Существующая методика оценки деятельности электросетевых компаний на основе анализа отчетных данных об аварийности (т. е. отчетных данных о фактической надежности электроснабжения конечных потребителей) может привести к неверным выводам. Причина заключается в том, что показатели фактической надежности объективно по сути случайные величины, зависящие от воздействий окружающей среды (ветер, гололед, гроза, падение деревьев, наезды автотранспорта, набросы на провода и т. п.). Немаловажен факт административного воздействия на отчетные показатели фактической надежности.
Разработка проектов электросетевых объектов при конкретном и перспективном проектировании, а также инвестиционных программ электросетевых компаний должны сопровождаться расчетом различных показателей надежности внешнего электроснабжения конечных потребителей. Если при конкретном проектировании одной трансформаторной подстанции расчеты показателей надежности единичны (на шинах среднего и низшего напряжения), то в эксплуатации расчеты показателей надежности исчисляются сотнями (для всех конечных потребителей одного района электрических сетей). В методике [1] для расчета показателей эксплуатационной надежности внешнего электроснабжения одного конечного потребителя необходимо знать паспортные характеристики опор, изоляторов, проводов ВЛ 6–20 кВ, паспортные характеристики ТП 6–20/0,4 кВ, паспортные характеристики ВЛ 0,38 кВ, а также нормативно-справочную информацию об удельной повреждаемости элементов системы внешнего электроснабжения. Даже при автоматизации расчетов значений показателей надежности внешнего электроснабжения конечных потребителей на ПЭВМ затраты времени эксплуатационного персонала весьма значительны.
В целом надежность внешнего электроснабжения конечных потребителей представляет собой функцию суперпозиции трех групп объективных факторов (рис. 1).
К объективным факторам надежности электроснабжения конечных потребителей относятся различные характеристики схемной и конструктивной надежности (средняя протяженность ВЛ, средняя мощность трансформаторных подстанций, степень оснащенности электрических сетей устройствами автоматического секционирования и резервирования, среднее сечение проводов и т. п.). Для оценки системы организации эксплуатации используется значение среднего радиуса оперативного обслуживания, степень телемеханизации трансформаторных подстанций и т. п.