Техническая эксплуатация и обслуживание электрического и электромеханического оборудования

Задание для студентов

Что означает маркировка электрооборудования и где применяется данное оборудование. Данные взять из таблицы 27.9.

Таблица 27.9

№ варианта	Маркировка	№ варианта	Маркировка
1	В2 Т2 В	11	О3 Т5 И
2	В3 Т4 И	12	В1 Т3 В
3	В2 Т5 М В	13	В4 Т5 П
4	В4 Т5 Н	14	В4 Т5 П
5	В4 Т5 М В	15	В4 Т5 М
6	В3 Т4 М	16	В4 Т5 К
7	Н4 Т5 Н	17	2 Ехе II Т6
8	Н2 Т3 Н В	18	2 Ехеd IIв Т3
9	Н3 Т5 И	19	2 Ехi IIС Т6
10	Н4 Т5 П	20	2 Ехр II Т6

Контрольные вопросы:

1) На какие классы делятся взрывоопасные зоны, на основании какого нормативного документа?

2) Объясните, на каком принципе основана классификация взрывоопасных зон?

3) Как классифицируется электрооборудование по уровню и виду взрывозащиты?

4) По каким признакам классифицируются взрывоопасные смеси на категории и группы?

5) Как устанавливаются группы и температурные классы электрооборудования?

6) Назовите порядок маркировки взрывозащитного электрооборудования и приведите примеры.

Содержание отчета

1) Номер, тема и цель работы.

2) Выполнение задания.

3) Ответы на контрольные вопросы.

4) Выводы.

Литература

1) Акимова, Н.А. Монтаж, техническая эксплуатация и ремонт электрического и электромеханического оборудования [Текст]: учеб. пособие для студ. сред. проф. образования/ Н.А. Акимова, Н.Ф. Котеленец, Н.И. Сентюрихин; под общей ред. Н.Ф. Котеленца. - 9-е изд.- М.: Академия, 2012. - 304 с.

ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА № 14

Тема: Расчет мощности и выбор системы электропривода буровой лебедки.

Цель: Научиться производить расчет мощности буровой лебедки.

Студент должен знать:

- типы буровых установок их основные характеристики;

- электрооборудование и электропривод буровой лебёдки.

уметь:

- производить расчет мощности электропривода буровой лебедки;

- пользоваться справочной литературой.

Теоретическое обоснование

При определении оптимальной мощности привода лебедки следует исходить из следующих основных положений.

1) Подъем колонны максимального веса, на который рассчитан привод с тремя двигателями, должен быть обеспечен двумя двигателями на первой скорости. Следовательно, мощность одного двигателя силового привода

(28.1)

где Q - вес поднимаемой колонны, МН;

х - скорость подъема колонны, м/с;

з - КПД установки;

Если установлены два двигателя, то подъем колонны максимального веса должен быть обеспечен одним двигателем.

2) Скорость подъема колонны на первой скорости принимаем равной 0,3… 0,5 м/с.

3) Число двигателей на приводе принимаем равным трем. Расчет мощности, необходимой для привода лебедки. Необходимая мощность (кВт) на крюке

(28.2)

где Qмах - наибольший вес бурильной колонны, МН;

хк - минимальная скорость подъема, м/с.

Откуда мощность (кВт), необходимая на барабане лебедки

(28.3)

Номинальная мощность двигателей (кВт), необходимая для привода лебедки



(28.4)

где здл - КПД всей установки, или

(28.5)

где з = зтс зц зкр звх зр зв

зтс = 0,87 - КПД талевой системы; зц = 0,96 Ч число передач - КПД цепных передач; зр = 0,98 - КПД понизительного редуктора; зкр = 0,95 Ч число передач - КПД клиноременной передачи; звх = 0,95 - КПД, учитывающий потери на выхлоп; зв = 0,95 - КПД, учитывающий потери на вентилятор.

Минимальная скорость подъема крюка в соответствии с рекомендациями размерного ряда принимается равной 0,3…0,5 м/с. При такой скорости обеспечивается высокая эффективность спускоподъемных операций. Удельная мощность, развиваемая на крюке, должна выть в пределах 3,5…6 кВт на 10 кН веса бурильной колонны.

Т.о., в БУ мощность, необходимая для привода насосов, почти всегда больше мощности, потребляемой лебедкой. Поэтому если установка имеет общий привод, то его номинальная мощность должна определяться потребностью насосной группы.

При расчете установленной мощности привода в нашем случае необходимо учитывать также дополнительную мощность, которая при бурении затрачивается на проворот или подъем колонны на некоторую высоту (турбинное бурение), либо на вращение ротора (роторное бурение). Тогда общая мощность привода (кВт)



Р = Рнас + Ррот (28.6)

где Рнас - номинальная мощность, необходимая для привода насосов, кВт;

Ррот - мощность, необходимая для привода ротора при бурении скважин (принимается равной 200…500 кВт).

Ход работы

1) Изучить теоретическое обоснование.

2) Решить задачу согласно своему варианту, выполнив методические указания к её решению.

Задача 1

Определить необходимую мощность двигателей для скважины глубиной h м при весе 1 м бурильных труб Q, Н. кз - коэффициент затяжки колонны, хк - скорость подъема труб, з - КПД установки, t - число двигателей, необходимых для подъема труб на первой скорости. Исходные данные в таблице 28.1.

Таблица 28.1 - Исходные данные для решения задачи.

вариант	h, м	Q, Н	кз	хк, м/с	з	t
1	2000	160	1,4	0,2	0,7	1
2	2500	180	1,21	0,2	0,72	1
3	2800	200	1,22	0,3	0,74	2
4	3000	220	1,24	0,4	0,76	2
5	3300	240	1,25	0,6	0,78	2
6	3500	250	1,26	0,8	0,80	2
7	3800	260	1,3	0,9	0,82	2
8	4000	280	1,15	0,44	0,84	3
9	4200	300	1,2	0,34	0,86	3
10	4400	340	1,1	0,26	0,88	3

Методические указания к решению задачи.

1) Определяем необходимую мощность каждого двигателя



2) Считая, что для привода лебедки должны выть установлены 3 двигателя (один в резерве) определяем их суммарную мощность

Рд.с = Рд · 3

3) Для расчетов рекомендуется принимать на каждые 1000 м глубины бурения 200…300 кВт мощности привода подъемного механизма.

Контрольные вопросы

1) От каких параметров зависит мощность двигателя лебедки?

2) В каких пределах должна выть удельная мощность, развиваемая на крюке?

3) Какие вспомогательные операции осуществляются с помощью лебедки?

Содержание отчета

1) Напишите номер, тему и цель работы.

2) Запишите решение задач с пояснениями.

3) Запишите ответы.

4) Ответьте письменно на контрольные вопросы.

Литература

1) Меньшов, В.Г. Электрооборудование нефтяной промышленности [Текст]: Учебник/ В.Г. Меньшов, И.И.Суд, А.Д. Яризов А.Д.- М.: Недра, 1990.- 364 с.

ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА № 15

Тема: Расчёт мощности и выбор системы электропривода буровых насосов.

Цель: Научиться рассчитывать мощность для привода буровых насосов.

Студент должен знать:

- типы буровых установок их основные характеристики;

- электрооборудование и электропривод буровых насосов.

уметь:

- производить расчет мощности электропривода буровых насосов;

- пользоваться справочной литературой.

Теоретическое обоснование

Способы бурения можно классифицировать по характеру воздействия на горные породы: механическое, термическое, физико-химическое, электроискровое и т. д.

В настоящее время широко применяют только механические способы. Механическое бурение осуществляется ударным, вращательным и ударно-вращательным и способами.

При бурении нефтяных и газовых скважин применяют вращательный способ бурения. При этом способе бурения скважина как бы высверливается непрерывно вращающимся долотом. Разбуренные частицы породы в процессе бурения выносятся на поверхность непрерывно циркулирующей струей промывочной жидкости или нагнетаемым в скважину воздухом или газом. В зависимости от местонахождения двигателя вращательное бурение разделяют на роторное - двигатель находится на поверхности и приводит во вращение долото на забое при помощи колонны бурильных труб и бурение с забойным двигателем (турбинное или при помощи электробура) - двигатель перенесен к забою скважины и устанавливается над долотом.

Процесс бурения состоит из следующих операций: спускоподъемных работ (опускание бурильных труб с долотом в скважину до забоя и подъем бурильных труб с отработанным долотом из скважины) и работы долота на забое (разрушение породы долотом). Эти операции периодически прерываются для спуска обсадных труб в скважину, чтобы предохранить стенки скважины от обвалов и разобщения нефтяных (газовых) и водяных горизонтов.

Схема буровой установки для осуществления вращательного способа бурения показана на рисунке 29.1.

Самая верхняя труба в колонне бурильных труб не круглая, а квадратная (она может быть также шестигранной или желобчатой). Она называется ведущей бурильной трубой. Ведущая труба проходит через отверстие круглого стола ротора и при бурении скважины по мере углубления забоя опускается вниз. Ротор помещается в центре буровой вышки. Бурильные трубы и ведущая труба внутри полые. Ведущая труба верхним концом соединяется с вертлюгом. Нижняя часть вертлюга, соединенная с ведущей трубой, может вращаться вместе с колонной бурильных труб, а его верхняя часть всегда неподвижна.

Рисунок 29.1 - Схема буровой установки для глубокого вращательного бурения

1 - долото; 2 - турбобур; 3 - бурильная труба; 4 - бурильный замок; 5 -лебедка; 6 - двигатели лебедки и ротора; 7 - вертлюг; 8 - талевый канат 9 -талевый блок; 10 - крюк; 11 - буровой шланг; 12 - ведущая труба; 13 - ротор; 14 - вышка; 15 - желоба; 16 - обвязка насоса; 17 - буровой насос; 18 - двигатель насоса; 19 -приемный резервуар

К отверстию (горловине) неподвижной части вертлюга присоединяется гибкий шланг, через который в процессе бурения закачивается в скважину промывочная жидкость при помощи буровых насосов. Последняя, пройдя квадратную ведущую трубу и всю колонну бурильных труб, попадает в долото и через отверстия в нем устремляется на забой скважины, (при бурении турбинным способом промывочная жидкость вначале поступает в турбобур, приводя его вал во вращение, а затем в долото).

Выходя из отверстий в долоте, жидкость промывает забой, подхватывает частицы разбуренной породы и вместе с ними через кольцевое пространство между стенками скважины и бурильными трубами поднимается вверх, где направляется в прием насосов, предварительно очищаясь на всем пути от частиц разбуренной породы.

К верхней неподвижной части вертлюга шарнирно прикреплен строп, при помощи которого вертлюг подвешивается на подъемном крюке, связанном с подвижным талевым блоком. На самом верху буровой вышки установлен кронблок, состоящий из нескольких роликов. Во время бурения колонна труб висит на крюке и опускается по мере углубления. Как только долото срабатывается, всю колонну труб поднимают на поверхность для его замены.

Процесс бурения скважины осуществляется при помощи буровой установки, которая представляет собой комплекс агрегатов, механизмов и сооружений, расположенных на поверхности.

В комплекс буровой установки входят: вышка для подвешивания талевой системы и размещения бурильных труб, оборудование для спуска и подъема инструмента, оборудование для промывочной жидкости, механизмы для автоматизации и механизации спускоподъемных операций, контрольно-измерительные приборы и вспомогательные устройства. В комплекс буровой установки входят также металлические основания, на которых монтируется и перевозится оборудование.

При выборе мощности привода буровой установки прежде всего следует определить мощность, необходимую для привода насоса, а затем мощность для привода лебедки и ротора с учетом технологически необходимых вариантов одновременной эксплуатации этих механизмов.

При роторном бурении оптимальная мощность насосов и их параметры определяются, исходя из количества жидкости Q, которое необходимо закачивать в скважину, для чего пользуются формулой

Q = 0,785 (D2 - d2)х (29.1)

Если принять диаметр скважины D = 0,250 м, диаметр бурильных труб d = 0,125 м, скорость бурового раствора х = 1,0 м/с, то

Q = 0,785 (0,252 - 0,1252) Ч 1 = 0,037 м3/с = 37 л/с.

При ожидаемом давлении на выкиде насоса р = 22 МПа, к. п. д. насосного агрегата з =0,8 мощность двигателей, необходимая для привода насосов

Для закачки в скважину 37 л/с бурового раствора при давлении 22 МПа потребуется два насоса с приводной мощностью 500 кВт каждый. Такими насосами могут быть насосы типа У8-6 МА2.

На всех буровых установках, как правило, устанавливают два насоса. В отдельных случаях в зависимости от геологических условий и глубин скважин монтируют дополнительно один-два насоса с индивидуальным приводом.

Ход работы

1) Изучить теоретическое обоснование.

2) Решить задачу согласно своему варианту, выполнив методические указания к её решению.

3) Ответить на контрольные вопросы.

Задача

Определить мощность и тип двигателей, необходимую для привода буровых насосов. Данные принять по таблице 29.1.

Таблица 29.1 - Исходные данные к задаче

Вариант	D, мм	d, мм	х, м/с	р, МПа
1	194	60	0,278	25
2	219	73	1,1	32
3	238	89	1,2	40
4	289	102	0,9	7,5
5	245	114	1,0	9,5
6	273	127	1,32	4,0
7	300	140	1,03	5,040
8	324	168	1,1	5,0
9	219	60,3	0,22	4,0
10	194	102	0,5	32

Контрольные вопросы

1) Для чего предназначен буровой насос.

2) Чем характеризуется оптимальный режим работы насосной установки?

3) Какие существуют способы режима постоянства мощности?

4) Какие существуют типы станций управления буровыми насосами?

Содержание отчета

1) Номер, тема и цель работы.

2) Решение задачи с пояснениями.

3) Ответы к решению задачи.

4) Ответы на контрольные вопросы.

Литература

1) Меньшов, В.Г. Электрооборудование нефтяной промышленности [Текст]: Учебник/ В.Г. Меньшов, И.И.Суд, А.Д. Яризов А.Д.- М.: Недра, 1996.- 364 с.

ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА № 16

Тема: Расчёт мощности ПЭД. Выбор силового кабеля и трансформатора.

Цель: Подобрать расчётным путём, электрооборудование, для скважин, оснащённых ПЭД.

Студент должен знать:

- электрооборудование для скважин, оснащенных ПЭД, их основные характеристики;

уметь:

- производить расчет мощности погружных двигателей;

- выбирать марки ПЭД, кабеля и трансформаторы;

- пользоваться справочной литературой.

Теоретическое обоснование

При выборе электрического оборудования для безштанговой насосной установки в первую очередь определяют мощность погружного электродвигателя, которая должна соответствовать параметрам выбранного насоса. Номинальная подача и напор, развиваемые насосом, должны соответствовать оптимальному дебиту скважины и полному напору необходимому для подъёма жидкости.

1) Полезная мощность двигателя (кВт), необходимая для работы насоса определяется по формуле:



(30.1)

где Q - дебит скважины в сутки, в т/сут;

Н - необходимый напор в м;

зн - КПД насоса, определяется по рабочей характеристике;

с = 0,85 - относительная плотность.

(30.2)

где ?Рк - потери мощности в кабеле длинной 100 м, кВт;

L - общая длина кабеля от станции управления до двигателя, м.

2) Кабель выбирается по нагрузке (силе тока), пользуясь таблицей 2 (см. приложение А), в которой даётся характеристика применяемых при центробежных насосах круглых и плоских кабелей.

По длине насоса и протектора (6…12 м) выбирают плоский трехжильный кабель КРБП сечением на один размер меньше, чем сечение круглого кабеля. От сечения и длины кабеля зависят потери электроэнергии в нём и КПД установки. Эти потери мощности (кВт) в кабеле длиной 100 г определяются по формуле:

(30.3)

где I - рабочий ток в статоре электродвигателя, А;

R - сопротивление в кабеле, в Ом.

Сопротивление в кабеле длиной 100 м может быть определено по формуле:



(30.4)

где рt - удельное сопротивление кабеля при температуре tк в скважине,

Ом/мм 2 · м;

q - сечение жилы кабеля, мм;

Удельное сопротивление равно:

(30.5)

где с = 0,0175 Ом/мм2 · м - удельное сопротивление кабеля при t = 200 С;

б = 0,004 - температурный коэффициент для медных жил;

tк - температура в скважине, 0С.

3) Для поддержания необходимого напряжения на зажимах погружного двигателя при изменениях потерь напряжения в кабеле и других элементах питающей сети, а также для питания двигателей ПЭД с различными номинальными напряжениями при стандартных напряжениях промысловой сети применяются трансформаторы и автотрансформаторы. Зажимы низшего напряжения (первичные) присоединяются к промысловой сети, а вторичные - кабелю КРБК (КПБК).

Применяемые автотрансформаторы выполняются сухими, трехфазными с шестью выводами у каждой фазной обмотки на стороне вторичного напряжения. Силовые трансформаторы типов ТМП и ТМПН мощностью от 40 до 400 кВА выпускаются масляными трехфазными двухобмоточными. Разработаны и изготовлены специальные подстанции типа КТППН-82 мощностью 63 - 400 кВА для питания одиночных скважин и кустов скважин в условиях холодного климата с масляными трехобмоточными трансформаторами типа ТМТПН.

Для выбора трансформатора или автотрансформатора и определения величины напряжения в его вторичной обмотке необходимо найти падение напряжения в кабеле по формуле:

(30.6)

где r0 - активное удельное сопротивление в кабеле, Ом/км;

х0 - индуктивное удельное сопротивление в кабеле, Ом/км;

(для кабелей КРБК 3Ч25 и КРБК 3Ч35 ? 0,1 Ом/км);

cosц - коэффициент мощности установки;

sinц - коэффициент реактивной мощности;

I - рабочий ток статора, А;

L - длина кабеля, км.

Активное удельное сопротивление кабеля определяется по формуле

(30.7)

Напряжение во вторичной обмотке трансформатора будет равно сумме напряжения электродвигателя и величины потерь напряжения в кабеле. В случае неполной загрузки, напряжение электродвигателя следует определить по кривым зависимости тока статора от напряжения и полезной мощности. По величине напряжения во вторичной обмотке выбирают автотрансформатор и определяют положение клемм (перемычек) с учётом подводимого к первичной обмотке напряжения сети. Если напряжение в сети отличается от номинального, действительное напряжение на зажим вторичной обмотки автотрансформатора U/2 определяется в зависимости.

(30.7)



где Uсети - действительное напряжение в сети, В;

Uн = 380 В - номинальное напряжение сети;

U2 - напряжение во вторичной обмотке автотрансформатора, В.

Характеристика автотрансформаторов типа АТС, применяемых для погружных электродвигателей, дана в таблице 3 (Приложения А). Характеристика двухобмоточных трехфазных трансформаторов типа ТМП в таблице 4. Ход работы

1) Решить задачу согласно своему варианту. Для чего необходимо произвести следующие расчеты.

2) Определить полезную мощность электродвигателя по формуле (3.1);

3) Предварительно выбрать электродвигатель по таблице 1 (Приложения А) и записать его технические характеристики.

4) Выбрать марку кабеля по таблице 2 (Приложения А) и выписать его техническую характеристику;

5) Определить удельное сопротивления кабеля при температуре в скважине tк по формуле (30.5);

6) Определить сопротивление в кабеле длиной 100 м по формуле (30.4);

7) Определить потери мощности в кабеле длиной 100 м по формуле (30.3);

8) Определить потребляемую мощность двигателя по формуле (30.2) и уточнить мощность и марку электродвигателя.

9) Определить величину падения напряжения в кабеле по формуле (31.6);

10) Выбрать автотрансформатор по таблице 3 (Приложения А). Напряжение на вторичной обмотке трансформатора будет равно сумме напряжений электродвигателя и величины потерь напряжения в кабеле. Записать положение клемм.

Задача

Подобрать расчетным путём электрооборудование для эксплуатации скважин ПЭД при условии использования погружных центробежных электронасосов. Исходные данные принять по таблице 30.1.

Таблица 30.1 - Исходные данные к задаче.

Варианты	Марка насоса	Производи-тельность, Q, м3/сут	Напор, Н, м	КПД, зн, %	Температура в скважине	Длина кабеля, L,м
1	1ЭЦН6-100-900	100	865	48,0	40	760
2	ЭЦН6-100-1500	100	1480	48,5	55	800
3	1ЭЦН6-160-750	160	855	56,5	60	1100
4	1ЭЦННИ5-40-950	40	860	38,0	45	950
5	ЭЦННИ5-80-1550	80	1500	48,0	65	980
6	1ЭЦН6-250-800	250	785	62,0	70	1200
7	3ЭЦН6-350-650	350	620	64,0	62	960
8	1ЭЦН6-500-450	500	445	62,5	75	1050
9	1ЭЦН6-160-1100	160	1150	56,5	78	920
10	ЭЦН5-80-850	80	850	49,8	80	1300

Контрольные вопросы

1) Типы кабелей, применяемые для ПЭД.

2) Для чего предназначен автотрансформатор?

3) Каким образом выбирается автотрансформатор?

4) Как производиться электропитание установок ЭЦН?

Содержание отчета

1) Номер, тема и цель работы.

2) Решение задачи с пояснениями.

3) Ответы к решению задачи.

4) Ответы на контрольные вопросы.

Список литературы

1) Меньшов, В.Г. Электрооборудование нефтяной промышленности [Текст]: Учебник/ В.Г. Меньшов, И.И.Суд, А.Д. Яризов А.Д.- М.: Недра, 1996.- 364 с.

2) Юрчук, А.М. Расчеты по добыче нефти [Текст]: Учебник для нефтяных техникумов/ А.М. Юрчук. - М.: Недра, 1989. - 271 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Таблица 1 - Технические характеристики погружных электродвигателей.

Тип электродвигателя	Мощность Рн, кВт	Напряжение U, В	Сила тока I, А	КПД здв, %	cosц	Частота вращения в мин.
ПЭД-10-103	10	350	33,0	72,0	0,72	3000
ПЭД-17-119	17	400	43,0	73,5	0,78	3000
ПЭД-20-103	20	750	28,2	70,0	0,70	3000
ПЭД-28-103	28	850	33,0	73,0	0,73	3000
ПЭД-40-103	40	100	40,0	72,0	0,78	3000
ПЭД-35-123	35	165	70,0	76,0	0,82	3000
ПЭД-46-123	46	600	70,0	76,0	0,84	3000
ПЭД-10-123	10	520	18,0	70,0	0,70	3000
ПЭД-55-123	55	800	62,0	78,5	0,81	3000
ПЭД-75-123	75	975	70,5	78,8	0,81	3000
ПЭД-100-123	100	950	84,0	79,0	0,83	3000
ПЭД-125-138	125	2000	101,0	84,0	0,83	3000

Таблица 2 - Характеристика кабелей для погружных электродвигателей.

Марка кабеля	Число и сечение жил, мм2	Номинальные наружные размеры сечения кабеля, мм	Номинальное напряжение, В	Температура пластовой жидкости не более, 0С
КРБК	3Ч10	27,5	1100	+90
КРБК	3Ч16	29,3	1100	+90
КРБК	3Ч25	32,1	1100	+90
КРБК	3Ч35	34,7	1100	+90
КРБК	3Ч50	40,0	1100	+90
КРБП	3Ч10	12,2Ч29,4	1000	+90
КРБП	3Ч16	13,1Ч32,2	1000	+90
КРБП	3Ч25	14,2Ч35,6	1000	+90
КПБК	3Ч10	27,0	2300	+85
КПБК	3Ч16	29,6	2300	+85
КПБК	3Ч25	32,4	2300	+85
КПБК	3Ч35	34,8	2300	+85
КПБП	3Ч4	8,8Ч17,3	2300	+85
КПБП	3Ч6	9,5Ч118,4	2300	+85
КПБП	3Ч10	12,4Ч26,0	2300	+85
КПБП	3Ч16	13,6Ч29,3	2300	+85
КПБП	3Ч25	14,9Ч33,5	2300	+85

Таблица 3 - Характеристика автотрансформаторов типа АТС

Положение клемм	Тип электродвигателя
	ПЭД-10, ПЭД-17, ПЭД-20, ПЭД-28	ПЭД-28, ПЭД-35	ПЭД-46, ПЭД-55
	Тип автотрансформатора
	АТС 30/0,5	АТС 3-20	АТС 30/0,5	АТС 3-30	АТС 30/0,5	АТС 3-75
	Напряжение во вторичной обмотке, В
А1В1С1	587	560	682	680	781	800
А2В2С2	553	530	648	650	750	770
А3В3С3	518	500	613	620	718	740
А4В4С4	484	470	579	590	686	710
А5В5С5	449	440	544	560	635	680
А6В6С6	414	410	510	530	623	650

Таблица 4 - Данные двухобмоточных трехфазных масляных трансформаторов.

Марка трансформатора	Номинальная мощность, кВА	Напряжение х.х вторичной обмотки, В	Ступень регулирования	Потери х.х , кВт	Потери к.з. кВт	Ток х.х, % номинального
ТМП-40/463	40	370-495	31	0,190	0,88	3
ТМП-63/611	63	391-675	32	0,265	1,28	2,8
ТМП-63/856	63	657-1023	41	0,265	1,28	2,8
ТМП-100/736	100	475-736	27-32	0,365	1,97	2,6
ТМП-100/844	100	633-958	35-38	0,365	1,97	2,6
ТМП-100/1170	100	920-1170	63	0,365	1,97	2,6
ТМП-100/1610	100	1270-1610	85	0,365	1,97	2,6
ТМП-100/1980	100	1750-2210	115	0,365	1,97	2,6
ТМП-160/1007	160	756-1136	46	0,540	2,65	2,4



СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1) Акимова, Н.А. Монтаж, техническая эксплуатация и ремонт электрического и электромеханического оборудования [Текст]: учеб. пособие для студ. сред. проф. образования/ Н.А. Акимова, Н.Ф. Котеленец, Н.И. Сентюрихин; под общей ред. Н.Ф. Котеленца. - 9-е изд.- М.: Академия, 2012. - 304 с.

2) Алиев, И.И. Справочник по электротехнике и электрооборудованию [Текст]: учеб. Пособие для вузов/ И.И. Алиев. - 3-е изд., испр. - М.: Высшая школа, 2002. - 225 с.

3) Меньшов, В.Г. Электрооборудование нефтяной промышленности [Текст]: Учебник/ В.Г. Меньшов, И.И.Суд, А.Д. Яризов А.Д.- М.: Недра, 1996.- 364 с.

4) Соколова Е.М. Электрическое и электромеханическое оборудование: общепромышленные механизмы и бытовая техника [Текст]: учеб. пособие для студ. сред. проф. образования / Е.М. Соколова.- М.: Издательский центр «Академия», 2013. - 224 с.

5) Шеховцов, В.П. Расчет и проектирование ОУ и электроустановок промышленных механизмов [Текст]/ В.П. Шеховцов. - М.: Форум, 2010. - 352 с.

6) Шеховцов, В.П. Электрическое и электромеханическое оборудование [Текст]: учебник/ В.П. Шеховцов. - 2-е издание, - М.: ФОРУМ: Инфра-М, 2013. - 416 с.

7) Юрчук, А.М. Расчеты по добыче нефти [Текст]: Учебник для нефтяных техникумов/ А.М. Юрчук. - М.: Недра, 1989. - 271 с.

Размещено на Allbest.ru

...