Die PGU-Einheit des MAZ ist darauf ausgelegt, die zum Ausrücken der Kupplung erforderliche Kraft zu reduzieren. Die Maschinen enthalten Einheiten unseres eigenen Designs sowie importierte Wabco-Produkte. Das Funktionsprinzip der Geräte ist das gleiche.

Aufbau und Funktionsprinzip

Pneumohydraulische Verstärker (PGU) werden in mehreren Modifikationen hergestellt, die sich in der Lage der Leitungen und der Gestaltung der Arbeitsstange und der Schutzhülle unterscheiden.

Das CCGT-Gerät umfasst die folgenden Teile:

• ein unter dem Kupplungspedal installierter Hydraulikzylinder zusammen mit einem Kolben und einer Rückholfeder;
• der pneumatische Teil, der einen für Pneumatik und Hydraulik gemeinsamen Kolben, eine Stange und eine Rückholfeder umfasst;
• ein Steuermechanismus, der mit einer Membran mit einem Ablassventil und einer Rückholfeder ausgestattet ist;
• Ventilmechanismus (für Einlass und Auslass) mit einer gemeinsamen Stange und einem elastischen Element, um die Teile in die neutrale Position zurückzubringen;
• Belagverschleißanzeigestab.

Um Lücken zu vermeiden, verfügt die Konstruktion über Vorspannfedern. Die Verbindungen zur Kupplungsbetätigungsgabel sind spielfrei, sodass Sie den Verschleißgrad der Reibbeläge überwachen können. Mit abnehmender Materialstärke versenkt sich der Kolben in die Tiefe des Verstärkerkörpers. Der Kolben wirkt auf eine spezielle Anzeige, die den Fahrer über die verbleibende Lebensdauer der Kupplung informiert. Ab einer Länge des Anzeigestabes von 23 mm ist ein Austausch der angetriebenen Scheibe bzw. der Beläge erforderlich.

Der Kupplungsverstärker ist mit einem Anschlussstück zum Anschluss an das Standard-Pneumatiksystem des LKW ausgestattet. Der normale Betrieb des Geräts ist bei einem Druck in den Luftleitungen von mindestens 8 kgf/cm² möglich. Zur Befestigung der PGU am LKW-Rahmen sind 4 Löcher für M8-Bolzen vorhanden.

Funktionsprinzip des Gerätes:

1. Beim Betätigen des Kupplungspedals wird Kraft auf den Kolben des Hydraulikzylinders übertragen. Gleichzeitig wird eine Belastung auf die Kolbengruppe der Folgestange ausgeübt.
2. Der Stößel beginnt automatisch, die Position des Kolbens im pneumatischen Leistungsteil zu verändern. Der Kolben wirkt auf das Steuerventil des Folgegeräts und öffnet die Luftzufuhr in den Hohlraum des Pneumatikzylinders.
3. Der Gasdruck übt über eine separate Stange Kraft auf die Kupplungssteuergabel aus. Der Tracking-Schaltkreis passt den Druck automatisch an die Kraft an, mit der Sie das Kupplungspedal mit dem Fuß betätigen.
4. Nach dem Loslassen des Pedals wird der Flüssigkeitsdruck abgebaut und das Luftzufuhrventil schließt. Der Kolben des Pneumatikteils kehrt in seine Ausgangsposition zurück.

Sehen " Design und Betrieb der MAZ-Kabine

Störungen

Zu den Fehlfunktionen von GuD-Aggregaten an MAZ-Lastkraftwagen gehören:

1. Antriebsblockierung durch Aufquellen der Dichtmanschetten.
2. Verspätete Reaktion des Aktuators aufgrund zähflüssiger Flüssigkeit oder Festsitzen des Aktuatorkolbens.
3. Erhöhte Pedalkraft. Die Ursache der Fehlfunktion kann ein Ausfall des Drucklufteinlassventils sein. Bei starkem Aufquellen der Dichtelemente kommt es zum Verklemmen des Folgemechanismus, wodurch die Effizienz des Gerätes sinkt.
4. Die Kupplung trennt nicht vollständig. Der Defekt entsteht durch eine fehlerhafte Einstellung des Leerspiels.
5. Absinken des Flüssigkeitsspiegels im Tank durch Risse oder Verhärtung der Dichtlippe.

So ersetzen Sie

Der Austausch eines MAZ-Netzteils erfordert die Installation neuer Schläuche und Leitungen. Alle Einheiten müssen einen Innendurchmesser von mindestens 8 mm haben.

Der Austauschvorgang besteht aus den folgenden Schritten:

1. Trennen Sie die Leitungen von der alten Baugruppe und schrauben Sie die Befestigungspunkte ab.
2. Entfernen Sie das Gerät aus dem Fahrzeug.
3. Installieren Sie ein neues Gerät an seinem ursprünglichen Platz und ersetzen Sie beschädigte Leitungen.
4. Ziehen Sie die Befestigungspunkte mit dem erforderlichen Drehmoment an. Es wird empfohlen, abgenutzte oder rostige Hardware-Produkte durch neue zu ersetzen.
5. Nach der Installation des GuD-Aggregats muss die Fehlausrichtung der Arbeitsstangen überprüft werden, die 3 mm nicht überschreiten sollte.

Wie man sich anpasst

Unter Einstellung verstehen wir die Veränderung des Leerspiels der Ausrückkupplung. Das Spiel wird überprüft, indem der Gabelhebel von der Kugelfläche der Booster-Druckmutter wegbewegt wird. Die Betätigung erfolgt manuell; zur Reduzierung der Kraft ist es erforderlich, die Hebelfeder zu entfernen. Ein Hub von 5-6 mm (gemessen bei einem Radius von 90 mm) ist normal. Wenn der gemessene Wert innerhalb von 3 mm liegt, sollte er durch Drehen der Kugelmutter auf den Normalwert gebracht werden.

Nach der Anpassung müssen Sie dies überprüfen Vollgas Drücker, der mindestens 25 mm betragen muss. Der Test wird durch vollständiges Durchtreten des Kupplungspedals durchgeführt.

Bei niedrigeren Werten gewährleistet der Verstärker kein vollständiges Ausrücken der Kupplungsscheiben.

Zusätzlich wird das Leerspiel des Pedals entsprechend dem Betätigungsbeginn des Hauptzylinders angepasst. Der Wert hängt vom Spalt zwischen Kolben und Drücker ab. Ein normaler Federweg beträgt 6–12 mm, gemessen in der Mitte des Pedals. Der Spalt zwischen Kolben und Drücker wird durch Drehen des Exzenterstifts eingestellt. Die Einstellung erfolgt bei vollständig losgelassenem Kupplungspedal (bis es den Gummianschlag berührt). Der Finger dreht sich, bis das erforderliche Spiel erreicht ist. Anschließend wird die Mutter am Regler festgezogen und der Sicherungsstift angebracht.

Sehen " Technische Eigenschaften und Reparaturanleitung für den MAZ-Landarbeiter

So führen Sie ein Upgrade durch

Das Pumpen des Netzteils bei MAZ wird durchgeführt auf die folgende Weise:

1. Machen Sie daraus ein selbstgemachtes Injektionsgerät Plastikflasche Fassungsvermögen 0,5-1,0 l. Im Deckel und Boden werden Löcher gebohrt, in die dann Nippel von Tubeless-Reifen eingebaut werden.
2. Es ist notwendig, das Schieberventil von dem am Boden des Behälters montierten Teil zu entfernen.
3. Füllen Sie die Flasche zu 60–70 % mit frischer Bremsflüssigkeit. Schließen Sie beim Befüllen das Loch im Ventil.
4. Verbinden Sie den Behälter mit einem Schlauch mit der am Verstärker installierten Armatur. Für den Anschluss wird ein Ventil ohne Spule verwendet. Vor der Installation der Leitung müssen Sie das Schutzelement entfernen und die Armatur durch Drehen um 1-2 Umdrehungen lösen.
5. Beaufschlagen Sie die Flasche mit Druckluft durch das im Verschluss angebrachte Ventil. Die Gasquelle kann ein Kompressor mit einer Reifenfüllpistole sein. Mit dem am Gerät installierten Manometer können Sie den Druck im Behälter kontrollieren, der zwischen 3 und 4 kgf/cm² liegen sollte.
6. Unter dem Einfluss des Luftdrucks dringt Flüssigkeit in die Hohlräume des Verstärkers ein und verdrängt die darin vorhandene Luft.
7. Der Vorgang wird fortgesetzt, bis die Luftblasen im Ausgleichsbehälter verschwunden sind.
8. Nach dem Befüllen der Leitungen ist es notwendig, die Verschraubung festzuziehen und den Flüssigkeitsstand im Tank auf den erforderlichen Wert zu bringen. Als normal gilt ein Füllstand von 10-15 mm unter der Kante des Einfüllstutzens.

Die umgekehrte Pumpmethode ist zulässig, wenn die Flüssigkeit unter Druck in den Tank gefördert wird. Das Befüllen wird so lange fortgesetzt, bis keine Gasblasen mehr aus der Armatur (zuvor 1-2 Umdrehungen herausgeschraubt) austreten. Nach dem Befüllen wird das Ventil festgezogen und oben mit einem schützenden Gummielement verschlossen.

Über den Artikel, der Details enthält und in einfachen Worten Der PGU-450-Zyklus wird beschrieben. Der Artikel ist wirklich sehr leicht verdaulich. Ich möchte über die Theorie sprechen. Kurz, aber auf den Punkt gebracht.

Ich habe mir das Material ausgeliehen Lehrhilfe „Einführung in die thermische Energietechnik“. Die Autoren dieses Handbuchs sind I. Z. Poleshchuk, N. M. Tsirelman. Das Handbuch wird Studierenden der Staatlichen Luftfahrttechnischen Universität Ufa (Ufa State Aviation Technical University) zum Studium der gleichnamigen Disziplin angeboten.

Eine Gasturbineneinheit (GTU) ist eine Wärmekraftmaschine, bei der die chemische Energie des Brennstoffs auf einer rotierenden Welle zunächst in Wärme und dann in mechanische Energie umgewandelt wird.

Die einfachste Gasturbineneinheit besteht aus einem Kompressor, in dem sie komprimiert atmosphärische Luft, Brennkammern, in denen Kraftstoff in dieser Luft verbrannt wird, und Turbinen, in denen Verbrennungsprodukte expandieren. Da die durchschnittliche Temperatur von Gasen während der Expansion deutlich höher ist als die von Luft während der Kompression, ist die von der Turbine entwickelte Leistung größer als die Leistung, die zum Drehen des Kompressors erforderlich ist. Ihre Differenz stellt die Nutzleistung der Gasturbineneinheit dar.

In Abb. Abbildung 1 zeigt das Diagramm, den thermodynamischen Kreisprozess und die Wärmebilanz einer solchen Anlage. Der Prozess (Zyklus) einer auf diese Weise arbeitenden Gasturbine wird als offen oder offen bezeichnet. Das Arbeitsmedium (Luft, Verbrennungsprodukte) wird ständig erneuert – es wird der Atmosphäre entnommen und in diese abgegeben. Effizienz einer Gasturbineneinheit wie jeder anderen Wärmekraftmaschine ist das Verhältnis der Nutzleistung N der Gasturbineneinheit zum Wärmeverbrauch aus der Brennstoffverbrennung:

η GTU = N GTU / Q T.

Aus der Energiebilanz folgt N GTU = Q T – ΣQ P, wobei ΣQ P die Gesamtwärmemenge ist, die dem GTU-Zyklus entzogen wird, gleich der Summe der externen Verluste.

Der Hauptteil der Wärmeverluste einer Gasturbine mit einfachem Kreislauf besteht aus Verlusten mit Abgasen:

ΔQух ≈ Qух - Qв; ΔQух - Qв ≈ 65...80 %.

Der Anteil anderer Verluste ist deutlich geringer:

a) Verluste durch Unterverbrennung in der Brennkammer ΔQкс / Qт ≤ 3 %;

b) Verluste aufgrund von Leckagen des Arbeitsmediums; ΔQut / Qt ≤ 2 %;

c) mechanische Verluste (äquivalente Wärme wird aus dem Kreislauf entfernt, wobei das Öl die Lager kühlt) ΔNmech / Qt ≤ 1 %;

d) Verluste im elektrischen Generator ΔNeg / Qt ≤ 1…2 %;

e) Wärmeverlust durch Konvektion oder Strahlung an die Umgebung ΔQam / Qt ≤ 3 %

Die Wärme, die dem Gasturbinenkreislauf mit den Abgasen entzogen wird, kann teilweise außerhalb des Gasturbinenkreislaufs, insbesondere im Dampfkraftkreislauf, genutzt werden.

Schematische Darstellungen von Gas-Kombikraftwerken verschiedene Arten sind in Abb. dargestellt. 2.

Im Allgemeinen beträgt der Wirkungsgrad einer GuD-Einheit:

Dabei ist Qgtu die dem Arbeitsmedium der Gasturbineneinheit zugeführte Wärmemenge;

Qpsu ist die dem Dampfmedium im Kessel zugeführte Wärmemenge.

Reis. 1. Funktionsprinzip der einfachsten Gasturbineneinheit

a - schematisches Diagramm: 1 - Kompressor; 2 - Brennkammer; 3 - Turbine; 4 - elektrischer Generator;
b – thermodynamischer Zyklus einer Gasturbineneinheit im TS-Diagramm;
c – Energiebilanz.

Im einfachsten binären Kombikraftwerk nach dem in Abb. Gemäß 2 a wird der gesamte Dampf im Abhitzekessel erzeugt: η UPG = 0,6...0,8 (hauptsächlich abhängig von der Temperatur der Rauchgase).

Bei TG = 1400...1500 K η GTU ≈ 0,35, und dann kann der Wirkungsgrad eines binären GuD-Kraftwerks 50–55 % erreichen.

Die Temperatur der in der Gasturbine ausgestoßenen Gase ist hoch (400–450 °C), daher ist der Wärmeverlust mit den Rauchgasen hoch und der Wirkungsgrad von Gasturbinenkraftwerken beträgt 38 %, ist also nahezu gleich wie der Wirkungsgrad moderner Dampfturbinenkraftwerke.

Gasturbineneinheiten arbeiten bei Gasbrennstoff, das deutlich günstiger ist als Heizöl. Die Blockleistung moderner Gasturbinenanlagen erreicht 250 MW und liegt damit nahe an der Leistung von Dampfturbinenanlagen. Zu den Vorteilen von Gasturbinenanlagen gegenüber Dampfturbinenanlagen gehören:

1. geringer Kühlwasserbedarf;
2. geringeres Gewicht und geringere Kapitalkosten pro Leistungseinheit;
3. Möglichkeit des schnellen Starts und der Laststeigerung.

Reis. 2. Schematische Darstellungen verschiedener GuD-Anlagen:

a – GuD-Gas-Kombikraftwerk mit Rückgewinnungsdampferzeuger;
b - GuD mit Gasableitung in den Kesselofen (BPG);
c – Dampf-Gas-Gemisch-Kompaktanlage;
1 - Luft aus der Atmosphäre; 2 - Kraftstoff; 3 - in der Turbine ausgestoßene Gase; 4 - Abgase; 5 – Wasser aus dem Netz zur Kühlung; 6 - Kühlwasserablauf; 7 - frischer Dampf; 8 - Speisewasser; 9 – Zwischenüberhitzung von Dampf; 10 – regenerativer Dampfabfall; 11 - Dampf, der nach der Turbine in die Brennkammer eintritt.
K – Kompressor; T - Turbine; PT – Dampfturbine;
GW, GN - Gas-Warmwasserbereiter von hoher und hoher Qualität niedriger Druck;
LDPE, HDPE – regenerative Speisewassererhitzer mit hohem und niedrigem Druck; NPG, UPG – Niederdruck-Rückgewinnungsdampferzeuger; KS - Brennkammer.

Durch die Kombination von Dampfturbinen- und Gasturbinenanlagen mit einem gemeinsamen technologischen Kreislauf entsteht ein GuD-Gaskraftwerk (GuD), dessen Wirkungsgrad deutlich höher ist als der Wirkungsgrad einzelner Dampfturbinen- und Gasturbinenanlagen.

Der Wirkungsgrad eines GuD-Kraftwerks ist 17–20 % höher als der eines herkömmlichen Dampfturbinenkraftwerks. In der Ausführung der einfachsten Gasturbineneinheit mit Abgaswärmerückgewinnung erreicht der Brennstoffwärmenutzungskoeffizient 82-85 %.

Der Markt wartet auf eine Entscheidung der Regierung auf der Grundlage der Ergebnisse der ersten Auswahl von Projekten im Rahmen des gesamtrussischen Programms zur Modernisierung von Wärmekraftwerken und diskutiert Änderungen des Mechanismus, der in diesem Sommer erneut zum Einsatz kommen soll. Die zweite wettbewerbliche Kapazitätsauswahl zur Modernisierung (COMMod), diesmal für 2025, soll eigentlich noch vor dem 1. September durchgeführt werden. Mögliche Anpassungen der Auswahlregeln, Probleme bei der Lokalisierung von Gasturbinen und Fragen der Verteilung freigesetzter Verbrauchergelder, aufgrund derer Investitionen an Generatoren zurückgegeben werden, wurden zu den zentralen Diskussionsthemen auf dem Russischen Internationalen Energieforum (RIEF-2019). ), die vom 25. bis 28. Juni in St. Petersburg stattfand.

Quelle: energieforum.ru

Basierend auf den Ergebnissen der Salvenauswahl von Wärmekraftwerksprojekten zur Modernisierung mit Inbetriebnahme in den Jahren 2022–2024 wurden 45 Projekte ausgewählt: 30 (die Gesamtkapitalkosten für sie werden auf 61,6 Milliarden Rubel geschätzt) – im Rahmen der wettbewerbsorientierten Auswahl von Kapazitäten für die Modernisierung (COMMod), weitere 15 (63,5 Milliarden Rubel) - im Rahmen der Quote der Regierungskommission für die Entwicklung der Elektrizitätswirtschaft. Gleichzeitig hat sich eine regionale Spezialisierung im Einheitlichen Energiesystem (UES) gebildet: 29 Gasprojekte werden im Zentrum Russlands und im Ural (erste Preiszone (1 CP)), in Sibirien (2 CP) umgesetzt. 16 Kohleprojekte wurden in die erste Welle des Programms aufgenommen. Insgesamt ist geplant, im Programmdurchführungszeitraum (2022–2031) eine Kapazität von bis zu 41 GW zu modernisieren und dafür bis zu 1,9 Billionen Rubel auszugeben (davon 200 Milliarden für die Modernisierung in Nichtpreiszonen). Die Quelle der Kapitalrendite für Generatoren werden die sogenannten freigegebenen Mittel sein – Geld, das auf dem Energiemarkt „nicht beansprucht“ wird, wenn die Zahlungen im Rahmen des ersten CSA-Programms (Kapazitätslieferverträge) abgeschlossen sind. Ihr Volumen wird vorläufig auf 3,5 Billionen Rubel geschätzt. Wenn die zusätzliche Belastung der Verbraucher innerhalb dieser Grenzen gehalten wird, können die Anweisungen des russischen Präsidenten Wladimir Putin erfüllt und verhindert werden, dass die Energiepreise nach 2021 über die Inflationsrate steigen.

Drei Wege und ein „Stein an der Weggabelung“

Nach der ersten Auswahl, deren Preise aufgrund des Wettbewerbs um 30-40 % gesunken sind, wird in der Branche aktiv über das Thema „Was soll Modernisierung sein – teuer oder billig?“ diskutiert, bemerkte sie und öffnete den Schlüssel Der runde Tisch"Modernisierung Russische Energie. Prognosen für die weitere Entwicklung“, Vorsitzende des Aufsichtsrats des Rates der Energieerzeuger, Vorstandsmitglied von Inter RAO Alexandra Panina.

„Im Moment scheint es mir, dass die Balance noch nicht gefunden ist“, gab Frau Panina, die den Runden Tisch moderierte, den Ton der Diskussion an.

Einige Marktteilnehmer kritisierten zuvor die Ergebnisse der Vorauswahl sowohl wegen der hohen Kosten für Projekte im Rahmen der Regierungsprovisionsquote als auch wegen unzureichende Tiefe Aktualisierungen bei der Implementierung deutlich kostengünstigerer Projekte, die COMMOD bestanden haben. Insbesondere forderte TGC-2 die Behörden auf, das Programm anzupassen, indem sie Wärmekraftwerken den Vorzug geben. Große Erzeuger sind besorgt über die Aussicht, Dampfkraftwerke (SPU) auf effizientere Kombi-Gasturbinen (CCG) umzurüsten, aber die dafür notwendigen Gasturbinen werden in Russland noch nicht hergestellt, und auch die Frage ihrer Lokalisierung war nicht gestellt gelöst.

Der Systembetreiber UES (SO UES) stellte beim RIEF drei Szenarien für die nächsten Modernisierungsauswahlen vor. Sie erfolgten auf Grundlage von Bewerbungen der Marktteilnehmer für die Erstauswahl. „Die Prognose wird sich nicht erfüllen, aber sie hat eine Daseinsberechtigung“, warnte Fjodor Opadtschij, stellvertretender Vorstandsvorsitzender der SO UES, die Forumsgäste. Wenn die aktuellen Parameter der COMMOD-CCGTs beibehalten werden, wird mit deren Auswahl im Jahr 2027 begonnen (drei Projekte sind im Gange, um CSPs in CCGTs umzuwandeln), bis dahin wird der Anteil der ausgewählten KWK-Kraftwerke organisch wachsen. Insgesamt werden nach diesem SO UES-Szenario 59 Projekte für den Zeitraum 2025–2027 ausgewählt: 34 davon betreffen die Modernisierung der Turbinenausrüstung, 18 - Kesselausrüstung, 4 - beides. Gleichzeitig werden sich die spezifischen Kapitalkosten im Zeitraum 2025–2026 auf 7,6–9 Tausend Rubel pro 1 kW belaufen; im Jahr 2027 werden sie um ein Vielfaches steigen und 24,3 Tausend Rubel überschreiten. Zum Vergleich: Die durchschnittlichen spezifischen Kapitalkosten für Projekte, die COMMOD bereits bestanden haben, betragen für 2022 5,3 Tausend Rubel pro 1 kW, für 2023 - 7,2 Tausend Rubel, für 2024 - 8,5 Tausend Rubel.

Das zweite von SO UES vorgestellte Szenario sieht eine Änderung der COMMOD-Regeln zugunsten von KWK vor. Hier prognostizierte die Regulierungsbehörde Ergebnisse nur für 2025. Viele Projekte werden den Wettbewerb durchlaufen – 41, während die spezifischen Kapitalkosten um 90 % (14,4 Tausend Rubel pro 1 kW gegenüber 7,6 Tausend im ersten Szenario) und die Stromgestehungskosten um 17 % steigen werden.

Die Verfügbarkeit von Instrumenten zur Regulierung des Endpreises sei der Grund für die Auswahl einer kleinen Anzahl von Wärmekraftwerken gewesen, erklärte Herr Opadchy später. Im aktuellen Modell seien die Investitionsausgaben für die Auswahl kein entscheidender Faktor; die Ergebnisse, also der Einheitspreis (LCOE), würden weitgehend von Indikatoren wie dem DAM-Koeffizienten und dem Kapazitätsauslastungsfaktor beeinflusst, bemerkte Herr Opadchiy . Darüber hinaus schätzten die Teilnehmer bei der Einreichung von KWK-Anträgen ihre Einnahmen auf dem Day-Ahead-Markt als äußerst niedrig ein und berücksichtigten nicht die Finanzströme aus dem Wärmemarkt, was sich negativ auf die Wettbewerbsfähigkeit der Projekte auswirkte.

„Wir wurden wegen des Kapazitätsfaktors viel kritisiert, vor allem von Verbrauchern, aber es wurden beliebte Projekte ausgewählt – der durchschnittliche Kapazitätsfaktor lag bei 59 % gegenüber durchschnittlich 43 % für Wärmekraftwerke im Land“, bemerkte der Leiter des Marktrates. Maxim Bystrow.

Das dritte Szenario von SO UES geht von einer Anpassung des Mechanismus aus Rückseite– zugunsten innovativer Projekte, also der „Fertigstellung“ des PSU zum GuD. In diesem Fall werden je nach Nuancen 5–9 Projekte mit einer Gesamtkapazität von 3–3,4 GW für 2025 ausgewählt. Die spezifischen Kapitalkosten werden 37,4–48,5 Tausend Rubel pro 1 kW betragen: Im Vergleich zum Basisszenario werden sie um das 5,5–7,5-fache steigen, der Anstieg der Stromgestehungskosten wird 38–63 % betragen.

Während der Diskussion wurde auch eine alternative Möglichkeit zur Erneuerung von Wärmequellen angesprochen. Dies könnte der Mechanismus eines alternativen Kesselhauses sein, das derzeit in Russland umgesetzt wird. Die Idee wird von den Bundesbehörden populär gemacht: Vorläufig waren drei Dutzend Kommunen an der alternativen Kesselanlage interessiert, aber das Energieministerium hat bisher nur Anträge von zwei Städten erhalten (und genehmigt). Das Problem besteht darin, dass alle Kosten für die Umsetzung von Ersatzmaßnahmen in diesem Fall zu Lasten der Region, die entsteht, ausgeglichen werden Kopfschmerzen Gouverneure; Durch die Modernisierung von Wärmekraftwerken im Rahmen des Bundesprogramms ist es einfacher, Kosten auf den Großhandelsmarkt zu verlagern. Zuvor hatte der Marktrat vorgeschlagen, ein zusätzliches Kriterium einzuführen und Projekte zur Modernisierung nur in den Regionen auszuwählen, die bereit sind, einen raschen Übergang zur Alt-Boiler-Methode zu bestätigen, sagte Herr Bystrov.

„Unsere Position: Projekte für den Wiederaufbau von Wärmekraftwerken sollten nur an solche Gebiete vergeben werden, die eindeutig den Wunsch zeigen, in ihrer Region einen separaten und fairen Wärmemarkt zu schaffen“, sagte Herr Bystrov während der Diskussion.

Warten auf Gasturbinen

Die Frage der Steigerung der Erzeugungseffizienz bei Modernisierungen hängt von der Lokalisierung von Gasturbinen ab. Sollte sich die Situation ändern, bestehe die Möglichkeit, dass CCGT-Projekte bereits vor 2027 zur Auswahl kommen, bemerkte Fedor Opadchiy.

„CCGT-Projekte haben auch ohne Änderung des Wirtschaftsmodells eine wirtschaftliche Chance (für die spätere KOMMod ausgewählt zu werden – Red.) – vorausgesetzt, wir haben eine billige Gasturbine“, bemerkte Fedor Opadchiy.

Die Branche arbeitet derzeit an zwei möglichen Szenarien. Die erste umfasst die Neuentwicklung inländischer Gasturbinen mittlerer und hoher Leistung. Das Ministerkabinett hat bereits erklärt, dass es bis zu 7 Milliarden Rubel als Kofinanzierung für das Projekt bereitstellen will; das Ministerium für Industrie und Handel hat versprochen, im Juli einen Wettbewerb für deren Verteilung auszuschreiben. Der potenzielle Nutznießer des Projekts ist Alexey Mordashovs Power Machines, unterstützt vom Ministerium für Industrie und Handel. Darüber hinaus prüfen große Generatoren Möglichkeiten, die Produktion bestehender Turbinenmodelle ausländischer Lieferanten in Russland zu lokalisieren. Inter RAO führt solche Verhandlungen mit GE, Gazprom Energoholding mit Siemens, REP Holding mit Ansaldo und auch (in Partnerschaft mit Gazprom) mit BHGE. Das Ministerium für Industrie und Handel versucht jedoch, diese Verhandlungen zu erschweren: Im Mai wurde bekannt, dass die Abteilung von Denis Manturov vorschlägt, GEH und Inter RAO zu verpflichten, ihre Anteile an Joint Ventures mit Siemens und GE von 50 auf 75 % plus 1 Aktie zu erhöhen , was die Verhandlungen über die Lokalisierung unweigerlich erschweren wird.

Die Prognosen des zuständigen Ministeriums passen in das grundlegende Entwurfsszenario von SO UES: CCGT-Projekte werden nach Einschätzung des Energieministeriums in den Jahren 2025–2027 ausgewählt.

„Wir gehen davon aus, dass immer mehr Fahrzeuge mit Benzinantrieb in die Auswahl aufgenommen werden... Sie haben (die erste Auswahl – Anm. d. Red.) nicht bestanden, weil sie teurer waren. Aber ich würde sagen, dass 2025, 2026, 2027 genau die Termine sind, an denen solche Projekte ohne zusätzliche Investitionen kostenpflichtig abgeschlossen werden“, sagte Andrei Maksimov, stellvertretender Direktor der Abteilung für die Entwicklung der Elektrizitätswirtschaft des Energieministeriums. beim RIEF (zitiert von RIA News").

Gleichzeitig hält es das Energieministerium „für sinnvoll“, zunächst über Maßnahmen zur Unterstützung der Produktion von Gasturbinen in Russland zu entscheiden und erst dann gegebenenfalls wieder die Frage der Schaffung einer „besonderen Lücke“ für GuD-Anlagen zu diskutieren Einheiten im Rahmen von Modernisierungsmaßnahmen. „Es ist noch zu früh, darüber zu sprechen, sie (Turbinen – Anm. d. Red.) gibt es nicht“, erläuterte Herr Maksimov seinen Gedanken.

Diese Idee wurde von Verbrauchern kreativ entwickelt: Sie glauben, dass die Frage der Lokalisierung von Auswahlmöglichkeiten vorübergehend ausgesetzt werden sollte, bis eine Entscheidung getroffen wird; ein ausreichend langer Planungshorizont ermöglicht dies ihrer Meinung nach.

„Es macht keinen Sinn, Dampfkraftkreisläufe zu modernisieren – die Effizienzsteigerung ist auf 1-2 Prozentpunkte begrenzt. Machen wir eine Pause, verstehen wir, was uns mit dem Bau von Gasturbinen erwarten wird, und in einem Jahr werden wir wieder über die Modernisierung diskutieren …“ Verbraucher brauchen Effizienz“, sagte er auf dem Forum in St. Petersburg, Direktor der Energieverbrauchergemeinschaft Wassili Kisseljow.

Nichtpreiszonen werden immer teurer

Während des Forums wurde bekannt, dass Investitionen für vier RusHydro-Projekte anstehen Fernost(1,3 GW), die bereits vom Ministerkabinett genehmigt wurden, werden vom Unternehmen mit 171 Milliarden Rubel bewertet. Zuvor hatte der Hydrogenerator vorausgesagt, dass die Kosten für die Modernisierung von fünf Wärmekraftwerken im Föderationskreis Fernost 153 Milliarden Rubel betragen würden, sodass die Erhöhung der geplanten Kosten bereits 12 % betrug. Das Energieministerium erwartet auch Bewerbungen von TGK-2, das auch in Nicht-Preiszonen, insbesondere in der Region Archangelsk, tätig ist, sagte Andrey Maksimov. Wir möchten Sie daran erinnern, dass insgesamt 200 Milliarden Rubel freigewordener Mittel für die Modernisierung der Kapazitäten in Nichtpreiszonen bereitgestellt wurden. Das Energieministerium muss der Regierung bis zum 15. August die endgültige Liste der Bau- und Modernisierungsprojekte vorlegen.

Die Preisobergrenze für Fernost und die Quote der Rechtskommission sind glänzend

Die größte Kontroverse in der Branche wurde durch die Ergebnisse der Auswahl im Rahmen der Quote der Regierungskommission ausgelöst – die Kosten sind hier etwas höher (um 1,9 Milliarden Rubel) als bei den bei KOMMOD ausgewählten Projekten, und das Volumen der modernisierten Kapazität ist deutlich geringer : 1,78 GW gegenüber 8,61 GW. Die Regierungskommission wählte Projekte nach fünf Kriterien aus: Wirtschaftlichkeit (effizient, günstig für Verbraucher), Beteiligung an der Wärmeerzeugung, Steigerung der Umweltfreundlichkeit von Wärmekraftwerken, Vorhandensein innovativer Lösungen im Projekt und Verschleiß der Ausrüstung (erschöpfte Ressourcen). und Index technischer Zustand(ES IST)). Die teuersten Modernisierungsprojekte in Sibirien, die konkurrenzlos in das Programm aufgenommen werden, seien hinsichtlich der spezifischen Kapitalkosten mit den teuersten Kernkraftwerken vergleichbar, empörte sich Wassili Kiselev. Einer der Gründe dafür ist, dass Projekte in zwei zentralen Zonen aufgrund des „Umweltfaktors“ in das Programm aufgenommen wurden.

„Das Kriterium der Umweltfreundlichkeit (wurde eingeführt. - Hrsg.) nur für 2 Zentralzonen, da es Kohleblöcke gibt und in einer Zentralzone Gas. Es stellt sich eine Frage der Kriterien und ihres Gewichts bei der Auswahl innerhalb der Quote der Regierungskommission, da sie das erzielte Ergebnis bestimmen“, sagte Herr Maksimov.

Verbraucher fordern die Einführung einer „Preisobergrenze“ für manuell von der Regierungskommission ausgewählte Projekte sowie für Modernisierungen in Nichtpreiszonen.

„Preisobergrenze nach der Quote der Rechtskommission, über die die Verbraucher sprechen... Da stimmen wir ihnen sogar zu, wir müssen in diese Richtung schauen. Das Einzige, was wahrscheinlich ist, ist, dass es keine Notwendigkeit gibt, das zu ändern, was die Regierungskommission bereits beschlossen hat: Die Regierung hat keinen Rückwärtsgang“, bemerkte Maxim Bystrov.

Der Marktrat unterstützt auch eine weitere Änderung des Mechanismus zur Auswahl von Modernisierungsprojekten. Die Regulierungsbehörde hält es für möglich, über eine Erhöhung der Modernisierungstiefe zu sprechen und als obligatorische Maßnahme einen umfassenden Austausch einer Turbine oder eines Kessels und nicht ihrer Teile vorzusehen.

Der Staatliche Wirtschaftsausschuss äußerte sich auch unzufrieden mit einem weiteren Kriterium der Regierungskommission – dem ITS. Der Generator hält es für unfair, dass das Bundesrenovierungsprogramm Einheiten umfasst, deren Eigentümer zuvor weniger für Reparaturen ausgegeben haben.

„Es wurde viel darüber gesprochen, dass der ITS im Rahmen der Regierungskommission für uns teilweise eine Wende geschafft hat. Wir haben eine sehr interessante Übung für uns gemacht. Wir haben die Berichte fast aller großen öffentlichen Unternehmen herangezogen und einen lustigen Zusammenhang gefunden: Je höher die Kosten für die Aufrechterhaltung der Kapazitäten in einem Unternehmen, desto mehr Geld gibt das Unternehmen für die Aufrechterhaltung bestehender Kapazitäten aus, desto höher ist der ITS; desto niedriger sind die Kosten für die Aufrechterhaltung der Kapazitäten , desto niedriger ist der technische Indexzustand. Es stellt sich heraus, dass tatsächlich diejenigen bevorzugt werden, die unterversorgt sind. Ist es richtig oder falsch? Das ist ein separates Thema“, sagte Michail Bulygin, Direktor für die Arbeit am Strommarkt des Staatlichen Geologischen Unternehmens.

„Wir vom Ministerium für Energieentwicklung (Ministerium für Energie – Ed.) waren zunächst gegen dieses Kriterium (ITS – Ed.), das in erschien letzter Moment. Aber unsere Kollegen haben uns nicht unterstützt. Es scheint uns, dass es nicht nötig ist“, sagte Andrei Maksimov.

Anpassungen des Mechanismus sind jedoch fraglich – die Regulierungsbehörden drängen auf die Frist für die nächste Auswahl zur Modernisierung mit der Rückkehr aktualisierter Projekte auf den Markt im Jahr 2025. Die Annahme von Preisanträgen ist für den 29.–30. August geplant.

„Natürlich kann das Verfahren verbessert werden, aber es ist wichtig zu bedenken, dass bis zur Auswahl für 2025 nur noch wenig Zeit bleibt und wenn wir Änderungen wollen, dann müssen wir jetzt alles formulieren und umsetzen.“ Suchen Sie nach einer Art Konsens. Dennoch scheint es mir unter Berücksichtigung aller Meinungen, dass die Auswahl recht ausgewogen war – die Interessen aller wurden so weit wie möglich berücksichtigt“, sagte der Vorsitzende des Marktrates.

Möglicherweise ist nicht genug Geld für alle da

Die Situation mit den Preisparametern des Modernisierungsprogramms gibt den Regulierungsbehörden Anlass zur Sorge. Bei der ersten Auswahl wurden insgesamt 125,1 Milliarden Rubel von 1,7 Billionen Rubel verteilt, die für die Erneuerung von Wärmekraftwerken in Preiszonen vorgesehen sind. Dies ist deutlich weniger als die Prognose der Regulierungsbehörden von 374 Milliarden Rubel, wurde jedoch auf der Grundlage von Höchstpreisen ohne Berücksichtigung der Auswirkungen des Wettbewerbs erstellt. Die jetzt geschaffenen Einsparungen reichen jedoch möglicherweise nicht aus: Von Einsparungen im Lichte der Anweisungen des Präsidenten sei noch keine Rede, bemerkte der Vorsitzende des Marktrats.

Der „Marktrat“ präsentierte auf dem Forum eine Prognose der Preisdynamik für den Stromgroßhandelsmarkt bis 2035 unter Berücksichtigung aller Haupt- und Zusatzpreisaufschläge. In der 1. Zentralbank bleiben die Preise grundsätzlich im Inflationsbereich, eine leichte Überschreitung ist in den Jahren 2027–2033 möglich, dann sinken die Preise. In Sibirien ist die Situation viel komplizierter. In zwei zentralen Zonen liegen die prognostizierten Preise deutlich über dem Höchstniveau im Zeitraum 2028–2035. In diesem Zusammenhang schlug Maxim Bystrov vor, sich die Ergebnisse der bevorstehenden Auswahlverfahren anzusehen und die Aussichten für eine Aufnahme in die Liste durch die Regierungskommission zu bewerten.

„Wenn in der ersten Preiszone trotz einer leichten Überschreitung nach 2026 bis 2034-2035 zusätzliches Geld auftauchen könnte, dann ist in der zweiten Preiszone alles sehr schlecht, wenn man berücksichtigt, welche teuren Projekte von der richtigen Kommission ausgewählt wurden.“ Deshalb riskiere ich, den aufrührerischen Gedanken zu äußern, dass die Regierungsprovisionen vielleicht nicht gestrichen werden sollten weitere Projekte im Rahmen der 15-Prozent-Quote in Sibirien, bis wir verstehen, was mit der Wettbewerbsauswahl passieren wird“, sagte der Leiter des Marktrates.

Der „Marktrat“ ging jedoch von den maximal möglichen geschätzten Kosten aus, ohne den Faktor wettbewerbsfähiger Preissenkungen zu berücksichtigen, und „versuchte, alle so weit wie möglich einzuschüchtern“, „um vom Schlechten zum Guten zu gelangen“, Maxim Bystrov geklärt und beantwortete die Frage von Alexandra Panina. In der ersten Preiszone werde die Inflation nicht durch Modernisierung bewältigt, selbst die Erneuerung in Fernost passe in die Prognose und führe zu heftigen Diskussionen in der Energiebranche, bemerkte Frau Panina. Der Grund sind die Kosten für Kernkraftwerke, erneuerbare Energiequellen und COM für die neue Generation zum Testen experimenteller inländischer CCPPs (KOM NGIO; in der Präsentation von Herrn Bystrov wurden diese Kosten als „Energiemaschinen“ bezeichnet). Die durchschnittlichen Investitionsausgaben für COMMOD beliefen sich auf knapp über 7.000 Rubel pro 1 kW, bei den letzten Auswahlen für Windparks - 64.000 Rubel, für Solarkraftwerke - 49.000 Rubel mit einem deutlich geringeren Kapazitätsfaktor, die Preise für Kernkraftwerke übersteigen 100.000 Rubel, bemerkte der Moderator.

Der einheitliche Technologiewettbewerb als marktfreundlichste Option wurde in der Diskussion immer wieder erwähnt. Maxim Bystrov gab zu Beginn der Diskussion zu, dass, wenn sie unter den gegenwärtigen Bedingungen für alle Erzeugungsarten stattgefunden hätte, alle Mengen in Wärmekraftwerke geflossen wären. Aus Marktsicht sei es richtiger, wenn die Verbraucher zunächst für billigere Kapazitäten zahlen und dann, wenn diese erschöpft sind, für teurere, also zunächst für die Modernisierung und dann gegebenenfalls für erneuerbare Energiequellen, sagte der Generalsekretär Igor Popov, Direktor für En+-Entwicklung, spricht im Namen sowohl der Verbraucher als auch der Energieerzeuger (die En+-Holding kontrolliert RUSAL, Eurosibenergo (Irkutskenergo)). Eine einzelne Auswahl sei für Verbraucher die richtige Geschichte, impliziere aber ein einzelnes Produkt, sagte er. In diesem Fall ist es richtig, künstliche Förderelemente auf andere Sektoren zu übertragen, beispielsweise um durch das Ministerium für Industrie und Handel das Exportpotenzial heimischer erneuerbarer Energiequellen zu entwickeln, wodurch „grüne“ Anbieter eine Rolle spielen könnten Energiemarkt Allgemeine Regeln Herr Popov brachte erneut eine Idee zum Ausdruck, die von vielen Vertretern der Energiegemeinschaft geteilt wird.

Auch der „Marktrat“ sei gegen alle nicht marktbezogenen Zuschläge und befürworte, dass die Regierung ihre Probleme durch die Suche nach Reserven lösen solle, anstatt Geld aus dem Energiemarkt abzuziehen, stimmte Maxim Bystrov zu.

Doch die zentrale Frage, die Frau Panina während der Diskussion formulierte, lautete: „Sind teure Atomkraftwerke und Projekte für erneuerbare Energien wirklich so wichtig, oder können sie das Problem regulieren, die Energiepreise innerhalb der Inflationsgrenzen zu halten?“ – blieb ohne direkte Antwort.

Wie bei jedem anderen Auto, das eine ähnliche Vorrichtung verwendet, besteht die Hauptaufgabe der Kupplung darin, dem Fahrer das Leben zu erleichtern, und insbesondere sorgt der pneumatisch-hydraulische Verstärker dafür, dass der Fahrer beim Betätigen der Kupplung weniger Kraft aufwenden muss Pedal. Und für schwere Fahrzeuge ist eine solche Entlastung sehr nützlich.

Nehmen wir ein Beispiel für das Kupplungsdesign anderer MAZ-Modelle. Das Funktionsprinzip ist wie folgt: Durch Drücken des Pedals erhöht sich der Druck auf den Hydraulikkolben, und der Folgekolben erfährt den gleichen Druck. Sobald dies geschieht, schaltet sich die automatische Nachführvorrichtung ein und verändert das Druckniveau im Power-Pneumatikzylinder. Das Gerät selbst wird am Kurbelgehäuseflansch befestigt.

Es gibt eine ganze Reihe von Optionen für Verstärker, aber wenn wir speziell von Minsker Lastkraftwagen sprechen, haben die meisten von ihnen eine nicht sehr erfreuliche Gemeinsamkeit: Es kommt häufig vor, dass während des Betriebs Flüssigkeit aus dem GuD-Aggregat austritt. Der erste Gedanke, der mir in den Sinn kommt, ist natürlich, dass dies ein Zeichen für einen durch Überlastung verursachten Ausfall sein könnte, und zwar einen schwerwiegenden.

Wenn nach dem Einbau (Austausch) des Verstärkers keine derartigen Überlastungen aufgetreten sind, ergibt sich sofort eine andere Version - ein defekter ist durchgerutscht! Also, heute ist alles gefälscht, egal ob einzeln oder 238, sogar der Brabus SV12 zum 600. Wallach zusammengestellt. Wahrscheinlich sind nur Komponenten für die russische „Kalina“ und die ukrainische „Tavria“ nicht gefälscht – das Material ist teurer.

Aber Spaß beiseite, zumal das Austreten von Flüssigkeit aus einem pneumatisch-hydraulischen Verstärker ein ernstes Symptom ist. Tatsächlich ist nicht alles so tragisch; Tatsache ist, dass dies möglicherweise kein Beweis für eine Panne ist, sondern lediglich eine falsche Anpassung. „Nur“, weil die Reparatur einer PGU MAZ-Kupplung nicht kompliziert ist und mit gewissen Fähigkeiten auch nicht viel Zeit in Anspruch nehmen wird.

Das Wichtigste ist, den Arbeitshub für die Verstärkerstange zu bestimmen. Dazu müssen Sie die Stange selbst vom Hebel wegziehen und zur Seite bewegen, sodass sie vollständig aus dem Gehäuse herauskommt. Anschließend muss der Kupplungshebel in Richtung der Stange gedreht werden, wobei alle möglichen Lücken ausgewählt werden müssen. Dann wird der Abstand zwischen der Oberfläche des Hebels und dem Ende der Stange gemessen.

Beträgt dieser Abstand weniger als 50 mm, bedeutet dies, dass der Stangenkolben im Betrieb ganz ausfährt und so den Auslass der Flüssigkeit öffnet. Dazu muss lediglich der Hebel um einen Schlitz näher an den Verstärker bewegt werden. Ist der Abstand größer, liegt ein anderer Grund für die Undichtigkeit vor und es ist besser, eine genauere Prüfung bei einer Autowerkstatt durchzuführen. Wir wiederholen es jedoch noch einmal: In den meisten Fällen wird es jedoch zahlreiche Anpassungen geben.

Design, Diagramm der MAZ PGU

1 6430-1609205 Zylinderkörper
2 6430-1609324 Manschette
3 6430-1609310 Ring
4 6430-1609306 Unterlegscheibe
5 6430-1609321 Manschette
6 6430-1609304 Buchse
7 Ring 033-036-19-2-2 Ring 033-036-19-2-2
8 6430-1609325 Manschette
9 Ring 018-022-25-2-2 Ring 018-022-25-2-2
10 6430-1609214 Folgekolben
11 Ring 025-029-25-2-2 Ring 025-029-25-2-2
12 6430-1609224 Feder
13 Ring 027-03 0-19-2-2 Ring 027-03 0-19-2-2
14 6430-1609218 Sattel
15 500-3515230-10 Kupplungsverstärkerventil
16 842-8524120 Feder
17 Ring 030-033-19-2-2 Ring 030-033-19-2-2
18 6430-1609233 Support
19 6430-1609202 Zylinder
20 373165 Haarnadel M10x40
21 6430-1609203 Hülse
22 375458 Unterlegscheibe 8 OT
23 201458 Bolzen M8-6gx25
24 6430-1609242 Feder
25 6430-1609322 Manschette
26 6430-1609207 Kolben
27 6430-1609302 Ring
28 Ring 020-025-30-2-2 Ring 020-025-30-2-2
29 6430-1609236 Welle
30 6430-1609517 Dichtung
31 6430-1609241 Stange
32 6430-1609237 Abdeckung
33 6430-1609216 Zylinderplatte
34 220050 Schraube M4-6gx8
34 220050 Schraube M4-6gx8
35 64221-1602718 Schutzkappe
36 378941 Stecker M14x1,5
37 101-1609114 Bypassventil
38 12-3501049 Ventilkappe
39 378942 Stecker M16x1,5
40 6430-1609225 Entlüfter
41 252002 Unterlegscheibe 4
42 252132 Unterlegscheibe 14
43 262541 Stopfen kg 1/8"
43 262541 Stopfen kg 1/8"
44 Ring 008-012-25-2-2 Ring 008-012-25-2-2
45 6430-1609320 Rohr
46 6430-1609323 Dichtung
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Pneumatisch-hydraulischer Verstärker für Kupplungsantrieb dient dazu, die vom Fahrer auf das Kupplungspedal ausgeübte Kraft zu reduzieren.

Es besteht aus:

• Hydraulikzylinder mit Kolben, Stange und Feder;
• ein Pneumatikzylinder mit einem Kolben, einer Stange (gemeinsam mit dem Hydraulikzylinderkolben) und einer Rückholfeder;
• ein Folgemechanismus, bestehend aus einem Folgekolben mit Manschette, einer Membran (eingeklemmt zwischen zwei Teilen des Gehäuses), in deren Mitte der Auslassventilsitz angebracht ist, einer Membranrückholfeder;
• Auslass- und Einlassventile (auf einer Stange montiert) mit Rückholfeder;
• Einlassventilsitze;
• mit einer Dichtung gegen Schmutz verschlossenes Loch, das den oberhalb des Kolbens liegenden Hohlraum des Pneumatikzylinders mit verbindet Umfeld.

Beim Einrücken der Kupplung wird die gemeinsame Stange gegen die Kolben des Hydraulikzylinders und des Pneumatikzylinders gedrückt. Der Kolben des Folgemechanismus nimmt eine Position ein, die dem offenen Auslassventil entspricht, das den Raum über dem Kolben des Pneumatikzylinders mit der Umgebung verbindet, und dem geschlossenen Einlassventil.

Beim Ausrücken der Kupplung gelangt das Arbeitsmedium vom Hauptzylinder in den Hydraulikzylinder des pneumatischen hydraulischen Verstärkers und gleichzeitig durch den Kanal zum Kolben des Folgemechanismus. Der Flüssigkeitsdruck bewegt den Kolben in Richtung des Auslassventilsitzes. Durch die Biegung der Membran bewegt sich der Sitz zum Auslassventil, das im Sitz sitzt und so den Raum über dem Kolben des Pneumatikzylinders von der Umgebung isoliert.

Anschließend wird die Kraft vom Auslassventil über die Stange auf das Einlassventil übertragen, das sich öffnet und die Druckluft durch den Kanal in den Raum über dem Kolben des Pneumatikzylinders strömt. Der Kolben des Pneumatikzylinders wirkt mischend auf die Kolbenstange des Hydraulikzylinders. Der Kolben überträgt die Kraft auf den Drücker, der auf den Kupplungsausrückgabelhebel wirkt. Ein Teil der Druckluft gelangt in den Membranhohlraum.

Somit steht der Folgekolben unter der Wirkung zweier entgegengesetzt gerichteter Kräfte: der Wirkung des Arbeitsmediums auf der einen Seite und der Druckluft auf der anderen Seite. Die Kolben des Mitnehmermechanismus und der Pneumatikzylinder sind so ausgewählt, dass sie die notwendige Kraftreduzierung am Kupplungspedal gewährleisten.

Beim Loslassen des Kupplungspedals sinkt der Druck der Arbeitsflüssigkeit und alle Teile kehren unter der Wirkung von Rückstellfedern in ihre ursprüngliche Position zurück; der Raum über dem Kolben des Pneumatikzylinders kommuniziert über das geöffnete Auslassventil mit der Umgebung.

Bei Ausfall des Pneumatiksystems bewegt sich der Kolben des Hydraulikzylinders nur noch unter dem Druck des Arbeitsmediums.