Ну или обратиться к Руководящим указаниям по РЗА - наверное защиты тр-ров глянуть. Там точно такой же текст написан: если сторона тр-ра подключается через 2 выключателя - то на этой стороне необходимо отдельно ставить ДЗО.

ДЗО -в этом случае будет отстраиваться от небаланса при протекании токов внешнего КЗ через эти 2 выключателя.
ДЗТ в этом случае сидит на ТТ встроенных в ввода трра, и ее от таких токов внешних КЗ отстраивать не надо.

РАО свою деятельность прекратило, правоприемника нет!
СО свои стандарты публикует только на внутреннем сайте, доступа к которому "неограниченно широкому кругу лиц" нет. Посему это документ внутренного пользования.

В РУ-13А для понижающих тр-ров 110-220/6-10 нет схемы с двумя выключателями - см. скриншот РУ13А:
http://rzia.ru/extensions/hcs_image_uploader/uploads/10000/2500/12681/thumb/p1690335rhab7iv9ifbf4u1pk01.jpg
В стандарте ФСК (НТП ПС) для тр-ров 35-220 кВ ДЗО не требуется. Однако если по 110 кВ проектируется газонаполненное КРУЭ, то требуется две дифзащиты шин.
Что касается здравого смысла:
1. Зачем при проверке ТТ НН выводить дифзащиту? Досточно исключить из дифзащиты плечо НН - снять блк и поставить закоротки в сторону ТТ.
2. Плохо знаю ЭКРА, а при подключении ТТ по ВН от каждого выключателя как отдельными плечами терминалы Р64х реализуют дифзащиту ошиновки 110 кВ при выведенном тр-ре (отключенном ТР) без дифзащиты тр-ра.

Приношу извинения за неточность формулировок.
При реализации ДЗТ трансформатора с двумя выключателями стороны ВН терминал Р64х обеспечивает ДЗТ тр-ра, а при отключении ТР и выводе ДЗТ тр-ра по организационной причине (без неисправности терминала) обеспечивает ДЗО ВН при условии включения ТТ каждого выключателя ВН отдельным плечом и контроля состояния ТР.
Отдельного терминала для этого не требуется, достаточно одного терминала на трансформатор.
В части техобслуживания терминала - наверное стоит совмещать с ремонтом секции, ошиновки, ТР и т.д. И не забывайте о "Техническая политика ФСК" 2011 г.:
http://rzia.ru/extensions/hcs_image_uploader/uploads/10000/2500/12697/thumb/p1691bc5hulv0v0f10tpn6s8491.jpg

А на счет ссылки на РАО - юристы центрального аппарата ОАО "СО ЕЭС" озвучивали недопустимость ссылок на нормативку РАО. А ведь ОАО "СО ЕЭС" , как вдалбивали, вертикально интегрированная структура.

В догонку.
Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ. СТО 56947007-29.240.10.028-2009, п. 9.1.1 Релейная защита и автоматика (РЗА) должна проектироваться в соответствии с ПУЭ, настоящими «Нормами» и «Общими требованиями к системам противоаварийной и режимной автоматики, релейной защиты и автоматики, телеметрической информации, технологической связи в ЕЭС России» (тот самый 57-й приказ РАО), руководствуясь более жесткими требованиями, содержащимися в указанных документах.

А что с ним не так? Надо пользоваться теми пунктами, которые устраивают, про другие молчать.

К сожалению в наше время бумажка сильнее здравого смысла. Но когда есть ссылка на НТД проще разговаривать и убеждать. С бумажкой, хоть и плохонькой, не поспоришь. Надо просто уметь пользоваться бумажками, использовать их в своих интересах.

Предыдущее - это, конечно, эмоции.
А по сути вопроса:

А зачем ставить несколько "полуфабрикатов"? М.б. лучше поставить нормальный продукт?

Пуск пожаротушения от ДЗТ - нарушение ПУЭ:
http://rzia.ru/extensions/hcs_image_uploader/uploads/10000/2500/12756/thumb/p1692mkrhg1uh87cg1b9d1u4a10li1.jpg
Без аттестованных пожарных извещателей и проект не пройдет экспертизу, и объект не дадут вввести в работу.

Это довод о недопустимости иметь для тр-ра и его ошиновки общую дифзащиту? Хорошо бы получить разъяснение.
В МП терминалах ДЗТ при обрыве токовых цепей уставка загрубляется выше I нагр макс.  При применении таких терминалов для ДЗО при целых цепях ТТ уставка м.б. много ниже номинала.

Вопрос АПВ при работе ДЗО не такой однозначный, как может показаться. Для элегазовых КРУЭ АПВ при КЗ в КРУЭ запрещено. АПВ кабелей (связь КРУЭ с тр-ром) тоже запрещено.
В упомянутом стандарте ФСК отдельная ДЗО требуется только для КРУЭ и в дублированном исполнении. Если проектировщик видит, что можно что-то улучшить с удорожанием - стоит провести совещание с заказчиком под протокол.
Если РУ 110 кВ не элегазовое, то вопрос необходимости ДЗО я бы решал именно так.

Вопрос о необходимости установки ДЗО спорный. Суммирование токовых цепей для двух выключателей со стороны ВН или СН недопустимо. Но, сейчас ДЗТ имеет несколько токовых входов, каждый формирует торможение и включать ДЗТ с охватом ошиновки можно. Чувствительность обеспечивается даже за реактором НН при уставке ДЗТ = 0,4.
И при отключении разъединителя автотрансформатора со стороны ВН или СН и замыкании поля также обеспечивается необходимая чувствительность. Правда, в таком режиме немного хуже берем витковые замыкания. Но, такой режим вообще маловероятен, но допустим. Немного больше расчетов требуется производить. Но, получаем вместо семи защит (2 ошиновки ВН, 2 СН, 1 НН и 2 ДЗТ) 2 ДЗТ.
Вопрос о АПВ после работы ДЗО. Мы и раньше не делали АПВ при КЗ в зоне ДЗО, а теперь при КРУЭ, кабельных вставках это вообще недопустимо.
Пускать пожаротушение при работе ДЗТ и не пускать при работе ДЗО вообще неверное решение. Пожар бывает на улице, а не внутри АТ.
Делать ДЗО отстроенной от обрыва токовых цепей, а ДЗТ не отстроенной. При обрыве токовых цепей ДЗТ защита будет срабатывать. Вероятность обрыва что в ДЗО что в ДЗТ одинакова. Правда, в ДЗО на один два трансформатора больше. И вообще обрыв токовых цепей это аварийный режим и присоединение должно быть отключено, в противном случае выйдет из строя ТТ.
Остается время включения АТ в работу после работы ДЗТ или ДЗО. Здесь конечно при работе ДЗО можно АТ включить быстрее. Но, осмотреть зону ДЗО на ПС не слишком трудно. Режим одного отключенного АТ зачастую допустим. И вообще часто ли бывают КЗ в АТ или на ошиновке. Очень редко.

А кто вам сказал, что мы живём в порядочном обществе? С волками жить – по-волчьи выть.

Эта цитата из старых норм, давно отменённых СО 153 - 34. 20.122-2006. Сейчас актуальная версия НТТПС СТО 56947007-29.240.10.028-2009. Не моя вина, что ФСК не обновляет у себя на сайте свои-же собственные документы.

Что есть полуфабрикат? Т60+В30, Р633+Р633, ШЭ2710 542543, ШЭ2710 544+ШЭ2607 051? Нормальные, полноценные комплексы защит.

scorp ответил.

При обрыве токовых цепей ДЗО промолчит, общая ДЗТ отключит. Вероятность повреждения токовых цепей нескольких ТТ выключателей выше, чем одного встроенного во вводы. Я не встречал терминалов, в которых при неисправности ТТ загрублялась бы уставка. Заблокировать функцию – да, но загрубить. И как это выполнить технически? Контроль исправности токовых цепей действует с выдержкой времени, защита с нулём. Сделай на контроле нуль – он будет срабатывать при повреждении в зоне и загрублять защиту.

Не факт, тем более, что мы говорим об общем случае. ПУЭ, п. 3.3.2. Должно предусматриваться автоматическое повторное включение:
1) воздушных и смешанных (кабельно-воздушных) линий всех типов напряжением выше 1 кВ. Отказ от применения АПВ должен быть в каждом отдельном случае обоснован. На кабельных линиях 35 кВ и ниже АПВ рекомендуется применять в случаях, когда оно может быть эффективным в связи со значительной вероятностью повреждений с образованием открытой дуги (например, наличие нескольких промежуточных сборок, питание по одной линии нескольких подстанций), а также с целью исправления неселективного действия защиты. Вопрос о применении АПВ на кабельных линиях 110 кВ и выше должен решаться при проектировании в каждом отдельном случае с учетом конкретных условий;
2) шин электростанций и подстанций (см. 3.3.24 и 3.3.25);
3) трансформаторов (см. 3.3.26);
Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ. СТО 56947007-29.240.10.028-2009, п. 9.10.1 Должно предусматриваться автоматическое повторное включение (АПВ) воздушных линий электропередачи и сборных шин (ошиновок) открытых распределительных устройств.
Как видите, прямого запрета использования АПВ в КРУЭ и на КВЛ нет. Всё должно определяться требованиями заводов-изготовителей.