Електричне устаткування ГЕС і ГАЕС аналогічне й включає струмопроводи від генератора або двигуна-генератора; силові трансформатори; розподільчий пристрій (РП); систему власних потреб (СП); систему контролю й керування (СКК) із центральним пунктом керування.

Струмопроводи, призначені для передачі електричної потужності від генератора або двигуна-генератора, напруга яких відносно невелика (6–24 кВ), до трансформатора, у випадку великої сили струму виконуються відкритими при потужності до 100 МВ·А і екранованими або у вигляді спеціального кабелю при більш високій потужності.

Силові трансформатори для передачі електроенергії в енергосистему підвищують напругу звичайно до 110–750 кВ при довжині високовольтних ліній електропередач 50–2000 км, а при більшій довжині й до 1150–1500 кВ. За числом обмоток і їх з'єднанням трансформатори розподіляються на двоі триобмоткові, а за числом фаз — на одноі трифазні. Трансформатори, як правило, встановлюються відкрито (за винятком деяких підземних ГЕС і ГАЕС), виконуються з повітряним або водяним охолодженням.

ВРП (ЗРП) забезпечує розподіл вироблюваної електроенергії між повітряними лініями (ПЛ) електропередачі, що відходять, через розподільчі шини, включає роз'єднувачі, вимикачі, електричні захисти, протиаварійну автоматику, які забезпечують захист устаткування і ліній електропередач.

Система власних потреб (СП) призначена для забезпечення електроенергією САР, систем технічного водопостачання, дренажу, автоматики, керування й захистів, пожежної сигналізації й ін. Для досягнення високої надійності СП виконується резервованою, що включає не менше двох незалежних джерел постачання, у тому числі постачання від енергосистеми.

Як джерело оперативного постійного струму для пристроїв автоматики, керування, сигналізації, релейного захисту й інших використовуються спеціальні перетворювальні агрегати й акумуляторні батареї.

Мал. 5.2. Фрагмент головного щита керування пускового комплексу Ташлицької ГАЕС

Система моніторингу й автоматизована система керування технологічним процесом. До системи моніторингу відносяться пристрої контролю за станом агрегату й іншого устаткування (виміру потужності, напруги, тиску, віброконтролю, температури різних елементів, охолодження, подачі масла й ін.), які дають сигнал, а за необхідності імпульс на автоматичну зупинку агрегату при відхиленнях режимів, що перевищують допустимі значення. Система моніторингу виконується разом з автоматизованою системою керування технологічним процесом (АСК ТП).

Автоматизації підлягають технологічні процеси виробництва, видачі, а на ГАЕС і споживання електроенергії.

Автоматизація загальностанційних процесів керування, роботи основного й допоміжного устаткування виконується у вигляді взаємопов'язаних систем, що забезпечують централізоване автоматизоване (разом з персоналом і технічними засобами) або автоматичне (без персоналу, тільки технічними засобами) керування.

Система керування ТП на великих ГЕС (ГАЕС) звичайно має два рівні – агрегатний (нижній) і станційний (верхній). Щити керування агрегатів розташовуються в приміщенні машзала. Станційний рівень здійснюється із приміщення головного щита керування (ГЩК) (мал. 5.2).

АСК ТП звичайно виконується на основі мікропроцесорної техніки і являє собою ієрархічну структуру збору, обробки, зберігання, подання інформації, забезпечення заданих режимів, контролю робочих процесів і прийняття керуючих впливів за заданими алгоритмами або по команді оперативного персоналу. Обмін даними між компонентами системи (агрегатними й станційним контролером) організується по локальній мережі, яка для забезпечення надійності, як правило, виконується резервованою.

На ГЕС і ГАЕС автоматичні пристрої системи керування забезпечують пуск і зупинку агрегатів, переведення їх з одного режиму в іншій залежно від умов і режимів роботи енергосистеми з урахуванням наявних обмежень у роботі агрегатів, а також задавання по каналах телемеханіки режимів ТП ГЕС і ГАЕС диспетчером центральної диспетчерської служби (ЦДС) об'єднання або об'єднаного диспетчерського керування (ОДК) енергосистеми, для ГЕС каскаду – диспетчером каскаду; оперативне керування ТП ГЕС і ГАЕС із центрального пункту керування; автоматичне керування ТП ГЕС потужністю до 200 МВт, як правило, диспетчером ЦДС або каскаду ГЕС, тобто без участі оперативного персоналу ГЕС.

Мал. 5.3. Головні схеми електричних з'єднань: а – із загальною системою шин генераторної напруги; б – з дублюючою системою шин генераторної напруги; 1 – генератор; 2 – трансформатор; 3 – вимикач; 4 – роз'єднувач; 5 – шини генераторної напруги