natgillin/translations-raw huggingface dataset:
The competent authority shall deem a laboratory to meet the requirements equivalent to EN ISO/IEC 17025 within the meaning of paragraph 2 where the operator provides, to the extent feasible, in the form of and to a similar level of detail required for procedures pursuant to Article 12(2), evidence in accordance with the second and the third subparagraph of this paragraph.
Pädev asutus peab laborit lõike 2 tähenduses standardiga EN ISO/IEC 17025 samaväärsetele nõuetele vastavaks, kui käitaja esitab teostatavas ulatuses ning artikli 12 lõikes 2 sätestatud menetluste vormis ja nendega samalaadse üksikasjalikkusega tõendusmaterjali, mis on kooskõlas käesoleva lõike teise ja kolmanda lõiguga.
With respect to quality management, the operator shall produce an accredited certification of the laboratory in conformity with EN ISO/IEC 9001, or other certified quality management systems that cover the laboratory.
Kvaliteedijuhtimise seisukohast esitab käitaja labori akrediteerimistunnistuse standardi EN ISO/IEC 9001 kohaselt või laboris kohaldatavad muud sertifitseeritud kvaliteedijuhtimissüsteemid.
In the absence of such certified quality management systems, the operator shall provide other appropriate evidence that the laboratory is capable of managing its personnel, procedures, documents and tasks in a reliable manner.
Sertifitseeritud kvaliteedijuhtimissüsteemide puudumisel esitab käitaja muud asjakohased tõendid selle kohta, et labor on suuteline personali, menetlusi, dokumentatsiooni ja ülesandeid usaldusväärsel moel haldama.
With respect to technical competence, the operator shall provide evidence that the laboratory is competent and able to generate technically valid results using the relevant analytical procedures.
Tehnilise pädevuse kohta esitab käitaja tõendid, et labor on pädev ja suuteline asjakohaste analüüsiprotseduuridega andma tehniliselt usaldusväärseid tulemusi.
Such evidence shall cover at least the following elements:
Nimetatud tõendid hõlmavad vähemalt alljärgnevat:
management of the personnel’s competence for the specific tasks assigned;
töötajate pädevuse juhtimine seoses konkreetsete ülesannetega;
suitability of accommodation and environmental conditions;
asukoha ja keskkonnatingimuste sobivus;
selection of analytical methods and relevant standards;
analüüsimeetodite ja asjakohaste standardite valik;
where applicable, management of sampling and sample preparation, including control of sample integrity;
vajaduse korral proovivõtmise ja proovide ettevalmistamise juhtimine, sealhulgas proovide puutumatuse kontroll;
where applicable, development and validation of new analytical methods or application of methods not covered by international or national standards;
vajaduse korral uute analüüsimeetodite väljatöötamine ja valideerimine või rahvusvaheliste või riiklike standarditega hõlmamata meetodite rakendamine;
uncertainty estimation;
mõõtemääramatuse hinnang;
management of equipment, including procedures for calibration, adjustment, maintenance and repair of equipment, and record keeping thereof;
seadmete haldamine, sealhulgas seadmete kalibreerimise, seadistamise, hoolduse ja parandamisega seotud menetlused ning selle kohta aruandluse pidamine;
management and control of data, documents and software;
andmete, dokumentide ja tarkvara haldamine ja kontroll;
management of calibration items and reference materials;
kalibreerimis- ja kontrollmaterjalide haldamine;
quality assurance for calibration and test results, including regular participation in proficiency testing schemes, applying analytical methods to certified reference materials, or inter-comparison with an accredited laboratory;
kalibreerimis- ja analüüsitulemuste kvaliteedi tagamine, sealhulgas regulaarne osalemine tasemekontrollikavades, sertifitseeritud kontrollmaterjalidele analüüsimeetodite rakendamine või akrediteeritud laboriga võrdluste tegemine;
management of outsourced processes;
sisseostetud protsesside haldamine;
management of assignments, customer complaints, and ensuring timely corrective action.
ülesannete ja kliendikaebuste haldamine ja õigeaegsete parandusmeetmete tagamine.
Frequencies for analyses
Analüüside sagedus
The operator shall apply the minimum frequencies for analyses for relevant fuels and materials listed in Annex VII.
Käitaja kasutab VII lisas loetletud asjakohaste kütuste ja materjalide analüüside miinimumsagedust.
Annex VII will be reviewed on a regular basis and in the first instance not more than two years from this Regulation entering into force.
VII lisa vaadatakse läbi regulaarselt ja esmakordselt toimub see kuni kahe aasta möödumisel käesoleva määruse jõustumisest.
The competent authority may allow the operator to use a different frequency than those referred to in paragraph 1, where minimum frequencies are not available or where the operator demonstrates one of the following:
Pädev asutus võib lubada käitajal kasutada lõikes 1 viidatust erinevat sagedust, kui miinimumsagedus ei ole saadaval või kui käitaja tõendab ühte järgmistest asjaoludest:
based on historical data, including analytical values for the respective fuels or materials in the reporting period immediately preceding the current reporting period, any variation in the analytical values for the respective fuel or material does not exceed 1/3 of the uncertainty value to which the operator has to adhere with regard to the activity data determination of the relevant fuel or material;
varasemate perioodide andmete (sh vastavate kütuste või materjalide kohta praegusele aruandeperioodile vahetult eelneval aruandeperioodil saadud analüütiliste väärtuste) alusel ei ole vastava kütuse või materjali analüütiline väärtus suurem kui 1/3 mõõtemääramatuse väärtusest, millest käitaja peab seoses vastava kütuse või materjali tegevusandmete määramisega kinni pidama;
using the required frequency would incur unreasonable costs.
nõutud sageduse kasutamisest tuleneksid põhjendamatult suured kulud.
Subsection 4
Alajaotis 4
Specific calculation factors
Eriarvutustegurid
Emission factors for CO2
heitekoefitsiendid
The operator shall determine activity-specific emission factors for CO2 emissions.
Käitaja määrab kindlaks tegevuspõhised CO2 heitekoefitsiendid.
Emission factors of fuels, including when used as process input, shall be expressed as t CO2/TJ.
Kütuste, sealhulgas protsessi sisendmaterjalina kasutatavate kütuste heitekoefitsiendid väljendatakse ühikutes t CO2/TJ.
The competent authority may allow the operator to use an emission factor for a fuel expressed as t CO2/t or t CO2/Nm3 for combustion emissions, where the use of an emission factor expressed as t CO2/TJ incurs unreasonable costs or where at least equivalent accuracy of the calculated emissions can be achieved by using such an emission factor.
Pädev asutus võib lubada käitajal põlemisel tekkivate heitkoguste puhul kasutada kütuse heitekoefitsienti, mis on väljendatud ühikutes t CO2/t või t CO2/Nm3, kui ühikus t CO2/TJ väljendatud heitekoefitsient toob kaasa põhjendamatud kulud või kui sellise heitekoefitsiendi kasutamine annab arvutatud heite vähemalt sama täpsusega kogused.
For the conversion of the carbon content into the respective value of a CO2 related emission factor or vice versa, the operator shall use the factor 3664 t CO2/t C.
Süsinikusisalduse teisendamiseks CO2-ga seotud heitekoefitsiendi vastavaks väärtuseks või vastupidi kasutab käitaja koefitsienti 3664 t CO2/t C.
Oxidation and conversion factors
Oksüdatsioonikoefitsiendid ja teisendustegurid
However, the competent authority may require operators to always use tier 1.
Pädev asutus võib siiski nõuda käitajatelt alati 1. määramistasandi kasutamist.
Where several fuels are used within an installation and tier 3 is to be used for the specific oxidation factor, the operator may ask for the approval of the competent authority for one or both of the following:
Kui käitises kasutatakse mitut kütust ning konkreetse oksüdatsioonikoefitsiendina kasutatakse 3. määramistasandit, siis võib käitaja küsida pädeva asutuse heakskiitu ühele või mõlemale järgmistest tegevustest:
the determination of one aggregate oxidation factor for the whole combustion process and to apply it to all fuels;
ühe ühise oksüdatsioonikoefitsiendi määramine kogu põlemisprotsessi jaoks ja selle kohaldamine kõigile kütustele;
the attribution of the incomplete oxidation to one major source stream and use of a value of 1 for the oxidation factor of the other source streams.
mittetäieliku oksüdeerumise omistamine ühele suurele lähtevoole ning ülejäänud lähtevoogude puhul oksüdatsioonikoefitsiendi väärtuse 1 kasutamine.
Where biomass or mixed fuels are used, the operator shall provide evidence that application of points (a) or (b) of the first subparagraph does not lead to an underestimation of emissions.
Kui kasutatakse biomassi või segakütust, siis peab käitaja esitama tõendid, et esimese lõigu punkti a või b kohaldamine ei too kaasa heitkoguste alahindamist.
Subsection 5
Alajaotis 5
Treatment of biomass
Biomassi käsitlemine
Biomass source streams
Biomassi lähtevood
The operator may determine the activity data of biomass source streams without using tiers and providing analytical evidence regarding the biomass content, where that source stream consists exclusively of biomass and the operator can ensure that it is not contaminated with other materials or fuels.
Käitaja võib määrata biomassi lähtevoogude tegevusandmed ilma määramistasandeid kasutamata ja biomassi sisalduse kohta analüütilisi tõendeid esitamata, kui nimetatud lähtevoog koosneb ainult biomassist ning käitaja on suuteline tagama, et see ei ole saastunud teiste materjalide ega kütustega.
The emission factor of biomass shall be zero.
Biomassi heitekoefitsient võrdub nulliga.
The emission factor of a mixed fuel or material shall be calculated and reported as the preliminary emission factor determined in accordance with Article 30 multiplied by the fossil fraction of the fuel or material.
Segakütuse või segamaterjali heitekoefitsient arvutatakse välja ja esitatakse vastavalt artiklile 30 määratud esialgse heitekoefitsiendina, mida on korrutatud kütuse või materjali fossiilse osaga.
Peat, xylite and fossil fractions of mixed fuels or materials shall not be considered biomass.
Turvast, ksüliiti ja segakütust või segamaterjalide fossiilset osa biomassiks ei peeta.
Where the biomass fraction of mixed fuels or materials is equal or higher than 97 %, or where due to the amount of the emissions associated with the fossil fraction of the fuel or material it qualifies as a de-minimis source stream, the competent authority may allow the operator to apply no-tier methodologies, including the energy balance method, for determining activity data and relevant calculation factors, unless the respective value is to be used for the subtraction of biomass derived CO2 from emissions determined by means of continuous emission measurement.
Kui segakütuse või segamaterjali biomassiosa on võrdne 97 protsendiga või suurem sellest või kui kütuse või materjali fossiilse osaga seotud heitkoguste tõttu kvalifitseerub biomassiosa minimaalseks lähtevooks, siis võib pädev asutus lubada käitajal tegevusandmete ja asjakohaste arvutustegurite määramiseks kohaldada määramistasanditeta meetodeid, sealhulgas energiabilansi meetodit, välja arvatud juhul, kui vastavat väärtust kasutatakse biomassist pärineva CO2 lahutamiseks heitkogustest, mis on määratud heitkoguste pideva mõõtmisega.
Determination of biomass and fossil fraction
Biomassiosa ja fossiilse osa määramine
Where subject to the tier level required and to the availability of appropriate default values as referred to in Article 31(1), the biomass fraction of a specific fuel or material are determined using analyses, the operator shall determine that biomass fraction on the basis of a relevant standard and the analytical methods therein, and apply that standard only if approved by the competent authority.
Kui nõutava määramistasandi kohaselt ja artikli 31 lõikes 1 osutatud asjakohaste standardväärtuste saadavuse alusel määratakse analüüside abil konkreetse kütuse või materjali biomassiosa, siis määrab käitaja selle biomassiosa asjakohase standardi ja selles sisalduvate analüütiliste meetodite alusel ning kohaldab kõnealust standardit ainult pädeva asutuse nõusolekul.
Where the determination of the biomass fraction of a mixed fuel or material by analysis in accordance with paragraph 1 is technically not feasible or would incur unreasonable costs, the operator shall base its calculation on standard emission factors and biomass fraction values for mixed fuels and materials and estimation methods published by the Commission.
Kui segakütuse või segamaterjali biomassiosa määramine analüüsi teel kooskõlas lõikega 1 ei ole tehniliselt teostatav või tooks kaasa põhjendamatud kulud, siis võtab käitaja arvutustes eelduseks segakütuste ja segamaterjalide ning Euroopa Komisjoni avaldatud hindamismeetodite standardsed heitekoefitsiendid ja biomassiosa väärtused.
In the absence of such standard factors and values, the operator shall either assume the absence of a biomass share or submit an estimation method to determine the biomass fraction to the competent authority for approval.
Kui kõnealused koefitsiendid ja väärtused puuduvad, siis võtab käitaja eelduseks kas biomassiosa puudumise või esitab hindamismeetodi biomassiosa määramiseks pädevale asutusele heakskiidu saamiseks.
For fuels or materials originating from a production process with defined and traceable input streams, the operator may base such estimation on a mass balance of fossil and biomass carbon entering and leaving the process.
Kindlaks määratud ja jälgitavate sisendvoogudega tootmisprotsessist pärinevate kütuste või materjalide puhul võib käitaja hinnangu aluseks võtta protsessi siseneva ja protsessist väljuva fossiilse ja biomassisüsiniku massibilansi.
By way of derogation from paragraphs 1 and 2 and Article 30, where the guarantee of origin has been established in accordance with Articles 2(j) and 15 of Directive 2009/28/EC for biogas injected into and subsequently removed from a gas network, the operator shall not use analyses for the determination of the biomass fraction.
Erandina lõigetest 1 ja 2 ning artiklist 30 ei kasuta käitaja biomassiosa määramiseks analüüse, kui gaasivõrku lisatud ja seejärel sealt eemaldatud biogaasil on direktiivi 2009/28/EÜ artikli 2 punkti j ja artikli 15 kohane päritolutagatis.
SECTION 3
JAOTIS 3
Measurement-based methodology
Mõõtmispõhine meetod
Use of the measurement-based monitoring methodology
Mõõtmispõhiste seiremeetodite kasutamine
The operator shall use measurement-based methodologies for all emissions of nitrous oxide (N2O) as laid down in Annex IV, and for quantifying CO2 transferred pursuant to Article 49.
Käitaja kasutab mõõtmispõhiseid meetodeid kõigi dilämmastikoksiidi (N2O) heitkoguste puhul, nagu on sätestatud IV lisas, ning artikli 49 kohaselt üle kantud CO2 koguse määramiseks.
In addition, the operator may use measurement-based methodologies for CO2 emission sources where it can provide evidence that for each emission source the tiers required in accordance with Article 41 are complied with.
Käitaja võib samuti kasutada mõõtmispõhiseid meetodeid CO2-heite allikate puhul, kui ta suudab tõestada, et iga heiteallika puhul peetakse kinni artikli 41 kohaselt ette nähtud määramistasanditest.
Tier requirements
Määramistasandite nõuded
For each emission source which emits more than 5000 tonnes of CO2(e) per year, or which contributes more than 10 % of the total annual emissions of the installation, whichever is higher in terms of absolute emissions, the operator shall apply the highest tier listed in section 1 of Annex VIII.
Iga heiteallika puhul, mille heide ületab 5000 tonni CO2(e) aastas või mis eraldab enam kui 10 % käitise summaarsest aastaheitest, kumb tahes on absoluutsete heitkoguste poolest suurem, kohaldab käitaja kõrgeimat VIII lisa punktis 1 märgitud määramistasandit.
For all other emission sources, the operator shall apply at least one tier lower than the highest tier.
Kõigi muude heiteallikate puhul kasutab käitaja kõrgeimast määramistasandist vähemalt ühe tasandi võrra madalamat määramistasandit.
Only where the operator can demonstrate to the satisfaction of the competent authority that application of the tier required under paragraph 1 is technically not feasible or incurs unreasonable costs and application of a calculation methodology using the tier levels required by Article 26 is technically not feasible or incurs unreasonable costs, may a next lower tier be used for the relevant emission source, with a minimum of tier 1.
Ainult siis, kui käitaja tõestab pädevale asutusele veenvalt, et lõikes 1 nõutava määramistasandi kasutamine ei ole tehniliselt teostatav või sellega kaasneksid põhjendamatud kulud ja et artiklis 26 nõutud määramistasandeid kasutava arvutusmeetodi rakendamine ei ole tehniliselt teostatav või sellega kaasneksid põhjendamatud kulud, võib vastava heiteallika jaoks kasutada üks aste madalamat määramistasandit, aga vähemalt 1. määramistasandit.
Measurement standards and laboratories
Mõõtestandardid ja -laborid
All measurements shall be carried out applying methods based on EN 14181 Stationary source emissions — Quality assurance of automated measuring systems, EN 15259 Air quality — Measurement of stationary source emissions — Requirements for measurement sections and sites and for the measurement objective, plan and report, and other corresponding EN standards.
Kõik mõõtmised tehakse selliseid meetodeid kasutades, mis põhinevad Euroopa standardil EN 14181 („Paiksetest allikatest pärit heitkogused. Automaatsete mõõtesüsteemide kvaliteedi tagamine” (Stationary source emissions – Quality assurance of automated measuring systems)) ja EN 15259 („Õhukvaliteet. Paiksetest allikatest pärit heitkoguste mõõtmine. Mõõtealade ja -kohtade ning mõõtmise eesmärgi, kava ja aruande nõuded” (Air quality – Measurement of stationary source emissions – Requirements for measurement sections and sites and for the measurement objective, plan and report)) ning muudel vastavatel Euroopa standarditel (EN).
Where such standards are not available, the methods shall be based on suitable ISO standards, standards published by the Commission or national standards.
Kui kõnealused standardid ei ole saadaval, siis põhinevad meetodid sobilikel ISO standarditel, komisjoni avaldatud standarditel või riiklikel standarditel.
The operator shall consider all relevant aspects of the continuous measurement system, including the location of the equipment, calibration, measurement, quality assurance and quality control.
Käitaja võtab arvesse kõiki pidevmõõtesüsteemi asjakohaseid aspekte, sealhulgas seadmete asukohta, kalibreerimist, mõõtmisi, kvaliteedi tagamist ja kvaliteedikontrolli.
The operator shall ensure that laboratories carrying out measurements, calibrations and relevant equipment assessments for continuous emission measurement systems (CEMS) shall be accredited in accordance with EN ISO/IEC 17025 for the relevant analytical methods or calibration activities.
Käitaja tagab, et heitkoguste pidevmõõtesüsteemi jaoks mõõtmisi, kalibreerimisi ja asjakohaseid seadmete hindamisi tegevad laborid on asjakohaste analüüsimeetodite või kalibreerimistegevuste jaoks akrediteeritud vastavalt standardile EN ISO/IEC 17025.
Where the laboratory does not have such accreditation, the operator shall ensure that equivalent requirements of Article 34(2) and (3) are met.
Kui laboril puudub vastav akrediteering, siis peab käitaja tagama, et artikli 34 lõigete 2 ja 3 samaväärsetest nõuetest peetakse kinni.
Determination of emissions
Heitkoguste määramine
The operator shall determine the annual emissions from an emission source over the reporting period by summing up over the reporting period all hourly values of the measured greenhouse gas concentration multiplied by the hourly values of the flue gas flow, where the hourly values shall be averages over all individual measurement results of the respective operating hour.
Käitaja määrab heiteallika aastaheite aruandeperioodil, liites kokku aruandeperioodi kõik mõõdetud kasvuhoonegaaside sisalduse tunniväärtused, mida korrutatakse suitsugaasivoo tunniväärtustega, kus tunniväärtusteks loetakse vastava töötunni üksikute mõõtmistulemuste keskmisi.
In the case of CO2 emissions, the operator shall determine annual emission on the basis of equation 1 in Annex VIII.
heitkoguste korral määrab käitaja aastaheite VIII lisas esitatud valemi 1 kohaselt.
CO emitted to the atmosphere shall be treated as the molar equivalent amount of CO2.
Atmosfääri paisatud CO-d käsitletakse molaarselt võrdväärse CO2 kogusena.
In the case of nitrous oxide (N2O), the operator shall determine annual emissions on the basis of the equation in subsection B.1 of section 16 of Annex IV.
Dilämmastikoksiidi (N2O) korral määrab käitaja aastaheite IV lisa punkti 16 alapunkti B.1 valemi alusel.
Where several emission sources exist in one installation and cannot be measured as one emission source, the operator shall measure emissions from those sources separately and add the results to obtain the total emissions of the specific gas over the reporting period.
Kui ühes käitises eksisteerib mitu heiteallikat, mida ei saa mõõta ühe heiteallikana, siis mõõdab käitaja nimetatud heiteallikate heitkogused eraldi ja liidab tulemused konkreetse gaasi koguheite saamiseks aruandeperioodi jooksul.
The operator shall determine the greenhouse gas concentration in the flue gas by continuous measurement at a representative point through one of the following:
Käitaja määrab kasvuhoonegaasi sisalduse suitsugaasis pidevmõõtmise kaudu kontrollpunktis, kasutades ühte järgmistest variantidest:
direct measurement;
otsemõõtmine;
in the case of a high concentration in the flue gas, calculation of the concentration using an indirect concentration measurement applying Equation 3 of Annex VIII and taking into account the measured concentration values of all other components of the gas stream as laid down in the operator’s monitoring plan.
suure ainesisalduse korral suitsugaasis sisalduse arvutusi, kasutades kaudset sisalduse mõõtmist VIII lisas esitatud valemi 3 abil ja võttes arvesse gaasivoo kõikide teiste komponentide mõõdetud sisalduse väärtuseid, nagu on sätestatud käitaja seirekavas.
Where relevant, the operator shall determine separately any CO2 amount stemming from biomass using calculation-based monitoring methodologies and subtract it from the total measured CO2 emissions.
Vajaduse korral määrab käitaja arvutuspõhiste seiremeetoditega eraldi kõik biomassist pärinevad CO2 kogused ja lahutab selle CO2 mõõdetud koguheitest.
The operator shall determine the flue gas flow for the calculation in accordance with paragraph 1 by one of the following methods:
Käitaja määrab suitsugaasivoo arvutamiseks vastavalt lõikele 1 ühega järgmistest meetoditest:
calculation by means of a suitable mass balance, taking into account all significant parameters on the input side, including for CO2 emissions at least input material loads, input airflow and process efficiency, as well as on the output side including at least the product output, the O2, SO2 and NOx concentration;
arvutused asjakohase massibilansi alusel, võttes arvesse kõik olulised parameetrid nii sisendi (sh CO2-heite puhul vähemalt sisendmaterjali hulka, siseneva õhu voogu ja protsessi kasutegurit) kui ka väljundi (sh vähemalt toodangut, O2-, SO2- ja NOx-sisaldust) poolel;
determination by continuous flow measurement at a representative point.
määramine voo pideva mõõtmisega kontrollpunktis.
Data aggregation
Andmete koondamine
The operator shall calculate hourly averages for each parameter, including concentrations and flue gas flow, relevant for determining emissions using a measurement-based methodology by using all data points available for that specific hour.
Käitaja arvutab heitkoguste määramiseks kõikide asjakohaste parameetrite, sealhulgas sisalduste ja suitsugaasi voo tunni keskmised mõõtmispõhise meetodi abil, kasutades kõiki konkreetse tunni kohta saadaolevaid andmepunkte.