Under installasjon av 6 mm rør gjennom en brattberggjennomføring, har det blitt bort opp igjennom brattbergeren.

Er dette tillatt?

EME

Hei. I forbindelse med årligkontroll av Ex-matriell på midlertidig utstyr som benyttes i nordsjøen, så finner eg ofte ""true gland type Eexd"" benyttet i Eexd utstyr. Tilførselskabel er med skjerm for eksempel RFOU 2X1,5mm2 + jord.
Er dette forskriftsmessig godkjent. Skjermen blir i disse tilfellene teminert inne i koblingshuset.
Har opplevd mye synsing og lite konkret rundt dette spørsmålet.

Hvilke krav stilles til utførende personell(automatikere/elektrikere) for montasje av regulerings/overvåkings utstyr på Profibus DP/PA kommunikasjon i sone 1? Profibus tilkobles PLS i sikker sone. I/O modul utstyret som er tenkt brukt er i klasse: EEx de IIC,EEx de (ia)IIC.

I henhold til NEK 400:2002 715.411.1.2 står det at SELV kildene skal være fastmontert. Betyr det virkelig at disse ikke lengre kan ligge i innfellingskasser som sammen med lavvoltbelysningen ? Selv om kassene er ""stor"" nok ? (min. avstand mellom trafo og belysning)

Som Gr.L installatør leide jeg inn det lokale energiverket for å utføre en høyspentjobb. Jobben ble utført og jeg ba om samsvarserklæring for arbeidet de hadde utført. Fikk til svar at det hadde de aldri gjort før, men skulle ordne det. Mitt spørsmål er da: er ikke jeg i min fulle rett til å be om det??

Hvor stort dokumentasjons nivå (egenkontroll / sammsvarserklæring) skal det være ved serviceoppdrag. eks. Bytte av defekt stikk,Montering ny kurs.

I NEK 400:2002 640.6.3 står det at alle nyinstallasjoner av jordfeilvern skal testes ved I¤n (utløsestrøm). Dette innebærer at alle skal kontrollere at produsentene har gjort ""jobben"" sin. Påfølgende innkjøp av x antall av testinstrumenter. Er dette hensiktsmessig ? I jordfeilvernets videre leveår er det ""godt nok"" å trykke på testknappen.

1:
Stilles det krav til fysisk skille mellom flere høyspent trafoer i samme kapsling plassert i container, der disse forsyner forskjellige kurser i en umbilical?

2: ROV høyspennt systemer leveres ofte med motorstarter/bryter utstyret på primærsiden av 440/3000V transformatorer. På hvilket grunnlag kan dette godkjennes?

3: F-EAM stiller så vidt jeg tolker det krav til
temperatur følere på viklinger for alle roterende høyspenning maskiner. Kan dette fravikes på HV-maskiner under vann?

I NEK 400:2002 under 810.4.2 står det at tavler som betjenes av ikke-sakkyndige skal tilfredstille kravene i NEK EN 60439-3. Der er kravet IP 2XC.
Vil det si i praksis at alle fordelinger i boliger, etc. eller andre steder som ikke har fagkyndige skal være tilnærmelsesvis IP30 ?

Tenkt en høyspent DC kabel, 132 KV, til en plattform fra land. Spenningen konverteres til AC i inverterene, og transformeres deretter ned til 11 KV. Med viderefordelt kraft skal den tilsammen behandle rundt 170 MW (omtrent som Bergen bys forbruk).

Hvilke krav må man forholde seg til når dette skal møte NORSOK sine krav til telekom utstyr (VHF, PA, telefon, UHF)? Tenker på skjerming, bygningsløsning osv. Jeg har en fornemmelse av at dette kan bety mye støy...
Inverterene skal konstrueres etter spesifikasjoner for landanlegg. Er dette tilstrekkelig når det skal møte offshore spesifikasjoner? Hva med nærliggende plattformer (innen en radius på 0,2 - 0,3 nautiske mil (3-500 meter)?) Hva kan gjøres for å beskytte seg mot problemer som måtte oppstå? Heldigvis er det ikke krav til HF og MF radio i dette området.