natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Member States implementing a transitional national plan shall report to the Commission every year within 12 months the plant-by-plant data listed in Article 72(3) of Directive 2010/75/EU for all combustion plants included in the plan.
Medlemsstater som genomför en nationell övergångsplan ska varje år inom 12 månader till kommissionen rapportera de uppgifter på anläggningsnivå som anges i artikel 72.3 i direktiv 2010/75/EU för alla förbränningsanläggningar som omfattas av planen.
Combustion plants to be included in the transitional national plan
Förbränningsanläggningar som ska omfattas av den nationella övergångsplanen
Parts of combustion plants (e.g. one or more individual combustion units which are sharing a common stack with other units or which are in a situation as set out in Article 29(2) of Directive 2010/75/EU) shall not fall under a transitional national plan [1].
Delar av förbränningsanläggningar (t.ex. en eller flera individuella förbränningsenheter som delar en gemensam skorsten med andra enheter, eller som är i en sådan situation som anges i artikel 29.2 i direktiv 2010/75/EU) ska inte omfattas av en nationell övergångsplan [1].
For the purpose of the second indent, point (b) of Article 32(1) of Directive 2010/75/EU, combustion plants falling under that provision also include plants which are not operated by a refinery operator, but are located within the refinery and use the fuels referred to in that point.
Vid tillämpningen av artikel 32.1 andra stycket b i direktiv 2010/75/EU hör även anläggningar som inte drivs av raffinaderiets verksamhetsutövare men som befinner sig inom raffinaderiet och använder de bränslen som avses i det ledet till de förbränningsanläggningar som omfattas av denna bestämmelse.
Combustion plants that will be subject to the provisions of Chapter IV of Directive 2010/75/EU concerning waste incineration plants and waste co-incineration plants at any point during the application of the transitional national plan shall not be included in the transitional national plan.
Förbränningsanläggningar som vid någon tidpunkt under genomförandet av den nationella övergångsplanen kommer att omfattas av bestämmelserna i kapitel IV i direktiv 2010/75/EU rörande avfallsförbränningsanläggningar och samförbränningsanläggningar ska inte ingå i den nationella övergångsplanen.
Combustion plant data to be included in the transitional national plan
Uppgifter om förbränningsanläggningar som ska ingå i den nationella övergångsplanen
The transitional national plan shall include a list of all the combustion plants it covers and all data concerning these plants which was used to calculate the emission ceilings.
Den nationella övergångsplanen ska innehålla en förteckning över alla förbränningsanläggningar som planen omfattar och alla uppgifter rörande dessa anläggningar som använts för att beräkna utsläppstaken.
The plant-by-plant data to be included relates to the total rated thermal input, the fuels used and the operating characteristics of each combustion plant during the time period of the implementation of the transitional national plan.
De uppgifter som ska finnas med för varje anläggning är den sammanlagda installerade tillförda effekten, de bränslen som används och driftsegenskaperna för varje förbränningsanläggning under den tidsperiod då den nationella övergångsplanen genomförs.
As a minimum, the following data shall be included in the transitional national plan for each of the combustion plants falling under it:
Som ett minimikrav ska följande uppgifter finnas med i den nationella övergångsplanen för var och en av förbränningsanläggningarna som den omfattar:
Name and location of the combustion plant [2];
Namn och plats för förbränningsanläggningen [2].
Date on which the first permit for the combustion plant was granted;
Datumet då förbränningsanläggningens första tillstånd utfärdades.
Date on which the application for the first permit for the combustion plant was submitted alongside with the date on which the combustion plant was put into operation for the first time;
Datumet då ansökan om förbränningsanläggningens första tillstånd skickades in, tillsammans med datumet då förbränningsanläggningen togs i drift för första gången.
This information is only required in case the combustion plant has been granted its first permit after 27 November 2002, but has been brought into operation no later than 27 November 2003.
Denna information krävs bara om förbränningsanläggningen erhöll sitt första tillstånd efter den 27 november 2002 men togs i bruk senast den 27 november 2003.
Any extension by at least 50 MW of the total rated thermal input of the combustion plant, which took place between 27 November 2002 and 31 December 2010 (indicating the capacity added in MW) [3];
Alla utbyggnader av förbränningsanläggningens sammanlagda installerade tillförda effekt på minst 50 MW som ägde rum mellan den 27 november 2002 och den 31 december 2010 (med angivande av effektökningen i MW) [3].
Total rated thermal input (MW) of each combustion plant on 31 December 2010;
Den sammanlagda installerade tillförda effekten (MW) för varje förbränningsanläggning den 31 december 2010.
Annual number of operating hours [4] of each combustion plant, averaged over the period 2001-2010;
Antalet drifttimmar per år [4] för varje förbränningsanläggning, räknat som ett genomsnitt för perioden 2001–2010.
This information is only required in case where specific emission limit values for combustion plants operating less than 1500 hours per year are used to calculate the contribution of the combustion plant to the emission ceiling(s).
Denna information krävs bara om särskilda utsläppsgränsvärden för förbränningsanläggningar som är i drift mindre än 1500 timmar per år används för att beräkna förbränningsanläggningens bidrag till utsläppstaket (eller utsläppstaken).
Pollutants for which the combustion plant concerned is not covered by the transitional national plan (if any) [5].
Föroreningar för vilka den berörda förbränningsanläggningen inte omfattas av den nationella övergångsplanen (om sådana finns) [5].
Annual amount of fuel used (TJ/year), averaged over the period 2001-2010, split over 6 fuel types: hard coal, lignite, biomass, other solid fuels, liquid fuels, gaseous fuels [6];
Mängden bränsle som används per år (TJ/år), räknat som ett genomsnitt för perioden 2001–2010, uppdelat på följande sex bränsletyper: stenkol, brunkol, biomassa, andra fasta bränslen, flytande bränslen och gasformiga bränslen [6].
Annual waste gas flow rate (Nm3/year), averaged over the period 2001-2010 [7];
Årligt rökgasflöde (Nm3/år), räknat som ett genomsnitt för perioden 2001–2010 [7].
In the case of combustion plants firing multiple fuel types and/or consisting of multiple plant types, the waste gas flow rate needs to be provided for each of the fuel types and/or combustion plant types separately [8].
För förbränningsanläggningar som förbränner flera olika bränsletyper och/eller består av flera olika typer av anläggningar, måste rökgasflödet anges separat för var och en av dessa bränsletyper och/eller typer av förbränningsanläggningar [8].
If the waste gas flow rate is calculated from the amount of fuel used (and not based on actual monitored waste gas flows), the factor (or factors in case of multiple fuels or combustion plant types) used for the calculation (Nm3/GJ) needs to be reported.
Om rökgasflödet beräknas utifrån mängden bränsle som används (och inte baseras på en faktisk övervakning av rökgasflödet) måste faktorn (eller faktorerna om det rör sig om flera olika bränsletyper eller typer av förbränningsanläggningar) som användes för beräkningen (Nm3/GJ) rapporteras.
Quantity of sulphur input via indigenous solid fuels [9] used (tonnes S/year), averaged over the period 2001-2010;
Mängden svavel från inhemska fasta bränslen [9] (ton S/år), räknat som ett genomsnitt för perioden 2001–2010.
This information is only required in case where the combustion plant uses indigenous solid fuels and where the minimum desulphurisation rate is used to calculate the contribution of the combustion plant to the emission ceiling for sulphur dioxide (for 2016 and/or 2019).
Denna information krävs bara när förbränningsanläggningen använder inhemska fasta bränslen och när minimikravet på avsvavlingsgrad används för att beräkna förbränningsanläggningens bidrag till utsläppstaket för svaveldioxid (för 2016 och/eller 2019).
Where combustion plants covered by the transitional national plan are gas turbines or gas engines, the transitional national plan must specifically indicate this.
När förbränningsanläggningar som omfattas av den nationella övergångsplanen består av gasturbiner eller gasmotorer måste den nationella övergångsplanen ange detta.
Determining the emission ceilings
Fastställande av utsläppstak
Calculation method for the individual plant contributions to the 2016 and 2019 emission ceilings
Beräkningsmetod för de enskilda anläggningarnas bidrag till utsläppstaken för 2016 och 2019
General case
Allmänt fall
In order to determine the applicable emission ceilings for a pollutant for the years 2016 and 2019, the contribution of each combustion plant expressed in tonnes per year (tpa) shall be calculated using the following equation:
För att fastställa de tillämpliga utsläppstaken för en förorening för åren 2016 och 2019 ska bidragen från varje enskild förbränningsanläggning uttryckt i ton per år (ton/år) beräknas med hjälp av följande ekvation:
‘Waste gas flow rate’ is the volumetric flow rate of waste gases expressed in cubic metres per year (Nm3pa), averaged over the years 2001-2010.
Rökgasflödet är det volumetriska rökgasflödet uttryckt i kubikmeter per år (Nm3/år), räknat som ett genomsnitt för perioden 2001–2010.
It is expressed at standard temperature (273 K) and pressure (101,3 kPa), at the relevant reference oxygen content (i.e. the same one as used for the emission limit value (ELV)) and after correction for the water vapour content,
Det beräknas vid standardtemperatur (273 K) och standardtryck (101,3 kPa) och med gällande referensinnehåll av syre (dvs. samma innehåll som används för utsläppsgränsvärdet [ELV]) och efter korrigering för innehållet av vattenånga.
‘ELV’ is the relevant emission limit value for the pollutant concerned expressed in mg/Nm3, assuming an oxygen content by volume in the waste gas of 6 % in the case of solid fuels, 3 % in the case of liquid and gaseous fuels (for combustion plants other than gas turbines or gas engines) and 15 % in the case of gas turbines and gas engines.
ELV (Emission Limit Value) är utsläppsgränsvärdet för den aktuella föroreningen uttryckt i mg/Nm3, under antagande av ett syreinnehåll i rökgasen på 6 volymprocent för fasta bränslen, 3 volymprocent för flytande eller gasformiga bränslen (för förbränningsanläggningar som inte består av gasturbiner eller gasmotorer) och 15 volymprocent för gasturbiner och gasmotorer.
The details on how to determine the emission limit values for calculating the 2016 and 2019 emission ceilings are provided in sections 3.2 and 3.3.
Närmare information om hur man bestämmer utsläppsgränsvärden för beräkning av utsläppstaken för 2016 och 2019 finns i avsnitten 3.2 och 3.3.
Specific case of plants firing multiple fuel types and/or consisting of multiple plant types
Specifikt fall med anläggningar som förbränner flera olika bränsletyper och/eller består av flera olika typer av anläggningar
The equation referred to in section 3.1.1 cannot be used for combustion plants that fired multiple fuel types in the period 2001-2010 (simultaneously or not) or are consisting of multiple plant types.
Ekvationen i avsnitt 3.1.1 kan inte användas för förbränningsanläggningar som förbrände flera olika bränsletyper under perioden 2001–2010 (oavsett om det skedde samtidigt eller ej) eller består av flera olika typer av anläggningar.
Those combustion plants require the application of different emission limit values and/or reference conditions for calculating their contribution to the emission ceilings.
Dessa förbränningsanläggningar kräver användning av andra utsläppsgränsvärden och/eller referensbetingelser för beräkningen av deras bidrag till utsläppstaken.
Hence, the following method shall be used.
Därför ska följande metod användas:
Contribution to ceiling (tpa) = Σ [Waste gas flow rate (Nm3pa) × ELV (mg/Nm3) × 1,0 × 10–9]
Bidrag till utsläppstak (ton/år) = Σ [Rökgasflöde (Nm3/år) × ELV (mg/Nm3) × 1,0 × 10–9]
This equation implies that, for each of the fuel types used in the period 2001-2010, the average annual waste gas volume (Nm3 per year) is multiplied by the relevant emission limit value (corresponding to the total rated thermal input of the entire combustion plant).
Denna ekvation anger att för varje bränsletyp som användes under perioden 2001–2010 ska den genomsnittliga rökgasvolymen per år (Nm3/år) multipliceras med det relevanta utsläppsgränsvärdet (motsvarande den sammanlagda installerade tillförda effekten för hela förbränningsanläggningen).
The products of these multiplications are then added for all of the fuel types used.
Produkterna av dessa multiplikationer läggs sedan samman för alla bränsletyper som användes.
It must be ensured that, for each fuel type, the waste gas volume and the emission limit value multiplied are expressed at the same reference oxygen content.
Det måste för varje bränsletyp säkerställas att rökgasvolymen och utsläppsgränsvärdet som multipliceras ihop anges vid samma referensinnehåll av syre.
The same approach applies in cases where, in the period 2001-2010, taking into account Article 29(1) and (2) of Directive 2010/75/EU, a single combustion plant consisted of a combination of different plant types.
Samma metod används i de fall då en förbränningsanläggning under perioden 2001–2010, med hänsyn tagen till artiklarna 29.1 och 29.2 i direktiv 2010/75/EU, bestod av en kombination av olika typer av anläggningar.
Illustrative examples are:
Exempel på detta är
one or more gas turbines combined with one or more other types of combustion plants,
en eller flera gasturbiner i kombination med en eller flera andra typer av förbränningsanläggningar,
one or more gas engines combined with one or more other types of combustion plants.
en eller flera gasmotorer i kombination med en eller flera andra typer av förbränningsanläggningar.
Minimum rate of desulphurisation (MDR)
Minimikrav på avsvavlingsgrad (MDR)
The equation referred to in section 3.1.1 cannot be used for combustion plants firing indigenous solid fuel [10] and which cannot comply with the relevant emission limit values set for sulphur dioxide in Directive 2010/75/EU due to the characteristics of this fuel.
Ekvationen i avsnitt 3.1.1 kan inte användas för förbränningsanläggningar som förbränner inhemska fasta bränslen [10] och inte klarar att uppfylla de relevanta utsläppsgränsvärdena för svaveldioxid som fastställs i direktiv 2010/75/EU på grund av bränslets egenskaper.
Contribution to SO2 ceiling (tpa) = Sulphur input (tpa) × (1 – (MDR/100)) × 2
Bidrag till utsläppstak för svaveldioxid = Tillfört svavel (ton/år) × (1 – (MDR/100)) × 2
‘Sulphur input’ is the annual quantity of sulphur (S) contained in the indigenous solid fuel which was used in the combustion plant, expressed in tonnes per year (tpa), averaged over the period 2001-2010,
Tillfört svavel är den årliga mängden svavel (S) i det inhemska fasta bränslet som användes i förbränningsanläggningen, uttryckt i ton per år (ton/år), räknat som ett genomsnitt för perioden 2001–2010.
‘MDR’ is the relevant minimum rate of desulphurisation, expressed in percent.
MDR är det relevanta minimikravet på avsvavlingsgrad, uttryckt i procent.
The details on how to determine the relevant minimum rate of desulphurisation for calculating the 2016 and 2019 emission ceilings for sulphur dioxide are provided in sections 3.2 and 3.3.
Närmare information om hur man fastställer minimikravet på avsvavlingsgrad för beräkning av utsläppstaken för svaveldioxid för 2016 och 2019 finns i avsnitten 3.2 och 3.3.
Relevant emission limit values and minimum rates of desulphurisation for calculating the 2016 emission ceilings
Relevanta utsläppsgränsvärden och minimikrav på avsvavlingsgrad för beräkning av utsläppstaken för 2016
According to Article 32(3) of Directive 2010/75/EU, the emission ceiling(s) for the year 2016 shall be calculated on the basis of the relevant emission limit values set out in Annexes III to VII to Directive 2001/80/EC or, where applicable, on the basis of the minimum rate of desulphurisation set out in Annex III to Directive 2001/80/EC.
Enligt artikel 32.3 i direktiv 2010/75/EU ska utsläppstaket (eller utsläppstaken) för 2016 beräknas på grundval av de relevanta utsläppsgränsvärden som fastställs i bilagorna III–VII till direktiv 2001/80/EG eller, i tillämpliga fall, på grundval av det minimikrav på avsvavlingsgrad som fastställs i bilaga III till direktiv 2001/80/EG.
Thus, the calculation of the 2016 emission ceilings is based upon the relevant emission limit values and MDR, which would have been applicable on 1 January 2016 to the combustion plant concerned under Directive 2001/80/EC, taking into account the following provisions [12].
Beräkningen av utsläppstaken för 2016 ska följaktligen baseras på de relevanta utsläppsgränsvärden och den relevanta MDR som beräknas gälla för den berörda förbränningsanläggningen den 1 januari 2016 enligt direktiv 2001/80/EG, med hänsyn till följande bestämmelser [12].
For all gas turbines included in the transitional national plan, the relevant emission limit value concerning nitrogen oxides is the one set out in Part B of Annex VI to Directive 2001/80/EC, irrespective of Article 2(7)(j) of Directive 2001/80/EC.
För alla gasturbiner som ingår i den nationella övergångsplanen är det relevanta utsläppsgränsvärdet för kväveoxider det som fastställs i del B i bilaga VI till direktiv 2001/80/EG, utan hänsyn till artikel 2.7 j i direktiv 2001/80/EG.
As no emission limit values have been set out in Directive 2001/80/EC for gas engines, the relevant emission limit value for nitrogen oxides is the one set out in Part 1 of Annex V to Directive 2010/75/EU.
Eftersom inga utsläppsgränsvärden har fastställts för gasmotorer i direktiv 2001/80/EG är det relevanta utsläppsgränsvärdet för kväveoxider det som fastställs i del 1 i bilaga V till direktiv 2010/75/EU.
For combustion plants which have been using different fuel types in the period 2001-2010, the relevant emission limit values shall be listed for each individual fuel.
För förbränningsanläggningar som har använt olika bränsletyper under perioden 2001–2010 ska de relevanta utsläppsgränsvärdena anges för varje enskilt bränsle.
Section 3.1.2 provides details on the method to be used to calculate the contribution of each of those plants to the emission ceilings.
I avsnitt 3.1.2 finns närmare information om den metod som ska användas för att beräkna bidraget från var och en av dessa anläggningar till utsläppstaken.
Directive 2001/80/EC allows certain combustion plants operating less than 1500 hours (as a rolling average over a five-year period) to comply with less stringent emission limit values.
I direktiv 2001/80/EG tillåts vissa förbränningsanläggningar som är i drift mindre än 1500 timmar per år (som ett rullande genomsnitt över en femårsperiod) uppfylla mindre stränga utsläppsgränsvärden.
The, latter can only be used for calculating the contribution of an individual plant to the 2016 emission ceiling if the average number of operating hours for the plant over the years 2001-2010 is less than 1500 hours per year.
Dessa utsläppsgränsvärden kan bara användas för att beräkna bidraget från en enskild anläggning till utsläppstaket för 2016 om det genomsnittliga antalet drifttimmar för anläggningen under åren 2001–2010 var lägre än 1500 timmar per år.
According to Article 32(3) of Directive 2010/75/EU, the emission ceilings for the year 2019 shall be calculated on the basis of the relevant emission limit values set out in Part 1 of Annex V to Directive 2010/75/EU or, where applicable, the relevant rates of desulphurisation set out in Part 5 of Annex V to Directive 2010/75/EU.
Enligt artikel 32.3 i direktiv 2010/75/EU ska utsläppstaken för 2019 beräknas på grundval av de relevanta utsläppsgränsvärden som fastställs i del 1 i bilaga V till direktiv 2010/75/EU eller, i tillämpliga fall, på grundval av de relevanta minimikraven på avsvavlingsgrad som fastställs i del 5 i bilaga V till direktiv 2010/75/EU.
Thus, the calculation of the 2019 emission ceilings is based upon the relevant emission limit values and MDR, which would be applicable on 1 January 2019 under Directive 2010/75/EU to the combustion plant concerned.
Därigenom baseras beräkningen av utsläppstaken för 2019 på de relevanta utsläppsgränsvärden och den relevanta MDR som beräknas gälla för den berörda förbränningsanläggningen den 1 januari 2019 enligt direktiv 2010/75/EU.
The emission limit values and MDR shall be determined on the basis of the total rated thermal input of the entire combustion plant on 31 December 2010, of the type(s) of fuel used and of the annual number of operating hours averaged over the period 2001-2010.
Utsläppsgränsvärden och MDR ska fastställas utifrån den sammanlagda installerade tillförda effekten för hela förbränningsanläggningen den 31 december 2010, bränsletypen (eller bränsletyperna) som används och det genomsnittliga antalet drifttimmar per år under perioden 2001–2010.
An overview of the relevant emission limit values as set out in Part 1 of Annex V to Directive 2010/75/EU and of the relevant MDR established in Part 5 of Annex V to Directive 2010/75/EU is provided in Tables D.1, D.2 and D.3 in Appendix D of this Annex.
En översikt över de relevanta utsläppsgränsvärden som fastställs i del 1 i bilaga V till direktiv 2010/75/EU och relevant MDR som fastställs i del 5 i bilaga V till direktiv 2010/75/EU finns i tabellerna D.1, D.2 och D.3 i tillägg D till denna bilaga.
Directive 2010/75/EU allows certain combustion plants operating less than 1500 hours (as a rolling average over a five-year period) to comply with less stringent emission limit values.
I direktiv 2010/75/EU tillåts vissa förbränningsanläggningar som är i drift mindre än 1500 timmar per år (som ett rullande genomsnitt över en femårsperiod) uppfylla mindre stränga utsläppsgränsvärden.
The latter can only be applied for calculating the contribution of a plant to the 2019 emission ceiling if the average number of operating hours for that plant over the years 2001-2010 is less than 1500 hours per year.
Dessa utsläppsgränsvärden kan bara användas för att beräkna bidraget från en enskild anläggning till utsläppstaket för 2019 om det genomsnittliga antalet drifttimmar för anläggningen under åren 2001–2010 var lägre än 1500 timmar per år.
Calculating the emission ceilings
Beräkning av utsläppstaken
Calculating the 2016 and 2019 emission ceilings
Beräkning av utsläppstaken för 2016 och 2019
For the years 2016 and 2019, the total emission ceilings per pollutant shall be determined by adding up the contributions of each individual plant to the respective emission ceilings:
För åren 2016 och 2019 ska de totala utsläppstaken per förorening fastställas genom att lägga samman bidragen från varje enskild anläggning till respektive utsläppstak.
ceiling2016 (tpa) = Σ [individual plant contribution to 2016 ceiling]
tak2016 (ton/år) = Σ [den enskilda anläggningens bidrag till utsläppstaket för 2016]
ceiling2019 (tpa) = Σ [individual plant contribution to 2019 ceiling]
tak2019 (ton/år) = Σ [den enskilda anläggningens bidrag till utsläppstaket för 2019]
Calculating the 2017, 2018 and 2020 emission ceilings
Beräkning av utsläppstaken för 2017, 2018 och 2020
The ceilings for the year 2017 (ceiling2017) shall be calculated using the following equation:
Utsläppstaken för 2017 (tak2017) ska beräknas med hjälp av följande ekvation:
ceiling2017 = ceiling2016 – ceiling2016 – ceiling2019
tak2017 = tak2016 – tak2016 – tak2019
The ceilings for the year 2018 (ceiling2018) shall be calculated using the following equation:
Utsläppstaken för 2018 (tak2018) ska beräknas med hjälp av följande ekvation:
ceiling2018 = ceiling2016 – 2 * ceiling2016 – ceiling2019
tak2018 = tak2016 – 2 * tak2016 – tak2019
The ceilings for the first semester of 2020 (ceiling2020) are half of the ceilings for 2019:
Utsläppstaken för den första planeringsterminen 2020 (tak2020) är hälften av utsläppstaken för 2019: