Модернизация Алматинской ТЭЦ-2 путём изменения водно-химического режима системы подготовки подпиточной воды с целью повышения температуры сетевой воды до 140–145 С

Теплоэнергетика является ведущей отраслью современного индустриально развитого народного хозяйства. Основным направлением в развитии энергетики является централизация энергоснабжения промышленности, сельского хозяйства, городов и населенных пунктов. В числе энергоносителей особо важное место занимает электроэнергия в силу универсальности ее применения в различных отраслях, на транспорте и в быту, а также возможности транспортировать на многие сотни и тысячи километров при минимальных потерях. Для организации рационального энергоснабжения особенно большое значение имеет теплофикация, являющаяся наиболее совершенным методом централизованного теплоснабжения и одним из основных путей снижения удельного расхода топлива на выработку электрической энергии.

При теплофикации реализуются два основных принципа рационального энергоснабжения:

- комбинированное производство тепла и электрической энергии, осуществляемое на теплоэлектроцентрали;

- централизация теплоснабжения, т.е. подача тепла от одного источника многочисленным тепловым потребителям.

Важной составной частью систем централизованного теплоснабжения являются тепловые сети, предназначенные для транспортирования и распределения теплоносителя.

Развитие централизованного теплоснабжения осуществляется путем строительства ТЭЦ различной теплопроизводительности.

Строительство теплоэлектроцентралей для нужд отопления и горячего водоснабжения ведется как в районах массовой жилой застройки, так и в сельской местности.

Задачей данного дипломного проекта является модернизация АТЭЦ – 2, с рассмотрением оптимизации водно-химического режима тепловых сетей с целью исключения запертой мощности работающей на каменном угле и обеспечивающей электрической энергией и теплом коммунальные и промышленные предприятия.

В первом разделе проекта приводятся расчеты тепловых нагрузок на отопление и вентиляцию, и горячее водоснабжение, годовой график теплопотребления, выбор основного оборудования ТЭЦ, расчет тепловой схемы паротурбинной установки и ее технико-экономических показателей.

Во втором разделе рассматривается применение водно-химический режим тепловых сетей.

Использование природных вод в качестве теплоносителя, особенно при повышенных температурах и давлениях, приводит к выделению на теплонесущих поверхностях или “поверхностях контакта” различных отложений, содержащихся в этой воде, которые могут привести к снижению температуры сетевой воды, увеличению расхода топлива, аварийному или преждевременному останову оборудования и снижению его производительности. Во избежание всего этого, требуется ограничить или полностью исключить накипеобразования на теплообменных поверхностях.

В последнее время для этих целей широко используется метод коррекционной обработки воды с помощью ингибиторов отложений (ИОМСа). Влияние ИОМСа и его композиций на кристаллизацию труднорастворимых соединений, экспериментальные исследования и их результаты рассматриваются в этом разделе.

В экономической части дипломного проекта составляется бизнес-план, производится расчет технико-экономических показателей ТЭЦ, себестоимости электрической энергии и теплоты.

В разделе охраны труда и безопасности жизнедеятельности рассматриваются вопросы производственной санитарии, противопожарных мероприятий, сейсмостойкого проектирования ТЭЦ, а также производится расчет вентиляции в котельном цехе, расчет рассеивания вредных веществ и выбор оптимальной высоты трубы.

2. Описание и расчёт тепловой схемы АТЭЦ - 2

2.1Краткое описание электростанции

2.1.1 Основное оборудование

На Алматинской ТЭЦ – 2 установлено 7 энергетических котлов: БКЗ – 420 – 140 – 7С

Сжигаемое топливо: Каменный уголь

Установлено 7 турбин:

одна паровая турбина типа Р – 50 – 130/13

три паровых турбины типа ПТ – 80/100 – 130/13

три паровых турбины типа Т – 110/120 – 130 – 5

На начало 2002 года установленная мощность станции составила:

- электрическая – 510 МВт

- тепловая – 1176 Гкал/ч

Располагаемая мощность составила:

- электрическая – 357 МВт

- тепловая – 721 Гкал/ч

Максимальная тепловая нагрузка составила 613 Гкал/ч.

Причиной в разрыве установленной и располагаемой мощности является дефицит паропроизводительности котлов, работающих на непроектном топливе и низкая тепловая загрузка турбин.

Кроме того, из-за отсутствия потребителя 1,3 МПа турбина Р–50–130/13 недовырабатывает энергию. Выработка электроэнергии в конденсационном режиме ограничивается недостаточной охлаждающей способностью градирен и неудовлетворительным состоянием конденсаторов турбин.

2.2 Тепловая схема ТЭЦ

ТЭЦ работает по тепловому графику с довыработкой электроэнергии в конденсационном режиме. Тепловая схема выполнена по секционному принципу с поперечными связями по пару и воде. Восполнение потерь в цикле обеспечивается химобессоленной водой. В качестве исходной воды для подпитки котлов и теплосети используется вода питьевого качества. Отпуск тепла от ТЭЦ осуществляется в горячей воде для зоны теплофикации г.Алматы и в паре для расположенного на прилегающей территории мазутохозяйства АПК РКТ. ТЭЦ работает в базовом режиме совместно с Западным тепловым комплексом (ЗТК), который работает в пиковом режиме.Выдача тепла на ЗТК осуществляется по тепломагистрали из двух труб Д_у= 800 и 1000 мм. Система горячего водоснабжения открытая. Температурный график отпуска тепла - специальный с температурой сетевой воды зимой - 150^ОС, летом - 70^ОС.

Выдача тепла в пос. Алгабас по тепломагистрали из труб Д_у= 400 мм, по традиционной двухтрубной системе.

Мазутохозяйству АПТС по двум паропроводам Д_у= 150 мм, с максимальным расчетным расходом тепла 17.6 Гкалл/ч.

2.2.1 Газоочистное оборудование

Для очистки дымовых газов от вредных веществ на котлах станции применяются мокрые золоуловители скрубберы МВ-ВТИ с предвключенными трубами Вентури.

Дымовые газы от котлов выбрасываются через две дымовые трубы высотой 129 м, диаметром устья 6,0 и 6,6 м. К трубе № 1 подключены котлы ст. № 1,2,3,4, к трубе № 2 котлы ст. № 5,6,7.

2.2.2 Топливное хозяйство

Тракт топливоподачи состоит из следующих сооружений:

1. Разгрузочное устройство, состоящее из двух роторных четырехопорных вагоноопрокидывателей, рассчитанных на разгрузку вагонов до 134 тонн. Дробление угля на решетках приемных бункеров осуществляется дробильно-фрезерными машинами ДФМ-11. Из бункеров на ленточные конвейеры топливо подается качающимися питателями. Надвиг вагонов осуществляется локомотивами.

2. Дробильный корпус, оборудованный двумя молотковыми дробилками типа Д 20х20 производительностью 1000 т/ч каждая.

3. Склад угля емкостью 362730 тонн, оборудован ленточными конвейерами выдачи топлива на склад и со склада. Выдача топлива на склад производится из дробильного корпуса, до дробилок, со склада бульдозерами через загрузочные бункера с решетками, с помощью качающихся питателей.

4. Основной тракт топливоподачи, состоящий из ленточных конвейеров 1 и 2 подъема, шириной ленты 1400 мм. На втором подъеме топливо взвешивается ленточными весами типа ЛТМ. Для предохранения дробилок и мельниц на конвейерах ст. №2 и №3 установлены магнитные сепараторы: шкивные и подвесные.

5. Топливоподача в пределах главного корпуса, где производится загрузка бункеров сырого угля с помощью двухсторонних стационарных плужковых сбрасывателей. В башне пересыпке главного корпуса установлены пробоотборные установки в комплекте с дробильно-делительной установкой.

Для разгрузки неисправных вагонов служит эстокада высотой 3м, длиной 120 м, оснащенная люкозакрывателями.

Для размораживания пребывающего на ТЭЦ смерзшегося угля эксплуатируется двухпутное размораживающее устройство на 20 вагонов.

Мазутное хозяйство на Алматинской ТЭЦ-2 рассчитано на прием восьми 60-тонных железнодорожных цистерн, хранение мазута марки "100" и подачу его в котельное отделение на растопку и подсветку котлов, до 45 м³/ч, давлением Р=2.2 МПа, с учетом рециркуляции и состоит из:

1. Сливной железнодорожной эстокады длиной 100 м с приемной емкостью, оснащенной четырьмя погружными насосами.

2. Склада мазута, состоящего из трех надземных металлических резервуаров по 1000 м³.

3. Мазутонасосной, сблокированной с маслоаппаратной.

2.2.3 ХВО

Химводоочистка подпитки котлов работает по схеме Н-ОН обессоливания с производительностью 140 м³/час.

Химводоочистка подпитки теплосети работает по­ схеме обработки комплексоном ИОМС и подкисления с последующей декарбонизацией. Производительность установки 7000 м³/ч.

2.2.4 Система технического водоснабжения

Система технического водоснабжения ТЭЦ – оборотная. В качестве охладителей используются вентиляторные плёночные градирни. Подача охлаждающей воды на конденсаторы происходит под действием естественного напора. Возврат нагретой воды производится с помощью циркуляционных насосов.

2.2.5 Система гидрозолоудаления

Система гидрозолоудаления ТЭЦ оборотная, гидравлическая, включает в себя 3 багерных насосных, золошлакопроводы, водоводы, насосные станции осветлённой воды и двухсекционный золоотвал.

Насосная № 1 транспортирует золу и шлак от котлов ст. № 1, 2, 3, насосная № 3 золу от котлов ст. № 4, 5, 6, 7, насосная № 2 шлак от котлов ст. № 4, 5, 6, 7.

Осветленная вода с золоотвала насосами подается через промежуточную емкость на всас насосов. Насосы орошающей воды (НОВ) подают осветленную воду на сопла труб Вентури и орошение эмульгаторов котлов ст. № 1, 3. На орошение скрубберов, транспорт золы и шлака, охлаждение подается осветленная вода от коллектора насосов НГЗУ.

Планируется установка еще одной багерной насосной станции с котлом ст. № 8.

2.3 Тепловой расчет

Согласно исходным данным, тепловая нагрузка на отопление и вентиляцию составляет Q_от+в.= 0,65 ГВт; на горячее водоснабжение Q_г.в.с.= 0,28 ГВт; температура наружная средняя t_н.ср. = -7,4^оС ; температура наружная расчетная t_н.р. = -25^оС ; температура наружного воздуха наиболее холодного месяца t_н.х.м. = -10^оС ; расход пара на производство Д _п. =780 т/ч.

2.3.1 Расчет тепловых нагрузок

Расчет исходных тепловых нагрузок производится для четырех режимов работы теплоэлектроцентрали.

I - режим максимально зимний, отвечающий температуре наружного воздуха.

Q^I – вычисляется, как сумма максимальных нагрузок:

Q^I = Q_от.+в. + Q_г.в.с. = 0,65 + 0,28 = 0,93 ГВт;

II – режим отвечает средней за наиболее холодный месяц температуре наружного воздуха t_н.х.м. и равен:

Q^II = ( t_в.- t_н.х.м.) / ( t_в.- t_н.р.) * Q^I+ Q_г.в.с. = ( 20 - (-10)) / ( 20 – (-25)) * 0,93 + 0,28 = 0,9 ГВт;

где т_в.- температура внутри помещения по санитарным нормам.

III – режим средне зимний, соответствует средней температуре наружного воздуха на отопительный период t_н.^ср.:

Q^III = ( t_в. – t_н.ср.) / ( t_в. – t_н.р.) * Q_от.+в. + Q_г.в.с. = ( 20 – (-7,4)) /( 20 – (-25)) * 0,65 + + 0,28 = 0,676 ГВт;

IV – режим летний, характеризует работу ТЭЦ в летний период, когда отсутствует нагрузка на отопление и вентиляцию:

Q^IV = ( t_г.в. – t_х.в.^лето) / ( t_г.в. – t_х.в.^зима) * β * Q_г.в.с. = ( 55 – 15) / ( 55 – 5 ) * 0,8 * 0,28 = = 0,179 ГВт;

где t_х.в.^лето – температура холодной воды в неотопительный период;

t_х.в.^зима – температура холодной воды в отопительный период;

β - учитывает снижение расхода воды в летний период ( 0,8-1,0 ).

2.3.2 Построение годового графика теплопотребления

Для установления экономичного режима работы теплофикационного оборудования, выбора наивыгоднейших параметров теплоносителя, определения выработки электроэнергии на ТЭЦ строят график продолжительности тепловой нагрузки (годовой график теплопотребления) для отопительного и неотопительного периодов (условно для зимнего и летнего периода). Он строится по данным расчета тепловой нагрузки и климатологическим данным. Отопительный (зимний) период определяется как продолжительность стояния в течение года среднесуточных устойчивых температур наружного воздуха t_i ≤ 8^оС.

Годовой график теплопотребления состоит из двух частей: левой – в координатах Q-t, и правой – в координатах Q-n, где t_i – текущая температура наружного воздуха; n – время, час.

В левой части строятся графики зависимости тепловых нагрузок ( Q_от.+в., Q_г.в.с.^зима и Q_г.в.с.^лето )_, суммарной тепловой нагрузки ( Q_тэц. ) от текущей температуры наружного воздуха t_i, ^оС.

Q_г.в.с.^лето = 0,65 * Q_г.в.с.^зима = 0,65 * 0,28 = 0,182 ГВт.

Q_тэц. = Q_от.+в. + Q_г.в.с. = 0,65 + 0,28 = 0,93 ГВт.

Правая часть графика характеризует продолжительность суммарной тепловой нагрузки в течение года. Она строится по графику Q(t_i) по продолжительности стояний определенных температурных градаций n_i. При этом ∑n_i равна продолжительности отопительного периода n_o. Масштаб времени n: 1мм.- 50 часов.

3. Выбор и описание основного и вспомогательного оборудования

3.1 Выбор основного оборудования ТЭЦ

Основное оборудование ТЭЦ выбирается по среднеотопительной нагрузке третьего режима Q^III. Найдем величину расхода пара в теплофикационный отбор:

Д_т. = Q_т / (i_т – i_ок.) * η_п = 0,676 * 10⁶ /(2700 – 280) * 0,98 = 285,04 кг/с = 1026,143 т/ч,

где i_т - энтальпия пара теплофикационного отбора при среднем давлении в отборе Р_т, кДж/кг;

i_ок. – энтальпия воды из теплофикационного отбора после полной конденсации, кДж/кг;

η_п – КПД подогревателя;

3.1.1 Выбор турбоустановок

Выбор турбин производится таким образом, чтобы обеспечить покрытие тепловых нагрузок с помощью наиболее крупного оборудования при оптимальном коэффициенте теплофикации. Выбор турбин производится по заданному расходу пара на производственные нужды - Д_п., т/ч и рассчитанному расходу пара в теплофикационный отбор – Д_т., т/ч.

Выбираем три турбины типа ПТ – 80/100 – 130/13.

Одновальная двухцилиндровая турбина номинальной мощностью N = 80 МВт на 3000 об/мин предназначена для привода электрического генератора. Турбина имеет два регулируемых отбора пара для снабжения внешних производственных и теплофикационных потребителей, и рассчитана на параметры свежего пара: давление Р_о = 12,75 МПа и температуру t_o = 555^оС, при одновременных отборах пара на производство в количестве 300 т/ч и на теплофикацию в количестве 200 т/ч. Расход свежего пара Д_о = 470 т/ч. Максимально допустимая мощность турбины составляет 100 МВт.

Расчетная температура охлаждающей воды, поступающей в конденсатор, составляет 20^оС, максимально допустимая 33^оС.

В турбине предусмотрено семь регенеративных отборов пара для подогрева питательной воды.

А также выбираем две турбины типа Т – 110/120 – 130. Трехцилиндровая турбина номинальной мощностью N = 110 МВт предназначена специально для покрытия отопительной нагрузки, при расходе свежего пара Д_о = 485 т/ч и расчетных параметрах: давление Р_о = 12,75 МПа, температура t_o = 555^оС. Скорость вращения 3000 об/мин. Максимально допустимая мощность турбины составляет 120 МВт. Суммарный отбор пара на теплофикацию Д_т. = 320 т/ч, расход тепла 670 ГДж/ч.

Расчетная температура охлаждающей воды, поступающей в конденсатор, составляет 20^оС.

Турбина имеет два отопительных отбора, из которых один регулируемый, и пять регенеративных отборов.

Роторы ЦВД и ЦСД соединены жесткой муфтой и имеют один общий упорный подшипник комбинированного типа. Роторы ЦСД, ЦНД и генератора соединены полугибкими муфтами.

Критические числа оборотов роторов турбины: ЦВД - 2325 об/мин, ЦСД - 2210 об/мин.

Турбина снабжена валоповоротным устройством.

3.1.2 Выбор энергетических котлов

Количество и единичная мощность устанавливаемых котлов зависит от суммарных тепловых нагрузок ТЭЦ и режима отпуска тепла, и определяется режимом потребления тепла отдельными потребителями.

Энергетические котлы должны обеспечить суммарный расход пара на турбоустановки в номинальном режиме и параметры острого пара на паровпуске в турбину.

Число котельных агрегатов должно удовлетворять условию обеспечения теплом в расчетно-контрольном режиме (III – режиме), при средней температуре наружного воздуха самого холодного месяца за отопительный период, при выходе из строя одного из котлов.

Зная суммарный расход острого пара на турбоустановки Д_о = 2380 т/ч и параметры пара, выбираем шесть котлов типа БКЗ – 420 – 140 – 7С, производительностью Д = 420 т/ч и параметрами:

давление пара за котлом Р = 13,73 МПа;

температура перегретого пара t = 560^оС;

температура питательной воды t = 230^оС;

температура уходящих газов t = 120^оС;

Топливом является Карагандинский уголь Промпрдукт.

Расход топлива на котел В = 70,4 т/ч.

КПД котла η = 88,5%.

3.2 Расчет тепловой схемы паротурбинной установки

3.2.1 Турбоустановка Т-110/120-130

Расчет тепловой схемы производится по расчетной схеме паротурбинной установки.

Таблица 1.1. Параметры пара в камерах нерегулируемых отборов на номинальном режиме

По данным таблицы 1.1. находим энтальпии пара в регенеративных отборах. Полученные значения заносятся в сводную таблицу параметров регенеративных отборов (табл. 1.2).

По давлению пара в отборе находится температура насыщения t_Нi, ^оС, энтальпия дренажа i_Дрi, кДж/кг.

Температура после поверхностного подогревателя с учетом недогрева, равным _Δt = 5^oC:

t_Вi^’= t_Вi^’’ = t_Нi - 5;

В деаэраторе недогрев отсутствует, так как это подогреватель смешивающего типа.

Энтальпии воды и пара определяются по таблицам.

Давление питательной воды в ПВД определяется как:

Р_п.в. = 1,4 * Р_о = 1,4 * 12,75 = 17,85 МПа.

Для удобства в таблицу включен коэффициент недовыработки электроэнергии, который зависит от параметров отбора и вычисляется как:

у_i = i_i – i_k / i_o - i_k,

где i_k = 2563 кДж/кг – энтальпия отработавшего пара, находится по давлению Р_к = 5,3 * 10^-3МПа;

i_o = 3520 кДж/кг – энтальпия свежего пара при Р_о = 12,75 МПа, t_o = 555^оС.

Таблица 1.2. Сводная таблица параметров регенеративных отборов

Составляем уравнение теплового баланса для подогревателей высокого и низкого давления, деаэратора, используя данные таблицы 1.2.

Находим доли отборов:

ПВД № 7

α₇ * (i₇ – i_ДР7) * η_п = α_пв * (i_В7^’’ – i_В7^’);

α₇ = α_пв * (i_В7^’’ – i_В7^’) / (i₇ – i_ДР7) * η_п;

α₇=1*(1009,1–900,36)/(3200 – 1032,88) * 0,98 = 0,0512;

0,0512*(3200–1032,88)*0,98=1*(1099,1– 900,36);

108,74 = 108,74;

ПВД № 6

α₆* (i₆ – i_ДР6) * η_п + α₇ * (i_ДР7 – i_ДР6) * η_п = α_пв*(i_В6^’’–i_В6^’);

α₆ = α_пв* (i_В6^’’ – i_В6^’) - α₇* (i_ДР7 – i_ДР6) * η_п /(i₆ – i_ДР6) * η_п;

α₆ = 1 * (900,36 – 760,77) – 0,0512 * (1032,88 – 923,26)*0,98 / (3100 – 923,26) * 0,98 = 0,0629;

0,0629 * (3100 – 923,26) * 0,98 + +0,0512 * (1032,88 – 923,26) * 0,98 = 1 * (900,36 – 760,77);

139,68 = 139,59;

ПВД № 5

α₅* (i₅ – i_ДР5)* η_п + (α₇ + α₆)* (i_ДР6 – i_ДР5)* η_п = = α_п* (i_В5^’’–i_В5^’);

α₅ = α_пв * (i_В5^’’ – i_В5^’) – (α₇ + α₆) * (i_ДР6 – i_ДР5)* * η_п / (i₅ – i_ДР5) * η_п;

α₅ = 1 * (782,91 – 760,77) – (0,0512 + 0,0629) * * (923,26–782,86)*0,98 / (2965 – 782,86) * 0,98 = 0,003;

0,003 * (2965 –782,86) * 0,98 + (0,0512 + 0,0629) * (923,26 – 782,86) * 0,98 = 1* (782,91 – 760,77);

22,11 = 22,14;

Деаэратор

α_пд + α_д + (α₇ + α₆ + α₅) = α_пв;

α_пд = α_пв - α_д - (α₇ + α₆ + α₅);

α_пд * i_В4^’’ + α_д * i_д + (α₇ + α₆ + α₅) * i_ДР5 = α_пв * i_В5^’;

(α_пв - α_д - (α₇ + α₆ + α₅))* i_В4^’’+ (α₇ + α₆ + α₅) * i_ДР5 + α_дi_д = = α_пв* i_В5^’;

α_пв*i_В4^’’ - α_д * (i_В4^’’ - i_д) - (α₇ + α₆ + α₅) * (i_В4^’’ - i_ДР5) = α_пв*i_В5^’;

α_д = α_пв * (i_В5^’ - i_В4^’’) - (α₇ + α₆ + α₅) * (i_ДР5 - i_В4^’’) / i_д - i_В4^’’;

α_д = 1 * (782,91 – 628,33) – (0,0512 + 0,0629 + 0,003) * (782,86 – 628,33) / 782,91 – 628,33;

α_д = 0,88;

α_пд = 1 – 0,88 – 0,1171 = 0,0029;

α_пв = 0,0029 + 0,88 + 0,1171 = 1;

ПНД № 4

α₄ * (i₄ – i_ДР4) * η_п = α_пд * (i_В4^’’ – i_В4^’);

α₄ = α_пд * (i_В4^’’ – i_В4^’) / (i₄ – i_ДР4) * η_п;

α₄ = 0,0029 * (628,33 – 525,92) / (2825 – 649,965) * 0,98 = 0,00014;

0,00014 * (2825 – 649,965) * 0,98 = 0,0029 * (628,33 – 525,92);

0,298 = 0,297;

ПНД № 3

α₃ * (i₃ – i_ДР3) * η_п + α₄ * (i_ДР4 – i_ДР3) * η_п = α_пд * (i_В3^’’ –i_В3^’);

α₃ = α_пд * (i_В3^’’ – i_В3^’) – α₄ * (i_ДР4 – i_ДР3) * η_п /(i₃ – i_ДР3) * η_п;

α₃ = 0,0029 * (525,92 – 367,77) – 0,00014 * (649,965 – 547,24)*0,98/(2720 – 547,24) * 0,98 = 0,00021;

0,00021* (2720– 547,24) * 0,98 + +0,00014 * (649,965 – 547,24) * 0,98 = 0,0029 * (525,92 – 367,77);

0,461 = 0,459;

ПНД № 2

α₂ * (i₂ – i_ДР2) * η_п + (α₄ + α₃) * (i_ДР3 – i_ДР2) * η_п = α_пд *(i_В2^’’–i_В2^’);

α₂ = α_пд * (i_В2^’’ – i_В2^’) – (α₄ + α₃) * (i_ДР3 – i_ДР2) * η_п / (i₂ – i_ДР2) * η_п;

α₂ = 0,0029 * (367,77 – 230,55) – (0,00014 + 0,00021) * (547,24 – 388,81) * 0,98 / (2560 – 388,81) * 0,98 = 0,00016;

0,00016 * (2560 –388,81) * 0,98 + +(0,00014 + 0,00021) * (547,24 – 388,81) * 0,98 = 0,0029 * (367,77 – 230,55);

0,395 = 0,398;

ПНД № 1

α₁ * (i₁ – i_ДР1)* η_п + (α₄ + α₃ + α₂) * (i_ДР2 – i_ДР1) * η_п = α_пд*(i_В1^’’–i_В1^’);

α₁ = α_пд * (i_В1^’’ – i_В1^’) – (α₄ + α₃ + α₂) * (i_ДР2 – i_ДР1) * η_п / (i₁ – i_ДР1) * η_п;

α₁ = 0,0029 * (230,55 – 142,38) – (0,00014 + 0,00021 + 0,00016) * (388,81– 251,46