主接线的基本形式，就是主要电气设备常用的几种连接方式，它以电源和出线为主体。由于各个发电厂或变电站的出线回路数和电源数不同，且每路馈线所传输的功率也不一样，为便于电能的汇集和分配，常设置母线作为中间环节，使接线简单清晰、运行方便，有利于安装和扩建，下面介绍几种常用的主接线方式。 （1）单母线接线：
单母线接线虽然接线简单清晰、设备少、操作方便，便于扩建和采用成套配电装置等优点，但是不够灵活可靠，任一元件故障或检修时，均需使整个配电装置停电，一般只适用于一台主变压器。 （2）单母分段：
用断路器，把母线分段后，对重要用户可以从不同段引出两个回路，由两个电源供电。当一段母线发生故障，分段断路器自动将故障切除，保证正常段母线不间断供电。当一段母线或母线隔离开关故障或检修时，该段母线的回路都要在检修期间内停电，而出线为双回时，常使架空线路出现交叉跨越，扩建时需向两个方向均衡扩建。 （3）单母分段带旁路母线:
这种接线方式具有相当高的当高的可靠性和灵活性，广泛应用于出线回路不多，负荷较为重要的中小型发电厂。 （4）一个半断路器（3/2）接线:
两个元件引线用三台断路器接往两组母上组成一个半断路器，它具有较高的供电可靠性和运行灵活性，任一母线故障或检修均不致停电，但是它使用的设备较多，占地面积较大，增加了二次控制回路的接线和继电保护的复杂性，且投资大，一般在超高压电网中使用。 （5）双母接线:
双目接线有两组母线，并且可以相互备用。每一电源和出线的回路，都装有一台断路器，有两组母线隔离开关，可分别与两组母线相连。它具有供电可靠、调度灵活、扩建方便等优点，而且检修另一母线时，不会停止对用户连续供电。但在检修某线路的断路器时，如果不装设“跨条”，则该回路在检修期需要停电。
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1.3.1 110kv电压侧接线
本变电站110 kV线路有2回，可选择单元接线或双母线接线两种方案，如图1.1 所示。
方案一 方案二
图1.1 110kV电压侧接线方案
方案一优点 ：接线简单清晰，节省设备和占地，操作简便，经济性好。不设发电机电
压母线，发电机电压侧的短路电流减小。 缺 点：扩大接线的运行灵活性较差。 适 用 范 围：发电机侧
方案二优点 ：运行方式灵活。可以采用将电源和出线均衡地分配在两组母线上，母联 断
路器合闸的双母线同时运行方式；也可以采用任意一组母线工作，另一组母线备用，母联断路器分闸的单母线运行方式，所在回路均不中断工作。
缺 点：变更运行方式时，需利用隔离开关进行倒闸操作，操作步骤较为复杂， 本变电站110 kV线路有2回，变压器单元接线双绕组变压器组成的单元，断路器装于主变压器高压侧作为该单元共同的操作和保护电器，在发电机和变压器之间不设断路器，可装一组隔离开关供试验和检修时隔开之用。比较方案一、方案二,采用方案一更合理。容易出现误操作，从而导致设备或人身事故。根据上面所述高压侧应选用方案一 单元接线
1.3.2 10kv电压侧接线
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6~10kV配电装置出线回路数为6回及以上时，可选择单母线分段接线或单母线带旁路母线接线两种方案，如图3.2所示。方案一可以提供单母线运行、各段并列运行、各段分列运行等运行方式，且便于分段检修母线，减小母线故障的影响范围。当任一段母线故障时，继电保护装置可使分段断路跳闸，保证正常母线段继续运行。若分段断路器平时断开，则当任一段母线失去电源时，可由备用电源自动投入装置使分段断路器合闸，继续保持该母线段的运行。方案二这种接线方式具有相当高的当高的可靠性和灵活性，广泛应用于出线回路不多，负荷较为重要的中小型发电厂或35～110KV变电站中。
方案一 方案二
图1.2 10kV电压侧接线方案
方案二为单母线分段带旁路母线接线，当检修出线断路器时可不停电，因其进行了分段且是断路器分段，所以当一段母线发生故障时，可以保证正常段母线不间断供电，因为设置旁路母线，可以保证Ⅰ、Ⅱ类用户用电要求，同时它结构简单清晰，运行也相对简单，便于扩建和发展。它投资小，费用低，运行可靠性和灵活性比方案一好，可以满足10kV侧用户的要求。故10kV 侧接线采用方案二。
2.变压器选择
在各级电压等级的变电所中，变压器是变电所中的主要电气设备之一，其担任着向用户输送功率，或者两种电压等级之间交换功率的重要任务，同时兼顾电力系统负荷增长情况，并根据电力系统5～10年发展规划综合分析，合理选择，否则，将造成经济技术上的不合理。如果主变压器容量选的过大，台数过多，不仅增加投资，扩大占地面积，而且增加损耗，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
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此，确定合理的变压器容量是变电站可靠供电和网络经济运行的保证。
2.1主变压器的选择
2.1.1 变压器容量及台数的选择
主变容量一般按变电站建成近期负荷5～10年规划选择，并适当考虑远期10～15年的负荷发展，对于城郊变电所主变压器容量应当与城市规划相结合，从长远利益考虑，本站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所，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允许时间内，应保证用户的一级和二级负荷。所以每台变压器的额定容量按Sn?0.7Pm（Pm为变电所最大负荷，见计算说明书第8章）选择，即Sn=0.7×44460.7=31.12kVA这样当一台变压器停用时，也保证70%负荷的供电。由于一般电网变电所大约有25%的非重要负荷，因此采用式Sn?0.7Pm来计算主变容量对变电所保证重要负荷来说是可行的。通过计算本变电站可选择额定容量为40M的主变压器。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，电站中一般装设两台主变压器。当装设三台及三台以上时，变电所的可靠性虽然有所提高，但接线网络较复杂，且投资增大，同时也增加了配电设备及用电保护的复杂性，以及带来维护和倒闸操作的复杂化。考虑到两台主变同时发生故障机率较小，且适用远期负荷的增长以及扩建，故本变电站选择两台主变压器完全满足要求。
2.2 主变压器型式选择
2.2.1主电站主变压器相数的选择
主变压器采用三相或是单相，主要考虑变压器的制造条件、可靠性要求及运输条件等因素。特别是大型变压器，尤其需要考查其运输可能性，保证运输尺寸不超过桥梁、车辆、船舶等运输工具的允许承载能力。
选择主变压器的相数，需考虑如下原则：
（1） 当不受运输条件限制时，在330kV及以下的变电站，均应选用三相变压器。 （2） 对于500kV变电站，除需考虑运输条件外，尚应根据所供电负荷和系统情况，分析一台（或一组）变压器故障或停电检修时对系统的影响。尤其在建站初期，若主变压器为一组时，当一台单相变压器故障，会使整组变压器退出，造成全站停电；如
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用总容量相同的多台三相变压器，则不会造成全站停电。为此，要经过技术经济论证，来确定选用单相变压器还是三相变压器。
2.2.2主变压器绕组与连接方式的选择
1、 变电站主变压器绕组的数量
（1） 联络变压器一般应选用三绕组变压器，其低压绕组可接高压厂用启动／备用变压器或无功补偿装置。
（2） 在具有三种电压的变电站中，如通过主变压器各侧绕组的功率均达到该变压器容量的15%以上，或低压侧虽无负荷，但在变电站内需装设无功补偿设备时，主变压器宜采用三绕组变压器。
对深入引进至负荷中心、具有直接从高压降为低压供电条件的变电站，为简化电压等级或减少重复降压容量，可采用双绕组变压器。 2、 绕组连接方式
变压器绕组的连接方式必须和系统电压相位一致，否则不能并列运行。电力系统采用的绕组连接方式只有Ｙ和△，高、中、低三侧绕组如何组合要根据具体工程来确定。
我国110kV及以上电压，变压器绕组都采用Y0连接； 35kV以下电压，变压器绕组都采用△连接。
2.3本变电站主要变压器选择
根据变电站的实际情况，应根据以下的原则进行选择：
（1） 主变得容量一般按变电站建成后5~10 年的规划负荷选择
型号 空载 空载 额定容电流损耗量（kVA） （%） （kW） 负载损耗（kW） 阻抗电压（%） 联结组标号 （2） 根据电压网络的结构和变电站所带的负荷的性质来确定主变的容量，对于有重要用户的变电站应考虑当一台主变停运时其余变压器在计及过负荷能力后的允许时间内应保证用户的一级和二级的负荷，对一般性变电站，一台机停用时，应使其余变压器保证全部负荷的70%~80%。
（3） 同级电压的降压变压器容量的级别不宜过多，应系列化，标准化
（4） 对于大城市市郊的一次变电站，在中低压侧已构成环网的基础上，变电所以装设两台变压器为宜
所以应选容量为40000KVA 的主变压器SZ9—40000/110
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