natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Държавите-членки гарантират, че емисиите на азотни окиси, серен двуокис и прах от горивните инсталации, попадащи в обхвата на преходния национален план, се ограничават до такива нива, които позволяват спазване на таваните на емисиите.
Member States shall ensure that emissions of nitrogen oxides, sulphur dioxide and dust from the combustion plants falling under the transitional national plan are limited to a degree which allows compliance with the emission ceilings.
В случаите, в които съществува риск от неспазване на таваните, държавите-членки вземат необходимите мерки за предотвратяване на надвишаването на тези тавани.
Where there is a risk that emission ceilings are not complied with, Member States shall take the necessary measures to prevent any emissions exceeding those ceilings.
Държавите-членки, които прилагат преходен национален план, докладват пред Комисията всяка година в срок от 12 месеца данните за всяка отделна горивна инсталация, изброени в член 72, параграф 3 от Директива 2010/75/ЕС, за всички горивни инсталации, включени в плана.
Member States implementing a transitional national plan shall report to the Commission every year within 12 months the plant-by-plant data listed in Article 72(3) of Directive 2010/75/EU for all combustion plants included in the plan.
Горивни инсталации, които ще бъдат включени в преходния национален план
Combustion plants to be included in the transitional national plan
Частите от горивните инсталации (напр. една или повече отделни горивни инсталации, които използват общ комин с други инсталации, или такива, които се намират в ситуация като изложената в член 29, параграф 2 от Директива 2010/75/ЕС) не следва да попадат в приложното поле на преходен национален план [1].
Parts of combustion plants (e.g. one or more individual combustion units which are sharing a common stack with other units or which are in a situation as set out in Article 29(2) of Directive 2010/75/EU) shall not fall under a transitional national plan [1].
За целите на член 32, параграф 1, буква б), второ тире от Директива 2010/75/ЕС горивните инсталации, попадащи в приложното поле на посочената разпоредба, включват също така инсталации, които не се експлоатират от оператор на рафинерия, но се намират в рафинерия и използват горивата, посочени в споменатата буква.
For the purpose of the second indent, point (b) of Article 32(1) of Directive 2010/75/EU, combustion plants falling under that provision also include plants which are not operated by a refinery operator, but are located within the refinery and use the fuels referred to in that point.
Горивните инсталации, за които ще се прилагат разпоредбите от глава IV от Директива 2010/75/ЕС относно инсталациите за изгаряне на отпадъци и инсталациите за съвместно изгаряне на отпадъци, в който и да е момент от прилагането на преходния национален план, не се включват в преходния национален план.
Combustion plants that will be subject to the provisions of Chapter IV of Directive 2010/75/EU concerning waste incineration plants and waste co-incineration plants at any point during the application of the transitional national plan shall not be included in the transitional national plan.
Данни за горивните инсталации, които ще бъдат включени в преходния национален план
Combustion plant data to be included in the transitional national plan
Преходният национален план включва списък на всички горивни инсталации, които попадат в неговото приложно поле, и всички данни, свързани с тези инсталации, които са били използвани за изчисляване на таваните на емисиите.
The transitional national plan shall include a list of all the combustion plants it covers and all data concerning these plants which was used to calculate the emission ceilings.
Данните за отделните инсталации, които ще бъдат включени, са свързани с общата номинална входяща топлинна мощност, с използваните горива и експлоатационните характеристики на всяка горивна инсталация по време на периода на прилагане на преходния национален план.
The plant-by-plant data to be included relates to the total rated thermal input, the fuels used and the operating characteristics of each combustion plant during the time period of the implementation of the transitional national plan.
Следните данни се включват в преходния национален план като минимум за всяка от горивните инсталации, които попадат в неговото приложно поле:
As a minimum, the following data shall be included in the transitional national plan for each of the combustion plants falling under it:
Наименование и местоположение на горивната инсталация [2].
Name and location of the combustion plant [2];
Дата на издаване на първоначалното разрешително за горивната инсталация.
Date on which the first permit for the combustion plant was granted;
Дата на подаване на заявлението за първоначалното разрешително за горивната инсталация, както и датата на първото пускане в експлоатация на горивната инсталация.
Date on which the application for the first permit for the combustion plant was submitted alongside with the date on which the combustion plant was put into operation for the first time;
Тази информация се изисква само в случай че първоначалното разрешително за горивната инсталация е било издадено след 27 ноември 2002 г., но тя е била пусната в експлоатация не по-късно от 27 ноември 2003 г.
This information is only required in case the combustion plant has been granted its first permit after 27 November 2002, but has been brought into operation no later than 27 November 2003.
Всяко увеличаване с поне 50 MW на общата номинална входяща топлинна мощност на горивната инсталация, което е било извършено през периода 27 ноември 2002 г. — 31 декември 2010 г. (с посочване на добавената мощност в MW) [3].
Any extension by at least 50 MW of the total rated thermal input of the combustion plant, which took place between 27 November 2002 and 31 December 2010 (indicating the capacity added in MW) [3];
Обща номинална входяща топлинна мощност (MW) на всяка горивна инсталация на 31 декември 2010 г.
Total rated thermal input (MW) of each combustion plant on 31 December 2010;
Годишен брой експлоатационни часове [4] на всяка горивна инсталация, изчислен на основата на средните стойности за периода 2001—2010 г.
Annual number of operating hours [4] of each combustion plant, averaged over the period 2001-2010;
Тази информация се изисква само когато за изчисляване на приноса, който има горивната инсталация за постигане на тавана(ите) на емисиите, се използват конкретни норми за допустими емисии за горивни инсталации, чийто период на експлоатация не надвишава 1500 часа на година.
This information is only required in case where specific emission limit values for combustion plants operating less than 1500 hours per year are used to calculate the contribution of the combustion plant to the emission ceiling(s).
Замърсители, поради наличието на които съответната горивна инсталация не попада в приложното поле на преходния национален план (ако има такива) [5].
Pollutants for which the combustion plant concerned is not covered by the transitional national plan (if any) [5].
Годишно количество на използваното гориво (TJ/година), изчислено на основата на средните стойности за периода 2001—2010 г. с разбивка за 6 вида гориво: каменни въглища, лигнитни въглища, биомаса, други твърди горива, течни горива, газообразни горива [6].
Annual amount of fuel used (TJ/year), averaged over the period 2001-2010, split over 6 fuel types: hard coal, lignite, biomass, other solid fuels, liquid fuels, gaseous fuels [6];
Годишен дебит на отпадния газ (Nm3/година), изчислен на основата на средните стойности за периода 2001—2010 г. [7]
Annual waste gas flow rate (Nm3/year), averaged over the period 2001-2010 [7];
В случай на горивни инсталации, които използват няколко вида горива и/или се състоят от няколко вида инсталации, е необходимо дебитът на отпадния газ да бъде посочен поотделно за всеки вид гориво и/или видове горивни инсталации [8].
In the case of combustion plants firing multiple fuel types and/or consisting of multiple plant types, the waste gas flow rate needs to be provided for each of the fuel types and/or combustion plant types separately [8].
Ако дебитът на отпадния газ се изчислява въз основа на количеството на използваното гориво (а не въз основа на действителните измерени дебити на отпадния газ), е необходимо да бъде докладван коефициентът (или коефициентите в случай на няколко вида горива или видове горивни инсталации), използван за изчисление (Nm3/GJ).
If the waste gas flow rate is calculated from the amount of fuel used (and not based on actual monitored waste gas flows), the factor (or factors in case of multiple fuels or combustion plant types) used for the calculation (Nm3/GJ) needs to be reported.
Входящото количество сяра, внесено чрез местно произведените твърди горива [9] (тонове S/година), изчислено на основата на средните стойности за периода 2001—2010 г.
Quantity of sulphur input via indigenous solid fuels [9] used (tonnes S/year), averaged over the period 2001-2010;
Тази информация се изисква само когато горивната инсталация използва местно произведени твърди горива и когато минималната степен на десулфуризация се използва за изчисляване на приноса, който горивната инсталация има за постигане на тавана на емисиите на серен двуокис (за 2016 г. и/или 2019 г.).
This information is only required in case where the combustion plant uses indigenous solid fuels and where the minimum desulphurisation rate is used to calculate the contribution of the combustion plant to the emission ceiling for sulphur dioxide (for 2016 and/or 2019).
Когато горивните инсталации, попадащи в приложното поле на преходния национален план, са газови турбини или газови двигатели, това трябва да бъде изрично посочено в преходния национален план.
Where combustion plants covered by the transitional national plan are gas turbines or gas engines, the transitional national plan must specifically indicate this.
Определяне на таваните на емисиите
Determining the emission ceilings
Метод за изчисляване на приноса на отделните инсталации за постигане на таваните на емисиите за 2016 г. и 2019 г.
Calculation method for the individual plant contributions to the 2016 and 2019 emission ceilings
Общ случай
General case
За да се определят приложимите тавани на емисиите за замърсител за 2016 г. и 2019 г., следва да бъде изчислен приносът на всяка горивна инсталация, изразен в тонове на година (т/год.), като се използва следното уравнение:
In order to determine the applicable emission ceilings for a pollutant for the years 2016 and 2019, the contribution of each combustion plant expressed in tonnes per year (tpa) shall be calculated using the following equation:
Принос за постигане на таван (т/год.) = дебит на отпадния газ (Nm3pa) × ELV (норма за допустими емисии) (mg/Nm3) × 1,0 × 10–9
Contribution to ceiling (tpa) = Waste gas flow rate (Nm3pa) × ELV (mg/Nm3) × 1,0 × 10–9 where:
където:
‘Waste gas flow rate’ is the volumetric flow rate of waste gases expressed in cubic metres per year (Nm3pa), averaged over the years 2001-2010.
„дебит на отпадния газ“ е обемният дебит на отпадните газове, изразен в кубични метри на година (Nm3pa), който се изчислява на основата на средните стойности за периода 2001—2010 г. Дебитът на отпадния газ се изразява при стандартна температура (273 K) и налягане (101,3 kPa), при съответното зададено съдържание на кислород (т.е. същото като използваното за нормата за допустими емисии (ELV) и след приспадане на количествата водна пара;
It is expressed at standard temperature (273 K) and pressure (101,3 kPa), at the relevant reference oxygen content (i.e. the same one as used for the emission limit value (ELV)) and after correction for the water vapour content,
ELV е съответната норма за допустими емисии за въпросния замърсител, изразена в mg/Nm3, като се приема, че обемното количество кислород в отпадните газове е 6 % при твърди горива, 3 % при течни и газообразни горива (за горивни инсталации, различни от газови турбини или газови двигатели) и 15 % при газови турбини и газови двигатели.
‘ELV’ is the relevant emission limit value for the pollutant concerned expressed in mg/Nm3, assuming an oxygen content by volume in the waste gas of 6 % in the case of solid fuels, 3 % in the case of liquid and gaseous fuels (for combustion plants other than gas turbines or gas engines) and 15 % in the case of gas turbines and gas engines.
Подробна информация за начина на определяне на нормите за допустими емисии за изчисляване на таваните на емисиите за 2016 г. и 2019 г. е поместена в раздели 3.2 и 3.3.
The details on how to determine the emission limit values for calculating the 2016 and 2019 emission ceilings are provided in sections 3.2 and 3.3.
Конкретен случай, свързан с инсталации, които използват няколко вида горива и/или се състоят от няколко вида инсталации
Specific case of plants firing multiple fuel types and/or consisting of multiple plant types
Уравнението, посочено в раздел 3.1.1, не може да бъде използвано за горивни инсталации, които през периода 2001—2010 г. са използвали няколко вида горива (едновременно или не) или се състоят от няколко вида инсталации.
The equation referred to in section 3.1.1 cannot be used for combustion plants that fired multiple fuel types in the period 2001-2010 (simultaneously or not) or are consisting of multiple plant types.
Тези горивни инсталации изискват прилагането на различни норми за допустими емисии и/или нормални условия за изчисляване на техния принос за постигане на таваните на емисиите.
Those combustion plants require the application of different emission limit values and/or reference conditions for calculating their contribution to the emission ceilings.
Следователно се използва следният метод:
Hence, the following method shall be used.
Принос за постигане на таван (т/год.) = Σ [дебит на отпадния газ (Nm3pa) × ELV (mg/Nm3) × 1,0 × 10–9]
Contribution to ceiling (tpa) = Σ [Waste gas flow rate (Nm3pa) × ELV (mg/Nm3) × 1,0 × 10–9]
Това уравнение показва, че за всеки от видовете горива, използвани през периода 2001—2010 г., средният годишен обем на отпадните газове (Nm3 на година) се умножава по съответната норма за допустимите емисии (която съответства на общата номинална входяща топлинна мощност на цялата горивна инсталация).
This equation implies that, for each of the fuel types used in the period 2001-2010, the average annual waste gas volume (Nm3 per year) is multiplied by the relevant emission limit value (corresponding to the total rated thermal input of the entire combustion plant).
След това резултатите от умножението се сумират за всички видове използвани горива.
The products of these multiplications are then added for all of the fuel types used.
Трябва да се гарантира, че за всеки вид гориво умножените обем на отпадните газове и норма за допустимите емисии се изразяват при едно и също зададено съдържание на кислород.
It must be ensured that, for each fuel type, the waste gas volume and the emission limit value multiplied are expressed at the same reference oxygen content.
Същият подход се прилага и в случаите, при които през периода 2001—2010 г., при отчитане на член 29, параграфи 1 и 2 от Директива 2010/75/ЕС, една-единствена горивна инсталация се е състояла от комбинация от различни видове инсталации.
The same approach applies in cases where, in the period 2001-2010, taking into account Article 29(1) and (2) of Directive 2010/75/EU, a single combustion plant consisted of a combination of different plant types.
Показателни примери за това са:
Illustrative examples are:
една или повече газови турбини, комбинирани с един или повече други видове горивни инсталации;
one or more gas turbines combined with one or more other types of combustion plants,
един или повече газови двигатели, комбинирани с един или повече други видове горивни инсталации.
one or more gas engines combined with one or more other types of combustion plants.
Минимални степени на десулфуризация (MDR)
Minimum rate of desulphurisation (MDR)
Уравнението, посочено в раздел 3.1.1, не може да бъде използвано за горивни инсталации, които използват местно произведено твърдо гориво [10], и не могат да спазят съответните норми за допустими емисии, определени за серен двуокис в Директива 2010/75/ЕС поради характеристиките на това гориво.
The equation referred to in section 3.1.1 cannot be used for combustion plants firing indigenous solid fuel [10] and which cannot comply with the relevant emission limit values set for sulphur dioxide in Directive 2010/75/EU due to the characteristics of this fuel.
Изчисляването на приноса за постигане на тавана на емисиите, приложим за серен двуокис, за тези инсталации може да се основава по-скоро върху прилагането на съответните минимални степени на десулфуризация [11], отколкото върху нормите за допустими емисии за серен двуокис.
For such plants, the calculation of their contribution to the emission ceiling applicable for sulphur dioxide may be based on the application of the relevant minimum rates of desulphurisation [11] rather than on the emission limit values for sulphur dioxide.
В този случай приносът на горивната инсталация за постигане на таваните на емисиите на серен двуокис, изразени в тонове на година (т/год.), се изчислява чрез използване на следното уравнение:
In that case, the contribution of the combustion plant to the sulphur dioxide emission ceiling expressed in tonnes per year (tpa) shall be calculated using the following equation:
Принос за постигане на таван на SO2 (т/год.) = внесеното количество сяра (т/год.) × (1 – (MDR/100)) × 2
Contribution to SO2 ceiling (tpa) = Sulphur input (tpa) × (1 – (MDR/100)) × 2
„внесеното количество сяра“ е изразеното в тонове на година (т/год.) годишно количество сяра (S), съдържащо се в местно произведеното твърдо гориво, което се използва в горивната инсталация, изчислено на основата на средните стойности за периода 2001—2010 г.
‘Sulphur input’ is the annual quantity of sulphur (S) contained in the indigenous solid fuel which was used in the combustion plant, expressed in tonnes per year (tpa), averaged over the period 2001-2010,
MDR е съответната минимална степен на десулфуризация, изразена в проценти.
‘MDR’ is the relevant minimum rate of desulphurisation, expressed in percent.
Подробна информация за начина на определяне на съответните минимални степени на десулфуризация за изчисляване на таваните на емисиите за 2016 г. и 2019 г. е поместена в раздели 3.2 и 3.3.
The details on how to determine the relevant minimum rate of desulphurisation for calculating the 2016 and 2019 emission ceilings for sulphur dioxide are provided in sections 3.2 and 3.3.
Съответни норми за допустими емисии и минимални степени на десулфуризация за изчисляване на таваните на емисиите за 2016 г.
Relevant emission limit values and minimum rates of desulphurisation for calculating the 2016 emission ceilings
Съгласно член 32, параграф 3 от Директива 2010/75/ЕС таванът(ите) на емисиите за 2016 г. се изчислява(т) въз основа на съответните норми за допустими емисии, определени в приложения III—VII към Директива 2001/80/ЕО, или, когато е приложимо, въз основа на минималните степени на десулфуризация, определени в приложение III към Директива 2001/80/ЕО.
According to Article 32(3) of Directive 2010/75/EU, the emission ceiling(s) for the year 2016 shall be calculated on the basis of the relevant emission limit values set out in Annexes III to VII to Directive 2001/80/EC or, where applicable, on the basis of the minimum rate of desulphurisation set out in Annex III to Directive 2001/80/EC.
Поради това изчислението на таваните на емисиите за 2016 г. се основава на съответните норми за допустимите емисии и MDR, които биха били приложими на 1 януари 2016 г. спрямо съответната горивна инсталация съгласно Директива 2001/80/ЕО, като бъдат отчетени следните разпоредби [12].
Thus, the calculation of the 2016 emission ceilings is based upon the relevant emission limit values and MDR, which would have been applicable on 1 January 2016 to the combustion plant concerned under Directive 2001/80/EC, taking into account the following provisions [12].
Нормите за допустими емисии и MDR се определят въз основа на общата номинална входяща топлинна мощност на цялата горивна инсталация на 31 декември 2010 г., вида(овете) използвано(и) гориво(а) и годишния брой експлоатационни часове, изчислени на основата на средните стойности за периода 2001—2010 г. Когато мощността на горивните инсталации е била увеличена с поне 50 MW през периода 27 ноември 2002 г. — 31 декември 2010 г., се прилагат правилата за изчисляване на съответните норми за допустими емисии, предвидени в член 10 от Директива 2001/80/ЕО.
The emission limit values and MDR shall be determined on the basis of the total rated thermal input of the entire combustion plant on 31 December 2010, the type(s) of fuel used and the annual number of operating hours averaged over the period 2001-2010. Where combustion plants have been extended by at least 50 MW in the period between 27 November 2002 and 31 December 2010, the rules for calculating the relevant emission limit values as set out in Article 10 of Directive 2001/80/EC shall be applied.
За всички газови турбини, включени в преходния национален план, съответната норма за допустими емисии относно азотните окиси е нормата, определена в част Б от приложение VI към Директива 2001/80/ЕО, независимо от предвиденото в член 2, параграф 7, буква й) от Директива 2001/80/ЕО.
For all gas turbines included in the transitional national plan, the relevant emission limit value concerning nitrogen oxides is the one set out in Part B of Annex VI to Directive 2001/80/EC, irrespective of Article 2(7)(j) of Directive 2001/80/EC.
Тъй като в Директива 2001/80/ЕО не са били определени никакви норми за допустими емисии по отношение на газовите двигатели, съответната норма за допустими емисии за азотните окиси е нормата, определена в част 1 на приложение V към Директива 2010/75/ЕС.
As no emission limit values have been set out in Directive 2001/80/EC for gas engines, the relevant emission limit value for nitrogen oxides is the one set out in Part 1 of Annex V to Directive 2010/75/EU.
По отношение на горивните инсталации, които през периода 2001—2010 г. са използвали различни видове горива, съответните норми за допустими емисии се изброяват за всяко отделно гориво.
For combustion plants which have been using different fuel types in the period 2001-2010, the relevant emission limit values shall be listed for each individual fuel.
Раздел 3.1.2 съдържа подробна информация относно метода, който ще бъде използван за изчисляване на приноса на всяка от тези инсталации за постигане на таваните на емисиите.
Section 3.1.2 provides details on the method to be used to calculate the contribution of each of those plants to the emission ceilings.
Директива 2001/80/ЕО позволява определени горивни инсталации, чийто период на експлоатация не надвишава 1500 часа (като плаваща средна стойност, изчислена за период от пет години), да спазват по-малко строги норми за допустими емисии.
Directive 2001/80/EC allows certain combustion plants operating less than 1500 hours (as a rolling average over a five-year period) to comply with less stringent emission limit values.
Последният метод може да бъде използван за изчисляване на приноса на отделна инсталация за постигане на таваните на емисиите за 2016 г. само ако средният брой експлоатационни часове на инсталацията за периода 2001—2010 г. не надвишава 1500 часа на година.
The, latter can only be used for calculating the contribution of an individual plant to the 2016 emission ceiling if the average number of operating hours for the plant over the years 2001-2010 is less than 1500 hours per year.
В таблици В.1, В.2 и В.3, включени в допълнение В към настоящото приложение, е направен общ преглед на съответните норми за допустими емисии, определени в приложения III—VII към Директива 2001/80/ЕО, и на съответните MDR, установени в приложение III към Директива 2001/80/ЕО [13].3.3.
An overview of the relevant emission limit values as set out in Annexes III to VII of Directive 2001/80/EC and of the relevant MDR established in Annex III to Directive 2001/80/EC is provided in Tables C.1, C.2 and C.3 in Appendix C to this Annex [13].3.3.