水电之家讯：电压稳定这块比较复杂，很多东西也没有定论，所以自己对这块也只是略知一二。
很多在之前的无功补偿和电压调整里面提到过，主要写些其余的东西。
导则里将电压稳定定义为：电力系统受到小的扰动或大的扰动后，系统能保持或恢复到容许的范围内，不发生电压崩溃的能力。这样来说，电压稳定也分静态、暂态和动态三方面。具体意思和前述功角的差不多。
全球范围内，大部分大停电事故发展到某个阶段，都由于引起了电压崩溃问题，然后导致严重后果，其核心问题，还是无功不足，具体还是以下：
重负荷运行状态下系统负荷持续增加，系统运行备用（特别是无功）紧张，传输线潮流接近最大功率极限。
大的突然扰动，如失去发电机组、输电线相继跳闸等。?有载调压变压器ULTC负调压作用。
发电机过励限制器OEL。
继电保护、低频减载等缺乏协调是导致电压不稳定的一个重要原因。
弱连接的交直流系统。
电压崩溃通常显示为慢电压衰减，这是由于许多电压控制设备和保护系统作用及其相互作用积累的结果。在许多情况下，电压不稳定和转子角不稳定是相互耦合的。
科研学术中很多理论运用于电压稳定研究中，比如分叉理论，但是实际工程中，还是一些比较普遍的方法。
首先是静态分析法，主要是计算一些指标，结合QV曲线来分析电压的安全稳定裕度。比如灵敏度法，dQ/dV节点判据等，一般可根据软件潮流计算，并结合一定指标分析电压静态安全稳定。
至于动态分析法，电压稳定从本质上而言是一个动态问题，比较典型的有时域仿真法。电压的暂态稳定和功角稳定处于一个时间框架；至于动态稳定则持续较长时间，国际上发生的一些事故都属于此类。
举一个例子：大型发电机组跳闸，接着一条500KV重要线路跳开。
暂态分析看出：事故后20s内，频率和电压经过摇摆后稳定；电压有所下降。系统显现了比较乐观的响应。
动态分析来看，是一个长期的时间框架，考虑负荷，发电机，ULTC，励磁保护，AGC，气机等。模拟下比较坏的情况：
调速器动作，增加发电功率（有差调节）―――AGC作用，全网功率再调度―――加重了电网的压力（原因：按经济调度的原则，而不是按最合适的地点。这样，有些线路可能压力加大）；
电压下降导致负荷功率下降（考虑负荷电压静特性）―――功率过剩―――频率升高―――AGC作用，降低发电功率.
80s后，一些达到无功极限的发电机的OEL动作，使Qlimit致Qnominal―――进一步电压水平下降。其它发电机增加无功输出。
120s后，负荷动态和ULTC二者动态结合导致系统电压下降―――被AGC进一步被加剧（AGC减少发电功率以降低频率，而降低发电功率的发电机正好位于负荷中心―－相当于负荷过重，需要无功支持加大―――电压下降；）
160s后，另外一些发电机由于OEL作用而使Qlimit致Qnominal，减少无功输出，加大了和加速了电压下降―――发电机失步，低压保护而失去一些发电机。
电压崩溃，频率失稳。
功角不稳定和电压不稳定经常同时发生，一种形式的不稳定可导致另一种形式的不稳定。提高电压稳定性的控制措施主要有发电机无功控制（励磁控制）、低电压切负荷、静止补偿设备（SVC、STATCOM)等，低电压切负荷措施是电压紧急控制最基本而有效的措施。对于复杂电网，仅靠分散安装的低压切负荷装置往往不能有效解决电压稳定问题，需要配置多个厂站的电压稳定控制系统，根据多个相关站点的电压水平及系统的运行状态（包括故障）来进行决策。
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