Planes SPCC

May 31, 2023

Preparado por la Agencia de Protección AmbientalRespuesta de emergenciaRegión 61445 Ross Ave (6E-EP)Dallas, TX 75202Don Smith(214) 665-6489

El Reglamento de Prevención de la Contaminación por Petróleo de la Agencia de Protección Ambiental, publicado en el Registro Federal el 11 de diciembre de 1973, está dirigido a instalaciones no relacionadas con el transporte y se identifica además como Título 40, Código de Reglamentos Federales, Parte 112. El principal requisito de las instalaciones sujetas A la regulación se refiere la preparación e implementación de un plan para prevenir cualquier descarga de petróleo en aguas de los Estados Unidos. El plan se conoce como Plan de contramedidas y control de prevención de derrames (SPCC).

La siguiente discusión responderá algunas de las preguntas frecuentes y resumirá los elementos clave de la regulación.

Prevenir vertidos de petróleo en aguas de los Estados Unidos. El objetivo principal de la regulación es la "prevención" en contraposición a las medidas "posteriores" o "reactivas" comúnmente descritas en los Planes de Contingencia para Derrames.

Propietarios u operadores de instalaciones dedicadas a la perforación, producción, recolección, almacenamiento, procesamiento, refinación, transferencia o consumo de petróleo y productos derivados del petróleo, proporcionando;

Requiere que las instalaciones que están sujetas al reglamento (basado en los criterios anteriores) preparen e implementen un Plan de Contramedidas y Control de Prevención de Derrames (SPCC), preparado de acuerdo con las pautas descritas en el párrafo 112.7 del reglamento.

Para instalaciones existentes: Desde la fecha de vigencia del reglamento (11 de enero de 1974) Seis meses para preparar el Plan SPCC (hasta el 11 de julio de 1974)

Doce meses para implementar el Plan SPCC (hasta el 11 de enero de 1975)

Para nuevas instalaciones: Desde el momento de la puesta en marcha de la nueva instalación -Seis meses para preparar la preparación del Plan SPCCDoce meses para implementar

En este momento (17 de marzo de 1975), la única disposición del reglamento para la extensión de tiempo de los Planes SPCC se aplicaría a NUEVAS INSTALACIONES.

Como comentario interpretativo, es difícil anticipar circunstancias que justifiquen razonablemente una prórroga del plazo para una nueva instalación, ya que el plazo normal comienza en la fecha de puesta en marcha.

Todas las instalaciones fijas, incluido el equipo de apoyo, pero excluyendo los oleoductos interestatales, los vagones cisterna en ruta, los camiones de transporte en ruta y las terminales asociadas con la transferencia de petróleo a granel hacia o desde un buque de transporte acuático.

Pregunta: ¿Quién determina si una instalación necesita un Plan?

Respuesta: El propietario u operador según lo exige el Reglamento.

Pregunta: ¿Qué determina la razonabilidad?

Respuesta: Ubicación de la instalación en relación con un arroyo, zanja, alcantarillado pluvial, distancia, volumen de material, patrones de drenaje, condiciones del suelo, etc.

Pregunta: ¿Quién debe preparar el Plan SPCC?

Respuesta: El propietario/operador. El ingeniero certificador puede ayudar, pero el propietario/operador es responsable.

Pregunta - ¿Por qué es necesario certificar el Plan?

Respuesta: Para asegurar que se sigan buenas prácticas de ingeniería al preparar el plan.

Pregunta: ¿Cuáles son los requisitos para la certificación?

Respuesta: El ingeniero debe estar familiarizado con las disposiciones del 40 CFR 112 y debe haber examinado la instalación.

y

estar registrado en al menos un Estado. No es necesario estar registrado en el Estado en el que se encuentra la instalación.

Pregunta: ¿Qué constituye un Plan SPCC?

Respuesta - Seguir las pautas sugeridas en el Reglamento - párrafo 112.7.

Un boceto o dibujo del sitio ayudará a identificar la implementación.

Pregunta: Cuando se completa y certifica el Plan SPCC, ¿se envía a la EPA para su revisión?

Respuesta: No, se requiere que una copia certificada del Plan esté disponible en la revisión in situ de la EPA; si la instalación es atendida al menos ocho horas al día. Si no se atiende la instalación, entonces el Plan se conservará en la oficina de la empresa más cercana.

Pregunta: ¿Cuál es el plazo para la preparación e implementación del plan para una nueva instalación?

Respuesta: Un año a partir de la fecha de inicio de operaciones de la instalación.

Pregunta: ¿Se requiere un plan SPCC cuando una instalación cuenta con sistemas preventivos existentes y no tiene antecedentes de derrames?

Respuesta: La necesidad de un Plan SPCC está determinada por criterios; la capacidad de almacenamiento y la ubicación, sin tener en cuenta las estructuras artificiales existentes.

Pregunta: Cuando un arrendamiento de producción consta de varias operaciones, como pozos, separadores de petróleo/agua, sistemas de recolección, baterías de tanques, etc., ¿cada operación requiere un Plan SPCC separado?

Respuesta: No, un Plan SPCC puede incluir todas las operaciones dentro de una sola área geográfica cuando cada una de ellas se aborda en el Plan.

Pregunta: ¿Toda pérdida de petróleo o de productos derivados del petróleo está sujeta a una sanción?

Respuesta: No, una descarga se define en 311(a)(2) de la Ley Federal de Control de la Contaminación del Agua que incluye, entre otros, cualquier derrame, fuga, bombeo, vertido, emisión, vaciado o vertido que ingrese a las aguas. de los Estados Unidos o en las costas adyacentes en cantidades nocivas. Si el agua se ve afectada se podría imponer una sanción; si se produce un derrame y se evita por algún medio que entre al agua, no se debería imponer ninguna sanción.

Pregunta: ¿Qué se considera una cantidad nociva?

Respuesta: La cantidad nociva se define en el Reglamento como descargas que afectan los estándares de calidad del agua o causan una película, brillo o decoloración del agua o de las costas adyacentes.

Pregunta - ¿Qué se consideran aguas navegables?

Respuesta: La sección 502(7) de la EWPCA define aguas navegables como las aguas de los Estados Unidos. La interpretación de la Guardia Costera incluye no sólo las aguas navegables tradicionalmente reconocidas sino todos los arroyos, arroyos, lagos y estanques conectados al sistema tributario en una cuenca fluvial.

Pregunta: ¿Es un derrame de petróleo en una alcantarilla pluvial municipal una violación?

Respuesta: Si el petróleo llega a "aguas navegables", se ha producido una infracción y pueden derivarse sanciones. La instalación que derrama el petróleo también debe tener implementado un Plan SPCC. Un plan diseñado e implementado adecuadamente evitaría que ocurra un derrame.

Pregunta: ¿Qué sanciones se imponen?

Respuesta: El párrafo 112.6 del 40 CFR 112 autoriza al Administrador Regional a imponer una multa civil de hasta $5,000 por día por cada infracción.

Pregunta: ¿Se debe proporcionar una contención secundaria para las operaciones de transferencia (es decir, para un camión cisterna que carga o descarga combustible en una instalación?

Respuesta: El sistema de contención secundaria debe diseñarse para contener al menos la capacidad máxima de cualquier compartimento individual de un vagón cisterna o camión cisterna que se carga o descarga en la instalación. Esto no quiere decir que un camión deba estacionarse dentro de un muro con dique para cargar/descargar. La regulación permite flexibilidad aquí para que las estructuras de desvío, como bordillos o diques, canalicen un derrame potencial a una estructura de contención secundaria.

Pregunta: ¿Se debe enviar un plan SPCC a la EPA para su revisión y/o aprobación?

Respuesta: Normalmente no es necesario enviar un Plan SPCC a la EPA para su aprobación; sin embargo, los propietarios u operadores de una instalación deben mantener una copia completa del Plan en la instalación si la instalación normalmente recibe atención al menos ocho horas por día, o en la oficina de campo más cercana si la instalación no recibe asistencia. Tras la inspección por parte de la EPA o su representante, se debe elaborar un Plan SPCC para la revisión de la inspección. Se debe presentar un Plan SPCC a la EPA para su revisión si se cumple cualquiera de las siguientes condiciones: (1) Una instalación descarga 1,000 galones o más de petróleo en un solo derrame, (2) una instalación descarga petróleo en cantidades nocivas como se define en 40 CFR 110 en aguas de los Estados Unidos en dos eventos de derrame, reportables según la sección 311(b)(s) de la Ley Federal de Control de la Contaminación del Agua; que ocurra dentro de cualquier período de doce meses. Si se aplica cualquiera de las condiciones, el propietario u operador de dicha instalación debe presentar su Plan SPCC a la EPA dentro de los 60 días para su revisión.

Pregunta: ¿Se requieren planes SPCC para sustancias o desechos peligrosos?

Respuesta: Se requieren planes SPCC para instalaciones que almacenan o transportan petróleo de cualquier tipo o en cualquier forma, incluidos, entre otros, petróleo, fueloil, lodos, desechos de petróleo y petróleo mezclado con desechos distintos del suelo dragado.

La regulación SPCC, tal como está escrita, no se aplica a sustancias peligrosas o desechos peligrosos. Algunos permisos de la RCRA pueden requerir una contención secundaria para desechos peligrosos en una instalación específica. Aunque la regulación no exige la contención secundaria para sustancias peligrosas, la EPA recomienda que los propietarios de instalaciones la consideren seriamente como un medio para reducir el daño ambiental y la responsabilidad resultante de una liberación accidental.

Pregunta: ¿Se requiere que una instalación desarrolle un Plan SPCC si un derrame de la instalación no puede alcanzar aguas navegables de los Estados Unidos?

Respuesta: Se requiere un Plan SPCC para cualquier instalación que, debido a su ubicación, se pueda esperar razonablemente que descargue petróleo en cantidades dañinas, como se define en 40 CFR Parte 110, en o sobre las aguas de los Estados Unidos. La determinación de desarrollar un Plan SPCC es responsabilidad de los propietarios u operadores de las instalaciones requeridas.

Pregunta: ¿Las instalaciones de propietarios federales están sujetas a los requisitos del SPCC?

Respuesta: Las instalaciones de propiedad y operación federal deben desarrollar un Plan SPCC para cualquier instalación federal que cumpla con los requisitos de aplicabilidad.

Pregunta: ¿Las regulaciones de SPCC detallan los requisitos de diseño para diques, bordillos, etc.?

Respuesta: Las regulaciones de la SPCC exigen que las áreas con diques para los tanques de almacenamiento sean lo suficientemente impermeables para contener el petróleo derramado. Todas las instalaciones de tanques de almacenamiento a granel deberían construirse de manera que se proporcione un medio secundario de contención para todo el contenido del tanque individual más grande más un francobordo suficiente para permitir la precipitación. A veces se utilizan bordillos y fosos de contención como contención secundaria, pero es posible que no siempre sean apropiados para algunas instalaciones.

Pregunta: ¿Qué autoridades tienen los estados según el reglamento SPCC?

Respuesta: El programa SPCC es un programa obligatorio a nivel federal. La Orden Ejecutiva 11735 (3 de agosto de 1973) delegó la autoridad del Presidente para promulgar regulaciones de prevención para embarcaciones o transporte, y a la EPA (Los Administradores Regionales) para la prevención de instalaciones relacionadas y no relacionadas con el transporte. Los estados pueden realizar inspecciones SPCC a solicitud de la EPA; sin embargo, el proceso de revisión general de la inspección es responsabilidad de la EPA. Este proceso de revisión se manejará dentro de la oficina regional de la EPA.

Pregunta: Si un tanque queda fuera de servicio, ¿qué medidas debe tomar una instalación para estar exenta de las regulaciones de SPCC?

Respuesta: Cualquier tanque que se ponga fuera de servicio debe tener todas las tuberías y accesorios sellados y los tanques deben llenarse con un material inerte, como arena u hormigón, para estar exento de las regulaciones de SPCC.

Pregunta: ¿Los tanques dentro de un tanque son satisfactorios para cumplir con el requisito de contención secundaria para SPCC?

Respuesta: Los tanques dentro de un tanque pueden proporcionar una contención secundaria adecuada; sin embargo, las válvulas deben diseñarse de modo que las liberaciones accidentales del tanque interior (por sucesos como una apertura inadvertida de la válvula o una falla) queden completamente contenidas dentro del tanque exterior.

Pregunta: ¿Cada tanque de una batería de tanques debe tener una contención secundaria?

Respuesta: Se requiere que un dique para la batería de tanques contenga solo el tanque más grande dentro de la batería de tanques más suficiente francobordo para permitir la precipitación. El dique debe ser lo suficientemente impermeable como para contener el petróleo derramado de la batería del tanque.

Pregunta: ¿Deberían estar sujetos a inspección los tanques elevados y subterráneos?

Respuesta: Todos los tanques sobre el suelo deberían estar sujetos a pruebas de integridad periódicas, teniendo en cuenta el diseño del tanque y utilizando técnicas como pruebas hidrostáticas, inspección visual o un sistema de pruebas no destructivas del espesor de la carcasa. En estas inspecciones se deben incluir los soportes y cimientos del tanque.

Los tanques de almacenamiento enterrados representan un potencial para que se produzcan derrames no detectados. Una nueva instalación enterrada debe protegerse de la corrosión mediante revestimientos. Los tanques enterrados deberían estar sujetos al menos a pruebas de presión periódicas. Para calificar como almacenamiento enterrado, un tanque debe estar completamente enterrado en la tierra. Los tanques que se encuentran en un sótano o bóveda subterránea no califican para almacenamiento subterráneo. La razón es que los tanques enterrados suelen tener cierta protección inherente por la acción de contención de la tierra circundante.

Pregunta: ¿Están los transformadores cubiertos por la regulación SPCC?

Respuesta: Los transformadores eléctricos y equipos similares están cubiertos por la regulación SPCC siempre que contengan cantidades suficientes de petróleo y, debido a su ubicación, se pueda esperar razonablemente que derramen su petróleo en aguas navegables o costas en suspensión.

Pregunta: Si el drenaje de una instalación se descarga a un sistema de alcantarillado, ¿se requiere que esta instalación tenga un Plan SPCC?

Respuesta: Si el alcantarillado es un alcantarillado pluvial o un alcantarillado combinado, se podría esperar razonablemente que el derrame alcance aguas navegables y, por lo tanto, se requeriría el plan. Si el flujo del alcantarillado se trata en su totalidad en una planta de tratamiento de aguas residuales, el propietario u operador debe realizar una evaluación de ingeniería para determinar si el sistema de tratamiento podría manejar el posible volumen de petróleo sin exceder la cantidad permitida en la descarga de la planta. sin causar una descarga dañina. Si el sistema no pudiera manejar el petróleo, entonces se requeriría un Plan SPCC.

Las violaciones de otras secciones de la Ley Federal de Control de la Contaminación del Agua u otras leyes pueden estar involucradas en un derrame a un sistema de alcantarillado municipal.

Pregunta: ¿Qué otras regulaciones o normas pueden ser aplicables a las instalaciones de almacenamiento de petróleo?

Respuesta: UST (tanque de almacenamiento subterráneo), NFPA (asociación nacional de prevención de incendios) y jefes de bomberos estatales.

Descargo de responsabilidad: Esta no es de ninguna manera una lista completa de otras regulaciones y estándares aplicables.

Si tiene preguntas adicionales sobre el Reglamento SPCC, comuníquese con la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos al (214)855-0711.

No existe un formato rígido para un Plan SPCC. Se citan las pautas (párrafo 112.7) del reglamento que sugiere el formato: "El Plan SPCC completo deberá seguir la secuencia descrita a continuación e incluir una discusión sobre la conformidad de la instalación con las pautas apropiadas enumeradas". Estas directrices indican requisitos "mínimos" y necesariamente deben proporcionar una amplia libertad para los muchos tipos de instalaciones a las que se aplican.

La mejor manera de controlar los derrames es mediante la instalación de sistemas de prevención, el cumplimiento de procedimientos operativos adecuados y el mantenimiento preventivo, respaldados por una contención y eliminación positivas. Si estos elementos están bien pensados ​​y documentados, el resultado será un Plan SPCC adecuado. Por lo tanto, tres principios básicos deben incorporarse dentro de un Plan SPCC:

Además, el Plan debe mantenerse y/o revisarse de acuerdo con cualquier cambio en la operación, proceso o instalaciones cubiertas.

Los errores operativos y las fallas de los equipos son las principales causas de los derrames. Por lo tanto, el Plan debe contener medidas diseñadas para evitar estos errores y fallas.

Los errores operativos se pueden minimizar mediante:

La dirección debe comprometerse con la prevención de derrames y debe desarrollar y hacer cumplir técnicas para una operación segura y eficiente.

Las fallas de los equipos se pueden minimizar mediante:

1. selección y construcción iniciales adecuadas,2. mantenimiento de la integridad y función estructural, y3. inspecciones frecuentes.

Los estándares de la industria y las sólidas prácticas de ingeniería dictan el curso de acción adecuado en cada una de estas áreas.

CONTENCIÓN DE ACEITE DERRAMADO

En nuestra región "interior" generalmente nos preocupan los derrames de instalaciones donde los dispositivos y sistemas de contención positiva son prácticos y eficaces. Dentro de los sistemas de prevención se incluyen diques, muros de contención, bordillos, balsas de desvío de vertidos, sumideros, etc. Sólo cuando se pueda demostrar claramente que es impracticable* proporcionar contención, la instalación tiene la opción de adoptar el enfoque del plan de "contingencia". Los planes de contingencia se consideran de naturaleza "reactiva", es decir, generalmente describen acciones posteriores al hecho y sólo se puede esperar que mitiguen los efectos de un derrame después de que ocurre. Por lo tanto, se debe dar prioridad a los sistemas preventivos en el estudio inicial y la preparación del Plan SPCC.

* "Impracticabilidad de proporcionar una contención positiva" se refiere principalmente a aquellos casos en los que graves limitaciones de espacio pueden impedir la instalación de estructuras o equipos para evitar que el petróleo llegue al agua. Justificar la "impracticabilidad" sobre la base de consideraciones financieras es difícil porque el compromiso requerido de mano de obra, equipo y materiales para controlar, retirar y dispersar rápidamente el petróleo derramado normalmente no ofrecería ninguna ventaja económica significativa.

ELEMENTOS DEL PLAN SPCC

Si bien cada Plan SPCC es único, existen ciertos elementos que pueden incluirse casi sin excepción para que un plan cumpla con las disposiciones de la regulación y el espíritu de prevención de derrames de petróleo. Estos elementos se analizan o enumeran de la siguiente manera:

Nombre de la instalación: puede ser o no el nombre comercial. Tipo de instalación: describe brevemente la actividad comercial. Fecha de operación inicial: la fecha en que la instalación comenzó a operar. Ubicación de la instalación: puede ser una descripción de una palabra, o dirección de la ciudad que puede ser respaldada por mapas de área. Nombre y dirección del propietario: generalmente una dirección remota de la ubicación de la instalación. Persona designada responsable de la prevención de derrames de petróleo: cada instalación debe tener una persona con responsabilidad general sobre los derrames de petróleo. Esta persona debe estar completamente familiarizada con el reglamento y el Plan SPCC de la instalación. Historial de derrames de petróleo: esta sección puede ser una declaración reactiva o un historial detallado de derrames importantes que ocurrieron en el período de doce meses anterior a la publicación del reglamento. . En el último caso, la información típica incluiría:

1. tipo y cantidad de petróleo derramado

2. ubicación, fecha y hora del(los) derrame(s)

3. curso de agua afectado

4. descripción del daño físico

5. costo del daño

6. costo de limpieza

7. causa del derrame

8. medidas tomadas para prevenir la recurrencia

Aprobación de la gerencia: esta es una declaración firmada de una persona con la autoridad para comprometer a la gerencia con la implementación del Plan.

Certificación: esta es una declaración de certificación del plan bajo el sello, la firma, el estado y el número de registro de un ingeniero profesional registrado. El ingeniero certificador no necesariamente está registrado en el Estado en el que está ubicada la instalación.

NOTA: Toda la información anterior puede presentarse en una sola página de un Plan SPCC. Como ejemplo, en el Apéndice "A" hay una hoja titulada "Información de certificación".

Análisis de las instalaciones: una parte del plan debe incluir una descripción de la operación de las instalaciones que generalmente indicaría la magnitud del potencial de derrame. Por ejemplo, se deben indicar la cantidad y el tipo de almacenamiento, los incrementos normales de transferencia o los patrones del petróleo derramado junto con cualquier factor que sea pertinente o que influya en el potencial de derrame. Es apropiado respaldar este tipo de información mediante gráficos, tablas, planos argumentales, etc. para ayudar a la claridad o promover la brevedad.

Ubicación de la instalación: la ubicación geográfica es una parte integral del Plan SPCC. Los mapas topográficos y de ubicación pueden ser fundamentales para determinar las consecuencias adversas de un derrame de petróleo. Las fuentes de dichos mapas incluyen (1) Servicio Geológico de EE. UU., (2) Departamento de Carreteras del Estado, (3) Ingeniero de Carreteras del Condado, (4) Estudios de Tierras Locales y (5) Ingeniero de la Ciudad.

Inspección de la instalación: un informe de inspección que cubra la instalación en términos de equipo, contención, operación, drenaje, seguridad, etc. puede proporcionar información esencial necesaria para formular el Plan SPCC. Por lo tanto, dichos informes serían más útiles en las instalaciones más complejas y no se consideran necesariamente un elemento común a todos los planes SPCC.

EJEMPLOS DE SPCC

Varias asociaciones comerciales industriales han desarrollado pautas de preparación del Plan SPCC sugeridas para uso de sus miembros. Generalmente, estas pautas se desarrollaron para un tipo particular de instalación y han sido muy útiles. Sin embargo, se debe tener cuidado de no depender totalmente de ningún formato estereotipado. Cada plan es único para la instalación y requiere procesos de pensamiento individuales y adaptación a riesgos de derrames específicos.

El Instituto Americano del Petróleo (API) ha preparado un boletín titulado "Procedimientos sugeridos para el desarrollo de planes de contramedidas y control de prevención de derrames" (Boletín API D-16). Este fue diseñado principalmente para instalaciones de producción de petróleo.

El Consejo Nacional de Trabajadores del Petróleo ha preparado un modelo de Plan SPCC que cubre una planta a granel de tamaño modesto e incluye detalles escritos y gráficos junto con un procedimiento de diseño de diques. Una copia de esto se incluye en el Apéndice "B".

A continuación se muestra un ejemplo de una página de certificación para un Plan SPCC.

Nombre: BJ Embo

Firma:

(Sello) Registro No. 00000

Fecha: 10 de enero de 1974 Estado: Oregón

COMPAÑÍA PETROLERA ABC

100 Carretera Nunca Derrame

Apartado postal 100

Oilville, Washington 98000

Teléfono: (123)456-7890

Contacto:

John Doe, propietario y gerente

CERTIFICACIÓN:

Ingeniero: BJ Embo

Firma:

Número de licencia: 0000-00

Estado: Oregón (SEAL)

Fecha: 10 de enero de 1974

1. Nombre y Propiedad

Nombre: Compañía Petrolera ABC

100 Carretera Nunca Derrame

Apartado postal 100

Oilville, Washington 98000

Teléfono: (123)456-7890

Gerente: John Doe

505 camino del petróleo

Oilville, Washington 98000

Teléfono: (123)456-0987

Propietario: Mismo

Otro Personal: Secretaria - Contable

Despachador

Conductor de transporte

(3) Repartidores

Área de servicio: Condado de King, Washington

2. Descripción de la instalación La planta a granel de ABC Oil Company maneja, almacena y distribuye productos derivados del petróleo en forma de gasolina para motores, queroseno y fueloil No. 2. El dibujo adjunto muestra los límites de la propiedad y la carretera adyacente, las zanjas de drenaje, los edificios del sitio y las instalaciones de manejo de petróleo.

Almacenamiento fijo: (2) tanques verticales de 20,000 galones (gasolina premium)

(2) tanques verticales de 20,000 galones (gasolina regular)

(2) tanques verticales de 20,000 galones (combustible No. 2)

(1) Tanque vertical de 20,000 galones (queroseno)

Total: 140.000 galones

Vehículos: (1) Camión de transporte

(4) Camiones de reparto con vagones cisterna

La planta a granel está rodeada por una valla de seguridad de acero y la puerta se cierra con llave cuando la planta está desatendida. Dos luces de área están ubicadas en posiciones tales que iluminen las áreas de oficina y almacenamiento.

3. Experiencia pasada en derrames

NINGUNO

4. Prevención de derrames: tanques de almacenamiento

1. Cada tanque tiene una construcción UL-142 (uso sobre el suelo)

2. La válvula de salida principal de cada tanque está cerrada con llave cuando la planta está desatendida.

3. Cada tanque está equipado con un manómetro de lectura directa.

4. La capacidad de ventilación es adecuada para las tasas de llenado y extracción.

5. El interruptor de alimentación principal de las bombas está ubicado en una caja que se cierra con llave cuando la planta a granel está desatendida.

6. Un dique rodea el conjunto del tanque. Su volumen (altura versus área) se calcula con base en el tanque más grande dentro (20,000 galones) y se tienen en cuenta volúmenes de desplazamiento vertical adicionales del tanque debajo de la altura del dique (nivel estimado del líquido del derrame). La capacidad total de almacenamiento es de 140.000 galones. Un drenaje de agua de 2 pulgadas está ubicado en el punto más bajo dentro del recinto del dique y se conecta a una válvula de compuerta normalmente cerrada fuera del dique.

5. Prevención de Derrames - Vehicular

1. En el sitio

La zanja frontal de la carretera y la zanja en el límite sur de la propiedad se cruzan antes de cruzar la carretera a través de una alcantarilla que se dirige hacia el este y eventualmente a un arroyo ubicado aproximadamente a media milla de distancia. La acción de contención de emergencia consistirá en la construcción de una presa de tierra y la colocación de pilares absorbentes en la entrada de la alcantarilla. Se proporcionará una cascada adicional de barreras según sea necesario.

La capacitación y los simulacros del personal se describen más adelante en este documento.

2. Fuera de juego

Cada vehículo está equipado con una pala y dos pilares absorbentes. Se le indica al conductor que, si es posible, logre una contención de emergencia y luego llame a la oficina para pedir ayuda de inmediato.

6. Personal

Todo el personal ha sido instruido y ensayado en los siguientes planes de prevención y contramedidas de derrames:

1. No se podrán llenar depósitos o compartimentos sin comprobar previamente las reservas.

2. No operar la bomba a menos que se la atienda continuamente.

3. Se muestran señales de advertencia para verificar si hay desconexiones de línea antes de la salida del vehículo.

4. Se han impartido instrucciones sobre métodos de prevención, contención y recuperación de derrames de petróleo y se ha realizado un simulacro de incidente de derrame vehicular en el sitio.

5. Se han publicado y publicado en la oficina instrucciones y números de teléfono relacionados con el informe de un derrame a la EPA y al Departamento de Ecología del Estado de Washington.

6. Se han publicado de manera visible instrucciones y regulaciones de la compañía que establecen los procedimientos de prevención y contramedidas de derrames de petróleo.

7. Planes futuros de prevención de derrames

El 10 de enero de 1975 (fecha límite de implementación) se habrán completado los siguientes planes adicionales:

1. Almacenamiento en sitio de materiales y equipos de contención y recuperación de derrames: absorbente en bolsas, pilares y brazos absorbentes y herramientas. Las instalaciones de almacenamiento estarán bien publicitadas y claramente definidas.

2. Instalación de un depósito de captación lleno de arena para derrames menores y rutinarios en las tomas de las bombas de carga y en el estante de carga. Arena que se repondrá periódicamente.

3. Un programa de inspección de rutina con listado de verificación de tanques, tuberías, válvulas, mangueras y bombas para la prevención tanto de derrames mayores como también de derrames o fugas menores mediante un mantenimiento adecuado.

Juan Pérez

(Firma)

PROCEDIMIENTO DE DISEÑO DEL DIQUE

1. Código General para Líquidos Normalmente Estables, Inflamables o Combustibles.

a) La capacidad volumétrica del área del dique no será menor que la mayor cantidad de líquido que pueda liberarse del tanque más grande dentro del área del dique, suponiendo un tanque lleno, más un francobordo de al menos doce pulgadas. La capacidad del área del dique que encierra más de un tanque se calculará deduciendo el volumen de los tanques distintos del tanque más grande debajo de la altura del dique.

b) Las paredes del área del dique deben ser de tierra, acero, concreto o mampostería sólida diseñadas para ser estancas a los líquidos y soportar una cabeza hidrostática completa. Los muros de tierra de 3 pies o más de altura deberán tener una sección plana en la parte superior de no menos de 2 pies de ancho. La pendiente de un muro de tierra deberá ser consistente con el ángulo de reposo del material con el que está construido el muro.

c) Las paredes del área del dique deberán estar restringidas a una altura promedio de 6 pies sobre el nivel interior.

d) Cuando se toman medidas para drenar el agua de áreas con diques, el drenaje se debe proporcionar con una pendiente uniforme de no menos del 1 por ciento desde los tanques hacia un sumidero, caja de drenaje u otro medio seguro de eliminación ubicado a la mayor distancia práctica de el tanque. Normalmente, dichos drenajes deberán controlarse de manera que se impida que líquidos inflamables o combustibles ingresen a cursos de agua naturales, alcantarillas públicas o desagües públicos. El control del drenaje deberá ser accesible en caso de incendio.

e) No se permitirá dentro del área del dique ningún material combustible suelto, ni bidón de barril vacío o lleno.

f) Cada área de dique que contenga dos o más tanques deberá subdividirse preferentemente mediante canales de drenaje o al menos por bordillos intermedios para evitar que los derrames pongan en peligro los tanques adyacentes dentro del área de dique de la siguiente manera:

1) Cuando se almacenen líquidos normalmente estables, inflamables o combustibles, una subdivisión para cada tanque que exceda los 100,000 galones y una subdivisión para cada grupo de tanques (ningún tanque que exceda los 100,000 galones de capacidad) que tenga una capacidad agregada que no exceda los 150,000 galones.

Figura 1 - Ejemplo de diseño: Tanques verticales únicamente

Vista en planta: posición disponible del dique

(a) El volumen mínimo de contención es el tanque más grande dentro del dique: 8500 galones.

Este ejemplo: 8500 galones X .1337 pies cúbicos. pies/gal. - 1136 pies cúbicos. pie

(b) Área de dique disponible

Este ejemplo: 50 pies X 30 pies = 1500 pies cuadrados.

(c) La altura disponible del dique "h" es:

Este ejemplo: h X Área del dique = Min. Volumen de contención + h X 3,14 X radio al cuadrado de cada tanque (excepto el tanque más grande)

h X 1500 pies cuadrados. = 1136 pies cúbicos. pies + h X 3.14 X ((2)al cuadrado) + (2)al cuadrado)

1500h - 25,12h = 1474,88 pies cúbicos. pie

1474,88h = 1136 pies cúbicos. pie

h = 1136/1474,88 = 0,77 pies + francobordo (10 % del estándar industrial) = 0,84 pies.

altura = 10,08 pulgadas

Figura 2 - Ejemplo de diseño: Tanques horizontales únicamente

Vista en planta: posición disponible del dique

(a) El volumen mínimo de contención es el tanque más grande dentro del dique: 15,000 galones

Este ejemplo: 15,000 galones X .1337 pies cúbicos. pies/gal. = 2006 pies cúbicos. pie

(b) Área de dique disponible

Este ejemplo: 30 pies X 45 pies = 1350 pies cuadrados.

(c) La altura disponible del dique "h" es:

Este ejemplo: h X Área del dique = Min. Volumen de contención

h X 1350 pies cuadrados = 2006 pies cúbicos. pie

h = 2006/1350

h = 1,486 pies + francobordo (10% estándar de la industria) = 1,635 pies = 19,62 pulgadas

Figura 3 - Ejemplo de diseño: tanques horizontales y verticales

Vista en planta: posición disponible del dique

(a) Según el código, el volumen mínimo de contención es el tanque más grande dentro del dique: 20,000 galones

Este ejemplo: 20.000 galones X 0,1337 pies cúbicos. pies/gal. = 2674 pies cúbicos pie

(b) Área de dique disponible

Este ejemplo: 30 pies X 75 pies = 2250 pies cuadrados.

(c) Observe que parte del volumen de los tanques verticales descienda por debajo de la altura de la pared del dique (consulte la última oración, párrafo 1(a)). Se debe considerar este volumen del segundo tanque de 20,000 galones (y cualquier vertical adicional) que se supone no está roto.

La altura promedio del dique "h" es:

Este ejemplo: h X Área del dique = Min. Volumen de contención + h X área circular del segundo (y cualquier tanque vertical adicional).

h X 2250 pies cuadrados = 2674 pies cúbicos. pies + h X 3,14 X ((5,25)Al cuadrado)(radio al cuadrado)

2250h-86,5h = 2674

2163,5 horas = 2674

h = 2674/2163,5 = 1,236 pies + francobordo (10% estándar de la industria)

h = 1,3596 pies = 16,32 pulgadas

GLOSARIO

Descarga: Incluye, entre otros, cualquier derrame, fuga, bombeo, vertido, emisión, vaciado o vertido. Excluye descargas en cumplimiento de un permiso según la sección 402 de la CWA; descargas resultantes de circunstancias identificadas, revisadas y hechas parte del registro público con respecto a un permiso emitido o modificado bajo la sección 402 de la CWA, y sujetas a las condiciones de dicho permiso; o descargas intermitentes continuas o anticipadas desde una fuente puntual, identificada en un permiso o solicitud de permiso según la sección 402 de la CWA, que son causadas por eventos que ocurren dentro del alcance de los sistemas operativos o de tratamiento relevantes.

Instalación: Cualquier edificio, estructura, instalación, equipo, tubería o tubería móvil o fija, en tierra o mar adentro, utilizada en operaciones de perforación de pozos petroleros, producción de petróleo, refinación de petróleo, almacenamiento de petróleo y tratamiento de desechos. Los límites de una instalación pueden depender de varios factores específicos del sitio, incluidos, entre otros, la propiedad u operación de edificios, estructuras y equipos en el mismo sitio y los tipos de actividad en el sitio.

Grandes Lagos: Lagos Superior, Michigan, Huron, Eric y Ontario, sus aguas de conexión y afluentes, el río San Lorenzo hasta Saint Regis y las zonas portuarias adyacentes.

Cantidad nociva: Incluye descargas de petróleo que violan los estándares de calidad del agua aplicables o provocan que se deposite un lodo o una emisión debajo de la superficie del agua o en las costas adyacentes.

Áreas de mayor volumen: Incluye los puertos de: Boston, MA; Nueva York, NY; Bahía y río de Port Delaware hasta Filadelfia, PA; Santa Cruz, VI; Pascagoula, MS; Río Mississippi desde Southwest Pass, LA hasta Baton Rouge, LA; Puerto petrolero marino de Luisiana (LOOP), Luisiana; Lake Charles, Luisiana; Río Sabine-Neches, Texas; Bahía de Galveston y Canal de Navegación de Houston, TX; Corpus Christi, Texas; Los Ángeles/Long Beach Harbor, CA; Bahía de San Francisco, Bahía de San Pablo, Estrecho de Carquinez y Bahía Suisun hasta Antioch, CA; Santos de Juan De Fuca y Puget Sound, WA; y Prince William Sound, Alaska.

Lesión: Un cambio adverso mensurable, ya sea a largo o corto plazo, en la calidad química o física o la viabilidad de un producto natural resultante directa o indirectamente de la exposición a una descarga de petróleo, o de la exposición a un producto de reacciones resultantes de una descarga de aceite

Área interior: El área costera de las líneas fronterizas definidas en 46 CFR parte 7, excepto en el Golfo de México y excluyendo los Grandes Lagos. En el Golfo de México, el Área Interior es el área costera de las líneas de demarcación (líneas COLREG) definidas en 33 CFR 80.740-80.850.

Aguas Navegables: Según lo define 40 CFR 110.1, significa las aguas de los Estados Unidos, incluidos los mares territoriales. El término incluye:

(a) Todas las aguas que se utilizan actualmente, se utilizaron en el pasado o pueden ser susceptibles de ser utilizadas en el comercio interestatal o extranjero, incluidas todas las aguas que están sujetas al flujo y reflujo de la marea; (b) Las aguas interestatales, incluidas humedales interestatales; (c) todas las demás aguas, como lagos, ríos, arroyos (incluidos arroyos intermitentes), marismas, llanuras de arena y humedales intraestatales, cuyo uso, degradación o destrucción afectaría o podría afectar el comercio interestatal o extranjero, incluido cualquiera de estas aguas:

(1) Que sean o puedan ser utilizados por viajeros interestatales o extranjeros con fines recreativos o de otro tipo; (2) De los cuales se extraigan o puedan extraerse y venderse pescados o mariscos en el comercio interestatal o extranjero; (3) Que se utilicen o puedan utilizarse utilizado con fines industriales por industrias en el comercio interestatal;

(d) Todos los embalses de aguas definidas de otro modo como aguas navegables según esta sección; (e) Afluentes de aguas identificadas en los párrafos (a) a (d) de esta definición, incluidos los humedales adyacentes; y (f) Humedales adyacentes a aguas identificadas en los párrafos (a) al (e) de esta definición; Siempre que el(los) párrafo(s) de tratamiento de residuos no sean aguas de los Estados Unidos.

Área cercana a la costa: El área que se extiende hacia el mar 12 millas desde las líneas fronterizas definidas en 46 CFR parte 7, excepto en el Golfo de México. En el Golfo de México, el área costera es el área que se extiende hacia el mar 12 millas desde la línea de demarcación (líneas COLREG) definida en 33 CFR 80.740-80.850.

Petróleo no persistente: Un aceite a base de petróleo que, en el momento del envío, consta de fracciones de hidrocarburos; (1) al menos el 50 % en volumen, destilar a una temperatura de 340 grados C (645 grados F) y (2) al menos el 95 % en volumen, destilar a una temperatura de 370 grados C (700 grados F) ). Un aceite del Grupo 1 también puede ser un aceite no derivado del petróleo con una gravedad específica inferior a 0,8.

Aceite no petrolero: Aceite de cualquier tipo que no sea a base de petróleo. Incluye, entre otros, aceites animales y vegetales.

Petróleo: Petróleo de cualquier tipo o en cualquier forma, incluidos, entre otros, petróleo, fueloil, lodos, desechos de petróleo y petróleo mezclado con desechos distintos del suelo dragado.

Instalaciones de producción en tierra: incluye todos los pozos, líneas de flujo, equipos de separación, instalaciones de almacenamiento, líneas de recolección y equipos e instalaciones auxiliares no relacionados con el transporte en un solo campo geográfico de petróleo o gas operado por un solo operador.

Propietario/Operador: Cualquier persona que posea u opere una instalación en tierra o en alta mar y, en el caso de cualquier instalación en alta mar abandonada, la persona que poseía, operaba o mantenía dicha instalación inmediatamente antes de dicho abandono.

Aceite persistente: incluye un aceite a base de petróleo que no cumple con los criterios de destilación para un aceite no persistente. Los aceites persistentes se clasifican además según su gravedad específica de la siguiente manera: Grupo II: gravedad específica inferior a 0,85, Grupo III: gravedad específica entre 0,85 y menos de 0,95, Grupo IV: gravedad específica de 0,95 o superior. Los petróleos persistentes también incluyen petróleos no persistentes con una gravedad específica de 0,8 o mayor. Estos aceites se clasifican además según su gravedad específica de la siguiente manera: Grupo II: gravedad específica entre 0,8 y menos de 0,85, Grupo III: gravedad específica entre 0,85 y menos de 0,95 y Grupo IV: gravedad específica de 0,95 o superior.

Administrador Regional: El Administrador Regional de la EPA o una persona designada por el Administrador Regional, en y para la Región en la que está ubicada la instalación.

Ríos y canales: incluye cuerpos de agua confinados dentro del área interior con una profundidad del proyecto de 12 pies o menos, incluido el Canal Intracostero y otros canales creados artificialmente para la navegación.

Plan SPCC: El documento requerido por la regulación de Prevención de la Contaminación por Petróleo que detalla el equipo, la mano de obra, los procedimientos y los pasos para prevenir, controlar y proporcionar contramedidas adecuadas a un derrame de petróleo. El plan es una descripción escrita del cumplimiento de la instalación con los procedimientos de este reglamento.

Descarga en el peor de los casos: En el caso de una embarcación, la descarga en condiciones climáticas adversas de toda su carga; y en el caso de una instalación terrestre o marina, la mayor descarga previsible en condiciones climáticas adversas.