natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Всеки оператор включва в плана за мониторинг анализ на потенциални ситуации, при които могат да възникнат емисии от продувки, включително при ремонти или аварии, и представя подходящо документирана методика за изчисляване на количеството на изпуснатия при продувките CO2 въз основа на указанията за най-добра промишлена практика.
Emissions and release to the water column shall be quantified as follows:
СЪХРАНЕНИЕ НА CO2 В ГЕОЛОЖКИ ФОРМАЦИИ, ЗА КОИТО Е ИЗДАДЕНО РАЗРЕШЕНИЕ СЪГЛАСНО ДИРЕКТИВА 2009/31/ЕО
L CO 2 = the mass of CO2 emitted or released per calendar day due to the leakage in accordance with all of the following:
Компетентният орган базира границите за мониторинг и докладване на емисии на CO2 от съхраняването му в геоложки формации съобразно границите на мястото за съхранение и комплекса за съхранение, посочени в разрешението съгласно Директива 2009/31/ЕО.
for each calendar day for which leakage is monitored, each operator shall calculate L CO2 as the average of the mass leaked per hour [t CO2/h] multiplied by 24;
Ако бъдат установени изтичания от комплекса за съхранение, водещи до емисии или отделяне на CO2 във водния стълб, операторът:
each operator shall determine the mass leaked per hour in accordance with the provisions in the approved monitoring plan for the storage site and the leakage;
незабавно уведомява за това компетентния орган;
for each calendar day prior to commencement of monitoring, the operator shall take the mass leaked per day to equal the mass leaked per day for the first day of monitoring ensuring no under-estimation occurs;
включва изтичането като източник на емисии за съответната инсталация;
T start = the latest of:
провежда мониторинг и докладване на съответните емисии.
the last date when no emissions or release of CO2 into the water column from the source under consideration were reported;
Само след като бъдат предприети корекционни мерки съгласно член 16 от Директива 2009/31/ЕО и вече не могат да бъдат установени емисии или отделяне във водния стълб в резултат от изтичането, операторът може да извади от плана за мониторинг съответното изтичане и да спре да провежда мониторинг и докладване на съответните емисии.
the date the CO2 injection started;
Всеки оператор на дейност по съхранение в геоложка формация взема предвид поне един от следните потенциални източници на емисии на CO2 като цяло: използването на гориво в съответните компресорни станции и други горивни процеси, включително в електроцентрали в обекта, продувка при инжектиране или при операции за повишено извличане на въглеводороди, неорганизирани емисии при инжектиране, изпускане на CO2 от операции за повишено извличане на въглеводороди, и изтичания.
another date such that there is evidence demonstrating to the satisfaction of the competent authority that the emission or release into the water column cannot have started before that date.
Б.
T end = the date by which corrective measures in accordance with Article 16 of Directive 2009/31/EC have been taken and emissions or release of CO2 into the water column can no longer be detected.
Количествено определяне на емисиите на CO2
The competent authority shall approve and allow the use of other methods for the quantification of emissions or release of CO2 into the water column from leakages where the operator can show to the satisfaction of the competent authority that such methods lead to a higher accuracy than the methodology set out in this subsection.
Операторът на дейност по съхранение в геоложка формация не добавя към своите изчислени емисии количеството CO2, получено от друга инсталация, нито приспада количеството CO2, прехвърлено към друга инсталация или съхранявано в тази геоложка формация.
The operator shall quantify the amount of emissions leaked from the storage complex for each of the leakage events with a maximum overall uncertainty over the reporting period of 7,5 %.
Емисии от продувки и неорганизирани емисии при инжектиране
Where the overall uncertainty of the applied quantification methodology exceeds 7,5 %, each operator shall apply an adjustment, as follows:
Операторът определя емисиите от продувки и неорганизираните емисии както следва:
CO2,Reported [t CO2] = CO2,Quantified [t CO2] × (1 + (UncertaintySystem [%]/100) – 0,075)
V CO 2 е количеството CO2, отделено при продувката;
CO 2,Reported = the amount of CO2 to be included in the annual emission report with regards to the leakage event in question;
F CO 2 е количеството CO2, отделено при неорганизирани емисии.
CO 2,Quantified = the amount of CO2 determined through the used quantification methodology for the leakage event in question;
Всеки оператор определя V CO2 като използва измервателни методики съгласно посоченото в членове 41 — 46 от настоящия регламент.
Uncertainty System = the level of uncertainty associated with the quantification methodology used for the leakage event in question.
Чрез дерогация от посоченото в първото изречение, и след одобрение от компетентния орган, операторът може да включи в плана за мониторинг подходяща методика за определяне на V CO2, основаваща се на най-добрата промишлена практика, ако прилагането на измервателни методики би довело до неоправдани разходи.
International Aluminium Institute; The Aluminium Sector Greenhouse Gas Protocol; October 2006;US Environmental Protection Agency and International Aluminium Institute; Protocol for Measurement of Tetrafluoromethane (CF4) and Hexafluoroethane (C2F6) Emissions from Primary Aluminum Production; April 2008.
Операторът счита F CO2 за един източник, което означава, че изискванията относно изискванията за неопределеността за нивата съгласно раздел 1 от приложение VIII се отнасят за общата стойност, а не за индивидуалните емисионни точки.
ANNEX V
Всеки оператор включва в плана за мониторинг анализ на потенциалните източници на неорганизирани емисии и представя подходящо документирана методика за изчисление или измерване на количеството F CO2, основаваща се на указанията за най-добри промишлени практики.
Minimum tier requirements for calculation-based methodologies involving category A installations and calculation factors for commercial standard fuels used by category B and C installations (Article 26(1))
За определянето на F CO2 операторът може да използва данни за съоръжението за инжектиране, събрани съгласно членове 32 — 35 от Директива 2009/31/ЕО и раздел 1.1, букви д) — з) от приложение II към нея, ако те отговарят на изискванията на настоящия регламент.
Minimum tiers to be applied for calculation-based methodologies in the case of category A installations and in the case of calculation factors for commercial standard fuels for all installations in accordance with point (a) of Article 26(1)
Емисии от продувки и неорганизирани емисии от операции за повишено извличане на въглеводороди
(‘n.a.’ means ‘not applicable’)
Всеки оператор разглежда следните потенциални източници на допълнителни емисии в резултат от повишено извличане на въглеводороди:
Activity/Source stream type
инсталациите за разделяне на нефт и газ, както и за рециклиране на газ, при които могат да възникнат неорганизирани емисии на CO2;
Emission factor
факелната тръба, при която могат да възникнат емисии вследствие на прилагането на продухващи системи с непрекъснато действие и надналягане и при отстраняване на налягането в инсталации за добив на въглеводороди;
Composition data (carbon content)
системата за продухване на CO2, предназначена да предотвратява изгасване на пламъка във факелната тръба поради висока концентрация на CO2.
Oxidation factor
Всеки оператор определя неорганизираните емисии или продухвания CO2 в съответствие с посоченото в подраздел Б.1 от настоящия раздел от приложение IV.
Conversion factor
Всеки оператор определя емисиите от факелната тръба в съответствие с посоченото в подраздел Г на раздел 1 от настоящото приложение, като взема под внимание и потенциалното наличие на CO2 в състава на газа, изгарян във факелната тръба, съгласно член 48.
Amount of fuel or material
Изтичане от комплекса за съхранение
Net calorific value
Емисиите и отделянето на СО2 във водния стълб се определят количествено, както следва:
Combustion of fuels
L CO 2 е масата на CO2, отделен или изпуснат за календарен ден вследствие на изтичането, в съответствие с всички посочени по-долу условия:
2a/2b
за всеки календарен ден, за който при мониторинга е констатирано изтичане, операторът изчислява L CO2 чрез умножение на средната часова стойност на масата на изтеклия СО2 [t CO2/h] по 24;
n.a.
всеки оператор определя часовата стойност на масата на изтеклия СО2 в съответствие с разпоредбите на одобрения план за мониторинг на мястото за съхранение и изтичането;
Mass balance methodology for Gas Processing Terminals
за всеки календарен ден преди започването на мониторинга операторът приема, че съответната маса на изтеклия СО2 е равна на масата на изтеклия СО2 през първия ден на мониторинга, като гарантира, че няма недооценка; T start
Flares
е най-късната от следните дати:
Scrubbing (carbonate)
последната дата, за която е било докладвано отсъствие на емисии или отделяне на СО2 във водния стълб от разглеждания източник;
Scrubbing (gypsum)
датата, на която е започнало инжектирането на CO2;
Scrubbing (urea)
друга дата, за която има задоволително за компетентния орган доказателство, че емисията или отделянето на СО2 във водния стълб не може да е започнало преди тази дата.
Mass balance
T end
Carbonate input
е датата, на която са предприети корекционни мерки съгласно член 16 от Директива 2009/31/ЕО и вече не могат да бъдат установени емисии или отделяне на СО2 във водния стълб.
Mass balance for CO2 emissions
Компетентният орган одобрява или разрешава използването на други методи за количествено определяне на емисиите или отделянето на CO2 във водния стълб от изтичания, ако операторът успее да докаже по задоволителен за компетентния орган начин, че такива методи биха осигурили по-голяма точност в сравнение с методиката, посочена в настоящия подраздел.
Kiln input based (Method A)
Операторът определя количеството на емисиите, изтекли от комплекса за съхранение при всеки случай на изтичане с обща неопределеност за периода на докладване не повече от 7,5 %.
Non-carbonate carbon input
Ако общата неопределеност на прилаганата методика за количествено определяне надвиши 7,5 %, се прилага корекция, както следва:
Carbonates (Method A)
CO2,Reported [t CO2] = CO2,Quantified [t CO2] * (1 + (UncertaintySystem [%]/100) – 0,075)
Other process inputs
CO 2,Reported е количеството CO2, което следва да бъде посочено в годишния доклад за емисиите по отношение на въпросния случай на изтичане;
Alkali earth oxide (Method B)
CO 2,Quantified е количеството CO2, определено чрез използваната методика за въпросния случай на изтичане;
Carbonate inputs
Uncertainty System е неопределеността при използваната методика за количествено определяне по отношение на въпросния случай на изтичане.
Production of gypsum and plasterboard: see combustion of fuels
Международен институт за алуминий, „Протокол за парниковите газове в сектора на алуминия“, октомври 2006 г.; Агенция на САЩ за защита на околната среда и Международен институт за алуминий, „Протокол за измерване на емисиите от тетрафлуорометан (CF4) и хексафлуороетан (C2F6) от производството на първичен алуминий“, април 2008 г.
Production of soda ash and sodium bicarbonate
ПРИЛОЖЕНИЕ V
Tiers for the emission factor relate to the preliminary emission factor, and carbon content relates to the total carbon content.
Минимални изисквания на нивата за изчислителните методики, използвани за инсталации от категория А, както и за изчислителните коефициенти за стандартни търговски горива, използвани в инсталации от категории Б и В (член 26, параграф 1)
For mixed materials, the biomass fraction must be determined separately.
Минимални нива, които се прилагат при изчислителните методики, използвани за инсталации от категория А, както и за изчислителните коефициенти за стандартни търговски горива, използвани във всички видове инсталации, в съответствие с член 26, параграф 1, буква а)
Tier 1 shall be the minimum tier to be applied for the biomass fraction in the case of category A installations and in the case of commercial standard fuels for all installations in accordance with point (a) of Article 26(1).
п.“ означава „не се прилага“
ANNEX VI
Дейност/вид пораждащ емисии поток
Reference values for calculation factors (Article 31(1)(a))
Емисионен фактор
FUEL EMISSION FACTORS RELATED TO NET CALORIFIC VALUES (NCV)
Данни за състава (съдържание на въглерод)
Fuel emission factors related to net calorific value (NCV) and net calorific values per mass of fuel.
Коефициент на окисляване
Fuel type description
Коефициент на превръщане
Emission factor (t CO2/TJ)
Количество гориво или материал
Net calorific value (TJ/Gg)
Долна топлина на изгаряне
Source
Изгаряне на горива
Crude oil
2a/2б
IPCC 2006 GL
н.п.
Orimulsion
Подход на масовия баланс за терминали за преработка на газ
Natural gas liquids
Изгаряне във факелни тръби
Motor gasoline
Скруберно пречистване на димни газове (карбонати)
Kerosene (other than jet kerosene)
Скруберно пречистване на димни газове (гипс)
Shale oil
Скруберно пречистване на димни газове (уреа)
Gas/Diesel oil
Масов баланс
Residual fuel oil
Вложени карбонати
Liquefied petroleum gases
Масов баланс за емисиите на CO2
Ethane
На база входящите в пещта суровини (метод А)
Naphtha
Вложен некарбонатен въглерод
Bitumen
Карбонати (метод А)
Lubricants
Други технологични суровини за процеси
Petroleum coke
Оксиди на алкалоземни метали (метод Б)
Refinery feedstocks
Вложени карбонати
Refinery gas
Производство на гипс и гипсокартон: вж. изгаряне на горива
Paraffin waxes
Производство на калцинирана сода и на натриев бикарбонат
White spirit and SBP
Нивата за емисионния фактор се отнасят до предварителния емисионен фактор, а въглеродното съдържание се отнася за общото въглеродно съдържание.
Other petroleum products
За смесени материали, фракцията на биомасата трябва да се определи отделно.
Anthracite
Ниво 1 е минималното ниво, което се прилага за фракцията на биомасата за инсталации от категория А, както и за стандартни търговски горива, използвани във всички категории инсталации, в съответствие с член 26, параграф 1, буква а).
Coking coal
ПРИЛОЖЕНИЕ VI
Other bituminous coal
Референтни стойности за изчислителните коефициенти (член 31, параграф 1, буква а)
Sub-bituminous coal
ЕМИСИОННИ ФАКТОРИ ЗА ГОРИВАТА, ОТНЕСЕНИ КЪМ ТЯХНАТА ДОЛНА ТОПЛИНА НА ИЗГАРЯНЕ (NCV)
Lignite
Емисионни фактори на горивата, свързани с нетната калоричност (НК) и нетната калоричност на маса гориво.
Oil shale and tar sands
Описание на вида гориво
Patent fuel
Емисионен фактор [t CO2/TJ]
Coke oven coke and lignite coke
Нетна калоричност (TJ/Gg)
Gas coke
Източник на информацията
Coal tar
Суров нефт
Gas works gas
Указания на IPCC, 2006 г.
Coke oven gas
Оримулсион (емулсия на битум във вода)
Blast furnace gas
Течни въглеводороди от природен газ
Oxygen steel furnace gas
Бензин за двигатели
Natural gas
Керосин (различен от керосина за реактивни двигатели)
Industrial wastes
Шистов нефт
Waste oils
Газьол/дизелово гориво
Peat
Мазут
Wood/wood waste
Втечнени нефтени газове
Other primary solid biomass
Етан
IPCC 2006 GL (only NCV)
Нафта
Charcoal
Битум
Biogasoline
Смазочни масла
Biodiesels
Нефтен кокс
Other liquid biofuels
Суровини за нефтените рафинерии
Landfill gas
Нефтозаводски газ
Sludge gas
Парафинови восъци
Other biogas
Минерален терпентин и промишлен спирт (SBP)
Waste tyres
Други нефтопродукти
Carbon monoxide
Антрацитни въглища
J. Falbe and M. Regitz, Römpp Chemie Lexikon, Stuttgart, 1995
Коксови въглища
Methane
Други битуминозни въглища
EMISSION FACTORS RELATED TO PROCESS EMISSIONS
Кафяви въглища
Stoichiometric emission factor for process emissions from carbonate decomposition (Method A)
Лигнитни въглища
Carbonate
Нефтошисти и катранени пясъци
Emission factor [t CO2/ t Carbonate]
Брикети от черни или кафяви въглища
Emission factor = [M(CO2)] / Y * [M(x)] + Z *[M(CO32–)]
Кокс за косова пещ и лигнитен кокс
X = metal
Газов кокс
M(x) = molecular weight of X in [g/mol]
Каменовъглен катран
M(CO 2) = molecular weight of CO2 in [g/mol]
Генераторен газ
M(CO 32–) = molecular weight of CO32– in [g/mol]
Коксов газ
Y = stoichiometric number of X
Доменен газ
Z = stoichiometric number of CO32–
Газ от кислородни конвертори
Table 3
Природен газ
Stoichiometric emission factor for process emissions from carbonate decomposition based on alkali earth oxides (Method B)
Промишлени отпадъци
Oxide
Отпадни масла
Emission factor [t CO2/ t Oxide]
Торф
general:
Дървесина/дървесни отпадъци
Emission factor = [M(CO2)] / Y * [M(x)] + Z * [M(O)]
Друга първична твърда биомаса
X = alkali earth or alkali metal
Указания на IPCC, 2006 г. (само NCV)
M(CO 2) = molecular weight of CO2 [g/mol]
Дървени въглища
M(O) = molecular weight of O [g/mol]
Биобензин
= 1 (for alkali earth metals)
Биодизелови горива
= 2 (for alkali metals)
Други течни биогорива
Z = stoichiometric number of O = 1
Сметищен газ
Table 4
Газ от пречиствателни станции
Emission factors for process emissions from other process materials (production of iron and steel, and processing of ferrous metals)
Други видове биогаз
Input or output material
Отпадъчни автомобилни гуми
Carbon content
Въглероден оксид
Direct reduced iron (DRI)
J. Falbe и M. Regitz, Römpp Chemie Lexikon, Stuttgart, 1995
EAF carbon electrodes
Метан
EAF charge carbon
ЕМИСИОННИ ФАКТОРИ, ОТНАСЯЩИ СЕ ЗА ЕМИСИИТЕ ОТ ПРОЦЕСИ
Hot briquetted iron
Стехиометрични емисионни фактори за емисии от процеси на разлагане на карбонати (метод А)
Pig iron
Карбонати
Iron / iron scrap
Емисионен фактор [t CO2/t карбонат]
Steel / steel scrap
Емисионен фактор = [M(CO2)] / Y х [M(x)] + Z х[M(CO32-)]
Table 5
X = метал
Stoichiometric emission factors for process emissions from other process materials (Bulk organic chemicals)
M(x) = молекулното тегло на X в [g/mol]
Substance
M(CO 2) = молекулното тегло на CO2 в [g/mol]
(t CO2 / t)
M(CO 32-) = молекулното тегло на CO3 2- в [g/mol]
Acetonitril
Y = стехиометричното число на X
Acrylonitrile
Z = стехиометрично число за CO32-
Butadiene
Таблица 3
Carbon black
Стехиометрични емисионни фактори за емисии от процеси на разлагане на карбонати на база на оксидите на алкалоземни метали (метод Б)
Ethylene
Оксиди
Ethylene dichloride
Емисионен фактор [t CO2/t оксид]
Ethylene glycol
общо:
Ethylene oxide
Емисионен фактор = [M(CO2)] / Y * [M(x)] + Z * [M(O)]
Hydrogen cyanide
X = алкалоземен или алкален метал
Methanol
M(CO 2) = молекулното тегло на CO2 [g/mol]
Propane
M(O) = молекулното тегло на O в [g/mol]
Propylene
= 1 (за алкалоземни метали)
Vinyl chloride monomer
= 2 (за алкални метали)
GLOBAL WARMING POTENTIALS FOR NON-CO2 GREENHOUSE GASES
Z = стехиометрично число за O = 1
Table 6
Таблица 4
Global warming potentials
Стехиометрични емисионни фактори за емисии от процеси на други участващи в процеса материали (при производство на чугун и стомана и обработка на черни метали)
Gas
Входящ или изходящ материал
Global warming potential
Въглеродно съдържание
298 t CO2(e) / t N2O
Директно редуцирано желязо
7390 t CO2(e) / t CF4
Графитни електроди за електродъгови пещи
12200 t CO2(e) / t C2F6
Въглерод за зареждане на електродъгови пещи
This value is the preliminary emission factor, i.e. before application of a biomass fraction, if applicable.
Горещо брикетирано желязо
Based on NCV of 10,12 TJ/t
Чугун
Based on NCV of 50,01 TJ/t
Желязо и железен скрап
IPCC 2006 Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories
Стомана и стоманен скрап
ANNEX VII
Таблица 5
Minimum frequency of analyses (Article 35)
Стехиометрични емисионни фактори за емисии от процеси на други участващи в процеса материали (органични вещества в насипно или наливно състояние)
Fuel/material
Вещества
Minimum frequency of analyses
(t CO2/t)
At least weekly
Ацетонитрил
Other gases, in particular synthesis gas and process gases such as refinery mixed gas, coke oven gas, blast-furnace gas, convertor gas, oilfield and gasfield gas
Акрилонитрил
At least daily — using appropriate procedures at different parts of the day
Бутадиен
Fuel oils (for example light, medium, heavy fuel oil, bitumen)
Технически въглерод
Every 20000 tonnes of fuel and at least six times a year
Етилен
Coal, coking coal, coke, petroleum coke, peat
Етиленов дихлорид
Every 20000 tonnes of fuel/material and at least six times a year
Етиленгликол
Other fuels
Етиленов оксид
Every 10000 tonnes of fuel and at least four times a year
Циановодород
Untreated solid waste (pure fossil or mixed biomass/fossil)
Метанол
Every 5000 tonnes of waste and at least four times a year
Пропан
Liquid waste, pre-treated solid waste
Пропилен
Every 10000 tonnes of waste and at least four times a year
Винилхлориден мономер
Carbonate minerals (including limestone and dolomite)
СТОЙНОСТИ НА ПОТЕНЦИАЛА ЗА ГЛОБАЛНО ЗАТОПЛЯНЕ НА ПАРНИКОВИ ГАЗОВЕ, РАЗЛИЧНИ ОТ CO2
Every 50000 tonnes of material and at least four times a year
Таблица 6
Clays and shales
Стойности на потенциала за глобално затопляне
Amounts of material corresponding to 50000 tonnes of CO2 and at least four times a year
Газове
Other materials (primary, intermediate and final product)
Потенциал за глобално затопляне
Depending on the type of material and the variation, amounts of material corresponding to 50000 tonnes of CO2 and at least four times a year
298 t CO2 екв./ t N2O
ANNEX VIII
7390 t CO2 екв. / t CF4
Measurement-based methodologies (Article 41)
12200 t CO2 екв. / t C2F6
TIER DEFINITIONS FOR MEASUREMENT-BASED METHODOLOGIES
Тази стойност е предварителният емисионен фактор, т.е. преди прилагането на фракцията на биомасата, където е приложимо.
Measurement-based methodologies shall be approved in accordance with tiers with the following maximum permissible uncertainties for the annual average hourly emissions calculated in accordance with Equation 2 set out in section 3 of this Annex.
При долна топлина на изгаряне 10,12 TJ/t
Tiers for CEMS (maximum permissible uncertainty for each tier)
При долна топлина на изгаряне 50,01 TJ/t
In case of CO2, the uncertainty is to be applied to the total amount of CO2 measured.
Междуправителствен комитет по изменение на климата (IPCC), 2006 г., Указания за националните инвентаризации на парникови газове
Where the biomass fraction is determined using a measurement based methodology, the same tier definition as for CO2 shall be applied to the biomass fraction.
ПРИЛОЖЕНИЕ VII
emission sources
Минимална честота на анализите (член 35)
N2O emission sources
Гориво/материал
transfer
Минимална честота на анализите
MINIMUM TIER REQUIREMENTS FOR CATEGORY A INSTALLATIONS
Поне веднъж седмично
Minimum tiers to be applied by category A installations for measurement-based methodologies in accordance with point (a) of Article 41(1)
Други газове, по-специално синтетичен газ и технологични газове, като например смесен нефтозаводски газ, кокосов газ, доменен газ и конверторен газ, газове от газови и петролни находища
Greenhouse gas
Поне веднъж дневно – използване на подходящи процедури в различни части от денонощието
Minimum tier level required
Течни горива, произведени от нефт (например лек, среден, тежък мазут, битум)
DETERMINATION OF GHGS USING MEASUREMENT-BASED METHODOLOGIES
На всеки 20000 тона гориво и поне шест пъти годишно
Equation 1: Calculation of annual emissions in accordance with Article 43(1):
Въглища, коксови въглища, кокс, нефтен кокс, торф
Equation 2: Determination of average hourly emissions:
На всеки 20000 тона гориво/материал и поне шест пъти годишно
Equation 2a: Determination of average hourly GHG concentration for the purpose of reporting in accordance with point 9(b) of Annex X, section 1:
Други горива
Equation 2b: Determination of average hourly flue gas flow for the purpose of reporting in accordance with point 9(b) of Annex X, section 1:
На всеки 10000 тона гориво и поне четири пъти годишно
Equation 2c: Calculation of annual emissions for the purpose of the annual emission report in accordance with point 9(b) of Annex X, section 1:
Необработени твърди отпадъци (чисто изкопаеми или смеси от изкопаеми отпадъци и биомаса)
The following abbreviations are used in Equations 1 to 2c:
На всеки 5000 тона отпадъци и поне четири пъти годишно
The index i refers to the individual operating hour.
Течни отпадъци, предварително обработени твърди отпадъци
Where an operator uses shorter reference periods in accordance with Article 44(1), that reference period shall be used instead of hours for these calculations.