Ex

Hei,

Vi har en Ex d kapsling som er sertifisert tilbake på 80-tallet og kapslingen inneholder flere Endress+Hauser FTL 320. Disse er nå utgått hos Endress+Hauser og erstatningen som de tilbyr er Endress+Hauser FTL325P dette er en erstatning med tilnærmet lik volum og avgitt effekt.

Som beskrevet i standarene så er det kun tilltatt med et 1 til 1 bytte for komponenter inne i en slik Ex d kapsling og da har jeg alltid tenkt at det da er en forventning at modell nr på erstatningskomponenten er identisk til den komponenten som erstattes.

Så spørsmålet mitt er hvilket handlingsrom har man når komponentene i en kapsling er utgått og produsent av komponenten har en erstatning tilgjengelig med et oppdatert modell nr?
Krever dette en full resertifisering eller kan vi som anleggseier dokumentere at et slik bytte ikke påvirker kapslingen sine egenskaper også i tråd med standarene?

Installasjon av nivåbryter.

Området instrumentet skal installeres i er ATEX Sone 1, Gassgruppe IIB, Temperaturklasse T3.

Prosesstemperatur er 240°C.

I henhold til vedlagt tabell, får instrumentet temperaturklasse T2. Det finnes ingen andre leverandører/modeller med T3 klassifisering ved denne prosesstemperaturen, som møter andre nødvendige krav (SIL 3).

Hvordan kan dette løses? En tanke er å isolere/dekke til instrumentets overflate, og verifisere overflatetemperatur <200°C etter anlegget er satt tilbake i drift, men er usikker til hvilke krav som stilles til dokumentasjon/sertifisering ved en slik løsning.

Kan noen forklare dette:

Jeg ser at 60079-30-1 blir inkludert på Ex merkeskilt når det benyttes selvregulerende varmekabel i sammenstillingen. Eksempel: II 2G Ex 60079-30-1 eb mb IIC T3 Gb.

1. Hvorfor er det innført at en IEC standard blir en del av Ex merkingen?
2. Når ble det innført at det er krav til at 60079-30-1 må inkluderes i Ex merkeskilt?

I NS EN 81-20 skal en heis kjøre til nærmeste etasje og parkere ved overtemp i motor.

Men kan en oppfylle det kravet i EX sone? Eller skal maskinen stoppe momentant?

I såfall, hvor henviser en til kravet om momentan stopp?

Hei har følgende spørsmål : jeg er kommet over en del trykkluft komponenter som er plassert i sone 1 (gass/ikke støv ) på en installasjon, noen av trykkluft komponentene er merket med Ex mens andre, ikke er merket og de slipper "eksosen" ut i sonen , finner ingen ex merking på luftslangene som er i sonen heller kun produsent navn .hva er regelverket for tilført trykkluft i ex sone og hvor kan jeg finne reglene / forskriftene for dette .

Hei jeg har noen spørsmål i forbindelse med eex soner og kjøretøy , hvilke regelverk er gjeldende for en drivstoff tankbil , som er utstyrt med sonekart for bilen fra produsent , som forteller meg at et påbygg på kjøretøyet er sone 1 , bilen er utstyrt med 24V DC, hvilke regelverk er gjeldende for påbygget NEK - ADR- Kjøretøy forskrift ? , det er utstyr som får tilført 24V DC i sonen ?

og spørsmål 2 , er det alltid krav til "gravering" preging , merking av Eex nippler/cable glands eller finnes det leverandører som har godkjennings dokumentasjon på umerkede gjennomføringer /cable glands ?

Hei , jeg lurte på hvordan dere vil definere niter/kabelsko. Er det samme ting med to forskjellige navn eller er det en forskjell på niter og kabelsko?

Riggen mangler eller har en del uleslige ex skilt på diverse utstyr. Vi kan spore sertifikat nr, produsent, type og beskyttelse merking i vår ex vedlikeholds system Inspektio.

Alt ex utstyr har fått montert en RF ID brikke hvor denne informasjonen skannes.

Dersom jeg leser NEK420A eller IEC 60079-0 29.3 i forhold til EX merking, skal også serie nr være med, dette nr har vi dessverre ikke logget i alle tilfeller.

Vi har pr nå en punch i fra havtil på manglende ex merking på utstyr.

Er vi i henhold dersom vi produserer nye skilt med følgende info:

Sertifikat nr, ex beskyttelse, fabrikat og type betegnelse uten serie nr.

Kreves jordfeilbryter for stikkontakter i sone 2

Slik jeg har forstått det er olje som utvinnes bestående av Hydrokarboner. Disse rafineres til øvrige væsker/gasser. Hydrokarboner som gassgruppe er definert i IIA.

Hva er da grunnen til at Ex utstyr som benyttes i offshore olje industrien har krav til å være i min gassgruppe IIB?

Er det øvrige gasser som kan fremkomme ved utvinning som vil være i en høyere gassgruppe enn IIA, eller er det kun som en sikkerhatsmargin at det kreves IIB?