e Alternativ e 1 Alternativ e 2 Alternativ e 3 Alternativ e 4 33. 9 19. 6 18. 5 7. 7 7. 3 463. 1

468. 5 468. 8 491. 2 491. 6 37 8

37 0 1,07 3 1,07 1 273

2,07 4 1,00 0 5

5 5 4 8 48 e 5

5 5 4 7 4 7 5 1

5 1 5 1 12 9 13 0 32 5 32 4 32 4 33 0 32 6 r o L O Base d o n Fue l Pric e Scenari o 2 (se e Tabl e 9) .

Metri c unit s ca n b e attaine d b y th e followin g conversions : 1,00 0 Mg/y r = 1,00 0 tons/y r « 0.907 5 $/M g = $/to n « 1.102 3 Trillio n J/y r = trillio n B±u/y r * 1054.18 5 Millio n fT/y r = millio n ftr/y r •0.0283 2

c Compare d t o Regulator y Baseline . Compare d t o les s stringen t alternative . ®Th e amoun t o f natura l ga s fire d unde r thi s alternativ e i s estimate d a t 76 5 millio n f t /y r o r 0. 8 trillio n Btu/yr .

£P.2 5

a naverag e cos t effectivenes s o f $408/Mg ($370/ton) . Th e incrementa l cos t effectivenes s o f Regulator y Alternativ e 2 ove r Regulator y Alternativ e 1 i s $301/Mg ($273/ton) . Unde r Regulator y

Alternativ e 3 , annualize dcost s woul db e $491. 2 millio npe r yea r an

dannua l emission s woul db e reduce dt o 7,00 0 Mg/y r (7,70 0 ton s pe r year) . Unde r Regulator y Alternativ e 4 , annualize dcost s woul db e $491. 6 millio npe r yea r wit hannua l S0 2 emission s o f onl y 6,60 0 Mg/y r (7,30 0 ton s pe r year) . Th e averag e cos t effectivenes s o f Regulator y Alternative s 3 an

d4 ar e $1,183/Mg an

d$1,181/Mg ($l,073/to nan d$l,071/ton) , respectively . Th e incrementa l cos t effectivenes s o f Regulator y Alternativ e 3 ove r ReguTator y Alternativ e 2 i s $2,286/Mg ($l,074/ton) . Th e incrementa l cos t effectivenes s o f Regulator y

Alternativ e 4 ove r Regulator y Alternativ e 3 i s $1,102/M g ($l,000/ton) . Th e differenc e betwee nRegulator y Alternative s 3 an

d4 1 s tha t a percen t reductio nrequiremen t applie s t o mode l boiler s below 7 3 M W (25 0 millio nBtu/hr ) 1 nth e latter , bu t no t 1nth e forme r alternative . A s show ninTable s 10 , 11, an d12 , th e mode l boiler s i nthi s siz e rang e [I.e. , 4 4 M W (15 0 millio nBtu/hr) ] wil l fir e a natura l gas/nonfossi l fue l mixtur e inrespons e t o a percen t reductio nrequirement . Althoug hannualize dcost s increas e slightl y

betwee nRegulator y

Alternative s 3 an

d4 , th e emissio n reduction s whic haccompany fue l switchin g t o natura l ga s results ina lowe r incrementa l cos t effectivenes s fo r Alternativ e 4 ove r Alternativ e 3 compare d t o th e cos t effectivenes s o f Alternativ e 3 ove r Alternativ e 2 (wher e n o fue l switchin g t o natura l ga s firin g occurs) . Th e amoun t o f fossi l fue l fire dona nannua l basi s compare dt o th e rate dannua l hea t Inpu t capacit y fo r a particula r boile r 1 s referre dt o a s th e fossi l fue l utilizatio nfactor . Tabl e 1 5 summarize s nationa l impact s a s a functio no f fossi l fue l utilizatio nfactor , consisten t wit hth e Referenc e 4 analysis . Th e impact s associate dwit hth e regulator y baselin e inTabl e 1 5 ar e th e sam e a s thos e inTabl e 1 4 - - th e annualize dcost s fo r th e projecte dnationa l 5-yea r populatio no f new mixe dfuel-fire dboiler s ar e $463. 1 millio npe r yea r an dth e annua l SO - emission s ar e abou t 30,80 0 Mg/y r (33,90 0 ton s pe r



### 24TABL E 15 . MIXED FUEL-FIRE D STEA M GENERATIN

G UNI T NATIONA

L IMPACT S A

S A FUNCTIO

N O F FOSSI L FUE

L UTILIZATIO

N FACTO RBASED O

N 198 6 PRICE PROJECTIONS 9

Alternativ

e Annua l Emission s (1,00 0 tons/yr) c Annualize d Cost s ( $ million )

463. 1 468. 8 Average Cos t

Effectivenes s ($/ton) 3 ' e



### 37 0 Incrementa l Cos t

Effectivenes s ($/ton) d ' f



### 42 9

r o (j i Basellne

(2.5/1. 2 l

bS0 2 /m1ll1onBtu ) Lo wSulfu rFue l (1. 2 l bS0 2 /m1ll1onBtu ) Percen t Reductio

nfo r Fossi l Fue l Utilizatio n Factor s >0.30 D Percen t Reductio

nfo r Fossi l Fue l Utilizatio n Factor s >0.12 b Percen t Reductio

n 33. 9 18. 5

12. 3

10. 2 7. 3 479. 8

482. 6 491. 6 77 3

82 3 1,07 1 1,77 4

1,33 3 3,10 3

a Basel1n e require s 2. 5 l bS0 2 /m1ll1onBt

u emissio

nUm1 t fo

r mode l boiler s les s tha no r equa l t o 25 0 millio nBtu/h r hea t Inpu

t an d a 1. 2 l

bS0 2 /m1ll1onBtu limi t fo r mode l boiler s greate r tha n 25 0 millio

nBtu/h r hea t Input . b Stea m generatin

g unit s wit hfossi l fue l utilizatio nfactor s a t or belo w th e specifie

d cutof f ar e no t require

d t o achiev

e a percent reductio n1 nS0 2 emission s bu

t mus t mee t a

nemissio

nlimi t o f 1. 2 l bS0 2 /m1ll1onBtu .
cMult1pl y

1,00 0 tons/yea r b

y 0.907 5 t o conver t t o 1,00 0 Mg/yr . d Mult1pl y

$/to n b y 1.102 3 t o conver t t o $/Mg . 'Compare d t o regulator

y baseUne . ^Over nex

t les s stringen t alternative . 9 Base d o

nFue l Pric e Scenari o 2 . (Se e Tabl e 9 )P.2 7

year) . Fo r a lo

w sulfu r fue l standar dapplie dt o al l mixe dfuel-fire d units , annualize dcost s woul db e $468. 8 millio npe r yea r an dannua l SO emission s woul db e reduce dt o 16,80 0 Mg/y r (18,50 0 ton s pe r year) . Th e averag e cos t effectivenes s o f th e lo w sulfu r fue l standar dove r th e regulator y

baselin e i s $408/Mg ($370/ton) , whic hi s th e sam e a s th e incrementa l cos t effectivenes s fo r thi s standard . Th e nex t alternativ e considere dinTabl e 1 5 applie s th e percen t reductio nrequiremen t t o unit s wit hfossi l fue l utilizatio nfactor s greate r tha n0.30 ; thi s effectivel y mean s th e unit s firin g a n8 0 percen t coal/2 0 percen t nonfossi l fue l mixtur e sinc e th e overal l capacit y utilizatio nfacto r fo r thes e mode l boiler s i s 0.60 . Al l o f thes e unit s wil l us e a nFG D system an dfir e highsulfu r coa l inrespons e t o a percen t reductio nrequirement . Th e nationa l annualize dcost s fo r thi s alternativ e woul dincreas e t o $479. 8 millio npe r yea r an

dannua l emission s woul db e reduce dt o 11,20 0 Mg/y r (12,30 0 ton s pe r year) . Th e averag e cos t effectivenes s o f thi s alternativ e i s $852/M g ($773/ton ) whil e th e incrementa l cos t effectivenes s o f thi s alternativ e ove r th e lo w sulfu r fue l alternativ e i s $1,955/M g ($l,774/ton) . Th e thir dalternativ e Uste di nTabl e 1 5 applie s percen t reductio nt o unit s wit hfossi l fue l utilizatio nfactor s abov e 0.1 2 (I.e. , mode l boiler s firin g eithe r a 50/5 0 o r 80/2 0 coal/nonfossi l fue l mixture) . Table s 1 0 t o 1 2 sho w tha t al l o f thes e mode l unit s wil l us e a nFG D system

an dfir e high sulfu r coa l i nrespons e t o a percen t reductio nrequirement . Th e annualize d cost s fo r thi s alternativ e woul dincreas e t o $482. 6 millio npe r yea r an dth e annua l emission s woul db e reduce dt o 9,30 0 Mg/y r (10,20 0 ton s pe r year) . Thi s correspond s t o a naverag e cos t effectivenes s fo r thi s standar do f $907/M g ($823/ton ) an danincrementa l cos t effectivenes s o f $1,469/M g ($l,333/ton ) fo r thi s alternativ e ove r th e alternativ e requirin g percen t reductio nfo r unit s wit hfossi l fue l utilizatio nfactor s abov e 0.30 . Th e fina l alternativ e liste di nTabl e 1 5 require s a percen t reductio n i nemission s fo r al l mixe dfuel-fire dboiler s irrespectiv e o f thei r fossi l fue l utilizatio nfactor . Table s 1 0 t o 1 2 show tha t al l mode l boiler s evaluate dwil l us e a nFG D system

wit hhighsulfu r coa l 1 nrespons e t o thi s requiremen t excep t smal l (i.e. , 4 4 MW ) unit s wit hlo w (I.e. , 20/80 )



### 2 6coa l t o nonfossi l fue l ratio ; fo r thes e unit s natura l gas/nonfossi l fue l

firin g i s mor e economicall y attractive . Th e annualize dcost s unde r thi s las t alternativ e woul dincreas e t o $491. 6 millio npe r yea r an dannua l emission s woul dbe reduce dt o 6,60 0 Mg/y r (7,30 0 ton s pe r year) , fo r a n averag e cos t effectivenes s o f $1,181/Mg ($l,071/ton) . Th e incrementa l cos t effectivenes s o f thi s las t alternativ e ove r th e alternativ e requirin g percen t reductio nfo r unit s wit hfossi l fue l utilizatio nfactor s abov e 0.1 2 i s $3,420/M g ($3,103/ton) . I nconsiderin g th e nationa l impact s o f regulator y alternative s unde r 198 6 fue l pric e projections , i t i s importan t t o remembe r tha t th e impact s discusse dabov e ar e fo r Scenari o 2 . Th e nationa l impact s o f thes e sam e regulator y

alternative s unde r Scenari o 7 ar e estimate da t zer o sinc e n o mixe dfuel-fire dboiler s ar e projecte dunde r thi s scenario . Th e nationa l impact s o f th e othe r fue l pric e scenario s liste dinTabl e 9 wil l fal l betwee nzer o an

dth e impact s projecte dfo r Scenari o 2 . 3. 2 Sensitivit y

o f Nationa l Impact s t o Fue l Pric e Projection s
Tabl e 1 6 compare s the/nationa l cos t an demissio nimpact s o f th e Tabl e 4 regulator y

alternative s unde r th e 198 4 an d198 6 fue l pric e projections . Th e tabl e show s a significan t decreas e i nSO - emissio nlevel s a t th e regulator y baselin e unde r th e revise danalysi s du e t o th e chang e fro m a 107 6 ng S0-/ J (2. 5 l bS0 2 /millio nBtu ) limi t t o a 51 6 n g S0 2 / J (1. 2 l bS0 2 /m1llio nBtu ) limi t fo r boiler s wit hhea t inpu t capacitie s greate r tha n7 3 M W (25 0 millio n Btu/hr) . Th e SO - emissio nlevel s unde r 198 6 price s ar e slightl y lowe r fo r Alternative s 1 an

d2 tha nunde r 198 4 price s du e t o th e us e o f anFG D system wit hTyp e E-subcoa l i nRegio nXfo r bot hth e 11 7 an d23 4 M W (40 0 an

d80 0 millio nBtu/hr ) mode l boiler s whic hfir e a n8 0 percen t coal/2 0 percen t nonfossi l fue l mixture . Annua l emission s fo r Alternativ e 3 declin e unde r 198 6 price s compare dt o 198 4 price s du e t o th e us e o f a lowe r sulfu r conten t coal , Typ e F , fo r th e percen t reductio nrequiremen t i nRegio nI a s compare d t o Typ e Gcoal . Fo r th e 198 6 pric e projections , Typ e F coa l i s availabl e a t a lowe r cos t tha nTyp e Gcoa l i nthi s regio neve nthoug hit s sulfu r conten t



### 2 7TABL E 16 . COMPARISON O F NATIONAL IMPACT S A S ESTIMATE D WIT H 198 4 AN D 198 6 FUE L PRIC E PROJECTION S

r o o o Regulator y

Alternativ e Baselin e Alternativ e 1 Alternativ e 2 Alternativ e 3 Alternativ e 4 198 6 Fue l Pric e Project l Annua l SO - Emission s (1,00 0 tons/yr ) 0 - 33. 9 0 - 19. 6 ' 0 - 18. 5 0 - 7. 7 0 - 7. 3 Annualize d Cost s ( $ million/yr ) 0 - 463. 1 0 - 468. 5 0 - 468. 8 0 - 491. 2 0 - 491. 6 on s

Cos t Incrementa l Effectivenes s (S/tons )

— 0 - 37 8 0 - 27 3 0 - 2,07 4 0 - 1,00 0 Annua l S0

_ Emis s (1,00 0 to n 69. 1 24. 3 23. 2 8. 2 7. 9 ion s s/yr ) 198 4 Fue l Pric e Projections 0

Annualize d Cost s ( $ million/yr ) 424. 8 445. 9 446. 3 470. 0 471. 6 Incrementa l .

Cos t Effectivenes s ($/ton )

~ 47 1 36 4 1,58 0 5,33 3 **Metr1 c unit s ca nb e attaine db y th e followin g conversions : 1,00 0 Mg/y r = 1.00 0 tons/y r • 0.907 5 $/M g = $/to

n* 1.102 3 Trillio n1/yr = trillio nBtu/y r * > 1054.18 5 Millio nMVy r = millio nftVy r * 0.0283 2 Base do nFue l Pric e Scenari o 7 (minimu m Impact ) an

d Scenari o 2 (maximu

m impact ) (se e Tabl e 9) . ""Referenc e 4 nationa l impacts . Compare dt o nex t les s stringen t alternative .P.3 0

i s als o lower . Inadditio nt o thi s effect , th e fue l switchin g fro m coal/nonfossi l fue l t o natura l gas/nonfossi l fue l tha t occur s unde r Alternativ e 4 wit hth e 198 6 fue l price s act s t o reduc e emission s below th e level s estimate dwit h198 4 prices . Tabl e 1 6 als o show s tha t th e incrementa l C E value s associate dwit hth e 198 6 fue l pric e projection s an dAlternative s 1 , 2 , an d3 ar e simila r in magnitud e t o thos e base do npreviou s projections . Th e onl y incrementa l C E valu e t o chang e significantl y a s a resul t o f revision s t o fue l pric e projection s i s tha t fo r Alternativ e 4 . Unde r 198 4 fue l pric e projections , th e incrementa l C E o f Alternativ e 4 relativ e t o Alternativ e 3 wa s $5,879/Mg ($5,333/ton) ; thi s sam e valu e 1 s $1,102/Mg ($l,000/ton ) unde r 198 6 prices . Thi s chang e i s du e primaril y t o th e fue l switchin g tha t occur s amon g th e 4 4 M W (15 0 millio nBtu/hr ) mode l boiler s inrespons e t o th e percen t reductio nrequirement . Th e resul t o f th e fue l switc hfro m th e coal/nonfossi l mixtur e t o th e natura l gas/nonfossi l mixtur e i s t o increas e cost s slightl y

whil e reducin g SO - emission s fo r thes e unit s t o zero . A s a result , th e nationa l incrementa l C E valu e declines . However , i t i s importan t t o recogniz e tha t th e incrementa l C E valu e fo r Alternativ e 4 represent s th e rati o o f smal l difference s amon g larg e number s fo r bot hcost s an demissions ; mino r change s ca nhav e a larg e impac t onth e calculate d value . Finally , Tabl e 1 7 compare s th e nationa l impact s a s a functio no f fossi l fue l utilizatio nfacto r unde r th e 198 4 an d198 6 fue l pric e projections . Th e same trend s ar e eviden t inthi s tabl e a s discusse dabov e fo r Tabl e 16 . Th e nationa l impact s fo r al l alternative s excep t th e las t on e inth e tabl e ar e simila r inmagnitude . Fo r th e las t alternative , whic hrequire s a percen t reductio nfo r al l mixe dfuel-fire dboiler s an d1 s equivalen t t o Alternativ e 4 i nTabl e 16 , th e incrementa l C E unde r 198 6 fue l pric e projection s i s significantl y lowe r tha nunde r 198 4 projections . Th e reaso n fo r thi s change , a s discusse dabove , i s th e fue l switchin g tha t occur s amon g boiler s firin g 2 0 percen t fossil/8 0 percen t nonfossi l fue l mixture s in respons e t o th e percen t reductio nrequirement .



### 29TABL E 17 . COMPARISO N O F NATIONA

L IMPACT S A S A

FUNCTIO

N O F FOSSI L FUE

L UTILIZATIO

N FACTO RFO R198 4 AN

D 198 6 PRIC E PROJECTION S

Alternativ

e 198 6 Fue l Pric e Projection s f

Annua l Emission s (1.00 0 tons/year) c Annualize d Cost s ( S million ) Incrementa l Cos t Effectivenes s ( J ton) * . e 198 4 Fue l Pric e Projection s Annua l Emission s (1,00 0 tons/year) c AnnualIzed Cost s ( S million ) Incrementa l Cos t Effectivenes s ( $ ton) f , e
BaselIn e (2.5/1. 2 l

bS0 2 /m1111onBtu ) Lo wSulfu r Fue l (1. 2 l bS0 2 /mill1onBtu ) Percen t Reductio

nfo r Fossi l Fue l Utilizatio n Factor s >0.30 b 0 - 33.9 °
0 - 18. 5

0 - 12. 3 0 - 463. 1

0 - 468. 8

0 - 479. 8 0 - 42 9

0 - 1.77 4 69. 1
23. 2

12. 7 424. 8

446. 3

457. 2 47 0

1,04 0

O Percen t Reductio nfo r Fossi l Fue l Utilizatio n Factor s >0.12 D Percen t Reductio

n 0 - 10. 2 0 - 7. 3 0 - 482. 6

0 - 491. 6 0 - 1,33 3 0 - 3,10 3 10. 7 7. 9 460. 2

471. 6 1,46 0 4,15 0
Baselin e require s 2. 5 l bS0_/m1ll1o

nBt u emissio

nlimi t fo

r mode l SGU s les s tha no r equa l t o 25 0 millio nBtu/h r hea t Inpu

t an d 1. 2 l b S O /millio

nBt u limi t fo

r mode l SGUs greate r tha n25 0 millio

nBtu/h r hea t Input . Stea m generatin

g unit s withfossi l fue l utilizatio nfactor s at or belo w the specifie

d cutof f ar e not require d t o achiev

e a percen t reductio

ni nS0

_emission s but mus t mee t a nemissio

nlimi t o f 1. 2 l

bSO^/mllllo

nBtu .
c Mult1pl y

1,00 0 tons/year b

y 0.907 5 t o conver t t o 1,00 0 Mg/Yr . d Mult1pl y

$/to n b y 1.102 3 t o conver t t o $/Mg .
e 0ve r nex

t les s stringent alternative . Base d o nFue l Pric e Scenari o 7 (minimu m impact ) an

d Scenari o 2 (maximu m Impact ) (se

e Tabl e 9) .

- DP.3 2 ^



### 4. 0 REFERENCE S
1 . Lette r fro

m Hogan , T. , Energy

an dEnvironmenta l Analysis , Inc. , t o Pahel-Short , R. , EPA/EAB . Annualize dIndustria l Coa l Prices . Augus t 29 , 1986 . 2 . Lette r fro

m Hogan , T. , Energy

an dEnvironmenta l Analysis , Inc. , t o Pahel-Short , R. , EPA/EAB . Annualize dIndustria l Oi l Prices . Augus t 26 , 1986 . 3 . Lette r fro

m Hogan , T. , Energy

an dEnvironmenta l Analysis , Inc. , t o Pahel-Short , R. , EPA/EAB . Annualize dIndustria l Natura l Ga s Prices . Augus t 26 , 1986 . 4 . Radia nCorporation . Analysi s o f Cost s an dCos t Effectivenes s o f S0 « Contro l fo r Mixe dFuel-Fire dStea m Generatin g Units . Prepare dfo r Th e U . S . Environmenta l Protectio nAgency . Researc hTriangl e Park , Nort hCarolina . Publicatio nNo . EPA-450/8-86-001 . Jun e 1986 . 6 4 p . 5 . Energy

an dEnvironmenta l Analysis , Inc . Descriptio no f th e Industria l Fue l Choic e Analysi s Model . Prepare dfo r th e U . S . Environmenta l Protectio nAgency . Researc hTriangl e Park , Nort hCarolina . Contrac t Numbe r 68-02-4202 . Ma y

1985 . 7 9 p . 6 . Radia nCorporation . BackgroundInformatio nDocumen t fo r Nonfossi l Fue l Fire dBoilers . Prepare dfo r th e U . S . Environmenta l Protectio nAgency . Researc hTriangl e Park , Nort hCarolina . Publicatio nNo . EPA-450/3-82-007 . Marc h1982 . p . 6-12 . 7. Cod e o f Federa l Regulation s (Jul y 1 , 198 6 Edition) . Titl e 40 , Par t 60 . Washington , D.C . Jul y

1986 . pp . 22 6 t o 246 . 8 . Economi c Indicators . Chemica l Engineering . 9_3

_(16) : Augus t 18 , 1986 , p . 7 . 9 . U . S . Burea uo f Labo r Statistic s Produce r Pric e Index : Al l Industria l Commodities . Fil e 176 , Dialo g Informatio nServices , Inc . Augus t 17 , 198 5 update . 10 . Energ y

an dEnvironmenta l Analysis , Inc . Developmen t o f Revise d Industria l 01 1 an

dGa s Pric e Forecast s fo r th e Industria l Boile r S0 2 

### NSP S Analysis . Prepare dfo r th e U . S . Environmenta l Protectio nAgency . Researc hTriangl e Park , Nort hCarolina . Augus t 1986 . 3 1 p . 11 . Energ y

an dEnvironmenta l Analysis , Inc . Regiona l Projection s o f Industria l Fue l Prices . Prepare dfo r th e U . S . Environmenta l Protectio nAgency . Researc hTriangl e Park , Nort hCarolina . Augus t 14 , 1986 .

3 1P.3 3



### APPENDI XA METHODOLOG YFO

RREVISINGTH E MIXE D FUEL-FIRE D BOILER NATIONA L IMPACT S ANALYSI S T O INCORPORAT E NE W FUE L PRICE SP.3 4



### 1. 0 INTRODUCTION Thi s Appendi xdiscusse s th e difference s inth e approac han dassumption s use dinthi s analysi s t o estimat e capita l an dnon-fue l operatin g an d maintenanc e cost s fo r mixe dfuel-fire dboiler s a s compare dwit hth e Referenc e 4 analysis . Thes e modification s wer e necessar y t o ensur e tha t the costin g methodologie s use dinthi s analysi s wer e consisten t wit hth e methodologie s use dinothe r industria l boile r cos t studies . Change s infue l pric e projection s ar e discusse dinSectio n1. 2 o f th e memo . 2. 0 STEA

M GENERATINGUNI T COST S 2. 1 Capita l Cost s Th e onl y chang e mad e inth e methodolog y fo r estimatin g capita l cost s fo r boiler s wa s t o ad

dcost s fo r emissio nmonitor s (i.e. , opacity , 0 2 

### /C0 2 

### , an dSO , monitors ) t o th e regulator y baselin e an

dth e low

sulfu r fue l
ci 

### alternative . A s a

noversight , thes e monitorin g cost s wer e no t include din th e Referenc e 4 analysis . 2. 2 Non-Fue l Operatin g an dMaintenanc e Cost s Th e equatio nuse dfo r estimatin g botto m as hdisposa l cost s inReferenc e 4 wa s change dt o a smal l extent . Previously , th e fossil/nonfossi l fue l mixtur e propertie s wer e use di nth e fossi l fue l cos t algorith m t o estimat e wast e disposa l costs . Thi s procedur e underestimate dth e bottom as h generatio nrat e fo r th e mixtur e becaus e o f th e non-linea r natur e o f th e equation . Inth e presen t analysis , th e fossi l fue l algorith m wa s use donl y fo r estimatin g bottom as hdisposa l cost s fo r th e fossi l fue l componen t bein g fired . Nonfossi l fue l botto m as hdisposa l cost s wer e calculate db y multiplyin g th e nonfossi l fue l botto m as hgeneratio nrat e (base donmode l boile r informatio ninReferenc e 6 ) b y th e as hdisposa l uni t cos t rate . Th e

A- lP.3 5

fossi l an

dnonfossi l fue l as hdisposa l cost s wer e the nsumme dt o estimat e th e tota l bottom

as hdisposa l costs . Inadditio nt o thi s change , tw o calculationa l omission s i nReferenc e 4 wer e note ddurin g review . Th e firs t omissio nwa s tha t th e cost s fo r spar e parts , electricity , chemicals , an dwater , whic hhadbee ncalculate dfro m cos t algorithm s base do n197 8 dollars , hadno t bee nupdate dt o 198 3 dollars . Th e secondomission , a s discusse dabove , wa s tha t cost s fo r monitor s hadno t bee ninclude di nth e baselin e an dlow sulfu r fue l alternative , althoug hthe y wer e include dinth e percen t reductio nalternative . I nthi s analysis , al l cost s wer e update dt o Jun e 198 5 an dcost s fo r th e monitor s Uste dabov e wer e include dfo r al l regulator y alternative s a s appropriate . Finally , th e mode l boile r regulator y baselin e wa s modifie dfro m th e baselin e presente dinReferenc e 4 . Th e regulator y baseUn e 1 nth e prio r analysi s wa s a

nemissio nlimi t o f 107 6 ng/ J (2. 5 lb/millio nBtu ) fo r al l mode l boilers . Th e regulator y baselin e inthi s analysi s ha s bee nrevise dt o a 51 6 ng/ J (1. 2 lb/millio nBtu ) emissio nlimi t fo r mode l boiler s wit hhea t inpu t capacitie s abov e 7 3 M W (25 0 millio nBtu/hr) ; fo r unit s belo w thi s size , th e highe r emissio nlimi t stil l applies . 2. 3 Steam

Generatin g Unit'Cos t Impact s
A s a resul t o f thes e changes , annualize dcost s fo r mode l boiler s presente dinthi s memorandum , ar e highe r tha nthos e reporte dinReferenc e 4 . I nparticular , th e cost s fo r boile r size s greate r tha n7 3 M W (25 0 millio n Btu/hr ) hea t inpu t a t th e regulator y baselin e ar e highe r sinc e lowe r sulfu r content , higher-price dcoal s ar e require dt o mee t th e 51 6 ng/ J (1. 2 lb/millio nBtu ) emissio nlimit . A s a result , th e averag e cos t effectivenes s value s fo r S0 « regulator y alternative s relativ e t o th e baselin e declin e in thi s analysi s relativ e t o th e Referenc e 4 analysis . Onth e othe r hand , th e incrementa l cos t effectivenes s o f S0 2 regulator y alternative s relativ e t o eac hothe r ar e no t affecte dsinc e th e change s appl y equall y

t o boile r cost s fo r eac halternative .

Pt-2P.3 6

3. 0 PARTICULAT E MATTE RCONTRO L COST S
3. 1 Capita l Cost s
Th e methodolog y

use dinReferenc e 4 t o calculat e th e capita l cost s fo r fabri c filter s (applie dt o coal/nonfossi l fuel-fire dboilers ) an dventur i scrubber s (applie dt o oil/nonfossi l fuel-fire dboilers ) wa s t o bas e th e cost s onth e flu e ga s flow rat e o f th e fossil/nonfossi l fue l mixture . Thi s approac hi s no t consisten t wit hth e approac huse di nothe r mode l boile r cos t studie s inwhic hth e contro l devic e i s size dfo r worst-cas e (i.e. , maximu m fue l flexibility ) desig nconditions . Th e maximu m fuel-flexibilit y

desig n condition s fo r a P

M contro l devic e applie dt o a mixe dfuel-fire dboile r correspon dt o firin g 10 0 percen t nonfossi l fue l sinc e th e flu e ga s flowrat e fo r nonfossi l fuel s i s highe r tha nfo r fossi l fuels . Fo r thi s reason , th e P M contro l cost s i nth e presen t analysi s ar e base do nth e combustio no f 10 0 percen t nonfossi l fuel . Capita l cost s fo r bot hfabri c filter s an dventur i scrubber s increas e a s flu e ga s flo w rat e increases . 3. 2 Non-Fue l Operatin g an dMaintenanc e Cost s
Th e methodolog y

use di nReferenc e 4 t o calculat e th e non-fue l operatin g an dmaintenanc e (0&M ) cost s fo r P M contro l device s wa s no t modifie dfo r thi s analysis . Th e controlle dP M emissio nlimit s fo r mixe dfuel-fire dboiler s wer e modified , however , t o reflec t recentl y promulgate dregulation s a t 4 0 CF RPar t 60 , Subpar t Db . Th e followin g controlle dP M emissio nlimit s wer e use dinthi s analysis :

o 4 3 ng/ J (0. 1 lb/millio nBtu ) fo r mixe dfuel - andoil fire dboilers ;

o 2 2 ng/ J (0.0 5 lb/millio nBtu ) fo r coal-fire dboilers .



### A- 3P.3 7

3. 3 P M Contro l Cos t Impact s
A s a resul t o f th e capita l cos t change s discusse dabove , th e annualize d cost s fo r P

M contro l ar e highe r 1nthi s analysi s thos e reporte din Referenc e 4 . However , th e prio r analysi s assume dcontrolle dP M emissio n limit s o f 2 2 ng/ J (0.0 5 lb/millio nBtu ) fo r boiler s firin g al l fue l types . B y raisin g th e P

M emissio nlimi t t o reflec t th e new Subpar t D bregulation s fo r mixe dfuel-fire dboilers , th e annualize dcost s fo r fl y as hdisposa l hav e decrease dslightl y

fro m thos e reporte di nReferenc e 4 . However , th e cos t effectivenes s value s fo r S0 2 regulator y alternative s d o no t chang e sinc e P M contro l requirement s ar e th e sam e fo r bot hth e SO - regulator y baselin e an

d regulator y

alternatives . 4. 0 S0 2 CONTRO L COST S
4. 1 Capita l Cost s
Th e approac huse dinReferenc e 4 t o calculat e capita l cost s fo r flu e ga s desulfurizatio n(FGD ) system s applie dt o mixe dfuel-fire dboiler s wa s modifie dt o reflec t worst-case , o r maximu m fue l flexiliblty , desig n conditions . A s i nth e prio r analysis , sodiu m scrubbin g system

cost s ar e use dt o represen t FG D costs . Th e prio r analysi s estimate dth e cost s o f th e FG D system

base donth e flu e ga s flow rat e an

dSO - loadin g generate db y firin g 10 0 percen t fossi l fuel . However , thi s doe s no t reflec t maximu m fue l flexibilit y

desig ncondition s wit hrespec t t o flu e ga s flow rate , a s discusse dabove . Th e highes t flu e ga s flow rat e i na mixe dfuel-fire d boile r occur s whe n10 0 percen t nonfossi l fue l i s fired ; th e highes t S0 2 loadin g occur s whe n10 0 percen t fossi l fue l i s fired . I nth e presen t analysis , th e flu e ga s flow rat e i s specifie dbase don10 0 percen t nonfossi l fue l whil e th e SO - processin g rat e i s base do n10 0 percen t fossi l fuel .



### A- 44. 2 Non-Fue l Operatin g an dMaintenanc e Cost s
Th e methodolog y

an dassumption s use dincalculatin g non-fue l O& M cost s fo r FGD system s wer e no t altered . However , upo nreview o f th e calculation s use dt o generat e th e costs inReferenc e 4 , i t wa s note dtha t th e costs o f spar e part s an

dS0 2 monitor s ha

dno t bee nupdate dt o Januar y 198 3 dollar s fro m Jul y 197 8 dollars . Therefore , th e S0 2 cost s presente d1nReferenc e 4 wer e slightl y

underestimated . Thes e cost s wer e updat e t o Jun e 198 5 dollar s inth e presen t analysis . 4. 3 SO - Contro l Cos t Impact s
A s a resul t o f thes e changes , th e annualize dcost s fo r FG D system s ar e highe r tha nthos e estimate dinReferenc e 4 . Therefore , excludin g othe r factors , th e averag e an dincrementa l cos t effectivenes s value s fo r percen t reductio nalternative s relativ e t o low sulfu r fue l alternative s ar e als o highe r tha nthos e presente dinReferenc e 4 .



### A-5P.3 9



### APPENDI XB REVISE D COS T ALGORITHM S FORMIXE D FUEL-FIRE D BOILER S AN D ASSOCIATE D EMISSION CONTRO L EQUIPMEN TTABL E B-l . NONMENCLATUR E USE D I N COS T ALGORITHM S



### 1 .

2 .

3 . Caoita l EQU P INS T 

### IN D T K Cost s

= '
s =

= Operatio nan

d 

### D L SPR V MAN T 

### S P ELE C 

### U C WT R S W L W S C Boile r =

= = = = = = = O = Speci f (198 5 dollars ) Equipmen t Installatio n Indirec t (engineering , Field , Construction , Start-up , an dothe r miscellaneou s costs ) Turnke y Maintenanc e Costs 3 (198 5 dollars/vear ) Direc t Labo r Supervisio nLabo r Maintenanc e Labo r Spar e Part s Electricit y Utilitie s an

dChemical s Wate r Soli dWast e Disposa l Liqui dWast e Disposa l Sodiu m Carbonat e ication s Q = Therma l Inpu t (IO 6 Btu/hr ) {MW) b FL W = Flu e Ga s Flowrat e (acfm ) (nr/s ) C F = Capacit y Facto r (- ) 4 . Fue l Specification s F C = Fue l Cos t ($/10 6 Btu ) ($MJ) b H = Heatin g Valu e o f Fossil/Non-Fossi l mixtur e (Btu/lb )

(KJ/kg) D S = Sulfu r Conten t o f Fossil/Non-Fossi l mixtur e (percen t b y weight ) A = As hConten t o f Fossil/Non-Fossi l mixtur e (percen t b y weight ) N = Fue l Nitroge nConten t (percen t b y weight ) FF = Fossi l Fue l Fractio n AF = As hConten t o f Fossi l Fue l (percen t b y weight y H F = Heatin g Valu e o f Fossi l Fue l (Btu/lb ) (KJ/kg) D 5 . SO - Contro l Specification s UNCS0 2 = Uncontrolle dSO - Emission s (lb/10 6 Btu ) (ng/J) b CTRS0 2 = Controlle dSO - Emission s (lb/10 ° Btu ) (ng/J) D EFFS0 2 = SO - Remova l Efficienc y (percent )



### B- lP.4 1



### TABL E B-l . NOMENCLATUR E USE D I N COS T ALGORITHM S (CONTINUED )

P M Contro l Specification s UNCP M CTRP M EFFP M Uncontrolle dP M Emission s (lb/10 ° Btu ) (ng/J) 1 

### Controlle dP

M Emission s (lb/10 ° Btu ) (ng/J) D 

### P M Remova l Efficienc y

(percent ) 7 . Cos t Rate s (inJanuar y 198 3 dollars ) ELEC R WTRR ALIM E AL S SAS H SLDG SW R LW D DL R SL R AML R Electricit y Rate-($/kw-hr ) , . Wate r Rat e ($/10 J

### gal ) ($/nT) D 

### Lim e Rat e ($/ton ) ($/kg r h 

### Limeston e Rat e ($/ton ) ($/kg) Db 

### Sodiu m Carbonat e Rat e ($/ton ) ($/kgJ r Sludg e Disposa l Rat e ($/ton ) ($/kg) D

### . SoU dWast e Disposa l Rat e (S/ton l ($/kg) D

### - h 

### Liqui dWast e Disposa l Rat e ($/10 3 

### gal ) ($/nr) D 

### Direc t Labo r Rat e ($/man-hr ) Supervisio nLabo r Rat e ($/man-hr ) Maintenanc e Labo r Rat e ($/man-hr ) 8 . Miscellaneou s DLM SLM MLM S l S 2 LF Direc t Labo r Man-Hour s (man-hours/sh1ft )

Supervisio nMan-Hour s (man-hours/shift ) Maintenanc e Man-Hour s (man-hours/shift ) Hea t Specifi c Sulfu r Remova l (k g S/100 0 MJ ) Time Specifi c Sulfu r Remova l (k g S/hr ) Labo r Facto r (- )

a 

### Cos t categorie s ar e no t mutuall y exclusive . Fo r example , som e costin g routine s includ e electricit y an dwast e cos t i

nth e utilitie s categor y whil e othe r calculat e thes e cos t separately . 'SO D algorith

m use s metri c units .
: 

### (- ) facto r presente da s fractio nno t a s percent .

B- 2P.4 2



### TABL E B-2

- COS T EQUATION S FO R FIELD-ERECTED , WATERTUB E SPREADER-STOKE R BOILE R

FIRING FOSSIL/NONFOSSI L MIXTURE S (I NJUN E 198 5 DOLLARS) *

Capita l Cost s TK b

### • » [11,78 5 (Q/358) 0 

### ' 7 7 

### + 154.47*( 1 -2*FF*Q)°* 7 8 

### - 11,785 *

(1.2*FF*Q/358)°' 77 

### ]*1. 44*1. 029 5 TK C 

### - [11,78 5 (Q/358) 0,7 7 

### + 192.02*(1.2*FF*Q) 0,7 5 

### - 11,785 *

(1.2*FF*Q/358) 0,77 

### ]*1. 44*1. 029 5
Annua l Cost s D L - DLM*(4)*(8)*(52)*(0.767)*(DLR)*(LF)*(1.0347) ; wher e

DL M - 3.2 5 fo r Q - 150 , DL M - 6.7 5 fo r Q - 400 , DL M - 10.0 0 fo r Q - 80 0 SPR V - SLM*(4)*(8)*(52)*(0.767)*(SLR)*(LF)*(1.0347) ; wher e

SL M - 1.0 0 fo r Q - 150 , SL M - 1.5 0 fo r Q - 400 , SLM - 2.0 0 fo r Q - 800 . MAN T - (MLM)*(4)*(8)*(52)*(0.767)*(AMLR)*(LF)*(1.0347) ; wher e

MLM - 1.0 0 fo r Q - 150 , ML M - 3.0 0 fo r Q - 400 , ML M - 4.5 0 fo r Q - 800 .

B- 3P.4 3



### TABL E B-2 . C0S T 

### EQUATION S FO RFIELD-ERECTED , WATERTUB E SPREADER-STOKE RBOILE R FIRIN GFOSSIL/NONFOSSI L MIXTURE S (IN JUN E 198 5 DOLLARS) * (CONTINUED )

S P - ((50,00 0 + 1,00 0 Q)*(0.767)*[TK/(ll,785*(Q/358)°- 77 

### ]}(1.51)(1.0347 ) V C - C F [29,30 3 + 719.8(Q)](0.848)(1.51)(1.0347 ) SW d

### - [(0.38)(FF)(CF)(547,32 0 + 66,03 8 l nAF/HF)(FF*Q/150) 0 

### ' 9754 

### * (0.848)(1.51 ) + 1.48(Q)(CF)(1-FF)(SWR)8760/2000]*1.034 7 SW e 

### - 1.48(Q)(CF)*(1-FF)(SWR)(8760/2000 )

a 

### Cos t equation s us e Englis hunits . b

### Applie s onl y

t o easter ncoal s i nEP A Region s 1 throug h7 . Turnke y cost s fo r oil/wood-fire dboiler s ar e assume dt o b e th e sam e a s coal/wood-fire d boiler s inthos e EPA

regions . c 

### Applie s onl y

t o Wester ncoa l inEP A Regio n8 throug h10 . Turnke y cost s fo r oil/wood-fire dboiler s ar e assume dt o be th e sam e a s coal/wood-fire d boiler s i nthos e EPA

regions . Applie s onl y

t o coal/wood-fire dboilers .

e 

### Applie s onl y

t o o1l/wood-f1re dboilers .

B- 4P.4 4



### TABL E B-3 . C0 

### S T EQUATION S FO RFABRI C FILTER S APPLIE D T O MIXE D FUEL-FIRE D BOILER S (IN JUN E 198 5 DOLLARS) *

Routin e Code : Caoita l Costs: 3 EQU P INS T 

### IN D Annua l Costs : 

### D L

a SPR V * 

### F F

, b [8.340(FLW) 0,966 ]*(1.44)(1.0295 ) [-1,405,52 3 + 168,53 1 l n(FLW)]*(1.44)*(1.0295 ) [24.990(FLW)°* 821 ] (1.44)*(1.0295 )

L F (10,15 0 + 10 6 Q)(DLR/12.02)(1.0347 ) i f 3 0 < Q < 40 0 L F (52,600)(DLR/2.02)(1.0347 ) i f 40 0 < Q < 70 0 0 i f 3 0 < Q < 40 0 L F (17,000)(SLR/15.63)(1.0347 ) i f 40 0 < Q < 70 0 

### MAN T - L F (14,84 0 + 0.10 6 Q 2 

### )(AMLR/14.63)(1.0347 ) i f 3 0 < Q < 40 0

- L F (32,000)(AMLR/14.63)(1.0347 ) i f 40 0 < Q < 70 0 S P - [0.27 8 (FLW)°' 997 

### ](1.0347)(1.51 ) ELE C - [(CF/O.6)0.740(FLW)°- 953 

### ](ELECR/0.0258)(1.0347 ) SW - (CF/0.6)(39.42)(Q)(UNCP M - CTRPM ) (SWD/15)(1.0347 )

a 

### Cos t equation s ar e i n Englis h units
. Flo wrat e (FLW ) i n capita l cos t equation s i s base d o n boile r firin g 10 0 percen t nonfossi l fuel . Flo wrat e (FLW ) i n annua l cos t equation s i s base d o n boile r firin g th e specifi c fossil/non-fossi l mixture
.

B- 5P.4 5

,.» » »



### TABL E B-4 . C 

### OS T EQUATION S FO RVENTUR I SCRUBBER S APPLIE D T O MIXE D FUEL-FIRE D BOILER S (IN JUN E 198 5 DOLLARS )

a

Routin e Code : V S Capita l Costs : EQU P - [26,91 6 + 2.294(FLW)](1.44)(1.0295 ) INS T - [13,90 4 + 1.653(FLW)](1.44)(1.0295 ) IN D - [15,46 3 -i

- 1.285(FLW)](1.44)(1.0295 ) Annua l Costs : DL - L F (10,15 0 + 10 6 Q ) (OLR/12.02)(1.0347 ) I f 3 0 < Q < 40 0

- L F (52,600)(DLR/12.02)(1.0347 ) i f 40 0 < Q < 70 0 SPR V - 0 i f 3 0 < Q < 40 0

- L F (17,000)(SLR/15.63)(1.0347 ) i f 40 0 < Q < 70 0 MANT = . (4,52 5 + 104. 4 Q)(AMLR/14.63)(1.0347 ) ELE C - (CF/0. 6)(0.95*304.3*Q°' 938 

### )(ELECR/0.0258)(1.0347 ) WT R- (CF/0.6)(0.05*304.3*Q 0,938 

### )(WTR/15)(1.0347 ) S W - (CF/0.6 ) 39.4 2 Q (UNCPM - CTRPM)(SWD/15)(1.0347 )

a 

### Cos t equation s ar e inEnglis hunits . b 

### Flo wrat e (FLW ) 1 s base do nboile r firing 10 0 percen t nonfossi l fuel .

B- 6____m 5 O „ >

TABL E B-5 . COS T EQUATION S FO RSODIU M SCRUBBIN

GFGD SYSTEM S (IN

JUN E 198 5 DOLLARS) 3

Routin e Code : SO D Capita l Costs: b , c TK S - [39,900(FLW) 0 ' 58 5 + 1,37 0 (S2) 0,727 ](1.0295 ) TK W- 26,50 0 S2°' 39 ](1.0295 ) T K - TK S + TK ^ Annua l Costs : D L - 1,100*DLR SPR V - 165*SL R MANT 3 - 0.08*T K ELEC S - 8,760*CF*ELECR[3.61(FLW ) - 2.15](1.0347 ) ELEC W- 8760*CF*ELECR[0.23(S2 ) + 1.32](1.0347 ) ELE C - ELEC S + ELEC ^ WT R- 8760*CF*WTRR[0.600(FLW ) - 2.08][0.527(S1 ) + 0.364](1.0347 ) S C - 8760*CF*SASH[3.33(S2 ) + 0.082](1.0347 ) L W - 8760*CF*LWD[0.0616(S2 ) + 0.298](1.0347 )

a Cos t equation s ar e 1 n metri c units
. b Flo wrat e (FLW ) i n Capita l Cos t equation s i s base d o n a boile r firin g 10 0 percen t nonfossi l fuel . Flo wrat e (FLW ) i n annua l cos t equation s i s base d o n a boile r firin g th e specifie d fossil/non-fossi l mixture
. Tim e specifi c sulfu r remova l (S2 ) i s base d o n a boile r firin g 10 0 percen t fossi l fuel .
c Th e subscrip t "s " denote s scrubbe r cost s an d th e subscrip t "w " denote s wastewate r costs . d Thi s equatio n assume s tha t th e wastewate r strea mha s a tota l dissolve d solid s concentratio n (TDS ) o f 5.7 .
e S l = S*EFFS0 2 *100/H ; S 2 = S1*Q*3.6 .



### B- 7