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。
