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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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= 1.4PM。
当一台变压器停运时，可保证对60%负荷的供电，考虑变压器的事故过负荷能力为40%，则可保证98%负荷供电，而高压侧220kV母线的负荷不需要通过主变倒送，因为，该变电所的电源引进线是220kV侧引进。其中，中压侧及低压侧全部负荷需经主变压器传输至各母线上。因此主变压器的容量为：Se = 0.7（SⅡ+SⅢ）。
对于单元接线的主变压器：单元接线时的变压器容量应按发电机的额定容量扣除本机组的厂用负荷后，留有10%的裕度来确定。（主变压器容量应与发电机容量相配套。例如100MW发电机配120MVA主变压器；300MW发电机配360MVA主变压器；600MW发电机配720（3×240）MVA主变压器）
2.4 主变压器型式的选择
（1） 相数的确定
容量为300MW及以下机组单元接线的变压器和330kV及以下电力系统中，一般都应选用三相变压器。因为单相变压器组相对投资大，占地多，运行损耗也较大。同时配电装置结构复杂，也增加了维修工作量。 （2）绕组数的确定
最大机组容量为125MW及以下的发电厂，当有两种升高电压向用户供电或与系统连接时，宜采用三绕组变压器，但每个绕组的通过容量应达到该变压器额定容量的15%及以上。否则绕组未能充分利用，反而不如选择两台双绕组变压器合理。两组升高电压的三绕组变压器一般不超过两台;在高中压系统均为中性点直接接地系统的情况下，可考虑采用自耦变压器；
200MW及以上的机组采用双绕组变压器加联络变压器更为合理。
(3)调压方式
为了保证发电厂或变电站的供电质量，电压必须维持在允许范围内，通过主变的分接开关切换，改变变压器高压侧绕组匝数。从而改变其变比，实现电压调整。切换方式有两种：一种是不带电切换，称为无激磁调压。调整范围通常在±2*2.5%以内；另一种是带负荷切换，称为有载调压。调整范围可达30%，但结构复杂，价格昂贵，只有在两种情况下才予以选用：接于出力变化大的发电厂主变压器，特别是潮流方向不固定，且要求变压器二次电压维持在一定水平时；接于时而为送电端，时而为受电端，具有可逆工作特点的联络变压器，为保证供电质量要求母线电压恒定时。
通常，对于220kV及以上的降压变压器也仅在电网电压有较大变化的情况时使用有载调压，一般均采用无激磁调压，分接头的选择依据具体情况定。
通常发电厂主变压器中很少采用有载调压，因为可以通过调节发电机励磁来实现调节电压，一般均采用无激磁调压。 （4） 冷却方式
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电力变压器的冷却方式随变压器型号和容量不同而异。主变压器一般采用的冷却方式有：自然风冷却，强迫油循环风冷却，强迫油循环水冷却。自然风冷却：一般只适用于小容量变压器。强迫油循环水冷却，虽然散热效率高，节约材料减少变压器本体尺寸等优点。但它要有一套水冷却系统和相关附件，冷却器的密封性能要求高，维护工作量较大。所以，选择强迫油循环风冷却。
本设计发电厂的电气主接线图为：
3 短路电流计算
3.1 概述
在电力系的电气设备，在其运行中都必须考虑到可能发生的各种故障和不正常运行状态，最常见同时也是最危险的故障是发生各种型式的短路，因为它们会遭到破坏对用户的
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