Как понимаю суть этого вопроса с точки зрения противоаварийного управления...
При повреждении блочного трансформатора работа его генератора должна быть прекращена, причём экстренно и должны быть приняты меры по уменьшению разгона гидротурбины, а так же и генератора - воздействие на АРВ на АГП. Чем быстрее отключили, тем меньше разогнался, тем больше сохранён его эксплуатационный ресурс.
При КЗ на Тр перестаёт выдаваться активная мощность генератора и он естественно ускоряется, а после отключения процесс усугубляется,  при работе ДЗТ - АПВ в принципе не выполняется, да и бессмысленно, гидрогенератор  в принципе не может синхронизироваться с сетью - это гидро, а не турбо...

может и не кстати, мои изречения, но есть такое стандартное управляющее воздействие от ПА - отключение генераторов и, естественно, оно работает не зависимо от каких-либо РЗ, и выполняется в основном на ГЭС, т.к. ГГ при аварии практически неуправляемы и задирают частоту в ЭС,  а во вторых, их проще запустить, чем ПТУ и тем более ГТУ, которые управляемы, т.к. скорость реакции и регулирования АРС гораздо выше.

да это традиционная студенческая ошибка при выполнении РЗ блока!!!
всегда при отключении блочного трансформатора нужно отключать генератор с командой на АГП...
А спецы из Экры шутники известные... конечно технологические защиты отработают - это их прямая обязанность, а если нет?!
Однако, до этого пройдёт время и режимные параметры агрегата подойдут к границам или даже могут выйти из допустимых границ!!! Так зачем доводить до этого , если заведомо известно, что аварийный процесс будет развиваться...

Тоже согласен, что это извращение доводить турбину до разгона и ждать, что автомат безопасности (или что там у ГГ стоит и как называется :) ) отработал. Для нас на ТГ это уже аварийный режим, обязательно действуем на клапана от защит трансформаторной группы (ТБ, ТСН,ТТВ). Было как-то, в ПТК сигнал от защит (а он естественно у НАС без фиксации) завели в ПТК блока в группу с большим временем опроса, как результат они (ЦТАИ/АСУ ТП) его "не увидели", разогнались при отключении эл. защитами и работали кольца безопасности. Потом разбирались, надеюсь ЦТАИ-шники запомнили этот урок, какие сигналы должны быть в приоритете :)

Просим пояснить, что имеется в виду под термином «останов генератора» (ибо бывает несколько вариантов «останова»). Так для гидроагрегатов (ГА) существует несколько вариантов остановки: Команды «Стоп 1», «Стоп 2» и т.д. Они различаются степенью принятия экстренных мер по торможению. Команда «Стоп 1» – это нормальный останов ГА с помощью направляющего аппарата, который закрывается по положению генераторного (блочного) выключателя. Команда «Стоп 2» – это аварийный и быстрый останов генератора.
При внутреннем повреждении трансформатора блока (ТБ) генератор отключается от сети. При этом генератор ускоряется до угонной частоты, которая на 20 – 30 % выше номинальной. Это допустимый режим для ГА. Повреждение ТБ является внешним по отношению к ГА, в этом случае вариант остановки зависит от конструкции ГА, высоты напора и прочих факторов. Релейная защита при отключении трансформатора блока при повреждении формирует лишь команду-факт такого отключения, а вот являются это событие командой «Стоп 1» или «Стоп 2» уже определяют не релейщики, а специалисты-технологи по САУ ГА (системе автоматического управления гидроагрегатом). В настоящее время на ГЭС страны эксплуатируются системы, где при повреждении формируются как команды «Стоп 1», так и команды «Стоп 2».
В свете вышеописанного и разделения зон ответственности НПП “ЭКРА” не регламентирует (мы релейщики в данном случае, а не технологи) привязку срабатывания защит ТБ к типу команд «Стоп 1» и «Стоп 2» в технологической части управления ГА.

Можете не только надеяться, но и быть уверенными, мы [ЭКРА] вместе с нашими высококомпетентными Заказчиками понимаем что делаем.

Это у нас называется преемственность поколений.
"Если я видел дальше других, то потому, что стоял на плечах гигантов" (c)

Для этого предусмотрена описанная выше вариативность с командами. Да и рассуждения лучше всего переадресовать от релейщиков к технологам, так корректнее.

Спасибо всем за выделенное время. Если будут иные вопросы по решениям ЭКРА - проконсультируем.

Известные авторитетные специалисты, но дело не в их компетентности, Ленгидропроект в принципе ни когда не шёл на обострение, а причина была веская - КРУЭ 500 кВ со схемой шестиугольника (кольцо), генераторы по одному ГЭГ в блоке в принципе не получается, т.к. их 4 (на 500 кВ и 2 на 220 кВ), а ещё 1 АТ 500/220 и 3 ВЛ.
Просто тут нужно уточнить для остальных коллег, что блок то нормальный - трансформатор-генератор, вот только блоки спаренные и подключаются к КРУЭ как и остальные присоединения через 2 выключателя... т.е. при работе ДЗТ в одном Тр. отключаются оба блока!!! Если работает защита одного ГЭГ, то всё равно отключаются оба блока!!!
Получается другой вообще целёхонький и не причём, но тоже отключается ... надо ли что-то с ним делать?
Вот такой казус Рыжего получился...

Добавлено: 2023-06-16 20:35:10

так вроде на БГЭС на ВЛ АББ и на блочных ТР АББ, а терминалы ЭКРА только на самих ГЭГ...

Вы не описались: "Надеюсь, они знают, что делают.", а именно "то делают"
от скромности не умрут

Добавлено: 2023-06-16 20:39:58

надеяться то всегда не то что можно, а даже нужно, но вот быть уверенным....
читая описания терминалов и пытаясь понять, что же хотели сделать и каков творческий замысел, возникают вопросы, поэтому не уверен ...