бывают,Очаково,Бескудниково

меня трудно заподозрить в любви к ФСК.Что у них получится,посмотрим,но уже со стороны.

в разных

УРОВ - это отказ выключателя,МТЗ на вводе - это 2-3 секунды

Хорошо, а ускорение защит при включении выключателей 10 кВ тоже реализовано?
И отказ по 10 кВ по каким условиям фиксируется?

Представил. МТЗ с временем 0,5-1.0 с.
Про работу УРОВ в сети 330-500 кВ писал тут Устройства резервирования отказа выключателя

бех

У меня видео для 6-10 кВ нет, а вот 0,4 кВ есть. По 6-10 кВ еще хуже получается результат, чем на видео, и когда такое происходит в ЗРУ (при неотключении выключателя), то восстановить исходную компановку уже невозможно. Нарушается геометрия своих и смежных ячеек и до конца срока эксплуатации РУ нормально работать ничего не будет. 0,5 - 1 сек. это много.
С точки зрения, приводимого мной примера про СВ, то мне без разницы, чем будет отключаться второй СВ, от УРОВ или от МТЗ или ДЗОШ. Просто УРОВ, наверное самый дешевый способ.
330 кВ и выше, в ОРУ - эта другая компановка, другие расстояния и другие мероприятия по защите от механических повреждений.

Если реализовано ускорение, то нет отходящих кабельных линий с двигательной нагрузкой или транспорта? Наблюдал, когда включают такие линии, броски тока очень значительные и тогда по логике, МТЗ без времени не должна давать включать такие выключатели или как?

Всё это понятно, но далеко не смертельно. Даже трёхфазное КЗ оборудование, (шины, трансформаторы и т.д.) держит. У меня есть опыт КЗ на шинах 10 кВ более 4-х секунд. Ничего, трансформатор живой и крепкий.
По этому, считаю снижение выдержки времени срабатывания РЗА в сети 6-35 кВ путём работы УРОВ не оправдано, т.к. повышается вероятность ложной работы.

Добавлено: 14-10-2018 11:54:22

Немного не понял, что такое бех. Бег знаю, Булгаков.

Шины держат, в них это заложено. Повреждается оборудование окружающее шины, если есть дуга. Шины в КРУ надо чистить, после повреждения. Я бы вопрос ставил по-другому, снижать до максимально возможной выдержку времени в сетях 3-10 кВ (ЗРУ и КРУ) при наличии дуги. Как снижать - за счет применения УРОВ или иными средствами это другой вопрос. А так сети 3-35 кВ сами по себе рассчитаны на наличие в них повреждения - однофазного.
По  35 кВ наверное отдельная песня, так как в них появились выключатели с пофазными приводами. Это меняет дело в части УРОВ.

Добавлено: 2018-10-14 14:39:20

Всё дело в деньгах. Если в ФОТ на горизонт жизненного цикла МП УРОВ (лет 12) заложена оплата труда персонала + эксплуатационные расходы + гарантия утверждения тарифов (хотя бы лет на 10), то можно вполне ставить УРОВ и не переживать, что будешь потом доказывать как УРОВ в отсутствие требований в ПУЭ попал на объект.
Либо вариант № 2. Персонал готов спасать родину проводя во вне рабочее время проверки УРОВ, докупая для него детальки из собственной зарплаты, и не ходить по начальникам плачась, что жить то не на что и на работе ему уже надоело сидеть. Но надо понимать, что Родина ему спасибо и в этом случае не скажет. В лучшем случае грамоту ко Дню энергетика.
Если этого ничего не т, то коллега прав - есть ПУЭ, и только особые очевидные случаи может быть удастся обосновать, когда будет показано, что затраты на УРОВ дешевле, чем стоимость модуля КРУ.

Насчет самых простейших, устанавливаемых в РЭСах сегодня - такой функции нет.
Начиная со средних есть. Но есть вновь заковырка. Чтобы она была активирована, проект должен предусматривать эту функцию. Т.е. она должна быть куплена либо слетает с гарантийного обслуживания вся защита, если я играю в самоделкина.
И когда идет обоснование тарифов в РЭК, то вот свежие примеры этого месяца, дайте нам обоснование такого-то оборудования, в проекте. До защит пока в нашем РЭК дело не дошло и наверное еще долго не дойдет, но до главной схемы дошло.
Хоть бы одного увидеть специалиста РЗА,  который в программе проверки своей собственной рукой поставил время работы 10 минут. ))) Все норовят 4, 8, 12, 16 часов поставить)))) А это совсем другие деньги)))
Так что не всё очевидно.)))