Получается, что если ГТУ, то при появлениии при первом же проворое и возникновении обратной мощности агрегат будет отключен технологическими защитами без всякой выдержки времени? А если ПТУ, то будет зависеть от значения и длительности?

Если это так, то всё весьма печально. Выходит, что станция с ГТУ после нарушения ДУ, т.е. перехода угла дельта через критическое значение с дальнейшим вхождении в двигательный режим, все ГТУ на станции будут отключены технологическими защитами и выходит будет полное погасание станции? Тут единственное не понятно у ПТУ клапаны паровые и всё ясно, но ГТУ там же клапаны газовые и на горелку, как там собственно датчик-клапан газа или чего???

Получается все зависит от конструктивного исполнения паровой турбины, читал что есть специального исполнения турбины, в полость лопаток которых принудительно через специальную приблуду подается пар, для того что бы лопатки не перегревались неравномерно и тд. То есть специально загоняют в моторный режим при резервировании мощности в периоды прохождения суточных провалов графиков электрической нагрузки, что  приводит к значительному повышению их маневренных характеристик, путем исключения длительности пусковых операций и скорости нагружения, как за счет исключения значительной части пусковых операций, так и за счет сокращения времени нагружения паровых турбин. То есть все зависит от конструктива, общий случай, значение для точного определения моторного режима это минимальная достоверная мощность, а длительность уже та которую заявляет производитель турбины. Не исключено ,что производитель перестраховывается, и турбина может часами работать в беспаровом режиме, но при расследовании причин разрушения турбины ,если выяснится ,что моторный режим был больше установленного разрешенного значения по длительности, то притянуть за уши гарантийный случай, или заводской брак уже не получится.

спасибо, ценная информация
получается не всё так печально, а наоборот практично и применяется довольно часто или даже стандартно, а именно турбина без пара!
наверно суть в том и заключается, что как бы плавно выйти из нагруженного режима на ХХ, в принципе ни чего такого с генератором не будет вообще, т.к. он перешёл в режим синхронного компенсатора, с гораздо большими двигательными потерями:собственные электрические потери, механические потери ротора и потери на вращение турбины, получится достаточно большая активная мощность двигателя ... а защита от обратной мощности выходит отключит генератор если что-то пойдёт не так - слишком сильное воздействие на лопатки, вибрация турбины.... и получает, что в общем-то она не то что обязательна, а наоборот скорее уникальное явление...

на моей практике известно только 2 станции у которых на лето переводили генераторы в режим СК, но вот принципиально - валы турбины и генератров отсоединяли,
а тут выходит вращаются вместе...

Полагаю, что на эти вопросы должна ответить станция. Мои представления:
1. Первая ступень отдает срабатывание в технологические защиты при появлении обратной мощности, отключение выполняется от технологических защит. Положение клапанов контролируется именно по направлению мощности, никакие пусковые/разрешающие сигналы не нужны.
2. На отключение выключателя, останов турбины, гашение поля.
3. Желательно, но не строго обязательно. В нормативке такого требования нет, но нужна высокая точность, чтобы ловить маленькую активную мощность на фоне реактивной.
4. Обычно к линейным. Ток в этом режиме одинаковый, но в нулевых выводах только релейные ТТ, нет 0,5.

Агрегаты какой мощности?
Просто интересно, от куда возникло это требование?
Если агрегаты зарубежные и мощностью не более 50...60 МВА (цифра не точная, просто несколько раз встречался с таким "явлением природы"),  то они могут и так оснащаться такой защитой - предотвращение асинхронного режима (АР) в принципе (у них такое отношение - лучше отключить сразу, чем ставить АЛАР-ы и мудохаться ловить  эти режимы  и не известно где и как их отключать...), т.е. они будут отключены ещё на первой фазе (на  первом провороте) АР сразу как только произойдёт нарушение устойчивости (переход через критический угол "дельта фи")...
это по нашим НД всё противоречиво и тебе защита от обратной мощности (ОМ) и АЛАР-ы ...
Как-то пришлось считать АЛАР-ы на блоках для всех станций ЭС (по 60...120 МВА) получить установившегося АР ни как не получалось, происходила ресинхронизация, т.к. как правило, генераторы втягивались в синхронизм уже на втором цикле (т.е. один полный, а на втором только колебания)  или максимум на третьем (два полных проворота). Получилось, что АЛАР-ы не нужны (точнее в принцие нельзя рассчитать уставки, так уставка счётчика циклов 1-2, а их в принципе нет)! Но также выходит, что и не нужны защиты от ОМ (собственно АЛАР-ы и строятся на циклической смене знака активной мощности).
Поэтому и интересен такой подход ...
Значение обратной активной мощности на первом цикле действительно будет меньше чем в генераторной фазе и меньше последующих при развитии АР, но также будет большим - по амплитуде не менее 0,5...

Не обязательно. У нас используются только "Р-ские" комплекты, РОМ в составе защит шкафов ЭКРА, за период уже 2 десятка лет замечаний к РОМ не было. ИМХО не настолько точность Р-ских ТТ хуже измеренческих, из личного опыта. А так Вам понадобится или отдельный токовый вход, или отдельное устройство для РОМ. Я для себя понял. что тут больше вопрос в чувствительности, повторить РОМ от ЭКРЫ на стороннем реле мы так и не смогли.

Мощность генераторов четырех блоков, на которых требуется установка РОМ, составляет от 200 до 210 МВт, мощность блочных трансов - 250 МВА по каждому блоку.

Отвечу как у нас, а то как то упрощённо. На блоке  (у нас) 4 СК, у каждого СК - по 3 концевых. В ПТК должны увидеть, что сели ВСЕ 4 клапана, у каждого СК должно быть сработаны не менее 2-х концевых из 3-х. Всё это по "И" между собой и по "И" с РОМ. Кроме того (со слов представителя цеха ТАИ) кроме РОМ есть ещё параллельные цепочки на отключение (положение ГПЗ и т.п.. уже не моя область совсем  :) ).