Спасибо!

согласен, что выгодный. По деньгам. Но в этом номинальном режиме, у вас некоторые отборы будут нараспашку, и в случае увеличения нагрузки электрической в сети, пар куда будет уходить? Можно конечно, например, расход охладителя повысить, но это очень долго. Вот при снижении нагрузки, не резком снижении на значительную величину. более 25 %, генератор по моим наблюдения ведет себя устойчивее. в режиме когда на номинале работает.

В генераторах не только демпферные обмотки, но и сама масса бочки ротора.
На газовых турбинах если ротор легкий. то никакие допобмотки не помогут.

???
в оригинале 10%!!!

"АРВ путем увеличения тока может усилить магнитный поток и постараться не дать ротору изменить скорость. "???
Какие-то новые принципы управления активной мощностью синхронного генератора!!!
да пусть хоть усрётся, если дефицит активной мощности, то регулировка возбуждения бессмысленна!

посмотрите PQ-характеристики генераторов и что там происходит, если активная мощность выходит на максимальную...
Из ТОЭ (наверно когда-то изучали) мощность всего оборудования задаётся полной, как собственно и для синхронных генераторов, т.о. если из полной используется вся в качестве активной, то реактивка, соответственно, равна НУЛЮ!!! для номинальных или рабочих режимов активная электрическая активная мощность генератора задаётся менее мощности турбины, поэтому имеется возможность регулирования активной мощности в диапазоне от 0 до cos-номинальный но не более, а при форсировке до допустимого на 10% генерация реативки и того меньше!!!

как всегда
                 бла
                        бла
                               бла,
а по сути ерунда.

Низкочастотные колебания фиксируются как любой АР или режим СК обыкновенным РАС-ом или чем другим подобным, просто это очень редкое явление!
А то о чем Вы говорите к таки колебания не относятся, т.к. вибрация и особенно торцевая имеет значительно большую частоту и ещё эти колебания (биения торцов валов в концевых подшипниках) вообще нельзя назвать гармоническими. Всё просто вал турбины это хоть и толстая, но ось и она как и любая ось, когда турбина стоит слегка ну совсем слегка прогибается, но этого бывает достаточно что бы появилось не равномерность вращения при её разгоне, а иногда и при изменении скорости - торцы начинают бить... какова скорость вращения 1500, 3000 ..., а у ГТУ вообще тысячи, поэтому это паразитное явление у них гораздо чаще. и исходя из скорости вращения вала эти колебания будут соответствующей частоты.

Вам, что сложно представить, что главный клапан подающий пар тупо и невпопад открывается и закрывается с примерной периодичностью скажем 1..2 с, т.е. происходит циклическое снижение/повышение мощности агрегата, от этого происходит снижение/повышение оборотов и следовательно снижение/частоты пусть совсем чуть-чуть на +-1Гц, так же это сопровождается колебаниями напряжения и также во всё это вносит свой вклад нагрузка, которая реагирует на это по своим законам (СНХ и ДНХ) ну и конечно, но уже в последнюю очередь, стоит упомянуть, многократно отмеченную Вами, АРВ тоже пытается хоть как-то это сгладить ...

Не, не, не! Я не об этом говорю! Если у нас есть колебания угла, то есть ли у нас тогда колебания самой бочки ротора?! И если есть, то что происходит с турбиной?
Про РАСы и прочее, это другая история. Оперируя такими понятиями как АР и СК и замыливая истинную картину, не сможете вы никому объяснить, почему аварии происходят. Вам те, кто финансируют проекты зададут вопрос - как у вас изменяющийся угол электрический остановил паровую турбину? Сказки про АР и СК, это заслуженным энергетикам из клуба "диалоги о рыбалке" можете рассказать.

2950 об/мин это 49,1 Гц
Если посмотрите инструкцию по эксплуатации паровых турбин, то это не есть хорошо, а для атомных совсем плохо.
Проворот это потом, в будущем. До него еще доработать надо.

https://www.studmed.ru/gorbunova-lm-por … 71c1d.html

как Вы это понимаете - "колебания угла" его же в принципе нет и нельзя измерить! - это только и только специально рассчитанный угол, либо от измеренных специальными датчиками скорости вращения ротора не стабильно работающего генератора относительно скорости вращения стабильного генератора этой станции, а лучше генератора другой станции,
либо применение технологии WAMS на PMU (а есть ещё WACS и WAPS), прям не экране монитора покажет относительные углы между эквивалентными ЭДС (вот их как раз реально и нет) генераторов, шин станций и вообще любого другого объекта ЭС.
В нормальном режиме они меняются мало, а в аварийном углы циклически меняются или даже вращаются относительно друг-друга ... так?

Вот как раз бы и спросить, причём с пристрастием, сотрудников из СО, какого х... вы требуете уже более десятилетия установку на каждой сопливой ПС  СМПР, а народ до сих пор не понимает, т.к. до сих пор не видит результатов действия этой системы (корректировка значений статизма агрегатов, СХН, СХЧ, ДХН,  ....), что такое колебания в ЭС???

Сейчас бы показали осциллограммы и у Вас бы всё встало на свои места!!!