P. 1


# OAR Box 

# 1828 Prepped by Ollie Stewart



### Document

Number: 

# 116 ) ll-K - 

# (B ) -10 5 Docket Number: 

# A-83-2 7

Printed 11/12/200811:12:52 AM Sheet 116 of 325P. 2

^ 

## *A ENERG YAN D ENVIRONMENTAL ANALYSIS , INC . i

Apri l 19 , 198 3

Mr . Rober t Shor t Economi c Analysi s Branch U.S . Environmenta l Protection Agenc y Mai l Drop-1 2 Researc hTriangl e Park , N C 2771 1 Subject : EP

A Contrac t No . 68-02-3564 , Wor k Assignmen t # 9 Dea r Robert : Attache d i s a summar y o f tion s fo r th

e industria l th e attache d information possible .

TH:m k Attachmen t
cc : A l Weh e (EPA ) 

# \-83-27

II-K-(B)-10 5 1

!

m y curren t understanding o f the majo r assump boile r S0

_NSP S impac t analysis . Pleas e revie w an d confir

m o r correc t it s accuracy a s soon a s Sincerely ,

Tim Hogan (

/

Economic s / Engineerin gP. 3

MAJO RASSUMPTION S FO

RTH E INDUSTRIAL BOILE RSO ? NSP S IMPAC T ANALYSI S C
1 . Revise dindustria l fue l pric e projection s (Table s 1-5). * 2 . Revise dN

O monitorin g cost s (Tabl e 6) . A 3 . Revise dN

O emission s rate s (Tabl e 7) . A 4 . Lo w exces s ai r i s assume dt o b e standar doperatin g procedur e eve ni f a nuncontrolle dboile r ca ncompl y wit hth e applicabl e N O NSPS . N

o boiler s ar e assume dt o operat e withou t a NO contro l technolog y (eithe r lo

w exces s ai r o r stage dcombustio nair) . 5 . Lime spra y

dryin g FGD system

i s included.* * FB C i s excluded . 6 . Tim e horizo nha s shifte dfro m th e 1984-198 8 5-yea r perio dt o th e 1986-199 0 5-yea r perio dan dth e 1986-199 5 10-yea r period . 7 . Revise dindustria l fossi l fue l deman dprojection s (Tabl e 8) . 8 . Alternativ e industria l boile r NSP S ai r emission s regulation s (Table s 9-12) .

* Tabl e 5 , projecte ddelivere dindustria l coa l prices , i s no t ye t available . **0nl y i f sulfu r conten t i s les s tha n3. 5 percen t sulfur . Uppe r limi t o n sulfu r remova l i s 9 0 percent .P. 4

TABL E 1 . WORL D OI L PRIC E FORECAST 9

(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 . Department 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 .P. 5

TABL E 2 . DISTILLAT E FUE L OI L 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 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 iggga

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 .P. 6

TABL E 3 . RESIDUAL FUE L OI L PRIC E FORECAST 3

(198 2 $/MMBtu )

Demand Regio n 1 . Ne w England 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 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 Lo w sulfur , 0. 3 percen t sulfur . 0. 8 percen t sulfu r = 0. 3 percen t sulfu r - $0.33/MMBtu . 1. 6 percen t sulfu r = 0. 3 percen t sulfu r - $0.68/MMBtu . 3. 0 percen t sulfu r = 0. 3 percen t sulfu r - $1.13/MMBtu . Remain s constan t inrea l term s afte r 1999 .P. 7

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 .

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

o 

## i f Ne wYor k Cit y Philadelphi a Washingto n D.C .P. 9

Functio n


## ° 2

N0 „ / monitorin g

monitorin g TABL E 6 . REVISE D N O MONITORIN G COST S ($1982 )

Fue l typ e Natura l ga s Distillat e fue l oi l Residua l fue l oi l
Coa l Natura l ga s Distillat e fue l oi l Residua l fue l oi l Siz e clas s (MMBtu/hr ) 50-25 0 50-25 0 50-25 0 

### >5 0
' >25 0 >25 0 >25 0 Capita l



### 2 5 2 5 2 5 4 8 4 8 4 8 4 8 ,00 0 ,00 0 ,00 0 ,40 0 ,40 0 ,40 0 ,40 0 Annua l



### O& M

_ _

--

-- 30,93 5 30,93 5 30,93 5 30,93 5

a 0nl y i f nitroge nconten t i s les s tha no r equa l t o 0.3 5 percen tP.1 0

TABL E 7 . REVISE D N

O EMISSION S RATE S , (lb/MMB^u )

Annua l averag e Fue l typ e N O contro l technolog y N O emissio nrat e
AA Natura l ga s Lo w exces s ai r 0.1 9 Distillat e fue l oi l Lo w exces s ai r 0.1 6 Residua l fue l oi l

- 3 % S (0.44 % N ) Low exces s ai r 0.4 2 Stage dcombustio nai r 0.2 3

- 1.6 % S (0.23 % N ) Low exces s ai r 0.2 7 Stage dcombustio nai r 0.2 1

- 0.8 % S (0.12 % N ) Low exces s ai r 0.2 0

- 0.3 % S (0.04 % N ) Low exces s ai r 0.1 8 Coa l

- pulverize dStage dcombustio nai r 0.5 8

- stoke r Low exces s ai r 0.5 0p.1 1

TABL E 8 . PROJECTION S O F INDUSTRIAL FOSSI L FUE L DEMAND 0 (IO 1 2 Btu )

Deman d Regio n 1 . Ne wEnglan d 2 . Ne wYork/Ne wJerse y 3 . Middl e Atlanti c 4 . Sout h Atlanti c 5 . Midwes t 6 . Southwes t 7 . Centra l 8 . Nort h Centra l 9 . Wes t 10 . Northwes t U.S . TOTA L 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 and distillat e fue l oi l and natura l ga s con sumptio ninboiler s and proces s hea t equipment . Exclude s fue l deman d fo r feedstock s o r raw materials .TABL E 9 . BAS E CAS E NSP S AI REMISSION S REGULATION S (lb/MMBtu ) P.1 2

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 S O '.

2 P

M N

O

0.8 0

1.2 0 0.1 0

0.20 , 0.05 ( 0.0 5 0.2 0

0.2 0 0.30 . 0.25 b 0.6 0 , 0.60/0.70 ( 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 an

d 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 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 .TABL E 10 . OPTIO N CAS E 1 NSP S AI R EMISSION S REGULATION S (lb/MMBtu ) P.1 3

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 0 2.0 0 2.0 0 1.2 0 

### P

M

—

— 0.1 0CDCDO•••oorotntno N O /

0.2 0 0.2 0 0.30 . 0.25 ° 0.6 0 A 0.60/0.70 ° 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 n stokers . 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 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 .TABL E 11 . OPTIO N CAS E 2 NSP S AI REMISSION S REGULATION S (lb/MMBtu ) P.1 4

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 0 1.0 0 1.0 0 1.0 0 

### P

M

—

— 0.1 0(JCDtninCMCDo•••ooo NO /

0.2 0 0.2 0 0.30 . 0.25 ° 0.6 0 . 0.60/0.70 ° 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 an

d coa l burne do nstokers . Stage dcombustio nai r require dfo r pulverize dcoa l boiler s an d hig hsulfu r residua l fue l oil . Require s stage dcombustio nai r whe nnitroge nconten t i s greate r tha n0. 2 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 .TABL E 12 . OPTIO N CAS E 3 NSP S AI R EMISSION S REGULATION S (lb/MMBtu ) P.1 5

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 0 1.0 0 J 1.00 ^ 1.00 c P

M

—

— 0.1 0 0.20
. 0.05 ° 0.0 5 NO /

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 n stokers . 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 percent . '9 0 percen t remova l required . 0.2 0 i f capacit y

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