Конечно же, желательно на все оборудование, но на последующие проверки другая фирма.

Но в целом на мой взгляд есть тенденция.
1. Есть практика НЕ проверять РЗА - и она работает (Conspirator показал в примере с 2-мя ПС 220 кВ, лично знаю таких релейщиков).
2. Ущерб от отказа РЗА ниже, чем затраты на ее эксплуатацию и поддержание в рабочем состоянии (observer).
Нужна статистика, но что-то подсказывает, что в целом это будет правдой с большим перевесом затрат в сторону эксплуатации.
3. Да, Россети рано или поздно перейдут на ТО РЗА "по состоянию", это лишь вопрос времени.
P.S.
Нам, релейщикам, пора диверсифицировать свои знания и опыт, пора быть готовыми к тому, что нас выжмут энерго-менеджеры.

www.rosseti.ru/investment/science/tech/ … ogenie.pdf
Срок службы разрабатываемых МП устройств РЗА, гарантированный изготовителем, должен составлять не менее 20 лет.
Гарантийный срок эксплуатации устройств РЗА должен составлять не менее 3 лет. На весь период срока службы МП устройства РЗА предприятие-изготовитель должно гарантировать (как минимум):
 ремонт или замену неисправного блока, либо замену устройства (при прекращении производства отдельных блоков);
 устранение заводских технических или программных ошибок в устройствах РЗА, выявленных в процессе эксплуатации;
 возможность обновления (актуализации) программного обеспечения устройства;
 дистанционную техническую поддержку в формате «горячая линия» (на русском языке) по вопросам эксплуатации устройства;
 при разработке устройств РЗА предприятием-изготовителем должен быть предусмотрен в составе эксплуатационной документации комплекс технических мероприятий по продлению срока службы сверх нормативного.
Совершенствование устройств РЗА должно предусматривать создание терминалов, не требующих периодического обслуживания за счет повышения качества самодиагностики и организации дистанционного мониторинга состояния и качества работы РЗА.

 перераспределение функций в службах РЗА: возможность централизованного дистанционного решения сложных задач и минимизация работ на энергообъектах, требующих высокой квалификации персонала;

 создание централизованных защит на базе высокопроизводительных вычислительных систем;

 снижение затрат на эксплуатацию оборудования (уменьшение объемов технического обслуживания, увеличение межремонтного периода, переход к системе обслуживания электрооборудования по состоянию);

 Проведение исследований неправильной работы МП устройств РЗА по причине старения оборудования и разработка мероприятий по продлению ресурса.

 Исследование вопросов увеличения аппаратной надежности МП устройств РЗА и обоснованного продления срока их службы за счет обеспечения щадящих условий работы.

Вот на этом мы и проиграем.
Как только подойдет к моменту, когда старую железку некому будет отремонтировать - ее сразу заменят, вот и все. А персонал будет не нужен для старого железа.
P.S.
Пока читал и отвечал в теме пришла в голову мысль в части НЕ проверки РЗА:
если в течение года РЗА правильно отработала хотя бы раз - не надо ее вообще трогать.

Вряд ли. Такой этап проходили при реформе РАО ЕЭС России.
Не будет такого перехода. Будут люди, способные устранить неисправности в оборудовании, будь то выключатель, кабель или терминал.

Пожалуй, к этому сообщению присоединюсь. Рыночные отношения - рыночные же взгляды на роль релейщиков. Глобальные вопросы: нужно ли техническое обслуживание в традиционном формате, или готовы к переходу на ТО по состоянию? Последнее, кстати совершенно не проработано.

Вот здесь давайте и "танцевать от печки". Кроме аппаратной ненадежности терминалов, возникающей внезапно, существуют постепенные отказы входов и выходов. Дискретные оптовходы, отказ которых запеленгован через 10, а то и более лет, запеленгован и распознан. Витковые КЗ во входных трансформаторах не запеленгованы, но возможны. Никакой официальной статистики, за исключением наблюдений производителей УРЗА не имеем. Так что для перехода на ТО по состоянию еще работать и работать.

Да элементарно. Вы исходите из ложной позиции самоценности информации о том,  что произошло в сети. Вам кажется вот вы разобрались и на этом задача выполнена.
А вот ничего подобного. Мало кого интересует посекундная детализация  событий произошедших в сети. Как правило необходимо на основе анализа событий разработать программу мероприятий предусматривающую как действия в части РЗА, так и режимов, диспетчерские действия, возможно придется пристегнуть какие то экономические рычаги.
Вспомните ту же Ростовскую АЭС. Анализ аварии просто утопили в релейных подробностях,  а в  итоге мы имеем тот акт, который имеет всех....
Поймите - от релейщиков уже давно требуется скорее интерпретация событий, чем максимально полное и детальное описание.
В конце концов отлично справятся и без вас, правда это будет дороже, но справятся.
И ваш хлеб сейчас - грамотно показать на сколько без вас будет дороже, чем с вами.
Иначе ваше поколение специалистов может быть, увы, последним.

Многоступенчатые МП защиты, особенно последние их зоны, дистанционных защит, охватывают области нормальных режимов схем, имеющие отклонения от нормальных утвержденных схем, которые ведут к перераспределению реактивных мощностей. Т.е. режим нормальный, а схема ненормальная - какой-то элемент отключен или включен.
Например, от питающей узловой подстанции с двумя системами шин, и включенным ШСВ, отходят несколько линий, пусть восемь штук. Две из этих восьми, параллельные цепи, уходящие с разных систем шин этой подстанции и приходящие на другую подстанцию, тоже на разные системы шин, с включенным ШСВ. Когда на питающей подстанции, переток через ШСВ большой по реактивной мощности, то отключение ШСВ, на ней, приводит к тому, что роль ШСВ играют указанные выше параллельные линии и включенный ШСВ на другой подстанции. При этом - отключив ШСВ, на питающей ПС перегрузок никаких нет, т.е. режим сходящийся. Но задействованные последние зоны МП защит, бывают, что отрабатывают.
Это один пример. На самом деле все схемные изменения, учесть очень сложно, да еще с учетом форсировок возбуждения на машинах. Последнее вообше становится бичом в районах, которые прилегают к ГЭС, периодически, включающихся в режим работы СК (синхронных компенсаторов). У меня в коллекции десяток случаев есть. Под каким соусом они попадают в базу аварийности сказать затрудняюсь. Кстати, последнее время, компания направленная на возбудители сильного действия, в региональной сети, таит в себе именно такие нехорошие моменты - при возмущениях, большой выброс реактивки в  сеть, и чувствительные последние зоны защит, могут способствовать развалу узлов. Пару случаев знаю.