Нагрузки, расход электроэнергии и коэффициент спроса установок с. н.

Тип электроустановки
ТЭЦ   КЭС   АЭС   ГЭС     Подстан­ция	Пылеутольная Газомазутная Пылеугольная Газомазутная С газовым теплоносите­лем С водным теплоносителем Малой и средней мощно­сти Большой мощности Районная Узловая	8—14 5—7 6—8 3—5 5—14   5-8   3—2     1—0,5   50—200 кВт 200-500 кВт	8—10 4—6 5—7 3—4 3—12   4—6   2—1,5     0,5—0,2   — —	0,8 0,8 0,85—0,9 0,85—0,9 0,8   0,8   0,7     0,8   — —

Агрегаты с. н. размещены практически по всей территории электростанции, в том числе в помеще­ниях с неблагоприятным микроклиматом: с высокой тем­пературой, большой влажностью или запыленностью, с воздействием значительных вибраций. Кроме того, возможны частые операции пуска и останова. В таких тяжелых условиях электродвигатели должны работать надежно. Наиболее полно им соответствуют асинхрон­ные двигатели с короткозамкнутым ротором. Их конструкция относительно проста, поэтому они надежны в работе и несложны в обслуживании. В частности, их пуск осуществляют путем подачи выключателем полного напряжения сети (прямой пуск). Сюда еще следует добавить дешевизну и широкую номенклатуру параметров и исполнений, на которые изготовляют асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором отечественные заводы. Поэтому в системе с. н. для подавляющего большинства рабочих машин и выбирают их в качестве привода. Существенным недостатком АД является довольно зна­чительное и почти не зависящее от нагрузки потребление реак­тивной мощности, для снижения которой АД выполняют с ма­лым воздушным зазором между ротором и статором, что усложняет эксплуатацию АД.

Вращающий момент АД пропорционален квадрату напряже­ния, подводимого к обмотке статора. Работа АД при пони­женном напряжении является ненормальным режимом не только
из-за появления токов перегрузки, но и из-за резкого снижения
вращающего момента АД, что может привести к останову АД
("опрокидыванию").

АД широко применяют в приводах переменного тока, не тре­бующих регулирования скорости и работающих при длительной нагрузке (центробежные насосы, вентиляторы и др.), На выбор АД влияет, в первую очередь, режим работы приводного механиз­ма. Так, например, мощность двигателя насоса Р_Д, кВт, можно определить по выражению:

,

где γ - плотность перекачиваемой жидкости, кг/м³; Q_H — расход
жидкости (подача, производительность насоса), м³/с; Н — высота
напора (сумма высот всасывания и нагнетания), м; ΔН — падение
напора в магистралях, м; — КПД передачи и насоса соот­ветственно.

Синхронные двигатели сложнее асинхрон­ных, и в диапазоне малых и средних мощностей (до 6— 8 МВт) их стоимость заметно выше. Поэтому экономи­чески целесообразно их применять только для привода мощных рабочих машин. Синхронные двигатели исполь­зуют для привода крупных шаровых мельниц, имеющих малую частоту вращения: мощные асинхронные двигате­ли с малой частотой вращения не изготовляют ввиду не­рациональности их конструкции, а установка редуктора удорожает агрегат и делает его менее надежным. Имея такие экс­плуатационные качества, как высокая перегрузочная способ­ность, большие, чем у АД, КПД и повышенную устойчивость при снижении напряжения, СД успешно используется в мощных ус­тановках продолжительного режима (для привода мощных насосов с большим числом часов их использования -циркуляционные и сетевые насосы). Применение синхронных двигателей повышает коэффи­циент мощности электроустановки с. н., так как они обычно работают с опережающим коэффициентом мощ­ности (с перевозбуждением). Кроме того, синхронные двигатели менее чувствительны к понижению напряже­ния питания, а быстрая форсировка возбуждения позво­ляет обеспечить их устойчивость даже при значительных понижениях напряжения. Однако в случае выпадения синхронного двигателя из синхронизма необходима его ресинхронизация.

Электродвигатели постоянного тока до­роги, менее надежны и более сложны в эксплуатации. Кроме того, они требуют источника энергии постоянного тока. Поэтому их применяют лишь в особых случаях для привода рабочих машин малой мощности: а) для при­вода питателей пыли, которые требуют широкого и плавного регулирования производительности; б) для привода резервных маслонасосов турбины, так как по­следние должны надежно работать даже при полном исчезновении напряжения переменного тока на электро­станции.

Собственные нужды КЭС

 

Рабочие трансформаторы с. н. блочных ТЭС присоединяются отпайкой от блока (рис. 7.1, б). Мощность этих трансформаторов определяется по (1), где Рсн мах подсчитывается в зависимости от установленной мощности блока. На электростанциях с блоками 300 МВт и более часть мощных механизмов с. н. (питательные на­сосы, дутьевые вентиляторы) могут иметь турбопривод. Это зна­чительно снижает расход электроэнергии на с. н. Так, для блока 800 МВт газомазутной КЭС по (1)

S_{с. н} = ∙800∙0,9 = 36 MB∙А,

т. е. следует выбрать трансформатор с. н. мощностью 40 MB∙A. Если питательный насос и дутьевой вентилятор имеют турбопри­вод, то мощность ТСН снижается до 32 MB∙A.

Распределительное устройство с. н. выполняется с одной сек­ционированной системой шин.

Количество секций 6 — 10 кВ для блочных ТЭС принимается: две на каждый блок (при мощности блока более 160 МВт).

Каждая секция или секции попарно присоединяются к рабочему трансформатору с. н.

На рис. 7.2. приведена схема питания с. н. части блочной КЭС с тремя блоками по 300 МВт. Трансформаторы ТСН1, ТСН2, ТСНЗ питают секции 6 кВ соответственно первого блока 1А, 1Б, второго блока — 2А, 2 Б и третьего блока — ЗА, ЗБ. К этим секциям присоединяются электродвигатели 6 кВ турбинного и ко­тельного отделения, общестанционная нагрузка (о. с. н.) и тран­сформаторы 6/0,4 кВ.

Резервное питание секций с. н. осуществляется от резервных магистралей, связанных с пускорезервными трансформаторами с. н. (ПРТСН1, ПРТСН2 на рис. 7.2).

Резервные магистрали для увеличения гибкости и надежности секционируются выключателями через каждые два-три блока.

Число резервных трансформаторов с. н. на блоч­ных ТЭС принимается: один — при двух блоках; два — при числе блоков от трех до шести. При большем числе блоков предусматри­вается третий резервный трансформатор генераторного напряже­ния, не присоединенный к источнику питания, но установленный на электростанции и готовый к замене любого рабочего ТСН. Ре­зервные трансформаторы с. н. должны присоединяться к сборным шинам повышенного напряжения, которые имеют связь с энерго­системой по линиям ВН (на случай аварийного отключения всех генераторов станции). Это требование трудно выполнить, если связь с энергосистемой осуществляется по линиям 500—750 кВ. В этом случае резервные ТСН присоединяются к шинам среднего напряжения (110, 220 кВ) при условии, что они связаны через автотрансформатор с шинами ВН.

Допускается также резервный ТСН присоединять к обмотке НН автотрансформатора или при помощи ответвления от блока генера­тор—трансформатор с установкой генераторного выключателя. В схеме КЭС резервные трансформаторы присоеди­нены к разным секциям РУ 220 кВ, а в схеме один ре­зервный трансформатор присоединен к РУ 330 кВ, а второй — к обмотке НН автотрансформатора.

 

Рис.7.2. Схема питания с.н. КЭС с тремя блоками. Секции с.н. 0,4 кВ показаны только для первого блока (рубильники в схеме не показаны).

 

Мощность каждого резервного ТСН должна обеспечить замену рабочего трансформатора одного блока и одновременный пуск или аварийный останов второго блока. Если точный перечень потреби­телей с. н. неизвестен, то мощность ПРТСН выбирают, исходя из расчетной нагрузки, в 1,5 раза большей нагрузки наиболее загру­женного рабочего ТСН. При этом учитывается допустимая перегру­зочная способность с учетом того, что резервные трансформаторы большую часть времени отключены или работают с недогрузкой. Трансформатор, выбранный по этим условиям, должен быть про­верен по условиям самозапуска электродвигателей с. н.

Рассмотрим эти условия. После отключения рабочего источника ответственные электродвигатели, оставшиеся включенными, начи­нают тормозиться, т. е. частота вращения их постепенно умень­шается (происходит «выбег» электродвигателей).

Напряжение на секции с. н. восстанавливается после автомати­ческого включения резервного источника (АВР).

Перерыв питания на секции с. н. обычно не превышает 1—2,5 с. После подачи напряжения от резервного источника происходит увеличение частоты вращения одновременно всех неотключенных электродвигателей. Этот процесс называется самозапуском. При самозапуске электродвигатели потребляют значительные пусковые токи, за счет чего происходит большая потеря напряжения в об­мотках ПРТСН.

Вследствие этого к секции с. н. подводится не номинальное, а пониженное напряжение, что осложняет и затягивает процесс са­мозапуска. В неблагоприятных условиях затянувшийся самозапуск может привести к недопустимому снижению давления питательной воды, напора воздуха, подаваемого в котельный агрегат, или дру­гих технологических параметров, от которых зависит нормальная работа. В этом случае блок может быть отключен технологическими защитами.

Для того чтобы обеспечить нормальный самозапуск, необходимо по возможности уменьшить время перерыва питания, оставить присоединенными к секции только двигатели ответственных меха­низмов, отключив все остальные, по возможности уменьшить сопро­тивление на пути к резервному источнику и сопротивление самого ПРТСН. Для обеспечения последнего приходится увеличивать мощ­ность ПРТСН, не применять трансформаторы с и_к больше 13%.

Процесс самозапуска зависит от многих факторов, точный рас­чет его достаточно сложен и здесь не приводится.

Многочисленные потребители с. н. напряжением 0,4 кВ (на один блок 300 МВт приходится более 600 электродвигателей 0,4 кВ) присоединяются к секциям 0,4 кВ, получающим питание от транс­форматоров 6—10/0,4 кВ. Расход на с. н. 0,4 кВ приблизительно можно принять равным 10% общего расхода.

Трансформаторы 6/0,4 кВ устанавливаются по возможности в центрах нагрузки: в котельном и турбинном отделении, на топ­ливном складе, в объединенном вспомогательном корпусе, на ОРУ, в компрессорной и т. д. Трансформаторы мощностью более 1000 кВ∙А не применяются, так как это приводит к значительному увеличению тока к. з. в сети 0,4 кВ. Сборные шины 0,4 кВ секционируются для повышения надежности питания. Каждая секция обеспечивается рабочим и резервным питанием, включаемым автоматически.

На рис. 7.2. показано питание секций с. н. 0,4 кВ одного блока, расположенных в главном корпусе. Потребители 0,4 кВ первого блока и часть общестанционной нагрузки получают питание от секций 1НА, 1НБ, 1НВ, 1НГ. Наиболее ответственные потреби­тели присоединены на полусекции 1НА и 1НВ, отделяемые автома­тами от остальной части этих же секций. Резервный трансформатор 6/0,4 кВ присоединен к секции ЗА третьего блока.

Потребители 0,4 кВ второго блока присоединяются к секциям 2НА, 2НБ, 2НВ, 2НГ, а третьего блока — к секциям ЗНА, ЗНБ, ЗНВ, ЗНГ (на рис. 3.28 эти секции не показаны). Резервный тран­сформатор для последних секций присоединен к секции 6 кВ 2Б вто­рого блока.

Для поддержания необходимого уровня напряжения на шинах с. н. ТСН и ПРТСН имеют РПН. Схема соединения обмоток ра­бочих и резервных трансформаторов выбирается таким образом, чтобы возможно было их кратковременное параллельное включение в моменты перехода с рабочего на резервное питание и наоборот.

Применение трансформаторов с расщепленной обмоткой и раз­дельная работа секций 6 кВ приводят к ограничению тока к. з. до такого значения, которое позволяет применить ячейки комплект­ного распределительного устройства с выключателями ВМПЭ-10 или ВЭМ-6 (для блоков 500 МВт и больше). При необходимости ограничения тока к. з. на стороне 0,4 кВ на вводах к некоторым сборкам устанавливаются реакторы.

 

Собственные нужды ТЭЦ

Рабочие трансформаторы с. н. неблочной части ТЭЦ присоеди­няются к шинам генераторного напряжения. Число секций с. н. 6 кВ выбирается равным числу котлов. В некоторых случаях выделяют секции для питания общестанционных потребителей.

Мощность рабочих ТСН выбирают по условию

S тсн ≥

где S _c.н — мощность с. н. по (1) неблочной части ТЭЦ; п — число секций 6 кВ в неблочной части ТЭЦ.

Мощность ТСН и количество секций с. н. в блочной части ТЭЦ выбирается так же, как для КЭС.

Резервный ТСН присоединяется к шинам ГРУ (при схеме с двумя системами шин) или отпайкой к трансформатору связи (при схеме с одной системой шин).

На рис. 7.3, а показано присоединение рабочего и резервного ТСН к двойной СШ ГРУ: рабочий трансформатор присоединен к 1СШ, а резервный — к 2СШ. Шиносоединительный выключатель ШСВ нормально включен, трансформатор связи присоединен к 2СШ. При повреждении в рабочем ТСН отключаются В2, ВЗ и автоматически включаются В6 и В4. При повреждении на рабочей системе шин 1СШ отключатся В1, ШСВ и ВЗ. Напряжение на ре­зервной системе шин 2СШ сохранится благодаря Т1, связанному с шинами ВН ТЭЦ, поэтому автоматически включатся В6 и В4, восстанавливая питание секции с. н.

 

 

Рис. 7.3. Схемы резервирования с. н. ТЭЦ.

а — от шин ГРУ; б — отпайкой от трансформатора связи.

 

На рис. 7.3, б показано присоединение рабочего и резервного ТСН к ГРУ, выполненному с одной системой шин. При отключе­нии генератора Г1, при его пуске и останове собственные нужды питаются от рабочего ТСН. При аварии в ТСН отключаются выклю­чатели В2 и ВЗ и автоматически включаются В6 и В4, подавая питание от резервного трансформатора РТСН. При аварии на шинах ГРУ отключаются Bl, В7, затем защитой минимального напряже­ния ВЗ, после чего автоматически включаются В6 и В4, восстанавли­вая питание с. н. от шин ВН ТЭЦ через трансформаторы связи Т1 и резервный трансформатор РТСН.

Обычно к одной секции ГРУ присоединяется один ТСН или одна линия с. н. 6 кВ. В этом случае мощность резервного источника должна быть не меньше любого из рабочих источников.

 

Рис. 7.4. Схема питания с. н. ТЭЦ с тремя турбинами по 60 МВт (рубильники в схеме не показаны).

 

Если к одной секции ГРУ присоединены два рабочих источника с. н., то мощность РТСН или резервной линии выбирается на 50% больше наиболее мощного рабочего источника.

Число резервных источников 6 кВ на ТЭЦ неблочного типа вы­бирается: один — при числе рабочих источников до шести включи­тельно; два — при большем числе рабочих ТСН или линий с. н.

Резервирование РУСН 0,4 кВ на ТЭЦ неблочного типа осущест­вляется от трансформаторов 6/0,4 кВ, число и мощность которых выбирается по такому же принципу. При этом рабочий и резерви­рующий его трансформатор присоединяются к разным секциям с. н. 6 кВ. Для вспомогательных цехов возможно взаимное резервиро­вание. Мощность резервных трансформаторов с. н., так же как и рабочих, не должна превышать 1000 кВ∙А. Мощность с. н. 0,4 кВ для ТЭЦ можно принять равной 15% общей мощности с. н.

На рис. 7.4. показана схема питания с. н. газомазутной ТЭЦ 3 х 60 МВт. От трех секций ГРУ 6 кВ отходят три реактированные линии для питания с. н. и одна линия резервного питания. Обще­станционные нужды выделены на секции 6 кВ 1PO, 2PO и 0,4 кВ — 1НО и 2НО. Потребители с. н. котельных и турбинных агрегатов питаются от секций 6 кВ 1P, 2Р, ЗР и секций 0,4 кВ 1Н, 2Н, ЗН. Резервный трансформатор 6/0,4 кВ присоединен к секции 1Р0.

Схема питания с. н. блочной ТЭЦ принципиально не отличается от схем с. н. КЭС.

 

 

Собственные нужды АЭС

Особенности технологического процесса АЭС существенным образом влияют на схему питания с.н. На АЭС необходимо обеспе­чить надежное управление ядерными процессами в реакторе в нор­мальном режиме и его надежное расхолаживание при аварийных остановах.

Если на АЭС установлены водо-водяные реакторы типа ВВЭР, то особо важное значение имеют главные циркуляционные насосы (ГЦН), обеспечивающие циркуляцию воды через активную зону реактора. Один реактор обслуживается несколькими ГЦН. В случае аварийного останова реактора даже при полном исчезновении на­пряжения на шинах с. н. необходимо обеспечить надежное расхола­живание реактора. Для этого часть ГЦН должна на определенное время (1—2 мин) остаться в работе. Например, при шести рабочих ГЦН допускается отключение не более двух.

При этом на схему питания с. н. влияет тип примененных ГЦН. На реакторах ВВЭР, у которых электродвигатель встроен в корпус насоса, а ротор вращается в среде перекачиваемой жидкости, ГЦН бессальникового типа имеют очень малую инерцию. В этом случае для питания электродвигателей ГЦН устанавливаются вспомога­тельные генераторы, работающие на одном валу с главным генера­тором Если применяются ГЦН с обычным электро­двигателем и механическим уплотнением вала (реакторы РБМК), то их инерционный выбег при исчезновении напряжения обеспечивает аварийное расхолаживание реактора. Такие ГЦН могут присоеди­няться к секциям с. н. 6 кВ.

В качестве рабочих источников питания с. н. АЭС используются основные генераторы электростанции и энергосистемы, питание от которых подается через ТСН на секции 6 кВ. Мощность ТСН можно определить по данным табл. 7.1.

На АЭС, так же как на ТЭС, предусматриваются резервные трансформаторы с. н.: при числе блоков до двух включительно — один ПРТСН; от трех до шести — два ПРТСН; при большем числе блоков — два присоединенных и один неприсоединенный ПРТСН. Мощность резервных трансформаторов должна быть достаточной: а) для пуска блока из холодного состояния; б) для нормального расхолаживания блока; в) для замены рабочего ТСН одного турбо­генератора с одновременным пуском (остановом) другого турбогене­ратора.

Резервные трансформаторы присоединяются к шинам ВН АЭС или к ближайшей электростанции.

Так же как на ТЭС ПРТСН должен обеспечить самозапуск от­ветственных механизмов, поэтому его мощность обычно на ступень больше, чем рабочего ТСН. Так, на АЭС с ВВЭР 440 рабочий ТСН имеет мощность 25 MB∙А, резервный — 32 MB∙А, на АЭС с каналь­ным реактором РБМК 1000 МВт — два рабочих по 32 MB∙А, ре­зервный — 63 MB∙A.

Кроме резервных трансформаторов, на АЭС устанавливаются независимые источники электроэнергии, которые должны обеспе­чить безаварийный останов реактора. Такими источниками являются аккумуляторные батареи, дизель-генераторы, газотурбинные уста­новки, вспомогательные генераторы (ВСГ).

Потребители с. н. АЭС по требованиям к надежности электро­снабжения делятся на четыре группы: 1-я группа — потреби­тели, не допускающие перерыва ни при каких режимах, включая полное исчезновение напряжения от рабочих и резервных трансфор­маторов с. н., или допускающие перерывы не более 1 с. К этой группе относится система управления и защиты реактора (СУЗ), КИП и автоматика реактора, система дозиметрического контроля, аварий­ные маслонасосы турбогенераторов, часть аварийного освещения.

Для питания этих потребителей создается автономная сеть на­дежного питания, независимым источником служит аккумуляторная батарея.

На рис. 7.5. показана схема питания с. н. одного блока АЭС, состоящего из канального реактора РБМК и двух турбогенерато­ров по 500 МВт.

Потребители постоянного тока 1-й группы присоединены к сек­ции 1НЛ, переменного тока — к секции 1НБ. В нормальном режиме секция 1НА получает питание через преобразователь, при этом син­хронная машина работает электродвигателем, а машина постоян­ного тока — генератором.

При исчезновении переменного тока секция 1НБ отделяется от 1НГ и преобразователь меняет режим — машина постоянного тока работает электродвигателем, получая питание от аккумуляторной батареи, а синхронная машина — генератором, обеспечивая пита­ние секции 1НБ.

 

 

Рис. 7.5. Схема питания одного блока АЭС. Сети надежного питания с. н. 1 и 2 группы показаны для половины блока.

 

 

2-я группа — потребители, допускающие перерыв питания от десятков секунд до 2—3 мин с последующим восстановлением питания. К этой группе относятся механизмы аварийного расхола­живания реактора, специальная вентиляция, аварийные насосы технической воды, аварийные питательные насосы (АПН), вало-поворотные устройства турбин и т. п. Для них, так же как для 1-й группы, создается автономная сеть надежного питания.

3-я группа — мощные потребители с. н., требующие высо­кой степени надежности питания из-за необходимости обеспечения ядерной безопасности реактора.

К этой группе относятся ГЦН. В нормальном режиме их пита­ние осуществляется от секций с. н. 6 кВ. В аварийных режимах для ГЦН с малой инерцией предусматривается питание от ВСГ. В этой схеме используется энергия выбега турбогене­ратора. После закрытия стопорных клапанов турбины генератор, вращаясь по инерции, вырабатывает некоторое количество электро­энергии с постоянно снижающейся частотой. Блок, состоящий из турбины К-500-65 и генератора ТВВ-500-2 мощностью 500 МВт, имеет запас кинетической энергии 805 кВт∙ч. Этой энергии достаточно для питания ГЦН на время аварийного расхолаживания реактора.

ГЦН с большей инерцией присоединяются к секциям с. н. 6 кВ из расчета на каждую секцию не более двух насосов. Резервирова­ние питания осуществляется от энергосистемы или специально вы­деленной линией от соседней электростанции.

4-я группа — потребители, не предъявляющие особых тре­бований по надежности, более высоких, чем на блочной тепловой электростанции. К этой группе относятся механизмы, обслуживаю­щие турбину: конденсатные, циркуляционные насосы и большая часть общестанционных с.н. — компрессорные, химводоочистка, мастерские и т. п. Потребители этой группы присоединяются к сек­циям 1А, 1Б, 2А, 2Б непосредственно или через понижающие тран­сформаторы 6/0,4 кВ. Схема питания их ничем не отличается от схем с. н. ТЭС.

 

Собственные нужды ГЭС

 

Технологический процесс получения электроэнергии на ГЭС значительно проще, чем на тепловых и атомных электростанциях, а поэтому требует значительно меньшего числа механизмов с. н.

Подсчет нагрузок с. н. ГЭС ведется конкретно для каждого проекта, так как эти нагрузки зависят не только от мощности установленных агрегатов, но и от типа электростанции (приплотинная, деривационная, водосливная и др.).

В учебном проектировании для определения установленной мощности с. н. ГЭС можно воспользоваться данными табл. 1.

В отличие от тепловых электростанций на ГЭС отсутствуют крупные электродвигатели напряжением 6 кВ, поэтому распределе­ние электроэнергии осуществляется на напряжении 0,4/0,23 кВ. Питание с. н. производится от трансформаторов, присоединенных к шинам 6—10 кВ, или отпайкой от блоков.

Потребители с. н. ГЭС делятся на агрегатные (маслонасосы МНУ, насосы откачки воды с крышки турбины, охлаждение главных трансформаторов и др.) и общестанционные (насосы технического водоснабжения, насосы откачки воды из отса­сывающих труб, дренажные и пожарные насосы, отопление, осве­щение, вентиляция, подъемные механизмы и др.).

Часть этих потребителей являются ответственными (техниче­ское водоснабжение, маслоохладители трансформаторов, маслонасосы МНУ, система пожаротушения, механизмы закрытия затво­ров напорных трубопроводов). Нарушение электроснабжения этих потребителей с. н. может привести к повреждению или отключению гидроагрегата, снижению выработки электроэнергии, разрушению гидротехнических сооружений.

На рис. 7.6. приведен пример схемы питания с. н. мощной ГЭС.

Агрегатные с. н. питаются от отдельных секций 0,4/0,23 кВ. Часть потребителей общестанционных с. н. может быть значительно удалена от здания ГЭС, поэтому возникает необходимость распределения электроэнергии на более высоком напряжении (3,6 или 10 кВ). В этом случае

Рис. 7.6. Схема питания с. н. мощной ГЭС.

 

предусматриваются главные трансформаторы с. н. 77, Т2 и агрегатные Т5 — Т8. Трансформаторы Т9 — Т12 служат для питания общестанционных нагрузок. Резервное пита­ние секций 6 кВ осуществляется от местной подстанции, оставшейся после строительства ГЭС. Резервирование агрегатных с. н. осуще­ствляется от резервных трансформаторов ТЗ, Т4. Ответственные потребители с. н., отключение которых может привести к отключе­нию гидроагрегата или снижению его нагрузки, присоединяются к разным секциям с. н.

Мощность трансформаторов агрегатных с. н. выбирается по сум­марной нагрузке с. н. соответствующих агрегатов. Главные тран­сформаторы (Т1, Т2) выбираются с учетом взаимного резервирова­ния и с возможностью их аварийной перегрузки.

На крупных ГЭС возможно присоединение трансформаторов агрегатных с. н. отпайками от блоков, а резервирование секций 6 кВ может осуществляться от автотрансформаторов связи подобно схемам с. н. на блочных ТЭС.