2）电网500kV电压等级单一元件N-1及平行元件N-2故障校验。示范工程实施前，仅昌平分区内昌平II站2#变压器、3#变压器同时跳闸就会造成城北2#变压器过载，可通过调整运行方式将负载率由113.9%降至94.3%，而城顺朝分区内相关校验均通过。示范工程实施后，针对上述故障，可调整怀柔单回线中互联装置并断掉昌平到怀柔的正常线路，使怀柔向昌平输送200MW功率，则城北2#变压器的负载率由116.3%降至满载运行，同时城顺朝分区内相关校验均通过。
3）电网220kV电压等级单一元件N-1及平行元件N-2故障校验。
具体结果详见表3。
表3示范工程实施前后出现的故障列举
综上，柔性互联装置可明显提升500kV层面和220kV层面电网的静态安全性。柔性互联工程实施前，电网需通过调整运行方式，如开启备用电厂等，以解决分区内主变压器及线路的重载和过载问题。将备用电厂投入运行的方式具有速度慢且经济性差的特点。而柔性互联工程实施后，因柔性互联装置具有可在分区间快速双向传输功率的特点，调节方式灵活。
4.3暂态电压稳定性分析
示范工程实施前，电网故障会导致负荷中心动态电压支撑能力不足，若故障分区电压跌落至0.79p.u.，会存在失稳的风险。示范工程实施后，柔性互联装置对故障分区进行动态无功补偿，可提升母线电压、降低失稳风险。以柔性互联分区内的某主变压器发生故障为例，表4、表5分别为示范工程实施前后的暂态电压稳定情况及故障改善情况的相关参数。
表4示范工程实施前后暂态电压稳定情况
由表4知，常规故障下，柔性互联装置可提升故障所在主变压器的母线最低电压水平并缩短恢复时间，如在本例中，母线最低电压由0.17477p.u.提升至0.17495p.u.，提升0.1%；电压恢复时间有所减少，由1000ms降至712ms，降低28.8%。而在非常规故障下，母线最低电压同样有所提升，由0.06672提升至0.07173，提升7.5%；电压恢复时间明显减少，由3054ms降至1413ms，降低53.7%。
在表5中量化了柔性互联装置对于故障的改善程度，同时可以看出示范工程实施后，分区内母线最低电压水平均有所提升，电压恢复时间普遍减少，且非常规故障的通过率也显著增加。
表5示范工程实施后故障改善情况
4.4供电能力分析
示范工程实施前，一旦电网内某分区发生故障，若直接合入分区联络线以进行功率支援，则潮流不可控，易导致事故范围扩大；若断开分区联络线运行，则故障分区内供电能力水平不足。示范工程实施后，在分区间加入柔性互联装置，则该装置可以精确灵活地控制分区间功率传输，对故障分区进行紧急功率支援，从而提高故障分区供电能力水平。同时，柔性互联装置在电网中运行时会因内部全控型器件开关的频繁切换而具有一定的有功损耗。表6为示范工程实施前后供电能力效果比较。示范工程实施后，分区的供电能力得到提升。
表6示范工程实施前后供电能力水平
