natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Amount [t] of CKD or bypass dust (where relevant) leaving the kiln system over a reporting period estimated using industry best practice guidelines.
Tsemendiklinkri- või (vajadusel) möödavoolutolmu kogus [t], mis viiakse aruandeperioodi jooksul välja põletusahjusüsteemist, hinnatud tööstusharu parimate tegevussuuniste abil.
Monitoring methodologies for aviation (Article 52 and Article 56)
Lennunduse seiremeetodid (artiklid 52 ja 56)
Calculation methodologies for the determination of GHGs in the aviation sector
Arvutusmeetodid kasvuhoonegaaside määramiseks lennundussektoris
Method A
B.1) Meetod A
The operator shall use the following formula:
Käitaja kasutab järgmist valemit:
Actual fuel consumption for each flight [t] = Amount of fuel contained in aircraft tanks once fuel uplift for the flight is complete [t] – Amount of fuel contained in aircraft tanks once fuel uplift for subsequent flight is complete [t] + Fuel uplift for that subsequent flight [t]
tegelik kütusekulu konkreetsel lennul [t] = kütusekogus [t] õhusõiduki kütusepaakides pärast lennuks kütuse tankimise lõppu – kütusekogus [t] õhusõiduki kütusepaakides pärast seda, kui kütuse tankimine järgmiseks lennuks on lõppenud + selleks järgmiseks lennuks pardale võetava kütuse kogus [t]
Where there is no fuel uplift for the flight or subsequent flight, the amount of fuel contained in aircraft tanks shall be determined at block-off for the flight or subsequent flight.
Kui lennuks või järgmiseks lennuks kütust pardale ei võeta, siis määratakse õhusõiduki kütusepaakides oleva kütuse kogus lennuks või järgmiseks lennuks liikuma hakkamisel.
In the exceptional case that an aircraft performs activities other than a flight, including undergoing major maintenance involving the emptying of the tanks, after the flight for which fuel consumption is being monitored, the aircraft operator may substitute the quantity ‘Amount of fuel contained in aircraft tanks once fuel uplift for subsequent flight is complete + Fuel uplift for that subsequent flight’ with the ‘Amount of fuel remaining in tanks at the start of the subsequent activity of the aircraft’, as recorded by technical logs.
Erijuhul, kui õhusõidukiga tehakse muid operatsioone kui lend, sealhulgas suuremaid hooldamistöid koos paakide tühjendamisega, siis võib õhusõiduki käitaja pärast lendu, mille kütusekulu jälgitakse, asendada koguse „kütusekogus õhusõiduki kütusepaakides pärast seda, kui kütuse tankimine järgmiseks lennuks on lõppenud + selleks järgmiseks lennuks pardale võetava kütuse kogus” kogusega „õhusõidukiga tehtava muu operatsiooni alguseks kütusepaakidesse jäänud kütuse kogus” vastavalt tehnilise logiraamatu sissekandele.
Method B
B.2) Meetod B
Actual fuel consumption for each flight [t] = Amount of fuel remaining in aircraft tanks at block-on at the end of the previous flight [t] + Fuel uplift for the flight [t] - Amount of fuel contained in tanks at block-on at the end of the flight [t]
tegelik kütusekulu konkreetsel lennul [t] = õhusõiduki paakidesse jäänud kütusekogus [t] paigalejäämisel pärast eelmise lennu lõppu + lennuks õhusõiduki pardale võetud kütusekogus [t] – kütusekogus [t] õhusõiduki kütusepaakides paigalejäämisel pärast lennu lõppu.
Where an aircraft does not perform a flight previous to the flight for which fuel consumption is being monitored, the aircraft operator may substitute the quantity ‘Amount of fuel remaining in aircraft tanks at block-on at the end of the previous flight’ with the ‘Amount of fuel remaining in aircraft tanks at the end of the previous activity of the aircraft’, as recorded by technical logs.
Kui enne lendu, mille kütusekulu seiratakse, õhusõiduk lendu ei sooritanud, siis võib õhusõiduki käitaja asendada koguse „õhusõiduki paakidesse jäänud kütusekogus paigalejäämisel pärast eelmise lennu lõppu” tehnilise logiraamatu alusel kogusega „õhusõiduki paakidesse jäänud kütusekogus pärast eelmise tegevuse lõppu”.
Tier levels for fuel consumption
Määramistasandid kütuse tarbimise jaoks
Tier levels for activity data for aviation emissions
Tegevusandmete määramistasandid lennunduse heitkoguste jaoks
Tier level
Määramistasand
Maximum uncertainty regarding the overall amount of fuel in tonnes consumed by an aircraft operator over the reporting period
Maksimaalne mõõtemääramatus seoses õhusõiduki käitaja tarbitud kütuse koguhulgaga tonnides aruandeperioodi jooksul
Emission factors for standard fuels
Standardkütuste heitekoefitsiendid
Aviation fuel CO2 emission factors
Lennunduses kasutatava kütuse CO2 heitekoefitsiendid
Emission factor (t CO2/t fuel)
Heitekoefitsient (t CO2/t kütus)
Calculation of Great Circle Distance
Vahemaa arvutamine mööda suurringjoont
Distance [km] = Great Circle Distance [km] + 95 km
Vahemaa [km] = vahemaa mööda suurringjoont [km] + 95 km
The Great Circle Distance shall be the shortest distance between any two points on the surface of the Earth, which shall be approximated using the system referred to in Article 3.7.1.1 of Annex 15 to the Chicago Convention (WGS 84).
Vahemaa mööda suurringjoont on lühim vahemaa Maa pinnal asuva kahe punkti vahel, mida lähendatakse, kasutades Chicago konventsiooni (WGS 84) 15. lisa punktis 3.7.1.1 viidatud süsteemi.
The latitude and longitude of aerodromes shall be taken either from aerodrome location data published in Aeronautical Information Publications (AIP) in compliance with Annex 15 to the Chicago Convention or from a source using AIP data.
Lennuväljade laius- ja pikkuskraadid võetakse kas lennuvälja asukohaandmetest, mis on avaldatud aeronavigatsioonilise teabe kogumikes vastavalt Chicago konventsiooni 15. lisale, või muudest allikatest, kasutades selliseid aeronavigatsioonilise teabe kogumikes avaldatud andmeid.
Distances calculated by software or by a third party may also be used, provided that the calculation methodology is based on the formula set out in this section, AIP data and WGS 84 requirements.
Võib kasutada ka arvutiprogrammiga või kolmanda poole arvutatud vahemaid, kui arvutusmeetod põhineb selles punktis esitatud valemil, aeronavigatsioonilise teabe kogumikes esitatud andmetel ja WGS 84 nõuetel.
Activity-specific monitoring methodologies related to installations (Article 20(2))
Käitistega seotud tegevuspõhised seiremeetodid (artikli 20 lõige 2)
Specific monitoring rules for emissions from combustion processes
Konkreetsed põlemisprotsessis tekkivate heitkoguste seire-eeskirjad
A. Scope
Reguleerimisala
Operators shall monitor CO2 emissions from all types of combustion processes taking place under all activities as listed in Annex I to Directive 2003/87/EC or included in the Union Scheme under Article 24 of that Directive including the related scrubbing processes using the rules laid down in this Annex.
Käitajad peavad jälgima igasuguste tegevuste raames igasugustes põlemisprotsessides, sealhulgas seotud puhastamisprotsessides, tekkivaid CO2 heitkoguseid, mis on nimetatud direktiivi 2003/87/EÜ I lisas või sisalduvad nimetatud direktiivi artiklis 24 viidatud liidu süsteemis, kasutades käesolevas lisas kehtestatud eeskirju.
Any emissions from fuels used as process input shall be treated like combustion emissions with regard to monitoring and reporting methodologies, without prejudice to other classifications applied to emissions.
Kõiki heitkoguseid, mis pärinevad protsessi sisendmaterjalina kasutatud kütustest, käsitletakse seire- ja aruandlusmeetodite vaatenurgast samuti kui põlemisel tekkivaid heitkoguseid, piiramata teisi heitkogustele kohaldatavaid klassifikatsioone.
The operator shall not monitor and report emissions from internal combustion engines for transportation purposes.
Käitaja ei pea jälgima heitkoguseid, mis pärinevad transportimiseks kasutatavatest sisepõlemismootoritest, ega nende kohta aru andma.
The operator shall assign all emissions from the combustion of fuels at the installation to the installation, regardless of exports of heat or electricity to other installations.
Käitaja arvab kõik käitises kütuste põlemisel tekkinud heitkogused käitise näitajate hulka, olenemata soojuse või elektri ekspordist teistele käitistele.
The operator shall not assign emissions associated with the production of heat or electricity that is imported from other installations to the importing installation.
Käitaja ei arva näitajate hulka soojuse või elektri tootmisel tekkinud heidet, mis imporditakse importivasse käitisesse teistest käitistest.
The operator shall include at least the following emission sources: boilers, burners, turbines, heaters, furnaces, incinerators, kilns, ovens, dryers, engines, flares, scrubbers (process emissions) and any other equipment or machinery that uses fuel, excluding equipment or machinery with combustion engines that are used for transportation purposes.
Käitaja arvab näitajate hulka vähemalt järgmised heiteallikad: keskküttekatlad, põletid, turbiinid, soojendid, kõrgahjud, jäätmepõletusahjud, põletusahjud, ahjud, kuivatid, mootorid, gaasipõletid, gaasipuhastid (protsessiheide) ja kõik teised seadmed ja masinad, mis kasutavad kütust, välja arvatud transpordiks kasutatavad sisepõlemismootoriga seadmed ja masinad.
B. Specific monitoring rules
Konkreetsed seire-eeskirjad
The emissions from combustion processes shall be calculated in accordance with Article 24(1), unless the fuels are included in a mass balance in accordance with Article 25.
Põlemisprotsessis tekkivad heitkogused arvutatakse vastavalt artikli 24 lõikele 1, välja arvatud juhul, kui kütused on arvatud massibilansi hulka vastavalt artiklile 25.
The tiers defined in section 2 of Annex II shall apply.
Kasutatakse II lisa punktis 2 määratletud määramistasandeid.
In addition, process emissions from flue gas scrubbing shall be monitored using the provisions laid down in subsection C.
Lisaks jälgitakse suitsugaasi puhastamise protsessis tekkivaid heitkoguseid alapunktis C kehtestatud sätete alusel.
For emissions from flares special requirements shall apply, as laid down in subsection D of this section.
Gaasipõletite heitkoguste puhul kohaldatakse erinõudeid, mis on kehtestatud käesoleva punkti alapunktis D.
Combustion processes taking place in gas processing terminals may be monitored using a mass balance in accordance with Article 25.
Gaasitöötlemistehastes toimuvaid põlemisprotsesse võib jälgida massibilansi meetodiga vastavalt artiklile 25.
C. Flue gas scrubbing
Suitsugaasi puhastamine
Process CO2 emissions from the use of carbonate for acid gas scrubbing from the flue gas stream shall be calculated in accordance with Article 24(2) on the basis of carbonate consumed, Method A as follows, or gypsum produced, Method B as follows.
suitsugaasivoost puhastamise protsessis karbonaadi kasutamisest tekkivad happelise gaasi heitkogused arvutatakse vastavalt artikli 24 lõikele 2 kasutatud karbonaadi koguse alusel (meetod A) allpool kirjeldatud viisil või toodetud kipsimaterjali koguse alusel (meetod B) allpool kirjeldatud viisil.
Tier 1 The emission factor shall be determined from stoichiometric ratios as laid down in section 2 of Annex VI.
Määramistasand 1 heitekoefitsient määratakse VI lisa punktis 2 kehtestatud stöhhiomeetriliste suhete alusel.
The determination of the amount of CaCO3 and MgCO3 in the relevant input material shall be carried out using best industry practice guidelines.
CaCO3 ja MgCO3 koguste määramine asjakohases sisendmaterjalis toimub tööstusharu parimate tavade jaoks loodud suuniste alusel.
Tier 1 The emission factor shall be the stoichiometric ratio of dry gypsum (CaSO4 × 2H2O) to CO2 emitted: 0,2558 t CO2/t gypsum.
Määramistasand 1 heitekoefitsient on kuiva kipsi (CaSO4.2H2O) stöhhiomeetriline suhe CO2 heitkogusega: 0,2558 t CO2/t kipsi.
D. Flares
Gaasipõletid
When calculating emissions from flares the operator shall include routine flaring and operational flaring (trips, start-up and shutdown as well as emergency relieves).
Gaasipõletite heitkoguste arvutamisel võtab käitaja arvesse tavalist gaaside põlemist ja tegevuse käigus toimuvat põlemist (väljalülitamine, käivitamine ja seiskamine ning hädaolukorrad).
The operator shall also include inherent CO2 in accordance with Article 48.
Käitaja võtab kooskõlas artikliga 48 arvesse ka oma-CO2.
By way of derogation from section 2.1 of Annex II, tiers 1 and 2b for the emission factor shall be defined as follows:
Erandina II lisa punktist 2.1 määratletakse heitekoefitsiendi määramistasandid 1 ja 2b järgmisel viisil.
Tier 1 The operator shall use a reference emission factor of 0,00393 t CO2/Nm3 derived from the combustion of pure ethane used as a conservative proxy for flare gases.
Määramistasand 1 käitaja kasutab standardheitekoefitsienti 0,00393 t CO2/Nm3, mis on tuletatud puhta etaani põlemisest, mida kasutatakse põletatavate gaaside puhul konservatiivse asendusmudelina.
Tier 2b Installation-specific emission factors shall be derived from an estimate of the molecular weight of the flare stream, using process modelling based on industry standard models.
Määramistasand 2b käitisepõhised heitekoefitsiendid tuletatakse põletivoo hinnangulisest molekulmassist, kasutades tööstusharu standardmudelitel põhinevat protsessi modelleerimist.
By considering the relative proportions and the molecular weights of each of the contributing streams, a weighted annual average figure shall be derived for the molecular weight of the flare gas.
Võttes arvesse iga lisanduva voo suhtelist osakaalu ja molekulmassi, tuletatakse põletigaasi molekulmassi kaalutud aasta keskmine väärtus.
By way of derogation from section 2.3 of Annex II, only tiers 1 and 2 shall be applied for the oxidation factor in the case of flares.
Erandina II lisa punktist 2.3 kohaldatakse gaasipõletite puhul ainult oksüdatsioonikoefitsiendi määramistasandeid 1 ja 2.
Refining of Mineral Oil as Listed in Annex I to Directive 2003/87/EC
Direktiivi 2003/87/EÜ I lisas osutatud mineraalõli rafineerimine
The operator shall monitor and report all CO2 emissions from combustion and production processes as occurring in refineries.
Käitaja peab jälgima kõiki rafineerimistehastes toimuvatest põlemis- ja tootmisprotsessidest pärinevaid CO2 heitkoguseid ja nendest aru andma.
The operator shall include at least the following potential sources of CO2 emissions: boilers, process heaters/treaters, internal combustion engines/turbines, catalytic and thermal oxidisers, coke calcining kilns, firewater pumps, emergency/standby generators, flares, incinerators, crackers, hydrogen production units, Claus process units, catalyst regeneration (from catalytic cracking and other catalytic processes) and cokers (flexi-coking, delayed coking).
Käitaja arvab näitajate hulka vähemalt järgmised võimalikud CO2-heite allikad: katlad, protsessi kütte-/käsitlemisseadmed, sisepõlemismootorid/turbiinid, katalüütilised ja termilised oksüdeerijad, ahjud koksi kaltsineerimiseks, tulekustutusvee pumbad, varu-/turvageneraatorid, gaasipõletid, jäätmepõletusahjud, krakkimisseadmed, vesiniku tootmise üksused, Clausi protsessi seadmed, katalüütilise regeneratsiooni (katalüütilisest krakkimisest ja muudest katalüütilistest protsessidest) ning koksiahjud (koksiseadmed, aeglane koksistamine).
The monitoring of mineral oil refining activities shall be carried out in accordance with section 1 of this Annex for combustion emissions including flue gas scrubbing.
Mineraalõli rafineerimistegevuste seire toimub vastavalt käesoleva lisa punktile 1, mis käsitleb põlemisel, sealhulgas suitsugaasi puhastamisel, tekkivaid heitkoguseid.
The operator may choose to use the mass balance methodology in accordance with Article 25 for the whole refinery or individual process units such as heavy oil gasification or calcinations plants.
Käitaja võib otsustada kasutada massibilansi meetodit vastavalt artiklile 25 kogu rafineerimistehase või üksikute protsessiüksuste puhul, nagu raske õli gaasistamise või kaltsineerimisüksused.
Where combinations of standard methodology and mass balance are used, the operator shall provide evidence to the competent authority demonstrating the completeness of emissions covered, and that no double counting of emissions occurs.
Kui kasutatakse standardmeetodi ja massibilansi meetodi kombinatsiooni, siis peab käitaja esitama pädevale asutusele tõendid selle kohta, et heitkogused on täies ulatuses hõlmatud ja et neid ei loendata korduvalt.
By way of derogation from Article 24 and 25, emissions from catalytic cracker regeneration, other catalyst regeneration and flexi-cokers shall be monitored using a mass balance, taking into account the state of the input air and the flue gas.
Erandina artiklitest 24 ja 25 toimub katalüütilisel krakkimisel toimuval ja muul katalüütilisel regenereerimisel ning koksiseadmetest eralduvate heitkoguste seire massibilansi meetodil, võttes arvesse siseneva õhu kogust ja suitsugaase.
All CO in the flue gas shall be accounted for as CO2, applying the mass relation: t CO2 = t CO * 1,571.
Kogu suitsugaasis leiduv CO võetakse arvesse kui CO2, kohaldades massisuhet t CO2 = t CO × 1,571.
The analysis of input air and flue gases and the choice of tiers shall be in accordance with the provisions of Articles 32 to 35.
Siseneva õhu ja suitsugaaside analüüs ning määramistasandite valik tehakse vastavalt artiklitele 32–35.
The specific calculation methodology shall be approved by the competent authority.
Konkreetse arvutusmeetodi peab heaks kiitma pädev asutus.
By way of derogation from Article 24, emissions from hydrogen production shall be calculated as activity data (expressed as tonnes of hydrocarbon feed) multiplied by the emission factor (expressed as t CO2/t feed).
Erandina artiklist 24 võetakse vesiniku tootmisel tekkivad heitkogused arvesse tegevusandmetena (mis on väljendatud lähteainena kasutatud süsivesinike tonnidena), mis on korrutatud heitekoefitsiendiga (mis on väljendatud t CO2/t lähteainena).
The following tiers are defined for the emission factor:
Heitekoefitsiendi jaoks on määratletud järgmised määramistasandid.
Tier 1 The operator shall use a reference value of 2,9 t CO2 per tonne feed processed, conservatively based on ethane.
Määramistasand 1 käitaja kasutab konservatiivset etaanil põhinevat standardväärtust 2,9 t CO2 töödeldud sisendi tonni kohta.
Tier 2 The operator shall use an activity-specific emission factor calculated from the carbon content of the feed gas determined in accordance with Articles 32 to 35.
Määramistasand 2 käitaja kasutab tegevuspõhist heitekoefitsienti, mis on arvutatud sisendgaasi süsinikusisaldusest vastavalt artiklitele 32–35.
Production of coke as listed in Annex I to Directive 2003/87/EC
Direktiivi 2003/87/EÜ I lisas osutatud koksi tootmine
The operator shall include at least the following potential sources of CO2 emissions: raw materials (including coal or petroleum coke), conventional fuels (including natural gas), process gases (including blast furnace gas — BFG), other fuels and waste gas scrubbing.
Käitaja arvab näitajate hulka vähemalt järgmised võimalikud CO2-heite allikad: toorained (sealhulgas kivisüsi või naftakoks), tavakütused (sealhulgas maagaas), protsessigaasid (sealhulgas kõrgahjugaas), muud kütused ja jääkgaaside puhastamine.
For the monitoring of emissions from the production of coke, the operator may choose to use a mass balance in accordance with Article 25 and section 3 of Annex II, or the standard methodology in accordance with Article 24 and sections 2 and 4 of Annex II.
Koksi tootmisel tekkivate heitkoguste seireks võib käitaja valida massibilansi meetodi vastavalt artiklile 25 ja II lisa punktile 3 või kasutada standardmeetodit vastavalt artiklile 24 ja II lisa punktidele 2 ja 4.
Metal ore roasting and sintering as listed in Annex I to Directive 2003/87/EC
Direktiivi 2003/87/EÜ I lisas osutatud metallimaakide särdamine ja paagutamine
The operator shall include at least the following potential sources of CO2 emissions: raw materials (calcination of limestone, dolomite and carbonatic iron ores, including FeCO3), conventional fuels (including natural gas and coke/coke breeze), process gases (including coke oven gas — COG, and blast furnace gas — BFG), process residues used as input material including filtered dust from the sintering plant, the converter and the blast furnace, other fuels and flue gas scrubbing.
Käitaja arvab näitajate hulka vähemalt järgmised võimalikud CO2-heite allikad: toorained (lubjakivi, dolomiidi ja karbonaatrauamaakide, sealhulgas FeCO3, kaltsineerimine), tavakütused (sealhulgas maagaas ja koks/peenkoks), protsessigaasid (sealhulgas koksiahjugaas ja kõrgahjugaas), sisendmaterjalina kasutatavad protsessi jäägid, sealhulgas paagutusseadmetest, konverterist ja kõrgahjust filtreeritud tolm, muu kütuse ja suitsugaasi puhastamine.
For the monitoring of emissions from metal ore roasting, sintering or pelletisation, the operator may choose to use a mass balance in accordance with Article 25 and section 3 of Annex II or the standard methodology in accordance with Article 24 and sections 2 and 4 of Annex II.
Metallimaakide särdamisel ja paagutamisel ning granuleerimisel tekkivate heitkoguste seireks võib käitaja valida massibilansi meetodi vastavalt artiklile 25 ja II lisa punktile 3 või kasutada standardmeetodit vastavalt artiklile 24 ja II lisa punktidele 2 ja 4.
Production of pig iron and steel as listed in Annex I to Directive 2003/87/EC
Direktiivi 2003/87/EÜ I lisas osutatud malmi ja terase tootmine
The operator shall include at least the following potential sources of CO2 emissions: raw materials (calcination of limestone, dolomite and carbonatic iron ores, including FeCO3), conventional fuels (natural gas, coal and coke), reducing agents (including coke, coal and plastics), process gases (coke oven gas — COG, blast furnace gas — BFG and basic oxygen furnace gas — BOFG), consumption of graphite electrodes, other fuels and waste gas scrubbing.
Käitaja arvab näitajate hulka vähemalt järgmised võimalikud CO2-heite allikad: toorained (lubjakivi, dolomiidi ja karbonaatrauamaakide, sealhulgas FeCO3, kaltsineerimine), tavakütused (sealhulgas maagaas, kivisüsi ja koks), redutseerijad (sealhulgas koks, kivisüsi, plastmassid), protsessigaasid (koksiahjugaas, kõrgahjugaas ja hapnikkonverteri gaas), grafiitelektroodide kasutamine, muu kütuse ja jääkgaasi puhastamine.
For the monitoring of emissions from production of pig iron and steel, the operator may choose to use a mass balance in accordance with Article 25 and section 3 of Annex II, or the standard methodology in accordance with Article 24 and sections 2 and 4 of Annex II, at least for a part of the source streams, avoiding any gaps or double counting of emissions.
Malmi ja terase tootmisel tekkivate heitkoguste seireks võib käitaja valida massibilansi meetodi vastavalt artiklile 25 ja II lisa punktile 3 või kasutada standardmeetodit vastavalt artiklile 24 ja II lisa punktidele 2 ja 4 vähemalt mõne lähtevoo jaoks, vältides heitkoguste loendamisel lünki ja topeltloendamist.
By way of derogation from section 3.1 of Annex II, tier 3 for the carbon content is defined as follows:
Erandina II lisa punktist 3.1 määratletakse süsinikusisalduse määramistasand 3 järgmisel viisil.
Tier 3 The operator shall derive the carbon content of input or output stream following Articles 32 to 35 in respect to the representative sampling of fuels, products and by-products, the determination of their carbon contents and biomass fraction.
Määramistasand 3 käitaja tuletab sisendmaterjali või toodangu voo süsinikusisalduse artiklite 32–35 alusel, mida kohaldatakse kütuse, toodete ja kõrvalsaaduste kontrollproovide võtmisele ning nende süsinikusisalduse ja biomassiosa määramisele.
The operator shall base the carbon content of products or semi-finished products on annual analyses following Articles 32 to 35 or derive the carbon content from mid-range composition values as specified by relevant international or national standards.
Käitaja võtab toodete või pooltoodete süsinikusisalduse arvutamisel aluseks artiklite 32–35 põhjal tehtud aastaanalüüsid või tuletab süsinikusisalduse asjakohaste rahvusvaheliste või riiklike standardite alusel täpsustatud koostise väärtuste keskmisest vahemikust.
Production or processing of ferrous and non-ferrous metals as listed in Annex I to Directive 2003/87/EC
Direktiivi 2003/87/EÜ I lisas osutatud raudmetallide ja mitteraudmetallide tootmine või töötlemine