нет, не знаю, РЗА не моя область, просто привёл практический факт того, что при отключении линии происходит довольно быстрое увеличение относительного угла между эквивалентными ЭДС.
я всё как-то больше по динамическому торможению!

По поводу ЭДТ.
0. ЭДТ - тормозит разгон ГЭГ при сбросе активной мощности (КЗ и последующим откл. линии) путём кратковременного их шунтирования на активные сопротивления - загрузка по Р. ЭДТ как раз способствует уменьшить это расхождение... 
1. Действительно оно отлично работало так было адаптивным - выдержка времени замыкания генераторов задавалась исходя из текущего значения скольжения, т.е. разницы частот вращения роторов генератора и частоты сети, и как только она становилась допустимой, происходило отключение выключателей.
2. То, что ЭДТ убрали дело вовсе не в выключателях, его автором являлся Андрей Андреевич Гробовой и в то время он не смог или не дали занять активную позицию. А суть в том, что шло в общем-то антилобирование  со стороны НИИПТ и СибНИИЭ и некоторых других.
3. С технической стороны вообще не было ни каких проблем: выключатели нашёл и они были, причём  с производителем было оговорено, что выдержка времени на включение будет пронормирована (их нужно всего по 2 на генератор), была предварительная договорённость о тех.характеристиках и закупки бутэла - завод как раз восстановился и начал его выпускать (например, сопротивления для резистивного заземления нейтрали).
4. Стоимость всего составляла 43 Мл.р., но самое интересное нашёл в архиве ДЭСП-а записку ГИП-а того самого проекта установки ЭДМ, смета была 42,5 Мл. р., т.е. стоимость нового оказалась совершенно адекватная!
5. Проблема была в том, что вся эта бодяга была затеяна на период ремонта (перемаркировки) генераторов ЗГЭС, а нужно было восстановить установку датчиков скорости, но не кому этим было заняться, настоять что это вообще пустяк!, сделать и выдать ТЗ совместно с ремонтом... поэтому на ГЭГ не поставили датчики, а без них от ЭДТ может быть что пользы, что возможного вреда в одинаковой степени.
6. Аргументом так же стало типа увеличение надёжности ЭС- строительство 2-й ВЛ 500 кВ  ЗГЭС - Амурская.

поэтому причин было много...

  Бегите, доктор, пока не началось :)

Добавлено: 2022-08-22 22:03:12

   Раз уж вы такие книги читаете, то "простыми словами" не обойдёшься. Вот нашёл/скачал книжку по сетям, глава третья. Там как раз та диаграмма, "Расчёт режима линии электропередачи", Рис. 3.2.
  Должен вас огорчить, контроль синхронизма сложнее, чем кажется (мир вообще очень далёк от идеала, к сожалению). Если синхронизм всё-таки нарушился, то схема КС всё ещё может подействовать, и это накладывает определённые ограничения на уставки реле  в схеме АПВ. Подробнее в книжках Барзама, Богорад и Назарова, в электротехническом справочнике 1975 г.. т.2 (кажется). На всякий случай почитайте что-нибудь простое об устойчивости систем и электромеханических переходных процессах. Прилагаю, что есть у меня.

Добавлено: 2022-08-22 22:11:36

Вдогонку об АПВ и контроле синхронизма при этом.

Аварийное возмущение может быть, как возмущение нормальное. Ненормальное воздействие на обмотки генераторов и трансформаторов. Сегодня мало кто знает, но цифры в ПТЭ по срокам  проведения капитальных ремонтов брались как раз из статистики по КЗ, что дескать за 12 лет трансформатор (генератор) словит такое количество КЗ, суммарное воздействие которых на обмотки требует проведения капитальных ремонтов.
Одно дело плавный набор нагрузки до 3 кА на генераторе, а другое бросок тока, который будет вызывать деформации. При таких бросках машины вздрагивают и гудят.
У нас и самосинхронизация не запрещена. А много ли кто видел, что через 10 лет происходит с обмотками машин, которые включались в сеть способом самосинхронизации? В них же страшные деформации происходят.
Конечно названная стоимость ЭДТ маленькая. А стоимость ремонта генератора, какая будет, когда срок подойдет?
Никогда не видели раковины и каверны на лопастях гидротурбин? Уж кажется, откуда такие повреждения, когда холодная водичка весь срок их омывает. А нет, такое действие, будто в лопасть из оружия стреляли.
Поэтому я не против экстремальных воздействий на машины, если потом ремонты  машин не будут приводить к росту цены на электроэнергию. Кстати вопрос о нормальном аварийном возмущении, а кто спрашивал турбинистов и электриков на станциях, нормальное это возмущение или нет, в какую стоимость ремонта оно выливается? И не дешевле ли будет трассу линии вычищать, чтобы не получать таких нормальностей?

разрозненность интересов турбинистов и электриков и всех проблем связанных с этим, известны и длятся давно наверно начиная с ввода первого хоть турбо, хоть гидро и по сей день...
(например хотелось бы решить проблему ОМТ и/или ФМТ на ГТУ... вместо их отключения! напрочь отказываются, разговариваешь как лунатиками или марсианами: "у нас должен быть высокий кпд!"и отвяжись..., ... уставки ЛАПНУ - АРТКЗ Крыма считал, так есть режимы при которых нужно отключать 2, 3, а то и все ПГУ!).
Еще раз включение резистивного сопротивления на статор генератор не вызывает какого-либо существенного механического воздействия на генератор - закорачивается обмотки статора именно на чистое активное сопротивление ... и в начале вообще-то этим сопротивлениями гасится уже набранное рассеяние поля...
стоит так же отметить ЭДТ на ТЭС не применяется особенно на мелких сложно угадать режим, сильно зависит от места КЗ и начальных условий сети... моделировал, можно, но только на самых мощных - ПТУ - 800 МВт и выше.
или Вы думает, если генератор отвалился, то для него будет лучше не мешать и пусть раскручивается до той скорости, которой может (ведь не зря же для чего нормируют скорость выбега у ГЭГ..?!) или всё же пока он не расхерачился сразу его притормозить?
сама авария это уже "экстремальное воздействие" и нужно её рассматривать в комплексе и минимизировать её общий ущерб, а ЭДТ наоборот только сгладить её.

все эти вопросы лежат на поверхности и естественно учитываются специалистами!
1. Тепловыделение? - нагрузка от ЭДТ чуть более 20% номинальной мощности! Сопротивления - бутэл, естественно рассчитаны по термике...
2. Момент включения ЭДТ происходит ещё в начальной фазе аварии, причём может произойти ещё во время действия КЗ (например при УРОВ - 0,3 ... 0,45 с > 0,2 c по сигналу от УФОЛ), но в любом случае, в силу большой инерции (Tj > 8 ... 11c), когда ГЭГ ещё не успел разогнаться.

Для гидрогенераторов при сбросе нагрузки допустим разгон до 75 Гц.

Например:

КАТАЙЦЕВ АНДРЕЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ
ИЗ ОПЫТА РЕКОНСТРУКЦИИ УСТРОЙСТВ РЗА ГИДРОАГРЕГАТОВ И ТРАНСФОРМАТОРОВ САЯНО-ШУШЕНСКОЙ ГЭС ИМЕНИ П.С. НЕПОРОЖНЕГО

Что-то Батенька! Ваш вопрос как-то из области азов ПАУ, думал что для Вас всё очевидно, извиняюсь...
ПА должна и всегда формирует только и только превентивные или упреждающие управляющие воздействия (УВ) в расчёте предотвратить развитие аварии и нарушение устойчивости, а иначе в ней смысла и нет!
Как писал ранее, ЭДТ срабатывает от ФОЛ ВЛ, в приведённом примере от ВЛ 500 кВ ЗГЭС-Амурская с задержкой всего на 15...21 мс  от момента возникновения КЗ по факту срабатывания РЗ этой линии, т.е ещё пока с разгоном ГЭГ ВООЩЕ практически ни чего не произошло!!! Конечно, в виду того, что замыкание ГЭГ на тормозные сопротивления (ТС) происходит ещё и с задержкой на включение выключателей (В) порядка 0,1...0,13 с, то роторы ГЭГ всё же начинают "убегать". Отключение этой линии от момента КЗ происходить в диапазоне 0,038 ... 0,063 с, т.е. закорачивание на ТС статоров ГЭГ происходит в бестоковую паузу.
По требованиям к ПА она должна делать минимальное число и мест коммутации, по этому она только включает и адаптивно отключает ТС двумя выключателями присоединённых в выводам ГЭГ, остальная коммутация сетевых элеменов работает сама по своим правилам, но в соответствии с текущей аварией и действий РЗА.
Суть в том, что если коммутировать генераторные В, то только усугублять аварию и делать только хуже! Смысла вообще нет!
1. Понятно, они все ГЭГ находятся под КЗ и отключать для сохранения устойчивости не нужно все, достаточно будет только несколько в зависимости от тяжести аварии, но всё равно надо выбрать какие и сколько!
2. Если их отключать, то всё равно желательно включать в этой аварии для сохранение доаварийного баланса электроэнергии. А это не оправданная и рискованная трата времени! Да и к тому же если ГЭГ и отключают, например от ПА УВ типа ОГ, то отключают со стороны ВН блочного Тр, т.к. время их отключения гораздо меньше времени откл. генераторных В, но самое главное отключают уже без последующего включения в этой аварии.
3. Более того, отключение ГЭГ, если есть ЭДТ - это вредительство, т.к. ГЭГ имеют на этот момент огромные запасы кинетической энергии и практически без активной нагрузки, но хотя бы замкнуты на какую-то - 3...4% - блочный ТР и проч. куски схемы, а тут лишать и этого?, т.е. заведомо обеспечить ещё больший разгон?! да и как его использовать, если затормозили от ЭДТ и он с нормальной скорость, но он же отключен! см п. 2.

Упреждая вопрос - а почему только 2 В?
к каждому выводу ГЭГ подключены первыми концами ТС, а их вторые подключены к выключателям, таким образом, что при их включении образуется звезда так же как и у ГЭГ с изолированной нейтралью.

Авария на Саяно-Шушенской была позже,
и сравнивать ПА средства и защитные средства - быстродействующие щиты
у них разные времена действия и разные функции...

как нет одинаковых так и нет такого, что бы от станции всего одна линия...
сами подтверждаете...

а собственно Вы о чём перед этим возражали, что будут чуть ли не гидроудары и прочая ... в плоть чуть ли не до разрушения плотины... а ЭДТ это типа бомба, которая только довершит это дело...

Азы устойчивости ЭС и станций: вовремя КЗ сбрасывается активная мощность, все генераторы начинают разгоняться, причём ГЭГ в силу инерционности систем регулирования напора первичного двигателя (на ТЭС проще, т.к. с паром гораздо быстрей) если их не затормозить, то этот разгон будет продолжаться даже если сняли КЗ с линии и потребление активной мощности возобновилось за счёт имеющихся связей и активной мощности нагрузки в них.
ЭДТ призвано только и только снять приобретённый во время КЗ разгон ГЭГ и не более (датчик измерения ускорения).
А так как это происходит ещё в первую секунду аварии, то угол между станцией и ЭС не уходить на большое значение.

По поводу вреда ОГ.
ЗГЭС и БГЭС - это "низко" напорные станции - плотина 115,5 м и 144 м, соответственно и на этих ГЭС можно применять УВ типа ОГ без особых последствий - это тоже было аргуметом в никчёмности ЭДТ. А вот например, на Саяно-Шушенской с плотиной высотой 245 м, действительно экстренное ОГ -  это большая проблема и требует специальных исследований, однако там это выполняется!
Вот если бы там было реализовано ЭДТ, может и последствия известной аварии были бы гораздо меньше, но Ландман А.К. и Гробовой А.А. всегда были в контрах...

Обмотки статора соединены в звезду, сопротивления ЭДТ тоже, выходит параллельно.
для однозначности сопровождаю рисунком