1）应支持设备告警分类显示/屏蔽功能

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相关要求如下： a）应支持事件顺序记录的存储、显示与检索功能土地标准，记录开关和继电保护信号的状态、动作顺序及 毫秒级精度动作时间，形成动作事件顺序表。 b）应支持事故追忆与反演功能，记录事故前后一段时间的实时稳态信息，并支持事后进行查看、 分析和反演。 c）应支持遥测、遥信的采样定义与查询功能

5.1.6 操作与控制

相关要求如下： a）应支持人工置数功能，包括状态量、模拟值、计算量等，并支持有效性检查。 b）应支持自定义标识牌功能，具备批量拆牌和挂牌功能。 c）应提供批量负荷控制功能。 d）应提供解闭锁功能，包括数据采集、告警处理和远方操作等的解锁和闭锁。 e）应支持断路器和隔离开关、变压器的分接头等设备的远方控制和调节。 f）应支持顺序控制功能。

5.1.7安全操作要求

相关要求如下： a）只有经过身份认证的当值调度员在调度操作台插入自已的调度数字证书才有权下发调度操作 指令。 b）调控指令下发过程中应提供对被操作设备及其所在厂站和间隔的安全校验措施

5.2电网运行动态监视与分析

相关要求如下： a）应提供动态量测和稳态量测数据的对比功能。 b）应提供坏数据的辨识功能。 c）应提供数据统计分析功能。 d）应支持公式定义和计算，具备加、减、乘、除、三角、对数等运算功能，以及逻辑和条件判断 运算功能。 e）应提供一次设备分相及合相功率计 等常用的计算库，

5.2.2电网运行动态监视

相关要求如下： a）应提供相角测量归算功能，消除变压器接线方式产生的相角偏移。 b）应提供机组运行状态在线监视功能，包括进相运行监视、励磁电压/励磁电流监视、功角监 视等。 c）应提供母线平衡和断面监视功能。 d）应提供相角参考点的人工或自动设置功能

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e）应提供量测值越限告警功能、相角差越限告警功能。 f）应提供不同主站之间的向量测量装置（PMU）实时/历史数据远程调阅功能。 g）应提供对越限告警进行屏蔽设置功能。

5.2.3低频振荡在线监视

相关要求如下： a）应具备低频振荡在线监视功能，给出振荡主导模式和参与机组，并提供低频振荡案例的自动触 发保存，强迫振荡应具备扰动源定位功能。 b）应支持低频振荡事件离线分析功能。 c）应能向综合智能分析与告警功能模块发出低频振荡告警信息，并支持调阅低频振荡事件相关动 态过程数据。

5.2.4在线扰动识别

相关要求如下： a）应具备扰动事件在线识别功能，包括短路扰动识别、机组跳闸识别、非同期并列识别、非全相 运行识别、直流故障识别等功能。 b）应具备扰动事件数据存储与离线分析功能。 c）应能向综合智能分析与告警功能模块发出扰动识别告警信息，并支持调阅扰动事件相关动态过 程数据。

5.2.5并网机组涉网行为在线分析与监测

相关要求如下： a）应具备机组一次调频性能在线分析功能。 b）应具备机组励磁系统性能在线监测功能。

5.3继电保护设备在线监视与分析

相关要求如下： a） 应能实时处理继电保护设备状态量、模拟量、事件信息、定值信息、软压板信息、故障录波等 数据。 b) 应能处理异常告警、自检、动作及通信状态等信息，正确识别继电保护设备运行状态，并能对 硬触点与软报文两种方式上送的信息 过序校核及有效性检查。

相关要求如下： a）应能实时显示继电保护设备运行/退出、正常/告警等运行状态。 b）应能对继电保护设备动作信息进行自动及手动筛选、分级、分类，且可以为各类各级动作信息 配置行为及功能定义。 c） 应能在电网发生故障时显示故障信息，并推出告警提示和故障简报。 d) 应能自动向综合智能告警模块推送电网故障信息，包括继电保护设备动作信息、测距信息、故 障相别、录波文件等。

5.3.3定值查询与核对

相关要求如下： a）应能查询继电保护设备的实时运行定值和多组备用定值及运行定值区，并可和主站定值或者定 值单进行核对。 b）应支持继电保护设备信息的自动召唤功能，并与主站对应信息进行核对，轮询时间、信息类型 和召唤区域应可配置，可对厂站和设备进行限定

a）应具备继电保护装置远程操作能力，包括切换运行定值区和投/退软压板。远程操作应满足 “双确认”要求。 b）应具备必要的安全机制，包括数据合理性校验、操作人和监护人审核等。 c）应遵循数据召唤、预修改、返校确认、修改执行和结果返回的控制流程。 d）应能完整记录操作人、操作时间、修改前后的值和操作结果等信息

a）应具备继电保护装置远程操作能力，包括切换运行定值区和投/退软压板。远程操作应 “双确认”要求。 b）应具备必要的安全机制，包括数据合理性校验、操作人和监护人审核等。 c）应遵循数据召唤、预修改、返校确认、修改执行和结果返回的控制流程。 d）应能完整记录操作人、操作时间、修改前后的值和操作结果等信息。

相关要求如下： a）应能对继电保护设备的通信状态、运行情况、异常情况、动作情况及其他数据进行统计。 b）应支持多种方式查询统计结果，包括时间、区域、设备和故障类型等

相关要求如下： a）应能综合电网拓扑变化、事件顺序记录（SOE）信号、保护动作信息和故障录波数据等进行故 障分析。 b）应提供故障测距功能。 c）应提供故障简报，并能对故障信息进行归档管理

5.4安全稳定控制装置（系统）在线监测

相关要求如下： a）应能接收并解析安全稳定控制装置上送的压板状态、允许切除状态、可控量、当前运行方式、 通道状态、异常告警、装置动作等信息。 b）应提供安全稳定控制装置或系统的动作行为和异常状态的统计分析功能

相关要求如下： a）应提供安全稳定控制装置的运行方式监视功能，包括压板投/退状态、元件允许切除状态、可 切负荷量、可切机组量、直流最大可提升量和最大可回降量等信息。 b）应具备事件告警监视功能。 c）应具备当值策略控制量不足告警功能

5.4.3装置录波、定值和策略表召唤

相关要求如下： a）应支持手工触发召唤录波列表文件、录波数据文件功能。 b）应支持自动或手动触发召唤装置的定值和策略表描述文件。

5.5综合智能分析与告警

相关要求如下： a）应能分析并产生电力系统运行异常告警，包括设备故障跳闸、系统频率越限、厂站电压越限、 线路/主变压器/断面过载、低频振荡、备用不足、负荷突变，以及直流系统接地极不平衡等电 力系统运行异常告警信息。 b）应能分析并产生继电保护设备异常告警，包括保护及安全自动装置的动作、自身异常、通道异 常及远方控制异常等相关告警信息。 c）应能分析并产生电网运行预警，包括网络分析和在线安全稳定分析等预警信息。 ）应能分析并产生气象水情预警。 e）应能分析并产生雷电监测预警及告警。 f）应提供规范的告警信息描述格式。

5.5.2告警智能分析推理

相关要求如下： a）应支持可配置的告警信息规则库，支持按照电压等级、设备类型对设备故障告警规则进行 配置。 b）应支持单一事件推理功能，可根据每条告警信息推理出故障或异常发生的可能原因。 c）应支持关联事件推理功能，可对系统中由同一原因引起的多个告警信息进行合并处理和详细告 警查询。 d）应支持基于时序告警事件的故障智能推理，给出包括故障类型、故障过程等相关信息在内的故 障报告。 e）应支持手动或自动触发电网分析功能，包括网络分析、在线安全稳定分析等。

5.5.3告警信息展示

相关要求如下： a）应提供最新告警信息行、图形变色或闪烁、告警总表等画面 b）应支持自动推出发生故障的相关厂站图及相关厂站视频。 c）应支持音响、语音提示。 d）应支持按策略显示不同类型、不同等级的告警。

相关要求如下： a）应支持调度系统间设备故障告警信息的实时推送。 b）应支持调度系统间设备故障告警推送的校验机制。

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相关要求如下： a）应支持建立控制区域模型，描述控制区的内外部属性。 b）应支持控制区内分级控制目标建模，分级目标包括断面、调峰约束等。支持多级目标自动优化 调整。 c）应支持水、火电机组单机控制方式和全厂控制方式及梯级水电厂多厂控制方式建模 d）应支持建立风电场、光伏电站等新能源场站控制对象模型。 e）应支持控制模型的校验和在线装载功能，更新控制模型不影响实时控制运行

相关要求如下： a）自动发电控制（AGC）运行状态应具备在线、暂停、离线三种运行状态。 b）AGC执行周期应包括数据采集周期、控制命令周期、响应命令周期，并可人工设定。 c）应具备恒定频率控制（FFC）、恒定联络线功率控制（FTC）和联络线和频率偏差控制 （TBC）三种控制模式。 d）应根据不同的控制模式实施区域控制偏差（ACE）计算，并支持遥测ACE接收和ACE滤波 功能。 e厂 应及时纠正系统频率偏差产生的时钟误差和净交换功率偏离计划值时所产生的无意交换电量， 时差校正和电量偿还应支持人工和自动两种启动方式。 f）在计算区域调节功率时，应综合考虑ACE、时差校正启动时对应的校正分量、电量偿还启 动时对应的校正分量、超短期负荷预测得到的修正分量与AGC性能评价标准相关的修正 分量。 g）应具备基于多区域模型的多目标控制功能。

6.1.3电厂控制器（PLC）控制

相关要求如下： a）应支持由一个或多个机组、厂（场）站、场站群等构成AGC控制对象。 b）应支持手动控制和自动控制两种机组控制模式。 c）应具备对控制指令的校验功能，以保证机组运行的安全性。 d）应支持设定值、升/降脉冲与新能源场站计划曲线等多种方式下发控制对象目标功率命令。 e）应支持运行区域性能指标、机组性能指标，以及频率、交换功率、ACE等在不同门槛值及条 件下的合格率计算和统计。 f）应提供机组响应测试功能。

6.1.4安全控制要求

应基于交义校验、层级闭锁的安全原则建立包括主 钻数据源安全控制、过程安全控制、后台安 全控制、指令安全校验和执行效果检验的全过程自动防误策略体系

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b）只有经过身份认证的AGC控制模块在相应主机上才能通过前置机下发经过校验的控制调节 指令。

6.1.5数据记录及统计分析

相关要求如下： a）应支持区域性能指标的统计分析，包括控制性能标准（A标准、C标准）规定的A1、A2指标 和CPS1、CPS2指标，区域的ACE、频率、在不同时段的最大、最小和平均值。 b）应支持PLC性能指标的统计分析，包括PLC投运率、调节速度和精度、下发的控制命令 次数。 c）应支持将上述指标存放到历史数据库，并提供方便的查询手段，

相关要求如下： a）应支持分级、分区协调控制模式的建模。 b）应支持中枢母线、控制母线建模，可人工设定母线的电压计划曲线。 c）应支持电压曲线建模，可输入和修改全天不同时段及全年不同运行方式下的母线电压曲线，包 括上限、下限和目标值。 d）应支持修改参与控制发电机的无功上、下限等参数，支持功率圆图建模。 e）应支持有载调压开关（OLTC)、电容器组、电抗器组的调节范围、动作次数及动作时间间隔等 参数的修改。 f） 应支持修改调相机和静止无功补偿器（SVC）的无功上、下限等参数。 g）支持修改无功储备和关口功率因数等约束。 h）应能对控制建模参数进行合理性校核。

6.2.2无功优化计算

a）无功优化计算应在满足电网正常运行和安全约束的前提下，以全网网损最小为优化目标，给出 母线电压和关键联络线无功的优化设定值。 b）参与优化的变量应包括发电机无功、调相机无功及OLTC、电容/电抗器、SVC无功等。 约束条件应包括母线电压约束、发电机无功功率约束、调相机和SVC无功功率约束、分区无 功储备和关口功率因数约束，以及OLTC、电容器组和电抗器组的调节范围等。 1 优化结果应包括分区中枢母线电压和关键联络线无功的设定值、优化前后的网损对比、优化前 后控制变量的对比，以及优化前后各种约束条件是否满足。

相关要求如下： a）应对自动电压控制（AVC）相关的实时数据进行合理性校核和处理。 b）应能根据系统在线运行方式自动划分电压控制分区。 应能分区域统计和监视静态、动态无功备用，包括发电机、调相机和SVC的无功调节备用 可按功率圆图考虑发电机不同有功水平下的无功备用。 d）应能监视母线、发电机、变电站无功设备的实时运行信息。

e）应能监视AVC主站和子站的实时运行工况。 f）可分区域进行控制，在满足安全运行前提下将中枢母线电压和重要联络线无功控制在设定值的 死区之内，并保留足够的动态无功裕度。 g）对变电站的控制，可选择分散控制或集中控制模式。 h）应支持无功电压连续调节手段和离散调节手段之间的协调控制。 应具备开环和闭环控制模式，开环控制模式下AVC命令只在主站显示不下发至子站，闭环控 制模式下AVC命令自动下发到子站端执行。 应具备闭锁设置功能，支撑系统、厂站和设备三个级别的闭锁，

6.2.4上下级协调控制

a）应支持上下级协调的电压无功控制，实现无功的分层分区平衡，降低网损。 b）上下级电网AVC主站失去联系时，各级电网能自动切换至本地独立控制模式运行。

6.2.5安全控制要求

相关要求如下： a）应基于交叉校验、层级闭锁的安全原则建立包括主站数据源安全控制、过程安全控制、后台安 全控制、指令安全校验和执行效果检验的全过程自动防误策略体系。 c）只有经过身份认证的AVC模块在相应主机上才能通过前置机下发经过校验的控制调节指令

6.2.6历史记录和统计分析

相关要求如下： a）应支持控制命令、报警、异常信息的记录与统计。 b）应提供网损、电压合格率、调节合格率等的统计信息。 c）应支持上下级协调控制统计，记录上下级间的协调控制指今和控制结里

相关要求如下： a 应能根据电网接线连接关系和断路器/隔离开关的分/合状态，形成状态估计计算中使用的母线 支路计算模型。 b) 应提供站内拓扑接线分析、设备带电状态分析、按设备拓扑连接关系划分电气岛、按电气岛带 电状态划分活岛和死岛等功能。 c）应能处理各种类型的厂站接线方式，支持直流换流站的拓扑分析

7.2.1可观测性分析

相关要求如下： a）应支持根据拓扑分析结果和量测穴余配置情况，进行电网的可观测性分析，判断电网配置 信、遥测覆盖范围是否满足状态估计的计算条件。 b）应支持分析电网的量测配置，确定电网的可观测区域和不可观测区域，

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c）应支持为电网的不可观测区域自动生成伪量测。 d）当电网的量测配置不满足状态估计的计算条件时，能提供电网不可观测区域的量测配置建议。

7.2.3状态估计计算

相关要求如下： a） 应支持根据电网设备参数、电网拓扑连接关系、实时量测数据，计算电网的母线电压幅值和相 角的估计值，支持计算各类量测的估计值。 b）应支持交直流混合系统、稳态和动态混合量测、多电气岛的计算。 c）应支持量测误差分析，计算量测的误差和方差，可按量测类型进行分类误差统计。 d）应支持人工调整量测的权重系数，允许使用大范围的量测权重。 e）应支持自动或人工排除特定间隔或厂站坏数据，支持自动或人工修正设备连接关系。 f）应支持人工启动、周期计算和事件触发三种启动方式。 9）计算不收敛时，应提供计算选代信息，

7.2.4不良数据检测和辨识

相关要求如下： a) 应支持基于量测残差分析和量测突变检测辨识出量测中的坏数据，应支持多个相关不良数据的 辨识。 b） 应提供对状态估计计算中连续多次辨识出的坏数据进行统计和告警。 C 应支持为坏数据提供合理的状态估计值。 d) 应支持检测和辨识出断路器/隔离开关的遥信状态错误，并提供断路器/隔离开关的合理分/合 状态。

应支持根据电网的量测和元余度，对电网设备的可疑参数进行检测和辨识， 计值。

相关要求如下： a）应支持设置各电气岛的参考节点。 b）应支持设置不平衡功率的分配方式和分配系数。 c）应支持设置PQ、PV节点。 d）应支持设置潮流收敛精度、最大迭代次数。

日天要求如下 应支持根据电网模型参数、拓扑连接关系、给定的注入功率及母线电压，求解各母线的电压 值和相角，并计算出各支路上的有功功率和无功功率。

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b）应支持实时模式和研究模式。 应支持从状态估计或断面案例（CASE）管理获取初始运行方式，支持从调度计划类应用获取 未来预测值和计划值生成的未来运行方式。 d）应支持交直流混合系统、多电气岛的潮流计算， e）应支持大功率缺失故障的动态潮流计算，提供故障后的系统频率和潮流断面。 f）应支持按分布系数调整不平衡功率到相关机组。 g）应支持按母线负荷分配系数自动分配系统的用电负荷。 h）应提供潮流计算选代信息界面。 i) 潮流计算不收敛时，应支持自动调整潮流给出一个合理的收敛解，并给出相关的调整信息。 应提供输电断面限额、设备热稳限值、母线电压限值提示信息。 k）应提供多数据断面的潮流计算结果比较功能。 应支持设置机组/负荷的功率值、母线的电压值，支持改变各种设备的投运/停运状态，支持单 步调整或调度综合令调整。 m）应提供调度员潮流动态滚动模拟计算功能

a）应支持母线电压灵敏度计算，包括母线电压对机组无功出力的灵敏度、母线电压对机端电压的 灵敏度、母线电压对负荷无功功率的灵敏度、母线电压对无功补偿装置的灵敏度、母线电压对 变压器抽头的灵敏度。 b） 应支持支路功率灵敏度计算，包括支路有功对机组有功出力的灵敏度、支路无功对机组无功出 力的灵敏度、支路有功对负荷有功功率的灵敏度、支路无功对负荷无功功率的灵敏度、支路无 功对无功补偿装置的灵敏度、支路无功对变压器抽头的灵敏度。 C 应支持输电断面灵敏度计算，包括输电断面有功对机组有功出力的灵敏度、输电断面有功对负 荷有功功率的灵敏度。

相关要求如下： a）应支持设置在实时模式或研究模式下运行。 b）实时模式下，应支持人工启动、周期计算和事件触发三种启动方式。

7.5.2故障及故障集定义

相关要求如下： a）应能定义单重故障和多重故障，故障元件包括线路、变压器、发电机、断路器、母线等。 b）应支持定义条件故障，即带有条件监视元件和条件开断元件的故障。 c）应支持通过画面交互方式进行故障定义和管理。 d）应支持按地域、设备类型和电压等级批量生成故障组。

7.5.3预想故障分析计算

相天要求如下： a）应支持根据电网模型参数、电网运行方式数据进行快速故障扫描，确定严重故障集，对扫

限据电网模型参数、电网运行方式数据进行快速故障扫描，确定严重故障集，对扫描阶

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段发现的有潜在危害的故障做进一步研究。 b） 应支持按故障的危害程度进行故障过滤和排序，确定需要详细计算的严重故障集。 c）应支持处理解列形式故障。 d）应考虑故障元件开断后，安全自动装置的动作行为对电网潮流分布的影响。 e) 应支持对输电断面越限进行判断，能根据元件开断后的电网运行方式自动匹配稳定断面定义， 给出断面越限告警信息。 应提供对潮流不收敛的严重故障进行告警并记录。 g） 应支持对交直流混合系统中的直流系统故障进行分析计算。

7.6可用输电能力计算

7.6.1分布系数计算

相关要求如下： a）应支持功率传输分布系数计算，即从送电端向受电端输送单位功率增量时，支路的潮流增量。 b）应支持支路开断分布系数计算，即从发电机节点向负荷节点输送功率时，输电网中某条支路发 生开断故障，非故障支路潮流变化量对故障支路潮流变化量的转移系数。 ） 应支持发电机开断分布系数计算，即从发电机节点向负荷节点输送单位功率增量时，若某台发 电机发生开断，非故障线路的潮流增量。

7.6.2可用输电能力分析

相关要求如下： a）应支持根据系统运行数据、网络拓扑结构、设备参数、发电机约束、支路和断面约束等，在某 种负荷增长模式下，计算满足安全约束的线路和断面输送能力。 b）应支持对联络线、大电厂出线断面、重要线路或断面进行定义，直观监视发电机信息、线路信 息、电网设备检修信息、负荷信息和断面信息。 c）应支持在线监视可用输电能力和实际传输功率。 d）应能考不确定性因素，如线路和发电机故障，对输电系统可用输电能力的影响。 e）当联络线、大电厂出线断面、重要线路或断面的可用输电能力低于给定的门槛值时，应支持给 出告警信息。

7.6.3调整策略分析

相关要求如下： a）应支持根据电力系统运行状态及机组出力约束、支路和断面的热稳定极限、电压约束、稳定性 约束、节点注入功率对各条支路功率的灵敏度，形成以区域间联络线最大输电容量为目标的优 化模型，进行优化计算，得到满足各个约束条件下的区域间联络线传输容量最大时的机组调整 策略。 b）应提供某一运行状态下，满足各类约束条件的某一区域间联络线断面最大输电能力的机组出力 策略表。

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a）应支持在厂站潮流图、单线图、间隔图或故障定义画面上设置各类故障，并提供对已设置故障 的统一查看、修改、删除等操作，可修改故障类型、短路故障时的接地阻抗等参数。 b）应支持设置母线、发电机端、线路任意点、变压器端口等故障位置。 c）应支持设置单相接地短路、两相接地短路、两相相间短路、三相短路等故障类型，并可设置多 重故障。

7.7.2序网计算模型形成

相关要求如下： a）应支持根据电力系统各种元件的正、负、零序参数，计算正、负、零序网络模型。 b）应考虑变压器绕组接线方式、中性点接地方式、中性点阻抗等信息。

应支持根据电网的正、负、零序参数，计算电力系统发生各种短路故障后的故障电流和电压分 布，并能对计算结果进行分类排序。

7.7.4遮断容量扫描

相关要求如下： a）在实时电网模型和实时运行断面数据的基础上，应支持扫描网络中每个物理母线发生三相短 路、单相接地等故障时的短路容量，校核断路器的遮断容量。 b）应提供越限和重载信息，包括故障节点、故障类型、越限/重载断路器、短路电流、遮断容 量、越限百分比等信息。 c）应支持人工启动、周期计算和事件触发三种启动方式，

7.8在线安全稳定分析

a）应支持实时分析、研究分析和趋势分析三种模式。 b）实时分析模式应具备自动完成对当前电网方式的安全扫描，对当前的电网运行方式进行安

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定分析、稳定裕度评估，应支持周期触发、事件触发和人工触发三种启动方式。 C） 研究分析模式应具备采用上级调控机构下发的全网计算数据或者网络分析功能的状态估计结果 作为研究方式，支持对研究方式进行方式调整、安全稳定分析和稳定裕度评估功能。 d）研究分析模式应支持独立计算分析和多级调度联合计算分析，支持各类仿真曲线与实测数据的 对比分析。 e） 在线安全稳定分析应具备趋势分析模式功能电力标准，基于当前实时方式数据，根据调度计划类数据生 成未来一段时间内的电网运行方式，并进行安全稳定分析和稳定裕度评估的滚动计算，应支持 从本级调度计划类应用获取超短期负荷预测、实时发电计划、新能源发电能力预测、交换计划 和检修计划等数据

7.9调度运行辅助决策

7.9.1预防控制辅助决策

相关要求如下： a）应能针对安全稳定隐患，给出满足系统安全稳定性要求、控制代价最小的调整方案。 b）应支持静态安全辅助决策、短路电流辅助决策、机电暂态稳定辅助决策、小扰动动态稳定辅助 决策、静态稳定辅助决策和静态电压稳定辅助决策等。 c）应支持发电机启/停及出力调整、新能源发电出力调整、直流功率调整，线路投/退、变压器投 退及分接头调节，SVC投/退、电容电抗器投/退或负荷调整等预防控制辅助决策调整措施。 d）应支持各类调整措施及其代价的定义和修改

7.9.2辅助决策综合分析

a）应能针对各类在线安全稳定分析结果及辅助决策信息进行分类汇总，按给定策略综合处理后得 出统一的辅助决策信息。 b）应支持发电机启/停及出力调整、新能源发电出力调整、直流功率调整，线路投/退、变压器投 退及分接头调节，SVC投/退、电容电抗器投/退或负荷调整等综合分析调整措施。 c）应能保证各类措施之间的协调统一，对于无法给出统一调整措施的情况，应分别给出每个稳定 约束问题的调整措施。 d） 应支持辅助决策综合分析结果的详细展示，包括调整措施的设备名称和状态变化、调整前后运 行方式变化、安全稳定分析结果变化等。

7.10继电保护定值在线校核及预警

相关要求如下： a）应能根据待校核定值的实际要求钢结构标准规范范本，支持考虑潮流影响和不考虑潮流影响的故障电流计算方法。 b）应支持单相接地短路、两相接地短路、两相相间短路、三相短路、断线故障等简单故障及跨线 故障等复故障的计算。对于各种短路故障，应具备设置过渡电阻的功能，故障点可设置于线路 上的任意位置、母线、变压器绕组出口、发电机出口及串补两侧等。 c）应能处理各种特殊的电网结构，如小阻抗支路、母联及分段开关、孤立区域等。可处理多重零 序全线互感、部分互感支路。 d）应能处理任何元件的方式变更，如线路投运、停运、检修，变压器中性点直接接地、不接地和