Огурцов А.П. Паровые турбины ЛМЗ сверхкритических параметров

Подождите немного. Документ загружается.

8. СИСТЕМА АВТОМАТИЧЕСКОГО

УПРАВЛЕНИЯ, РЕГУЛИРОВАНИЯ И

ЗАЩИТЫ.

8.1. СОВРЕМЕННЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К

СИСТЕМАМ АВТОМАТИЧЕСКОГО

РЕГУЛИРОВАНИЯ ТУРБИН.

Процесс управления турбинной установкой во время эксплуата-

ции складывается из следующих операций:

1. Поддержание стабильного режима работы турбины (заданной

мощности или частоты вращения) или изменение этого режима, на-

пример, согласно диспетчерскому графику. К таким изменениям режи-

ма следует отнеси также пуск турбины, переход на холостой ход после

сброса нагрузки и т.п. Все эти операции управления связаны с измене-

нием расхода пара в турбину в большинстве случаев с помощью регу-

лирующих клапанов.

2. Стабилизация параметров вспомогательных систем турбо-

установки—давления пара в коллекторах уплотнений, температуры

масла на смазку, уровня в конденсаторе и т.п. Для поддержания каждо-

го из таких параметров имеются свои регулирующие системы.

3. Включение и отключение насосов и других механизмов тур-

боустановки, а также изменение положения запорной арматуры во вре-

мя ввода в работу различных систем турбины или же при включении

резервного оборудования.

4. Аварийное отключение турбины и вспомогательного оборудо-

вания при возникновении недопустимых отклонений в работе.

Операции управления турбинной установкой в последнее время

все в большей мере автоматизируются. Среди всех операций наиболее

важным и ответственным является управление расходом пара в турби-

ну, которое осуществляется посредством системы автоматического

регулирования (САР). Системы регулирования турбин ЛМЗ на сверх-

критическое давление конструктивно значительно отличаются от

имеющихся на турбинах меньшей мощности. При этом они однотипны

для всей серии турбин СКД. В основе разработки САР лежали требова-

ния, предъявляемые к регулированию современных конденсационных

турбин для мощных энергоблоков.

Эти требования изменяются с развитием турбостроения и смеж-

ных отраслей техники. Применительно к турбинам СКД к появлению

новых требований привели существенное изменение динамических

характеристик турбин из-за введения промежуточного перегрева пара,

относительного снижения (по отношению к мощности) момента инер-

ции валопроводов и необходимость привлечения турбоагрегатов к ре-

шению задач устойчивой работы энергосистем. Все это стимулировало

разработку электрогидравлических систем регулирования. Блочный

принцип работы котла и турбины, внедренный одновременно с проек-

тированием турбин СКД, потребовал реализовать в рамках САР турби-

ны меры по согласованию режимов работы этого оборудования. Пере-

ход в настоящее время на микропроцессорную технику в системах ре-

гулирования турбин позволяет по-новому решить вопросы диагностики

работы оборудования, оптимизации процессов управления и т.п. При-

ведем основные требования к САР турбин СКД.

Противоразгонная защита турбины. При отключении генера-

тора от сети система регулирования должна так быстро закрыть регу-

лирующие клапаны, чтобы частота вращения не достигла установки

срабатывания автомата безопасности, настраиваемого обычно на 110—

112% от номинальной частоты вращения. Помимо эксплуатационных

преимуществ, связанных с возможностью быстрого повторного вклю-

чения генератора в сеть, удержание сброса нагрузки САР турбины не-

обходимо, так как обеспечивает первую ступень противоразгонной за-

щиты. В случае отказа САР должна сработать 2-я ступень защиты—

автомат безопасности. Однако и после их срабатывания требуется еще

некоторое время на закрытие стопорных клапанов и на истечение пара,

содержащегося в трубопроводах между клапанами и проточной частью

и в цилиндрах турбины. Заброс частоты вращения в этом случае неиз-

бежно будет превышать уставку срабатывания регулятора безопасно-

сти. Международными нормами оговаривается, что даже в таком мало-

вероятном случае, как выход из строя системы регулирования и работе

только одной системы защит, заброс частоты вращения при сбросе

полной нагрузки должен быть ограничен величиной 120%, при которой

обеспечивается прочность всех вращающихся деталей.

Вместе с тем, наряду с уменьшением постоянной времени разго-

на турбины Т

(6,7; 6,0 и 5,1 с. соответственно для турбин 300, 500 и

800 МВт по сравнению, например, с 9 с. у турбины 100 МВт), где Т

—

время, в течение которого при сбросе номинальной нагрузки и непод-

вижных регулирующих клапанах частота вращения увеличивается

на 100%, у турбин СКД для повышения маневренности и технологич-

ности изготовления потребовалось снять регулирующие клапаны с ци-

линдров. Это привело к увеличению объемов пара между клапанами и

цилиндрами и к заметному дополнительному разгону турбины даже

при мгновенном закрытии клапанов. Столь неблагоприятные обстоя-

тельства потребовали максимально увеличить быстродействие системы

регулирования на закрытие (клапаны закрываются через 0,15—0,2с

после подачи сигнала) и внедрить ряд специальных устройств, главным

образом, в составе электрической част САР.

Участие турбины в противоаварийном регулировании энер-

госистем. При возникновении короткого замыкания на линиях, элек-

тропередачи (ЛЭП) мощность генератора, расположенного вблизи уча-

стка линии с коротким замыканием, падает, генератор начинает уско-

ряться вследствие избыточной мощности турбины, угол между векто-

рами ЭДС генератора и напряжения ЛЭП увеличивается. Если в ре-

зультате в момент отключения участка с коротким замыканием и вос-

становления напряжения угол между вектором ЭДС генератора и на-

пряжением линии окажется больше предельного, при котором мощ-

ность генератора равна мощности турбины, то генератор будет продол-

жать ускоряться, синхронная работа генератора с сетью нарушится.

Произойдет потеря динамической устойчивости ЛЭП. При отключении

участка с коротким замыканием конфигурация системы ЛЭП может

измениться таким образом, что максимальная передающая способность

линий, оставшихся в работе, окажется недостаточной для передачи

прежней мощности агрегата. Тогда даже при отсутствии нарушения

динамической устойчивости произойдет нарушение синхронной рабо-

ты: будет потеряна статическая устойчивость. Нарушение статической

устойчивости может произойти и без коротких замыканий, например,

при переключении линий или неправильном регулировании обменной

мощности.

Для предотвращения потери устойчивости ЛЭП предусматрива-

ется специальная противоаварийная автоматика энергосистем (ПА).

Устройства ПА воздействуют на изменение конфигурации системы

ЛЭП, на возбуждение генератора, увеличивая напряжение и мощность

генератора, и на уменьшение мощности турбины. Наибольшие трудно-

сти с обеспечением динамической устойчивости возникают при корот-

ком замыкании вблизи генератора. В этом случае требуется весьма бы-

стро снизить мощность турбины, чтобы предотвратить выпадение из

синхронизма. Наиболее распространенным способом быстрого умень-

шения мощности на передающем конце ЛЭП является отключение ге-

нератора устройствами ПА. Такое построение ПА изменило ситуацию

со сбросом нагрузки. Если раньше сбросы происходили достаточно

редко (в среднем 0,3 раза в год на агрегат) и, главным образом, при на-

рушениях в шинопроводах генератора, то в результате действия ПА

число сбросов нагрузки на ряде блоков стало на порядок больше. Со-

хранение турбоагрегата в работе при сбросе следует понимать не толь-

ко как условие противоразгонной надежности турбины, но и как важ-

ный элемент ПА энергосистем. Это повышает требования к САР по

удержанию сброса нагрузки, устойчивой работе на холостом ходу и

нагрузке собственных нужд, в том числе и в режиме «квазистатики»,

когда давление в промперегреве еще близко к номинальному и регули-

рование осуществляется клапанами ЦСД. Такая устойчивая работа

нужна, чтобы можно было быстро повторно включить генератор в сеть

и предотвратить длительный дефицит мощности в энергосистеме после

аварии.

С появлением электрогидравлических систем регулирования

стало возможным использование для быстрого снижения мощности

турбины, так называемой импульсной разгрузки, при которой по сигна-

лам ПА производится кратковременное быстрое закрытие клапанов

турбины с последующим через несколько секунд восстановлением ре-

жима работы. Из-за наличия паровых объемов и времени закрытия кла-

панов эффективность импульсной разгрузки для сохранения динами-

ческой устойчивости меньше, чем при отключении генератора. Поэто-

му, требуется привлечение к разгрузке большего числа турбин, однако

для блока процесс разгрузки несравненно легче, чем полный сброс на-

грузки. Внедрение импульсной разгрузки позволяет значительно

уменьшить число отключений генератора устройствами ПА, сохранив

этот режим лишь для самых тяжелых случаев. В настоящее время об-

щепринято, что для импульсной разгрузки достаточно того же быстро-

действия САР, какое требуется для удержания сброса нагрузки.

Для сохранения статической устойчивости также требуется раз-

грузка турбины, но длительная. Причем снижение мощности может

быть выполнено значительно медленнее (за 1 — 2 с) Однако требуется

высокая точность отработки задания на снижение мощности, поскольку

в противном случае потребовалась бы разгрузка с большим запасом,

что в условиях дефицита мощности в послеаварийном режиме крайне

нежелательно. Это требование отразилось на структуре САР— привело

к введению специальных устройств регулирования мощности с точно-

стью 2—3% от номинальной мощности (см п.8.5.)

Малое изменение средней мощности турбины при возникно-

вении качаний частоты и мощности в энергосистеме. Электриче-

ским системам свойственно малое демпфирование. Поэтому любые

изменения схемы ЛЭП (включение и отключение линий, агрегатов)

сопровождаются заметными синхронными качаниями мощности гене-

раторов и частоты. Качания наблюдаются также при несинхронном

ходе соседних агрегатов и т.п. Сами по себе эти качания не могут вы-

звать каких-либо нарушений устойчивой работы энергосистемы. Но

если при этом из-за неблагоприятных статических и динамических ха-

рактеристик регулирования турбины произойдет значительное измене-

ние средней мощности турбины, это может привести к перегрузке от-

дельных ЛЭП и вызвать аварийную ситуацию в энергосистеме. Прини-

мается, что при качаниях электрической мощности генератора с часто-

той 0,5-2,0 Гц и амплитудой качаний, равной 50% номинальной мощ-

ности, снижение средней мощности турбины не должно превышать

25%, а повышение—5% исходной мощности турбины. На снижение

средней мощности турбины влияют работа вблизи физических упоров

сервомоторов и динамическая несимметрия САР. Скорость движения

сервомоторов на открытие по ряду причин обычно меньше, чем ско-

рость закрытия, поэтому при качаниях наблюдаются постепенное при-

крытие клапанов и уменьшение средней мощности турбины. Но наибо-

лее неблагоприятное влияние оказывает неправильное применение в

САР всевозможных форсирующих устройств, используемых для удер-

жания сброса нагрузки и увеличивающих динамическую несимметрию.

Учет этого обстоятельства должен быть обязательным при выборе

структуры САР.

Участие турбины в первичном регулировании частоты энер-

госистемы. Под первичным регулированием частоты понимается из-

менение мощности турбины при изменении частоты, осуществляемое

непосредственно регулятором частоты вращения турбины без вмеша-

тельства специальных регуляторов энергосистемы. Последние выпол-

няют вторичное регулирование частоты и мощности с учетом экономи-

ческих критериев, воздействуя на специально выделенные для этой

цели агрегаты и электростанции. Величина изменения мощности при

изменении частоты определяется степенью неравномерности δ (статиз-

мом) и степенью нечувствительности ε системы регулирования турби-

ны. С развитием и объединением энергосистем мгновенные отклонения

частоты от среднего значения стали незначительными. Даже при от-

ключении такого мощного блока, как блок 800 МВт, отклонение часто-

ты невелико. Однако роль первичного регулирования нисколько не

уменьшается ни в нормальных, ни, тем более, в аварийных режимах

работы энергосистем. Объединенные энергосистемы представляют со-

бой крупные части (системы), связанные относительно слабыми ЛЭП.

Разная способность этих крупных частей к изменению мощности при

изменении частоты (разный статизм энергосистем, который определя-

ется статизмом и нечувствительностью составляющих энергосистему

агрегатов) приводит к перегрузке отдельных ЛЭП, усложняет регули-

рование и ограничение обменной мощности, передаваемой по этим

ЛЭП. С этой точки зрения требования к САР были ужесточены.

Уменьшен допуск на величину δ (δ=4,5+0,5%), уменьшена величина

ε (ε=0,06%). Представляется также неприемлемым стремление исклю-

чить из участия в первичном регулировании частоты путем существен-

ного увеличения степени неравномерности мощные энергоблоки, тур-

боагрегаты ТЭЦ, хотя во вторичном регулировании частоты их участие

может быть необязательным.

Еще более возрастает роль первичного регулирования частоты в

аварийных и послеаварийных режимах, когда происходит разделение

объединенной энергосистемы на ряд мелких систем с дефицитом или

избытком мощности в них. Первичное регулирование турбин в этом

случае является наиболее эффективным средством предотвращения

развития аварии и основным требованием является участие в этом ре-

гулировании всех энергоблоков.

Пожарная безопасность систем регулирования. Выполнение

регулирования турбин без применения гидравлических испол-

нительных механизмов практически невозможно. Однако используемое

в гидросистемах нефтяное масло являлось одним из главных источни-

ков пожаров на электростанциях. Число пожаров, вызываемых авария-

ми регулирования, составляет 40%, систем смазки 60%. Однако убытки

от пожаров в системе регулирования за год оцениваются вдвое выше,

чем в системе смазки, т.е., пожары из-за повреждений в системе регу-

лирования бывают более разрушительными. При переходе к турбинам

СКД и использовании нефтяных масел в САР пожароопасность допол-

нительно увеличилась, так как стало невозможным разместить все узлы

регулирования в одном блоке, потребовалось выполнить регулирую-

щие клапаны с индивидуальным приводом, протяженность маслопро-

водов высокого давления резко увеличилась. Можно говорить об от-

ключении насосов, чтобы исключить подачу масла в очаг начавшегося

пожара. Однако эффективность этого мероприятия в случае больших

повреждений, вызвавших пожар (например, разрыв маслопровода), не-

велика. Через 2—3 мин, которые потребуются для обнаружения пожара

и принятия решения об отключении насосов, значительная часть мас-

лобака будет опорожнена.

Для турбин ЛМЗ в качестве генерального направления обеспече-

ния пожаробезопасности было выбрано применение огнестойкого тур-

бинного масла. Вся работа проводилась в тесном сотрудничестве с

ВТИ им. Дзержинского, разработавшим все отечественные огнестойкие

масла для паровых турбин. Применение рабочей жидкости с вязкостно-

температурными и смазывающими свойствами, аналогичными нефтя-

ному турбинному маслу, облегчало создание быстродействующих вы-

сокоточных систем регулирования и позволяло использовать накоп-

ленный опыт проектирования гидравлических систем. Освоение же

огнестойких масел в системах регулирования дало опыт замены нефтя-

ного турбинного масла и в системах смазки, чтобы полностью исклю-

чить опасность масляных пожаров.

Изложенные выше требования были новыми или приобрели в

определенной мере новое содержание при проектировании турбин

СКД. Они обусловили специфические особенности, отличающие сис-

темы регулирования этих турбин от выпускавшихся ранее. Кроме них

при создании турбин СКД учитывались, разумеется, и такие традици-

онные требования, как необходимые запасы устойчивости систем регу-

лирования с учетом волновых процессов в трубопроводах, сохранение

характеристик регулирования при возможном загрязнении маслосисте-

мы или отклонениях параметров рабочей жидкости, удобство наладки и

обслуживания и т.п.

8.2. ОСНОВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ СИСТЕМ

РЕГУЛИРОВАНИЯ ТУБИН СКД.

Системы регулирования турбин ЛМЗ, разработанные с учетом

изложенных в п.8.1. требований, имеют следующие отличительные

особенности.

1. Системы регулирования выполняются электрогидравлически-

ми. Гидравлическими выполнены все сервомоторы, некоторые проме-

жуточные усилители, датчик частоты вращения, система противораз-

гонной защиты. Объем функций, возложенных на электрическую часть

системы (ЭЧСР), различен для турбин разных типов. Наличие ЭЧСР

позволило, в первую очередь, ввести воздействия на мощность турби-

ны от ПА энергосистем, получить требуемое качество работы САР,

упростив при этом гидравлическую часть. Отличительная особенность

турбин ЛМЗ состоит в том, что сигнал ЭЧСР, определяющий протека-

ние большей части переходных процессов, в установившемся состоя-

нии близок к нулю. Поэтому отключение ЭЧСР не приводит к сущест-

венному изменению мощности и случайный отказ, например потеря

питания, не требует остановки турбины. Оставшаяся в работе САР

имеет худшие статические и динамические характеристики, и такой

режим не должен быть длительным. Однако возможность отключения

ЭЧСР, практически без изменения режима работы турбины, упрощает

процесс освоения электрогидравлических систем в эксплуатации. Раз-

работка всех типов ЭЧСР для турбин ЛМЗ осуществлена ВЭИ им. Ле-

нина. В настоящее время накоплен большой опыт работы ЭЧСР, созда-

ны различные типы датчиков частоты вращения, электрогидравличе-

ских преобразователей и других устройств. На турбинах СКД теперь

устанавливаются ЭЧСР третьего поколения—на базе микропроцессор-

ной техники.

2. Рабочей жидкостью в гидравлической системе является огне-

стойкое турбинное масло. В настоящее время применяются масла ВТИ

марки «Иввиоль-3» и ОМТИ. Их основные физико-химические харак-

теристики приведены в гл.9. Хотя при создании огнестойких масел

стремились максимально приблизить их свойства к свойствам нефтяно-

го масла Т-22, ГОСТ 32-74, эти огнестойкие масла, относящиеся к

классу эфиров фосфорной кислоты, имеют ряд существенных особен-

ностей, которые должны быть учтены при конструировании, эксплуа-

тации и ремонте гидросистем. Подробно эти вопросы рассмотрены

в гл. 9. Наибольшее влияние на конструкцию САР оказала и оказывает

более высокая стоимость огнестойких масел. По-видимому, разница в

стоимости по сравнению с нефтяным маслом в 5—6 раз сохранится и

далее. Вопрос же токсичности, имевший большое значение при приме-

нении первых огнестойких масел, практически решен. Масло ОМТИ

относится по токсичности к тому же классу, что и минеральное тур-

бинное масло. Масло «Иввноль-3» имеет несколько повышенную ток-

сичность, однако 20-летний опыт его эксплуатации подтвердил, что она

также невелика и достаточно соблюдения обычных правил личной ги-

гиены и работы в обычной спецодежде.

Особенности огнестойких масел были своевременно учтены при

проектировании систем регулирования. В основу проектирования гид-

росистем был положен принцип максимального уменьшения расхода и

минимальной аэрации масла (п. 8.4.). Это позволило для турбин 300—

1200 МВт создать систему регулирования с общим количеством масла

в 8—10 раз меньше, чем для турбин предыдущей серии мощностью до

200 МВт, и тем самым обеспечить широкое внедрение огнестойких

масел в САР турбин разных типов.

3. Маслосистема регулирования турбин СКД отделена от систе-

мы смазки подшипников. Вначале это было связано с тем, что в первую

очередь замена нефтяного масла огнестойким проводилась в системе

регулирования. Опыт проектирования и эксплуатации показал, что раз-

делять смазку и регулирование, устанавливая раздельные баки, целесо-

образно при применении огнестойкого масла также и в системе смазки.

Системы регулирования к рабочей жидкости по содержанию механиче-

ских примесей, шлама, воздуха и т.п. предъявляют более жесткие тре-

бования, которые в объединенной со смазкой маслосистеме обеспечить

значительно труднее. Маслоснабжение выполняется с помощью элек-

тронасосов, а не насоса, приводимого от вала турбины. Ограничение

мощности электродвигателей и трудности создания аккумуляторов

больших размеров для работы на огнестойком масле привели к необхо-

димости ограничивать расходы масла и считаться с возможностью па-

дения напорного давления в динамических режимах. Это потребовало

разработки системы с двумя напорными коллекторами—

стабилизированного и нестабилизированного давления. Выполнение

двух коллекторов позволило при сохранении максимального быстро-

действия системы надежно отстроиться от возникновения в системе

регулирования автоколебаний при ограниченном расходе рабочей жид-

кости.

4. На подводе пара после промежуточного перегрева уста-

навливаются как стопорные, так и регулирующие клапаны. Дублирова-

ние клапанов на паровпуске ЦСД необходимо для надежной защиты от

разгона, поскольку работоспособность пара, аккумулированного в

промперегреве, достаточна для недопустимо большого повышения час-

тоты вращения при отключении генератора от сети. Следует считаться,

кроме того, с возможностью подвода свежего пара в промперегрев че-

рез клапаны линии прогрева системы паропроводов, резервного пита-

ния собственных нужд и другие клапаны, которые в момент сброса на-

грузки могут оказаться открытыми. Регулирующие клапаны ЦСД при-

водятся в движение сервомоторами с пропорциональным управлением,

т.е. эти клапаны могут длительно находиться в промежуточном поло-

жении, пропорциональном сигналу регулятора частоты вращения. Та-

кой закон управления клапанами ЦСД нужен для того, чтобы устойчи-

во, без автоколебаний, работать на холостом ходу после сброса нагруз-

ки, на нагрузке собственных нужд, в режиме ограничения мощности и

т.п. Нужно заметить, что пропорциональное управление клапанами

ЦСД позволило легко использовать турбины СКД в турбоустановках с

двухбайпасными пусковыми схемами, в которых разворот и начальный

период нагружения обеспечивается с помощью клапанов ЦСД.

5. Требуемые статические и динамические характеристики сис-

темы регулирования турбин СКД достигаются путем по-

следовательного включения нескольких ступеней гидравлического

усиления без использования обратных связей, охватывающих несколь-

ко ступеней усиления, что упрощает получение нужных запасов устой-

чивости, позволяет, в основном, раздельно отрабатывать и налаживать

узлы системы регулирования. Для золотников гидросистемы применя-

ются сравнительно большие перестановочные силы. В сочетании с не-

прерывной фильтрацией масла, предотвращающей занос зазоров между

буксами и золотниками, для обеспечения малой нечувствительности

нет необходимости в специальных мерах по гидравлической центровке

золотников или их непрерывному вращению. Заметим, что вращение

золотников, повышая чувствительность гидросистемы, одновременно

приводит к износу деталей и уменьшению срока службы. В усилителях

применяется как принцип компенсации расходов, что позволяет удобно

суммировать гидравлические сигналы от разных датчиков, так н (на

следующей ступени усиления) принцип компенсации сил, который дает

возможность параллельного управления несколькими гидравлическими

сервомоторами. Для привода клапанов применены индивидуальные

сервомоторы с профилированными рычажными обратными связями,

позволяющими выполнить непосредственное соединение сервопривода

с клапаном.

8.3. ГИДРАВЛИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ СИСТЕМЫ

РЕГУЛИРОВАНИЯ.

Принципиальная схема регулирования. Схема гидравличе-

ской части одинакова для всех типов турбин СКД (рис. 8.1). Регули-

рующие клапаны турбины открываются гидравлическими сервомото-

рами в заданной последовательности в зависимости от суммы воздей-

ствий, большинство из которых формируется в электрической части.

Воздействия ЭЧСР передаются в гидравлическую часть системы через

электрогидравлический преобразователь (ЭГП) и электродвигатель

механизма управления турбиной (МУТ). Суммирование сигналов ЭГП,

МУТ и механогидравлического регулятора частоты вращения происхо-

дит в проточной гидравлической линии постоянного давления, выход-

ной сигнал которой—перемещение подвижной буксы промежуточного

золотника. В промежуточном золотнике перемещение буксы преобра-

зуется в переменное управляющее давление Ру, действующее на отсеч-

ные золотники всех сервомоторов регулирующих клапанов. Давление

Ру меняется пропорционально ходу буксы промежуточного золотника,

но при нагрузках меньше 15% коэффициент пропорциональности

уменьшается в 2 раза.

Рисунок 8.1. Принципиальная схема регулирования:

1- регулятор частоты вращения; 2-золотники регулятора частоты; 3- МУТ;

4-промежуточный золотник; 5—сервомотор регулирующего клапана ЦВД;

6-сервомотор регулирующего клапана ЦСД; 7-ЭГП; 8-насос;

9-управляющая гидравлическая линия постоянного давления Р

з.р.ч.

; 10-

подвижная букса; 11-управляющая гидравлическая линия переменного давле-

ния Ру;.

12-отсечной золотник; 13-напорная гидравлическая линия с давлением Рн;

14—букса обратной связи сервомотора; 15—поршень сервомотора.

Сервомоторы регулирующих клапанов закрываются пружинами,

а открываются давлением масла, имеют кинематическую обратную

связь на отсечной золотник. Требуемые характеристики открытия сер-

вомоторов в зависимости от Ру, получаются выбором профилей кула-

ков в обратных связях. Суммарное открытие всех клапанов выбирается

таким, чтобы зависимость между мощностью и давлением Ру была

пропорциональной (при работе с постоянным давлением свежего пара).

100