Обладнання 2-го контуру

1.3  Обладнання 2-го контуру

Турбіна К-1000–60/3000 призначена для безпосереднього приводу генератора перемінного струму ТВВ-1000–2УЗ ЛПЕО «Електросила» потужністю 1000 МВт, напругою на виходах 24 кВ. Турбіна К-1000–60/3000 розрахована для роботи в блоці з реактором ВВЕР-1000 (енергоблок складається з одного реактора й однієї турбіни).

Турбіна – парова, конденсаційна, без регульованих доборів пари, із проміжною сепарацією та однократним одноступінчатим паровим проміжним перегрівом. Паророзподіл турбіни дросельного типу, здійснюється чотирма регулювальними клапанами в частині високого тиску і чотирма регулювальними клапанами в частині низького тиску. Турбіна має вісім нерегульованих доборів пари, призначених для регенеративного підігріву основного конденсату і живильної води, живлення приводних турбін живильних турбонасосних агрегатів, підігріву води в мережевих підігрівниках і для забезпечення власних (технологічних) потреб блоку. Перший, другий і третій добори виконані з ЦВТ; четвертий добір виконаний із трубопроводів «холодного» і «гарячого» промперегрыву СПП; п'ятий, шостий, сьомий і восьмий добори – з ЦHТ. Заводські дані про добори пари при номінальному навантаженні турбіни і номінальних початкових і кінцевих параметрах пари приведені в таблиці 1.8.

В місцях виходу роторів з корпусів цилиндрів виконані кінцеві ущільнення. Камери кінцевих ущільнень ЦВТ і ЦHТ з боку проточної частини з'єднані з підводячим колектором в якому підтримується тиск в межах 1,15–1,2 кгс/см². Пара до колектора ущільнень подається з парової зрівняльної лінії чи деаераторів від колектора власних потреб через РУ 14/7. Hа лінії підведення пари до колектора ущільнень турбіни встановлений регулювальний клапан, керування яким виробляється автоматично електронним регулятором тиску або дистанційно оператором. При несправності регулюючого клапана передбачена можливість подачі пари на ущільнення крім нього на байпас із установленої на ньому засувкою. У колектор подачі пари до ущільнень за регулювальним клапаном спрямовані також відводи пари з других камер ущільнень штоків стопорних і регулювальних клапанів високого тиску і перших камер ущільнень штоків стопорних і регулювальних клапанів низького тиску. Hа індивідуальних трубопроводах підведення пари до ущільнень ЦHТ встановлені обмежувальні шайби, що мають обвідні трубопроводи Ду80 із встановленими на них засувками, що призначені для регулювання тиску пари в кожнім ущільненні.

Підведення пари до ЦHТ виконане двостороннім (трубопровід Ду150 – у нижню частину окружності ущільнення пари роторів і трубопроводів. Ду50 – у верхню частину окружності ущільнення пари роторів ЦHТ). В діапазоні навантажень турбоустановки від 20 до 100% від номінальної, пар з ущільнень ЦВТ надходить в колектор, з відкіля направляється до ущільнень ЦHТ. У режимах зі зниженими навантаженнями або при пусках турбіни, коли тиск пари у вихлопній частині ЦВТ нижче атмосферного, кінцеві ущільнення ЦВТ і ЦHТ живляться пором від деаераторів або РУ 14/7.

З метою попередження виходу пари в приміщення машзала, з крайніх камер ущільнень турбіни (з боку атмосфери) виконаний відвід пароповітряної суміші в спеціальний охолоджувач двома ежекторами типу ЕВ-1–230, тиск в якму підтримується приблизно 0.97 кгс/см². Витоки пари через ущільнення штоків стопорних і регулювальних клапанів ЦВТ відводяться: з першої по ходу пари камери – в трубопровід підведення пари в колектор ущільнень до регулюючого клапана; з другої камери – в колектор ущільнень; з третьої камери – в колектор відводу пари з ущільнень в сальниковий підігрівник.

Ущільнення штоків стопорних і регулювальних клапанів ЦHТ виконані двохкамерними. Відвід витоків з перших, по ходу пари, камер ущільнень стопорних і регулювальних клапанів ЦHТ здійснюється в колектор ущільнень, а з других камер – в колектор відводу пари з ущільнень до сальникового підігрівника. Турбіна оснащена валоповоротним пристроєм, що призначений для обертання роторів турбоагрегату, при підготовці до пуску і при охолодженні після зупинки. Підведення масла до ВПУ здійснюється від системи змащення.

Турбоагрегат має систему гідростатичного підйому роторів, що призначена для подачі масла з високим тиском під шийки роторів на кожному опорному підшипнику з метою забезпечення «вспливання» роторів при їхньому обертанні ВПУ або при малих обертах, тобто при відсутності стійкого масляного клина. Застосування гідропідйому роторів дозволяє зменшити потужність приводного електродвигуна ВПУ і знизити знос бабіту вкладишів підшипників і шийок роторів турбоагрегату.

Основні розрахункові технічні характеристики турбіни К-1000–60/3000 згідно технічних умов, при номінальній тепловій потужності ЯПУУ 3000 Мвт, приведені в таблиці 1.9. Власне турбіна призначена для перетворення теплової енергії пари в механічну енергію обертання роторів.

Турбіна К-1000–60/3000 складається з:

1)  циліндра високого тиску;

2)  чотирьох циліндрів низького тиску;

3)  дев'яти опорних підшипників і одного опорно-упорного підшипника;

4)  спеціальної апаратури контролю механічного стану турбіни;

5)  системи автоматичного регулювання і захисту.

Циліндр високого тиску розташований в середній частині турбіни; циліндри низького тиску розташовані симетрично по обидві сторони ЦВТ (по два ЦHТ з кожної сторони). Hумерація ЦHТ здійснюється від переднього підшипника турбіни (регулятора швидкості) вбік генератора.

Циліндр високого тиску – двопоточний, по п'ять ступіней тиску в кожному потоці; складається з зовнішнього і внутрішнього корпусів. Внутрішній корпус встановлений в зовнішньому за допомогою чотирьох лап і фіксується системою поперечних і вертикальних шпонок, що не перешкоджають його тепловим розширенням. У внутрішньому корпусі встановлені діафрагми перших двох ступіней кожного потоку; діафрагми інших ступіней кріпляться в обоймах, розташованих в озточеннях зовнішнього корпуса.

Підведення пари в ЦВТ виконане бічним, по двох патрубках Ду800, які розташовані в нижній половині корпусу (по одному з кожної сторони турбіни). З'єднання зовнішніх патрубків підведення пари до зовнішнього корпусу турбіни здійснюється через фланцеві роз’єми. З'єднання патрубків підведення пари зовнішнього і внутрішнього корпусів ЦВТ – телескопічного типу. З'єднання внутрішніх патрубків підведення пари до внутрішнього корпусу турбіни ущільнені поршневими кільцями.

Зовнішній корпус ЦВТ спирається чотирма лапами на корпуси підшипників. Під лапами з боку ЦHТ-2 встановлені поперечні шпонки, які фіксують переміщення корпусу в осьовому напрямку. Переміщення корпусу ЦВТ при тепловому розширенні відбувається вбік ЦHТ-3; при цьому лапи корпусу ЦВТ сковзають вбік ЦHТ-3 по спеціальних подушках. Фіксація циліндра в поперечному напрямку забезпечується вертикальними шпонками, розташованими в нижній половині корпусу ЦВТ.

З ЦВТ організовані наступні добори пари:

1)  перший добір (на ПВТ-7) – з камер після других ступіней обох потоків;

2)  другий добір (на ПВТ-6 і КС) – з камер після третіх ступіней обох потоків;

3)  третій добір (на деаератор і пікові ПСВ) – з камер після четвертих ступіней обох потоків;

4)  четвертий добір – добір пари до ПHТ-5 і ПСВ II ступіні з трубопроводів, «холодного» промперегріву СПП, а також добір пари до приводних турбін ПТ з паропроводів «гарячого» промперегріву СПП.

Проточна частина ЦВТ складається з діафрагм і робочих коліс. Кріплення робочих лопаток усіх ступіней до дисків ротора здійснюється за допомогою вильчатих хвостиків із зовнішньою вилкою, що закриває обід диска. Робочі лопатки зварені в пакети по хвостиках і бандажу (по чотири – п'ять лопаток у кожнім пакеті). Внутрішня частина бандажа виконана з нахилом, що сприяє руху вологи по бандажу до вихідного перерізу. Вихідна кромка робочих лопаток по периферії відкрита, що також сприяє підвищенню ефективності вологовидалення.

Зменшення протоків пари крізь робочі колеса досягається з допомогою надбандажних ущільнень, які складаються з двох пар ущільнювальних вусиків, встановлених у внутрішньому корпусі (для перших двох ступіней) і в обоймах (для інших ступіней).

Для зменшення протоку пари крізь діафрагми в зазорах між тілом діафрагми і ротором, виконані диафрагменні ущільнення, що представляють собою сегменти ущільнень, розташованих в розточках діафрагм. В діафрагмах другої і п'ятої ступіней встановлено по одному ряду сегментів, а в діафрагмах третьої і четвертої ступіней – по два ряди сегментів.

Ротор ЦВТ – цільнокований, з постійним кореневим діаметром усіх ступіней.

В місцях виходу вала ротора з корпусу ЦВТ встановлені спеціальні кінцеві ущільнення, призначені для запобігання підсмоктування повітря в турбоагрегат при наборі вакууму або при роботі турбіни з малими витратами пари, коли тиск на виході з ЦВТ нижче атмосферного, а також запобігають витоку пари в приміщення машзала при навантаженнях турбіни; коли тиск пари на виході ЦВТ вище атмосферного. Кінцеві ущільнення являють собою сегменти ущільнень, розташовані в обоймі і в камінній камері. Сегменти мають ущільнювальні вусики різної довжини, що разом з відповідними виступами і западинами на роторі утворюють лабіринт. Радіальні зазори в кінцевих ущільненнях складають 0,75 мм.

Зовнішній корпус турбіни, обойма і корпус камінної камери, а також власне камінна камера утворюють порожнини (камери) ущільнень. З камери ущільнень з боку проточної частини здійснюється відвід протічок пари (або підведення ущільнюючої пари з колектора в режимах, коли тиск на вихлопі ЦВТ нижче атмосферного). З камінної камери (з боку атмосфери) здійснюється відсос пароповітряної суміші ежекторами ущільнень через спеціальний сальниковий підігрівник.

Всі циліндри низького тиску виконані конструктивно однаковими – двопоточними, по п'ять ступіней тиску в кожнім потоці.

ЦHТ – складається із зовнішнього і внутрішнього корпусів звареної конструкції. Зовнішній корпус ЦHТ складається з трьох частин: середньої і двох вихлопних. Вихлопні частини мають осерадіальний дифузор, що забезпечує високі аеродинамічні характеристики циліндра. Внутрішній корпус встановлений у зовнішньому на лапах і фіксується системою повздовжніх і поперечних шпонок, що не перешкоджають тепловому розширенню внутрішнього корпусу.

Підведення пари в кожен ЦHТ здійснюється двома ресиверами Ду1200 (по одному з кожної сторони турбіни), кожен з яких потім розгалуджується і двома лініями Ду850 приєднується до верхньої і нижньої половин середньої частини корпуса ЦHТ.

Вихлопні патрубки ЦHТ з'єднані з конденсаторами за допомогою зварювання.

Зовнішні корпуса всіх ЦHТ фіксуються щодо фундаментних рам у повздовжньому і поперечному напрямках (див. додаток 10). З ЦHТ організовані наступні добори пари:

1)  п'ятий добір (на ПHТ-4) – з камер після перших ступіней обох потоків ЦHТ-2;

2)  шостий добір (на ПHТ-3 і ПСВ I ступіні) – з камер після других ступіней обох потоків ЦHТ-I;

3)  сьомий добір (на ПHТ-2) – з камер після третіх ступіней обох потоків ЦHТ-3 і ЦHТ-4;

4)  восьмий добір (на ПHТ-I) – з камер перед останніми ступінями кожного потоку всіх ЦHТ.

Проточна частина кожного ЦHТ складається з діафрагм і робочих коліс. Кріплення робочих лопаток перших чотирьох ступіней до дисків ротора здійснюється за допомогою вильчатых хвостиків, кріплення робочих лопаток п'ятих (останніх) ступіней здійснюється торцевыми ялинковими хвостиками. Робочі лопатки всіх ступіней мають бандажі; перших двох ступіней – накладні, інших – цільнофрезеровані.

Для зменшення протоків пари крізь робочі колеса і крзь діафрагми, виконані надбандажні і діафрагменні ущільнення.

Ротори ЦHТ – зварно-ковані, з постійним кореневим діаметром усіх ступіней.

У місцях виходу валів роторів із зовнішніх корпусів ЦHТ розташовані кінцеві ущільнення, призначені для запобігання підсмоктування повітря у вакуумну систему турбіни на всіх режимах роботи. Кінцеве ущільнення являє собою сегменти ущільнень,

розташованих в розточках обойм. Сегменти мають ущільнювальні вусики, що утворюють лабіринт. Радіальні зазори в кінцевих ущільненнях ЦHТ складають 1,0 м.

Опорні підшипники призначені для сприйняття радіальних навантажень, що виникають від власної ваги ротора, його неврівноваженості і розцентровки.

Опорні підшипники розміщені в шести виносних опорах, що спираються на масивні чавунні рами, залиті в бетон фундаменту.

Опорний підшипник турбіни – підшипник ковзання, являє собою вкладиш, встановлений у корпусі опори і який має роз’єм в горизонтальній площині. Внутрішні поверхні вкладиша залиті бабітом. Підведення масла для змащення здійснюється в середню частину вкладишів. В нижній частині вкладишів виконані спеціальні отвори для підведення масла високого тиску від насосів гідростатичного підйому ротора, які розташовані в корпусах опор (по одному насосу на кожен підшипник).

У верхній частині кожної опори розташовані індивідуальні резервні масляні ємності, призначені для забезпечення маслом підшипників при короткочасному зниженні тиску в системі мащення, а також для забезпечення маслом підшипників при аварійній зупинці турбіни з непрацюючими більше однієї хвилини основними маслонасосами.

Опорно-упорний підшипник призначений для сприйняття радіальних навантажень, а також для встановлення ротора в осьовому положенні і сприйняття залишкових осьових зусиль, що виникають при роботі турбіни, незважаючи на двохпоточну конструкцію всіх циліндрів.

Опорно-упорний підшипник розташований в третій опорі (між ЦВТ і ЦHТ-2) і об’єднує функції опорного підшипника для ЦВТ і упорного підшипника для всього валопровода турбіни.

Опорно-упорний підшипник – підшипник ковзання, являє собою вкладиш, що має роз’єм в горизонтальній площині, встановлений в корпусі опори за допомогою обойми. Зовнішня поверхня вкладиша – сферичної форми діаметром 850 мм, дозволяє вкладишу трохи повертатися щодо обойми, що полегшує установку упорних колодок у такім положенні, щоб навантаження на них було приблизно однаковим.

Вкладиш опорного підшипника служить корпусом упорного підшипника, в яких встановлені по два роз’ємних в горизонтальній площині установочні кільця з робочими і установочними упорними колодками. Упорний бурт виконаний заодно з валом ротора ЦВТ. Підведення масла для змащення здійснюється в кільцеву камеру корпуса вкладиша, звідкіля воно іде на змащення опорного вкладиша і, по спеціальних каналах, на змащення упорних колодок.

Пристрій контролю осьового зсуву ротора. Пристрій контролю осьового зсуву ротора призначений для дистанційного контролю положення ротора турбіни щодо упорного підшипника і подачі сигналу в систему автоматичного захисту турбіни, у випадку, коли величина зсуву ротора набуде певного значення (вбік переднього підшипника чи вбік генератора).

Датчик осьового зсуву розташований в корпусі опорно-упорного підшипника на кронштейні, що дозволяє за допомогою спеціального гвинта зміщувати датчик щодо гребеня ротора і, тим самим, робити настроювання датчика. У робочому положенні зазначений гвинт повинен бути зафіксований стопорними гвинтами.

Датчик осьового зсуву являє собою диференціальний трансформатор, магнітопровод якого набраний із Ш-подібного трансформаторного заліза. В незамкнутій частині магнітопровода розміщується пасок (гребінь) вала турбіни. Відстань між крайніми кернами магнітопровода складає 46 мм. Hа середньому керні магнітопровода знаходиться котушка первинної обмотки; вторинні обмотки знаходяться на бічних кернах.

Перемінний магнітний потік, який виникає внаслідок протікання струму по первинній обмотці, проходить через повітряний зазор між середнім керном магнітопровода і паском вала ротора і розгалуджується на два потоки – потік правого і потік лівого кернів. Величина розгалужених потоків визначається опорами магнітних ланцюгів, що в основному залежать від величини повітряних зазорів між паском ротора і кожним з бічних кернів. Магнітні потоки наводять у вторинних обмотках електрорушійні сили, величини яких визначаються положенням ротора щодо датчика.

Пристрій контролю різниці розширення ротора і корпусу циліндра турбіни призначений для дистанційного контролю положення ротора щодо корпусу, а також для подачі сигналу в схему попереджувальної сигналізації у випадку, коли величина відносного розширення (скорочення) ротора набуде певних значень.

Датчики різниці розширень встановлені по одному на кожен циліндр низького тиску турбіни і розташовані на корпусі циліндра на спеціальному кронштейні.

Hастройка датчика здійснюється переміщенням датчика в осьовому напрямку відносно паска ротора за допомогою спеціального гвинта.

В робочому стані гвинт завжди повинен бути зафіксований стопором. Положення датчика щодо кронштейна фіксується штифтами, які встановлюються при монтажі після виконання перевірки настроювання датчика.

Датчик різниці розширень – трансформаторного типу з П-подібним сердечником, зібраним з пластин електричної сталі. Корпус датчика виконаний з немагнітного матеріалу. Датчик має три обмотки – збудження, вимірювальну і компенсаційну, намотані на загальний каркас.

Магнітний потік, створюваний перемінним струмом, що протікає через обмотку збудження, замикається через вимірювальний пасок ротора і повітряний зазор між датчиком і паском. Магнітний потік наводить у вимірювальній обмотці електрорушійну силу, що по величині пропорційна переміщенню вимірювального паска щодо датчика. Компенсаційна обмотка забезпечує мінімальний вихідний струм з датчика при установці його в положення, яке відповідає максимальному укороченню ротора.

Система автоматичного регулювання і захисту турбіни призначена для:

1)  підтримки частоти обертання роторів турбоагрегату з нерівномірністю приблизно 4,5%;

2)  точного регулювання потужності відповідно до заданої статичної характеристики;

3)  запобігання підвищенню частоти обертання роторів турбоагрегату до установки спрацьовування відцентрових вимикачів турбіни при миттєвому скиданні навантаження з відключенням і без відключення генератора від мережі;

4)  захисту турбіни від небезпечних режимів роботи (припиненням подачі в неї пари при зниженні тиску масла в системі мащення, підвищенні тиску пари в конденсаторах, осьовому зрушенні роторів і ін.);

5)  запобігання недоступного зниження тиску свіжої пари перед турбіною;

6)  швидкого короткочасного розвантаження турбіни і швидкого розвантаження і тривалого обмеження потужності по сигналах противоаварійної автоматики.

Система регулювання виконана електрогідравлічною і складається з електричної і гідравлічної частин, робота яких взаємозалежна.

Основними складовими частинами системи регулювання і захисту є:

1) органи паророзподілу (регулювальні клапани ЦВТ і ЦHТ);

2) захисні органи (стопорні клапани ЦВТ і ЦHТ);

3) клапан гріючої пари СПП;

4) гідравлічна частина системи регулювання (датчик частоти обертання; виконавчі механізми – гідравлічні сервомотори регулюючих, стопорних, скидних клапанів і клапана гріючої пари СПП, а також проміжні підсилювачі для передачі впливів від датчиків на виконавчі механізми);

5) електрична частина системи регулювання (датчики: частоти обертання, активної потужності генератора, тиску пари в тракті проміжного перегріву, тиску свіжої пари, керуючого тиску в системі регулювання; обчислювальні пристрої; пристрою перетворення вхідних аналогових і дискретних сигналів; вихідні пристрої; джерела живлення).

Система захисту турбіни від розгону призначена для запобігання неприпустимого підвищення частоти обертання роторів, що забезпечується швидким припиненням доступу пари в ЦВТ і ЦHТ при підвищенні частоти обертання до заданого значення (9–10% понад номінальну). Захист здійснюється двома відцентровими вимикачами бойкового типу, кожний з який впливає на свій золотник. Дія відцентрових вимикачів дублюється додатковим захистом, що діє на золотник відцентрових вмикачів при відмовленні останніх, при підвищенні частоти обертання до 14% понад номінальну. Крім цього, передбачено попередній захист, що складається з золотника попереднього захисту й електромагнітного вмикача, що одержує сигнал від блоку попереднього захисту в залежності від значення частоти обертання роторів і її першої похідної (прискорення). Попередній захист спрацьовує раніш бойків відцентрових вимикачів, при наявності значного прискорення частоти обертання. При відсутності прискорення, уставка спрацювання попереднього захисту вище уставки спрацювання бойків відцентрових вимикачів і складає 13% понад номінальне значення.

Маслопостачання гідравлічної частини системи регулювання і захисту турбіни здійснюється автономною системою, що включає бак робочої рідини системи регулювання, два масляних насоси з приводним електродвигуном перемінного струму, два акумулятори, трубопроводи, арматуру, засоби КВП і автоматики.

З турбоустановкою поставляється конденсаційна установка, що складається з двох груп конденсаторів, повітревиділяючого пристрою, конденсатних насосів і водяних фільтрів.

Конденсатори розташовуються під ЦНТ поперечно відносно осі турбоустановки.

Конденсатор має наступні пристрої:

1)  приймально-скидний пристрій дросельно-охолоджуючого типу для прийому пари, що скидається через БРУ-К при нестаціонарних режимах роботи турбоустановки в кількості до 4040 т/годину.

2)  при збільшенні тиску в конденсаторі більш 0,03 МПадається заборона на відкриття БРУ-К чи закриття його, якщо БРУ-К був відкритий;

3)  для введення хімзнесоленої води;

4)  для прийому і деаерації конденсату після клапана рециркуляції;

5)  для прийому і деаерації дренажу з ЦНТ.

Технічна характеристика конденсатора представлена в таблиці 1.10.

Для відсосу пароповітряної суміші з конденсаторів водяних камер та з охолоджувача пари ущільнень турбіни турбоустановкою передбачаються водопоточні ежектори: ЕВ-7–1000- 4 штуки і ЕВ-1–230- 4 штуки.

Турбоагрегат обслуговується шістьма конденсатними насосами: по два робочих і одному резервному в кожній ступіні подачі конденсату.

Повітревиділяючий пристрій конденсаторної групи 1000 КЦС-1 складається з чотирьох основних водопоточних ежекторів ЕВ-7–1000, призначених для відсосу з конденсатора пароповітряної суміші, що несконденсувалася, а також повітря, що проникає через нещільності вакуумної системи та забезпечення, таким чином, нормального процесу теплообміну в конденсаторах.

Два водопоточних ежектори типу ЕВ-1–230 призначеного для відводу з циркуляційної системи накопиченого повітря а також для більш швидкого заповнення водяного простору конденсаторів при пуску циркуляційних насосів.

Технічні характеристики ежектора представлені в таблиці 1.11.

Таблиця 1.11 Технічні характеристики ежектора

Для відсосу пароповітряної суміші з охолоджувача париущільнень турбіни ПС-340 призначені два водопоточних ежектори ЕВ-1–230.

З турбіною передбачається установка чотирьох вертикальних СПП-1000–1, призначених для видалення вологи і перегріву пари, яка відпрацювала в ЦВТ і надходить у ЦНТ турбіни.

В таблиці 1.12 представлені основні розрахункові параметри роботи і конструктивні характеристики СПП-1000–1

СПП являє собою вертикальний циліндричний апарат, що складається із сепаратора жалюзійного типу й одноступінчатого пароперегрівника, конструктивно розміщених в одному корпусі. Сепаратор розташований в нижній частині апарата, пароперегрівник- у верхній.

Сепаратор містить в собі вхідну камеру, опорну решітку і сепараційні блоки.

Таблиця 1.12 Основні розрахункові параметри роботи і конструктивні характеристики СПП-1000–1

Пароперегрівник являє собою поверхневий теплообмінник, розміщений у верхній частині корпусу СПП.

Система технічного водопостачання призначена для технічного водопостачання різних споживачів машзала і реакторного відділення (технологічного конденсатора, пероежекторних машин, охолоджувачів системи промконтура охолодження проб, маслоохолоджувачів блокового трансформатора, охолоджувачів електродвигунів ГЦН, теплообмінних апаратів реакторного відділення, а також охолодження підшипників електродвигунів і насосів машзала, і реакторного відділення).

Подача води на технологічне водопостачання машзала і реакторного відділення здійснюється з трубопроводу ДУ-1200, що проходить вздовж ряду «А» машзала з зовнішньої сторони по трубопроводу ДУ-800 через два механічних фільтри типу ФС-600.

Подача води в трубопровід ДУ-1200 здійснюється від двох насосів невідповідальних споживачів (ННП), розташованих в приміщенні БНС-1.

Вода, що надходить до споживачів машзала, додатково очищується в гравійних фільтрах ФГ-150.

Система регенерації турбоустановки призначена для підвищення термодинамічного КПД її циклу шляхом повернення з нього частини тепла для підігріву основного конденсату і живильної води паром нерегульованих доборів турбіни. Регенеративна установка складається із систем регенерації низького і високого тисків.

До складу регенеративної установки низького тиску входять:

1)  охолоджувач пари ущільнень;

2)  два змішувальні підігрівники низького тиску №1;

3)  змішувальний підігрівник низького тиску №2;

4)  п'ять конденсатних електронасосів;

5)  поверхневий підігрівник низького тиску №4;

6)  поверхневий підігрівник низького тиску №5;

7)  трубопроводи й атматура;

8)  КВП, автоматичні пристрої сигналізації, блокувань, захистів і регуляторів.

ПНТ призначені для підігріву основного конденсату турбіни, що подається конденсатними насосами в деаератор. Підігрів конденсату в ПНТ змішувального типу здійснюється шляхом його безпосереднього контакту з гріючою парою а в поверхневих ПНТ-через поверхню трубної системи.

Підігрівники ПНТ-1 і ПНТ-2 конструктивно виконані у формі горизонтальних судин, всередині яких встановлені в два яруси горизонтальні перфоровані лотки.

ПНТ – 3,4,5 – поверхневогоого типу, вертикального виконання з нижнім розташуванням водорозподільної камери. Конструктивно вони виконані однаково і являють собою кожухотрубний циліндричний апарат з «плаваючою» верхньою водяною камерою. Підігрівники виконані двохходовими по основному конденсату й одноходовими по гріючій парі.

До складу регенеративної установки високого тиску входять:

1)  два ПВТ №6;

2)  два ПВТ №7;

3)  два автоматичних захисних пристрої від підвищення рівня в ПВТ;

4)  трубопроводи й арматура;

5)  КВП, автоматичні пристрої сигналізації, блокувань, захистів і регуляторів.

ПВТ призначені для підігріву живильної води, що подається живильними насосами в парогенератори. Підігрів живильної води в ПВТ здійснюється через поверхню його трубної системи.

Підігрівники конструктивно подібні і являють собою вертикальний кожухотрубний апарат з поверхнею нагрівання, що складається з гладких труб, звитих в плоскі спіралі. Кінці спіралей приварені до трьох роздаючих і до трьох колекторних труб.