При каких видах КЗ? На этот случай ПУЭ предусматривает оперативные ускорения с выдержкой времени п.п. 3.2.4, 3.2.5, 3.2.65, 3.2.116.
А вообще говоря, тема интересная.

Это, скорее всего, предельное время КЗ по условию динамической устойчивости.

МУ по устойчивости определяют список возмущений, при которых должна сохраняться ДУ вне зависимости от наличия/типа защит.

Через 0.35 с он делает 1 асинхронный проворот. Далее, что самое смешное, если задать время КЗ скажем 0.5 с или 1 с, то он сделает несколько таких проворотов, а затем устаканивается...

трехфазном на выводах. Там сеть 6 кВ, либо 3ф, либо 2ф, других вариантов особо и нет...

При двухфазных дольше держится. Когда происходит КЗ, у генератора сопротивление почти чисто индуктивное. Ток возрастает, но не очень сильно, а в установившемся режиме он составляет где-то 2,5 номинала. А активной нагрузки почти нет, активный ток очень маленький, он меньше, чем в нормальном режиме.
Тормозящий момент пропорционален активному току.
Т.е. получается, у генератора почти полностью при трехзфазном КЗ на выводах исчезает тормозящий момент. И при любом трехфазном КЗ между генератором и нагрузкой.

Если КЗ удаленное, на нагрузке есть какое-то напряжение, она что-то потребляет и генератор все-таки тормозится. Если КЗ несимметричное, то генератор частично нагружен по здоровым фазам и тоже тормозится.

Тут я бы не согласился... в ОПРЧ участвуют все хотят этого они или нет. Как только мощность подключилась к сети, так она начала и участвовать. Тут дело в другом как участвовать, например мощный СД при потери питания вырабатывает акт. мощность - это разве не участие в общем ПРЧ. Просто, в НД или СТО описано только положительное влияние и какие для этого регулировочные характеристики должно иметь генерирующее оборудование... понятно, что чем меньше мощность генератора, тем меньше он способен повлиять на стабилизацию процесса P-f, а коли так, то и характеристики систем регулирования могут существенно отличаться от требуемых, но это не говорит о том, что мелкие станции не должны подчиняться этим принципам и/или требованиям. Цифра 50 МВт известна, но что делать с обособленной анадырской сетью: ТЭЦ 25х2 = 50 и 5,6х5 = 28 МВт, но даже в зимний максиму не более 30 МВт.
    По поводу АЛАР, я бы ввёл требования в НД: для генераторов боле 500 МВт АЛАР обязательно, менее 500 МВт и до 100 МВт обоснование расчётами, а на генераторах менее 100-50 МВт при наличии в ЭС станции с генераторами большей мощности АЛАР не ставить принципиально и вообще!!! Это бы сняло весь этот маразм. Опыт расчётов показывает, что они всегда втягиваются в синхронизм, причём какая бы у них не была система АРВ.

И получить АР на сечении данной станции возможно только при помощи Paint =)

Я  говорил именно про АРВ-СД. Приведенное Вами АРВ нельзя назвать АРВ сильного действия (в отечественной классификации) по причине отсутствия каналов регулирования по частоте (отклонению и первой производной). Зарубежом эти каналы выделяются в отдельную функцию - Power System Stabilizer (PSS, кстати, есть в библиотеке).
Самая соль в том, что данные каналы по частоты призваны обеспечить стабильность регулирования по другим каналам.Т.е. для АРВ-СД (типа АРВ-СД, АРВ-СДП1, АРВ-М), по сравнению с АРВ-П и пр. позволяет задрать уставку усиления по каналу отклонения напряжения до значений 50 и более (что как раз и приводит к повышению ДУ). Стабилизация добивается путем уменьшения/увеличения тока возбуждения при его качаниях, т.е. при ускорении ротора - увеличиваем ток возбуждения, при торможении - уменьшаем. Но, как уже ранее обсуждалось с коллегой Lekarь, возникает другая проблема: в связи с тем, что скорость ротора оценивается по частоте  напряжения на шинах генератора, при мощной сети она (сеть) начинает значительно влиять на вектор напряжения и он его угол (а точнее первая производная) может значительно отличаться от частоты вращения генератора. Вплоть до того, что при ускорении генератора подается сигнал на снижение тока возбуждения и наоборот (из-за запаздывания изменения частоты). Т.е. АРВ начинает "разматывать" генератор. Когда с этим столкнулся первый раз, завис на неделю, проверяя модель в PowerFactory по 5-6 раз в день. Когда увеличил сопротивление сети, всё стало более-менее похожее на правду.
Коллега  Lekarь кстати присылал мне отличную статью, где описывается данная проблема, и, если коллега  Lekarь не против (если я не ошибаюсь, там были какие-то ограничения на распространение статьи), направлю Вам (если интересно).

Да, вопрос моделирование ieee-шных АРВ, конечно, скользкий. Тем более в данном блоке еще и сам возбудитель...

Не уверен на 100 %, но слышал, что подобное (подача тока возбуждения обратной полярности) применяется в тиристорных системах возбуждения в качестве АГП.
PS. Наконец-то добрался до Вашей модели, много чего интересного отметил для себя. Сейчас пытаюсь построить, что же увидит АЛАР по сопротивлению при таком процессе (с учетом подстройки частоты основной гармоники) =)

По порядку
1. Всё-таки меньше 100 или меньше 50 МВт? Или все таки меньше 25?)))
пока 100, 50 а может и 25 ориентировочно, должно быть обязательно. Нужна статистика и расчёты.

2. Снимаем требование, когда большая мощность в системе, а какой именно системе региональная или по ОДУ?
Ну систем без СО я не знаю, таких по моему вообще нет. Самая сложная по режимам ЭС когда 2 станции одной мощности и с одинаковым составом генераторов и ещё на всех АРВСД, переходные процессы не то, что не предсказуемы они просто весьма разнообразны. Как аргумент классическом объяснении устойчивости всегда берут работу станции на ШБМ.

3. Величина упомянутой вами машин большой мощности какая должна быть?
Да достаточно на порядок, т.е. 10...20 раз. Примеры: Станции ЭС от 300 до 500 МВт, то для станции с 50 МВт АЛАР не нужен, если 500-1000, тогда со 100 МВт. Нужно еще снять ограничения, то есть разрешить кратковременный АР на генераторах малой мощности. За кратковременны можно взять не более 5 циклов. Дело в том, что при АР более 5-7 циклов как правило наступает перегрев обмоток статора... а вот сами генераторы могут обязательно сделать 1...2 проворота, но на 3...5 обязательно втянутся в синхронизм.

4. Как понимаю, что машины большой мощности должны быть в работе, и для системы их должно быть несколько? Иначе если одна и она в ремонте, то приехали? Или не приехали,  т.к. смотрим связи типа подстанций с ЕЭС России?
Это правило или требования нужно ввести для единичной мощности генераторов, так  как собственно речь идёт о АЛАР генератора или блока.

5. Не ставим только АЛАР или еще и АПАХ? Я для себя разделяю, АЛАР это то, что по режимным параметрам в системе (станция относительно системы), АПАХ индивидуальные  параметры машины относительно электростанции, где она установлена.
АПАХ - это устаревшее наименование АЛАР.

Иногда правда всё же не без моразма, например у генераторов Simens начиная с 25 и ниже по умолчанию ставится защита от обратной мощности, поэтому как только он переходит в область двигателя, так тут же отключается,
и на таких то же иногда ставят АЛАР.
Ох как они прекрасно позволяют сохранить ДУ и предотвратить АР в избыточной части ЭС, просто замечательно!

Ни в одном НД уже нет АПАХ, а АЛАР имеет исчерпывающие функции и не надо АПАХ приписывать какие-то супер-пупер специфические функции или свойства, а то Вы так ещё и про САПАХ вспомните. Если где-то и не изменили название, то это просто головотяпство и лень, или так, что она устарела как само её наименование и поэтому нет смысла менять это наименование. Различие: старое "прекращение режима", а новое "ликвидация режима" в чём разница?

Т.е. если от обратного и самый большой генератор в энергосистеме 100 МВт и таких машин  две, то на 10 МВт уже АЛАР не нужен? Если самый большой 50 МВт, то на 5 и ниже АЛАР не нужен?

Да именно такой принцип

Только понятно, что станций с одним генератором не бывает, как минимум 3, поэтому станция 300 МВт, поэтому если в сети есть станция даже с 5 генераторами по 10 МВт, для неё не нужно ставить АЛАР на генераторах. НО это не значит, что не может быть АР между этим станциями, и на линях в сети не потребуется ставить АЛАР, но это уже другой вопрос.

Для изложения этого требования, я думаю, понадобится не более  300-400 букв русского алфавита и не более 40 арабских цифр, если учесть, что это расширение уже имеющегося текста.