1. Касательно двухступенчатой дистанционной защиты и резервной дифф.защиты блока (ее отсутствия):

ПУЭ, п.3.2.78
...На блоках с генераторами мощностью 60 МВт и более вместо указанной защиты рекомендуется применять дистанционную защиту. На блоках с генераторами, имеющими непосредственное охлаждение проводников обмоток, вместо резервной дифференциальной защиты (см. 3.2.75) допускается устанавливать двухступенчатую дистанционную защиту от междуфазных коротких замыканий. Первая ступень этой защиты, осуществляющая ближнее резервирование, должна выполняться с блокировкой при качаниях и действовать, как указано в 3.2.81, п. 3, с выдержкой времени не более 1 с.Первая ступень должна надежно охватывать трансформатор блока при обеспечении селективности с защитами смежных элементов. Резервирование первой ступенью защит генератора обязательно, если на блоке применяются отдельные дифференциальные защиты трансформатора и генератора. Вторая ступень, осуществляющая дальнее резервирование, должна действовать, как указано в 3.2.81, п. 2.

2. Касательно ТТ для подключения дистанционки

ПУЭ, п. 3.2.45
Защита генераторов мощностью более 1 МВт от токов, обусловленных внешними КЗ, должна быть
выполнена с соблюдением следующих требований:
1. Защиту следует присоединять к трансформаторам тока, установленным на выводах генератора
со стороны нейтрали....

Также в забугорных стандартах подключение резервных защит по току всегда выполняется со стороны ТТ нулевых выводов генератора

3. Касательно структуры РЗА энергоблока
- по два независимых комплекта дифф.защит на каждый элемент (Г, БТ, ТСН);
- конечно, резервная дистанционка - вещь весьма сомнительная при наличии двух комплектов основных защит на каждом элементе (это что касается ближнего резервирования). К тому же для отходящих от АЭС линий требуют три комплекта РЗА (см. Приказ № 57), так что необходимость дальнего резервирования защитами генератора тоже сомнительна. Но ПУЭ и другие регламентирующие документы требуют, так что надо-так надо);
- резервную диффзащиту блоку не ставим в связи с наличием дистанционки. При этом обязательна установка МТЗ на стороне ВН блочного транса (ПУЭ, п.3.2.80);
- т.к. для генератора ставим два независимых комплекта РЗА, то и дистанционку реализовываем в обоих. Был у нас проект, где резервные защиты вынесли в третий комплект (отдельный шкаф). Так сразу вопрос: как/сколько по времени можно эксплуатировать генератор при неисправности недублированного  комплекта резервных защит, и это несмотря на наличие двух основных комплектов.

что-то я не догоняю, если Вы защиту ориентируете только на дальнее резервирование, то накуа (пардон) делать 2 комплекта и сажать их на выводы со стороны нейтрали?

Я хочу рассмотреть все варианты.

Хороший вопрос. Я когда изучал Вавина тоже им задавался.
Вавин излагает следующее:
одноступенчатая дист. защита с двумя уставками по времени - дальнее и ближнее резервирование. И говорит о том, что планируется в будущем применять двухступенчатую для улучшения ближнего резервирования.
При этом на мощных блоках АЭС он предлагает в дополнение дифф. защите генератора и дифф. защите ТБ еще и дифф. защиту блока ГТ, что позволяет, помимо всего прочего, защите от симметричных кз, защите от несимметричных кз и защите от однофазных на стороне ВН не осуществлять ближнее резервирование.
В последнее время насколько я понимаю, что вместо дифф. защиты блока ГТ применяют дублирование дифф. защит ТБ и генератора.
При этом я столкнулся с решением, когда в дополнение ко всему этому применяется еще одна ступень у дист. защиты и стал гадать откуда столько резервирования взялось.

если Вы рассчитываете генератор еще защитить, и ближнее резервирование выполнить (как кстати и описано у Вавина) , то первая ступень вроде как не пройдет с такой уставкой...., вторая по раскладам Вавина проходит. Зачем тогда первая ступень?

Остался еще один момент любопытный.
В методических указаниях АТЭП, которые привели в #8 одноступенчатая дистанционная защита от внешних КЗ выполняется без смещение характеристики.
В своем книжном труде Вавин рекомендует смещение круговой характеристики на 12% но не более 0,5x'd.

Не могу понять в чем кроется глубокий смысл несоответствия.

Давайте рассмотрим интересный для меня сейчас случай с защитой шестифазной машины 1200

Вы, случаем, не генератор Ленинградской АЭС-2 рассматриваете? Сейчас только 2 проекта с такими машинами: упомянутая ЛАЭС-2 и Нововоронеж-2

не будет разницы и в замере сопротивления Zз=Uз/Iз независимо от того где установлены ТТ.

Вы абсолютно прав, я ошибся.

Хв=0
Хн1=Хн2

Уставка ступени I: Zср=Kотс*Хн1=1.3*Хн1

Давайте проведём мысленный эксперимент. Схема такая: блок генератор + трансформатор. ДЗ подключена к ТН на шинах генераторного напряжения и ТТ со стороны нейтрали. Происходит металлическое 3-фазное КЗ на шинах ВН повышающего транса.

Защита "увидит" сопротивление Zз=Uз/Iз (Uз=Uг - остаточное напряжение на шинах ГРУ, Iз=Iнулевых выводов=Iфазных выводов=Iкз)
Схема замещения простая, поэтому попробую на словах. В точке КЗ напряжение = 0; напряжение на шинах ГРУ определяется падением напряжения на сопротивлении транса от тока КЗ Uг=Iкз*Zтранса;

Подставляем в формулу Zз=Uг/Iкз=Iкз*Zтранса/Iкз=Zтранса

То есть, при КЗ за трансформатором защита будет видеть только его сопротивление, хоть и ТТ со стороны нейтрали.

При внешнем КЗ сопротивление генератора не входит в замер сопротивления защиты, так как ТН стоит со стороны фазных выводов

Сопротивление генератора не входит потому что ТТ со стороны линейных выводов, ТН абсолютно не причем здесь. В случае понятие "внешнее к.з." (если используется по отношению к генератору) теряет смысл.

При внутреннем КЗ всё сложнее. Замер сопротивления будет зависеть от места установки ТТ, а величина сопротивления может варьироваться от 0 до бесконечности, в зависимости от близости КЗ к фазным выводам. Еще, если ТТ со стороны фаз, то ДЗ не может "увидеть" КЗ в генераторе, когда он работает изолированно.