Влияние компонентного состава стяжки на теплотехнические параметры ограждающих конструкций жилого здания

Согласно СП 29.13330.2011 Полы. Актуализированная редакция СНиП 2.03.13-88 - стяжка (основание под покрытие): Слой пола, служащий для выравнивания поверхности нижерасположенного слоя пола или перекрытия, придания покрытию пола заданного уклона, укрытия проложенных трубопроводов, а также распределения нагрузок по нежестким слоям пола на перекрытии.

В настоящей работе рассмотрено влияние изменения компонентного состава стяжки, а именно введения в ее состав керамзитного гравия, на теплотехнические характеристики и показатели ограждающих конструкций жилого дома. Керамзит — лёгкий пористый строительный материал, получаемый путём обжига глины или глинистого сланца. Керамзитовый гравий имеет овальную форму.

Для определения влияния изменения компонентного состава и теплотехнических характеристик стяжки на параметры прилегающих ограждающих конструкций проведено физико-математическое моделирование распределения тепловых потоков в толще ограждающих конструкций. В качестве инструмента при выполнении данного моделирования используется программная система конечно-элементного (МКЭ) анализа.

Условия выполнения моделирования:

Здание расположено в Республике Башкортостан, г. Уфа. Для данного населенного пункта характерны климатические параметры представленные в таблице 1.

Таблица 1 - Климатические параметры холодного периода года
Наименование показателя	Ед.изм.	Показатель
Географический пункт		Республика Башкортостан, город Уфа
Зона влажности территории строительства		сухая
Расчетная температура воздуха в зимний период равной средней температуре воздуха наиболее холодной пятидневки, обеспеченностью 0,92,	оС	минус 33
Средняя температура воздуха периода со средней суточной температурой воздуха 8 оС и ниже (температура отопительного периода), tht	оС	минус 6
Продолжительность периода со средней суточной температурой воздуха  8 оС и ниже, Zht	сутки	209

Температура наружного воздуха: t_{нар.возд.} = -33 (расчетная температура наружного воздуха для города Уфы для проектирования систем отопления)

Температура внутреннего воздуха (с учетом вертикального распределения по зонам помещения): t_{внутр.возд.1} = 22°С, t_{внуутр.возд.2} = 18°С.

Конструктивная схема представлена на рисунке 1.

                         Рисунок 1 – Конструктивная схема

Стены здания выполнены как многослойные ограждающие конструкции, в качестве основного слоя ограждающей конструкции для которых выступает кладка из силикатного  кирпича, внешняя поверхность стены оборудована теплоизолирующим слоем, представляющим из себя конструкцию из минераловатных плит.

Таблица 2 – Характеристики конструкционных материалов

№ п/п	Материал	Коэффициент теплопроводности материала, Вт/(м·°С)	Толщина материала, мм
1	Кирпич силикатный	0,7	510
2	Минеральная плита	0,035	130
3	Стяжка	0,8 / 0,51*	100
4	Плита перекрытия	1,22	220

* - характеристики материала с улучшенными свойствами 

Вывод:  конструкция наружной стены, выполненная как многослойная ограждающая конструкция, в качестве основного слоя ограждающей конструкции для которой выступает кладка из силикатного  кирпича, внешняя поверхность стены оборудована теплоизолирующим слоем, толщиной 130 мм, в качестве утеплителя используется минеральная вата, удовлетворяет требованиям СП 50.13330.2012 «Тепловая защита зданий». Дополнительных мероприятий по утеплению ограждающих конструкций не требуется.

В качестве контрольной области выбран участок примыкания стяжки к несущей конструкции стены, как вероятная область промерзания конструкции. В соответствие с требованиями  СП 50.13330.2012 «Тепловая защита зданий» актуализированная редакция СНиП 23-02-2003, нормируемый температурный перепад между температурой внутреннего воздуха и температурой внутренней поверхности ограждающей конструкции не должен превышать значений, указанных в таблице 3.

Таблица 3 - Нормируемый температурный перепад между температурой внутреннего воздуха и температурой внутренней поверхности ограждающей конструкции

Здания и помещения	Нормируемый температурный перепад, ∆tн , °С, для
	Наружных стен	Покрытий и чердачных перекрытий	Перекрытий над проездами, подвалами и подпольями
Жилые, лечебно-профилактические и детские учреждения, школы, интернаты	4,0	3,0	2,0

В результате проведенного моделирования получены результаты, приведенные в таблице 4.

Таблица 4 – Результаты двумерного моделирования

№ п/п	Наименование	Коэффициент теплопроводности материала, Вт/(м·°С)	Температура в контрольной точке, °С	* Плотность теплового потока, Вт/м2
1	Стяжка без добавления керамзита	0,8	17,552	12,014
2	Стяжка с добавлением керамзита	0,51	17,44	12,043

* - плотность теплового потока через конструкцию стены, определялась как среднее значение на участке, соответствующее области расположения плиты перекрытия и стяжки.

Распределение температур в толще конструкции по контрольной плоскости, представлено на графиках 1и 2.

Анализируя представленные графики и значения полученных температур в контрольной точке при различных значениях коэффициента теплопроводности материала стяжки, можно сделать заключение о том, что при уменьшении коэффициента теплопроводности материала стяжки, путем внесения в ее состав керамзита, температура в контрольной точке также уменьшается и при определенных условиях может опуститься  ниже нормируемого значения.

Данное понижение температуры в контрольной точке обусловлено тем, что при уменьшении коэффициента теплопроводности, повышаются теплоизоляционные свойства материала стяжки и она, действуя как теплоизолятор, расположенный с внутренней стороны помещения, препятствует прогреву несущей конструкции в контрольной точке теплым воздухом помещения, что в конечном итоге приводит к понижению температуры в области контрольной точки.

Анализируя изменения значений плотности теплового потока через элементы конструкции на участке, соответствующем толщине плиты перекрытия и толщине стяжки, можно сделать вывод о том, что при уменьшении коэффициента теплопроводности материала стяжки, путем внесения в ее состав керамзита, плотность теплового потока увеличивается. Причину увеличения плотности теплового потока можно объяснить рассматривая совместно рисунки 2 и 3, на которых графически представлены направления векторов тепловых потоков и их относительные значения.

 Так же на рисунках 2 и 3 наглядно представлена тенденция смещения областей, имеющих более низкие температуры, в сторону конструкции стяжки и плиты перекрытия.

Для анализа влияния изменения компонентного состава стяжки на теплотехнические характеристики ограждающих конструкций, а именно на области, приходящиеся на угол, образованный наружными стенами несущей конструкции и плиты межэтажного перекрытия, построим трехмерную модель части моделируемого здания и проанализируем интересующий нас участок.

                                                                                          

                              Рисунок 4

Выполним сечение плоскостью, проходящей непосредственно через исследуемый участок и делящий угол на две части.

                                  Рисунок 5

Контрольная точка

                                     Рисунок 6

На рисунке 6 указана контрольная точка, в которой осуществляется регистрация показаний температуры внутренней поверхности ограждающей конструкции при проведении моделирования.

В процессе моделирования расчеты выполнены для двух вариантов, в одном из которых в состав стяжки добавлен в керамзит, а в другом случае керамзит в стяжке отсутствует.

Условия моделирования приняты такими же, как и для условий моделирования двумерной модели при расчетной температуре наружного воздуха.

Температура наружного воздуха: t_{нар.возд.} = -33 (расчетная температура наружного воздуха для города Уфы для проектирования систем отопления).

Температура внутреннего воздуха (с учетом вертикального распределения по зонам помещения): t_{внутр.возд.1} = 22°С, t_{внуутр.возд.2} = 18°С.

Вариант 1

В составе стяжки отсутствует керамзит, коэффициент теплопроводности стяжки λ = 0,8 Вт/(м·°С)

Температура в контрольной точке t_к.т.1 = 15,504 °С.

Варинт 2

В состав стяжки добавлен керамзит, коэффициент теплопроводности стяжки λ = 0,51 Вт/(м·°С)

Температура в контрольной точке t_к.т.2 = 15,44 °С.

Разность значений температур в первом и втором вариантах составляет:

∆t_к.т. = 0,064 °С.

При этом закономерность, выявленная при двумерном моделировании, сохраняется – при добавлении в стяжку керамзита, температура в контрольной точке понижается, при прочих равных условиях.

На рисунке 7 графически представлены векторы  распределения тепловых потоков в тоще ограждающей конструкции при трехмерном моделировании.

При этом численное значение разности величин тепловых потоков для состава стяжки без внесения керамзита и с керамзитом, составляет ∆q = 0,029 Вт/м².

Для оценки изменения величины потерь через ограждающие конструкции, примем к рассмотрению конструкцию типового 12-ти этажного жилого дома, имеющего в плане размеры 50 х 14,6 м. Площадь ограждающих конструкций, приходящаяся на рассматриваемую область, по всей поверхности фасада рассматриваемого здания, составит S_обл = 248,1м².

                                     Рисунок 7

Изменение величины потерь тепловой энергии путем теплопередачи через ограждающие конструкции здания в следствие изменения компонентного состава стяжки, определим по выражению:

Q = ∆q * S_обл = 0,029 * 248,1 = 7,2 Вт.

Для определения экономической целесообразности применения модифицированных составов стяжки с внесением в компонентный состав керамзита, распространим полученные результаты расчетов, выполненных на расчетную температуру наружного воздуха (для г. Уфы -33 °С),  на отопительный сезон с учетом среднезимних температур наружного воздуха и расчетной продолжительности отопительного сезона согласно данным, представленным в таблице 1.

Согласно выполненных расчетов (для условий среднезимних температур наружного воздуха), разность величин тепловых потоков для состава стяжки без внесения керамзита и с керамзитом, составит ∆q = 0,054 Вт/м².

Изменение величины потерь через ограждающие конструкции за период отопительного сезона (для условий среднезимних температур для г. Уфы -6 °С)

  Q = 67201,36 Вт или 0,058 Гкал, что в денежном выражении, при тарифе на тепловую энергию в городе Уфа в 2017 году – 1902,23 руб. с НДС, составит 110 руб.

Данный перерасход денежных средств на оплату тепловой энергии на нужды отопления здания, следует считать несоизмеримым при наличии иных, 

Обследование тепловизором. Производители строительных материалов доверяют нам проверку качества своей продукции.

Опыт реализации энергосервисных контрактов.

Хочется рассказать о собственном опыте реализации энергосервисных контрактов, тех действиях и решениях, которые предпринимала наша компания при выполнении подобных контрактов.
   Наверное сразу стоит внести некоторую ясность и сказать о том, что всего за период с 2013 по 2016 год нашей компанией было реализовано порядка 11 контрактов. Попытки заключения подобных договоров начинались с переписки с чиновниками, с личными встречами и попытками хоть как-то достучаться до сознания людей и дать понять, что нужно все это не в последнюю очередь и им тоже. Но все наши попытки разбивались о банальное непонимание ситуации в принципе. У людей с закостеневшим сознанием не укладывалось в голове как коммерческая компания может вкладывать деньги в бюджетные учреждения, на нас косо смотрели, принимали за аферистов и грозились проверками, а чаще просто отделывались отписками с общими фразами. В период активного продвижения услуги, компания разослала порядка четырехсот писем во всевозможные инстанции - главам администраций городов и районов Республики Башкортостан, руководителям министерств и ведомств, а также непосредственно в бюджетные учреждения и организации. Результат был ошеломительный - ни одного заключенного контракта через 5 месяцев с начала активного предложения услуги на рынке Башкортостана. На тот момент в стране в стране уже существовала нормативная документация, регламентирующая порядок реализации энергосервисных контрактов, но отсутствовал реальный опыт у бюджетных учреждений. Но даже не отсутствие опыта и возможности изучить чьи-то наработки в этой области, а банальное НЕЖЕЛАНИЕ ЭКОНОМИТЬ, становилось поводом для отказа в заключении контрактов.
И все же, не несмотря на трудности контракты были заключены. Первым этапом реализации каждого проекта стало - разработка стратегии, общей концепции, суть которой сводилась к идее реализации энергосервисных контрактов как долгосрочных инвестиционных проектов. Первое - это понимание экономических принципов, являющихся основой реализации энрегосервисных контрактов, суть которых сводится к тому, что учреждение, организация или предприятие не привлекая собственных средств реализует комплекс энергосберегающих проектов путем заключения контрактов с энергосервисными компаниями, которые в свою очередь используя собственные или заемные средства осуществляют закупку оборудования, его монтаж и последующее техническое обслуживание (при необходимости) в течении всего периода действия энергосервисного контракта. Заинтересованность и возможная выгода от реализации подобных проектов казалось бы очевидна для обоих сторон - Заказчик выполняет требования Федерального законодательства, а именно ФЗ-261 "Об энергосбережении..." и экономит бюджетные средства, направляемые на приобретение энергоресурсов и воды, а Исполнитель гарантированно имеет возможность заключать контракты. Но на каждом из этапов есть нюансы, сдерживающие  развитие данного направления бизнес проектов.
Первый и наверное самый важный фактор - способность корректно оценить перспективы реализации каждого конкретного проекта, грамотно разработать технико-экономическое обоснование и оценить все возможные риски.

Курс лекций по теме "Энергоаудит и энергосбережение" часть 2

Директор ООО «Энергосберегающие технологии»
Левадний Дмитрий Николаевич
тел./ф. (347) 252-15-41
Почтовый адрес: 450022, Россия,
Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Менделеева, 134
E-mail: ensbtex@mail.ru
www.ensbtex.ru

2 Потери энергоресурсов

2.1 Основные понятия

Термины и определения

Фактические  (отчетные) потери электроэнергии – разность количества электроэнергии, поступившей в сеть, и электроэнергии, отпущенной потребителям, определяемая по данным системы учета поступления и полезного отпуска электроэнергии. 

Технические потери электроэнергии – потери электроэнергии, обусловленные физическими процессами в проводниках и электрооборудовании, происходящими при передаче электроэнергии по электрическим сетям.

Расход электроэнергии на собственные нужды подстанций – расход электроэнергии, необходимый для обеспечения работы технологического оборудования подстанций и жизнедеятельности обслуживающего персонала, определяемый по показаниям приборов учета, установленных на трансформаторах собственных нужд подстанций.

Система учета электроэнергии на объекте – совокупность измерительных комплексов, обеспечивающих измерение поступления и отпуска электроэнергии на объекте и включающих в себя измерительные трансформаторы тока (ТТ), напряжения (ТН), электросчетчики, автоматизированные системы учета, соединительные провода и кабели.

Потери электроэнергии, обусловленные инструментальными погрешностями ее измерения – недоучет электроэнергии, обусловленный техническими характеристиками и режимами работы приборов учета электроэнергии на объекте (отрицательная систематическая составляющая погрешности системы учета).

Технологические потери – сумма технических потерь, расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и потерь, обусловленных инструментальными погрешностями измерения электроэнергии.

Коммерческие потери – потери, обусловленные хищениями электроэнергии, несоответствием показаний счетчиков оплате за электроэнергию и другими причинами в сфере организации контроля за потреблением энергии.

Фактический небаланс электроэнергии на объекте – разность электроэнергии, поступившей на объект, и суммы трех составляющих: электроэнергии, отпущенной с объекта, расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций и технических потерь в сетях и оборудовании объекта.

Мероприятие по снижению потерь электроэнергии – мероприятие, проведение которого экономически оправдано за счет получаемой экономии электроэнергии.

Мероприятие с сопутствующим снижением потерь электроэнергии – мероприятие, проводящее к снижению потерь электроэнергии, но затраты на которое не окупаются только за счет их снижения.

 Структура отчетных потерь электроэнергии  

 Схема

                                                                                                                                    

2.2 Технические потери

Нагрузочные потери

Нагрузочные потери в линиях и трансформаторах

Способы расчета нагрузочных потерь можно представить в виде следующей структурной диаграммы:

Схема

Оперативные расчеты – расчеты на основании информации о нагрузках ветвей, поступающей в вычислительный центр системы от средств телеизмерений.

Аналитические расчеты – расчеты потерь электроэнергии за период Т на основе расчета потерь мощности в ограниченном числе режимов. В данном случае потери мощности умножают на определённые тем или иным способом интегрирующие множители, численные значения которых рассчитывают на основе данных о графиках нагрузки.

Оценочные расчеты – расчеты, проводимые на основе обобщенных данных о схемах сетей.

В обобщенном виде потери в линиях и силовых трансформаторах могут быть определены как потери в элементе сети по выражению :

∆P=P2+Q2U2∙R ,

Где P и Q –активная и реактивная мощности, передаваемые по элементу сети.

Потери в трансформаторах тока

Потери активной мощности в ТТ и его вторичной цепи определяют суммой трех составляющих: потерь в первичной, вторичной обмотках и потерь в нагрузке вторичной цепи.

Общее выражение для расчета потерь электроэнергии в ТТ одного подключения за расчетный период Д, имеет вид:

∆WTT=(a+b∙KT)∙βTT экв2∙24∙Д∙10-6 ,

Где βTT экв2  – коэффициент эквивалентной токовой нагрузки ТТ;

      a и b  – коэффициенты зависимости удельных потерь мощности в ТТ и в его вторичной цепи ∆PTT , имеющей вид:

Для первой группы напряжением 10 кВ

∆PTT=104+30∙KTT  

Для второй группы напряжением 35 кВ

∆PTT=104+60∙KTT  

Для третье группы напряжением 110 кВ и выше

∆PTT=104+270∙KTT  

Потери в высокочастотных заградителях связи

При передаче по проводам линий электропередач сигналов ВЧ-связи, оборудование подстанций оказывает сильное шунтирующие воздействие на эти сигналы. Для ослабления этого воздействия перед шинами приемной и передающей подстанции устанавливают высокочастотные заградители, представляющие собой реакторы с небольшим активным сопротивлением, «запирающие» сигналами ВЧ-связи путь на шины подстанций. Устройства присоединения ВЧ-связи потребляют небольшую мощность в постоянном режиме, поэтому эти потери относятся к потерям холостого хода.

Суммарные потери в высокочастотных заградителях и устройстве присоединения на одной фазе воздушной линии могут быть рассчитаны по выражению, тыс. кВт*ч:

∆WВЧ=(∆Pном∙βВЗ2+∆Pпр)∙24∙Д∙10-3

Где βВЗ2  – отношение среднеквадратичного рабочего тока ВЗ за рассматриваемый приод к его номинальному току

∆Pпр  – потери в устройствах присоединения, кВт, величина постоянная для различных уровней напряжения 110 кВт – 0,036; 220 кВт – 0,063; 330 кВт – 0,19; 500 кВт – 0,4.

Потери в токоограничивающих реакторах

По своей конструкции токоограничивающие реакторы мало отличаются от высокочастотных заградителей связи. В паспортных данных потери в реакторах приводятся в виде удельных потерь мощности ∆pном , кВт/фаза, при номинальном токе.

Потери энергии в трехфазной группе реакторов определяют по выражению, тыс. кВт*ч:

∆Wp=3∆pном∙IрIном2∙τ∙24∙Д∙10-3,

Где Iр  и Iном  – соответственно максимальный рабочий и номинальный токи реактора.

Потери холостого хода

- потери электроэнергии холостого хода в силовом трансформаторе

Потери холостого хода определяют на основе известных паспортных данных потерь мощности холостого хода

∆Wx=24∙Д∙∆Px∙10-3

- потери в компенсирующих устройствах

- потери в в батареях конденсаторов  определяют на основе известных удельных потерь мощности ∆pБК , кВт/квар:

∆WБК=∆pБК∙WQБК,

Где WQБК  – реактивная энергия, выработанная батарей конденсаторов за расчетный период. Обычно ∆pБК  = 0,003.

- потери в синхронных компенсаторах (СК) теоретически нельзя полностью отнести к потерям холостого хода, так как потери в любой электрической машине имеют и нагрузочную составляющую (как и в трансформаторе). Данные потери определяются по выражению:

∆WСК=∆Pном∙TСК∙dx+(1-dx)∙kmax2∙k3+2k323

Где ∆Pном  – потери в СК при номинальной загрузке;

TСК  – время работы  СК в расчетном периоде (оно может быть меньше, чем 24 Д);

kmax  - Qmax / Qном – коэффициент максимальной загрузки СК;

dx  – доля потерь холостого хода в значении ∆Pном

Значение dx  для используемых СК находится в диапазоне 0,3 – 0,5. В расчетах может быть использовано значение 0,4.

Коэффициент заполнения графика реактивной нагрузки СК определяют по выработанной СК реактивной энергии ∆WQСК  за время Тск :

kз=WQСКQm��x∙Тск

При этом WQСК  определяют как сумму потребленной и отданной в сеть реактивной энергии.

- потери в трансформаторах напряжения

Трансформаторы напряжения работают в режиме, близком к холостому ходу. Потери активной мощности в ТН состоят из потерь в самом ТН и в его вторичной нагрузке. Потери в самом ТН состоят в основном из потерь в стальном магнитопроводе трансформатора.

Суммарные потери электроэнергии в ТН и нагрузке его вторичной цепи определяются по выражениям, тыс. кВт*ч:

Для ТН напряжением 20 кВ и ниже:

∆WТН=(U+β2ТН∙pн2∙KТП)∙24∙Д∙10-6

Для ТН напряжением более 20 кВ:

∆WТН=(U+β2ТН∙pн2∙KТП)∙24∙Д∙10-6

- потери в изоляции кабельных линий определяют по выражению, тыс. кВт*ч:

∆Wкаб=24∙Д∙bc∙U2∙tgδ∙Lкаб

Где bc  – емкостная проводимость кабеля, Сим/км;

U – напряжение, кВ;

Lкаб  – длина кабеля, км

tgδ  – тангенс угла диэлектрических потерь, определяемый по выражению:

tg∙δ=0,003+0,0002*Тсл*(1+аТ*Тсл)

Где Тсл – число лет эксплуатации кабеля.

Данная зависимость определяет улучшение качества изоляции в связи с совершенствованием технологии ее изготовления. При этом учитывается срок службы кабеля, соответственно если срок службы велик, то, соответственно и величина потерь увеличивается.

Климатические потери

К данному типу потерь относятся два вида потерь – потери на корону и потери из-за токов утечки по изоляторам ВЛ и подстанций.

- Потери на корону

Потери на корону зависят от сечения проводников и рабочего напряжения ( чем меньше сечение и выше напряжение, тем больше удельная напряженность на поверхности провода и тем больше потери), конструкции фазы, а также от погоды. Удельные потери определяют на основании экспериментальных исследований. Основная доля потерь мощности на корону приходится на линии ВЛ 500кВ как в силу высокого номинального напряжения, так и их большой протяженности. Потери мощности на корону в линиях с уровнем напряжения менее 110 кВ, в расчетах не рассматриваются по причине малой вероятности возникновения короны на таких уровнях напряжения. Все расчеты ведутся на основании опытных и экспериментальных данных, сводимых в ведомственные показатели удельных потерь соответствующих энергосистем.

- Потери от токов утечки по изоляторам воздушных линий

Возможная величина токов утечки по изоляторам нормируется в зависимости от степени загрязненности атмосферы. Существует всего семь уровней степени загрязненности атмосферы от минимальной, до максимальной приходящейся на районы с промышленными источниками загрязнений различной интенсивности. При увеличении уровня загрязнения должно быть соответственно увеличено количество изоляторов в гирлянде.

Потери электроэнергии, обусловленные токами утечки по изоляторам ВЛ, можно определить по выражению, тыс. кВт*ч:

∆Wиз=Uном23∙Rиз∙Nиз∙Твл∙Nгир∙10-3

Где Твл  – продолжительность в расчетном периоде влажной погоды (туман, роса и моросящие дожди)

Nгир  - число гирлянд изоляторов

Nиз  – число изоляторов в фазе

- транзитные потери

Транзитом электрической мощности и энергии называется передача электрической мощности и энергии из одной энергосистемы в другую по сетям третьей энергосистемы. Субъект, осуществляющий через свои сети транзит электрической мощности и энергии, называют транзитером (энергосистема-транзитер).

Транзитные потери мощности определяют как разность нагрузочных потерь активной мощности в сетях транзитера в режимах с транзитом мощности и без него. Их расчет может осуществляться следующими методами:

- методом прямых расчетов электрических режимов сети транзитера на каждом часовом интервале на основе расчетной схемы сети и данных о режимных параметрах узлов, получаемых от системы телеизмерений, с определением средних потерь мощности на каждом часовом интервале и потерь электроэнергии за расчетный период как интеграла потерь мощности;

- по нормативной характеристике потерь мощности (энергии) в сети транзитера, представляющей собой зависимость потерь от перетоков, полученную с помощью аппроксимации результатов предварительно проведенных вариантов расчетов электрических режимов сети транзитера;

- по нормативам транзитных потерь мощности (энергии), представляющих собой доли (проценты) от соответствующих значений транзитных перетоков.

Потери мощности от транзитного перетока в рассматриваемом часовом периоде определяют по формуле:

∆Pтр=∆P1-∆P2

Где ∆P1 и ∆P2  – суммарные нагрузочные потери мощности в сетях транзитера в соответствующих режимах.

Потери энергии за рассматриваемый интервал времени определяют по формуле:

∆W=∆Pтр∙t