natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The boundaries for monitoring and reporting emissions from CO2 transport by pipeline shall be laid down in the transport network’s greenhouse gas emissions permit, including all ancillary plant functionally connected to the transport network, including booster stations and heaters.
Torujuhtmete kaudu transporditava CO2 põhjustatud heite seire ja aruandluse rakendusala on sätestatud transpordivõrgu kasvuhoonegaaside heiteloas, mis hõlmab kõiki transpordivõrguga funktsionaalselt seotud lisaseadmeid, kaasa arvatud pumbajaamad ja kütteseadmed.
Each transport network shall have a minimum of one start point and one end point, each connected to other installations carrying out one or more of the activities: capture, transport or geological storage of CO2.
Igal transpordivõrgul on minimaalselt üks alguspunkt ja üks lõpp-punkt, mis on mõlemad ühendatud teiste käitistega, mis tegelevad ühe või enama järgmise tegevusega: CO2 kogumine, transport või geoloogiline säilitamine.
Start and end points may include bifurcations of the transport network and cross national borders.
Algus- ja lõpp-punktid võivad hõlmata transpordivõrgu hargnemiskohti ja ületada riigipiire.
Start and end points as well as the installations they are connecting to, shall be laid down in the greenhouse gas emissions permit.
Nii algus- ja lõpp-punkt kui ka nendega ühendatud käitised sätestatakse kasvuhoonegaaside heiteloas.
Each operator shall consider at least the following potential emission sources for CO2 emissions: combustion and other processes at installations functionally connected to the transport network including booster stations; fugitive emissions from the transport network; vented emissions from the transport network; and emissions from leakage incidents in the transport network.
Iga käitaja arvab näitajate hulka vähemalt järgmised võimalikud CO2-heite allikad: transpordivõrguga funktsionaalselt ühendatud käitiste, sealhulgas pumbajaamade põlemis- ja muud protsessid, transpordivõrgu väljapääsenud heitkogused, transpordivõrgu väljalastud heitkogused, transpordivõrgu leketest põhjustatud heitkogused.
B. Quantification methodologies for CO2
koguse määramisel põhinevad meetodid
The operator of transport networks shall determine emissions using one of the following methods:
Transpordivõrkude käitajad võivad heite määramiseks valida ühe järgmistest meetoditest:
Method A (overall mass balance of all input and output streams) set out in subsection B.1;
meetod A (kogu sisendmaterjali ja toodangu üldine massibilanss), mis on sätestatud alapunktis B.1;
Method B (monitoring of emission sources individually) set out in subsection B.2.
meetod B (heiteallikate individuaalne seire), mis on sätestatud alapunktis B.2.
In choosing either Method A or Method B, each operator shall demonstrate to the competent authority that the chosen methodology will lead to more reliable results with lower uncertainty of the overall emissions, using best available technology and knowledge at the time of the application for the greenhouse gas emissions permit and approval of the monitoring plan, without incurring unreasonable costs.
Valiku tegemisel meetodi A ja meetodi B vahel tuleb käitajal pädevale asutusele tõendada, et valitud meetod annab heitkoguste kontrollimisel väiksema mõõtemääramatusega ja usaldusväärsemaid tulemusi, kasutades kasvuhoonegaaside heiteloa taotlemise ja seirekava kinnitamise ajal parimat saadaolevat tehnoloogiat ja parimaid teadmisi ning tekitamata põhjendamatuid kulusid.
Where Method B is chosen each operator shall demonstrate to the satisfaction of the competent authority that the overall uncertainty for the annual level of greenhouse gas emissions for the operator’s transport network does not exceed 7,5 %.
Meetodi B eelistamise korral tõendab käitaja pädevale asutusele, et käitaja transpordivõrgu kasvuhoonegaaside heitkoguste aastane üldine mõõtemääramatus ei ole suurem kui 7,5 %.
The operator of a transport network using Method B shall not add CO2 received from another installation permitted in accordance with Directive 2003/87/EC to its calculated level of emissions, and shall not subtract from its calculated level of emissions any CO2 transferred to another installation permitted in accordance with Directive 2003/87/EC.
Meetodit B kasutav transpordivõrgu käitaja ei lisa arvestatud heitetasemele teisest direktiivi 2003/87/EÜ alusel kinnitatud käitisest saadud CO2 ega arva arvestatud heitetasemest maha CO2, mis on teisele direktiivi 2003/87/EÜ alusel kinnitatud käitisele üle kantud.
Each operator of a transport network shall use Method A for the validation of the results of Method B at least once annually.
Transpordivõrgu käitaja peab kasutama meetodit A meetodiga B saadud tulemuste valideerimiseks vähemalt üks kord aastas.
For that validation, the operator may use lower tiers for the application of Method A.
Kõnealusel valideerimisel võib käitaja meetodi A rakendamisel kasutada madalamaid määramistasandeid.
Each operator shall determine emissions in accordance with the following formula:
Käitaja määrab heite vastavalt järgmisele valemile:
Emissions Total CO2 emissions of the transport network [t CO2];
heitkogused transpordivõrgu CO2 heitkogused kokku [t CO2];
Emissions from the transport network’s own activity, meaning not emissions stemming from the CO2 transported, but including emissions from fuel used in booster stations, monitored in accordance with the relevant sections of Annex IV;
transpordivõrgu tegevusest, mille hulka ei arvata transporditavast CO2-st tekkivat heidet, kuid mis hõlmab pumbajaamades kasutatavast kütusest tekkivaid heitkoguseid, mille seire toimub IV lisa asjakohaste punktide kohaselt;
Amount of CO2 transferred to the transport network at entry point i, determined in accordance with Articles 40 to 46 and Article 49.
transpordivõrku üle kantav CO2 kogus sisenemispunktis i, mis määratakse vastavalt artiklitele 40–46 ja artiklile 49;
Amount of CO2 transferred out of the transport network at exit point j, determined in accordance with Articles 40 to 46 and Article 49.
transpordivõrgust väljaviidav CO2 kogus väljutamispunktis j, mis määratakse vastavalt artiklitele 40–46 ja artiklile 49.
Each operator shall determine emissions considering all processes relevant to emissions at the installation as well as the amount of CO2 captured and transferred to the transport facility using the following formula:
Heitkoguste arvutamisel võtab käitaja arvesse võimaliku CO2-heite käitise kõigist heitega seotud protsessidest ning kogutud ja transpordirajatisse üle kantud CO2 koguse, kasutades järgmist valemit:
Amount of fugitive emissions [t CO2] from CO2 transported in the transport network, including from seals, valves, intermediate compressor stations and intermediate storage facilities;
transpordivõrgus CO2 transportimisest tekkiva väljapääsenud heite kogus [t CO2], sealhulgas tihendite, ventiilide, vahepealsete kompressorjaamade ja vahepealsete säilitamisrajatiste kaudu välja pääsenud heide;
Amount of vented emissions [t CO2] from CO2 transported in the transport network;
transpordivõrgus CO2 transportimisest tekkiva väljalastud heite kogus [t CO2];
Amount of CO2 [t CO2] transported in the transport network, which is emitted as the result of the failure of one or more components of the transport network;
transpordivõrgus transporditava CO2 kogus [t CO2], mis tekib transpordivõrgu ühe või mitme komponendi toimimistõrke tagajärjel;
Amount of CO2 [t CO2] being emitted from combustion or other processes functionally connected to the pipeline transport in the transport network, monitored in accordance with the relevant sections of Annex IV.
põletamisest või muudest transpordivõrgu torutranspordiga funktsionaalselt seotud protsessidest tekkiva CO2 kogus [t CO2], mille seire toimub IV lisa vastavate punktide kohaselt.
The operator shall consider fugitive emissions from any of the following types of equipment:
Käitaja peab väljapääsenud heitkogusteks mis tahes järgmistest seadmetest eraldunud heidet:
seals;
tihendid;
measurement devices;
mõõteriistad;
valves;
ventiilid;
intermediate compressor stations;
vahepealsed kompressorjaamad;
intermediate storage facilities.
vahepealsed säilitamisrajatised.
The operator shall determine average emission factors EF (expressed in g CO2/unit time) per piece of equipment per occurrence where fugitive emissions can be anticipated at the beginning of operation, and by the end of the first reporting year in which the transport network is in operation at the latest.
Keskmised heitekoefitsiendid HK (väljendatuna g CO2/ajaühikus) eeldatava väljapääsenud heitega seadme juhtumi kohta määrab käitaja tegevust alustades ning hiljemalt transpordivõrgu toimimise esimese aruandeaasta lõpuks.
The operator shall review those factors at least every 5 years in the light of the best available techniques and knowledge.
Käitaja vaatab koefitsiendid läbi vähemalt kord viie aasta jooksul, võttes aluseks parima võimaliku tehnoloogia ja parimad võimalikud teadmised.
The operator shall calculate fugitive emissions by multiplying the number of pieces of equipment in each category by the emission factor and adding up the results for the single categories as shown in the following equation:
Väljapääsenud heite koguse arvutamiseks korrutab käitaja iga seadmeliigi seadmete arvu heitekoefitsiendiga ning liidab üksikute seadmeliikide tulemused allpool esitatud valemi kohaselt.
/occurence
/juhtum
The number of occurrences shall be the number of pieces of the given equipment per category, multiplied by the number of time units per year.
Juhtumite arvuks loetakse kõnealuste seadmete arvu seadmeliigi kohta korrutatud ajaühikute arvuga aasta kohta.
The operator of a transport network shall provide evidence of the network integrity by using representative (spatial and time-related) temperature and pressure data.
Transpordivõrgu käitaja peab tõendama võrgu rikkumatust, kasutades selleks representatiivseid (ruumilisi ja ajalisi) andmeid temperatuuri ja rõhu kohta.
Where the data indicates that a leakage has occurred, the operator shall calculate the amount of CO2 leaked with a suitable methodology documented in the monitoring plan, based on industry best practice guidelines, including by use of the differences in temperature and pressure data compared to integrity related average pressure and temperature values.
Kui andmed viitavad lekkejuhtumile, siis arvutab käitaja lekkinud CO2 koguse seirekavas kajastatud sobiva meetodi abil tööstusharu parima tava suuniste alusel, sealhulgas kasutades temperatuuri- ja rõhuandmete erinevusi, võrreldes rikkumata võrgu keskmiste rõhu- ja temperatuurinäitajatega.
Each operator shall provide in the monitoring plan an analysis regarding potential situations of venting emissions, including for maintenance or emergency reasons, and provide a suitable documented methodology for calculating the amount of CO2 vented, based on industry best practice guidelines.
Käitaja analüüsib seirekavas väljalastud heitkoguste tekkimise, sealhulgas hoolduse või avariidega seotud, võimalikke olukordi, ning esitab sobiva dokumenteeritud meetodi välja lastud CO2 koguse arvutamiseks, võttes aluseks tööstusharu parima tava suunised.
Geological storage of CO2 in a storage site permitted under Directive 2009/31/EC
geoloogiline säilitamine direktiivi 2009/31/EÜ kohaselt lubatud säilitamiskohas
The competent authority shall base the boundaries for monitoring and reporting of emissions from geological storage of CO2 on the delimitation of the storage site and storage complex as specified in the permit pursuant Directive 2009/31/EC.
geoloogilisest säilitamisest tekkiva heite seire ja aruandluse rakendusala on säilitamiskohapõhine ning lähtub direktiivile 2009/31/EÜ vastavas heiteloas määratud säilitamiskoha ja säilitamiskompleksi piiridest.
Where leakages from the storage complex are identified and lead to emissions or release of CO2 into the water column, the operator shall immediately carry out all of the following:
Kui tuvastatakse säilitamiskompleksi lekked, mis põhjustavad heidet või CO2 pääsemist veesambasse, teeb käitaja viivitamata ühte järgmistest:
notify the competent authority;
teavitab pädevat asutust;
include the leakage as an emission source for the respective installation;
lisab lekked asjakohase käitise heiteallikate loetellu;
monitor and report the emissions.
jälgib heitkoguseid ja annab nendest teada.
Only when corrective measures in accordance with Article 16 of Directive 2009/31/EC have been taken and emissions or release into the water column from that leakage can no longer be detected shall the operator delete the respective leakage as emission source from the monitoring plan and no longer monitor and report those emissions.
Alles siis, kui direktiivi 2009/31/EÜ artikli 16 kohased parandusmeetmed on võetud ja enam ei ole võimalik tuvastada kõnealusest lekkest põhjustatud heidet või pääsu veesambasse, võib käitaja asjakohase lekke kui heiteallika seirekavast kustutada ning lõpetada vastavate heitkoguste seire ja aruandluse.
The operator of the geological storage activity shall not add CO2 received from another installation to its calculated level of emissions, and shall not subtract from its calculated level of emissions any CO2 which is geologically stored in the storage site or which is transferred to another installation.
Geoloogilise säilitamise tegevusala käitaja ei lisa arvutatud heitkogustele teisest käitisest saadud CO2 kogust ega arvata arvutatud heitkogustest maha mõnda säilitamiskohas geoloogiliselt säilitatavat või teise käitisesse ülekantavat CO2 kogust.
Vented and fugitive emissions from injection
Sissepritsega kaasnev väljalastud ja väljapääsenud heide
The operator shall determine emissions from venting and fugitive emissions as follows:
Väljalastud ja väljapääsenud heite määrab käitaja järgmiselt:
amount of CO2 vented;
välja lastud CO2 kogus;
amount of CO2 from fugitive emissions.
väljapääsenud heitest pärinev CO2 kogus.
Each operator shall determine V CO2 using measurement-based methodologies in accordance with Articles 41 to 46 of this Regulation.
Käitaja määrab V CO2 mõõtmispõhiste meetodite alusel vastavalt käesoleva määruse artiklitele 41–46.
By way of derogation from the first sentence and upon approval by the competent authority, the operator may include in the monitoring plan an appropriate methodology for determining V CO2 based on industry best practice, where the application of measurement-based methodologies would incur unreasonable costs.
Erandina esimesest lausest ja pädeva asutuse heakskiidul võib käitaja seirekavasse kaasata asjakohase meetodi V CO2 määramiseks tööstusharu parima tava kohaselt, kui mõõtmispõhiste meetodite rakendamisega kaasneksid põhjendamatud kulud.
The operator shall consider F CO2 as one source, meaning that the uncertainty requirements associated with the tiers in accordance with section 1 of Annex VIII are applied to the total value instead of the individual emission points.
Käitaja käsitab F CO2 ühe allikana, st VIII lisa punktis 1 sätestatud määramistasanditega seotud mõõtemääramatuse nõudeid kohaldatakse koguväärtusele ja mitte üksikutele heitepunktidele.
Each operator shall provide in the monitoring plan an analysis regarding potential sources of fugitive emissions, and provide a suitable documented methodology to calculate or measure the amount of F CO2, based on industry best practice guidelines.
Käitaja analüüsib seirekavas väljapääsenud heitkoguste võimalikke allikaid ning esitab sobiva dokumenteeritud meetodi väljapääsenud CO2 koguse arvutamiseks või mõõtmiseks, võttes aluseks tööstusharu parima tava suunised.
For the determination of F CO2 the operator may use data collected in accordance with Article 32 to 35 and Annex II(1.1)(e) to (h) of Directive 2009/31/EC for the injection facility, where they comply with the requirements of this Regulation.
F CO2 määramiseks võib käitaja kasutada sisseviimiskäitise kohta vastavalt direktiivi 2009/31/EÜ artiklitele 32–35 ning II lisa punkti 1.1 alapunktidele e–h kogutud andmeid, kui need vastavad käesolevas määruses esitatud nõuetele.
Vented and fugitive emissions from enhanced hydrocarbon recovery operations
Süsivesinike tõhustatud tootmisega kaasnev välja lastud ja väljapääsenud heide
Each operator shall consider the following potential additional emission sources from enhanced hydrocarbon recovery (EHR):
Käitaja võtab arvesse järgmised võimalikud lisaheiteallikad süsivesinike täiustatud kogumisest:
the oil-gas separation units and gas recycling plant, where fugitive emissions of CO2 could occur;
gaasi-nafta separaatorid ning gaasi ringlussevõtu seade, kus võivad tekkida CO2 väljapääsenud heitkogused;
the flare stack, where emissions might occur due to the application of continuous positive purge systems and during depressurisation of the hydrocarbon production installation;
ülejäägi põletus, kus heide võib tekkida pideva ülerõhuga väljatõukesüsteemide kasutamisel ja rõhu langemisel süsivesinike tootmiskäitistes;
the CO2 purge system, to avoid high concentrations of CO2 extinguishing the flare.
st puhastamise süsteem, millega välditakse seda, et suur CO2 kontsentratsioon kustutab leegi.
Each operator shall determine fugitive emissions or vented CO2 in accordance with subsection B.1 of this section of Annex IV.
Käitaja määrab väljapääsenud või väljalastud CO2-heite vastavalt IV lisa käesoleva punkti alapunktile B.1.
Each operator shall determine emissions from the flare stack in accordance with subsection D of section 1 of this Annex, taking into account potential inherent CO2 in the flare gas in accordance with Article 48.
Ülejäägi põletamisest pärineva heite määrab käitaja käesoleva lisa punkti 1 alapunkti D kohaselt, võttes arvesse võimalikku põletatud gaasi koostisesse kuuluvat CO2 vastavalt artiklile 48.
Leakage from the storage complex
Leke säilitamiskompleksist
Emissions and release to the water column shall be quantified as follows:
Heitkogused ja pääs veesambasse määratakse alljärgnevalt:
the mass of CO2 emitted or released per calendar day due to the leakage in accordance with all of the following:
lekke põhjustatud CO2-heite või väljutatud gaasi mass päevas kooskõlas kõigi järgmiste asjaoludega:
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;
iga kalendripäeva kohta, mil lekke seire toimub, arvutab käitaja tunni keskmise lekkemassi [t CO2/h] 24ga korrutamise teel;
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;
tunni lekkemassi määrab käitaja heaks kiidetud seirekava säilitamiskohta ja lekkimist käsitlevate sätete kohaselt;
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;
iga seire algusele eelnenud kalendripäeva lekkemassi loeb käitaja võrdseks esimesel seirepäeval lekkinud massiga, tagades, et ei toimu koguste alahindamist;
the last date when no emissions or release of CO2 into the water column from the source under consideration were reported;
viimane päev, millal kõnealusest allikast CO2-heidet või pääsu veesambasse ei täheldatud;
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.
mõni muu selline päev, mille kohta on pädevale asutusele võimalik tõendada, et heide või pääs veesambasse ei saanud enne seda kuupäeva alata;
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.
päev, mil direktiivi 2009/31/EÜ artikli 16 kohased parandusmeetmed on võetud ja enam ei ole võimalik tuvastada CO2-heidet või pääsu veesambasse.
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.
Lekke põhjustatud CO2-heite või veesambasse pääsenud CO2 koguse määramiseks võib kasutada ka muid meetodeid, kui pädev asutus on need heaks kiitnud ja neid kasutada lubanud, sest käitaja on talle tõendanud, et need meetodid on käesolevas alapunktis nimetatud meetodiga võrreldes täpsemad.
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 %.
Säilitamiskompleksist lekkinud heite koguse määrab käitaja iga lekkejuhtumi korral aruandeperioodi maksimaalse lubatud mõõtemääramatusega 7,5 % aruandeperioodil.
Where the overall uncertainty of the applied quantification methodology exceeds 7,5 %, each operator shall apply an adjustment, as follows:
Kui kasutatud kvantifitseerimise meetodi üldine mõõtemääramatus ületab 7,5 %, siis teeb käitaja kohanduse järgmiselt:
the amount of CO2 to be included in the annual emission report with regards to the leakage event in question;
kogus, mis tuleb esitada kõnealuse lekkejuhtumi puhul iga-aastases heitearuandes;
the amount of CO2 determined through the used quantification methodology for the leakage event in question;
kogus, mis määratakse kõnealuse lekkejuhtumi puhul kvantifitseerimismeetodiga;
the level of uncertainty associated with the quantification methodology used for the leakage event in question.
määramatuse tase, mis on seotud kõnealuse lekkejuhtumi puhul kasutatud kvantifitseerimismeetodiga.
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))
Määramistasandite miinimumnõuded arvutuspõhistele meetoditele, mis on seotud A-kategooria käitistega ning B- ja C-kategooria käitiste puhul kasutatavate kaubanduslike standardkütuste arvutusteguritega (artikli 26 lõige 1)
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); (‘n.a.’ means ‘not applicable’)
Artikli 26 lõike 1 punkti a kohaselt A-kategooria käitiste puhul ja kõigis käitistes kasutatavate kaubanduslike standardkütuste arvutustegurite puhul rakendatavate arvutuspõhiste meetodite jaoks kohaldatav väikseim lubatud määramistasand.
Activity/Source stream type
Tegevuse/lähtevoo liik
Composition data (Carbon content)
Andmed koostise kohta (süsinikusisaldus)
Amount of fuel or material
Kütuse või materjali kogus
Net calorific value
Alumine kütteväärtus
Combustion of fuels
Kütuste põletamine
Mass balance methodology for Gas Processing Terminals
Gaasitöötlemistehaste massibilansi meetod
Flares
Gaasipõletid
Scrubbing (carbonate)
Puhastamine (karbonaadid)
Scrubbing (gypsum)
Puhastamine (kipsmaterjalid)
Catalytic cracker regeneration
Katalüütilisel krakkimisel toimuv regenereerimine
Mass balance for CO2 emissions
Massibilanss CO2 heitkoguste jaoks
Kiln input based
Põletusahju sisendmaterjali alusel.
Clinker output
Klinkritoodang
CKD
Tsemendiklinkri tolm
Alkali earth oxide
Leelismuldmetallide oksiidid
Carbon inputs
Süsinik sisendmaterjalina
Alkali oxide
Leelismetalli oksiid
Production of gypsum and plasterboard: see Combustion of fuels
Kipsmaterjalide ja kipsplaatide tootmine: vt „Kütuste põletamine”
Soda ash and sodium bicarbonate
Naatriumkarbonaat ja naatriumvesinikkarbonaat
Reference values for calculation factors (Article 31(1)(a))
Arvutustegurite standardväärtused (artikli 31 lõike 1 punkt a)
Fuel emission factors related to net calorific values (NCV)
Alumise kütteväärtusega (AKV) seotud kütuste heitekoefitsiendid
Table 1: Fuel emission factors related to net calorific value (NCV) and net calorific values per mass of fuel
Tabel 1. Kütuste alumise kütteväärtusega (AKV) seotud heitekoefitsiendid ja alumine kütteväärtus kütuse massi kohta.
Fuel type description
Kütuse kirjeldus
Crude oil
Toorõli
Orimulsion
Orimulsioon
Natural gas Liquids
Vedeldatud maagaas