Doro! Gri128 разрабатывает проект, а значит у него должны быть соответствующие программы расчётов переходных процессов, один вопрос как отмазаться, но считать всё равно нужно!
В том, собственно и заключается парадокс ПАУ: иногда для того, что бы доказать, что ПА не надо, нужно произвести большой объём расчётов, необходимо самому убедиться и показать весьма заинтересованным лицам из СО, что там нет ни чего, что может быть причиной траты денег владельцем этого объекта. Для опытного расчётчика производившего не раз расчёты своей ЭС особых проблем нет, он сразу может сказать где возможен АР, а уж для расчётчиков из СО тем более, так как они по заявкам о ремонтах, всегда пересчитывают ЭС и дают добро можно или нет. Поэтому, такие требование - это извращённоизощрённое кокетство или оголтелое лукавство со стороны СО, и тем более в данной ситуации, а основной аргумент СО наверняка такой: "агрегаты очень старые, поэтому их нужно поберечь, что бы они при авариях с АР не вышли из строя,но что бы наверняка получить АР, мы требуем, что бы вы при расчётах загрузили их дожопы, вдруг так и потребуется, а генераторы на новой ближайшей станции разгрузите, так как режим по нагрузке может не сотояться" - стандартный сценарий!

Gri128!
Забыл ещё одно, для правильного выявления АР в расчётах и при реализации лучше ставить АЛАР на выводах ВН трансформатора блока. Если АР свой, то он будет за спиной (сопротивления транса и X'd (X''d) с троится в III-ем квадранте) и при выявлении блок будет отключаться селективно , а если АР внешний, то годограф проходит в I-IV квадрантах блочный АЛАР от него будут отстроен, но вот будет ли вообще АР в блоке - это практически невероятное событие.

Странно, что никто из коллег не обратил внимания на формулировку "в нормальной схеме сети". Вопрос: а что в ремонтных схемах?
В любом случае алгоритм работы с ОС ЕЭС должен истекать из результатов расчетов динамики. И тут есть момент: динамическая устойчивость станции при возмущении на ее элементах может обеспечиваться, но при КЗ в системообразующей сети, если ТЭЦ где-то на стыке энергосистем или районов, может возникать асинхронный режим с ЭЦК аккурат на линиях, отходящих от ТЭЦ. Надо смотреть схему и результаты расчетов асинхронных режимов, без этого нельзя утверждать, что АЛАР не нужен.
Пример: реконструкция ПС 220 кВ, ближайшая станция в 10 промежуточных подстанциях, ну казалось бы какая тут динамика, ее даже никто не считал, но при КЗ в сети 500 кВ этой самой станции начинается асинхронный режим всей части энергосистемы с несколькими станциями относительно остальной части ЕЭС. И этот ЭЦК ложится ровно на линии, отходящие от этой самой подстанции 220 кВ.

АЛАР - это автоматика, поэтому - это "она", а как известно всё женского рода капризно и не предсказуемо...
Нужна АЛАР, но где, "где-то на стыке"?! А "стык" где? в блоке станции?
Речь идёт именно об АР на станции, когда ЭЦК находится в блочных трансформаторах или в самих генераторах, а не в сети.
Ещё раз, я же не спорю о установке АЛАР вообще, там где возникает АР и где расположен ЭЦК, там и должна быть АЛАР.
Эта автоматика  очень специфична и, по моему, нужно проводить специальные расчёты по всей ЭС (с ремонтами и авариями в самых изощрённых вариантах) и связям с другими ЭС, а не так как в данном случае, долбанули на о бум и впендюрили головную боль и вынос мозга. АЛАР должна ставится только и только там, где нужна.

С расчётами нарушений ДУ станции достаточно просто и без "тусования" линий всей сети, единственное условие, что бы станция имела по возможности малую местную нагрузку. Нужно произвести расчётные опыты и снять зависимости критического времени КЗ на шинах или в их близи от мощности станции. (Ткр - время при котором происходит хотя бы один проворот, ставишь соответствующий шунт и тупо увеличиваешь время КЗ пока не провернётся...)
На шинах станции, согласно новым МУ по устойчивости делается только 2 НВ типа:
1. откл. основными защитами после трёхфазного КЗ, обычно ДЗШ.
2. отключение от УРОВ при отказе одного выключателя после однофазного КЗ - 1-я ступень основной защиты линии.
можно ещё одно НВ - откл. резервными защитами сетевого элемента после трёхфазного, но на расстоянии не ближе 0,7 длины линии или больше, если точно известна зона действия 1-й ступени, обычно для ДЗ не менее 0,90. Как правило, такие КЗ не так тяжелы и нарушения ДУ совсем мало вероятно, так как всё же будет достаточное большое значение активной составляющей сопротивления КЗ и активн. мощно. не сильно снизится при КЗ и не будет критического разгона генераторов.

Если расчётное критическое время окажется с запасом больше для максимально возможной мощности станции, чем имеющиеся времена отключения КЗ, то нарушений ДУ на этой станции в принципе не может быть, как бы не изощрялись с топологией и/или нагрузками в ЭС.

По старым МУ было НВ III-й группы типа "отключение от УРОВ при отказе одного выключателя после трёхфазного КЗ.", а если ещё и трёхфазный привод (обычно 110 кВ иногда и на 220 кВ), то тогда нарушения ДУ были практически всегда, сейчас это природное явление исключили в виду его слишком малой вероятности.

Что-то, Батенька, вообще не о том.
Вы же релейщик и знакомы с таким понятием как селективность.
АЛАР так же должна быть селективной. Ликвидация АР должна производиться делением системы в сечении с примерным балансом мощностей, разделяемых частей ЭС, а не а бы как. Отключение от АЛАР хотя бы одного генератора в дефицитной части ЭС только усугубит аварию, и тот кто настоял на установке блочных АЛАР на этой станции и заведомо допустил их неселективную работу, тот вредитель или диверсант пусть и по головотяпству.
И Вы бы ещё о САПАХ вспомнили, в древности и такие были...