Ну не совсем 22кА, но порядок сохранится.
Т.к. линии где-то соединяются, то схема замещения будет состоять из мощности системы и параллельных сопротивлений цепочек линия - трансформатор, но т.к. обычно определяющим для тока КЗ является сопротивление трансформатора (особенно маломощного), то примерно 20кА Вы получите.

В принципе, да, конечно, примерно вдвое больше будет ток КЗ на стороне НН. Наверное, этот режим должен быть запрещён, во всяком случае, как длительный рабочий. Разве что на время перевода питания с двух трансформаторов на один или с одного - на другой. По умолчанию, во всяком случае, так, вспомните РУ  13-ый выпуск, по РЗ понижающих трансформаторов, там указано, что режим работы  трансформаторов на стороне НН - раздельный.  Скорее всего, аппараты НН (КРУ, шинный мост и отходящие кабели, особенно эти кабели) на такой ток не рассчитаны. Но это нетрудно и проверить расчётом.

При временном секционировании токи КЗ конечно же на много увеличиваются, поэтому такие операции нужно проводить как можно быстрее.

Значение тока КЗ - не самоцель. Конечных задач могут быть две основных:
1. устойчивость основного оборудования к повышенным токам КЗ
2. соблюдение требований к устройствам релейной защиты (чувствительность, селективность, быстродействие), а также обеспечение дальнего резервирования.
По первому вопросу. Если у вас выключатель на отходящем фидере рассчитан на ток 20 кА, то можете иметь проблемы при совершенно случайном близком повреждении на отходящем фидере в момент параллельной работы источников, откуда и идет требование

По второму - нужно считать уставки защит под конкретный случай.
Да, кстати, еще. В нашей энергосистеме был отказ АПВ на питающей линии из-за того, что оперативщики забыли отключить СВ после восстановления нормальной схемы подстанции (два трансформатора, включенные отпайками от двух разных линий 110 кВ).