natgillin/translations-raw huggingface dataset:
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.
Heitgaasi mahu korrutamisel heite piirväärtusega tuleb tagada, et kõikide kütuseliikide puhul on arvestatud ühesuguse ettenähtud hapnikusisaldusega.
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.
Võttes arvesse direktiivi 2010/75/EL artikli 29 lõikeid 1 ja 2, kehtib sama nõue põletusseadmete suhtes, mis olid ajavahemikul 2001–2010 kombineeritud eri seadmeliikidest.
Illustrative examples are:
Näiteks:
one or more gas turbines combined with one or more other types of combustion plants,
üks või mitu gaasiturbiini olid kombineeritud ühe või mitme muud liiki põletusseadmega;
one or more gas engines combined with one or more other types of combustion plants.
üks või mitu gaasimootorit olid kombineeritud ühe või mitme muud liiki põletusseadmega.
Minimum rate of desulphurisation (MDR)
Minimaalne väävliärastuse aste (MDR)
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.
Punktis 3.1.1 osutatud võrrandit ei saa kasutada kohalikke tahkekütuseid [10] põletavate põletusseadmete puhul, samuti ei kehti nende suhtes kütuseliigi omaduste tõttu direktiivis 2010/75/EL kehtestatud vääveldioksiidi heite piirväärtused.
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.
Nimetatud põletusseadmete puhul saab vääveldioksiidi osakaalu heitkoguste ülemmääras arvutada hoopis vastavate väävliärastuse miinimumastmete põhjal [11] vääveldioksiidi heite piirväärtuste asemel.
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:
Sel juhul arvutatakse vastava põletusseadme vääveldioksiidi osakaalu heitkoguste ülemmääras (tonni aastas, tpa) järgmise võrrandi lausel:
Contribution to SO2 ceiling (tpa) = Sulphur input (tpa) × (1 – (MDR/100)) × 2
Osakaal SO2 ülemmääras (tpa) = sisestatud väävlihulk (tpa) × (1 – (MDR/100)) × 2
‘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,
sisestatud väävlihulk on põletusseadmes kasutatud kohalikus tahkekütuses sisalduv väävlikogus (S) aastas, mida väljendatakse tonnides aastas (tpa) ja mis on ajavahemiku 2001–2010 keskmine;
‘MDR’ is the relevant minimum rate of desulphurisation, expressed in percent.
MDR on vastav minimaalne väävliärastuse aste väljendatuna protsentides.
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.
Minimaalse väävliärastuse astme määramise üksikasjad 2016. ja 2019. aasta vääveldioksiidi heitkoguste ülemmäärade arvutamiseks on esitatud punktides 3.2 ja 3.3.
Relevant emission limit values and minimum rates of desulphurisation for calculating the 2016 emission ceilings
Vastavate heite piirväärtuste ja minimaalsete väävliärastuse astmete määramine 2016. aasta heitkoguste ülemmäärade arvutamiseks
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.
Direktiivi 2010/75/EL artikli 32 lõike 3 kohaselt arvutatakse 2016. aasta ülemmäär(ad) direktiivi 2001/80/EÜ III–VII lisas sätestatud asjakohaste heite piirväärtuste alusel või vajaduse korral direktiivi 2001/80/EÜ III lisas sätestatud minimaalse väävliärastuse astme alusel.
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].
Seega põhinevad 2016. aasta heitkoguste ülemmäärade arvutused vastavatel heite piirväärtustel ja minimaalsel väävliärastuse astmel, mida oleks asjaomase põletusseadme suhtes direktiivi 2001/80/EÜ alusel kohaldatud alates 1. jaanuarist 2016, võttes arvesse järgmiseid sätteid [12].
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.
Kõigi siseriikliku üleminekukavaga hõlmatud gaasiturbiinide lämmastikoksiidide heite piirväärtus on esitatud direktiivi 2001/80/EÜ VI lisa B osas, olenemata direktiivi 2001/80/EÜ artikli 2 lõike 7 punktist j.
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.
Kuna direktiivis 2001/80/EÜ ei ole kehtestatud gaasimootorite heite piirväärtusi, tuleb lämmastikoksiidide heite piirväärtuse all mõista direktiivi 2010/75/EL V lisa 1. osas esitatud piirväärtust.
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.
Põletusseadmete puhul, mis on ajavahemikul 2001–2010 kasutanud eri kütuseliike, esitatakse heite piirväärtused iga kütuseliigi kohta eraldi.
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.
Üksikasjalik kirjeldus meetodi kohta iga sellise põletusseadme osakaalu arvutamiseks heitkoguste ülemmäärades on esitatud punktis 3.1.2.
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.
Direktiiv 2001/80/EÜ võimaldab teatavate põletusseadmete suhtes, mille töötundide arv ei ületa 1500 tundi aastas (viie aasta libisev keskmine), kohaldada vähem rangeid heite piirväärtusi.
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.
Viimane säte kehtib üksiku põletusseadme osakaalu arvutamisele 2016. aasta heitkoguste ülemmääras üksnes juhul, kui ajavahemikul 2001–2010 on seadme keskmine töötundide arv väiksem kui 1500 tundi aastas.
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.
Ülevaade direktiivi 2001/80/EÜ III–VII lisas kehtestatud asjakohastest heite piirväärtustest ja sama direktiivi III lisas kehtestatud asjakohasest minimaalsest väävliärastuse astmest on esitatud käesoleva lisa liite C tabelites C.1, C.2 ja C.3 [13].3.3.
Relevant emission limit values and minimum rates of desulphurisation for calculating the 2019 emission ceilings
Vastavate heite piirväärtuste ja minimaalsete väävliärastuse astmete määramine 2019. aasta heitkoguste ülemmäärade arvutamiseks
According to Article 32(3) of Directive 2010/75/EU, the emission ceilings for the year 2019 shall be calculated on the basis of the relevant emission limit values set out in Part 1 of Annex V to Directive 2010/75/EU or, where applicable, the relevant rates of desulphurisation set out in Part 5 of Annex V to Directive 2010/75/EU.
Direktiivi 2010/75/EL artikli 32 lõike 3 kohaselt arvutatakse 2019. aasta heitkoguste ülemmäärad direktiivi 2010/75/EL V lisa 1. osas sätestatud asjakohaste heite piirväärtuste alusel või vajaduse korral direktiivi 2010/75/EL V lisa 5. osas sätestatud väävliärastuse astmete alusel.
Thus, the calculation of the 2019 emission ceilings is based upon the relevant emission limit values and MDR, which would be applicable on 1 January 2019 under Directive 2010/75/EU to the combustion plant concerned.
Seega põhineb 2019. aasta heitkoguste ülemmäärade arvutus vastavatel heite piirväärtustel ja minimaalsel väävliärastuse astmel, mis on põletusseadme suhtes direktiivi 2001/75/EL alusel kohaldatavad alates 1. jaanuarist 2019.
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, of the type(s) of fuel used and of the annual number of operating hours averaged over the period 2001-2010.
Heite piirväärtuste ja minimaalse väävliärastuse astme kindlaksmääramisel võetakse arvesse kogu põletusseadme summaarset nimisoojusvõimsust seisuga 31. detsember 2010, kasutatud kütuseliiki (-liike) ja põletusseadme töötundide arvu aastas ajavahemiku 2001–2010 keskmisena.
An overview of the relevant emission limit values as set out in Part 1 of Annex V to Directive 2010/75/EU and of the relevant MDR established in Part 5 of Annex V to Directive 2010/75/EU is provided in Tables D.1, D.2 and D.3 in Appendix D of this Annex.
Ülevaade direktiivi 2010/75/EL V lisa 1. osas kehtestatud asjakohastest heite piirväärtustest ja sama direktiivi V lisa 5. osas kehtestatud asjakohasest minimaalsest väävliärastuse astmest on esitatud käesoleva lisa liite D tabelites D.1, D.2 ja D.3.
Directive 2010/75/EU 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.
Direktiiv 2010/75/EL võimaldab teatavate põletusseadmete suhtes, mille töötundide arv ei ületa 1500 tundi (viie aasta libisev keskmine), kohaldada vähem rangeid heite piirväärtusi.
The latter can only be applied for calculating the contribution of a plant to the 2019 emission ceiling if the average number of operating hours for that plant over the years 2001-2010 is less than 1500 hours per year.
Viimane säte kehtib põletusseadme osakaalu arvutamiseks 2019. aasta heitkoguste ülemmääras üksnes juhul, kui ajavahemikul 2001–2010 on seadme keskmine töötundide arv väiksem kui 1500 tundi aastas.
Calculating the emission ceilings
Heitkoguste ülemmäärade arvutamine
Calculating the 2016 and 2019 emission ceilings
Aastate 2016 ja 2019 heitkoguste ülemmäärade arvutamine
For the years 2016 and 2019, the total emission ceilings per pollutant shall be determined by adding up the contributions of each individual plant to the respective emission ceilings:
ja 2019. aasta summaarsete heitkoguste ülemmäärade arvutamiseks saasteaine kohta liidetakse üksikute põletusseadmete osakaalud vastavates heitkoguste ülemmäärades:
ceiling2016 (tpa) = Σ [individual plant contribution to 2016 ceiling]
ülemmäär2016 (tpa) = Σ [üksiku põletusseadme osakaal 2016. aasta ülemmääras]
ceiling2019 (tpa) = Σ [individual plant contribution to 2019 ceiling]
ülemmäär2019 (tpa) = Σ [üksiku põletusseadme osakaal 2019. aasta ülemmääras]
Calculating the 2017, 2018 and 2020 emission ceilings
Aastate 2017, 2018 ja 2020 heitkoguste ülemmäärade arvutamine
The ceilings for the year 2017 (ceiling2017) shall be calculated using the following equation:
aasta ülemmäärad (ülemmäär2017) arvutatakse järgmise võrrandi abil:
ceiling2017 = ceiling2016 – ceiling2016 – ceiling2019
ülemmäär2017 = ülemmäär2016 – ülemmäär2016 – ülemmäär2019
The ceilings for the year 2018 (ceiling2018) shall be calculated using the following equation:
aasta ülemmäärad (ülemmäär2018) arvutatakse järgmise võrrandi abil:
ceiling2018 = ceiling2016 – 2 * ceiling2016 – ceiling2019
ülemmäär2018 = ülemmäär2016 – 2 * ülemmäär2016 – ülemmäär2019
The ceilings for the first semester of 2020 (ceiling2020) are half of the ceilings for 2019:
aasta esimese poolaasta ülemmäärad (ülemmäär2020) moodustavad poole 2019. aasta ülemmääradest:
ceiling2020 = ceiling2019
ülemmäär2020 = ülemmäär2019
Subsequent changes to transitional national plans
Siseriiklike üleminekukavade hilisem muutmine
Member States shall inform the Commission at least on the following:
Liikmesriigid teavitavad komisjoni vähemalt järgmisest:
the combustion plants which opt for the limited lifetime derogation in accordance with Article 33 of Directive 2010/75/EU;
põletusseadmetest, mille puhul kehtib direktiivi 2010/75/EL artiklis 33 sätestatud piiratud tööea erand.
While Member States shall communicate their transitional national plans to the Commission on 1 January 2013 at the latest, operators have until 1 January 2014 to notify the competent authority whether they seek to opt for the limited lifetime derogation.
kui liikmesriigid peavad teavitama komisjoni siseriiklikest üleminekukavadest hiljemalt 1. jaanuariks 2013, siis käitajatel on pädeva asutuse teavitamiseks selle kohta, kas nad taotlevad piiratud tööea erandit, aega kuni 1. jaanuarini 2014.
Thus, a combustion plant may be initially included in the transitional national plan submitted to the Commission before being subject to a limited lifetime derogation.
Seega võib komisjonile esitatav siseriiklik üleminekukava sisaldada esialgu põletusseadet, mille suhtes kehtestatakse piiratud tööea erand.
The combustion plant must then be removed from the transitional national plan once the competent authority has been notified by the operator of the combustion plant about the decision to opt for the limited lifetime derogation.
Kui põletusseadme käitaja on pädevat asutust teavitanud otsusest taotleda piiratud tööea erandit, siis tuleb asjaomane põletusseade siseriiklikust üleminekukavast välja jätta.
The contributions to the applicable emission ceiling(s) of each of the combustion plants that would fall under Article 33 of Directive 2010/75/EU must then be deducted from the emission ceiling(s) as calculated in the latest accepted version of the transitional national plan (or, if no such plan has been accepted, as calculated in the latest version of the transitional national plan submitted to the Commission).
Seejärel tuleb siseriikliku üleminekukava kõige hilisemas heaks kiidetud versioonis (või kui sellist kava ei ole heaks kiidetud, siis nii, nagu on arvutatud komisjonile esitatud siseriikliku üleminekukava kõige hilisemas versioonis) arvutatud heitkoguste ülemmääradest maha arvata direktiivi 2010/75/EL artikli 33 kohaldamisalasse kuuluvate põletusseadmete osakaal kohaldatavates ülemmäärades;
the combustion plants which are closed (i.e. those plants that have definitively stopped operating) or the total rated thermal input of which is reduced to less than 50 MW;
suletud (st lõplikult töö lõpetanud) põletusseadmetest või seadmetest, mille summaarset nimisoojusvõimsust on kahandatud väiksemaks kui 50 MW;
the combustion plants which start to co-incinerate waste after 31 December 2015 and which would therefore fall under Chapter IV of Directive 2010/75/EU.
põletusseadmetest, mis alustavad pärast 31. detsembrit 2015 jäätmete koospõletamist ja mille suhtes hakkab sellest tulenevalt kehtima direktiivi 2010/75/EL IV peatükk.
As mentioned in Article 32(3) of Directive 2010/75/EU, where a plant included in the transitional national plan is closed or no longer falls within the scope of Chapter III of Directive 2010/75/EU, this shall not result in an increase in total annual emissions from the remaining plants covered by the transitional national plan.
nagu on sätestatud direktiivi 2010/75/EL artikli 32 lõikes 3, ei tohi see, et siseriikliku üleminekukavaga hõlmatud seade kas suletakse või see ei kuulu enam direktiivi 2010/75/EL III peatüki reguleerimisalasse, kaasa tuua kavaga hõlmatud teiste seadmete aastase heitkoguse suurenemist.
For the purpose of Article 32(6) of Directive 2010/75/EU, Member States do not have the obligation to communicate to the Commission the following information since the subsequent changes they refer to should not affect the applicable emission ceiling(s):
Direktiivi 2010/75/EL artikli 32 lõike 6 kohaldamisel ei ole liikmesriigid kohustatud edastama komisjonile järgmist teavet, sest hilisemad viidatavad muutmised ei tohiks mõjutada kohaldatavat heitkoguste ülemmäära (kohaldatavaid heitkoguste ülemmäärasid):
a reduction or an increase of the total rated thermal input after 31 December 2010 (other than a reduction to less than 50 MW),
summaarse nimisoojusvõimsuse suurendamine või vähendamine pärast 31. detsembrit 2010 (v.a selle vähendamine väiksemaks kui 50 MW);
a reduction or an increase of the number of annual operating hours after 2010,
aasta töötundide suurendamine või vähendamine pärast 2010. aastat;
a change in fuel use (type, quantity) occurring after 2010 (other than a switch to burning waste, which would qualify the plant as a waste co-incineration plant causing its exclusion from the transitional national plan).
muudatused kütusekasutuses (liik, kogus) pärast 2010. aastat (v.a üleminek jäätmepõletusele, mis liigitaks seadme jäätmekoospõletustehaseks ja tooks kaasa selle väljajätmise siseriiklikust üleminekukavast).
Changes affecting the name of the plant (e.g. due to a change of operator) shall be reported via the emission inventories to be provided by Member States in accordance with Article 6(3) of this Decision and Article 72(3) of Directive 2010/75/EU.
Seadme nimetust mõjutavatest muudatustest (näiteks käitaja vahetumise tõttu) teatatakse heite andmekogude kaudu, mille liikmesriigid esitavad kooskõlas käesoleva otsuse artikli 6 lõikega 3 ja direktiivi 2010/75/EL artikli 72 lõikega 3.
The same rule applies regarding Articles 33, 34 and 35 of Directive 2010/75/EU.
Sama eeskiri kehtib direktiivi 2010/75/EL artiklite 33, 34 ja 35 puhul.
Consequently, a part of a combustion plant cannot be covered by the provisions of Article 33, 34 or 35, while another part (or parts) of that plant would be included in the transitional national plan.
Sellest tulenevalt ei kehti artiklid 33, 34 ega 35 põletusseadme ühe osa suhtes, olgugi et siseriiklik üleminekukava võib hõlmata selle seadme muud osa (muid osi).
As has been reported in the emission inventories drawn up under Directive 2001/80/EC of the European Parliament and of the Council of 23 October 2001 on the limitation of emissions of certain pollutants into the air from large combustion plants (OJ L 309, 27.11.2001, p. 1).
Nagu on märgitud Euroopa Parlamendi ja nõukogu 23. oktoobri 2001. aasta direktiivi 2001/80/EÜ (teatavate suurtest põletusseadmetest õhku eralduvate saasteainete piiramise kohta) (EÜT L 309, 27.11.2001, lk 1)alusel koostatud täielikes heite andmekogudes.
This information is needed in view of determining the relevant emission limit values on 1 January 2016 as set out in Article 10 of Directive 2001/80/EC.
Teave on vajalik vastavate heite piirväärtuste kindlaksmääramiseks seisuga 1. jaanuar 2016, nagu on sätestatud direktiivi 2001/80/EÜ artiklis 10.
‘operating hours’ means the time, expressed in hours, during which a combustion plant, in whole or in part, is operating and discharging emissions into the air, excluding start-up and shut-down periods.
„Töötunnid”tundides väljendatud aeg, mille jooksul põletusseade töötab täielikult või osaliselt ja juhib heidet õhku, välja arvatud käivitus- ja seiskamisperioodid.
For example, gas turbines can only be covered by the transitional national plan concerning their NOx emissions.
Näiteks on gaasiturbiinide puhul siseriikliku üleminekukavaga hõlmatud vaid NOx heited.
Other plants may be covered by the transitional national plan for some pollutant(s), while being subject to the emission limit values from Annex V to Directive 2010/75/EU for other pollutants.
Muud seadmed võivad olla siseriiklike üleminekukavadega hõlmatud vaid teatava(te) saasteaine(te) osas, kusjuures teiste saasteainete suhtes kehtivad direktiivi 2010/75/EL V lisas kehtestatud heite piirväärtused.
For combustion plants which, at any point during the period 2001-2010, have been co-incinerating waste (other than waste which is ‘biomass’ according to the definition under Article 3(31)(b) of Directive 2010/75/EU and were consequently covered by Directive 2000/76/EC of the European Parliament and of the Council of 4 December 2000 on the incineration of waste (OJ L 332, 28.12.2000, p. 91)), the amount of waste burned during that period shall not be included under this point.
Põletusseadmete puhul, mis on millalgi ajavahemikus 2001–2010 koospõletanud jäätmeid (muud kui direktiivi 2010/75/EL artikli 3 lõike 31 punkti b määratluse alusel biomassina käsitletavad jäätmed ning mille suhtes oli seega kohaldatav Euroopa Parlamendi ja nõukogu 4. detsembri 2000. aasta direktiiv 2000/76/EÜ jäätmete põletamise kohta (EÜT L 332, 28.12.2000, lk 91)), ei hõlma käesolev punkt selles vahemikus põletatud jäätmeid.
See section 3.1.1 of this Annex concerning the applicable reference conditions.
Kohaldatavad võrdlustingimused on esitatud käesoleva lisa punktis 3.1.1.
See section 3.1.2 of this Annex.
Vt käesoleva lisa punkt 3.1.2.
‘indigenous solid fuel’ means a naturally occurring solid fuel fired in a combustion plant specifically designed for that fuel and extracted locally.
„Kohalik tahkekütus”looduses esinev kohalikult kaevandatav tahkekütus, mida põletatakse spetsiaalselt selle kütuse jaoks projekteeritud põletusseadmes.
This applies for combustion plants which have been firing indigenous solid fuel in the period 2001-2010.
Siia kuuluvad põletusseadmed, mis on põletanud kohalikku tahkekütust ajavahemikul 2001–2010.
‘rate of desulphurisation’ means the ratio over a given period of time of the quantity of sulphur which is not emitted into air by a combustion plant to the quantity of sulphur contained in the solid fuel which is introduced into the combustion plant facilities and which is used in the plant over the same period of time.
„Väävliärastuse aste”teatava aja vältel põletusseadme poolt õhku heitmata jäänud väävli ja sama aja jooksul põletusseadmesse pandud ja põletusseadmes kasutatud tahkekütuses sisalduva väävli suhe.
The relevant emission limit values for calculating the emission ceilings are not affected by the inclusion of a plant in a National Emission Reduction Plan under Article 4(6) of Directive 2001/80/EC.
Heitkoguste ülemmäära arvutamiseks vajalikke heite piirväärtuseid ei mõjuta asjaolu, et põletusseade kuulub direktiivi 2001/80/EÜ artikli 4 lõike 6 alusel siseriiklikku heitkoguste vähendamise kavasse.
This overview is not exhaustive.
Ülevaade ei ole ammendav.
In particular, it does not cover situations where a combustion plant had been extended by at least 50 MW between 27 November 2002 and 31 December 2010, in which case also the emission limit values listed in the Parts B of Annexes III to VII to Directive 2001/80/EC are of relevance (application of Article 10 of Directive 2001/80/EC).
Eelkõige ei hõlma see olukordi, kus põletusseadet on ajavahemikus 27. novembrist 2002 kuni 31. detsembrini 2010 laiendatud vähemalt 50 MW nimisoojusvõimsuse võrra, mille puhul kohaldatakse ka direktiivi 2001/80/EÜ lisade III–VII B osades loetletud heite piirväärtusi (direktiivi 2001/80/EÜ artikli 10 kohaldamine).
Contribution to ceiling (tpa) = Waste gas flow rate (Nm3pa) × ELV (mg/Nm3) × 1,0 × 10–9
Osakaal ülemmääras (tpa) = heitgaasi voolukiirus (Nm3pa) × heite piirväärtus (mg/Nm3) × 1,0 × 10–9
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.
Heite piirväärtuste ja minimaalse väävliärastuse astme kindlaksmääramisel võetakse arvesse kogu põletusseadme summaarset nimisoojusvõimsust seisuga 31. detsember 2010, kasutatud kütuseliike ja iga põletusseadme töötundide arvu aastas ajavahemiku 2001–2010 keskmisena.