Воспользуюсь моментом еще, верно ли я понимаю, что коэффициент кратности обмотки
характеризуется только для обмотки защит, т.е. "Р", а коэффициент безопасности - это
для обмотки измерительных преобразователей и учета, а то читаю ГОСТ 7746-2001 табл.5:

"Коэффициент безопасности: Устанавливают в стандартах на трансформаторы конкретных типов.
Не устанавливают для вторичных обмоток для измерений и защиты"

И параллельно такой вопрос, я что-то много уже руководств на измерительное оборудование глянул,
не вижу в притык, что там сказано будет про коэффициент безопасности.... хотя в некоторых случаях
я видел максимальный протекаемый ток, например 10А, я как понимаю если устройство имеет
номинальный ток в 5А, то коэффициент безопасности 2? Меня смущает само название "максимальный",
ведь по идее данное слово должно быть увязано как-то с временем протекания данного тока по устройству?...

И еще, по поводу минимального тока в 40%, и 5% (п.1.5.7 ПУЭ) - верно ли я понимаю что это характерно только для обмоток учета
и не относится к обмотке измерения?

Выше в этом ГОСТе обмотки делят на классы:
-для учёта и измерений;
-для защиты;
-для защиты и измерений.

Соответственно, понимаете вы верно.

Предполагаю, что в какой то момент началась путаница из-за того что раньше было только два класса:
-для измерений (амперметры, счётчики и т.п.);
-для защиты.

Еще вопрос, только на тему получения исходных данных для определения предельной кратности
для обмоток защит.
Раньше для электромеханики был написан классные рекомендации
"Рекомендации по расчету сечений жил контрольных кабелей в токовых цепей РЗА".

Согласно которым, надо выбрать по условию обеспечения допустимой 5(10)% погрешности при расчетном токе
в зависимости от типа защиты и проверить по условию предельно допустимой погрешности при КЗ в месте
установки защиты во избежания ложного срабатывания от повышенной вибрации контактов и т.п.. Так вот насчет первого пункта все понятно, а вот насчет
второго не понятно откуда брать ДОПУСТИМУЮ ПОГРЕШНОСТЬ по токовым цепям ДЛЯ КОНКРЕТНОГО МИКРОПРОЦЕССОРНЫХ ТЕРМИНАЛОВ, при
котром производитель гарантирует надежную работу. В частности обрыл я руководство БЭМНа (линейка МРов) такого
параметра не нашел, даже пробовал написать производителю, но вопрос проигнорировали. Такого же параметра не смог найти и для ABB.
Как лучше поступать в таких ситуациях? Принять на вскидку 50% и все?

И вопрос чисто для себя, как вы считаете, выбирация контактов от повышенной токовой погрешности для микропроцессорных терминалов
характерна, или она больше относится к электромеханическим защитам?

Это многих смущает. Но на самом деле действительно можно, если понимать что делать (далеко не во всех случаях можно).

Попробуйте почитать что я писал недавно по этому поводу в теме (Вижу что вы читали уже эту тему)
http://rzia.ru/topic6705-podklyuchenie- … ernam.html

Какие именно типы (токовая, ДЗ и т.д.) интересует? От этого зависят требования к ТТ.
Например, для ступенчатых защит важно "держать" зону. Для ДЗ уставка первой зоны выбирается 0,8-0,85 длины линии. Как вы думаете, какая погрешность по току будет допустимой? Правильно, вам при расчетах нужно обеспечить работу ТТ при КЗ в конце первой зоны не более 10%. Другое дело, что в связи с быстродействием МП защит становиться необходимым обеспечить правильное функционирование в переходном процессе. Но тут отечественных норм пока нет.
Другое дело простые токовые защиты. Например, если при уставке токовой отсечки ТТ не насыщается,  то можно утверждать, что защита сработает и при насыщении. Поскольку алгоритм, как правило работает с действующей величиной токо к.з. (при насыщении нет синусоидальности, но действующее значение не меньше, чем до насыщения) - прописная истина, если надо, то приведу ссылку. Отсюда и способность этого терминала гарантированно работать с большой погрешностью. Кстати, сюда нужно приплюсовать и дребезг контактов, который не возможен у МП терминалов.
Те цифры погрешностей, что приводились выше, вы могли видеть в рекомендациях к электромеханике. Для МП их применять не следует, поскольку сейчас производители оперируют другими методиками. А какими именно - нужно уточнять у конкретной фирмы.

Чей ПУЭ цитируете, РБ? В ПУЭ РФ этот пункт не тот. Раньше допускали включение расчетных счетчиков на релейную обмотку ТТ (п.1.5.16). Если требовалось ставить новый ТТ для учета, то так и жили. В ГОСТе на ТТ зафиксировано 3% точность у релейного ТТ, а на самом деле может быть выше. 
Вообще говоря раздел "Учет с применением измерительных трансформаторов" в ПУЭ изрядно устарел. Теперь коммерция на первом месте, денег на учет не жалеют и если нет обмотки с буковкой "S" (имею ввиду 0,2-0,5S, а не ассоциацию с одноименной зеленой бумажкой) - это аргумент для замены на новый ТТ.

Не знаю как у вас, но в РФ ФСК ЕЭС выпустила СТО в виде методики по выбору уставок, в которых содержатся еще и главы по выбору ТТ. Почти для всех применяемых производителей таковые имеются на их сайте. Производитель заинтересован предоставить данные, поскольку это вопрос неправильной работы РЗА.
Видимо это не ваш случай. Рекомендую перестраховаться, если габариты ТТ позволяют. Однако, п.3.2.29-2 относится к вибрации и к МП нужно ли его притягивать? Таких требований к МП терминалам не встречал.

Если защиты рассмотреть в широком смысле - РЗА и в том числе ПА, то например для КПР при реализации АПНУ точность измерений не будет излишней.

Я уже поднимал возникшую проблему по цепям ТТ ещё у одного производителя просто говорится что правильная работа реле сопротивления, допустим разрешающего работу защиты, обеспечивается только до 30 Iном, без всяких упоминаний о погрешности при этом.
Получается даже 10% работа ТТ не обеспечивает правильной работы МП терминала.