p. 1 

# OAR Box 

# 1828 Prepped byOllie Stewart



### Document

Number: 

# 164 ) ll-K - (B)-16 3 Docket Number: 

# A-83-2 7

Printed 11/12/2008 11:12:54

AM Sheet 164 of 325P. 2



### ENERG Y AN D ENVIRONMENTA L ANALYSIS , INC . 165 5 NORT

HFOR T MYE RDRIV E ARLINGTON

, VIRGINI

A 2220 9 703/528-190 0 i

, II-K-(B)-16 3

Apri l 29 , 198 6 |

Mr . Rober t Pahel-Shor t U.S . Environmenta l Protectio nAgenc y Economi c Analysi s Branc h(MD-12 ) Researc hTriangl e Park , Nort hCarolin a 2771 1 Subject : EPA

Contrac t No . 68-02-4202 , Wor kAssignmen t No . 1 2 IFCA M Projection s b

y Capacit y

Utilizatio nRat e Dea r Robert : Enclose dar e table s whic hsummariz e th e environmental , cos t an d energy impact s o f two alternativ e SO ? NSP S fo r industria l fossi l fuel fire dboiler s greate r tha n10 0 MMBtu/hr . Thes e result s ar e derive dfro m IFCA M run s whic hwer e prepare din198 4 usingth e Referenc e fue l pric e (highoi l penetration ) scenario . Thes e table s presen t nationa l impact s fo r ne w industria l boiler s b y annua l capacit y

utilizatio n(CU ) rat e class . Th e regulator y

baselin e an

dth e alternativ e contro l leve l result s ar e base don : • Th e propose dP

M NSP S fo r new

coa l boiler s • Stage dcombustio nai r fo r highsulfu r residua l fue l oi l an d pulverize dcoa l boiler s t Lo w exces s ai r fo r natura l gas , distillat e fue l oil , low an d medium sulfu r residua l fue l oi l an dspreade r stoke r coa l boilers . Th e regulator y

baselin e forecast s includ e th e curren t SO 2 NSPS . Th e alternativ e contro l leve l I I projection s includ e a low sulfu r fuel s standar d(0. 8 l bS0 2 /MMBt ufo r residua l fue l oi l an d1. 2 l bS0 2 /MMBt u fo r coal) . Th e alternativ e contro l leve l V I forecast s includ e a 9 0 percen t SO 2 emission s remova l requiremen t fo r residua l fue l oi l an dcoal . FUE L MI X Tabl e 1 shows : • No deman dfo r coa l whe nth e annua l capacit y utilizatio ni s les s tha n3 0 percen t • Ver y littl e coa l demandwhe nth e annua l capacit y utilizatio n rat e i s greate r tha n3 0 percen t

MANAGEMENT /

ECONOMIC S /

ENGINEERINGP. 3

Ltr . t o Mr . Shor t Apri l 29 , 198 6 Pag e Tw o

Tota l fue l deman d i nne windustria l boiler s wit hannua l capacit yutilizatio nrate s les s tha n3 0 percen t i s a smal l fractio no f tota l fue l us e deman d Residua l fue l oi l deman d decrease s and natura l increase s whe nlo wsulfu r residua l fue l oi l o r al l residua l fue l oi l boiler s i s required . ga s deman d scrubber s o n Afe wne windustria l boiler s (>25 0 MMBtu/hr , >3 0 percen t CU) , whic h selecte d lo wsulfu r residua l fue l oi l unde r alternativ e contro l leve l II , chos e coa l wit ha scrubbe r unde r alternativ e contro l leve l II . The y chos e coa l rathe r tha nscru b0. 8 percen t sulfu r residua l fue l oi l o r scru b3. 0 percen t sulfu r residua l fue l oi l wit han ES P o r scru b1. 6 percen t sulfu r residua l fue l oi l wit hanESP . I nthes e IFCA Mrun s i t wa s assume d tha t scrubber s d o no t reduc e P Memission s and tha t a nES P i s necessar yt o mee t th e curren t P MNSP S fo r 3. 0 and 1. 6 percen t sulfu r residua l fue l oil . EMISSION S ANDCOST S Tabl e 2 present s result s fo r tota l SO ? emission s and annualize d costs . Tota l annualize d cost s includ e boile r and pollutio ncontro l equipmen t capital , O& Mand fue l expense s and ar e base d o na te npercen t discoun t rat e and a 15-yea r investmen t period . Th e S0 2 emission s reduction s betwee nth e regulator ybaselin e and alternativ e contro l leve l V I ar e greate r tha n9 0 percen t becaus e on e o f th e complianc e strategie s i s t o selec t natura l gas , a noptio nwhic h reduce s SO 2 emission s b y9 9 percen t i f oi l o r coa l i s selecte d i nth e regulator ybaseline . C-E : ALTERNATIVE CONTRO L LEVE L I I Tabl e 3 summarize s nationa l averag e S0 o emission s reductio ncost effectivenes s (C-E ) ratio s fo r larg e ne windustria l fossi l fuel-fire d boilers . Thes e ratio s wer e derive d fro mth e estimate s presente d i n Tabl e 2 . Th e nationa l averag e C- E rati o fo r alternativ e contro l leve l I I versu s th e regulator ybaselin e i s $326/shor t ton ; thi s i s a n averag e fo r 25 1 ne wunit s betwee n10 0 and 25 0 MMBtu/h r whic hselecte d coa l o r oi l i n th e regulator ybaselin e and hav e SI P emissio nlimit s tha t ar e highe r tha nth e lo wsulfu r alternativ e contro l leve l I I emissio n standards .P. 4

Ltr . t o Mr . Shor t Apri l 29 , 198 6 Pag e Thre e

Ther e wer e 10 8 boiler s whic hselecte da differen t fue l typ e unde r alternativ e contro l leve l I I incompariso nwit hth e regulator y baseline . Thes e unit s have lower-than-averag e C- E ratio s because : • Selectin gnatura l ga s result s ina 9 9 percen t SO 2 emissio n reductio n(and , therefore , th e denominato r inth e C- E rati o i s relativel y

large ) t Natura l ga s ha s lowe r N0 Xemission s contro l cost s (LEA ) tha n highsulfu r residua l fue l oi l (SCA ) and , a s a result , a reductio ninNO xemission s contro l cos t partiall y offset s th e increas e infue l cost s betwee nhighsulfu r residua l fue l oi l an dnatura l ga s t Seve nboilers , whic hchos e coa l unde r th e regulator y baselin e an dnatura l ga s unde r alternativ e contro l leve l II , hav e relativel y

smal l (or negative ) tota l before-ta xannualize d cos t impact s becaus e the y switche dfro

m a capital-intensiv e complianc e strategy

t o a lo

w sulfu r complianc e strategy • Two boilers , whic hselecte dresidua l fue l oi l unde r bot hset s o f NSP S assumptions , hav e negativ e tota l before-ta xannualize d cos t impact s becaus e the y als o change dcomplianc e strategie s fro m a capital-intensiv e optio ninth e regulator y baselin e (highsulfu r residua l fue l oi l wit ha scrubbe r inon e cas e an d wit ha nES P inth e othe r cas e inorde r t o mee t SI P require ments ) t o a lo

w sulfu r residua l fue l oi l option . Some boiler s hav e lowe r before-ta xtota l annualize dcost s unde r alterna tiv e contro l leve l I I tha nunde r th e regulator y baselin e becaus e IFCA M make s fue l choic e decision s o na nafter-ta xbasis . Mos t boiler s whic hselecte dresidua l fue l oi l unde r bot henviron menta l regulation s hav e higher-than-averag e C- E ratios . Ignoring difference s inN0 Xemission s contro l costs , th e increas e intota l annualize dcost s i s simpl y th e differenc e inoi l prices . I f a uni t selecte d3. 0 percen t sulfu r residua l fue l oi l i nth e regulator y

baseline , th e averag e C- E rati o i s th e differenc e infue l price s betwee n3. 0 an d 0. 8 percen t sulfu r residua l fue l oi l divide db y th e differenc e in emissio nrates : $0.68/MMBt udivide db y 2. 2 l bS0 2 /MMBt u= $0.31/l bo r $620/shor t ton . I f a uni t selecte d1. 6 percen t sulfu r residua l fue l oi l inth e regulator y

baselin e (becaus e o f SIP's ) the averag e C- E rati o i s $0.38/MMBt udivide db y 0. 8 l bS0 2 /MMBt u= $0.47/l bo r $940/shor t ton (198 2 dollars) . Tabl e 3 als o show s tha t ther e i s n o differenc e inth e nationa l averag e C- E ratio s fo r al l unit s versu s onl y unit s wit hcapacit y utiliza tio nrate s greate r tha n3 0 percent . I f alternativ e contro l leve l I IP. 5



### Ltr . t o Mr . Shor t Apri l 29 , 198 6 Pag e Fou r

include da nexemptio nfo r unit s wit hles s tha n3 0 percen t capacit y utilizatio nrate , th e nationa l averag e C- E rati o i s $324/shor t ton , instea do f $326/shor t ton . Ther e i s \/ery littl e differenc e because :

• Th e unit s wit hcapacit yutilizatio nrate s les s tha n3 0 percen t ar e a smal l fractio no f tota l ne wunit s (se e Table s 1 and2 )

• Ther e ar e fue l mi xshift s i nunit s wit hcapacit yutilizatio n rate s les s tha nandgreate r tha n3 0 percen t (se e Tabl e 1) . C-E : ALTERNATIVE CONTRO L LEVE L V I Tabl e 3 indicate s tha t th e nationa l averag e C- E rati o fo r alterna

tiv e contro l leve l V I versu s I I i s $847/shor t ton ; thi s i s anaverag e fo r 33 1 boiler s whic hselecte dresidua l fue l oi l o r coa l unde r alterna

tiv e contro l leve l II . Ninetee nunit s switche dt o natura l ga s wit ha reductio ni ntota l annualize dcost s (and , therefore , negativ e incrementa l C- E ratios) : thre e fro m

coa l and1 6 fro mresidua l fue l oil . Al l 1 6 residua l fue l oi l boiler s selecte dESP' s i norde r t o compl ywit hPMSIP's . Th e incrementa l C- E ratio s ar e negativ e becaus e the ymove dfro mcapital-intensiv e (ESP's ) complianc e option s t o a "clean " fuel , natura l gas . No t al l boiler s tha t switc hfue l type s hav e lower-than-averag e o r negativ e C- E ratios . Fo r example , Tabl e 3 show s tha t unit s >25 0 MMBtu/h r and>3 0 percen t C Uhav e higher-than-averag e C- E ratio s fo r alternativ e contro l leve l V I versu s II . Thi s occur s becaus e eigh t boiler s selec t lo wsulfu r residua l fue l oi l unde r alternativ e contro l leve l I I andcoa l (wit ha scrubbe r andfabri c filter ) unde r alternativ e contro l leve l V I (a s oppose dt o scrubbin g hig hsulfu r residua l fue l oi l wit hanES P o r scrubbin g lo wsulfu r residua l fue l oi l withou t anESP) . Thes e eigh t unit s hav e incrementa l C- E ratio s large r tha n$2,000/shor t ton . Switch

ing t o a capital-intensiv e alternativ e (coal ) result s i nhigher-than

averag e C- E ratios . Tabl e 3 als o show s tha t ther e i s n o differenc e i nth e nationa l averag e C- E ratio s fo r al l unit s versu s onl yunit s wit hcapacit yutiliza

tio nrate s greate r tha n3 0 percent . I f alternativ e contro l leve l V I include danexemptio nfo r unit s wit hles s tha n3 0 percen t capacit y utilizatio nrate , th e nationa l averag e C- E rati o i s $843/shor t ton , instea do f $847/shor t ton . Ther e i s ver ylittl e differenc e because : t Th e unit s wit hcapacit yutilizatio nrate s les s tha n3 0 percen t ar e a smal l fractio no f tota l ne wunit s (se e Table s 1 and2 )

• Ther e ar e fue l mi xshift s i nunit s wit hcapacit yutilizatio n rate s les s tha nandgreate r tha n3 0 percen t (se e Tabl e 1) .P. 6

Ltr . t o Mr . Shor t Apri l 29 , 198 6 Pag e Fiv e

Tabl e 3 indicate s tha t unit s wit hannua l capacit yutilizatio nrate s les s tha n5 0 percen t hav e a nationa l averag e C- E rati o whic hi s larger

than-average , $925/shor t to nversu s $847/shor t ton . I f ther e wa s a capacit yutilizatio nexemptio n a t 5 0 percent , th e nationa l averag e C- E rati o woul d dro p fro m $847/shor t to nt o $776/shor t ton . MOR E INFORMATIO

N Table s 4- 6 presen t additiona l detail s bycapacit yutilizatio n rate . Table s 4- 6 supplemen t Table s 1 and 2 ; Table s 1 and 2 sho waggregat e result s fo r al l unit s wit hcapacit yutilizatio nrate s greate r tha n3 0 percen t wherea s Table s 4- 6 lis t estimate s fo r 45 , 55 , 65 , and 7 5 percent . Additiona l informatio nabou t thes e IFCA Mprojection s i s presente d i nProjecte dImpact s o f Alternativ e Sulfu r Dioxid e New Sourc e Performanc e Standard s for Industria l Fossi l Fuel-F1re dBoilers , Marc h1985 ; Distribu

tio no f Larg e Industria l Boile r SO 2 Emission s Contro l Cost-Effectivenes s Ratios , Apri l 5 , 1985 ; lette r fro mT . Hoga n(EEA ) t o R . Shor t (EPA ) date d Apri l 18 , 1985 . Pleas e cal l m e i f yo u hav e an yquestions . Sincerely , / . Ti mHoga n TH:s m Enclosure s cc : Dr . A . Weh eP. 7



### TABL E 1 . NE

W INDUSTRIAL FOSSI L FUEL-FIRE D BOILE RFUE L DEMANDI

N 199 0 (IO 1 2 

### Btu )

Boile r siz e (MMBtu/hr ) 100-15 0

100-15 0

150-20 0

150-20 0

200-25 0

200-25 0

>25 0 

### C

U <30 %

>30 %

<30 %

>30 %

<30 %

>30 %

<30 % Fue l typ e

Natura l ga s Residua l fue l oi l Coa l Tota l Natura l ga s Residua l fue l oi l Coa l Tota l Natura l ga s Residua l fue l oi l Coa l Tota l Natura l ga s Residua l fue l oi l Coa l Tota l Natura l ga s Residua l fue l oi l Coa l Tota l Natura l ga s Residua l fue l oi l Coa l Tota l Natura l ga s Residua l fue l oi l Coa l Tota l (Continued ) Regulator y baselin e 

### 1 0 2 2 0 32 1 6 7 6 4 9 6 

### 0 a 0 a 

### 2 4 8 6 1 11 1 

### 0 0 0 0 1 5 4 6 6 6 7 

### 1 6 1 6 0 3 2 Alterna t

contr o leve l 

### I I 1 4 1 8 0 32 4 2 5 1 3 9 6 

### 0 a 0 a 

### 5 0 60 1 11 1 

### 0 0 0 0 3 3 3 4 0 6 7 

### 1 6 1 6 0 3 2 iv e 1 

### V I 3 2 0 0 3 2 5 3 4 3 0 9 6 

### a 0 0 a 

### 6 0 5 1 0 11 1 

### 0 0 0 0 3 5 3 2 0 6 7 

### 2 8 4 0 3 2P. 8

TABL E 1 . (Continued )

Boile r siz e (MMBtu/hr ) >25 0

>10 0

>10 0 

### C

U >30 %

<30 %

>30 % Fue l typ e

Natura l ga s Residua l fue l oi l Coa l Tota l Natura l ga s Residua l fue l oi l Coa l Tota l Natura l ga s Residua l fue l oi l Coa l Tota l Regulator y baselin e 

### 70 77 1 2 15 9 2 6 38 0 6 4 12 5 28 5 2 4 43 4 Alterna t 

### iv

e contro l leve " 

### I I 70 77 1 2 15 9 30 3 4 0 6 4 19 4 22 3 1 7 43 4 V I 8 5 4 9 2 5 15 9 6 1 3 0 6 4 23 3 12 6 2 5 43 4

a Les s tha n5 0 billio nBtu .P. 9



### TABL E 2 . NE

W INDUSTRIALFOSSI LFUEL-FIRE DBOILE R S0 2 

### EMISSION S I

N 199 0 ANDTOTALANNUALIZE DCOST S

Boile r siz e (MMBtu/hr ) 100-15 0

100-15 0

150-20 0

150-20 0

200-25 0

200-25 0 

### C

U <30 %

>30 %

<30 %

>30 %

<30 %

>30 % SO ? emission s

(IO 3 shor t tons ) Tota l annualize dcost s (IO 6 $1982 ) SO ? emission s (IO 3 shor t tons ) Tota l annualize dcost s (IO 6 $1982 ) SO ? emission s (IO 3 shor t tons ) Tota l annualize dcost s (IO 6 $1982 ) SO ? emission s (IO 3 shor t tons ) Tota l annualize dcost s (IO 6 $1982 ) SO ? emission s (IO 3 shor t tons ) Tota l annualize dcost s (IO 6 $1982 ) SO ? emission s (IO 3 shor t tons ) Tota l annualize dcost s (IO 6 $1982 )

(Continued ) Regulatory

baselin e 22. 0 255. 7 82. 7 645. 2 0. 3 2. 9

81. 3 725. 6 0 0 52. 1 445. 3 Alternativ e

contro l leve l I I VI 7. 2 260. 8 20. 7 665. 4 0. 2 3. 0

23. 7 746. 3 0 0 13. 7 455. 6 a

266. 8 3. 6 677. 9

a 3. 1

4. 1 759. 9 0 0 2. 7 460. 8P.1 0



### TABL E 2 . (Continued )

Boile r siz e (MMBtu/hr ) >25 0

>25 0

>10 0

>10 0 

### C

U <30 %

>30 %

<30 %

>30 % SO ? emission s

(IO 3 shor t tons ) Tota l annualize dcost s (IO 6 $1982 ) SO ? emission s (IO 3 shor t tons ) Tota l annualize dcost s (IO 6 $1982 ) SO ? emission s (IO 3 shor t tons ) Tota l annualize dcost s (IO 6 $1982 ) SO ? emission s (IO 3 shor t tons ) Tota l annualize dcost s (IO 6 $1982 ) Regulatory baselin e 5. 9 243. 0 34. 9 1,031. 6 28. 3 501. 6 251. 0 2,847. 6 Alternativ e

contro l leve l I I VI 5. 9 243. 0 34. 5 1,031. 7 13. 3 506. 9 92. 5 2,898. 9 0. 2

248. 6 5. 8 1,064. 6 0. 2 518. 4 16. 1 2,963. 3

a 

### Les s than5 0 shor t tons .TABL E 3 . COMPARISON O F NATIONAL AVERAG E S0 2 EMISSION S REDUCTION

COST-EFFECTIVENES S RATIO S (198 2 $/shor t ton ) p.1 1

Boile r siz e (MMBtu/hr ) 100-15 0 150-20 0 200-25 0 >25 0 >10 0 Alternativ e contro l leve l I I versu s regulator y

baselin e <30 % C U >30 % C U Tota l 

### 34 5 32 6 329 78

9 35 9 360 N/A a



### 268 268 N/A b

N/A b N/A b 

### 35 3 32 4 326 c Alternativ e contro l leve l V I versu s I I <30 %

>30 % 

### C U C U Tota l <50 % >50 % 

### C U C U 83 3

73 1 76 1 99 3 47 0 50 3

69 4 69 2 97 0 34 7 N/A a98 2 87 8

47 3 l,146 d84 3 47 3 l,119 d847 e 54 5 98 0 92 5 39 8 l,194 d77 6

a Ther e ar e no boiler s inthi s group . ^Essentiall y

no differenc e inregulations . c 0 na nindividua l boile r basis , th e rang e i s -$46 6 t o $l,369/shor t ton. , ^Relativel y

highbecaus e a few

boiler s chos e coa l wit hscrubber s in alternativ e contro l leve l V I an dthos e same unit s chos e lo w sulfu r residua l fue l oi l i

nalternativ e contro l leve l II . Thi s typ e o f chang e incomplianc e strategie s canleadt o relativel y highincrementa l cost effectivenes s ratio s becaus e a coa l boile r wit ha scrubbe r i s mor e capital-intensiv e thana residua l fue l oi l boile r withou t a scrubber . e 0 na nindividua l boile r basis , th e rang e i s -$1,36 7 t o $3,118/shor t ton .P.1 2



### TABL E 4 . REGULATORYBASELIN E

S0 2 EMISSIONS (SHOR T TONS ) 25 % C U 45 % C U 55 % C U 65 % C U 75 % C U TOTA L 100-15 0

22048 . 34817 . 0 . 18804 . 29095 . 104763 . BOILE R 150-20 0

328 . 42180 . 0 . 0 . 39104 . 81612 . SIZ E (MMBTU/HR )

200-25 0

0 . 16557 . 7166 . 0 . 28343 . 52066 . >25 0

5920 . 7172 . 2190 . 8276 . 17294 . 40652 . >10 0

28295 . 100725 . 9356 . 27060 . 113837 . 279293 . TOTA L ANNUALIZE DCOST S (00 0 »1982 )

25 * C U 45 % cu 55 % C U 65 % C U 75 % C U TOTA L 255652 .

274613 . 0 . 126071 . 244543 . 900878 . 2879 .

432486 . 0 . 0 . 293099 . 728465 . 0 .

210067 . 71458 . 0 . 163760 . 445305 . 243042 .

261569 . 52254 . 241043 . 476681 . 1274588 . 501573 .

1178735 . 123712 . 367114 . 1176102 . 3349234 . FUE L MI X (10** 9 BTU )

25 %

45 %

55 %

65 %

75 % C U 6A S RESI D COA L C U 6AS RESI O COA L C U 6A S RESI D COA L C U SA S RESI D COA L 

### IEII D COA L 9855 .

22174 . 0 . 7884 . 32522 . 0 . 0 . 0 . 0 . 1424 . 13523 . 4271 . 

## sSIB : 0 . 0 .

383 . 0 . 15667 . 48979 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 .

1150 . 0 .

0 . 0 . 6209 . 24835 . 0 . 3252 . 6504 . 1084 . 0 . 0 . 0 .

4435 . 16370 .

15659 . 0 . 21780 . 17936 . 0 . 1566 . 6263 . 0 . 14804 . 20356 . 1651 . 

## 11811 : 10676 . 2622 5

3621 6 0 5173 9 12427 2 0 461 6 1276 8 108 4 1622 6 3387 9 612 1 

# Am 1626 1P.1 3



### TABL E 5 . ALTERNATIVE CONTRO L LEVE L I I

S0 2 EMISSIONS (SHOR T TONS ) 25 % C U 45 % C U 55 % C U 65 % C U 75 % CU TOTA L 100-15 0

7222 . 7866 . 0 . 5670 . 7120 . 27878 . BOILE

R 150-20 0

153 . 13291 . 0 . 0 . 10452 . 23896 . SIZ E (MMBTU/HR )

200-25 0

0 . 6626 . 1603 . 0 . 5462 . 13691 . >25 0

5920 . 7172 . 2190 . 8276 . 16826 . 40384 . >10 0

13295 . 34955 . 3792 . 13946 . 39860 . 105848 . TOTAL ANNUALIZE DCOST S (00 0 «1982 )

25 % C U 45 % C U 55 % C U 65 % C U 75 % C U TOTA L 260649 .

283612 . 0 . 128804 . 252926 . 926190 . 3017 .

442777 . 0 . 0 . 303501 . 749295 . 0 .

215239 . 72025 . 0 . 168382 . 455646 . 243042 .

261569 . 52254 . 241043 . 476794 . 1274701 . 50690 9

120319 7 12427 9 36984 7 120160 1 340563 0 FUE L MI X (10M 9 BTU )

25 %

45 %

55 % C U GA S RESI D COA L C U 6AS RESI D COA L C U 6AS RESI D COA L 65 % C U

75 % SA S RESI D COA L C U SAS RESI O COA L 13961 .

18066 . 0 . 19710 . 20696 . 0 . 0 . 0 . 0 . 4271 . 12100 . 2647 . 18068 . 16889 . 0 . 0 .

383 . 0 . 28974 . 35872 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 0 . 20696 . 24145 . 1150 . 0 .

0 . 0 . 14191 . 16852 . 0 . 6504 . 4336 . 0 . 0 . 0 . 0 . 11626 . 13304 . 0 . 16370 .

15659 . 0 . 21780 . 17936 . 0 . 1566 . 6263 . 0 . 14804 . 20356 . 1851 . 32029 . 32029 . 10676 . 3033 2

3410 9 0 8465 4 9135 6 0 6070 . 10600 , 0 . 19075 , 32456 . 4698 . 62618 . 68367 , 11826 .

### • V

TABL E 6 . ALTERNATIV E CONTROL LEVEL VI P.1 4

100-15 0 BOILE R SIZ E (MMBTU/HR )

150-20 0 200-25 0 >25 0 >10 0 S0 2 EMISSION S (SHOR T TONS ) 25 % CU 45 % CU 55 % CU 65 % CU 75 % CU TOTA L ZE D COST S 25 % CU 45 % C U 55 % CU 65 % C U 75 % CU TOTA L 10 .

1563 . 0 . 783 . 1266 . 3621 . (00 0 *1982 )

266764 . 291098 . 0 . 132117 . 254657 . 944656 . 0 .

2497 . 0 . 0 . 1613 . 4110 .

3094 . 453320 . 0 . 0 . 306568 . 762982 . 0 .

1138 . 405 . 0 . 1141 . 2683 .

0 . 218229 . 73196 . 0 . 169406 . 460830 . 151 .

416 . 127 . 816 . 4389 . 5903 .

248554 . 268333 . 53689 . 247812 . 494814 . 1313201 . 16 0

561 6 53 1 160 1 840 9 1631 7

51843 3 123097 9 12686 5 37992 9 122544 5 346166 9 FUE L MI X (10»* 9 BTU )

25 % C U 6A S RESI D COA L 45 %

55 % C U GA S RESI D COAL CU GA S RESI O COAL 65 % C U 6A S RESI O COAL 75 % COA

L 32029 . 0 . 0 . 21681 . 18725 . 0 .

9965 . 9253 . 0 . 

## Iffil: 363 .

0 . 0 . 35872 . 28974 . 0 .

0 . 0 . 0 . 

### 2*1*5 - 21845 . 16852 .

14191 . 0 . 6504 . 4336 . 0 .



## Mttt : 28470 .

3559 . 0 . 29466 . 10249 . 0 . 4698 . 3132 . 0 . 16655 . 20356 . 0 . 25623 . 6088 2

355 9 0 10387 2 7213 9 0 1120 2 746 8 0 2661 9 2960 9 0 

# tm 2562 3