А давайте посчитаем. Считать будем грубо но точно. Итак исходные данные. ПС 110/10 с двумя АТ 125 МВА. Исходная загрузка АТ, ну пусть номинал. Стоимость АТ по Укрупненным показателям ФСК от 2012 года около 18 млн. руб. Пусть будет 20 млн. Средний ценник рынка в Европейской части РФ 1000-1500 руб МВт*ч. Ну пусть даже 2000 руб за МВт*ч. Оценим ущерб у половины потребителей как 50% стоимости э./э из-за простоя, а у 50% как 10 кратная стоимость э/э из-за брака и ущерба. Перегрузка АТ допускается в 40 процентов. Итого при потере одного 75 МВт надо убрать, ограничить, отключить. Стоить это нам будет (75/2)*2000*24+(75/2)*20000*24 = 19,8 млн руб/сут.
И еще один расчет - за сколько дней простоя окупиться один трансформатор если считать по нормальной стоимости и без перегрузки транса, например по исходной  загрузке 100 МВт
Считаем (20 000 000)/(100*2000) получаем 100 часов.
Ну а во сколько оценить стоимость проверок я надеюсь вы мне подскажете.

В качестве аналогии хочу привести понятие нормативного возмущения - любой элемент  заранее считается отключившимся, но только один, но зато какой угодно.

Берем стоимость работ по плановым испытаниям и измерениям АТ 125МВА = 10т.р. Стоимость профвосстановления защит 20 т.р. Стоимость транса 20 млн. р. Получается 666 проверок. Умножаем на 3 летний цикл. Это 1998 лет эксплуатации. Без учёта недоотпуска.

У нас на станции степень "полноты " проверки индивидуальна. Это не зависит ни от присоединения ни от комплектации панели. Оборудование от 60-ых до "современного. Со временем эксплуатации появился негласный список оборудования: это проверяем, тут посмотрим кое что, а тут просто пыль вытрем. После "введения" списка в течении двух лет аварийность сократилась в разы. Некоторые дефекты заложены изначально в схему, например у нас старые автоматы с электроприводом с громоздкой схемой хронически выходили из строя, исправили схему и всё работает, а они "мохнатого" года. Или "шедевр" - рп-256 должно сработать так, что бы один контакт замкнулся чуть раньше остальных, изначально подогнутый он в конце концов выпрямляется и появляется "плавающий" дефект. На соседней станции проведение проверок ограничено, оборудование по количеству меньше, но более мощное и менеджер по продажам лучше работает, как следствие оборудование почти всегда в работе. Так что от дефекта до дефекта. Что касается кибер атак: у нас две машины на АСУ ТП, однажды машина "вылетела", официальная версия была, что один работник с рацией слишком близко приблизился к панели защит. Как говорится  за что купил, не мой участок. На моём участке был дефект, установили неверный сигнал с АСУ, как выяснилось "кто то" перепрограммировал срабатывание контактов.
P.S. А насчёт безопасности, нам врагов не надо, у нас "эффективные" есть. Один рынок чего стоит, теперь генераторы, как свет в туалет, выключателем щёлкают. Машина два дня поработает, только остынет и опять на день в работу. У генераторов явно количество вкл/выкл не большое.

Увы, дело не в конкретном персонале. Есть статистика, которая подтверждает правоту Lekarь

Уважаемый observer, будете парировать ? Какие  есть цифры по стоимости обслуживания МПУРЗА ?

А здесь попродробнее. Конкретные примеры можете привести? Если построена нормальная система взаимоотношений между подразделениями СО и нижевисящими органами, такого конфликта в принципе быть не может. Линия в управлении РДУ (ОДУ)? Линия в управлении диспетчера электросетей и ведении РДУ (ОДУ)? Никаких конфликтов в принципе быть не может. Иначе - гнать в шею соответствующего главного диспетчера. Система взаимоотношений давно прописана и обсуждений не требует. Другое дело, когда Системный оператор пытается заниматься свободным творчеством. Здесь уж все на его совести.

Добавлено: 17-07-2015 18:13:09

1. помимо системного оператора, есть структура ФСК, есть МРСК и ее филиалы с производственными отделениями, есть электрические станции, есть ГПП потребителей, есть структура  РЖД.
2. системный оператор не должен участвовать в переключениях на объектах вообще. У системного оператора в соответствии с Федеральным законодательством только функция выдачи команд на электростанции (загрузка - разгрузка), ликвидация аварий и РАЗРЕШИТЕЛЬНАЯ (или неразрешительная) функция на производство переключений.
3. Ни один документ федерального уровня не указывает, что в системном операторе должно быть ЦДУ, ОДУ, РДУ. Так же как и не один документ федерального уровня не указывает, что должен быть  ЦУС и с чем его "едят". Есть такой Вам известный документ , как ПТЭ. Но ПТЭ и  шестую главу СО ЕЭС не признает. Однако в шестой главе, содержится описание структур оперативного управления. Кривовато, но описание есть. Из всех перечисленных выше структур, на сегодня, нет ни одного документа, который бы регламентировал взаимодействие структур оперативного управления (за исключением ПТЭ в части ОДС и РЭС). Все на местных соглашениях. Причем, когда надо пользуются, этими соглашениями, когда не надо или когда рассорятся, то сразу ответ один - это документ с "бородой", да и оснований он не имеет (про местечковые соглашения)
4. Если бы не было Правил охраны труда, то при тщательном рассмотрении могло показаться, что ЦДУ в части диспетчерского управления (хоть и не законно установленного) является образцом. Они не отдают команды на станции, подстанции. Они все делают через ОДУ. Однако есть Правила охраны труда. Нравятся они или нет, но мы живем в РФ, включая работников ЦДУ и должны их выполнять. Команды на отключение  и заземление линий ЦДУшники, если и отдают сегодня, то через ОДУ, а допуск бригад на линии осуществляет персонал ЦУС ФСК, который никак в Правилах охраны труда не фигурирует. Соответственно в механизм охраны труда вводится структура, которая не предусмотрена федеральным законодательством, что влечет за собой интересные последствия.
5. ОДУ и РДУ взаимодействуют и с объектами и с ЦУСами и со станциями, но так как нигде не прописано, как структура должна быть построена, то в каждом регионе она выполняется по-разному.  Где-то ЦУС построен взамен ОДС, где-то самостоятельной структурой, внутри которой даже есть ЦДС, где-то только выполняет административные функции. Везде по-разному.
6. Во-всех перечисленных структурах и подразделениях передача команд осуществляется по-разному. Официально ОДУ и РДУ стремятся к прямым каналам связи. Однако, что-толку от прямого канала, если подстанция с обслуживанием ОВБ. При этом прямые каналы связи ведут к колоссальной загрузке дежурного подстанции, причем не столько физической сколько моральной, по причине, что каждый уровень управления говорит на своем языке, у каждого свои требования и дежурный каждому должен угодить. Порой на одного дежурного объекта приходится несколько диспетчеров.
7. Все уровни диспетчерского управления, за исключением диспетчеров РЭС 6-10 кВ нарушают требования охраны труда в той или иной мере. Кто-то больше, кто-то меньше, но нарушения есть.

Пример можете взять любое РДУ, ОДУ. Если читать Правила охраны труда, то плакаты по безопасности должны быть вывешены по команде лица , ведущего учет линейных бригад (я имею ввиду только диспетчерские плакаты). Ни один диспетчер системного оператора не ведет учет числа работающих бригад. С ЦУСами примерно тоже самое, за редким исключением.
Это только один пример. Вопрос вообще сложный, и чем дальше его загоняют в угол, тем болезнее он потом вылезет.

Еще как пример. Наверное никто не будет спорить, что общепринято говорить о персонале диспетчерском, что тем выше уровень управления, тем персонал должен быть грамотнее и эрудированнее технически. На деле же получается, именно персонал объектов отключая линейный разъединитель должен получить команду из РДУ, для отключения шинного получить разрешение, а для точно такого же присоединения выключателя в соседней ячейке должен получать подтверждение  у кого-то. В итоге персонал сосредотачивается не на своей безопасности, а на выполнении бюрократических процедур.

Или такой пример. На станции отключилась одновременно транзитная линия РДУ и тупиковая сетевой организации с погашением потребителей от этой линии. Для персонала станции, скажем так все равно какие условия включения этих линий. У него еще пять транзитных линий, все нормально. Соответственно он не заботится о тупиковой линии, правильно надеясь, что о ней скажет соответствующий диспетчер. Диспетчер соответствующий закрутился и не сказал и  в итоге обвинили, просто по чьей-то глупости НСС станции. А дальше начинается чтение документов. Внимательное чтение, почему вообще персонал станции должен еще и о линиях заботиться и наступает оспаривание документов и выяснения причин кто главнее.

P.S. У меня мнение может быть ошибочное, но общаясь с энергетиками, на сегодня я пришел к выводу, что после смены руководства системного оператора, будет полностью переформатирована система оперативного управления в электроэнергетике. Примерно также , как сейчас происходит с медициной.

Всем здравствуйте, как человек только набирающийся опыта, то #285, #295, #301 что-то близко к моему мнению. Думаю суть всех проверок Н, К1, В, К будь они еще с какими-нибудь названиями одна - это поддержание на нужном уровне квалификации персонала делающего эти проверки. Ибо без проверок этих лет через десяток персонал этот пойдет с "мотыгой" на разбор полетов. Слышал в былые времена на каждую последующую проверку даже организации и лица привлекались разные (с другими взглядами) дабы исключить "замыленности" глаза. И систему передачи профессионализма пора возвращать (каждому инженеру по два монтёра))). А про принципиальные ошибки на действующих объектах в МП РЗА даже и говорить не хочется, что уж там системы диагностики!!!