CC BY
125
Теплота, снимаемая с горячих спаев:
0 = 0п + (0Дж / 2) _ Qт =
= ШТт +121 / (о5) - 25^АТ /I = 0о + Ж,
где Тг — абсолютная температура горячего спая, °С; Ж — электрическая энергия, потребляемая термоэлементом, Вт-ч.
Экономичность работы термоэлектрического холодильника оценивается холодильным коэффициентом е:
_ 0о ШТХ -12Д /2 - 25^АТ /1
Ж О/АТ +12 Д '
Поверхность теплообмена по горячей стороне выразится
р _ 03 ШТт + /2/ /(о5)- 25^АТ /I
г "агАТГ ■ аг (Тг - Тв) .
Поверхность теплообмена по холодной стороне 0Х _ а/ТХ + /2/ / (о5) - 25^АТ /1
«хЛТх ах (Гх - Т)
при этом
Яг = ■
а/Тг + /2//(а5)- 25 ^АТ /Ї
С (£ - £)
Ях =
а/Тх -12! / (а5)-^АГ25 /1
С
(<»х - <х)
Соотношение расходов для любого теплообменника я / я
ШТх -12Ї / (о5) - ^АТ25 / ¡Ст - £)
Яг Сх (£ - £ )(а/Тг +12Ї / (05) - 25^АТ / Ї
Для практических расчетов целесообразнее использовать схему с противотоком при однокаскадном расположении модулей.
Расчет многокаскадных систем не имеет существенного отличия от приведенных расчетов, так как «холодная» сторона каскада будет охлаждать горячую сторону первого и т. д. Отличия только могут быть в подсчете коэффициента теплопередачи, когда у средних каскадов теплота передается только вследствие теплопередачи, а конвекция с охлаждаемыми и нагреваемыми средами отсутствует.
Список литературы
1. Бредихин, С.А. Технология и техника переработки молока / С.А. Бредихин, Ю.В. Космодемьянский, В.Н. Юрин. — М.: Колос, 2001. — 400 с.
2. Исмаилов, Т.А. Модель термоэлектрического полупроводникового интенсификатора теплопередачи контактного типа / Т.А. Исмаилов // Изв. вузов. Приборостроение. — 1995. — № 5-6. — С. 66-69.
3. Кравченко, В.Н. Обоснование параметров работы пастеризационно-охладительных установок на термоэлектрических модулях / В.Н. Кравченко, В.В. Кирсанов // Междунар. конф. ГНУ ВНИИМЖ: сб. ст., том 12, ч. 2. — Подольск, 2003. — С. 48-57.
УДК 621.316.1.003.12
Т.Б. Лещинская, доктор техн. наук, профессор В.В. Князев, канд. техн. наук
ФГОУ ВПО «Московский государственный агроинженерный университет имени В.П. Горячкина»
МНОГОКРИТЕРИАЛЬНАЯ ОЦЕНКА ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
Системы электроснабжения (СЭС) сельских районов напряжением 0,38...110 кВ отличаются от городских, системообразующих (220.750 кВ), цеховых и других систем тем, что сооружаются они исходя из минимума капиталовложений. Такой подход в какой-то степени обоснован большим объемом строительства; так, суммарная протяженность сельских линий электропередачи (ЛЭП) составляет 2,3 млн км; протяженность ЛЭП напряжением 220.750 кВ — около 300 тыс. км.
В сельских районах приходится передавать небольшие мощности рассредоточенным по большой территории потребителям, в результате распреде-
14
лительные линии 10 кВ являются разветвленными, протяженными (до 50 км), и это порождает проблемы обеспечения качества электроэнергии у потребителей и низкий уровень надежности электроснабжения. Распределительные воздушные линии (ВЛ) напряжением 10 и 0,38 кВ сельских районов являются самыми проблемными в электроэнергетике страны и требуют серьезных преобразований и инвестиций.
Вот ряд особенностей этих сетей:
• малая плотность электрических нагрузок равная 3, 7, 15, 25.35 кВт/км2, в городах — 20.40, 120 МВт/км2;
• алюминиевые провода и малые сечения А25, А35, ПС35, А50 и т. д.;
• свыше 50 % потребителей получают некачественную электроэнергию;
• надежность электроснабжения потребителей второй категории, оцениваемая количеством часов перерывов в электроснабжении, составляет 70.120.140 ч в год, что явно недостаточно (за рубежом — 7.10 ч/год);
• ВЛ 0,38.10 кВ — радиальные, и не у всех линий есть резервное питание от второго источника (от соседних подстанций);
• около 70 % всех повреждений в ВЛ 10 кВ обусловлено замыканиями на землю;
• время поиска и обнаружения аварийных и ненормальных режимов в ВЛ 10 кВ велико из-за большой протяженности линий и недостаточного оснащения обслуживающего персонала переносными приборами поиска;
• потери электроэнергии в сетях 0,38.10 кВ завышены из-за малых сечений проводов и низкого коэффициента загрузки трансформаторов подстанций 10/0,4 кВ (Кз = 0,2 0,3), что увеличивает составляющую потерь холостого хода;
• несимметрия фазных напряжений по обратной и нулевой последовательности достигает 35.52 % при норме 2.4 % и т. д.
В то же время появилось новое электрооборудование: изолированные провода, реклоузеры, вакуумные выключатели, полимерные изоляторы, искровые разрядники, микропроцессорная релейная защита, герметичные силовые трансформаторы и многое другое, что можно эффективно применять в сетях 0,38.10 кВ, повышая качество их функционирования.
Поскольку свыше 70 % всех ВЛ 0,38.10 кВ исчерпало свой срок службы, то предстоит их массовая реконструкция на предприятиях электрических сетей (ПЭС) и в районах электрических сетей (РЭС).
Дальнейшая реконструкция и развитие распределительных сетей, создание сетей нового поколения, обеспечивающих достижение основных целей функционирования, таких как надежность электроснабжения, качество электроэнергии у потребителей; эффективность работы, включая снижение технических и коммерческих потерь электроэнергии; а также электрическая и экологическая безопасность.
Перечисленные требования могут обеспечить схемные решения и усовершенствование элементов схемы 0,38.110 кВ и автоматизацию [1].
В качестве вариантов дальнейшего развития СЭС 10.110 кВ могут рассматриваться:
• строительство разукрупняющих (разгрузочных) подстанций 35.110/10 кВ;
• перевод на более высокое напряжение, например с 10 кВ на 20 или 35 кВ и с 35 на 110 кВ;
• разукрупнение ВЛ 10 кВ;
• установка средств регулирования напряжения, например вольтодобавочных трансформаторов, РПН на подстанциях 110.35/10 кВ, конденсаторных батарей.
Планируется строительство, реконструкция и техническое перевооружение до 2015 г. в объеме: ВЛ 0,38 кВ — 470 тыс. км; ВЛ 6.10 кВ — 630 тыс. км; ВЛ 35.110 кВ — 100 тыс. км; подстанции 35.110/6.10 кВ — 390 шт.; трансформаторных подстанций (ТП) 6.10/0,4 кВ — 353 шт. [2].
Для ранжирования очередности проведения реконструкции и преобразования электрических сетей 0,38.110 кВ предлагается проводить оценку технико-экономического состояния сетей по нескольким критериям, рассчитанным для сетей ПЭС или РЭС.
В настоящей статье рассмотрены электрические сети 0,38.110 кВ Каширского и Ступинского ПЭС и по результатам многокритериальной оценки в соответствии с теорией решений [3] установлена очередность проведения реконструкции.
Технико-экономические параметры 147 ВЛ 10 кВ 45 районных трансформаторных подстанций 35.10, 110/10, 110/35/10 кВ рассчитаны с помощью программно-вычислительного комплекса технико-экономических расчетов (ПВК ТЭРС) 10.11 кВ [4].
В качестве частных критериев оценки выбраны показатели качества электроэнергии, надежности электроснабжения, экономической эффективности и физического износа распределительных сетей в сетях.
При выборе схем и параметров распределительных сетей 10 и 0,38 кВ возможно влиять на единственный показатель качества электроэнергии — отклонение напряжения у потребителей. Отклонение напряжения от номинальных значений приводит к ущербам, но практически для всех типов потребителей данные об удельных ущербах от отклонений напряжения отсутствуют.
Оценка качества электроэнергии неодинаковостью напряжения Н предложена французскими учеными П. Госсеном и П. Айре. Это среднеквадратическое отклонение напряжения для разветвленных сетей за время Т [5]:
I+Т
| V2р {г)&
| Р (£)<Й
t
где Р^) — график нагрузки.
В работах М.С. Левина и П.С. Переверзева [6] установлена корреляционно-регрессионная зависимость между неодинаковостью напряжения и мак-
15
симальными потерями напряжения в ВЛ 10 кВ (^^шах ВЛ 10):
Н = 16,5 + 0,078А^шах ВЛ 10. (2)
Опыт применения уравнения (2) показал, что влияние второй составляющей 0,078Аишах ВЛ10 мало, и неодинаковость напряжения остается практически неизменной при значительном изменении потерь напряжения в ВЛ 10 кВ.
С учетом изложенного предложено оценивать качество напряжения показателем потерь напряжения в ВЛ 10 и 0,38 кВ.
В качестве критерия оценки надежности электроснабжения выбран годовой недоотпуск электроэнергии из-за вероятных отказов элементов схемы электроснабжения напряжением 0,38.110 кВ, определяемый по уравнению
ж=Хр X (юцхц\ (3)
1=1 у=1
где ю^, — частота отказов в год г-го элемента на у-м уча-
стке аварийная и плановая соответственно; т^, ^ — продолжительность одного отказа г-го элемента у-го участка аварийная и плановая; у — коэффициент, учитывающий меньшую тяжесть плановых отключений, равный 0,33.
Особенностью потребителей сельского хозяйства является то, что большинство из них — это биологические объекты, в которых необходимо соблюдать технологии содержания животных, птиц; предприятия по производству и переработке сельскохозяйственной продукции. К таким объектам относятся птицефабрики, инкубаторы, теплицы, фермы и животноводческие комплексы, молокозаводы и многие другие. Перерывы электроснабжения в них сопряжены с огромным ущербом. В настоящее время значение удельного ущерба, принятое в тройном размере средней цены на электроэнергию, явно занижено, о чем свидетельствует публикация [7], в которой отмечается, что для отдельных предприятий удельный ущерб от недоотпуска электроэнергии более чем в 100 раз превышает цену 1 кВтч. В работе [8] оценен удельный ущерб птицефабрик интервалом значений от 783,3 до 4452 р/кВтч.
Можно утверждать, что на сегодня нет обоснованных значений удельных ущербов для потребителей сельского хозяйства, удельный ущерб носит неопределенный характер, и более устойчивым и достоверным показателем оценки надежности электроснабжения является количество недоотпу-щенной энергии потребителям за год из-за перерывов в электроснабжении.
В качестве технико-экономического показателя целесообразно принять показатель потерь электроэнергии. Стоимость потерь—это часть затрат на передачу и распределение электроэнергии по электрическим сетям. Чем больше потери, тем выше
16
эти затраты и, соответственно, тарифы на электроэнергию.
Технические потери (технологически необходимый расход электроэнергии на ее передачу) должны оплачиваться потребителем. Однако существуют потери, обусловленные неоптимальными режимами работы и параметрами электрической сети, а также погрешностями системы учета и другими причинами, которые являются необоснованными и увеличивают убытки электроснабжающих организаций.
Потери электроэнергии зависят от протяженности электрических линий, их нагрузки, загрузки трансформаторов подстанций 10/0,4 кВ, сечений проводов. При больших длинах ВЛ 10 кВ, малых сечениях проводов, малой загрузке ТП 10/0,4 кВ потери электроэнергии становятся чрезмерными. Для линий с оптимальными длинами, сечениями проводов, высокой загрузкой трансформаторов они оптимальны и входят в норму. Следовательно, значения потерь электроэнергии могут служить оценкой технико-экономических параметров распределительных сетей. Потери электрической энергии, а точнее их стоимость, входят в дисконтированные затраты, а потому могут рассматриваться как экономический показатель.
Для расчетов потерь электроэнергии в ВЛ 10 кВ необходимо знать, какова мощность или ток на участках. Но в энергосистемах проводят замеры нагрузки в режимные сетки зимой и летом только на головном участке ВЛ 10 кВ; нагрузка остальных участков ВЛ 10 кВ, как правило, неизвестна.
Расчет потерь электроэнергии в сетях 10 кВ на сегодня возможен двумя способами: на основе упрощенной эквивалентной схемы распределительной сети и с помощью ПЭВМ и алгоритмов, позволяющих рассчитать значения электрических нагрузок на всех участках ВЛ 10 кВ.
Расчет по первому методу трудоемок, обладает существенной погрешностью и требует достоверной информации.
Второй метод расчета с помощью ПЭВМ можно считать более точным, так как в результате математических методов итераций удается распределить замеренную максимальную нагрузку головного участка ВЛ 10 кВ пропорционально установленной мощности трансформаторов на ТП 10/0,4 кВ, а затем рассчитать нагрузку на участках ВЛ 10 кВ с учетом потерь электроэнергии в трансформаторах ТП и на участках ВЛ и определить суммарные потери электроэнергии в целом по линии 10 кВ.
В настоящее время разработано много программ для расчета потерь электроэнергии в ВЛ 10 кВ, в том числе РАП-10 (ВНИЭЭ), ТЭРС 10.110 кВ (МГАУ) и другие, в которых недостаток информации о нагрузках восполняется за счет математических методов распределения электроэнергии или нагрузки головного участка.
В работе расчет потерь электроэнергии в ВЛ 10 кВ проводился с помощью ПВК ТЭРС 10.110 кВ.
Учитывая, что износ сельских электрических сетей достиг 75 %, а в «Стратегии развития распределительных электрических сетей до 2015 года» предусмотрен определенный объем работ по их строительству и реконструкции, большое значение имеет выбор критерия оценки физического состояния электрических сетей.
Коэффициент дефектности силовых трансформаторов в 1998 г. увеличился на 4 % по сравнению с 1997 г. Для деревянных опор, железобетонных приставок, изоляторов и неизолированного провода коэффициент дефектности также увеличился. К 2010 г. коэффициенты дефектности всех элементов сети увеличились значительно, но информация об этом в эксплуатирующих организациях отсутствует.
Физическое состояние электрических сетей зависит от ряда факторов, таких как: срок эксплуатации; влияние гололеда и ветра, а также их сочетаний выше расчетных значений; разрушение бетона; загнивание древесины; некачественная эксплуатация; ухудшение механических свойств материала проводов (алюминия и его сплава) со временем.
Поскольку определить влияние каждого из перечисленных факторов на физическое состояние электрических линий в количественном выражении затруднительно, то необходимо выделить главный показатель, который отражает в большей степени, чем другие, физическое состояние линий электропередачи в целом. Хотя известно, что у разных элементов линии (опор, изоляторов, проводов, разъединителей, крепежа проводов и др.) показатели надежности и срок службы различны.
В качестве главного фактора, отражающего физическое состояние электрических линий, целесообразно принять количество лет эксплуатации.
В табл. 1 приведены примерные сроки службы различных элементов электроснабжения и коэффициент износа Киз, приходящийся на один год эксплуатации.
Основываясь на данных табл. 1, можно получить Киз для различного количества лет эксплуатации и разных элементов схемы (табл. 2).
Срок службы линий электропередачи и подстанций получен по нормам амортизационных отчислений и отчислений на реновацию.
Средний коэффициент износа за год для схем электроснабжения 110/35/10/0,4 кВ, 110/10/0,4 кВ,
35/10/0,4 кВ и линий электропередачи, например, на железобетонных опорах равен 0,033.
Таблица 1
Срок службы и коэффициент износа оборудования за 1 год
Элементы системы электроснабжения Срок службы Тсл, лет Коэффициент износа 1/Тсл
ВЛ 35 110 кВ на опорах:
деревянных 20 0,05
железобетонных 30 0,033
металлических 50 0,02
Районная трансформаторная
подстанция 35.. .110/10 кВ 30 0,033
ВЛ 10 кВ на опорах:
деревянных 20 0,05
железобетонных 30 0,033
Потребительская подстанция
10...35/0,4 кВ 30 0,033
ВЛ 0,38 кВ на опорах:
деревянных 20 0,5
железобетонных 30 0,033
Как показывают данные табл. 2, чем больше количество лет эксплуатации, тем больше коэффициент износа. В результате частным критерием оценки физического состояния распределительных электрических сетей напряжением 10 и 0,38 кВ принят коэффициент физического износа за количество лет эксплуатации.
Для объединения частных критериев в единый оценочный функционал Г принята мультипликативная форма свертки:
Г = Щ = дижжнед Киз,
1=1
где п — число частных критериев; — частный критерий оценки (в рассматриваемой задаче Аи, АЖ, Жнед, Киз).
Таблица 2
Коэффициент износа линий и подстанций в зависимости от количества лет эксплуатации
Элементы системы электроснабжения Количество лет эксплуатации
1 5 10 15 20 25 30
ВЛ 35 110 кВ на опорах:
деревянных 0,05 0,25 0,5 0,75 1,0 1,25 1,5
железобетонных 0,033 0,165 0,33 0,495 0,66 0,825 0,99
металлических 0,02 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6
РТП 35.110/10 кВ 0,033 0,165 0,33 0,495 0,66 0,825 0,99
ВЛ 10 кВ на опорах:
деревянных 0,05 0,25 0,5 0,75 1,0 1,25 1,5
железобетонных 0,033 0,165 0,33 0,495 0,66 0,825 0,99
ТП 6.35/0,4 кВ 0,033 0,165 0,33 0,495 0,66 0,825 0,99
ВЛ 0,38 кВ на опорах:
деревянных 0,05 0,25 0,5 0,75 1,0 1,25 1,5
железобетонных 0,033 0,165 0,33 0,495 0,66 0,825 0,99
Таблица 3
Технико-экономические показатели распределительных электрических сетей 10 кВ Каширского ПЭС
№ РТП ^ВЛ10’ км ^ВЛ10’ км $ , кВА шах’ ^^ВЛ№ % А^ВЛ10 + ТП, % А^Л10+ ТП, тыс. кВт-ч W , нед’ тыс. кВт-ч п F = П А i=1
№ 233 35/10 6,9 24.5 25.6 5.9 12.9 13,5 855 1473 1212 3.2 7.3 7,93 3,2 4,68 6,42 93,13 234.5 264.6 9,5 88,73 70,7 2,83 ■ 103 710,8 ■ 103 148,3 ■ 103
6,9 6,3 1203 7,42 6,47 264,6 131,66 258,5 ■ 103
23,6 12,3 1558 6,49 5,1 269,7 78,6 137,6 ■ 103
№ 246 6,3 5,6 1723 6,18 6,1 356,0 13,46 29,61 ■ 103
№ 274 12,9 11,2 2101 8,8 4,44 317,55 28,45 252,3 ■ 103
110/10 14,8 9,7 1145 4,11 3,61 140,64 31,77 18,4 ■ 103
35/10 3,5 2,8 88,6 0,144 14,05 42,34 0,18 1,09
3,8 3,3 86 0,12 8,29 24,13 0,55 1,59
22,5 13,1 1298 5,52 4,93 217,7 50,3 60,4 ■ 103
19,1 14,1 204 1,03 10,99 76,2 9,15 718,3
№ 323 42,2 30,5 1018 9,84 7,84 271,2 115,3 307,7 ■ 103
№ 529 13,5 7,9 1379 2,93 4,02 188,4 40,2 2,3 ■ 103
110/35/10 11 9,6 338 1,7 6,3 72,5 6,3 776,5
35,5 12,8 171 0,2 3,8 21,9 0,8 3,5
В табл. 3 сведена краткая информация о параметрах ряда сетей 10 кВ Каширского ПЭС, значения частных критериев оценки и оценочного функционала. Электрическая нагрузка при расчетах бралась по данным замеров зимнего режимного дня (январь 2009 г.).
На основе анализа значений оценочного функционала можно назвать первоочередные линии 10 кВ, нуждающиеся в реконструкции (табл. 4).
Анализируя данные табл. 4, можно сделать следующие выводы.
1. Большие значения оценочного функционала означают, что какой-то из параметров, а может несколько, не соответствует оптимальным, в частности длина линий, превышающая 20 км, или мощность на головном участке ВЛ 10 кВ, превышающая 1000.1100 кВА. Еще одним показателем, приводящим к большим потерям электроэнергии, является коэффициент загрузки трансформаторов на ТП 10/0,4 кВ, что увеличивает значение оценочного функционала.
2. При значениях оценочного функционала до 1,5 103 не требуется преобразование и реконструкция ВЛ 10 кВ.
Если Е > 1,5103, то необходимо далее анализировать пара-
метры и технико-экономические показатели линий и выявлять те из них, которые не соответствуют оптимальным.
В этом случае следует разрабатывать варианты развития (преобразования) сетей, оценивать и вы-
Таблица 4
Ранжирование ВЛ 10 кВ по очередности реконструкции
Ранг № РТП п F = П А = ЛUWW К , х 103 Ц-»! нед из ’ i=1 $ , шах’ кВА ^ВЛ10, км О ЛВЛ10’ км
1 432 8528 1290 51,3 24,7
2 525 788 1727 35 21
3 233 710,8 1473 24,5 12,9
4 563 544 1700 73,8 19,3
5 698 410 1935 28,1 16,6
6 591 371 1352 29,4 20,7
7 529 307,78 1018 42,2 30,5
8 529 287 1025 43,7 25,8
9 246 258 1203 6,9 6,3
10 ТЭЦ17 257 1203 39,9 19,1
11 521 252 2101 12,9 11,2
12 572 222,5 1204 32,6 23,4
13 580 214 1015 47,4 22,5
14 244 188 1094 30,7 19,1
12 233 148 1212 25,6 13,12
13 591 143,6 760 49,9 25,6
14 246 137,6 1558 23,6 12,3
15 529 131 870 30 22,5
16 563 123 1373 47,9 18,4
17 657 117,8 760 43,4 21,8
18 521 60,4 1298 22,5 13,1
19 246 29,68 1723 6,3 5,6
бирать лучший из них по многокритериальной модели с учетом неопределенности исходной информации.
Список литературы
1. Шевляков, В.И. Концептуальные подходы к реконструкции и техническому перевооружению распределительных электрических сетей сельских территорий: сб. научн. трудов ВИЭСХ / В.И. Шевляков. — М.: Изд-во ВИЭСХ, 2001.
2. Разработка стратегии развития распределительных электрических сетей до 2015 года: научный отчет ВИЭСХ; под ред. науч. рук. В.В. Князева. — М.: Изд-во ОАО «РО-СЭП», 2004.
3. Лещинская, Т.Б. Методы многокритериального выбора в инженерных задачах: сб. «Электрические аппараты и электротехнологии сельского хозяйства» / Т.Б. Лещинская. — М.: МГАУ, 2002.
4. Левин, М.С. Программный комплекс сетевого имитационного моделирования и анализа (ПРОКСИМА): учебное пособие / М.С. Левин, Т.Б. Лещинская, А.Р. Славин. — М.: ВИПКэнерго, 1989. — 134 с.
5. Левин, М.С. Качество электроэнергии в сетях сельских районов / М.С. Левин, А.Е. Мурадян, Н.Н. Сырых. — М.: Энергия, 1975.
6. Комплексная оценка показателей технического состояния сельских сетей 10 и 0,38 кВ / И.А. Будзко, М.С. Левин, О.А. Терешенко [и др.] // Электрические станции. — 1987. — № 12.
7. Головин, П.И. Энергосистема и потребители электрической энергии / П.И. Головин. — М.: Изд-во Мосэнерго, 1984.
8. Лещинская, Т.Б. Выбор средств обеспечения надежности электроснабжения птицефабрики по многокритериальной модели: монография / Т.Б. Лещинская, Ю.А. Дьяченко. — М.: ФГОУ ВПО МГАУ, 2008. — 100 с.
УДК 621.928:633.432
Ю.А. Судник, доктор техн. наук, профессор
ФГОУ ВПО «Московский государственный агроинженерный университет имени В.П. Горячкина»
В.В. Солдатов, доктор техн. наук, профессор
ГОУ ВПО «Московский государственный университет технологий и управления»
О.А. Липа, канд. техн. наук, доцент
ФГОУ ВПО «Российский государственный аграрный заочный университет»
РОБАСТНОЕ УПРАВЛЕНИЕ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫМИ ОБЪЕКТАМИ
С НЕЛИНЕИНЫМИ СТАТИЧЕСКИМИ
Одна из главных проблем, возникающих при создании автоматических систем, — возрастающая сложность управляемых технологических процессов, обусловленная разнообразием взаимодействий между материальными и энергетическими потоками объектов и окружающей их средой. Это приводит к появлению различных неопределенностей, обусловленных неполнотой информации об указанных взаимодействиях.
Необходимо отметить, что немало математически изящных теорий в области технических систем автоматического управления не получили практического применения, так как нуждались в весьма детальной и труднодоступной информации о характеристиках управляемых объектов и действующих на них возмущений.
Осознание причины неудач привело к созданию высокоэффективных методов робастного управления технологическими процессами, применение которых позволяет ограничиться минимальным объемом информации об управляемых системах.
Для линейных стационарных систем условия робастности, заключающиеся в выполнении опре--------------------------------- ВестникФГОУВП
ХАРАКТЕРИСТИКАМИ
деленных требований к расположению полюсов их передаточных функций, были получены в работе [1]. Поскольку создание указанных условий при настройке регуляторов позволяет добиться высокого качества управления технологическими процессами и существенно облегчить эту сложную процедуру благодаря отказу от труднодоступной и добываемой дорогой ценой информации о статистических характеристиках возмущающих воздействий, то весьма желательно было бы получить условия робастности и для систем с нелинейными объектами.
В промышленном и сельскохозяйственном производстве нередко применяются исполнительные органы с нелинейными статическими характеристиками. К их числу относятся различные клапаны, вентили, заслонки и др.
Рассмотрим пример объекта управления с одним из таких исполнительных органов.
Пример 1. Предположим, что в системе отопления сельскохозяйственного помещения поступление горячего воздуха, используемого для обогрева, регулируется с помощью заслонки, расположенной в воздуховоде.
ЭМГАУ№2'20'10 -------- ------------------ 19
