Автоматическое пожаротушение это не обесточивание. Это как раз и есть запуск технологического процесса по тушению возгорания. В зависимости от конструкции - определение ёмкостей, где есть вода, запуск насосов, заполнение трубопроводов и орошение самого трансформатора. Параллельно с этим идет отключение трансформатора. Потом в процессе тушения может быть переключение задвижек на с одного "водоема" (в котором заканчивается вода) на полный водоем. и одновременно с этим заполнение опустошенного водоема или ёмкости. Это как отдельный пример.
Потом сам трансформатор с системами Ц иди ДЦ, где технологический процесс заключается в запуске и останове маслонасосов, вентиляторов и насосов воды для охлаждения трансформатора. Другое дело, в большинстве случаев он достаточно простой, но все равно процесс.

то оборудование которое эксплуатировалось бывшим РАО ЕЭС попадало под правила пожарной безопасности для энергопредприятий, написанные самим РАО ЕЭС, и в которых были указания по применению установок автоматического пожаротушения. На 110 кВ попадали трансформаторы установленные на ГЭС и на закрытых подстанциях, если их мощность была свыше 63. Еще раз это были правила РАО ЕЭС и они были написаны, как рассказывали, не столько из опыта, сколько из-за резонансов, которые пожары вызывали. После  создания МЧС, таких требований, как в РАО больше не вводилось. И не просто так. Как говорят МЧСники сегодня, если трансформатор загорелся, то примеров его тушения очень мало. В РАО ЕЭС установки пожаротушения вводились по экономике - если стоимость установки пожаротушения не превышала стоимость трансформатора определенной мощности вместе с его сооружениями - поэтому установка считалась оправданной.
Во вторых техника шагнула далеко вперед и если сегодня возьмете, даже трансформатор средней мощности и такой же трансформатор выпуска до 90-го года, то сегодняшний на десятки тонн легче и масла в нем может быть в  два раза меньше. Я сравнивал сороковники - 40 МВА выпущенные в 70-е года и в 2015 разница в весе в среднем в 20 тонн. Масла в два раза меньше. Сравнивал 80 МВА, разница еще больше в массе, и уже на современных 80 МВА применяют часто систему Д, раньше была массово ДЦ.

Да, необходимы. Но надо помнить, что необходимы только на случай повреждений в сети. Пока нет повреждений, то и необходимость условная.

На стадии ПД нужно выкидывать все лишнее и не допускать, чтобы, например, из ЭПЗ-1636 брали в ТС срабатывание всех ступеней ДЗ, ТЗНП

Вообще это нонсенс, на который упорно не обращают внимание. Описанная вами цифровизация из ТС/ТМ/ТИ создавалась для упрощения жизни энергетикам. Чтобы не выезжая на объект и не появляясь в РУ по экрану компьютера можно было определить параметры и принять нужные решения. А пришли к тому, что и параметры надо проверить и положение аппаратов надо проверить и возможность управления ими надо проверить. И одна из проверок это как минимум посещение РУ, чтобы не посещать которое это все создавали.

  Когда-то в 90-ых внедряли у нас на одной ПС устройство контроля и документирования (УКД), что-то "интеллектуальное" с принтером, ещё матричным (игольчатым, ещё уфимского завода :)). Приехали внедренцы из ОРГРЭС, сидят, чертят в схемах сигналы, в том числе из типовых панелей защит, ЭПЗ-1636, 1643, ДФЗ-201. Поинтересовался у них - а как это сделать, у РУ свободных, резервных контактов нет. Герконы привяжем, приклеим, говорят. И выведем. А кто, говорю, это будет делать? Так вы (эксплуатация) и будете, панели же все действующие.
  Вот продуктов и штанов в 90-ых не на что было купить, а свобода - была. И хоть люди эти (из Дальтехэнерго)  нам были не чужие, делать мы (МСРЗАИ) это отказались, УКД сколько-то пролежал на полке, потом отдали тем, кто был не так принципиален.  Как мы и предполагали.
  Немного позже В.Н. Козлов внедрял у нас Бреслер-0103, ещё с флоппиком 3,5 ". И мы сразу решили, договорились,  что хвост вертеть собакой не будет, и ничего специально делать в панелях РЗА для сигналов в регистратор не будем, только резервные контакты. Ну, не вполне получилось, для регистрации срабатывания ДФЗ-201 пришлось установить выходное реле (2-6РП?) с бОльшим числом контактов, и вывести на ряд зажимов. И контакт 1РП в АПВ (РПВ-58) где-то не был выведен, а панель листовая, сверлили. Всё. Работает кое-где до сих пор (сами регистраторы заменили, конечно).
  А как вывести сигналы срабатывания ступеней защиты в КСЗ ЭПЗ-1636? И - "на зачем"?
  Хотите ещё пример отношений хвоста и собаки? На одной из ПС (мир тесен, когда-то налаживали там шкафы ЭКРА, уже почти 20 лет тому назад), решили расширить её на одну ячейку ОРУ-110, ну и АСУ выполнить. Системы мониторинга там не было, терминалы были обвязаны для связи/доступа к ним через преобразователь интерфейсов. На стадии наладки активно этим пользовались. Проектировщики, увидели FTP кабель и разъёмы RJ-45, решили, что это и есть Ethernet. Проложили кабели - ан нет! Как выход предложили обновить ПО терминалов, "перепрошить". Спрашиваю, вы отдаёте себе отчёт в том, что их (терминалы) придётся полностью заново тестировать, завод это подтверждает, запросили.  В 2005-ом мы делали это всё лето, налаживали/тестировали.  Изо всех сил изображали сомнение ...
При проверке прохождения сигналов в АСУ опять проблема, методическая, как проверять. Давайте, говорю, список сигналов, будем их "вызывать", а вы отмечать прохождение их в АСУ. "А зачем?", говорят, вы вызывайте, а мы потом посмотрим, что все прошли.
O co chodzi? Разный у нас с персоналом  АСУ (как когда-то со связистами) менталитет. И допускать их к РЗА никак нельзя, такое мое стариковское "оценочное суждение". К сожалению, ни они, ни оперативники в список сигналов заглядывать не хотят, работать над тем, что регистрируется, и на какие экраны попадает, придётся релейщикам. И обязательно это тестировать, иначе потом возможно неправильное толкование, они могут попросту неправильно подписать сигнал, ну "какая разница, 2 ступень или 2 комплекс"...

А что это дает, повышение наблюдаемости?

Всем кто работает геморрой. Тысячи примеров. Свежий. Вчера с утра. отключили выключатель на объекте. Стрелочный амперметр и на терминале токи нулевые показывают, а у диспетчера, для которого делали повышенную наблюдаемость в линии какой-то ток на хваленом супер-ОИКе показывается. Вывод в ремонт линии приостановили.
Но чаще на терминалах какие-то остаточные токи могут высвечиваться. И с одной стороны, видишь, что выключатель отключен по указателю, а с другой зная устройство выключателя, и как механика этого указателя выполнена, допускаешь то, что вполне возможно главные контакты не все разошлись. Бывало и такое. Только когда такое бывало, эти же самые диспетчера с чистой совестью продолжали вывод в ремонт оборудования.

Менталитет вообще у всех разный. Вот, к примеру, взять текущие телеизмерения (ТИТ). Кому они нужны в первую очередь? - диспетчерской службе, казалось бы. А кто нам, телемеханикам, сообщает о "неправильных" ТИТ? Никто. В лучшем случае, заметят только в РДУ и сообщат нам, а если ТИТы не идут в РДУ, то и никто не сообщит. Мы сами чаще обнаруживаем некорректные ТИТы, чем дождешься этого от диспетчеров/режимщиков. Помню,  работала в группе режимов одна барышня умная. Так она регулярно сообщала нам о каких-либо проблемах с телеизмерениями. Всё замечала, что не так. Потом уволили её - и всё, тишина... Другим режимщикам вся телеметрия до той лампочки, правильно/не правильно - по-барабану.