垃圾焚烧发电项目的电气主接线形式与电力接入系统密切相关，根据接入系统报告中确定的电厂并网的电压等级、并网回路数等，来确定厂内电气主接线。若是35(或110)kv并网，厂内35(或110)kv可采用单母线、单母线分段、变压器线路组接线。图1为某工程安装2台400t/d垃圾焚烧炉，配1台25mw汽轮发电机的电气主接线，发电机出口电压为10.5kv，汽轮发电机以发电机-变压器单元接线方式接入厂内110kv配电装置，110kv电压等级出线1回，110kv采用变压器线路组接线。发电机出口设断路器，厂用电分支由主变压器与该断路器之间引出。
发电机电压回路中的电容电流，包括发电机、主变和连接导体的电容电流。没有直配线和电容器，因此无此部分电容电流。10kv、25mw发电机定子线圈单相接地电容电流为0.92a，主变低压线圈的三相对地电容电流为0.1a。汽轮发电机引出铜母线每相20米至发电机小间开关柜，母线电容电流为0.06a，发电机小间开关柜至10kv配电装置及10kv配电装置至主变压器间的连接采用yjv-8.7/15kv 3x3(1x400)单芯电缆连接，电缆长度为450米，电缆电容电流为1.31a，10kv配电装置至各厂用变压器间的连接采用yjv-8.7/15kv 3x120三芯电缆连接，电缆长度为330米，电缆电容电流为0.36a。发电机电压回路总电容电流为2.75a，发电机单相接地故障电流小于允许值，发电机中性点采用不接地方式。由以上计算数据看出，发电机至主变压器间的连接电缆的电容电流占较大的比重，若主变与发电机的距离较远，此电缆长度较长且根数多，则发电机单相接地故障电流会大于允许值，当发电机内部发生单相接地故障不要求瞬时切机时，规程规定应采用消弧线圈接地方式，发电机内部发生单相接地故障要求瞬时切机时，宜采用高电阻接地方式。
10kv电压等级并网发电机中性点接地方式
35(或110)kv并网，厂内建有35(或110)kv升压站，主变将发电机与系统隔离，与发电机直接相联的10kv回路电容电流较小，且容易计算。若采用10kv并网，因发电机与并网变电站的10kv系统直接相联，供电部门往往不提供并网变电站的10kv系统情况，如10kv出线回路数、是架空还是电缆出线、10kv系统电容电流、10kv系统采用电阻接地还是消弧线圈补偿等，10kv系统电容电流可能会很大且是变化的，当发电机内部发生单相接地故障不要求瞬时切机时，应采用消弧线圈接地方式，发电机内部发生单相接地故障要求瞬时切机时，宜采用高电阻接地方式。图2为某工程安装3台225t/d垃圾焚烧炉，配2台7.5mw汽轮发电机的电气主接线，发电机出口电压为10.5kv，10.5kv采用单母线分段接线，每台发电机接入一段母线，电厂每段10.5kv母线出线1回，分别至并网变电站的两段10kv母线。正常运行时分段断路器打开，两回并网线路及两台发电机不允许并列运行。发电机出口设断路器，厂用电源分别引自两段10kv母线。
发电机电压回路中的电容电流，包括发电机、连接导体、电容器的电容电流，连接导体包括并网变电站的10kv线路的电容电流。经与供电部门了解，本项目并网变电站10kv为不接地系统，10kv架空出线约40km，电缆出线（包括并网线路）约8km。10kv系统电容电流约10a，当发电机内部发生
单相接地故障不要求瞬时切机时，应采用消弧线圈接地方式。
有些垃圾焚烧发电项目，并网变电站10kv为经消弧线圈接地系统，10kv线路的电容电流达几十安，消弧线圈补偿后故障点的残余电流也大于5a，大于发电机单相接地故障电流允许值，因此与此
10kv系统并网的发电机中性点也要设消弧线圈进行补偿，使故障点的残余电流在1a左右，两套消弧线圈同时动作需要协调好。
还有些垃圾焚烧发电项目，由于并网变电站10kv电缆出线越来越多，电容电流越来越大，10kv采用小电阻接地系统，单相接地故障电流达几百安，即使采用消弧线圈补偿，也很难保证发电机故障点残余电流不大于允许值，笔者认为与此10kv系统并网的发电机中性点采用不接地方式，发电机内部发生单相接地故障时应使保护瞬时切机，即使如此，也很难保证发电机的定子绕组绝缘不损坏。比较安全的做法是：在10kv并网出线上增加隔离变压器，将发电机与系统隔离，与发电机直接相联的10kv回路电容电流减小，且发电机不受并网变电站10kv出线回路的影响，对发电机的安全运行有利，但会增加隔离变压器的投资。由于规程上无规定，有些垃圾焚烧发电项目的投资方从节约变压器设备
及土建投资考虑，不愿增加隔离变压器。