Роман Вадимович, Спасибо. Станция небольшая, не более 30 МВт. Проясните пожалуйста техническую часть. Какое минимальное время работы алгоритмов? По каким принципам работают защиты? Нужно максимально быстро отключиться от сети при КЗ в вышестоящей сети.

Есть достаточно большой опыт создания таких ПА на базе МКПА (ИК Прософт-Системс, Екатеринбург). Да и у них тоже есть такие ПА.

Вопросы.
1. Генераторы  чьего производства? Если иностранного, то, как правило, у них есть собственные защиты, например от обратной мощности - отключение сразу как только генератор переходит в двигательный режим (предотвращение асинхронного режима). Так же автоматики по частоте и пр.
2. В каком режиме работают генераторы с сетью? в островном или ведомом? (для генераторов такой малой мощности это характерно) Если в островном, то сами поддерживают частоту и напряжению, то тогда ЧДА актуальна, а если в  ведомом, то она бессмысленна.
3. Требует ли СО установку АПОМ - автоматики  предотвращения выдачи обратной мощности (или может называться как-то по другому)? Если станция используется как дополнительный источник эл.эн. на предприятии и основное электроснабжение от ЭС, но при отключении мощных собственных потребителей станция начнёт выдавать мощность в сеть, а это по мнению СО почему-то нарушение режима... и тогда станция отделяется с избытком , а это должна быть АОПЧ.

PS
и ещё не уверен, что могу советовать, но всё же посмотрите "Регламент по проверке и выполнению условий устойчивой работы генерирующего оборудования ТЭС при выделении действием ЧДА на изолированную нагрузку"... может вполне оказаться, что установка ЧДА на вашей станции не возможна или невозможно обосновать или реализовать...
дело в чём Вы её поставите, но ведь нужно будет её ещё и испытывать... программа, акты испытаний и пр. и т.д.

Так, а что мешает в нормальной схеме работать изолированно?

Это как раз проще всего. Взял у соседей и поменял название станции.
Много ли в целой стране понимают в этих программах?
Просто как пример. Нам рдушники с двадцатилетнем стажем, с доски почета ЦДУ, согласовали проект реконструкции, где в одном томе смежные присоединения одно на лежнях, второе на сваях, в следующем томе все на лежнях и так по всему проекту.
И когда им пишу письма, приезжайте на приемку, то  с упорством дубовых растений, ответ в духе, что мы там не видели))) Про себя думаю, ну ладно, С такими героями, мы и пятую и шестую категории надежности введем.))) И это целые предприятия такие)) Хотя казалось бы, раз на доску почета ЦДУ повесили, то должен быть примером для других - а пример как в центральной полосе России, устанавливать первичное оборудование как на Ямале, и возмущаться, а что такого! )))

Ваши опасения понимаю и они знакомы, но подход ваш точно неправильный. И даже если вы сможете получить "зеленый" свет на  процедуру по выделению станции при внешних возмущениях, то это ненадолго, даже в разрезе, что затраты на проектирование и СМР на автоматику могут не окупиться.
Правильный подход в том, что тот кто допустил посадку и должен отвечать - тогда не будет провалов напряжения.

Так заложат. Вопрос корректности работы это другой вопрос.
А что возвращается понятие "АВСН"?
Системный оператор, особенно, ОДУ трясло когда называл слово "АВСН". Сначала удивлялся, с чего, особенно дальневосточного героя- аварийщика. А когда провел исследование, то оказалось, что весь инженерный состав кого трясло учились на три с минусом (списывали всю жизнь). И когда называешь АВСН, то точно надо знать какие выключатели отключаются, а когда ЧДА, то тыкай в любой  - не ошибешься.

Был недавно проект по подключению малой генерации к 6 кВ к какой то тупиковой ПС 110/6 кВ, станция работала через контроллер нулевого перетока, то есть без выдачи мощности в сеть.

Мы задолбались его делать, после долгих мучений с СО получилось примерно так
- на линиях со стороны питающей ПС защиты стоят какие стояли (2хКСЗ)
- со стороны этой ПС надо ставить 2хКСЗ
Для того, чтобы эта ПС не создавала проблем сети, нужно ставить ЗМН которая при снижении напряжения отваливает эту станцию от сети. Генераторы при этом остаются в работе, и включаются с помощью автоматической точной синхронизации.

Был вариант с установкой делительной автоматики, выяснилось что мощности генерации на покрытие потребления не хватает и нужно будет гасить часть потребителей 6 кВ, а потом синхронизироваться, и потом как-то включать потребителей обратно.

Решено было, что лучше просто отключиться на 5 минут и включиться обратно, чем вот это все, потому что от энергосистемы все потребители спокойно работали, ограничения по мощности не было.
То есть при КЗ на питающей линии мы отключаем генерацию и ждем АПВ/АВР, потом включаемся обратно с помощью автоматической точной синхронизации.
А то что мы будем отключаться и при КЗ на внешних линиях, т.к. есть все равно питание от энергосистемы то это вообще не проблема.

Только по факту снижения напряжения.

Основной затык во всем этом это согласовать с СО, который обычно смотрит на эту станцию как на просто станцию, им нужна действительно ЧДА, ДЗЛ/ДФЗ на линиях, и тут резко выясняется что у Заказчика на это нет денег.

Поэтому тут в основном указывали на то что нулевой переток, что при возмущениях в сети станция гасится.