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而不致影响电力网的运行或停止对用户的供电；
③ 为了扩建的目的,可以容易地从初期过渡到其最终接线，使在扩建过渡时，无论在一次和二次设备装置等所需的改造为最小。
（3） 经济性：主接线在满足可靠性、灵活性要求的前提下做到经济合理。
① 投资省：主接线应简单清晰，以节约断路器、隔离开关、电流和电压互感器、避雷器等一次设备的投资，要能使控制保护不过复杂，以利于运行并节约二次设备和控制电缆投资；要能限制短路电流，以便选择价格合理的电气设备或轻型电器；在终端或分支变电所推广采用质量可靠的简单电器；
② 占地面积小，主接线要为配电装置布置创造条件，以节约用地和节省构架、导线、绝缘子及安装费用。在不受运输条件许可，都采用三相变压器，以简化布 置。 ③ 电能损失少：经济合理地选择主变压器的型式、容量和数量，避免两次变压而增加电能损失。
1.3 主接线的接线方式选择
因为该电厂通过四回220KV线路与变电站A、B相连，所以母线的连接形式有： （1）单母线分段连接；（110-220KV线路如果采用单母分段，一般应设置旁路母线且以专用旁路断路器为宜）
（2）双母线接线；
（3）双母线带旁路母线接线。 一、 单母线分段
优点:母线经断路器分段后，对重要用户可以从不同段引出两个回路，有两个供电电源;一段母线故障时(或检修),仅停故障(或检修)段工作,非故障段仍可继续工作.
缺点:当一段母线或母线隔离开关故障或检修时,接在该段母线上的电源和出线,在检修期间必须全部停电;任一回路的断路器检修时,该回路必须停止工作;进出线断路器检修时，造成该回路停电。 适用范围：
这种接线方式：适用于进出线不多、容量不大的中小型发电厂及变电所较为实用，具有足够的可靠性和灵活性。具体应用范围如下：
①6-10KV配电装置总出线回路数位6回及以上，每一分段上所接容量不宜超过25MW。 ② 35-60KV配电装置总出线回路数为4-8回时。 ③ 110-220KV配电装置总出线回路数为3-4回时。 其接线形式如下图
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二、 双母线接线 双母线接线有两种运行方式：
（1） 一组母线工作（带电），另一组母线备用（不带电），此时母联断路器断开。——
这种运行方式相当于单母线接线。
（2） 形成部分电源及部分负荷连接至一组母线而其他电源及负荷接至二母线，此时母
联断路器接通。——相当于单母线分段（仅在操作瞬间断电），也叫固定连接形式
母联断路器的作用：
（1）当相应的双母线运行方式为一组工作，另一组母线备用且要求备用母线带电（进入工作状态），此时用母联断路器对备用母线进行验电并充电。
（2）当相应的固定连接形式下，此时母联断路器相当于分段断路器，起分段断路器的功能，使母线上功率平衡。
（3）当出线侧断路器需要检修时，可通过引入跨条，利用母联断路器去代替需要检修的断路器。
双母线接线的优缺点：
优点:供电可靠,可以轮流检修一组母线而不致使供电中断,一组母线故障后，能迅速恢复供电;调度灵活;扩建方便.
缺点:接线复杂,设备多,母线故障有短时停电，造价高。 适用范围：
① 6～10kV配电装置，当短路电流较大，出线需要带电抗器时
② 35～63kV配电装置，当出线回路数超过8回时，或连接的电源较多，负荷较大时 ③ 110～220kV配电装置出线回路数为5回及以上时，或当110～220kV配电装置在系统中居重要地位，出线回路数为4回及以上。
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三、双母线带旁路母线接线 双母线带旁路母线接线，见图1 1、 双母线待旁路母线的几种接线形式
（1） 图1（a）为常用的接线形式，既有母联断路器QF1，又有专用旁路断路器QF2，2
回电源进线也参加旁路接线。这种运行方式方便灵活，但投资较大。
（2） 图1(b)为双母线带旁路母线接线的母联断路器兼作旁路断路器的接线形式。正常运
行时QF1起母联断路器的作用，旁路母线隔离开关QS3断开。当需要使用旁路母线不停电检修某台出线断路器时，先断开断路器QF1及隔离开关QS2，再合上QS3，最后合上断路器QF1给旁路母线充电（以下步骤前已介绍）。此时断路器QF1不再起母联断路器作用，而是临时承担旁路断路器的任务了。这种接线节省了一台断路器，但操作较复杂，增加了误操作可能性。并且能母线W1带旁路母线，不够灵活方便。图中还用虚线画出一组隔离开关QS4接到母线W2，增加这组隔离开关后两组母线均可带旁路母线了。
（3） 图1（c）为旁路断路器兼作母联断路器（增加一组隔离开关QS）的接线形式，是
以作旁路断路器为主。 旁路母线的作用：
断路器经过长期运行或者开端一定次数的短路电流之后，其机械性能和灭弧性能都会下降，必须进行检修以恢复其性能。一般情况下，该回路必须停电才能检修。设置旁路母线的目的就是可以不停电的检修任一台出线断路器。要特别指出：旁路母线不能代替主母线工作。
图1 双母线带旁路母线接线
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（a）有专用旁路断路器 （b）母联兼旁路 （c）旁路兼母联 双母线带旁路母线接线的适用范围：
110-220KV配电装置的出线送电距离较长，输送功率较大，停电影响较大，且常用的少油断路器年均检修时间长达5-7天，因此较多设置旁路母线。如采用检修周期长达20年的SF6断路器，亦不必设置旁母。对于在系统中居重要地位的配电装置，对于总愦电回路有六回以上的110KV 变电所，220KV（4回及以上）也可装专用旁路断路器，同时变电所主变压器的110-220KV侧断路器也应接入旁路母线。而对于发电厂，因仅限断路器可配合发电机检修时进行检修，因此常不接入旁路母线。因为不仅要改调保护定值还要切换差动电流互感器，如果不慎，将造成CT开路甚至使保护误动。
当110KV配电装置为屋内型（或屋外型但出线数较少）时，为减少投资可不设旁路母线，而用简易的旁路隔离开关代替旁路母线。检修出线断路器时则将一组母线当做旁路母线，用母联断路器当作旁路断路器，再通过该旁路隔离开关供电。这类似于前面讲过的临时“跨条”，但可以做到不停电检修出线断路器。见图2.
图2 双母线带旁路隔离开关接线
纵观以上几种接线的经济、技术比较母线的连接方式应选择双母线带旁路母线的接线方式。
1.4 发电机、变压器的连接形式
大型火力发电厂一般是指总容量在1000MW及以上，单机容量在200-1300MW（目前国内最大单机容量为600MW）的燃煤电厂。这类电厂是电力系统的主力，属于区域性发电厂。由于这类发电厂装机容量大，在电力系统中的地位重要，其电气主接线的选择，应特别注重供电可靠性。此设计的总装机容量为1000MW，单机容量为200（300）MW，所以属于大型火力发电厂。
200MW及以上大机组，一般都是与双绕组变压器组成单元接线，而不采用与三绕组变压器组成单元，着不仅比用三绕组变压器经济，而且可免去由于在发电机出口装设断路器产生技术上的困难。因为200MW及以上的大机组主回路机端附近的短路电流很大，制造开端电流如此大的断路器目前还很困难；而且为防止母线附近钢结构发热，大机组出口主回路都采用分相封闭母线，在母线回路装设断路器，还将使配电装置结构变得很复杂，发电
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机出口部装设断路器，但可以装设隔离开关或设置可拆卸的链接点，以便单独对发电机进行试验。
对“发电机—变压器”单元接线，厂用高压变压器（采用分裂绕组变压器）自发电机—变压器间引接。另外为保证厂用电源的可靠性，还自母线侧引接备用起动电源。
2 主变压器容量、台数及形式的选择 2.1 概述
发电厂中用来向电力系统或用户输送电能的变压器成为主变压器（简称主变），其中用于沟通两个升高电压等级并可相互交换功率的变压器称为联络变压器，而只供发电厂本身用电的变压器则称为厂用变压器。主变的容量、台数直接影响主接线的形式和配电装置的结构。它的选择除依据基础材料外，主要取决与输送功率的大小、与系统联系的紧密程度、运行方式等因素，并至少要考虑5～10年规划负荷的发展需要。如果主变压器容量造的过大，台数过多，不仅增加投资，扩大占地面积，而且会增加损耗，给运行和检修带来不便，设备亦未能充分发挥效益；若容量选得过小，可能使变压器长期在过负荷中运行，影响主变压器的寿命和电力系统的稳定性。因此要合理选择变压器的容量、台数和形式。
2.2 主变压器台数的选择
为了保证供电可靠性，避免一台主变压器故障或检修时影响供电，发电厂中一般装设两台主变压器。当装设三台及三台以上时，发电厂的供电可靠性虽然有所提高，但接线网络较复杂，且投资增大，同时增大了占用面积，和配电设备及用电保护的复杂性，以及带来维护和倒闸操作等许多复杂化。而且会造成中压侧短路容量过大，不宜选择轻型设备。考虑到两台主变同时发生故障机率较小。适用远期负荷的增长以及扩建，而当一台主变压器故障或者检修时，另一台主变压器可承担70%的负荷保证全变电站的正常供电。故选择两台主变压器互为备用，提高供电的可靠性。
与系统有强联系的大、中型发电厂和枢纽变电所，在一种电压等级下，主变压器应不少于2台。
2.3 主变压器容量的选择
主变容量一般按发电厂建成近期负荷，5～10年规划负荷选择，并适当考虑远期10～20年的负荷发展，对于城郊变电站主变压器容量应当与城市规划相结合，该所近期和远期负荷都给定，所以应按近期和远期总负荷来选择主变的容量，根据变电所带负荷的性质和电网结构来确定主变压器的容量，对于有重要负荷的变电站，应考虑当一台变压器停运时，其余变压器容量在过负荷能力后允许时间内，应保证用户的一级和二级负荷，对一般性能的变电站，当一台主变压器停运时，其余变压器容量应保证全部负荷的70%～80%。该变电站是按70%全部负荷来选择。因此，装设两台变压器变电站的总装容量为：∑se = 2（0.7PM）
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