Почитал еще одну статью на эту тему. Рассматривается интересный пример, где к энергосистеме с традиционными генераторами добавляется солнечная станция. Рассматриваются несколько ситуаций при возникновении аварии. Интересный вывод: к обычной системе возбуждения с АРВ сильного действия необходим так называемый PSS Power System Regulator- по нашему демпфирующая приставка к АРВ сильного действия или еще что-нибудь на самой солнечной станции.... Системы возбуждения -не мой "конек".... Похоже, у нас пока мало нетрадиционных источников энергии и проблем пока нет.

АРВ сильного действия это и есть АРВ с PSS.
https://rzia.ru/uploads/images/593/eb1ed4030bad9e0ad462f90be5ab7eff.png

Коллеги, добрый день!
Вернемся к сути вопроса: Сможет ли отделившийся от ЭС генератор поддерживать частоту в выделенном районе (не важно район этот с потребителями или на свои СН).
Согласно приказа Минэнерго от 09.01.2019 № 2 "Требования к участию генерирующего оборудования в общем первичном регулировании частоты" п. 8:
а) зона нечувствительности первичного регулирования не должна превышать 0,05 Гц для генерирующего оборудования с турбинами, оснащенными электрогидравлическими регуляторами,
и не должна превышать 0,15 Гц для генерирующего оборудования, с турбинами, оснащенными гидравлическими регуляторами. Далее есть раздел Требования к участию в ОПРЧ... в котором
указано как должна изменяться мощность при отклонениях частоты и за какое время.
Согласно ПТФ п.11:
Во второй синхронной зоне Единой энергетической системы России, технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах, в энергорайонах (энергоузлах), временно выделенных на изолированную работу от первой синхронной зоны Единой энергетической системы России, а также в первой синхронной зоне Единой энергетической системы России при ее работе в вынужденном режиме:

значения частоты, усредненные на 20-секундном временном интервале, должны находиться в пределах 50±0,2 герц не менее 95 процентов времени суток без выхода за величину 50±0,4 герц;

Из практики: много раз были случаи, когда единица генерирующего оборудования отключалась от ЭС и продолжала работать на свои СН с частотой 50 Гц (да, в первый момент времени происходит заброс частоты не приводящий к срабатыванию автомата безопасности, но потом линия частоты ровная, есть конечно изменения частоты связанные с работой системы регулирования при изменении нагрузок).
Подробнее о том что выделялось: Паровая турбина типа ПТ-60/75-130/13 с поперечными связями по пару (не блок), а по электрической схеме блок линия 110 кВ - трансформатор - генератор.
Позже могу поделиться осциллограммой процесса.

Даже не так... Лучше сказать, что есть общий термин АРВ, который на английском называется AVR (не путать с АВР...). А дальше идут различные алгоритмы АРВ, например с поддержанием напряжения как по каналу контроля напряжения, так и с учетом активной мощности - AVR with PSS

Уважаемый Sm@rt, прошу прощения, что "засрал" тему.... На пенсии скучно, время надо куда-то "девать".... Если еще "сохранились" модераторы, прошу удалить все, не относящееся к теме.... Попытаюсь "исправиться"....

Уважаемый! Conspirator! Мне понятна Ваше желание объяснить коллеге суть этой темы, однако давайте не будем переходить на иностранные термины, много и отечественной литературы, посвящённых этой теме: новые Наровлянски,  Глускин,   ... корифей Жданов ... или так и называется [Колебательные свойства электрических систем] Литкенс и Пуго .....
Однако, есть только чёткое и зафиксированное определение АР (см.СТО по АЛАР) - это полный проворот эквивалентных ЭДС, синхронные качания (было в старой литературе) - это когда угол дельта между эквивалентными векторами колеблется и может даже достигать значения 180гр., но не переходить его!, они поэтому так и называются "синхронные", что АР так и не происходит (на самом деле существует значение критического угла в диапазоне 140 ... 155 гр., по достижению которого, один проворот неминуем...), но т.к. скольжение всё же есть, и оно знакопеременное и поэтому говорят идёт ресинхронизация и колебания затухают. Последний термин "колебания" - это вообще общее понятие, которое может быть любым и АР и СК.
Как АР так и СК, с точки зрения их выявления характеризуются и описываются периодом (так принято), т.е. временем (по старинке, т.к. частоту было сложно, а точнее разницу измерять), а вот эти почему-то называют "низкочастотные колебания" и их основной описательный параметр - частота, НО физические процессы, происходящие и там и там принципиально те же самые!

Для затравки, что бы у Вас  Lekarь! вооще замкнуло - есть ещё многомашинный АР!!!

Было бы интересно посмотреть.
Так же надо бы выяснить, в каком режиме работает регулятор скорости турбины выделевшегося на изолированную работу генератора.
Приложу результаты моделирования зависимости частоты сети от режима работы регулятора скорости.
1. График частоты сети при выделении на изолированную работу генератора, АРС которого работает с коэффициентом статизма.
2. График частоты сети при выделении на изолированную работу генератора, АРС которого работает в режиме поддержания частоты.
https://rzia.ru/uploads/images/593/b01a36c6751c1cceda64fa24aa7150a4.png
Т.е. во втором случае АРС возвращает частоту сети к 50 Гц, в первом же случае есть отклонение согласно коэффциента статизма.
Автор темы специально выделил тот момент, что генератор работает с коэффициентом статизма, а в этом случае всегда будет отклонение частоты при набросах\снижениях нагрузки генератора.

Временной интервал это часы или минуты? По вашим графикам видно, что АРС отработал согласно коэффциента статизма и частота некоторое время была выше 50 Гц. Возможно у генератора есть системы вторичного регулирования которые вернули в итоге частоту к 50 Гц? Либо оперативный персонал выдал команду на снижение оборотов вручную, т.к. если на временной шкале это часы, то прошло достаточно много времени.

Ну тогда это точно не работа АРС))

Ну вот эти 0.4 Гц и есть результат работы коэффициента статизм, о чем автор темы и спрашивает. Если бы регулятор был в режиме поддержания частоты, то он бы выровнял частоту на 50 Гц ровно.