p. 1



# OAR Box 

# 1828 Prepped by Ollie Stewart



### Document

Number: 

# 120 ) M-K-(B)-10 9 Docket Number: 

# A-83-2 7

Printed 11/12/2008 11:12:52 AM Sheet 120 of 325P. 2



### ENERG Y AN D ENVIRONMENTA L ANALYSIS , INC .

# A-83-2 7

i II-K-(B)-10 9 Ma y 5 , 198 3



### Mr . Rober t Shor t Economi c Analysi s Branc h U.S . Environmenta l Protectio nAaenc y Mai l Drop-1 2 Researc hTriangl e Park , N C 2771 1 Subject : EP

A Contrac t No . 68-02-3564 , Wor kAssignment # 9 Dea r Robert : Enclose dar e nationa l environmental , energ y andcos t impact s fo r alter nativ e industria l boile r NSP S S0 ? 

### emissio nregulations . Result s ar e presente dfo r tw

o time periods : 1986-199 0 (199 0 results ) an d1986-199 5 (199 5 results) . Th e revise denerg y

scenari o 1 s summarize di nTable s 1-9 . Not e tha t th e IFCA M coa l type s hav e bee nrevise dt o correspon dwit hrecen t ICF , Incor porate drecommendation s (referenc e memorandu m fro m Schweers , K.A . and C D . Ebert , IC F Inc. , t o Greenwald , J. , EPA , onApri l 22 , 1983 . Indus tria l Coa l Price s fo r NSP S Analyse s b y Federa l Regions) . Othe r recen t IFCA M modification s include : t revise dNO emission s rate s andNO monitorin g costs , § lim e spra y dryin g 1 s include da s a nalternativ e pollutio ncontro l technology

(applicabl e onl y

i f coa l sulfu r conten t i s les s tha n3. 5 percent ; up t o 9 0 percen t S0 « removal) , and
• singl e mechanica l collector s an dsid e strea

m separator s ar e appli cabl e P M contro l technologie s regardles s o f th e as hconten t o f th e coa l (previously , thes e technologie s wer e restricte dt o coa l type s wit hlo w as hconten t —

les s tha n9 percent ; sinc e al l IC F bitu minou s coa l type s hav e averag e as hcontent s greate r tha n9 percent , se e Tabl e 8 , thi s restrictio nwa s removed) . Th e numbe r o f ne

w industria l boiler s include di nthes e result s i s an IFCA M projectio nbase donth e forecas t o f tota l industria l fossi l fue l demandsummarize dinTabl e 9 andassumption s abou t retiremen t rates , th e mi xo f industria l energ y deman db

y industr y group , an

dth e expecte d distributio no f new

industria l boile r sale s b y siz e an dcapacit y

utili zatio nrate .

Economic s / Engineerin gP. 3



### Mr . Rober t Shor t 'Ma y 5 , 198 3 Pag e 2
A mi xo f new

spreade r stoke r andpulverize dcoa l boiler s ha s bee n assume dinthe 100-25 0 MMBtu/h r siz e range . Th e alternativ e industria l boile r NSP S ai r emissio nregulation s assump tion s ar e summarize dinTable s 10-13 . Not e tha t th e P M andN O ai r emissio nregulation s ar e constan t i nal l fou r scenarios . Th e S0 « regu lation s fo r coal-fire dboiler s i nTable s 10-1 3 represen t 30-da y Polling averag e emissio nrates . Annua l averag e coa l S0 ? 

### emissio nrate s hav e bee nassume dt o be 2 0 percen t lower . c 

### Not e als o tha t al l cos t dat a (wit hth e exceptio no f ICF industria l coa l pric e projections ) ar e labele da s 198 2 dollars . Infact , the y ar e mid 197 8 dollar s multiplie db y 1.39 . Thi s represent s mid-198 2 dollar s i f th e GN P implici t pric e deflato r i s assumed . Thi s als o coul drepresen t mid-198 1 dollar s 1 f th e Chemica l Engineerin g magazin e plan t cos t inde x i s used . Sincerely ,
T1 m Hoga n TH:m k Enclosur e cc : Al Weh eP. 4



### PROJECTION S O F 199 0 AND 199 5 NATIONAL ENVIRONMENTAL , ENERGY AND COS T IMPACT S O F PROPOSE D AI REMISSION S STANDARD S

FO RNE W INDUSTRIAL BOILER S

Prepare dfor : U.S . ENVIRONMENTAL PROTECTIO N AGENC Y Offic e o f Ai r Qualit y

Plannin g an

dStandard s Researc hTriangl e Park , Nort hCarolin a 2771 1

Prepare dby : ENERGYAND ENVIRONMENTA L ANALYSIS , INC . 111 1 Nort h19t hStree t Arlington , Virgini a 2220 9

Ma y 5 , 198 3P. 5



### LIS T O F TABLE S

Ke y Assumption s Pag e 1 . Worl dOi l Pric e Forecas t 1 2 . Distillat e Fue l Oi l Pric e Forecas t 2 3 . Residua l Fue l Oi l Pric e Forecas t 3 4 . Natura l Ga s Pric e Forecas t 4 5 . Delivere dIndustria l Coa l Pric e Forecas t 5 6 . Averag e Sulfu r Conten t b y Coa l Typ e 7 7 . Averag e Bt uConten t b y Coa l Typ e 8 8 . Averag e As hConten t b y Coa l Typ e 9 9 . Projection s o f Industria l Fossi l Fue l Demand1 0 10 . Bas e Cas e NSP S Ai r Emission s Regulation s 1 2 11 . Optio nCas e 1 NSP S Ai r Emission s Regulation s 1 3 12 . Optio nCas e 2 NSP S Ai r Emission s Regulation s 1 4 13 . Optio nCas e 3 NSP S Ai r Emission s Regulation s 1 5 Result s 14 . 199 0 Projecte dAi r Emission s 1 6 15 . 199 0 Projecte dBoile r Type s 1 7 16 . 199 0 Projecte dFossi l Fue l Demand1 8 17 . 199 0 Projecte dCost s 1 9 18 . 199 5 Projecte dAi r Emission s 2 0 19 . 199 5 Projecte dBoile r Type s 2 1 20 . 199 5 Projecte dFossi l Fue l Demand . . . 2 2 21 . 199 5 Projecte dCost s 2 3P. 6



### TABL E 1 . WORL D OI L PRIC E FORECAST 3



### (198 2 $/bbl )

Averag e Refiner' s Acquisitio nCos t o f Yea r Importe dCrud e Oi l 198 5 31.4 8 199 0 32.7 5 increase s a t 1. 0 percen t annuall y inrea l terms . U.S . Departmen t o f Energy . Analysi s o f Natura l Ga s Consume r Regulator y Reform Legislation . Februar y 28 , 1983 . p . 14 . Derive dfro m th e fisca l yea r 198 4 budget .

• 1

-P. 7

TABL E 2 . DISTILLAT E FUE L OI L PRIC E FORECAS T

(198 2 $/MMBtu )

Deman d Regio n 1 . Ne w Englan d 2 . New York/New

Jerse y 3 . Middl e Atlanti c 4 . Sout hAtlanti c 5 . Midwes t 6 . Southwes t 7 . Centra l 8 . Nort hCentra l 9 . Wes t 10 . Northwes t 198 5 6.9 4 6.9 3 6.9 3 6.9 0 6.7 9 6.6 9 6.7 0 6.6 3 6.6 9 6.6 9 199 0

7.2 5 7.2 4 7.2 4 7.2 1 7.1 0 6.9 9 7.0 1 6.9 4 6.9 9 6.9 9 199 5

7.5 7 7.5 7 7.5 7 7.5 3 7.4 2 7.3 1 7.3 3 7.2 6 7.3 1 7.3 1 1999 a

7.8 5 7.8 4 7.8 4 7.8 0 7.6 9 7.5 8 7.6 0 7.5 3 7.5 8 7.5 8

a Remain s constan t inrea l term s afte r 1999 .

### TABL E 3 . RESIDUA L FUE L OI L PRIC E FORECAST ' (198 2 $/MMBtu ) P. 8

Demand Regio n 1 . Ne w England 2 . Ne w York/New

Jerse y 3 . Middl e Atlanti c 4 . Sout hAtlanti c 5 . Midwes t 6 . Southwes t 7 . Centra l 8 . Nort hCentra l 9 . Wes t 10 . Northwes t 198 5 5.3 7 5.3 7 5.3 7 5.3 7 5.4 6 ' 5.0 7 5.3 9 5.3 2 5.3 7 5.3 7 199 0

6.2 1 6.2 1 6.2 1 6.2 9 6.2 1 6.2 2 6.2 4 6.1 6 6.2 1 6.2 1 199 5

7.1 9 7.1 9 7.1 9 7.1 9 7.2 8 7.1 9 7.2 1 7.1 4 7.1 9 7.1 9 1999 b

7.6 1 7.6 1 7.6 1 7.6 1 7.6 9 7.6 1 7.6 2 7.5 5 7.6 1 7.6 1 

### Low sulfur , 0. 3 percen t sulfur . 0. 8 percen t sulfu r = 0. 3 percen t sulfu r 1. 6 percen t sulfu r =0. 3 percen t sulfu r $0.33/MMBtu . $0.68/MMBtu . 3. 0 percen t sulfu r = 0. 3 percen t sulfu r - $1.13/MMBtu . D 

### Remain s constan t inrea l term s afte r 1999 .

-3

-P. 9

TABL E 4 . NATURA

L GA S PRIC E FORECAS T (198 2 $/MMBtu )

Demand Regio n 1 . Ne w England 2 . Ne w York/New

Jerse y 3 . Middl e Atlanti c 4 . Sout hAtlanti c 5 . Midwes t 6 . Southwes t 7 . Centra l 8 . Nort hCentra l 9 . Wes t 10 . Northwes t 198 5 5.1 1 5.1 1 5.1 1 5.1 1 5.2 0 4.8 2 5.1 3 5.0 6 5.1 1 5.1 1 199 0

5.9 4 5.9 4 5.9 4 5.9 4 6.0 3 5.9 4 5.9 6 5.8 9 5.9 4 5.9 4 1995 a

6.5 9 6.5 9 6.5 9 6.5 9 6.6 7 6.5 9 6.6 0 6.5 4 6.5 9 6.5 9 increase s afte r 199 5 a t 1. 0 percen t annually .

-4

-P.1 0



### TABL E 5 . DELIVERE DINDUSTRIAL COA L PRIC E FORECAST 3 

### (January 198 3 $/MMBtu )

Deman dregion 1 . Ne w Englan d

2 . Ne w York/New

Jerse y

3 . Middl e Atlanti c

4 . Sout hAtlanti c

5 . Midwes t

6 . Southwes t Coa l typ e Bituminou s

Bituminou s

Bituminou s

Bituminou s

Bituminou s

Subbituminou s Bituminou s Sulfu r conten t

(l bS0 2 /MMBtu ) <1.0 8 1.08-1.6 7 1.67-2.5 0 2.50-3.3 3 3.33-5.0 0 > 5.0 0 <1.0 8 1.08-1.6 7 1.67-2.5 0 2.50-3.3 3 3.33-5.0 0 > 5.0 0 <1.0 8 1.08-1.6 7 1.67-2.5 0 2.50-3.3 3 3.33-5.0 0 > 5.0 0 <1.0 8 1.08-1.6 7 1.67-2.5 0 2.50-3.3 3 3.33-5.0 0 > 5.0 0 <1.0 8 1.08-1.6 7 1.67-2.5 0 2.50-3.3 3 3.33-5.0 0 > 5.0 0 <1.0 8 <1.0 8 1.08-1.6 7 1.67-2.5 0 2.50-3.3 3 3.33-5.0 0 > 5.0 0 198 5

3.4 2 3.3 0 3.2 5 3.1 9 2.6 8 2.9 4 3.2 0 3.1 0 2.9 4 2.8 7 2.3 9 2.6 0 2.7 7 2.6 0 2.4 0 2.4 1 1.9 8 1.7 7 2.7 4 2.5 5 2.3 0 2.6 4 2.0 9 2.5 2 2.9 4 3.0 0 2.7 0 2.5 9 2.1 8 2.2 3 2.6 3 2.8 9 1.0 3 2.7 1 2.5 7 2.9 5 2.8 2 199 0 3.6 7 3.6 7 3.6 8 3.5 0 2.9 8 3.2 1 3.4 1 3.4 2 3.2 2 3.1 4 2.7 1 2.8 3 3.0 5 2.9 6 2.7 4 2.7 0 2.5 0 2.14 - 3.1 2 2.6 0 2.8 0 2.5 3 2.6 9 2.6 4 3.2 2 3.1 4 2.9 7 2.9 1 2.4 6 2.4 2 2.8 4 3.2 6 2.6 5 3.0 9 2.7 9 3.1 7 2.8 4 199 5 3.8 0 3.8 8 3.8 5 3.6 4 3.2 9 3.4 1 3.5 1 3.5 4 3.3 5 3.2 2 2.9 0 2.9 7 3.1 7 3.1 1 2.8 8 2.8 2 2.8 1 2.3 2 3.2 6 3.0 3 3.0 6 2.5 5 2.8 1 2.7 1 3.3 7 3.3 0 3.0 8 3.0 2 2.7 8 2.5 2 2.8 4 3.5 1 3.0 2 3.1 9 2.9 4 3.3 9 2.9 7 200 0 3.9 2 4.0 3 3.9 6 3.6 8 3.4 8 3.5 6 3.6 3 3.6 6 3.4 7 3.3 1 3.1 4 3.1 3 3.3 0 3.2 5 3.0 0 3.0 4 2.9 6 2.5 4 3.4 2 3.3 1 3.1 7 2.7 0 2.9 6 2.8 7 3.4 8 3.4 5 3.2 1 3.1 4 2.9 1 2.6 7 2.9 2 3.6 9 3.1 6 3.2 1 3.0 8 3.4 6 3.0 7

-5

-9f TABL E 5 . DELIVERE D INDUSTRIA L COA L PRIC E FORECAST 3 (CONTINUED ) (Januar y 198 3 $/MMBtu )

Deman dregionCoa l typ e 7 . Centra l Bituminou s

Subbituminou s

8 . Nort hCentra l Bituminou s
Subbituminou s

9 . Wes t Bituminou s
Subbituminou s 10 . Northwes t Bituminou s
Subbituminou s Sulfu r conten t

(lbS0-/MMBtu ) <1.0 8 1.08-1.6 7 1.67-2.5 0 2.50-3.3 3 3.33-5.0 0 > 5.0 0 <1.0 8 1.08-1.6 7 1.67-2.5 0 <1.0 8 1.08-1.6 7 1.67-2.5 0 <1.0 8 1.08-1.6 7 1.67-2.5 0 <1.0 8 1.08-1.6 7 1.67-2.5 0 1.08-1.6 7 <1.0 8 1.08-1.6 7 1.67-2.5 0 <1.0 8 1.08-1.6 7 1.67-2.5 0 198 5

2.7 6 2.9 5 2.9 5 2.9 4 2.6 9 2.3 4 2.5 3 2.3 7 2.4 3 1.4 7 1.2 9 1.9 1 1.3 6 0.8 6 0.8 0 2.6 3 2.2 6 2.5 3 2.3 4 3.1 0 2.1 7 2.8 0 2.0 6 2.0 5 2.0 5

a IC F Inc. , correspond s wit hcurren t EP A Aci dRai nBas e Case .

-6

- 199 0 2.9 5 3.2 3 3.2 2 3.1 5 2.6 1 2.4 7 2.6 0 2.4 4 2.4 8 1.6 6 1.3 4 1.4 0 1.4 8 0.9 2 0.9 0 2.7 6 2.4 9 2.7 8 2.4 2 3.2 4 2.2 7 2.8 1 2.1 4 2.1 0 2.0 5 199 5 3.0 7 3.3 4 3.1 8 3.2 7 2.5 8 2.5 2 2.7 2 2.5 2 2.6 3 1.7 4 1.3 5 1.5 0 1.4 7 1.0 1 1.0 4 2.8 2 2.8 5 2.6 0 2.4 9 3.3 0 3.2 9 2.7 8 2.2 9 2.2 9 2.0 5 p.1 1

200 0 3.0 9 3.4 6 3.2 2 3.4 0 2.6 6 2.5 8 2.8 1 2.8 1 2.5 4 1.7 6 1.3 8 1.5 4 1.5 9 1.1 2 1.0 6 2.9 8 2.9 1 2.6 5 2.5 9 3.4 2 3.4 2 2.8 0 2.3 6 2.3 6 2.1 0P.1 2



### TABL E 6 . AVERAG E SULFU RCONTEN T B YCOAL TYPE 3



### Coa l typ e Bituminou s

Subbituminou s Rang e (l bSO./MMBtu ) <1.0 8 1.08-1.6 7 1.67-2.5 0 2.50-3.3 3 3.33-5.0 0 >*5.0 0 <1.0 8 1.08-1.6 7 1.67-2.5 0 Averag e (lbS0 2 

### /MMBtu ) 0.9 5 1.4 5 2.1 0 2.8 5 4.1 5 5.5 4 0.9 5 1.4 5 2.1 0

a 

### ICF , Inc .

• 7

-Den

u 

### 1 . 2 . 3 . 4 . 5 . 6 . 7 . ' 8 . 

### 9 . 10 . an dRegio n New England Ne w York/New

Jerse y Middl e Atlanti c Sout hAtlanti c Midwes t Southwes t Centra l Nort hCentra l Wes t Northwes t <1.0 8 25.5 0 25.0 0 25.2 9 25.4 4 25.0 5 24.8 3 23.8 6 21.7 0 21.0 1 21.8 8 TABL E 7 .

1.08-1.6 7 25.5 0 25.2 0 25.4 0 25.4 7 25.1 1 20.6 7 24.3 3 20.6 6 20.2 0 21.8 8 AVERAG E BTUCONTEN T B Y (MMBtu/ton )

Bituminou s 1.67-2.5 0 25.6 0 25.5 0 25.4 2 25.4 4 23.5 9 20.5 5 24.0 6 20.5 7 19.6 5 21.8 8 2.50-3.3 3

26.3 0 26.1 0 25.3 4 24.8 6 22.9 7 24.2 7 22.8 9

-

-

- COA

L TYPE a

3.33-5.0 0 25.7 0 25.7 0 25.0 0 23.6 4 22.9 3 24.2 6 22.8 2

-

-

- >5.0 0 24.7 5 25.2 0 24.8 6 22.7 0 23.3 2 23.8 9 23.0 0

-

-

- <1.0 8

-

-

-

- 17.6 5 17.1 4 17.0 0 17.5 4

- 19.0 0 Subbituminou s 1.08-1.6 7

_

-

-

-

-

- 17.0 0 17.2 4

- 19.0 0 1.67-2.5 0

_

-

-

-

-

- 17.0 0 17.2 4 18.5 0 19.0 0

l ICF , Inc .TABL E 8 . AVERAG E AS H CONTEN T B YCOAL TYPE * (percentage , moist )

Dem < 

### 1 . 2 . 3 . 4 . 5 . 6 . 7 . ' 8 . 

### 9 . 10 . m d Regio

n Ne w Englan d Ne w York/Ne

w Jerse y Middl e Atlanti c Sout hAtlanti c Midwes t Southwes t Central Nort hCentral Wes t Northwes t <1.0 8 11. 9 11. 9 11. 8 11. 7 11. 0 12. 1 10. 0 10. 0 11. 3 10. 0 1.08-1.6 7

11. 9 11. 9 12. 4 12. 3 11. 0 11. 8 12. 4 10. 0 16. 3 10. 0 Bituminou s 1.67-2.5 0 13. 0 11. 4 12. 6 12. 3 10. 5 15. 0 12. 4 10. 0 16. 3 10. 0 2.50-3.3 3

13. 0 13. 0 12. 2 11. 9 10. 9 11. 8 11. 1

-

-

- 3.33-5 .

13. 0 13. 0 13. 0 11. 9 12. 2 12. 2 11. 1

-

-

- 

### 0 0 >5.0 0

13. 0 13. 0 13. 0 11. 8 12. 0 12. 3 11. 1

-

-

- <1.0 8

-

-

-

- 

### 6. 9 7. 3 6. 0 8. 4

- 10. 0 Subbituminous 1.08-1 .

-

-

-

-

-

- 

### 6. 0 6. 9

- 10. 0 

### 6 7 1.67-2.5 0

-

-

-

-

-

- 

### 6. 0 6. 9 18. 3 10. 0

l ICF , Inc .P.1 5

TABL E 9 . PROJECTION S O F INDUSTRIA L FOSSI L FUE L -DEMAND 3 (IO 1 2 Btu )

Deman dRegio n 

### 1 . 2 . 3 . 4 . 5 . 6 . 7 . 8 . 9 . 10 . Ne w Englan d Ne w York/New

Jerse y Middl e Atlanti c Sout hAtlanti c Midwes t Southwes t Centra l Nort hCentra l Wes t Northwes t U.S . TOTAL 198 5 206. 2 528. 6 1,021. 3 1,450. 1 2,194. 8 3,284. 8 496. 4 371. 8 697. 5 350. 1 10,601. 5 199 0 227. 0 582. 2 1,127. 6 1,604. 9 2,312. 5 3,602. 8 530. 4 405. 3 794. 7 389. 5 11,576. 9 199 5 247. 5 637. 8 1,224. 9 1,754. 0 2,506. 7 3,948. 8 581. 8 438. 1 858. 4 421. 5 12,619. 4

Include s coal , residua l anddistillat e fue l oi l an dnatura l ga s con sumptio ninboiler s an dproces s hea t equipment . Exclude s fue l demand fo r feedstock s o r raw materials .

-10 -

# Federa l Region s o f th e Unite d State s

a \**'\s Bosto n

Ne wYor k Cit y Philadelphi a Washingto

n D.C .

### TABL E 10 . BAS E CAS E NSP S AI REMISSION S REGULATION S (lb/MMBtu ) P.1 7



### Fue l typ e Siz e clas s (MMBtu/hr ) SO , P M N

O
Natura l ga s Distillat e fue l oi l Residua l fue l oi l


### Coa l 

### >5 0 >5 0 50-25 0 >25 0 50-10 0 100-25 0 >25 0 

### 0.8 0

1.2 0 - -

— 0.1 0oininCMoo•••CDOO 0.2 0

0.2 0 0.30 . 0.25 b 0.6 0 0.60/0.7 0 0.7 0 

### Lo w exces s ai r require dfo r natura l gas , distillat e fue l oil , lo w sulfu r residua l fue l oi l an

dcoa l burne do

nstokers . Stage dcombustio nai r require dfo r pulverize dcoa l boiler s an dhighsulfu r residua l fue l oil . Require s stage dcombustio nai r whe nnitroge nconten t i s greate r tha n0.2 3 percent . c 

### 0.2 0 i f capacit y

utilizatio ni s les s tha n3 0 percent . 0.7 0 fo r pulverize dcoa l boilers ; 0.6 0 fo r stoke r coa l boilers .

-12

-

### TABL E 11 . OPTION CAS E 1 NSP S AI REMISSION S REGULATION S (lb/MMBtu ) P.1 8

Fue l typ e 

### Siz e clas s (MMBtu/hr ) SO , P M N

O Natura l ga s Distillat e fue l oi l Residua l fue l oi l
Coal . >5 0 >5 0 50-25 0 >25 0 50-10 0 100-25 0 >25 0 —

— 

### 0.8 0 0.8 0 2.5 0 2.5 0 1.2 0 0.1 0

0.20 „ 0.05 c 

### 0.0 5 0.2 0

0.2 0 0.30 . 0.25 b 

### 0.6 0 f 

### 0.60/0.70 c 

### 0.7 0 Lo w exces s ai r require dfo r natura l gas , distillat e fue l oil , le w sulfu r residua l fue l oi l an

d coa l burne do nstokers . Stage dcombustio nai r require dfo r pulverize dcoa l boiler s an d highsulfu r residua l fue l oil . 'Require s stage dcombustio nai r whe nnitroge nconten t i s greate r tha n0.2 3 percent . '0.2 0 i f capacit y

utilizatio ni s les s tha n3 0 percent . 0.7 0 fo r pulverize dcoa l boilers ; 0.6 0 fo r stoke r coa l boilers .

1 3

### TABL E 12 . OPTION CAS E 2 NSP S AI REMISSION S REGULATION S (lb/MMBtu ) P.1 9



### Fue l typ e Siz e clas s (MMBtu/hr ) SO , P M NO . Natura l ga s . Distillat e fue l oi l Residua l fue l oi l
Coa l 

### >50 >50 50-25 0 >25 0 50-10 0 100-25 0 >25 0 - -

— 0.8 0 0.8 0 1.2 0 1.2 0 1.2 0 —

— 0.1 0ooo•••CDorocncnoo 

### 0.2 0

0.2 0 0.30 . 0.25 b 

### 0.6 0 0.60/0.70 c 

### 0.7 0 Lo w exces s ai r require dfo r natura l gas , distillat e fue l oil , lo w sulfu r residua l fue l oi l andcoa l burne do nstokers . Stage dcombustio nai r require dfo r pulverize dcoa l boiler s an dhighsulfu r residua l fue l oil . 'Require s stage dcombustio nai r whe nnitroge nconten t i s greate r tha n0.2 3 percent . "0.2 0 i f capacit y

utilizatio ni s les s tha n3 0 percent . 0.7 0 fo r pulverize dcoa l boilers ; 0.6 0 fo r stoke r coa l boilers. ,

1 4P.2 0



### TABL E 13 . OPTIO N

CAS E 3 NSP S AI REMISSION S REGULATION S (lb/MMBtu )

Fue l typ e Natura l ga s Distillat e fue l oi l Residua l fue l oi l
Coa l Siz e clas s (MMBtu/hr ) 

### >5 0 >5 0 50-25 0 >25 0 50-10 0 100-25 0 >25 0 

## so 2

—

— 0.8 0 0.8 0o ooOOOCMCMCM•••fl—•fl—•t—l 

### P

M

—

— 0.1 0OOO•••oorocnino N O /

0.2 0 0.2 0 0.30 , 0.25 ° 0.6 0 a 0.60/0.70 e 0.7 0 

### Low exces s ai r require dfo r natura l gas , distillat e fue l oil , lo w sulfu r residua l fue l oi l and coa l burne do nstokers . Stage dcombustio nai r require dfo r pulverize dcoa l boiler s and highsulfu r residua l fue l oil . 'Require s stage dcombustio nai r whe nnitroge nconten t i s greate r tha n0.2 3 percent . "9 0 percen t remova l required . 0.2 0 i f capacit y

utilizatio ni s les s tha n3 0 percent . 5 

### 0.7 0 fo rpulverize d coa l boilers ; 0.6 0 fo rstoke rcoa l boilers

.

1 5t ' l *"

Pol l 

## so 2



### P M

m - 

### x

P M 1 0 utan t

Bas e Cas e Optio nCas e Optio nCas e Optio nCas e
Bas e Cas e Optio nCas e Optio nCas e Optio nCas e
Bas e Cas e Optio nCas e Optio nCas e Optio nCas e
Bas e Cas e Optio nCas e Optio nCas e Optio nCas e 

### 1

2 3

1 2 3

1 2 3

1 2 3 TABL E 14 .

50-10 0

121. 4 36. 5 18. 4 

### 1. 4 9. 0 5. 3 4. 0 0. 8
22. 0 20. 6 18. 4 13. 3 

### 8. 0 4. 3 3. 3 0. 8 199 0 PROJECTE D AI R

(IO 3 shor t

100-15 0

85. 5 11. 4 

### 8. 0 3. 6 5. 2 0. 9 0. 9 0. 8
14. 8 13. 1 12. 9 12. 4 

### 5. 2 0. 9 0. 9 0. 8 -tons )

Boile r 150-20 0

106. 7 42. 0 14. 7 

### 7. 6 5. 6 1. 8 1. 2 1. 3
18. 2 21. 0 15. 5 14. 8 

### 5. 6 1. 8 1. 2 1. 3 EMISSION S

Siz e (MMBtu/hr ) 200-25 0

61. 8 28. 4 17. 1 

### 7. 4 1. 5 ' 1. 1 

### 1. 4 1. 3
14. 0 11. 9 11. 5 11. 0 

### 1. 5 1. 1 1. 4 1. 3 >25 0

54. 8 54. 8 54. 8 22. 2 

### 5. 1 5. 1 5. 1 5. 2
36. 0 36. 0 36. 0 35. 5 

### 5. 1 5. 1 5. 1 5. 2 —————— —

Tota l

430. 2 173. 1 113. 0 42. 2
26. 4 14. 2 12. 6 

### 9. 4
104. 9 102. 6 94. 3 87. 0
25. 3 13. 2 11. 9 

### 9. 4

16P.2 2

' " '

Fue l Typ e Natura l gas / residua l fue l oi l Bas e Cas e Optio nCas e 1 Optio nCas e 2 Optio nCas e 3
Coa l Bas e Cas e Optio nCas e 1 Optio nCas e 2 Optio nCas e 3 Tota l TABL E 15 .

50-10 0



### 40 7 40 7 44 4 52 1

12 8 12 8 9 1 1 4 53 5 199 0 PROJECTE D BOILE RTYPE S (numbe r

100-15 0



### 19 6 198 19 9 204

2 6 24 2 3 1 8 222 o f

Bo
units )

iler Siz e 150-20 0



### 96 7 8 10 6 11 2

38 5 6 28 22 13 4 (MMBtu/hr ) 200-25 0



### 8 2 3 2 5 28

4 3 28 2 6 2 3 5 1 >25 0



### 77 77 77 7 9

5 3 5 3 5 3 5 1 130 ,

Tota l



### 78 5 783 85 1 94 4
287 289 22 1 12 8 1,07 2



### 1 7P.2 3



### TABL E 16 . 199 0 PROJECTE D FOSSI L FUE L DEMAN D (lO 1 

### ^ Btu )

Fue l Typ e Natura l ga s Bas e Cas e Optio nCas e 1 Optio nCas e 2 Optio nCas e 3 Residua l fue l oi l Bas e Cas e Optio nCas e 1 Optio nCas e 2 Optio nCas e 3 Coa l Bas e Cas e Optio nCas e 1 Optio nCas e 2 Optio nCas e 3 Tota l 50-10 0

32. 8 76. 7 90. 8 123. 1
43. 6

- - —

- - 53. 2 52. 8 38. 7 

### 6. 4 129. 5 100-15 0

43. 6 92. 5 93. 3 96. 5
47. 3
— —

- - 18. 1 16. 4 15. 6 12. 5 109. 0 Boile r Siz e

150-20 0

28. 6 52. 9 80. 9 85. 1
44. 1

- - — — 36. 0 55. 8 27. 7 23. 6 108. 7 (MMBtu/hr )

200-25 0


### 5. 9 21. 1 23. 3 26. 2 

### 2. 7

- - — — 47. 0 33. 9 31. 7 28. 9 55. 1 >25 0

71. 3 71. 3 71. 3 73. 9

- -

- - — — 99. 8 99. 8 99. 8 97. 2 171. 1 Tota l

182. 2 314. 6 359. 7 404. 8
137. 2

- -

- - — 254. 1 258. 8 213. 6 168. 6 573. 4



### 18P.2 4



### TABL E 17 . 199 0 PROJECTE D COST S (millions , $1982 )

Boile r Siz e (MMBtu/hr ) Fue l Typ e 50-10 0 100-15 0 150-20 0 200-25 0 >25 0 Tota l

_ _ 

### Tota l annualize d cost s < g Bas e Cas e Optio nCas e 1 Optio nCas e 2 Optio nCas e 3 1,14 9 1,16 3 1,18 4 1,20 2 

### 895

91 4 91 7 92 0 842

84 9 866 87 0 41

3 418 42 1 424 1,37 4 4,57 4 1,27 4 4,61 8 1,27 4 4,66 2 1,28 0 4,69 6 7 7 : 

### 'Boile r an

dpollutio ncontro l equipmen t capita l an d O&M , plu s fue l costs .

1 9P.2 5



### TABL E 18 . 199 5 PROJECTE D AI R EMISSION S

(IO 3 

### short-tons )

Pollutan t 

## so 2



### P M

NO, , X

P M 1 0 Bas e Cas e Optio n Cas e Optio n Cas e Optio n Cas e
Bas e Cas e Optio n Cas e Optio n Cas e Optio n Cas e
Bas e Cas e Optio n Cas e Optio n Cas e Optio n Cas e
Bas e Cas e Optio n Cas e Optio n Cas e Optio n Cas e 

### 1

2 3

1 2 3

1 2 3
1 2 3 50-10 0

231. 8 80. 8 49. 5 

### 6. 3
17. 0 11. 9 10. 3 

### 1. 8
46. 4 44. 5 41. 9 29. 4
14. 9 

### 9. 8 8. 5 1. 8 100-15 0

193. 1 36. 2 24. 8 11. 1 1Q. 2 

### 2. 2 2. 1 2. 0
34. 3 31. 1 30. 7 28. 7
10. 2 

### 2. 2 2. 1 2. 0 Boile r

150-20 0

245. 0 104. 2 59. 7 24. 4 

### 9. 3 4. 2 4. 3 3. 5
47. 3 48. 9 42. 7 38. 6 

### 9. 2 4. 2 4. 3 3. 5 Siz e (MMBtu/ h

200-25 0

145. 6 75. 6 41. 9 20. 2 

### 3. 1 2. 7 3. 2 3. 1
31. 7 29. 3 26. 7 25. 4 

### 3. 1 2. 7 3. 2 3. 1 r )

>25 0

128. 5 128. 5 128. 5 54. 9
11. 0 11. 0 11. 0 11. 8
80. 5 80. 5 80. 5 78. 8
11. 0 11. 0 11. 0 11. 8 

### Tota l

944. 1 425. 3 304. 4 106. 9
50. 7 32. 0 30. 9 22. 2
240. 2 234. 3 222. 5 200. 9
48. 5 29. 9 29. 1 22. 2



### 2 0*

- '''' . \

Fue l Typ e Natura l gas / residua l fue l oi l Bas e Cas e Optio nCas e 1 Optio nCas e 2 Optio nCas e 3
Coa l Bas e Cas e Optio nCas e 1 Optio nCas e 2 Optio nCas e 3 Tota l TABL E 19 .

50-10 0



### 82 4 82 8 87 2 1,07 1


### 299 29 5 25 1 5 2 1,12 3 199 5 PROJECTE D BOILE RTYPE S

(numbe r

100-15 0



### 39 7 41 1 414 429
8 4 7 0 6 7 5 2 48 1 o f

Bounits )

iler Siz e 150-20 0



### 13 3 13 1 15 9 19 5

150 15 2 12 4 8 8 283 (MMBtu/hr )

200-25 0



### 1 1 27 4 5 5 0

100 8 4 6 6 6 1 11 1 >25 0



### 14 9 14 9 14 9 15 1

12 4 12 4 12 4 12 2 27 3 Tota l

1,51 4 1,54 6 1,63 9 1,89 6



### 757 72 5 632 37 5 2,27 1 P.2 6



### 2 1P.2 7

'

. '' "''"' • ' TABL E 20 .

Fue l Typ e Natura l ga s Bas e Cas e Optio n Cas e 1 Optio n Cas e 2 Optio n Cas e 3 Residua l fue l oi l Bas e Cas e Optio n Cas e 1 Optio n Cas e 2 Optio n Cas e 3 Coa l Bas e Cas e Optio n Cas e 1 Optio n Cas e 2 Optio n Cas e 3 Tota l 50-10 0

88. 6 149. 0 165. 9 246. 2
58. 9

- -

- - — 122. 5 121. 0 104. 1 23. 8 270. 0 199 5 PROJE C

(10 h

100-15 0

96. 2 185. 3 187. 8 198. 5
82. 3

- -

- - —
57. 1 50. 5 48. 0 37. 3 235. 8 TE D FOSSI L

Btu )

Boile r Siz e 150-20 0

39. 3 87. 5 115. 5 140. 3
56. 9

- - — — 132. 8 141. 5 113. 4 88. 6 229. 0 FUE L DEMAND

(MMBtu/hr ) 200-25 0


### 8. 1 25. 5 41. 9 46. 5 

### 3. 3

- - —

- - 108. 8 84. 6 78. 2 73. 6 120. 1 >25 0

134. 5 134. 5 134. 5 137. 1

— —

- -
— 228. 0 228. 0 228. 0 225. 5 362. 6 i

Tota l

366. 7 581. 8 645. 6 768. 6
201. 5

- -

- -
— 649. 1 635. 6 571. 8 448. 8 1,217. 5

22P.2 8

,fr 

### 'r\ ' TABL E 21 . 199 5 PROJECTE DCOST S (millions , $1982 )

Boile r Siz e (MMBtu/hr ) Fue l Typ e 50-10 0 100-15 0 150-20 0 200-25 0 >25 0 Tota l Tota l annualize dcosts 3 

### ' Bas e Cas e Optio nCas e 1 Optio nCas e 2 Optio nCas e 3 2,45 7 2,48 8 2,52 4 2,57 4 1,99 4

2,03 0 2,03 6 2,04 6 1,80 5

1,83 0 1,85 4 1,87 2 

### 91 0

92 5 93 6 94 4 2,76 0

2,76 0 2,76 0 2,77 3 9,92 8

10,03 3 10,11 0 10,20 9

__ 

### 'Boiler , pollutio ncontro l equipmen t an dfue l costs .

2 3