Ex

Hei, Vi har en analysator med følgende info på merkeskilt:"Ex d IIB T3 Gb (t amb. 0-50 grader)IECEx DEK12.0035XYear 2014"

Tolker dette skiltet som at analysatoren ble produsert og levert ihht. issue 1 av IECEx DEK12.0035X. Problemet er at denne måleren står i et område hvor det kan forekomme hydrogen.

Det har etter dette kommet flere nye versjoner/issues av sertifikatet. Blant annet "Issue 2" som ble utgitt i 2015 og som sertifiserer måleren for IIB+H2 gass. Må eldre målere modifiseres for å tilfredstille det nye sertifikatet eller kan vi lage nytt merkeskilt?

Hei, vi har ett Exde kabinett der vi ønsker å bytte ut rekkeklemmer i Ex e boksen med nye som tar i mot kabel i større tverrsnitt.

Kan man skifte komponenter i Exe-biten uten å resertifisere hele EXde-kabinettet, hvis vi ikke bryter med produsents begrensninger på antall termineringer, varmeutvikling osv?

Hei,Jeg trenger litt hjelp til å tolke NEK 420A:2016 (EN 60079-14:2014) kapittel 9.6.3 som omhandler det å terminere ubrukte ledere i flerlederkabler: Enden av hver ubrukt leder i flerlederkabler skal i det eksplosjonsfarlige området enten være koblet til jord eller være tilstrekkelig isolert ved hjelp av endeavslutninger som er egnet for aktuell beskyttelsestype. Isolasjonstape alene er ikke tillatt.Utfordringen: Feltutstyret det er snakk om er en Ex e kapsling som har Ex e klemmer. Elektronikken er i et Ex d kammer og er tilknyttet Ex e klemmene via Ex godkjent bushing. Ofte kommer sluttbruker med RFOU/BFOU feltkabel som har flere ubrukte par som må avsluttes i Ex e kapslingen i feltutstyret. Det finnes en skrue (med kabeløye) for ekvipotensial utjevning av kapslingen dersom det er behov for dette, men det å terminere 2-3 ubrukte par til denne skruen er upraktisk, om ikke tilnærmet umulig. Siden det ikke er andre fasiliteter for jordtilkobling i Ex e kapslingen så må de ubrukte parene termineres på en annen måte, feks isoleres. Hva legges i betydningen endeavslutninger som er egnet for aktuell beskyttelsetype i nevnte kapittel? Siden man ikke kan bruke tape, så må det jo være en form for hylse eller klemme? I teorien da så må feltutstyret være designet (og sertifisert) med noen klemmer for tilkobling av ubrukte par eller så må vi poengtere overfor sluttbruker at de må finne en annen kabel som har akkurat det antall par de trenger å bruke for å unngå at man må terminere ubrukte ledere.Synspunkt?Mvh,

Ericen

Det er krav til å fylle inn Ik max og Ik min i ny versjon av vedlegg H. Ik max var også på 2012 revisjon, men Ik min er ny.

Hvordan skal en finne en generell Ik min verdi? Ik min vil avhenge av oppstrøms nett hos rigg/plattform i tillegg til forlegning av kabel, kabeltype og lengde til Z-015 utstyret.

Det er umulig (ekstremt tidskrevende) for leverandør av Z-015 utstyr å beregne Ik min individuelt for hver mobilisering av respektivt utstyr.

Hvordan er det tenkt at Ik min skal dokumenteres?

Hei alle

Ber om hjelp. Mob båt er installert på weather deck, unmanned felt. Safe are i Weather deck oppfylles ved single gas deteksjon alarmen.

Mob båten kjoblettil 230VAC stikkkontakt som utkobles ved single gas deteksjon i område.

Alt elektrisk utstyr på båt er ikke ATEX godkjent -dette er 2 vannlig batteri, batteri lader, batteri separator of båten hjelpe utstyr.

Dette er ikke mulighet for å oppbygge båten til Ex.

Hva kan hjelpe her for oppnå trygt tennkilde i område?

Hva er kravene til Mob Båt?

Takk

Hei,

Vi har diskutert litt internt hos oss vedrørende produksjon av en hydraulikk tank med hydraulikk olje, og lurer på om det blir definert som en eksplosiv atmosfære inni tanken. Hydraulikk olje ligger typisk med flash point på 210 grader celcius og fire point 250 grader celcius og i vår applikasjon vil vi aldri være i nærheten av slike temperaturer. Kan vi da bare konkludere med at dette ikke er en eksplosiv atmosfære?

Er det noe krav til at dette skal dokumenteres, hvilke forskifter/normer er relevant for dette?

For belysning til sone 1 offshore lurer jeg på hvilke krav det er til potensialutjevning? Kan den ivaretas utelukkende gjennom jording av skjerm i kabel eller bør den i tillegg skje lokalt på utstyret?

Armaturen det her er snakk om er av 316L rustfri stål som er pulverlakkert (ikke ledende) og har en skjerm av polykarbonat.

Armaturene er noen steder installert på ledende struktur som rustfri kabelstige og andre steder på braketter som er galvanisk adskilt fra strukturen grunnet ulikhet i spenningsrekke og fare for galvanisk korrosjon.

Hei,

Problem stillingen er et RIO skap (1) plassert ute i derrik område definert som "safe area".

RIO skap (1) blir gjort spenningsløst ved gass deteksjon med unntak av en optisk fiber (OPIS).

Optisk fiber kommunikasjonen (OPIS) kommer fra annet RIO skap (2) designet for sone 2 som ikke gjøres spenningsløst.

Hadde tenkt å merke RIO skap (1) med "non-ex" skilt på dør da skap type / deler internt i skapet for det meste vil ha Ex merking.

Hvordan bør det merkes da det likevel kan ha liv i OPIS fiber på innsiden.

Har et industrianlegg med f.eks en silo (åpen i toppen) som periodevis har ex-klassifisering ved fylling hvor ex-sonen er begrenset til innvendig i siloen. Er det tillatt å installere elektrisk utstyr som lys, stikk og brannvarsling i rommet (som siloen står i) som ikke har ex-beskyttelse? Vil det i så fall være tilstrekkelig å sikre at det ikke kan falle gnister ned i ex-sone?

Hvilken kompetanse kreves for å utføre commissioning/funksjonstesting av Intrinsic Safe loops offshore?

Kabler og installasjon er utført av elektro entreprenøren på plattformen, men commissioning/funksjonstesting skal utføres av utstyrsleverandør.

Er deres kurs som heter EX grunnleggende dekkende eller må vedkommende ha IECex (Ex003 og Ex006) sertifisering?