Парогазовая установка - электрогенерирующая станция, служащая для производства электроэнергии. Отличается от паросиловых и газотурбинных установок повышенным КПД.

Парогазовые установки производят электричество и тепловую энергию. Тепловая энергия используется для дополнительного производства электричества.

Принцип действия и устройство парогазовой установки (ПГУ)

Парогазовая установка состоит из двух отдельных блоков: паросилового и газотурбинного. В газотурбинной установке турбину вращают газообразные продукты сгорания топлива.

Топливом может служить как природный газ, так и продукты нефтяной промышленности (например мазут, дизельное топливо). На одном валу с турбиной находится генератор, который за счет вращения ротора вырабатывает электрический ток.

Проходя через газовую турбину, продукты сгорания отдают лишь часть своей энергии и на выходе из неё, когда их давление уже близко к наружному и работа не может быть ими совершена, все ещё имеют высокую температуру. С выхода газовой турбины продукты сгорания попадают в паросиловую установку, в котел-утилизатор, где нагревают воду и образующийся водяной пар. Температура продуктов сгорания достаточна для того, чтобы довести пар до состояния, необходимого для использования в паровой турбине (температура дымовых газов около 500°C позволяет получать перегретый пар при давлении около 100 атмосфер). Паровая турбина приводит в действие второй электрогенератор.

Существуют парогазовые установки, у которых паровая и газовая турбины находятся на одном валу, в этом случае устанавливается только один генератор. Также часто пар с двух блоков ГТУ-котёл-утилизатор направляется в одну общую паросиловую установку.

Иногда парогазовые установки создают на базе существующих старых паросиловых установок. В этом случае уходящие газы из новой газовой турбины сбрасываются в существующий паровой котел, который соответствующим образом модернизируется. КПД таких установок, как правило, ниже, чем у новых парогазовых установок, спроектированных и построенных «с нуля».

На установках небольшой мощности поршневая паровая машина обычно эффективнее, чем лопаточная радиальная или осевая паровая турбина, и есть предложение применять современные паровые машины в составе ПГУ.

Преимущества и недостатки парогазовых установок (ПГУ)

Парогазовые установки (ПГУ) - относительно новый тип электростанций, работающих на газе, жидком или твердом топливе. Парогазовые установки (ПГУ) предназначены для получения максимального количества электроэнергии.

Общий электрический КПД парогазовой установки составляет ~ 58-64%. Для сравнения, у работающих отдельно паросиловых установок КПД обычно находится в пределах 33-45%, в стандартных газотурбинных установках КПД составляет ~ 28-42%.

Преимущества ПГУ

• Низкая стоимость единицы установленной мощности
• Парогазовые установки потребляют существенно меньше воды на единицу вырабатываемой электроэнергии по сравнению с паросиловыми установками
• Короткие сроки возведения (9-12 мес.)
• Нет необходимости в постоянном подвозе топлива ж/д или морским транспортом
• Компактные размеры позволяют возводить непосредственно у потребителя (завода или внутри города), что сокращает затраты на ЛЭП и транспортировку эл. энергии
• Более экологически чистые в сравнении с паротурбинными установками

Недостатки парогазовых установок

• Низкая единичная мощность оборудования (160-972 МВт на 1 блок), в то время как современные ТЭС имеют мощность блока до 1200 МВт, а АЭС 1200-1600 МВт.
• Необходимость осуществлять фильтрацию воздуха, используемого для сжигания топлива.
• Ограничения на типы используемого топлива. Как правило в качестве основного топлива используется природный газ, а резервного - мазут. Применения угля в качестве топлива абсолютно исключено. Отсюда вытекает необходимость строительства недешевых коммуникаций транспортировки топлива - трубопроводов.

Какие причины внедрения ПГУ в России, почему это решение трудное но необходимое?

Почему начали строить ПГУ

Децентрализованный рынок производства электроэнергии и теплоты диктует энергетическим компаниям необходимость повышения конкурентоспособности сво­ей продукции. Основное значение для них имеют минимизация риска инвестиций и реальные результаты, которые можно получить при использовании данной технологии.

Отмена государственного регу­лирования на рынке электроэнергии и теплоты, которые станут коммерческим продуктом, приведет к усилению конкуренции между их производителями. Поэтому в будущем только надежные и высо­корентабельные электростанции смогут обеспечить дополнитель­ные капиталовложения в осуществление новых проектов.

Критерии выбора ПГУ

Выбор того или иного типа ПГУ зависит от многих факто­ров. Одними из наиболее важных критериев в реализации про­екта являются его экономическая выгодность и безопасность.

Анализ существующего рынка энергетических установок пока­зывает значительную потребность в недорогих, надежных в эк­сплуатации и высокоэффективных энергетических установках. Выполненная в соответствии с этой концепцией модульная конструкция с заданными параметрами делает установку легко адаптируемой к любым местным условиям и специфическим требованиям заказчика.

Такая продукция удовлетворяет более 70 % заказчиков. Этим условиям в значительной степени соответствуют ГТ и ПГ-ТЭС утилизационного (бинарного) типа.

Энергетический тупик

Анализ энергетики России, выполненный рядом академи­ческих институтов, показывает: уже сегодня электроэнергетика России практически теряет ежегодно 3-4 ГВт своих мощностей. В результате к 2005 г. объем отработавшего свой физический ресурс оборудования будет составлять, по данным РАО “ЕЭС России”, 38 % общей мощности, а к 2010 г. этот показатель составит уже 108 млн. кВт (46 %).

Если события будут развиваться именно по такому сценарию, то большинство энергоблоков из-за старения в ближайшие годы войдут в зону серьезного риска аварий. Пробле­му технического перевооружения всех типов существующих элек­тростанций обостряет то, что даже часть сравнительно “молодых” энергоблоков 500-800 МВт исчерпала ресурс работы основных узлов и требует серьезных восстановительных работ.

Читайте также: Как отличаются КПД ГТУ и КПД ПГУ для отечественных и зарубежных электростанций

Реконструкция электростанций – это проще и дешевле

Продление сроков эксплуатации станций с заменой крупных узлов основного оборудования (роторов турбин, поверхностей на­грева котлов, паропроводов), конечно, значительно дешевле, чем строительство новых электростанций.

Электростанциям и заводам-изготовителям зачастую удобно и выгодно заменять оборудование на аналогичное демонтируемому. Однако при этом не используют­ся возможности значительного увеличения экономии топлива, не уменьшается загрязнение окружающей среды, не применяются со­временные средства автоматизированных систем нового оборудо­вания, увеличиваются затраты на эксплуатацию и ремонт.

Низкий КПД электростанций

Россия постепенно выходит на европейский энергетический рынок, войдет в ВТО, вместе с тем у нас много лет сохраняется крайне низкий уровень тепловой эффективности электроэнерге­тики. Средний уровень коэффициента полезного действия энерго­установок при работе на конденсационном режиме равен 25 %. Это означает, что при повышении цены на топливо до мирового уровня цена на электроэнергию у нас неизбежно станет в полто­ра-два раза выше мировой, что отразится на других товарах. По­этому реконструкция энергоблоков и тепловых станций должна производиться так, чтобы вводимое новое оборудование и отдель­ные узлы электростанций были на современном мировом уровне.

Энергетика выбирает парогазовые технологии

Сейчас, несмотря на тяжелое финансовое положение, в конст­рукторских бюро энергомашиностроительных и авиадвигательных научно-исследовательских институтов возобновились разработки новых систем оборудования для тепловых электростанций. В частности, речь идет о создании конденсационных парогазовых электро­станций с коэффициентом полезного действия до 54-60 %.

Эконо­мические оценки, сделанные разными отечественными организациями, свидетельствуют о реальной возможности снизить издержки производства электроэнергии в России, если строить подобные электростанции.

Даже простые ГТУ будут эффективнее по КПД

На ТЭЦ не обязательно повсеместно применять ПГУ такого типа, как ПГУ-325 и ПГУ-450. Схемные решения могут быть различны­ми в зависимости от конкретных условий, в частности, от соотно­шения тепловых и электрических нагрузок.

Читайте также: Выбор цикла парогазовой установки и принципиальной схемы ПГУ

В простейшем случае при использовании тепла отработавших в ГТУ газов для теплоснаб­жения или производства технологического пара электрический КПД ТЭЦ с современными ГТУ достигнет уровня 35 %, что также зна­чительно выше существующих сегодня. Об отличиях КПД ГТУ и ПТУ - читате в статье Как отличаются КПД ГТУ и КПД ПГУ для отечественных и зарубежных электростанций

Применение ГТУ на ТЭЦ может быть очень широким. В настоя­щее время около 300 паротурбинных агрегатов ТЭЦ мощностью 50-120 МВт питаются паром от котлов, сжигающих 90 и более процентов природного газа. В принципе все они являются кандида­тами на техническое перевооружение с использованием газовых турбин единичной мощностью 60-150 МВт.

Трудности с внедрением ГТУ и ПГУ

Однако процесс промышленного внедрения ГТУ и ПГУ в на­шей стране идет крайне медленно. Главная причина - инвестици­онные трудности, связанные с необходимостью достаточно круп­ных финансовых вложений в минимально возможные сроки.

Другое сдерживающее обстоятельство связано с фактическим отсутствием в номенклатуре отечественных производителей чисто энергетических газовых турбин, проверенных в широкомасштаб­ной эксплуатации. За прототипы таких газовых турбин можно при­нять ГТУ нового поколения.

Бинарные ПГУ без регенерации

Определенным преимуществом обладают бинарные ПГУ, как наиболее дешевые и надежные в эксплуатации. Паровая часть би­нарных ПГУ очень проста, так как паровая регенерация невыгодна и не используется. Температура перегретого пара на 20-50 °С ниже температуры отработавших в ГТУ газов. В настоящее время она дос­тигла уровня стандартных в энергетике 535-565 °С. Давление све­жего пара выбирается так, чтобы обеспечить приемлемую влаж­ность в последних ступенях, условия работы и размеры лопаток которых примерно такие же, как и в мощных паровых турбинах.

Влияние давления пара на эффективность ПГУ

Учитываются, конечно, экономические, стоимостные факторы, так как давление пара мало влияет на термический КПД ПГУ. Чтобы уменьшить температурные напоры между газами и паро­водяной средой и лучшим образом с меньшими термодинами­ческими потерями использовать тепло отработавших в ГТУ га­зов, испарение питательной воды организуют при двух или трех уровнях давления. Выработанный при пониженных давлениях пар подмешивают в промежуточных точках проточной части турби­ны. Осуществляют также промежуточный перегрев пара.

Читайте также: Надежность парогазовых установок ПГУ

Влияние температуры уходящих газов на КПД ПГУ

С повышением температуры газов на входе в турбину и выхо­де из нее параметры пара и экономичность паровой части цикла ГТУ возрастают, способствуя общему увеличению КПД ПГУ.

Выбор конкретных направлений создания, совершенствования и широкомасштабного производства энергетических машин дол­жен решаться с учетом не только термодинамического совершен­ства, но и инвестиционной привлекательности проектов. Инвести­ционная привлекательность российских технических и производственных проектов для потенциальных инвесторов - важнейшая и актуальнейшая проблема, от решения которой в значительной мере зависит возрождение экономики России.

(Visited 3 460 times, 1 visits today)

Парогазовыми называются энергетические установки (ПГУ), в которых теплота уходящих газов ГТУ прямо или косвенно используется для выработки электроэнергии в паротурбинном цикле.

На рис. 2.1 показана принципиальная схема простейшей ПГУ так называемого утилизационного типа. Уходящие газы ГТУ поступают в котел-утилиза-

Рис. 2.1.

/ - пароперегреватель; 2 - испаритель; 3 - экономайзер; 4 - барабан; 5 - конденсатор паровой турбины; 6 - питательный насос; 7 - опускная труба испарителя; 8 - подъемные трубы испарителя

тор - теплообменник противоточного типа, в котором за счет теплоты горячих газов генерируется пар высоких параметров, направляемый в паровую турбину.

Котел-утилизатор представляет собой шахту прямоугольного сечения, в которой размещены поверхности нагрева, образованные оребренными трубами, внутрь которых подается рабочее тело паротурбинной установки (вода или пар). В простейшем случае поверхности нагрева котла-утилизатора состоят из трех элементов: экономайзера 3, испарителя 2 и пароперегревателя 1. Центральным элементом является испаритель, состоящий из барабана 4 (длинного цилиндра, заполняемого наполовину водой), нескольких опускных труб 7 и достаточно плотно установленных вертикальных груб собственно испарителя 8. Испаритель работает на принципе естественной конвекции. Испарительные трубы находятся в зоне более высоких температур, чем опускные, поэтому в них вода нагревается, частично испаряется, становится легче и поднимается вверх в барабан. Освобождающееся место заполняется более холодной водой по опускным трубам из барабана. Насыщенный пар собирается в верхней части барабана и направляется в трубы пароперегревателя 1. Расход пара из барабана 4 компенсируется подводом воды из экономайзера 3. При этом поступающая вода, прежде чем испариться полностью, многократно пройдет через испарительные трубы. Поэтому описанный котел-утилизатор называется котлом с естественной циркуляцией.

В экономайзере происходит нагрев поступающей питательной воды практически до температуры кипения (на 10-20 °С меньше, чем температура насыщенного пара в барабане, полностью определяемая давлением в нем). Из барабана сухой насыщенный пар поступает в пароперегреватель, где перегревается сверх температуры насыщения. Температура получаемого перегретого пара Г 0 всегда, конечно, меньше, чем температура газов 0 р поступающих из газовой турбины (обычно на 25-30 °С).

Под схемой когла-утилизатора на рис. 2.1 показано изменение температур газов и рабочего тела (пара, воды) при их движении навстречу друг другу. Температура газов плавно уменьшается от значения 0 Г на входе до значения 0 ух температуры уходящих газов. Движущаяся навстречу питательная вода повышает в экономайзере свою температуру до температуры кипения (точка а). С этой температурой (на грани кипения) вода поступает в испаритель. В нем происходит испарение воды. При этом ее температура не изменяется (процесс а -/;). В точке Ь рабочее тело находится в виде сухого насыщенного пара. Далее в пароперегревателе происходит его перегрев до значения / 0 .

Образующийся на выходе из пароперегревателя пар направляется в паровую турбину, где, расширяясь, совершает работу. Из турбины отработанный нар поступает в конденсатор 5, конденсируется и с помощью питательного насоса 6, повышающего давление питательной воды, направляется снова в котел-утилизатор.

Таким образом, принципиальное отличие паросиловой установки (ПСУ) ПГУ от обычной ПСУ ТЭС состоит только в том, что топливо в котле-утилизаторе не сжигается, а необходимая для работы ПСУ ПГУ теплота берется от уходящих газов ГТУ. Однако сразу же необходимо отметить ряд важных технических отличий ПСУ ПГУ от ПСУ ТЭС:

1. Температура уходящих газов ГТУ 0 Г практически однозначно определяется температурой газов перед газовой турбиной [см. соотношение (1.2)] и совершенством системы охлаждения газовой турбины. В большинстве современных ГТУ, как видно из табл. 1.2, температура уходящих газов составляет 530-580 °С (хотя имеются отдельные ГТУ с температурой вплоть до 640 °С). По условиям надежности работы трубной системы экономайзера при работе на природном газе температура питательной воды 1 п в на входе в котел-утилизатор не должна быть меньше 60 °С. Температура уходящих газов 0 ух, покидающих котел-утилизатор, всегда выше, чем температура t n в. Реально она находится на уровне 0 ух « 100 °С, следовательно, КПД котла-утилизатора (КУ) составит

где для оценки принято, что температура газов на входе в котел-утилизатор равна 555 °С, а температура наружного воздуха 15 °С. При работе на газе обычный энергетический котел ТЭС имеет КПД на уровне 94 %. Таким образом, котел- утилизатор в ПГУ имеет КПД существенно более низкий, чем КПД котла ТЭС.

2. Далее, КПД паротурбинной установки (ПТУ) рассмотренной ПГУ существенно ниже, чем КПД ПТУ обычной ТЭС. Это связано не только с тем, что параметры пара, генерируемого котлом-утилизатором, ниже, но и с тем, что ПТУ ПГУ не имеет системы регенерации. А иметь ее она в принципе не может, так как повышение температуры t n в приведет к еще большему снижению КПД котла-утилизатора.

Представление об устройстве электростанции с ПГУ дает рис. 2.2, на котором изображена ТЭС с тремя энергоблоками. Каждый энергоблок состоит из двух рядом стоящих ГТУ 4 типа V94.2 фирмы Siemens, каждая из которых свои уходящие газы высокой температуры направляет в свой котел-утилизатор 8. Пар, генерируемый этими котлами, направляется в одну паровую турбину 10 с электрогенератором 9 и конденсатором, расположенным в конденсационном помещении под турбиной. Каждый такой энергоблок имеет суммарную мощность 450 МВт (каждая ГТУ и паровая турбина имеют мощность примерно 150 МВт). Между выходным диффузором 5 и котлом-утилизатором 8 устанавливают байпасную (обводную) дымовую трубу 12 и газоплотный шибер б. Шибер позволяет отсечь котел-утилизатор 8 от газов ГТУ и направить их через байпасную трубу в атмосферу. Такая необходимость может возникнуть при неполадках в паротурбинной части энергоблока (в турбине, котле-утилизаторе, генераторе и т.д.), когда

Рис. 2.2. Устройство электростанции с ПГУ (проспект фирмы Siemens):

1 - комбинированное воздухообрабатывающее устройство (КВОУ); 2 - блочный трансформатор; 3 - генератор ГТУ; 4 - ГТУ типа У94.2; 5 - переходной диффузор от газовой турбины к байпасной трубе; 6 - шиберная задвижка; 7 - деаэратор; 8 - котел-утилизатор вертикального типа; 9 - генератор паровой турбины; 10 - паровая турбина; 11 - дождевая заслонка котла-уги- лизатора; 12 - байпасная труба; 13 - помещение для оборудования очистки жидкого топлива; 14 - баки жидкого топлива

ее требуется отключить. В этом случае мощность энергоблока будет обеспечиваться только ГТУ, т.е. энергоблок может нести нагрузку в 300 МВт (хотя и со сниженной экономичностью). Байпасная труба весьма помогает и при пусках энергоблока: с помощью шибера котел-утилизатор отсекается от газов ГТУ, и последние выводятся на полную мощность в считанные минуты. Затем можно медленно, в соответствии с инструкцией, ввести в работу котел-утилизатор и паровую турбину.

При нормальной работе шибер, наоборот, не пропускает горячие газы ГТУ в байпасную трубу, а направляет их в котел-утилизатор.

Газоплотный шибер имеет большую площадь, представляет собой сложное техническое устройство, главным требованием к которому является высокая плотность, поскольку каждый 1 % потерянного тепла через неплотности означает снижение экономичности энергоблока примерно на 0,3 %. Поэтому иногда отказываются от установки байпасной трубы, хотя это существенно усложняет эксплуатацию.

Между котлами-утилизаторами энергоблока устанавливают один деаэратор, который принимает конденсат для деаэрации из конденсатора паровой турбины и раздает его на два котла-утилизатора.

Как и в любом другом автомобиле, на котором используется похожее устройство, главная задача сцепления, это облегчение жизни водителю, а если конкретней, то пневмогидравлический усилитель делает так, что водителю приходится тратить меньше усилий при выжимании педали сцепления. И для большегрузных автомобилей подобное облегчение очень кстати.

Рассмотрим на примере, устройство сцепления и других моделей МАЗ. Принцип работы выглядит следующим образом - нажатие педали вызывает повышение давления на гидравлический поршень, и такое же давление испытывает поршень следящего устройства. Как только это происходит, включается автоматика следящего устройства и меняет уровень давления в силовом пневматическом цилиндре. Крепится само устройство на фланце картера.

Вариантов усилителей достаточно много, но если говорить конкретно по минским грузовикам, то большинство из них объединяет одна не слишком приятная особенность – часто так случается, что в процессе эксплуатации из ПГУ начинает подтекать жидкость. Естественно, что первая приходящая мысль - это может быть признаком поломки, случившейся из-за перегрузок, причем серьезной.

Если же подобных перегрузок после установки (замены) усилителя не было, сразу возникает другая версия – подсунули бракованный! А что, сегодня подделывают все, хоть отдельные или 238, хоть Brabus SV12 в сборе к «мерину» шестисотому. Не подделывают, наверное, только комплектующие к русской «калине» и украинской «таврии» - материал дороже получается.

Но шутки в сторону, тем более что вытекание жидкости из пневмогидравлического усилителя симптом серьезный. На самом деле все не так трагично, дело в том, что это может быть свидетельством не поломки, а всего лишь неправильной регулировки. «Всего лишь», потому что ремонт ПГУ МАЗ сцепления, не сложен и при определенных навыках не займет много времени.

Самое главное, это определить рабочих ход для штока усилителя. Чтобы это сделать, потребуется сам шток оттянуть от рычага, отводя его при этом в сторону, так чтобы он полностью вышел из корпуса. После рычаг сцепления необходимо повернуть по направлению от штока, выбирая все возможные зазоры. Затем измеряется расстояние между поверхностью рычага и концом штока.

Если это расстояние меньше 50 мм, то это означает, что в работе плунжер штока будет выходить до упора, тем самым, открывая выход жидкости. Все что требуется, это переставить рычаг на один шлиц ближе к усилителю. Если же расстояние больше, то причина подтекания в другом, и лучше провести более детальную проверку в автосервисе. Впрочем, повторимся, но чаще всего регулировки будет предостаточно.

Устройство, схема ПГУ МАЗ

1 6430-1609205 Корпус цилиндра
2 6430-1609324 Манжета
3 6430-1609310 Кольцо
4 6430-1609306 Шайба
5 6430-1609321 Манжета
6 6430-1609304 Втулка
7 Кольцо 033-036-19-2-2 Кольцо 033-036-19-2-2
8 6430-1609325 Манжета
9 Кольцо 018-022-25-2-2 Кольцо 018-022-25-2-2
10 6430-1609214 Поршень следящий
11 Кольцо 025-029-25-2-2 Кольцо 025-029-25-2-2
12 6430-1609224 Пружина
13 Кольцо 027-03 0-19-2-2 Кольцо 027-03 0-19-2-2
14 6430-1609218 Седло
15 500-3515230-10 Клапан усилителя сцепления
16 842-8524120 Пружина
17 Кольцо 030-033-19-2-2 Кольцо 030-033-19-2-2
18 6430-1609233 Опора
19 6430-1609202 Цилиндр
20 373165 Шпилька М10х40
21 6430-1609203 Гильза
22 375458 Шайба 8 ОТ
23 201458 Болт М8-6gх25
24 6430-1609242 Пружина
25 6430-1609322 Манжета
26 6430-1609207 Поршень
27 6430-1609302 Кольцо
28 Кольцо 020-025-30-2-2 Кольцо 020-025-30-2-2
29 6430-1609236 Вал
30 6430-1609517 Уплотнитель
31 6430-1609241 Шток
32 6430-1609237 Крышка
33 6430-1609216 Пластина цилиндра
34 220050 Винт М4-6gх8
34 220050 Винт М4-6gх8
35 64221-1602718 Колпак защитный
36 378941 Заглушка М14х1,5
37 101-1609114 Клапан перепускной
38 12-3501049 Колпачок клапана
39 378942 Заглушка М16х1,5
40 6430-1609225 Сапун
41 252002 Шайба 4
42 252132 Шайба 14
43 262541 Пробка кг 1/8"
43 262541 Пробка кг 1/8"
44 Кольцо 008-012-25-2-2 Кольцо 008-012-25-2-2
45 6430-1609320 Трубка
46 6430-1609323 Уплотнитель
Ссылка на эту страницу: http://www..php?typeauto=2&mark=11&model=293&group=54

Пневмогидроусилитель привода сцепления служит для уменьшения усилия, прикладываемого к педали сцепления водителем.

Он состоит из:

• гидравлического цилиндра с поршнем, штоком и пружиной;
• пневматического цилиндра с поршнем, штоком (общий с поршнем гидроцилиндра) и возвратной пружиной;
• следящего механизма, состоящего из следящего поршня с манжетой, диафрагмы (зажата между двумя частями корпуса), в центре которой крепится седло выпускного клапана, возвратной пружины диафрагмы;
• выпускного и впускного клапанов (крепятся на одном штоке) с возвратной пружиной;
• седла впускного клапана;
• отверстия, закрытого уплотнителем от попадания грязи, соединяющего надпоршневую полость пневмоцилиндра с окружающей средой.

При включенном сцеплении общий шток прижат к поршням гидроцилиндра и пневмоцилиндра. Поршень следящего механизма занимает положение, соответствующее открытому выпускному клапану, соединяющему надпоршневое пространство пневмоцилиндра с окружающей средой и закрытому впускному клапану.

При выключении сцепления рабочая жидкость из главного цилиндра поступает в гидроцилиндр пневмогидроусилителя, и одновременно по каналу к поршню следящего механизма. Давление жидкости перемещает поршень в сторону седла выпускного клапана. Диафрагма, прогибаясь, перемещает седло к выпускному клапану, который садится в седло, изолируя надпоршневое пространство пневмоцилиндра от окружающей среды.

Далее усилие от выпускного клапана через шток передается на впускной клапан, который открывается, и сжатый воздух по каналу поступает в надпоршневое пространство пневмоцилиндра. Поршень пневмоцилиндра, перемешаясь, воздействует на шток поршня гидроцилиндра. Поршень передает усилие на толкатель, который воздействует на рычаг вилки выключения сцепления. Часть сжатого воздуха поступает в полость диафрагмы.

Таким образом, следящий поршень находится под действием двух противоположно направленных сил: действие рабочей жидкости с одной стороны и сжатого воздуха с другой. Поршни следящего механизма и пневмоцилиндра подобраны так, чтобы обеспечить необходимое снижение усилия на педаль сцепления.

При отпускании педали сцепления давление рабочей жидкости падает, и все детали под действием возвратных пружин возвращаются в исходное положение, надпоршневое пространство пневмоцилиндра через открытый выпускной клапан сообщается с окружающей средой.

При выходе из строя пневмосистемы перемещение поршня гидроцилиндра осуществляется только под давлением рабочей жидкости.