IN THE UNITED STATES DISTRICT COURT FOR THE NORTHERN DISTRICT OF ILLINOIS UNITED STATES OF AMERICA,  STATE OF ILLINOIS, STATE OF LOUISIANA, and the STATE OF MONTANA Plaintiffs,  v.  EXXON MOBIL CORPORATION and  EXXONMOBIL OIL CORPORATION  Defendants.  )  )  )  )  )  )  )  )  )  )  ) ) )  ) No.  CONSENT DECREE  TABLE OF CONTENTS I.  JURISDICTION AND VENUE  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 II.  APPLICABILITY AND BINDING EFFECT . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7 III.  OBJECTIVES  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 IV.  DEFINITIONS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 V.  AFFIRMATIVE  RELIEF  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 A.  Fluid  Catalytic  Cracking  Units  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 17 B.  NOx  Emissions  Reductions  from  the  FCCUs  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18 C.  SO2  Emissions  Reductions  from  the  FCCUs  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28 D.  Particulate  Matter  Emissions  Reductions  from  the  FCCUs . . . . . . . . . . . . . . . . . 39 E.  Carbon Monoxide Emissions Reductions from the FCCUs  . . . . . . . . . . . . . . . . 41 F.  NSPS Applicability to the FCCU Catalyst Regenerators  . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44 G.  NOx  Emissions  Reductions  from  Combustion  Units  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49 H. SO2 Emissions Reductions from and NSPS Applicability of Heaters, Boilers and  Other  Fuel  Gas  Combustion  Devices  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56 I.  Sulfur  Recovery  Plant  Operations  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 58 J.  Flaring  Devices  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67 K.  Control  of  Acid  Gas  Flaring  and  Tail  Gas  Incidents  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71 L.  Control of Hydrocarbon Flaring Incidents . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 81 M.  CERCLA/EPCRA  Reporting . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 82 N.  Benzene  Waste  NESHAP  Program  Enhancements  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83 O.  Leak  Detection  and  Repair  Program  Enhancements  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 100 P. Other Compliance Program Requirements Applicable to the Billings and Joliet  Refineries  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 114 Q. Incorporation of Consent Decree Requirements into Federally Enforceable Permits  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 120 VI.  EMISSION  CREDIT  GENERATION  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 124 VII.  MODIFICATIONS  TO  IMPLEMENTATION  SCHEDULES . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 126 VIII.  ENVIRONMENTALLY BENEFICIAL PROJECTS  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 131 IX.  RECORDKEEPING AND REPORTING  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 138 -i- X.  CIVIL  PENALTY  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 139 XI.  STIPULATED  PENALTIES  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 143 XII.  INTEREST . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 167 XIII.  RIGHT OF ENTRY . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 167 XIV.  FORCE  MAJEURE  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 168 XV.  RETENTION OF JURISDICTION / DISPUTE RESOLUTION  . . . . . . . . . . . . . . . . . 171 XVI.  EFFECT OF SETTLEMENT  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 173 XVII.  GENERAL  PROVISIONS  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 187 XVIII. TERMINATION  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 198 XIX.  SIGNATORIES  . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 202 -ii- TABLE OF APPENDICES Appendix A:  Combustion Unit Information  Appendix B:  PEMS Program Requirements  Appendix C:  NSPS Subpart J Compliance Schedule for Certain Heaters and Boilers  Appendix D: NSPS Subpart J Compliance Schedule for Other Fuel Gas Combustion  Devices  Appendix E:  “Alternative Monitoring Plan for NSPS Subpart J Refinery Fuel Gas”  Appendix F:  List of Existing Flaring Devices Operated by Covered Refineries  Appendix G: NSPS Subpart J Compliance Schedule for NSPS Flaring Devices Operated  by Covered Refineries  Appendix H:  Data Relevant to Billings FCCU Baseline Emissions, Trials,  Demonstrations, and Final Limits  Appendix I: Additional Claims Concerning the Billings Refinery Referenced in  Consent Decree Subparagraph 252.b  Appendix J:  Table of Alleged CWA Violations at the Joliet Refinery Referenced in  Consent Decree Subparagraph 252.c.(1)  Appendix K:  Table of Alleged CERCLA Section 103 and EPCRA Section 304  Reporting Violations at the Joliet Refinery Referenced in Consent Decree  Subparagraph 252.c.(1)  Appendix L:  Additional Claims Concerning the Joliet Refinery Referenced in Consent  Decree Subparagraph 252.c.(2)  Appendix M:  Additional Claims Concerning the Baton Rouge Refinery Referenced in  Consent Decree Subparagraph 252.d  Appendix N:  Schedule for Use of CEMS at ExxonMobil’s FCCUs  Appendix O: Summary of the Understanding Between LDEQ and the Louisiana  Wildlife and Fisheries Foundation Relating to ExxonMobil’s Payment for  Beneficial Environmental Projects Under Consent Decree Paragraph 159  Appendix P:  Joliet Wastewater Treatment Plant Area Program  Appendix Q:  Federal Diesel Emission Reduction SEPs  Appendix R: Drawing of Real Estate Referenced in Consent Decree Subparagraph  156.d(1)  Appendix S: Drawing of Billings Refinery Scrap Yard and Laydown Areas and Land  Treatment Unit as Referenced in Consent Decree Paragraphs 137 and 138  Appendix T: Drawing of Joliet Material Staging Area Referenced in Consent Decree  Subparagraph 135.a  -iii- CONSENT DECREE  WHEREAS, defendant Exxon Mobil Corporation currently owns and operates petroleum  refineries located in Baton Rouge, Louisiana; Baytown, Texas; and Billings, Montana.  Defendant ExxonMobil Oil Corporation (formerly known as Mobil Oil Corporation) currently  owns and operates petroleum refineries located in Beaumont, Texas; Joliet, Illinois; and  Torrance, California.  As specified by Section IV of this Consent Decree:  (i) Exxon Mobil  Corporation and ExxonMobil Oil Corporation are referred to herein as “ExxonMobil;” and  (ii) the six petroleum refineries identified above are referred to herein as the “Covered  Refineries.”  WHEREAS, plaintiff the United States of America (“Plaintiff” or the “United States”),  by the authority of the Attorney General of the United States and through its undersigned  counsel, acting at the request and on behalf of the United States Environmental Protection  Agency (“EPA”), alleges upon information and belief that defendant ExxonMobil has violated  and/or continues to violate certain requirements of the Clean Air Act, and the regulations and  permits promulgated thereunder at the Covered Refineries.  WHEREAS, the United States specifically alleges that ExxonMobil has violated and/or  continues to violate the following statutory and regulatory provisions:  1)  Prevention of Significant Deterioration (“PSD”) requirements found at Part C of  Subchapter I of the Clean Air Act (the “Act”), 42 U.S.C. § 7475, and the regulations  promulgated thereunder at 40 C.F.R. § 52.21 (the “PSD Rules”); and “Plan Requirements  for Non-Attainment Areas” at Part D of Subchapter I of the Act, 42 U.S.C. §§ 75027503, and the regulations promulgated thereunder at 40 C.F.R. § 51.165(a) and (b), 40  C.F.R. Part 51, Appendix S, and 40 C.F.R. § 52.24 (“PSD/NSR Regulations”), for fuel  1 gas combustion devices and fluid catalytic cracking unit catalyst regenerators for NOx,  SO2, CO and PM;  2)  New Source Performance Standards (“NSPS”) found at 40 C.F.R. Part 60, Subparts A and J (“Refinery NSPS Regulations”), promulgated under Section 111 of the Act, 42 U.S.C. § 7411, for sulfur recovery plants, fuel gas combustion devices, and fluid catalytic cracking unit catalyst regenerators;  3)  Leak Detection and Repair (“LDAR”) requirements promulgated pursuant to Sections 111 and 112 of the Act, and found at 40 C.F.R. Part 60 Subpart GGG; 40 C.F.R. Part 61, Subparts J and V; and 40 C.F.R. Part 63, Subparts F, H, and CC (“LDAR Regulations”); and  4)  National Emission Standards for Hazardous Air Pollutants (“NESHAP”) for Benzene Waste Operations promulgated pursuant to Section 112(e) of the Act, and found at  40 C.F.R. Part 61, Subpart FF (“Benzene Waste NESHAP Regulations”). WHEREAS, the United States also alleges upon information and belief that ExxonMobil has violated and/or continues to violate certain other legal requirements applicable to the  Covered Refineries, including requirements imposed by the following statutes and the  regulations promulgated thereunder:  (i) the Clean Water Act (the “CWA”), 33 U.S.C. § 1251 et  seq.; (ii) the Resource Conservation and Recovery Act (“RCRA”), 42 U.S.C. § 6901 et seq.; and  (iii) the release reporting requirements found at Section 103(a) of the Comprehensive  Environmental Response, Compensation, and Liability Act (“CERCLA”), 42 U.S.C. § 9603(a),  and Section 304 of the Emergency Planning and Community Right-to-Know Act (“EPCRA”),  42 U.S.C. § 11004.  2 WHEREAS, the United States also specifically alleges with respect to the Covered  Refineries that, upon information and belief, ExxonMobil has been and/or continues to be in  violation of the state implementation plans (“SIPs”) and other state rules adopted by the states  and/or local air quality districts in which the Covered Refineries are located to the extent that  such plan or rules implement, adopt or incorporate the above-described Federal requirements.  WHEREAS, the State of Illinois (on behalf of the Illinois Environmental Protection  Agency), the State of Louisiana (on behalf of the Louisiana Department of Environmental  Quality), and the State of Montana (on behalf of the Montana Department of Environmental  Quality) (referred to herein as the “Co-Plaintiffs”) have joined in this matter to allege violations  of their respective applicable SIP provisions and other state and local rules, regulations, and  permits incorporating and/or implementing the foregoing federal requirements.  WHEREAS, with respect to the provisions of Subsection V.K (“Control of Acid Gas  Flaring and Tail Gas Incidents”) of this Consent Decree, EPA maintains that "[i]t is the intent of  the proposed standard [40 C.F.R. § 60.104] that hydrogen-sulfide-rich gases exiting the amine  regenerator [or sour water stripper gases] be directed to an appropriate recovery facility, such as  a Claus sulfur plant," see Information for Proposed New Source Performance Standards:  Asphalt Concrete Plants, Petroleum Refineries, Storage Vessels, Secondary Lead Smelters and  Refineries, Brass or Bronze Ingot Production Plants, Iron and Steel Plants, Sewage Treatment  Plants, Vol. 1, Main Text at 28.  WHEREAS, EPA further maintains that the failure to direct hydrogen-sulfide-rich gases  to an appropriate recovery facility -- and instead to flare such gases under circumstances that are  not sudden or infrequent or that are reasonably preventable -- circumvents the purposes and  intentions of the standards at 40 C.F.R. Part 60, Subpart J.  3 WHEREAS, EPA recognizes that “Malfunctions,” as defined in Section IV (Definitions)  of this Consent Decree and 40 C.F.R. § 60.2, of the “Claus Sulfur Recovery Plants” or of  “Upstream Process Units” may result in flaring of “Acid Gas” or “Sour Water Stripper Gas” on  occasion, as those terms are defined herein, and that such flaring does not violate 40 C.F.R.  § 60.11(d) if the owner or operator, to the extent practicable, maintains and operates such units  in a manner consistent with good air pollution control practice for minimizing emissions during  these periods.  WHEREAS, ExxonMobil denies that it has violated and/or continues to violate the  foregoing statutory, regulatory, SIP provisions and other state and local rules, regulations and  permits incorporating and implementing the foregoing federal requirements, and maintains that it  has been and remains in compliance with all applicable statutes, regulations and permits and is  not liable for civil penalties and injunctive relief as alleged in the Complaint.  WHEREAS, the United States is engaged in a federal strategy for achieving cooperative  agreements with U.S. petroleum refineries to achieve across-the-board reductions in emissions in  a manner that achieves compliance with existing statutory and regulatory standards (“Global  Settlement Strategy”).  WHEREAS, ExxonMobil consents to the simultaneous filing of the Complaint and  lodging of this Consent Decree so as to accomplish its objective of cooperatively reconciling the  goals of the United States, the Co-Plaintiffs, and ExxonMobil under the Clean Air Act and the  corollary state statutes, and ExxonMobil therefore agrees to undertake the installation of air  pollution control equipment and enhancements to its air pollution management practices set forth  in this Consent Decree at the Covered Refineries to reduce air emissions through participation in  the Global Settlement Strategy.  4 WHEREAS, even before entry into the settlement negotiations that resulted in this  Consent Decree, ExxonMobil had taken significant steps to reduce air pollutant emissions from  the Covered Refineries, including by:  1) installing the first selective catalytic reduction (“SCR”)  NOx control system on any fluid catalytic cracking unit (“FCCU”) in the United States, at its  Torrance Refinery in 2000; and 2) installing wet gas scrubber (“WGS”) SO2 and PM control  systems on its Baton Rouge Refinery FCCUs (which commenced operation in 1976) and  Baytown Refinery FCCUs (which commenced operation in 1974 and 1975).  WHEREAS, by entering into this Consent Decree, ExxonMobil is committed to making  further reductions in air pollutant emissions from its operations.  WHEREAS, the United States, the Co-Plaintiffs, and ExxonMobil estimate that, when  the affirmative relief and environmental projects identified in Sections V and VIII of this  Consent Decree are fully implemented, annual emissions from the Covered Refineries will be  reduced by the following amounts, as compared to historical baseline emissions:  1) nitrogen  oxide by approximately 10,200 tons; and 2) sulfur dioxide by approximately 40,700 tons.  WHEREAS, ExxonMobil has waived any applicable federal or state requirements of  statutory notice of the alleged violations.  WHEREAS, coordinated negotiations between the United States and ExxonMobil and  Chalmette Refining, L.L.C. – addressing multiple petroleum refineries owned and/or operated by  those entities – resulted in two complementary Consent Decrees, namely:  (i) this Consent  Decree with ExxonMobil (relating to the Covered Refineries); and (ii) a separate Consent Decree  with Chalmette Refining, L.L.C. that has been lodged with the United States District Court for  the Eastern District of Louisiana (relating to a refinery in Chalmette, Louisiana that is owned by  5 Chalmette Refining, L.L.C. and operated for and on behalf of Chalmette Refining, L.L.C. by  ExxonMobil Oil Corporation).  WHEREAS, the Parties agree that: (i) settlement of the matters set forth in the Complaint  (filed herewith) and in Section XVI (Effect of Settlement) of this Consent Decree is in the best  interests of the Parties, and the public; and (ii) entry of this Consent Decree without litigation is  the most appropriate means of resolving this matter.  WHEREAS, the Parties recognize, and the Court by entering the Consent Decree finds,  that the Consent Decree has been negotiated at arms-length and in good faith and that the  Consent Decree is fair, reasonable, and in the public interest.  NOW THEREFORE, with respect to the matters set forth in the Complaint and in  Section XVI of the Consent Decree, and before the taking of any testimony, without adjudication  of any issue of fact or law, and upon the consent and agreement of the Parties to the Consent  Decree, it is hereby ORDERED, ADJUDGED and DECREED as follows:  I.  JURISDICTION AND VENUE  1.  This Court has jurisdiction over the subject matter of this action and over the  Parties pursuant to 28 U.S.C. §§ 1331, 1345 and 1355.  In addition, this Court has jurisdiction  over the subject matter of this action pursuant to Sections 113(b) and 167 of the Clean Air Act,  42 U.S.C. §§ 7413(b) and 7477, Section 309(b) of the CWA, 33 U.S.C. § 1319(b), Section  3008(a) of RCRA, 42 U.S.C. § 6928(a), Section 109(c) of CERCLA, 42 U.S.C. § 9609(c), and  Section 325(b) of EPCRA, 42 U.S.C. § 11045(b).  The Complaint states a claim upon which  relief may be granted for injunctive relief and civil penalties against ExxonMobil under the  Clean Air Act, the CWA, RCRA, CERCLA Section 103, and EPCRA Section 304.  Authority to  bring this suit is vested in the United States Department of Justice by 28 U.S.C. §§ 516 and 519.  6 2.  Venue is proper in the Northern District of Illinois pursuant to Section 113(b) of  the Clean Air Act, 42 U.S.C. § 7413(b), CWA Section 309(b), 33 U.S.C. § 1319(b), RCRA  Section 3008(a), 42 U.S.C. § 6928(a), CERCLA Section 113(b), 42 U.S.C. § 9613(b), EPCRA  Section 325(b)(3), 42 U.S.C. § 11045(b)(3), and 28 U.S.C. §§ 1391(b) and (c), and 1395(a).  ExxonMobil consents to the personal jurisdiction of this Court, waives any objections to venue  in this District, and does not object to the participation of the Co-Plaintiffs as parties or  intervenors in this action.  3.  Notice of the commencement of this action has been given to the State of Illinois,  the State of Louisiana, the State of Montana, the State of Texas, the California Air Resources  Board, and the South Coast Air Quality Management District, in accordance with Section  113(a)(1) of the Clean Air Act, 42 U.S.C. § 7413(a)(1), and as required by Section 113(b) of the  Clean Air Act, 42 U.S.C. § 7413(b).  II.  APPLICABILITY AND BINDING EFFECT  4.  The provisions of the Consent Decree shall apply to the Covered Refineries.  The  provisions of the Consent Decree shall be binding upon the United States, the Co-Plaintiffs, and  ExxonMobil, (acting through its officers, agents, servants, employees, and members acting in  their capacities as such), and upon ExxonMobil’s successors and assigns; provided, however,  that all obligations of ExxonMobil herein related to the Baton Rouge, Baytown, or Billings  Refineries shall be borne by Exxon Mobil Corporation, and all obligations of ExxonMobil herein  related to the Beaumont, Joliet or Torrance Refineries shall be borne by ExxonMobil Oil  Corporation.  5.  ExxonMobil, the United States, and the Co-Plaintiffs agree not to contest the  validity of the Consent Decree in any subsequent proceeding to implement or enforce its terms.  7 6.  ExxonMobil shall give written notice of the Consent Decree to any successors in  interest prior to the transfer of ownership or operation of any portion of any Covered Refinery  (to the extent such portion is subject to one or more requirements of this Consent Decree) and  shall provide a copy of the Consent Decree to any successor in interest.  ExxonMobil shall notify  the United States, and the Applicable Co-Plaintiff, in accordance with the notice provisions set  forth in Paragraph 266 (Notice), of any successor in interest at least thirty (30) days prior to any  such transfer.  7.  ExxonMobil shall condition any transfer, in whole or in part, of ownership of,  operation of, or other interest (exclusive of any non-controlling non-operational shareholder  interest), in any Covered Refinery, upon the execution by the transferee of a modification to the  Consent Decree, which modification shall make the terms and conditions of the Consent Decree  that apply to the Covered Refinery or portion of the Covered Refinery applicable to the  transferee.  In the event of such transfer, ExxonMobil shall notify the United States and the  Applicable Co-Plaintiff.  By no earlier than thirty (30) days after such notice, ExxonMobil may  file a motion to modify the Consent Decree to make the terms and conditions of the Consent  Decree applicable to the transferee.  ExxonMobil shall be released from the obligations and  liabilities of this Consent Decree unless the United States opposes the motion and the Court finds  that the transferee does not have the financial and technical ability to assume the obligations and  liabilities under the Consent Decree.  8.  Subject only to Paragraph 7, above, and Sections VII (Modifications to  Implementation Schedules) and XIV (Force Majeure), below, ExxonMobil shall be solely  responsible for ensuring that performance of the work contemplated under this Consent Decree is  undertaken in accordance with the deadlines and requirements contained in this Consent Decree  8 and any attachments hereto.  ExxonMobil shall provide a copy of this Consent Decree (or an  extract of applicable provisions of this Consent Decree) to each consulting or contracting firm  that is retained to perform work required under Subsections V.N or V.O of this Consent Decree,  upon execution of any contract relating to such work.  Copies of the Consent Decree (or an  extract of applicable provisions of this Consent Decree) may be provided by electronic means  but do not need to be supplied to firms who are retained to supply materials or equipment to  satisfy requirements under this Consent Decree.  III.  OBJECTIVES  9.  It is the purpose of the Parties in this Consent Decree to further the objectives of  the federal Clean Air Act, the CWA, RCRA, CERCLA Section 103, EPCRA Section 304, the  Illinois Environmental Protection Act, 415 Ill. Comp. Stat. 5/1 - 58.17, the Louisiana  Environmental Quality Act, La. Rev. Stat. Ann. § 30:2001 et seq., and the Clean Air Act of  Montana, Mont. Code Ann. §§ 75-2-101 - 75-2-429.  IV.  DEFINITIONS  10.  Unless otherwise defined herein, terms used in the Consent Decree shall have the  meaning given to those terms in the Clean Air Act, the CWA, RCRA, CERCLA Section 103,  EPCRA Section 304, and the implementing regulations promulgated thereunder.  The following  terms used in this Consent Decree shall be defined, for purposes of the Consent Decree and the  reports and documents submitted pursuant hereto, as follows:  a.  “Acid Gas” or “AG” shall mean any gas that contains hydrogen sulfide  and is generated at a refinery by the regeneration of an amine scrubber solution but does not  mean Tail Gas.  9 b.  “Acid Gas Flaring” or “AG Flaring” shall mean the combustion of Acid  Gas and/or Sour Water Stripper Gas in an AG Flaring Device.  Nothing in this definition shall be  construed to modify, limit, or affect EPA’s authority to regulate the flaring of gases that do not  fall within the definitions of Acid Gas or Sour Water Stripper Gas contained in this Decree.  c.  “Acid Gas Flaring Device” or “AG Flaring Device” shall mean the  devices identified in Appendix F that are used at the Covered Refineries to combust Acid Gas  and/or Sour Water Stripper Gas.  The term “Acid Gas Flaring Device” does not include facilities  in which gases are combusted to produce sulfur or sulfuric acid.  To the extent that, during the  duration of the Consent Decree, any Covered Refinery utilizes any Flaring Devices other than  those specified above for the purpose of combusting Acid Gas and/or Sour Water Stripper Gas,  those Flaring Devices shall be AG Flaring Devices and shall be subject to the requirements of  this Consent Decree.  d.  “Acid Gas Flaring Incident” or “AG Flaring Incident” shall mean the  continuous or intermittent combustion of Acid Gas and/or Sour Water Stripper Gas from one or  more AG Flaring Devices at a Covered Refinery that results in the emission of sulfur dioxide  equal to, or in excess of, five-hundred (500) pounds in any twenty-four (24) hour period.  Where  such continuous or intermittent combustion from one or more AG Flaring Devices continues into  subsequent, contiguous, non-overlapping twenty-four (24) hour period(s), and sulfur dioxide  equal to, or in excess of, five-hundred (500) pounds is emitted in each subsequent, contiguous,  non-overlapping twenty-four (24) hour period(s), then only one AG Flaring Incident shall have  occurred.  Subsequent, contiguous, non-overlapping twenty-four (24) hour periods are measured  from the initial commencement of AG Flaring within the AG Flaring Incident.  10 e.  “Applicable Co-Plaintiff” shall mean the following states with respect to  the following refineries:  Baton Rouge Refinery  State of Louisiana through the LDEQ  Billings Refinery  State of Montana through the MDEQ  Joliet Refinery  State of Illinois on behalf of IEPA  f.  “Average Weight % of Total Catalyst Added” (as determined on a 7-day  rolling average basis) shall mean:  Amount of SO2 Reducing Catalyst Added (in pounds per day as received)  x 100 percent  Total Catalyst Addition Rate (in pounds per day as received).  g.  “CEMS” shall mean continuous emissions monitoring system.  h.  “Combustion Units” shall mean the heaters, boilers, and gas turbines with  a capacity of greater than 40 mmBtu/hr (at HHV) at the Covered Refineries that are listed in  Appendix A.  i.  “Consent Decree” or “Decree” shall mean this Consent Decree, including  any and all appendices attached to the Consent Decree.  j.  “Covered Refineries” shall mean the following petroleum refineries:  (1) the Baton Rouge Refinery, owned and operated by Exxon Mobil Corporation and located at  4045 Scenic Highway in Baton Rouge, Louisiana; (2) the Baytown Refinery, owned and  operated by Exxon Mobil corporation and located at 2800 Decker Drive in Baytown, Texas; (3)  the Beaumont Refinery, owned and operated by ExxonMobil Oil Corporation and located at End  of Burt Street in Beaumont, Texas; (4) the Billings Refinery, owned and operated by Exxon  Mobil Corporation and located at 700 Exxon Refinery Road in Billings, Montana; (5) the Joliet  Refinery, owned and operated by ExxonMobil Oil Corporation and located at I-55 and Arsenal  11 Road in Channahon, Illinois; and (6) the Torrance Refinery, owned and operated by ExxonMobil  Oil Corporation and located at 3700 West 190th Street in Torrance, California.  k.  “CO” shall mean carbon monoxide.  l.  “Current Generation Ultra-Low NOx Burners” shall mean those burners  that are designed to achieve a NOx emission rate of 0.020 to 0.040 lb/mmBTU HHV when firing  natural gas at 3% stack oxygen at full design load without air preheat, regardless of whether  upon installation actual emissions exceed 0.040 lb/mmBTU HHV.  m.  “Date of Lodging” or “Date of Lodging of the Consent Decree" shall  mean the date the Consent Decree is lodged with the Clerk of the Court for the United States  District Court for the Northern District of Illinois.  n.  “Day” or “Days” shall mean a calendar day or days.  o.  “Entry Date” shall mean the date the Consent Decree is entered by the  United States District Court for the Northern District of Illinois.  p.  “ExxonMobil” shall mean Exxon Mobil Corporation and ExxonMobil Oil  Corporation and their successors and assigns.  For matters under this Consent Decree relating to  the Baton Rouge Refinery, the Baytown Refinery, and/or the Billings Refinery, the term  “ExxonMobil” shall mean Exxon Mobil Corporation and its successor and assigns.  For matters  under this Consent Decree relating to the Beaumont Refinery, the Joliet Refinery, and/or the  Torrance Refinery, the term “ExxonMobil” shall mean ExxonMobil Oil Corporation and its  successors and assigns.  For matters relating to all of the Covered Refineries or to general rights  and obligations under this Consent Decree, the term “ExxonMobil” shall mean both Exxon  Mobil Corporation and ExxonMobil Oil Corporation, and their successors and assigns.  12 q.  “FCCU” shall mean a fluidized catalytic cracking unit, its regenerator and  associated CO boiler(s) and CO furnace(s) where present.  r.  “Flaring Device” shall mean an AG Flaring Device and/or an HC Flaring  s.  “Flaring Incident” shall mean an AG Flaring Incident, a Tail Gas Incident,  Device.  and/or an HC Flaring Incident.  t.  “Fuel Oil” shall mean any liquid fossil fuel with sulfur content of greater  than 0.05% by weight.  u.  “Full Burn Operation,” when used with respect to the Billings Refinery  FCCU, shall mean when essentially all of the CO produced in the FCCU regenerator is  converted to CO2 inside the regenerator and there is O2 (greater than 0.5% by volume as  measured on a daily basis) present in the regenerator flue gas.  v.  “Hydrocarbon Flaring” or “HC Flaring” shall mean the combustion of  refinery-generated gases, except for Acid Gas and/or Sour Water Stripper Gas and/or Tail Gas,  in a Hydrocarbon Flaring Device.  Nothing in this definition shall be construed to modify, limit,  or affect EPA’s authority to regulate the flaring of gases that do not fall within the definitions  contained in this Consent Decree.  w.  “Hydrocarbon Flaring Device” or “HC Flaring Device” shall mean the  devices listed in Appendix F that are used by the Covered Refineries to control (through  combustion) any excess volume of a refinery-generated gas other than Acid Gas and/or Sour  Water Stripper Gas and/or Tail Gas.  To the extent that any Covered Refinery utilizes Flaring  Devices other than those specified in Appendix F for the purpose of combusting any excess of a  refinery-generated gas other than Acid Gas and/or Sour Water Stripper Gas, those Flaring  13 Devices shall be HC Flaring Devices and shall be subject to the provisions of this Consent  Decree.  x.  “Hydrocarbon Flaring Incident” or “HC Flaring Incident” shall mean the  continuous or intermittent flaring of refinery-generated gases, except for Acid Gas or Sour Water  Stripper Gas or Tail Gas, in a Hydrocarbon Flaring Device that results in the emission of sulfur  dioxide equal to, or greater than five hundred (500) pounds in a 24-hour period.  Where such  continuous or intermittent flaring from a Hydrocarbon Flaring Device continues into subsequent,  contiguous, non-overlapping twenty-four (24) hour period(s), and sulfur dioxide equal to, or in  excess of, five-hundred (500) pounds is emitted in each subsequent, contiguous, non-overlapping  twenty-four (24) hour period(s), then only one HC Flaring Incident shall have occurred.  Subsequent, contiguous, non-overlapping twenty-four (24) hour periods are measured from the  initial commencement of flaring within the HC Flaring Incident.  y.  “IEPA” shall mean the Illinois Environmental Protection Agency and any  successor department or agency of the State of Illinois.  z.  “LDEQ” shall mean the Louisiana Department of Environmental Quality  and any successor departments or agencies of the State of Louisiana.  aa.  “Low NOx Combustion Promoter” shall mean a catalyst that is added to a  FCCU that minimizes NOx emissions while maintaining its effectiveness as a combustion  promoter.  ab.  “Malfunction,” as specified by 40 C.F.R. § 60.2, shall mean:  “[A]ny  sudden, infrequent, and not reasonably preventable failure of air pollution control equipment,  process equipment, or a process to operate in a normal or usual manner.  Failures that are caused  in part by poor maintenance or careless operation are not malfunctions.”  14 ac.  “MDEQ” shall mean the Montana Department of Environmental Quality  and any successor department or agency of the State of Montana.  ad.  “Natural Gas Curtailment” shall mean a restriction imposed by a natural  gas supplier, which limits ExxonMobil’s ability to obtain natural gas.  ae.  “Next Generation Ultra-Low NOx Burners” or “Next Generation ULNBs”  shall mean those burners that are designed to achieve a NOx emission rate of less than or equal  to 0.020 lb/ mmBTU HHV when firing natural gas at 3% stack oxygen at full design load  without air preheat, regardless of whether upon installation actual emissions exceed 0.020  lb/mmBTU HHV.  af.  “NOx” shall mean nitrogen oxides.  ag.  “NOx Additives” shall mean Low NOx Combustion Promoters and NOx  Reducing Catalyst Additives.  ah.  “NOx Reducing Catalyst Additive” shall mean a catalyst additive that is  introduced to an FCCU to reduce NOx emissions through reduction or controlled oxidation of  intermediates.  ai.  “NSPS Flaring Device” shall mean a Flaring Device listed in Appendix G.  aj.  “Paragraph” shall mean a portion of this Consent Decree identified by an  arabic numeral.  ak.  “PM” shall mean particulate matter.  al.  “Parties” shall mean the United States, the Co-Plaintiffs, and ExxonMobil.  am.  “Root Cause” shall mean the primary cause(s) of AG Flaring Incident(s),  Hydrocarbon Flaring Incident(s), or Tail Gas Incident(s), as determined through a process of  investigation.  15 an.  “Sour Water Stripper Gas” or “SWS Gas” shall mean the gas produced by  the process of stripping or scrubbing refinery sour water.  ao.  “SO2 Reducing Catalyst Additive” shall mean a catalyst additive that is  introduced to an FCCU to reduce SO2 emissions by reduction and adsorption.  ap.  “SO2” shall mean sulfur dioxide.  aq.  “Sulfur Recovery Plant” or “SRP” shall mean a process unit that recovers  sulfur from hydrogen sulfide by a vapor phase catalytic reaction of sulfur dioxide and hydrogen  sulfide.  For the purposes of this Consent Decree, the SRPs at the refineries identified below  shall be defined as follows:  (1) Baytown SRP:  The SRP at the Baytown Refinery (the “Baytown SRP”) consists  of four Claus trains:  Claus A, Claus B, Claus C, and Claus D.  (2) Beaumont SRP:  The SRP at the Beaumont Refinery (the “Beaumont SRP”)  consists of three Claus trains:  Claus 1, Claus 2, Claus 3.  (3) Joliet SRP:  The SRP at the Joliet refinery (the “Joliet SRP”) consists of three  Claus trains:  North Train, East Train, and West Train.  (4) Torrance SRP:  The SRP at the Torrance Refinery (the “Torrance SRP”) consists  of two trains:  Train A and Train B.  ar.  “Tail Gas” or “TG” shall mean exhaust gas from the Claus trains and/or  the tail gas cleanup unit (“TGU”) section of the SRP.  as.  “Tail Gas Unit” or “TGU” shall mean a control system utilizing a  technology for reducing emissions of sulfur compounds from a Claus Sulfur Recovery Plant.  at.  “Tail Gas Incident” shall mean combustion of Tail Gas that either is:  (1)  combusted in a flare and results in 500 pounds or more of SO2 emissions in any  24 hour period ; or  (2)  combusted in a thermal incinerator and results in excess emissions of 500 pounds  or more of SO2 in any 24-hour period.  Only those time periods which are in  16 excess of a SO2 concentration of 250 ppm (rolling 12-hour average) shall be used  to determine the amount of excess SO2 emissions from the incinerator.  ExxonMobil shall use engineering judgment and/or other monitoring data to estimate emissions  during periods in which the SO2 continuous emission analyzer has exceeded the range of the  instrument or is out of service.  au.  “Total Catalyst Addition Rate” shall mean the amount as an average  (in pounds per day as received) of all forms of catalyst added to an FCCU during the two year  baseline period from November 2001 to October 2003 (which amount was 3,607 pounds per day  as received) including, but not limited to, base catalyst, equilibrium catalyst, and pollutant  reducing catalyst.  av.  “Upstream Process Units” shall mean all amine contactors, amine  scrubbers, and sour water strippers at a Covered Refinery, as well as all process units at these  refineries that produce gaseous or aqueous waste streams that are processed at amine contactors,  amine scrubbers, or sour water strippers.  V.  AFFIRMATIVE RELIEF  A.  FLUID CATALYTIC CRACKING UNITS.  11.  Description of FCCUs.  ExxonMobil owns and/or operates the FCCUs identified  below at the Covered Refineries.  a.  Baton Rouge FCCUs:  The Baton Rouge Refinery has two FCCUs,  designated PCLA 2 and PCLA 3 (collectively the “Baton Rouge FCCUs”).  A single Wet Gas  Scrubber (“WGS”) that commenced operation in 1976 serves as an SO2 and PM control device  for the Baton Rouge FCCUs.  17 b.  Baytown FCCU 2 and Baytown FCCU 3:  The Baytown Refinery has two  FCCUs, designated FCCU 2 and FCCU 3.  A WGS that commenced operation in 1974 serves as  an SO2 and PM control device for FCCU 2, and a WGS that commenced operation in 1975  serves as an SO2 and PM control device for FCCU 3.  A high-pressure hydrotreater also exists  which lowers the sulfur in a portion of the FCCU feed.  c.  Beaumont FCCU:  The Beaumont Refinery has one FCCU.  A WGS that  commenced operation in 2004 serves as an SO2 and PM control device for the FCCU.  The  Beaumont FCCU also has third-stage cyclones.  d.  Billings FCCU:  The Billings Refinery has one FCCU.  e.  Joliet FCCU:  The Joliet Refinery has one FCCU.  The Joliet FCCU also  has third-stage cyclones.  f.  Torrance FCCU:  The Torrance Refinery has one FCCU.  A selective  catalytic reduction (“SCR”) system installed in 2000 serves as a NOx control device for the  FCCU.  An electrostatic precipitator that commenced operation in 1972 and was upgraded in  1985 serves as a PM control device for the FCCU.  A high-pressure hydrotreater also exists  which lowers the sulfur in a portion of the FCCU feed.  B.  NOx EMISSIONS REDUCTIONS FROM THE FCCUs.  12.  General.  ExxonMobil shall implement a program to reduce NOx emissions from  the FCCUs at the refineries listed in Subsection V.A, as specified below.  Pursuant to Subsection  V.Q of this Consent Decree, ExxonMobil shall apply for federally-enforceable permits that  incorporate the lower NOx emission limits established by this Subsection.  ExxonMobil will  monitor compliance with the emission limits through the use of CEMS, as specified by this  Subsection V.B.  18 13.  NOx Emissions Control for the Baton Rouge FCCUs.  a.  NOx Control System.  By no later than the Entry Date, ExxonMobil shall  control NOx emissions from the Baton Rouge FCCUs.  ExxonMobil presently intends to control  NOx emissions from the Baton Rouge FCCUs by:  (i) operating a Thermal DeNOx system; and  (ii) shifting the FCCUs to a lower CO operation mode.  ExxonMobil has used best efforts to  design the NOx control system to attain, under optimum conditions, 50 ppmvd NOx or less (at  0% O2 on a 365-day rolling average basis) and 100 ppmvd NOx or less (at 0% O2 on a 7-day  rolling average basis).  Nothing in this Subparagraph 13.a shall be deemed to limit  ExxonMobil’s ability to implement or use additional NOx reducing measures.  b.  Final NOx Limits.  (1)  The long-term Final NOx Limit for the Baton Rouge FCCUs shall  be set based on application of the provisions in Subparagraph 15.c., and shall be:  (i) in  the range of 50-60 ppmvd NOx (at 0% O2 on a 365-day rolling average basis); and (ii) as  close to 50 ppmvd as practicable.  ExxonMobil shall comply with the long-term Final  NOx Limit upon submission of the Study report referenced in Subparagraphs 15.b. and  15.c.  (2)  The short-term Final NOx Limit for the Baton Rouge FCCUs shall  be set based on application of the provisions in Subparagraph 15.c., and shall be:  (i) in  the range of 100-120 ppmvd NOx (at 0% O2 on a 7-day rolling average basis); and (ii) as  close to 100 ppmvd as practicable.  ExxonMobil shall comply with the short-term Final  NOx Limit upon submission of the Study report referenced in Subparagraphs 15.b. and  15.c.  19 14.  NOx Emissions Control for the Beaumont FCCU.  a.  NOx Control System.  By no later than April 1, 2008, ExxonMobil shall  control NOx emissions from the Beaumont FCCU.  ExxonMobil presently intends to control  NOx emissions from the Beaumont FCCU by:  (i) installing and operating a Thermal DeNOx  system; (ii) installing and operating CO boiler low-NOx burners; and/or (iii) shifting the FCCU  to a lower CO operation mode.  ExxonMobil shall use best efforts to design the NOx control  system to attain 50 ppmvd NOx or less (at 0% O2 on a 365-day rolling average basis) and  100 ppmvd NOx or less (at 0% O2 on a 7-day rolling average basis); provided, however, that  ExxonMobil shall not be required to design the control system in a manner that creates a safety  problem or impairs unit feed rate, conversion, feed slate or yield selectivity.  Nothing in this  Subparagraph 14.a shall be deemed to limit ExxonMobil’s ability to implement or use additional  NOx reducing measures.  b.  Final NOx Limits.  (1)  The long-term Final NOx Limit for the Beaumont FCCU shall be  set based on application of the provisions in Subparagraph 15.c., and shall be:  (i) in the  range of 50-60 ppmvd NOx (at 0% O2 on a 365-day rolling average basis); and (ii) as  close to 50 ppmvd as practicable.  ExxonMobil shall comply with the long-term Final  NOx Limit upon submission of the Study report referenced in Subparagraphs 15.b. and  15.c.  (2)  The short-term Final NOx Limit for the Beaumont FCCU shall be  set based on application of the provisions in Subparagraph 15.c., and shall be:  (i) in the  range of 100-120 ppmvd NOx (at 0% O2 on a 7-day rolling average basis); and (ii) as  close to 100 ppmvd as practicable.  ExxonMobil shall comply with the short-term Final  20 NOx Limit upon submission of the Study report referenced in Subparagraphs 15.b. and  15.c.  15.  Baton Rouge and Beaumont NOx Minimization Studies.  ExxonMobil shall  complete 12-month studies of:  (i) the Baton Rouge FCCUs’ NOx control system, by no later  than 12 months after the Entry Date (the “Baton Rouge NOx Minimization Study”); and (ii) the  Beaumont FCCU NOx control system, by no later than July 1, 2009 (the “Beaumont NOx  Minimization Study”).  a.  During each Study, ExxonMobil shall use best efforts to operate the  FCCU and the NOx control system to achieve emissions as close as practicable to 50 ppmvd  NOx (at 0% O2 on a 365-day rolling average basis) and 100 ppmvd NOx (at 0% O2 on a 7-day  rolling average basis); provided, however, that ExxonMobil shall not be required to operate the  FCCU(s) or the control system in a manner that creates a safety problem or impairs unit feed  rate, conversion, feed slate or yield selectivity, unless reasonable steps can be taken to  compensate for such impairment.  b.  Within 90 days after the completion of each Study, ExxonMobil shall  submit a written report to EPA that shall summarize the results of the Study and shall provide  relevant CEMS data and FCCU feed and operating data on a daily or daily average basis as  measured directly (where available) or as calculated (where necessary).  Upon request by EPA,  ExxonMobil shall submit any additional, readily available data that EPA determines it needs to  evaluate the Study.  c.  Based on the results of the Study, each Study report shall specify Final  NOx Limits for the relevant FCCU(s) within the ranges set forth in Subparagraphs 13.b. and  14.b.  ExxonMobil shall specify limits which reflect best efforts to achieve emissions as close as  21 practicable to 50 ppmvd NOx (at 0% O2 on a 365-day rolling average basis) and 100 ppmvd  NOx (at 0% O2 on a 7-day rolling average basis); provided, however, that ExxonMobil shall not  be required to specify a limit below the upper end of the range that would create a safety  problem or impair unit feed rate, conversion, feed slate or yield selectivity.  d.  If any limit specified pursuant to Subparagraph 15.c is higher than  50 ppmvd NOx (at 0% O2 on a 365-day rolling average basis) or 100 ppmvd NOx (at 0% O2 on a  7-day rolling average basis), then the relevant Study report shall include a plan for making  supplemental NOx emission reductions from Combustion Units at the relevant refinery, in  accordance with the following table:  Long-Term Limit 50 ppmvd  51 ppmvd  52 ppmvd  53 ppmvd  54 ppmvd  55 ppmvd  56 ppmvd  57 ppmvd  58 ppmvd  59 ppmvd  60 ppmvd   or  Short-Term Limit  100 ppmvd  101-102 ppmvd  103-104 ppmvd  105-106 ppmvd  107-108 ppmvd  109-110 ppmvd  111-112 ppmvd  113-114 ppmvd  115-116 ppmvd  117-118 ppmvd  119-120 ppmvd  Additional Required Reductions  0 TPY NOx  12 TPY NOx  26 TPY NOx  42 TPY NOx  60 TPY NOx  80 TPY NOx  102 TPY NOx  126 TPY NOx  152 TPY NOx  180 TPY NOx  210 TPY NOx  Such supplemental NOx reductions:  (i) shall be in addition to those NOx emission reductions  from Combustion Units required by Subsection V.G of this Consent Decree, and shall not count  toward the reductions required by that Subsection; and (ii) shall be quantified, made, and  incorporated into federally-enforceable permits in a manner consistent with the approach  outlined in Subsections V.G and V.Q of this Consent Decree.  If supplemental NOx reductions  are required under this Subparagraph, then ExxonMobil’s Study report shall include a definitive  schedule for making the supplemental NOx reductions, and for submitting a completion report  22 documenting the reductions.  The schedule shall be subject to EPA approval, which shall not be  unreasonably withheld.  16.  NOx Emissions Control for the Baytown FCCUs.  a.  NOx Control Systems.  (1)  ExxonMobil presently intends to control NOx emissions from  Baytown FCCU 2 by:  (i) continuing to operate the FCCU in full burn mode; and  (ii) taking other steps to reduce NOx (which may include, but are not limited to, use of a  Thermal DeNOx system and/or use of NOx-reducing catalyst additive and/or low NOx  combustion promoter).  (2)  ExxonMobil presently intends to control NOx emissions from  Baytown FCCU 3 by installing and operating a scrubber-based NOx emission reduction  technology.  b.  Interim NOx Limits.  (1)  By no later than December 31, 2006, ExxonMobil shall specify  and comply with separate long-term and short-term interim NOx emission limits for  Baytown FCCU 2 and Baytown FCCU 3.  Those Interim NOx Limits shall apply until  Final NOx Limits are established under Subparagraph 16.c.  The weighted average of the  two sets of unit-specific interim limits shall not exceed:  Long-term limit:  65 ppmvd NOx on a 365-day rolling average basis at 0% O2  Short-term limit:  95 ppmvd NOx on a 7-day rolling average basis at 0% O2  In computing the average, the individual limits will be weighted based on each unit’s flue  gas flow rate.  In addition, the unit-specific interim limits shall not exceed:  Long-term limit:  70 ppmvd NOx on a 365-day rolling average basis at 0% O2  23 Short-term limit:  105 ppmvd NOx on a 7-day rolling average basis at 0% O2  (2)  In the Semi-Annual Report due on February 28, 2007 under  Section IX, ExxonMobil shall specify the Interim NOx limits applicable to Baytown  FCCU 2 and Baytown FCCU 3, which shall be consistent with the limitations imposed by  Subparagraph 16.b.(1).  c.  Final NOx Limits.  (1)  By no later than June 30, 2010, ExxonMobil shall specify and  comply with separate long-term and short-term final NOx emission limits for Baytown  FCCU 2 and Baytown FCCU 3.  The weighted average of the two sets of unit-specific  final limits shall not exceed:  Long-term limit:  35 ppmvd NOx on a 365-day rolling average basis at 0% O2  Short-term limit:  70 ppmvd NOx on a 7-day rolling average basis at 0% O2  In computing the average, the individual limits will be weighted based on each unit’s flue  gas flow rate.  In addition, the unit-specific final limits shall not exceed:  Long-term limit:  45 ppmvd NOx on a 365-day rolling average basis at 0% O2  Short-term limit:  90 ppmvd NOx on a 7-day rolling average basis at 0% O2  (2)  In the Semi-Annual Report due on August 31, 2010 under Section  IX, ExxonMobil shall specify the Final NOx limits applicable to Baytown FCCU 2 and  Baytown FCCU 3, which shall be consistent with the limitations imposed by  Subparagraph 16.c.(1).  17.  NOx Emissions Control for the Billings FCCU.  a.  NOx Control System.  ExxonMobil presently intends to control NOx  emissions from the Billings FCCU by:  (i) converting the FCCU to Full Burn Operation; and  24 (ii) taking other steps to reduce NOx (which may include, but are not limited to, use of a  Thermal DeNOx system and/or CO boiler low-NOx burners and/or use of NOx-reducing catalyst  additive and/or low NOx combustion promoter).  b.  Final NOx Limits.  By no later than December 31, 2008, ExxonMobil  shall comply with NOx emission limits of 40 ppmvd at 0% O2 on a 365-day rolling average basis  and 80 ppmvd at 0% O2 on a 7-day rolling average basis at the Billings FCCU.  c.  Non-Routine Operations.  FCCU NOx emissions during a period of  natural gas curtailment will not be used in determining compliance with the short-term (7-day)  Final NOx Limit established pursuant to Subparagraph 17.b if Fuel Oil is burned in a combustion  unit serving the Billings FCCU CO boiler or CO furnace during the period of natural gas  curtailment.  During any such period of natural gas curtailment, ExxonMobil shall comply with  an alternate short-term NOx emission limit of 120 ppmvd at 0% O2 on 24-hour rolling average  basis at the Billings FCCU.  18.  NOx Emissions Control for the Joliet FCCU.  a.  NOx Control System.  ExxonMobil presently intends to control emissions  from the Joliet FCCU by installing and operating a SCR system for the FCCU.  b.  Final NOx Limits.  By no later than December 31, 2012, ExxonMobil  shall comply with NOx emission limits of 20 ppmvd at 0% O2 on a 365-day rolling average basis  and 40 ppmvd at 0% O2 on a 7-day rolling average basis at the Joliet FCCU.  19.  NOx Emissions Control for the Torrance FCCU.  a.  NOx Control System.  ExxonMobil presently intends to control emissions  from the Torrance FCCU by operating its existing SCR system for the FCCU.  25 b.  Final NOx Limits.  By no later than the Entry Date, ExxonMobil shall  comply with NOx emission limits of 20 ppmvd at 0% O2 on a 365-day rolling average basis and  40 ppmvd at 0% O2 on a 7-day rolling average basis at the Torrance FCCU  c.  Non-Routine Operations.  For any period, not to exceed fourteen (14) days  per occurrence, when the Torrance SCR is not operating because waste heat boiler 2F-7 is shut  down for an internal boiler inspection required by Cal. Code Regs. Tit. 8, Section 770(b), NOx  emissions from the Torrance FCCU will not be used in determining compliance with the shortterm (7-day) Final NOx Limit established pursuant to Subparagraph 19.b.  During any such  period when waste heat boiler 2F-7 is shut down, ExxonMobil shall comply with a short-term  NOx emission limit of 140 ppmvd at 0% O2 on 24-hour rolling average basis at the Torrance  FCCU.  Emissions during any such period shall either be:  (i) monitored with CEMS as provided  by Paragraph 21; or (ii) monitored in accordance with an alternative monitoring plan approved  by EPA pursuant to this Consent Decree if it is necessary to bypass the FCCU’s main stack  during the particular period.  In the first Semi-Annual Report that is due under Section IX after  any such period, ExxonMobil shall identify the period during which waste heat boiler 2F-7 was  shut down and shall describe why an internal boiler inspection was required by Cal. Code Regs.  Tit. 8, Section 770(b).  20.  Startup, Shutdown, and Malfunction.  NOx emissions (i) caused by or  attributable to the startup, shutdown, or Malfunction of an FCCU listed in Subsection V.A and/or  (ii) during periods of Malfunction of the relevant FCCU’s NOx Control System will not be used  in determining compliance with the short-term (7-day) Interim NOx Limits or Final NOx Limits  established pursuant to Subparagraphs 13.b.(2), 14.b.(2), 16.b, 16.c, 17.b, 18.b, and 19.b,  provided that during such periods ExxonMobil implements good air pollution control practices  26 to minimize NOx emissions.  Nothing in this Paragraph shall be construed to relieve  ExxonMobil of any obligation under any federal, state, or local law, regulation, or permit to  report emissions during periods of startup, shutdown, or Malfunction, or to document the  occurrence and/or cause of a startup, shutdown, or Malfunction event.  Emissions during any  such period of startup, shutdown, or Malfunction shall either be:  (i) monitored with CEMS as  provided by Paragraph 21; or (ii) monitored in accordance with an alternative monitoring plan  approved by EPA pursuant to this Consent Decree if it is necessary to bypass the FCCU’s main  stack during the particular period of startup, shutdown, or Malfunction.  21.  Demonstrating Compliance with FCCU NOx Emission Limits for the  FCCUs.  By no later than the dates set out in Appendix N, ExxonMobil shall use NOx and O2  CEMS at each of the FCCUs at the refineries listed in Subsection V.A to monitor performance  and to report compliance with the terms and conditions of this Subsection V.B relating to NOx  emissions from the FCCUs.  As permitted by Subparagraph 19.c and Paragraph 20, emissions  during certain periods may be monitored in accordance with an alternative monitoring plan  approved by EPA.  ExxonMobil shall make emissions monitoring data available to EPA as soon  as practicable following an EPA request for such data.  The CEMS shall be installed, calibrated  and certified in accordance with 40 C.F.R. § 60.13 and Part 60 Appendices A and F, and the  applicable performance specification test of 40 C.F.R. Part 60 Appendix B.  For the Baton Rouge  FCCUs, the Baytown FCCUs, the Beaumont FCCU, and the Torrance FCCU, unless Appendix F  is otherwise required by the NSPS, state law or regulation, or a permit or approval, in lieu of the  requirements of 40 C.F.R. Part 60, Appendix F §§ 5.1.1, 5.1.3, and 5.1.4, ExxonMobil may  conduct:  (1) either a Relative Accuracy Audit (“RAA”) or a Relative Accuracy Test Audit  (“RATA”) once every three (3) years; and (2) a Cylinder Gas Audit (“CGA”) each calendar  27 quarter in which a RAA or RATA is not performed. The Parties agree that the CEMS may need to be moved and reinstalled because of the installation of control equipment, and that once moved it will need to be re-calibrated and re-certified. C. SO2 EMISSIONS REDUCTIONS FROM THE FCCUs. 22. General. ExxonMobil shall implement a program to reduce SO2 emissions from the FCCUs at the refineries listed in Subsection V.A, as specified below. Pursuant to Subsection V.Q of this Consent Decree, ExxonMobil shall apply for federally-enforceable permits that incorporate the lower SO2 emission limits established by this Subsection. ExxonMobil will monitor compliance with the emission limits through the use of CEMS, as specified by this Subsection V.C. 23. SO2 Emissions Control for Baytown FCCU 2. a. SO2 Control System. ExxonMobil presently intends to control SO2 emissions from Baytown FCCU 2 by upgrading and operating its existing WGS. b. Final SO2 Limits. By no later than December 31, 2009, ExxonMobil shall comply with SO2 emission limits of 25 ppmvd at 0% O2 on a 365-day rolling average basis and 50 ppmvd at 0% O2 on a 7-day rolling average basis at Baytown FCCU 2. 24. SO2 Emissions Control for Baytown FCCU 3. a. SO2 Control System. ExxonMobil presently intends to control SO2 emissions from Baytown FCCU 3 by operating its existing WGS. b. Final SO2 Limits. By no later than the Entry Date, ExxonMobil shall comply with SO2 emission limits of 25 ppmvd at 0% O2 on a 365-day rolling average basis and 50 ppmvd at 0% O2 on a 7-day rolling average basis at Baytown FCCU 3. 28 25.  SO2 Emissions Control for the Baton Rouge FCCUs.  a.  SO2 Control System.  ExxonMobil presently intends to control SO2  emissions from the Baton Rouge FCCUs by:  (i) operating its existing WGS; and (ii) taking other  steps to reduce SO2 (which may include, but are not limited to, use of SO2 Reducing Catalyst  Additive) during planned routine maintenance on the Baton Rouge WGS.  b.  Final SO2 Limits.  By no later than the January 1, 2006, ExxonMobil shall  comply with SO2 emission limits of 35 ppmvd at 0% O2 on a 365-day rolling average basis and  70 ppmvd at 0% O2 on a 7-day rolling average basis at the Baton Rouge FCCUs.  26.  SO2 Emissions Control for the Beaumont FCCU.  a.  SO2 Control System.  ExxonMobil presently intends to control SO2  emissions from the Beaumont FCCU by operating its existing WGS.  b.  Final SO2 Limits.  By no later than the Entry Date, ExxonMobil shall  comply with SO2 emission limits of 25 ppmvd at 0% O2 on a 365-day rolling average basis and  50 ppmvd at 0% O2 on a 7-day rolling average basis at the Beaumont FCCU.  27.  SO2 Emissions Control for the Joliet FCCU.  a.  SO2 Control System.  ExxonMobil presently intends to control SO2  emissions from the Joliet FCCU by installing and operating a WGS.  b.  Final SO2 Limits.  By no later than December 31, 2008, ExxonMobil shall  comply with SO2 emission limits of 25 ppmvd at 0% O2 on a 365-day rolling average basis and  50 ppmvd at 0% O2 on a 7-day rolling average basis at the Joliet FCCU.  28.  SO2 Emissions Control for the Torrance FCCU.  a.  SO2 Control System.  ExxonMobil presently intends to control SO2  emissions from the Torrance FCCU by using low sulfur feed in the FCCU.  29 b.  Final SO2 Limits.  By no later than the Entry Date, ExxonMobil shall  comply with SO2 emission limits of 25 ppmvd at 0% O2 on a 365-day rolling average basis and  50 ppmvd at 0% O2 on a 7-day rolling average basis at the Torrance FCCU.  29.  SO2 Emissions Control for the Billings FCCU.  a.  SO2 Control System.  ExxonMobil presently intends to control SO2  emissions from the Billings FCCU by:  (i) converting the FCCU to Full Burn Operation; and  (ii) implementing a special two-step protocol using SO2 Reducing Catalyst Additives, as  summarized below.  (1)  Step 1.  Step 1 of the protocol will commence shortly after the  Entry Date.  Step 1 will require a performance of a short-term trial to identify the  commercially-available catalyst additive that achieves the greatest SO2 reduction at the  Required Addition Rate.  Once the best-performing additive is identified, ExxonMobil  shall use that additive at the Required Addition Rate whenever the unit is operated, until  Step 2 of the protocol.  (2)  Step 2.  Step 2 of the protocol will commence several years after  the Entry Date.  Step 2 will require a performance of another short-term trial to identify  the future-generation commercially-available catalyst additive that achieves the greatest  SO2 reduction at the Required Addition Rate.  Once the best-performing additive is  identified, ExxonMobil shall use that additive at the Required Addition Rate during a  defined demonstration period.  (3)  Required Addition Rate.  For the purpose of this Paragraph 29 and  Paragraph 30, the term “Required Addition Rate” shall mean addition of 20.0 Average  Weight % of Total Catalyst Added, unless EPA agrees to a lesser weight % addition rate  30 for a particular SO2 Reducing Catalyst Additive based on a demonstration by  ExxonMobil that a lesser addition rate achieves an equal or greater total reduction in SO2  emissions from the Billings FCCU.  The Average Weight % of Total Catalyst Added  shall be calculated based on the Total Catalyst Addition Rate during the two year  baseline period from November 2001 to October 2003.  As required by this Paragraph 29  and Paragraph 30, ExxonMobil shall add SO2 Reducing Catalyst Additive at the Required  Addition Rate in a manner that minimizes SO2 emissions; provided, however, that  ExxonMobil shall not be required to use the Additive in a manner that creates a safety  problem or impairs unit feed rate, conversion, feed slate or yield selectivity, unless  reasonable steps can be taken to eliminate the problem or compensate for such  impairment.  b.  Final SO2 Limits.  The final long-term and short-term SO2 limits for the  Billings FCCU shall be established by one of two methods, designated as “Option A” and  “Option B” below.  (1)  Option A.  Under Option A, the final long-term and short-term SO2  limits for the Billings FCCU shall be set pursuant to Subparagraph 30.i based on the  results achieved during the demonstration period in Step 2 of the SO2 Reducing Catalyst  Additive protocol.  ExxonMobil shall comply with any long-term and short-term Final  SO2 Limits set under Subparagraph 30.i  according to the schedule prescribed by  Subparagraph 30.i.  (2)  Option B.  Under Option B, ExxonMobil may, at any time up to  and including its proposing emission limits under Subparagraph 30.h, accept and agree to  comply immediately with concentration-based SO2 emission limits of 25 ppmvd on a  31 365-day rolling average and 50 ppmvd on a 7-day rolling average basis, both at 0%  oxygen, for the Billings FCCU.  In such circumstances, ExxonMobil shall be absolved of  any remaining obligations for the Billings FCCU under Paragraph 30 of this Consent  Decree.  30.  Particular Requirements for the Billings FCCU:  Conversion to Full Burn  Operation and Two-Step SO2 Reducing Catalyst Additive Program.  Unless and until  ExxonMobil selects Option B under Subparagraph 29.b.(2), ExxonMobil shall implement an SO2  emissions control program for the Billings FCCU as specified by this Paragraph.  The program  shall include conversion of the Billings FCCU to Full Burn Operation and implementation of a  special two-step protocol using SO2 Reducing Catalyst Additives, as described below.  a.  Conversion of Billings FCCU to Full Burn Operation.  By no later than  30 days after the Entry Date, ExxonMobil shall convert the Billings FCCU to Full Burn  Operation.  b.  SO2 Baseline Data for the Billings FCCU.  By no later than 210 days after  the Entry Date, ExxonMobil shall submit to EPA and the Applicable Co-Plaintiff a report on the  baseline period beginning 60 days after the Entry Date and ending 180 days after the Entry Date.  During that baseline period, the FCCU shall be operated in Full Burn Operation mode, without  use of SO2 Reducing Catalyst Additives.  The Baseline Data Report shall include all relevant  SO2 and O2 CEMS data and all other data set forth in Appendix H.  c.  Identification and Selection of SO2 Reducing Catalyst Additives for Trial  Use and Trial Procedures.  By the following dates, ExxonMobil shall select and submit for EPA  approval a written plan for use of at least three commercially available SO2 Reducing Catalyst  Additives that ExxonMobil proposes to use for short-term trials at the Billings FCCU.  32 No later than 255 Days after the Entry Date for the Step 1 trials of currentgeneration SO2 Reducing Catalyst  Additives  No later than January 15, 2010 for the Step 2 trials of futuregeneration SO2 Reducing Catalyst  Additives  In the plan for each set of short-term trials, ExxonMobil shall describe, in detail, the trial  procedures to be used, including but not limited to:  (i) the amount of additive to be baseloaded  into the regenerator; (ii) the method of additive loading; and (iii) the expected timing and  duration of the trial.  Each such plan shall also propose use of at least three specific SO2  Reducing Catalyst Additives that are likely to perform the best at reducing SO2 emissions in the  FCCU.  EPA will base its approval or disapproval of the SO2 Reducing Catalyst Additives on its  assessment of the performance of the proposed Additives in other FCCUs and the similarity of  those FCCUs to ExxonMobil’s Billings FCCU, with the objective of testing SO2 Reducing  Catalyst Additives likely to have the best performance in reducing SO2 emissions.  If EPA  objects to one or more of the proposed SO2 Reducing Catalyst Additives, or if EPA objects to  any other aspect of ExxonMobil’s plan, then EPA will explain the basis of its objections in  writing.  In the event that ExxonMobil submits less than three approvable Additives, EPA shall  identify and by that identification approve the use of other SO2 Reducing Catalyst Additives by  ExxonMobil.  d.  Performance of the Short-Term Trials.  In each Step of the protocol,  ExxonMobil shall perform a set of short-term trials in accordance with the plan approved by  EPA under Subparagraph 30.c.  ExxonMobil shall commence and complete the short-term trials  in accordance with the following schedule:  33 For the Step 1 trials of current-generation SO2 Reducing Catalyst Additives:  Commencement  Date  No later than 300 days after the Entry Date  Completion Date  No later than 480 days after the Entry Date  For the Step 2 trials of future-generation SO2 Reducing Catalyst Additives:  Commencement  Date  No later than March 1, 2010  Completion Date  No later than October 1, 2010  e.  Reports on the Short-Term Trials.  For each Step of the protocol,  ExxonMobil shall submit a written report to EPA describing the performance of each SO2  Reducing Catalyst Additive that was tested in the short-term trials.  (1)  In each Trials Report, ExxonMobil shall summarize the results of  the trials and shall provide all relevant SO2 and O2 CEMS data and all other data set forth  in Appendix H.  Each Trials Report shall also summarize any safety problems or  impairments of unit feed rate, conversion, feed slate, or yield selectivity observed in the  trials, and all steps that were taken to attempt to eliminate the problems or compensate  for such impairments.  (2)  In each Trials Report, ExxonMobil shall identify the Additive that  achieved the lowest SO2 concentration, corrected to 0% O2, when averaged over the  entire trial period and the additive that reduced emissions the most from a predicted  uncontrolled baseline during the trials (the “Best-Performing Additive”).  If EPA  determines that another Additive tested in the trials was the Best-Performing Additive in  the trials, then EPA, after consultation with the Applicable Co-Plaintiff, will so notify  ExxonMobil and ExxonMobil shall treat that Additive as the Best-Performing Additive  and use it at the specified addition rate in the Step 1 Interim Reduction Period (under  Subparagraph 30.f) or the Step 2 Demonstration (under Subparagraph 30.g).  34 (3)  ExxonMobil shall submit the Trials Reports in accordance with the  following schedule:  For the Step 1 trials of current-generation SO2 Reducing Catalyst Additives:  Report Due Date  No later than 540 days after the Entry Date  For the Step 2 trials of future-generation SO2 Reducing Catalyst Additives:  Report Due Date  No later than December 1, 2010  f.  Step 1 Interim Reduction Period.  By no later than 585 days after the Entry  Date, ExxonMobil shall commence and continue use of the Best-Performing Additive for Step 1  at the Required Addition Rate; provided, however, that ExxonMobil shall not be required to  operate the FCCU or use the Additive in a manner that creates a safety problem or impairs unit  feed rate, conversion, feed slate, or yield selectivity, unless reasonable steps can be taken to  eliminate the problem or compensate for such impairment.  ExxonMobil shall continue using the  Best-Performing Additive at the Required Addition Rate until commencement of the Step 2 trials  under Subparagraph 30.d.  g.  Step 2 Demonstration.  ExxonMobil shall commence and complete a  demonstration of the Best-Performing Additive for Step 2 in accordance with the following  schedule:  Commencement  Date  No later than January 15, 2011  Completion Date  No later than January 15, 2012  During the Step 2 demonstration, ExxonMobil shall use the Best-Performing Additive for Step 2  at the Required Addition Rate and shall operate the FCCU and the CO boiler in a manner that  minimizes SO2 emissions; provided, however, that ExxonMobil shall not be required to operate  the FCCU or use the Additive in a manner that creates a safety problem or impairs unit feed rate,  conversion, feed slate, or yield selectivity, unless reasonable steps can be taken to eliminate the  35 problem or compensate for such impairment.  Even after completion of the demonstration,  ExxonMobil shall continue using the Best-Performing Additive at the Required Addition Rate  until ExxonMobil begins complying with proposed and final SO2 emission limits under  Subparagraphs 30.h and 30.i.  h.  Step 2 Demonstration Report.  By no later than March 15, 2012,  ExxonMobil will submit a written report to EPA on the results of the Step 2 Demonstration.  In  the Step 2 Demonstration Report, ExxonMobil shall summarize the results of the demonstration  and shall provide all relevant SO2 and O2 CEMS data and all other data set forth in Appendix H.  In the Step 2 Demonstration Report, ExxonMobil shall propose a long-term (i.e., 365-day rolling  average) and short-term (i.e., 7-day rolling average) concentration-based (ppmvd) SO2 emission  limits, both as measured at 0% O2, for the Billings FCCU.  ExxonMobil shall comply with the  emission limits it proposes for the Billings FCCU beginning immediately upon submission of the  Step 2 Demonstration Report.  ExxonMobil shall continue to comply with these limits unless and  until ExxonMobil is required to comply with the emissions limits set by EPA pursuant to  Subparagraph 30.i.  i.  Establishment of Final Limits for the Billings FCCU.  EPA will use the  data collected during the Step 2 Demonstration Period, as well as all other available and relevant  information, to establish long-term and short-term final limits for SO2 emissions from the  Billings FCCU.  EPA will establish 365-day rolling average and 7-day rolling average  concentration-based (ppmvd) SO2 emission limits, corrected to 0% oxygen, which limits can be  met with a reasonable certainty of compliance.  Such limits may be the same as the limits  proposed by ExxonMobil in accordance with Subparagraph 30.h.  ExxonMobil may propose, and  EPA may establish, alternative emissions limits to be applicable during alternative operating  36 scenarios.  EPA will determine the limits based on:  (i) the level of performance during the Step  2 Demonstration Period; (ii) a reasonable certainty of compliance; and (iii) any other available  and relevant information.  EPA will notify ExxonMobil of its determination of the long-term and  short-term concentration-based SO2 emissions limits.  ExxonMobil shall immediately (or within  thirty (30) days, if EPA’s limit is more stringent than the limit proposed by ExxonMobil) operate  the FCCU so as to comply with the EPA-established emission limits.  Disputes regarding the  appropriate emission limits shall be resolved in accordance with the dispute resolution  provisions of this Decree; provided, however, that during the period of dispute resolution,  ExxonMobil shall use Additive in the manner and amount applicable during the Step 2  Demonstration Period (in lieu of meeting the EPA-established limits).  31.  Startup, Shutdown, and Malfunction.  SO2 emissions (i) caused by or  attributable to the startup or shutdown of an FCCU that is not controlled by a WGS and/or  (ii) during periods of Malfunction of the FCCU or Malfunction of the relevant FCCU’s WGS or  SO2 Reducing Catalyst Additive system will not be used in determining compliance with the  short-term (7-day) SO2 emission limits established pursuant to Subparagraphs 23.b, 24.b, 25.b,  26.b, 27.b, 28.b, and 29.b, provided that during such periods ExxonMobil implements good air  pollution control practices to minimize SO2 emissions.  Nothing in this Paragraph shall be  construed to relieve ExxonMobil of any obligation under any federal, state, or local law,  regulation, or permit to report emissions during periods of startup, shutdown, or Malfunction, or  to document the occurrence and/or cause of a startup, shutdown, or Malfunction event.  Emissions during any such period of startup, shutdown, or Malfunction shall either be:  (i) monitored with CEMS as provided by Paragraph 32; or (ii) monitored in accordance with an  37 Alternative Monitoring Plan approved by EPA if it is necessary to bypass the FCCU’s main  stack during the particular period of startup, shutdown, or Malfunction.  32.  Demonstrating Compliance with FCCU SO2 Emission Limits for the FCCUs.  By no later than the dates set out in Appendix N, ExxonMobil shall use SO2 and O2 CEMS at  each of the FCCUs at the refineries listed in Subsection V.A to monitor performance and to  report compliance with the terms and conditions of this Subsection V.C relating to SO2  emissions from the FCCUs.  As permitted by Paragraph 31, emissions during certain periods  may be monitored in accordance with an Alternative Monitoring Plan approved by EPA.  ExxonMobil shall make emissions monitoring data available to EPA as soon as practicable  following an EPA request for such data.  For the Baton Rouge FCCUs, the Baytown FCCUs, the  Beaumont FCCU, and the Torrance FCCU, unless compliance 40 C.F.R. Part 60, Appendix F is  otherwise required by the NSPS, state law or regulation, or a permit or approval, in lieu of the  requirements of 40 C.F.R. Part 60, Appendix F §§ 5.1.1, 5.1.3, and 5.1.4, ExxonMobil may  conduct:  (1) either a Relative Accuracy Audit (“RAA”) or a Relative Accuracy Test Audit  (“RATA”) once every three (3) years; and (2) a Cylinder Gas Audit (“CGA”) each calendar  quarter in which a RAA or RATA is not performed.  The Parties agree that the CEMS may need  to be moved and reinstalled because of the installation of control equipment, and that once  moved it will need to be re-calibrated and re-certified.  38 D. PARTICULATE MATTER EMISSIONS REDUCTIONS FROM THE  FCCUs.  33.  General.  ExxonMobil shall implement a program to reduce PM emissions from  the FCCUs at the refineries listed in Subsection V.A, as specified below.  Pursuant to Subsection  V.Q of this Consent Decree, ExxonMobil shall apply for federally-enforceable permits that  incorporate the lower PM emission limits established by this Subsection.  ExxonMobil will  monitor compliance with the emission limits as specified by this Subsection V.D.  34.  Emission Limits for PM.  a.  Consistent with the NSPS regulations at 40 C.F.R., Part 60, Subpart J,  ExxonMobil shall comply with an emission limit of 1.0 pounds of PM per 1000 pounds of coke  burned for the FCCUs listed below by the dates listed below:  FCCU  Baytown FCCU 2  Baytown FCCU 3  Beaumont FCCU  Joliet FCCU  Torrance FCCU  b.  PM Emission Limit Compliance Date  December 31, 2009  Consent Decree Entry Date  Consent Decree Entry Date  Consent Decree Entry Date  Consent Decree Entry Date  By no later than December 31, 2006, ExxonMobil shall:  (i) install and  commence operation of new third-stage cyclones on the Billings FCCU; and, thereafter  (ii) complete a performance test to assess PM emissions from the Billings FCCU under “turn  down” conditions based on the average of three runs in a test performed in accordance with  Method 5B or 5F.  If PM emissions during that performance test are less than 1.0 pound of PM  per 1000 pounds of coke burned, then the Billings FCCU shall comply with an emission limit of  1.0 pounds of PM per 1000 pounds of coke burned as of December 31, 2006, consistent with the  NSPS regulations at 40 C.F.R., Part 60, Subpart J.  If PM emissions during that performance test  are greater than or equal to 1.0 pound of PM per 1000 pounds of coke burned, then ExxonMobil  39 shall take additional steps to reduce PM emissions from the Billings FCCU and shall comply  with an emission limit of 1.0 pounds of PM per 1000 pounds of coke burned as of December 31,  2008, consistent with the NSPS regulations at 40 C.F.R., Part 60, Subpart J.  By no later than  December 31, 2006, ExxonMobil shall provide EPA and the Applicable Co-Plaintiff a written  report that summarizes the results of the performance test and either:  (i) indicates that  ExxonMobil will comply with the emission limit by December 31, 2006 under this Paragraph; or  (ii) indicates that ExxonMobil will comply with the emission limit by December 31, 2008 and  summarizes the additional steps that ExxonMobil intends to take to comply with the emission  limit under this Paragraph.  35.  NSR Emission Limits for PM.  At any time during the term of the Consent  Decree, ExxonMobil may accept a Final PM Limit of 0.5 pounds of PM per 1000 pounds of coke  burned based on the average of three runs in a test performed in accordance with Method 5B or  5F.  Upon accepting such limit:  (i) ExxonMobil’s liability for certain potential NSR violations  for PM emissions from the relevant FCCU shall be resolved pursuant to Paragraph 238 of this  Consent Decree; and (ii) ExxonMobil, in accordance with Paragraph 142, shall apply for a  federally-enforceable permit that shall incorporate this Final PM Limit.  36.  Startup, Shutdown, and Malfunction.  PM emissions (i) caused by or  attributable to the startup or shutdown of an FCCU that is not controlled by a WGS and/or  (ii) during periods of Malfunction of the FCCU or Malfunction of the relevant FCCU’s WGS,  third-stage cyclones or electrostatic precipitator will not be used in determining compliance with  any PM emission limits established by Paragraphs 34 and 35, provided that during such periods  ExxonMobil implements good air pollution control practices to minimize PM emissions.  Nothing in this Paragraph shall be construed to relieve ExxonMobil of any obligation under any  40 federal, state, or local law, regulation, or permit to report emissions during periods of startup,  shutdown, or Malfunction, or to document the occurrence and/or cause of a startup, shutdown, or  Malfunction event.  37.  PM Testing. ExxonMobil shall follow the test protocol specified in 40 C.F.R.  § 60.106(b)(2) using EPA Reference Method 5B or 5F to measure PM emissions from each of  the FCCUs identified in Paragraph 34.  ExxonMobil shall propose and submit the test protocol to  EPA for approval, with a copy to the Applicable Co-Plaintiff, by no later than three (3) months  after a PM limit becomes effective.  ExxonMobil shall conduct the first test no later than three  (3) months after EPA approves the test protocol.  ExxonMobil shall conduct annual PM tests on  each of the FCCUs identified in Paragraph 34 and shall submit the results in the first  Semi-Annual Report due under Section IX that is at least three (3) months after the test.  Upon  demonstrating through at least three (3) annual tests that the PM limits are not being exceeded at  a particular FCCU, ExxonMobil may request EPA approval to conduct tests less frequently than  annually.  Such approval will not be unreasonably withheld.  Nothing in this Consent Decree  shall limit the authority of EPA or an Applicable Co-Plaintiff to require additional tests under  any statutory or regulatory provision or under any permit.  E. CARBON MONOXIDE EMISSIONS REDUCTIONS FROM THE FCCUs.  38.  General.  ExxonMobil shall implement a program to reduce CO emissions from  the FCCUs at the refineries listed in Subsection V.A, as specified below.  Pursuant to Subsection  V.Q of this Consent Decree, ExxonMobil shall apply for federally-enforceable permits that  incorporate the lower CO emission limits.  ExxonMobil will monitor compliance with the  emission limits with CEMS, as specified by this Subsection V.E.  41 39.  Emission Limits for CO.  Consistent with the NSPS regulations at 40 C.F.R.,  Part 60, Subpart J, ExxonMobil shall comply with an emission limit of 500 ppmvd CO corrected  to 0% O2 on a 1-hour average basis for the FCCUs listed below by the dates listed below:  FCCU  Baytown FCCU 2  Baytown FCCU 3  Beaumont FCCU  Billings FCCU  Joliet FCCU  Torrance FCCU  40.  CO Emission Limit Compliance Date  Consent Decree Entry Date  Consent Decree Entry Date  Consent Decree Entry Date  Consent Decree Entry Date  Consent Decree Entry Date  Consent Decree Entry Date  NSR Emission Limits for CO.  At any time during the term of the Consent  Decree, ExxonMobil may accept the following Final CO Limits for a FCCU:  Long-term limit:  150 ppmvd CO on a 365-day rolling average basis at 0% O2  Short-term limit:  250 ppmvd CO on a 24-hour rolling average basis at 0% O2  Upon accepting such Final CO Limits for a FCCU:  (i) ExxonMobil’s liability for certain potential NSR violations for CO emissions from the relevant FCCU shall be resolved pursuant to Paragraph 239 of this Consent Decree; and (ii) ExxonMobil shall, in accordance with Paragraph 142, apply for a federally-enforceable permit that incorporates such limits. 41.  Startup, Shutdown, and Malfunction.  CO emissions (i) caused by or  attributable to the startup, shutdown, or Malfunction of an FCCU listed in Subsection V.A and/or  (ii) during periods of Malfunction of the relevant FCCU’s CO control system will not be used in  determining compliance with any short-term (i.e., 1-hour and/or 24-hour) CO emission limit  established pursuant to Paragraph 39 or 40, provided that during such periods ExxonMobil  implements good air pollution control practices to minimize CO emissions.  Nothing in this  Paragraph shall be construed to relieve ExxonMobil of any obligation under any federal, state, or  local law, regulation, or permit to report emissions during periods of startup, shutdown, or  42 Malfunction, or to document the occurrence and/or cause of a startup, shutdown, or Malfunction  event.  Emissions during any such period of startup, shutdown, or Malfunction shall either be:  (i) monitored with CEMS as provided by Paragraph 42; or (ii) monitored in accordance with an  Alternative Monitoring Plan approved by EPA if it is necessary to bypass the FCCU’s main  stack during the particular period of startup, shutdown, or Malfunction.  42.  Demonstrating Compliance with CO Emissions Limits.  By no later than the  dates set out in Appendix N, ExxonMobil shall use CO and O2 CEMS at each of the FCCUs at  the refineries listed in Paragraph 39 to monitor emissions and to report compliance with the  terms and conditions of this Subsection V.E relating to CO emissions from the FCCUs.  As  permitted by Paragraph 41, emissions during certain periods may be monitored in accordance  with an Alternative Monitoring Plan approved by EPA.  ExxonMobil shall make emissions  monitoring data available to EPA as soon as practicable following an EPA request for such data.  For the Baton Rouge FCCUs, the Baytown FCCUs, the Beaumont FCCU, the Billings FCCU,  and the Torrance FCCU, unless compliance with 40 C.F.R. Part 60, Appendix F is otherwise  required by the NSPS, state law or regulation, or a permit or approval, in lieu of the requirements  of 40 C.F.R. Part 60, Appendix F §§ 5.1.1, 5.1.3, and 5.1.4, ExxonMobil may conduct: (1) either  a Relative Accuracy Audit (“RAA”) or a Relative Accuracy Test Audit (“RATA”) once every  three (3) years; and (2) a Cylinder Gas Audit (“CGA”) each calendar quarter in which a RAA or  RATA is not performed.  The Parties agree that the CEMS may need to be moved and reinstalled  because of the installation of control equipment, and that once moved it will need to be recalibrated and re-certified.  43 F. NSPS APPLICABILITY TO THE FCCU CATALYST REGENERATORS. 43. NSPS Applicability and Compliance. Each of the FCCU catalyst regenerators for the FCCUs at the refineries listed in Subsection V.A shall be an “affected facility,” as that term is used in 40 C.F.R. Part 60, Subparts A and J, with respect to the pollutants specified for such FCCU catalyst regenerators in the following Subparagraphs, and shall be subject to all of the applicable requirements of NSPS Subparts A and J, by the dates set forth below. a. Sulfur Oxides. ExxonMobil shall comply with the requirements of NSPS Subparts A and J for the following FCCU catalyst regenerators for SO2 by the following dates: FCCU Baton Rouge PCLA 2 Baton Rouge PCLA 3 Baytown FCCU 2 Baytown FCCU 3 Beaumont FCCU Joliet FCCU Torrance FCCU b. NSPS Effective Date for SO2 January 1, 2006 January 1, 2006 December 31, 2006 Consent Decree Entry Date Consent Decree Entry Date December 31, 2008 Consent Decree Entry Date Particulate Matter. (1) ExxonMobil shall comply with the requirements of NSPS Subparts A and J for the following FCCU catalyst regenerators for PM by the following dates: FCCU Baytown FCCU 2 Baytown FCCU 3 Beaumont FCCU Joliet FCCU Torrance FCCU (2) NSPS Effective Date for PM December 31, 2009 Consent Decree Entry Date Consent Decree Entry Date Consent Decree Entry Date Consent Decree Entry Date ExxonMobil shall comply with the requirements of NSPS Subparts A and J for the Billings FCCU catalyst regenerator for PM: (i) by no later than December 31, 2006, if the results of performance tests conducted pursuant to Subparagraph 34.b are such that compliance with an emission limit of 1.0 pounds PM per 44 1000 pounds of coke burned is required by that date; or (ii) by no later than December  31, 2008, if the results of performance tests conducted pursuant to Subparagraph 34.b are  such that compliance with an emission limit of 1.0 pounds PM per 1000 pounds of coke  burned is required by that date.  c.  Carbon Monoxide.  ExxonMobil shall comply with the requirements of  NSPS Subparts A and J for the following FCCU catalyst regenerators for CO by the following  dates:  FCCU  Baytown FCCU 2  Baytown FCCU 3  Beaumont FCCU  Billings FCCU  Joliet FCCU  Torrance FCCU  d.  NSPS Effective Date for CO  Consent Decree Entry Date Consent Decree Entry Date Consent Decree Entry Date 18 months after Consent Decree Entry Date 18 months after Consent Decree Entry Date Consent Decree Entry Date Opacity.  ExxonMobil shall comply with the requirements of NSPS  Subparts A and J for the following FCCU catalyst regenerators for opacity by the following  dates:  FCCU  Baytown FCCU 2  Baytown FCCU 3  Beaumont FCCU  Billings FCCU  Joliet FCCU  Torrance FCCU  NSPS Effective Date for Opacity  Submit AMP six months after Entry Date Submit AMP six months after Entry Date AMP pending December 31, 2006 Consent Decree Entry Date Consent Decree Entry Date Where this Subparagraph specifies an alternative monitoring plan (“AMP”) submittal date  (rather than a final NSPS Subpart A and J compliance date), ExxonMobil shall submit to EPA a  timely and complete AMP application by the date(s) specified.  Where this Subparagraph  indicates that an AMP is pending, ExxonMobil has already submitted an AMP application to  EPA.  If an AMP is not approved, ExxonMobil shall submit to EPA for approval a plan for  45 complying with the monitoring requirements of NSPS Subparts A and J for the particular  equipment within ninety (90) days of receiving notice of the disapproval.  The equipment will  become an affected facility when ExxonMobil receives EPA’s approval of the relevant AMP.  A  plan for complying with the monitoring requirements of NSPS Subparts A and J may include a  revised AMP application, physical or operational changes to the equipment, or additional or  different monitoring.  e.  For all periods of operation, ExxonMobil shall ensure that each FCCU  catalyst regenerator complies with the applicable emissions limitations imposed by NSPS  Subpart J, as specified by the preceding Subparagraphs, except during periods of startup,  shutdown, or Malfunction, as defined by 40 C.F.R. § 60.2.  At all times, including periods of  startup, shutdown, and Malfunction, ExxonMobil shall, to the extent practicable, maintain and  operate each FCCU catalyst regenerator and any associated air pollution control equipment in a  manner consistent with good air pollution control practice for minimizing emissions.  f.  For FCCU catalyst regenerators that become affected facilities under  NSPS Subparts A and J pursuant to this Paragraph 43.  Entry of this Consent Decree and  compliance with the relevant monitoring requirements of this Consent Decree for FCCUs shall  satisfy the notice requirements of 40 C.F.R. 60.7(a) and the initial performance test requirements  of 40 C.F.R. § 60.8(a).  44.  Particular Requirements Applicable to the Baton Rouge FCCUs.  a.  Compliance with NSPS SO2 Emission Limitations.  By no later than  January 1, 2006, ExxonMobil shall ensure that the Baton Rouge FCCUs’ catalyst regenerators  comply with the applicable NSPS SO2 emission limitations at all times, except during periods of  startup, shutdown or Malfunction as defined by 40 C.F.R. § 60.2.  Specifically, ExxonMobil  46 shall:  (i) comply with the emission limitation established by 40 C.F.R. 60.104(b)(1), except  during any period of planned routine maintenance on the Baton Rouge WGS approved in  accordance with 40 C.F.R. 63.1575(j); and (ii) comply with one of the alternative emission  limitations established by 40 C.F.R. 60.104(b)(2) or (b)(3) during any period of planned routine  maintenance on the Baton Rouge WGS approved in accordance with 40 C.F.R. 63.1575(j).  Compliance with the provisions of this Subparagraph 44.a shall constitute compliance with the  emission limitations requirements of 40 C.F.R. § 60.104(b).  b.  MACT Standard Compliance.  ExxonMobil shall ensure that each of the  Baton Rouge FCCUs complies with all applicable requirements of the Maximum Achievable  Control Technology standard for catalytic cracking units, as set forth at 40 C.F.R. Part 63,  Subparts A and UUU (the “MACT Standard”) including, but not limited to:  (i) the emission  limitations imposed by 40 C.F.R. §§ 63.1564(a) and 63.1565(a); (ii) the requirement to prepare  and operate at all times in compliance with an operation, maintenance, and monitoring plan  (an “OMM Plan”), as defined in 40 C.F.R. § 63.1574(f), and a startup, shutdown, and  malfunction plan (an “SSM Plan”), as defined in 40 C.F.R. § 63.6(e)(3); and (iii) the provisions  of 40 C.F.R. § 63.1575(j) relating to planned routine maintenance on the Baton Rouge WGS.  c.  OMM Plan Requirements.  The OMM Plan(s) for the Baton Rouge  FCCUs shall include a schedule and procedures for planned routine maintenance on the Baton  Rouge WGS.  The schedule and procedures shall be consistent with good air pollution control  practices for minimizing emissions to the extent practicable, and shall incorporate the  requirements specified by the following Subparagraphs.  (1)  The OMM Plan(s) shall establish schedules and procedures for  minimizing criteria pollutant and hazardous air pollutant emissions associated with  47 planned routine maintenance on the Baton Rouge WGS, to the extent practicable.  The  OMM Plan shall specifically require that ExxonMobil:  (i) minimize the duration of each  planned routine maintenance period; (ii) maximize WGS run length between planned  routine maintenance periods; (iii) coordinate planned routine maintenance on the WGS  with scheduled turnarounds of at least one of the Baton Rouge FCCUs; and (iv) seek and  obtain the applicable permitting authority’s advance approval of each planned routine  maintenance period under the requirements imposed by 40 C.F.R. § 63.1575(j).  (2)  The OMM Plan requirements specified by Subparagraph 44.c.(1)  shall apply only to planned routine maintenance on the Baton Rouge WGS, and shall not  apply to any unplanned shutdown or malfunction.  Among other things, as required by  Subparagraph 44.b, the SSM Plan for the Baton Rouge FCCUs shall separately address  periods of unplanned shutdown or malfunction, including ExxonMobil’s duty to operate  and maintain the affected source (including associated air pollution control equipment  and monitoring equipment) in a manner consistent with good air pollution control  practices for minimizing emissions to the extent practicable.  d.  Emissions of NOx and SO2 from the Baton Rouge FCCUs during periods  of planned routine maintenance on the Baton Rouge WGS shall not be used in determining  compliance with the short-term NOx and SO2 emission limits established for the Baton Rouge  FCCUs under Subparagraphs 13.b.(2) and 25.b of this Consent Decree, provided that  ExxonMobil operates the units in a manner consistent with good air pollution control practices  during such periods.  Emissions during such periods of planned routine maintenance on the  Baton Rouge WGS shall either be:  (i) monitored with CEMS as provided by Paragraphs 21 and  32; or (ii) monitored in accordance with an Alternative Monitoring Plan approved by EPA.  48 G.  NOx EMISSIONS REDUCTIONS FROM COMBUSTION UNITS.  45.  General.  ExxonMobil shall implement a program to reduce NOx emissions from  Combustion Units identified in Appendix A through the installation of NOx controls or the  shutdown of certain units and by the acceptance of permit limits on the units controlled to meet  the requirements of Paragraphs 47 and 51.  ExxonMobil will monitor compliance with the  emission limits through the use of CEMS, a predictive emissions monitoring system (“PEMS”),  or stack tests as described in more detail below.  46.  Identification of Qualifying Controls.  ExxonMobil shall select one or any  combination of the following “Qualifying Controls” to satisfy the requirements of Paragraphs 47  and 51:  i.  selective catalytic reduction or selective non-catalytic reduction;  ii.  Current Generation or Next Generation Ultra-Low NOx Burners;  iii. other technologies which ExxonMobil demonstrates to EPA’s satisfaction should  reduce NOx emissions to 0.040 pounds of NOx per mmBTU heat input or lower;  or  iv. permanent shutdown of a Combustion Unit with surrender of its operating permit;  provided, however, that to the extent that the emissions reductions resulting from  the permanent shutdown are used to satisfy the requirements of Paragraphs 47,  50, and 51, those reductions may not be used as reductions for the construction of  new units or the modification of existing units permitted collectively as a single  project with the shutdown, notwithstanding the provisions of  Subparagraph 150.iv.  47.  Installation of Qualifying Controls.  a.  On or before September 30, 2010, ExxonMobil shall use Qualifying  Controls to reduce NOx emissions from the Combustion Units listed in Appendix A by at least  4750 tons per year, so as to satisfy the following inequality:  49 n ∑ [( E ) − ( Eallowable) i ] ≥ 4750 tons per year  actual i i =1  Where:  (Eallowable)i  =  [(The permitted allowable pounds of NOx per million BTU  for Combustion Unit i)/(2000 pounds per ton)] x [(the  lower of permitted or maximum heat input rate capacity in  million BTU per hour for Combustion Unit i) x (the lower  of 8760 or permitted hours per year)];  (EActual)i  = The tons of NOx per year prior actual emissions as listed in  Appendix A for Combustion Unit i (unless prior actual  emissions exceed allowable emissions, then use allowable);  and  n  = The number of Combustion Units with Qualifying Controls  from those listed in Appendix A that are selected by  ExxonMobil to satisfy the requirements of the equation set  forth in this Paragraph 47.  Permit limits established to implement this Paragraph may use a 365-day rolling average for  Combustion Units that use a CEMS or PEMS to monitor compliance, and for Combustion Units  that do not use a CEMS or PEMS, the permit limits averaging period must be no longer than the  averaging period of the reference test method.  b.  For the following four sets of Combustion Units:  i. Baton Rouge Refinery Combustion Units F-2 and F-3 (at Refinery Units PCLA-2  and PCLA-3);  ii. Baytown Refinery Combustion Units GTG-38, GTG-41, GTG-42, GTG-43,  GTG-44, and GTG-45 (all at Refinery Units BH-6 and BH-7);  iii. Baytown Refinery Combustion Units F-801 and F-802 (at Refinery Unit PS-8);  and  iv.  Beaumont Refinery Boiler 33 and Boiler 34 (at Power Plant 3).  50 ExxonMobil may use the combined permitted heat input capacity for the set of Combustion  Units in the inequality in Subparagraph 47.a, provided that each Combustion Unit in the set has  an identical emission limit (in lbs/mmBTU).  The emission limit and combined permitted heat  input capacity for the set may be used in the inequality as if the set of Combustion Units were  one unit.  48.  Baseline Information.  Appendix A to this Consent Decree provides the  following information for each Combustion Unit:  i. the maximum physical heat input capacity or, if less, the allowable heat input  capacity in mmBtu/hr (HHV);  ii. the baseline emission rate for the agreed-upon baseline years in pounds of NOx  per mmBtu heat input (HHV) and tons per year of actual emissions;  iii. the type of data used to derive the emission estimate (i.e., emission factor, stack  test, or CEMS data); and,  iv.  the utilization rate in annual average mmBtu/hr (HHV) for the baseline years.  49.  NOx Control Plan.  ExxonMobil shall submit a detailed NOx control plan (the  “NOx Control Plan”) to EPA for review and comment by no later than 90 days after the Entry  Date, with annual updates (covering the prior calendar year as determined at calendar year end)  with the first report submitted pursuant to Section IX (Recordkeeping and Reporting) following  the passage of each calendar year until termination of the Consent Decree or until the reductions  required by Paragraph 47 are achieved, whichever occurs first.  The NOx Control Plan and its  annual updates shall describe the achieved (as determined at calendar year end) and anticipated  progress of the NOx emissions reductions program for Combustion Units and shall contain the  following information for each Combustion Unit greater than 40 mmBtu/hr that ExxonMobil  plans to use to satisfy the requirements of Paragraphs 47, 50, and 51:  51 i.  All of the information in Appendix A;  ii. Identification of the type of Qualifying Controls installed or planned with date  installed or planned (including identification of the Combustion Unit to be  permanently shut down);  iii. To the extent limits exist, the allowable NOx emission rates (in lbs/mmBtu  (HHV)), with averaging period) and allowable heat input rate (in mmBtu/hr  (HHV)) obtained or planned with dates obtained or planned;  iv. The results of emissions tests and annual average CEMS data (reported in ppmvd  corrected to 3% O2, and in lbs/mmBtu) conducted pursuant to Paragraph 53 and  tons per year; and  v. The amount in tons per year applied or to be applied toward satisfying  Paragraph 47.  Appendix A, the NOx Control Plan, and the annual updates required by this Paragraph shall be  for informational purposes only and shall not be used to develop permit requirements or other  operating restrictions.  ExxonMobil may change any projections, plans, or information  (including, but not limited to, which units ExxonMobil plans to control) that is included in the  NOx Control Plan or updates by including such changes or updates in its annual reports.  50.  Milestones.  a.  By December 31, 2008, ExxonMobil shall install sufficient Qualifying  Controls and have applied for emission limits sufficient to reduce NOx emissions by two-thirds  of the NOx emissions reductions required by Paragraph 47.  In the first Semi-Annual Report to  be submitted under Section IX after December 31, 2008, ExxonMobil shall include a report  showing how it satisfied the requirement of this Subparagraph.  b.  By December 31, 2009, ExxonMobil shall install sufficient Qualifying  Controls and have applied for emission limits sufficient to reduce NOx emissions by 95% of the  NOx emissions reductions required by Paragraph 47.  In the first Semi-Annual Report to be  52 submitted under Section IX after December 31, 2009, ExxonMobil shall include a report  showing how it satisfied the requirement of this Paragraph.  c.  Consistent with Paragraph 47, ExxonMobil shall install the remainder of  the required Qualifying Controls by no later than September 30, 2010.  51.  By no later than September 30, 2010, Combustion Units with Qualifying Controls  shall represent at least 30% of the total maximum heat input capacity of all Combustion Units  greater than 40 mmBtu/hr (at HHV) located at each of the Covered Refineries.  Any Qualifying  Controls may be used to satisfy this requirement, regardless of when the Qualifying Controls  were installed.  52.  Pursuant to Subsection V.Q of this Consent Decree, ExxonMobil shall apply for  federally-enforceable permits that incorporate emission limits (in lbs/mmBTU) for Combustion  Units required under Paragraph 47, to ensure that the NOx emission reduction requirements  imposed by this Subsection V.G shall survive the termination of this Consent Decree.  53.  For Combustion Units where Qualifying Controls are installed after the Entry  Date, beginning no later than 180 days after installing Qualifying Controls on and commencing  operation of a Combustion Unit that will be used to satisfy the requirements of Paragraph 47,  ExxonMobil shall monitor such Combustion Unit as follows:  i. For each Combustion Unit with a maximum physical capacity greater than 150  mmBtu/hr (HHV), install or continue to operate a NOx and O2 CEMS.  ii. For each Combustion Unit with a maximum physical capacity greater than 100  mmBtu/hr (HHV) but less than or equal to 150 mmBtu/hr (HHV), install or  continue to operate a NOx and O2 CEMS, or monitor NOx emissions with a  PEMS developed and operated pursuant to the requirements of Appendix B of  this Consent Decree.  iii. For each Combustion Unit with a maximum physical capacity of less than or  equal to 100 mmBtu/hr (HHV), (a) conduct an initial performance test and any  53 periodic tests that may be required by EPA or by an Applicable Co-Plaintiff under  other applicable regulatory authority; or (b) comply with the monitoring  requirements described in Subparagraphs 53.i. or 53.ii above.  The results of the  initial performance testing shall be reported to the EPA and the Applicable  Co-Plaintiff within 90 days of completing the test.  ExxonMobil shall use Method 7E to conduct initial performance testing required by  Subparagraph 53.iii.  Monitoring with a PEMS that is required by this Paragraph shall be  conducted in accordance with the requirements of Appendix B.  By no later than 90 days after  the Entry Date, ExxonMobil shall submit to EPA for review and comment a PEMS Program in  accordance with Appendix B.  For units that utilize Qualifying Controls as of the Entry Date and  which ExxonMobil intends to use to achieve the NOx reductions required by Paragraphs 47  and/or 51, ExxonMobil shall implement the specified monitoring requirements (CEMS, PEMS,  stack test) based on the capacity of the Combustion Unit as listed in Appendix A by no later than  eighteen (18) months after the Entry Date.  For any such unit with a maximum physical capacity  of less than or equal to 100 mmBtu/hr (HHV), an additional performance test is not required  under this Paragraph if an initial performance test using Method 7E was performed after January  1, 2004 and after the Combustion Unit was equipped with Qualifying Controls.  54.  Demonstrating Compliance through Use of a NOx CEMS.  ExxonMobil shall  install, certify, calibrate, maintain, and operate the CEMS required by Paragraph 53 in  accordance with 40 C.F.R. Part 60, Appendices A and F, and the applicable performance  specification test of 40 C.F.R. Part 60, Appendix B.  For the Baton Rouge Refinery, the Baytown  Refinery, the Beaumont Refinery, and the Torrance Refinery, unless Appendix F is otherwise  required by the NSPS, state law or regulation, or a permit or approval, in lieu of the requirements  of 40 C.F.R. Part 60, Appendix F §§ 5.1.1, 5.1.3 and 5.1.4, ExxonMobil may conduct either a  Relative Accuracy Audit (“RAA”) or a Relative Accuracy Test Audit (“RATA”) once every  54 three (3) years and shall conduct Cylinder Gas Audits (“CGA”) each calendar quarter during  which a RAA or a RATA is not performed.  55.  The requirements of this Subsection V.G do not exempt ExxonMobil from  complying with any and all Federal, state, regional, and local requirements that may require  technology, equipment, monitoring, or other upgrades based on actions or activities occurring  after the Date of Lodging of the Consent Decree, or based upon new or modified regulatory,  statutory, or permit requirements.  However, nothing in this Subsection V.G is meant to prevent  ExxonMobil from using the NOx reductions achieved pursuant to this Section towards future  NOx emission reduction requirements except as prohibited under Section VI (Emission Credit  Generation) of this Consent Decree.  ExxonMobil is not prohibited from using additional  emission reductions from Combustion Units that are not required by this Consent Decree for any  other purpose as allowed by Paragraph 150.  56.  ExxonMobil shall retain records demonstrating installation of Qualifying Controls  under Paragraph 47 and monitoring/test data under Paragraph 53 until termination of the Consent  Decree.  ExxonMobil shall submit such records to EPA upon request.  57.  If ExxonMobil transfers ownership of any Covered Refinery before achieving all  of the NOx reductions required by Paragraph 47, ExxonMobil shall notify EPA and the  Applicable Co-Plaintiff of that transfer and shall submit an allocation to EPA and the Applicable  Co-Plaintiff for that Covered Refinery’s share of NOx reduction requirements of Paragraph 47  that will apply individually to the transferred refinery after such transfer.  If ExxonMobil  chooses, such allocation may be zero.  Any such allocation shall be memorialized in a Consent  Decree modification in accordance with Paragraphs 7 and 269.  55 H. SO2 EMISSIONS REDUCTIONS FROM AND NSPS APPLICABILITY OF  HEATERS, BOILERS AND OTHER FUEL GAS COMBUSTION  DEVICES.  58.  General.  ExxonMobil shall undertake measures to limit SO2 emissions from  refinery heaters and boilers and other fuel combustion devices by restricting H2S in refinery fuel  gas and by agreeing not to burn Fuel Oil except as specifically permitted under the provisions of  this Subsection V.H.  Flaring Devices are not subject to the provisions of this Subsection V.H,  but rather are subject to the provisions of Subsections V.J, V.K, and V.L.  59.  NSPS Applicability to Heaters, Boilers and Other Fuel Gas Combustion  Devices (Other than Flaring Devices).  a.  Upon the Entry Date, each heater and boiler that is used to combust  refinery fuel gas at any of the Covered Refineries shall be an “affected facility,” as that term is  used in 40 C.F.R. Part 60, Subparts A and J, and shall be subject to, and comply with the  requirements of NSPS Subparts A and J for fuel gas combustion devices, except for those heaters  and boilers listed in Appendix C, each of which shall be an affected facility and shall be subject  to and comply with the requirements of NSPS Subparts A and J for fuel gas combustion devices  by the dates listed in Appendix C.  b.  By the dates listed in Appendix D, each of the other fuel gas combustion  devices that is used to combust refinery fuel gas at any of the Covered Refineries, as listed in  Appendix D, shall be an “affected facility,” as that term is used in 40 C.F.R. Part 60, Subparts A  and J, and shall be subject to and comply with the requirements of NSPS Subparts A and J for  fuel gas combustion devices.  c.  Where Appendix C or D specifies an alternative monitoring plan (“AMP”)  submittal date (rather than a final NSPS Subpart A and J compliance date), ExxonMobil shall  56 submit to EPA a timely and complete AMP application by the date(s) specified.  To the extent  that ExxonMobil seeks approval of an alternative monitoring method that is the same or  substantially similar to the method identified in the “Alternative Monitoring Plan for NSPS  Subpart J Refinery Fuel Gas,” which is attached hereto in Appendix E, ExxonMobil may begin  using such method immediately upon submitting its application for approval to use such method.  If an AMP is not approved, ExxonMobil shall submit to EPA for approval a plan for complying  with the monitoring requirements of NSPS Subparts A and J for the particular equipment within  ninety (90) days of receiving notice of the disapproval.  The equipment will become an affected  facility when ExxonMobil receives EPA’s approval of the relevant AMP.  A plan for complying  with the monitoring requirements of NSPS Subparts A and J may include a revised AMP  application, physical or operational changes to the equipment, or additional or different  monitoring.  d.  For some heaters and boilers that combust low-flow VOC streams from  vents, pumpseals, and other sources, it is anticipated that some of the AMP applications will rely  in part on calculating a weighted average H2S concentration of all VOC and fuel gas streams that  are burned in a single heater or boiler and demonstrating with alternative monitoring that either  the SO2 emissions from the heater or boiler will not exceed 20 ppm or that the weighted average  H2S concentration is not likely to exceed 0.1 grains H2S per dry standard cubic foot of fuel gas.  EPA shall not reject an AMP solely due to the AMP’s use of one of these approaches to  demonstrating compliance with NSPS Subpart J.  60.  Elimination/Reduction of Fuel Oil Burning.  Effective on the Entry Date,  ExxonMobil shall not burn Fuel Oil in any combustion unit at any of the Covered Refineries  except during periods of Natural Gas Curtailment.  Nothing herein is intended to limit, or shall  57 be interpreted as limiting:  (i) the use of torch oil in an FCCU regenerator to assist in starting,  restarting, maintaining hot standby, or maintaining regenerator heat balance; or (ii) combustion  of acid soluble oil in a combustion device.  61.  Compliance with Consent Decree Constitutes Compliance with Certain  NSPS Subpart A Requirements.  For each fuel gas combustion device that becomes an  “affected facility,” as that term is used in 40 C.F.R. Part 60, Subparts A and J, pursuant to this  Subsection V.H, entry of this Consent Decree and compliance with the relevant monitoring  requirements of this Consent Decree for such fuel gas combustion device will satisfy the notice  requirements of 40 C.F.R. § 60.7(a) and the initial performance test requirement of 40 C.F.R.  § 60.8(a).  I.  SULFUR RECOVERY PLANT OPERATIONS.  62.  General.  ExxonMobil shall comply with the requirements specified below for  the Sulfur Recovery Plants (“SRPs”) at the Baton Rouge, Baytown, Beaumont, Joliet, and  Torrance Refineries.  63.  Sulfur Recovery Plant NSPS Applicability.  Each of the following SRPs shall  be an “affected facility,” as that term is used in 40 C.F.R. Part 60, Subparts A and J, as follows:  SRP  Baytown SRP  Beaumont SRP  Joliet SRP  Torrance SRP  64.  NSPS Effective Date  Consent Decree Entry Date  Consent Decree Entry Date  December 31, 2008  Consent Decree Entry Date  Sulfur Recovery Plant NSPS Compliance.  By no later than the NSPS Effective  Dates specified by Paragraph 63, ExxonMobil shall ensure that the SRPs listed in Paragraph 63  comply with all applicable provisions of NSPS set forth at 40 C.F.R. Part 60, Subparts A and J,  including, but not limited to, the following:  58 a.  Emission Limit.  ExxonMobil shall, for all periods of operation of these  SRPs, comply with 40 C.F.R. § 60.104(a)(2) at each SRP except during periods of startup,  shutdown or Malfunction.  The startup/shutdown provisions set forth in NSPS Subpart A shall  not apply to the independent startup or shutdown of a TGU serving as a control device for the  SRP.  b.  Monitoring.  ExxonMobil shall monitor all emissions points (stacks) to the  atmosphere for Tail Gas emissions and shall monitor and report excess emissions from each of  these SRPs as required by 40 C.F.R. §§ 60.7(c), 60.13, and 60.105(a)(5), (6) or (7).  During the  term of this Consent Decree, ExxonMobil shall conduct emissions monitoring from these SRPs  with CEMS that are compliant with NSPS requirements at all of the emission points, unless an  SO2 alternative monitoring procedure has been approved by EPA, pursuant to 40 C.F.R.  § 60.13(i), for any of the emission points.  The requirement for continuous monitoring of the  SRP emission points is not applicable to the Acid Gas Flaring Devices used to flare the Acid Gas  or Sour Water Stripper Gas diverted from the SRPs.  c.  Notice and Initial Performance Test Requirements.  For each SRP listed in  Paragraph 63, entry of this Consent Decree and compliance with the relevant monitoring  requirements of this Consent Decree for such SRP will satisfy the notice requirements of 40  C.F.R. § 60.7(a) and the initial performance test requirement of 40 C.F.R. § 60.8(a).  65.  Good Operation and Maintenance and PMO Plans.  a.  By no later than 90 days after the Entry Date, ExxonMobil shall submit to  EPA and the Applicable Co-Plaintiffs a summary of the plans, implemented or to be  implemented, at each of the Covered Refineries for enhanced maintenance and operation of the  SRPs, the control devices, and the appropriate Upstream Process Units.  Those plans shall be  59 termed the Preventative Maintenance and Operations Plans (“PMO Plans”).  The PMO Plans  shall be a compilation of ExxonMobil’s approaches for exercising good air pollution control  practices and for minimizing SO2 emissions from sulfur processing and Upstream Process Units  at the Covered Refineries.  The PMO Plans shall have as its goals the elimination of Acid Gas  Flaring and operation of the SRPs between scheduled maintenance turnarounds with  minimization of emissions.  The PMO Plans shall include, but shall not be limited to, sulfur  shedding procedures, startup and shutdown procedures of the SRPs, control devices and  Upstream Process Units, emergency procedures and schedules to coordinate maintenance  turnarounds of the SRP Claus trains and any control device to coincide with scheduled  turnarounds of major Upstream Process Units.  Through and after termination of this Consent  Decree, ExxonMobil shall implement the PMO Plans at all times, including periods of startup,  shutdown and Malfunction, consistent with the requirements imposed by 40 C.F.R. § 60.11(d).  Changes to the PMO Plan related to minimizing Acid Gas Flaring and/or SO2 emissions shall be  summarized and reported by ExxonMobil to EPA and the Applicable Co-Plaintiffs in the SemiAnnual Report required under Section IX.  b.  EPA and the Applicable Co-Plaintiffs do not, by their review of the PMO  Plans and/or by their failure to comment on the PMO Plans, warrant or aver in any manner that  any of the actions that ExxonMobil may take pursuant to such PMO Plans will result in  compliance with the provisions of the Clean Air Act or any other applicable federal, state, or  local law or regulation.  Notwithstanding review of the PMO Plans by EPA or the Applicable  Co-Plaintiffs, ExxonMobil shall remain solely responsible for compliance with the Clean Air  Act and such other laws and regulations.  60 66.  Baton Rouge and Joliet Optimization Studies and Interim Performance  Standards.  ExxonMobil shall complete an optimization study for the Joliet East Claus Train  and West Claus Train and an optimization study for the Baton Rouge 100 Claus Train and 200  Claus Train, for the purpose of determining optimal sulfur recovery rates for the aforementioned  Claus Trains (the “Optimization Studies”).  The Optimization Studies will be used to establish  Interim Performance Standards for each of those Claus trains.  The Interim Performance  Standards for the Baton Rouge 100 Claus Train and 200 Claus Train would apply only during  planned routine maintenance on the Baton Rouge TGU, if the relevant Claus train is being  operated during the maintenance period, as provided by Paragraph 67.  The Interim Performance  Standards for the Joliet East Claus Train and West Claus Train would only apply until the Joliet  SRP complies with NSPS Subpart J requirements, as provided by Paragraph 68.  a.  The Optimization Studies shall be completed by no later than ten (10)  months after the Entry Date, and shall include:  (i) a detailed evaluation of plant design and  capacity, operating parameters and efficiencies - including catalytic activity, and material  balances; (ii) an analysis of the composition of the acid gas and sour water stripper gas resulting  from the processing of crude slate actually used, or expected to be used; (iii) a thorough review  of each critical piece of process equipment and instrumentation within the Claus train that is  designed to correct deficiencies or problems that prevent the Claus train from achieving its  optimal sulfur recovery efficiency and expanded periods of operation; (iv) establishment of  baseline data through testing and measurement of key parameters throughout the Claus train;  (v) establishment of a thermodynamic process model of the Claus train; (vi) for any key  parameters that have been determined to be at less than optimal levels, initiation of logical,  sequential, or stepwise changes designed to move such parameters toward their optimal values;  61 (vii) verification through testing, analysis of continuous emission monitoring data or other  means, of incremental and cumulative improvements in sulfur recovery efficiency, if any;  (viii) establishment of new operating procedures for long term efficient operation; and (ix) each  study shall be conducted to optimize the performance of the Claus train in light of the actual  characteristics of the feeds to the Claus train.  b.  Within sixty (60) days after completion of each Optimization Study,  ExxonMobil shall submit an Optimization Study Report.  Each Optimization Study Report shall:  (i) describe the results of the study on the Claus train; (ii) identify recommended physical and  operational improvements, if any, that would enhance Claus train efficiency; (iii) propose an  Interim Performance Standard (expressed as percent recovery efficiency and/or an emission  limitation) for the Claus train; and, if necessary, (iv) propose a schedule for implementing  recommended physical or operational improvements required to achieve the proposed Interim  Performance Standard.  c.  Upon submitting an Optimization Study Report, ExxonMobil shall comply  with its proposed Interim Performance Standard in accordance with this Paragraph 66 or, if  necessary, shall begin implementing recommended physical or operational improvements  required to achieve the proposed Interim Performance Standard.  d.  If EPA determines that a more stringent Interim Performance Standard  and/or a different implementation schedule is appropriate and can be achieved with a reasonable  certainty of compliance, then EPA, after consultation with the Applicable Co-Plaintiff, shall so  notify ExxonMobil.  Unless ExxonMobil disputes EPA’s determination(s) within 90 days of its  receipt of that notice, ExxonMobil shall, in accordance with this Paragraph 66, comply with such  62 new standard within 90 days or, if necessary, such other period as may be established by EPA  based upon the approved implementation schedule.  67.  Particular Requirements for Baton Rouge.  a.  Good Air Pollution Control Practices.  Commencing on the Entry Date,  ExxonMobil shall at all times, including periods of startup, shutdown, and malfunction, to the  extent practicable, maintain and operate the Baton Rouge Claus trains, the Baton Rouge TGU,  and the Baton Rouge Sulfur Recovery incinerator, in a manner consistent with good air pollution  control practices for minimizing emissions.  b.  Tail Gas Treatment.  Commencing on the Entry Date, ExxonMobil shall  route all Tail Gas from all Baton Rouge Claus trains to the Baton Rouge TGU, except:  (i) during  periods of a scheduled Claus train startup, a scheduled Claus train shutdown, or a Claus train or  TGU malfunction; or (ii) during planned routine maintenance on the Baton Rouge TGU, as  provided by Subparagraph 67.d.  c.  Emissions Limits for Normal Operations.  Commencing on the Entry  Date, emissions from the Baton Rouge Claus trains shall not exceed the following, except during  periods of a scheduled Claus train startup, a scheduled Claus train shutdown, or a Malfunction:  (1)  For an oxidation control system or a reduction control system  followed by incineration, 250 ppm by volume (dry basis) of sulfur dioxide (SO2) at zero  percent excess air, on a 12-hour rolling average basis; or  (2)  For a reduction control system not followed by incineration,  300 ppm by volume of reduced sulfur compounds and 10 ppm by volume hydrogen  sulfide (H2S), calculated as ppm SO2 by volume (dry basis) at zero percent excess air, on  a 12-hour rolling average basis.  63 d.  Particular Requirements Regarding Planned Routine Maintenance on the  Baton Rouge TGU.  The requirements of this Subparagraph 67.d shall apply to periods of  planned routine maintenance on the Baton Rouge TGU after the Entry Date.  (1)  ExxonMobil shall minimize emissions associated with planned  routine maintenance on the Baton Rouge TGU, to the extent practicable.  More  specifically, ExxonMobil shall:  (i) minimize the duration of each planned routine  maintenance period, and specifically limit each such period to no more than 30 calendar  days in duration; (ii) maximize TGU run length between planned routine maintenance  periods, and specifically limit their frequency to no more than once every five (5) years;  (iii) implement appropriate sulfur shedding procedures during any planned routine  maintenance period; (iv) cease operation of the 400 Claus Train during planned routine  maintenance on the TGU and coordinate planned routine maintenance on the TGU with  scheduled turnarounds of the 400 Claus Train and major Upstream Process Units;  (v) operate the 100 Claus Train and the 200 Claus Train in compliance with the relevant  Baton Rouge Interim Performance Standards, as described above in Paragraph 66, during  the planned routine maintenance period; and (vi) seek and obtain LDEQ’s advance  written approval for the planned routine maintenance period (such as by seeking and  obtaining a variance pursuant to La. Admin. Code tit. 33, III § 1505).  (2)  The requirements specified by Subparagraph 67.d.(1) shall only  apply to planned routine maintenance on the Baton Rouge TGU, and shall not apply to  any unplanned shutdown or malfunction.  (3)  On a case-by-case basis, EPA will consider any advance written  request by ExxonMobil demonstrating that a particular planned routine maintenance  64 period for the Baton Rouge TGU should be scheduled less than five (5) years after the  prior planned maintenance period so that the planned maintenance will coincide with a  scheduled turnaround of one or more major Upstream Process Units.  If the request is  approved in writing by EPA, then ExxonMobil may conduct the planned routine  maintenance during the period approved by EPA.  During any such planned routine  maintenance period approved under this Subparagraph 67.d.(3), ExxonMobil shall  comply with all requirements imposed by Subparagraph 67.d.(1) other than the  30 calendar day/5 year restrictions specified by that Subparagraph.  e.  Incorporation of Certain Requirements Into Federally-Enforceable  Permits.  Pursuant to Subsection V.Q of this Consent Decree, ExxonMobil shall apply for a  federally-enforceable permit that incorporates the following requirements, to ensure that the  requirements shall survive the termination of this Consent Decree:  (i) the Interim Performance  Standards for the Baton Rouge 100 Claus Train and 200 Claus Train, established pursuant to  Subparagraph 66.a; and (ii) the Particular Requirements for Baton Rouge specified by  Subparagraphs 67.a - 67.d.  68.  Particular Requirements Applicable to the Joliet SRP.  a.  By no later than December 31, 2008, ExxonMobil shall ensure that the  Joliet SRP complies at all times with NSPS Subpart A and J requirements by taking actions that  will include either:  (i) expanding the Tail Gas handling capacity of the existing TGU, routing all  Tail Gas from the East Claus Train and West Claus Train to the expanded TGU, and taking a  refinery-wide shutdown during any period of planned routine maintenance on the TGU; or  (ii) constructing one or more additional TGU(s) to control the emissions from the East Claus  Train and West Claus Train.  65 b.  Until the Joliet SRP complies with NSPS Subpart A and J requirements,  ExxonMobil shall operate the East Claus Train and the West Claus Train in compliance with the  relevant Joliet Interim Performance Standards, as set out above in Paragraph 66.  69.  Sulfur Pit Emissions.  ExxonMobil shall route all sulfur pit emissions at the  Covered Refineries as follows:  a.  ExxonMobil shall route or re-route all sulfur pit emissions at the Baytown  Refinery and the Beaumont Refinery so that they are eliminated, controlled, or included and  monitored as part of the emissions subject to the relevant NSPS Subpart J limit, 40 C.F.R.  § 60.104(a)(2), by no later than the Entry Date.  b.  ExxonMobil shall route or re-route all sulfur pit emissions at the Joliet  Refinery so that they are eliminated, controlled, or included and monitored as part of the  emissions subject to the relevant NSPS Subpart J limit, 40 C.F.R. § 60.104(a)(2), by no later than  December 31, 2008.  c.  ExxonMobil shall route or re-route all sulfur pit emissions at the Torrance  Refinery so that they are eliminated, controlled, or included and monitored as part of the  emissions subject to the relevant NSPS Subpart J limit, 40 C.F.R. § 60.104(a)(2), by no later than  July 1, 2009.  d.  ExxonMobil shall, by July 1, 2005, route or re-route all sulfur pit  emissions at the Baton Rouge Refinery so that they are eliminated, controlled, or included and  monitored as part of the relevant emissions limitations set forth in Paragraph 67.  e.  The Parties recognize that periodic maintenance may be required for  properly designed and operated sulfur pit emission control systems and/or equipment.  66 ExxonMobil will take all reasonable measures to minimize emissions while such periodic  maintenance is being performed.  J.  FLARING DEVICES.  70.  Good Air Pollution Control Practices.  ExxonMobil currently owns and/or  operates the Flaring Devices identified in Appendix F to this Consent Decree.  On and after the  Entry Date, ExxonMobil shall at all times and to the extent practicable, including during periods  of startup, shutdown, upset and/or Malfunction, implement good air pollution control practices to  minimize emissions from its Flaring Devices, in a manner consistent with the requirements  imposed by 40 C.F.R. § 60.11(d).  71.  NSPS Applicability to Flaring Devices.  By no later than the dates identified in  Appendix G, ExxonMobil agrees that each NSPS Flaring Device listed in Appendix G of this  Consent Decree is an “affected facility” (as that term is used in NSPS, 40 C.F.R. Part 60,  Subparts A and J) subject to, and required to comply with, the requirements of 40 C.F.R. Part 60,  Subparts A and J, for fuel gas combustion devices.  Where two or more dates are set forth in  Appendix G with respect to one NSPS Flaring Device, the later of the two dates shall be the date  on which the NSPS Flaring Device becomes an “affected facility.”  72.  Construction and Operation of Upgraded Flare Gas Recovery Systems.  a.  ExxonMobil currently operates existing flare gas recovery systems at the  Baton Rouge, Baytown, Beaumont, Billings, and Torrance Refineries.  b.  By no later than 42 months after the Entry Date, ExxonMobil will  construct and commence operation of enhancements to its existing flare gas recovery systems at  the Beaumont Refinery.  Those enhanced flare gas recovery systems will serve certain NSPS  Flaring Devices at the Beaumont Refinery, as specified in Appendix G.  67 c.  By no later than 48 months after the Entry Date, ExxonMobil will  construct and commence operation of enhancements to its existing flare gas recovery system at  the Billings Refinery.  That enhanced flare gas recovery system will serve both the NSPS Flaring  Devices at the Billings Refinery that are identified in Appendix G.  d.  By no later then the Entry Date, ExxonMobil shall construct and  commence operation of flare gas recovery facilities at the Joliet Refinery pursuant to the IEPA  Construction Permit for the Joliet Coker Blowdown Recovery Project (Application Number  03060091).  73.  Compliance Methods for NSPS Flaring Devices.  a.  ExxonMobil shall comply with the NSPS Subparts A and J requirements  for each NSPS Flaring Device by using one or any combination of the following methods  i. Operate and maintain a flare gas recovery system to prevent continuous or routine  combustion in the NSPS Flaring Device.  Use of a flare gas recovery system on a  flare obviates the need to continuously monitor and maintain records of hydrogen  sulfide in the gas as otherwise required by 40 C.F.R. §§ 60.105(a)(4) and 60.7;  ii. Eliminate the routes of continuous or intermittent, routinely-generated refinery  fuel gases to a NSPS Flaring Device and operate the NSPS Flaring Device such  that it receives only process upset gases (as defined in 40 C.F.R. § 60.101(e)),  fuel gas released as a result of relief valve leakage or gases released due to other  emergency malfunctions;  iii. Operate the NSPS Flaring Device as a fuel gas combustion device and comply  with NSPS monitoring requirements by use of a continuous monitor pursuant to  40 C.F.R. § 60.105(a)(4) or with a parametric monitoring system approved by  EPA as an alternative monitoring system under 40 C.F.R. § 60.13(i); or  iv. Eliminate all routes of continuous or intermittent, routinely-generated fuel gases  to the NSPS Flaring Device – other than the low-volume/low-pressure gas  streams specified by Appendix G – and monitor the NSPS Flaring Device by use  of a CEMS (in accordance with 40 C.F.R. § 60.105(a)(4)) and a flow meter;  provided, however, that this compliance method:  (a) may only be used for the  three (3) NSPS Flaring Devices at the Baytown Refinery identified in Appendix  68 G; and (b) may not be used unless each of those NSPS Flaring Devices will emit  less than 500 pounds of SO2 per day under normal conditions.  b.  For its existing NSPS Flaring Devices, ExxonMobil shall utilize the  compliance method set forth in Appendix G by the dates specified in Appendix G.  Where  Appendix G specifies an AMP submittal date (rather than a final NSPS Subpart A and J  compliance date), ExxonMobil shall submit to EPA a timely and complete AMP application by  the date(s) specified.  To the extent that ExxonMobil seeks approval of an alternative monitoring  method that is the same or substantially similar to the method identified in the “Alternative  Monitoring Plan for NSPS Subpart J Refinery Fuel Gas,” which is attached hereto in Appendix  E, ExxonMobil may begin using such method immediately upon submitting its application for  approval to use such method.  If an AMP is not approved, ExxonMobil shall submit to EPA for  approval a plan for complying with the monitoring requirements of NSPS Subparts A and J for  the particular equipment within ninety (90) days of receiving notice of the disapproval.  The  equipment will become an affected facility when ExxonMobil receives EPA’s approval of the  relevant AMP.  A plan for complying with the monitoring requirements of NSPS Subparts A and  J may include a revised AMP application, physical or operational changes to the equipment, or  additional or different monitoring.  74.  Non-Routinely Generated Gases.  The combustion of gases generated by the  startup, shutdown, upset, or Malfunction of a refinery process unit or released to a Flaring  Device as a result of relief valve leakage or other emergency Malfunction is exempt from the  requirement to comply with 40 C.F.R. § 60.104(a)(1).  69 75.  Compliance with Consent Decree Constitutes Compliance with Certain  NSPS Subpart A Requirements.  a.  Notice Requirements.  For each NSPS Flaring Device listed in  Appendix G, entry of this Consent Decree will satisfy the notice requirements of 40 C.F.R.  § 60.7(a).  b.  Performance Test Requirements.  (1)  For each NSPS Flaring Device listed in Appendix G that becomes  an affected facility under NSPS Subparts A and J pursuant to this Subsection V.J, entry  of this Consent Decree and compliance with the relevant monitoring requirements of this  Consent Decree for the NSPS Flaring Device shall satisfy the notice requirements of 40  C.F.R. § 60.7(a) and the initial performance test requirements of 40 C.F.R. § 60.8(a).  (2)  Within 180 days of the Entry Date, for the NSPS Flaring Devices  identified in Appendix G:  (i) ExxonMobil shall conduct a velocity test on the NSPS  Flaring Device pursuant to 40 C.F.R. § 60.18; or (ii) in lieu of conducting the velocity  test required by 40 C.F.R. § 60.18, ExxonMobil may submit velocity calculations which  demonstrate that the NSPS Flaring Device meets the performance specification required  by 40 C.F.R. § 60.18.  76.  Periodic Maintenance of Flare Gas Recovery Systems.  The Parties recognize  that periodic maintenance may be required for properly designed and operated flare gas recovery  systems.  ExxonMobil will take all reasonable measures to minimize emissions while such  periodic maintenance is being performed.  77.  Safe Operation of Refining Processes.  The Parties recognize that under certain  conditions, a flare gas recovery system may need to be bypassed in the event of an emergency or  70 in order to ensure safe operation of refinery processes.  Nothing in this Consent Decree precludes  ExxonMobil from temporarily bypassing a flare gas recovery system under such circumstances.  K.  CONTROL OF ACID GAS FLARING AND TAIL GAS INCIDENTS.  78.  AG Flaring History and Corrective Measures.  ExxonMobil has conducted a  review of past AG Flaring Incidents that occurred at the Covered Refineries between January 1,  1998 and December 1, 2004, and has provided EPA a summary identifying the AG Flaring  Incidents that occurred during that period, their probable causes, and the estimated emissions.  ExxonMobil has implemented (or is in the process of implementing) corrective measures to  address the root causes of the prior incidents and to minimize the number and duration of Acid  Gas Flaring Incidents.  79.  Future AG Flaring Incidents and Tail Gas Incidents.  As specified by this  Subsection V.K, and consistent with the requirements of 40 C.F.R. § 60.11(d), ExxonMobil shall  investigate the cause of future AG Flaring Incidents and Tail Gas Incidents, take reasonable  steps to correct the conditions that have caused or contributed to such AG Flaring Incidents and  Tail Gas Incidents, and minimize AG Flaring Incidents and Tail Gas Incidents at the Covered  Refineries.  ExxonMobil shall continue to follow the AG Flaring Incident investigation and  corrective action procedures outlined in this Subsection V.K after termination of the Consent  Decree, but the reporting and stipulated penalty provisions of this Subsection shall not apply  after termination.  80.  Investigation and Reporting.  No later than forty-five (45) days following the  end of an AG Flaring Incident occurring after the Entry Date, ExxonMobil shall submit to EPA  and the Applicable Co-Plaintiff a report that sets forth the following:  71 i. The date and time that the AG Flaring Incident started and ended.  To the extent  that the AG Flaring Incident involved multiple releases either within a twentyfour (24) hour period or within subsequent, contiguous, non-overlapping twentyfour (24) hour periods, ExxonMobil shall set forth the starting and ending dates  and times of each release;  ii. An estimate of the quantity of sulfur dioxide that was emitted and the calculations  that were used to determine that quantity;  iii. The steps, if any, that ExxonMobil took to limit the duration and/or quantity of  sulfur dioxide emissions associated with the AG Flaring Incident;  iv. A detailed analysis that sets forth the Root Cause and all significant contributing  causes of that AG Flaring Incident, to the extent determinable;  v. An analysis of the measures, if any, that are available to reduce the likelihood of a  recurrence of an AG Flaring Incident resulting from the same Root Cause or  significant contributing causes in the future.  If two or more reasonable  alternatives exist to address the Root Cause, the analysis shall discuss the  alternatives, if any, that are available, the probable effectiveness and cost of the  alternatives, and whether or not an outside consultant should be retained to assist  in the analysis.  Possible design, operation and maintenance changes shall be  evaluated.  If ExxonMobil concludes that corrective action(s) is (are) required  under Paragraph 81, the report shall include a description of the action(s) and, if  not already completed, a schedule for its (their) implementation, including  proposed commencement and completion dates.  If ExxonMobil concludes that  corrective action is not required under Paragraph 81, the report shall explain the  basis for that conclusion;  vi. A statement that:  (a) specifically identifies each of the grounds for stipulated  penalties in Paragraphs 83 and 84 of this Decree and describes whether or not the  AG Flaring Incident falls under any of those grounds, provided, however, that  ExxonMobil may choose to submit with the Root Cause Failure Analysis a  payment of stipulated penalties in the nature of settlement without the need to  specifically identify the grounds for the penalty.  Such payment of stipulated  penalties shall not constitute an admission of liability, nor shall it raise any  presumption whatsoever about the nature, existence or strength of ExxonMobil’s  potential defenses; (b) if an AG Flaring Incident falls under Paragraph 85 of this  Decree, describes which Subparagraph (i.e., 85.a or 85.b) applies and why; and  (c) if an AG Flaring Incident falls under either Paragraph 84 or Subparagraph  85.b, states whether or not ExxonMobil asserts a defense to the AG Flaring  Incident, and if so, a description of the defense;  vii. To the extent that investigations of the causes and/or possible corrective actions  still are underway on the due date of the report, a statement of the anticipated date  72 by which a follow-up report fully conforming to the requirements of  Subparagraphs 80.iv and 80.v shall be submitted; provided, however, that if  ExxonMobil has not submitted a report or a series of reports containing the  information required to be submitted under this Paragraph within the 45 day time  period set forth in this Paragraph 80 (or such additional time as EPA may allow)  after the due date for the initial report for the AG Flaring Incident, the stipulated  penalty provisions of Section XI shall apply, but ExxonMobil shall retain the  right to dispute, under the dispute resolution provision of this Consent Decree,  any demand for stipulated penalties that was issued as a result of ExxonMobil’s  failure to submit the report required under this Paragraph within the time frame  set forth.  Nothing in this Paragraph shall be deemed to excuse ExxonMobil from  its investigation, reporting, and corrective action obligations under this Section  for any AG Flaring Incident which occurs after an AG Flaring Incident for which  ExxonMobil has requested an extension of time under this Subparagraph 80.vii;  and  viii. To the extent that completion of the implementation of corrective action(s),  if  any, is not finalized at the time of the submission of the report required under this  Paragraph, then, by no later than thirty (30) days after completion of the  implementation of corrective action(s), ExxonMobil shall submit a report  identifying the corrective action(s) taken and the dates of commencement and  completion of implementation.  81.  Corrective Action.  a.  In response to any AG Flaring Incident occurring after the Entry Date,  ExxonMobil shall take, as expeditiously as practicable, such interim and/or long-term corrective  actions, if any, as are consistent with good engineering practice to minimize the likelihood of a  recurrence of the Root Cause and all significant contributing causes of that AG Flaring Incident.  b.  If EPA does not notify ExxonMobil in writing within forty-five (45) days  of receipt of the report(s) required by Paragraph 80 that it objects to one or more aspects of the  proposed corrective action(s) and schedule(s) of implementation, if any, then that (those)  action(s) and schedule(s) shall be deemed acceptable for purposes of compliance with  Subparagraph 81.a of this Decree.  EPA does not, however, by its failure to object to any  corrective action that ExxonMobil may take in the future, warrant or aver in any manner that any  73 corrective actions in the future shall result in compliance with the provisions of the Clean Air  Act or its implementing regulations.  c.  If EPA objects, in whole or in part, to the proposed corrective action(s)  and/or the schedule(s) of implementation or, where applicable, to the absence of such proposal(s)  and/or schedule(s), it shall notify ExxonMobil and explain the basis for its objection (s) in  writing within forty-five (45) days following receipt of the report(s) required by Paragraph 80,  and ExxonMobil shall respond promptly to EPA’s objection(s).  d.  Nothing in this Subsection V.K shall be construed to limit the right of  ExxonMobil to take such corrective actions as it deems necessary and appropriate immediately  following an AG Flaring Incident or in the period during preparation and review of any reports  required under this Paragraph.  82.  Stipulated Penalties for AG Flaring Incidents.  The provisions of Paragraphs  83-85 are to be used by EPA in assessing stipulated penalties for AG Flaring Incidents occurring  after the Entry Date and by the United States in demanding stipulated penalties under this  Section V.K.  The provisions of Paragraphs 83-85 do not apply to HC Flaring Incidents.  83.  The stipulated penalty provisions of Paragraph 192 shall apply to any AG Flaring  Incident for which the Root Cause was one or more of the following acts, omissions, or events:  i. Error resulting from careless operation by the personnel charged with the  responsibility for the Sulfur Recovery Plant, TGU, or Upstream Process Units;  ii.  Failure to follow written procedures;  iii. A failure of equipment that is due to a failure by ExxonMobil to operate and  maintain that equipment in a manner consistent with good engineering practice;  iv. North Claus Train furnace power supply interlock system failures at the Joliet  Refinery; or  74 v. Problems with SRP Unit 29B steam drum level controllers at the Torrance  Refinery.  84.  If the AG Flaring Incident is not a result of one of the Root Causes identified in  Paragraph 83, then the stipulated penalty provisions of Paragraph 192 shall apply if the AG  Flaring Incident:  i. Results in emissions of sulfur dioxide at a rate greater than twenty (20.0) pounds  per hour continuously for three (3) consecutive hours or more and ExxonMobil  failed to act in accordance with its PMO Plan and/or to take any action during the  AG Flaring Incident to limit the duration and/or quantity of SO2 emissions  associated with such incident; or  ii. Causes the total number of AG Flaring Incidents in a rolling twelve (12) month  period to exceed five (5) for a particular Covered Refinery.  85.  With respect to any AG Flaring Incident not identified in Paragraphs 83 or 84, the  following provisions shall apply:  a.  First Time:  If the Root Cause of the AG Flaring Incident was not a  recurrence of the same Root Cause that resulted in a previous AG Flaring Incident that occurred  since the Entry Date, then:  (1)  If the Root Cause of the AG Flaring Incident was sudden,  infrequent, and not reasonably preventable through the exercise of good engineering  practice, then that cause shall be designated as an agreed-upon Malfunction for purposes  of reviewing subsequent AG Flaring Incidents;  (2)  If the Root Cause of the AG Flaring Incident was sudden and  infrequent, and was reasonably preventable through the exercise of good engineering  practice, then ExxonMobil shall implement corrective action(s) pursuant to Paragraph 81,  and the stipulated penalty provisions of Paragraph 192 shall not apply.  75 b.  Recurrence:  If the Root Cause is a recurrence of the same Root Cause that  resulted in a previous AG Flaring Incident that occurred since the Entry Date, then ExxonMobil  shall be liable for stipulated penalties under Paragraph 192 unless:  (1)  the AG Flaring Incident resulted from a Malfunction; or  (2)  the Root Cause previously was designated as an agreed-upon  Malfunction under Subparagraph 85.a.(1); or  (3)  the AG Flaring Incident had as its Root Cause the recurrence of a  Root Cause for which ExxonMobil had previously developed, or was in the process of  developing, a corrective action plan for which ExxonMobil had not yet completed  implementation.  86.  Defenses.  ExxonMobil may raise the following affirmative defenses in response  to a demand by the United States for stipulated penalties:  i.  Force majeure.  ii.  As to Paragraph 83, the AG Flaring Incident does not meet the identified criteria.  iii.  As to Paragraph 84, Malfunction.  iv. As to Paragraph 85, the AG Flaring Incident does not meet the identified criteria  and/or was due to a Malfunction.  87.  In the event a dispute under Paragraphs 82-86 is brought to the Court pursuant to  the Dispute Resolution provisions of this Consent Decree, ExxonMobil may also assert a startup,  shutdown and/or Malfunction defense, but the United States shall be entitled to assert that such  defenses are not available.  If ExxonMobil prevails in persuading the Court that the defenses of  startup, shutdown and/or Malfunction are available for AG Flaring Incidents under 40 C.F.R.  60.104(a)(1), ExxonMobil shall not be liable for stipulated penalties for emissions resulting from  76 such startup, shutdown and/or Malfunction.  If the United States prevails in persuading the Court  that the defenses of startup, shutdown and/or Malfunction are not available, ExxonMobil shall be  liable for such stipulated penalties.  88.  Other than for a Malfunction or force majeure, if no AG Flaring Incident occurs at  a Covered Refinery for a rolling 36 month period, then the stipulated penalty provisions of  Subsection V.K. shall no longer apply to that Covered Refinery.  EPA may elect to reinstate the  stipulated penalty provision if ExxonMobil has an AG Flaring Incident which would otherwise  be subject to stipulated penalties.  EPA's decision shall not be subject to dispute resolution.  Once reinstated, the stipulated penalty provision shall continue for the remaining term of this  Consent Decree.  89.  Billings AG Flaring Incidents.  With respect to AG Flaring Incidents occurring  within the Billings Refinery, ExxonMobil shall not be entitled to assert failures, at Montana  Sulfur and Chemicals Company’s contiguous facility, of air pollution control equipment, process  equipment, or a process to operate in a normal or usual manner as a Malfunction defense.  Nothing in this Consent Decree shall be construed as to impose any liability on the part of  ExxonMobil for Acid Gas Flaring occurring within Montana Sulfur and Chemical Company's  contiguous facility.  90.  Emission Calculations.  a.  Calculation of the Quantity of Sulfur Dioxide Emissions Resulting from  AG Flaring.  For purposes of this Consent Decree, the quantity of SO2 emissions resulting from  an AG Flaring Incident shall be calculated by the following formula:  Tons of SO2 = [FR][TD][ConcH2S][8.44 x 10-5].  77 The quantity of SO2 emitted shall be rounded to one decimal point.  (Thus, for example, for a  calculation that results in a number equal to 10.050 tons, the quantity of SO2 emitted shall be  rounded to 10.1 tons.)  For purposes of determining the occurrence of, or the total quantity of  SO2 emissions resulting from, an AG Flaring Incident that is comprised of intermittent AG  Flaring, the quantity of SO2 emitted shall be equal to the sum of the quantities of SO2 flared  during each 24-hour period starting when the Acid Gas was first flared.  b.  Calculation of the Rate of SO2 Emissions During AG Flaring.  For  purposes of this Consent Decree, the rate of SO2 emissions resulting from an AG Flaring  Incident shall be expressed in terms of pounds per hour and shall be calculated by the following  formula:  ER = [FR][ConcH2S][0.169].  The emission rate shall be rounded to one decimal point.  (Thus, for example, for a calculation  that results in an emission rate of 19.95 pounds of SO2 per hour, the emission rate shall be  rounded to 20.0 pounds of SO2 per hour; for a calculation that results in an emission rate of 20.05  pounds of SO2 per hour, the emission rate shall be rounded to 20.1.)  c.  Meaning of Variables and Derivation of Multipliers Used in the Equations  in this Paragraph 90:  ER =  Emission Rate in pounds of SO2 per hour  FR = Average Flow Rate to Flaring Device(s) during Flaring Incident in  standard cubic feet per hour  TD =  Total Duration of Flaring Incident in hours  ConcH2S = Average Concentration of Hydrogen Sulfide in gas during Flaring  Incident (or immediately prior to Flaring Incident if all gas is being  flared) expressed as a volume fraction (scf H2S/scf gas)  78 8.44 x 10-5 =  [lb mole H2S/379 scf H2S][64 lbs SO2/lb mole H2S][Ton/2000 lbs]  0.169 =  [lb mole H2S/379 scf H2S][1.0 lb mole SO2/1 lb mole H2S][64 lb  SO2/1.0 lb mole SO2]  The flow of gas to the AG Flaring Device(s) (“FR”) shall be as measured by the relevant flow  meter or reliable flow estimation parameters.  Hydrogen sulfide concentration (“ConcH2S”) shall  be determined from the Sulfur Recovery Plant feed gas analyzer, from knowledge of the sulfur  content of the process gas being flared, by direct measurement by Tutwiler or Draeger (or other  colorimetric) tube analysis or by any other method approved by EPA or an Applicable  Co-Plaintiff.  In the event that any of these data points is unavailable or inaccurate, the missing  data point(s) shall be estimated according to best engineering judgment.  The report required  under Paragraph 80 shall include the data used in the calculation and an explanation of the basis  for any estimates of missing data points.  91.  Tail Gas Incidents.  a.  Investigation, Reporting, Corrective Action and Stipulated Penalties.  For  Tail Gas Incidents, ExxonMobil shall follow the same investigative, reporting, corrective action  and assessment of stipulated penalty procedures and schedules as those set forth in Paragraphs  80-88 for AG Flaring Incidents.  Those procedures shall be applied to TGU shutdowns, bypasses  of a TGU, or other events which result in a Tail Gas Incident, including unscheduled shutdowns  of an SRP.  Commencing on the Entry Date, this Paragraph 91 shall apply to Tail Gas Incidents  involving combustion of Tail Gas from:  (i) the Baytown SRP; (ii) the Beaumont SRP; (iii) the  Torrance SRP; (iv) the Joliet North Claus Train; and (v) the Baton Rouge Claus trains, except  during periods of planned routine maintenance on the Baton Rouge TGU performed in  compliance with Subparagraph 67.d.  After December 31, 2008, this Paragraph 91 shall also  apply to Tail Gas Incidents involving combustion of Tail Gas from the Joliet SRP’s East Claus  Train and West Claus Train.  ExxonMobil shall continue to follow the Tail Gas Incident  79 investigation and corrective action procedures after termination of the Consent Decree, but the  reporting and stipulated penalty provisions of this Subsection shall not apply after termination.  b.  Calculation of the Quantity of SO2 Emissions Resulting from a Tail Gas  Incident.  For the purposes of this Consent Decree, the quantity of SO2 emissions resulting from  a Tail Gas Incident shall be calculated by one of the following methods, based on the type of  event:  i. If Tail Gas is combusted in a flare, the SO2 emissions are calculated using  the methods outlined in Paragraph 90; or  ii. If Tail Gas exceeding the 250 ppmvd NSPS J limit is emitted from a  monitored SRP incinerator, then the following formula applies:  ERTGI  =  Where:  ERTGI  =  TDTGI  3  [ FRInc.]i [Conc. SO2 – 250]i [0.169 x 10-6] [[20.9 - % O2]/[20.9]]i  i = 1  Emissions from Tail Gas Unit at the SRP incinerator, pounds of SO2 over  a 24 hour period  TDTGI  = Hours when the incinerator CEM was exceeding 250 ppmvd SO2 on a  rolling twelve hour average, corrected to 0% O2, in each 24 hour period of  the Incident  i  Each hour within TDTGI  =  FRInc.  =  Incinerator Exhaust Gas Flow Rate (standard cubic feet per hour, dry  basis) (actual stack monitor data or engineering estimate based on the acid  gas feed rate to the SRP) for each hour of the Incident  Conc. SO2  =  The average SO2 concentration (CEMS data) that is greater than 250 ppm  in the incinerator exhaust gas, ppmvd corrected to 0% O2, for each hour of  the Incident  % O2  = O2 concentration (CEMS data) in the incinerator exhaust gas in volume %  on dry basis for each hour of the Incident  0.169 x 10-6 =  [lb mole of SO2 / 379 scf SO2 ] [64 lbs SO2 / lb mole SO2 ] [1 x 10-6 ]  Standard conditions = 60 degree F; 14.7 lbforce/sq.in. absolute  80 In the event the concentration SO2 data point is inaccurate or not available or a flow meter for FRInc, does not exist or is inoperable, then ExxonMobil shall estimate emissions based on best engineering judgment. L. CONTROL OF HYDROCARBON FLARING INCIDENTS. 92. HC Flaring Incidents. For HC Flaring Incidents occurring after the Entry Date, ExxonMobil shall follow the same investigative, reporting, and corrective action procedures as those set forth in Subsection V.K for AG Flaring Incidents. However: i. ExxonMobil shall submit the HC Flaring Incident(s) reports as part of the Semi-Annual Reports required pursuant to Section IX, rather than on an incidentby-incident basis. ii. For each of the Flaring Devices identified in Appendix F, ExxonMobil may prepare and submit a single Root Cause Analysis for one or more Root Causes found by that analysis to routinely recur. ExxonMobil will inform EPA and the Applicable Co-Plaintiff that it is electing to report only once on that Root Cause(s). Unless EPA or the Applicable Co-Plaintiff objects within thirty (30) days of receipt of the Root Cause Analysis, such election will be effective. iii. For the six (6) month period after the installation of a flare gas recovery system (that is, during the time in which the flare gas recovery system is being commissioned), ExxonMobil will not be required to undertake HC Flaring Incident investigations if the Root Cause of the HC Flaring Incident is directly related to the commissioning of the flare gas recovery system. iv. In lieu of analyzing possible corrective actions under Subparagraph 80.v and taking interim and/or long-term corrective action under Paragraph 81 for a HC Flaring Incident attributable to the startup or shutdown of a process unit that ExxonMobil has previously analyzed under this Paragraph, ExxonMobil may identify such prior analysis when submitting the report required under this Paragraph. v. To the extent that a HC Flaring Incident at a Covered Refinery has as its Root Cause the bypass of a flare gas recovery system for safety or maintenance reasons as set forth in Paragraphs 76 - 77, ExxonMobil will be required to describe only the HC Flaring Incident and to list the date, time, and duration of such Incident in the Semi-Annual Reports due under Section IX. 81 ExxonMobil shall continue to follow the HC Flaring Incident investigation and corrective action  procedures after termination of the Consent Decree, but the reporting provisions of this  Subsection shall not apply after termination.  93.  Stipulated penalties under Paragraphs 82-85 and Paragraph 192 shall not apply to  HC Flaring Incident(s).  94.  The formulas at Paragraph 90, used for calculating the quantity and rate of SO2  emissions during AG Flaring Incidents, shall be used to calculate the quantity and rate of SO2  emissions during HC Flaring Incidents.  M.  CERCLA/EPCRA REPORTING.  95.  CERCLA/EPCRA Compliance Review for Acid Gas Flaring Incidents.  ExxonMobil shall conduct a review of past AG Flaring Incidents that occurred at the Baton  Rouge, Baytown, Beaumont, Billings, and Joliet Refineries between January 1, 1998 and the  Date of Lodging to determine its compliance with applicable requirements of Section 103(a) of  CERCLA, 42 U.S.C. § 9603(a), and Section 304 of EPCRA, 42 U.S.C. § 11004, with respect to  reporting SO2 and H2S releases resulting from those AG Flaring Incidents.  Upon completion of  this review, ExxonMobil shall complete the following activities by no later than ninety (90) days  after the Entry Date:  a.  correct any identified violations by submitting reports to the appropriate  agencies consistent with the requirements of Section 103(a) of CERCLA and Section 304 of  EPCRA; and  b.  submit a CERCLA/EPCRA Compliance Review Report to EPA and the  Applicable Co-Plaintiff that:  (i) identifies all AG Flaring Incidents; (ii) if associated violations  of Section 103(a) of CERCLA and Section 304 of EPCRA related to SO2 and H2S were  82 identified with respect to any such AG Flaring Incidents, contains a list of such violations for  which ExxonMobil seeks a resolution of liability; and (iii) attaches to such report copies of any  corrective reports filed by ExxonMobil pursuant to Subparagraph 95.a., above.  96.  CERCLA/EPCRA Reporting for the Joliet Refinery.  For any release at the  Joliet Refinery after the Entry Date that is reportable under CERCLA Section 103(a) and/or  EPCRA Section 304:  i. ExxonMobil shall report any such release that is reportable under CERCLA  Section 103(a) to the National Response Center , the State Emergency Response  Center, and the Local Emergency Planning Committee as soon as ExxonMobil  has knowledge that a Reportable Quantity has been released;  ii. ExxonMobil shall report any such release that is reportable under EPCRA Section  304 to the State Emergency Response Center and the Local Emergency Planning  Committee immediately after ExxonMobil knows that a Reportable Quantity has  been released, and shall submit required followup reports within 7 days of that  time; and  iii. ExxonMobil shall be liable for payment of stipulated penalties under Paragraph  198 for failure to report a release as required by the preceding Subparagraphs 96.i  and/or 96.ii.  N.  BENZENE WASTE NESHAP PROGRAM ENHANCEMENTS.  97.  In addition to continuing to comply with all applicable requirements of 40 C.F.R.  Part 61, Subpart FF (“Benzene Waste NESHAP,” “BWON,” or “Subpart FF”), ExxonMobil  agrees to undertake the measures set forth in this Subsection V.N to ensure continuing  compliance with Subpart FF and to minimize or eliminate fugitive benzene waste emissions at  the Covered Refineries.  98.  Subpart FF Compliance Status.  a.  Commencing on the Date of Entry, ExxonMobil’s Baton Rouge Refinery  and Beaumont Refinery shall comply with the compliance option set forth at 40 C.F.R.  83 § 61.342(c), utilizing the exemptions set forth in 40 C.F.R. § 61.342(c)(2) and (c)(3)(ii)  (hereinafter referred to as the “2 Mg Compliance Option”).  b.  Commencing on the Date of Entry, ExxonMobil’s Baytown Refinery,  Billings Refinery, Joliet Refinery, and Torrance Refinery shall comply with the compliance  option set forth at 40 C.F.R. § 61.342(e) (hereinafter referred to as the “6 BQ Compliance  Option”).  99.  Refinery Compliance Status Changes.  During the term of this Consent Decree,  ExxonMobil shall not change the compliance status of any Covered Refinery from the  6 BQ Compliance Option to the 2 Mg Compliance Option.  100.  One-Time Review and Verification of Each Covered Refinery’s TAB and  Compliance Status.  a.  Phase One of the Review and Verification Process.  By no later than 180  days after the Entry Date, ExxonMobil shall complete a review and verification of each Covered  Refinery’s Total Annual Benzene (“TAB”) and its compliance with the applicable compliance  option.  ExxonMobil’s review and verification process shall include, but not be limited to:  i. an identification of each waste stream that is required to be included in the  Refinery’s TAB (e.g., slop oil, tank water draws, spent caustic, desalter rag layer  dumps, desalter vessel process sampling points, other sample wastes, maintenance  wastes, and turnaround wastes);  ii. a review and identification of the calculations and/or measurements used to  determine the flows of each waste stream for the purpose of ensuring the accuracy  of the annual waste quantity for each waste stream;  iii. an identification of the benzene concentration in each waste stream, including  sampling for benzene concentration at no less than 10 waste streams per Covered  Refinery, consistent with the requirements of 40 C.F.R. § 61.355(c)(1) and (3);  provided, however, that previous analytical data or documented knowledge of  waste streams may be used, 40 C.F.R. § 61.355(c)(2), for streams not sampled.  84 Streams sampled after January 1, 2004 may be applied toward the waste streams  requiring sampling;  iv. an identification of whether or not the stream is controlled consistent with the  requirements of Subpart FF; and  v. an identification of any existing noncompliance with the requirements of Subpart  FF.  By no later than 30 days following the completion of Phase One of the review and verification  process, ExxonMobil shall submit to EPA and the Applicable Co-Plaintiff a BWON Compliance  Review and Verification Report for each Covered Refinery that sets forth the results of Phase  One, including but not limited to the items identified in Subparagraphs a.i through a.v of this  Paragraph.  b.  Phase Two of the Review and Verification Process.  Based on EPA’s  review of the BWON Compliance Review and Verification Reports, EPA may select up to 20  additional waste streams at each Covered Refinery for additional sampling or re-sampling for  benzene concentration.  ExxonMobil shall conduct the required sampling under representative  conditions and submit the results to EPA within 60 days of receipt of EPA’s request.  ExxonMobil shall use the results of this additional sampling to reevaluate the TAB and the  uncontrolled benzene quantity and to amend the BWON Compliance Review and Verification  Report, as needed.  To the extent that EPA requires ExxonMobil to re-sample a waste stream as  part of the Phase Two review that ExxonMobil chose to sample as part of the Phase One review,  ExxonMobil may average the results of the two sampling events.  ExxonMobil shall submit an  amended BWON Compliance Review and Verification Report within 90 days following the date  of the completion of the required Phase Two sampling, if Phase Two sampling is required by  EPA.  85 101.  Implementation of Actions Necessary to Correct Non-Compliance or to  Come Into Compliance.  a.  Amended TAB Reports.  If the results of the BWON Compliance Review  and Verification Report indicate that the reports required by 40 C.F.R. § 61.357(c) or 61.357(d)  have not been filed or are inaccurate and/or do not satisfy the requirements of Subpart FF,  ExxonMobil shall submit, by no later than sixty (60) days after completion of the BWON  Compliance Review and Verification Report(s), an amended TAB report to EPA and the  Applicable Co-Plaintiff.  b.  BWON Corrective Measures Plan.  (1)  Baton Rouge and Beaumont Refineries.  If the results of the  BWON Compliance Review and Verification Report indicate that ExxonMobil is not in  compliance with the 2 Mg Compliance Option at the Baton Rouge Refinery or the  Beaumont Refinery, ExxonMobil shall submit to EPA and the Applicable Co-Plaintiff,  by no later than ninety (90) days after completion of the BWON Compliance Review and  Verification Report, a BWON Corrective Measures Plan that identifies with specificity  the compliance strategy and schedule that ExxonMobil shall implement to ensure that the  Refinery complies with the 2 Mg Compliance Option as soon as practicable.  (2)  Baytown, Billings, Joliet, and Torrance Refineries.  If the results of  the BWON Compliance Review and Verification Report indicate that ExxonMobil is not  in compliance with the 6 BQ Compliance Option at the Baytown Refinery, the Billings  Refinery, the Joliet Refinery, or the Torrance Refinery, ExxonMobil shall submit to the  EPA and the Applicable Co-Plaintiff, by no later than ninety (90) days after completion  of the BWON Compliance Review and Verification Report, a BWON Corrective  86 Measures Plan that identifies with specificity the compliance strategy and schedule that  ExxonMobil shall implement to ensure that the Refinery complies with the 6 BQ  Compliance Option as soon as practicable.  c.  Review and Approval of Plans Submitted Pursuant to Subparagraph 101.b.  Any plan submitted pursuant to Subparagraph 101.b shall be subject to approval or disapproval  by EPA, which shall act after an opportunity for consultation with the Applicable Co-Plaintiff.  Within sixty (60) days after receiving any notification of disapproval from EPA, ExxonMobil  shall submit to the EPA and the Applicable Co-Plaintiff a revised plan that responds to all  identified or alleged deficiencies.  Upon receipt of approval or approval with conditions,  ExxonMobil shall implement the plan according to the schedule provided in the approved plan.  d.  Certification of Compliance with the 2 Mg Compliance Option or the  6 BQ Compliance Option, as Applicable.  By no later than 30 days after completion of the  implementation of all actions, if any, required pursuant to Subparagraphs 101.b or 101.c to come  into compliance with the 2 Mg Compliance Option or the 6 BQ Compliance Option, as  applicable, ExxonMobil shall submit a report to EPA and the Applicable Co-Plaintiff certifying  that, as to the subject Refinery, the Refinery complies with the Benzene Waste NESHAP.  102.  Carbon Canisters.  ExxonMobil shall comply with the requirements of this  Paragraph 102 at all locations at the Covered Refineries where a carbon canister(s) is utilized as  a control device under the Benzene Waste NESHAP.  a.  By no later than 180 days after the Entry Date, ExxonMobil shall  complete installation of primary and secondary carbon canisters at locations currently utilizing  single canisters and shall operate them in series.  By no later than 30 days following completion  of the installation of the dual canisters, ExxonMobil shall submit a report certifying the  87 completion of the installation.  The report shall include:  (i) a list of all locations at each Covered  Refinery where carbon canister systems are used as a control device under Subpart FF; (ii) an  indication, for each location, whether there was a pre-existing secondary carbon canister or  whether a secondary carbon canister was installed under this Paragraph; (iii) the installation date  of each such secondary canister installed under this Paragraph and the date that each secondary  canister was put into operation; and (iv) an indication, for each location, whether volatile organic  compounds (“VOC”) or benzene will be used to monitor for breakthrough under and as required  by Subparagraph 102.d.  b.  Except as expressly permitted under Paragraph 102.g, ExxonMobil shall  not use single carbon canisters for any new units or installations at the Covered Refineries that  require controls pursuant to the Benzene Waste NESHAP.  c.  For dual carbon canister systems, “breakthrough” between the primary  and secondary canister is defined as any reading equal to or greater than 50 ppm VOC or 5 ppm  benzene (depending upon the constituent that ExxonMobil decides to monitor).  d.  ExxonMobil shall monitor for breakthrough between the primary and  secondary carbon canisters monthly, or in accordance with the frequency specified in 40 C.F.R.  § 61.354(d), whichever is more frequent.  This requirement shall commence: (i) upon the Entry  Date where dual carbon canisters currently are in service; and (ii) within seven days after  installation of a new dual carbon canister system.  e.  If ExxonMobil monitors a canister system for benzene and detects  between 1 ppm and 5 ppm benzene between the primary and secondary canisters, then  ExxonMobil shall begin monitoring for breakthrough (at 5 ppm benzene) between the primary  88 and secondary carbon canisters weekly, or in accordance with the frequency specified in 40  C.F.R. § 61.354(d), whichever is more frequent.  f.  ExxonMobil shall replace the original primary carbon canister (or route  the flow to an appropriate alternative control device) immediately when breakthrough is detected  between the primary and secondary canister.  The original secondary carbon canister (or a fresh  canister) will become the new primary carbon canister and a fresh carbon canister will become  the secondary canister.  For purposes of this Subparagraph, “immediately” shall mean within  eight (8) hours of the detection of a breakthrough for canisters of 55 gallons or less, and within  twenty-four (24) hours of the detection of a breakthrough for canisters greater than 55 gallons.  In lieu of replacing the primary canister immediately, ExxonMobil may elect to monitor the  outlet of the secondary canister beginning on the day the breakthrough between the primary and  secondary canister is identified and each calendar day thereafter.  This daily monitoring shall  continue until the primary canister is replaced.  If the constituent being monitored (either  benzene or VOC) is detected at the outlet of the secondary canister during this period of daily  monitoring, both canisters must be replaced within eight (8) hours of the detection of a  breakthrough.  g.  Temporary Applications.  ExxonMobil may utilize properly-sized single  canisters for short-term operations such as with temporary storage tanks or as temporary control  devices.  For canisters operated as part of a single canister system, “breakthrough” is defined for  purposes of this Consent Decree as any reading of VOC above background or benzene above  1 ppm (whichever is monitored).  Beginning no later than the Entry Date, ExxonMobil shall  monitor for breakthrough from a single carbon canister system once every calendar day that  there is actual flow to the carbon canister.  ExxonMobil shall replace the single carbon canister  89 with a fresh carbon canister, discontinue flow, or route the stream to an alternate, appropriate  device immediately when breakthrough is detected.  For purpose of this Subparagraph,  “immediately” shall mean within eight (8) hours for canisters of 55 gallons or less and twentyfour (24) hours for canisters greater than 55 gallons.  If a single canister has been found to  exceed the applicable breakthrough concentration, flow must be discontinued to that canister  immediately.  Such a spent canister may not be placed back into Benzene Waste NESHAP vapor  control service until it has been appropriately regenerated.  h.  ExxonMobil shall maintain a readily-available supply of fresh carbon  canisters at all times at each Covered Refinery where canisters are used as a control device or  shall otherwise ensure that such canisters are readily available to implement the requirements of  this Paragraph 102.  i.  ExxonMobil shall maintain records associated with the requirements of  this Paragraph, including carbon canister monitoring readings and the constituents being  monitored for at least five (5) years after such readings occur.  103.  Annual Review.  By no later than 120 days after the Entry Date, ExxonMobil  shall modify, as necessary, its existing written management of change procedures to provide for  an annual review of process information for each Covered Refinery, including but not limited to  construction projects, to ensure that all new benzene waste streams are included in the Refinery’s  waste stream inventory.  ExxonMobil shall conduct such reviews on an annual basis.  104.  Laboratory Audits.  ExxonMobil shall conduct audits of all laboratories that  perform analyses of ExxonMobil’s Benzene Waste NESHAP samples to ensure that proper  analytical and quality assurance/quality control procedures are followed for such samples.  90 a.  By no later than 180 days after the Entry Date, ExxonMobil shall  complete initial audits of at least half of the laboratories used by the Covered Refineries within  180 days after the Entry Date, and shall complete initial audits of the remaining laboratories  within 365 days of the Entry Date.  In addition, ExxonMobil shall audit any new laboratory to be  used for analyses of benzene samples from the Covered Refineries prior use of the new  laboratory.  If ExxonMobil has completed an audit of any laboratory on or after January 1, 2004,  initial audits of those laboratories pursuant to this Subparagraph shall not be required.  b.  During the term of this Consent Decree, ExxonMobil shall conduct  subsequent laboratory audits, such that each laboratory is audited once every two (2) calendar  years.  c.  ExxonMobil may conduct audits itself, retain third parties to conduct these  audits, or use audits conducted by others as its own, but the responsibility and obligation to  ensure compliance with this Consent Decree and Subpart FF are solely ExxonMobil’s.  105.  Benzene Spills.  For each spill at each Covered Refinery after the Entry Date,  ExxonMobil shall review the spill to determine if any benzene waste, as defined by Subpart FF,  was generated.  For each spill involving the release of more than 10 pounds of benzene in a  24 hour period, ExxonMobil shall: (i) include the benzene waste generated by the spill in the  Covered Refinery’s TAB, as required by 40 C.F.R. § 61.342; and (ii) as appropriate, account for  such benzene waste in accordance with the applicable compliance option.  106.  Training.  a.  By no later than 90 days after the Entry Date, ExxonMobil shall develop  and implement a program for annual (i.e., once each calendar year) training for all employees  who draw benzene waste samples for Benzene Waste NESHAP purposes.  91 b.  By no later than 120 days after the Entry Date, ExxonMobil shall  complete the development of standard operating procedures (where they do not already exist) for  all control devices and treatment processes used to comply with the Benzene Waste NESHAP at  each Covered Refinery.  By no later than 180 days after the Entry Date, ExxonMobil shall  complete an initial training program regarding these procedures for all operators assigned to the  relevant equipment.  Comparable training shall also be provided to any persons who  subsequently become operators, prior to their assumption of this duty.  “Refresher” training in  these procedures shall be performed on a three-year cycle (i.e., once every three calendar years).  c.  ExxonMobil shall assure that the employees of any contractors hired to  perform any of the requirements of this Subsection V.N are properly trained to implement such  requirements that they are hired to perform, as under Subparagraphs 106.a-106.c.  107.  Waste/Slop/Off-Spec Oil Management.  a.  Schematics.  By no later than 120 days after the Entry Date, ExxonMobil  shall submit to the EPA and the Applicable Co-Plaintiff schematics for each Covered Refinery  that:  (i) depict the waste management units (including sewers) that handle, store, and transfer  waste/slop/off-spec oil streams; (ii) identify the control status of each waste management unit;  and (iii) show how such oil is transferred within the Refinery.  Representatives from  ExxonMobil and EPA thereafter may confer about the appropriate characterization of each  waste/slop/off-spec oil streams and the necessary controls, if any, for the waste management  units handling such oil streams, for purposes of the Covered Refinery’s TAB calculation and  compliance with the applicable compliance option.  If requested by EPA, ExxonMobil shall  promptly submit revised schematics that reflect the Parties’ agreements regarding the  characterization of these oil streams and the appropriate control standards.  ExxonMobil shall  92 use these schematics in preparing the BWON Sampling Plans required under Paragraphs 108 and  109.  b.  Non-Aqueous Benzene Waste Streams.  All waste management units  handling non-exempt, non-aqueous benzene wastes, as defined in Subpart FF, shall meet the  applicable control standards of Subpart FF.  c.  Aqueous Benzene Waste Streams.  For purposes of calculating each  Covered Refinery’s TAB pursuant to the requirements of 40 C.F.R. § 61.342(a), ExxonMobil  shall include all waste/slop/off-spec oil streams that become “aqueous” until such streams are  recycled to a process or put into a process feed tank (unless the tank is used primarily for the  storage of wastes).  Appropriate adjustments will be made to such calculations to avoid the  double-counting of benzene.  For purposes of complying with the applicable compliance option,  all waste management units handling benzene waste streams will either meet the applicable  control standards of Subpart FF or will have their uncontrolled benzene quantity count toward  the applicable limit under the 2 Mg Compliance Option or the 6 BQ Compliance Option.  108.  Sampling Under the 6 BQ Compliance Option.  ExxonMobil shall conduct  quarterly sampling as described by this Paragraph at the Baytown, Billings, Joliet and Torrance  Refineries for the purpose of calculating quarterly, uncontrolled benzene quantities.  a.  By no later than 180 days after the Entry Date, ExxonMobil shall submit  to EPA for approval a sampling plan for each such Refinery designed to identify the quarterly  benzene quantity in uncontrolled benzene waste streams, including waste/slop/off-spec oil.  That  sampling plan (the “BWON Sampling Plan”) shall include, but need not be limited to:  (i) proposed sampling locations and methods for flow calculations at the “end of line” of  uncontrolled benzene waste streams; (ii) a simplified flow diagram that identifies significant,  93 uncontrolled benzene waste streams that feed into each proposed sampling location;  (iii) proposed quarterly sampling, at the “point of waste generation,” of each waste stream that  contributes 0.05 Mg/yr or more to the Refinery’s benzene quantity; and (iv) quarterly sampling  at all “end of line” and point of waste generation locations identified in Subparagraphs 108.a.(i)  and 108.a.(iii).  The BWON Sampling Plans may identify commingled, exempt waste streams  for sampling, provided ExxonMobil demonstrates that the benzene quantity of those commingled  streams will not be underestimated.  Additionally, waste streams that are non-aqueous at their  point of generation and do not become aqueous thereafter shall not be included in the BWON  Sampling Plans.  b.  If changes in processes, operations, or other factors lead ExxonMobil to  conclude that its approved BWON Sampling Plan no longer provides an accurate measure of the  Refinery’s quarterly benzene quantity in uncontrolled benzene waste streams, ExxonMobil shall  submit a revised BWON Sampling Plan to EPA for approval.  c.  ExxonMobil shall commence sampling under its BWON Sampling Plan  during the first full calendar quarter following submittal of the Plan, regardless of whether or not  the Plan is approved at that time.  ExxonMobil shall take, and have analyzed, at least three  representative samples from each identified sampling location.  ExxonMobil shall use the  average of all samples taken and the identified flow calculations to determine its quarterly  benzene quantity in uncontrolled waste streams and to estimate a calendar year value for the  Refinery.  109.  Sampling Under the 2 Mg Compliance Option.  ExxonMobil shall conduct  quarterly sampling as described by this Paragraph at the Baton Rouge and Beaumont Refineries  for the purpose of calculating quarterly, uncontrolled benzene quantities  94 a.  By no later than 180 days after the Entry Date, ExxonMobil shall submit  to EPA for approval a sampling plan for each such Refinery designed to identify the quarterly  benzene quantity in uncontrolled benzene waste streams, including waste/slop/off-spec oil.  That  sampling plan (the “BWON Sampling Plan”) shall include, but need not be limited to:  (i) proposed sampling locations and methods for flow calculations at the “end of line” of  uncontrolled benzene waste streams; (ii) quarterly sampling of all uncontrolled waste streams  that count toward the 2 Mg/yr calculation an contain greater than 0.05 Mg/yr of benzene;  (iii) monthly sampling of all uncontrolled waste streams that qualify for the 10 ppmw exemption  (40 C.F.R. § 61.342(c)(2)) and that contain greater than 0.1 Mg/yr of benzene.  The BWON  Sampling Plans may identify commingled, exempt waste streams for sampling, provided  ExxonMobil demonstrates that the benzene quantity of those commingled streams will not be  underestimated.  b.  If changes in processes, operations, or other factors lead ExxonMobil to  conclude that its approved BWON Sampling Plan may no longer provide an accurate measure of  the Refinery’s quarterly benzene quantity in uncontrolled benzene waste streams, ExxonMobil  shall submit a revised BWON Sampling Plan to EPA for approval.  c.  ExxonMobil shall commence sampling under its BWON Sampling Plan  during the first full calendar quarter following submittal of the Plan, regardless of whether or not  the Plan is approved at that time.  ExxonMobil shall take, and have analyzed, at least three  representative samples from each identified sampling location.  ExxonMobil shall use the  average of all samples taken and the identified flow calculations to determine its quarterly  benzene quantity in uncontrolled waste streams and to estimate a calendar year value for the  Refinery.  95 d.  After at least 8 quarters of sampling under an approved BWON Sampling  Plan under this Paragraph 109, ExxonMobil may submit a report to EPA and the Applicable  Co-Plaintiff that requests a change in the monitoring frequency specified by Subparagraph 109.a  for one or more of the Covered Refineries.  If EPA determines, after an opportunity for  consultation with ExxonMobil and the Applicable Co-Plaintiff, that the information presented in  the report supports a change in the monitoring frequency for one or more of the Covered  Refineries, then the monitoring frequency requirement under Subparagraph 109.a will be  modified in accordance with Paragraph 269 (Modifications).  110.  Quarterly and Annual Estimations of Uncontrolled Benzene Quantity.  At the  end of each calendar quarter following commencement of quarterly sampling, ExxonMobil shall  calculate a quarterly uncontrolled benzene quantity and shall estimate a projected calendar year  uncontrolled benzene quantity based on the quarterly end of line sampling results, non-end of  line  sampling results, and the approved flow calculations.  ExxonMobil shall submit the  uncontrolled benzene quantity in the Semi-Annual Reports due under Section IX of this Decree.  111.  Corrective Measures.  a.  Applicability  (1)  For 6 BQ Compliance Option Refineries .  If the calculations in  Paragraph 110 indicate that the quarterly uncontrolled benzene quantity at the Baytown,  Billings, Joliet, or Torrance Refineries exceeds 1.5 Megagrams or the projected calendar  year uncontrolled benzene quantity exceeds 6.0 Megagrams, ExxonMobil shall submit a  written report to EPA and the Applicable Co-Plaintiff that evaluates all relevant  information and identifies whether any action should be taken to reduce benzene  quantities in its waste streams for the remainder of the calendar year.  If additional  96 actions are determined to be necessary to ensure compliance with the 6 BQ Compliance  Option, ExxonMobil will include in its written report a BWON Corrective Measures Plan  as specified in Subparagraph 111.b  (2)  For 2 Mg Compliance Option Refineries .  If the calculations in  Paragraph 110 indicate that the quarterly uncontrolled benzene quantity exceeds  0.5 Megagrams or the projected calendar year uncontrolled benzene quantity exceeds  2.0 Megagrams, ExxonMobil shall submit a written report to EPA and the Applicable  Co-Plaintiff that evaluates all relevant information and identifies whether any action  should be taken to reduce benzene quantities in its waste streams for the remainder of the  calendar year.  If additional actions are determined to be necessary to ensure compliance  with the 2 Mg Compliance Option, ExxonMobil will include in its written report a  BWON Corrective Measures Plan as specified in Subparagraph 111.b  b.  BWON Corrective Measures Plan.  ExxonMobil shall, in any BWON  Corrective Measures Plan required by this Paragraph, identify:  (i) the cause of the potentially  elevated benzene quantities; (ii) all corrective actions that ExxonMobil has taken or plans to take  to ensure that the cause will not recur; and (iii) an appropriate strategy and schedule that  ExxonMobil shall implement to ensure that ExxonMobil complies with the 6 BQ Compliance  Option or the 2 Mg Compliance Option, as applicable.  If a spill event is the main cause of the  potentially elevated benzene quantities, the BWON Corrective Measures Plan will focus on the  spill event and on future measures to minimize and address spills.  ExxonMobil shall submit  such plan and schedule, along with its report under Subparagraph 111.a, by no later than 60 days  after the end of the Calendar Quarter in which one or more of the conditions specified in  97 Subparagraph 111.a is satisfied.  ExxonMobil shall implement its BWON Corrective Measures  Plan in accordance with the schedule provided therein.  c.  Third-Party TAB Study and Compliance Review.  After a second  consecutive quarter in which at least one of the conditions in Subparagraph 111.a continues to  exist at a Covered Refinery and ExxonMobil is not then able to identify the cause(s) and/or  appropriate corrective measures to ensure compliance with the applicable compliance option,  ExxonMobil shall retain a third-party contractor to undertake a comprehensive TAB study and  compliance review (“Third-Party TAB Study and Compliance Review”) at the relevant Refinery.  By no later than the last day of the next following quarter, ExxonMobil shall submit a proposal  to EPA that identifies the contractor, the contractor’s scope of work, and the contractor’s  schedule for the Third-Party TAB Study and Compliance Review.  Unless EPA disapproves or  seeks modifications of the proposal within 30 days after its receipt, ExxonMobil shall authorize  the contractor to commence work.  ExxonMobil shall ensure that the work is completed in  accordance with the schedule provided therein.  No later than thirty (30) days after ExxonMobil  receives the results of the Third-Party TAB Study and Compliance Review, ExxonMobil shall  submit the results to EPA.  After the report is submitted to EPA, ExxonMobil and EPA shall  discuss informally the results of the Third-Party TAB Study and Compliance Review.  No later  than ninety (90) days after ExxonMobil receives the results of the Third-Party TAB Study and  Compliance Review or at such other time as ExxonMobil and EPA may agree, ExxonMobil shall  submit to EPA a plan and schedule for remedying any deficiencies identified in the Third-Party  TAB Study and Compliance Review and any deficiencies that EPA identified following the  Third-Party TAB Study and Compliance Review.  Unless EPA disapproves or seeks  98 modifications of the proposal within thirty (30) days after its receipt, ExxonMobil shall  implement the remedial plan in accordance with the schedule included in its plan.  112.  Miscellaneous Measures.  a.  By no later than 60 days after the Entry Date, ExxonMobil shall:  i. Conduct monthly visual inspections of and, if appropriate, refill all Subpart FF  water traps within the Covered Refineries’ individual drain systems;  ii. If ExxonMobil utilizes conservation vents, visually inspect all Subpart FF  conservation vents or indicators on process sewers for detectable leaks on a  weekly basis, reset any vents where leaks are detected, and record the results of  the inspections.  After two (2) years of weekly inspections, and based upon an  evaluation of the recorded results, ExxonMobil may submit a request to the  appropriate EPA Region to modify the frequency of the inspections.  EPA shall  not unreasonably withhold its consent to such modification.  Alternatively, for  conservation vents with indicators that identify whether flow has occurred,  ExxonMobil may elect to visually inspect such indicators on a monthly basis and,  if flow is then detected, ExxonMobil shall then visually inspect that indicator on a  weekly basis for four weeks.  If flow is detected during any two of those four  weeks, ExxonMobil shall install a carbon canister on that vent until appropriate  corrective action(s) can be implemented to prevent such flow.  Nothing in this  Subparagraph shall require ExxonMobil to monitor conservation vents on fixed  roof tanks; and  iii. Conduct quarterly monitoring and repair of the oil-water separators consistent  with the “no detectable emissions” provision in 40 C.F.R. § 61.347.  b.  By no later than 150 days after the Entry Date, ExxonMobil shall identify  and mark at the drain all area drains that are segregated stormwater drains.  113.  Recordkeeping and Reporting Requirements for this Subsection V.N:  Outside of the Reports Required under 40 C.F.R. § 61.357 and the Semi-Annual Reports  Required by Section IX (Recordkeeping and Reporting).  At the times specified in the  applicable provisions of this Section V.N, ExxonMobil will submit, as and to the extent required,  the following reports to EPA and the Applicable Co-Plaintiff:  99 i. BWON Compliance Review and Verification Reports (under Subparagraph  100.a), as amended, if necessary (under Subparagraph 100.b);  ii.  Amended TAB Reports, if necessary (under Subparagraph 101.a);  iii. BWON Corrective Measures Plans, if necessary (under Subparagraph 101.b  and/or Paragraph 111);  iv.  Certifications of Compliance, if necessary (under Subparagraph 101.d);  v. Reports certifying the completion of installation of dual carbon canisters (under  Subparagraph 102.a);  vi. Schematics of waste/slop/off-spec oil movements, as revised, if necessary (under  Subparagraph 107.a); and  vii. BWON Sampling Plans (under Subparagraphs 108.a and 109.a), and revised  BWON Sampling Plans, if necessary (under Subparagraphs 108.b and 109.b).  114.  Recordkeeping and Reporting Requirements for this Subsection V.N:  As Part of the Semi-Annual Reports Required by Section IX (Recordkeeping and  Reporting).  ExxonMobil shall submit the following information in the Semi-Annual Reports  submitted pursuant to Section IX (Reporting and Recordkeeping) for the six month period  covered by the Report:  i. An identification of all laboratory audits, if any, completed during the six month  period, including a description of the methods used in the audit and the results of  the audit;  ii. A description of the measures taken, if any, during the six month period to  comply with the training provisions of Paragraph 106; and  iii. A summary of the sampling results required under Paragraph 108, including the  quarterly and projected annual uncontrolled benzene quantities or TAB, as  applicable.  O.  LEAK DETECTION AND REPAIR PROGRAM ENHANCEMENTS.  115.  In order to minimize or eliminate fugitive emissions of volatile organic  compounds (“VOCs”), benzene, volatile hazardous air pollutants (“VHAPs”), and organic  100 hazardous air pollutants (“HAPs”) from equipment in light liquid and/or in gas/vapor service,  ExxonMobil shall undertake the enhancements identified in this Subsection V.O to its leak  detection and repair (“LDAR”) programs for each of the Covered Refineries under 40 C.F.R.  Part 60, Subpart GGG; Part 61, Subparts J and V; Part 63, Subparts F, H, and CC; and applicable  state and local LDAR requirements.  The terms “equipment,”  “in light liquid service” and “in  gas/vapor service” shall have the definitions set forth in the applicable provisions of 40 C.F.R.  Part 60, Subpart GGG; Part 61, Subparts J and V; Part 63, Subparts F, H and CC; and applicable  state and local LDAR regulations.  116.  Applicability of NSPS Subpart GGG to Process Units at the Covered  Refineries.  a.  Covered Refineries Other than the Billings Refinery.  As of the Entry Date  for each of the Covered Refineries other than the Billings Refinery each existing “process unit”  (as defined by 40 C.F.R. § 60.591) at each of those Covered Refineries shall become an  “affected facility” for purposes of 40 C.F.R. Part 60, Subpart GGG, and shall become subject to  and comply with the requirements of 40 C.F.R. Part 60, Subpart GGG, and the requirements of  this Subsection V.O.  b.  Billings Refinery.  (1)  ExxonMobil shall comply with the requirements of 40 C.F.R. Part  60, Subpart GGG, and the requirements of this Subsection V.O at each existing “process  unit” (as defined by 40 C.F.R. § 60.591) at the Billings Refinery by no later than 180  days after the Entry Date; provided, however, that ExxonMobil shall have two years from  the Entry Date to comply with the standards for sampling connection systems set forth at  40 C.F.R. § 60.482-5.  101 (2)  Two years after the Entry Date, each existing process unit at the  Billings Refinery shall become an affected facility for purposes of Subpart GGG, and  shall become subject to and comply with the requirements of 40 C.F.R. Part 60, Subpart  GGG, and the requirements of this Subsection V.O, including the standards for sampling  connection systems set forth at 40 C.F.R. § 60.482-5.  c.  For the purposes of this Consent Decree, each process unit covered under  this Paragraph shall be deemed to have become an affected facility for purposes of Subpart GGG  under the provisions of 40 C.F.R. § 60.14 or § 60.15.  These provisions specifically apply for the  purposes of qualifying such affected facilities for any exemptions provided under 40 C.F.R.  §§ 60.482-3(j), 60.482-7(h)(2), 60.482-10(k)(2), and 60.593(c).  d.  For process units that become affected facilities for purposes of Subpart  GGG pursuant to this Paragraph 116 , entry of this Consent Decree shall satisfy applicable  notification requirements of 40 C.F.R. § 60.7(a).  117.  Written Refinery-Wide LDAR Program Descriptions.  By no later than 180  days after the Entry Date, ExxonMobil shall develop and maintain a set of written LDAR  Program Descriptions for a program for compliance with all federal, state, and local LDAR  regulations applicable to each of the Covered Refineries.  ExxonMobil shall update the LDAR  Program Descriptions as may be necessary to ensure continuing compliance.  The LDAR  Program Descriptions shall include, at a minimum:  i. A set of leak rate goals for each Covered Refinery that will be a target for  achievement on a process-unit-by-process-unit basis.  Such targets shall have the  purpose of facilitating lower leak rates and are not intended to be enforceable  requirements;  ii. An identification of all equipment in light liquid and/or in gas/vapor service that  is subject to periodic monitoring requirements via Method 21 under any  102 applicable federal, state, or local LDAR regulation and that has the potential to  leak VOCs, HAPs, VHAPs, and benzene within each Covered Refinery’s process  units;  iii. Procedures for identifying leaking equipment within each Covered Refinery’s  process units;  iv.  Procedures for repairing and keeping track of leaking equipment;  v. Procedures for identifying and including new equipment to be added to the  LDAR program;  vi. A process for evaluating new and replacement equipment to promote  consideration and installation of equipment that will minimize leaks and/or  eliminate chronic leakers;  vii. A description of each Covered Refinery’s LDAR monitoring organization and a  designation of the person or position responsible for LDAR management and has  the authority to implement LDAR improvements at the Refinery, as required by  Paragraph 119; and  viii. A procedure for regularly communicating LDAR information to appropriate  ExxonMobil personnel.  118.  Training.  By no later than 180 days after the Entry Date, ExxonMobil shall  begin to implement a training program at each Covered Refinery which includes the following  features:  i. For personnel newly-assigned to LDAR responsibilities, ExxonMobil shall  require LDAR training prior to each employee beginning such work;  ii. For all personnel assigned LDAR responsibilities, ExxonMobil shall provide and  require completion of annual LDAR training or require its LDAR contractor to  provide such training (initial annual LDAR training for all such personnel will be  completed not later than one year after the Entry Date);  iii. For all other Refinery operations and maintenance personnel (including contract  personnel) who have duties relevant to LDAR, ExxonMobil shall provide and  require completion of an initial training program that includes instruction on  aspects of LDAR that are relevant to the person’s duties (initial LDAR training  for all such personnel will be completed not later than one year after the Entry  Date); and  103 iv. For the individuals covered by this Paragraph, “refresher” training in LDAR shall  be performed on a cycle of no longer than three years.  119.  LDAR Personnel.  By no later than 180 days after the Entry Date, ExxonMobil  shall establish a program that holds each person assigned LDAR responsibilities accountable for  LDAR performance.  By no later than 180 days after the Entry Date, ExxonMobil shall establish  and maintain a person or position at each Covered Refinery with responsibility for LDAR  management and authority to implement LDAR improvements at the Refinery.  120.  LDAR Audits.  ExxonMobil shall implement Refinery-wide LDAR Audits –  including an Initial LDAR Audit and Regular LDAR Audits – as set forth in this Paragraph to  ensure each Covered Refinery’s compliance with all applicable LDAR requirements.  Each  LDAR Audit shall include, but shall not be limited to:  (i) performing comparative monitoring;  (ii) reviewing records to ensure monitoring and repairs were completed in the required periods;  (iii) reviewing component identification procedures, tagging procedures, and data management  procedures; and (iv) observing LDAR technicians’ calibration and monitoring techniques.  During each LDAR Audit, leak rates shall be calculated for each process unit where comparative  monitoring was performed.  a.  Initial LDAR Audit.  ExxonMobil shall retain a third-party contractor to  complete an Initial LDAR Audit for each Covered Refinery by no later than 365 days after the  Entry Date.  b.  Initial Audit Report.  Within 90 days of completion of the Initial Audit,  ExxonMobil shall submit an Initial Audit Report to the EPA and the Applicable Co-Plaintiff.  The Report shall describe the results of the Initial Audit, disclose all areas of identified noncompliance, and certify ExxonMobil’s compliance, except for the identified deficiencies.  The  104 Report shall also include a schedule for correcting any identified deficiencies as soon as  practicable.  c.  Regular LDAR Audits.  (1)  Third-Party Audits.  ExxonMobil shall retain a contractor to  perform a Third-Party LDAR Audit of each Covered Refinery’s LDAR program at least  once every four (4) calendar years after the Initial LDAR Audit is completed under  Subparagraph 120.a (with approximately 48 months between the Audits).  (2)  Internal Audits.  ExxonMobil shall conduct Internal LDAR  Audits of each Covered Refinery’s LDAR program by sending personnel familiar with  the LDAR program and its requirements from one or more of ExxonMobil’s other  Covered Refineries or locations to audit another Covered Refinery.  ExxonMobil shall  complete an Internal LDAR Audit by no later than two (2) years from the date of the  completion of the third-party audits required in Subparagraphs 120.a  and 120.c.(1).  ExxonMobil will perform an Internal Audit of each Covered Refinery’s LDAR program  at least once every four (4) calendar years (with approximately 48 months between the  Audits).  ExxonMobil may elect to retain third-parties to undertake an Internal Audit,  provided that a Regular LDAR Audit at each Covered Refinery occurs every two (2)  years.  (3)  Timing.  To ensure that an LDAR Audit occurs every two (2) years  at each Covered Refinery, once a Refinery’s Initial Audit is completed, the remaining  Third-Party Audits and Internal Audits at that Refinery shall be separated by not more  than two (2) calendar years (with approximately 24 months between the Audits).  105 121.  Implementation of Actions Necessary to Correct Non-Compliance.  If the  results of any of the LDAR Audits conducted pursuant to Paragraph 120 identify any areas of  noncompliance, ExxonMobil shall implement, as soon as practicable, all steps necessary to  correct or otherwise address such area(s) of non-compliance and to prevent, to the extent  practicable, a recurrence of the cause of such non-compliance.  ExxonMobil shall, during the  term of this Consent Decree, retain the Initial Audit Report and all other LDAR Audit reports  generated pursuant to Paragraph 120, and shall maintain a written record of all corrective actions  that ExxonMobil takes in response to deficiencies identified in any LDAR Audits.  After the  completion of any LDAR Audit other than the Initial Audit, ExxonMobil shall include the  following information in the next Semi-Annual Report due under Section IX of this Consent  Decree:  (i) a summary, including findings, of each such LDAR Audit; and (ii) a list of corrective  actions taken during the reporting period, and any schedule for implementing future corrective  actions.  122.  Internal Leak Definition for Valves and Pumps.  ExxonMobil shall utilize the  following internal leak definitions for valves and pumps in light liquid and/or gas/vapor service,  unless other permit(s), regulations, or laws require the use of lower leak definitions.  a.  Leak Definition for Valves.  By no later than 365 days after the Entry Date  for each Covered Refinery other than the Billings Refinery, and by no later than two (2) years  after the Entry Date for the Billings Refinery, ExxonMobil shall utilize an internal leak  definition of 500 ppm VOCs for valves in light liquid and/or gas/vapor service at Covered  Refineries, excluding pressure relief devices.  b.  Leak Definition for Pumps.  By no later than 365 days after the Entry Date  for each Covered Refinery other than the Billings Refinery, and by no later than two (2) years  106 after the Entry Date for the Billings Refinery, ExxonMobil shall utilize an internal leak  definition of 2000 ppm for centrifugal pumps at the Covered Refineries.  Reciprocating pumps,  connectors, compressors, and other components shall retain their applicable regulatory leak  definition.  123.  LDAR Monitoring Frequency.  a.  Pumps.  When the lower internal leak definition for pumps becomes  applicable under Paragraph 122, and unless more frequent monitoring is required by applicable  federal, state and/or local requirements, ExxonMobil shall monitor pumps at the internal leak  definition on a monthly basis.  b.  Valves.  When the lower internal leak definition for valves becomes  applicable under Paragraph 122, and unless more frequent monitoring is required by applicable  federal, state and/or local requirements, ExxonMobil shall monitor valves (other than difficult to  monitor or unsafe to monitor valves) at the internal leak definition on a quarterly basis, with no  ability to skip periods on a process-unit-by-process-unit basis.  124.  Reporting, Recording, Tracking, Repairing and Remonitoring Leaks of  Valves and Pumps Based on the Internal Leak Definitions.  a.  Reporting.  For regulatory reporting purposes, ExxonMobil may continue  to report leak rates in valves and pumps against the applicable regulatory leak definition, or may  use the lower, internal leak definitions specified in Paragraph 122.  b.  Recording, Tracking, Repairing and Remonitoring Leaks.  ExxonMobil  shall record, track, repair, and re-monitor all leaks in excess of the internal leak definitions of  Paragraph 122 (at such time as those definitions become applicable).  Except as provided  otherwise in this Subsection V.O, ExxonMobil shall make a first attempt at repair and remonitor  107 the component within five (5) calendar days after a leak is detected and either complete repairs  and re-monitor leaks or place such component on the Covered Refinery’s delay of repair list  according to Paragraph 130 within thirty (30) days after a leak is detected.  125.  Monitoring After Turnaround or Maintenance.  ExxonMobil shall have the  option of monitoring affected valves and pumps within process unit(s) after completing a  documented maintenance, startup, or shutdown activity, and that monitoring activity shall not  count as a scheduled monitoring activity for any components found to be leaking at a level  between the internal leak definition and the applicable regulatory definition, provided that  ExxonMobil monitors according to the following schedule:  i. For events involving 1000 or fewer valves and pumps, monitor within one (1)  week of the documented maintenance, startup, or shutdown activity;  ii. For events involving greater than 1000 but fewer than 5000 valves and pumps,  monitor within two (2) weeks of the documented maintenance, startup, or  shutdown activity; and  iii. For events involving greater than 5000 pumps and valves, monitor within four (4)  weeks of the documented maintenance, startup, or shutdown activity.  126.  Initial Attempt at Repair on Certain Valves.  Beginning no later than 180 days  after the Entry Date for each Covered Refinery other than the Billings Refinery, and beginning  no later than two (2) years after the Entry Date for the Billings Refinery, ExxonMobil shall  promptly make a “initial attempt” at repair after detecting a leak at a reading greater than 200  ppm of VOCs at any valve, excluding pressure relief devices, control valves, valves that are on  the delay of repair list, and components that LDAR personnel are not authorized to repair.  ExxonMobil or its designated contractor shall re-monitor the valve in question within five (5)  calendar days after the “initial attempt” to repair.  If the re-monitored leak reading is below the  applicable leak definition, no further action will be necessary.  If the re-monitored leak reading is  108 greater than the applicable leak definition, ExxonMobil shall repair the valve according to the  requirements of Subparagraph 124.b, except that no first repair attempt requirement shall apply.  If ExxonMobil can demonstrate with sufficient, statistically significant monitoring data over a  period of at least two years that “initial attempts” to repair at 200 ppm worsen or do not improve  refinery leak rates, ExxonMobil may request EPA to reconsider or amend this requirement.  127.  Electronic Monitoring, Storing, and Reporting of LDAR Data.  a.  Electronic Storing and Reporting of LDAR Data.  ExxonMobil has and  shall continue to maintain an electronic database for storing and reporting LDAR data at each of  the Covered Refineries.  b.  Electronic Data Collection During LDAR Monitoring and Transfer  Thereafter.  By no later than 90 days after the Entry Date for each Covered Refinery other than  the Billings Refinery, and by no later than 150 days after the Entry Date for the Billings  Refinery, ExxonMobil shall use data loggers and/or electronic data collection devices during all  LDAR monitoring at the Covered Refineries.  ExxonMobil, or its designated contractor, shall  use its best efforts to transfer, by the end of the next business day, the electronic data from  electronic data logging devices to the electronic database maintained pursuant to  Subparagraph 127.a.  For all monitoring events in which an electronic data collection device is  used, the collected monitoring data shall include a time and date stamp, and identification of the  instrument and operator.  ExxonMobil may only use paper logs where necessary or more feasible  (e.g., small rounds, re-monitoring, or when data loggers are unavailable or broken), and shall  record, at a minimum, the identity of the technician, the date, the monitoring starting and ending  times, all monitoring readings, and an identification of the monitoring equipment.  ExxonMobil  shall use its best efforts to transfer any manually recorded monitoring data to the electronic  109 database maintained pursuant to Subparagraph 127.a within seven (7) days of the monitoring  event.  128.  QA/QC of LDAR Data.  By no later than 90 days after the Entry Date for each  Covered Refinery other than the Billings Refinery, and by no later than 150 days after the Entry  Date for the Billings Refinery, ExxonMobil (or a third-party contractor retained by ExxonMobil)  shall develop and implement procedures for quality assurance/quality control (“QA/QC”)  reviews of all data generated by LDAR monitoring technicians.  ExxonMobil shall ensure that  monitoring data provided by monitoring technicians is reviewed daily for QA/QC.  At least once  per calendar quarter, ExxonMobil shall perform a QA/QC review of each contractor’s  monitoring data which shall include, but not be limited to, a review of:  (i) the number of  components monitored per technician; (ii) the time between monitoring events; and  (iii) abnormal data patterns.  129.  Calibration/Calibration Drift Assessment.  a.  Calibration.  ExxonMobil shall conduct all calibrations of LDAR  monitoring equipment at each of the Covered Refineries using methane as the calibration gas,  and in accordance with 40 C.F.R. Part 60, EPA Reference Test Method 21.  b.  Calibration Drift Assessment. By no later than 365 days after the Entry  Date, ExxonMobil shall conduct calibration drift assessment re-checks of the LDAR monitoring  equipment at least twice during each monitoring shift, with one such re-check being at the end of  the monitoring shift.  ExxonMobil shall conduct the calibration drift assessment re-check using  a calibration gas with a concentration approximately equal to the applicable internal leak  definition.  If any calibration drift assessment after the initial calibration shows a negative drift  of more than 10% from the previous calibration, ExxonMobil shall remonitor all valves that  110 were monitored since the last calibration or calibration drift assessment that had a reading  greater than 100 ppm and shall remonitor all pumps that were monitored since the last  calibration or calibration drift assessment that had a reading greater than 500 ppm.  130.  Delay of Repair.  a.  By no later than 90 days after the Entry Date, ExxonMobil shall take the  following actions for any equipment at any Covered Refinery that ExxonMobil intends to place  on the “delay of repair” list, under applicable regulations:  i. ExxonMobil shall require sign-off by the unit supervisor, within thirty (30) days  of identifying that a piece of equipment is leaking at a rate greater than the  applicable leak definition, that such equipment qualifies for delayed repair under  applicable regulations;  ii. ExxonMobil shall include equipment that is placed on the “delay of repair” list in  ExxonMobil’s regular LDAR monitoring;  iii. ExxonMobil shall use its best efforts to isolate and repair centrifugal pumps  identified as leaking at a rate of 2000 ppm or greater; and  iv. For valves (other than control valves and pressure relief devices) leaking at  10,000 ppm or greater and which cannot be repaired using traditional techniques,  ExxonMobil shall use the “drill and tap” repair method (or an equivalent repair  method) for the leaking valve (unless the valve is isolated from the process and  does not remain in VOC service), prior to placing the valve on the delay of repair  list, unless ExxonMobil can demonstrate that there is a safety, mechanical, or  major environmental concern posed by repairing the leak in that manner.  If not  repaired within 15 days by other means, ExxonMobil shall perform the first “drill  and tap” (or equivalent repair method) within 15 days, and a second attempt (if  necessary) within 30 days after the leak is detected.  After two unsuccessful  attempts to repair a leaking valve through the “drill and tap” (or equivalent)  method, ExxonMobil may place the leaking valve on its “delay of repair” list.  The requirement to make two attempts to repair a leaking component by the drill  and tap method may be satisfied by making two sealant injection attempts rather  than by making multiple taps into the valve body.  b.  If a new valve repair method not currently in use by the refining industry  is planned to be used by ExxonMobil in lieu of the “drill and tap” method referenced in the  111 preceding Subparagraph, ExxonMobil shall advise EPA prior to implementing such a method or,  if prior notice is not practicable, as soon as practicable after implementation.  131.  Chronic Leakers.  A valve shall be classified as a “chronic leaker” under this  Paragraph if it leaks above 5,000 ppm twice in any consecutive four quarters after the Entry  Date, unless the valve has not leaked in the twelve (12) consecutive quarters prior to the relevant  process unit turnaround.  Following the identification of a “chronic leaker” non-control valve,  ExxonMobil shall replace, repack, or perform similarly effective repairs on the chronic leaker  during the next process unit turnaround occurring 180 days after the after the Entry Date.  132.  Alternate Leak Detection Method.  With EPA’s prior written approval,  ExxonMobil may begin using an alternate leak detection method – such as a method employing  “Smart LDAR” technology – based on a showing that the alternate leak detection method is  equivalent to traditional monitoring methods and is allowable under the applicable LDAR  regulations.  If necessary to implement this Paragraph, the Parties shall make appropriate  modifications to this Consent Decree in accordance with Paragraph 269.  133.  Recordkeeping and Reporting Requirements for this Section.  a.  In the Semi-Annual Reports submitted by ExxonMobil pursuant to  Section IX (Recordkeeping and Reporting), ExxonMobil shall include the following information  in the Report for the period in which the identified activity occurred or was required:  i. A copy of each Covered Refinery’s LDAR Program Description under Paragraph  117;  ii. A certification that each Covered Refinery’s training program has been  implemented as required by Paragraph 118;  iii. An identification of the person or position at each Covered Refinery responsible  for LDAR performance as required by Paragraph 119;  112 iv. A certification that the lower leak definitions and increased monitoring  frequencies have been implemented according to Paragraphs 122 and 123;  v. A certification of the implementation of the “initial attempt” to repair program  under Paragraph 126;  vi. A certification of the implementation of QA/QC procedures for review of data  generated by LDAR technicians as required by Paragraph 128;  vii. A certification of the implementation of the calibration drift assessment  procedures of Paragraph 129; and  viii. A certification of the implementation of the “delay of repair” procedures of  Paragraph 130.  b.  Special Requirement for Initial Semi-Annual Report Each Year.  As part  of the first Semi-Annual Report submitted each year pursuant to Section IX (Recordkeeping and  Reporting), ExxonMobil shall identify each LDAR Audit that was conducted at each Covered  Refinery under Paragraph 120 in the previous calendar year, including an identification of the  auditors, a summary of the audit results, and the actions that ExxonMobil took or intends to take  to correct identified deficiencies.  c.  Reports Due Under 40 C.F.R. § 63.654.  In each report due under 40  C.F.R. § 63.654, ExxonMobil shall include the following information on LDAR monitoring at  the relevant Covered Refinery:  i.  a list of the process units monitored during the reporting period;  ii.  the number of valves and pumps present in each process unit;  iii.  the number of valves and pumps monitored in each process unit;  iv.  the number of valves and pumps found leaking for each process unit;  v.  the number of “difficult to monitor” pieces of equipment monitored;  vi.  the projected month and year of the next monitoring event for that unit;  113 vii. a list of all equipment currently on the “delay of repair” list and the date each  component was placed on the list;  viii. the number of repairs not attempted within five (5) days and thirty (30) days  pursuant to Subparagraph 124.b;  ix. the number of initial attempts at repair not made promptly and remonitored within  five (5) days pursuant to Paragraph 126;  x. the number of repairs not completed at the next process unit turnaround pursuant  to Paragraph 131; and  xi. the number of repairs not completed within fifteen (15) days and thirty (30) days  under Subparagraph 130.a.iv.  P. OTHER COMPLIANCE PROGRAM REQUIREMENTS APPLICABLE  TO THE BILLINGS AND JOLIET REFINERIES.  134.  Joliet Wastewater Treatment Plant Area Program Requirements.  ExxonMobil  shall comply with the Joliet Wastewater Treatment Plant Area Program requirements specified in  Appendix P to this Consent Decree.  135.  Joliet Material Staging Area.  a.  By no later than the Entry Date, ExxonMobil shall use the Material  Staging Area (also known as the BRU Decant Pad) at the Joliet Refinery primarily for  management of oil-bearing hazardous secondary materials subject to 40 C.F.R. § 261.4(a)(12)  and Ill. Admin. Code tit. 35, § 721.104(a)(12)(A) , and shall not use the Material Staging Area  for treatment, storage or disposal of materials that meet the definition of hazardous waste under  40 C.F.R. § 261.3 and Ill. Admin Code tit. 35, § 721.103.  The location of the Material Staging  Area is identified on the drawing attached as Appendix T to this Consent Decree.  b.  As provided by 40 C.F.R. § 261.4(a)(12) and Ill. Admin. Code tit. 35,  § 721.104(a)(12)(A), oil-bearing hazardous secondary materials transferred to the Material  114 Staging Area shall not be placed on the land and shall not be accumulated speculatively before  being recycled.  c.  ExxonMobil shall clean the Material Staging Area bays to remove  hydrocarbon residue as required by usage, but no less than once every 90 days.  Whenever the  bays are cleaned, ExxonMobil shall inspect the areas around the Material Staging Area to  confirm that oil-bearing hazardous secondary materials have not been released from the Material  Staging Area.  d.  As provided by 40 C.F.R. § 261.4(a)(12) and Ill. Admin. Code tit. 35,  § 721.104(a)(12)(A), any residuals generated from processing or recycling oil-bearing hazardous  secondary materials at the Material Staging Area that are disposed of or intended for disposal  shall be designated and managed as F037 listed wastes when they are removed from the Material  Staging Area.  If any oil-bearing hazardous secondary materials are released from the Material  Staging Area and not immediately recovered for use in a refining process, then ExxonMobil  shall designate and manage such released materials as F037 listed wastes.  e.  If ExxonMobil uses the Material Staging Area for management of waste  materials that do not meet the definition of hazardous waste under 40 C.F.R. § 261.3 and Ill.  Admin Code tit. 35, § 721.103, then ExxonMobil shall segregate such waste materials and shall  not commingle such waste materials with any oil-bearing hazardous secondary materials.  f.  ExxonMobil shall establish and implement written procedures designed to  ensure that the Material Staging Area is used only for management of materials described in  Subparagraphs 135.a and 135.e.  The procedures shall include use of a written form to document  all material transfers to the Material Staging Area, including an indication of the material type,  the material quantity, the source of the material, the request and authorization dates, and the  115 names of the requester and the individual authorizing the transfer at the Joliet Refinery  (“Material Staging Area Transfer Forms”).  With each WWTP Area Wastewater Monitoring  Plan Quarterly Report required under Paragraph 4 of Consent Decree Appendix P, ExxonMobil  shall include a copy of each Material Staging Area Transfer Form completed and used for the  transfer of material to the Material Staging Area during that quarterly period.  With the WWTP  Area Wastewater Monitoring Plan Final Report, ExxonMobil shall include a copy of each  Material Staging Area Transfer Form completed and used for the transfer of material to the  Material Staging Area for the final quarter of the Monitoring Period.  g.  As required by 40 C.F.R. § 261.2(f) and Ill. Admin. Code tit. 35,  § 721.102(f), ExxonMobil shall maintain appropriate documentation demonstrating that oilbearing hazardous secondary materials are being managed in the Material Staging Area in  accordance with all requirements imposed by 40 C.F.R. § 261.4(a)(12) and Ill. Admin. Code tit.  35, § 721.104(a)(12)(A).  136.  Joliet RCRA Training Requirements.  By no later than the Entry Date,  ExxonMobil shall provide to EPA for review and comment a copy of the following:  i. The syllabus for the Joliet Refinery’s current RCRA training program given to all  Refinery employees involved in hazardous waste management at the Joliet  Refinery;  ii. Completion records from employee RCRA training sessions held at the Joliet  Refinery during calendar years 2003 and 2004; and  iii. The procedure that will be used at the Joliet Refinery to ensure that contractors  who perform work at the Joliet Refinery that involves the management of  hazardous waste have had RCRA training.  116 137.  Billings Refinery Scrap Yard and Laydown Areas.  a.  Within 90 days of the Entry Date, ExxonMobil shall designate both the  Scrap Yard and the Laydown Areas (the precise location and area of the Scrap Yard and the  Laydown Areas is defined in the drawing attached to this Consent Decree as Appendix S) as  Solid Waste Management Units and/or Areas of Concern under the current Billings Refinery  RCRA permit (Montana Hazardous Waste Permit, MTHWP-99-02).  Pursuant to the Montana  administered RCRA program ExxonMobil shall complete a RCRA Corrective Action process for  the Scrap Yard and Laydown Areas, including investigating the nature and extent of all releases  (including, but not limited to, releases from heat exchanger bundles), and performing necessary  remediation, if any.  b.  ExxonMobil shall submit to EPA all documentation related to:  (1) the  designation of the Scrap Yard and the Laydown Areas as Solid Waste Management Units and/or  Areas of Concern; and (2) any subsequent corrective action at the Scrap Yard and the Laydown  Areas.  The information shall be submitted to EPA at the same time the information is submitted  to the Applicable Co-Plaintiff.  c.  Within 90 days of the Entry Date, ExxonMobil shall propose to EPA for  review and approval modifications to its Billings Stormwater Pollution Prevention Plan  (“SWPPP”) including:  i. Standard operating procedures to assure that no hazardous wastes, as defined by  RCRA, are placed in the Scrap Yard and the Laydown Areas;  ii. A comprehensive list of the types of material that may be placed in Scrap Yard  and Laydown Areas; and  iii. Assigning direct responsibility for compliance with the new standard operating  procedures regarding the Scrap Yard and the Laydown Areas and for all other  SWPPP elements to an ExxonMobil employee.  117 Within 60 days of EPA’s approval of the modification of the Billings SWPPP, ExxonMobil shall  revise its SWPPP to incorporate the approved provisions.  138.  Billings Refinery Land Treatment Unit.  Within 90 days of the Entry Date,  ExxonMobil shall submit to EPA for review and approval proposed amendments to its Billings  Refinery RCRA permit (Montana Hazardous Waste Permit, MTHWP-99-02) related to waste  application at the Land Treatment Unit (the precise location and area of the Land Treatment Unit  is defined in the drawing attached to the Consent Decree as Appendix S).  The proposed  revisions shall include:  i. A prohibition against waste application at the Land Treatment Unit when either:  (1) the average hourly wind speed exceeds 10 mph for any 15 consecutive minute  period, or (2) when maximum daily gusts exceed 20 mph for a 5 consecutive  minute period; provided, however that waste application may be resumed if the  conditions in (1) and (2) have not occurred for a period of 60 consecutive minutes  prior to the time of resumption of waste application;  ii. A requirement to maintain a system capable of measuring and transmitting wind  conditions at the Refinery to ExxonMobil personnel necessary for compliance  with the prohibition set forth in Subparagraph 138.i; and  iii. Standard operating procedures to assure compliance with the soil moisture  requirements applicable to the Land Treatment Unit (Montana Hazardous Waste  Permit, MTHWP-99-02, Section III.a.E.7).  139.  Billings Refinery Outfall 002.  a.  Within 90 days of the Entry Date, ExxonMobil shall propose to EPA for  review and approval draft amendments to the oil sheen provisions for Outfall 002 of its Billings  Refinery Montana Pollutant Discharge Elimination System Permit ((MPDES)(MT-0000477)),  including:  i. A detailed procedure for the monitoring and detection of oil sheen events,  including but not limited to, the use of an infrared monitoring system or  equivalent;  118 ii. Requirements for maintaining proper calibration of sheen detection equipment,  including, but not limited to, the infrared monitoring system or equivalent; and  iii. Formal procedures for investigating the cause of oil sheen exceedances that reach  the river.  b.  Upon EPA approval of the proposed MPDES Outfall 002 oil sheen permit  modifications, ExxonMobil shall within 60 days submit an application to the Applicable CoPlaintiff to include the modifications in the Billings Refinery MPDES permit.  140.  Billings Refinery Tank 350.  a.  By no later than 90 days after the Entry Date, ExxonMobil shall  discontinue placement of wastewater and/or other material in Billings Refinery Tank 350 using  trucks or other non-piped methods (“Non-Piped Tank 350 Inflow”).  b.  Within 90 days of the Entry Date, ExxonMobil shall propose to EPA for  review and approval a draft amendment to its Billings Refinery Montana Pollutant Discharge  Elimination System Permit ((MPDES)(MT-0000477)) that is designed to prohibit Non-Piped  Tank 350 Inflow.  The proposed permit amendment will specify that Tank 350 shall receive only  effluent that is piped from the API Separator outlet.  c.  Upon EPA approval of the proposed permit modification relating to Tank  350, ExxonMobil shall within 60 days submit an application to the Applicable Co-Plaintiff to  include the amendment to the Billings Refinery MPDES permit.  d.  Within 90 days of the Entry Date, ExxonMobil shall submit to EPA a  description of how wastewaters and/or other material that currently are Non-Piped Tank 350  Inflow will be managed at the Billings Refinery.  119 Q. INCORPORATION OF CONSENT DECREE REQUIREMENTS INTO  FEDERALLY ENFORCEABLE PERMITS.  141.  Emission Limits and Standards Effective on the Entry Date.  By no later than  120 days after the Entry Date, ExxonMobil shall submit administratively complete applications  to the applicable federal, state or local agency to incorporate the emission limits and standards,  including NSPS applicability, required by this Consent Decree that are effective as of the Entry  Date into federally-enforceable minor or major new source review permits or other permits that  will ensure that the underlying emission limits and standards survive the termination of this  Consent Decree in accordance with Paragraph 145.  In light of the permitting program in the  State of Louisiana, ExxonMobil shall submit to LDEQ’s consolidated permitting program, under  the time frame specified by the previous sentence, appropriate applications, amendments and/or  supplements to ensure that the emission limits and standards that are effective as of the Entry  Date under this Consent Decree shall survive the termination of this Consent Decree in  accordance with Paragraph 145.  Following submission of the complete permit applications (or,  for the Baton Rouge Refinery, following submission of appropriate applications, amendments, or  supplements), ExxonMobil shall cooperate with the applicable federal, state or local agency by  promptly submitting to the applicable agency all available information that the applicable agency  seeks following its receipt of the permit materials.  Promptly upon issuance of such permits or in  conjunction with such permitting, ExxonMobil shall file any applications necessary to  incorporate the requirements of those permits into the Title V permit for the relevant Covered  Refinery.  142.  Future Emission Limits and Standards.  As soon as practicable, but in no event  later than ninety (90) days after the effective date or establishment of any emission limit or  120 standard under Section V that become effective after the Entry Date, ExxonMobil shall submit  administratively complete applications to the applicable federal, state or local agency to  incorporate that emission limit or standard into federally-enforceable minor or major new source  review permits or other permits that will ensure that the underlying emission limit or standard  survives the termination of this Consent Decree in accordance with Paragraph 145.  In light of  the permitting program in the State of Louisiana, ExxonMobil shall submit to LDEQ’s  consolidated permitting program, under the time frame specified by the previous sentence,  appropriate applications, amendments and/or supplements to ensure that the emission limits and  standards that become effective after the Entry Date shall survive the termination of this Consent  Decree in accordance with Paragraph 145.  Following submission of the complete permit  applications (or, for the Baton Rouge Refinery, following submission of appropriate  applications, amendments, or supplements), ExxonMobil shall cooperate with the applicable  federal, state or local agency by promptly submitting to the applicable agency all available  information that the applicable agency seeks following its receipt of the permit materials.  Promptly upon issuance of such permits or in conjunction with such permitting, ExxonMobil  shall file any applications necessary to incorporate the requirements of those permits into the  Title V permit for the relevant Covered Refinery.  143.  Emission Limits and Standards.  The following Consent Decree requirements  shall constitute the emission limits and standards that are required to be incorporated into  permits under Paragraphs 141 and 142:  i. the interim emission limits and standards imposed by Subparagraphs 16.b, 29.a,  30.f, 30.g, and 68.b, for so long as each such interim emission limit or standard  applies under this Consent Decree; and  121 ii. the requirements specified in Subparagraphs 145.a.(1) through 145.a.(9), that  shall survive termination of the Consent Decree.  144.  Mechanism for Title V Incorporation.  The Parties agree that the incorporation  of the requirements of this Consent Decree into Title V permits shall be in accordance with state  Title V rules, including applicable administrative amendment provisions of such rules.  145.  Obligations that Shall Survive Consent Decree Termination.  The  requirements imposed by the following provisions of this Consent Decree that shall survive  termination of the Consent Decree under Section XVIII:  a.  Emission Limits and Standards.  The following Consent Decree  requirements shall constitute emission limits and standards that shall survive termination of the  Consent Decree by virtue of being incorporated into federally-enforceable permits:  (1)  Subparagraphs 13.b, 14.b, 15.d, 16.c, 17.b, 18.b, 19.b, and  Paragraph 21in Subsection V.B;  (2)  Subparagraphs 23.b, 24.b, 25.b, 26.b, 27.b, 28.b, 29.b, and  Paragraph 32 in Subsection V.C;  (3)  Paragraphs 34 and 35 (if applicable as of the date of termination)  in Subsection V.D;  (4)  Paragraphs 39, 40 (if applicable as of the date of termination), and  42 in Subsection V.E;  (5)  Paragraph 43 and 44 in Subsection V.F;  (6)  Paragraphs 52, 53 and 54 in Subsection V.G;  (7)  Subparagraphs 59.a and 59.b and Paragraph 60 in Subsection V.H;  122 (8)  Paragraphs 63 and 64, Subparagraph 67.e, and Paragraph 69 in  Subsection V.I;  and  (9)  b. Paragraphs 70, 71, and 73 in Subsection V.J.  Certain Other Requirements  (1)  Subparagraph 65.a (as specified therein) in Subsection V.I;  (2)  Paragraph 79 (as specified therein) and Subparagraph 91.a (as  specified therein) in Subsection V.K;  c.  (3)  Paragraph 92 (as specified therein) in Subsection  V.L;  (4)  All of this Subsection V.Q; and  (5)  All of Section VI.  Agreement Required for Changes to Surviving Requirements.  In the event  ExxonMobil should ever seek, after termination of this Consent Decree, to delete or modify an  emission limit or standard surviving termination by virtue of Subparagraph 145.a, such emission  limit or standard shall not be deleted or modified unless EPA and the Applicable Co-Plaintiff  shall have first agreed in writing to the deletion or modification.  In the event that ExxonMobil  should ever seek to delete or modify any of the certain other requirements surviving termination  pursuant to Subparagraph 145.b, such requirement shall not be deleted or modified unless EPA  and the Applicable Co-Plaintiff shall have first agreed in writing to the deletion or modification.  146.  Obtaining Construction Permits.  ExxonMobil agrees to use its best efforts to  obtain all required, federally-enforceable permits for the construction of the pollution control  technology and/or the installation of equipment necessary to implement the affirmative relief and  environmental projects set forth in Section V and in Section VIII.  To the extent that  ExxonMobil must submit permit applications for construction or installation to an applicable  123 state or local agency, ExxonMobil shall cooperate with the applicable state or local agency by  promptly submitting to the applicable state or local agency all available information that the  applicable state or local agency seeks following its receipt of the permit application.  This  Paragraph 146 is not intended to prevent ExxonMobil from applying to the applicable state or  local agency for a pollution control project exemption.  VI.  EMISSION CREDIT GENERATION  147.  Summary.  This Section addresses the use of emissions reductions that will result  from the installation and operation of the controls required by this Consent Decree (“CD  Emissions Reductions”) for the purpose of emissions netting or emissions offsets.  It allows  ExxonMobil to use a fraction of the CD Emissions Reductions if:  (1) the emissions units for  which ExxonMobil seeks to use the CD Emissions Reductions are modified or constructed for  purposes of compliance with Tier II gasoline or low sulfur diesel requirements; and (2) the  emissions from those modified or newly-constructed units are at or below the levels outlined in  Paragraph 149(2).  148.  General Prohibition.  ExxonMobil shall not generate or use any NOx, SO2, PM,  VOC, or CO emissions reductions, or apply for and obtain any emission reduction credits, that  result from any projects conducted or controls required pursuant to this Consent Decree as  netting reductions or emissions offsets in any PSD, major non-attainment and/or synthetic minor  New Source Review (“NSR”) permit or permit proceeding.  149.  Exception to General Prohibition.  Notwithstanding the general prohibition set  forth in Paragraph 148, ExxonMobil may use 186 tons per year of NOx, 240 tons per year of  SO2, 38 tons per year of PM, 44 tons per year of CO, and 5 tons per year of H2SO4, from the CD  Emissions Reductions as credits or offsets in any PSD, major non-attainment and/or synthetic  124 minor NSR permit or permit proceeding occurring after the Date of Lodging of the Consent  Decree, provided that the new or modified emissions unit:  (1) is being constructed or modified  for purposes of compliance with Tier II gasoline or low sulfur diesel requirements; and (2) has a  federally enforceable, non-Title V Permit with the following limits, as applicable:  i. For heaters and boilers, a limit of 0.020 lbs NOx per million BTU or less on a  3-hour rolling average basis;  ii. For heaters and boilers, a limit of 0.10 grains of hydrogen sulfide per dry standard  cubic foot of fuel gas or 20 ppmvd SO2 corrected to 0% O2 both on a 3-hour  rolling average;  iii.  For heaters and boilers, no Fuel Oil burning or solid fuel firing capability;  iv. For FCCUs, a limit of 20 ppmvd NOx corrected to 0% O2 or less on a 365-day  rolling average basis;  v. For FCCUs, a limit of 25 ppmvd SO2 corrected to 0% O2 or less on a 365-day  rolling average basis; and  vi.  For SRPs, NSPS Subpart J emission limits.  Utilization of the exception set forth above is subject to each of the following conditions:  i. Under no circumstances shall ExxonMobil use CD Emissions Reductions for  netting and/or offsets prior to the time that actual CD Emissions Reductions have  occurred;  ii. CD Emissions Reductions may be used only at the Covered Refinery that  generated them;  iii. The CD Emissions Reductions provisions of this Consent Decree are for purposes  of this Consent Decree only and neither ExxonMobil nor any other entity may use  CD Emissions Reductions for any purpose, including in any subsequent  permitting or enforcement proceeding, except as provided herein; and  iv. ExxonMobil still shall be subject to all federal and state regulations applicable to  the PSD, major non-attainment and/or minor NSR permitting process.  150.  Outside the Scope of the General Prohibition.  Nothing in this Consent Decree  is intended to prohibit ExxonMobil from seeking to:  125 i. utilize or generate netting reductions or emission offset credits from refinery units  that are covered by this Consent Decree to the extent that the proposed netting  reductions or emission offset credits represent the difference between the  emissions limitations set forth in or established pursuant to this Consent Decree  for these refinery units and the more stringent emissions limitations that  ExxonMobil may elect to accept for these refinery units in a permitting process;  ii. utilize or generate netting reductions or emission offset credits for refinery units  that are not subject to an emission limitation pursuant to this Consent Decree;  iii. utilize or generate netting reductions or emission offset credits for Combustion  Units on which Qualifying Controls, as defined in Paragraph 46, have been  installed, provided that such reductions are not included in ExxonMobil’s  demonstration of compliance with the requirements of Paragraphs 15.c, 47, or 50  of this Consent Decree;  iv. utilize emissions reductions from the installation of controls required by this  Consent Decree in determining whether a project that includes both the  installation of controls under this Consent Decree and other construction that  occurs at the same time and is permitted as a single project triggers major New  Source Review requirements;  v. utilize CD Emission Reductions for a Covered Refinery’s compliance with any  rules or regulations designed to address regional haze or the non-attainment status  of any area (excluding PSD and Non-Attainment New Source Review rules, but  including, for example, RECLAIM and the Houston/Galveston Area NOx SIP)  that apply to the particular Covered Refinery; provided, however, that  ExxonMobil shall not be allowed to trade or sell any CD Emissions Reductions;  or  vi. utilize any emission reduction credits recognized under two permits previously  issued to ExxonMobil, namely:  (1) the Baton Rouge Refining Clean Air  Commitment PSD-LA-667(M-1) and Catalytic Cracking Permit Number  2385-V1; and (2) the IEPA Construction Permit for the Joliet Coker Blowdown  Recovery Project (Application Number 03060091).  VII.  MODIFICATIONS TO IMPLEMENTATION SCHEDULES  151.  Modifications Relating to Securing Permits or Approvals (in States Where  Permits are Characterized as “Approvals”).  a.  Timely Submitting Complete Permit Applications and Exercising Best  Efforts.  For any work under Sections V or VIII of this Consent Decree that requires a federal,  126 state and/or local permit or approval (including but not limited to air or wastewater permits or  approvals), ExxonMobil shall be responsible for submitting in a timely fashion applications for  federal, state and local permits and approvals for work and activities required so that permit or  approval decisions can be made in a timely fashion.  ExxonMobil shall use its best efforts to:  (i) submit permit applications (i.e., applications for permits to construct, operate, or their  equivalent) that comply with all applicable requirements; and (ii) secure approval of permits  after filing the applications, including timely supplying additional information, if requested.  b.  Notification.  If it appears that the failure of a governmental entity to act  upon a timely-submitted, complete permit application may delay ExxonMobil’s performance of  work according to an applicable implementation schedule, ExxonMobil will notify the EPA and  the Applicable Co-Plaintiff of any such delays as soon as ExxonMobil reasonably concludes that  the delay could affect its ability to comply with the implementation schedule set forth in this  Consent Decree.  ExxonMobil shall propose for approval by EPA a modification to the  applicable schedule of implementation setting out the time necessary to comply after the permit  or approval has been received by ExxonMobil.  EPA, after an opportunity for consultation with  the Applicable Co-Plaintiff, shall not unreasonably withhold its consent to requests for  modifications of schedules of implementation if the requirements of this Paragraph 151 are met.  c.  Stipulated Penalties Inapplicable.  Stipulated penalties shall not accrue nor  be due and owing during any period between an originally-scheduled implementation date and  an approved modification to such date; provided, however, that if EPA does not approve a  modification to a date or dates then:  (i) EPA and the Applicable Co-Plaintiff will retain the right  to seek stipulated penalties; and (ii) ExxonMobil will retain the right to dispute any demand for  stipulated penalties, pursuant to Paragraph 215.  127 d.  Force Majeure Inapplicable.  The failure of a governmental entity to act  upon a timely-submitted permit or approval application shall not constitute a force majeure event  triggering the requirements of Section XIV; instead, this Paragraph 151 shall apply.  152.  Modifications Relating to Securing EPA Approval under this Consent  Decree.  a.  For requirements of this Decree where ExxonMobil is prohibited from  commencing an action prior to receiving EPA approval, ExxonMobil will use its best efforts to  submit materials that comply with all applicable requirements of this Consent Decree and to  ensure EPA’s timely response to the applicable submission.  If it appears that the failure by EPA  to timely provide an approval that is a condition precedent to subsequent action(s) will delay  ExxonMobil’s performance of subsequent action(s), ExxonMobil and EPA will modify all  relevant deadlines as appropriate in light of the delay.  If EPA fails to timely act on a  modification(s) required by this Subparagraph, stipulated penalties will not accrue for the period  up to and including the earlier of:  (i) the modified date(s) that EPA eventually determines; or  (ii) the modified date(s) that this Court establishes if ExxonMobil pursues dispute resolution  under Section XV.  b.  For requirements of this Consent Decree that are subject to EPA approval  but for which ExxonMobil’s subsequent actions are not expressly conditioned upon receipt of  EPA approval, ExxonMobil will commence and continue with such subsequent actions even  without receipt of EPA approval.  If, during the course of such continuing ExxonMobil actions,  EPA disapproves in whole or in part of the manner in which ExxonMobil has proceeded,  extensions of all relevant deadlines may result by agreement of the parties.  Stipulated penalties  will not accrue nor be due and owing during any period between a scheduled implementation  128 date and an approved modification to such date; provided, however, that if EPA does not  approve a modification to a date or dates then:  (i) EPA and the Applicable Co-Plaintiff will  retain the right to seek stipulated penalties; and (ii) ExxonMobil will retain the right to dispute  any demand for stipulated penalties, pursuant to Paragraph 215.  c.  Force Majeure Inapplicable.  The failure of EPA to provide a required  approval in a timely manner will not constitute a force majeure event triggering the requirements  of  Section XIV; instead, this Paragraph 152 shall apply.  153.  Modifications Relating to Commercial Unavailability of Control Equipment  and/or Additives.  a.  ExxonMobil’s General Obligation.  ExxonMobil shall be solely  responsible for compliance with any deadline or the performance of any work described in  Sections V and VIII of this Consent Decree that requires the acquisition and installation of  control equipment, including SO2 Reducing Catalyst Additive or NOx Additives.  b.  Notification.  If it appears that the commercial unavailability of any  control equipment may delay ExxonMobil’s performance of work according to an applicable  implementation schedule, ExxonMobil shall notify EPA and the Applicable Co-Plaintiff of any  such delays as soon as practicable after ExxonMobil reasonably concludes that the delay could  affect its ability to comply with the implementation schedule set forth in this Consent Decree.  ExxonMobil shall then contact a reasonable number of vendors of such equipment or additive  and obtain (or request) a written representation (or equivalent communication to EPA) from the  vendor that the equipment or additive is commercially unavailable.  c.  Additional Notice Requirements and Requirements Relating to Contacting  Vendors.  ExxonMobil shall propose for approval by EPA a modification to the applicable  129 schedule of implementation, refer to this Paragraph 153 of this Consent Decree, identify the  milestone date it contends it will not be able to meet, provide EPA and the Applicable CoPlaintiff with written correspondence to the vendor identifying efforts made to secure the control  equipment or catalyst additive, and describe the specific efforts ExxonMobil has taken and will  continue to take to find such equipment or additive.  ExxonMobil may propose a modified  schedule or modification of other requirements of this Consent Decree to address such  commercial unavailability.  d.  Dispute Resolution.  Section XV (Retention of Jurisdiction/Dispute  Resolution) shall govern the resolution of any claim of commercial unavailability.  EPA, after an  opportunity for consultation with the Applicable Co-Plaintiff, shall not unreasonably withhold its  consent to requests for modifications of schedules of implementation if the requirements of this  Paragraph are met.  e.  Stipulated Penalties Inapplicable.  Stipulated penalties shall not accrue nor  be due and owing during any period between an originally-scheduled implementation date and  an approved modification to such date; provided, however, that if EPA does not approve a  modification to a date or dates then:  (i) EPA and the Applicable Co-Plaintiff will retain the right  to seek stipulated penalties; and (ii) ExxonMobil will retain the right to dispute any demand for  stipulated penalties, pursuant to Paragraph 215.  f.  Force Majeure Inapplicable.  The failure of ExxonMobil to secure control  equipment or additives will not constitute a force majeure event triggering the requirements of  Section XIV; instead, this Paragraph shall apply.  130 154.  Procedures for Modifying Implementation Schedules under this Section VII.  Any modifications to implementation schedules under this Section VII shall be made in  accordance with Paragraph 269.  VIII.  ENVIRONMENTALLY BENEFICIAL PROJECTS  155.  In accordance with the requirements and schedule set forth in this Section VIII,  ExxonMobil shall pay $6,700,000 to implement Supplemental Environmental Projects (“SEPs”)  and Beneficial Environmental Projects (“BEPs”), as described below.  156.  Supplemental Environmental Projects.  a.  Performance of SEPs.  ExxonMobil may carry out its responsibilities for  the SEPs required by this Paragraph directly or through contractors or other third-parties selected  by ExxonMobil.  b.  The Smart LDAR Project.  By no later than December 31, 2007,  ExxonMobil shall perform a SEP designed to demonstrate and evaluate the use of Smart LDAR  imaging equipment in identifying and quantifying emissions from leaking components and other  sources of fugitive VOC emissions at the Baytown Refinery, at a cost of no less than $250,000  (the “Smart LDAR Project”).  (1)  Within 90 days of the Entry Date, ExxonMobil shall submit a plan  for the Smart LDAR Project, which shall be subject to EPA review and approval.  The  plan shall include a proposal for:  (i) comparative monitoring, to compare the results  achieved with at least one Smart LDAR imaging camera against the results achieved  through traditional Method 21 monitoring; and/or (ii) “bag” testing, to quantify the mass  of VOC emissions from one or more leaking components monitored with a Smart LDAR  imaging camera.  The plan shall also include a description of the project’s overall  131 objective(s), the procedures to be followed, a project budget (detailing expected  equipment costs, laboratory costs, and contractor costs), and a schedule for performing  and completing the project.  (2)  Upon receipt of EPA approval, ExxonMobil shall implement the  plan for the Smart LDAR Project according to the schedule provided in the approved  plan.  c.  Diesel Emissions Reduction Projects.  By no later than December 31,  2009, ExxonMobil shall spend no less than $1,300,000 in performing diesel emissions reduction  SEPs in accordance with the criteria, terms, and procedures specified in Appendix Q of this  Consent Decree.  d.  Midewin National Tallgrass Prairie Restoration Project.  By no later than  December 31, 2009, ExxonMobil shall perform one or more prairie habitat restoration projects at  the Midewin National Tallgrass Prairie that will require in-kind contributions and expenditures  of $1,050,000 or more, as described by this Subparagraph 156.d.  (1)  By no later than December 31, 2007, ExxonMobil shall take all  actions required to donate the parcel of property identified on the drawing attached as  Appendix R (comprising approximately 39 acres, and referred to in this Subparagraph as  the “Property”) to the United States, so that the parcel can be added to the Midewin  National Tallgrass Prairie managed by the U.S. Department of Agriculture, Forest  Service.  ExxonMobil may condition the donation upon the United States’ acceptance of  the Property subject to the following deed restrictions:  “The land shall only be used and managed to conserve and enhance the  native populations and habitats of fish, wildlife, and plants as part of the  Midewin National Tallgrass Prairie, and to provide opportunities for  132 associated research, in accordance with the Illinois Land Conservation Act  of 1995 (Public Law 104–106, Title XXIX, section 2901, et seq.) and shall  not be used for residential or commercial development.”  (2)  The Property shall be conveyed by ExxonMobil by general  warranty deed to the “United States of America and its assigns,” and title thereto shall be  acceptable to the Secretary of Agriculture in accordance with title standards of the  Attorney General of the United States.  (3)  Within 120 days prior to the proposed date of closing, ExxonMobil  will provide the Forest Service with all available environmental studies and remediation  reports relating to the Property; all available title, survey, and other land records relating  to the Property; and any other available documentation pertaining to the title, upkeep,  maintenance or similar records relating to the Property.  (4)  The United States, through the Forest Service, has the option to  either accept or decline the conveyance of the Property for reasons of its environmental  condition, title, or other reason in the discretion of the Forest Service.  (5)  If the United States accepts the property donation and the  associated deed restrictions, ExxonMobil will be credited with providing an $800,000  in-kind contribution (hereinafter the “In-Kind Contribution Amount”).  If the United  States notifies ExxonMobil that it will not accept the property donation and the  associated deed restrictions, then the In-Kind Contribution Amount under this  Subparagraph 156.d.(5) shall be $0.  (6)  ExxonMobil shall enter into a separate written agreement with the  U.S. Department of Agriculture, Forest Service or its contractors or assignees, pursuant  to 16 U.S.C. § 579(c) or other available authorities, for performance of prairie habitat  133 restoration, protection, preservation, or acquisition  work at the Midewin National  Tallgrass Prairie by no later than December 31, 2009.  ExxonMobil shall spend at least  $250,000 for performance of that prairie habitat restoration, protection, preservation  and/or acquisition work, as determined by the following formula:  –  =  $1,050,000  In-Kind Contribution Amount Under Subparagraph 156.d.(5)  Required Expenditure Under this Subparagraph 156.d.(6)  If any portion of the Required Expenditure under this Subparagraph 156.d.(6) is to be  used for acquisition of additional property, then the acquired property shall be managed  to conserve and enhance the native populations and habitats of fish, wildlife, and plants  as part of the Midewin National Tallgrass Prairie, and to provide opportunities for  associated research, in accordance with the Illinois Land Conservation Act of 1995  (Public Law 104–106, Title XXIX, section 2901, et seq.) and shall not be used for  residential or commercial development.  e.  Will County Emergency Management Agency Equipment Purchase  Project.  By no later than December 31, 2007, ExxonMobil will spend at least $100,000 to  purchase and/or upgrade emergency response equipment (such as mobile computer data  terminals, hazardous materials vehicles, radio equipment, and protective suits) for the Will  County Emergency Management Agency.  The Will County Emergency Management Agency  serves as the Local Emergency Planning Committee for the area near ExxonMobil’s Joliet  Refinery.  f.  Billings Refinery Pressure Relief Valve Control Project.  By no later than  the dates set forth below, ExxonMobil shall perform a SEP designed to control hydrogen sulfide  emissions from episodic releases from atmospheric pressure release valves (“PRVs”) at the  134 Billings Refinery, at a cost of no less than $1,500,000 (the “PRV Project”).  ExxonMobil shall  develop and satisfactorily complete the PRV Project as described by the following  Subparagraphs.  (1)  By no later than 365 days after the Entry Date, ExxonMobil shall  complete an engineering evaluation for the PRV Project.  The engineering evaluation  shall assess the relative costs and benefits of various PRV control options at the Billings  Refinery, and shall: (i) identify PRVs in hydrogen sulfide service, (ii) estimate the  amount of hydrogen sulfide that might be emitted during a release incident at each such  PRV, (iii) assess the recent history of releases (if any) from the particular PRV, and  (iv) estimate the cost of routing each such PRV or particular sets of PRVs to the Billings  Refinery’s amine treatment systems, flare gas recovery systems, and/or flares.  (2)  By no later than 365 days after the Entry Date, ExxonMobil shall  prepare a proposed plan for spending the $1,500,000 PRV Project budget (the “PRV  Project Plan”), based on the results of the engineering evaluation required by  Subparagraph 156.f.(1), and ExxonMobil shall submit the PRV Project Plan for review  and approval by EPA and MDEQ.  The PRV Project Plan shall:  (i) summarize the results  of ExxonMobil’s engineering evaluation, and (ii) propose a specific plan and schedule  for spending the $1,500,000 PRV Project budget on cost effective measures to control  hydrogen sulfide emissions from episodic releases from PRVs at the Billings Refinery.  The schedule for implementing such measures shall not extend beyond December 31,  2009, unless EPA and MDEQ agree to a request from ExxonMobil for an extension of  time pursuant to Paragraph 269 (Consent Decree Modifications).  135 (3)  ExxonMobil shall implement the PRV Project Plan as approved by  EPA and MDEQ, and shall operate and maintain the hydrogen sulfide emission controls  installed as part of the PRV Project .  g.  Joliet Refinery Heater Firing Reduction Project.  (1)  By no later than December 31, 2009, ExxonMobil shall install air  control technology (including burner management and analyzer technology) on 1-B-3,  13-B-4, and 2-B-3/4/5/6 heaters at the Joliet Refinery to reduce annually at least 2000  tons of carbon dioxide (“CO2”) emissions from those heaters.  Any associated NOx  emission reductions from 1-B-3, 13-B-4, and 2-B-3/4/5/6 heaters shall not be used to  achieve the NOx emission reductions for heaters and boilers required by Subsection V.G  of this Decree, and all CO2 and NOx emission reductions resulting from this SEP shall be  permanently retired (i.e., not used as emission reduction credits).  ExxonMobil shall  spend no less than $800,000 on this SEP.  (2)  ExxonMobil may request that EPA and IEPA approve the  substitution of another heater or boiler located at the Joliet Refinery for heaters 1-B-3,  13-B-4, and 2-B-3/4/5/6.  EPA and IEPA will approve ExxonMobil’s request if  ExxonMobil demonstrates that its actions will result in a reduction in CO2 emissions of at  least 2000 tons.  If EPA and IEPA approve a substitution, ExxonMobil shall not use  emission reductions from the substitute heater or boiler to comply with Subsection V.G  of this Decree.  157.  ExxonMobil shall include in each Semi-Annual Report required by Section IX, a  progress report for SEPs specified by Paragraph 156.  In addition, the first Semi-Annual Report  that is submitted after December 31, 2009 (or after any extended deadline for the performance of  136 the SEPs) shall contain the following information with respect to the SEPs specified by  Paragraph 156:  i.  A detailed description of each such SEP as implemented;  ii. A brief description of any significant operating problems encountered, including  any that had an impact on the environment, and the solutions for each problem;  iii. A summary of the costs ExxonMobil incurred in performing the SEPs specified  by Paragraph 156;  iv. Certification that the project has been fully implemented pursuant to the  provisions of this Consent Decree; and  v. A description of the environmental and public health benefits resulting from  implementation of the project (including quantification of the benefits and  pollutant reductions, if feasible).  158.  If ExxonMobil completes a SEP described in Paragraph 156, but does not expend  all of the project-specific amount specified in Paragraph 156, then ExxonMobil shall, with  respect to the difference between the project-specific amount and the amount actually expended,  either:  i. pay the difference as a stipulated penalty under Paragraph 214, if a written  demand for payment is made at any time by EPA;  ii. use the difference to fund an increase in the scope and/or budget of one or more  of the other SEPs specified by Paragraph 156, with the advance written approval  of EPA and the Applicable Co-Plaintiff(s) as set forth in a non-material  modification to the Consent Decree under Paragraph 269; or  iii. use the difference to fund another appropriate SEP, with the advance written  approval of EPA and the Applicable Co-Plaintiff(s) as set forth in a material  modification to the Consent Decree under Paragraph 269.  159.  State of Louisiana Beneficial Environmental Projects.  As a term and condition of  the settlement between ExxonMobil and LDEQ that is reflected in this Consent Decree,  ExxonMobil shall pay $1,700,000 to the Louisiana Wildlife and Fisheries Foundation within  137 thirty (30) days of the Entry Date in order to fund performance of one or more BEPs under La.  Admin. Code tit. 33, I Chapter 25.  In the first Semi-Annual Report that is required by Section  IX, ExxonMobil shall confirm whether that payment was made as required by this Paragraph  159.  LDEQ has agreed that the Louisiana Wildlife and Fisheries Foundation will perform the  BEPs that are to be funded with that payment, as described in Appendix O to this Consent  Decree.  160.  Public Statements.  ExxonMobil agrees that in any public statements it makes or  causes to be made regarding the SEPs or BEPs, ExxonMobil must clearly indicate that these  projects are being undertaken as part of the settlement of an enforcement action for alleged  violations of the Clean Air Act and corollary state statutes.  IX.  RECORDKEEPING AND REPORTING  161.  ExxonMobil shall submit Semi-Annual Reports to EPA and the Applicable  Co-Plaintiff that contain the following information:  i. a progress report on the implementation of the requirements of Section V  (Affirmative Relief) at the Covered Refineries;  ii. a summary of the emissions data, including a separate identification of any  exceedance(s) of Consent Decree emission limitations or standards for the  Covered Refineries set forth in or established pursuant to Section V of this  Consent Decree, for the six (6) month period covered by the report;  iii. a description of any problems anticipated with respect to meeting the  requirements of Section V of this Consent Decree at the Covered Refineries;  iv. a progress report on the implementation of the requirements of Section VIII  (Environmentally Beneficial Projects);  v. any such additional matters as ExxonMobil believes should be brought to the  attention of EPA and the Applicable Co-Plaintiff; and  vi. additional items required by another Paragraph of this Consent Decree to be  submitted with a Semi-Annual Report.  138 Semi-Annual Reports shall be submitted by August 31 (covering the period from January 1 to  June 30) and February 28 (covering the period from July 1 to December 31), with the first such  Report due on the first reporting date after the Entry Date.  The Semi-Annual Report shall be  certified by:  (i) the person responsible for environmental management and compliance for each  of the Covered Refineries; or (ii) a person responsible for overseeing implementation of this  Decree for ExxonMobil, as follows:  I certify under penalty of law that this information [related to _______ refiner(y)(ies)]  was prepared under my direction or supervision in accordance with a system designed to  assure that qualified personnel properly gather and evaluate the information submitted.  Based on my directions and my inquiry of the person(s) who manage the system, or the  person(s) directly responsible for gathering the information, the information submitted is,  to the best of my knowledge and belief, true, accurate, and complete.  X.  CIVIL PENALTY  162.  Civil Penalty.  a.  Within thirty (30) days of the Entry Date, ExxonMobil shall pay a civil  penalty of $7,700,000 as follows:  (i) $6,000,000 to the United States; (ii) $650,000 to the State  of Illinois; (iii) $900,000 to the State of Louisiana; and (iv) $150,000 to the State of Montana.  Of the $6,000,000 to be paid to the United States, $500,000 of that amount will be a civil penalty  paid to the EPA Hazardous Substances Superfund.  b.  Payment of monies to the United States shall be made by Electronic Funds  Transfer ("EFT") to the United States Department of Justice, in accordance with current EFT  procedures, referencing DOJ Case Number 90-5-2-1-07030 and the civil action case name and  case number of this action in the Northern District of Illinois.  The costs of such EFT shall be the  responsibility of ExxonMobil.  Payment shall be made in accordance with instructions provided  to ExxonMobil by the Financial Litigation Unit of the U.S. Attorney's Office for the Northern  139 District of Illinois.  Any funds received after 11:00 a.m. (EST) shall be credited on the next  business day.  ExxonMobil shall provide notice of payment, referencing DOJ Case Number  90-5-2-1-07030 and the civil action case name and case number to the Department of Justice and  to EPA, as provided in Paragraph 266 (Notice).  c.  Payment of the civil penalty owed to the State of Illinois under this  Paragraph shall be made as follows:  (1)  $100,000 shall be paid by certified or corporate check payable to  the Illinois Environmental Protection Agency, or by an electronic funds transfer, for  deposit into the Illinois Environmental Protection Trust Fund, and shall be sent by firstclass mail (unless submitted by electronic funds transfer) and delivered to the following  address:  Illinois Environmental Protection Agency Fiscal Services Section 1021 North Grand Avenue East P.O. Box 19276 Springfield,  IL  62794-9276 The name and number of the case and ExxonMobil Oil Corporation’s Federal Employer  Identification Number (FEIN) 13-5401570 shall appear on the check.  A copy of the  certified or corporate check or record of electronic funds transfer and any transmittal  letter shall be sent to:  Environmental Bureau Office of the Illinois Attorney General 188 West Randolph Street, 20th Floor Chicago, IL  60601 and 140 Maureen Wozniak Assistant Counsel Illinois EPA 1021 North Grand Avenue East Springfield, IL  62794-9276 (2)  The Illinois Environmental Protection Agency directs that  $275,000 of the civil penalty shall be paid by certified or corporate check payable to the  Illinois Environmental Protection Agency, designated to the Special State Projects Trust  Fund, and submitted to:  Illinois Environmental Protection Agency Fiscal Services Section 1021 North Grand Avenue East P.O. Box 19276 Springfield, IL  62794-9276 The name and number of the case and ExxonMobil Oil Corporation=s Federal Employer  Identification Number (FEIN) 13-5401570 shall appear on the check.  A copy of the certified or  corporate check and any transmittal letter shall be sent to:  Environmental Bureau  Office of the Illinois Attorney General 188 West Randolph Street, 20th Floor Chicago, IL  60601 and Maureen Wozniak Assistant Counsel Illinois EPA 1021 North Grand Avenue East Springfield, IL  62794-9276  (3)  $275,000 shall be paid by certified or corporate check payable to  the "Attorney General State Projects and Court Ordered Distribution Fund" to be used at  the discretion of the Illinois Attorney General's Office for the advancement of  141 environmental protection, enhancement and education activities in Illinois.  The check  shall be delivered to the following address:  Environmental Bureau Office of the Illinois Attorney General 188 West Randolph Street, 20th Floor Chicago, IL  60601 The name and number of the case and ExxonMobil Oil Corporation’s Federal Employer  Identification Number (FEIN) 13-5401570 shall appear on the check.  d.  Payment of the civil penalty owed to the State of Louisiana under this  Paragraph shall be made by certified check made payable to the Louisiana Department of  Environmental Quality and sent to Darryl Serio, Fiscal Director, Office of Management and  Finance, LDEQ, P.O. Box 4303, Baton Rouge, LA 70821-4303.  e.  Payment of the civil penalty owed to the State of Montana under this  Paragraph shall be made by certified or corporate check made payable to the State of Montana  and sent to the following address:  John L. Arrigo Administrator, Enforcement Division Montana Department of Environmental Quality P.O. Box 200901 Helena, MT  59620-0901 163.  The amount set forth in Paragraph 155 for SEPs and BEPs and the civil penalty  set forth in Subparagraph 162.a together constitute the sole penalty imposed for the violations  alleged hereunder within the meaning of Section 162(f) of the Internal Revenue Code, 26 U.S.C.  § 162(f), and, therefore, ExxonMobil shall not treat these penalty payments as tax deductible for  purposes of net income taxes imposed under federal, state, or local law.  142 164.  Upon the Entry Date, the Consent Decree shall constitute an enforceable  judgment for purposes of post-judgment collection in accordance with Federal Rule of Civil  Procedure 69, the Federal Debt Collection Procedure Act, 28 U.S.C. §§ 3001-3308, and other  applicable federal authority.  XI.  STIPULATED PENALTIES  165.  Generally.  a.  ExxonMobil shall pay stipulated penalties to the United States and to the  Applicable Co-Plaintiff for each failure by ExxonMobil to comply with the terms of this Consent  Decree as provided herein.  Stipulated penalties shall be calculated in the amounts specified in  this Section XI.  Stipulated penalties for failure to comply with the concentration-based, rolling  average emission limits referenced in Section V shall not start to accrue until there is  noncompliance for 5% or more of the applicable unit’s operating time during any calendar  quarter.  b.  For those provisions where a stipulated penalty of either a fixed amount or  1.2 times the economic benefit of non-compliance is available, the decision of which alternative  to seek shall rest exclusively within the discretion of the EPA and the Applicable Co-Plaintiff.  For the purposes of this Section XI, the term “economic benefit of non-compliance” means the  economic benefit accrued from delaying a capital investment, delaying a one-time expenditure,  and avoiding recurring costs (such as operation and maintenance costs) over the period of  non-compliance.  The overall “economic benefit of non-compliance” will be calculated based on  the total number of days of non-compliance, and will be multiplied by 1.2 to compute the total  stipulated penalty amount under a particular provision of this Section XI.  That total stipulated  penalty amount will be assessed for the full period of non-compliance, and will not be assessed  143 “per day.”  In no event shall any stipulated penalty assessed against ExxonMobil exceed $32,500  (or any inflation-adjusted increase in that maximum penalty amount set pursuant to the Federal  Civil Penalties Inflation Adjustment Act of 1990, as amended by the Debt Collection  Improvement Act of 1996) per day for any individual violation of this Consent Decree.  c.  Where a single event triggers more than one stipulated penalties provision  in this Consent Decree, only the provision providing for the higher stipulated penalty shall apply.  In cases where a violation of this Consent Decree is also a violation that provides a basis for  potential recovery of civil penalties under of the Clean Air Act, another federal environmental  law, and/or an applicable state or local environmental law, the United States and the Applicable  Co-Plaintiff will each elect between seeking stipulated penalties under this Consent Decree and  commencing a new action for civil penalties under such laws.  Notwithstanding the foregoing,  the United States and the Applicable Co-Plaintiffs reserve the right to pursue any other  non-monetary remedies to which they are legally entitled, including but not limited to injunctive  relief for violations of the Consent Decree.  d.  For the purposes of this Section XI, terms such as “per refinery,” “per  unit,” “per valve,” “per drain” and the like shall mean only each refinery, each unit, each valve,  or each drain that is in non-compliance with a specific Consent Decree requirement.  144 A.  Requirements for NOX Emission Reductions from the FCCUs.  166.  For failure to meet any FCCU Interim NOx Limit or Final NOx Limit set forth in  or established pursuant to Subparagraphs 13.b, 14.b, 16.b, 16.c, 17.b, 18.b, or 19.b, per FCCU:  $750 for each calendar day in a calendar quarter in which the short-term rolling average exceeds  the applicable limit; and $2,500 for each calendar day in a calendar quarter on which the  specified 365-day rolling average exceeds the applicable limit.  167.  For failure to comply with any of the Baton Rouge and Beaumont NOx  Minimization Studies requirements specified by Paragraph 15, including submission of required  reports, per day:  Period of Non-Compliance  1st through 30th day after deadline  31st through 60th day after deadline  Beyond 60th day after deadline  Penalty per day $1,000  $1,500 $2,000, or an amount equal to 1.2 times the economic benefit of non-compliance  whichever is greater  168.  For failure to specify Interim NOx Limits or Final NOx Limits for Baytown  FCCU 2 and/or Baytown FCCU 3, as required by Subparagraph 16.b or 16.c, per day:  Period of Non-Compliance  1st through 30th day after deadline  31st through 60th day after deadline  Beyond 60th day after deadline  Penalty per day $1,000  $1,500 $2,000, or an amount equal to 1.2 times the economic benefit of non-compliance  whichever is greater  169.  For failure to install, certify, calibrate, maintain, and/or operate a CEMS, as  required by Paragraph 21, per day, per CEMS:  145 Period of Non-Compliance  1st through 30th day after deadline  31st through 60th day after deadline  Beyond 60th day after deadline  B.  Penalty per day $500 $1,000 $2,000 or an amount equal to 1.2 times the economic benefit of non-compliance,  whichever is greater.  Requirements for SO2 Emission Reductions from the FCCUs.  170.  For each failure to meet any FCCU Final SO2 Limit set forth in or established  pursuant to Subparagraphs 23.b, 24.b, 25.b, 26.b, 27.b, 28.b, or 29.b, per FCCU:  $750 for each  calendar day in a calendar quarter on which the specified 7-day rolling average exceeds the  applicable limit; $2,500 for each calendar day in a calendar quarter on which the specified  365-day rolling average exceeds the applicable limit.  171.  For failure to comply with any of the Particular Requirements for the Billings  FCCU:  Conversion to Full Burn Operation and Two-Step SO2 Reducing Catalyst Additive  Program, as set forth in Paragraph 30, including submission of required reports, per day:  Period of Non-Compliance  1st through 30th day after deadline  31st through 60th day after deadline  Beyond 60th day after deadline  Penalty per day $1,000  $1,500 $2,000, or an amount equal to 1.2 times the economic benefit of non-compliance  whichever is greater  172.  For failure to install, certify, calibrate, maintain, and/or operate a CEMS, as  required by Paragraph 32, per day, per CEMS:  Period of Non-Compliance  1st through 30th day after deadline  31st through 60th day after deadline  Beyond 60th day after deadline  Penalty per day $500 $1,000 $2,000 or an amount equal to 1.2 times the economic benefit of non-compliance, whichever is greater. 146 C.  Requirements for PM Emissions Reductions from the FCCUs.  173.  For each failure to meet any FCCU Final PM Limit that ExxonMobil accepts  pursuant to Paragraph 35 (if applicable), per day, per FCCU:  $500 for the first day of noncompliance in which the specified short-term rolling average exceeds the applicable limit, and  $1,500 for each day thereafter until ExxonMobil demonstrates compliance with the applicable  limit.  174.  For failure to conduct PM testing, as required by Paragraph 37, per day, per  FCCU:  Period of Non-Compliance  1st through 30th day after deadline  31st through 60th day after deadline  Beyond 60th day after deadline  D.  Penalty per day  $200  $500  $1000  Requirements for CO Emissions Reductions from the FCCUs.  175.  For each failure to meet any FCCU Final CO Limit that ExxonMobil accepts  pursuant to Paragraph 40 (if applicable), per day, per FCCU:  $750 for each calendar day in a  calendar quarter in which the short-term rolling average exceeds the applicable limit; and $2,500  for each calendar day in a calendar quarter on which the specified 365-day rolling average  exceeds the applicable limit.  176.  For failure to install, certify, calibrate, maintain, and/or operate a CEMS, as  required by Paragraph 42, per day, per CEMS:  Penalty per day $500 $1,000 $2,000, or, an amount equal to 1.2 times the economic benefit of non-compliance, whichever is greater. Period of Non-Compliance  1st through 30th day after deadline  31st through 60th day after deadline  Beyond 60th day after deadline  147 E.  Requirements Related to NSPS Applicability to FCCU Regenerators.  177.  For failure to comply with NSPS Subparts A and J limits applicable to a particular  FCCU’s catalyst regenerator, as required by Paragraphs 34, 39, and 43, per pollutant, per unit,  per day in a calendar quarter:  Period of Non-Compliance  1st through 30th day  31st through 60th day  Over 60 days  Penalty per day $1,000 $2,000 $3,000 or an amount equal to 1.2 times the economic benefit of non-compliance, whichever is  greater.  178.  For failure to comply with any of the Particular Requirements Applicable to the  Baton Rouge FCCUs specified by Subparagraphs 44.b and 44.c:  $3,000 per day of  non-compliance, or an amount equal to 1.2 times the economic benefit of non-compliance,  whichever is greater.  F.  Requirements for NOx Emission Reductions from Combustion Units.  179.  For failure to install selected Qualifying Controls on Combustion Units or to  reduce NOx emissions from Combustion Units as required by Paragraphs 47, 50, or 51, per day:  Period of Non-Compliance  1st through 30th day after deadline  31st through 60th day after deadline  Beyond 60th day after deadline  Penalty per day $2,500 $6,000 $10,000, or an amount equal to 1.2 times the economic benefit of non-compliance,  whichever is greater.  180.  For failure to comply with the applicable monitoring requirements as set forth in  Paragraphs 53 and 54, per Combustion Unit, per day:  148 Period of Non-Compliance  1st through 30th day after deadline  31st through 60th day after deadline  Beyond 60th day after deadline  Penalty per day $500 $1,000 $2,000, or an amount equal to 1.2 times the economic benefit of non-compliance,  whichever is greater.  181.  For failure to submit the written deliverables required by Paragraph 49, per day:  Period of Non-Compliance  1st through 30th day after deadline  31st through 60th day after deadline  Beyond 60th day after deadline  G. Penalty per day  $200  $500  $1,000  Requirements for SO2 Emission Reductions from Heaters, Boilers, and Other  Fuel Gas Combustion Devices.  182.  For burning in any heater or boiler (including but not limited to those listed in  Appendix C) or in any Other Fuel Gas Combustion Device (listed in Appendix D) any refinery  fuel gas in violation of the applicable requirements of NSPS Subparts A and J after the Entry  Date or, if the device is listed in Appendix C or D, after the date set forth in Appendix C or D on  which the respective device becomes an “affected facility” subject to NSPS Subparts A and J, as  set forth in Subsection V.H., per device, per day in a calendar quarter:  Period of Non-Compliance  1st through 30th day  Beyond 31st  day  Penalty per day $2,500 $5,000 or an amount equal to 1.2 times the economic benefit of non-compliance, whichever is  greater.  183.  For burning Fuel Oil in a manner inconsistent with the requirements of  Paragraph 60, per device, per day:  Period of Non-Compliance  1st through 30th day  Beyond 31st day  Penalty per day  $1,750  $5,000  149 H.  Requirements for Sulfur Recovery Plants.  184.  For failure to comply with the NSPS Subparts A and J emission limits at a Sulfur  Recovery Plant listed in Paragraph 63, as specified in Subparagraph 64.a, per day, per SRP:  Period of Non-Compliance  1st through 30th day  31st through 60th day  Over 60 days  Penalty per day $1,000 $2,000 $3,000 or an amount equal to 1.2 times the economic benefit of non-compliance, whichever is  greater.  185.  For failure to comply with NSPS Subparts A and J monitoring requirements at a  Sulfur Recovery Plant listed in Paragraph 63, as specified in Subparagraph 64.b, per day, per  SRP:  Period of Non-Compliance  1st through 30th day after deadline  Beyond 31st day after deadline  Beyond 60th day after deadline  Penalty per day  $500  $1,500  $2,000  186.  For failure to develop a Preventive Maintenance and Operation Plan as specified  in Paragraph 65, per day, per Plan:  Period of Non-Compliance  1st through 30th day after deadline  Beyond 31st day after deadline  Beyond 60th day after deadline  Penalty per day  $500  $1,500  $2,000  187.  For failure to complete the Baton Rouge and Joliet optimization studies and  reports as required by Paragraph 66, per Refinery, per day:  Period of Non-Compliance  1st through 30th day after deadline  Beyond 31st day after deadline  Beyond 60th day after deadline  Penalty per day  $500  $1,500  $2,000  150 188.  For failure to comply with any of the Particular Requirements for Baton Rouge  FCCUs specified by Subparagraphs 67.a - 67.d:  $3,000 per day of non-compliance, or an  amount equal to 1.2 times the economic benefit of non-compliance, whichever is greater.  189.  For failure to comply with an Interim Performance Standard applicable to the  Joliet East Claus Train or the Joliet West Claus Train under Subparagraph 68.b, per day:  Period of Non-Compliance  1st through 30th day  31st through 60th day  Over 60 days  Penalty per day $1,000 $2,000 $3,000 or an amount equal to 1.2 times the economic benefit of non-compliance, whichever is  greater.  190.  For failure to manage all sulfur pit emissions in accordance with the requirements  of Paragraph 69, per day, per Refinery:  Period of Non-Compliance  1st through 30th day  31st through 60th day  Beyond 60th day  Penalty per day $1,000 $1,750 $4,000 or an amount equal to 1.2 times the economic benefit of non-compliance whichever is  greater.  I.  Requirements for Flaring Devices.  191.  For failure to comply with the requirement in Paragraphs 71 and 73 that an NSPS  Flaring Device comply with the compliance method specified in Appendix G, by the date  specified in Appendix G, per day, per device:  Period of Non-Compliance  1st through 30th day after deadline  Beyond 31st day after deadline  Beyond 60th day after deadline  Penalty per day  $500  $1,500  $2,000  Provided, however, that if stipulated penalties could be assessed under both Paragraphs 191 and  192, the provisions of Paragraph 192 shall control.  151 J.  Requirements for Control of AG Flaring Incidents and Tail Gas Incidents.  192.  For AG Flaring Incidents and/or Tail Gas Incidents for which ExxonMobil is  liable under Subsection V.K:  Tons Emitted in  Length of Time from  Flaring Incident or  Commencement of  Tail Gas Incident  Flaring within the  Flaring Incident to  Termination of Flaring  within the Flaring  Incident is 3 hours or  less; Length of Time of  the Tail Gas Incident is  3 hours or less  Length of Time from  Commencement of  Flaring within the Flaring  Incident to Termination of  Flaring within the Flaring  Incident is greater than 3  hours but less than or  equal to 24 hours; Length  of Time of the Tail Gas  Incident is greater than 3  hours but less than or  equal to 24 hours  Length of Time  of Flaring within  the Flaring  Incident is  greater than 24  hours; Length of  Time of the Tail  Gas Incident is  greater than 24  hours  5 Tons or less  $750 per Ton  $1,000 per Ton  Greater than 5  $1,200 per Ton  Tons, but less than  or equal to 15  Tons  $1,800 per Ton  $2,300 per Ton,  up to, but not  exceeding,  $27,500 in any  one calendar day  Greater than 15  Tons  $2,300 per Ton, up to, but  $27,500 per  not exceeding, $27,500 in  calendar day for  any one calendar day  each calendar  day over which  the Flaring  Incident lasts  $500 per Ton  $1,800 per Ton, up to,  but not exceeding,  $27,500 in any one  calendar day  For purposes of calculating stipulated penalties pursuant to this Paragraph, only one cell  within the matrix shall apply.  Thus, for example, for an AG Flaring Incident in which the flaring  starts at 1:00 p.m. and ends at 3:00 p.m., and for which 14.5 tons of sulfur dioxide are emitted,  the penalty would be $17,400 (14.5 x $1,200); the penalty would not be $13,900 [(5 x $500) +  (9.5 x $1200)].  For purposes of determining which column in the table set forth in this  Paragraph applies under circumstances in which flaring occurs intermittently during an  152 AG Flaring Incident, the flaring shall be deemed to commence at the time that the flaring that  triggers the initiation of an AG Flaring Incident commences, and shall be deemed to terminate at  the time of the termination of the last episode of flaring within the AG Flaring Incident.  Thus,  for example, for flaring within an AG Flaring Incident that (i) starts at 1:00 p.m. on Day 1 and  ends at 1:30 p.m. on Day 1; (ii) recommences at 4:00 p.m. on Day 1 and ends at 4:30 p.m. on  Day 1; (iii) recommences at 1:00 a.m. on Day 2 and ends at 1:30 a.m. on Day 2; and (iv) for  which no further Flaring occurs within the Flaring Incident, the flaring within the AG Flaring  Incident shall be deemed to last 12.5 hours -- not 1.5 hours -- and the column for flaring of  “greater than 3 hours but less than or equal to 24 hours” shall apply.  193.  For failure to timely submit any report required by Subsection V.K, or for  submitting any report that does not substantially conform to its requirements:  Period of Non-Compliance  Days 1-30  Days 31-60  Over 60 days  Penalty per day $750 $1,500 $3,000 194.  For those corrective action(s) which ExxonMobil: (i) agrees to undertake following receipt of an objection by EPA pursuant to Paragraph 81; or (ii) is required to  undertake following dispute resolution, then, from the date of EPA’s receipt of ExxonMobil’s  report under Paragraph 80 of this Consent Decree until the date that either: (i) a final agreement  is reached between EPA and ExxonMobil regarding the corrective action; or (ii) a court order  regarding the corrective action is entered, ExxonMobil shall be liable for stipulated penalties as  follows:  153 i. Period of Non-Compliance  Days 1-120  Days 121-180  Days 181 - 365  Over 365 Days  Penalty per day  $50  $100  $300  $3,000  or  ii. 1.2 times the economic benefit resulting from ExxonMobil’s failure to implement  the corrective action(s).  195.  For failure to complete any corrective action under Paragraph 81 of this Decree in  accordance with the schedule for such corrective action agreed to by ExxonMobil or imposed on  ExxonMobil pursuant to the dispute resolution provisions of this Decree (with any such  extensions thereto as to which EPA and ExxonMobil may agree in writing):  Period of Non-Compliance  Days 1-30  Days 31-60  Over 60  K.  Penalty per day $1,000 $2,000 $5,000 Requirements for Control of Hydrocarbon Flaring Incidents.  196.  For each failure to perform a Root Cause analysis or submit a written report or  perform corrective actions for an HC Flaring Incident, as required by Paragraph 92:  Period of Non-Compliance  1st through 30th day  31st through 60th day  Beyond 60th day  L.  Penalty per day per Incident  $500  $1,500  $3,000  Requirements for CERCLA/EPCRA Reporting.  197.  For failure to perform a CERCLA/EPCRA Compliance Review, submit a  CERCLA/EPCRA Compliance Review Report, or perform corrective actions, as required by  Paragraph 95, per refinery:  154 Period of Non-Compliance  1st through 30th day  31st through 60th day  Beyond 60th day  Penalty per day per Incident $500 $1,500 $3,000 198.  For each failure to submit a CERCLA/EPCRA report on a release at the Joliet Refinery, as required by Paragraph 96:  Period of Non-Compliance  1st through 7th day  8th through 14th day  Beyond 14th day  Penalty per day per violation  $750  $1,500  $5,000  ExxonMobil’s obligation to pay stipulated penalties under this Paragraph 198 shall cease if:  (i) at least thirty-six months have elapsed since the Entry Date; and (ii) stipulated penalties have  not been assessed under this Paragraph 198 during the most recent thirty-six months.  M.  Requirements for Benzene Waste NESHAP Program Enhancements.  199.  For each violation in which a frequency is specified in Subsection V.N., the  amounts identified below shall apply on the first day of violation, and shall be calculated for  each incremental period of violation (or portion thereof):  a.  For failure to complete a BWON Compliance Review and Verification  Report as required by Paragraph 100:  $7,500 per month, per refinery.  b.  For failure to submit a BWON Corrective Measures Plan as required by  Subparagraph 101.b, or for failure to implement Plan and to certify compliance as required by  Subparagraphs 101.c and 101.d, per refinery:  Penalty per day $1,250 $3,000 $5,000, or an amount equal to 1.2 times the economic benefit of non-compliance, whichever is greater. Period of Non-Compliance  1st through 30th day after deadline  31st through 60th day after deadline  Beyond 60th day  155 c.  For failure to comply with the requirements set forth in Paragraph 102  related to the use, monitoring, and replacement of carbon canisters:  $1,000 per incident of  non-compliance, per day.  d.  For failure to implement the training requirements of Paragraph 106:  $10,000 per quarter.  e.  For failure to establish an annual review program to identify new benzene  waste streams as required by Paragraph 103:  $2,500 per month, per refinery.  f.  For failure to perform laboratory audits as required by Paragraph 104:  $5,000 per month, per audit.  g.  For failure to submit or maintain any plans or other deliverables required  by Paragraph 107:  $2,000 per deliverable.  h.  For failure to conduct sampling in accordance with the sampling plans  required by Paragraphs 108 or 109:  $30,000 per quarter, per stream, whichever is greater, but  not to exceed $150,000 per quarter, per refinery.  i.  For failure to submit a BWON Corrective Measures Plan or retain the  third-party contractor required by Paragraph 111:  $10,000 per month.  j.  For failure to conduct monthly visual inspections of all Subpart FF water  traps as required by Subparagraph 112.a.i:  $500 per drain not inspected;  k.  For failure to monitor Subpart FF conservation vents as required by  Subparagraph 112.a.ii:  $500 per vent not monitored;  l.  For failure to conduct monitoring of oil-water separators as required by  Subparagraph 112.a.iii:  $1,000 per month, per unit not monitored;  156 m.  For failure to identify/mark segregated stormwater drains as required in  Subparagraph 112.b:  $1,000 per week per drain not identified/marked as required;  n.  For failure to submit any of the written deliverables required by  Subsection V.N (except for those deliverables for which stipulated penalties are specified in  Subparagraphs 199.a, 199.b, 199.g, or 199.i):  $1,000 per week, per deliverable not submitted.  N.  Requirements for Leak Detection and Repair Program Enhancements.  200.  For each violation in which a frequency is specified in Subsection V.O the  amounts identified below shall apply on the first day of violation, and shall be calculated for  each incremental period of violation (or portion thereof):  a.  For failure to develop an LDAR Program Description as required by  Paragraph 117:  $3,500 per week, per refinery.  b.  For failure to implement the training program specified in Paragraph 118:  $10,000 per month, per refinery.  c.  For failure to conduct any of the LDAR Audits described in Paragraph  120:  $5,000 per month, per audit, per refinery.  d.  For failure to implement any actions necessary to correct non-compliance  as required in Paragraph 121:  Penalty per day $1,250 $3,000 $5,000, or an amount equal to 1.2 times the economic benefit of non-compliance, whichever is greater Period of Non-Compliance  1st through 30th day after deadline  31st through 60th day after deadline  Beyond 60th day  157 e.  For failure to perform monitoring utilizing the lower internal leak rate  definitions as specified in Paragraph 122:  $100 per component, but not greater than $10,000 per  month, per process unit.  f.  For failure to perform LDAR monitoring at the frequency required by  Paragraph 123:  $100 per component, but not greater than $10,000 per month, per refinery.  g.  For failure to make first repair attempts within 5 days and/or take other  actions required by Paragraph 124:  $100 per component but not greater than $10,000 per month,  per refinery (except that Subparagraph 200.h shall apply in lieu of this Subparagraph 200.g  where both Subparagraphs are potentially applicable).  h.  For failure to implement the “initial attempt” repair program set forth in  Paragraph 126:  $100 per component, but not to exceed $10,000 per month, per refinery.  i.  For failure to implement the QA/QC procedures described in Paragraph  128:  $1,000 per incident, but not greater than $10,000 per month, per refinery.  j.  For failure to designate a person or position responsible for LDAR  management as required by Paragraph 119, or for failure to implement the maintenance tracking  program required by Subparagraph 117.iv:  $3,500 per week, per refinery.  k.  For failure to use dataloggers or maintain electronic data as required by  Paragraph 127:  $5,000 per month, per refinery.  l.  For failure to conduct and record the calibrations and the calibration drift  assessments or remonitor valves and pumps based on calibration drift assessments in  Paragraph 129:  $100 per missed event.  m.  For failure to comply with the requirements for delay of repair set forth at  Paragraph 130:  $5,000 per valve or pump, per incident of non-compliance.  158 n.  For failure to submit a written submission to EPA and/or an Applicable  Co-Plaintiff as required by Subsection V.O (except where a more specific stipulated penalty  provision applies to a submission under this Subsection XI.N):  $500 per week, per submission.  o.  If it is determined through a federal, state, or local investigation that  ExxonMobil has failed to include any valves or pumps in its LDAR program, ExxonMobil shall  pay $175 per component that it failed to include.  p.  For failure to comply with the requirements for chronic leakers set forth at  Paragraph 131:  $5,000 per valve.  O. Other Compliance Program Requirements for the Billings and Joliet  Refineries.  201.  For failure to comply with the following Joliet Wastewater Treatment Area  Program Requirements under Paragraph 134 and Appendix P:  a.  For failure to timely submit the WWTP Area Wastewater Monitoring Plan  required by Paragraph 2 of Appendix P, or for submitting a WWTP Area Wastewater Monitoring  Plan that does not substantially conform to the requirements of this Consent Decree:  Period of Non-Compliance  Days 1-30  Days 31-60  Over 60 days  b.  Penalty per day $750 $1,500 $3,000 For failure to meet the scheduling milestones of the EPA-approved  WWTP Area Wastewater Monitoring Plan:  Period of Non-Compliance  Days 1-30  Days 31-60  Over 60 days  Penalty per day $750 $1,500 $3,000 159 c.  For failure to timely submit a WWTP Area Wastewater Monitoring Plan  Quarterly Report required by Paragraph 4 of Appendix P, or for submitting a WWTP Area  Wastewater Monitoring Plan Quarterly Report that does not substantially conform to the  requirements of Appendix P:  Period of Non-Compliance  Days 1-30  Days 31-60  Over 60 days  d.  Penalty per day $750 $1,500 $3,000 For failure to timely submit the WWTP Area Wastewater Monitoring Plan  Final Report required by Paragraph 5 of Appendix P, or for submitting a WWTP Area  Wastewater Monitoring Plan Final Report that does not substantially conform to the  requirements of Appendix P:  Period of Non-Compliance  Days 1-30  Days 31-60  Over 60 days  e.  Penalty per day $750 $1,500 $3,000 For failure to meet the scheduling milestones contained in the EPA- approved WWTP Area Wastewater Monitoring Plan Final Report:  Period of Non-Compliance  Days 1-30  Days 31-60  Over 60 days  f.  Penalty per day $750 $1,500 $3,000 For failure to timely submit the Sludge Characterization and Removal  Plan required by Paragraph 6 of Appendix P, or for submitting a Sludge Characterization and  Removal Plan that does not substantially conform to the requirements of Appendix P:  Period of Non-Compliance  Days 1-30  Days 31-60  Over 60 days  Penalty per day $750 $1,500 $3,000 160 g.  For failure to meet the scheduling milestones contained in the EPA- approved Sludge Characterization and Removal Plan:  Period of Non-Compliance  Days 1-30  Days 31-60  Over 60 days  h.  Penalty per day $750 $1,500 $3,000 For failure to comply with any requirement of Paragraph 7 of Appendix P  relating to Aggressive Biological Treatment at the Joliet Refinery EBTU:  Period of Non-Compliance  Days 1-30  Days 31-60  Over 60 days  i.  Penalty per day $750 $1,500 $3,000 For failure to timely submit the Groundwater and Soil Characterization  Plan required by Paragraph 8 of Appendix P, or for submitting a Groundwater and Soil  Characterization Plan that does not substantially conform to the requirements of Appendix P:  Period of Non-Compliance  Days 1-30  Days 31-60  Over 60 days  Penalty per day $750 $1,500 $3,000 j.  For failure to meet the scheduling milestones contained in the EPAapproved Groundwater and Soil Characterization Plan:  Period of Non-Compliance  Days 1-30  Days 31-60  Over 60 days  k.  Penalty per day $750 $1,500 $3,000 For failure to comply with an effluent limitation specified by the Joliet  Refinery NPDES Permit, as required by Subparagraph 3.a of Appendix P:  (1)  For a violation of a daily maximum limit:  $2,000 for the first exceedance of a specified effluent limitation at a particular monitoring  point;  161 $4,000 for the second exceedance of the same specified effluent limitation at a particular  monitoring point; and  $5,000 for the third exceedance and each subsequent exceedance of the same specified  effluent limitation at a particular monitoring point.  (2)  For a violation of a 30-day average limit:  $5,000 for the first exceedance of a specified effluent limitation at a particular monitoring  point;  $8,000 for the second exceedance of the same specified effluent limitation at a particular  monitoring point; and  $10,000 for the third exceedance and each subsequent exceedance of the same specified  effluent limitation at a particular monitoring point.  (3)  Time Period for Accrual of Stipulated Penalties under this  Subparagraph 201.k.  Stipulated penalties for any noncompliance with the effluent  limitations of the Joliet Refinery NPDES Permit covered by this Subparagraph 201.k  shall accrue for at least thirty-six (36) months after the Entry Date, provided that after the  initial twenty-four (24) month period, ExxonMobil’s obligation to pay stipulated  penalties under this Subparagraph 201.k shall cease with respect to a specific effluent  limitation at a particular monitoring point at such time that ExxonMobil demonstrates  continuous compliance with that effluent limitation at that particular monitoring point as  reported in its Discharge Monitoring Reports over a rolling consecutive twelve (12)  month period.  202.  For failure to comply with any requirement of Paragraph 135 relating to the Joliet  Material Staging Area:  Period of Non-Compliance  Days 1-30  Days 31-60  Over 60 days  Penalty per day $750 $1,500 $3,000 162 203.  For failure to timely submit the materials related to the Joliet RCRA Training  Requirements required by Paragraph 136, or for submitting such materials required by Paragraph  136 that do not substantially conform to the requirements of this Consent Decree:  Period of Non-Compliance  Days 1-30  Days 31-60  Over 60 days  Penalty per day $750 $1,500 $3,000 204.  For failure to designate both the Billings Scrap Yard and the Laydown Areas as Solid Waste Management Units and/or Areas of Concern as required under Paragraph 137:  Period of Non-Compliance  Days 1-30  Days 31-60  Over 60 days  Penalty per day $750 $1,500 $3,000 205.  For failure to timely submit modifications to the Billings Stormwater Pollution Prevention Plan required by Subparagraph 137.c, or for submitting such materials required by  Paragraph 137.c that do not substantially conform to the requirements of this Consent Decree:  Period of Non-Compliance  Days 1-30  Days 31-60  Over 60 days  Penalty per day $750 $1,500 $3,000 206.  For failure to timely seek amendments to the Billings Refinery RCRA permit related to waste application at the Land Treatment Unit required by Paragraph 138, or for  submitting such materials required by Paragraph 138 that do not substantially conform to the  requirements of this Consent Decree:  Period of Non-Compliance  Days 1-30  Days 31-60  Over 60 days  Penalty per day $750 $1,500 $3,000 163 207.  For failure to timely submit proposed amendments to the Billings Refinery  Montana Pollutant Discharge Elimination System Permit related to oil sheen required by  Paragraph 139, or for submitting such materials required by Paragraph 139 that do not  substantially conform to the requirements of this Consent Decree:  Period of Non-Compliance  Days 1-30  Days 31-60  Over 60 days  Penalty per day $750 $1,500 $3,000 208.  For failure to comply with any requirement of Paragraph 140 relating to Billings Refinery Tank 350:  Period of Non-Compliance  Days 1-30  Days 31-60  Over 60 days  P. Penalty per day $750 $1,500 $3,000 Requirements to Incorporate Consent Decree Requirements into  Federally-Enforceable Permits.  209.  For each failure to submit an application as required by Paragraphs 141 and 142: Period of Non-Compliance  Days 1-30  Days 31-60  Over 60 Days  Q.  Penalty per day $800 $1,500 $3,000 Requirements for Reporting and Recordkeeping.  210.  For failure to submit reports as required by Section IX, per report, per day:  Period of Non-Compliance  1st through 30th day after deadline  31st through 60th day after deadline  Beyond 60th day  Penalty per day  $300  $1,000  $2,000  164 R.  Requirements for Environmentally Beneficial Projects and Civil Penalties.  211.  For failure to timely complete implementation of a SEP required under Section  VIII, per day:  Period of Non-Compliance  1st through 30th day after deadline  31st through 60th day after deadline  Beyond 60th day  Penalty per day  $1,000  $1,500  $2,000  212.  For failure to make any civil penalty payment required by Paragraph 162 of this  Consent Decree, ExxonMobil shall be liable for $15,000 per day, and interest on the amount  overdue at the rate specified in 28 U.S.C. § 1961(a).  S.  Requirement to Pay Stipulated Penalties.  213.  ExxonMobil shall be liable for $2,500 per day, and interest on the amount  overdue at the rate specified in 28 U.S.C. § 1961(a), for failure to do either of the following  within sixty (60) days after receipt of a written demand pursuant to Paragraph 214:  (i) pay  stipulated penalties as required by Paragraph 165 of this Consent Decree; or (ii) place the  amount of stipulated penalties demanded in escrow pursuant to Paragraph 215.  T.  Payment of Stipulated Penalties.  214.  ExxonMobil shall pay stipulated penalties (as required under Paragraph 165)  upon written demand by the United States or the Applicable Co-Plaintiff no later than sixty (60)  days after ExxonMobil receives such demand.  Demand from either the United States or an  Applicable Co-Plaintiff shall be deemed a demand from both, but the United States and the  Applicable Co-Plaintiff shall consult with each other prior to making a demand.  If there is no  Applicable Co-Plaintiff, stipulated penalties owed by ExxonMobil shall be paid 100 percent to  the United States.  If there is an Applicable Co-Plaintiff, stipulated penalties owed by  165 ExxonMobil shall be paid 50 percent to the United States and 50 percent to the Applicable CoPlaintiff.  Stipulated penalties shall be paid to the United States and to the Applicable CoPlaintiff in the manner set forth in Section X (Civil Penalty) of this Consent Decree.  A demand  for the payment of stipulated penalties will identify the particular violation(s) to which the  stipulated penalty relates, the stipulated penalty amount the United States or the Applicable CoPlaintiff is demanding for each violation (as can be best estimated), the calculation method  underlying the demand, and the grounds upon which the demand is based.  After consultation  with each other, the United States and the Applicable Co-Plaintiff may, in their unreviewable  discretion, waive payment of any portion of stipulated penalties that may accrue under this  Consent Decree.  U.  Stipulated Penalties Dispute.  215.  Should ExxonMobil dispute the United States’ and/or an Applicable  Co-Plaintiff’s demand for all or part of a stipulated penalty, it may avoid the imposition of a  stipulated penalty for failure to pay a stipulated penalty under Paragraph 213 by placing the  disputed amount demanded in a commercial escrow account pending resolution of the matter and  by invoking the dispute resolution provisions of Section XV within the time provided in  Paragraph 214 for payment of stipulated penalties.  If the dispute is thereafter resolved in  ExxonMobil’s favor, the escrowed amount plus accrued interest shall be returned to  ExxonMobil; otherwise, the United States and the Applicable Co-Plaintiff shall be entitled to the  amount that was determined to be due by the Court, plus the interest that has accrued in the  escrow account on such amount.  The United States and the Applicable Co-Plaintiff reserve the  right to pursue any other non-monetary remedies to which they are legally entitled, including but  not limited to, injunctive relief for ExxonMobil’s violations of this Consent Decree.  166 XII.  INTEREST  216.  After the date on which a payment is due under this Consent Decree, ExxonMobil  shall be liable for interest on the unpaid balance of the civil penalty specified in Section X, and  for interest on any unpaid balance of stipulated penalties to be paid in accordance with Section  XI.  All such interest shall accrue at the rate established pursuant to 28 U.S.C. § 1961(a) – i.e., a  rate equal to the coupon issue yield equivalent (as determined by the Secretary of Treasury) of  the average accepted auction price for the last auction of 52-week U.S. Treasury bills settled  prior to the Date of Lodging of the Consent Decree.  Interest shall be computed daily and  compounded annually.  Interest shall be calculated from the date payment is due under the  Consent Decree through the date of actual payment.  For purposes of this Section XII, interest  pursuant to this Paragraph will cease to accrue on the amount of any stipulated penalty payment  made into an interest bearing escrow account as contemplated by Paragraph 215 of the Consent  Decree.  Monies timely paid into escrow shall not be considered to be an unpaid balance under  this Section.  XIII.  RIGHT OF ENTRY  217.  Any authorized representative of EPA or an Applicable Co-Plaintiff, including  independent contractors, upon presentation of credentials, shall have a right of entry upon the  premises of the facilities of any Covered Refinery, at any reasonable time for the purpose of  monitoring compliance with the provisions of this Consent Decree, including inspecting plant  equipment, and inspecting and copying all records maintained by ExxonMobil pursuant to the  requirements of this Consent Decree or in the ordinary course of ExxonMobil’s business that are  deemed necessary by EPA or the Applicable Co-Plaintiff to verify compliance with this Consent  Decree.  ExxonMobil shall retain records required under this Consent Decree for the period of  167 the Consent Decree.  Nothing in this Consent Decree shall limit the authority of EPA or an  Applicable Co-Plaintiff to conduct tests, inspections, or other activities under any statutory or  regulatory provision.  XIV.  FORCE MAJEURE  218.  If any event occurs which causes or may cause a delay or impediment to  performance in complying with any provision of this Consent Decree, ExxonMobil shall notify  EPA and the Applicable Co-Plaintiff in writing as soon as practicable, but in any event within  ten (10) business days of the date when ExxonMobil first knew of the event or should have  known of the event by the exercise of due diligence.  In this notice, ExxonMobil shall  specifically reference this Paragraph 218 of this Consent Decree and describe the anticipated  length of time the delay may persist, the cause or causes of the delay, and the measures taken or  to be taken by ExxonMobil to prevent or minimize the delay and the schedule by which those  measures shall be implemented.  ExxonMobil shall take all reasonable steps to avoid or  minimize such delays.  The notice required by this Section shall be effective upon the mailing of  the same by certified mail, return receipt requested, to EPA and the Applicable Co-Plaintiff as  specified in Paragraph 266 (Notice).  219.  Failure by ExxonMobil to substantially comply with the notice requirements of  Paragraph 218 as specified above shall render this Section XIV (Force Majeure) voidable by the  United States, in consultation with the Applicable Co-Plaintiff, as to the specific event for which  ExxonMobil has failed to comply with such notice requirement, and, if voided, is of no effect as  to the particular event involved.  168 220.  The United States, after consultation with the Applicable Co-Plaintiff, shall notify  ExxonMobil in writing regarding its claim of a delay or impediment to performance within thirty  (30) days of receipt of the force majeure notice provided under Paragraph 218.  221.  If the United States, after consultation with the Applicable Co-Plaintiff, agrees  that the delay or impediment to performance has been or will be caused by circumstances beyond  the control of ExxonMobil, including any entity controlled by ExxonMobil, and that  ExxonMobil could not have prevented the delay by the exercise of due diligence, the Parties  shall stipulate to an extension of the required deadline(s) for all requirement(s) affected by the  delay by a period equivalent to the delay actually caused by such circumstances or such other  period as may be appropriate under the circumstances.  Such stipulation shall be filed as a  modification to the Consent Decree pursuant to the modification procedures established in this  Consent Decree.  ExxonMobil shall not be liable for stipulated penalties for the period of any  such delay.  222.  If the United States, after consultation with the Applicable Co-Plaintiff, does not  accept ExxonMobil’s claim of a delay or impediment to performance, ExxonMobil must submit  the matter to the Court for resolution to avoid payment of stipulated penalties, by filing a petition  for determination with the Court.  In the event the United States and the Applicable Co-Plaintiff  do not agree, the position of the United States on the force majeure claim shall become the final  Plaintiffs’ position.  Once ExxonMobil has submitted this matter to the Court, the United States  and the Applicable Co-Plaintiff shall have twenty (20) business days to file their responses to the  petition.  If the Court determines that the delay or impediment to performance has been or will  be caused by circumstances beyond the control of ExxonMobil, including any entity controlled  by ExxonMobil, and that the delay could not have been prevented by ExxonMobil by the  169 exercise of due diligence, ExxonMobil shall be excused as to that event(s) and delay (including  stipulated penalties), for all requirements affected by the delay for a period of time equivalent to  the delay caused by such circumstances or such other period as may be determined by the Court.  223.  ExxonMobil shall bear the burden of proving that any delay in meeting any  requirement(s) of this Consent Decree was caused by or will be caused by circumstances beyond  its control, including any entity controlled by it, and that it could not have prevented the delay by  the exercise of due diligence.  ExxonMobil shall also bear the burden of proving the duration and  extent of any delay(s) attributable to such circumstances.  An extension of one compliance date  based on a particular event may, but will not necessarily, result in an extension of a subsequent  compliance date or dates.  224.  Unanticipated or increased costs or expenses associated with the performance of  ExxonMobil’s obligations under this Consent Decree shall not constitute circumstances beyond  its control, or serve as the basis for an extension of time under this Section XIV.  225.  Notwithstanding any other provision of this Consent Decree, this Court shall not  draw any inferences nor establish any presumptions adverse to either Party as a result of  ExxonMobil serving a force majeure notice or the Parties' inability to reach agreement.  226.  As part of the resolution of any matter submitted to this Court under this  Section XIV, the Parties by agreement, or the Court, by order, may in appropriate circumstances  extend or modify the schedule for completion of work under the Consent Decree to account for  the delay in the work that occurred or will occur as a result of any delay or impediment to  performance agreed to by the United States or approved by this Court.  ExxonMobil shall be  liable for stipulated penalties for its failure thereafter to complete the work in accordance with  the extended or modified schedule.  170 XV.  RETENTION OF JURISDICTION / DISPUTE RESOLUTION  227.  This Court shall retain jurisdiction of this matter for the purposes of implementing  and enforcing the terms and conditions of the Consent Decree and for the purpose of  adjudicating all disputes – including, but not limited to, determinations under Section V  (Affirmative Relief) of the Consent Decree – among the Parties that may arise under the  provisions of the Consent Decree, until the Consent Decree terminates in accordance with  Section XVIII (Termination).  228.  The dispute resolution procedure set forth in this Section XV shall be available to  resolve all disputes arising under this Consent Decree, except only as otherwise provided in  Section XIV regarding force majeure, provided that the Party making such application has made  a good faith attempt to resolve the matter with the other Party.  229.  Dispute resolution shall be commenced by one of the Parties under the Consent  Decree by giving written notice to another Party advising of a dispute pursuant to this Section  XV.  The notice shall describe the nature of the dispute, and shall state the noticing Party's  position with regard to such dispute.  The Party receiving such a notice shall acknowledge  receipt of the notice and the Parties shall expeditiously schedule a meeting to discuss the dispute  informally not later than fourteen (14) days after the receipt of such notice.  230.  Disputes submitted to dispute resolution shall, in the first instance, be the subject  of informal negotiations between the Parties.  Such period of informal negotiations shall not  extend beyond thirty (30) calendar days from the date of the first meeting between  representatives of the Parties, unless the Parties agree that this period should be extended.  231.  In the event that the Parties are unable to reach agreement during such informal  negotiation period, the United States or the Applicable Co-Plaintiff, as applicable, shall provide  171 ExxonMobil with a written summary of its position regarding the dispute.  The position  advanced by the United States or the Applicable Co-Plaintiff, as applicable, shall be considered  binding unless, within forty-five (45) calendar days of ExxonMobil’s receipt of the written  summary of the United States’ or the Applicable Co-Plaintiff’s position, ExxonMobil files with  the Court a petition which describes the nature of the dispute.  The United States and/or the  Applicable Co-Plaintiff shall respond to the petition within forty-five (45) calendar days of  filing.  232.  In the event that the United States and an Applicable Co-Plaintiff make differing  determinations or take differing actions that affect ExxonMobil’s rights or obligations under this  Consent Decree, the determination or action of the United States shall control.  233.  Where the nature of the dispute is such that a more timely resolution of the issue  is required, the time periods set forth in this Section XV may be shortened upon motion of one of  the Parties to the dispute.  234.  The Parties do not intend that the invocation of this Section XV by a Party cause  the Court to draw any inferences nor establish any presumptions adverse to either Party as a  result of invocation of this Section or their inability to reach agreement.  235.  As part of the resolution of any dispute submitted to dispute resolution, the  Parties, by agreement, or this Court, by order, may, in appropriate circumstances, extend or  modify the schedule for completion of work under this Consent Decree to account for the delay  in the work that occurred as a result of dispute resolution.  ExxonMobil shall be liable for  stipulated penalties for its failure thereafter to complete the work in accordance with the  extended or modified schedule.  172 XVI.  EFFECT OF SETTLEMENT  236.  Definitions.  For purposes of this Section XVI, the following definitions apply:  a.  “Applicable NSR/PSD Requirements” shall mean:  (i) PSD requirements at Part C of Subchapter I of the Act, 42 U.S.C. § 7475,  and the regulations promulgated thereunder at 40 C.F.R. §§ 52.21 and  51.166, as amended from time to time;  (ii) “Plan Requirements for Non-Attainment Areas” at Part D of Subchapter I  of the Act, 42 U.S.C. §§ 7502-7503, and the regulations promulgated  thereunder at 40 C.F.R. §§ 51.165 (a) and (b); 40 C.F.R. Part 51,  Appendix S; and 40 C.F.R. § 52.24, as amended from time to time;  (iii)  Any Title V regulations that implement, adopt, or incorporate the specific  regulatory requirements identified above, as amended from time to time;  and  (iv) Any applicable state or local laws or regulations that implement, adopt, or  incorporate the specific federal regulatory requirements identified above  regardless of whether such state or local laws or regulations have been  formally approved by EPA as being a part of the applicable state  implementation plan.  b.  “Applicable NSPS Subparts A and J Requirements” shall mean the  standards, monitoring, testing, reporting and recordkeeping requirements, found at 40 C.F.R.  §§ 60.100 through 60.109 (Subpart J), relating to a particular pollutant and a particular affected  facility, and the corollary general requirements found at 40 C.F.R. §§ 60.1 through 60.19  (Subpart A) that are applicable to any affected facility covered by Subpart J.  c.  “Benzene Waste NESHAP Requirements” shall mean the requirements  imposed by the National Emission Standard for Benzene Waste Operations, 40 C.F.R. Part 61,  Subpart FF, and any applicable state, regional, or local regulations that implement, adopt or  incorporate the Benzene Waste NESHAP.  173 d.  “CERCLA/EPCRA Requirements” shall mean the reporting requirements  for a given release of a hazardous substance imposed by Section 103(a) of CERCLA, 42 U.S.C.  § 9603(a), and Section 304 of EPCRA, 42 U.S.C. § 11004.  e.  “LDAR Requirements” shall mean the requirements relating to equipment  in light liquid service and gas and/or vapor service set forth at 40 C.F.R. Part 60, Subpart GGG;  40 C.F.R. Part 61, Subparts J and V; and 40 C.F.R. Part 63, Subparts F, H, and CC; and any  applicable state, regional, or local regulations or State Implementation Plan requirements that  implement, adopt or incorporate those federal regulations.  f.  “Post-Lodging Compliance Dates” shall mean any dates in this Section  XVI after the Date of Lodging (and/or after the Entry Date).  Post-Lodging Compliance Dates  include dates certain (e.g., “December 31, 2005”), dates after Lodging represented in terms of  time after the Date of Lodging or the Entry Date (e.g., “180 days after the Date of Lodging” or  “180 days after the Entry Date”), and dates after Lodging represented by actions taken (e.g.,  “Date of Certification”).  The Post-Lodging Compliance Dates represent the dates by which  work is required to be completed or an emission limit is required to be met under the applicable  provisions of this Consent Decree.  237.  Liability Resolution Regarding the Applicable NSR/PSD Requirements.  With respect to emissions of the following pollutants from the following units, entry of this  Consent Decree shall resolve all civil liability of ExxonMobil to the United States and the  Applicable Co-Plaintiffs for alleged violations of the Applicable NSR/PSD  Requirements resulting from construction or modification from the date of the pre-Lodging  construction or modification up to the following dates:  174 Unit  Pollutant  Date  Baton Rouge PCLA 2  SO2  NOx  January 1, 2006  455 days after the Entry Date  Baton Rouge PCLA 3  SO2  NOx  January 1, 2006  455 days after the Entry Date  Baytown FCCU 2  SO2  NOx  December 31, 2009  June 30, 2010  Baytown FCCU 3  SO2  NOx  Entry Date  June 30, 2010  Beaumont FCCU  SO2  NOx  Entry Date  October 1, 2009  Billings FCCU  SO2  NOx  Either: (i) March 15, 2012, if the  Final SO2 Limit is established by  election of Option A under  Subparagraph 29.b.(1); or (ii) the  date on which a Final SO2 Limit is  established by election of Option B  under Subparagraph 29.b.(2)  December 31, 2008  Joliet FCCU  SO2  NOx  December 31, 2008  December 31, 2012  Torrance FCCU  SO2  NOx  Entry Date  Entry Date  All Combustion Devices listed  in Appendix A  NOx  September 30, 2010  All heaters and boilers other  than those in Appendix A  NOx  Entry Date  All heaters and boilers listed  in Appendix C  SO2  Dates listed in or derived from  Appendix C  All heaters and boilers other  than those listed in Appendix C  SO2  Entry Date  175 All Other Fuel Gas Combustion  Devices listed in Appendix D  238.  SO2  Dates listed in or derived from  Appendix D  Conditional Resolution of Liability for PM Emissions Under the Applicable  NSR/PSD Requirements.  With respect to emissions of PM from an FCCU at a Covered  Refinery, if and when ExxonMobil accepts an emission limit of 0.5 pound PM per 1000 pounds  of coke burned for the particular FCCU pursuant to Paragraph 35 and demonstrates compliance  by conducting a performance test representative of normal operating conditions for the particular  FCCU, then all civil liability of ExxonMobil to the United States and to the Applicable  Co-Plaintiffs shall be resolved for alleged violations of the Applicable NSR/PSD Requirements  relating to PM emissions at the particular FCCU resulting from pre-Lodging construction or  modification of the particular FCCU.  239.  Conditional Resolution of Liability for CO Emissions Under the Applicable  NSR/PSD Requirements.  With respect to emissions of CO from an FCCU at a Covered  Refinery, if and when ExxonMobil accepts the following long-term and short-term emission  limits at the particular FCCU pursuant to Paragraph 40 and demonstrates compliance using  CEMS or, where applicable, an AMP at the particular FCCU, then all civil liability of  ExxonMobil to the United States and to the Applicable Co-Plaintiffs shall be resolved for alleged  violations of the Applicable NSR/PSD Requirements relating to CO emissions at the particular  FCCU resulting from pre-Lodging construction or modification of the particular FCCU:  Long-term limit:  150 ppmvd CO on a 365-day rolling average basis at 0% O2  Short-term limit:  250 ppmvd CO on a 24-hour rolling average basis at 0% O2  176 240.  Reservation of Rights regarding Applicable NSR/PSD Requirements:  Release for Violations Continuing After the Date of Lodging Can be Rendered Void.  Notwithstanding the resolution of liability in Paragraphs 237, 238, and 239, the release of  liability by the United States and the Applicable Co-Plaintiffs to ExxonMobil for alleged  violations of the Applicable NSR/PSD Requirements during the period between the Date of  Lodging of the Consent Decree and the Post-Lodging Compliance Dates shall be rendered void  for a particular emissions unit if ExxonMobil materially fails to comply with the obligations and  requirements of Subsections V.B - V.E and V.G for that unit; provided, however, that the release  in Paragraphs 237, 238, and 239,  shall not be rendered void if ExxonMobil remedies such  material failure and pays any stipulated penalties due as a result of such material failure.  241.  Exclusions from Release Coverage Regarding Applicable NSR/PSD  Requirements:  Construction and/or Modification Not Covered by Paragraphs 237,  238,  and 239.  Notwithstanding the resolution of liability in Paragraphs 237, 238, and 239, nothing in  this Consent Decree precludes the United States and/or the Applicable Co-Plaintiffs from  seeking from ExxonMobil, injunctive relief, penalties, or other appropriate relief for violations  by ExxonMobil of the Applicable NSR/PSD Requirements resulting from construction or  modification that:  (i) commenced prior to or commences after the Date of Lodging of the  Consent Decree for pollutants or units not covered by the Consent Decree; or (ii) commences  after the Date of Lodging of the Consent Decree for units covered by this Consent Decree.  242.  Evaluation of Applicable PSD/NSR Requirements Must Occur.  Increases in  emissions from units covered by this Consent Decree, where the increases result from the  Post-Lodging construction or modification of any units within any Covered Refinery, are beyond  177 the scope of the release in Paragraphs 237, 238, and 239, and ExxonMobil must evaluate any  such increases in accordance with the Applicable PSD/NSR Requirements.  243.  Resolution of Liability Regarding Applicable NSPS Subparts A and J  Requirements.  With respect to emissions of the following pollutants from the following units,  entry of this Consent Decree shall resolve all civil liability of ExxonMobil to the United States  and the Applicable Co-Plaintiffs for alleged violations of the Applicable NSPS Subparts A and J  Requirements from the date that claims of the United States and the Applicable Co-Plaintiffs  resulting from pre-Lodging construction or modification (including reconstruction) accrued up to  the following dates:  Unit  Pollutant  Date  Baton Rouge PCLA 2  SO2  January 1, 2006  Baton Rouge PCLA 3  SO2  January 1, 2006  Baytown FCCU 2  SO2  PM  CO  Opacity  December 31, 2006 December 31, 2009 Entry Date Date of AMP Approval Receipt Baytown FCCU 3  SO2  PM  CO  Opacity  Entry Date Entry Date Entry Date Date of AMP Approval Receipt Beaumont FCCU  SO2  PM  CO  Opacity  Entry Date Entry Date Entry Date Date of AMP Approval Receipt Billings FCCU  PM  December 31, 2006 or December 31, 2008 (depending on the deadline ultimately required by Subparagraph 34.b) 18 months after Entry Date December 31, 2006 CO  Opacity  178 Joliet FCCU  SO2  PM  CO  Opacity  December 31, 2008  Entry Date  18 months after Entry Date  Entry Date  Torrance FCCU  SO2  PM  CO  Opacity  Entry Date  Entry Date  Entry Date  Entry Date  All heaters and boilers listed  in Appendix C  SO2  Dates listed in or derived from  Appendix C  All heaters and boilers other  than those listed in Appendix C  SO2  Entry Date  All Other Fuel Gas Combustion  Devices listed in Appendix D  SO2  Dates listed in or derived from  Appendix D  Baytown SRP  SO2  Entry Date  Beaumont SRP  SO2  Entry Date  Joliet SRP  SO2  December 31, 2008  Torrance SRP  SO2  Entry Date  NSPS Flaring Devices  Listed in Appendix G  SO2  Dates listed in or derived from  Appendix G  244.  Reservation of Rights regarding Applicable NSPS Subparts A and J  Requirements:  Release for NSPS Violations Occurring After the Date of Lodging Can be  Rendered Void.  Notwithstanding the resolution of liability in Paragraphs 243, the release of  liability by the United States and the Applicable Co-Plaintiffs to ExxonMobil for alleged  violations of any Applicable NSPS Subparts A and J Requirements that occurred between the  Date of Lodging and the Post-Lodging Compliance Dates shall be rendered void for a particular  179 emissions unit if ExxonMobil materially fails to comply with the obligations and requirements of  Subsections V.F, V.H, V.I, V.J, V.K, and V.L, and Paragraphs 44-46 and 48-49 for that unit;  provided, however, that the release in Paragraph 243 shall not be rendered void if ExxonMobil  remedies such material failure and pays any stipulated penalties due as a result of such material  failure.  245.  Conditional Resolution of Liability for the Applicable NSPS Subparts A and  J Requirements for SO2 for the Billings FCCU.  With respect to emissions of SO2 from the  Billings FCCU, if and when ExxonMobil elects to classify the Billings FCCU catalyst  regenerator as an “affected facility,” as that term is used in the Applicable NSPS Subparts A and  J Requirements for SO2, and demonstrates compliance as required by the Applicable NSPS  Subparts A and J Requirements for SO2, then all civil liability of ExxonMobil to the United  States and to the Applicable Co-Plaintiff shall be resolved for alleged violations of the  Applicable NSPS Subparts A and J Requirements for SO2 at the Billings FCCU catalyst  regenerator resulting from pre-Lodging construction or modification (including reconstruction)  of the Billings FCCU catalyst regenerator.  246.  Resolution of Liability for Certain Potential NSPS Violations Relating to the  Baton Rouge Refinery.  a.  A single TGU serves as the control device for the 100 Claus Train, the 200  Claus Train, and the 400 Claus Train at the Baton Rouge Refinery.  b.  The Baton Rouge 100 Claus Train and 200 Claus Train were constructed  c.  Between 1976 and 1979, ExxonMobil:  (i) began operating the Baton  in 1972.  Rouge TGU; (ii) constructed the 400 Claus Train; and (iii) began routing Tail Gas from the 100  180 Claus Train, the 200 Claus Train, and the 400 Claus Train to the TGU.  Those physical changes  in, and/or changes in the method of operation of, and/or replacement of components are referred  to collectively in this Paragraph as the “Specified Baton Rouge Sulfur Recovery Project.”  d.  Entry of this Consent Decree shall resolve all civil liability of ExxonMobil  to the United States and the Applicable Co-Plaintiffs for potential violations of the Applicable  NSPS Subparts A and J Requirements resulting from the Specified Baton Rouge Sulfur  Recovery Project.  246A.  Conditional Resolution of Liability for the Applicable NSPS Subparts A and  J Requirements for CO for the Baton Rouge FCCUs.  With respect to emissions of CO from  the Baton Rouge FCCUs, if at any time prior to termination ExxonMobil elects to classify each  of the Baton Rouge FCCUs’ catalyst regenerators as an “affected facility,” as that term is used in  the Applicable NSPS Subparts A and J Requirements for CO, and demonstrates initial  compliance as required by the Applicable NSPS Subparts A and J Requirements for CO, then all  civil liability of ExxonMobil to the United States and to the Applicable Co-Plaintiff shall be  resolved for alleged violations of the Applicable NSPS Subparts A and J Requirements for CO at  the Baton Rouge FCCUs resulting from Pre-Lodging construction or modification (including  reconstruction) of the Baton Rouge FCCU catalyst regenerators.  246B.  Conditional Resolution of Liability for the Applicable NSPS Subparts A and  J Requirements for PM for the Baton Rouge FCCUs.  With respect to emissions of PM from  the Baton Rouge FCCUs, if at any time prior to termination ExxonMobil elects to classify each  of the Baton Rouge FCCUs’ catalyst regenerators as an “affected facility,” as that term is used in  the Applicable NSPS Subparts A and J Requirements for PM, and demonstrates initial  compliance as required by the Applicable NSPS Subparts A and J Requirements for PM, then all  181 civil liability of ExxonMobil to the United States and to the Applicable Co-Plaintiff shall be  resolved for alleged violations of the Applicable NSPS Subparts A and J Requirements for PM at  the Baton Rouge FCCUs resulting from Pre-Lodging construction or modification (including  reconstruction) of the Baton Rouge FCCU catalyst regenerators.  246C.  Conditional Resolution of Liability for the Applicable NSPS Subparts A and  J Requirements for Opacity for the Baton Rouge FCCUs.  With respect to emissions of  opacity from the Baton Rouge FCCUs, if at any time prior to termination ExxonMobil elects to  classify each of the Baton Rouge FCCUs’ catalyst regenerators as an “affected facility,” as that  term is used in the Applicable NSPS Subparts A and J Requirements for opacity, and  demonstrates initial compliance with the Applicable NSPS Subparts A and J Requirements for  opacity using an approved AMP, then all civil liability of ExxonMobil to the United States and  to the Applicable Co-Plaintiff shall be resolved for alleged violations of the Applicable NSPS  Subparts A and J Requirements for opacity at the Baton Rouge FCCUs resulting from PreLodging construction or modification (including reconstruction) of the Baton Rouge FCCU  catalyst regenerators.  247.  Prior NSPS Applicability Determinations.  Nothing in this Consent Decree  shall affect the status of any FCCU, fuel gas combustion device, or sulfur recovery plant  currently subject to NSPS as previously determined by any federal, state, or local authority or  any applicable permit.  248.  Resolution of Liability Regarding CERCLA/EPCRA Requirements for  Certain Pre-Lodging Acid Gas Flaring Incidents.  Upon receipt by EPA of ExxonMobil’s  CERCLA/EPCRA Compliance Review Report submitted pursuant to Paragraph 95, this Consent  Decree shall resolve all civil liability of ExxonMobil to the United States and the Applicable Co182 Plaintiffs for alleged violations of CERCLA/EPCRA Requirements associated with SO2 and H2S  releases resulting from pre-Lodging Acid Gas Flaring Incidents at the Baton Rouge, Baytown,  Beaumont, Billings, and Joliet Refineries to the extent that ExxonMobil has identified such  violations in its CERCLA/EPCRA Compliance Review Report and corrected the violations as  required by Paragraph 95.  249.  Resolution of Liability Regarding Benzene Waste NESHAP Requirements.  Entry of this Consent Decree shall resolve all civil liability of ExxonMobil to the United States  and the Applicable Co-Plaintiffs for alleged violations of Benzene Waste NESHAP  Requirements at the Covered Refineries that either:  (i) commenced and ceased prior to the  Consent Decree Entry Date; or (ii) are based on events identified in the BWON Compliance  Review and Verification Report required under Paragraph 100 and are corrected pursuant to the  requirements of Paragraph 101.  250.  Resolution of Liability Regarding LDAR Requirements.  Entry of this Consent  Decree shall resolve the civil liability of ExxonMobil to the United States and the Applicable  Co-Plaintiffs for alleged violations of LDAR Requirements at the Covered Refineries that either:  (i) commenced and ceased prior to the Consent Decree Entry Date; or (ii) are based on events  that are identified in the LDAR Initial Audit Report required under Subparagraph 120.b and are  corrected pursuant to the requirements of Paragraph 121.  251.  Reservation of Rights Regarding CERCLA/EPCRA Requirements, Benzene  Waste NESHAP Requirements, and LDAR Requirements.  Notwithstanding the resolution of  liability in Paragraphs 248, 249, and 250, nothing in this Consent Decree precludes the United  States and/or the Applicable Co-Plaintiffs from seeking from ExxonMobil civil penalties and/or  injunctive relief and/or other equitable relief for violations by ExxonMobil of CERCLA/EPCRA  183 Requirements, Benzene Waste NESHAP Requirements, or LDAR Requirements that either  (i) commenced prior to the Consent Decree Entry Date and continued after the Entry Date; or  (ii) commenced after the Consent Decree Entry Date:  i. if ExxonMobil fails to identify any such violation of CERCLA/EPCRA  Requirements in its CERCLA/EPCRA Compliance Review Report and correct  such violation as required by Paragraph 95;  ii. if ExxonMobil fails to identify any such violation of Benzene Waste NESHAP  Requirements in its BWON Compliance Review and Verification Report under  Paragraph 100 and correct such violation as required by Paragraph 101; or  iii. if ExxonMobil fails to identify any such violation of LDAR Requirements in its  LDAR Initial Audit Report required under Subparagraph 120.b and correct such  violation as required by Paragraph 121.  252.  Resolution of Liability for Certain Other Alleged Violations.  a.  Claims Alleged in Certain EPA Notices of Violation and Findings of  Violation.  Entry of this Consent Decree shall resolve all civil liability of ExxonMobil to the  United States and to the Applicable Co-Plaintiffs for the alleged past violations set forth in:  (i) Notice of Violation EPA-5-00-IL-26 (dated August 29, 2000); (ii) Finding of Violation  EPA-5-00-IL-27 (dated August 29, 2000); (iii) Finding of Violation EPA-5-00-IL-28 (dated  August 29, 2000); (iv) EPA’s Notice of Violation relating to the Baytown Refinery (dated  January 19, 2001); (v) EPA’s Notice of Violation relating to the Beaumont Refinery (dated  December 20, 2001); and (vi) EPA’s Notice of Violation and Finding of Violation relating to the  Baton Rouge, Baytown, Beaumont, and Joliet Refineries (dated August 20, 2002).  b.  Additional Claims Concerning the Billings Refinery.  Entry of this  Consent Decree shall resolve all civil liability of ExxonMobil to the United States and the  Applicable Co-Plaintiff for the following alleged past violations:  (i) alleged violations of the  CWA, 33 U.S.C. § 1251 et seq., identified during the June 2002 and/or July 2002 EPA  184 inspections at the Billings Refinery, as listed in Appendix I; (ii) alleged violations of RCRA,  42 U.S.C. § 6901 et seq., identified during the June 2002 and/or July 2002 EPA inspections at  the Billings Refinery, as listed in Appendix I; (iii) alleged violations of release reporting  requirements under CERCLA Section 103, 42 U.S.C. § 9603, and EPCRA Section 304,  42 U.S.C. § 11004, identified during the June 2002 and/or July 2002 EPA inspections at the  Billings Refinery; and (iv) violations of any corresponding state or local laws or regulations  arising out of any acts or omissions by ExxonMobil which formed the basis for such alleged  CWA, RCRA, and CERCLA and EPCRA violations.  c.  Additional Claims Concerning the Joliet Refinery.  (1)  Entry of this Consent Decree shall resolve all civil liability of  ExxonMobil to the United States and the Applicable Co-Plaintiff for the following  alleged past violations:  (i) alleged violations of  RCRA, 42 U.S.C. § 6901 et seq., based  on alleged past unauthorized treatment, storage, and/or disposal of hazardous waste in the  diversion basin and/or the equalization/biological treatment unit at Joliet Refinery;  (ii) alleged violations of RCRA, 42 U.S.C. § 6901 et seq., based on alleged past  unauthorized treatment, storage, and/or disposal of certain hazardous paint wastes and/or  certain hazardous sludge wastes on the Joliet Refinery’s Material Staging Area;  (iii) alleged violations of the CWA, 33 U.S.C. § 1251 et seq., based on alleged past  unauthorized discharge of pollutants from the Joliet Refinery’s coke pile to navigable  waters of the United States; (iv) alleged violations of the CWA, 33 U.S.C. § 1251 et seq.,  based on alleged past unpermitted discharge of pollutants or discharge of pollutants in  excess of the allowable permit limits to navigable waters of the United States, as listed in  the table of alleged violations attached as Appendix J; (v) alleged violations of the CWA,  185 33 U.S.C. § 1251 et seq., based on any alleged past exceedance of combined outfall  temperature limits imposed by Special Condition 2 of the Joliet Refinery’s NPDES  Permit between May 1996 and October 2004; (vi) alleged violations of reporting  requirements under CERCLA Section 103, 42 U.S.C. § 9603, and EPCRA Section 304,  42 U.S.C. § 11004, listed in the table of alleged violations attached as Appendix K; and  (vii) violations of any corresponding state or local laws or regulations arising out of any  acts or omissions by ExxonMobil which formed the basis for such alleged RCRA, CWA,  and CERCLA and EPCRA violations.  (2)  Entry of this Consent Decree shall resolve all civil liability of  ExxonMobil to the Applicable Co-Plaintiff for the alleged past violations at the Joliet  Refinery specified in Appendix L.  d.  Additional Claims Concerning the Baton Rouge Refinery.  Entry of this  Consent Decree shall resolve all civil liability of ExxonMobil to the Applicable Co-Plaintiff for  the alleged past violations at the Baton Rouge Refinery specified in Appendix M.  253.  Audit Policy.  Nothing in this Consent Decree is intended to limit or disqualify  ExxonMobil, on the grounds that information was not discovered and supplied voluntarily, from  seeking to apply EPA’s Audit Policy or any state audit policy to any violations or  non-compliance that ExxonMobil discovers during the course of any investigation, audit, or  enhanced monitoring that ExxonMobil is required to undertake pursuant to this Consent Decree.  254.  Claim/Issue Preclusion.  In any subsequent administrative or judicial  proceeding initiated by the United States or any Applicable Co-Plaintiff for injunctive relief,  penalties, or other appropriate relief relating to ExxonMobil for alleged violations of the  186 PSD/NSR, NSPS, NESHAP, and/or LDAR requirements, not identified in this Section XVI of  the Consent Decree and/or the Complaint:  a.  ExxonMobil shall not assert, and may not maintain, any defense or claim  based upon the principles of waiver, res judicata, collateral estoppel, issue preclusion, or  claim-splitting.  Nor may ExxonMobil assert, or maintain, any other defenses based upon any  contention that the claims raised by the United States or the Applicable Co-Plaintiffs in the  subsequent proceeding were or should have been brought in the instant case.  Nothing in the  preceding sentences is intended to affect the ability of ExxonMobil to assert that the claims are  deemed resolved by virtue of this Section XVI of the Consent Decree.  b.  The United States and Applicable Co-Plaintiffs may not assert or maintain  that this Consent Decree constitutes a waiver or determination of, or otherwise obviates, any  claim or defense whatsoever, or that this Consent Decree constitutes acceptance by ExxonMobil  of any interpretation or guidance issued by EPA related to the matters addressed in this Consent  Decree.  255.  Imminent and Substantial Endangerment.  Nothing in this Consent Decree  shall be construed to limit the authority of the United States or of the Applicable Co-Plaintiffs to  undertake any action against any person, including ExxonMobil, to abate or correct conditions  which may present an imminent and substantial endangerment to the public health, welfare, or  the environment.  XVII.  GENERAL PROVISIONS  256.  Other Laws.  Except as specifically provided by this Consent Decree, nothing in  this Consent Decree shall relieve ExxonMobil of its obligation to comply with all applicable  federal, state and local laws and regulations, permits, and administrative orders, including, but  187 not limited to, more stringent standards.  In addition, nothing in this Consent Decree shall be  construed to prohibit or prevent the United States or the Co-Plaintiffs from developing,  implementing, and enforcing more stringent standards subsequent to the Date of Lodging of this  Consent Decree through rulemaking, the permit process, or as otherwise authorized or required  under federal, state, regional, or local laws and regulations.  In addition, except as otherwise  expressly provided in this Consent Decree, nothing in this Consent Decree is intended to  eliminate, limit or otherwise restrict any compliance options, exceptions, exclusions, waivers,  variances, or other right otherwise provided or available to ExxonMobil under any applicable  statute, regulation, ordinance, regulatory or statutory determination, or permitting process.  Subject to Section XVI (Effect of Settlement) and except as provided under Section XI  (Stipulated Penalties), nothing contained in this Consent Decree shall be construed to prevent,  alter or limit the United States’ and the Applicable Co-Plaintiff’s rights to seek or obtain other  remedies or sanctions against ExxonMobil available under other federal, state or local statutes or  regulations, in the event that ExxonMobil violates this Consent Decree or the statutes and  regulations applicable to violations of this Consent Decree.  This shall include the United States’  and the Applicable Co-Plaintiff’s right to invoke the authority of the Court to order  ExxonMobil’s compliance with this Consent Decree in a subsequent contempt action.  256A.  Changes to Law.  In the event that during the term of this Consent Decree there  is a change in the statutes or regulations that provide the underlying basis for the Consent Decree  such that ExxonMobil would not otherwise be required to perform any of the obligations herein  or would have the option to undertake or demonstrate compliance in an alternative or different  manner, ExxonMobil may petition the Court for relief from any such requirements, in  accordance with Rule 60 of the Federal Rules of Civil Procedure.  However, if ExxonMobil  188 applies to the Court for relief under this Paragraph, the United States and the Applicable CoPlaintiff reserve the right to seek to void all or part of the resolution of liability reflected in  Section XVI (Effect of Settlement).  Nothing in this Paragraph is intended to enlarge the Parties’  rights under Rule 60, nor is this Paragraph intended to confer on any Party any independent  basis, outside of Rule 60, for seeking such relief.  This Paragraph 256A does not apply to  ExxonMobil’s obligation to complete the environmentally beneficial projects referred to in  Section VIII of this Consent Decree.  257.  Post-Permit Violations.  Nothing in this Consent Decree shall be construed to  prevent or limit the right of the United States or the Applicable Co-Plaintiffs to seek injunctive  or monetary relief for violations of permits issued as a result of the procedure required under  Subsection V.Q of this Decree; provided, however, that with respect to civil monetary relief, the  United States or the Applicable Co-Plaintiff must elect between filing a new action for such  monetary relief or seeking stipulated penalties under this Consent Decree, if stipulated penalties  also are available for the alleged violation(s).  258.  Compliance with Certain Emission Limits.  a.  For the purposes of determining compliance with rolling average limits  required under this Consent Decree:  (i) at least 365 days is required after the initial compliance  date for an applicable 365-day rolling average limit in order to have sufficient data to evaluate  compliance with such 365-day rolling average limit; and (ii) at least 7 days is required after the  initial compliance date for an applicable 7-day rolling average limit in order to have sufficient  data to evaluate compliance with a 7-day rolling average limit.  Accordingly:  (i) each applicable  365-day rolling average limit shall become enforceable commencing 365 days after the date set  forth in this Consent Decree as the date by which ExxonMobil shall begin complying with such  189 limit; and (ii) each applicable 7-day rolling average limit set out above shall become enforceable  commencing 7 days after the date set forth in this Consent Decree as the date by which  ExxonMobil shall begin complying with such limit.  b.  If ExxonMobil proposes to use an alternative monitoring plan to monitor  an FCCU’s compliance with an applicable emission limit during certain specified periods – as  provided by Subparagraph 19.c, Paragraph 20 , 31, or 41, or Subparagraph 44.d – then  ExxonMobil shall use its best efforts to submit a timely and complete application for approval of  the proposed alternative monitoring plan, so that EPA can act on the application in a timely  fashion.  ExxonMobil shall use the proposed alternative monitoring plan to monitor compliance,  if necessary, to meet the requirement to use an alternative monitoring plan while EPA is  considering ExxonMobil’s application (such as if there is a period of Malfunction while the  application remains under EPA review).  If EPA approves any such proposed alternative  monitoring plan, ExxonMobil shall use the EPA-approved alternative monitoring plan to monitor  compliance during the specified periods, as provided by Subparagraph 19.c, Paragraph 20 , 31,  or 41, or Subparagraph 44.d.  If EPA disapproves a proposed alternative monitoring plan,  ExxonMobil shall submit to EPA for approval a substitute plan for compliance monitoring  within ninety (90) days of receiving notice of the disapproval.  Such substitute plan may include  a revised alternative monitoring plan application, physical or operational changes to the  equipment, or additional or different monitoring.  259.  Startup, Shutdown, Malfunction.  Notwithstanding the provisions of this  Consent Decree regarding startup, shutdown, and Malfunction, this Consent Decree does not  exempt ExxonMobil from the requirements of state laws and regulations or from the  requirements of any permits or plan approvals issued to ExxonMobil, as these laws, regulations,  190 permits, and/or plan approvals may apply to startups, shutdowns, and Malfunctions at the  Covered Refineries.  260.  Failure of Compliance.  The United States and the Applicable Co-Plaintiffs do  not, by their consent to the entry of this Consent Decree, warrant or aver in any manner that  ExxonMobil’s complete compliance with the Consent Decree will result in future compliance  with the provisions of the Clean Air Act and/or corresponding state or local laws.  Notwithstanding the review or approval by the United States or the Applicable Co-Plaintiff,  including their applicable state agencies, of any plans, reports, policies or procedures formulated  pursuant to the Consent Decree, ExxonMobil shall remain solely responsible for compliance  with the terms of the Consent Decree, all applicable permits, and all applicable federal, state and  local laws and regulations, except as provided in Section XIV (Force Majeure).  261.  Service of Process.  ExxonMobil hereby agrees to accept service of process by  mail with respect to all matters arising under or relating to the Consent Decree and to waive the  formal service requirements set forth in Rule 4 of the Federal Rules of Civil Procedure and any  applicable local rules of this Court, including but not limited to, service of a summons.  The  persons identified by ExxonMobil at Paragraph 266 (Notice) are authorized to accept service of  process with respect to all matters arising under or relating to the Consent Decree.  262.  Post-Lodging/Pre-Entry Obligations.  Obligations of ExxonMobil under this  Consent Decree to perform duties scheduled to occur after the Date of Lodging of the Consent  Decree, but prior to the Entry Date, shall be legally enforceable on and after the Entry Date.  Liability for stipulated penalties, if applicable, shall accrue for violation of such obligations and  payment of such stipulated penalties may be demanded by the United States and/or the  Applicable Co-Plaintiffs as provided in this Consent Decree, provided that stipulated penalties  191 that may have accrued between the Date of Lodging of the Consent Decree and the Entry Date  may not be collected unless and until this Consent Decree is entered by the Court.  263.  Costs.  The United States, the Co-Plaintiffs, and ExxonMobil shall each bear their  own costs and attorneys’ fees.  264.  Public Documents.  All information and documents submitted by ExxonMobil to  EPA and the Applicable Co-Plaintiffs pursuant to this Consent Decree shall be subject to public  inspection in accordance with the respective statutes and regulations that are applicable, unless  subject to legal privileges or protection or identified and supported as business confidential in  accordance with the respective state or federal statutes or regulations.  265.  Public Notice and Comment.  The Parties agree that the Consent Decree may be  entered upon compliance with the public notice procedures set forth at 28 C.F.R. § 50.7, and  upon notice to this Court from the United States Department of Justice requesting entry of the  Consent Decree.  The United States reserves the right to withdraw or withhold its consent to the  Consent Decree if public comments disclose facts or considerations indicating that the Consent  Decree is inappropriate, improper, or inadequate.  Further, the Parties acknowledge and agree  that final approval by the State of Louisiana, through the LDEQ, and entry of this Consent  Decree is subject to the requirements of La. Rev. Stat. Ann. § 30:2050.7, which provides for  public notice of this Consent Decree in newspapers of general circulation and the official  journals of parishes in which ExxonMobil facilities are located, an opportunity for public  comment, consideration of any comments, and concurrence by the Louisiana Attorney General.  266.  Notice.  Unless otherwise provided herein, notifications to or communications  between the Parties shall be deemed submitted on the date they are postmarked.  Notifications  and communications shall be sent by U.S. Mail, postage pre-paid, or private courier service,  192 except for notices under Section XIV (Force Majeure) and Section XV (Retention of  Jurisdiction/Dispute Resolution) which shall be sent by overnight mail or by certified or  registered mail, return receipt requested.  Each report, study, notification or other communication  of ExxonMobil shall be submitted as specified in this Consent Decree, with copies to EPA  Headquarters, the applicable EPA Region, and the Applicable Co-Plaintiff.  If the date on which  a notification or other communication is due falls on a Saturday, Sunday or legal holiday, the  deadline for such submission shall be enlarged to the next business day.  Except as otherwise  provided herein, all reports, notifications, certifications, or other communications required under  this Consent Decree to be submitted or sent to the United States, EPA, the Applicable CoPlaintiffs, and/or ExxonMobil shall be addressed as follows:  As to the United States:  Chief  Environmental Enforcement Section  Environment and Natural Resources Division  U.S. Department of Justice  P.O. Box 7611, Ben Franklin Station  Washington, DC 20044-7611 Reference Case No. 90-5-2-1-07030 As to EPA:  EPA Headquarters:  U.S. Environmental Protection Agency Director, Air Enforcement Division Office of Regulatory Enforcement Ariel Rios Building 1200 Pennsylvania Avenue, N.W. Mail Code 2242-A Washington, DC 20460 193 with a hard copy to Director, Air Enforcement Division Office of Regulatory Enforcement c/o Matrix Environmental & Geotechnical Services 215 Ridgedale Avenue Florham Park, NJ 07932 and an electronic copy to neichlin@matrixengineering.com foley.patrick@epa.gov EPA Region 5:  Air and Radiation Division U.S. EPA, Region 5 77 West Jackson Blvd. (AE-17J) Chicago, IL 60604 Attn:  Compliance Tracker and Office of Regional Counsel U.S. EPA, Region 5 77 West Jackson Blvd. (C-14J) Chicago, IL 60604 EPA Region 6:  Chief Air, Toxics, and Inspections Coordination Branch Environmental Protection Agency, Region 6 1445 Ross Avenue Dallas, Texas  75202-2733 EPA Region 8:  Air Program Coordinator U.S. Environmental Protection Agency, Region 8 Montana Office 10 W. 15th St., Suite 3200 Helena, MT  59626 194 EPA Region 9:  Director Air Division Mail Code AIR-1 USEPA Region 9 75 Hawthorne Street San Francisco, CA  94105 As to the State of Illinois:  Manager Compliance and Enforcement Section Illinois Environmental Protection Agency 1021 North Grand Avenue, East P.O. Box 19276 Springfield, IL  62794 and Field Operations Section Illinois Environmental Protection Agency 9511 West Harrison Des Plaines, IL  60016 and  Maureen Wozniak Assistant Counsel Illinois Environmental Protection Agency 1021 North Grand Avenue, East P.O. Box 19276 Springfield, IL  62794 As to the State of Louisiana:  Peggy M. Hatch Administrator, Enforcement Division Office of Environmental Compliance Louisiana Department of Environmental Quality P.O.  Box 4312 Baton Rouge, LA  70821-4312 195 As to the State of Montana:  Enforcement Division Administrator Montana Department of Environmental Quality P.O. Box 200901 Helena, MT  59620-0901 and Bureau Chief Air Resources Management Bureau Montana Department of Environmental Quality P.O. Box 200901 Helena, MT  59620-0901 As to ExxonMobil:  Assistant General Counsel, Litigation Law Department Exxon Mobil Corporation 800 Bell Street ExxonMobil Building, Room 1503B Houston, TX  77022 Tel.  713-656-3431 Fax  713-656-7719 and Downstream Environment and Global Compliance Manager Exxon Mobil Corporation 3225 Gallows Road Room 8B 0233 Fairfax, VA  22037-0001 With a copy to each applicable refinery as shown below:  As to Baton Rouge:  Refinery Manager ExxonMobil Baton Rouge Refinery P.O. Box 551 Baton Rouge, LA  70821-0551 196 As to Baytown:  Refinery Manager ExxonMobil Baytown Refinery P.O. Box 3950 Baytown, TX  77522-3950 As to Beaumont:  Refinery Manager ExxonMobil Beaumont Refinery P.O. Box 3311 Beaumont, TX  77704 As to Billings:  Refinery Manager ExxonMobil Billings Refinery P.O. Box 1163 Billings, MT  59103 As to Joliet:  Refinery Manager ExxonMobil Joliet Refinery P.O. Box 874 Joliet, IL  60434 As to Torrance:  Refinery Manager ExxonMobil Torrance Refinery 3700 W. 190th Street Torrance, CA  90509-2929 Any Party may change either the notice recipient or the address for providing notices to it by  serving all other parties with a notice setting forth such new notice recipient or address.  267.  Approvals.  All EPA approvals or comments required under this Consent Decree  shall be made in writing.  All approvals by an Applicable Co-Plaintiff shall be sent from the  offices identified in Paragraph 266 (Notice).  197 268.  Paperwork Reduction Act.  The United States has determined that the  information required to be maintained or submitted pursuant to this Consent Decree is not  subject to the Paperwork Reduction Act of 1980, 44 U.S.C. §§ 3501 et seq.  269.  Consent Decree Modifications. The Consent Decree contains the entire  agreement of the Parties and shall not be modified by any prior oral or written agreement,  representation or understanding.  Prior drafts of the Consent Decree shall not be used in any  action involving the interpretation or enforcement of the Consent Decree.  Non-material  modifications to this Consent Decree shall be in writing and shall be effective when signed by  EPA and ExxonMobil.  For the purpose of this Paragraph, non-material modifications include,  but are not be limited to:  (i) any modifications to the frequency of reporting obligations; and  (ii) any modifications to schedules that do not extend the ultimate date for compliance with  emissions limitations following the installation of control equipment or the completion of a  catalyst additive program.  The United States will file non-material modifications with the Court  on a periodic basis.  Material modifications to this Consent Decree shall be in writing, signed by  EPA, the Applicable Co-Plaintiff, and ExxonMobil, and shall be effective upon approval by the  Court.  XVIII.  TERMINATION  270.  Prerequisites to Termination.  This Consent Decree shall be subject to  termination upon motion by the United States, in consultation with the Applicable Co-Plaintiffs,  or ExxonMobil (under the procedure identified in Paragraph 272).  Prior to either party seeking  termination, ExxonMobil shall have completed and satisfied all of the following requirements  with respect to this Consent Decree:  i.  installation of control technology systems as specified in this Consent Decree;  198 ii.  compliance with all provisions contained in this Consent Decree, which  compliance may be established for specific parts of the Consent Decree in  accordance with Paragraph 271, below;  iii.  payment of all penalties and other monetary obligations due under the terms of  the Consent Decree; no penalties or other monetary obligations due hereunder can  be outstanding or owed to the United States or the Applicable Co-Plaintiffs;  iv.  completion of the SEPs and the payment for BEPs required by Section VIII;  v. application for and receipt of permits incorporating the surviving emission limits  and standards established under Subsection V.Q; and  vi. operation for at least one year of each unit in compliance with the emission limits  established herein, and certification of such compliance for each unit within the  first six (6) month period progress report following the conclusion of the  compliance period.  271.  Certification of Completion.  a.  Prior to moving for termination, ExxonMobil may certify completion for  one or more of the Covered Refineries of one or more of the following Subsections of the  Consent Decree, provided that all of the related requirements have been satisfied:  i.  Subsections V.B - V.F, relating to FCCUs;  ii.  Subsection V.G, relating to Combustion Units;  iii. Subsection V.H, relating to Heaters, Boilers and Other Fuel Gas Combustion  Devices;  iv.  Subsection V.I, relating to SRPs;  v.  Subsections V.J - V.L, relating to Flaring;  vi.  Subsections V.N, relating to Benzene Waste NESHAP;  vii.  Subsection V.O, relating to LDAR;  viii. the requirements of Subsection V.P relating to certain other compliance  requirements at the Billings Refinery;  199 ix. The requirements of Subsection V.P relating to certain other compliance  requirements at the Joliet Refinery; and  x.  Section VIII, relating to Environmentally Beneficial Projects.  b.  Within 90 days after ExxonMobil concludes that any of the parts of the  Consent Decree identified in this Paragraph 271 have been completed, ExxonMobil may submit  a written report to the Parties listed in Paragraph 266 (Notice) describing the activities  undertaken and certifying that the applicable Paragraphs have been completed in full satisfaction  of the requirements of this Consent Decree, and that ExxonMobil is in substantial and material  compliance with all of the other requirements of the Consent Decree.  The report shall contain  the following statement, signed by a responsible corporate official of ExxonMobil:  To the best of my knowledge, after thorough investigation, I certify that the  information contained in or accompanying this submission is true, accurate and  complete.  I am aware that there are significant penalties for submitting false  information, including the possibility of fine and imprisonment for knowing  violations.  c.  Upon receipt of ExxonMobil’s certification, EPA, after reasonable  opportunity for review and comment by the Applicable Co-Plaintiffs, shall notify ExxonMobil  whether the requirements set forth in the applicable Paragraphs have been completed in  accordance with this Consent Decree.  The parties recognize that ongoing obligations under such  Paragraphs remain and necessarily continue (e.g., reporting, record keeping, training, auditing  requirements), and that ExxonMobil’s certification is that it is in current compliance with all  such obligations.  i. If EPA concludes that the requirements have not been fully complied with, EPA  shall notify ExxonMobil as to the activities that must be undertaken to complete  the applicable Paragraphs of the Consent Decree.  ExxonMobil shall perform all  activities described in the notice, subject to its right to invoke the dispute  resolution procedures set forth in Section XV (Dispute Resolution).  200 ii. If EPA concludes that the requirements of the applicable Paragraphs have been  completed in accordance with this Consent Decree, EPA will so certify in writing  to ExxonMobil.  This certification shall constitute the certification of completion  of the applicable Paragraphs for purposes of this Consent Decree.  d.  Nothing in Subparagraph 271.c shall preclude the United States or an  Applicable Co-Plaintiff from seeking stipulated penalties for a violation of any of the  requirements of the Consent Decree regardless of whether a Certification of Completion has  been issued under Paragraph 271.  In addition, nothing in Subparagraph 271.c shall permit  ExxonMobil to fail to implement any ongoing obligations under the Consent Decree regardless  of whether a Certification of Completion has been issued with respect to Paragraph 271 of the  Consent Decree.  272.  Termination Procedure.  At such time as ExxonMobil believes that it has  satisfied the requirements for termination set forth in Paragraph 270, ExxonMobil shall certify  such compliance and completion to the United States and the Applicable Co-Plaintiffs in writing  as provided in Paragraph 266 (Notice).  Unless, within 120 days of receipt of ExxonMobil’s  certification under this Paragraph, either the United States or the Applicable Co-Plaintiff objects  in writing with specific reasons, ExxonMobil may move this Court for an order that this Consent  Decree be terminated.  If either the United States or the Applicable Co-Plaintiff objects to the  certification by ExxonMobil under this Paragraph, then the matter shall be submitted to the  Court for resolution under Section XV (Retention of Jurisdiction/Dispute Resolution) of this  Consent Decree.  In such case, ExxonMobil shall bear the burden of proving that this Consent  Decree should be terminated.  273.  Termination of this Consent Decree shall not terminate the obligations specified  by Paragraph 145.  201 XIX.  SIGNATORIES  274.  Each of the undersigned representatives certifies that he or she is fully authorized  to enter into the Consent Decree on behalf of such Parties, and to execute and to bind such  Parties to the Consent Decree.  This Consent Decree may be signed in counterparts.  Dated and entered this _______ day of __________, 2005  _______________________________  UNITED STATES DISTRICT JUDGE  202 THE UNDERSIGNED PARTY enters into this Consent Decree in: United States v. Exxon Mobil Corporation and ExxonMobil Oil Corporation (N.D. Ill.) FOR THE UNITED STATES OF AMERICA Date:  ___________________  ___________________________________ KELLY A. JOHNSON Acting Assistant Attorney General Environment and Natural Resources Division U.S. Department of Justice Washington, DC  20530 Date:  ___________________  ___________________________________ RANDALL M. STONE Trial Attorney Environmental Enforcement Section Environment and Natural Resources Division U.S. Department of Justice P.O. Box 7611 Washington, DC  20044-7611 PATRICK J. FITZGERALD United States Attorney LINDA WAWZENSKI Assistant United States Attorney Northern District of Illinois 219 S. Dearborn Street – 5th Floor Chicago, IL  60604 THE UNDERSIGNED PARTY enters into this Consent Decree in: United States v. Exxon Mobil Corporation and ExxonMobil Oil Corporation (N.D. Ill.) FOR THE U.S. ENVIRONMENTAL PROTECTION AGENCY Date:  ___________________  ___________________________________ GRANTA Y. NAKAYAMA Assistant Administrator for  Enforcement and Compliance Assurance United States Environmental Protection Agency 1200 Pennsylvania Avenue, N.W. Washington, DC  20460 THE UNDERSIGNED PARTY enters into this Consent Decree in: United States v. Exxon Mobil Corporation and ExxonMobil Oil Corporation (N.D. Ill.) FOR THE PEOPLE OF  THE STATE OF ILLINOIS ex rel. LISA MADIGAN, Attorney General of the State of Illinois MATTHEW J. DUNN, Chief Environmental Enforcement/Asbestos Litigation Division Date:  ___________________  ___________________________________ ROSEMARIE CAZEAU, Chief Environmental Bureau Assistant Attorney General 188 West Randolph St. – 20th Floor Chicago, IL  60601 FOR THE ILLINOIS ENVIRONMENTAL PROTECTION AGENCY Date:  ___________________  ___________________________________ ROBERT A. MESSINA Chief Legal Counsel THE UNDERSIGNED PARTY enters into this Consent Decree in: United States v. Exxon Mobil Corporation and ExxonMobil Oil Corporation (N.D. Ill.) FOR THE STATE OF LOUISIANA CHARLES C. FOTI, JR. Attorney General Date:  ___________________  ___________________________________ Assistant Attorney General Louisiana Department of Justice P.O. Box 94005 Baton Rouge, LA  70804-9005 FOR THE LOUISIANA DEPARTMENT OF ENVIRONMENTAL QUALITY  Date:  ___________________  ___________________________________ HAROLD LEGGETT, Ph.D. Assistant Secretary Office of Environmental Compliance Louisiana Department of Environmental Quality P.O. Box 4312 Baton Rouge, LA  70821-4301 Date:  ___________________  ___________________________________ TED R. BROYLES, II  Attorney III Office of the Secretary Legal Affairs Division Louisiana Department of Environmental Quality P.O. Box 4302 Baton Rouge, LA  70821-4302 THE UNDERSIGNED PARTY enters into this Consent Decree in: United States v. Exxon Mobil Corporation and ExxonMobil Oil Corporation (N.D. Ill.) FOR THE STATE OF MONTANA  Date:  ___________________ ___________________________________  RICHARD OPPER  Director  Montana Department of Environmental Quality  P.O. Box 200901  Helena, MT  59620-0901  Date:  ___________________ ___________________________________  DAVID RUSOFF  Special Assistant Attorney General  Montana Department of Environmental Quality  P.O. Box 200901  Helena, MT  59620-0901  THE UNDERSIGNED PARTY enters into this Consent Decree in: United States v. Exxon Mobil Corporation and ExxonMobil Oil Corporation (N.D. Ill.) FOR DEFENDANT  EXXON MOBIL CORPORATION Date:  ___________________  ___________________________________ Donald H. Daigle Vice President Refining ExxonMobil Refining & Supply Company  (a division of Exxon Mobil Corporation) 3225 Gallows Road Fairfax, VA  22037 FOR DEFENDANT  EXXONMOBIL OIL CORPORATION Date:  ___________________  ___________________________________ Ian F. Scoble Attorney-in-Fact 3225 Gallows Road Fairfax, VA  22037 Appendix A:  Information on Combustion Units Greater Than 40 mmBtu/hr  A-1:  Baytown Refinery  2000/2001 2000/2001 Maximum Heat NOx Emission Unit Source Input Capacity, Rate, mmBtu/hr (HHV) lb/mmBtu Basis for NOx Factor Average Annual Utilization Rate, mmBtu/hr (HHV) (HHV) 2000/2001 Average NOx, TPY BH-6 B-64 380 0.114 January 7, 1994 Stack Test 104 52 CLEU-1 B-2 132 0.111 August 25, 2000 Stack Test 50 24 CLEU-2 F-1 66 0.280 December 30, 1993 Stack Test 39 48 CLEU-2 F-2 86 0.136 April 14, 2000 Stack Test 60 36 CLEU-2 F-3 168 0.018 CEMS 80 6 DCU F-601 140 0.060 Manufacturer's Specification in lb/MBtu; John Zink model PXMR10. The Unit started up in Nov-01. 8 2 DCU F-602 140 0.060 Manufacturer's Specification in lb/MBtu; John Zink model PXMR10. The Unit started up in Nov-01. 8 2 FCCU-3 F-103 186 0.090 August 22, 2000 Stack Test 46 18 FCCU-3 F-105 142 0.200 June 26, 1998 Stack Test 100 88 FXK F-301 110 0.067 Manufacturer's Specification in lb/MBtu; John Zink model PSMR20M-FXG 65 19 GF-1 F-201 126 0.044 August 23, 2000 Stack Test 100 19 GF-1 F-227 120 0.060 August 24, 2000 Stack Test 96 25 HCU-1 F-701 195 0.107 August 21, 2000 Stack Test 130 61 HCU-1 F-810 85 0.084 August 21, 2000 Stack Test 32 12 HDU-1 F-701 75 0.160 December 6, 1993 Stack Test 29 20 HDU-1 F-702 75 0.200 December 6, 1993 Stack Test 45 39 HF-3 F-1 302 0.080 CEMS 189 66 HF-3 F-2 331 0.070 CEMS 130 40 HF-3 F-3 229 0.074 CEMS 94 30 HF-3 F-4 157 0.069 April 14, 2000 Stack Test 70 21 HF-3 F-7 85 0.140 TCEQ 26 16 HF-4 F-401 399 0.031 CEMS 276 37 HF-4 F-402 398 0.026 CEMS 167 19 HF-4 F-403 294 0.074 CEMS; NG ULNB installed Nov-01 129 42 HF-4 F-404/5 288 0.065 CEMS 132 38 HGU-1 F-101 386 0.127 CEMS 318 177 HGU-1 F-121 386 0.127 CEMS 7 4 HU-5A F-501 89 0.180 January 18, 1994 Stack Test 40 32 HU-5B F-551 53 0.190 January 18, 1994 Stack Test 21 17 HU-6A F-101 47 0.120 January 18, 1994 Stack Test 32 17 HU-6B F-201 82 0.133 January 19, 1994 Stack Test 38 22 KHF F-901 72 0.065 Manufacturer's Specification in lb/MBtu; John Zink model PSMR-20 57 16 LEFU Col 14 F-804 83 0.080 March 23, 1994 Stack Test 0 0 LEFU Col 15 F-601 93 0.130 March 22, 1994 Stack Test 58 33 LEFU Col 15 F-602 93 0.140 March 22, 1994 Stack Test 56 34 Appendix A - Page 1 LEFU Col 15 F-603 93 0.120 March 22, 1994 Stack Test 56 LEFU Col 16 F-506 57 0.100 March 22, 1994 Stack Test 8 29 4 LHF F-926 45 0.101 January 12, 1994 Stack Test 29 13 LHU-2 F-3 45 0.140 TCEQ 13 8 LXU-1 B-5 180 0.050 January 9, 1992 Stack Test 110 24 LXU-2 B-1 72 0.110 January 4, 1994 Stack Test 24 12 LXU-2 B-2 195 0.270 January 4, 1994 Stack Test 127 150 LXU-2 B-4 195 0.175 September 6, 2000 Stack Test 114 87 NFU F-902 70 0.150 December 21, 1993 Stack Test 26 17 NHF F-701 135 0.087 September 8, 1995 Stack Test 47 18 PS-3 F-301 45 0.110 December 27, 1993 Stack Test 33 16 PS-3 F-302 45 0.170 December 28, 1993 Stack Test 30 22 PS-3 F-303 292 0.130 December 27, 1993 Stack Test; CEMS 3/20/00 through 12/31/01 209 119 PS-3 F-305 126 0.102 August 15, 2000 Stack Test 87 39 PS-7 F-701A 183 0.112 August 18, 2000 stack test for 2000 & 2001 through July 10; NG ULNB installed with new stack test July 11, 2001 101 50 PS-7 F-701B 184 0.136 August 18, 2000 Stack Test 103 61 PS-7 F-702A 151 0.091 August 16, 2000 Stack Test 83 33 PS-7 F-702B 140 0.079 August 17, 2000 Stack Test 79 27 PS-7 F-705 176 0.038 June 22, 1999 Stack Test; PEMS started January 1, 2001 133 22 PS-7 F-706 151 0.038 June 22, 1999 Stack Test; PEMS started January 1, 2001 114 19 PS-7 F-707 199 0.022 June 22, 1999 Stack Test; PEMS started January 1, 2001 185 18 PS-8 F-801 489 0.046 CEMS 397 80 PS-8 F-802 489 0.036 CEMS 399 63 PS-8 F-803 122 0.120 January 13, 1994 Stack Test 86 45 PS-8 F-804 131 0.060 January 12, 1994 Stack Test 86 23 RHC F-301 80 0.048 November 8, 2000 Stack Test 38 8 SCU-2 F-703 43 0.040 Manufacturer's Specification (0.02 lb/MBtu); Callidus model CUB10...using 0.04 lb/MBtu for emissions calculations 4 1 SFU F-751 53 0.140 TCEQ 25 15 BH-6 GTG-35 289 0.142 December 1993 Stack Test 230 143 BH-6 GTG-36 289 0.227 December 1993 Stack Test 233 232 BH-6 GTG-37 289 0.170 May 1995 Stack Test 276 206 BH-6 GTG-38 618 0.072 CEMS 464 146 BH-7 GTG-41 397 0.143 October 1999 Stack Test 378 237 BH-7 GTG-42 397 0.142 October 1999 Stack Test 366 228 BH-7 GTG-43 397 0.142 October 1999 Stack Test 357 222 BH-7 GTG-44 397 0.145 October 1999 Stack Test 323 205 BH-7 GTG-45 618 0.050 CEMS 495 108 MEK C-4VT 101 0.211 January 1994 Stack Test 100 92 TOTALS 14071 3976 Appendix A - Page 2 A-2:  Baton Rouge Refinery  Maximum Heat Unit Source Input Capacity, mmBtu/hr (HHV) 2000/2001 2000/2001 NOx Emission Rate, Basis for NOx Factor lb/mmBtu Average Annual Utilization Rate, mmBtu/hr (HHV) (HHV) 2000/2001 Average NOx, TPY 2 LEU F- 501 227 0.077 January 28, 2002 Stack Test 150 51 4 LEU F-1 49 0.111 Developed from Test Data from 34 17 other furnaces in 1990 4 LEU-W F-1 96 0.099 January 29, 2002 Stack Test 71 31 4 LEU-W F-101 182 0.025 January 29, 2002 Stack Test 138 15 4 LEU-W F-2 96 0.060 January 29, 2002 Stack Test 37 10 East Coker F-1 266 0.057 January 30, 2002 Stack Test 234 58 Far East Coker F-501A 158 0.049 January 30, 2002 Stack Test 133 29 Far East Coker F-501B 158 0.236 November 2002 Test Data 126 130 Feed Prep F-30 123 0.140 April 2002 Test Data 51 31 Feed Prep F-31 200 0.031 April 2002 Test Data 171 23 HCLA F-101 143 0.087 January 31, 2002 Test Data 40 15 HCN F-201 57 0.085 Developed from Test Data from 21 8 49 66 9 2 21 7 50 20 other furnaces in 1990 HCN F-202 72 0.308 Developed from Test Data from other furnaces in 1990 HHLA-E F-501 72 0.040 Manufacturer's Specification in lb/MBtu; Callidus model LE-CSG10P HHLA-S F-201 55 0.071 Developed from Test Data from other furnaces in 1990 KDLA F-425 92 0.090 April 2002 Test Data KDLA F-451 189 0.081 January 30, 2002 Stack Test 89 31 LELA-E F-1 207 0.066 January 30, 2002 Stack Test 112 32 LELA-S F-3 200 0.070 April 2002 Test Data 133 41 PCLA-2 F-2 333 0.167 1990 Test Data 291 213 PCLA-3 F-3 333 0.167 Developed from Test Data from 295 216 40 other furnaces in 1990 PHLA-2 F-1 151 0.070 April 2002 Test Data 131 PHLA-2 F-3 117 0.065 January 29, 2002 Test Data 101 29 PHLA-2 F-4 184 0.052 April 2002 Test Data 111 25 PHLA-2 F-5 55 0.111 Developed from Test Data from 10 5 26 9 54 other furnaces in 1990 PHLA-2 F-7 47 0.083 Developed from Test Data from other furnaces in 1990 PHLA-2 F-2 151 0.090 April 2002 Test Data 137 PSLA-10 F-1 290 0.052 January 31, 2002 Test Data 217 49 PSLA-10 F-101 394 0.032 February 7, 2002 Test Data 327 46 15 PSLA-10 F-102 142 0.037 January 31, 2002 Test Data 95 PSLA-10 F-2 177 0.036 January 31, 2002 Test Data 94 15 PSLA-7 F-1 229 0.224 May 23, 2002 Test Data 212 208 PSLA-7 F-2 130 0.120 January 28, 2002 Test Data 63 33 PSLA-8 F-1 180 0.179 April 2002 Test Data 165 129 PSLA-8 F-2 95 0.082 April 2002 Test Data 57 20 Appendix A - Page 3 PSLA-9 F-1 290 0.041 January 31, 2002 Test Data 202 36 PSLA-9 F-2 130 0.034 January 31, 2002 Test Data 80 12 RHLA-1 F-700 110 0.157 Developed from Test Data from 0 0 51 35 136 36 other furnaces in 1990 RHLA-2 F-600 76 0.157 Developed from Test Data from other furnaces in 1990 West Coker TOTAL F-101 264 0.060 January 31, 2002 Test Data 6520 1841 Appendix A - Page 4 A-3:  Beaumont Refinery  Maximum Heat Input Unit Source Capacity, mmBtu/hr (HHV) CHD-1 Charge CHD2 Charge CHD2 Reboiler Coker East Coker Far West Coker Mid Coker West CUA Crude B1 B1 B2 B101B BA3000 B101A B101C B1A 155 96 69 108 124 108 108 253 2000/2001 2000/2001 Average NOx Emission 2000 Basis for 2001 Basis for Rate, NOx Factor NOx Factor lb/mmBtu 0.096 0.096 0.069 0.082 0.075 0.085 0.129 2000/2001 Average NOx, Rate, TPY mmBtu/hr (HHV) 0.132 Annual Utilization (HHV) January 31, 1994 August 29, 2001 Stack Test Stack Test November 16, November 16, 1992 Stack Test 1992 Stack Test November 16, November 16, 1992 Stack Test 1992 Stack Test January 25, 1994 August 31, 2001 Stack Test Stack Test September 14, August 22, 2001 1993 Stack Test Stack Test September 21, August 23, 2001 1993 Stack Test Stack Test April 6, 1993 Stack April 6, 1993 Test Stack Test December 20, 1993 Stack Test 1993 Stack Test through 6/27/01; 62 36 19 8 37 16 58 18 59 21 63 20 53 20 194 110 205 194 90 22 65 21 CEMS 6/28/01 forward CUA Crude B1B 253 0.217 December 20, 1993 Stack Test 1993 Stack Test through 9/28/01; CEMS 9/29/01 forward CUA Vacuum CUA Vacuum B2 B3 125 95 0.055 0.074 February 2, 1994 August 28, 2001 Stack Test Stack Test February 2, 1994 February 2, 1994 Stack Test Stack Test CUB Atmospheric H3101 865 0.102 CEMS CEMS 542 241 CUB Vacuum N 132 0.113 December 16, December 16, 78 39 1992 Stack Test 1992 Stack Test February 1, 1994 August 24, 2001 99 34 Stack Test Stack Test Mobil Test Data CEMS 1/1/01 221 86 42 12 CUB Vacuum S FCC Feed H2001 H3102 4B2 164 336 0.078 0.089 forward Preheater Furfural 2 Extract BA1/BA2 61 0.064 February 2, 1994 February 2, 1994 Stack Test Stack Test Appendix A - Page 5 HDC Splitter Reb H3305 83 0.090 June 25, 1998 1998 Stack Test Stack Test through 3/14/01; 51 20 142 46 61 20 58 28 199 199 220 224 218 218 231 229 232 156 CEMS 540 242 December 21, 1993 Stack Test 492 485 1993 Stack Test through 1/18/01; 454 393 Manufacturer's Specification (0.045 #/MBtu, LHV) 3/15/01 forward; Callidus model LE-CSG8W (outside) and LE-CSG-18W (inside)...using 0.05 lb/MBtu for emissions calculations. HDC Stab Reb Isom Pretreater Isom Stab. Reb Power Plant 2 H3304 B1 B2 Boiler 15 216 85 90 402 0.074 0.074 0.110 0.229 June 26, 1998 CEMS 1/1/01 Stack Test forward December 16, December 16, 1993 Stack Test 1993 Stack Test December 16, December 16, 1993 Stack Test 1993 Stack Test December 15, 1993 Stack Test 1993 Stack Test through 1/17/01; CEMS 1/18/01 forward Power Plant 2 Boiler 16 402 0.232 December 15, 1993 Stack Test 1993 Stack Test through 1/17/01; CEMS 1/18/01 forward Power Plant 2 Boiler 17 402 0.228 December 14, 1993 Stack Test 1993 Stack Test through 1/17/01; CEMS 1/18/01 forward Power Plant 2 Boiler 18 402 0.227 December 15, 1993 Stack Test 1993 Stack Test through 1/17/01; CEMS 1/18/01 forward Power Plant 2 Boiler 19 402 0.154 December 14, 1993 Stack Test 1993 Stack Test through 1/17/01; CEMS 1/18/01 forward Power Plant 2 Boiler 22 844 0.130 May 24, 1979 Stack Test through 5/11/00; CEMS 5/12/00 forward Power Plant 3 Boiler 32 724 0.225 CEMS 1/19/01 forward Power Plant 3 Boiler 33 713 0.198 December 21, 1993 Stack Test 1993 Stack Test through 1/18/01; CEMS 1/19/01 forward Appendix A - Page 6 Power Plant 3 Boiler 34 713 0.159 December 21, 1993 Stack Test 1993 Stack Test through 1/18/01; 508 354 53 13 53 27 307 99 55 14 CEMS 1/19/01 forward PtR3 Debut Reb H3408 99 0.055 Manufacturer's Specification of 0.04 lb/MBtu (LHV); Callidus model LESCG-8WSP. State permitting authority required BACT of 0.06 lb/MBtu...using 0.055 lb/MBtu (HHV) for emissions calculations. PtR3 Pretreater PtR3 Reformer H3401 H3403-6 PtR3 Stripper Reb H3402 101 0.115 660 0.073 84 0.059 June 28, 1989 June 28, 1989 Stack Test Stack Test CEMS CEMS December 7, 1994 December 7, Stack Test PtR4 Debut Reb 1994 Stack Test B7201 45 0.066 CEMS CEMS 26 8 PtR4 Depent Reb B7002 160 0.051 January 26, 1994 August 21, 2001 75 17 Stack Test Stack Test PtR4 Pretreater 132 0.062 January 26, 1994 August 30, 2001 67 18 Stack Test Stack Test CEMS CEMS 501 135 PtR4 Reformer B7001 B7101- 964 0.061 7104 TOTALS 10773 3842 Appendix A - Page 7 A-4:  Billings Refinery  Maximum Heat Unit Source Input Capacity, mmBtu/hr (HHV) BOHO B-8 133 2000/2001 NOx 2000/2001 Emission Rate, Average Annual lb/mmBtu Basis for NOx Factor (HHV) 0.13 Utilization Rate, mmBtu/hr (HHV) Oct-96 Version of FIRE 2000/2001 Average NOx, TPY 10 6 126 72 228 130 91 52 62 35 Database, Table 1.4-1 Coker KCOB 146 0.13 Oct-96 Version of FIRE Database, Table 1.4-1 Crude F1/401 280 0.13 Oct-96 Version of FIRE Database, Table 1.4-1 H2PLT F-551 130 0.13 Oct-96 Version of FIRE Database, Table 1.4-1 POFO F-700 107 0.13 Oct-96 Version of FIRE Database, Table 1.4-1 TOTALS 796 294 Appendix A - Page 8 A-5:  Joliet Refinery  Maximum Heat Input NOx Emission Unit Alky Source 7-B-1 Capacity, Rate, mmBtu/hr lb/mmBtu (HHV) (HHV) 138 0.140 Gas / 0.408 Oil Aux.Util. Boiler 55-B-100 340 2000/2001 2000/2001 0.082* Average Annual Basis for NOx Utilization Rate Factor (Gas), mmBtu/hr (HHV) FIRE Database, 2000/2001 Average Annual 2000/2001 Utilization Rate Average (Oil), mmBtu/hr NOx, TPY (HHV) 71 13 63 197 0 79 62 0 39 69 0 36 130 0 63 133 0 64 212 0 31 156 19 152 220 12 319 223 10 Included in 1- 0 0 used only for Version 5.0 October 7, 1982 Stack Test * Burners replaced in Fall 2002 with CG ULNB; NOx factor = 0.07 lb/MBtu (Manufacturer's Specification) CHD Charge 3-B-1 158 0.140 FIRE Database, Version 5.0 CHD Reboiler 3-B-2 129 0.140 FIRE Database, Version 5.0 Coker 16-B-1A 183 0.110 Manufacturer's Specification (0.06 lb/MBtu); Callidus model LE-CFSG3W...using 0.11 lb/Mbtu for emissions per state permit application Coker 16-B-1B 183 0.110 Manufacturer's Specification (0.06 lb/MBtu); Callidus model LE-CFSG3W...using 0.11 lb/Mbtu for emissions per state permit application Crude Preheat 1B3/13B4 240 0.033 Manufacturer's Specification in lb/MBtu; Callidus model LE-CSG8WSP Crude Vac. 13-B-2 277 0.175 Gas / 0.391 Oil Gas: April 24, 1992 Stack Test; Oil: FIRE Database, Version 5.0 Crude-Atm 1-B-1A 389 0.140 Gas / 0.391 Oil Crude-Atm. 1-B-1B 389 0.140 Gas / 0.391 Oil FCC Air 4-B-1 196 FIRE Database, Version 5.0 FIRE Database, Version 5.0 0.150 B-1A Stack Preheater PreTreater Charge startup 17-B-1 112 0.140 FIRE Database, Version 5.0 Appendix A - Page 9 40 0 24 PreTreater 17-B-2 164 0.140 Reboiler Reformer FIRE Database, 70 0 42 336 0 118 31 0 19 44 0 26 Version 5.0 2-B-3/4/5/6 680 0.080 Manufacturer's Specification in lb/Mbtu; John Zink model PSFFG-30M (2-B-3), PSFFG-45M (2-B-4&6) and PSFFG-60M (2-B-5) Reformer 2B-7 78 0.140 FIRE Database, Version 5.0 Sat Gas 8-B-1 61 0.140 FIRE Database, Version 5.0 TOTALS 3717 1074 Appendix A - Page 10 A-6:  Torrance Refinery  Maximum 2000/2001 Heat Input NOx Emission Unit Source Capacity, Rate, mmBtu/hr lb/mmBtu (HHV) (HHV) 2000/2001 Basis for NOx Average Annual Factor Utilization Rate, 2000/2001 Average NOx, TPY mmBtu/hr (HHV) Cat Hyd - DSU 6F-2 64 0.015 CEMS 22 1 Crude 1F-1 457 0.012 CEMS 403 22 Crude 1F-2 161 0.012 CEMS 153 8 FCC Aux Boiler 2F-4 309 0.165 CEMS 195 142 FCC Feed Htrtr 25F-1A 60 0.005 CEMS 14 0.3 FCC Feed Htrtr 25F-2A 60 0.004 CEMS 16 0.2 FCC Feed Htrtr 25F-1B 60 0.007 CEMS 18 0.5 FCC Feed 25F-2B 60 0.006 CEMS 35 1 2F-2 108 0.046 CEMS 48 10 Hydrotreater FCCU Charge Heater H2 2 24F-1 931 0.006 CEMS 567 15 316 0.016 CEMS 277 19 4F-1E/W 527 0.095 CEMS 351 142 Hydrogen Plant - 24J-01 GTG H21 Hydrocracker 3F-3 129 0.057 CEMS 96 24 Hydrocracker 3F-4 73 0.060 CEMS 63 17 N Coker 21F-6 67 0.060 CEMS 54 14 N Coker 21F-7 67 0.063 CEMS 54 15 N Coker 21F-8 74 0.056 CEMS 52 13 Pretreater / 20F-4 79 0.022 CEMS 51 5 20F-1 94 0.175 CEMS 22 16 Reformer No 2 19F-1 288 0.008 CEMS 218 7 S Coker 22F-1 126 0.092 CEMS 92 37 S Coker 22F-2 91 0.092 CEMS 68 27 S Coker 22F-3 91 0.077 CEMS 61 21 Utilities 30F-1 340 0.008 CEMS 154 6 Utilities 30F-2 340 0.008 CEMS 136 5 Utilities 75F-1 291 0.098 CEMS 160 69 Reformer No1 Pretreater / RF No1 TOTALS 5263 637 Appendix A - Page 11 Appendix B:  PEMS Program Requirements  PREDICTIVE EMISSIONS MONITORING SYSTEMS FOR HEATERS  AND BOILERS WITH CAPACITIES BETWEEN 150 AND 100 mmBTU/HR  A Predictive Emissions Monitoring Systems (“PEMS”) is a mathematical model that  predicts the gas concentration of NOx in the stack based on a set of operating data. Consistent  with the CEMS data frequency requirements of 40 C.F.R. Part 60, the PEMS shall calculate a  pound per million BTU value at least once every 15 minutes, and all of the data produced in a  calendar hour shall be averaged to produce a calendar hourly average value in pounds per  million BTU.  The types of  information needed for a PEMS are described below.  The list of  instruments and data sources shown below represent an ideal case.  However at a minimum, each  PEMS shall include continuous monitoring for at least items 3-5 below.  ExxonMobil will  identify and use existing instruments and refinery data sources to provide sufficient data for the  development and implementation of the PEMS.  Instrumentation:  1.  Absolute Humidity reading (one instrument per refinery, if available)  2.  Fuel Density, Composition and/or specific gravity - On line readings (it may be  possible if the fuel gas does not vary widely, that a grab sample and analysis may  be substituted)  3.  Fuel flow rate  4.  Firebox temperature  5.  Percent excess oxygen  6.  Airflow to the firebox (if known or possibly estimated)  7.  Process variable data - steam flow rate, temperature and pressure - process stream  flow rate, temperature & pressure, etc.  Computers & Software:  Relevant data will be collected and stored electronically, using computers and software.  The hardware and software specifications will be specified in the source-specific PEMS.  Calibration and Setup:  1.  Data will be collected for a period of 7 to 10 days of all the data that is to be used  to construct the mathematical model.  The data will be collected over an operating  Appendix B - Page 1  range that represents 80% to 100% of the normal operating range of the  heater/boiler;  2.  A "Validation" analysis shall be conducted to make sure the system is collecting  data properly;  3.  Stack Testing to develop the actual emissions data for comparison to the collected  parameter data; and  4.  Development of the mathematical models and installation of the model into the  computer.  The elements of a monitoring protocol for a PEMS will include:  1.  2.  3.  4.  Applicability  a.  Identify source name, location, and emission unit number(s);  b.  Provide expected dates of monitor compliance demonstration testing.  Source Description  a. Provide a simplified block flow diagram with parameter monitoring points  and emission sampling points identified (e.g., sampling ports in the stack);  b. Provide a discussion of process or equipment operations that are known to  significantly affect emissions or monitoring procedures (e.g., batch  operations, plant schedules, product changes).  Control Equipment Description  a. Provide a simplified block flow diagram with parameter monitoring points  and emission sampling points identified (e.g., sampling ports in the stack);  b.  List monitored operating parameters and normal operating ranges;  c. Provide a discussion of operating procedures that are known to  significantly affect emissions (e.g., catalytic bed replacement schedules).  Monitoring System Design  a.  Install, calibrate, operate, and maintain a continuous PEMS;  b. Provide a general description of the software and hardware components of  the PEMS, including manufacturer, type of computer, name(s) of software  product(s), monitoring technique (e.g., method of emission correlation).  Appendix B - Page 2  Manufacturer literature and other similar information shall also be  submitted, as appropriate;  5.  6.  c.  List all elements used in the PEMS to be measured (e.g., pollutant(s),  other exhaust constituent(s) such as O2 for correction purposes, process  parameter(s), and/or emission control device parameter(s));  d. List all measurement or sampling locations (e.g., vent or stack location,  process parameter measurement location, fuel sampling location, work  stations);  e. Provide a simplified block flow diagram of the monitoring system  overlaying process or control device diagram (could be included in Source  Description and Control Equipment Description);  f. Provide a description of sensors and analytical devices (e.g., thermocouple  for temperature, pressure diaphragm for flow rate);  g. Provide a description of the data acquisition and handling system  operation including sample calculations (e.g., parameters to be recorded,  frequency of measurement, data averaging time, reporting units, recording  process);  h.  Provide checklists, data sheets, and report format as necessary for  compliance determination (e.g., forms for record keeping).  Support Testing and Data for Protocol Design  a. Provide a description of field and/or laboratory testing conducted in  developing the correlation (e.g., measurement interference check,  parameter/emission correlation test plan, instrument range calibrations);  b. Provide graphs showing the correlation, and supporting data (e.g.,  correlation test results, predicted versus measured plots, sensitivity plots,  computer modeling development data).  Initial Verification Test Procedures  a.  Perform an initial relative accuracy test (RA test) to verify the  performance of the PEMS for the equipment’s operating range.  The  PEMS must meet the relative accuracy requirement of the applicable  Performance Specification in 40 C.F.R. Part 60, Appendix B.  The test  shall utilize the test methods of 40 C.F.R. Part 60, Appendix A;  b. Identify the most significant independently modifiable parameter affecting  the emissions.  Within the limits of safe unit operation, and typical of the  Appendix B - Page 3  anticipated range of operation, test the selected parameter for three RA  test data sets at the low range, three at the normal operating range and  three at the high operating range of that parameter, for a total of nine RA  test data sets.  Each RA test data set should be between 21 and 60 minutes  in duration;  7.  c. Maintain a log or sampling report for each required stack test listing the  emission rate;  d.  Demonstrate the ability of the PEMS to detect excessive sensor failure  modes that would adversely affect PEMS emission determination.  These  failure modes include gross sensor failure or sensor drift;  e. Demonstrate the ability to detect sensor failures that would cause the  PEMS emissions determination to drift significantly from the original  PEMS value;  f.  The PEMS may use calculated sensor values based upon the mathematical  relationships established with the other sensors used in the PEMS.  Establish and demonstrate the number and combination of calculated  sensor values which would cause PEMS emission determination to drift  significantly from the original PEMS value.  Quality Assurance Plan  a. Provide a list of the input parameters to the PEMS (e.g., transducers,  sensors, gas chromatograph, periodic laboratory analysis), and a  description of the sensor validation procedure (e.g., manual or automatic  check);  b. Provide a description of routine control checks to be performed during  operating periods (e.g., preventive maintenance schedule, daily manual or  automatic sensor drift determinations, periodic instrument calibrations);  c. Provide minimum data availability requirements and procedures for  supplying missing data (including specifications for equipment outages for  QA/QC checks);  d. List corrective action triggers (e.g., response time deterioration limit on  pressure sensor, use of statistical process control (SPC) determinations of  problems, sensor validation alarms);  e.  List trouble-shooting procedures and potential corrective actions;  f.  Provide an inventory of replacement and repair supplies for the sensors;  Appendix B - Page 4  8.  g. Specify, for each input parameter to the PEMS, the drift criteria for  excessive error (e.g., the drift limit of each input sensor that would cause  the PEMS to exceed relative accuracy requirements);  h. Conduct a quarterly electronic data accuracy assessment tests of the  PEMS;  i. Conduct semiannual RA tests of the PEMS.  Annual RA tests may be  conducted if the most recent RA test result is less than or equal to 7.5%.  Identify the most significant independently modifiable parameter affecting  the emissions.  Within the limits of safe unit operation and typical of the  anticipated range of operation, test the selected parameter for three RA  test data pairs at the low range, three at the normal operating range, and  three at the high operating range of that parameter for a total of nine RA  test data sets.  Each RA test data set should be between 21 and 60 minutes  in duration.  PEMS Tuning  a. Perform tuning of the PEMS provided that the fundamental mathematical  relationships in the PEMS model are not changed.  b. Perform tuning of the PEMS in case of sensor recalibration or sensor  replacement provided that the fundamental mathematical relationships in  the PEMS model are not changed.  Appendix B - Page 5  Appendix C:  NSPS Subpart J Compliance Schedule for Certain  Heaters and Boilers  Refinery  Combustion Device  Compliance Date 1/  Baton Rouge  PHLA-2-F-1  PHLA-2-F-2  PHLA-2-F-3  PHLA-2-F-4  PHLA-2-F-5  PHLA-2-F-6  December 31, 2008  Baton Rouge  FEED PREP F-30  FEED PREP F-31  December 31, 2008  Baton Rouge  4LEU-E F-1  4LEU-W F-1  4LEU-W F-2  December 31, 2008  Baton Rouge  LELA-E F-1  LELA-S F-4  December 31, 2008  Baton Rouge  KDLA- F-425  KDLA F-451  December 31, 2008  Baytown  LE Unit Heater F-601  LE Unit Heater F-804  Submit AMP six months after Entry  Date for NSPS vent stream  Billings  Pipestill Heater F-1  December 31, 2008 2/  1/ As provided by Consent Decree Subparagraph 59.c, where this Appendix C refers to an AMP submittal  date rather than a final compliance date, ExxonMobil will submit an AMP application for the listed device  by the date specified, and the device shall become an affected facility on the date that ExxonMobil receives  EPA’s approval of the relevant AMP.  2/ Between the Entry Date and December 31, 2008, Billings Pipestill Heater F-1 shall comply with the  emission limitation specified by 40 C.F.R. § 60.104(a)(1) at all times, except when SWS T-23 ammonia  overhead gas is combusted in the unit as permitted by pertinent provisions of the Montana State  Implementation Plan.  Appendix C - Page 1  Appendix C:  NSPS Subpart J Compliance Schedule for Certain Heaters and Boilers (continued) Refinery  Combustion Device  Compliance Date 3/  Beaumont  CHD 1 Heater B-1  Submit AMP six months after Entry  Date for hydrogen vent stream  Beaumont  Continuous Regen Reformer PTR 3  Heater Box B3403 through H3406  Submit AMP six months after Entry  Date for Reformer Regen lock hopper  vents stream  Beaumont  Continuous Regen Reformer PTR 4  Heater Box B7101 through B7104  Submit AMP six months after Entry  Date for Reformer Regen lock hopper  vents stream  Beaumont  Crude A B-1A Heater  Submit AMP six months after Entry  Date for South Benzene  Recovery/Carbon Unit vent stream  Beaumont  Crude A Vacuum Heater B-2 and B-3  Re-route vacuum tower overhead gas to  fuel gas treatment by no later than  December 31, 2005  Joliet  Reformer Heaters 2B3 and 2B4  Submit AMP six months after Entry  Date for Reformer regen lock hopper  vent stream  Torrance  Reformer Heater 19F-1  Submit AMP two months after next  regeneration cycle for Reformer regen  vent stream, but no later than December  31, 2006  Torrance  Heaters 25F1-A and 25F1-B  Submit AMP six months after Entry  Date for kerosene/LGO dryers stream or  reroute stream by 12 months after Entry  Date  3/ As provided by Consent Decree Subparagraph 59.c, where this Appendix C refers to an AMP submittal  date rather than a final compliance date, ExxonMobil will submit an AMP application for the listed device  by the date specified, and the device shall become an affected facility on the date that ExxonMobil receives  EPA’s approval of the relevant AMP.  Appendix C - Page 2  Appendix D:  NSPS Subpart J Compliance Schedule for Certain Other Fuel Gas  Combustion Devices  Refinery  Combustion Device  Compliance Date 4/  Baton Rouge  MVR Combustor/Flare No. 1  AMP pending  Baton Rouge  MVR Combustor/Flare No. 2  AMP pending  Baytown  MVR Thermal Oxidizer VCU-440  Submit AMP six months after Entry Date  Baytown  MVR Thermal Oxidizer VCU-470  Submit AMP six months after Entry Date  Baytown  Thermal Oxidizer for Loading Racks  Submit AMP six months after Entry Date  2 & 3  Baytown  Caustic Oxidation Unit Incinerator  Submit AMP six months after Entry Date  Beaumont  MVR - John Zink Combustor  Submit AMP six months after Entry Date  Billings  FCCU CO Boiler  Treat or re-route SWS T-23 ammonia  overhead gas by no later than December 31,  2008;  Submit AMP six months after Entry Date for  Unsaturated Light Ends Merox Vent stream  (DSO Offgas stream)  Joliet  NBRU Thermal Vapor Incinerator 38B-1  Shutdown, treat, or re-route stream by no  later than  December 31, 2008  Joliet  SBRU Thermal Vapor Incinerator 38B-2  Shutdown, treat, or re-route stream by no  later than December 31, 2008  Torrance  API Thermal Oxidizer 72F2  Submit AMP six months after Entry Date  Torrance  API Thermal Oxidizer 72F4  Submit AMP six months after Entry Date  Torrance  Resid Loading Rack Incinerator  50J-30  Submit AMP six months after Entry Date  Torrance  Sulfur Pit Vapor Incinerator 28F-11  Shutdown, treat, or re-route stream by July  1, 2009  4/ As provided by Consent Decree Subparagraph 59.c, where this Appendix D refers to an AMP submittal  date rather than a final compliance date, ExxonMobil will submit an AMP application for the listed device  by the date specified, and the device shall become an affected facility on the date that ExxonMobil receives  EPA’s approval of the relevant AMP.  Appendix D - Page 1  Appendix E:  Alternative Monitoring Plan for NSPS Subpart J Refinery Fuel Gas  Refinery fuel gas streams/systems eligible for the Alternative Monitoring Plan (AMP)  should be inherently low in H2S content, and such H2S content should be relatively stable. The  refiner requesting an AMP should provide sufficient information to allow for a determination of  appropriateness of the AMP for each gas stream/system requested. Such information should  include, but need not be limited to:  ! A description of the gas stream/system to be considered including submission of a  portion of the appropriate piping diagrams indicating the boundaries of the gas  stream/system, and the affected fuel gas combustion device(s) to be considered and an  identification of the proposed sampling point for the alternative monitoring;  ! A statement that there are no crossover or entry points for sour gas (high H2S content) to  be introduced into the gas stream/system. (This should be shown in the piping diagrams);  ! An explanation of the conditions that ensures low amounts of sulfur in the gas stream  (i.e., control equipment or product specifications) at all times;  ! The supporting test results from sampling the requested gas stream/system using  appropriate H2S monitoring (i.e., detector tube monitoring following the Gas Processor  Association's: Test for Hydrogen Sulfide and Carbon Dioxide in Natural Gas Using  Length of Stain Tubes, 1986 Revision), at minimum:  ! for frequently operated gas streams/systems - two weeks of daily monitoring  (14 samples);  ! for infrequently operated gas streams/systems, 7 samples shall be collected unless  other additional information would support reduced sampling.  Note: All samples are grab samples.  ! A description of how the two weeks (or seven samples for infrequently operated gas  streams/systems) of monitoring results compares to the typical range of H2S  concentration (fuel quality) expected for the gas stream/system going to the affected fuel  gas combustion device. (e.g., The two weeks of daily detector tube results for a  frequently operated loading rack included the entire range of products loaded out, and,  therefore, should be representative of typical operating conditions affecting H2S content  in the gas stream going to the loading rack flare);  ! Identification of a representative process parameter that can function as an indicator of a  stable and low H2S concentration for each fuel gas stream/system, (e.g., review of  gasoline sulfur content as an indicator of sulfur content in the vapors directed to a loading  rack flare);  Appendix E - Page 1  ! Suggested process parameter limit for each stream/system, the rationale for the parameter  limit and the schedule for the acquisition and review of the process parameter data. The  refiner will collect the proposed process parameter data in conjunction with the testing of  the fuel gas stream's stable and low H2S concentration.  The following shall be used for measuring H2S in fuel gas within these types of AMPs  unless the refiner requests, in writing, approval of an alternative methodology:  ! Conduct H2S measurement using detector tubes (“length-of-stain tube” type  measurement);  ! Detector tube ranges 0-10/0-100 ppm (N =10/1) shall be used for routine testing; and  ! Detector tube ranges 0-500 ppm shall be used for testing if measured concentration  exceeds 100 ppm H2S.  Data Range and Variability Calculation and Acceptance Criteria  For each step of the monitoring schedule, sample range and variability will be determined  by calculating the average plus 3 standard deviations for that test data set.  ! If the average plus 3 standard deviations for the test data set is less than 81 ppm H2S, the  sample range and variability are acceptable and the refiner can proceed to the next step of  the monitoring schedule.  Note: 81 ppm is one-half the maximum allowable fuel gas standard under NSPS  Subpart J, and the Agency believes that using 81 ppm acceptance criteria provides  a sufficient margin for ensuring that the emission limit is not exceeded under  normal operating conditions.  ! If the data shows an unacceptable range and variability at any step (the average plus 3  standard deviations is equal to or greater than 81 ppm H2S), then move to Step 7. Agency  approval is required to proceed to the next step if the average plus 3 standard deviations  is between 81 ppm and 162 ppm H2S. As an example, approval may be granted based on  a review of the test data and any pertinent information which demonstrates that sample  variability during the test period was due to unusual circumstances. Supplemental test  data may be taken to demonstrate that process variability is within the plan requirements.  Data may be removed from the variability calculations for cause after agency approval.  ! For Steps 3 and 4, if the data shows an unacceptable range and variability (the average  plus 3 standard deviations is equal to or greater than 81 ppm H2S), the source will drop  back to the previous step's monitoring schedule.  ! If at any time, one detector tube sample value is equal to or greater than 81 ppm H2S,  then begin sampling as specified in Step 6.  Note: Standard deviation cannot be  calculated for a data set containing one point.  Appendix E - Page 2  Monitoring Schedule for Approved AMPs  For gas streams which must meet product specifications for sulfur content, one time only  detection tube sampling along with a certification that the gas stream is subject to product or  pipeline specifications is sufficient for the AMP. If the gas stream composition changes (i.e.,  new gas sources are added), or if the gas stream will no longer be required to meet product or  pipeline specifications, then the gas stream must be resubmitted for approval under the AMP.  The following are examples of streams needing one time only monitoring:  ! Certified commercial grade natural gas;  ! Certified commercial grade LPG;  ! Certified commercial grade hydrogen;  ! Gasoline vapors from a loading rack that only loads gasoline meeting a product  specification for sulfur content.  For other gas streams, the H2S content of each refinery fuel gas stream/system with an  approved AMP shall be monitored per the following schedule:  Step 1:  The refiner will monitor the selected process parameter for each stream/system,  according to the established process parameter monitoring or review schedule approved by the  agency in the AMP, and at times when conducting H2S detector tube sampling.  Step 2:  The refiner will conduct random detector tube sampling twice per week for each  stream/system for a period of six months (52 samples). For fuel gas streams infrequently  generated and combusted in affected fuel gas combustion devices (i.e., less frequent than biweekly), detector tube samples shall be taken each time the fuel gas stream is generated and  combusted. A total of at least 24 samples shall be collected for infrequently generated gas  streams. Monitor and record the selected process parameter in accordance with the established  schedule, and at times when conducting H2S testing. Move to Step 3 if the calculated range and  variability of the data meets the established acceptance criteria. Submit test data (raw  measurements plus calculated average and variability) to the agency quarterly.  Step 3:  The refiner will conduct random H2S sampling once per quarter for a period of six  quarters (6 samples) with a minimum of 1 month between samples. A minimum of 9 samples are  required for infrequently generated and combusted fuel gas streams before proceeding to Step 4.  Continue to monitor and record the selected process parameter in accordance with the  established schedule, and at times when conducting H2S testing. Move to Step 4 if the calculated  Appendix E - Page 3  range and variability of the data meets the established acceptance criteria. Submit test data (raw  measurements plus calculated average and variability) to the agency quarterly.  Step 4:  The refiner will conduct random H2S sampling twice per year for a period of two years  (4 samples); sample randomly in the 1st and 3rd quarters with a minimum of 3 months between  samples. Continue to monitor and record the selected process parameter in accordance with the  established schedule, and at times when conducting H2S testing. Move to Step 5 if the calculated  range and variability of the data meets the established criteria. Submit test data (raw  measurements plus calculated average and variability) to the agency semiannually.  Step 5:  The refiner will continue to conduct testing on semi-annual basis. Testing is to occur  randomly once every semiannual period with a minimum of 3 months between samples.  Continue to monitor and record the selected process parameter in accordance with the  established schedule, and at times when conducting H2S testing. If any one sample is equal to or  greater than 81 ppm H2S, then proceed to the sampling specified in Step 7. Note: Standard  deviation cannot be calculated for a data set containing one point.  Step 6:  If, at any time, the selected process parameter data indicates a potential change in H2S  concentration, or a single detector tube sample value is equal to or greater than 81 ppm H2S, then  the fuel gas stream shall be sampled with detector tubes on a daily basis for 7 days (or for  infrequently generated gas streams - 7 samples during the same period of an indicated change in  H2S concentration, or as otherwise approved by the agency). If the average detector tube result  plus 3 standard deviations for those seven samples is less than 81 ppm  H2S, the date and value  of change in the selected process parameter indicator and the sample results shall be included in  the next quarterly report, and the refiner shall resume monitoring in accordance with the  schedule of the current step. If the average plus 3 standard deviations for those seven samples is  equal to or greater than 81 ppm H2S, sampling shall follow the requirements of Step 7.  Step 7:  If sample detector tube data indicates a potential for the emission limit to be exceeded  (the average plus 3 standard deviations is equal to or greater than 81 ppm H2S), as determined in  the Data Range and Variability Calculation and Acceptance Criteria or in Step 6, the refiner shall  notify the agency of those results before the end of the next business day following the last  sample day. The fuel gas stream shall subsequently be tested daily for a two week period (or 14  samples during the same event or as otherwise approved by the agency for infrequently  generated gas streams). After the two week period is complete, sampling will continue once per  week, until the agency approves a revised sampling schedule or makes a determination to  withdraw approval of the gas stream/system from the AMP.  Note: At any time, a detector tube  value in excess of the 162 ppm limit is evidence that the emission standard has been exceeded.  Appendix E - Page 4  General Provisions of Approved AMPs  Upon agency request, the refiner shall conduct a test audit for any gas stream with an  approved AMP. The audit shall consist of daily detector tube samples collected over a one week  period (7 samples). For fuel gas streams infrequently generated and combusted in affected fuel  gas combustion devices, an audit shall consist of 3 consecutive sampling events. (e.g., Rail  loading may occur once per month, an audit would consist of 3 consecutive loading events.) The  United States Environmental Protection Agency, with due notice, reserves the right to withdraw  approval of the AMP for any gas stream/system.  The source shall keep records of the H2S detector tube test data and the representative  process parameter data and fuel source for at least two years.  If a new fuel gas stream is introduced into a fuel gas stream with an approved AMP, the  refiner shall again apply for an AMP and repeat Steps 1 - 5.  Example:  An AMP Application for a Hydrogen Plant PSA Off-Gas Stream Combusted Exclusively in the  Hydrogen Plant Process Heater:  Process Description  Hydrogen production for the refinery by the steam methane reforming process. CO2 is the  primary impurity in the hydrogen produced; small amounts of CO and methane are also present.  Unpurified hydrogen is passed over molecular sieve absorbent beds to remove these impurities.  The off gas from regeneration of the absorbent beds is called PSA off-gas. It is sent to the  hydrogen plant heater to recover heat and control CO emissions.  Piping Diagrams  Piping diagrams should be supplied to show monitoring location and to demonstrate that there is no potential for cross over or entry points for sour gas.  Basis for PSA Off-Gas Low H2S Content Since PSA off-gas is a byproduct of hydrogen purification, any H2S in the PSA purge gas must  come from the hydrogen unit feed. Levels of H2S in the PSA gas are negligible because H2S  must be controlled to prevent deactivation of the unit's catalyst.  H2S is a permanent catalyst  poison. The hydrogen unit has 2 scrubbers to remove H2S poisoning. The scrubbers are operated  in series. The lead scrubber must exhibit at least a 70% reduction in H2S content. If not, the  scrubber is taken off line and the absorbent is replaced. After the absorbent is replaced, the  scrubber is placed on line as the second scrubber in series. This maximizes the amount of H2S  removal and assures maximum scrubbing potential when one scrubber is off line for absorbent  replacement.  Appendix E - Page 5  Process Parameter Monitoring and Suggested Process Parameter Limit  Operation of the scrubbers is checked on a monthly basis with detector tubes. The feed gas H2S  content is measured at the inlet and outlet of the lead scrubber. If natural gas is used as hydrogen  plant feed; both readings are below the 1 ppm detection limit. If refinery fuel gas is the feed gas,  30 ppm to 40 ppm H2S is normally detected at the inlet. A lead scrubber outlet reading of 10 -12  ppm H2S would trigger absorbent replacement. The suggested process parameter limit is 20 ppm  H2S at the lead H2S absorber outlet. Absorber outlet H2S measurements will be taken in  conjunction with the PSA gas measurements during Steps 2 and 3.  Appendix E - Page 6  Appendix F:  List of Existing Flaring Devices Operated by Covered Refineries 5/  Baton Rouge Refinery  Beaumont Refinery  Flare 5  Flare 8  Flare 9  Flare 17*  Flare 19*  Flare 20  Flare 21  Flare 23  Flare 24  Baytown Refinery  Flare 3  Flare 4*  Flare 5  Flare 6*  Flare 11  Flare 14  Flare 15  Flare 16  Flare 17  Flare 18  Flare 19*  Flare 20  Flare 21  Flare 22*  Flare 25*  Flare 26*  Flare 27  5/ High Pressure (HP) Flare Low Pressure (LP) Flare FCC Flare CHD 1 Flare* CHD 2 Flare* Coker Flare Flare 6 Flare 7 Flare 10 Billings Refinery  Main Flare*  Turnaround Flare*  Joliet Refinery  South Flare 49-B-305b*  East Flare 49-B-305a*  Torrance Refinery  Flare 55F-1 Flare 65F-3* Flare 65F-4* Ground Flare 65F-8* Flaring Devices followed by an asterisk (*) currently are used as Acid Gas Flaring Devices or as dualservice Acid Gas/Hydrocarbon Flaring Devices.  Flaring Devices that are not followed by an asterisk  currently are used solely as Hydrocarbon Flaring Devices.  Appendix F - Page 1  Appendix G:  NSPS Subpart J Compliance Schedule for NSPS Flaring Devices  Operated by Covered Refineries  Refinery  Flaring Device  Compliance Date 6/  Compliance Method  Baton Rouge  Flare 5  Entry Date  Subparagraph 73.a.i  Baton Rouge  Flare 8  Entry Date  Subparagraph 73.a.i  Baton Rouge  Flare 9  Entry Date  Subparagraph 73.a.i  Baton Rouge  Flare 17  Entry Date  Subparagraph 73.a.i  Baton Rouge  Flare 19  Entry Date  Subparagraph 73.a.i  Baton Rouge  Flare 20  Entry Date  Subparagraph 73.a.i  Baton Rouge  Flare 21  Entry Date  Subparagraph 73.a.ii  Baton Rouge  Flare 23  Entry Date  Subparagraph 73.a.i  Baton Rouge  Flare 24  Entry Date  Subparagraph 73.a.i  Baytown  Flare 3  Entry Date  Subparagraph 73.a.i  Baytown  Flare 4  Submit AMP six months after Entry Date for  HF3 vent stream routed to flare downstream from  flare gas recovery system  Subparagraph 73.a.iii  All other streams routed to Flare 4, through flare  gas recovery system  Subparagraph 73.a.i  Baytown  Flare 5  Entry Date  Subparagraph 73.a.i  Baytown  Flare 6  Entry Date  Subparagraph 73.a.i  Baytown  Flare 11  Monitor with CEMS as required by 40 C.F.R.  § 60.105(a)(3) or (a)(4) by no later than 12  months after Entry Date  Subparagraph 73.a.iv  Baytown  Flare 14  Monitor with CEMS as required by 40 C.F.R.  § 60.105(a)(3) or (a)(4) by no later than 12  months after Entry Date  Subparagraph 73.a.iv  Baytown  Flare 15  Entry Date  Subparagraph 73.a.i  Baytown  Flare 16  Entry Date  Subparagraph 73.a.i  6/ As provided by Consent Decree Subparagraph 73.b, where this Appendix G refers to an AMP submittal  date rather than a final compliance date, ExxonMobil will submit an AMP application for the listed device  by the date specified, and the device shall become an affected facility on the date that ExxonMobil receives  EPA’s approval of the relevant AMP.  Appendix G - Page 1  Appendix G:  NSPS Subpart J Compliance Schedule for NSPS Flaring Devices  Operated by Covered Refineries (continued)  Refinery  Flaring Device  Compliance Date  Compliance Method  Baytown  Flare 17  24 months after Entry Date (so that certain streams  can be re-routed by that Compliance Date)  Subparagraph 73.a.i  Baytown  Flare 18  Entry Date  Subparagraph 73.a.i  Baytown  Flare 19  Entry Date for emergency service  Subparagraph 73.a.ii  Submit AMP six months after entry for  intermittent low mass sweet streams  Subparagraph 73.a.iii  24 months after Entry Date for streams other than  HF4 stream (so that certain streams can be  re-routed by that Compliance Date)  Subparagraph 73.a.i  Submit AMP six months after Entry Date for  monitoring HF4 stream when Flare 17 is on  turnaround  Subparagraph 73.a.iii  Baytown  Flare 20  Baytown  Flare 21  Entry Date  Subparagraph 73.a.i  Baytown  Flare 22  Entry Date for emergency service  Subparagraph 73.a.ii  Submit AMP six months after Entry Date for  monitoring intermittent low mass sweet streams  when Flare 19 is on turnaround  Subparagraph 73.a.iii  Entry Date for emergency service  Subparagraph 73.a.ii  Submit AMP six months after Entry Date for  monitoring intermittent refinery fuel gas streams  and natural gas streams  Subparagraph 73.a.iii  Baytown  Flare 25  Baytown  Flare 26  Submit AMP six months after Entry Date for  monitoring certain sweet streams and nitrogencontaining streams  Subparagraph 73.a.iii  Baytown  Flare 27  Monitor with CEMS as required by 40 C.F.R.  § 60.105(a)(3) or (a)(4) by no later than 12 months  after Entry Date  Subparagraph 73.a.iv  Beaumont  High Pressure  (HP) Flare  42 months after Entry Date (so that flare gas  recovery system upgrades can be completed by  that Compliance Date)  Subparagraph 73.a.i  Beaumont  Low Pressure  (LP) Flare  42 months after Entry Date (so that flare gas  recovery system upgrades can be completed by  that Compliance Date)  Subparagraph 73.a.i  Beaumont  FCC Flare  42 months after Entry Date (so that flare gas  recovery system upgrades can be completed by  that Compliance Date)  Subparagraph 73.a.i  Appendix G - Page 2 Appendix G:  NSPS Subpart J Compliance Schedule for NSPS Flaring Devices  Operated by Covered Refineries (continued)  Refinery  Flaring Device  Compliance Date  Compliance Method  Beaumont  CHD 1 Flare  42 months after Entry Date  Subparagraph 73.a.i,  73.a.ii, or 73.a.iii  Beaumont  CHD 2 Flare  42 months after Entry Date  Subparagraph 73.a.i,  73.a.ii, or 73.a.iii  Beaumont  Coker Flare 7/  42 months after Entry Date  Subparagraph 73.a.i,  73.a.ii, or 73.a.iii  Billings  Main Flare  48 months after Entry Date (so that flare gas  recovery system upgrades can be completed by  that Compliance Date)  Subparagraph 73.a.i  Billings  Turnaround  Flare  48 months after Entry Date (so that flare gas  recovery system upgrades can be completed by  that Compliance Date)  Subparagraph 73.a.i  Torrance  Flare 55F-1  Submit AMP six months after Entry Date  Subparagraph 73.a.iii  Torrance  Flare 65F-3  Entry Date  Subparagraph 73.a.i  Torrance  Flare 65F-4  Entry Date  Subparagraph 73.a.i  Torrance  Enclosed  Ground Flare  65F-8 8/  Entry Date  Subparagraph 73.a.i  7/ With respect to the Beaumont Refinery’s CHD 1 Flare, CHD 2 Flare, and Coker Flare, by no later than  42 months after the Entry Date, ExxonMobil shall either: (i) complete flare gas recovery system upgrades to  bring the particular flare into compliance with Subparagraph 73.a.i; or (ii) re-route streams as required to  bring the particular flare into compliance with Subparagraph 73.a.ii or 73.a.iii.  In the first Semi-Annual  Report that is due under Section IX after that 42 month period, ExxonMobil shall identify and certify  compliance with a specific compliance method (i.e., either Subparagraph 73.a.i, 73.a.ii, or 73.a.iii ) for each  of those three Beaumont Refinery flares.  8/ Enclosed Ground Flare 65F-8 is an enclosed combustion device that: (i) is not subject to the velocity test  requirement referenced in Subparagraph 75.b.(2) of this Consent Decree; and (ii) is subject to the  requirements imposed by SCAQMD Rule 1118 and 40 C.F.R. §§ 60.482-10 and 60.486(d).  Appendix G - Page 3  Appendix G:  NSPS Subpart J Compliance Schedule for NSPS Flaring Devices  Operated by Covered Refineries (continued)  Identification of Particular Low Volume/Low Pressure Streams to be Routinely  Combusted in Certain Baytown Refinery Flaring Devices  1. 2.  Low Volume/Low Pressure Streams to be Routinely Combusted in Baytown Flare 11  and/or Baytown Flare 14  a.  Hydrocracker Unit 1 (HCU-1)  •  S-702 (C-708 suction knock out drum) drain  •  D-713 (C-708 1st stage discharge knock-out drum) drain  •  D-714 (C-708 2nd stage discharge knock-out drum) drain  •  D-770 (C-770 1st stage suction knock-out drum) drain  •  D-771 (C-770 2nd stage suction knock-out drum) drain  •  D-772 (C-770 3rd stage suction knock-out drum) drain  •  D-780 (C-780 1st stage suction knock-out drum) drain  •  D-781 (C-780 2nd stage suction knock-out drum) drain  •  D-782 (C-780 3rd stage suction knock-out drum) drain D-780  •  Low-point piping seal pot drains from C-770 & C-780  b.  FCCU 3  •  C-302 (FCCU 3 wet gas compressor) seal oil liquid collection pot drain  •  C-303 (FCCU 3 wet gas compressor) seal oil liquid collection pot drain  c.  Hydrofining Unit 9 (HU-9)  •  D-390 (DCU flare knock-out drum) overhead vent  • C-361 / 362 (hydrogen recycle and make-up compressors) buffer gas (N2)  vent and drains off compressor lube pots [through D-390]  •  RGB / LBG fuel gas knock-out drum liquid drain [through D-390]  Low Volume/Low Pressure Streams to be Routinely Combusted in Baytown Flare 27  a.  DCU  •  D-617 (residual flow from DCU flare knock-out drum)  •  D-612 vent (DCU blowdown settling drum)  •  2 - C-601 suction lines condensible drains (during winter months)  If ExxonMobil identifies any other low volume/low pressure stream that is routinely combusted  in Baytown Flare 11, Flare 14, or Flare 27, EPA may approve addition of that stream to this  Appendix through a non-material modification under Consent Decree Paragraph 269, so long as  the other conditions of Subparagraph 73.a.iv are met.  Appendix G - Page 4  Appendix H:  Data Relevant to Billings FCCU Baseline Emissions, Trials,  Demonstrations, and Final Limits  As required by Consent Decree Paragraph 30, ExxonMobil shall submit the following  categories of Billings FCCU data, on a daily or daily average basis as measured directly  (where available) or as calculated (where necessary):  a.  Regenerator bed, dilute phase, cyclone, and flue gas temperatures;  b.  Coke burn rate in pounds per hour;  c.  FCCU feed rate in barrels per day;  d.  FCCU feed API gravity;  e.  FCCU feed sulfur and basic nitrogen (where available) content as a weight %;  f.  Estimated percentage, and where available, actual percentage of each type of  FCCU feed component (i.e. atmospheric gas oil, vacuum gas oil, atmospheric  tower bottoms, vacuum tower bottoms, etc.);  g.  CO boiler firing rate and fuel type, if applicable;  h.  CO boiler combustion temperature, if applicable;  i.  Total Catalyst addition and catalyst circulation rates;  j.  Conventional combustion promoter addition rates;  k. Hourly and daily volume percent oxygen in the regenerator flue gas and at the  point of CEMs measurement;  l. Hourly and daily SO2, NOx, and CO mass emission rates in pounds per hour, tons  per year, and concentrations in ppmvd at 0% oxygen; and  m.  Upon request by EPA, any additional, reasonably available data that EPA  determines it needs to evaluate .  Appendix H - Page 1  Appendix I:  Additional Claims Concerning the Billings Refinery Referenced in  Consent Decree Subparagraph 252.b  As provided by Consent Decree Subparagraph 252.b, entry of the Consent Decree shall  resolve all civil liability of ExxonMobil to the United States and the Applicable Co-Plaintiff for  the following alleged past violations of the CWA and RCRA (including the regulations  implementing the CWA and RCRA) identified during June 2002 and/or July 2002 EPA  inspections of the Billings Refinery:  Alleged CWA Violations  A. Alleged past violations of NPDES Permit MT0000477, Parts I.C.1.a and I.C.3 based on  the acute toxicity of samples collected from outfall 001 on December 4, 2001, December  25, 2001, January 31, 2002, February 26, 2002, March 19, 2002, April 23, 2002, May 28,  2002, and June 12, 2002;  B. Alleged past violations of NPDES Permit MT0000477, Part I.C.1. Outfall 002: NonContact Cooling Water based on discharges causing visible oil sheens at outfall 002  during November 2000, November 2001, February 2002 and March 2002;  C. Alleged past violations of the General Permit for Stormwater Discharges Associated with  Industrial Activity MTR 000000 (Authorization 000104) based on:  (i) the failure of the  Billings Refinery Storm Water Pollution Prevention Plan (“SWPPP”) to identify certain  potential sources of pollution to storm water discharges associated with the scrap metal  yard located in the South Refinery Drainage Area; and (ii) the SWPPP’s failure to  provide an up-to date identification of the individual responsible for implementing the  SWPPP.  D. Alleged past violations of 40 C.F.R. § 112.5(a) based on failure to incorporate a  December 29, 1999 amendment to the Billings Refinery’s Spill Prevention Control and  Countermeasure Plan (“SPCC Plan”) into the February 28, 2000 version of the Refinery’s  SPCC Plan.  E. Alleged past CWA violations concerning management of materials in Tank 350  (identified by EPA during its July 2002 inspection).  Alleged RCRA Violations  F. Alleged past violations of RCRA requirements based on storage of the following  uncharacterized wastes in the scrap yard and/or lay down area at the Billings Refinery:  heat exchanger bundles containing possible heat exchanger bundle cleaning sludge,  welding rods, discarded aerosol cans, discarded insulation, and refrigeration and air  conditioning equipment.  G. Alleged past violations of RCRA requirements based on application of waste at the  Billings Refinery’s Land Treatment Unit during periods of high winds.  Appendix I - Page 1  Appendix J:  Table of Alleged CWA Violations at the Joliet Refinery Referenced in  Consent Decree Subparagraph 252.c.(1)  Month and Year  Outfall No.  Parameter and Other Details  1/1996  003  total organic carbon (daily maximum mg/l)  2/1996  003  total organic carbon (daily maximum mg/l)  3/1996  001  biological oxygen demand (daily maximum mg/l - 4 days during month)  3/1996  001  total suspended solids (daily maximum mg/l - 2 days during month)  4/1996  001  biological oxygen demand (daily maximum mg/l)  4/1996  001  ammonia (daily maximum mg/l)  4/1996  003  total organic carbon (daily maximum mg/l)  6/1996  003  total organic carbon (daily maximum mg/l)  7/1996  003  total organic carbon (daily maximum mg/l)  9/1996  001  total suspended solids (monthly average mg/l)  9/1996  001  total suspended solids (daily maximum mg/l)  5/1997  001  total suspended solids (daily maximum mg/l)  5/1997  001  ammonia (daily maximum mg/l)  12/1997  002  total organic carbon (daily maximum mg/l)  6/1998  001, 002, 003  12/1998  003  total organic carbon (daily maximum mg/l)  1/1999  001  total suspended solids (monthly average lb/day)  1/1999  001  total suspended solids (daily maximum mg/l)  6/1999  001  total suspended solids (daily maximum mg/l)  6/1999  001  total suspended solids (daily maximum lb/day)  6/1999  -- 7/1999  002  total organic carbon (daily maximum mg/l)  8/1999  002  total organic carbon (daily maximum mg/l)  8/1999  003  total organic carbon (daily maximum mg/l)  9/1999  001  total suspended solids (daily maximum mg/l)  9/1999  001  total suspended solids (monthly average lb/day)  5/2000  002  total organic carbon (daily maximum mg/l)  6/2000  005  unauthorized discharge of 2 gallons of oil (Special Condition 9)  10/2000  001, 002, 003  total residual chlorine (daily maximum mg/l)  11/2000  001  total suspended solids (daily maximum mg/l)  7/2001  004  total organic carbon (daily maximum mg/l)  total residual chlorine (daily maximum mg/l)  oil sheen on river  Appendix J - Page 1 Appendix J:  Table of Alleged CWA Violations at the Joliet Refinery Referenced in  Consent Decree Subparagraph 252.c.(1) (continued)  Parameter and Other Details  Month and Year  Outfall No.  10/2001  002  total organic carbon (daily maximum mg/l)  10/2001  008  unauthorized discharge of 2 gallons of oil (Special Condition 9)  10/2001  –  11/2001  002  1/2002  001, 002, 003  total residual chlorine (daily maximum mg/l)  5/2002  001, 002, 003  total residual chlorine (daily maximum mg/l)  8/2002  001, 002, 003  total residual chlorine (daily maximum mg/l)  9/2003  –  10/2002  001  ammonia (daily maximum mg/l)  11/2002  001  ammonia (daily maximum mg/l - 4 days during month)  11/2002  005  oil and grease (daily maximum mg/l)  12/2002  001  ammonia (daily maximum mg/l - 7 days during month)  3/2003  003  total organic carbon (daily maximum mg/l)  5/2003  003  total organic carbon (daily maximum mg/l)  6/2003  004  oil and grease (daily maximum mg/l)  4/2004  001  ammonia (daily maximum mg/l - 3 days during month)  5/2004  008  oil and grease (daily maximum mg/l)  5/2004  001  ammonia (daily maximum mg/l - 2 days during month)  6/2004  001  ammonia (daily maximum mg/l)  6/2004  003  pH (daily maximum SU)  8/2004  008  total organic carbon (daily maximum mg/l)  8/2004  001  pH (daily maximum SU)  11/2004  001  ammonia (daily maximum mg/l)  12/2004  001  ammonia (daily maximum mg/l)  1/2005  003  total organic carbon (daily maximum mg/l - 2 days during month)  oil sheen on river  total organic carbon (daily maximum mg/l)  chromium  Appendix J - Page 2 Appendix K:  Table of Alleged CERCLA Section 103 and EPCRA Section 304  Reporting Violations at the Joliet Refinery Referenced in Consent  Decree Subparagraph 252.c.(1)  Date of Chemical Release  Chemical  3/18/2005  nitrogen oxides  1/14/2005  sulfur dioxide and nitrogen oxide  5/14/2004  nitrogen oxides, nitrogen dioxide, hydrogen sulfide and sulfur dioxide  11/2/2003  hydrogen sulfide and sulfur dioxide  10/7/2003  nitrogen oxides and sulfur dioxide  10/4/2003  nitrogen oxides  10/24/2002  nitrogen oxides  9/5/2002  nitrogen oxides  8/24/2002  nitrogen oxides and sulfur dioxide  6/1/2002  nitrogen dioxide, nitrogen oxides and sulfur dioxide  4/6/2002  nitrogen oxides  3/4/2002  nitrogen oxides and sulfur dioxide  2/24/2002  nitrogen dioxide and sulfur dioxide  9/27/1999  benzene  3/29/1999  nitrogen dioxide and/or nitrogen oxides  2/20/1999  hydrogen sulfide  2/5/1999  benzene  1/5/1999  nitrogen oxides  5/23/1998  nitrogen oxides  5/5/98  nitrogen oxides  2/21/1997  hydrogen sulfide  3/17/1996  nitrogen oxides  Appendix K - Page 1 Appendix L:  Additional Claims Concerning the Joliet Refinery Referenced in  Consent Decree Subparagraph 252.c.(2)  As provided by Consent Decree Subparagraph 252.c.(2), entry of the Consent Decree  shall resolve all civil liability of ExxonMobil to the Applicable Co-Plaintiff for the following  alleged past violations of the Illinois Environmental Protection Act (the “IEP Act”), the facility’s  Clean Air Act Permit Program Permit No. 95120304 (the “CAAPP Permit”), and the Clean Air  Act (including the regulations implementing the Clean Air Act) at the Joliet Refinery:  A. All alleged past violations of the IEP Act, Illinois Pollution Control Board Regulations at  35 Ill. Adm. Code Subtitle B, 40 C.F.R. Parts 60 and 63, the CAAPP Permit, and the  Clean Air Act specified in IEPA Violation Notice A-2003-00205, dated August 22, 2003;  B. All alleged past violations of the IEP Act, Illinois Pollution Control Board Regulations at  35 Ill. Adm. Code Subtitle B, 40 C.F.R. Parts 60 and 63, the CAAPP Permit, and the  Clean Air Act included in IEPA Violation Notice A-2004-00073, dated February 24,  2004;  C. All of the following alleged past violations of the IEP Act, Illinois Pollution Control  Board Regulations at 35 Ill. Adm. Code Subtitle B, the CAAPP Permit, and the Clean Air  Act associated with a May 15-16, 2004 shutdown event/release event at the Joliet  Refinery and a May 17, 2004 follow-up inspection by IEPA:  (1)  Alleged violation of Section 9(a) of the IEP Act and 35 Ill. Adm. Code 201.141  based on the release of hydrogen sulfide into the atmosphere on May 15-16, 2004;  (2)  Alleged violation of Sections 9.1(d) and 39.5(6)(a) of the IEP Act, 40 C.F.R.  § 63.6(e)(1)(i), and CAAPP Permit Condition 9.2.3 based on failure to operate the Joliet  Refinery’s Saturated Gas Plant and associated equipment in a manner consistent with  good air pollution control practices on May 15-16, 2004;  (3)  Alleged violation of Section 9.1(d) of the IEP Act and 40 C.F.R. § 63.641 based  on the routing of material with a vapor pressure greater than 11.1 psia to a Group I  storage vessel (consisting of Tanks 204, 205, and 421) not equipped with a closed vent  system and control device on May 15-16, 2004;  (4)  Alleged violation of Section 39.5(6)(a) of the IEP Act and CAAPP Permit  Condition 5.6.5(b) based on failure to provide copies of data, shift logs, and emissions  standards to IPA as requested during the May 17, 2004 inspection;  (5)  Alleged violation of Section 9.1(d) of the IEP Act and 40 C.F.R. § 63.10(d)(5)(ii)  based on failure to report actions taken on May 15-16, 2004 that were inconsistent with  the facility’s startup, shutdown, and malfunction plan;  Appendix L - Page 1  (6)  Alleged violations of Sections 9(a) and 39.5(6)(a) of the IEP Act, 35 Ill. Adm.  Code 218.143, 40 C.F.R. § 60.18(c), and CAAPP Permit Condition 5.2.2(c) based on  emission of VOM into the atmosphere from a flare on May 15, 2004 in a manner that was  inconsistent with good air pollution control practices; and  (7)  Alleged violation of Sections 9(a) and 39.5(6)(a) of the IEP Act, 35 Ill. Adm.  Code 218.144, and CAAPP Permit Condition 5.2.2(f) based on the uncontrolled emission  of VOM to the atmosphere, and the failure to route material with a vapor pressure of 1.5  psia or greater to a flare, the refinery fuel gas system, or other control equipment on May  15-16, 2004.  Appendix L - Page 2  Appendix M:  Additional Claims Concerning the Baton Rouge Refinery Referenced  in Consent Decree Subparagraph 252.d  As provided by Consent Decree Subparagraph 252.d, entry of the Consent Decree shall  resolve all civil liability of ExxonMobil to the Applicable Co-Plaintiff for all alleged past  violations identified in each LDEQ Consolidated Compliance Order and Notice of Potential  Penalty (“CONOPP”) or LDEQ Administrative Order listed below:  A. CONOPP No. AE-CN-01-0254, issued October 16, 2001, for alleged unpermitted H2S  and SO2 emissions from sulfur pit relief stacks at the sulfur recovery unit.  B. CONOPP No. MM-CN-01-0027, issued October 18, 2002, for alleged violations  identified during the April-May 2001 multimedia inspection and subsequent file review.  C. CONOPP No. AE-CN-02-0233A, issued November 22, 2004, for alleged violations  identified during the June 12-15, 2002 inspection and subsequent file review.  D.  Administrative Order AE-AO-02-0255.  E. The alleged violations set forth in CONOPP No. AE-CN-03-0313, except for the alleged  violations described in Section V (comprising Subsections V.A through V.G) of the  Findings of Fact in that CONOPP.  Appendix M - Page 1  Appendix N:  Schedule for Use of CEMS at ExxonMobil’s FCCUs  FCCU  NOx CEMS  SO2 CEMS  CO CEMS  O2 CEMS  Baton Rouge  PCLA 2/3  Entry Date  Entry Date  Not required by  Consent Decree  Entry Date  Baytown FCCU 2  Entry Date  Entry Date  Entry Date  Entry Date  Baytown FCCU 3 Entry Date  Entry Date  Entry Date  Entry Date  Beaumont FCCU Entry Date  Entry Date  Entry Date  Entry Date  Billings FCCU  December 31, 2008  18 months  after Entry  Date  18 months after  Entry Date  18 months after  Entry Date  Joliet FCCU  18 months after  Entry Date  18 months  after Entry  Date  18 months after  Entry Date  18 months after  Entry Date  Torrance FCCU  Entry Date  Entry Date  Entry Date  Entry Date  Appendix N - Page 1 Appendix O:  Summary of the Understanding Between LDEQ and the Louisiana  Wildlife and Fisheries Foundation Relating to ExxonMobil’s Payment  for Beneficial Environmental Projects Under Consent Decree  Paragraph 159  LDEQ and the Louisiana Wildlife and Fisheries Foundation (the “Foundation”) have  agreed that the amount payable by ExxonMobil under Consent Decree Paragraph 159 will be  used exclusively for the acquisition or acquisitions of coastal lands which are:  (a) important as  fish and wildlife habitat, or (b) important to the enhancement of the state's coastal restoration  effort, or both.  Expenditures by the Foundation shall be limited to the purchase price of the land;  reasonable and appropriate expenses which are necessary for the purchase, such as costs of  appraisal and survey and reasonable closing costs; and the reasonable and necessary or prudent  costs associated with restoration or nourishment of the lands.  The Foundation will select the  lands to be purchased based upon the recommendations of the Secretary of the Louisiana  Department of Wildlife and Fisheries.  The Foundation is a non-profit, public charitable foundation, tax exempt under Section  501(c) (3) of the Internal Revenue Code. It was chartered in 1995, and its sole mission is to  support the mission and programs of the Louisiana Department of Wildlife and Fisheries (the  “Department”) and the Louisiana Wildlife and Fisheries Commission (the “Commission”)  including promotion, development, expansion and improvement of the facilities of the  Department and Commission.  Toward that end, the Foundation exists to encourage public  conservation and enjoyment of wildlife and fish resources, and to increase the agencies'  usefulness to the citizens to the state of Louisiana.  The Foundation provides a means for  individuals and corporations to become partners with the Department and the Commission in the  conservation of Louisiana's fish and wildlife resources, and has spearheaded a multitude of  projects including cooperative endeavors with state and federal agencies and the private  sector for fish and wildlife enhancement.  Once acquisition of the above referenced lands has been accomplished, the Foundation  will execute an act (or acts) of donation(s) of said lands to the Department and the Commission.  The Department and Commission will then establish the lands as a wildlife management area,  wildlife refuge or other natural area; or will enter into cooperative endeavors with other state  agencies for the protection, management and conservation of the said lands consistent with the  above stated purposes.  Appendix O - Page 1  Appendix P:  Joliet Wastewater Treatment Plant Area Program  1.  Summary.  As required by Consent Decree Paragraph 134, ExxonMobil shall  implement the Joliet Wastewater Treatment Plant Area Program (“WWTP Area Program”) as  described in detail in this Appendix P.  The WWTP Area Program requires data collection and  other actions in the general area of the Joliet Refinery encompassing the wastewater treatment  plant, the Stormwater Diversion Basin ("SWDB"), the Equalization Biological Treatment Unit  ("EBTU"),  the Diversion Box, Inlet Structure, Outlet Box, and other related points (referred to  herein as the “WWTP Area”) depicted on attached Figure P-1.9/  Generally, the WWTP Area  Program will include the following elements:  flow monitoring, wastewater sampling (and  subsequent analysis) at specific locations, precipitation monitoring, snowmelt monitoring, sludge  characterization and removal, confirmation of proper aggressive biological treatment in the  EBTU,  groundwater and soil characterization, data reporting, and to the extent necessary based  on data collected, measures to bring the WWTP Area into full compliance with applicable legal  requirements.  Certain monitoring and reporting on NPDES Permit compliance at the Joliet  Refinery also is required.  2.  The WWTP Area Wastewater Monitoring Plan.  Within 90 days of the Entry  Date, ExxonMobil shall submit to EPA for review and approval a WWTP Area Wastewater  Monitoring Plan designed to identify certain properties of the water entering the EBTU and  SWDB, and to provide other documentation as described in the sections below.  The WWTP  Area Wastewater Monitoring Plan shall specify a 12-month period ("Monitoring Period") during  which wastewater shall be collected and analyzed as described below at the following locations  generally identified on Figure P-1:  (1) the SWDB at location 4c; (2) Stream 3 prior to mixing  with Stream 6 (unless ExxonMobil takes the actions set out in Subparagraph 2.c.iv of this  Appendix); and (3) Stream 6 near the entrance to the EBTU.  The WWTP Area Wastewater  Monitoring Plan shall include a reasonable time period between the date of EPA approval of the  WWTP Area Wastewater Monitoring Plan and commencement of the Monitoring Period (such  time period not to exceed six (6) months) to allow for the installation and completion of testing  of all equipment necessary to perform the required monitoring programs.  The parties will  attempt to identify a commercially available autosampler for use in this program prior to the  Date of Lodging.  If the parties cannot find a commercially available autosampler acceptable to  both EPA and ExxonMobil by that date, then ExxonMobil shall be allowed to take samples  manually.  a.  SWDB, Stream 4c.  i.  SWDB Flow Monitoring.  The WWTP Area Wastewater Monitoring Plan  shall include a protocol for measuring wastewater flow through the Inlet Structure into  9/ Based on information and belief, formed after reasonable inquiry, ExxonMobil certifies  by signing this Decree that the WWTP flows are as depicted on Figure P-1, and agrees  that variances from Figure P-1 may, at EPA's discretion, result in additional or different  monitoring locations, additional or different monitoring requirements, or both.  Appendix P - Page 1  the SWDB, including, but not limited to, detailed plans and a schedule for installing and  utilizing the following:  (a)  Equipment to monitor and electronically record when the inlet  valve to the SWDB is open; and  (b)  Flow measuring and recording equipment designed to  continuously, reliably, and accurately measure, within manufacturer's  specifications, and record, at intervals no longer than five minutes, the time and  flow rate of any water entering the SWDB through the Inlet Structure.  Measured  and recorded data shall be sufficient to allow calculation of the flow duration  (including beginning and ending times) and total volume of the water entering the  SWDB through the Inlet Structure.  ExxonMobil shall also implement procedures  designed to remove floating oil from the Inlet Structure prior to the SWDB.  ii.  SWDB Sampling.  If autosampling is the agreed upon method of  sampling, the WWTP Area Wastewater Monitoring Plan shall include plans and a  schedule for installing and utilizing an autosampling device designed to sample the  wastewater when wastewater flow is diverted from the Inlet Structure into the SWDB.  The autosampling device shall be designed to minimize headspace in each collected  sample and shall be installed and used in accordance with the manufacturer's  recommendations.  Sampling during each diversion event shall be conducted in  accordance with Attachment P-2.  Manual sampling procedures shall be consistent with  the sampling process set out in attachment P-2 and shall be performed in a manner to  minimize headspace in each collected sample.  iii.  SWDB Analysis. The SWDB samples shall be analyzed in accordance  with the procedures established in Subparagraph 2.d of this Appendix.  b.  EBTU Consolidated Main Influent, Stream 6.  i.  Stream 6 Flow Sampling.  For purposes of determining the volume of  wastewater flow to the EBTU from Stream 6, equipment shall be installed that is  designed to continuously, reliably and accurately measure, within manufacturer's  specifications, and record at intervals no longer than fifteen minutes, the flow rate of  wastewater at the location labeled as S1 in Figure P-1.  The date and time of these  measurements shall be electronically recorded.  Plans and a schedule for installing this  equipment shall be included in the WWTP Area Wastewater Monitoring Plan.  ii.  Autosampler.  If autosampling is the agreed upon method of sampling,  ExxonMobil shall install an autosampling device that samples Stream 6 and that is  designed to minimize headspace in each collected sample.  The autosampler shall be  installed and used in accordance with the manufacturer's recommendations.  For purposes  of this Consent Decree and the WWTP Area Wastewater Monitoring Plan, each  individual sample collected from Stream 6 using the autosampling device shall be  referred to as a "grab" sample.  Manual sampling procedures shall be performed in a  Appendix P - Page 2  manner to minimize headspace in each collected sample.  iii.  Stream 6 Composite Sampling. During the Monitoring Period,  ExxonMobil shall collect for analysis daily composite samples from Stream 6 as follows:  single grab samples shall be collected (sampling to be conducted manually or using the  autosampler as described in Subparagraph 2.b.ii. above) at or near the end of the main  influent pipe to the EBTU six times per calendar day, at a sampling interval of  approximately four hours.  For each day, the grab samples collected (typically 6) will not  be analyzed individually, but will be combined to create a single daily composite sample  for analysis.  iv.  Stream 6 Grab Sampling.  During the Monitoring Period, ExxonMobil  shall collect for analysis a series of grab samples from Stream 6 as follows: once per  calendar week, single grab samples shall be collected (sampling to be conducted  manually or using the autosampler as described in Subparagraph 2.b.ii. above) at or near  the end of the main influent pipe to the EBTU 6 times per day, at a sampling interval of  approximately four hours.  The grab samples collected (typically 6) will be analyzed  individually.  In any quarterly reports submitted pursuant to Paragraph 3, ExxonMobil  may request EPA approval to reduce the frequency or eliminate grab sampling under this  Paragraph.  v.  Stream 6 Sample Handling.  The grab samples and composite samples will  be handled at all times so as to minimize headspace.  vi.  Stream 6 Analysis. Stream 6 samples shall be analyzed in accordance with  the procedures established in Subparagraph 2.d of this Appendix.  c.  Diversion Box Flow, Streams 3 and 6.  i.  Stream 3 Flow Monitoring.10/  The WWTP Area Wastewater Monitoring  Plan shall include a protocol for measuring wastewater flow from the Diversion Box to  Stream 3, including but not limited to, detailed plans and a schedule for installing and  utilizing the following:  (a)  Equipment to monitor and electronically record when water is  released from the Diversion Box into the outlet identified as Stream 3 in Figure  P-1; and  10/ Based on information and belief, formed after reasonable inquiry, ExxonMobil certifies  by signing this Consent Decree that all water pumped or otherwise removed from the  SWDB to drain the SWDB first is sent through primary treatment (i.e., into the preseparation flumes and through the API separator and DAF unit) before entering the  EBTU.  ExxonMobil shall continue that practice after the Entry Date.  Appendix P - Page 3  (b)  Flow measuring and recording equipment designed to  continuously, reliably and accurately measure, within manufacturer's  specifications, and record at intervals no longer than five minutes, the time and  flow rate of wastewater from the Diversion Box to Stream 3.  Measured and  recorded data shall be sufficient to allow calculation of the flow duration  (including beginning and ending times) and total volume of the water entering the  Stream 3 as a result of a diversion event.  Flow from the Diversion Box to Stream  3 shall be quantified prior to the mixing of Stream 3 with Stream 6.  ii.  Streams 3 and 6 Diversion Event Sampling. The WWTP Area Wastewater  Monitoring Plan shall include plans and a schedule for using one of the following  alternative methods (Subparagraphs 2.c.ii.(a) or 2.c.ii.(b)), to be determined in  ExxonMobil's sole discretion, to sample the wastewater in Streams 3 and 6 when  wastewater flow is diverted from the Diversion Box to Stream 3:  (a)  Manual Sampling.  A level alarm shall be installed in the  Diversion Box to alert the unit operator of an impending diversion to Stream 3.  Upon receipt of the alarm, personnel shall be dispatched to sampling locations  (one at Stream 3 and the other at Stream 6).  Manual sampling of both Streams 3  and 6 shall be coordinated to start simultaneously within 15 minutes after  overflow at Stream 3 begins, and shall continue in a coordinated manner.  Sampling shall be done in a manner that minimizes headspace in each collected  sample.  No less than one sample per 15 minute interval shall be taken  throughout the diversion to Stream 3 and shall continue until overflow of Stream  3 ceases.  Each time any water is diverted from the Diversion Box to Stream 3,  ExxonMobil shall measure the volume of water flow into Stream 3; or  (b)  Autosampler.  Autosampling devices shall be installed and used to  sample the wastewater in Streams 3 and 6.  The autosampling devices shall be  designed to minimize headspace in each collected sample and shall be installed  and used in accordance with the manufacturer's recommendations.  Each time any  water is diverted from the Diversion Box to Stream 3, ExxonMobil shall measure  the volume of water flow into Stream 3, and shall use one or more autosamplers  to collect samples of Stream 3 and Stream 6 at the same intervals during the  diversion event.  Samples at Stream 6 shall be taken simultaneously with the  samples taken at Stream 3.  After an initial sampling approximately 5 minutes  after overflow at Stream 3 begins, no less than one sample per every 15 minute  interval shall be taken throughout the diversion to Stream 3, and shall continue  until overflow into Stream 3 ceases.  iii.  Stream 3 and 6 Analysis. The Stream 3 and 6 samples shall be analyzed in  accordance with the procedures established in Subparagraph 2.d of this Appendix.  EPA  and ExxonMobil agree that the samples taken at Stream 3 are primarily for informational  purposes, and may be useful to identify the source of benzene that may ultimately be  discharged to the EBTU.  Appendix P - Page 4  iv.  Alternative Approach to Address Stream 3.  Notwithstanding the above  provisions of Subparagraphs 2.c.i, ii, and iii, ExxonMobil shall have no obligations with  respect to Streams 3 or 6 pursuant to Subparagraph 2.c. (including, without limitation,  any requirement for monitoring, sampling, or analysis of wastewater pursuant to  Subparagraphs 2.c.i, ii, or iii) if ExxonMobil submits as part of the WWTP Area  Wastewater Monitoring Plan engineering information showing that it has constructed an  engineering change that permanently ceases wastewater flow discharges to the EBTU  from Stream 3 as depicted on Figure P-1.  If this alternative approach is chosen,  ExxonMobil shall attach to and submit with the WWTP Area Wastewater Monitoring  Plan a certification that wastewater flow from Stream 3 to the EBTU as depicted on  Figure P-1 has been permanently blocked and shall remain so unless EPA and the  Applicable Co-Plaintiff  are notified otherwise.  Upon such notification, ExxonMobil  shall be required to comply with the terms of Subparagraphs 2.c.i - 2.c.iii.  d.  Analytical Requirements.  i.  Analytical Method.  For each wastewater sampling location (as described  in Subparagraphs 2.a., 2.b., and 2.c. above), the WWTP Area Wastewater Monitoring  Plan shall include a description of how each sample will be prepared in accordance with  the Toxicity Characteristic Leaching Procedure (Method 1311 in EPA Publication SW846), and a description of the method by which the benzene content of the sample will be  analyzed.  Methods other than Method 1311 may be approved by EPA if ExxonMobil  demonstrates statistical equivalency between contemporaneous samples analyzed by  Method 1311 and the proposed alternative method;  ii.  Requirements Regarding Analysis of Each Sample.  Each individual grab  sample taken pursuant to Subparagraphs 2.a., 2.b.iv, and 2.c. shall be analyzed for  benzene by the method stated in Subparagraph 2.d.i. above.  Each 24-hour composite  sample taken pursuant to Subparagraph 2.b.iii. shall be analyzed for benzene by the  method stated in Subparagraph 2.d.i. above;  iii.  Mixed Streams.  The WWTP Area Wastewater Monitoring Plan shall  describe the exact placement of the sampling devices and how ExxonMobil will ensure  collection of a sample containing a mixture of oil and water phases proportional to the  volumes of the phases in the stream. The WWTP Area Wastewater Monitoring Plan shall  state:  (1) that sampling streams with laminar flow is not allowed, unless the entire stream  can be collected for a short time; and (2) if sampling the total flow is not practical due to  high volume, then sampling at a highly turbulent mixing point will be done;  iv.  QA/QC.  The WWTP Area Wastewater Monitoring Plan shall include a  detailed description of the Quality Assurance/Quality Control procedures that  ExxonMobil will employ to ensure proper collection, handling, preparation, and analysis  of samples collected.  e.  Failure to Sample or Analyze Samples Pursuant to the WWTP Area Wastewater  Monitoring Plan.  In the event that ExxonMobil is unable, despite due diligence (e.g., inability  Appendix P - Page 5  due to power failures, equipment malfunctions, sample loss, safety issues, weather related  problems), to obtain any samples (including individual grabs to be composited) or to analyze any  such sample(s) as required by this Paragraph and by the WWTP Area Wastewater Monitoring  Plan, then such failure(s) shall not constitute a violation of this Consent Decree if ExxonMobil:  (1) notes in the operating record any sampling failures; (2) submits to EPA a written explanation  of the sampling or analytical failure and all documentation related to the sampling or analytical  failure within 30 business days from the failure; and (3) summarizes any sampling and analytical  failures in the WWTP Area Monitoring Plan Quarterly Reports and in the WWTP Area  Monitoring Plan Final Report.  Any such failure(s) may, at the discretion of EPA, result in an  extension of the Monitoring Period.  Such an extension shall be reasonably related to the nature  and extent of ExxonMobil’s sampling and/or analytical failure and other relevant considerations.  f.  Precipitation Indicator.  The WWTP Area Wastewater Monitoring Plan shall  include plans and a schedule for installing and utilizing equipment capable of reliably and  accurately measuring precipitation amounts and times at the Joliet Refinery during the  Monitoring Period.  The associated recording equipment shall provide electronic recording of  precipitation start and stop times and precipitation amounts to allow for calculation of the  duration and volume of a rainfall event.  The equipment shall be configured and calibrated in  accordance with the manufacturer's recommendations for proper equipment operation.  The  parties recognize that wet weather flow to the wastewater treatment plant may sometimes begin  subsequent to commencement of actual precipitation, and that wet weather flow to the SWDB  and to Stream 3 may continue after rainfall ends.  The parties agree that wet weather flow also  includes draining of stormwater from tank-diked areas at the facility in connection with a  precipitation event.  g.  Snowmelt.  The WWTP Area Wastewater Monitoring Plan shall include plans  and a schedule for implementing a system for use in identifying and documenting snowmelt  events at the Joliet Refinery that cause wet weather flow diversion of wastewater into the SWDB  during the Monitoring Period.  The system shall consist of making and recording the following  measurements on a daily basis when there is snow on the ground: daily snow depth (to be  measured at a single location within the refinery at approximately the same time each day), the  day's high temperature (which may be measured at the refinery or recorded from other reported  nearby weather stations), and a description of the degree of cloudiness best describing the day  (e.g. sunny, partly cloudy, cloudy, overcast, etc.).  Data recorded by this system may be used as  one means to support snowmelt as a cause of diversion events that may occur in the absence of  precipitation when ExxonMobil believes they were caused by snowmelt.  Failure by  ExxonMobil to take a daily measurement shall not be a violation of this Consent Decree so long  as:  (1) no diversion event occurs on the day the measurement is not made, or (2) if a diversion  does occur on that day, ExxonMobil is able to demonstrate through other means that the  diversion was associated with a wet weather flow.  h.  Nothing in this Consent Decree shall preclude ExxonMobil from availing itself of  the "immediate response" provisions of RCRA, as set forth in 40 C.F.R. §§ 264.1(g)(8),  265.1(c)(11) and 270.1(c)(3) (and analogous Illinois law), for the discharge of hazardous waste  (or the discharge of a material which, when discharged, becomes a hazardous waste) into a  surface impoundment, provided that such discharge is directly related to an unanticipated and  Appendix P - Page 6  extraordinary event (such as a catastrophic tank rupture or activation of the HF deluge system  into the facility sewer system).  3.  NPDES Permit Compliance Monitoring Program.  a.  ExxonMobil shall comply with all effluent limitations, permit conditions, and  other requirements imposed by the NPDES Permit for the Joliet Refinery.  b.  In the Quarterly Reports and Final Report required by Paragraphs 4 and 5 of this  Appendix, ExxonMobil shall make supplemental reports to EPA on its NPDES permit  compliance with respect to the effluent limitations and associated effluent monitoring  requirements as set forth in the NPDES Permit and as documented by the Discharge Monitoring  Reports (“NPDES Permit Compliance Monitoring”).  4.  WWTP Area Wastewater Monitoring Plan Quarterly Reports.  ExxonMobil shall  submit quarterly progress reports (“WWTP Area Wastewater Monitoring Plan Quarterly  Reports”) to EPA on a quarterly basis during collection of data pursuant to WWTP Area  Wastewater Monitoring Plan.  The WWTP Area Wastewater Monitoring Plan Quarterly Reports  shall be due 30 days after the end of each quarterly monitoring period, or approximately 120,  210, and 300 days into the Monitoring Period.  The WWTP Area Wastewater Monitoring Plan  Quarterly Reports shall summarize the steps taken to implement the WWTP Area Wastewater  Monitoring Plan.  The data to be reported within the WWTP Area Wastewater Monitoring Plan  Quarterly Report shall include:  a.  For Diversion Events.  For each diversion event to the SWDB and to Stream 3  that ended during the 3-month period being reported:  (1) the date and time the diversion event  started and ended; (2) the date and time that any wet weather or other event which caused the  diversion event started and ended; (3) the total amount (in inches) of any precipitation that fell  during a diversion event; (4) the total wastewater volume diverted to the SWDB and/or Stream  3; (5) the date, time, and concentration of benzene in each sample taken of Streams 4c, 3, and 6;  (6) Excel spreadsheets showing all water flow measurement data points required under  Subparagraphs 2.a. and 2.c.; (7) Excel spreadsheets containing all sample collection data points,  including the date and time a sample was taken, and the benzene result; (8) all laboratory data  related to the analysis of all SWDB and Streams 3 and 6 water samples, including but not limited  to, documentation verifying that all QA/QC requirements were met; and (9) a summary of all  failures to sample or analyze samples in accordance with Paragraph 2 and the WWTP Area  Wastewater Monitoring Plan.  b.  For Stream 6 to the EBTU Composite and Grab Samples:  (1) the date and  benzene concentration measured for each daily composite influent sample to the EBTU;  (2) Excel spreadsheets including all water flow measurement data points required under  Subparagraph 2.b.; (3) Excel spreadsheets including all sample collection data points, including  the date and time a sample was taken, and the benzene results on each 24-hour composite sample  that was analyzed; (4) Excel spreadsheets including all sample collection data points, including  the date and time a sample was taken, and the benzene results for each individual grab sample  that was individually analyzed; (5) all laboratory data related to the analysis of all Stream 6  Appendix P - Page 7  water samples, including, but not limited to, documentation verifying that all QA/QC  requirements were met; and (6) a summary of all failures to sample or analyze samples in  accordance with Paragraph 2 and the WWTP Area Wastewater Monitoring Plan.  c.  For NPDES Permit Requirements:  (1) the first Quarterly Report shall include  copies of the Joliet Refinery’s Discharge Monitoring Reports for the 3-month period being  reported, plus copies of Discharge Monitoring Reports for the three months preceding the start of  the reporting period; (2) the subsequent Quarterly Reports shall include copies of Discharge  Monitoring Reports for the 3-month period being reported; and (3) each Quarterly report shall  include copies of all laboratory reports related to the attached Discharge Monitoring Reports.  In  each report, ExxonMobil shall identify noncompliance, if any, with the effluent limitations and  associated effluent monitoring requirements in that quarter (and the preceding quarter, in the  case of the first Quarterly Report), and shall identify steps that it is taking or plans to take to  address such noncompliance.  5.  WWTP Area Wastewater Monitoring Plan Final Report.  No later than 60 days  after the end of the Monitoring Period for all required monitoring activities, ExxonMobil shall  submit a WWTP Area Wastewater Monitoring Plan Final Report.  The WWTP Area Wastewater  Monitoring Plan Final Report shall include:  a.  A summary of all steps taken to implement the WWTP Area Wastewater  Monitoring Plan and all data collected under the WWTP Area Wastewater Monitoring Plan,  including, but not limited to, the data required to be reported under Subparagraphs 4.a and 4.b of  this Appendix;  b.  The data required to be reported under Subparagraph 4.a and 4.b for the final  quarter of the Monitoring Period;  c.  A determination whether the data collected under the WWTP Area Wastewater  Monitoring Plan indicates that hazardous waste has been treated, stored, or disposed of in the  SWDB and/or the EBTU, and the data relating to that determination and a detailed description of  the basis for that determination;11/  11/  ExxonMobil acknowledges the rulings in United States v. Mobil Oil Corporation, 1997  WL 1048911 (E.D.N.Y. Sept. 11, 1997); Texans United Education Fund v. Exxon  Company USA, CV-H-96-847 (Slip Op. Mar. 2, 1998)(S.D. Tex.); and Texans United  Education Fund v. Exxon Company USA, CV-H-96-847 (Slip Op. Jun. 17, 1998)(S.D.  Tex.).  ExxonMobil shall not contend in any administrative or judicial forum that a longterm average of discrete disposal events (or batches) of waste water is required in order  to determine whether RCRA applies; provided, however that in the event that there is a  change in federal RCRA law, either statutory, regulatory, or based upon EPA written  guidance or federal court decisions, ExxonMobil may rely upon such change to make  appropriate contentions regarding its wastes; and further provided that in the event that  (continued...)  Appendix P - Page 8  d.  A description of any noncompliance issues identified in implementing the  WWTP Area Wastewater Monitoring Plan, including a description of any confirmed release of  hazardous waste to the environment;  e.  Attached copies of Discharge Monitoring Reports for the final quarter of the  Monitoring Period, and attached copies of all laboratory reports associated with those Discharge  Monitoring Reports;  f.  A description of noncompliance, if any, with the effluent limitations and  associated effluent monitoring requirements in the final quarter, and steps that ExxonMobil is  taking or plans to take to address noncompliance identified in this Subparagraph 5.f and/or  Subparagraph 4.c pursuant to the NPDES Permit Compliance Monitoring;  g.  A plan and a schedule for implementing any measures necessary, if any, to bring  the Joliet WWTP Area (including the SWDB and the EBTU) into full compliance with  applicable legal requirements.  The compliance measures shall include any reasonable  physical/engineering/operational/compliance changes that are deemed necessary to comply with  applicable legal requirements.  The Report shall be subject to review and approval by EPA and  the Applicable Co-Plaintiff.  ExxonMobil shall implement all compliance measures set forth in  the approved Report, in accordance with the schedule included in the WWTP Area Wastewater  Monitoring Plan Final Report.  6.  Sludge Characterization and Removal.  Within 90 days of the Entry Date,  ExxonMobil shall submit to EPA for review and approval a Sludge Characterization and  Removal Plan containing a plan and a proposed schedule for the characterization and removal of  sludge from the SWDB and the EBTU.  a.  SWDB.  The Sludge Characterization and Removal Plan shall include plans for  sampling, removal, and subsequent management of sludge from the SWDB.  Sludge will be  removed from the SWDB when deemed operationally necessary by ExxonMobil, but no later  than 24 months after entry of this Consent Decree, and will be characterized for relevant toxicity  characteristics under 40 C.F.R. Part 261, Subpart C prior to removal.  The SWDB sludge shall,  upon removal, be managed by ExxonMobil in accordance with all applicable laws and  regulations.  (...continued) there is a changed interpretation of RCRA under the law of a State, either based upon written State agency guidance or State court decisions, ExxonMobil may rely upon such change in that State to make appropriate contentions regarding its wastes.  Nothing herein shall preclude ExxonMobil from demonstrating that it has not managed RCRA-hazardous wastes, based on its design and implementation of a waste analysis plan in accordance with the principles contained in Test Methods for Evaluating Solid Waste, Physical/Chemical Methods, EPA Publication SW-846, in the event of a continuous waste water disposal event that occurs over a period of time, and which displays chemical heterogeneity over time. Appendix P - Page 9  b.  EBTU.  (i) Due to operational necessity prior to the Entry Date, sludges have been removed  from the EBTU.  The Sludge Characterization and Removal Plan shall include a  certification by ExxonMobil that the sludges it removed from the EBTU were  characterized and disposed of in accordance with applicable regulatory  requirements.  (ii) The Sludge Characterization and Removal Plan shall include plans for additional  sampling, removal, and subsequent management of sludge from the EBTU.  Sludge will be removed from the EBTU when deemed operationally necessary by  ExxonMobil, but no later than 24 months after the entry of this Consent Decree,  and will be characterized for relevant toxicity characteristics under 40 C.F.R. Part  261, Subpart C prior to removal.  The EBTU sludge shall, upon removal, be  managed in accordance with all applicable laws and regulations.  Notwithstanding  the above, if ExxonMobil determines that it has become operationally necessary  for ExxonMobil to remove or begin the removal of sludges from the EBTU prior  to the Entry Date, the Parties agree that the requirements of this Paragraph shall  be satisfied and no additional sampling, removal or subsequent management of  sludge from the EBTU shall be required pursuant to this Consent Decree, if  ExxonMobil submits to EPA in a report as set out in Paragraph 6.c, a certification  that the sludges removed from the EBTU were characterized and subsequently  managed in accordance with applicable regulatory requirements.  c.  ExxonMobil will provide EPA with documentation of the sludge removal events  set out in Subparagraphs 6.a. and 6.b. above within 60 days of the completion of the sludge  removal effort.  The documentation shall include any analytical data collected on the sludges and  documentation showing the manner in which the sludge was removed, stored, and subsequently  managed.  7.  Aggressive Biological Treatment.  By no later than 90 days of the Entry Date,  ExxonMobil shall prepare and maintain an Aggressive Biological Treatment Plan, and shall  provide EPA an informational copy of the Plan.  ExxonMobil shall thereafter implement the Plan  and shall take all other actions required to ensure that the EBTU is operated in compliance with  the requirements applicable to aggressive biological treatment units listed hazardous waste  exception under 35 Ill. Admin. Code § 721.131(b)(2)(A) and 40 C.F.R. § 261.31(b)(2).  The  Aggressive Biological Treatment Plan shall include:  Appendix P - Page 10   a.  High-Rate Aeration Procedure.  A description of a procedure that ExxonMobil will  establish and follow so that high-rate aeration in the EBTU is continuously achieved during  normal operations, with the aeration system operating at minimum of 40 hp when the EBTU is  full, or with the aeration system operating at a minimum of 6 hp per million gallons of treatment  volume within the EBTU when the EBTU treatment volume is less than capacity.  The plan shall  also identify procedures for addressing any aerator outage (including but not limited to any  outage due to a power failure affecting the system).  ExxonMobil will monitor and record on a  daily basis the number of aerators operating, total horsepower of the aerators operating, and the  water volume in the EBTU.  b.  Recordkeeping Procedure.  A description of a procedure that ExxonMobil will  establish and follow to maintain documents and data in ExxonMobil's operating or onsite records  for a period of 3 years after such documents and data are created demonstrating that it meets the  standard of aggressive biological treatment (including the requirements regarding horsepower  and hydraulic retention time) under 35 Ill. Admin. Code § 721.131(b)(2)(A) and 40 C.F.R.  § 261.31(b)(2).  8.  Groundwater and Soil Characterization.  Within 90 days of the Entry Date,  ExxonMobil shall submit to EPA for review and approval a Groundwater and Soil  Characterization Plan.  The Groundwater and Soil Characterization Plan shall include plans and  a schedule for quantifying the level of contamination in the groundwater and soil in the area of  the SWDB and the EBTU, specifically including:  a.  A summary of all relevant information concerning groundwater monitoring and  soil characterization conducted over the past seven years in the SWDB and EBTU areas,  including, but not limited to, information on sampling well locations, screening depths, soil  sample locations, and groundwater and soil sampling results;  b.  A schedule for performing and providing a hydrogeological survey in the SWDB  and EBTU areas;  c.  A schedule for submitting and implementing a protocol for additional  groundwater monitoring and soil characterization which is capable of determining:  (1) whether  hazardous constituents have been released to soils or groundwater in the vicinity of the SWDB  and the EBTU; (2) the rate and extent of migration of hazardous constituents; and (3) the  concentrations of the hazardous constituents; and  d.  A schedule for submission of the Groundwater and Soil Characterization Plan  Final Report.  The Groundwater and Soil Characterization Plan Final Report shall, based on the  data collected pursuant to the Groundwater and Soil Characterization Plan, propose corrective  actions necessary, if any, to remediate soil and groundwater of the SWDB and the EBTU areas.  9.  Review and Approval of ExxonMobil Submissions Under Paragraphs 1-8 above.  a.  EPA shall review all items submitted by ExxonMobil pursuant to Paragraphs 1-8  Appendix P - Page 11  above.  After review of any item submitted, EPA shall:  (1) approve the item in whole or in part;  (2) approve the item subject to conditions specified in the approval notice; (3) modify the item to  cure the deficiencies and approve it as modified; (4) disapprove the item in whole or in part, and  direct that ExxonMobil modify it; or (5) any combination of the above.  EPA shall notify  ExxonMobil in writing of its decision regarding each item submitted for review, and if EPA does  not approve the item in whole, the notice shall specify those portions of the item that have not  been approved and the reasons for not approving such item.  b.  In the case of an item that has been approved in whole by EPA, ExxonMobil shall  proceed to take all actions required by the item approved.  c.  In the case of an item that has been approved subject to specified conditions or  that has been modified and approved by EPA, ExxonMobil shall either:  (1) commence  implementation of the work required by the item in accordance with the approved schedule, or  (2) invoke the dispute resolution procedures set forth in Section XV of the Consent Decree with  respect to EPA’s decision.  Regardless of whether ExxonMobil invokes such dispute resolution  procedures, if ExxonMobil fails to timely commence implementation of the work required by the  item approved subject to specified conditions or modified and approved, ExxonMobil shall be  liable for any stipulated penalties demanded under Section XI of the Consent Decree unless  ExxonMobil prevails in such dispute resolution.  d.  In the case of an item that has been disapproved in whole or in part by EPA,  ExxonMobil shall, within 45 days of receipt of the notice of disapproval, either:  (1) correct the  deficiencies and resubmit the item for approval, or (2) invoke the dispute resolution procedures  set forth in Section XV of the Consent Decree with respect to a notice of disapproval.  Regardless of whether ExxonMobil invokes such dispute resolution procedures, if it fails to  timely correct the deficiencies specified in the notice of disapproval and resubmit the item,  (i) ExxonMobil shall be liable for any stipulated penalties demanded under Section XI of the  Consent Decree and (ii) EPA may modify and approve the item; provided, however, that  ExxonMobil shall not be liable for stipulated penalties if the stipulated penalties relate to a  matter in which ExxonMobil prevails in dispute resolution.  An item that is resubmitted with the  same deficiencies that were identified in the notice of disapproval or with substantially similar  deficiencies shall be deemed to have never been submitted for purposes of calculating stipulated  penalties.  e.  Notwithstanding the receipt of a notice of disapproval, ExxonMobil shall proceed,  if so directed by EPA in the notice, to take any action required by any non-deficient portion of  the item, unless the non-deficient portion of the item is substantially related to a disapproved  item that ExxonMobil intends to dispute.  However, lack of action on non-deficient portions of  the submittal shall result in stipulated penalties accruing under Section XI of the Consent Decree  unless ExxonMobil prevails in such dispute resolution over the substantially related disapproved  item.  f.  In the event that a resubmitted item, or portion thereof, is disapproved, EPA may  again require ExxonMobil to correct the deficiencies, in accordance with the procedure set forth  in this Paragraph.  EPA may also approve the item subject to conditions specified in the approval  Appendix P - Page 12  notice or modify and approve the item as set forth in Subparagraphs 9.a and 9.c. above.  In the  event that EPA approves the item subject to specified conditions or modifies and approves the  item, ExxonMobil shall commence implementation of the work required by the item in  accordance with the schedule set forth in the item as approved, or ExxonMobil may invoke the  dispute resolution procedures set forth in Section XV with respect to a decision by EPA pursuant  to this Paragraph.  Regardless of whether ExxonMobil invokes such dispute resolution  procedures, if ExxonMobil fails to timely re-submit the item or to implement the work required  by the item as approved, ExxonMobil shall be liable for any stipulated penalties demanded under  Section XI unless ExxonMobil prevails in such dispute resolution.  g.  All items required to be submitted to EPA under Paragraphs 1-8 above shall, upon  approval, be enforceable under this Consent Decree.  In the event EPA approves a portion of an  item required to be submitted to EPA under this Consent Decree, the approved portion shall be  enforceable under this Consent Decree.  ExxonMobil retains the right to invoke dispute  resolution regarding all items it is required to submit for review and approval under this Consent  Decree.  h.  Paragraph 229 in the Section of the Consent Decree governing dispute resolution  provides that the Parties shall expeditiously schedule a meeting to discuss a dispute informally  not later than fourteen (14) days after receipt of a written notice of dispute.  If ExxonMobil  disputes EPA's approval with conditions, modification, or disapproval of an item submitted  pursuant to Paragraphs 1-8 in this Appendix P, then stipulated penalties under Consent Decree  Subparagraphs 201.a -201.k shall not begin to accrue any earlier than twenty-one (21) days after  a notice of dispute.  Appendix P - Page 13  Appendix P: Figure P-1 [Figure P-l is on the following page] Appendix Page 14 Refinery process wastewater/ storm water (multiple inlets) 1 Flumes Pre-separation 6 4b 4c Pump Flow Meters Level Control Valve/Sluice Gate (normally closed) FT-60064 F Bz Sample Point 5 Floc Valve/Sluice Gate (normally open) Separators API Stream Legend Inlet Structure Outlet Box Wet weather flow and emergency overflow 2 Storm Water Diversion Basin 4a Diversion Box 3 Figure P-1 Unit DAF Clarifiers, guard basin and outfall 001 To aeration basins F 8 9 12 7 FT-60051 S1 EBTU West Stormwater Basin Transfer 15 Stormwater Ditch Sanitary Treatment 13 Guard WWT Basin Area Stormwater Drainage 11 Boiler Blowdown 16 14 Appendix P:  Attachment P-2  Sampling, Analysis and Evaluation of SWDB Stream  A.  Overview  Each time any water is diverted into the SWDB, ExxonMobil will use a flow meter to  measure the rate of water flow into the SWDB, and one or more autosamplers to collect samples  at intervals during the diversion event.  The individual grab samples collected by the  autosampler(s) will be analyzed pursuant to Subparagraph 2.d.i of Appendix P.  B.  Sample Collection Interval  ExxonMobil shall collect the first sample(s) within 15 minutes of the beginning of a  discharge.  Thereafter, if an autosampler is used, the interval between samples will be based on  pre-defined volumes of water that have flowed into the SWDB.  If manual sampling is used, the  interval between the samples will be based on pre-defined volumes of water that have flowed  into the SWDB to the extent practicable.  These interval volumes may be adjusted by  ExxonMobil either before a diversion event (for example, to accommodate anticipated size of the  storm) or during a diversion event (for example, to accommodate the conditions encountered  during a diversion event).  Changes to the sample collection interval will be made while keeping  in mind the need to collect enough samples to adequately characterize changes in benzene  concentration during the diversion event.  Regardless of the above, however, ExxonMobil shall  take at least 1 sample every 90 minutes during any release event.  The following is an example of possible intervals for sample collection, illustrating the  concept of variable sample collection intervals.  The flow rate of water entering the SWDB will  be monitored and recorded at intervals no larger than five minutes.  Samples after the first will  be taken at intervals determined by the volume of water that has entered the SWDB since the  previous sample.  For example, the next three samples might be taken at 25,000 gallon intervals,  the following three at 50,000 gallon intervals, the next eleven at 100,000 gallon intervals, and  subsequent samples scheduled at increased gallon intervals as shown below.  Appendix P - Page 15  Sample  Number  1 Sampling  Time (min)  5.0  Volume (gal)  Increment  Total  30,000  25,000  2 27.5  3 40.0  4 52.5  5 77.5  6 102.5  7 127.5  8 177.5  55,000  25,000  80,000  25,000  105,000  50,000  155,000  50,000  205,000  50,000  255,000  100,000  355,000  100,000  with samples continuing at increased increments  19  827.5  150,000  1,655,000  20  902.5  150,000  1,805,000  21  1002.5  200,000  2,005,000  22  1102.5  200,000  2,205,000  no sample  1125.0  45,000 . . . until event ceases   2,250,000  Hypothetical diversion event ended 1125 minutes after beginning.  For simplicity, in this hypothetical example the flow into the SWDB is assumed to be  constant at 2,000 gpm (except for the first 5 minute interval).  In a real diversion event the flow  will be calculated based on the measured values at intervals no larger than 5 minutes.  Also, in  this hypothetical example, flow into the SWDB is shown to occur in a single uninterrupted  event.  In a real diversion event, the inlet valve may be opened and later closed, and then have to  be reopened to allow additional flow, for example if a storm’s intensity lessens for a while and  then increases again.  In such an event, as long as the individual openings of the inlet valve all  capture the wet weather flow from the same rainfall, the total flow into the SWDB arising from  the same rainfall event, whether diverted by one or more than one set of inlet valve open/close  operations, will be evaluated as a single event, arising from a single storm.  Appendix P - Page 16  Appendix Q:  Diesel Emissions Reduction SEPs  ExxonMobil shall develop and satisfactorily complete implementation of diesel  emissions reduction SEPs in accordance with the following:  A.  Allocation:  The $1,300,000 to be expended on diesel emissions reduction SEPs shall be  allocated as follows:  1.  ExxonMobil shall spend no less than $250,000 to implement diesel emissions  reduction SEPs in the general area where ExxonMobil’s Torrance Refinery is located.  2.  ExxonMobil shall spend no less than $300,000 to implement diesel emissions  reduction SEPs in the general area where ExxonMobil’s Billings Refinery is located.  3.  ExxonMobil shall spend no less than $250,000 to implement diesel emissions  reduction SEPs in the general area where ExxonMobil’s Joliet Refinery is located.  4.  ExxonMobil shall spend no less than $250,000 to implement diesel emissions  reduction SEPs in the general area where ExxonMobil’s Baytown Refinery is located.  5.  ExxonMobil shall spend no less than $250,000 to implement diesel emissions  reduction SEPs in the general area where ExxonMobil’s Beaumont Refinery is located.  B.  Schedule:  By no later than one year after the Consent Decree Entry Date, ExxonMobil  shall submit a Statement of Work (“SOW”) for each diesel emissions reduction SEP that it  proposes to perform, which shall include a description of how the SEP meets the criteria in this  Appendix, a schedule for development and implementation, and an estimated cost.  Each SOW  shall be subject to approval by EPA, after consultation with the appropriate state and local  authorities.  ExxonMobil shall complete implementation of the approved SOWs by no later than  December 31, 2009.  C.  Project Criteria:  ExxonMobil’s agreement with a third-party implementing a diesel  emissions reduction SEP shall specify that the SEP shall satisfy each of the following criteria  and shall require the third-party to certify in writing to ExxonMobil and EPA that the following  criteria have been met:  1.  It shall involve the retrofit of high-emitting, in-service heavy duty diesel vehicles  with emissions control equipment or the replacement of vehicles or engines in order to reduce  emissions of particulates and/or ozone precursors.  2.  It shall include as a goal the creation of benefits to sensitive populations that are  otherwise exposed to particulate emissions and ozone precursors from such vehicles.  3.  It shall cover the hardware and installation costs, and may provide also for  incremental maintenance costs and/or costs of repairs on such hardware for a period of up to four  years after installation.  Appendix Q - Page 1  4.  It shall cover fleets for which the affected municipality, local governmental  entity, or other owner/operator has committed:  (i) to maintain any equipment installed in  connection with the SEP during and after completion of the SEP; (ii) to use ultra low-sulfur  diesel fuel with the affected vehicles during and after completion of the SEP; and (iii) to the  extent feasible, to take steps to achieve additional emissions reduction benefits in connection  with the project, such as by implementing an idle control program.  5.  It shall involve vehicles that are operated an average of at least four days per  week.  For vehicles operated on a seasonal basis, the four-day-per-week minimum threshold  under the previous sentence shall apply during the season(s) in which the vehicles are operated.  D.  Reservation:  EPA reserves the right to reject all or part of a project plan that could be  funded by EPA under Section 103 of the Clean Air Act, or that is otherwise inconsistent with  EPA SEP Policy, applicable EPA guidance, or any other provision of law.  Appendix Q - Page 2  Appendix R: Drawing of Real Estate Referenced in Consent Decree  Subparagraph 156.d.(1)  [Appendix R is on the following page]  HIGH VOLTAGE OWER LINES GRAVEL ROAD GRAVEL ROAD II I I MIDEWIN TALLGRASS PRAIRIE WIDE EASEMENT WOODED FOR FORMER SFUR (EXXONMOBIL PROPERTY) TRACK I SITE AGRICULTURAL (FLOWED FIELD) TREES I APPENDIX 0 4-00 APPROXIMATE SCALE: 1 "=400' 800 JOLIET REFINERY MIDEWIN AREA SITE VICINITY MAP PM DESIGN RESEARCH PLANNING 999 OAKMONT PLAZA DRIVE . WESTMONT. ILUNOIS 650.371.1800 Appendix S: Drawing of Billings Refinery Scrap Yard and Laydown Areas and  Land Treatment Unit as Referenced in Consent Decree Paragraphs  137 and 138  [Appendix S is on the following page]  Land Treatment Un? 8. Scrap Yard 3. Laydown Area AppendR S: Re?nery Scrap Yard, Laydown Area and Land Treatment Un? Appendix T: Drawing of Joliet Material Staging Area Referenced in Consent  Decree Subparagraph 135.a  [Appendix T is on the following page]  VEIHV I: :1 ?8:000 vaav BNIEMS meaww 'lS CINZZ ?gage lo '18 H103 OIHO NVBIHOIW (- HEIEICI 90 P) '18 H198 I I: aanuo OIW Wo'o'o'o'o'o? ?o'o?o'o'o?o?c 9 f] OSVOIHO "all XENNV LLS HJZS JK WVCIHEILSWV 64V HEIMOO EIAV 993 999 EH 9% /w .I J.. CIEI 178 1000 i ,0 Go, 0 EIAV EIONVUHOJ.