График годовой по продолжительности является проекцией суммарных графиков нагрузки (зима, лето) и определяем по формуле:
Тi = tiзима × 200 + tiлето × 165
Т1=1*200=200ч
Т2=2*200=400ч
Т3=3*200=600ч
Т4=4*200=800ч
Т5=7*200=1400ч
Т6=8*200=1600ч
Т7=9*200=1800ч
Т8=10*200=2000ч
Т9=11*200=2200ч
Т10=12*200=2400ч
Т11=(12*200)+(1*165)=2565ч
Т12=(12*200)+(2*165)=2730ч
Т13=(12*200)+(3*165)=2895ч
Т14=(12*200)+(4*165)=3060ч
Т15=(12*200)+(5*165)=3225ч
Т16=(13*200)+(5*165)=3425ч
Т17=(13*200)+(7*165)=3755ч
Т18=(14*200)+(7*165)=3955ч
Т19=(15*200)+(7*165)=4155ч
Т20=(15*200)+(8*165)=4320ч
Т21=(16*200)+(8*165)=4520ч
Т22=(17*200)+(9*165)=4885ч
Т23=(17*200)+(10*165)=5050ч
Т24=(18*200)+(10*165)=5250ч
Т25=(19*200)+(10*165)=5450ч
Т26=(19*200)+(11*165)=5615ч
Т27=(20*200)+(11*165)=5815ч
Т28=(21*200)+(12*165)=6180ч
Т29=(22*200)+(12*165)=6380ч
Т30=(22*200)+(13*165)=6545ч
Т31=(23*200)+(13*165)=6745ч
Т32=(23*200)+(14*165)=6910ч
Т33=(23*200)+(15*165)=7075ч
Т34=(23*200)+(16*165)=7240ч
Т35=(23*200)+(17*165)=7405ч
Т36=(24*200)+(17*165)=7605ч
Т37=(24*200)+(18*165)=7770ч
Т38=(24*200)+(19*165)=7935ч
Т39=(24*200)+(20*165)=8100ч
Т40=(24*200)+(21*165)=8265ч
Т41=(24*200)+(22*165)=8430ч
Т42=(24*200)+(23*165)=8595ч
Т43=(24*200)+(24*165)=8760ч
Технико-экономические показатели установки
Площадь, ограниченная кривой графика по продолжительности нагрузок активной составляющей, численно равна энергии, произведенной или потребленной электроустановкой за рассматриваемый период (год).
Wп= 
Wп(зима)=494,84*200=98968МВт·ч;
Wп(лето)=385,81*165=63658,65 МВт·ч;
Wп=98968+63658,65=162626,65МВт*ч.
Средняя нагрузка установки за рассматриваемый период (год) равна:
Pср= Wп / T= 162626,65 / 8760 = 18,56МВт.
Степень неравномерности графика работы установки оценивают коэффициентом заполнения.
kзап = Wп / Pmax пс · T
kзап(зима) = Wп / Pmax пс · 8760=162626,65 / 25,31 · 8760=0,73
kзап(лето) = Wп / Pmax пс · 8760=162626,65 / 21,91 · 8760=0,84
Tmax(зима) = Wп / Pmax пс 162626,65 / 25,31 = 6425,39 ч.
Tmax(лето) = Wп / Pmax пс = 162626,65 / 21,91 = 7422,48 ч.
Переведем заданные коэффициенты мощности из косинусов в тангенсы, используя тригонометрические функции:
cos φ1 = 0,87 Населенный пункт tg φ1 = 0,56
cos φ2 = 0,83 Машиностроительный завод tg φ2 = 0,66
cos φ3 = 0,8 Предприятие черной металлургии tg φ3 = 0,75
cos φ4 = 0,78 Предприятие текстильной промышленности tg φ4 = 0,802
cos φ5 = 0,85 Обогатительная фабрика tg φ5 = 0,61
Определим реактивную мощность потребителей в часы максимальных нагрузок по известным активным мощностям потребителей:
ΣQ = P1(t) · tg φ1+ P2(t) · tg φ2 + … + Pi(t) · tg φi
ΣQ =(2*0,56)+(4*0,66)+(8*0,75)+(6*0,802)+(3*0,61)=16,402МВАр
Определим средневзвешенный коэффициент мощности на шинах подстанции.
tg φср = ΣQ / Σ Pmax пс
tg φср(зима) = ΣQ / Σ Pmax пс = 16,402 / 22,7 = 0,72
tg φср(лето) = ΣQ / Σ Pmax пс = 16,402 / 19,66 = 0,83
Определяем полную мощность подстанции
Smax(зима) = Pmax пс · 
Smax(зима) = 25,31 · 
= 31,13 МВ·А;
Smax(лето) = 21,91 · 
= 28,47 МВ·А.
Выбор количества и мощности трансформаторов на подстанции
Вычислим предварительную расчетную мощность трансформатора. Sн.расч = Smax / kав = 31,13 / 1,4 = 22,23 МВ·А
коэффициент аварийной перегрузки, принимаем равным 1,4.
Предварительно принимаем трансформатор мощностью 25 МВ*А
Вычислим средневзвешенные коэффициенты каждого определенного часа для вычисления полной мощности по формуле:
tg φсв(i) = P1 · tg φ1 + P2 · tg φ2 +…./ 
tgφсв(1)= 
tgφсв(2)= 
tgφсв(3)= 
tgφсв(4)= 
tgφсв(5)= 
tgφсв(6)= 
tgφсв(7)= 
tgφсв(8)= 
tgφсв(9)= 
tgφсв(10)= 
tgφсв(11)= 
tgφсв(12)= 
tgφсв(13)= 
tgφсв(14)= 
tgφсв(15)= 
tgφсв(16)= 
tgφсв(17)= 
tgφсв(18)= 
tgφсв(19)= 
tgφсв(20)= 
tgφсв(21)= 
tgφсв(22)= 
tgφсв(23)= 
tgφсв(24)= 
Вычисляем полную мощность с учетом выше найденных средневзвешенных коэффициентов для каждого определенного часа, которая вычисляется по формуле
S(t) = P(t) · 
для 100% для 70%
S1(t) = 15,7 · 
= 19,15 МВ·А; 13,405 МВ·А
S2(t) = 15,54 · = 18,95 МВ·А; 13,26 МВ·А
S3(t) = 15,2 · 
= 18,69 МВ·А; 13,083 МВ·А
S4(t) = 15,29 · 
= 18,80 МВ·А; 13,16 МВ·А
S5(t) = 14,3 · = 17,58 МВ·А; 12,306 МВ·А
S6(t) = 12,86 · = 15,68 МВ·А; 10,976 МВ·А
S7(t) = 18,95 · 
= 23,68 МВ·А; 16,576 МВ·А
S8(t) = 24,83 · = 30,29 МВ·А; 21,203 МВ·А
S9(t) = 25,31 · 
= 31,13 МВ·А 21,791 МВ·А
S10(t) = 24,75 · = 30,19 МВ·А; 21,133 МВ·А
S11(t) = 22,85 · = 28,10 МВ·А; 19,67 МВ·А
S12(t) = 19,42 · = 23,69 МВ·А; 16,583 МВ·А
S13(t) = 24,23 · = 29,80 МВ·А; 20,86 МВ·А
S14(t) = 24,23 · = 29,80 МВ·А; 20,86 МВ·А
S15(t) = 24,23 · = 29,56 МВ·А; 20,692 МВ·А
S16(t) = 24,11 · = 29,41 МВ·А; 20,587 МВ·А
S17(t) = 24,35 · = 29,7 МВ·А; 20,79 МВ·А
S18(t) = 24,06 · 
= 29,35МВ·А; 20,545 МВ·А
S19(t) = 21,32 · = 26,22 МВ·А; 18,354 МВ·А
S20(t) = 20,23 · 
= 24,68 МВ·А; 17,276 МВ·А
S21(t) = 23,28 · = 28,40 МВ·А; 19,88 МВ·А
S22(t) = 23,04 · = 28,33 МВ·А; 19,831 МВ·А
S23(t) = 20,39 · = 25,07 МВ·А; 17,549 МВ·А
S24(t) = 16,37 · = 19,97 МВ·А; 13,979 МВ·А
Расчет трансформаторов на перегрузочную способность
При вычислении предварительной мощности трансформатора, учитывающий коэффициент аварийной перегрузки мы предварительно приняли силовой трансформатор мощностью 25 МВ·А. Допустимые систематические нагрузки трансформатора больше его номинальной мощности возможны за счет неравномерности нагрузки в течение суток. При недогрузке износ изоляции мал, а во время перегрузки значительно увеличивается.