Почему не может? У вас регулятор скорости на турбине настроен на 50 Гц. Это и есть автоматическое регулирование скорости. Если есть резерв мощности, то и поддержание частоты должно быть автоматическое - пружинка то на турбине то сжимается то растягивается. и от нее зависит сколько пару в турбину поступит. Вопрос тут может быть, каким образом выделение происходит - с предварительной подготовкой режима или внезапно, во время возмущения.

У автора регулятор работает с коэффициентом статизма. Посему поддерживать 50 Гц регулятор не будет.

Нет, после сброса нагрузки регулятор отработает в зависимости от коэффициента статизма и стабилизирует частоту выше 50 Гц, но поддерживать частоту 50 Гц регулятор в данном случае не будет.
Посмотрите файлы которые выложил Роман Вадимович, там это наглядно видно, при выделении ТЭЦ, частота в изолированном районе стабилизируется на 51 Гц примерно.

"В случае выделения на изолированную работу генератора который работает с каким то коэффициентом статизма конечно же он не удержит частоту на 50 Гц, частота будет либо выше либо ниже в зависимости от того произошел наброс мощности или же снижение"

Совершенно с Вами согласен. Как доказать? Ссылки на техническую литературу как аргумент не засчитаны.

"Если есть резерв мощности, то и поддержание частоты должно быть автоматическое - пружинка то на турбине то сжимается то растягивается".

Система электрогидравлическая, пружинки нет, турбина газовая. Не зависимо от резерва мощности агрегат турбина-генератор будет работать на частоте отличной от номинальной (в зависимости от нагрузки) в соответствии с коэффициентом статизма. Частоту восстановить при резервах можно, но это уже не автоматически, а через регулятор скорости.

Роман Вадимович спасибо за статью, обязательно ознакомлюсь, но на новых станциях ПГУ, которые растут кк грибы, ЧДА проще реализовать на СН.

"Т.е. физически после отключения выключателей где-то произойдет разгон турбины до уставок работы автоматов безопасности (если резерв по пару остался) и последует работа стопорных клапанов?" На самом деле есть 2 исхода события, которые не допустят работы автомата безопасности (касательно логики работы газовых турбин).

ПАУтина. Большой брат, имеет другое мнение. Считая что единично рабочий агрегат турбина-генератор имеющий статическую характеристику, должен обеспечивать ОПРЧ и восстановление частоты на 50 Гц при выделение на изолированный энергорайон.
Коллеги спасибо за ответы, очень интересно услышать мнение со стороны.

Сказал, что это будет уникальное событие!
Хотя, главная цель проведения расчётов - это добиться установления послеаварийного баланса мощности с учётом управляемого ресурса и, чисто теоретически, это возможно.
Вот только сама делительная автоматика по частоте будет тогда по структуре и массштабам гораздо круче любого централизованного комплекса ПА!!! Ни кто этого не делает и в первую очередь из-за отсутствия нормативных документов    - у убогой ЧДА только 2 диапазона уставок и всё!!! что на них можно сделать!?!? В старых нормах и типовых, обязательно были ступени подготовки СН станции и/или генератора ... учитывалась мощность и состав генераторов. Сейчас частота упала, чуть-чуть подождали и отрубили, а что отрубили хр... его знает ...
Поэтому, можно аргументировать тем, что настройка ЧДА в соответствии с текущими требованиями НД (например ГОСТ Р 58335-2018) не позволяют гарантированно обеспечить послеаварийный баланс мощности, вызванный аварией с дефицитом и/или избытком мощности и действием этой ЧДА с режимными параметрами позволяющими применить ОПРЧ с требуемым качеством функционирования.

Суть то в том, что ОПРЧ система непрерывного действия и эта система будет работать в любом случае  и, более того, даже во всех переходных режимах,  и Вы лично или всем коллективом не можете запретить её функционирование, просто в принципе не можете обеспечить ей нормальную работу!

Еще раз ОПРЧ для нормального или поставленного ремонтного режима ЭС, а не для послеаварийного!
или как? предполагается работа всех средств управления мощностью как диспетчерских так и автоматических в штатном режиме?,
например полнофункциональная работа АЧР1-АЧР2, т.к. типа они сохранили свои объёмы разгрузки, не взирая но то, что ЧДА действует в последнюю очередь?!

Уверяю Вас, что будь на Дальнем Востоке вся самая передовая противоаварийная автоматика нашей страны смонтирована или не будь ее там вовсе, сценарий аварии мало отличался бы от произошедшего. Там другие проблемы. Не знаю будет понятно или нет, но если вам дадут современнейший лазерный скальпель или простой нож из магазина "охота", и предложат сделать операцию на сердце пациенту, то и с тем и с другим инструментом результат будет одинаковый - угробите пациента. На ДВ тоже самое.
В своё время, Паули Виктор Карлович написал в одной из статей, перед своим уходом, сегодняшнюю ситуацию с аварийностью. Так вот он в ней очень четко поставил диагноз, который приводит к случившейся аварии - современные руководители СЧИТАЮТ, что они всё знают. Так уж Паули нет столько лет...

Если бы все генераторы поддерживали бы 50 Гц, то они бы мешали друг другу. Я как-то был на нефтяном месторождении, там было 2 станции, работающие на попутном газе. И мне сказали, что их вначале включили в параллель. В итоге, по словам там работающих, то одна станция начала забирать себе всю нагрузку, то вторая, как качели. Перепугались за сохранность оборудования, перевели вторую станцию в режим постоянной мощности, регулирование начало обеспечиваться только первой станцией. По их словам, если станция №1 отключается, то вторая станция тоже ложится, т.к. у нее отключено поддержание частоты.

Объясняется такое поведение как я понимаю тем, что регуляторы мощности (момента на валу) действуют на разных станциях неодновременно, и если нагрузка допустим увеличилась, частота поплыла вниз, какая-то станция будет действовать чуть раньше, в итоге частота начнет восстанавливаться, и станция №2 перестанет пытаться что-то делать с частотой. Потом допустим раньше отреагирует станция №2 и процесс пойдет наоборот.
Поэтому регуляторы частоты делают с мертвыми зонами по частоте (разными). И еще вводят статизм, то есть если генератор вообще не загружен, то он быстро начинает загружаться при отклонениях частоты, а если загружен сильно, то реагирует на отклонение частоты он опять же слабее.

В итоге все упирается в то, есть ли у вас что-то, позволяющее при выходе в изолированной режим переключить настройки в мозгах регулятора частоты турбины. И каким образом это "что-то" вообще будет определять то, что произошел выход на изолированную работу. Если этого "чего-то" нет, то видимо частота уползет, все правильно вам выше пишут.

Одна из причин сложности объединения больших ЭС, т.к. в каждой всегда назначается ведущая станция, а остальные к ней подстраиваются,
но если соединяем две ЭС, то опять же нужно перераспределить приоритеты ... а проблема в том, что нужно внедрятся в настройки агрегатов, а оперативно это выполнить ну ни как не возможно.
проблема не только в наборе мощности той или иной станции, а в большой вероятности возникновения, так называемых, низкочастотных колебаний - 0,05 ... 0,1 Гц, а они могут как  неожиданно появиться и так же неожиданно исчезнуть... что не будет возможности их проанализировать, а дел могут понаделать много - вплоть до развала ЭС...

Например