Что фиксируют датчики виброскорости - я сказать не могу... Предполагаю, что колебания (изменение скорости) достаточно плавные и незначительные. Какая дискретность этих датчиков - не знаю. Может что-то и регистрируют, но в пределах погрешности или длительность колебаний незначительна...
Чтобы эти колебания привели к какой-нибудь аварии, должно быть наложение определенных факторов, как например в аварии в Приморье в 70-х годах (скорее всего некорректная настройка АРВ). Но это все - предположения...

Попробую объяснить, как я это понимаю (по "рабоче-крестьянски", без моделирования и формул)...
Происходит возмущение в энергосистеме (наброс, сброс нагрузки, КЗ и т.п.). Генератор (система АРВ) пытается "компенсировать" это изменение и привести систему в равновесие и дает управляющее воздействие. Система (генератор+турбина) имеет момент инерции, происходит увеличение или уменьшение вращения, но не скачком, а более медленно. По достижении баланса управляющее воздействие снимается, но за счет "инерциальности"  (большой массы) точка равновесия "проскакивается", но уже в другую сторону. Теперь необходимо "обратное" воздействие, но меньшей величины. Ну и так продолжается несколько раз, то есть волнообразные изменения скорости ротора (электромагнитного поля), представляющие собой низкочастотные колебания (LFO).
Обычно они затухающие, поэтому внимания не привлекают (при правильной настройке АРВ). При наличии СЭС, ВЭС этот момент инерции становится маленьким (нет вращающихся массивных частей, а тоько управляющие тиристорами контроллеры), поэтому возможны, назовем так, "незатухающие" или длительные LFO, что уже не очень хорошо. У нас этих  ВЭС,СЭС мало, да мощность системы велика по сравнению с этой генерацией, поэтому проблемы пока не видим. Но это не значит, что она не появится...

В нормальном режиме или, скажем в идеальном, колебаний тока и напряжения кроме стационарных синусоидальных с частотой 50 Гц не существует - это Вам понятно!
Далее Вам знакомо понятие гармоники - это такие же синусоидальные колебания тока и напряжения, но с кратной основной частоте - 100, 150, 200 Гц ..., имеющие существенно меньшую амплитуду, накладываются со основную, могут быть собственно в любом составе, поэтому суммарный сигнал может существенно искажаться...
А вот теперь возьмём и пойдём с другой стороны  (Lekarъ, предлагаю пойти вместе!).
На идеальный синусоидальный процесс накладываются гармоники, частота который на несколько порядков больше, скажем частоты - 0,2 ... 0,05 Гц
или Вам сложно представить, что такие "низкочастотный колебания" вообще?  - это колебания, частота который существенно меньше чем основная 50 Гц, поэтому их и называют "низкочастотными", Это понятие для энергетиков!
Для радио есть своя шкала радиосигнала - низкочастотный - это вообще сотни килогерц! А диапазоны частот для ВЧ-связи?! название одно, а диапазоны разные...
Каково примерно значение этой низкой частоты?! Давайте возьмём известное всем значение  статизма. Из требований  НД по участию ....  3...6 %/мин. Возьмём 6%/мин. или 0,1%/c. совсем ничтожно!
пусть мощность нагрузки изменилась (или генерация в соседней станции или ЭС) на 10% - это же не много (это значительно меньше чем по требованиям СУ)! Каково время восстановления баланса - 1 с, так?! При восстановлении мощности или ликвидации небаланса, естественно происходят изменения всех режимных параметров напряжений, токов и пр. , а как иначе их значения замрут что ли???
Допустим, генерация восстановила баланс, а мощность обратно изменилась на 10% и т.д. ... получаем, что будут циклические изменения генерации и нагрузки с периодом 0,05с с или 1/1 = 1ГЦ, т.е. низкочастотные колебания ....  но изменения небаланса значительно большими 20...30 % и тогда соответственно ....

Можно и по другому, Вам наверняка всё же известно, что такое АР! А собственно он из-за чего происходит? и есть даже понятие установившегося АР! Нет важна не причина, а важно, почему он может быть ликвидирован только и только разделение  несинхронноработающих частей ЭС или генераторов станции на обособленные части? А?
Да причина проста: основное оборудование за счёт инерции роторов и  турбин, а так же приобретённого индивидуального асинхронного момента уже ни как не могут синхронизироваться - у них скорости вращения разные, а все системы регулирования при АР не способны хоть как-то повлиять на это в нужном направлении (время регулирования АРВ - 0,3 с или грубо период установившегося АР). Считается, что максимальное значения периода АР - 1,8...2,5 с., а минимальное (обязательно наличие 0,3 ... 0,15 с, т.е. это колебания от 1/2,5 до  1/0,15 = 0,4... 7Гц. А теперь представим и опять же без первопричины, небаланс появился, а одна из систем регулирования стала работать не адекватно (просто она запаздывает), т.о. в принципе не может восстановится баланс или он восстанавливается только в очень коротки промежуток времени, например типа как остановившиеся часы только раз в сутки показывают точное время... ну и совсем уж чуть-чуть - эти циклы могут происходить с периодом большим чем АР, т.е. 5...10 с или соответственно - 0,1 ... 0,2 Гц....

" .... они как действуют на вал ротора, который сочленен с турбиной или вообще никак не действуют?"
и ещё один момент! детерминация - что причина, а что следствие?!

"Последней каплей в катастрофе" как правило может быть какой-либо даже самый маленький внешний не баланс, но колебание - это не какое-то внешнее дьявольское воздействие с неограниченгой энергией - это именно неадекватная реакция самой ЭС или её генераторов, всё жёстко и пропорционально, а чаще не линейно взаимосвязано: обороты , частота , мощности , напряжения и токи ..., хоть что-то одно изменилось оно "тащит" все остальные параметры за собой!
А может наоборот слегка торционный удар чуть притормозил турбину, т.е. её вал, чуть уменьшил скорость, т.е уменьшилась и частота генератора, или вообще возникли торционные колебания, которые естественно отразятся даже и на амплитуде напряжения в вашей розетке...

Например генераторы Бурейской ГЭС долгое время работали с мощностью выше 65...75%, так как при меньшей мощности возникала вибрация, но каждый раз при включении или отключении нужно было проходить эту зону, так вот если были бы внешние наложения при таких переходах .....

Вот осциллограмма. Схему объекта я уже в одной из тем выкладывал. Отключение В-35 трансформатора связи с ЭС. Нейтраль Т заземлена через резистор 100 Ом. Поищу результаты анализа события. Если интересно, могу "выложить". Как я понимаю, "колебания" есть и до аварии (на стороне 35кВ). Связано, скорее всего, с полупроводниковыми преобразователями самих агрегатов ВЭС

Это Вы нам скажите, что происходит! Я, например, так далеко не заглядывал... Но, если предположить, что ротор турбины и ротор генератора "связаны" жестко, то и "колебаться" (изменять скорость) они будут одновременно... Меня, это, по большому счету, не сильно интересует, так как системы АРВ на вращающихся машинах с этим "справляются". А вот если перейти на СЭС и ВЭС, где нет "вращающихся" частей, то что там? Есть "момент инерции" оставшейся части энергосистемы и "выдаваемая" мощность ВЭС или СЭС. И низкочастотные колебания есть и там и там, но природа их возникновения, похоже, разная.... Или нет?

Как причем? У вас любая (почти любая) нагрузка изменяется включением или отключением выключателя. Время отключения выключателя пусть будет 0,05 сек. А время работы клапана и/или направляющего аппарата - единицы секунд. От момента снятия нагрузки и до создания баланса энергии пройдут единицы секунд! Если у вас было нагрузки на генераторе 50 МВт, а 10 МВт вы отключили, в турбину как шло пара в объеме на 50 МВт, так и идет первые секунды после отключения нагрузки. Больше того - пар, который попал в турбину для выработки мощности на величину 50 Мвт, он пока из турбины не вылетит в конденсатор или в отбор, он свою роль отработает. Так что очень даже причём!
И у нас в сухом остатке остается, бочка ротора с запасенной энергией или запасаемой энергией и АРВ генератора. Что не так?

"АРВ может сгладить колебания нагрузки" - что вы под этим имеете ввиду? У вас дефицит образовался. либо избыток. Какие колебания будет сглаживать АРВ?

Активной мощности. Если у вас, как выше написал 10 МВт активной мощности отключили или включили.
АРВ путем увеличения тока может усилить магнитный поток и постараться не дать ротору изменить скорость.
Колебания мощности идут при отключении и включении нагрузки. Но , что АРВ эти колебания сглаживает. я не согласен. Что оно участвует в этом процессе согласен, но не сглаживает. Если у вас образовался. например дефицит активной мощности, то никакими АРВ вы его не восполните. Активная мощность это та, которая совершает работу. восполнить этот дефицит можно только новой активной мощностью, полученной в генераторе.
Вы пытаетесь всё высшими материями оперировать, типа как если знаешь красивые и умные слова из математики, то голову запудрить сможешь каждому. Тоже самое и с режимами. Меня на таком не возьмешь. Это ваш дальневосточный герой - заслуженный энергетик, из клуба "Диалоги о рыбалке" бравирует умными словами, не понимая их суть и погасил целое объединение.
Мы же говорим о низкочастотных колебаниях. Их природе, при снятии и включении нагрузки и может быть каком то их следе в инициировании процесса аварии. Пока я следов не вижу.

Нет, я так не считаю. Они есть несомненно.

Природа возникновения как раз понятна для низкочастотных колебаний углов. А вот, что эти низкочастотные колебания явились и могут явиться причиной аварий, с этим я не согласен, в том числе и в случаях перечислений аварий в приложенных вами материалов. Что они могут быть инициаторами процессов, приводящих к авариям, тоже согласен, но если авария даже произойдет по причине раскачивания системы от низкочастотных колебаний, то это вовсе не значит виноваты эти самые низкочастотные колебания. Для каждой тепловой турбины. завод изготовитель выдает критические частоты вращения вала ротора. На большинстве советских турбин эти участки с критическими скоростями надо проходить при пуске турбины как можно быстрее. Они меньше чем 3000 об/мин. Турбинисты все эти цифры знают и когда пускают турбину внимательно следят за процессом пуска. Это я к тому, что если при пуске турбины, турбинист, не учтет по какой либо причине, что участок с критичекой скоростью надо пройти быстрее. а будет проходить по продолжительности как и остальные участки, после чего начнется вибрация, приводящая к повреждению турбины, то разве виновата критическая скорость? Нет конечно. Виноват тот кто это проспал. В электрических режимах тоже самое. И тот кто этим руководствуется у того минимальное количество аварий и развалов энергосистем.