Я пообещал не вмешиваться в дискуссию по теме, но появился вопрос: не было ли замечено появление  низкочастотных колебаний при работе АРС или в процессе работы  АОПЧ?

это реальная или расчётная, т.к. если расчётная, то таких у меня очень много как с нарушением устойчивости так и без,  и естественно с отделением станции или генератора...

Так выкладывайте, посмотрим все вместе.

Коллеги, прошу пояснения.
Как можно обеспечить вышеуказанные требования про допустимое отклонение частоты.

Я так понимаю что на станциях с паровыми турбинами, отключение части нагрузки и последующая работа на изолированный энергорайон приведет только к забросу по частоте. Восстановление частоты будет зависеть от времени последующей регулировки со стороны оперативного персонала. При этом, заброс по частоте будет значительный, на много превышающий пресловутые +/-0,4  и даже +/-0,8 Гц. ввиду того что турбины способны работать на повышенных частотах а уставки автомата безопасности в районе 53 Гц. Данное требование выходит не выполняется?

В случае более современных газотурбинных установок. При выделении на изолированный энергорайон будет два варианта:
1) Работа в режиме мощности с коррекцией по частоте (это вышеописанный режим на ПТ), только в этом случае, ГТУ скорее всего отключится по защите от повышения частоты.
2) Работа в режиме регулирования частоты, с коррекцией по мощности. Тогда частота в изолированном энергорайоне, будет ниже номинальной (пропорционально от нагрузки и коэффициента статизма).

Выходит для ГТУ тоже требование не может быть обеспечено? Тогда кто по вашему может обеспечить выполнение этих условий, наверное машина с астатической характеристикой,которая в автоматическом режиме обеспечит вторичное регулирование, а где ее взять в изолированном районе)?

с ГТУ всё хуже чем с паровыми, т.к. их текущая минимальная мощность, как правило, не может быть более 35% от номинальной (требуется поддержание оборотов и давление воздуха в компрессоре ГТУ), поэтому они отключатся по технологии при 40% от Рн, а мощность СН у них к тому же ещё и меньше чем у тепловых причём в 1,5...2 раза.
При этом, когенерация может помочь, если будет общий контур питаемый одной ГТУ и 3...4 ПТУ, т.е. СН уже будет составлять 25...30% , а ПТУ могут держать значительно меньшую минимальную мощность ... а если только одни ГТУ, то ... тут ещё нюанс кроме команд на отделение предварительно должны быть сформированы и выполнены команды коммутации в схемах СН станции, а эта процедура сейчас не выполняется в принципа, т.к. как говорится "в генах не заложена" - нет даже ни каких упоминаний в НД, посвящённых частотной делительной автоматике.

Это требование относится только и только к режиму в нормальной схеме или ремонтной с нормативным запасом устойчивости, т.е. даже не вынужденным...
в окончании требования именно об этом и сказано: "и минимизации риска отключения ..... ПА", т.е имеется ввиду ещё есть средства ПА и действие их должно быть минимально!
НО если произошла работа частотной делительной автоматики, которая является последним возможным действием ПАУ, то кокой-то ещё супер-пупер дополнительной ПА просто нет. Полный и необходимый состав ПА имеется только для выше указанных режимов, Напоминание, если сработает ЧДА, то все очереди АЧР уже отработали,  т.е. вся нагрузка, а по требованиям это 65%+5% нагрузки уже отключено... по всей ЭС и вопрос:  а сколько осталось в отделившемся районе?
Конечно можно пошутить, что риск будет более чем минимальным, т.к. собственно средств ПА уже не будет...

второе требование, по моему, тоже к нормальной ..., наверно имеется  в виду "непрерывное управление с обратной связью",  но по отношению к первичной и вопрос: а можно ли назвать текущую мощность первичной если её значение является итогом аварии?

По ГТУ.
у них кроме этого есть ещё недостатки
нельзя реализовать форсировку мощности турбины или ограничение мощности турбины, можно только ОГ, но опять же если ГТУ, то естественно и её ПТУ... ну не эффективно...
т.е. они не могут быть средствами противоаварийного управления. Если когенерация, то можно частично за счёт регулирования мощности ПТУ, но только ограничение, что выполнено на ТЭС Крыма...

С паровыми турбинами теория. Видел результаты некоторых испытаний. Как должно быть правильно?

можно найти и другие подтверждения...
"для безопасной эксплуатации электростанций"  - т.е. главное в регулирование то, что приоритет отдаётся оборудованию станций, а что будет творится с остальным оборудованием ЭС не важно, и с этой точки зрения, действительно для всех абсолютно режимов не важно нормальный, аварийный, послеаварийный,  т.к. не важно и не должно приниматься во внимание, что там вообще творится с сетью и нагрузкой!!! Однако а оно так может быть вообще, если основа основ это баланс мощности, и если его нет и имеется большая разница между генерацией и потребление, то хоть зауправляйся, всё развалится и погаснет!
далее следует: "и минимизации риска отклонения энергопринимающих установок потребителей электрической энергии действием противоаварийной автоматики"
не понятная формулировка "отклонение", наверно имеется в виду отклонения характеристик и/или параметров от номинальных", и так же не понятно куда относится связка "и"? если бы не было ".... действием противоаварийной автоматик", то "отклонения" следовало бы отнести к первому и тогда "полная гармония" и всё логично, т.к. приоритет станций в связки с сетью, т.е. учёт баланса мощности, но в данном случае второе имеет силу и смысл только совместно с действием ПА. А это получается не для послеаварийных режимов и тем более после действия ЧДА.

По требованиям устойчивости отключение одного сетевого элемента в нормальной схеме не должно приводить к действию ПА. ВОТ ОНО!!!, когда всё обеспечивается для первичного регулирования, ну ещё бы требуемый запас устойчивости должен быть не менее 20%,  т.е. аварийное возмущение таково, что регулировочные ресурсы станции способны обеспечить значения режимныз параметров генерирующего оборудования в требуемых диапазонах... В схеме же ремонта одного элемента и при отключении ещё одного, требуемый запас снижается до 8% (ой, что-то уже не так...), хотя авария по тяжести будет гораздо сильней чем для нормальной схеме, поэтому и самое главное для ремонтных схем ЭС, для сохранение устойчивости, допускается работа ПА! Но что такое сохранение устойчивости - это сохранение синхронной работы за счёт сохранения хоть каких-то связей всех частей ЭС! Т.о. при сохранении устойчивости требования к первичному регулированию сохраняются, т.к. их можно и обеспечить! 
А вот если произошло деление ЭС на части, то запас устойчивости ни как не нормируется, по причине отсутствия связей, поэтому сразу вопрос: а первичное регулирование оно как? его можно обеспечить? ясно что в каждой части индивидуально ... поэтому можно, но только в некоторых отделившихся частях ЭС, в которых сохраняется все основные виды сетевых элементов (генераторы, сети и нагрузка) и только для некоторых благоприятно сложившихся схемнорежимных ситуаций...

так в том то и дело, что этот перекос и является причиной невозможности произвести деление ЭС.

продолжу чуть=чуть с другой стороны ...
Классика: 2 ЭС связаны сечением из нескольких ВЛ разного напряжения, если одна отключилась и запас устойчивости был достаточный, т.е. вообще ни чего не надо и первичное регулирование производится, как говорится, в штатном режиме!
Однако, согласно расчёта коэфф. запаса

Кз = [Рпр.па - (Рда + dР)]/Рпр.па

видно, что запас Кз зависит от
предельной мощности послеаварийного режима - Рпр.па и
мощности доаварийного режима - Рда,
т.е. суммарный ресурс связей уменьшился, а текущее потребление то осталось. А теперь пусть Рда возрастает пусть и медленно и запас тоже по не многу падает и пусть при этом происходит ещё и отключение одной ВЛ.
В этом режиме хоть зарегулируйся генерацией,  хоть переспасай это очень ценное и дорогостоящее оборудование, но без действия ПА с целью установления баланса мощности между генерацией и нагрузкой путём реализации своих УВ - отключение нагрузки и может генераторов в избыточной части ЭС  не удастся сохранить устойчивость, т.к. дело не в генеарции и тем более готовности и исправности станций просто требуемая мощность на может быть передана в дефицитный район, к котором происходит падение частоты и работа ЧДА (если не будет работы АПНУ) и произойдёт разделение ЭС на части.
Поэтому, всё должно действовать совместно и согласовано, без отдания чему либо каких-либо приоритетов...
Например, может показаться, что чем больше в дефицитной части ЭС  отключить нагрузки тем лучше для оборудования станции, да ни чего подобного, можно так отключить, что потребуется отключение генерации, т.к. возникнет избыток мощности (при ДС ЭС, так всё и происходит - работа АЛАР только и только на ДС).
Но если нагрузку можно дробить и рассредотачивать по ЭС, то генераторы отключаются только целиком и "концентрировано"... и представьте он бедняжка остался всего один и без нагрузки, а СН маловато ... т.е. погасание станции неизбежно уже срабатывания автоматов безопасности повышения частоты этого последнего генератора. Получается, если не просчитать, что и как отключать, то можно только навредить оборудованию станции, и тогда ясно, что их состояние на прямую зависит от сети и нагрузки, и особенно в аварийных режимах.