Представтьте что две энергосистемы соединены двумя линиями. Одна линия отключилась. По оставшейся линии продолжает передаваться какая то мощность. Из факта передачи мощности следует что по концам линии напряжения различаются по углу, так как передаваемая мощность пропорциональна синусу угла между напряжениями по концам. Отключившаяся линия соответственно тоже имеет разные напряжения по своим концам, так как в простейшем случае это напряжения между теми же точками (если отключившаяся линия соединяет те же ПС)

              |------R-------|
              |                   |
E1---R---|-U1         U2-|----R----E2
              |                   |

А если представить что принимающая подстанция тупиковая. Т.е.  к ней подходит питание по двум вл. Одна ВЛ допустим идёт напрямую от станции, а вторая транзитом через другие ПС (на пс соответственно какая то нагрузка). Система изолирована от других источников питания. Будет все точно также как описано выше?

1) У всех генераторов фазовые углы не 0, как принимается при расчете ТКЗ, а разные. То, какие генераторы какой угол имеют, зависит от сопротивлений сети и распределения нагрузки по сети. При отключении линии это распределение как-то может поменяться, т.е. поменяются и углы.

2) Даже если бы у нас углы генераторов не поменялись, или генератор всего 1 (тупик), то есть какое-то падение напряжения на линии, если было 2 вл, одна отключилась, то сопротивление стало в 2 раза больше, а ток суммарный через все параллельные ЛЭП остался где-то таким же (линии это почти закоротки по сравнению с генераторами и нагрузкой).
Соответственно, падение напряжения на линии dU=Zл*I увеличилось. А т.к. U2=U1-Zл*I, то получается, что U1 и U1 стали различаться сильнее.
Векторная диаграмма напряжений в сети такова, что ток в  сети почти совпадает с модулем напряжения, а сопротивление линии близко к чисто индуктивному.

Поэтому U2=U1-j*Xлин*I, и U1 и U2 остаются почти одинаковой длины, но разными по фазе =>растет угол.

эх если бы угол был равен нулю, была бы линия без потерь - сверхпроводник,
а потом такую линию отключили и она - сверхизолятор.
очевидно, что для этих состояний углы будут разные.

Вопрос, как я понял, был про физику процесса. Вы опустили физическую часть и сразу стали писать про параметры режима.
Человека интересует почему возникает поворот вектора.

В принципе, так и до АЛАР дойти недолго (см. страницу http://dororz.ru/gi_1_37_1.htm)

А чего Вы удивляетесь? 2004 г, вообще первые МП терминалы РЗ в Рссии от АББ, настроены же были на короткие линии Европы, ни кто же не думал что будут защищать ВЛ более 300 км и это хе еще серия 4...!

Дело в том, что пределы регулирования уставок не позволяли выставить то, что нужно. И это как раз может быть связано, например с длиной линии....
Простой пример: у той же АВВ основной защитой линии была дистанционка (ФФ + Ф0). Поэтому земляная защита имела только одну ступень (например инверсную). Это было в REL511 v.1.0. Начин с версии 1.2 по требованию российских пользователей добавили еще три ступени с независимой характеристикой +еще одна ступень на выбор: независимая характеристика или инверсная.... Это связано разной философией построения защит на "западе" и у нас....

  Начнём с конца. "... динамическое торможение на Зейской ГЭС ..." это вы про электроторможение? Оно давно уже не работает, но в 2006-ом было ещё, да.
  ТАПВ линии Л-501 реализовано было в терминалах REB 551, АУВ выключателей линии. Там еще с пуска, с 2005 г. была проблема, физическая в каком-то смысле. В функции SINCH есть специальная уставка, чтобы выровнять (или вырАвнять?)  напряжения (по модулю) на линии и на шинах. А входы были (тогда) в терминалах на 65 В, на фазное напряжение, в том числе и для напряжения линии. Взять фазное было нельзя, из-за того, что это же напряжение использовалось в схеме ручной точной синхронизации, и должно быть 100 В (там ещё схема организации цепей напряжения для этого, схема на 500 кВ полуторная). В общем, ABB (Арсентьев, Рукавишников) провели опыт, как эту уставку задавать, и дали другие входные модули, на 125 (кажется) вольт.  И вроде все работало, проводили опыт КЗ, и от пожаров были отключения. Но в основном  на ЗГЭС было КОНЛ при ТАПВ. Потом, году в 2008-2009 примерно, REB заменили из-за несправности, МЭС дал другой (или другие, два), а уставка в SYNCH (Uratio) осталась старой, заданной ОДУ в 2005 г. Проверку под нагрузкой, рабочим током и напряжением линии (как всем, наверное, известно?) в эксплуатации теперь не делают. SYNCH-OK нет - но кому это интересно? Примерно в 2013 г. или  2014 г. ТАПВ (ТАПВ-КС) отказало, хотя синхронизм был, сохранился. Стали разбираться, а синхронизма в терминале-то и нет. Хорошая неисправность - легко  выявить, просто устранить. Ну, правда снова через ОДУ, ... ну, такие времена.
  Если интересно, могу найти в переписке, следы остались. Я года два назад поднимал, была проблема уже и в терминале 670-ой серии.
К первичному вопросу это не очень относится. пожалуй. Но ... от опыта должна же быть какая-то польза, верно?
  Наверное, я не смогу объяснить "физически", почему передача мощности обязательно происходит при разности напряжений между узлами. Классиков почитать надо. Но вообще АПВ КС - дело не такое простое. Есть там и ограничения. Полезно помнить и о физической реализации, о том, как измеряется и разность фаз, и разность модулей в реальной схеме. Может, по мере развития сети проблема "рассосётся", и циркуляр 99-го года по "итогам" системно аварии в ОДУ Урала актуальность утратит? Хотя на Востоке - вряд ли.