Может быть и так, но не совсем понятно зачем установлены реакторы на всех присоединениях в новом ГРУ 6 кВ от ТКЗ

Для ограничения тока КЗ, чтобы можно было поставить выключатели попроще. До реакторов ток КЗ достигает 50-60 кА, а за реактором уже 12-15 кА.

Дело в всё в том, что первые 5 генераторов сидели на ГРУ-6кВ "Старое", оттуда же питались СН,

Ну теперь всё понятно, как такое произошло, а строительство нового ГРУ 6 кВ с переводом туда СН было без нормального проекта на выдачу мощности станции или было, но формально ...
Понимаю, что просчитать режимы - это просто просчитать режимы, а вот строительство площадок под новое и/или использование имеющихся - это гораздо большая проблема в условиях действующего энергообъекта и ограниченной территории и получилось как получилось, но вот что с этим делать пока не ясно...

Тогда может действительно поставить на выводах СН 35 кВ Т-3 и Т-4 реакторы?

Может быть и так, но не совсем понятно зачем установлены реакторы на всех присоединениях в новом ГРУ 6 кВ от ТКЗ (и что весьма странно кроме генератора)?, но они также уменньшают напряжение питаемого оборудования СН, коли напряжение на шинах снижается до 0,2...0,3 Uн, то после реакторов какое оно имеет значение? и если сттанция до сих пороне разгружулась в ноль, то это можно сказать пока везёт,  может их убрать?
Гланые схемы с РУ станций с так называемым "РУ генераторного напряжения" с присоединением нескольких генераторов, как раз и снабжались реакторами на каждом присоединении генераторов и это понятно - уменьшение ТКЗ на шинах такого РУ, а вот тут то зачем??? может был и ещё вариант и там должны быть не тольео СН, но и генераторы?

В принциипе не понятно, почему именно так запроектировали подключение СН, обычно на выводы генераторов...

Дело всё в том, что станция очень древняя и за 90 лет претерпела не одну реконструкцию и расширение. Вас, наверное, смущает, почему на схеме показаны только 3 генератора, а нумерация начинается с 8? Дело в всё в том, что первые 5 генераторов сидели на ГРУ-6кВ "Старое", оттуда же питались СН, и проблем не возникало (наверное). Потом добавили генератор 6, который работал через блочный Т на ОРУ-35кВ, потом ТГ-7 и ТГ-8, которые уже стали работать через блочные Т-4 и Т-5, ещё позже ТГ-9 и ТГ-10, которые работают по сей день через блочные Т-6 и Т-7. И вот только потом, где-то в 70-х ликвидировали генераторы с 1-6, а для ТГ-7 и ТГ-8 сделали новое ГРУ-6кВ, куда пересадили все СН.
И вот где-то на этом этапе прошляпили влияние КЗ в сети 35кВ на СН.

Получаем, единственное решение перенос СН станции, т.е. присоединения нового ГРУ 10 кВ на выводы генераторов ... там же вроде какие-то СТС 1600 уже стоят...

Дешевле реакторы поставить на 35 кВ.
Или обеспечить отключение всех линий и шин 35 кВ с 0 (выше писал как).
Как то странно выглядит идея решения проблемы методом постройки не менее чем новой подстанции, а то и новой энергосистемы.

Тяжело будет отстроиться: летом станция останавливается и ток КЗ на шинах очень сильно падает.

Система возбуждения нормальная, тогда это не причина, но

ВЛ 35 кВ очень короткие, практически КЗ на шинах 35 кВ
Посмотрел параметры трансформаторов и очень грубо прикинул:
сопротивления обмоток СН Т-3 и Т-4 только 0,8 Ом, а обмотки НН - 0,8/22, т.е. гораздо больше
напряжение в средней точке при КЗ на выводах СН в схеме замещения этих Тр будет близко к нулю, т.е. явный шунт, для обмотки НН... при этом, естественно, генераторы через свои блочные Т-5 и Т-6 поддерживают напряжение 110 кВ (т.е. формально претензий по сохранению ДУ при КЗ влизи шин 110 кВ наверняка не может быть), т.к. для них КЗ еще и за обмоткаи ВН Т-3 и Т-4 - 0,8/57 и это тоже не поднимает напряжение на выводах обмоток НН Т-3 и Т-4. Но вот при КЗ 35 кВ по стандартным нормам ДУ сохраняется, но на самом деле ситуация гораздо хуже...

Задача очень интересная, т.к. обычно при расчётах ДУ не рассматривется влияние близких к станции КЗ на напряжения СН станции, но есть требование, что напряжение не должно снижаться ниже 0,65Uн, выходит если отключение КЗ затянется, то станция может просто погаснуть из-за  снижения напряжения и естественно снижения производительности силовых средств управления турбины и/или систем управления агрегатов просто у них относительно большая инерция по сревнению временем действия РЗ ...

Получаем, единственное решение перенос СН станции, т.е. присоединения нового ГРУ 10 кВ на выводы генераторов ... там же вроде какие-то СТС 1600 уже стоят...

В принциипе не понятно, почему именно так запроектировали подключение СН, обычно на выводы генераторов...
На шинах СН есть РТСН и генератор, но всё же ...
Такое впечатление, что что бы обмотки СН Т-3 и Т-4 не пустовали решили:
- "а давай к ним подключим СН станции",
- "а давай!, а то трансы и так не догружены"

Тяжело будет отстроиться: летом станция останавливается и ток КЗ на шинах очень сильно падает.
Но эта инфомация примерная, точных данных у нас нет, ибо сети и подстанции находятся на балансе другой организации.

Определяющим значением для тока КЗ за трансформатором является обычно сопротивление самого трансформатора, потому что его мощность обычно много меньше мощности питающей сети.
В вашем случае все питаемые ПС имеют Т мощностью 16 МВА и 10 МВА, а РУ-35 кВ вашей станции питается через Т-4, Т-5 40 МВА. Вся сеть что там до них на стороне 110 кВ вероятно имеет питание от системы, и там режим работы станции мало влияет на КЗ за Т-4, Т-5.
Поэтому останавливается там станция или нет вообще по-моему разницы особо нет.

По схеме там где "мостик" это не мостик а отпайки и СВ, спокойно можно отстраиваться от КЗ за Т+БТН и ставить 0, там где шины - учитывая конфигурацию шин (на одной шине 1 Т, на другой 2 Т), можно наверное либо так же отстроиться от КЗ за Т+БТН, на крайний случай поставить выдержку скажем 0.3 с
КЗ в самом Т эти защиты скорее всего видеть не будут, а КЗ до Т - есть ли на ПС 2А ДЗШ 35 кВ? Если нет, то какой смысл в отключении с выдержкой времени? поставить 0 и все.

И тогда ДЗШ 35 будет рубить с 0, линии рубиться будут с 0 и все.

А вопрос -какие схемы у этих ПС 35 кВ, питающихся от этих линий?

У одной - мостик с выключателями в цепи ВН трансформаторов с СВ-35кВ, у другой - 2 секции шин 35 кВ. Предположительно, у трансформаторов должны быть свои защиты.

https://rzia.ru/uploads/images/17606/d5725482977b95ec16261b1f36011524.png https://rzia.ru/uploads/images/17606/7dd13da3b2474a2168734f4a9d7f4612.png

Тяжело будет отстроиться: летом станция останавливается и ток КЗ на шинах очень сильно падает.
Но эта инфомация примерная, точных данных у нас нет, ибо сети и подстанции находятся на балансе другой организации.

Имеется ввиду СВ-35кВ на подстанциях? Если он, то на подстанциях СВ-35кВ отключены по нормальной схеме, связей между ЛЭП никаких других нет.

А вопрос -какие схемы у этих ПС 35 кВ, питающихся от этих линий?
Если они подключены по схеме "2 блока линия-трансформатор" то можно там сделать ТО с отстройкой от КЗ за трансформаторами.
Почему пишу, встречал сеть 110 (!) кВ где кто-то на полном серьезе для схемы "блок линия-трансформатор" взял и отстроил ДЗ-1 "от КЗ в конце линии" т.е. до трансформатора, а вторую ступень ДЗ-2 уже как-то от КЗ за трансформатором.

ТН-1 и ТН-2 шунтируют РУ 35 кВ

Как они могут шунтировать ОРУ-35кВ, если их сопротивление во много раз больше сопротивления линий?

АРВ СД + СТС на ТГ-9, ТГ-10. АРВ СД + бесщёточный возбудитель на ТГ-8.

Имеется ввиду СВ-35кВ на подстанциях? Если он, то на подстанциях СВ-35кВ отключены по нормальной схеме, связей между ЛЭП никаких других нет.

ОКЗ здесь вообще не при чём, ДКЗ и ТКЗ - да, садится напруга.

АОСН (старое наименование САОН-Ц)

что за ерунда не понятно...

Вы не поняли схему. Со стороны 35 кВ генерации нет, линии 35 кВ тупиковые,

да понял...
ну нет генерации со строны ВЛ 35 кВ, ну и что, но ТН-1 и ТН-2 шунтируют РУ 35 кВ, причём нейтраль заземлена правда через реакторы.
К сожалению не знаю какая на грузка со стороны старого ГРУ 6 кВ.
Вопрос, ВЛ 35 кВ какой длины и работа шин на смежных ПС ...
Дело в том, что если ВЛ короткие 10...15 км и СШ на смежных замкнуты, то напряжение на шинах 35 кВ будет снижаться за счёт подпитки ТКЗ неповреждённых ВЛ.
и ещё, а известно для каких - ОКЗ, ДКЗ или ТКЗ происходит такая авария?

Да, и Вы не ответили какая система возбуждения генераторов.
Вообще пересчитать бы схему выдачи мощности станции и особенно в части сохранения динамической устойчивости, потому как если теряется напряжение СН станции, то возможно и нарушение ДУ.

По схеме - сопротивления ВЛ 35 кВ - сопротивление трёх обмоточных ТР - сопротивление блочных Тр - генераторы, СН также за своими Тр,
но сразу после ВЛ 35 кВ идёт шунтирование Тр старого ГРУ 6 кВ с нагрузкой!

Кажется, Вы не поняли схему. Со стороны 35 кВ генерации нет, линии 35 кВ тупиковые, там только городская нагрузка сидит. Питание приходит на шины 35 кВ и ГРУ-6кВ "Новое" только через трансформаторы Т-4 и Т-5. При КЗ на линиях 35 кВ влияния ГРУ-6кВ "Старое" практически нет, соответственно, его незачем отключать.

Скорей всего работала АПНУ, а именно автоматика разгрузки при близких КЗ, АРБКЗ работает в фазе срабатывания РЗ, т.е. может сработать даже и раньше чем РЗ, но очевидно сработала косо, что всё погасло...

К сожалению с такими главными энергетиками как в ваших краях, всё идет к тому, что по указанию спецслужб будет вводиться противоаврийная автоматика. Может это и к лучшему.
В наших краях в 80-е годы на одном из объектов 500 кВ, была единственная разветвленная системная автоматика - АОСН (старое наименование САОН-Ц) с действием через сеть 110 кВ на отключение промышленных потребителей. И как-то раз по снижению в сети 500 кВ, этот АОСН сработал, сколько-то десятков мегаватт промышленных отключил. Управляющего (тогда не было директоров) АО - энерго вызвали в горком, где глава региона в присутствии людей в погонах, сказал, что если такое еще раз случится, то он больше не будет управляющим. Управляющий приехал , вызвал начальника ЦДС, и сказал ему тоже самое. Начальник ЦДС вывел своим распоряжением эту автоматику из работы и тридцать лет не было ни ложных и неправильных срабатываний. Аварий из-за ПА не было пока люди с хмурыми хлебалами, которые сегодня у вас заправляют не пришли не выдавили главного диспетчера, и навводили этих автоматик море, со словами - мы за все будем отвечать. Судя по хронологиям аварий на Дальнем Востоке с них никто не спрашивает и там.
Причем тогда ни МЭС ни других современных структур не было, а ПС 500 кВ входила в УДП - в управление дальних передач. ЦДС только в границах региона имело власть. Вывели все приемники из работы и всё было окей! Тридцать лет это срок, очень большой.
Мы даже в начале нулевых отключали потребителей за неуплату и при снижении частоты (когда спецАЧР должна была сработать, но она выведена, и как следствие команды шли на ввод графиков), только по личному разрешению генерального директора АО-энерго. Это единичные случаи были.