2. Графики электрических нагрузок и их влияние на режим работы электростанций

Режимы потребления электроэнергии отдельными видами потреби­телей и энергосистемой в целом характеризуются графиками нагруз­ки, отражающими изменение потребляемой мощности в течение опреде­ленного отрезка времени (сутки, неделя, год).

Рис.1.1. Суточный график нагрузки.

Показатель суточного графика: максимальная N max, минимальная Nmin и среднесуточная Nср нагрузки . Среднесуточная нагрузка определяется по формуле

Ncp = Эсут/24

где Эсут -суточное потребление электроэнергии .

Показатели характеристики неравномерности суточного графика нагрузки:

1. коэффициент неравномерности суточного трафика электрической нагрузки:

;

2. коэффициент заполнения (плотности) графика нагрузки, равный отношению суточного потребления электроэнергии к её максимально возможному потреблению:

;

3. регулировочный диапазон мощности в энергосистеме: Разность между максимальной нагрузкой и минимальной представляет собой

.

4. коэффициентом регулирования: отношение регулировочного диапазона к максимальной

нагрузке оборудования .

5. Скорость изменения нагрузки: W=N/

Суточный график электрической нагрузки (рис.1.1) делится на три характерные зоны:

А - базовую, расположенную ниже линии мини­мальной нагрузки;

Б - полупиковую, между линиями минимальной и среднесуточной нагрузки;

В- пиковую, выше линии среднесуточной нагрузки.

А: АЭС,ГЭС

Б: КЭС,ТЭЦ

В: ГАЭС,ГТУ,ПГУ

Методы выравнивания графиков нагрузки:

1. мероприятия по замедлению процесса разуплотнения графиков нагрузки: перевод предприятий на трехсменную работу, перенос времени работы отдельных предприятий и агрегатов на часы провала графика нагрузки энергосистемы, использование разницы поясного времени, введение дневного и ночного тарифов на электроэнергию и др.

2. Ко второй группе мероприятий относятся ввод в состав энергосистем генерирующих мощностей специальных типов (ГАЭС, ГТУ), а также тепловых, электрических, химических и механических аккумуляторов энергии.

Тема 2. Работа оборудования на частичных нагрузках.

При работе основного энергетического оборудования с частичной нагрузкой в регулировочном диапазоне, при соответствующих нагрузках, энергоблоки могут работать в различных режимах.

По мере снижения нагрузки меняется его экономичность.

Если при снижении мощности на 15-25 % экономичность снижается приблизительно на 2 %, то дальнейшее снижение мощности приводит к более быстрым темпам снижения экономичности.

Рис.3.1. снижение экономичности газомазутного блока 300 МВт при снижении нагрузки.

1 – постоянное номинальное давление.

2 – скользящее давление.

В пределах диапазона допустимых нагрузок изменение температуры среды и металла по тракту котла относительно невелико и практически не сказывается на надежности оборудования. Изменение теплового состояния элементов турбин, особенно СКД больше, чем котла, что связанно с дросселированием пара в регулирующих клапанах ЦВД и изменением температуры промперегрева.

Скорость изменения нагрузки регламентируется правилами технической эксплуатации и составляют не более 4 % от номинальной для газомазутных блоков и 2 % для пылеугольных. В аварийных ситуациях допускается изменение нагрузки со скоростью до7 % номинальной в минуту.

Согласно ПТЭ для каждого энергоблока устанавливаются оптимальные по условиям надежности и экологичности графики снижения и набора нагрузки, а также работы на частичных нагрузках.

Эти условия регламентируются режимными картами, где для каждой нагрузки устанавливаются для котла:

• t_пв, оптимальный диапазон;

• оптимальный избыток воздуха в топке;

• величина разряжения;

• температура уходящих газов.

Для турбины:

0. начальные и конечные параметры;

1. давления в контрольных точках по отсекам турбины (чаще всего за регулирующей ступенью и в конденсаторе).

На основании опыта эксплуатации и анализа надежности работы оборудования на пониженных нагрузках ВТИ и ОРГРЭС разработали "Нормы минимально допустимых нагрузок блоков 160-800 МВт".

В нормах все блоки сгруппированы по общим признакам, таким как мощность, вид сжигаемого топлива, способ удаления шлака и др. Уровень максимально допустимой нагрузки блоков определен по условиям работы котлов, так как ограничений по работе турбин в рассматриваемом диапазоне нагрузок практически нет.

Гидравлический и температурный режимы поверхностей нагрева котлов не лимитируют снижение нагрузки ниже 0.7, вплоть до 0.4 N_ном. Исключения составляют только пылеугольные котлы на сильношлакующихся углях.

Температура пара промежуточного перегрева при скользящем давлении также не ограничивает глубину разгрузки, находясь во всем указанном диапазоне на уровне, допускаемом по условию эрозии лопаток последних ступеней турбины.

В соответствии с разделением блоков по виду сжигаемого топлива на пылеугольные и газомазутные, а по способу удаления шлака на жидкое и твердое шлакоудаление установлены различные приделы их допустимой разгрузки, при этом для пылеугольных блоков основным фактором, ограничивающим диапазон разгрузок, является топочный режим, надежность которого зависит от вида сжигаемого топлива и конструктивных особенностей топочных устройств. Вместе с тем расчетами надежности гидравлических схем котлов пылеугольных блоков, предназначенных для работы на силношлакующих углях, установлено, что уменьшение нагрузки до 0.4 от номинальной и ниже может дополнительно ограничиваться надежностью гидравлики парогенерирующих элементов по условиям возникновения застоя или чрезмерно низких массовых скоростей в зашлакованных трубах. Как показывает опыт эксплуатации пылеугольных котлов с жидким шлакоудалением, надежность топочного режима в условиях пониженных нагрузок может быть обеспечена подсветкой мазутом в количестве до 8-10 %. Работа этих котлов в течении не более 2-4 ч с подсветкой мазутом допускается, как исключение, при особых затруднениях в прохождении минимума электрической нагрузки энергосистемы.

Таблица 3.1. Пределы нагрузок пылеугольных блоков с жидким шлакоудалением.

Наименование	Мощность, МВт	Топливо	Уровень нагрузки, %	Продолжительность работы	Давление
Дубль-блоки с турбинами К-300-240 и котлами TПП-210	300	АШ продукт Газ	751 602 50	Не ограничена Не более 2 ч Не ограничена	Номинальное
Дубль-блоки с турбинами К-300-240 и котлами TПП-210А	300	АШ продукт Газ	751 602 50	Не ограничена Не более 2 ч Не ограничена	Скользящее, номинальное
Дубль-блоки с турбинами К-300-240 и котлами П-50	300	Кузнецкий Т продукт Газ	751 602 40	Не ограничена Не более 2 ч Не ограничена	Скользящее, номинальное Скользящее
Моноблоки с турбинами К-300-240 и котлами TПП-312 и TПП-312А	300	Донецкий уголь ГСШ	75 651	Не ограничена	Номинальное
Моноблоки с турбинами К-300-240 и котлами TПП-110	300	АШ Кузнецкий Т Газ	751 602 50	Не ограничена	Номинальное

¹ Допускается ограниченная подсветка 8-10 % по теплоте.

² Обязательна ограниченная подсветка 8-10 % по теплоте.

В табл.3.1. приведены пределы нагрузок, продолжительность работы и характер поддержания давления при работе блоков с жидким шлакоудалением на сниженной нагрузке. Для пылеугольных блоков с твердым удалением шлака устойчивость горения топлива при понижении нагрузки является тем фактором, который лимитирует диапазон их нагрузки. Для блоков, работающих на низкореакционных топливах, надежности режимов при пониженных нагрузках может дополнительно способствовать ограниченная подсветка мазутом или газом. Диапазон нагрузки этих блоков существенно шире, чем для блоков с жидким шлакоудалением, о чем свидетельствуют данные табл.3.2.

Таблица 3.2.

Пределы нагрузок пылеугольных блоков с твердым удалением шлака.

Наименование	Мощность, МВт	Топливо	Уровень нагрузки, %	Продолжительность работы	Давление
Моноблоки с турбинами К-500-240 и котлами П-57	500	Экибастузский уголь	60	Не ограничена	Номинальное
Дубль-блоки с турбинами К-300-240 и котлами ПК-39, ПК-39-1, ПК-39-11	300	То же	65	Не ограничена	Скользящее, номинальное
Дубль-блоки с турбинами К-300-240 и котлами П-59	300	Подмосковный бурый уголь	50	Не ограничена	Номинальное

Таблица 3.3. Пределы нагрузок газомазутных блоков.

Наименование	Мощность, МВт	Топливо	Уровень нагрузки, %	Продолжительность работы	Давление
Моноблоки с турбинами К-800-240 и котлами ТГМП-204	800	Мазут	50 40	Не ограничена	Номинальное Скользящее
Моноблоки с турбинами К-300-240 и котлами ТГМП-324	300	Мазут	40	Не ограничена	Скользящее
Моноблоки с турбинами К-300-240 и котлами ТГМП-314А, Б, ТГМП-314	300	Мазут, газ	50 40	Не ограничена	Номинальное Скользящее
Дубль-блоки с турбинами К-300-240 и котлами ТГМП-114, ПК-41, ПК-41-I	300	Мазут, газ	40	Не ограничена	Скользящее

Блоки работающие на жидком и газообразном топливах, позволяют существенно расширить диапазон разгрузки по сравнению с пылеугольными котлами. Устойчивость горения в этих блоках остается достаточно высокой при их глубокой разгрузке. Диапазон изменения нагрузки представлен в табл.3.3.

Разгружение оборудования по условиям изменения начальных параметров может происходить:

• на постоянном давлении рабочей среды;

• на скользящем давлении;

• на комбинированном.

Работа на частичных нагрузках при постоянном давлении может быть использована как для дроссельного так и для соплового парораспределения.

Недостатком такой работы является существенное снижение экономичности при дросселировании в регулирующих клапанах, а также захолаживания проточной части турбины в районе регулирующей ступени в ЦВД вследствие дросселирования и сопровождающего этот процесс снижения температуры пара.

Рис 3.2. Циклы ПТУ для различных режимов при постоянном и скользящем начальном давлении пара.

При скользящем давлении с изменением режима меняется также цикл ПТУ (рис.3.2.). При номинальном режиме на Ts-диаграмме он изображается контуром a₀b₀c₀d₀e₀, а при частичном – a₀bcde. Удаление параметров цикла от оптимальных по мере снижения нагрузки определяет понижение термического к.п.д. цикла _t при скользящем давлении. Однако это понижение оказывается менее интенсивным, чем для установки с дроссельным парораспределением при постоянном давлении. Это объясняется тем, что процесс дросселирования пара в регулирующих в регулирующих клапанах турбины d₀d₁ (см. рис 3.2.) сопровождается понижением температуры пара перед турбиной. Поскольку с термодинамической точки зрения эффективность цикла определяется достигаемыми перед турбиной параметрами пара и не зависит от линии подвода теплоты, полученный цикл a₀b₀c₀d₁e₁ эквивалентен циклу a₀bcd₁e₁ Последний же практически совпадает с циклом скользящего давления по давлению перед турбиной, но отличается от него меньшей температурой. Вследствие отмеченного скользящее давление по термическому к.п.д. цикла при частичных нагрузках превосходит постоянное, сочетаемое с дроссельным парораспределением.

Заметим, что этот термодинамический выигрыш, определяемый параметрами пара перед турбиной и в конденсаторе, не зависит от того, каким путем достигается скользящее давление: изменением угловой скорости питательного насоса или дросселированием рабочей среды в питательных клапанах котла либо в специальных задвижках, встроенных в пароводяной тракт. Из этого следует, что термодинамический выигрыш от применения скользящего давления вместо дроссельного парораспределения при постоянном давлении обусловлен не самим по себе устранением дросселирования рабочего тела, а непостоянством удельной теплоемкости пара C_p, вследствие чего при дросселировании свежего пара понижается его температура.

При использовании водяного пара этот выигрыш тем больше, чем круче изотермы на is-диаграмме, т. е. возрастает с повышением номинального давления свежего пара.

Рис.3.3. Зависимость термодинамического к.п.д. цикла ПГУ от относительного расхода пара: а – без промперегрева пара; б – с промперегревом пара.

1 – скользящее давление; 2 – постоянное давление, дроссельное парораспределе-ние; 3 – постоянное давление, идеальное сопловое парораспределение; 4 –реальное сопловое парораспределение; 5 – комбинированное регулирование.

При идеальном сопловом парораспределении (крива 3 на рис.3.3.,а.и.б) термический к.п.д. цикла во всем диапазоне режимов выше, чем при скользящем давлении. Реальная же установка с сопловым парораспределением, имеющая четыре сегмента сопел регулирующей ступени, причем подвод пара к первым двум сегментам сопл изменяется одновременно, совпадает по термическому к.п.д. с предыдущей, как показано выше, только при номинальной нагрузке и режиме с полным подводом пара к этим двум группам (точки А и В на рис.3.3.). При меньших нагрузках реальное сопловое парораспределение превращается, по существу, в дроссельное. Это связано с заметным снижением термического к.п.д. цикла (кривая 4). Как следует из графика, в области низких нагрузок скользящее давление по термическому к.п.д. превосходит реальное сопловое парораспределение. Вместе с тем в определенной области высоких нагрузок выше термический к.п.д. ПТУ с реальным сопловым парораспределением. Ширина этой области тем меньше, чем выше параметры свежего пара при номинальном режиме и чем больше нагрузка, обеспечиваемая двумя группами сопел регулирующей ступени.

Рис.3.4. Процессы изоэнтропного расширения в турбине при скользящем и постоянном давлении (турбина с промперегревом).

А₀B" – сопловое парораспределение; AB – дроссельное парораспределение;

A'B' – скользящее парораспределение; C₀D₀ – номинальная нагрузка;

CD – частичная нагрузка, независимо от типа парораспределения.

Рассмотрим далее влияние промперегрева пара на эффективность применения скользящего давления. ЧНД турбины с промперегревом пара можно рассматривать как конденсационную турбину, работающую при скользящем давлении p_п в промежуточном перегревателе. Процессы расширения C₀D₀ и CD (см. рис. 3.4.) в этой части соответственно при номинальном и частичном расходе пара не зависят от способа регулирования ЧВД. Количество теплоты, отводимое от пара в конденсаторе, при равных расходах пара одинаково для турбин с ЧВД, работающими при постоянном и скользящем давлении. Процессы изоэнтропийного расширения в ЧВД при частичной нагрузке изображаются соответственно линиями А₀B" для соплового парораспределения, AB – для дроссельного парораспределения при постоянном давлении и A'B' при скользящем. Для турбины без промперегрева смещение вправо процесса расширения при скользящем давлении и обусловленное им повышение энтальпии пара, покидающего турбину, увеличивает количество теплоты, отдаваемой каждым килограммом пара охлаждающей воде в конденсаторе. Для турбин же с промперегревом пара потери в холодном источнике, как было показано выше, одинаковы для всех сравниваемых вариантов. Повышение же энтальпии пара за ЧВД при скользящем давлении уменьшает то количество теплоты, которое должно быть подведено к пару в промежуточном перегревателе. Этот возврат теплоты приносит дополнительный выигрыш для турбин, работающих при скользящем давлении, по сравнению с аналогичными турбинами, имеющими при постоянном давлении дроссельное парораспределение.

Наряду с выбором режима работы особый интерес представляет влияние типа парораспределения на экономичность режима работы при частичных нагрузках.

К.п.д. цилиндра высокого давления турбины с сопловым парораспределением при постоянном давлении ввиду увеличения перепада энтальпии регулирующей ступени понижается с уменьшением расхода пара до значения его, соответствующего точке В на рис.3.3. При меньших расходах происходит дросселирование всего потока пара, подводимого к турбине.

Сравнительную оценку проведем по произведению _t_oi, которое, в наибольшей мере влияет на к.п.д. брутто установки. При этом используем результаты проведенного выше сопоставления термического к.п.д. цикла и внутреннего относительного к.п.д. турбины при постоянном и скользящем давлении.

Анализ начнем с выбора типа парораспределения при скользящем давлении. Поскольку при этом термический к.п.д. цикла не зависит от типа парораспределения, а внутренний относительны к.п.д. турбины с сопловым парораспределением более низок, оптимальным вариантом для работы при скользящем давлении является турбина с дроссельным парораспределением. Его следует выбирать при проектировании турбин специально для скользящего давления. Именно этот вариант выбран в дальнейшем в качестве основного при сравнении постоянного и скользящего давления.

Внутренний относительный к.п.д. турбин с дроссельным парораспределением при постоянном и скользящем давлении практически одинаков при одинаковых расходах пара. Термический же к.п.д. цикла выше у установки, работающей при скользящем давлении. Следовательно, во всем диапазоне частичных нагрузок она имеет более высокий к.п.д. брутто '_б (рис.3.5.), причем выигрыш возрастает с ростом номинального давления свежего пара (кривые 4, 5, 6 расположены в порядке последовательного увеличения р₀) и с применением перегрева пара. Поэтому в тех случаях, когда при проектировании турбины по каким либо причинам (например, из-за вибрационной прочности первой ступени) принято дроссельное парораспределение, следует проектировать ее и весь блок для работы на скользящем давлении.

Рис.3.5. Зависимость к.п.д. брутто ПТУ без учета регенерации от расхода пара G при разных способах регулирования мощности.

1 – постоянное давление, дроссельное парораспределение;

2 – постоянное давление, идеальное сопловое парораспределение;

3 – постоянное давление, реальное сопловое парораспределение;

4-6 – скользящее давление, дроссельное парораспределение ('_б отнесен к значению к.п.д. ПТУ с дроссельным парораспределением при номинальном режиме).

Сравним далее работу установки при скользящем давлении и постоянном с реальным сопловым парораспределением (кривая 3). При низких начальных параметрах пара характеристика ПТУ при скользящем давлении (кривая 4) мало отличается от кривой 1. В этом случае при частичных нагрузках более высоким к.п.д. обладает установка с сопловым парораспределением, и проектирование турбин с дроссельным парораспределением специально для скользящего давления нерационально. При повышении номинальных параметров пара характеристика ПТУ при скользящем давлении, как следует из рис.3.5. (кривая 5), дважды пересекает кривую 3. Следовательно, работа при скользящем давлении оказывается термодинамически эффективной в области низких нагрузок и вблизи номинального режима. Однако для таких ПТУ имеется область режимов в близи точки В, где преимущества на стороне соплового парораспределения при постоянном давлении. Поскольку при работе в переменной части графика нагрузки определенную часть времени установка может работать в этой области режимов, целесообразность проектирования таких ПТУ на докритические параметры пара специально для работы на скользящем давлении с дроссельным парораспределением также дискуссионна, если это не вызвано другими соображениями, например стремлением повысить маневренность турбины (как это сделано для полупиковой установки К-500-130). Наконец, при переходе к сверхкритическим параметрам пара (кривая 6) во всем диапазоне режимов более экономична ПТУ с дроссельным парораспределением, работающая при скользящем давлении. В этом случае можно рекомендовать специальное проектирование блоков для работы при скользящем давлении.

С переходом к скользящему давлению повышается энтальпия пара, отбираемого для регенеративного подогрева питательной воды. Использование для подогрева более высокопотенциального пара увеличивает недовыработку мощности паром регенеративных отборов, что учитывается величиной N_р. Степень регенерации q_р при скользящем давлении всегда меньше, чем при постоянном. Это обусловлено повышением энтальпии i₀ свежего пара. Вследствие отмеченного коэффициент k_р при переводе ПТУ на скользящее давление понижается. Однако, как показывают расчеты, выполнение в ЛПИ для установок различного типа, сокращение выигрыша от скользящего давления за счет регенерации не превышает 0.20-0.25%. это составляет небольшую часть общего термодинамического выигрыша от применения скользящего давления и не меняет вывода о большей экономичности ПТУ при скользящем давлении.

ТЕПЛОВАЯ ЭКОНОМИЧНОСТЬ РАБОТЫ ЭНЕРГОБЛОКОВ ПРИ СКОЛЬЗЯЩЕМ ДАВЛЕНИИ.

К.п.д. паротурбинной установки _б, ли обратная ему величина – удельный расход теплоты q_б не учитывают затрат энергии на собственные нужды установки. С учетом этих затрат к.п.д. установки нетто  и удельный расход теплоты нетто q могут быть определены по формуле:

где Q – количество теплоты, подводимой к рабочему телу в котле для получения пара, идущего как на выработку электрической энергии, так и на обеспечение собственных нужд установки;

N_э – полезная мощность, отдаваемая в электрическую сеть.

Существенная часть затрат энергии на собственные нужды ПТУ приходится на привод питательного насоса. С ростом начального давления пара удельная мощность питательного насоса возрастает и для мощных энергоблоков на сверхкритические параметры пара превышает 4%. В таких условиях выбор той или иной подпрограммы регулирования питательного насоса может оказать заметное влияние на тепловую экономичность всего блока, особенно при его работе со скользящим давлением.

Мощность развиваемую насосом можно определить из выражения:

Как отмечалось выше, реализация скользящего давления возможна как изменением угловой скорости питательного насоса при отсутствии дросселирования по всему пароводяному тракту, так и дросселированием рабочего тела в питательном клапане или в специальных клапанах, встроенных в тракт котла при нерегулируемом насосе. Удельный расход теплоты брутто во всех этих случаях практически одинаков. Однако возможность сокращения затрат мощности на привод питательного насоса делает наиболее эффективной первую из указанных подпрограмм.

Это связано с изменением характеристик сети, на которую работает насос.

Давление, которое должен при любом режиме работы блока обеспечить питательный насос, p_н=р₀+р+р_кл, где р₀ – давление пара перед стопорными клапанами турбины, определяемое программой регулирования блока; р – гидравлическое сопротивление пароводяного тракта, содержащего, кроме котла, также подогреватели высокого давления и главный паропровод; р_кл – потери давления в регулирующих питательных клапанах (РПК) котла, определяемые степенью их открытия. Она устанавливается регулятором питания котла.

Гидравлическое сопротивление каждого участка пароводяного тракта пропорционально ², где  – скорость рабочего тела; – плотность. При постоянном давлении, когда плотности воды и пара изменяются незначительно, гидравлические потери р можно считать пропорциональными квадрату расхода пара. Характеристика сети определяется кривой 1 на рис.3.6. При скользящем давлении гидравлическое сопротивление водяной части тракта меняется в зависимости от режима примерно также. Сопротивление же парового тракта при равных расходах оказывается большим, чем при постоянном давлении, ввиду больших скоростей пара. Таким образом, суммарное гидравлическое сопротивление пароводяного тракта при скользящем давлении больше, чем при постоянном. Однако понижение давления перед турбиной , во много раз превосходящее прирост гидравлического сопротивления, определяет общее уменьшение требуемого давления за насосом при скользящем давлении (кривая 2) и возможность сокращения в следствие этого затрат мощности на привод питательного насоса.

Поскольку рабочая точка насоса определяется пересечением его характеристики 3 с характеристикой сети (точка А при номинальном расходе G₀), для перехода к частичному расходу G требуется смещение характеристики насоса при постоянном и скользящем давлении соответственно в положения 4 и 5 с тем, чтобы они пересекались с характеристиками сети 1 и 2 в точках С и С₁. Такое смещение характеристики насоса, достигаемое понижением его угловой скорости, позволяет точно реализовать закон изменения р_н за насосом, определяемый характеристикой сети. При скользящем давлении требуется большой диапазон изменения угловой скорости, что должно учитываться при проектировании насоса и его привода.

Рис.3.6. Характеристики питательного насоса и сети.

1 – характеристика сети при постоянном давлении; 2 – то же при скользящем давлении; 3 – характеристика нерегулируемого питательного насоса; 4, 5 – характеристики насоса при различных угловых скоростях; 6 – характеристика одного нерегулируемого насоса при параллельной работе двух насосов.

КОМБИНИРОВАННОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ.

Одним из способов повышения экономичности блоков с сопловым парораспределением во всем диапазоне нагрузок состоит в применении комбинированного способа регулирования нагрузки.

В этом случае в области больших нагрузок блок работает при постоянном давлении, а начиная с мощности, соответствующей моменту полного открытия клапанов, подводящих пар к двум группам сопел регулирующей ступени (точка В), переводится на скользящее давление с полностью открытыми регулирующими клапанами, управляющими подводом пара только к двум группам сопел регулирующей ступени, и полностью закрытыми остальными клапанами.

В этом случае реальное сопловое парораспределение по существу превращается в дроссельное и начиная с точки В перевод на скользящее давление обеспечивает те же преимущества, какие имеет скользящее давление перед работой блока с дроссельным парораспределением при постоянном давлении.

Для более полного использования преимуществ комбинированного давления оно должно сочетаться с регулированием угловой скорости питательного насоса.

Рис.3.7. Характеристики тепловой экономичности блоков с сопловым парораспределением при разных способах регулирования.

1 – идеальное сопловое регулирование; 2 – реальное сопловое регулирование с постоянным давлением; 3 – скользящее давление; 4 – комбинированное регулирование.