Hei

Har et utstyr som er merket Ex ia h IIC T4 Ga or Ex h IIC T6 Ga.
Hva står "h" for i ex merkingen?

Skal det ved nybygging av skip i EU (ikke Norsok) med ATEX/IECEx sertifisert utstyr leveres ett Ex-registreringssystem for oversikt og oppfølging av vedlikehold iht klasse, lover eller forskrifter, eller må det definerest i byggespesifikasjon? Er det naturlig at "byggeherre" tar ansvar for første inspeksjonsrunde/tennkildekontroll og dokumenterer dette, eller er det rederi som har ansvar for å utføre dette?

Hei, har et par ganger kommet over selvregulerende varmekabler med kun et -U sertifikat.

Vi monterer hovedsakelig ferdig utstyr og produserer ikke ex utstyr ved hjelp av ex komponenter. Har i tidligere endt opp med og bytte varmekabel til en som er godkjent som utstyr, som et komplett system med koblingsbokser og endeavsluttninger.

Dette tilfelle er en ventilasjons rist som har kommet ferdig fra leverandør med en varmekabel som har U sertifikat. Varmekabelen er ferdig terminert med endeavsluttning og overgang til kald kabel.

Hva er fremgangsmåten for å kunne bruke en slik varmekabel?

Har forstått det som at man kan lage en samsvarserklæring for sone 2 utstyr, men ikke for sone 1, da må man ha tredjeparts godkjenning?

On-shore, ikke norsok krav, IIA T1.

Som tittelen indikerer så går spørsmålet på hvorvidt det er fastsatt en konkret intervall for detaljert inspeksjon, eller om det står i normen ett anbefalt antall år for hvor ofte man skal åpne hvert enkelt Ex-utstyr/kapsling.

Ex-inspeksjon utføres noe forskjellig fra installasjon til installasjon og jeg ser at vi utfører mye vedlikehold på utstyr som står i gode miljøer og som vi har en svært lav feilrate på. Men uansett så brukes det svært mye tid på å åpne Ex-kapslinger som vi har god historikk og erfaring med tilstand på. Dette i stor grad for å tilfredstille ett krav om detaljert inspeksjon på alt Ex-utstyr innen hvert 4. år.

Så gitt disse forutsetningene.

24MND Inspeksjonsprogram. God historikk på utstyr. God utvendig tilstand.
Nærvisuell sjekk utføres selvsagt på hver runde.

Hva er da naturlig intervall for en detaljert inspeksjon?

og

Er det ett maksimalt intervall definert/anbefalt i lov/norm?

og

Gjøres det forskjell på intervall på forskjellige typer utstyr?

Hva har en automatiker lov å utføre av arbeid, uten installatør i firmaet? Kan det byttes kontaktorer m.m. i styretavler (maskindirektivet)? Altså vedlikehold av utsyr tilknyttet automasjonsfaget.

Hei,

Hva sier forskriftene når det gjelder å hente strøm fra samleskinne til en automatsikring som står for seg selv? Bør tverrsnitten til inngående ledning til aut.sikring være lik/et hakk større enn utgående ledning eller er det kortslutningsvedrier på samleskinnen som bestemmer det? Hvor finner jeg info om det?

Takk.

Mvh Alf

Jeg er ikke helt sikker på løsningen, spesielt med hensyn til hvordan en effektbryter riktig skal tilkobles til jord.

Belysningssystem:
En mulig løsning er å plassere et fordelingsskap nær transformatoren og trekke kabler omtrent 1,8 kilometer.

Jording for trestolper:
Jording for trestolpene med belysning må evalueres, da tre ikke leder elektrisitet. Mulige løsninger inkluderer:

• Bruk av jordspyd
• Jordledere
• Tilkobling til et eksisterende jordingssystem (hvis tilgjengelig)

Dersom armaturene er dobbeltisolerte (klasse II), kan det i noen tilfeller være mulig å unngå jording av trestolpene, slik at kun kabelen tilkobles til jord?

DLE skriver i en rapport at et eldre elanlegg i IT-Nett har IK2pmin 235A. Dette er ihht Nettselskapets beregninger og målt på plassen med installasjonstester.
Tidligere stod det gamle UZ sikringer i dette inntaket. Luft EX kabel. Langt fra Trafo.
Dette ble byttet (i 2009) til vern med I5 langt høyere enn IK2pmin og dette blir nå et problem, men for hvem.

Må kunden koste og justere ned vernet eller må Nettselskapet styrke sitt nett?
Hvor langt tilbake kan DLE gå på slike anlegg om de tidligere har akseptert feks 2x63A?

Jeg vil tro det står mange slike anlegg i Norge.
Hvor stor fare utgjør dette i realiteten? Antall hendelser?

DLE skriver i en rapport at overspenningsvernet som er installert i et 230V IT nett ikke er godkjent for å stå der siden uten at distribuert beskyttelsesleder kan dokumenteres.
Ref fel§25. (NEK 400 534.4.6 Beskyttelse ved feil, sier noe om dette.)

Hvem har ansvaret for å dokumentere/måle denne? Installatør eller Nettselskap? Blir dette gjort i praksis?
Kan Installatør/Nettselskapet i det hele tatt garantere at denne er intakt til evig tid?
På hvilke anlegg og hvor lang tilbake i tid kan DLE kreve dette? (Tilbakevirkende kraft)

Er beste løsning med en gang å montere ihht forslag NEK400 534.4.6?
1) Kapsling... 2)Forankoblet jfVern.... 3)Riktig konstruert OSPVern....

Hei.
Er det krav til bruk av installasjonstester ved test av jordfeilautomater i en sluttkontroll på et elanlegg?
Får man verifisert jordelektroden og kvaliteten på denne ved bruk av installasjonstester? Da legger man feks 30mA til jord og automaten slår ut (alt ok) eller man får "error" på apparatet (Jordelelektrode ikke tilstede eller ikke god nok)
Hva kan man tolke ut av et anlegg om man legger 10, 30, 50, 100 eller 300mA til jord med en slik tester? Er det kvalitet på jordingen samt påtrykt spenning som avgjør hvor mye testeren "klarer" legge til jord?

På forhånd takk. :)