Из общих требований к перспективным расчётам следует, что средства РЗиА и/или ПА не должны "состарится", а должны иметь способность работать с той же эффективностью и техническим совершенством: селективно, чувствительно и проч. в течении заданного срока службы... Если, это проект, то и получается в тендере на поставку оборудования, должна быть заложена соответствующая аппаратура, поэтому требование справедливо. Понятно, если у Вас 2 линии в тупиковую ПС, то это действительно может быть никчёмный напряг и несуразица...
Вообще, занимаюсь расчётами устойчивости, так у нас ни кто таким вопросом и не задаётся, расчёты с перспективой на 5 лет после года ввода объекта делаются, как говорится, по умолчанию, либо Заказчик представляет перспективные схемы, а иногда (о чудо) и модели, либо сам клепаешь, а потом верифицируешь в СО.
Onegin, прав всегда вводятся какие-то объекты, но лучше вообще запросить ТУ на все присоединения, программы развития региона, так называемую, корректирующую (сопутствующую, параллельную ...) проектную документацию и т.д.

Возник вопрос к релейщикам с опытом расчетов РЗА. Не стал заводить тему, потому что это может пусть глупо, но быть каким-то ответом на тему.
Есть зона обслуживания - ПС 220/35/10, РУ-10, РУ-35 и цеховые РУ-10 кВ, запитанные от РУ 10 ПС. В РУ 0,4 уже не лезем, главное трансформатор 10/0,4 запитать, а дальше, что хотят, то и делают. Объяснять, что нагрузки по 0,4 влияют на РЗА 10 (те же перегрузки) уже надоело. А в 0,4 могут вдруг поставить новый двигатель или перемычкой запитать группу с другой секции. Ты про это узнаешь, когда отрабатывает РЗА и начинаешь разбираться что да как. В итоге ты тоже остаешься иногда крайним, потому что "мы же всего подкинули на этот транс пару двигателей по 160 кВА и что там твоя РЗА сработала от этого", а потом еще не могут включить присоединение из-за увеличения БТМ.
В общем в какой-то момент надоело все и решил поступить так. Отсечку считаю до шпилек трансформатора (КЛ не больше 2 км), без индуктивности трансформатора с минимальным временем, а мтз выставляю под номинал трансформаторов (они все сухие), н-р на 0,95 от номинала с отстройкой времени от защит на 0,4 кВ, перегрузку - 0,7 от номинального тока трансформатора на сигнал. И что хотите, то и делайте в сети 0,4. Трансы я защищаю.
Конечно так всегда не получится с перспективой, но если кто что посоветует, буду благодарен.

Ещё раз! Если это проект, то всё прописывается в ТЗ на этот проект и до какого ... считать и кто и каким образом  выдаёт перспективные схемы и режимы.
ТЗ описывает границы проектирования, ведь даже самый скупой, но жаждущий получить по больше Заказчик, понимает, что проект должен иметь строгие границы и конкретные объёмы работ, иначе он ни когда не закончится и будут тянуться "вечные согласования", а если ГГЭ, а её сроки, извиняюсь, ни как проср-ть нельзя.
Поэтому, нужно грамотно составлять ТЗ и договор на эту ПД. Ведь когда составляете как бы сами и осмысливаете объёмы проектирования, хорошо бы познакомится с объектом - предпроектные обследования.
Вот мы как-то влетели, за каждый день задержки 5т.р. возвращали!!! вот такой странноватый договор был...

Ещё какой аргумент!!! просто замечательный!!!
Например, один из договоров расчёта устойчивости целого региона с двумя ГЭС обошёлся  заказчику всего в 350 т.р.

Это все понятно и тема отдельного разговора. Сейчас, например, веду диалог с производителями БАВРов. Темой данной темы был расчет токов КЗ с перспективой на будущее. Предложил считать МТЗ по мощности трансформаторов, а отсечку по кабелю без сопротивлений трансформатора (конечно с учетом сечения кабеля). Конечно речь идет о радиальных схемах. Т.е. при расчете уставок отправной точкой будет номиналы оборудования, в нашем случае трансформаторы, а не нагрузки и т.п. Тем самым, что творится в сети 0,4 кВ без разницы, расширяют, увеличивают мощность, даже кидают перемычки на другую секцию, мы застрахованы от перегрузки трансформатора и КЗ на КЛ. При этом если сработала МТЗ, то можно смело предъявить, что если бы она не сработала, то трансформатор сгорел бы. Ну и так по ступенькам можно выставить уставки на вводах, на питающей ПС.
Понимаю, что такой подход наивный и наверно детский с точки зрения проектировщиков, поэтому хотелось бы их мнение. Но такой способ вполне может быть и обеспечит перспективу в 5 лет.

По поводу АВРа не соглашусь с Вами. Обыкновенный АВР уже не работает в современных схемах электроснабжения. Современный потребитель (например, высокочастотные двигатели, силовая электроника) очень чувствителен к потере напряжения больше 0,15 с, которую обыкновенный АВР никогда не обеспечит. Схемы управления согласен можно зарезервировать UPSами, аккумуляторными батареями и повесить все это на обычный АВР. Но когда из-за переключения между вводами с магнитного крана летит вниз болванка в несколько тонн и останавливается весь техпроцесс на производстве, который нужно перезапускать около 4 часов, то БАВР вполне может помочь.
Помогал налаживать БАВРы на одном промышленном предприятии, дергали на работающем заводе их и никто (оборудование) даже не понял, что АВР был. Время около 0,08 с было и то потому, что выключатели были медленные. Позвонил недавно главному энергетику узнать как работают. Жалоб не было, причем сказал, что они работали.

Совершенно в точку. На одном из подопечных предприятий куча высокоточных станков с длительным циклом обработки деталей, любой толчок по сети -  и деталь идет в брак.Пытались бороться с этим установкой UPS на системы управления, бесполезно. Решили ставить свою генерацию, иначе не получается.

Извините, не совсем понял Вашу мысль, как АВР, даже очень быстродействующий по принципу действия заменяет РЗ?

потому что они констатируют факт ухудшения кач-ва электроснабжения, а рза - аварийный параметр. И не  факт что ухудшение разовьется в аварию, но баврам все равно - им главное быстрей уйти на резерв