книги / Электрификация предприятий нефтяной и газовой промышленности
..pdfот общего дифференциального напора НПС. При меньшем зна чении дросселирования напора для экономичности применения регулируемого электропривода необходимо повысить к. п.д. преобразователя до 0,98 и снизить потери в двигателе при его питании от преобразователя частоты.
а. |
|
|
|
■fzz50Tu, |
|
\fj - |
.577 Гц, |
Г |
п |
||
От питаю |
вправляемый |
Зависимый |
К статору |
||
щ ей |
сет и |
Выпрями - |
синхронного |
||
инвертор |
|||||
переменно |
тель |
двигателя |
|||
|
|||||
го |
т опа |
|_ |
_| |
|
|
|
|
|
|
~ 380 В |
Рис. 136. Тиристорный преоб разователь частоты:
я — блок -схема преобразователя; б — принципиальная схема СПЧР -
4500/6; |
1 — шкаф |
выпрямителя; |
2 — шкаф |
инвертора; |
3 — устройст |
во о хл аж д ен и я вентилей; 4 — д р о с сели; 5 — шкаф управления
Рис. 137. Принципиальная схе ма регулируемого электропри вода магистрального насоса НМ-10000-210 с серийным электродвигателем СТД-6300-2
333
В 1982 г. начато серийное производство комплектных тири сторных электроприводов переменного тока серии ПЧВН на базе вентильного двигателя мощностью 0,8—25 МВт.
В состав электроприводов входят силовые преобразователь ные секции (шкафы); шкаф управления; входные и выходные силовые трансформаторы для согласования уровней напряже ния тиристорного преобразователя частоты (0,7 или 0,9 кВ), питающей сети и приводного двигателя (6 или 10 кВ); сглажи вающие реакторы серии ФРОС; тиристорный возбудитель; синхронный двигатель с пристроенным узлом тахогенераторадатчика углового положения ротора.
Силовая схема ТПЧ выполнена с явно выраженным звеном постоянного тока и состоит в общем случае из управляемого
выпрямителя |
и инвертора. |
Коммутация тиристоров |
инвертора |
|
в зоне частот свыше 3(5) |
Гц естественная |
за счет |
э. д. с. дви |
|
гателя. При |
пуске в зоне |
низких частот до |
3(5) Гц происходит |
искусственная коммутация тиристоров инвертора за счет э. д. с. питающей сети путем гашения тока переводом выпрямителя в глубокий инверторный режим. Система управления инверто ром в зоне низких частот синхронизируется по угловому поло жению ротора с помощью датчиков положения ротора индук ционного типа, а также в ряде случаев от специального задаю щего генератора; в зоне высоких частот — до коммутирующей сверхпереходной э. д. с., выделяемой из напряжения на зажи мах двигателя.
Номинальное значение входного напряжения электропри вода 6 или 10 кВ, 50(60) Гц, номинальное значение выходного напряжения 6 или 10 кВ (при номинальной частоте), в про цессе регулирования отношение выходного напряжения к вы ходной частоте постоянно.
Электроприводы обеспечивают глубокое регулирование ча стоты вращения серийных синхронных двигателей напряжением 6 или 10 кВ, при этом в силовой схеме ТПЧ имеется выходной согласующий трансформатор. В отдельных исполнениях элект роприводов возможно применение специального двигателя с номинальным напряжением 0,7 кВ, в этом случае двигатель специального исполнения поставляется комплектно с ТПЧ и выходной трансформатор отсутствует.
Номинальное значение выходной частоты 50(60) Гц. Диа пазон регулирования частоты 3—50 Гц для исполнений элект роприводов без выходного трансформатора и 5—50 Гц для ис полнений с выходным трансформатором.
Силовая преобразовательная часть электроприводов мощ ностью 0,8—5 МВт со стороны питающей сети выполняется по трехфазной мостовой схеме, силовая часть электроприводов мощностью 6,3—25 МВт — по эквивалентной 12-фазной схеме выпрямления. Со стороны синхронного двигателя силовая пре образовательная часть для всех мощностей выполняется по трехфазной мостовой схеме.
334
Электроприводы обеспечивают следующие режимы работы: частотный пуск приводного синхронного двигателя; регулиро вание частоты вращения в указанном выше диапазоне; дли тельную работу двигателя с установившейся частотой враще ния в пределах указанного диапазона регулирования; торможе ние приводного двигателя с рекуперацией энергии в питающую сеть; повторное включение электропривода при вращении син-
вг
Рис. 138. Схема привода серии ПЧВН:
Тр1, Тр2 — согласующие трансформаторы; |
В1—ВЗ — высоковольтные |
выключатели; |
В — |
|||||||||
силовой |
управляемый |
выпрямитель; И — инвертор; СР1—СР2 — сглаживающие реакторы; |
||||||||||
СД — синхронный |
двигатель; ДПР — датчик |
положения |
ротора; |
Т — тахогенератор; |
||||||||
СУИ1, |
СУИ2— системы усиления импульсов; |
СИФУ-1, |
СИФУ-2 — системы импульсно- |
|||||||||
фазового управления; |
СФИИ — система |
формирования импульсов инвертора; |
УВКЭ — |
|||||||||
узел выделения |
коммутирующей |
ЭДС, СУИН — система |
управления |
инвертором; |
ЗГ — |
|||||||
задающий |
генератор; |
ССС — система синхронизации |
двигателя с сетью; СПЗ — система |
|||||||||
управления |
пуском и |
защиты; |
УВВ — управляемый |
выпрямитель возбуждения; |
ДТС, |
|||||||
ДТВ — датчики токов |
соответственно главных цепей и возбуждения; |
У1—УЗ — операци |
||||||||||
онные |
усилители; |
ФП — функциональный |
построитель; |
ЭС1—ЭСЗ — элементы |
сравне |
|||||||
|
|
|
ния; ОВСД — обмотка возбуждения синхронного двигателя |
|
|
хронного двигателя на выбеге в рабочем диапазоне частот вра щения; изменение направления вращения приводного двигателя (реверсирование); при наличии выходного трансформатора точную автоматическую синхронизацию приводного двигателя с питающей сетью 8 кВ (10 кВ), 50(60) Гц; полуторакратную перегрузку по току в течение 30 с и двукратную перегрузку
в течение 10 с.
Коэффициент полезного действия электроприводов в номи нальном режиме (без учета потерь в двигателе и возбудителе) не ниже 0,95. Коэффициент мощности (при номинальном на пряжении сети и номинальном напряжении на зажимах двига теля) не ниже 0,9.
335
Охлаждение преобразовательных секций — воздушное при нудительное с помощью встроенных вентиляторов или внешней вентиляционной системы.
Конструктивно электроприводы смонтированы в шкафах с двусторонним обслуживанием. Системы управления и регули рования выполнены на интегральных микросхемах и размеща ются в легкосъемных унифицированных блоках (ячейках). Си ловая тиристорная часть имеет блочную конструкцию и допу скает подсоединение цепей силовой коммутации постоянного и переменного тока как сверху, так и снизу. Блок-схема ПЧВН показана на рис. 138.
47. Э Н Е Р Г Е Т И К А П Е Р Е К А Ч К И НЕФ ТИ ПО Т Р У Б О П Р О В О Д У
Как было отмечено ранее, перекачка нефти осуществляется по прогрессивной технологической схеме из насоса в насос от резервуарного парка головной НПС до следующего резервуар ного парка на расстояние до 700 км. Расход электроэнергии на каждом из участков между НПС зависит от производитель ности перекачки, от гидравлического сопротивления данного участка н определяется не только энергозатратами данной станции [1]. При перекачке из насоса в насос каждая последу ющая НПС получает некоторое количество энергии с предыду щего участка. При такой схеме работы на одной станции нефте провода может быть включено в работу, например, три насос
ных |
агрегата, а |
на другой — один. НПС не автономные единицы, |
а |
входят как |
часть целого в единый технологический |
процесс. Законченным технологическим процессом является пе рекачка нефти от резервуарного парка головной НПС до сле дующего резервуарного парка. В этих условиях можно опреде лять расход электроэнергии для нефтепровода в целом, а за тем переходить к расчету расхода электроэнергии по отдельным станциям.
Далее приведена расчетно-аналитическая методика норми рования электроэнергии [1]. В качестве показателей работы не фтепроводов приняты режимный коэффициент, коэффициент ис пользования трубопровода и к.п.д. насосного агрегата.
Для современного магистрального нефтепровода при плано вой производительности, превышающей 0,9 Qmax (Qmas— ма ксимальная пропускная способность нефтепровода), суммарный расход электроэнергии W ориентировочно распределяется сле дующим образом:
расход электроэнергии основными и подпорными агрегатами НПС (0,94—0,96) Г;
расход электроэнергии на вспомогательные нужды станций (0,010—0,015) IF;
нормируемые потерн в сетях и преобразователях (0,01— 0,02) W;
режимные потерн (0,025—0,03) \F.
ЗЭЙ
Поскольку все слагающие расходы электроэнергии, кроме первой, малы и изменение любой из них на 10—15 % практи чески не влияет на суммарный расход электроэнергии, целесо образно статьи расхода электроэнергии на вспомогательные нужды НПС, нормируемые потери в сетях и преобразователях и режимные потери объединить и учитывать режимным коэф фициентом т)РежЭто позволит упростить методику расчета норм расхода электроэнергии, практически не уменьшая точности.
Режимный коэффициент определяется как отношение теоре тического необходимого расхода электроэнергии по нефтепро воду приведенного диаметра к фактическому расходу электро энергии. Приведенным диаметром трубопровода называется приведенное к заданной длине расчетное значение диаметра чи стого нефтепровода. Использование понятия «приведенный ди аметр трубопровода» позволяет учитывать ввод в действие лупингов — новых параллельных ниток.
С течением времени на внутренних стенках нефтепроводов происходит парафинизация. Степень запарафинирования трубо провода характеризуют эквивалентным диаметром трубопро вода di экв — диаметр гипотетического трубопровода, для кото рого потери напора равны фактическим при прочих равных ус ловиях. Определение диаметра трубопровода необходимо для определения пропускной способности и расчета режимов ра боты при изучении процессов парафинизации, при планирова нии очистки трубопровода, при планировании расхода электро энергии.
Потери напора на трение для чистого трубопровода рассчи тываются по формуле
Ат = 2,46 L \ l>’a Qi'16ld£jti , |
(8.1) |
где L — длина нефтепровода, км; |
v — вязкость |
нефти, Па-с; |
|||
^пр— приведенный |
диаметр трубопровода, м; Q — пропускная |
||||
способность, м3/с. |
|
|
|
|
|
Фактически потери напора на трение |
|
||||
h = |
£ |
А, = |
2,46 V ° '25Q |
Ь75 £ L J d U L . |
(8.2) |
|
1= |
1 |
|
1=1 |
|
Тогда из формул |
(8.1) |
и (8.2) следует |
|
||
|
|
|
Птр = hrIh. |
(8.3) |
Режимный коэффициент, как и коэффициент использования трубопровода, отражает сложившиеся условия производства и характеризует технический уровень эксплуатации нефтепро вода.
К.п.д. насосного агрегатг определяется по характеристикам T|(Q) насосов и рабочим характеристикам двигателей с учетом оптимального распределения пропускной способности по парал лельным трубопроводам.
К .п.д . |
двигателей |
приним ается постоянны м |
для |
ка ж д о го |
|||||||||||||||
конкретного |
типа электродвигателей |
в ш ироком |
диапазоне про |
||||||||||||||||
пускной способности. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
Т аким |
образом, к.п .д . агрегата |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
Лагр = |
Лнас (Q ) Лд» |
|
|
|
|
|
|
( 8 .4 ) |
||||
где |
r)Hac(Q) — |
к .п .д . |
насоса |
при |
пропускной |
способности |
Q ; |
||||||||||||
Лд — |
к. п. д, двигателя. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
Д ля |
параллельны х |
неф тепроводов оптим альное распределе |
|||||||||||||||||
ние |
производительностей по |
ниткам |
рассчиты вается |
по |
ф орму |
||||||||||||||
лам |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q 1 = 6 Q / ( l + 6 ) ; |
Q a = Q / ( l + b ) , |
|
|
|
|
|
( 8 . 5 ) |
|||||||
где |
Q i, |
Qa — |
пропускная способность |
первого |
и |
второго |
тр уб о |
||||||||||||
проводов |
соответственно; |
Q = Q I + Q 2 — |
плановая |
производи |
|||||||||||||||
тельность |
неф тепроводов; |
6 = ( d i / i ) 2,714— коэф ф ициент, |
ха р а к |
||||||||||||||||
теризую щ ий |
распределение производительностей |
по |
|
труб оп ро |
|||||||||||||||
водам ; |
d \, |
d 2 — внутренние |
диам етры |
первого |
и |
вто ро го |
|||||||||||||
трубопроводов. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
Д л я |
однониточного |
неф тепровода |
к. п. д . насосного |
а гре гата |
|||||||||||||||
определяется |
по ф ормуле (8 .4 ). К - п . д. насосного |
а грегата |
д ля |
||||||||||||||||
параллельны х |
неф тепроводов |
определяется в |
та ко й |
последова |
|||||||||||||||
тельности: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
а) |
по |
ф ормулам |
(8 .5 ) |
рассчиты ваю тся |
значения п ро пускны х |
||||||||||||||
способностей Q j и Qa; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
б ) |
|
по |
ф ормуле |
(8 .4) |
определяю т к . п .д . насосны х |
а гре гато в |
|||||||||||||
первой |
и второй нито к |
|
t и т|агр. а; |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
в ) по ф ормуле |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
Лагтр — Лагр. 1 Лагр. а ( Н " |
^К(Лагр. 1 ~7~ ^Лагр>. а) |
|
|
(8 .6 ) |
|||||||||||
рассчиты ваю т |
к . п. д . насосного а грегата |
д ля |
параллельны х |
не |
|||||||||||||||
ф тепроводов; к .п .д . агре гата , рассчитанны й по |
ф орм улам (8 .4 ) |
||||||||||||||||||
и (8 .6 ), в |
дальнейш ем |
будем |
им еновать |
паспортны м |
к .п .д . |
|
|||||||||||||
Ф актический к.п .д . насосны х агрегатов определяется при |
ин |
||||||||||||||||||
дивид уальны х |
испы таниях. |
П р и |
этом |
зам еряю т п ро пускн ую |
|||||||||||||||
способность, |
плотности, неф ти, давление |
на приеме |
и |
нагнета |
|||||||||||||||
нии |
насоса, |
|
м ощ ности |
электродвигателя. Ф актический |
к .и .д . |
||||||||||||||
находят но ф орм уле |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
1W |
= Q Aт |
д, |
|
|
|
|
|
|
CBL7) |
|||
где |
А Р — |
диф ф еренциальное |
давление, |
развиваем ое |
насосом , |
||||||||||||||
к П а ; |
— |
м ощ ность, |
потребляем ая |
из |
сети |
двигателем , к В т . |
|||||||||||||
Н а основании обработки эксперим ентальны х д анны х н с уче |
|||||||||||||||||||
том |
опы та |
эксплуатации |
передовы х |
неф тепроводов |
приним а |
||||||||||||||
ю тся норм ативны е значения |
показателей: норм ативны й |
коэф |
|||||||||||||||||
ф ициент использования |
трубопровода %-вя. ® = 0 , 9 5 ; |
норм ативны й |
|||||||||||||||||
реж им ны й коэф ф ициент %e$s&.m=0,94L |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
Н а |
основании анализа |
ф актически д о сти гн уты х |
норм атив |
н ы х показателей еж егодно устанавливаю т ка ж д о м у управлению
м агистральны х |
неф тепроводов |
норм ативны е значения |
показа |
||||||||||||
телей. |
Э ти |
значения |
устанавливаю тся |
таким |
образом, |
чтобы |
|||||||||
рассчитанная |
с |
учетом |
д анны х |
показателей |
|
норм а расхода |
|||||||||
электроэнергии |
|
носила |
прогрессивны й |
характер |
и |
побуж дала |
|||||||||
эксплуатационны й персонал |
|
изы скивать |
резервы |
повы ш ения |
|||||||||||
эф ф ективности использования энергоресурсов. |
|
|
|
|
|||||||||||
Н орм ативны й |
к.п .д . насосного |
агрегата |
для ка ж д о го |
нефте |
|||||||||||
провода приним ается равны м |
паспортном у при |
плановой произ |
|||||||||||||
водительности. |
|
Т а к, |
для |
различны х |
неф тепроводов |
У М Н |
|||||||||
«Д руж б а» |
i]arp. н = 0,76— |
0,87. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Д л я |
расчета |
потребности |
|
в |
электроэнергии |
использую тся |
|||||||||
следую щ ие |
исходны е |
данны е: |
объем перекачки по неф тепро |
||||||||||||
воду на планируем ы й |
период; |
плотность и |
вязкость |
неф ти, со |
|||||||||||
ответствую щ ие |
|
тем пературе |
|
планируем ого |
периода; |
д лина; |
приведенны й диам етр трубопровода и разность геодезических
отм еток |
конца и начала трубопровода; норм ативны й коэф ф и |
||
циент |
использования трубопровода; |
норм ативны й реж им ны й |
|
коэф ф ициент; характеристи ки |
насосов |
т| (Q ) и рабочие ха р а к |
|
теристики электродвигателей |
(для определения норм ативного |
к.п .д . насосного а грегата при плановой производ ительности);
плановое |
|
время |
работы |
|
неф тепровода; коэф ф ициенты расхода |
|||||||||||||
электроэнергии, |
характеризую щ ие относительное |
потребление |
||||||||||||||||
электроэнергии |
ка ж д о й |
|
из |
перекачиваю щ их |
станций |
в |
общ ем |
|||||||||||
балансе расхода электроэнергии неф тепроводом . |
|
|
|
|||||||||||||||
|
П отребность |
в |
электроэнергии |
рассчиты ваю т в |
тако й |
после |
||||||||||||
довательности |
[1]. |
И сходя |
из |
планового объема |
перекачки, |
|||||||||||||
плотности неф ти и планового времени работы |
неф тепровода оп |
|||||||||||||||||
ределяю т |
плановую |
пропускную |
способность |
неф тепровода |
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q = G /(3 ,6 p T ), |
|
|
|
|
(8.8) |
||||
где |
G — |
плановы й |
объем |
перекачки, т/м ес |
(плановы й |
период — |
||||||||||||
м е сяц ); |
р — плотность |
неф ти, |
к г/м 3; |
Т — |
плановое |
врем я р а |
||||||||||||
боты , ч/м ес. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
Затем |
определяю т потери напора |
по |
неф тепроводу |
длиной |
|||||||||||||
L при данной пропускной способности Q данной вязкости неф ти |
||||||||||||||||||
v |
и |
норм ативном |
|
коэф ф ициенте |
использования |
трубопровода |
||||||||||||
“Птр. iE- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
Я = |
2,46 |
|
|
|
/ |
f(C fibp. „)— Z, |
|
|
(8-9) |
||||
где |
Z — |
разность |
геодезических |
отм еток конца и начала трубо |
||||||||||||||
провода, |
|
м ; d mt — |
приведенны й |
диам етр трубопровода, м . |
||||||||||||||
|
П о ф орм улам |
(8 .4 ) |
или (8 .6 ) для одноннточного |
или двух |
||||||||||||||
ниточного |
неф тепровода |
соответственно |
определяют паспорт |
|||||||||||||||
ны й |
или |
|
норм ативны й |
к.п .д . насосного агрегата. Рассчитывают |
||||||||||||||
плановы й |
расход электроэнергии для нефтепровода в целом |
|||||||||||||||||
(с |
учетом |
норм ативны х |
к. п. д. насосного агрегата и режимного |
|||||||||||||||
коэф ф ициента): |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
W — GH!!(367 ijsnp.« I V |
*), к В т -ч . |
|
|
|
Для нефтепроводов, имеющих попутный прием (сдачу) нефти, плановый расход электроэнергии рассчитывают по фор муле
|
|
|
П |
|
|
Г = |
— |
!--------к В т - ч , |
(8 .1 1 ) |
|
|
оЬ7 Т|Тр. н i=l Т|агр. н i |
|
|
где Hi — потери напора |
по t-му участку нефтепровода, м; Gi — |
|||
плановый |
объем перекачки по i-му участку нефтепровода, т; |
|||
п — число |
участков; |
т]агр. нг — нормативный |
к.п.д. насосного аг |
регата t-ro участка нефтепровода при плановой производитель ности Q{.
Из (8.9) и (8.10) следует, что удельный расход электро энергии на перекачку нефти при неизменной ее вязкости прямо пропорционален Q1-75.
Плановый расход электроэнергии на НПС рассчитывают по
формуле |
(8.12) |
Wj ^ Wk j , |
|
где kj — коэффициент расхода электроэнергии |
/-й нефтепере |
качивающей станции. |
|
В свою очередь, коэффициент расхода электроэнергии опре
деляется из формулы |
(8.13) |
|
|
k} = Wjb/Wф, |
|
где Wjip и |
— соответственно фактический |
расход электро |
энергии по /-й НПС и по нефтепроводу за предыдущий плано вый период.
Для головной НПС включает расход электроэнергии двигателями подпорных насосов. Для совмещенных площадок при отсутствии раздельного учета электроэнергии Wj ф опреде ляется в соответствии с показаниями индивидуальных агрегат ных счетчиков расхода электроэнергии.
Плановый расход электроэнергии для районных и террито риальных управлений, УМН и Главтранснефти определяется суммированием плановых расходов электроэнергии нефтепро водов, входящих в указанные подразделения.
Плановая норма расхода электроэнергии для НПС, район ного и территориального управления нефтепроводами, УМН и Главтранснефти определяется как частное от деления соответ ствующих плановых значений расхода электроэнергии и грузо оборота.
К. п. д. нефтепровода рассчитывается по формуле
Т| = Т]агр Лтр Лреж- |
(8 .1 4 ) |
К.п.д. нефтепроводов управления определяется как средне взвешенное значение к.п.д. нефтепроводов, входящих в данное управление:
т
% = I (r\nW„) |
( 8 .1 5 ) |
П=1 |
нефтепроводов. |
где п — номер нефтепровода; т — число |
Г л а в а 9
ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЕ МЕХАНИЗМОВ ДЛЯ СООРУЖЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
48. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Строительство трубопроводов осуществляется в различных климатических зонах нашей страны — от пустынь Средней Азии и до районов Крайнего Севера. Поэтому к оборудованию и ма шинам для строительства трубопроводов, в том числе и к элект рооборудованию, в целях повышения его надежности и долго вечности предъявляются повышенные технические требования.
Машины для строительства трубопроводов приводятся в дви жение двигателями внутреннего сгорания через механические трансмиссии или электродвигателями. Выбор типа двигателя зависит от условий работы и характера нагрузки машины. При менение электропривода в машинах для строительства трубо проводов обусловлено его известными преимуществами: воз можностью упрощения и исключения механических трансмиссий путем замены группового привода индивидуальным; возмож ностью подключения механизмов к действующим электросетям; высоким к. п. д. (до 90 %); надежностью и долговечностью; надежной автоматической защитой машин от перегрузки и то ков короткого замыкания; удобством дистанционного кнопоч ного управления с автоматическими выключениями или пере ключениями при достижении рабочим органом крайних поло жений; простотой и удобством управления и регулирования; уменьшением габаритных размеров и снижением массы машин с повышением надежности и производительности; улучшением условий и гигиены труда, применением электрического обогрева, вентиляции, снижением уровня шумов и вибрации.
Недостатками электропривода, особенно для дизель-электри- ческих машин, являются относительно высокая стоимость элект рооборудования и сложность технического обслуживания.
Электрифицированные машины, применяемые на строитель ных трассах, разделяются на следующие основные группы.
1.Самоходные и передвижные дизель-электрические или электрические (траншейные экскаваторы, передвижные элект ростанции, трубоочистные и трубоизоляционные машины, би тумные котлы и др.).
2.Разборные дизель-электрические или электрические ма шины, работающие в полевых условиях и подвергаемые перио-
т