Velkommen til Trainor Forumet

Hei.

Skal snart opp til fagprøve i Automatiseringsfaget, jeg mener å huske at det var mange lapper i NEK400 boken på skolen. jobbet lite med nek400 nå da jeg jobber i en bedrift som hovedsakelig har vedlikehold av anlegg osv. kan jeg få noen tips eller en lite på hva i nek400 er lurt å merke å ha lett tigjengelig. er snakk om nek400 2022 boken.

701.537.1.101 i NEK400 angir at bad skal ha 2-polet bryter for lamper med dårligere kapslingsgrad enn IP3X/IP2XC under utskifting der lyskilden kan skiftes av brukeren (og den samtidig ikke er SELV/PELV).

Det er veldig begrenset utvalg av smarte 2-polede dimmere, jeg ønsker derfor å velge lamper som ikke krever 2-polet bryter. Det enkleste er å velge en lampe hvor lyskilden ikke kan skiftes ut. Men vil en lampe med «innstikksokkel» (for eksempel sokkeltype G9), hvor åpningen til de strømførende delene inne i sokkelen er mindre eller lik 2,5 mm være godkjent for 1-polet bryter (mtp at IP3X/IP2XC = 2,5 mm)? Ingen lampeprodusenter angir kapslingsgrad på sokkelen, så åpningen må i så fall måles under montering.

Holder det med å stille inn maks ladestrøm i selve ladeboksen og heller sette inn større JFA eller bør JFA være sikret/valgt mot overbelastning ihht belastning av anlegget uavhengig av ladeboksen?

Hei,

Nytt spørsmål som gjelder hvilket ansvar som ligger på den utførende som oppgraderer/skifter sikringsskap i bolig.

I en bolig som opprinnelig er bygget i 1960 med tilbygg og utvidelser 1974, 84 og 2004. Store deler av det elektriske anlegget er opprinnelig utført av ufaglært.

Sikringsskapet blir skiftet i 2022 av en lokal elektriker, alt nytt + nytt jordspyd, og hvor det er notert at de har "koblet til eksisterende kurser" og laget en kursfortegnelse som en del av papirarbeidet.

Det viser seg at det mangler jord i hele boligen, bad, kjeller, kjøkken osv. Varmekabler er lagt under vegger, det er brukt bevegelig ledning mange steder i anlegget isteden for pr eller pn. Listen med alvorlige avvik er lang.

Når man skifter/oppgraderer sikringsskap i 2022 i en eldre bolig, er det krav om å utføre isolasjonsmåling, kontinuitetsmåling, og evt. dokumentere dette?

Dette oppdager vel hvis det for eksempel mangler jordforbindelse til bad osv.?

Mvh

Mads

Hei,

TT 230 Nett.

Gammelt hus hvor en tidligere har brukt alle farger tilgjengelig i regnbuen som diverse faseledere.

Nytt sikringsskap installert i 2022. Svart, Brun, Grå faseledere inn.

Ingen nøytral.

Til tross for dette er det brukt blå som faseleder ut til hver enkelt kurs i huset. Ettersom det ikke finnes nøytral, vil det ikke være lurt å holde seg til de respektive fasene slik at man unngår å bruke blå?

Er ikke helt sikke på hvor i forumet dette spm. best plasseres, så tilgi meg dersom dette blir feil.

Mvh

Mads

Hei: Jeg har noen spørsmål

Krever norske forskrifter (f.eks. NEK 400) absolutt jording av stjernepunktet på en fordelingstransformator (f.eks. 22 kV/400 V) som forsyner et lavspenningsnett i et TN-C-S-system, uavhengig av andre jordinger?

I en situasjon der nøytral/PEN-lederen (PEN/N) allerede er effektivt jordet i lavspenningshovedfordelingstavlen (MLF) på sekundærsiden av transformatoren, eliminerer denne jordingen behovet for ytterligere jording av selve transformatorens stjernepunkt?

Hvordan påvirker en avstand på 50 meter mellom transformatoren og lavspenningshovedfordelingstavlen kravet til eller hensiktsmessigheten av å jorde transformatorens stjernepunkt i henhold til norsk standard og installasjonssikkerhet?

Hva er de tekniske begrunnelsene (f.eks. med hensyn til beskyttelse mot elektrisk støt, kortslutningsvernfunksjon, spenningsstabilitet) for eller mot jording av transformatorens stjernepunkt i den beskrevne konfigurasjonen?

P.S Installasjonen er et industrianlegg

Hi: I have a few questions

Do Norwegian regulations (e.g. NEK 400) absolutely require grounding of the star point of a distribution transformer (e.g. 22 kV/400 V) supplying a low-voltage network in a TN-C-S system, regardless of other groundings?

In a situation where the neutral/PEN conductor (PEN/N) is already effectively grounded in the main low-voltage distributionboard (MLF) on the secondary side of the transformer, does this grounding eliminate the need for additional grounding of the transformer star point itself?

How does a distance of 50 meters between the transformer and the main low-voltage distributionboard affect the requirement for or the appropriateness of grounding the transformer star point according to Norwegian standards and installation safety?

What are the technical justifications (e.g. in terms of protection against electric shock, short-circuit protection function, voltage stability) for or against grounding the transformer star point in the described configuration?

P.S The installation is an industrial facility

Hei.

Sitter og prøver å løse noen oppgaver der jeg har noen spørsmål om hvilke krav som stilles til TT-nett på skip. Har forsøkt å lese meg opp i NEK410A/B og i FME, men finner ingenting konkret. Er det noen som vet om det står noe om dette i disse standardene og hvis ikke, hvor står det eventuelt da?

Takk for svar :)

Hei,

Vi har en mekanisk enhet som i utgangspunktet er ATEX-merket som:

II 2G h IIB T4 Gb

Det har oppstått spørsmål knyttet til bruk av elektrisk utstyr – en encoder og en dump valve – som monteres på enheten og kobles mot en computer i forbindelse med logging offshore.

Både encoderen og dump valve er EX-sertifisert utstyr, godkjent for bruk i sone 1, og inngår som en del av det sertifiserte systemet til computeren.

Spørsmålet er derfor:

Når disse elektriske komponentene monteres på enheten offshore og kobles til computer, er det da krav om at den mekaniske enheten sammenstilles på nytt og får elektrisk EX-merking?

Vi ønsker en avklaring på om enheten i dette tilfellet fortsatt kan regnes som en mekanisk ATEX-enhet, eller om sammenstillingen med elektriske komponenter medfører behov for ny samsvarsvurdering og oppdatert EX-merking

Hei,

Vi har en mekanisk enhet som i utgangspunktet er ATEX-merket som:

II 2G h IIB T4 Gb

Det har oppstått spørsmål knyttet til bruk av elektrisk utstyr – en encoder og en dump valve – som monteres på enheten og kobles mot en computer i forbindelse med logging offshore.

Både encoderen og dump valve er EX-sertifisert utstyr, godkjent for bruk i sone 1, og inngår som en del av det sertifiserte systemet til computeren.

Spørsmålet er derfor:

Når disse elektriske komponentene monteres på enheten offshore og kobles til computer, er det da krav om at den mekaniske enheten sammenstilles på nytt og får elektrisk EX-merking?

Vi ønsker en avklaring på om enheten i dette tilfellet fortsatt kan regnes som en mekanisk ATEX-enhet, eller om sammenstillingen med elektriske komponenter medfører behov for ny samsvarsvurdering og oppdatert EX-merking

Hei, etter å ha vært på EX-i kurs hos dere så skriver jeg ned det jeg lærte i et eget hefte. Når jeg kom til å skrive om Zenerbarrierer så kom jeg over positive, negative og ikke-polarisert barrierer. Der står det en del i EX-i boka om positive og ikke-polarisert barrierer, men veldig lite om negative. Jeg har prøvd å søke litt rundt på nettet for hva de blir brukt for, men ingen gode svar.

Jeg lurer da på når trenger man å bruke en negativ Zenerbarriere i et anlegg?