Очень показательна полемика falcon и Bogatikov ! Кто бы сомневался, но я придерживаюсь позиции  falcon. К сожалению, определение технической политики и собственность не всегда в одних руках.
Остались непонятки - из шкафа"085 - ДФЗ+КСЗ" невозможно сделать КСЗ с ТУ без привлечения производителя?

а можете сюда или на почту скинуть данный приказ №57? Весьма занятно было бы его почитать.

В споре: поддержу коллег falcon и Long Ago, земля ему пухом. Часто используем два комплект КСЗ с ТУ в качестве основного комплекта защит, в том числе и для ВЛ 330кВ. Ничего страшного в этом не вижу. Ни одна руководящая документация не запрещает это делать, а наоборот, предлагает это как один из вариантов. Хотя, всегда стараюсь применять хотя бы 1 комплект для ВЛ 110кВ и тем более для 330кВ с абсолютной селективностью, чаще всего ДЗЛ. Но это не отнимает у ВЛ, где нет ДФЗ или ДЗЛ, того факта, что основной защитой у них являются КСЗ с ВЧБ или ТУ...

ШИКАРНЕЙШИЙ ПРИКАЗ!!!
Как раньше я его не видел/не читал. Увидел, как можно переформулировать некоторые мысли для ТНПА в Республике Беларусь. Увидеть интересные идеи и мысли. Но также есть и ряд замечаний по данному приказу:
1. Где описание и набор и хотя бы упоминание технологических защит?
2. п.4.2.4 на блочных трансформаторах и РПН?! А как же АРВ? В чем смысл, один регулирует в одну сторону, второй в другую? Вроде же как-то это когда-то как табу описывалось... Правда не нашёл в каком документе.
3. п.5.2.1 обязательное требование о наличие КСЗ для ВЛ 330-750кВ?! Для обеспечения дальнего резервирования? А если у нас будет много денег или нас проинвестируют и поставим по 2 ДЗЛ на каждой ВЛ, всё равно будем требовать КСЗ для обеспечения дальнего резервирования? Пока мысль вслух. Но подумать заставляет.
4. П.5.2.1 три (3!!!!!!!) комплекта РЗА для указанных случаев.... По-богатому...
5. п 5.2.14 ОМП методом как правило двухстороннего замера. Слово как правило вносит определенную неясность и двусмысленность требования.
6. Для ВЛ 750кВ ОАПВ обязательно? А если не обеспечивается защита от перенапряжений в неполнофазном режиме на особо длинных ВЛ 750кВ. Сетьпроект союзный помню в каждом конкретном случае отдельно давал/не давал разрешение на ОАПВ. А тут это как общее требование. По-моему не серьезно.
7. добавил бы в п.5.3.6 слово автоматический контроль изоляции цепей опертока газовой защиты.
8. В пункты типа 5.4.7, 5.3.12 и др. добавил бы слово "оперативный": ... должна быть предусмотрена возможность ОПЕРАТИВНОГО полного вывода защиты из работы. Вывод должен производиться отключающими устройствами (блоками) без отсоединения проводов на клеммах по цепям тока, напряжения, отключения выключателей, пуска УРОВ каждого выключателя и т.д...."
9. в п. 5.4.8 в конце бы дописал ".. с различными контролями".
10. везде так жирно расписано и нет требования про 2ой комплект УРОВ/автоматики для выключателей 330-750кВ. Имхо надо обязательно по 2 комплекта устройств АиУРОВ выключателей 330кВ.
11. пункт 6.1.3 просто слова. Пусть и красивые. Смысл таких фраз я не понимаю в таких документах. Хотя бы дали видение или предложение как это реализовывать.
12. п.6.2.17 вообще поверг в ступор: "Как правило, вновь устанавливаемые устройства РЗ должны быть выполнены на МП элементной базе." ЧТО ЗНАЧИТ КАК ПРАВИЛО?!?!?!?!?! Вообще в ступоре после таких фраз.
13. Защита АТ и Т от неполнофазного режима (в п.6.3.1, 5.3.1). Что это такое вообще?! Откуда это взято? Первый раз с этим столкнулся.
14. п.6.3.4 вывод газовой защиты?! при неисправности цепей опер тока. И что? Чем обеспечивается защита от витковых замыканиях? Ничем? Тогда оборудование по ПУЭ и ПТЭ надо выводить. Т.е. действовать на отключение со всех сторон трансформатора. Имхо тут промахнулись разработчики инструкции. Хотя тут всё относительно и есть повод для обсуждения.
15. п.6.3.12 - "можно использовать АПВ на трансформаторах 110-220кВ". Тут моё мировозрение пошатнулось и упало. ДЗТ сработало и отключило трансформатор и мы его снова АПВ. Тут он полностью и развалился, обмотки рассыпались...
16. с второй частью п.6.5.2 полностью не согласен. наелись уже таких "многочисленных" индивидуальных УРОВов в сети 110-200кВ. Теперь только групповые.
17. В пункты про ШСВ и СВ добавил бы про устройства РЗА обеспечивающие защиту присоединений при включении. Особенно при опробовании холостых шин от ШСВ, бывают и такие режимы.
18. п.7.5.2 очень расплывчатый. Я бы предпочел, чтобы было расписано...

Но в целом красиво. Много чего подчерпнул. Ещё такие документы были? Это всё инициатор СО ЕЭС?

Ну так там описывается ЗНФ при однофазном управлении выключателя для стороны 220кВ. Надо бы это оговаривать. А на стороне 110кВ это исключение, а на 35кВ и ниже такого вообще быть не может (наверное =)). Так что вопрос остался вопросом...

некоторые энергосистемы не разрешают выводить резервные защиты на работающей линии,основную, пожалуйста.
и  в  советские времена ставили подменную ДЗ и подменную панель токовых защит.

Кто открыл Америку? Кто позволил? Закрыть ее обратно! Хотя, впрочем, сие не в наших силах... (М.Е. Салтыков-Щедрин, "История одного города"). Принципы дальнего резервирования давно известны и никто не отменит. Хотя бы по такому мотиву: полная потеря оперативного тока на каком-то объекте.
А в остальном - все в Ваших руках, в том числе - разработка нормативных документов для республики Беларусь. Приказ 57 - далеко не Война и мир  Л.Н. Толстого, откуда слова не выкинешь. Просто нормативный документ, писаный большей частью в тиши кабинетов. Но все же - хорошо или не очень систематизированная система требований, которая понемногу переходит в систему стандартов ФСК.
У вас в отличие от энергетиков России есть средства для разработки нормативных документов для себя. Тем более, не с "нуля", а с учетом нашего опыта.