natgillin/translations-raw huggingface dataset:
CO 2 installations = 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.
Käitaja määrab keskmised heitekoefitsiendid HK (väljendatuna g CO2/ajaühikus) eeldatava kontrollimatu heitega seadme juhtumi kohta oma tegevust alustades ning hiljemalt transpordivõrgu toimimise esimese aruandeaasta lõpuks.
Fugitive emissions from the transport network
Käitaja vaatab koefitsiendid läbi vähemalt kord viie aasta jooksul, võttes aluseks parima võimaliku tehnoloogia ja parimad võimalikud teadmised.
The operator shall consider fugitive emissions from any of the following types of equipment:
Kontrollimatu heite koguse arvutamiseks korrutab käitaja iga seadmeliigi seadmete arvu heitekoefitsiendiga ning liidab üksikute seadmeliikide tulemused allpool esitatud valemi kohaselt.
seals;
Juhtumite arvuks (Njuhtum) peetakse kõnealuste seadmete arvu seadmeliigi kohta, mis on korrutatud ajaühikute arvuga aasta kohta.
measurement devices;
Leketest tulenev heide
valves;
Transpordivõrgu käitaja peab tõendama võrgu rikkumatust, kasutades selleks representatiivseid (ruumilisi ja ajalisi) andmeid temperatuuri ja rõhu kohta.
intermediate compressor stations;
Kui andmed viitavad lekkele, siis arvutab käitaja lekkinud CO2 koguse seirekavas kajastatud sobiva meetodi abil tööstusharu parima tava suuniste alusel, kasutades sealhulgas temperatuuri- ja rõhuandmete erinevusi, võrreldes rikkumata võrgu keskmiste rõhu- ja temperatuurinäitajatega.
intermediate storage facilities.
Väljalastud heitkogused
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.
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.
The operator shall review those factors at least every 5 years in the light of the best available techniques and knowledge.
GEOLOOGILINE SÄILITAMINE DIREKTIIVI 2009/31/EÜ KOHASELT LUBATUD SÄILITAMISKOHAS
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:
geoloogilisest säilitamisest tekkiva heite seire ja aruandluse rakendusala on säilitamiskohapõhine ning lähtub direktiivile 2009/31/EÜ vastavas heiteloas määratud säilitamiskoha ja säilitamiskompleksi piiridest.
The number of occurrences (Noccurr) shall be the number of pieces of the given equipment per category, multiplied by the number of time units per year.
Kui tuvastatakse säilitamiskompleksi lekked, mis põhjustavad heidet või CO2 pääsemist veesambasse, teeb käitaja viivitamata järgmist:
Emissions from leakage events
teavitab pädevat asutust;
The operator of a transport network shall provide evidence of the network integrity by using representative (spatial and time-related) temperature and pressure data.
lisab lekked asjakohase käitise heiteallikate loetellu;
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.
jälgib heiteid ja annab nendest teada.
Vented emissions
Alles siis, kui direktiivi 2009/31/EÜ artikli 16 kohased parandusmeetmed on võetud ja enam ei ole võimalik tuvastada kõnealusest lekkest tulenenud heidet või pääsu veesambasse, võib käitaja asjakohase lekke kui heiteallika seirekavast kustutada ning lõpetada vastavate heitkoguste seire ja aruandluse.
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.
Iga geoloogilise säilitamisega tegelev käitaja võtab arvesse vähemalt järgmisi võimalikke üldisi CO2-heite allikaid: kütuse kasutamine asjakohastes pumbajaamades ja muudes põletusprotsessides, sealhulgas kohapealsetes jõujaamades; sissejuhtimise või süsivesinike tõhustatud tootmise käigus toimuv väljalaskmine; kontrollimatu heide sissejuhtimise ajal; CO2 võimalik väljapääsemine süsivesinike tõhustatud tootmisel; ja lekked.
GEOLOGICAL STORAGE OF CO2 IN A STORAGE SITE PERMITTED UNDER DIRECTIVE 2009/31/EC
B. CO2 heitkoguste määramine
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 to Directive 2009/31/EC.
Geoloogilise säilitamisega tegelev käitaja ei lisa arvutatud heitkogustele teisest käitisest saadud CO2 kogust ega arva arvutatud heitkogustest maha mõnda säilitamiskohas geoloogiliselt säilitatavat või teise käitisesse ülekantavat CO2 kogust.
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:
Sissejuhtimisega kaasnev väljalastud ja kontrollimatu heide
notify the competent authority;
Väljalastud ja kontrollimatu heite kogused määrab käitaja järgmiselt:
include the leakage as an emission source for the respective installation;
V CO 2 on välja lastud CO2 kogus;
monitor and report the emissions.
F CO 2 on kontrollimatust heitest pärinev CO2 kogus.
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.
Käitaja määrab V CO2 mõõtmispõhiste meetodite alusel vastavalt käesoleva määruse artiklitele 41–46.
Each operator of a geological storage activity shall consider at least the following potential emission sources for CO2 overall: fuel use by associated booster stations and other combustion activities including on-site power plants; venting from injection or enhanced hydrocarbon recovery operations; fugitive emissions from injection; breakthrough CO2 from enhanced hydrocarbon recovery operations; and leakages.
Erandina esimesest lausest ja pädeva asutuse heakskiidul võib käitaja seirekavasse lisada asjakohase meetodi V CO2 määramiseks tööstusharu parima tava kohaselt, kui mõõtmispõhiste meetodite rakendamisega kaasneksid põhjendamatud kulud.
B. Quantification of CO2 emissions
Käitaja käsitab F CO2 ühe allikana, st VIII lisa punktis 1 sätestatud määramistasanditega seotud mõõtemääramatuse nõudeid kohaldatakse koguväärtusele ja mitte üksikutele heitepunktidele.
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.
Käitaja analüüsib seirekavas kontrollimatu heite võimalikke allikaid ning esitab sobiva dokumenteeritud meetodi kontrollimatu CO2 koguse arvutamiseks või mõõtmiseks, võttes aluseks tööstusharu parima tava suunised.
Vented and fugitive emissions from injection
F CO2 määramiseks võib käitaja kasutada sissejuhtimiskäitise 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.
The operator shall determine emissions from venting and fugitive emissions as follows:
Süsivesinike tõhustatud tootmisega kaasnev väljalastud ja kontrollimatu heide
V CO 2 = amount of CO2 vented;
Käitaja võtab arvesse järgmisi võimalikke lisaheiteallikaid süsivesinike tõhustatud tootmisest:
F CO 2 = amount of CO2 from fugitive emissions.
gaasi-nafta separaatorid ning gaasi ringlussevõtu seade, kus võib tekkida CO2 kontrollimatu heide;
Each operator shall determine V CO2 using measurement-based methodologies in accordance with Articles 41 to 46 of this Regulation.
ülejäägi põletus, kus heide võib tekkida pideva ülerõhuga väljatõukesüsteemide kasutamisel ja rõhu langetamisel süsivesinike tootmiskäitistes;
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.
CO2-st puhastamise süsteem, millega välditakse seda, et suur CO2 kontsentratsioon kustutab leegi.
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 määrab kontrollimatud või väljalastud CO2 heitkogused vastavalt IV lisa käesoleva punkti alapunktile B.1.
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.
Ülejäägi põletamisest pärinevad heitkogused määrab käitaja käesoleva lisa punkti 1 alapunkti D kohaselt, võttes arvesse võimalikku põletatud gaasi koostisesse kuuluvat CO2 vastavalt artiklile 48.
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.
Leke säilitamiskompleksist
Vented and fugitive emissions from enhanced hydrocarbon recovery operations
Heitkogused ja pääs veesambasse määratakse järgmiselt:
Each operator shall consider the following potential additional emission sources from enhanced hydrocarbon recovery (EHR):
L CO 2 on lekkest tulenenud CO2-heite või väljutatud gaasi mass päevas kooskõlas kõigi järgmiste asjaoludega:
the oil-gas separation units and gas recycling plant, where fugitive emissions of CO2 could occur;
iga kalendripäeva kohta, mil lekke seire toimub, arvutab käitaja tunni keskmise lekkemassi [t CO2/h] 24ga korrutamise teel;
the flare stack, where emissions might occur due to the application of continuous positive purge systems and during depressurisation of the hydrocarbon production installation;
tunni lekkemassi määrab käitaja heaks kiidetud seirekava säilitamiskohta ja lekkimist käsitlevate sätete kohaselt;
the CO2 purge system, to avoid high concentrations of CO2 extinguishing the flare.
iga seire algusele eelnenud kalendripäeva lekkemassi arvab käitaja võrdseks esimesel seirepäeval lekkinud massiga, tagades, et ei toimu koguste alahindamist; T algus
Each operator shall determine fugitive emissions or vented CO2 in accordance with subsection B.1 of this section of Annex IV.
on hiljemalt ühel järgmistest:
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.
viimane päev, millal kõnealusest allikast CO2-heidet või pääsu veesambasse ei täheldatud;
Leakage from the storage complex
päev, mil CO2 sissejuhtimine algas;
Emissions and release to the water column shall be quantified as follows:
mõni muu selline päev, mille kohta on pädevale asutusele võimalik tõendada, et heide või pääs veesambasse ei saanud enne seda kuupäeva alata; T lõpp
L CO 2 = the mass of CO2 emitted or released per calendar day due to the leakage in accordance with all of the following:
on päev, mil direktiivi 2009/31/EÜ artikli 16 kohased parandusmeetmed on võetud ja enam ei ole võimalik tuvastada CO2-heidet või pääsu veesambasse.
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;
Lekkest tulenenud 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.
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;
Säilitamiskompleksist lekkinud heite koguse määrab käitaja iga lekkejuhtumi korral aruandeperioodi maksimaalse lubatud mõõtemääramatusega 7,5 % aruandeperioodil.
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;
Kui kasutatud kvantifitseerimise meetodi üldine mõõtemääramatus ületab 7,5 %, siis teeb käitaja kohanduse järgmiselt:
T start = the latest of:
CO2,teatatud [t CO2] = CO2,mõõdetud [t CO2] × (1 + (mõõtemääramatussüsteem [%]/100) – 0,075)
the last date when no emissions or release of CO2 into the water column from the source under consideration were reported;
CO 2,teatatud = on CO2 kogus, mis tuleb esitada kõnealuse lekkejuhtumi puhul iga-aastases heitearuandes;
the date the CO2 injection started;
CO 2,mõõdetud = on CO2 kogus, mis määratakse kõnealuse lekkejuhtumi puhul kvantifitseerimismeetodiga;
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.
mõõtemääramatus süsteem = on määramatuse tase, mis on seotud kõnealuse lekkejuhtumi puhul kasutatud kvantifitseerimismeetodiga.
T end = the date by which corrective measures in accordance with Article 16 of Directive 2009/31/EC have been taken and emissions or release of CO2 into the water column can no longer be detected.
Rahvusvaheline Alumiiniumiinstituut, alumiiniumisektori kasvuhoonegaase käsitlev protokoll, oktoober 2006; Ameerika Ühendriikide Keskkonnakaitseamet ja Rahvusvaheline Alumiiniumiinstituut, protokoll tetrafluorometaani (CF4) ja heksafluoroetaani (C2F6) heite kohta tooralumiiniumi tootmisel, aprill 2008
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.
V LISA
CO2,Reported [t CO2] = CO2,Quantified [t CO2] × (1 + (UncertaintySystem [%]/100) – 0,075)
Heitekoefitsient
CO 2,Reported = the amount of CO2 to be included in the annual emission report with regards to the leakage event in question;
Andmed koostise kohta (süsinikusisaldus)
CO 2,Quantified = the amount of CO2 determined through the used quantification methodology for the leakage event in question;
Oksüdatsioonikoefitsient
Uncertainty System = the level of uncertainty associated with the quantification methodology used for the leakage event in question.
Teisendustegur
International Aluminium Institute; The Aluminium Sector Greenhouse Gas Protocol; October 2006;US Environmental Protection Agency and International Aluminium Institute; Protocol for Measurement of Tetrafluoromethane (CF4) and Hexafluoroethane (C2F6) Emissions from Primary Aluminum Production; April 2008.
Kütuse või materjali kogus
ANNEX V
Alumine kütteväärtus
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))
Kütuste põletamine
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)
ei kohaldata
Activity/Source stream type
Tõrvikpõletid
Emission factor
Puhastamine (karbonaadid)
Composition data (carbon content)
Puhastamine (kipsmaterjalid)
Oxidation factor
Puhastamine (uurea)
Conversion factor
Massibilanss
Amount of fuel or material
Karbonaatide kasutamine
Net calorific value
Massibilanss CO2-heite jaoks
Combustion of fuels
Põletusahju sisendil põhinev (meetod A)
2a/2b
Mittekarbonaatne süsinik (sisendmaterjal)
n.a.
Karbonaadid (meetod A)
Mass balance methodology for Gas Processing Terminals
Muud protsessi sisendmaterjalid
Flares
Leelismuldmetallide oksiidid (meetod B)
Scrubbing (carbonate)
Karbonaatne sisendmaterjal
Scrubbing (gypsum)
Kipsmaterjalide ja kipsplaatide tootmine: vt „Kütuste põletamine“
Scrubbing (urea)
Naatriumkarbonaadi ja naatriumvesinikkarbonaadi tootmine
Mass balance
Heitekoefitsiendi määramistasandid on seotud esmase heitekoefitsiendiga ning süsinikusisaldus on seotud süsiniku kogusisaldusega.
Carbonate input
Segamaterjali puhul tuleb biomassiosa määrata eraldi.
Mass balance for CO2 emissions
Artikli 26 lõike 1 punkti a kohaselt A-kategooria käitiste puhul ja kõigis käitistes kasutatavate kaubanduslike standardkütuste puhul on biomassiosa suhtes kohaldatav väikseim lubatud määramistasand 1. määramistasand.
Kiln input based (Method A)
VI LISA
Non-carbonate carbon input
Arvutustegurite standardväärtused (artikli 31 lõike 1 punkt a)
Carbonates (Method A)
ALUMISE KÜTTEVÄÄRTUSEGA (LHV) SEOTUD KÜTUSTE HEITEKOEFITSIENDID
Other process inputs
Alumise kütteväärtusega (LHV) seotud kütuste heitekoefitsiendid ja alumine kütteväärtus kütuse massi kohta
Alkali earth oxide (Method B)
Kütuse kirjeldus
Carbonate inputs
Heitekoefitsient (tCO2/TJ)
Production of gypsum and plasterboard: see combustion of fuels
Alumine kütteväärtus (TJ/Gg)
Production of soda ash and sodium bicarbonate
Allikas
Tiers for the emission factor relate to the preliminary emission factor, and carbon content relates to the total carbon content.
Toornafta
For mixed materials, the biomass fraction must be determined separately.
Orimulsioon
Tier 1 shall be the minimum tier to be applied for the biomass fraction in the case of category A installations and in the case of commercial standard fuels for all installations in accordance with point (a) of Article 26(1).
Veeldatud maagaas
Reference values for calculation factors (Article 31(1)(a))
Petrool (v.a lennukipetrool)
FUEL EMISSION FACTORS RELATED TO NET CALORIFIC VALUES (NCV)
Põlevkiviõli
Fuel emission factors related to net calorific value (NCV) and net calorific values per mass of fuel.
Gaasiõli/diisliõli
Fuel type description
Masuut
Emission factor (t CO2/TJ)
Veeldatud naftagaasid
Net calorific value (TJ/Gg)
Etaan
Source
Nafta
Crude oil
Bituumen
IPCC 2006 GL
Määrdeained
Orimulsion
Naftakoks
Natural gas liquids
Rafineerimistehaste lähteained
Motor gasoline
Rafineerimistehaste gaas
Kerosene (other than jet kerosene)
Parafiinvahad
Shale oil
Lahustibensiin ja tehniline piiritus
Gas/Diesel oil
Muud naftasaadused
Residual fuel oil
Antratsiit
Liquefied petroleum gases
Koksisüsi
Ethane
Muu bituminoosne süsi
Naphtha
Subbituminoosne süsi
Bitumen
Pruunsüsi
Lubricants
Põlevkivi ja õliliiv
Petroleum coke
Söebrikettkütus
Refinery feedstocks
Koksiahju koks ja pruunsöekoks
Refinery gas
Gaasikoks
Paraffin waxes
Kivisöetõrv
White spirit and SBP
Gaasitehaste gaas
Other petroleum products
Koksiahjugaas
Coking coal
Hapnikkonverteri gaas
Other bituminous coal
Maagaas
Sub-bituminous coal
Tööstusjäätmed
Lignite
Vanaõlid
Oil shale and tar sands
Turvas
Patent fuel
Puit/puidujäätmed
Coke oven coke and lignite coke
Muu esmane tahke biomass
Gas coke
IPCC 2006 GL (ainult LHV)
Coal tar
Puusüsi
Gas works gas
Biobensiin
Coke oven gas
Biodiislid
Blast furnace gas
Muud vedelad biokütused
Oxygen steel furnace gas
Prügilagaas
Natural gas
Reoveegaas
Industrial wastes
Muu biogaas
Waste oils
Rehvijäätmed
Peat
Süsinikmonooksiid
Wood/wood waste
J. Falbe ja M. Regitz, Römpp Chemie Lexikon, Stuttgart, 1995
Other primary solid biomass
Metaan
IPCC 2006 GL (only NCV)
PROTSESSIHEITEGA SEOTUD HEITEKOEFITSIENDID
Charcoal
Stöhhiomeetriline heitekoefitsient karbonaatide lagundamise protsessis eralduva heite jaoks (meetod A)
Biogasoline
Karbonaat
Biodiesels
Heitekoefitsient [t CO2/t karbonaat]
Other liquid biofuels
Y on X-i stöhhiomeetriline arv Z on CO32- stöhhiomeetriline arv Tabel 3
Landfill gas
Heitekoefitsient = [M(CO2)] / Y × [M(x)] + Z × [M(O)] X on leelismuld või leelismetall M(x) on X-i molekulmass [g/mol] M(CO 2) on CO2 molekulmass [g/mol] M(O) on O molekulmass [g/mol] Y on X-i stöhhiomeetriline arv
Sludge gas
X on metall
Carbon monoxide
Oksiid Heitekoefitsient [t CO2/t oksiid] CaO 0,785 MgO 1,092 BaO 0,287 üldine: XYOZ
EMISSION FACTORS RELATED TO PROCESS EMISSIONS
Z on O stöhhiomeetriline arv = 1
M(CO 2) = molecular weight of CO2 in [g/mol]
Elektrikaarahju lisatav süsinik
M(CO 32–) = molecular weight of CO32– in [g/mol]
Kuum brikettraud
Y = stoichiometric number of X
Malm
Z = stoichiometric number of CO32–
Raud / raua jäätmed
Table 3
Teras / terase jäätmed
Stoichiometric emission factor for process emissions from carbonate decomposition based on alkali earth oxides (Method B)
Tabel 5
Oxide
Stöhhiomeetrilised heitekoefitsiendid muude materjalidega toimuvate protsesside käigus tekkivale heitele (pakendamata orgaanilised kemikaalid)
Emission factor [t CO2/ t Oxide]
Aine
general:
(t CO2/t)
Emission factor = [M(CO2)] / Y * [M(x)] + Z * [M(O)]
Atsetonitriil
X = alkali earth or alkali metal
Akrüülnitriil
M(CO 2) = molecular weight of CO2 [g/mol]
Butadieen
M(O) = molecular weight of O [g/mol]
Tahm
= 1 (for alkali earth metals)
Etüleen
= 2 (for alkali metals)
Etüleendikloriid
Z = stoichiometric number of O = 1
Etüleenglükool
Table 4
Etüleenoksiid
Emission factors for process emissions from other process materials (production of iron and steel, and processing of ferrous metals)
Vesiniktsüaniid
Input or output material
Metanool
Carbon content
Propaan
Direct reduced iron (DRI)
Propüleen
EAF carbon electrodes
Vinüülkloriidmonomeer
EAF charge carbon
GLOBAALSE SOOJENDAMISE POTENTSIAALID MUUDE KASVUHOONEGAASIDE KUI CO2 PUHUL
Hot briquetted iron
Tabel 6
Pig iron
Globaalse soojendamise potentsiaal
Iron / iron scrap
Gaas
Steel / steel scrap
Globaalse soojendamise potentsiaal
Table 5
Väärtus on esmane heitekoefitsient, s.t enne biomassiosa kohaldamist, kui see on kohaldatav.
Stoichiometric emission factors for process emissions from other process materials (Bulk organic chemicals)
Põhineb alumisel kütteväärtusel 10,12 TJ/t.
Substance
Põhineb alumisel kütteväärtusel 50,01 TJ/t.
(t CO2 / t)
Kasvuhoonegaaside andmekogude koostamist käsitlevad valitsustevahelise kliimamuutuste eksperdirühma (IPCC) 2006. aasta suunised
Acetonitril
VII LISA
Acrylonitrile
Analüüside minimaalne sagedus (artikkel 35)
Butadiene
Kütus/materjal
Carbon black
Analüüside minimaalne sagedus
Ethylene
Vähemalt iga nädal
Ethylene dichloride
Muud gaasid, eelkõige sünteesigaas ja protsessigaasid (rafineerimistehaste gaaside segu, koksiahjugaas, kõrgahjugaas, konverteri gaas, nafta- ja gaasiväljade gaas)
Ethylene glycol
Vähemalt iga päev – eri kellaaegadel asjakohaseid menetlusi kasutades
Ethylene oxide
Kütteõlid (nt kerge, keskmine, raske kütteõli, bituumen)
Hydrogen cyanide
Iga 20000 tonni kohta ja vähemalt kuus korda aastas
Vinyl chloride monomer
Iga 10000 tonni kütuse kohta ja vähemalt neli korda aastas
GLOBAL WARMING POTENTIALS FOR NON-CO2 GREENHOUSE GASES
Töötlemata tahked jäätmed (puhas fossiilne või biomassi ja fossiilse segu)
Table 6
Iga 5000 tonni jäätmete kohta ja vähemalt neli korda aastas
Global warming potentials
Vedelad jäätmed, eeltöödeldud tahked jäätmed
Gas
Iga 10000 tonni jäätmete kohta ja vähemalt neli korda aastas
Global warming potential
Karbonaatmineraalid (sealhulgas lubjakivi ja dolomiit)
298 t CO2(e) / t N2O
Iga 50000 tonni materjali kohta ja vähemalt neli korda aastas