natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Installations for the production of asbestos or asbestos-based products 
Anlegg for produksjon av asbest eller asbestbaserte produkter
Chemical industry and chemical installations for the production of 
Kjemisk industri og kjemiske anlegg for produksjon av
Basic organic chemicals 
Organiske basiskjemikalier
Basic inorganic chemicals or fertilisers 
Uorganiske basiskjemikalier eller gjødsel
Biocides and explosives 
Biocider og sprengstoff
Installations for the disposal or recovery of hazardous waste (> 10 t/day) or municipal waste (> 3 t/hour) 
Anlegg for disponering eller gjenvinning av farlig avfall (> 10 t/dag) eller kommunalt avfall (> 3 t/time)
Installations for the disposal of non-hazardous waste (> 50 t/day) and landfills (> 10 t/day) 
Anlegg for disponering av ufarlig avfall (> 50 t/dag) og deponering (> 10 t/dag)
Other Annex I activities 
Andre former for virksomhet etter vedlegg I
Industrial plants for pulp from timber or other fibrous materials and paper or board production (> 20 t/day) 
Industrianlegg for produksjon av papirmasse av tre eller annet fiberholdig materiale og papir eller papp (> 20 t/dag)
1 February 2013 
1.februar 2013
Plants for the pretreatment of fibres or textiles (> 10 t/day) 
Anlegg for forbehandling av fibrer eller tekstiler (> 10 t/dag)
Plants for tanning of hides and skins (> 12 t/day) 
Anlegg for garving av huder og skinn (> 12 t/dag)
Slaughterhouses (> 50 t/day), plants for the production of milk (> 200 t/day), other animal raw materials (> 75 t/day) or vegetable raw materials (> 300 t/day) 
Slakterier (> 50 t/dag), anlegg for melkeproduksjon (> 200 t/dag), andre animalske råstoffer (> 75 t/dag) eller vegetabilske råstoffer (> 300 t/dag)
Installations for the disposal or recycling of animal carcases and animal waste (> 10 t/day) 
Anlegg for destruksjon eller resirkulering av skrotter og avfall fra dyr (> 10 t/dag)
Installations for poultry (> 40 000), pigs (> 2 000) or sows (> 750) 
Anlegg for avl av fjørfe (> 40 000), svin (> 2 000) eller purker (> 750)
Installations for surface treatment or products using organic solvents (> 200 t/year) 
Anlegg for overflatebehandling eller for behandling av produkter ved bruk av organiske løsemidler (> 200 t/år)
Installations for the production of carbon or graphite 
Anlegg for produksjon av karbon eller grafitt
The activity-specific guidelines contained in this Annex shall be used to monitor greenhouse gas emissions from combustion installations with a rated thermal input exceeding 20 MW (except hazardous or municipal waste installations) as listed in Annex I to the Directive and to monitor combustion emissions from other activities as listed in Annex I to the Directive where referred to in Annexes III to XI to these guidelines. 
De virksomhetsspesifikke retningslinjene i dette vedlegg skal benyttes for å overvåke utslipp av klimagasser fra forbrenningsanlegg med en nominell termisk effekt på mer enn 20 MW (unntatt anlegg for farlig eller kommunalt avfall) oppført i vedlegg I til direktivet, og for å overvåke forbrenningsutslipp fra andre former for virksomhet oppført i vedlegg I til direktivet, når det vises til disse i vedlegg III-XI til disse retningslinjene.
The monitoring of greenhouse gas emissions from combustion processes shall include emissions from the combustion of all fuels at the installation as well as emissions from scrubbing processes for example to remove SO 2 . 
Overvåkingen av utslipp av klimagasser fra forbrenningsprosesser skal omfatte utslipp fra forbrenning av alle brensler ved anlegget samt utslipp fra utskillingsprosesser, for eksempel for å fjerne SO 2 .
Emissions from internal combustion engines for transportation purposes shall not be monitored and reported. 
Utslipp fra forbrenningsmotorer som brukes til transport, skal ikke overvåkes og rapporteres.
All greenhouse gas emissions from the combustion of fuels at the installation shall be assigned to the installation, regardless of exports of heat or electricity to other installations. 
Alle utslipp av klimagasser fra forbrenning av brensel ved anlegget skal tilskrives anlegget, uansett om det føres ut varme eller elektrisk kraft til andre anlegg.
Sources of CO 2 emissions from combustion installations and processes include: 
Kilder til CO 2 -utslipp fra forbrenningsanlegg og -prosesser omfatter:
turbines 
turbiner
heaters 
varmere
furnaces 
smelteovner
incinerators 
forbrenningsovner
kilns 
sementovner
scrubbers (process emissions) 
væskeutskillere (prosessutslipp)
CO 2 emissions from combustion sources shall be calculated by multiplying the energy content of each fuel used by an emission factor and an oxidation factor. 
CO 2 -utslipp fra forbrenningskilder skal beregnes ved å multiplisere energiinnholdet i hvert enkelt anvendt brensel med en utslippsfaktor og en oksidasjonsfaktor.
Activity data is expressed as the net energy content of the fuel consumed (TJ) during the reporting period. 
Virksomhetsdata uttrykkes som netto energiinnhold i forbrukt brensel (TJ) i rapporteringsperioden.
The energy content of the fuel consumption shall be calculated by means of the following formula: 
Energiinnholdet i brenselforbruket skal beregnes ved hjelp av følgende formel:
Energy content of fuel consumption [TJ] = (fuel consumed [t or m 3 ] * net calorific value of fuel [TJ/t or TJ/m 3 ]) 
Energiinnhold i brenselforbruk [TJ] = (forbrukt brensel [t eller m 3 ] * brenselets netto brennverdi [TJ/t eller TJ/m 3 ])(
In case volume units are used the operator shall consider any conversion that may be required to account for differences in pressure and temperature of the metering device and the standard conditions for which the net calorific value was derived for the respective fuel type. 
Dersom det benyttes volumenheter, skal den driftsansvarlige vurdere om det kreves omregning for å ta hensyn til for forskjeller i trykk og temperatur i måleutstyret og standardvilkårene som netto brennverdi er utledet i forhold til, for den aktuelle brenseltypen.
Fuel consumed 
Forbrukt brensel
Fuel consumption is metered without intermediate storage before combustion in the installation resulting in a maximum permissible uncertainty of less than ± 7,5 % for the metering process. 
Brenselforbruket måles uten mellomlagring før forbrenning i anlegget, og dette gir en største tillatte usikkerhet på mindre enn ± 7,5 % for måleprosessen.
Fuel consumption is metered without intermediate storage before combustion in the installation applying metering devices resulting in a maximum permissible uncertainty of less than ± 5,0 % for the metering process 
Brenselforbruket måles uten mellomlagring før forbrenning i anlegget ved hjelp av måleutstyr som gir en største tillatte usikkerhet på mindre enn ± 5,0 % for måleprosessen.
Fuel purchase metered applying metering devices resulting in a maximum permissible uncertainty of less than ± 2,0 % for the metering process. 
Brenselinnkjøp måles ved hjelp av måleutstyr som gir en største tillatte usikkerhet på mindre enn ± 2,0 % for måleprosessen.
Fuel consumption is calculated using a mass balance approach based on the quantity of fuel purchased and the difference in the quantity held in stock over a period of time using the following formula: 
Brenselforbruket beregnes ved hjelp av en massebalansemetode som bygger på mengden av innkjøpt brensel og forskjellen i mengde på lager i løpet av et tidsrom, ved hjelp av følgende formel:
Fuel C = (Fuel P + (Fuel S – Fuel E) – Fuel O) 
Brensel C = brensel P + (brensel S – brensel E) – brensel O
Fuel C: 
Brensel C:
Fuel combusted during the reporting period 
Brensel som forbrennes i løpet av rapporteringsperioden
Fuel purchased during the reporting period 
Brensel som kjøpes inn i løpet av rapporteringsperioden
Fuel stock at the beginning of the reporting period 
Brensel på lager ved rapporteringsperiodens begynnelse
Fuel stock at the end of the reporting period 
Brensel på lager ved rapporteringsperiodens slutt
Fuel used for other purposes (transportation or re-sold) 
Brensel som brukes til andre formål (transport eller videresalg)
Fuel consumption is metered without intermediate storage before combustion in the installation applying metering devices resulting in a maximum permissible uncertainty of less than ± 2,5 % for the metering process. 
Brenselforbruket måles uten mellomlagring før forbrenning i anlegget ved hjelp av måleutstyr som gir en største tillatte usikkerhet på mindre enn ± 2,5 % for måleprosessen.
It should be noted that different fuel types will result in significantly different permissible uncertainties for the metering process with gaseous and liquid fuels generally being metered more accurately than solid fuels. 
Legg merke til at ulike brenseltyper vil gi betydelige ulikheter i tillatt usikkerhet for måleprosessen ettersom gassformige og flytende brensler vanligvis måles mer nøyaktig enn faste brensler.
There are however many exceptions within each of the classes (depending on the type and properties of the fuel, the delivery path (ship, rail, truck, conveyor belt, pipeline) and circumstances specific to the installation) which preclude a simple attribution of fuels to tiers. 
Det finnes imidlertid mange unntak i hver av kategoriene (avhengig av brenselets type og egenskaper, leveringsmetode (skip, jernbane, lastebil, transportbånd, rørledning) og forholdene ved de enkelte anleggene) som hindrer at brenslene enkelt kan tildeles nivåer.
The operator applies country specific net calorific values for the respective fuel as listed in Appendix 2.1 A.3 «1990 country specific net calorific values» of the 2000 IPCC «Good practice guidance and uncertainty management in national greenhouse gas inventories» (http://www.ipcc.ch/pub/guide.htm). 
Den driftsansvarlige anvender landspesifikke netto brennverdier for hvert brensel som oppført i tillegg 2.1 A.3 «1990 country specific net calorific values» i IPCCs «Good practice guidance and uncertainty management in national greenhouse gas inventories» fra 2000 (http://www.ipcc.ch/pub/guide.htm).
The operator applies country specific net calorific values for the respective fuel as reported by the respective Member State in its latest national inventory submitted to the Secretariat of the United Nations Framework Convention on Climate Change. 
Den driftsansvarlige anvender landspesifikke netto brennverdier for hvert brensel som den enkelte medlemsstaten har rapportert i den siste nasjonale fortegnelsen som er framlagt for sekretariatet for De forente nasjoners rammekonvensjon om klimaendring.
The operator derives emission factors for each batch of fuel based on one of the following established proxies: 
Den driftsansvarlige utleder utslippsfaktorer for hvert brenselparti på grunnlag av én av følgende fastsatte tilnærmingsverdier:
in combination with an empirical correlation as determined by an external laboratory according to the provisions of section 10 of Annex I. The operator shall ensure that the correlation satisfies the requirements of good engineering practice and that it is applied only to values of the proxy which fall into the range for which it was established. 
kombinert med en empirisk korrelasjon som fastsettes av et innleid laboratorium i samsvar med bestemmelsene i avsnitt 10 i vedlegg I. Den driftsansvarlige skal sørge for at korrelasjonen tilfredsstiller kravene til god teknisk praksis, og at den bare anvendes på verdier for tilnærmingsverdien som faller inn under området som den er etablert for.
Activity-specific emission factors representative for the respective batches are determined by the operator, an external laboratory or the fuel supplier according to the provisions of section 10 of Annex I. 
Virksomhetsspesifikke utslippsfaktorer som er representative for de enkelte partiene fastsettes av den driftsansvarlige, et innleid laboratorium eller brenselleverandøren i samsvar med bestemmelsene i avsnitt 10 i vedlegg I.
A reference oxidation/reference value of 0,99 (corresponding to a 99 % conversion of carbon to CO 2 ) is assumed for all solid fuels and of 0,995 for all other fuels. 
En referanseoksidasjonsverdi/referanseverdi på 0,99 (tilsvarer en omdanning av 99 % av karbonet til CO 2 ) antas for alle faste brensler og på 0,995 for alle andre brensler.
For solid fuels activity-specific factors are derived by the operator based on carbon contents of ashes, effluents and other wastes and by-products and other non-fully oxidised emissions of carbon according to the provisions specified in section 10 of Annex I. 
Når det gjelder faste brensler, utleder den driftsansvarlige virksomhetsspesifikke faktorer på grunnlag av karboninnholdet i aske, spillvann og annet avfall og biprodukter og andre ikke helt oksiderte karbonutslipp i samsvar med bestemmelsene angitt i avsnitt 10 i vedlegg I.
Emissions from flares shall include routine flaring and operational flaring (trips, start-up and shutdown) as well as emergency relieves. 
Utslipp fra fakling skal omfatte rutinemessig og driftsmessig fakling (kjøring, oppstarting og stansing) samt nødutslipp.
CO 2 emissions shall be calculated from the amount of gas flared [m 3 ] and the carbon content of the flared gas [t CO 2 /m 3 ] (including any inorganic carbon). 
CO 2 -utslipp skal beregnes på grunnlag av mengden av faklet gass [m 3 ] og den faklede gassens karboninnhold [t CO 2 /m 3 ] (herunder eventuelt uorganisk karbon).
Amount of flare gas [m 3 ] used during reporting period, derived by volume metering with a maximum permissible error of ± 12,5 % for the metering process. 
Mengden av faklet gass [m 3 ] som brukes i løpet av rapporteringsperioden, beregnes ved hjelp av volummåling med en største tillatt feil på ± 12,5 % for måleprosessen.
Amount of flare gas [m 3 ] used during reporting period, derived by volume metering with a maximum permissible uncertainty of ± 7,5 % for the metering process. 
Mengden av faklet gass [m 3 ] som brukes i løpet av rapporteringsperioden, beregnes ved hjelp av volummåling med en største tillatte usikkerhet på ± 7,5 % for måleprosessen.
Using a reference emission factor of 0,00785 t CO 2 /m 3 (at standard conditions) derived from the combustion of pure butane used as a conservative proxy for flare gases. 
Her brukes en referanseutslippsfaktor på 0,00785 t CO 2 /m 3 (ved standardforhold) som er utledet ved forbrenning av ren butan, som brukes som en forsiktig tilnærmingsverdi for faklet gass.
Emission factor [t CO 2 /m 3 flare gas ] calculated from the carbon content of the flared gas applying the provisions of section 10 of Annex I. 
Utslippsfaktoren [t CO 2 /m 3 faklet gass ] beregnes på grunnlag av den faklede gassens karboninnhold og ved anvendelse av bestemmelsene i avsnitt 10 i vedlegg I.
Oxidation rate of 0,995. 
Oksidasjonsgrad på 0,995.
These two calculation methods are equivalent. 
Disse to beregningsmetodene er likeverdige.
Calculation shall be as follows: 
Beregningen skal foretas som følger:
CO 2 -emissions [t] = (activity data * emission factor * conversion factor) 
CO 2 -utslipp [t] = virksomhetsdata * utslippsfaktor * omregningsfaktor
Calculation method A «Carbonate based» 
Beregningsmetode A «karbonatbasert»
[t] of dry carbonate as process input per year metered by operator or supplier with a maximum permissible uncertainty of less than ± 7,5 % for the metering process. 
Tørt karbonat i [t] som innsatsmateriale i prosessen per år målt av den driftsansvarlige eller leverandøren med en største tillatte usikkerhet på mindre enn ± 7,5 % for måleprosessen.
Use of stoichiometric ratios of conversions of carbonates [t CO 2 /t dry carbonate] as shown in table 1. 
Bruk av støkiometriske forhold for omregning av karbonater [t CO 2 /t tørt karbonat] som vist i tabell 1.
This value shall be adjusted for the respective moisture and gangue content of the applied carbonate material. 
Denne verdien skal justeres for respektivt innhold av fukt og gangart i det anvendte karbonatmaterialet.
Stoichiometric emission factors 
Støkiometriske utslippsfaktorer
Carbonate 
Karbonat
Emission factor [t CO 2 /t Ca-, Mg- or other Carbonate] 
Utslippsfaktor [t CO 2 /t Ca-, Mg- eller annet karbonat]
In general: 
Generelt:
molecular weight of CO 2 = 44 [g/mol] 
molekylvekt av CO 2 = 44 [g/mol]
molecular weight of CO 3 2- = 60 [g/mol] 
molekylvekt av CO 3 2- = 60 [g/mol]
= 1 (for alkali earth metals) 
= 1 (for jordalkalimetall)
stoichiometric number of CO 3 2- = 1 
støkiometrisk tall for CO 3 2- = 1
Conversion factor: 
Omregningsfaktor:
Calculation method B «gypsum based» 
Beregningsmetode B «gipsbasert»
[t] of dry gypsum (CaSO 4 · 2H 2 O) as process output per year metered by operator or processor of gypsum with a maximum permissible uncertainty of less than ± 7,5 % for the metering process. 
Tørr gips (CaSO 4 · 2H 2 O) i [t] som prosessresultat per år målt av den driftsansvarlige eller den ansvarlige for bearbeiding av gipsen med en største tillatte usikkerhet på mindre enn ± 7,5 % for måleprosessen.
Stoichiometric ratio of dehydrated gypsum (CaSO 4 · 2H 2 O) and CO 2 in the process: 
Støkiometrisk forhold mellom tørr gips (CaSO 4 · 2H 2 O) og CO 2 i prosessen:
The measurement guidelines contained in Annex I shall be applied. 
Retningslinjene for måling i vedlegg I får anvendelse.
DETERMINATION OF EMISSIONS OF NON-CO 2 GREENHOUSE GASES 
FASTSETTELSE AV UTSLIPP AV ANDRE KLIMAGASSER ENN CO 2
Specific guidelines for the determination of emissions of non-CO 2 greenhouse gas emissions may be elaborated at a later stage, in accordance with the relevant provisions of the Directive. 
Særlige retningslinjer for fastsettelse av utslipp av andre klimagasser enn CO 2 kan bli utarbeidet på et senere tidspunkt, i samsvar med de relevante bestemmelsene i direktivet.
The protection of the interests of consumers, health, quality of life and economic interests, must be integrated. 
Vern av forbrukernes interesser, dvs. helse, livskvalitet og økonomiske interesser, skal inngå i målene.
BOUNDARIES 
AVGRENSNING
The monitoring of greenhouse gas emissions from an installation shall include all emissions from combustion and production processes as occurring in refineries. 
Overvåkingen av utslipp av klimagasser fra et anlegg skal omfatte alle utslipp fra forbrennings- og produksjonsprosesser som forekommer i raffinerier.
Emissions from processes carried out in adjacent installations of the chemical industry not included in Annex I to the Directive, which are not part of the refining production chain shall not be accounted for. 
Det skal ikke redegjøres for utslipp fra prosesser ved nærliggende anlegg i den kjemiske industrien som ikke er omfattet av vedlegg I til direktivet, og som ikke inngår i raffineriets produksjonslinje.
Potential CO 2 -emissions sources include: 
Mulige kilder til CO 2 -utslipp omfatter:
energy related combustion: 
energirelatert forbrenning:
boilers, 
kjeler,
internal combustion engines/turbines, 
forbrenningsmotorer/turbiner,
catalytic and thermal oxidisers, 
katalytiske og termiske reaktorer,
coke calcining kilns, 
kokskalsineringsovner,
firewater pumps, 
brannvannspumper,
crackers; 
krakkere,
hydrogen production installations, 
anlegg for hydrogenproduksjon,
cokers (flexi-coking, delayed coking). 
koksanlegg (fleksibel forkoksing, forsinket forkoksing).
Operator may calculate emissions: 
Den driftansvarlige kan beregne utslippene:
for every fuel type and process of the installation; or 
for hver enkelt brenseltype og prosess ved anlegget, eller
using the mass balance approach if the operator can demonstrate that it is more accurate for the installation as a whole than a calculation for each fuel type or process; or 
ved å bruke massebalansemetoden dersom den driftsansvarlige kan påvise at denne metoden er mer nøyaktig for anlegget som helhet enn en beregning for hver enkelt brenseltype eller prosess, eller
using the mass balance approach on a well defined subset of fuel types or processes and individual calculations for the remaining fuel types and processes of the installation if the operator can demonstrate that it is more accurate for the whole installation than a calculation for each fuel type or process. 
ved å bruke massebalansemetoden på en veldefinert delmengde av brenseltyper eller prosesser og individuelle beregninger for de resterende brenseltypene og prosessene ved anlegget dersom den driftsansvarlige kan påvise at denne metoden er mer nøyaktig for anlegget som helhet enn en beregning for hver enkelt brenseltype eller prosess.
Mass balance approach 
Massebalansemetode
The mass balance approach shall analyse all carbon in inputs, accumulations, inclusion in products and exports to account for the installation's emissions of greenhouse gases, using the following equation: 
Massebalansemetoden skal brukes til å redegjøre for anleggets utslipp av klimagasser gjennom analyse av alt karbon i innsatsmateriale, akkumuleringer, produkter og utførsel, ved hjelp av følgende formel:
CO 2 -emissions [t CO 2 ] = ((input-products-export – stock changes) * conversion factor CO 2 )/C 
CO 2 -utslipp [t CO 2 ] = (innsatsmateriale-produkter-utførsel – lagerendringer) * omregningsfaktor CO 2 /C
all carbon in products and materials, including by-products, leaving the boundaries of the mass balance, 
alt karbon i produkter og materialer, herunder biprodukter, som tas ut av massebalansen,
CO 2 -emissions [t CO 2 ] = ((∑ (activity data input * carbon content input ) – ∑ (activity data products * carbon content products ) – ∑ (activity data export * carbon content export ) – ∑ (activity data stock changes * carbon content stock changes )) * 3,664) 
CO 2 -utslipp [t CO 2 ] = (∑ (virksomhetsdata innsatsmateriale * karboninnhold innsatsmateriale ) – ∑ (virksomhetsdata produkter * karboninnhold produkter ) – ∑ (virksomhetsdata utførsel * karboninnhold utførsel ) – ∑ (virksomhetsdata lagerendringer * karboninnhold lagerendringer )) * 3,664
All other fuel and material mass flows into and from the installation are determined applying metering devices resulting in a maximum permissible uncertainty of less than ± 2,5 % for the metering process. 
Alle andre massestrømmer av brensler og materialer inn til og ut fra anlegget fastsettes ved hjelp av måleutstyr som gir en største tillatte usikkerhet på mindre enn ± 2,5 % for måleprosessen.
Mass flows into and from the installation are determined applying metering devices resulting in a maximum permissible uncertainty of less than ± 1,0 % for the metering process. 
Massestrømmer inn til og ut fra anlegget fastsettes ved hjelp av måleutstyr som gir en største tillatte usikkerhet på mindre enn ± 1,0 % for måleprosessen.
Carbon content 
Karboninnhold
When calculating the mass balance the operator shall follow the provisions of section 10 of Annex I in respect to representative sampling of fuels, products and by-products, the determination of their carbon contents and biomass fraction. 
Ved beregning av massebalansen skal den driftsansvarlige følge bestemmelsene i avsnitt 10 i vedlegg I når det gjelder representativ prøvetaking av brensler, produkter og biprodukter og fastsettelsen av deres karboninnhold og biomasseandel.
Energy content 
Energiinnhold
For the purpose of consistent reporting, the energy content of each of the fuel and material streams (expressed as net-calorific value of the respective streams) shall be calculated. 
For at rapporteringen skal bli ensartet, skal energiinnholdet i hver brensel- og materialstrøm beregnes (uttrykt som netto brennverdi av de enkelte strømmene).
Specific processes leading to CO 2 -emissions include: 
Særlige prosesser som fører til CO 2 -utslipp omfatter:
Catalytic cracker regeneration and other catalyst regeneration 
Regenerering ved katalytisk krakking og regenerering med annen katalysator
The amount of CO 2 emitted in this process shall be calculated in accordance with Annex II, with the amount of coke combusted as activity data and the carbon content of the coke as basis for the calculation of the emission factor. 
Mengden av CO 2 som slippes ut i denne prosessen, skal beregnes i samsvar med vedlegg II, med mengden av forbrent koks som virksomhetsdata og koksens karboninnhold som grunnlag for beregningen av utslippsfaktoren.
CO 2 emissions = (activity data * emission factor * conversion factor) 
CO 2 -utslipp = virksomhetsdata * utslippsfaktor * omregningsfaktor