6.4.1 功能要求

a) 支持市場預測信息發布，包括短期、超短期系統負荷預測、新能源預測等信息發布;

b) 支持檢修計劃信息發布，包括不同周期的輸變電設備、機組的檢修計劃信息發布;

c) 支持聯絡線計劃信息發布，包括不同周期的聯絡線子口計劃及詳細聯絡線計劃信息發布;支持電網運行信息發布，包括實際系統負荷、聯絡線功率、實際檢修容量、負荷功率、系統備用等信息發布;

d) 支持電網安全約束信息發布，包括設備限額、穩定斷面限額等信息;

e) 支持中長期交易合同及計劃信息發布，包括年度、月度基數合同，雙邊協商合同，集中競價合同信息發布及年度、月度計劃信息發布;

f) 支持市場運營信息發布，包括現貨市場(日前、日內、實時市場、輔助服務市場)的出清結果、校核結果、結算結果信息發布;

g) 支持市場監管信息發布，定期發布市場各類統計平均指標及市場違規信息;

h) 向市場運營機構提供市場公告信息發布與管理，支持市場成員查看市場公告信息;

i) 支持單獨向電力監管部門發布其它依據規則需要發布的信息。

6.4.2 界面要求

a) 支持按照市場成員及日期進行分類查詢;

b) 支持表格、曲線、棒圖、餅圖等多種形式的市場發布信息展示;

c) 支持市場發布信息下載、導出、打印功能。

6.4.3 接口要求

支持從運營系統數據庫中讀取需要對外發布的各類信息。

6.5 長周期可靠性機組組合

長周期可靠性機組組合將發電企業次日日前市場報價數據擴展到未來7天或多天，考慮系統運行約束、機組運行約束、電網安全約束以及實用化等約束滾動決策未來7天或多天的因電網安全或機組運行需要提前決策的機組組合計劃。

6.5.1 功能要求

6.5.1.1 約束條件管理

滿足機組約束、系統平衡約束、網絡約束等約束條件，各約束條件可以靈活進行參數配置和生效設置。

機組約束包括但不限于：

a) 機組(機組群)可調出力約束，包括機組(機組群)出力上限約束、出力下限約束，支持每個時段設定不同的上下限值;

b) 機組爬坡速率約束，包括機組升出力速率約束和降出力速率約束;

c) 機組最小啟停時間約束，包括機組最小停機時間和機組最小連續運行時間;

d) 機組最大啟停次數約束;

e) 機組啟停出力曲線約束，包括機組開機過程曲線和停機過程曲線約束;

f) 固定計劃約束，支持機組和電廠(機組群)固定計劃設置;

g) 電量約束，支持機組和電廠(機組群)日發電量約束的設置;

h) 區域最小開機臺數約束，支持分區設置和最小開機臺數設置;

i) 機組(機組群)備用約束，支持設置機組(機組群)正負旋轉備用、AGC備用設置;

j) 機組啟停約束設置，支持設置機組啟停出力區間;

k) 水電機組振動區設置，支持設置水電機組振動區出力區間;

l) 環保排放限值約束，支持機組和電廠(機組群)污染物排放約束的設置，污染物類型支持二氧化硫、氮氧化物、煙塵和二氧化碳等。

系統平衡約束包括但不限于：

a) 功率平衡約束，要求滿足系統各個時段負荷預測、交換計劃和發電計劃保持功率平衡;

b) 系統備用約束，支持系統備用容量(比例)設定，要求機組組合計劃中確定的開機機組和出力計劃滿足系統旋轉備用和調節備用要求;

c) 分區備用約束，支持分區設置和分區備用容量(比例)設定，要求機組組合計劃中確定的開機機組和出力計劃滿足各分區備用要求;

d) 區域必開容量約束，支持分區設置和區域必開容量設定。

網絡約束包括但不限于：

a) 斷面限額約束，包括線路斷面、主變斷面等有功限額;

b) 單元件熱穩極限約束，包括線路、主變熱穩限額;

c) 關鍵輸電元件N-1、預想故障集約束等。

其它約束包括但不限于：

a) 燃料約束，包括系統、區域、機組(電廠、機組群)燃料約束，指對計劃周期內發電總煤耗量的限制，對水電機組，包括上游來水量、下游防洪、下游水電廠發電計劃等因素的限制;

b) 環保約束，即系統、區域、機組(電廠、機組群)環保約束，指對計劃周期內發電環保容量的限制，主要包括火電廠的排放約束、水電的棄水約束、直流輸電約束。

6.5.1.2 數據校驗與處理

a) 支持對長周期機組組合優化所需數據進行數據校驗和處理，保證數據滿足計算要求;

b) 支持數據校驗功能，支持校驗規則的配置和生效設置，包括對各類分項數據的單一合理性驗證，以及對各種相互關聯數據的相關性驗證;

c) 具備數據處理功能，支持對系統負荷預測、母線負荷預測、聯絡線計劃、檢修計劃等數據進行修改維護。

6.5.1.3 機組組合優化

a) 能夠根據約束條件設置綜合考慮各種約束條件;

b) 支持未來七天或多天機組組合優化;

c) 支持設定每天為15分鐘或1小時時間計算粒度;

d) 計算輸出結果包括機組開停機組合、出力、價格、總成本、約束是否松弛、計算時間、計算過程日志、安全校核結果等信息;

e) 能夠與安全校核進行迭代計算，計算結果送安全校核進行潮流計算，出現設備或斷面越限時，由安全校核反饋越限信息至SCUC重新進行優化計算，直至生成滿足安全約束條件下的機組組合結果。

6.5.1.4 機組啟停輔助決策

a) 支持長周期機組組合結果查看;

b) 支持長周期電力平衡分析，分析計算周期范圍內電力平衡情況，包括正備用、負備用、正備用需求、負備用需求;

c) 提供人工設置機組啟停狀態。

6.5.2 界面要求

a) 支持機組組合狀態顯示;

b) 支持數據校驗結果展示;

c) 支持約束條件分類展示與設置;

d) 支持機組組合優化計算過程監測與日志滾動顯示;

e) 支持機組組合優化與交流安全校核自動迭代計算和單步計算操作。

6.5.3 接口要求

6.5.3.1 數據輸入

a) 來自EMS系統的電網模型、限額信息、故障信息;

b) 來自EMS系統的狀態估計信息;

c) 來自EMS系統、OMS系統的計算周期范圍內的系統負荷預測、母線負荷預測、聯絡線計劃、檢修計劃等信息;

d) 來自市場申報的市場報價、計劃電量、計劃出力建議、出力限額等信息;

e) 來自市場模型的機組出力上下限、爬坡速率、AGC調節速率、最小開停機時間、開停機次數、啟停磨、振動區等信息;

f) 來自安全校核的靈敏度信息;

g) 年度、月度計劃和交易信息。

6.5.3.2 數據輸出

機組開停機組合、機組出力、系統平衡分析結果。

6.6 日前市場

日前市場交易根據市場主體的日前市場申報數據，以長周期機組組合狀態、負荷預測、聯絡線計劃等作為市場邊界，考慮電網安全約束、機組運行約束、系統約束及其它可行性約束條件，每天分為若干個交易時段(如24或96個時段)，以社會福利最大化等為目標函數進行優化，集中優化出清次日組合計劃和出力計劃，形成總經濟效益最優的發電計劃，并形成機組與用戶市場出清電價。

6.6.1 功能要求

6.6.1.1 約束條件管理

滿足機組約束、系統平衡約束、網絡約束等約束條件，各約束條件可以靈活進行參數配置和生效設置。

機組約束包括但不限于：

a) 機組(機組群)可調出力約束，包括機組(機組群)出力上限約束、出力下限約束，支持每個時段設定不同的上下限值;

b) 機組爬坡速率約束，包括機組升出力速率約束和降出力速率約束;

c) 機組最小啟停時間約束，包括機組最小停機時間和機組最小連續運行時間;

d) 機組最大啟停次數約束;

e) 機組啟停出力曲線約束，包括機組開機過程曲線和停機過程曲線約束;

f) 固定計劃約束，支持機組和電廠(機組群)固定計劃設置;

g) 電量約束，支持機組和電廠(機組群)日發電量約束的設置;

h) 區域最小開機臺數約束，支持分區設置和最小開機臺數設置;

i) 機組(機組群)備用約束，支持設置機組(機組群)正負旋轉備用、AGC備用設置;

j) 機組啟停磨約束設置，支持設置機組啟停磨出力區間;

k) 水電機組振動區設置，支持設置水電機組振動區出力區間;

l) 環保排放限值約束，支持機組和電廠(機組群)污染物排放約束的設置，污染物類型支持二氧化硫、氮氧化物、煙塵和二氧化碳等。

系統平衡約束包括但不限于：

a) 功率平衡約束，要求滿足系統各個時段用電需求、交換計劃和發電計劃保持功率平衡;

b) 系統備用約束，支持系統備用容量(比例)設定，要求機組組合計劃和出力計劃滿足系統旋轉備用和調節備用要求;

c) 分區備用約束，支持分區設置和分區備用容量(比例)設定，要求各分區機組組合計劃和出力計劃滿足各分區備用要求;

d) 區域必開容量約束，支持分區設置和區域必開容量設定。

網絡約束包括但不限于：

a) 斷面限額約束，包括線路斷面、主變斷面的有功限額;

b) 單元件熱穩極限約束，包括線路、主變熱穩限額;

c) 關鍵輸電元件N-1、預想故障集約束等。

其它約束包括但不限于：

a) 燃料約束，包括系統、區域、機組(電廠、機組群)燃料約束，指對計劃周期內發電總煤耗量的限制，對水電機組，包括上游來水量、下游防洪、下游水電廠發電計劃等因素的限制;

b) 環保約束，即系統、區域、機組(電廠、機組群)環保約束，指對計劃周期內發電環保容量的限制，主要包括火電廠的排放約束、水電的棄水約束、直流輸電約束。

6.6.1.2 數據校驗與處理

a) 能夠對日前市場所需數據進行數據校驗和處理，確保數據滿足計算要求;

b) 具備數據校驗功能，支持校驗規則的配置和生效設置，包括對各類分項數據的單一合理性驗證，以及對各種相互關聯數據的相關性驗證;

c) 具備數據處理功能，支持對日前市場出清所使用的系統負荷預測、母線負荷預測、聯絡線計劃、檢修計劃等數據進行修改維護。

6.6.1.3 日前市場出清

a) 支持以安全約束機組組合(SCUC)及安全約束經濟調度(SCED)進行優化出清;

b) 支持全電量集中競價市場模式下集中優化出清;

c) 具備節點邊際電價(LMP)和分區平均節點電價計算功能，并給出LMP的能量價格、阻塞價格、網損價格分量;

d) 能夠根據約束條件設置綜合考慮各種約束條件;

e) 支持設定次日15分鐘或1小時滾動計算;

f) 計算輸出結果包括機組開停機組合、出力、價格、總成本、約束是否松弛、計算時間、計算過程日志、安全校核結果等信息;

g) 能夠與交流安全校核進行迭代計算，計算結果送安全校核進行交流潮流計算，出現設備或斷面越限時，由安全校核反饋越限信息至SCUC、SCED重新進行優化計算，直至生成滿足安全約束條件的市場出清結果;

h) 支持多算例并行計算及對比分析。

6.6.1.4 市場異常監測

a) 支持從價格、出力、斷面三個方面對出清結果進行分析;

b) 支持節點價格異常監測，設定最高限價，當節點價格超過門檻值時進行告警;

c) 支持機組計劃異常監測，在機組出力不在參數限定范圍內、系統平衡約束松弛量超過設定值、系統備用需求不滿足等情況下進行告警;

d) 支持斷面異常監測，當出清結果在進行交流安全校核時出現斷面重載或越限情況時進行告警。

6.6.1.5 市場出清異常處置

在規定的時間內日前市場出清無滿足約束條件的的出清結果或者市場出清異常，無法滿足電網穩定運行安全約束時，由市場運營機構進行異常處置，并發布處置后的日前市場交易結果，市場出清異常處置措施包括：

a) 修改不能滿足的約束條件重新進行市場出清;

b) 根據市場規則以前一日或者歷史相似日市場交易結果作為日前市場出清結果;

c) 其它符合市場規則的市場出清異常處置措施。

6.6.1.6 日前市場結果管理

a) 支持機組組合、機組出力、節點價格、分區價格等市場出清結果信息查詢與統計;

b) 支持設備重載、越限、N-1故障分析等安全校核計算結果信息查詢與統計;

c) 提供對市場出清結果進行人工干預的手段;

d) 具備結果審批功能，支持將機組出力及啟停計劃、節點電價等市場出清結果提交審批，并記錄審批結果;

e) 具備結果發布功能，支持將日前市場交易結果分公有信息和私有信息進行發布，信息發布根據數據屬性和登錄用戶角色自動對信息進行分流控制。

6.6.2 界面要求

a) 支持機組組合狀態顯示并展示前一日機組狀態變化及變化時間;

b) 支持按照地理行政分區或邏輯價區的分區價格查詢，支持通過地理圖形式顯示分區價格;

c) 支持機組出力及出清價格查詢及對比展示;

d) 支持節點價格及節點所關聯的負荷、機組出清結果展示;

e) 支持全天范圍最高LMP、最低LMP、平均加權LMP曲線展示及系統負荷預測趨勢對比展示;

f) 支持所有設備(線路、變壓器繞組、斷面)的安全校核詳細潮流及相關發電機組靈敏度信息查詢展示;

g) 支持安全校核計算出的設備重載、越限、N-1故障信息查詢分析展示，包括但不限于：

l 支持匯總展示安全校核計算結果的重載、越限、N-1越限的時段數、設備數等信息;

l 支持從時間維展示安全校核計算中出現重載、基態越限和預想故障越限的時段，能夠任意選擇某個時段展示計劃模式下的潮流和校核結果，能夠展示各時段出現重載和越限的元件個數;

l 能夠展示單個設備在安全校核計算中出現重載、越限和預想故障越限的時段數目，顯示其各時段的計劃潮流;

l 支持從預想故障維顯示在某一預想故障情況下出現重載和越限的時段個數，以及某時段越限最為嚴重的設備名稱及計劃潮流。

6.6.3 接口要求

6.6.3.1 數據輸入

a) 來自EMS系統的電網模型、限額信息、故障信息;

b) 來自EMS系統的狀態估計信息;

c) 來自EMS系統、OMS系統計算周期范圍內的短期系統負荷預測、短期母線負荷預測、日前聯絡線計劃、日前檢修計劃、可再生能源發電預測等信息;

d) 來自市場申報的市場報價、計劃電量、計劃出力建議、出力限額等信息;

e) 來自市場模型的機組出力上下限、爬坡速率、AGC調節速率、最小開停機時間、開停機次數、啟停磨、振動區等信息;

f) 來自安全校核的靈敏度信息;

g) 年度、月度發電計劃和交易信息。

6.6.3.2 數據輸出

機組開停機組合、機組出力、節點價格、分區價格、安全校核結果。

6.7 日內市場

日內市場主要用于指導日內調度計劃制定，根據市場規則選擇是否設置日內市場。根據系統實際運行情況、最新負荷預測需求和實時市場報價，采用SCUC，每15分鐘滾動計算未來15分鐘至未來多小時多個時段的最優的快速啟動機組的啟停計劃，支持人工手動觸發計算。

6.7.1 功能要求

6.7.1.1 約束條件管理

滿足機組約束、系統平衡約束、網絡約束等約束條件，各約束條件可以靈活進行參數配置和生效設置。

機組約束包括但不限于：

a) 機組(機組群)可調出力約束，包括機組(機組群)出力上限約束、出力下限約束，支持每個時段設定不同的上下限值;

b) 機組爬坡速率約束，包括機組升出力速率約束和降出力速率約束;

c) 機組最小啟停時間約束，包括機組最小停機時間和機組最小連續運行時間;

d) 機組最大啟停次數約束;

e) 機組啟停出力曲線約束，包括機組開機過程曲線和停機過程曲線約束;

f) 固定計劃約束，支持機組和電廠(機組群)固定計劃設置;

g) 電量約束，支持機組和電廠(機組群)日發電量約束的設置;

h) 區域最小開機臺數約束，支持分區設置和最小開機臺數設置;

i) 機組(機組群)備用約束，支持設置機組(機組群)正負旋轉備用、AGC備用設置;

j) 機組啟停磨約束設置，支持設置機組啟停磨出力區間;

k) 水電機組振動區設置，支持設置水電機組振動區出力區間;

l) 環保排放限值約束，支持機組和電廠(機組群)污染物排放約束的設置，污染物類型支持二氧化硫、氮氧化物、煙塵和二氧化碳等。

系統平衡約束包括但不限于：

a) 功率平衡約束，要求滿足系統各個時段用電需求、交換計劃和發電計劃保持功率平衡;

b) 系統備用約束，支持系統備用容量(比例)設定，要求機組組合計劃和出力計劃滿足系統旋轉備用和調節備用要求;

c) 分區備用約束，支持分區設置和分區備用容量(比例)設定，要求各分區機組組合計劃和出力計劃滿足各分區備用要求;

d) 區域必開容量約束，支持分區設置和區域必開容量設定。

網絡約束包括但不限于：

a) 斷面限額約束，包括線路斷面、主變斷面的有功限額;

b) 單元件熱穩極限約束，包括線路、主變熱穩限額;

c) 關鍵輸電元件N-1、預想故障集約束等。

其它約束包括但不限于：

a) 燃料約束，包括系統、區域、機組(電廠、機組群)燃料約束，指對計劃周期內發電總煤耗量的限制，對水電機組，包括上游來水量、下游防洪、下游水電廠發電計劃等因素的限制;

b) 環保約束，即系統、區域、機組(電廠、機組群)環保約束，指對計劃周期內發電環保容量的限制，主要包括火電廠的排放約束、水電的棄水約束、直流輸電約束。

6.7.1.2 數據校驗與處理

a) 對日內市場所需數據進行數據校驗和處理，確保數據滿足計算要求;

b) 具備數據校驗功能，支持校驗規則的配置和生效設置，包括對各類分項數據的單一合理性驗證，以及對各種相互關聯數據的相關性驗證;

c) 具備數據處理功能，支持對日內市場出清所使用的系統負荷預測、母線負荷預測、聯絡線計劃、檢修計劃等數據進行修改維護。

6.7.1.3 日內市場出清

a) 支持以安全約束機組組合(SCUC)或安全約束經濟調度(SCED)進行優化出清;;

b) 支持全電量集中競價市場模式下集中優化出清;

c) 支持節點電價(LMP)和分區電價計算功能，并給出LMP的能量價格、阻塞價格、網損價格分量;

d) 支持計算覆蓋時間范圍設置;

e) 支持周期自動滾動計算和人工手動觸發計算;

f) 計算輸出結果包括機組開停機組合、出力、價格、總成本、約束是否松弛、計算時間、計算過程日志、安全校核結果等信息;

g) 應能與安全校核進行迭代計算，計算結果送安全校核進行交流潮流計算，出現設備或斷面越限時，由安全校核反饋越限信息至SCUC或SCED重新進行優化計算，直至生成滿足安全約束條件下的市場出清結果。

6.7.1.4 市場異常監測

a) 支持從價格、出力、斷面三個方面對出清結果進行分析;

b) 支持節點價格異常監測，設定最高限價，當節點價格超過門檻值時進行告警;

c) 支持機組計劃異常監測，如果機組出力不在參數限定范圍內、系統平衡約束松弛量超過設定值、系統備用需求不滿足等情況進行告警;

d) 支持斷面異常監測，當出清結果在進行交流安全校核時出現斷面重載或越限情況時進行告警。

6.7.1.5 市場出清異常處置

在規定的時間內日內市場出清無滿足約束條件的的出清結果或者市場出清異常，無法滿足電網穩定運行安全約束時，由市場運營機構進行異常處置，并發布處置后的日內市場交易結果，市場出清異常處置措施包括：

a) 修改不能滿足的約束條件重新進行市場出清;

b) 根據市場規則以前一次市場出清結果或者日前市場交易結果作為日內市場出清結果;

c) 其它符合市場規則的市場出清異常處置措施。

6.7.1.6 日內市場結果管理

a) 支持機組組合、機組出力、節點價格、分區價格等市場出清結果信息查詢與統計;

b) 支持設備重載、越限、N-1故障分析等安全校核計算結果信息查詢與統計;

c) 具備結果自動審批和手動審批功能，支持將機組出力及啟停計劃、節點電價等市場出清結果提交審批，并記錄審批結果;

d) 具備結果自動發布和手動發布功能，支持將日內市場交易結果分公有信息和私有信息進行發布，信息發布根據數據屬性和登錄用戶角色自動對信息進行分流控制;

e) 提供對市場出清結果進行人工干預的手段。

6.7.2 界面要求

a) 支持日內市場滾動計算狀態監測，包括每次執行周期中的當前執行狀態、日志信息、異常信息等;

b) 支持機組組合狀態顯示并展示日內機組狀態變化及變化時間;

c) 支持出清結果與安全校核結果以曲線、棒圖、餅圖、面積堆積圖等多種方式展示;

d) 支持安全校核斷面、變壓器、線路設備潮流及關聯機組靈敏度信息查看;

e) 支持機組出力及出清價格查詢及對比展示;

f) 支持節點價格及節點所關聯的負荷、機組出清結果展示;

g) 支持全天范圍最高LMP、最低LMP、平均加權LMP曲線展示及系統負荷預測趨勢對比展示;

h) 支持所有設備(線路、變壓器繞組、斷面)的安全校核詳細潮流及相關發電機組靈敏度信息查詢展示;

i) 支持安全校核計算出的設備重載、越限、N-1故障信息查詢分析展示，包括但不限于：

l 支持匯總展示安全校核計算結果的重載、越限、N-1越限的時段數、設備數等信息;

l 支持展示單個設備在安全校核計算中出現重載、越限和預想故障越限的時段數目，顯示其各時段的計劃潮流;

l 支持從時間維展示安全校核計算中出現重載、基態越限和預想故障越限的時段，能夠任意選擇某個時段展示計劃模式下的潮流和校核結果，能夠展示各時段出現重載和越限的元件個數;

l 支持從預想故障維顯示在某一預想故障情況下出現重載和越限的時段個數，以及某時段越限最為嚴重的設備名稱及計劃潮流。

6.7.3 接口要求

6.7.3.1 數據輸入

a) 來自EMS系統的電網模型、限額信息、故障信息;

b) 來自EMS系統的狀態估計信息;

c) 來自EMS系統、OMS系統計算周期范圍內的超短期系統負荷預測、超短期母線負荷預測、最新聯絡線計劃、臨時檢修計劃、可再生能源發電預測等信息;

d) 來自市場申報的市場報價、計劃電量、計劃出力建議、臨時出力限額等信息;

e) 來自市場模型的機組出力上下限、爬坡速率、AGC調節速率、最小開停機時間、開停機次數、啟停磨、振動區等信息;

f) 來自安全校核的靈敏度信息;

g) 日前市場出清結果。

6.7.3.2 數據輸出

機組開停機組合、機組出力、節點價格、分區價格、安全校核結果。

6.8 實時市場

實時市場根據系統實際運行情況、最新負荷預測需求和實時市場報價，在日前與日內市場確定的機組開停機組合基礎上，采用安全約束經濟調度(SCED)，每15分鐘(時間可設置)滾動計算未來15分鐘至1小時(時間可設置)的市場出清結果，市場出清結果送到EMS系統進行控制執行。支持5分鐘或15分鐘交易周期。

6.8.1 功能要求

6.8.1.1 約束條件管理

滿足機組約束、系統平衡約束、網絡約束等約束條件，各約束條件可以靈活進行參數配置和生效設置。

機組約束包括但不限于：

a) 機組(機組群)可調出力約束，包括機組(機組群)出力上限約束、出力下限約束，支持每個時段設定不同的上下限值;

b) 機組爬坡速率約束，包括機組升出力速率約束和降出力速率約束;

c) 機組啟停出力曲線約束，包括機組開機過程曲線和停機過程曲線約束;

d) 固定計劃約束，支持機組和電廠(機組群)固定計劃設置;

e) 電量約束，支持機組和電廠(機組群)日發電量約束的設置;

f) 機組(機組群)備用約束，支持設置機組(機組群)正負旋轉備用、AGC備用設置;

g) 機組啟停磨約束設置，支持設置機組啟停磨出力區間;

h) 水電機組振動區設置，支持設置水電機組振動區出力區間;

i) 環保排放限值約束，支持機組和電廠(機組群)污染物排放約束的設置，污染物類型支持二氧化硫、氮氧化物、煙塵和二氧化碳等。

系統平衡約束包括但不限于：

a) 功率平衡約束，要求滿足系統各個時段用電需求、交換計劃和發電計劃保持功率平衡;

b) 系統備用約束，支持系統備用容量(比例)設定，要求機組出力計劃滿足系統調節備用要求;

c) 分區備用約束，支持分區設置和分區備用容量(比例)設定，要求各分區機組出力計劃滿足各分區備用要求;

網絡約束包括但不限于：

a) 斷面限額約束，包括線路斷面、主變斷面的有功限額;

b) 單元件熱穩極限約束，包括線路、主變熱穩限額;

c) 關鍵輸電元件N-1、預想故障集約束等。

其它約束包括但不限于：

a) 燃料約束，即系統、區域、機組(電廠、機組群)燃料約束，指對計劃周期內發電總煤耗量的限制，對水電機組，包括實時的上游來水量、下游防洪、下游水電廠發電情況等因素的限制;

b) 環保約束，即系統、區域、機組(電廠、機組群)環保約束，指對計劃周期內發電環保容量的限制，主要包括火電廠的排放約束、水電的棄水約束、直流輸電約束。

6.8.1.2 數據校驗與處理

a) 支持對實時市場所需數據進行數據校驗和處理，確保數據滿足計算要求;

b) 支持數據校驗功能，支持校驗規則的配置和生效設置，包括對各類分項數據的單一合理性驗證，以及對各種相互關聯數據的相關性驗證;

c) 支持數據處理功能，支持對實時市場出清所使用的系統負荷預測、母線負荷預測、聯絡線計劃、檢修計劃等數據進行修改維護。

6.8.1.3 實時市場出清

a) 支持以安全約束經濟調度(SCED)進行優化出清;

b) 支持全電量集中競價市場模式下集中優化出清;

c) 具備節點電價(LMP)和分區電價計算功能，并給出LMP的能量價格、阻塞價格、網損價格分量;

d) 能夠根據約束條件設置綜合考慮各種約束條件;

e) 支持計算覆蓋時間范圍設置;

f) 支持周期自動滾動計算和人工手動觸發計算;

g) 計算輸出結果包括機組出力、價格、總成本、約束是否松弛、計算時間、計算過程日志、安全校核結果等信息;

h) 應能與安全校核進行迭代計算，計算結果送安全校核進行交流潮流計算，出現設備或斷面越限時，由安全校核反饋越限信息至SCED重新進行優化計算，直至生成滿足安全約束條件下的市場出清結果。

6.8.1.4 市場異常監測

從價格、出力、斷面三個方面對出清結果進行分析：

a) 支持節點價格異常監測，設定最高限價，當節點價格超過門檻值時進行告警;

b) 支持機組計劃異常監測，如果機組出力不在參數限定范圍內、系統平衡約束松弛量超過設定值、系統備用需求不滿足等情況進行告警;

c) 支持斷面重載監測，當出清結果在進行交流安全校核時出現斷面重載或越限情況時進行告警。

6.8.1.5 市場出清異常處置

在規定的時間內實時市場出清無滿足約束條件的的出清結果或者市場出清異常，無法滿足電網穩定運行安全約束時，由市場運營機構進行異常處置，并發布處置后的實時市場交易結果，市場出清異常處置措施包括：

a) 修改不能滿足的約束條件重新進行市場出清;

b) 根據市場規則以前一次實時市場出清結果、日前或者日內市場出清結果作為實時市場出清結果;

c) 其它符合市場規則的市場出清異常處置措施。

6.8.1.6 實時市場結果管理

a) 具備機組出力、節點價格、分區價格等市場出清結果信息查詢與統計;

b) 具備設備重載、越限、N-1故障分析等安全校核計算結果信息查詢與統計;

c) 提供對市場出清結果進行人工干預的手段;

d) 具備結果自動審批和手動審批功能，支持將機組出力及啟停計劃、節點電價等市場出清結果提交審批，并記錄審批結果;

e) 具備結果自動發布和手動發布功能，支持將市場交易結果分公有信息和私有信息進行發布，信息發布根據數據屬性和登錄用戶角色自動對信息進行分流控制;

f) 具備自動修改滾動計劃并實時轉發至EMS系統計劃值模塊的功能。

6.8.2 界面要求

a) 支持實時市場滾動計算狀態監測，包括每次執行周期中的當前執行狀態、日志信息、異常信息等;

b) 支持按照地理行政分區或邏輯價區的分區價格查詢，支持通過地理圖形式顯示分區價格;

c) 支持出清結果與安全校核結果曲線、棒圖、餅圖、面積堆積圖等多種方式展示;

d) 支持安全校核斷面、變壓器、線路設備潮流及關聯機組靈敏度信息查看;

e) 支持機組出力及出清價格查詢及對比展示;

f) 支持節點價格及節點所關聯的負荷、機組出清結果展示;

g) 支持全天范圍最高LMP、最低LMP、平均加權LMP曲線、日前與實時LMP對比展示及系統負荷預測趨勢對比展示;

h) 支持所有設備(線路、變壓器繞組、斷面)的安全校核詳細潮流及相關發電機組靈敏度信息查詢展示;

i) 支持安全校核計算出的設備重載、越限、N-1故障信息查詢分析展示，包括但不限于：

l 支持匯總展示安全校核計算結果的重載、越限、N-1越限的時段數、設備數等信息;

l 支持展示單個設備在安全校核計算中出現重載、越限和預想故障越限的時段數目，顯示其各時段的計劃潮流;

l 支持從時間維展示安全校核計算中出現重載、基態越限和預想故障越限的時段，能夠任意選擇某個時段展示計劃模式下的潮流和校核結果，能夠展示各時段出現重載和越限的元件個數;

l 支持從預想故障維顯示在某一預想故障情況下出現重載和越限的時段個數，以及某時段越限最為嚴重的設備名稱及計劃潮流。

6.8.3 接口要求

6.8.3.1 數據輸入

a) 來自EMS系統的電網模型、限額信息、故障信息;

b) 來自EMS系統的狀態估計信息;

c) 來自EMS、OMS系統的計算周期范圍內的超短期系統負荷預測、超短期母線負荷預測、最新聯絡線計劃、臨時檢修計劃、可再生能源發電預測等信息;

d) 來自市場申報的市場報價、計劃電量、計劃出力建議、臨時出力限額等信息;

e) 來自市場模型的機組出力上下限、爬坡速率、AGC調節速率、最小開停機時間、開停機次數、啟停磨、振動區等信息;

f) 來自安全校核的靈敏度信息;

g) 日內市場出清結果。

6.8.3.2 數據輸出

機組出力、節點價格、分區價格、安全校核結果。

6.9 輔助服務市場

輔助服務市場是指基于市場競價下的輔助服務產品市場化交易，包括AGC調頻、備用等市場。輔助服務供需方通過輔助服務市場交易平臺完成市場需求發布、市場出清、市場結算等業務功能。市場模式支持與電能量統一出清聯合市場模式和獨立出清模式：

a) 統一聯合優化：在電能量市場中同時提交輔助服務報價，由電能量與輔助服務聯合出清算法考慮機組約束、系統平衡約束、網絡約束等條件進行統一出清，出清結果中同時包括電能量和輔助服務出清結果;

b) 獨立出清：單獨組織輔助服務市場競價，根據市場規則進行出清。

6.9.1 功能要求

6.9.1.1 輔助服務交易數據準備

根據相應規則及計算方法，根據系統負荷、電網運行方式變化，動態評估計算系統的調頻、備用等輔助服務需求總量。

根據輔助服務需求信息、市場成員競價信息，生成輔助服務交易出清案例數據并進行可視化展示。

6.9.1.2 輔助服務交易出清

綜合考慮現貨市場電能量日前、日內、實時出清情況及需求，基于符合市場規則的出清算法，按市場周期對調頻、備用等輔助服務預留容量進行出清，并在實時調度時進行調用。

6.9.2 界面要求

a) 提供輔助服務需求生成與發布界面;

b) 提供市場參數維護界面;

c) 提供市場輔助服務交易申報信息匯總查看界面;

d) 提供機組調頻、備用等狀態實時查看界面;

e) 提供日、月輔助服務市場結算信息查看界面;

f) 提供曲線、棒圖、餅圖等多種形式市場分析結果展示界面;

g) 提供對分析結果的多維度、可視化展示界面。

6.9.3 接口要求

6.9.3.1 數據輸入

a) 從EMS系統運行數據中獲取系統負荷預測、機組組合狀態等數據;

b) 從EMS系統系統獲取機組物理參數和運行參數;

c) 來自市場申報的各機組輔助服務報價。

6.9.3.2 數據輸出

輔助服務市場交易出清結果。

6.10 安全校核

安全校核主要完成各個時段電網運行計劃和電網運行操作的安全校核。運營系統市場出清應至少滿足靜態安全校核的要求。靜態安全校核功能是在給定的方式下，對電網進行靜態安全方面的綜合分析，包括基態潮流分析、靜態安全分析、靈敏度分析等，確保最終生成的市場出清結果滿足電網靜態安全約束。

6.10.1 功能要求

6.10.1.1 基態潮流分析

基態潮流分析根據自動生成的校核斷面潮流進行分析計算，判斷基態潮流下的設備越限情況。

基態潮流分析滿足如下功能：

a) 能夠將校核斷面潮流與設備限額進行比對和越限檢查，包括線路電流越限、輸電斷面越限、變壓器容量越限和母線電壓越限;

b) 能夠給出過載設備及其過載程度、越限設備及其越限程度。

6.10.1.2 靜態安全分析

靜態安全分析根據校核斷面自動生成功能形成的校核斷面潮流，分析N-1故障和指定故障集下的設備越限情況。

靜態安全分析滿足如下功能：

a) 能夠按設備類型、電壓等級和分區確定N-1計算范圍;

b) 能夠根據N-1原則逐個開斷全網設備(包括線路、主變、機組和母線)，并判斷其它元件是否出現越限;

c) 能夠對指定故障集進行靜態安全分析計算，并判斷其它元件是否出現越限;

d) 能夠給出導致過載和越限的故障及相應的過載和越限設備，并給出故障嚴重程度指標。

6.10.1.3 靈敏度分析

靈敏度分析針對校核斷面潮流，對靜態安全分析結果中的越限、過載設備和輸電斷面進行靈敏度分析。

靈敏度分析應滿足如下功能：

a) 能夠計算支路或輸電斷面有功功率和發電機有功出力之間的靈敏度;

b) 能夠計算支路開斷分布因子，即線路或變壓器支路開斷后其它線路或變壓器功率的變化情況;

c) 能夠計算母線電壓和節點無功注入(包括發電機節點和電容電抗器節點)之間的靈敏度，母線電壓和變壓器變比之間的靈敏度。

6.10.1.4 并行計算

a) 支持多個校核斷面并行計算;

b) 支持多個計算任務并行計算，包括靜態安全分析和靈敏度分析;

c) 支持多個算例并行計算。

6.10.2 界面要求

支持設置計算參數、設置計算內容、監測計算進度和查看計算結果。計算參數設置的界面包括：

a) 能夠瀏覽和修改設備和輸電斷面的限值;

b) 能夠按照分區和電壓等級設置計算范圍。

計算內容設置的界面應包括：

a) 能夠設置靜態安全校核的計算任務，可選擇是否進行基態潮流分析、靜態穩定分析和靈敏度分析;

b) 能夠選擇參與靜態安全校核計算的校核斷面。

計算進度監測和計算結果查看的界面應包括：

a) 能夠監測靜態安全校核的計算進度;

b) 能夠中止靜態安全校核計算;

c) 支持按分區、電壓等級和設備類型查看計算結果，支持對計算結果進行排序，支持在接線圖上顯示越限、過載等結果信息;

針對基態潮流分析功能，應提供：

a) 過載設備及過載程度;

b) 越限設備以及越限程度;

c) 地理接線圖上過載和越限設備的可視化顯示。

針對靜態安全分析功能，應提供：

a) 導致過載和越限的故障及相應的過載和越限設備;

b) 故障嚴重程度指標。

6.10.3 接口要求

6.10.3.1 數據輸入

a) 從EMS等系統獲取電網模型、規劃數據和相似日歷史潮流數據;

b) 從EMS等系統獲取設備限額(包括線路電流限額、輸電斷面限額、變壓器容量限額和母線電壓限額)、靜態安全分析故障集等信息;

c) 從EMS等系統獲取系統負荷預測、母線負荷預測、檢修計劃、聯絡線計劃、機組出力計劃等信息。

6.10.3.2 數據輸出

基態潮流分析、靜態安全分析的重載、越限信息和靈敏度分析信息。

6.11 市場評估分析

市場評估分析是基于電力現貨市場運營、電網運行、市場注冊、市場結算、市場成員行為記錄等數據，從市場結構、市場安全、市場運營、市場效益、調度運行等多方面對市場進行評估分析。可根據電力市場的交易記錄、成交電量、電費以及市場供需情況對市場的交易進行統計、分析及測算。評估市場運營的狀況，提供電力現貨市場成員損益報告、市場風險報告，為市場成員參與市場，以及電力市場交易規則的修正提供參考。

6.11.1 功能要求

a) 具備市場結構評估分析功能，包括三寡頭測試、市場集中度(HHI)、供應剩余率(RSI)、市場競爭空間等指標分析;

b) 具備市場安全性評估分析功能，包括短期安全性指標分析、長期性安全性指標分析、發電容量充裕度分析、輸電容量充裕度分析等;

c) 具備市場運營評估分析功能，包括市場申報參量指標分析、供需指標分析和成交指標分析等;

d) 具備市場效益評估分析功能，包括現電價類指標分析、節能減排指標分析、容量利用率指標分析、市場成員損益計算分析等;

e) 具備調度運行指標分析功能，包括預測準確率、計劃執行情況、機組調節性能指標、啟停履約率等指標分析;

f) 具備用戶用電曲線監測功能，包括居民用戶、大用戶、售電企業等不同類型用戶用電曲線及電量監測分析功能;

g) 輔助服務費用的測算與評估等。

6.11.2 界面要求

a) 支持對市場主體的發用電曲線監測;

b) 支持曲線、棒圖、餅圖等多種形式展示市場評估分析結果;

c) 支持評估分析結果標準化導出、打印。

6.11.3 接口要求

6.11.3.1 數據輸入

a) 從EMS系統獲取電網實際運行數據;

b) 從市場申報讀取市場申報數據;

c) 從結算系統讀取結算數據;

d) 從日前、日內、實時、輔助服務市場讀取市場出清結果。

6.11.3.2 數據輸出

a) 輸出市場評估分析結果，并針對不同市場成員，由信息發布子系統負責對外發布;

b) 支持對指標評估分析功能進行服務封裝，提供評估分析的服務調用接口。

6.12 市場風險管控

現貨市場中的風險管控要求研究風險發生和變化的規律，評估風險對社會經濟生活可能造成的損害程度，并選擇有效的手段，有計劃有目的地處理風險，以期望用最小的成本代價，獲得最大的安全保證。

6.12.1 功能要求

6.12.1.1 風險識別

風險識別功能包含風險指標和權重的設置，風險指標計算功能。系統支持電力市場風險指標分析識別，包括但不限于：

a) 支持供需風險指標分析識別，包含可用容量指標、市場供需彈性、備用容量水平指標分析等;

b) 支持市場力風險指標分析識別，包含三寡頭測試、HHI指數、Lerner指數分析等;

c) 支持交易風險指標分析識別，包含電價平穩性指標、競價風險指標分析;

d) 支持電網安全風險指標分析識別，包含阻塞成本、輸電容量富裕度、輔助服務風險指標分析;

e) 支持電力市場價格風險識別。

6.12.1.2 風險預警

a) 支持單一指標自動計算分析功能，當監控指標超過預先設定值時，告警;

b) 支持綜合指標自動計算分析功能，當綜合指標超過預先設定值時，告警;

c) 支持單一指標和綜合指標手動計算分析功能;

d) 支持多種告警方式，并可以選擇設置。

6.12.1.3 風險管控

a) 支持阻塞管理功能，阻塞管理作為市場優化模型一部分，在日前和日內市場出清過程中充分考慮阻塞管理;

b) 支持市場成員行為測試，測試某一電源的投標價格是否超過其參考價格，達到預先設定門檻;

c) 支持市場成員影響測試，測試該電源投標對能量市場出清價格的影響，如果某一電源投標未能通過行為測試，且其影響測試超過了預先設定的門檻，則使用參考價格代替該電源投標價格;

d) 支持市場力消除程序功能，能夠根據檢測結果消除市場力引發的風險。

6.12.2 界面要求

應提供豐富友好的人機接口，具體功能如下：

a) 應支持市場風險評估指標設置、限值設置、權重設置，報警方式設置等界面;

b) 應實現市場風險評估指標自動和手動計算功能;

c) 應實現風險指標越限告警功能;

d) 應實現告警方式設置功能;

e) 應實現手動解除告警功能。

6.12.3 接口要求

6.12.3.1 數據輸入

a) 從EMS系統獲取電網實際運行數據;

b) 從市場申報讀取市場申報數據;

c) 從日前、日內、實時、輔助服務市場讀取市場出清結果。

6.12.3.2 數據輸出

輸出風險評估結果，并針對不同市場成員，由信息發布子系統負責對外發布。

6.13 市場監管

市場監管子系統為市場監管機構根據有關法律、法規和規章對市場主體、電網運營企業、市場運營機構及其市場行為進行監督和管理提供技術支持，以實現電力市場競爭的合理、有序、公正、公平和公開。

6.13.1 功能要求

6.13.1.1 市場數據查詢與監測

a) 支持現貨市場交易、結算相關數據查詢。支持但不限于交易單元信息、報價曲線、出清結果及成交情況等數據查詢;

b) 支持對電力現貨市場每天的價格變化進行實時監測，對價格波動進行嚴格審核，發現問題將及時要求獨立系統運營商或電網運營企業進行解釋說明，控制市場成員利用市場操縱力導致電力現貨市場價格大幅波動的問題;

c) 支持申報數據監測，可以在線監測申報電價、電量等信息;

d) 支持市場出清數據監測，可以在線監測出清電價、電量等信息。

6.13.1.2 市場力的判定與消除

a) 能夠判斷市場成員是否具備并動用市場力來操控市場價格，并根據市場力緩解措施消除市場力;

b) 支持市場成員行為測試，支持對比市場成員實際競價和參考競價，設定門檻值，如果二者偏差超過門檻值則告警;

c) 支持市場成員影響力測試，對比采用發電成本和市場成員報價進行市場出清的結果，如果偏差大于一定門檻值則告警;

d) 支持市場力緩解審批，對未通過市場力監測的成員的報價進行修改、審批。

6.13.1.3 市場運行績效評價指標監管

支持以下市場運行績效評價指標，包括但不限于：

a) 市場競爭性指標;

b) 市場價格指標;

c) 阻塞管理效率指標;

d) 資源可用性指標;

e) 發電燃料構成指標;

f) 可再生能源穿透率指標;

g) 市場深度指標。

6.13.1.4 信息發布監管

a) 支持對市場主體、電力交易和電力調度機構信息公開和報送，應當發布的信息內容和要求，主要信息的報送、備案或發布，有關方式、途徑、時限，信息安全、保密情況等;

b) 支持監管信息按照日、月、季、年等時間間隔, 定期將市場監測與評估的結果予以公布。發布年度和季度市場狀態報告，報告應提供市場結構，市場行為，市場績效分析;

c) 支持各類市場監管圖表公布;

d) 支持各類市場評價指標公布;

e) 支持根據市場評價體系計算評分;

f) 支持交易前、交易中，根據評分結果對異常情況提出預警;

g) 支持按日、月、季、年等時間間隔，定期生成并發布市場分析報表。

6.13.2 界面要求

應提供豐富友好的人機接口，支持各類信息的展示，具體功能如下：

a) 應支持市場運行績效指標監控功能;

b) 應支持系統運行指標監控功能;

c) 應支持監管信息披露功能。

6.13.3 接口要求

6.13.3.1 數據輸入

a) 支持從市場申報讀取市場申報數據;

b) 支持從日前、日內、實時、輔助服務市場讀取市場出清結果。

6.14 系統管理

系統管理子系統提供系統管理員對運營系統的配置與管理功能，包括流程配置、規則配置、賬戶權限管理、運行日志、數據存檔等功能，保證系統運行的安全性、靈活性和可擴展性，并對系統資源的使用進行有效監控。

6.14.1 功能要求

6.14.1.1 流程配置

提供流程配置與管理功能，可根據電力現貨市場的規則配置流程節點，流程節點可以配置為定時自動執行或由人工執行，流程節點配置為人工執行時可以配置授權賬戶。

6.14.1.2 規則配置

提供電力現貨市場規則庫，供系統運行與維護人員按已公開發布的電力現貨市場規則集中配置維護電力現貨市場規則庫。

支持在線修改、生效規則，無需修改或重啟運營系統。

6.14.1.3 賬戶權限管理

權限管理是基于角色、超級用戶、用戶組和用戶的多級權限管理制度。多級權限管理制度遵循以下管理原則：

a) 系統提供超級用戶，超級用戶不能直接進行業務操作，只能對其余普通用戶進行授權管理，以實現授權和業務分離;

b) 系統下分用戶組，每個用戶組具有一定范圍的操作權限;

c) 系統用戶根據自己的用戶名、密碼登錄進入系統，進行權限允許的操作;

d) 每個用戶組可以包含一個或多個最終用戶，具備該用戶組的操作權限，同時每個用戶都可以修改自己的密碼，密碼必須滿足安全防護要求，否則修改不成功，該密碼不為管理員所知。

6.14.1.4 運行日志

對于系統所有的操作都記錄到運行日志中，包括系統所有的安全相關事件以及操作人員操作時標等。

a) 運行日志應分為系統事件(例如：系統啟動、關閉，認證和鑒別，配置更改等)、業務事件(例如：信息查詢，數據輸入等)、成功事件、失敗事件四類;

b) 運行日志模塊應提供對記錄的日志數據進行分類查詢分析功能，并且該模塊只對有權限的管理員開放。

6.14.1.5 數據存檔

數據存檔模塊對運營系統運行中各種數據和操作進行存檔和管理。

a) 應實現對市場成員和系統用戶的登錄及操作、系統軟硬件運行、系統數據等的存檔功能;

b) 應實現對交易的全過程進行全面跟蹤記錄，并存儲在運行記錄數據庫里。

6.14.2 界面要求

提供使用方便、配置靈活、信息準確、管理有效的配置管理界面：

a) 應實現流程配置界面;

b) 應實現規則配置界面;

c) 應實現賬戶權限管理界面;

d) 應實現運行日志查詢管理界面，可以對系統所有的安全相關事件進行查詢;

e) 應實現數據存檔管理界面，可以對各種數據和操作進行存檔和管理。

6.14.3 接口要求

6.14.3.1 數據輸入

a) 支持從日前、日內、實時、輔助服務市場讀取操作信息;

b) 支持從市場申報讀取市場申報操作信息。

6.15 市場成員服務

市場成員服務為電力現貨市場參與者提供電力現貨市場體系介紹、市場規則解讀、電力現貨市場參與方式說明、運營系統使用培訓、市場成員互動交流平臺等服務，引導市場成員參與電力現貨市場。

6.15.1 功能要求

a) 具備電力現貨市場體系介紹功能，通過圖文、語音、視頻等方式，向市場成員介紹電力市場基本業務框架，電力中長期市場與電力現貨市場關系，日前、日內、實時現貨市場和輔助服務市場業務體系，市場風險管控體系和市場監管體系;

b) 具備電力現貨市場規則解讀功能，通過圖文、語音、視頻等方式，對電力市場規則進行解讀，向市場成員介紹市場規則的指導思想、主要內容、現貨市場業務流程、市場運營機構、市場監管機構職責、市場規則重要修改等內容，對市場成員關注的問題進行解答、澄清;

c) 具備電力現貨市場參與方式說明，通過圖文、語音、視頻等方式，介紹各類市場成員參與電力現貨市場需要具備的準入條件、市場注冊材料規范、市場注冊方式和注冊過程，為市場成員參與電力現貨市場提供全程指導;

d) 具備運營系統使用培訓功能，通過圖文、PPT、視頻等方式，面向各類市場成員詳細介紹運營系統總體架構、各業務模塊功能使用方法、系統常見問題處理方法等，為市場成員通過運營系統參與各類市場交易業務提供指導;

e) 具備市場成員互動交流平臺功能，支持市場成員通過WEB網頁、移動APP等方式進行互動交流。

6.15.2 界面要求

a) 支持圖文、語音、視頻等方式展示市場成員服務內容;

b) 支持市場成員通過WEB網頁、移動APP方式互動交流文字、圖形、語音、視頻等內容;

c) 支持市場成員服務內容下載、打印。

6.16 電力現貨市場運營系統部署結構

電力現貨市場運營系統，包括支持跨省區電力市場的運營系統和省電力市場的運營系統。運營系統的建設立足現有調度基礎設施、調度控制系統的現狀開展，同時考慮電力市場運營的客觀需要。運營系統部署結構如下圖所示：



圖2 電力現貨市場運營系統部署結構

運營系統的主要功能部署在生產控制大區，現貨市場(含輔助服務)運行功能部署在Ⅱ區，市場管理功能部署在管理信息大區，數據申報與信息發布功能跨大區部署。生產控制大區和管理信息大區之間通過正反向隔離裝置交互數據;信息外網和信息內網之間也部署正反向隔離裝置;在生產控制大區和發電企業之間，采用縱向加密認證裝置;在管理信息大區與發電企業之間采用防火墻等邏輯隔離設備;在信息外網與互聯網之間通過防火墻、安全接入網關等邏輯隔離保障信息安全。

6.17 與其它電力現貨市場運營系統銜接

電力市場間數據交互要求如下：

1) 交互對象。應支持與其它電力現貨市場運營系統、調度系統之間進行數據交互。

2) 輸入范圍。應支持接入機組上網電量、機組合同實際執行出力、跨市場送受電量、跨市場合同實際執行出力等。

3) 輸出范圍。應支持輸出省市場需求曲線、聯絡線計劃調整反饋。

4) 數據周期。數據的時間周期應支持分鐘級時間粒度。

5) 交互周期。接入至運營的數據，數據應支持按小時、按日、按周、按月交互。

6) 數據主體。數據交互的主體范圍應包括發電機組、電力用戶、售電企業、電網運營企業等。

7) 交互方式。應支持自動定時推送、按條件推送、連續滾動推送及手動觸發推送4種方式。

7 與外部系統數據交互

7.1 與EMS系統數據交互

運營系統從EMS系統獲取電網模型、網絡約束及運行數據。包括電網模型數據、SCADA機組運行數據、斷面控制信息、關鍵輸電線關口斷面穩定限額、新能源預測信息等。

運營系統將日前、日內和實時調度計劃以及調頻等輔助服務的優化和實際調用結果發布到EMS系統。

7.2 與OMS系統數據交互

運營系統從OMS系統獲取發電和輸變電設備檢修及投退役計劃等數據。包括機組檢修單、輸變電設備檢修單、設備投運、設備退役信息等。

7.3 與電力中長期交易平臺數據交互

運營系統從電力中長期交易平臺獲取發電企業、售電企業、電力用戶等市場成員的注冊信息。

運營系統向中長期電力交易平臺輸出現貨交易及輔助服務交易結果等信息。

7.4 與電量計量系統數據交互

運營系統從電能量計量系統中獲取機組每日分時上網電量數據。

7.5 與電力現貨市場結算系統數據交互

運營系統將日前、日內、實時市場和輔助服務市場出清結果發送到電力現貨市場結算系統。

8 安全防護

8.1 總體架構

運營系統的安全防護依據《中華人民共和國網絡安全法》、《電力監控系統安全防護規定》(國家發展改革委2014年第14號令)和《電力監控系統安全防護方案》(國能安全〔2015〕36號)，根據業務系統的不斷完善加強對系統的防護，最大限度地保障系統的安全、可靠和穩定運行。

運營系統安全防護具體又可劃分為網絡安全、主機安全、應用安全、數據安全、終端安全、監測預警、系統災備等方面。

8.2 網絡安全

運營系統網絡安全防護包括網絡交換設備(如路由器、交換機等)和網絡安全設備(如防火墻、電力專用橫向單向隔離裝置等)，采用設備安全配置管理策略，對關鍵網絡鏈路提供硬件設備冗余，對設備配置進行安全備份，對設備軟件系統進行及時更新，通過網絡漏洞掃描加強網絡安全管理。在網絡通道建設方面，采用網絡專用策略，對互聯網業務通信采用強身份認證和數據加密、簽名手段保障網絡通信安全。

8.3 主機安全

運營系統的主機操作系統采用國家有關部門指定的安全操作系統，提供身份認證、訪問控制、安全審計、惡意代碼與漏洞防范等必要措施，以及采取及時的升級更新策略提升主機安全性。

8.4 應用安全

運營系統的應用服務及業務信息面臨用戶認證欺騙、權限及信息泄露、篡改等風險，嚴格采用雙因子用戶身份認證，對敏感信息進行加密存儲及傳輸，加強應用權限管理。強化日志審計管理，提供可作為法律證據的日志記錄，日志記錄應采取安全措施保存至少六個月以上。

8.5 數據安全

運營系統的敏感數據包括電力交易數據申報信息、電力交易單據信息、計劃結算結果信息等，在傳輸及存儲的過程中，面臨篡改及泄露風險，應采取數據加密、簽名和數據使用權限限制手段，保障數據安全。為保障信息系統的容災能力，對重點數據進行有效備份。

8.6 終端安全

運營系統涉及使用的終端應采用基于專用硬件的雙因子認證機制保證用戶身份的真實性。終端系統應部署專用的終端安全防護軟件，提供網絡安全通信、權限訪問控制、病毒及惡意代碼防范、系統升級更新等安全措施為使用者提供安全訪問環境。

8.7 監測預警

運營系統應采取監測、記錄網絡運行狀態、網絡安全事件的技術措施，對安全事件進行分析提供預警信息，并按照規定留存相關的網絡日志不少于六個月。

8.8 系統災備

運營系統應建設異地容災機制，對系統運行的硬件環境和關鍵數據進行備份。當發生災害事件或安全事件影響系統服務時，應及時啟用備用系統保障服務正常運行。

電力現貨市場結算系統功能規范

1適用范圍

本規范規定了電力現貨市場結算系統的基本功能和業務要求，涵蓋了集中式全電量競價與分散式偏差電量競價兩種模式的結算業務，“6.4電能結算”章節對兩種模式作了區分，其他部分同時適用于兩種模式。

本規范中有關中長期交易結算，僅針對現貨市場放開后的金融合約或物理合約兩類分時電量、電價曲線的結算，目前省級交易中心現行的中長期業務不予闡述。

本規范適用于電力現貨市場結算系統的設計、開發和驗收。

2規范性引用文件

下列文件中的條款通過本規范的引用而構成為本規范的條款。凡是注明日期的引用文件，其隨后所有的修改單(不包括勘誤內容)或修訂版均不適用于本規范，然而，鼓勵根據本規范達成協議的各方研究是否可使用這些文件的最新版本。凡是不注明日期的引用文件，其最新版本適用于本規范。

《中共中央 國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發〔2015〕9號)

《國家發展改革委 國家能源局關于印發電力體制改革配套文件的通知》(發改經體〔2015〕2752號)

《國家發展改革委辦公廳 國家能源局綜合司關于開展電力現貨市場建設試點工作的通知》(發改辦能源〔2017〕1453號)

《電力中長期交易基本規則(暫行)》(發改能源〔2016〕2784號)

《中華人民共和國網絡安全法》

《電力監控系統安全防護規定》(中華人民共和國國家發展和改革委員會令第14號)

《電力行業網絡與信息安全管理辦法》(國能安全〔2014〕317號)

《電力行業信息安全等級保護管理辦法》(國能安全〔2014〕318號)

《國家能源局關于印發電力監控系統安全防護總體方案等安全防護方案和評估規范的通知》(國能安全〔2015〕36號)

3術語和定義

3.1 電力批發市場Wholesale Electricity Market

發電商和大用戶/電力零售商之間進行大宗電力交易的市場。

3.2 電力零售市場Retail Electricity Market

指在批發市場的基礎上，進一步放開配電服務，允許電力零售商進入市場，中小電力用戶有權自主選擇供電商的售電側市場形態。

3.3 電能量市場Electric Energy Market

以電能量為交易標的物的市場。

3.4 實物合同Physical Contract

合同雙方根據實際供需情況自行簽訂，并要求按照合同條款以實物而非現金交割執行的合同。

3.5 財務合同Financial Contract

市場參與者以電力及其衍生品為標的，進行購買、出售、出借、互換或回購等交易的協議，交易形式包括差價、遠期和互換等。電力財務合同僅約定財務交割責任，不作為市場主體發用電計劃制定依據。

3.6 差價合同Contract for Difference(CfD)

根據事先約定的合同價格以及合同交割對應的市場價格(如現貨價格)之差進行結算的一種金融合同。

3.7 市場成員Market Member

電力批發市場的參與者和利益攸關方。市場成員包括市場主體、電網運營企業和市場運營機構三類。其中，市場主體包括各類發電企業、售電企業、電力用戶和獨立的輔助服務提供商等。

3.8 中長期交易 Medium and Long-term Transaction

對未來某一時期內交割的電力產品或服務的交易，包含數年、年、月、周、多日等不同時間尺度。中長期交易合同包括實物合同和財務合同。

3.9 電力現貨市場 Electricity Spot Market

通過交易平臺在日前及更短時間內集中開展的次日、日內至實時調度之前電力交易活動的總稱。現貨市場交易標的物包括電能量、調頻服務、備用服務等。

3.10 輔助服務市場 Ancillary Service Market

為維護系統的安全穩定運行、保證電能質量，由發電企業、電網經營企業和電力用戶等提供除正常電能生產、傳輸、使用之外的市場化輔助服務的市場，具體包括調頻、備用、無功調節、黑啟動等市場。

3.11 節點邊際電價 Location Marginal Price(LMP)

在現貨電能交易中，為滿足某一電氣節點增加單位負荷導致的系統總電能供給成本的增加量。節點邊際電價由系統邊際電價、阻塞價格和網損價格三部分構成。

3.12 日前市場 Day-ahead Market

運行日提前一天(D-1日)進行的決定運行日(D日)機組組合狀態和發電計劃的電能交易市場。

3.13 日內市場 Intra-day Market

運行日(D日)滾動進行的決定運行日(D日)未來數小時調度機組組合狀態和發電計劃的電能交易市場。

3.14 實時市場 Real Time Market

運行日(D日)進行的決定運行日(D日)未來5-15分鐘最終調度資源分配狀態和計劃的電能交易市場。

3.15 市場結算Market Settlement

根據交易結果和市場規則相關規定，對市場成員保證金、盈虧、手續費、交割貨款和其它有關款項進行的計算、劃撥。

3.16 阻塞管理Congestion Management

當市場出清過程中進行安全校核時，若輸電線路潮流超出了安全約束，市場運營機構需根據一定原則調整發電機組出力，改變輸電線路潮流使其符合安全約束，并且分配調整后產生的盈余或者成本。

3.17 網損Transmission Loss

電能量輸送過程中以熱能形式散發的功率損失，即為電阻、電導消耗的有功功率。

3.18 調頻服務Frequency Regulation Service

當電力系統頻率偏離目標頻率時，發電企業、電力用戶和獨立輔助服務提供商等在短時間內調整有功出力跟蹤負荷變化，以維持電力系統頻率的穩定所提供的服務。調頻服務分為一次調頻、二次調頻、三次調頻。

3.19自動電壓控制Automatic Voltage Control(AVC)

在控制區內，通過自動控制程序的運行，根據電網實時運行工況在線計算無功電壓控制策略，自動閉環控制無功和電壓調節設備，以實現控制區合理的無功電壓分布。簡稱AVC。它是由主站無功自動控制程序、信息傳輸路徑、信息接收裝置、子站AVC控制系統及執行機構等環節組成的整體。

3.20黑啟動服務Black Start Service

指發電機組在系統大停電時，在無外來電源情況下進行自啟動，為恢復系統供電而向電力系統提供的輔助服務。

4總體要求

4.1應用范圍

電力現貨市場結算系統應針對電力批發市場，滿足省級電力現貨市場的結算要求。

4.2先進性要求

電力現貨市場結算系統應充分考慮未來發展的需求，結合我國的國情和網情，借鑒國內外先進的經驗和技術，充分利用已有的管理模式和技術資源，統籌規劃。

4.3接口要求

電力現貨市場結算系統應支持與交易系統、計量系統、調度系統等進行數據集成，同時也支持與其他市場進行數據交換與業務銜接。

4.4完整性要求

電力現貨市場結算系統面向發電企業、電力用戶、售電公司、需求側響應主體以及電網公司，支持中長期分時曲線、日前交易、實時交易等全周期結算，覆蓋電能結算、輔助服務結算、容量結算以及輸配電費、服務費、信用金等現貨結算全業務，并且需要滿足性能、人機等非功能性要求。

5總體功能框架

電力現貨市場結算系統功能包括電能結算、輔助服務結算、偏差結算、輸配電費結算以及服務與附加費結算等結算品種，同時包括涉及各結算品種的盈余平衡結算與追補清算以及帳單發布、基礎模型、參數配置等，另外包括與其他相關系統以及其他市場技術支持系統的接口。

總體功能架構如下圖所示：



電力現貨市場結算系統總體功能架構圖

電力現貨市場結算系統功能規范共分為基礎模型、參數配置、計量關口電量、電能結算等共17個章節，分別從結算基礎數據、結算核心業務、結算賬單及發布、信用金管理、數據交互和非功能性要求等方面進行了闡述。

5.1結算基礎數據

第6.1—6.3章節為結算基礎數據，包括基礎模型、參數配置及計量關口電量。這三類數據為結算的基礎輸入數據。

1) 基礎模型。描述結算所需要的發電機組、電力用戶、售電公司及電網公司等基礎模型注冊信息，為結算業務提供模型支撐;

2) 參數配置。描述結算參數，規則配置信息等管理功能;

3) 計量關口電量。描述計量關口數據的獲取，為結算計算提供基礎數據。

5.2結算核心業務

第6.4—6.12章節為結算核心業務，包括電能結算、輔助服務結算、需求側響應結算、偏差結算、成本補償結算、盈余平衡結算、輸配電價結算及容量市場結算、服務費及附加費結算等，作為結算的主要業務功能。

1) 電能結算。描述中長期分時曲線、日前電能交易、實時電能交易等電能類結算功能;

2) 輔助服務結算。描述調頻、備用等輔助服務結算功能，另外在過渡階段為了與現行的“兩個細則”進行銜接，引用并保留了發電廠輔助服務管理與并網運行管理實施細則中的有關考核與補償的內容;

3) 需求側響應結算。描述參與需求側響應的市場主體的功能要求;

4) 偏差結算。描述電能類偏差、輔助服務類的執行偏差結算要求;

5) 成本補償結算。描述成本補償條件、補償類型和補償依據等要求;

6) 盈余平衡結算。描述盈余資金的計算、規則管理及分配計算等功能;

7) 輸配電價結算。描述電網公司的輸配電費結算功能;

8) 容量市場結算。為支撐容量市場結算，涵蓋了容量市場結算的功能要求;

9) 服務費及附加費。描述市場成員的會員費、交易傭金及附加費等結算功能。

5.3結算賬單及發布

第6.13—6.14章節為結算數據形成之后的對賬、賬單出具及賬單發布。其中包括追補清算在流程中的處理。

1) 結算對賬。結算數據產生之后，為保證數據準確，對結算結果數據進行對賬處理，包括總費用對賬與電能、網損與輔助服務等各個分類對賬。對賬結果滿足要求后，再進入賬單出具與發布流程;

2) 結算賬單。結算賬單需要滿足的要求，包括賬單的組成要素與賬單的科目分類要求等;

3) 流程與發布。描述結算的業務流程，其中包括追補清算的處理以及賬單的發布與爭議反饋。

5.4信用金管理

第6.15章節為信用金的管理。

信用金管理。描述了信用金的標準、額度計算與差額風險等方面的功能要求。

5.5結算數據交互

第6.16章節為與外系統數據的交互，包括與調度、交易等橫向系統的交互以及與其他市場的數據交互。

與外系統交互。首先對交互的周期、對象、范圍等方面的要求進行了描述，交互后的數據需進行校驗與鎖定，交互有兩類數據：一是橫向數據交互，為結算提供計量、交易結果等輸入數據;二是與其他市場數據交互，實現與省間市場的銜接。

5.6非功能性要求

第6.17章節為電力現貨結算系統的非功能性要求，包括數據要求、性能要求和人機界面要求。

1) 數據要求。描述了結算數據的狀態標志、數據存儲要求和數據備份方面的要求;

2) 性能要求。描述了結算系統的查詢性能、計算性能和計算數據支撐規模方面的要求;

3) 人機界面要求。描述了結算系統設計所需要遵循的原則。

6功能規范

電力現貨市場結算系統功能包括結算基礎模型、數據交互、結算周期、結算品種、結算發布等方面。

6.1基礎模型

結算基礎模型為電力現貨市場結算系統中所有的結算主體，包括發電側的發電機組，用電側的直接交易用戶以及售電公司和作為輸配電運營單位的電網公司以及參與需求響應的市場主體等。

基礎模型的注冊、變更、注銷、退市等模型生命周期的行為，應經過審核或審批后才可正式生效。基礎模型發生變更、注銷、退市等行為時，原基礎模型的模型數據記錄及模型對應的業務數據記錄仍需保存，不得刪除。

6.1.1市場成員

市場成員作為出具賬單進行開票結算的法人單位，需具有獨立法人資格，包括發電企業、電力用戶、售電公司及電網公司等。市場成員管理功能包括市場成員的入市注冊、信息變更、注銷退市，支持模型的查詢、編輯、上傳附件、導出等功能。需記錄模型發生變更的全部過程，查看歷史變更記錄。結算系統的市場成員模型應具備與交易平臺模型的同步功能，支持與交易、調度、財務、營銷等平臺之間的數據關聯和映射。進入市場后的市場成員自身發生重組等變化后，需通過交易平臺提交變更申請，經審核通過后更改注冊信息，原注冊信息須保留。成員模型信息需包括：

1) 賬戶信息。包括市場成員編碼、工商注冊名稱、法人代表、許可證號、許可證發證時間、許可證生效時間、開戶銀行、系統注冊時間、系統失效時間、組織機構代碼、企業性質、行業分類等;

2) 股權信息。包括其控股的出資方及其控股比例;

3) 成員類型。包括發電企業、售電公司、電力用戶、電網公司、需求側響應主體等。

6.1.2結算主體

結算主體為市場成員法人單位所下屬的參與交易結算的最小單位，包括發電側的發電機組，用電側參與批發市場的電力用戶與售電公司，輸電側的電網公司及參與需求側響應的市場主體，實現對發電側電能提供方、用電側電能使用方與電網公司電能輸送方的費用結算。結算主體具體包括：

1) 發電機組

包括發電機組的投運、調試、試運行及轉商運直至退役、停產等全生命周期管理，支持機組模型的查詢、編輯、上傳附件、導出等功能。需記錄機組模型發生變更的全部過程，查看歷史變更記錄。結算系統的發電機組模型應具備與交易平臺模型的同步功能，支持與交易、調度、財務、營銷等平臺之間的數據關聯和映射。進入市場后的機組自身發生增容、脫硫脫硝等變化后，需通過交易平臺提交變更申請，經審核通過后更改注冊信息，原注冊信息須保留。機組模型信息需包括：

l 模型信息。包括機組編碼、名稱、生效時間、失效時間、所屬市場成員、裝機容量、發電類型等;

l 機組類型。包括火電、氣電、核電、新能源與可再生能源發電等，其中光伏可為多臺物理機組的組合。發電機組需與該機組所屬的市場成員對應。

2) 電力用戶

支持對參加批發市場的電力用戶(或為電力用戶下屬的用電單元)進行查詢、編輯、上傳附件、查看變更記等操作。包括電力用戶的入市、退市等過程，需記錄模型發生變更的全部過程并可查看歷史變更記錄。結算系統的電力用戶模型應具備與交易平臺模型的同步功能，支持與交易、調度、財務、營銷等平臺之間的數據關聯和映射。進入市場后的模型發生變更時，需通過交易平臺提交變更申請，經審核通過后更改注冊信息，原注冊信息須保留。模型信息需包括：

l 模型信息。包括編碼、名稱、所屬市場成員編碼、電壓等級、行業類型、基本容量、生效時間等;

l 模型類型。包括一般工商業用戶、大工業用戶等。電力用戶結算單元需與所屬的市場成員對應。

3) 售電公司

支持對參加批發市場的售電公司進行查詢、編輯、上傳附件、查看變更記等操作。包括售電公司的入市、退市等過程，需記錄模型發生變更的全部過程并可查看歷史變更記錄。結算系統的售電公司模型應具備與交易平臺模型的同步功能，支持與交易、調度、財務、營銷等平臺之間的數據關聯和映射。進入市場后的模型變更時，需通過交易平臺提交變更申請，經審核通過后更改注冊信息，原注冊信息須保留。模型信息需包括：

l 模型信息。包括編碼、名稱、所屬市場成員編碼、代理負荷容量、生效時間等;

l 模型類型。包括電網企業售電公司、配售電公司、獨立售電公司等。

4) 電網公司

支持將電網公司作為結算主體進行輸配電價管理與輸配電費結算。需支持電網公司模型的查詢、編輯、上傳附件、查看變更記等操作。需記錄模型發生變更的全部過程并可查看歷史變更記錄。進入市場后的模型變更時，需通過交易平臺提交變更申請，經審核通過后更改注冊信息，原注冊信息須保留。模型信息需包括：

l 模型信息。包括編碼、名稱、所屬市場成員編碼等;

l 模型類型。包括國家電網公司總部、分部及南方電網公司、省級電網公司、地方電網、增量配電網等。

5) 需求側響應

支持對需求響應市場主體進行查詢、編輯、上傳附件、查看變更記等操作。包括需求響應市場主體的入市、退市等過程，需記錄模型發生變更的全部過程并可查看歷史變更記錄。結算系統的需求響應模型應具備與交易平臺模型的同步功能，支持與交易、調度、財務、營銷等平臺之間的數據關聯和映射。進入市場后的模型變更時，需通過交易平臺提交變更申請，經審核通過后更改注冊信息，原注冊信息須保留。模型信息需包括：

l 模型信息。包括編碼、名稱、所屬市場成員編碼、負荷類型、最大響應容量、生效時間、電壓等級等;

l 模型類型。包括電力用戶參與需求響應的負荷以及售電公司代理參加需求響應的負荷。需求響應模型支持關聯至電力用戶或售電公司的市場成員。

6.1.3計量關口

實現對已注冊的計量關口進行查詢、編輯、上傳附件、查看變更記等操作。計量關口支持關聯至發電機組或電力用戶等結算單元。

包括計量關口的編碼、名稱、倍率、關口類型、所屬市場成員、對應發電機組或電力用戶，生效時間等。支持計量關口模型的查詢、編輯、上傳附件、導出等功能。結算系統的計量關口模型應具備與交易平臺模型的同步功能，支持與交易、調度、財務、營銷等平臺之間的數據關聯和映射。當計量關口發生換表、換CT/PT或滿碼等情況時，需記錄模型事件的全部過程，支持查看歷史變更記錄，并需通過交易平臺提交變更申請，經審核通過后更改注冊信息，原注冊信息須保留。

6.2參數配置

5.2.

5.3.

6.2.1結算參數管理

支持對結算的規則參數、配置參數、狀態標志等進行管理。

6.2.2計量關系配置

支持對關口表計與發電機組上網電量之間的計量關系配置;支持關口表計與電力用戶用電量之間的計量關系配置。

6.2.3結算規則配置

支持結算規則、清算規則的規則配置與定義。

6.3計量關口電量

電力現貨市場結算系統支持計量數據的接入(表計管理與計量數據采集在電能量采集系統中處理)。

6.3.1數據采集與校驗

支持接入分時的關口表計數據，對接入的數據進行質量校驗，具體見“6.16.3與橫向系統交互”章節。

6.3.2關口數據計算

依據關口計量表計數據與發電機組上網電量、電力用戶用電量等數據之間的計量關系，以及接入的計量數據，計算發電機組、電力用戶等結算單元的關口電量。

6.4電能結算

支持依據關口計量數據、交易分時數據，按結算規則進行計算，生成電能結算的結算結果。電能結算包括中長期合約分解曲線的結算、日前電能交易結算與實時電能交易結算，其中的中長期合約結算有金融合約與物理合約兩種情況。結算結果在數據粒度上須包括每筆電能交易最小價格周期(15分鐘或小時級)的電量、電價與電費。

6.4.1合約電能結算

1) 集中式交易下金融合約結算。金融性合約包括政府授權合約與雙邊合約，對于政府授權合約和由交易中心代為結算的雙邊合約，應支持中長期合約電力電量、負荷曲線與價格的管理，支持依據中長期合約與現貨交易結果，按合約規則進行合約交易結算。對于雙邊自行結算的雙邊合約，系統不作要求;

2) 分散式交易下物理合約結算。物理性合約包括政府授權合約與雙邊合約，對于政府授權合約和由交易中心代為結算的雙邊合約，應支持中長期合約電力電量、負荷曲線與價格的管理，支持依據中長期合約與現貨交易結果、實際計量數據進行合約結算，發生的發用電偏差在偏差結算中處理。對于雙邊自行結算的雙邊合約，系統不作要求。

6.4.2日前電能結算

1) 日前電能交易結算價格。支持對日前交易的分時中標價格或出清價格進行管理。對于發生阻塞的結算價格，包括日前市場的系統電能出清價格、阻塞價格與網損價格。具體如下：

l 日前系統電能價格。電能市場的中標價格或出清價格;

l 日前網損價格。對于需要計算網損價格的，應依據網損價格的計算原則，進行網損價格計算;

l 日前阻塞價格。對于需要計算阻塞價格的，在發生阻塞時采用節點邊際電價或分區電價進行結算時，應支持阻塞價格的計算或管理。

2) 日前電能交易電量電費結算。支持對日前交易的分時出清電量進行管理，依據出清電量與結算價格，按市場規則進行日前電能交易電費結算。對于不進行日前市場結算的情況，系統不作要求。

6.4.3實時電能結算

1) 實時電能交易結算價格。支持對實時交易的分時中標價格或出清價格進行管理。對于考慮阻塞的結算價格，包括實時市場的系統電能出清價格、阻塞價格與網損價格。具體如下：

l 實時系統電能價格。電能市場的中標價格或出清價格;

l 實時網損價格。應依據網損價格的計算原則，進行網損價格的計算;

l 實時阻塞價格。對于需要考慮阻塞的，發生阻塞時采用節點邊際電價或分區電價進行結算時，應支持阻塞價格的管理。

2) 實時電能交易電量電費結算。支持對實時交易的分時出清電量進行管理，依據出清電量與結算價格，按市場規則進行實時電能交易電費結算。

6.5輔助服務結算

支持根據關口計量電量、電能出清分時數據，輔助服務出清分時數據、機組運行數據，按照輔助服務結算規則計算得到輔助服務結算結果。結果包括每筆輔助服務出清結果的電量、電價與電費，電費可為正值或負值。

輔助服務的市場化交易這里僅包括調頻與備用，不包括調峰。其他輔助服務項目這里不作描述，可以沿用現行的兩個細則執行。調頻、備用一般只參與實時市場，因此這里僅指調頻、備用的實時市場結算。

6.5.1調頻結算

依據調頻服務的出清結果、調頻響應水平，按照調頻結算規則進行調頻費用的結算。對參與調頻市場產生的機會成本及成本補償費用詳見“6.8成本補償結算”章節。

1) 調頻出清費用。依據實際調頻容量與調頻市場出清價格進行結算;

2) 調頻響應效果。依據實際調頻情況與調頻響應指令進行對比計算;

3) 調頻結算費用。依據調頻出清費用、調頻響應效果，按照規則計算參與調頻市場的結算費用。

6.5.2備用結算

按照備用的出清結果，依據備用的類別以及備用的響應情況，按照結算規則進行備用費用的結算。對參與備用市場產生的機會成本及成本補償費用詳見“6.8成本補償結算”章節。

1) 備用出清費用。依據實際備用容量與備用市場出清價格進行結算;

2) 備用響應效果。依據實際備用響應情況與備用響應指令進行對比計算;

3) 備用結算費用。依據備用出清費用、備用響應效果，按照規則計算參與備用市場的結算費用。

6.5.3其他輔助服務補償與考核

可以保留目前的并網運行管理規定或重新簽訂并網調度協議。依據檢修、機組非停等并網規則或協議的考核與補償要求，進行考核與補償費用的結算，計算方法以實際執行的考核與補償規則為準。可包括但不限于如下：

1) 無功補償與考核;

2) 黑啟動補償與考核;

3) 非計劃停運考核;

4) 安全管理考核;

5) 繼保與安自裝置考核;

6) 檢修管理考核;

7) 勵磁與PSS管理考核;

8) 調度管理考核;

9) 調度自動運行管理考核;

10) 一次調頻考核;

11) 其他考核補償。

6.6需求側響應結算

6.6.1需求響應類型

1) 需求響應參與方式。包括直接負荷控制、可中斷負荷、負荷側競價以及緊急需求響應等;

2) 需求響應市場類型。包括電能市場需求響應、輔助服務市場需求響應以及容量市場需求響應。

6.6.2需求響應結算

支持對需求響應的市場成員，依據需求響應的實際數據、響應規則進行需求響應費用的結算。

1) 需求響應結算主體。對經準入的參與需求響應的主體進行結算，對于負荷集成商(售電公司等)代理一家或多家負荷用戶參與需求響應時，僅對負荷集成商進行結算;

2) 需求響應補償規則。支持需求響應費用核算標準與計算規則的設置;

3) 需求響應違約規則。支持需求響應違約判定規則、懲罰費用計算規則的設置;

4) 需求響應數據。支持需求響應大小、響應持續時間、合同期內的響應次數等輸入數據的接入與管理;

5) 需求響應結算。依據需求響應的輸入數據、補償規則、違約考核規則，計算每個需求響應市場成員的結算費用。

6.7偏差結算

偏差結算是處理每個市場成員的執行偏差，對每臺機組或每個電力用戶等參與市場的單元，計算其實際電能、輔助服務與交易計劃之間產生的偏差及其費用。

6.7.1電能偏差結算

1) 電能偏差電量。支持事前交易數據與事后計量數據之間的偏差結算。上網側應支持對上網電量與電能交易總量之間的偏差電量進行計算;用電側應支持用電量與實際交易總量之間的偏差電量的計算;

2) 電能偏差定價。上網側與用電側均應支持對實際電量與交易總量之間的偏差，按照偏差定價規則，進行偏差價格的計算;

3) 電能偏差電價。依據電能偏差電量與電能偏差價格，進行電能偏差費用的計算。

6.7.2輔助服務偏差結算

1) 輔助服務偏差電量。支持市場交易數據與測量數據之間的偏差電量計算;

2) 輔助服務偏差定價。支持針對實際調節數據與交易數據之間的偏差，按照偏差定價規則，進行偏差價格的計算;

3) 電能偏差電價。依據偏差電量與電能偏差定價，進行電能偏差費用的結算。

6.8成本補償結算

成本補償包括日前、實時的成本補償與參與調頻、備用輔助服務市場的機會成本補償。

日前、實時市場成本補償是對于發電機組等電能、輔助服務提供者，當在交易期間產生的收入無法覆蓋其實際成本(含啟動成本、空載成本等固定成本)時，需分別計算日前市場、實時市場的成本補償費用。若收入已覆蓋其實際成本，則不計算成本補償費用。

機會成本是發電機組為提供調頻、備用輔助服務而可能減少的電能市場的收益，當實時電價小于發電機組最小經濟出力時，對發電機組不計算機會成本補償。

6.8.1日前市場成本補償

支持計算發電機組的日前市場收入與日前市場的成本，成本包括啟動成本、空載成本與日前市場電能成本。對于日前市場收入無法覆蓋是日前市場成本的機組，需支持計算收入與成本的差額，作為日前市場的成本補償費用。

6.8.2實時市場成本補償

支持計算發電機組的日前、實時電能市場和輔助服務市場的總收入以及實時市場的實際運行成本。對于總收入無法覆蓋實時市場運行成本的機組，需支持計算收入與成本的差額，作為實時市場的成本補償費用。

6.8.3輔助服務機會成本補償

機會成本補償只限于參與調頻、備用輔助服務市場產生的機會成本損失進行的費用補償。

1) 機組范圍。支持設定可獲得機會成本補償的機組范圍;

2) 補償容量。支持依據經濟調度點與實際調度出力點，進行機會成本補償容量的計算;

3) 補償價格。支持依據實時電能市場價格與機組實際出力點的邊際成本計算機會成本補償價格。

4) 補償時間。支持補償區間判別標準的設置，依據調頻、備用的響應情況與設置的判別標準，計算機會成本的補償時間。

5) 補償費用。依據補償容量、補償價格與補償時間，計算機會成本的補償費用。

6.9盈余與分攤結算

包括阻塞盈余、網損盈余費用、管理費用的結余以及考核罰款費用的分配和輔助服務費用、需求響應費用的分攤。需支持進賬、收賬的費用明細以及進收賬之間的盈余明細費用管理，需包括每個結算周期的費用明細，并且其變動情況在3年之內可追溯。

分攤的結算費用作為結算賬單的一部分，在月度結算賬單中進行發布與費用結算。

6.9.1阻塞盈余費用及分配

對于考慮阻塞并產生盈余費用的，需支持對阻塞產生的盈余費用的計算與管理。分配方式支持按規則分配與基于輸電權的分配兩種方式。對于按規則分配方式，需支持按照容量比例、交易電量比例、實際用電量比例或其他分配方式進行阻塞盈余的分配;對于按輸電權方式分配，需要支持按照物理或金融輸電權的交易結算規則進行阻塞盈余的計算與分配。

盈余費用可為正值或負值。當盈余費用為正時，表示向市場成員分配盈余費用;盈余費用為負時，為向市場成員征收差額費用。

對于參與市場競價的發電側與用電側的放開比例不同而導致的由電網公司作為零售商(代理非市場用戶)而承擔的阻塞費用，可依據實際規則進行處理，這里不作規定。

6.9.2網損盈余費用及分配

支持網損盈余費用的計算與管理，支持網損盈余費用分配規則的設定，支持按規則對市場主體需要承擔或返回的網損盈余費用進行分配計算。

6.9.3結余管理費用及分配

對市場管理費(交易服務費)的收取與實際支出的結余費用進行管理，結余費用可為正數或負數，正數表示費用有剩余，負數表示費用不足。支持將結余費用滾動至下一年度或對結余費用進行分攤清算。對于采用清算方式的，需支持分攤對象與分攤規則的配置，并計算應該向每個市場成員退回或追加的費用。

6.9.4考核罰款費用及分配

對市場成員違反市場運行或影響生產運行而產生的考核費用與罰款費用，支持考核罰款費用的管理，并支持設定考核罰款費用的分配對象與分配規則，依據實際規則，支持分配給免受考核的其他成員或分配給按規則需要進行獎勵的市場成員等方式。

6.9.5輔助服務費用及分攤

支持輔助服務費用的計算與管理，需支持設定輔助服務費用的分攤對象與分攤規則，依據實際規則，支持由發電側市場主體分攤、用電側市場主體分攤或者發電、用電各占一定比例同時分攤等方式。

6.9.6需求響應費用及分攤

支持需求響應支出費用的計算與管理，需支持設定需求響應費用的分攤對象與分攤規則，依據實際規則，支持由發電側市場主體分攤、用電側市場主體分攤或者發電、用電等所有市場主體同時分攤等方式。

6.9.7成本補償費用及分攤

支持成本補償費用的計算與管理，并對用電側需要承擔成本補償費用的市場主體，設定成本補償費用的分攤對象與分攤規則，依據實際規則，支持按照用電側的負荷比例等方式進行分攤計算，并向用電側市場主體進行征收。

6.10輸配電費結算

支持根據合同約定的輸電通道、輸配電價等信息，計算電網企業提供接入系統、聯網、電能輸送服務的費用。

6.10.1輸配電價管理

支持按電壓等級或其他分類方法進行輸配電價管理，支持對市場成員與輸配電價的對應關系進行管理。

6.10.2輸配電費結算

支持依據輸配電價與實際交易電量進行輸配電費結算。

6.11容量市場結算

對于需要進行容量市場結算的，需支持按不同成員類別進行容量義務、容量價格的管理，支持根據容量市場價格及購買容量，進行容量市場結算。

6.11.1容量義務管理

支持容量義務計算規則的配置，支持依據歷史負荷情況按照計算規則定期計算每個售電公司或電力用戶的容量義務;支持對市場成員容量義務與已獲得容量進行對比，并對容量義務的余缺進行管理，對容量義務不足的成員需予以提示。

6.11.2容量價格管理

支持容量按拍賣或義務購買等方式，進行容量價格的管理，容量購買價格與市場成員對應，同時支持二級市場即容量雙邊市場的價格管理。

6.11.3容量費用結算

支持按照負荷容量與容量價格進行容量費用的結算，支持按照年度、月度或根據市場約定的周期進行容量電費結算，并將容量電費的結果并入結算賬單，對市場成員進行收費。

6.12管理費及附加費

支持向市場主體收取市場管理費(交易服務費)、結算管理費等，以收回市場運行的規則管理、數據發布、市場運營、費用結算及平臺建設等費用，針對不同的市場參與者需支持不同管理費率的設定。

6.12.1會員費

會員費為市場管理服務費的收取方式之一，依據實際規則，需支持會員費計費規則的配置，依據會員費計算規則，計算每個市場成員需要繳納的會員費用，會員費可按年或其他約定的周期計費，費用列入結算賬單中收取。

6.12.2交易傭金

交易傭金為市場管理服務費的收取方式之一，按照交易電費與設定的費率來計算。需支持交易傭金的收取對象及計費規則的配置，依據交易傭金的計算規則，對需要繳納交易傭金的每個市場成員，計算需要繳納的交易費，交易費可列入結算賬單中進行收取。

6.12.3管理服務費

除會員費、交易傭金等收取方式外，還需支持按照成本測算或其他方式進行市場管理服務費的收取。需支持管理服務費的收取對象及計費規則的配置，依據計算規則，對需要繳納管理服務費的每個市場成員，計算需要繳納的費用，管理服務費可列入結算賬單中進行收取。

6.12.4政府基金及附加費

依據實際規則，支持政府基金及附加費的收取對象及計費規則的配置，依據政府基金及附加費的計算規則，對需要繳納政府基金及附加費的每個市場成員，計算需要繳納的費用，政府基金及附加費可列入結算賬單中進行收取。

6.13結算賬單與對賬

6.13.1賬單要素

結算帳單的數據要素包含發布對象、發布時間、計費周期、計費項目、計費明細、收支方向等。具體包括如下內容：

1) 賬單編號。對需要發布的每份賬單，編制唯一的賬單編號;

2) 發布對象。在賬單上明確本賬單發布的對象，每份賬單只對應一個發布對象。發布對象可為發電企業、直接交易用戶、售電公司、需求響應主體、電網公司等;

3) 發布時間。在賬單上標明賬單發布的具體時間，精確至某日某時某分;

4) 計費周期。在賬單上明確本賬單計費的開始時間與結束時間，本賬單費用是該發布對象在計費周期內發生的費用;

5) 計費項目。明確每一筆費用的具體名目，詳見“6.13.2賬單科目”章節;

6) 計費數據。明確每一筆費用的電量、電價以及電費等信息;

7) 清算追補。如果發生歷史賬單數據的追補費用或清算費用，需在賬單中明確追補或清算的歷史賬單編號和需要清算或追補的費用，費用可為正或負;

8) 單位與精度。電量數據以兆瓦時為單位，精度保留4位小數;電價數據以元/兆瓦時為單位，精度保留3位小數;電費以元為單位，精度保留3位小數;

9) 收支方向。明確每一筆費用的收支方向，收取表示交易機構須向某成員收取的費用;支付表示機構交易須向某市場成員支付的費用;

10) 賬單總費用。表示對該成員，本賬單內各項收支費用的代數和;

11) 賬單簽章。最終確認的賬單中需要蓋章，視實際情況，簽章可為傳統蓋章或電子簽章，對于電子簽章賬單，須在政策準許、保證安全以及各市場主體認可的情況下，由權威的第三方電子簽名機構提供;

12) 賬單備注。對賬單數據需要進一步明確的，尤其對清算、追補以及退補等特殊情況需要說明的，在賬單備注上進行說明。

6.13.2賬單科目

賬單科目包括所有對市場成員需要進行收費或付款的結算品種，賬單科目與賬單中的計費項目對應，每筆費用需對應一個賬單科目。包括如下：

1) 電能結算類。包括中長期分解曲線的物理合約與金融合約、日前電能交易、實時電能交易以及緊急電能交易等;

2) 輔助服務類。包括調頻結算、日前備用與實時備用，備用進一步分為旋轉備用、非旋轉備用。此外還包括黑啟動、無功等;

3) 輸電結算類。包括輸電費、輸電損耗、阻塞費用、輸電權結算以及非計劃輸電結算等;

4) 偏差結算類。包括電能執行偏差、輔助服務執行偏差等偏差費用;

5) 追補清算類。對已支付的歷史帳單數據的修正，一般為需要追補或退補的電費;

6) 考核補償類。包括發電計劃考核、一次調頻考核、AGC、AVC考核等;

7) 盈余分攤類。包括需要分配的阻塞盈余、網損盈余及其他需要分攤的費用等;

8) 容量結算類。主要為容量電費結算;

9) 需求響應類。包括電能類需求響應、輔助服務類需求響應以及容量需求響應等;

10) 會員服務費。包括市場成員需要繳納的會員費、交易傭金以及管理費等;

11) 政府附加類。包括政府基金及各類附加費等。

6.13.3結算對賬

支持對市場成員賬單的應收與應付款項進行對賬，保證結算結果的一致性、正確性，對所有市場成員總的應收賬款與應付賬款的偏差費用，需要檢驗盈余偏差的來源與合理性，并對需要分攤的偏差費用在盈余與分攤結算中進行處理。分攤后的費用收支應該平衡。

1) 交易標的類費用對賬。支持對電能、輔助服務及容量等交易標的物的購買者與提供者進行電量或容量、價格與費用的對賬;

2) 盈余分攤類費用對賬。支持對阻塞盈余、網損、輔助服務、需求側響應和考核罰款等需要分攤平衡的費用進行對賬;

3) 清算類費用對賬。支持對需要清算的市場成員進行量價費清算數據的對賬，若清算后對其他成員的費用產生影響并需要進行二次計算的，則需要對其他成員的量價費重新進行對賬;

4) 服務費輸電費對賬。支持對所有市場成員的服務費、交易費及附加費、輸配電費等費用進行對賬。

6.14流程與發布

6.14.1計量與結算

1) 分時數據采集與校驗。

在運行日結束之后的24小時內，完成該運行日的分時交易出清數據、分時計量數據以及其他參與計算的接入數據的采集與校驗;

2) 日滾動計算

在運行日結束之后的48小時內，依據結算規則，完成該日的每個價格周期(15分鐘或1小時等)數據的電量電費計算。交易品種上包括電能、輔助服務等，在時間成分上包括中長期合約分解、日前交易及實時交易等。每日的數據須與該日各時段數據的累加一致;

3) 周統計

支持設定周統計的周期，在周期截止日之后的72小時內，對前一周的每個價格周期內的分時計算結果數據進行統計。周統計數據須與周內每日數據的累加一致;

4) 月結算

支持按月生成結算賬單，在月截止日之后的72小時內，完成前一個月的賬單生成。月賬單可由月內各周的周統計數據累加獲得，月賬單數據須與月內各周數據的累加一致，生成的月度賬單作為費用支付或費用收取的結算憑證。月賬單包括結算月的計量數據、電能結算結果、輔助服務結算結果、其他附加費等;

5) 數據修正

對于該月結算周期內出現的計量誤差、異常數據修正等，經過核對確認后，可對該數據進行修正，修正的日統計、周統計以及月度結算數據，均需要重新修正。月度結算賬單以修正后的數據為準進行發布。

6.14.2追補清算

對結算月之前已經發生的歷史費用，包括歷史帳單的計量數據、偏差結算數據、考核數據等，在需要對歷史數據進行修正調整時，統一在清算中進行處理。清算數據可單獨出具賬單或與月度結算帳單合并，與月度賬單一起下發。

1) 清算有效期

支持對歷史2年之內賬單數據進行爭議與清算處理。2年之內產生的差錯數據、計算錯誤等需要追補或退補的費用，在發現異常后經核查需要清算的，應及時予以清算;

2) 清算處理周期

原則上確認后的清算數據須與下個月的月度結算賬單一同發布，對于須按季度或按年度進行清算的費用，需支持按季度或年度進行集中清算處理。

6.14.3結算發布

1) 明細數據發布

結算數據最小粒度需與最小交易周期粒度一致，需提供與交易時段相一致的分鐘級或小時級數據明細，支持分鐘級、小時級的計量數據、交易結算數據的查詢。

此外需提供匯總賬單數據，支持月度賬單結果的查詢，數據發布時間延遲不超過72小時。

l 數據粒度。賬單明細數據的顆粒度與最小交易周期一致，可支持查詢分鐘級或小時級的數據，包括每個最小交易價格周期的電量、電價以及費用。同時支持按開始與結束的時間周期進行匯總查詢;

l 發布內容。發布各個市場成員的明細數據，包括電能明細數據、輔助服務明細數據、清算明細、盈余分攤明細以及其他需要進行費用收支的明細數據等;

l 發布對象。對所有結算對象進行發布，包括發電企業、電力用戶、售電公司或電網公司，但每個成員只能查詢本成員的明細數據;

l 發布周期。依據業務需要，支持按日或按周發布統計數據，按月發布結算數據。發布的明細數據需與結算賬單的數據一致;

l 發布時效。發布的明細數據保留時間為13個月以上。

2) 賬單發布

應支持按月生成結算賬單并進行賬單的發布。生成的結算賬單需下發給該賬單對應的市場主體，包括發電企業、電力用戶、售電公司或電網公司。賬單發布后，市場成員可登陸系統查詢、下載結算單。

l 數據粒度。數據粒度與電費結算的票據賬單的數據粒度一致，具體明細可另外通過結算數據發布進行明細查詢;

l 發布內容。發布各個市場成員的電費賬單，包括電能結算單、輔助服務結算單、清算單以及其他需要進行費用收支的賬單等;

l 發布對象。對所有結算對象進行發布，包括發電企業、電力用戶、售電公司或電網公司，但每個成員只能查詢本成員的電費賬單;

l 發布周期。依據業務需要，支持按月進行結算賬單發布。發布的賬單作為電費結算的依據，需與正式開具的收費憑證的數據一致;

l 發布時效。需在規定的賬單發布時間及時對外發布，發布確認周期一般為3個工作日或以實際規定時間為準。

6.14.4爭議及處理

市場成員可登陸系統查詢賬單，并對結果進行確認，確認后將無法提交爭議或再次確認。對有異議的部分，應支持市場主體在線提交爭議，并支持對爭議進行回復與處理，同時支持添加相關憑證等附件功能。支持對市場成員確認狀態的查詢，其狀態包括未確認、已確認及有爭議3類，針對有爭議的結算，交易平臺將進行爭議處理與回復。

1) 發布確認。市場成員在規定的時間內，需在對結算賬單進行在線確認，沒有爭議的情況下，可直接執行確認操作，超過設置的確認時限，系統默認為確認。對于確認后產生的爭議，本結算周期可不作響應，提交至下個結算周期再進行處理;

2) 確認狀態。市場成員的確認狀態包括未確認、已確認與有爭議3類，其中對于有爭議的，繼續分為爭議提交、爭議處理、爭議確認等情況;

3) 爭議提交。市場成員針對結算賬單產生的爭議，需在線提交爭議內容，可上傳相關附件。對于爭議的市場成員，該成員的結算周期進行順延，但不影響其他成員的結算進度;

4) 爭議回復。交易平臺需在規定的時間內，對市場成員的爭議進行處理，必要時需進行場外處理，并將處理結果通過網上進行回復，同時發布更新后的結算賬單，市場成員在規定的時間內，再次進行確認。

6.15信用金管理

6.15.1信用評價結果

支持對各市場主體，主要是用電方(支付方)成員的信用等級評價結果進行管理，并支持根據信用等級，設定不同的信用金比例系數。

6.15.2信用金計算

1) 結算周期信用參考額度。支持按歷史最高、年內平均、最近三個月平均等多種方案，結合系數調整，計算結算周期的參考額度。該額度作為支付方在一個完整的結算周期內需要支付的費用水平;

2) 信用金比例設定。支持信用金比例的設定，即在結算周期參考額度的支付金額基礎上，設定倍數比例，確保具有足夠的信用資本來承擔支付風險;

3) 信用金額度計算。支持設定信用金額度計算的周期與頻度，結算周期內的信用參考額度乘以信用金倍數比例，為需要具備的信用金額度，其額度可與現有額度進行對比，確定信用金的余缺。

6.15.3信用金管理

需具備信用保證類型的設定，包括現金、保函以及無抵押信用等方式。對于已有信用金額度少于需具備的信用金額度時，需給于明確的告知，并設定交納期限。對于超出交納時限的情況，可依據規則計算違約金或罰款，同時對違約金進行管理。

6.15.4支付風險管理

對于無法按期支付追加信用保證(抵押品或支付罰款)時，需支持設定違約損失風險的計算，一般為須支付款項與已有的信用金之間的差額部分，并附加滯納金等其他款項。當出現市場成員無法支付或部分無法支付當月結算款項時，需計算產生的缺口金額，并且支持對缺口產生的違約金額進行分攤計算，可由其它市場成員按照設定的規則進行分攤，分攤規則以實際規則為準，計算后需對分攤規則與分攤結果進行公開發布。

6.16與外系統交互

6.16.1交互要求

1) 數據周期。應支持分鐘級、小時級、日、周、月度、年度等各類周期數據的接入;

2) 交互周期。應支持以小時、日、周以及月為周期進行數據交互;

3) 數據主體。數據交互的主體范圍應包括發電機組、電力用戶、售電公司、需求響應主體以及電網公司等;

4) 交互方式。應支持自動定時推送、按條件推送、連續滾動推送及手動觸發推送4種方式;

5) 模型對接。支持與其他系統進行模型映射與對接。

6.16.2校驗與鎖定

對于接入至電力現貨市場結算系統的數據，應支持對接入數據的準確性、一致性、及時性、合理性和完整性的校驗;應支持校驗規則的設置，當校驗結果超出標準值時，系統應提示或告警;應支持數據鎖定與解鎖，對鎖定后的數據不允許修改與再次接入。

6.16.3與橫向系統交互

1) 交互對象。應支持與調度、財務、營銷等系統進行數據交互。

2) 輸入數據

l 上網關口表計底碼。包括表計號、數據采集時間、表計正向底碼、表計反向底碼等屬性;

l 上網關口表計電量。包括表計號、數據開始時間、數據結束時間、表計正向電量、表計反向電量等屬性;

l 機組實時出力。包括機組編號、機組名稱、數據采集時間、機組出力數據等屬性;

l 機組發電量。包括機組編號、機組名稱、數據開始時間、數據結束時間、發電量等屬性;

l 機組上網電量。包括機組編號、機組名稱、數據開始時間、數據結束時間、上網電量等屬性;

l 電力用戶用電量。包括用戶編號、用戶名稱、數據開始時間、數據結束時間、用電量等屬性;

l 合同交易分解曲線。包括合同編號、購方編號、售方編號、數據采集時間、分解電力曲線、電價曲線等屬性;

3) 輸出數據。支持輸出結算單元的結算結果及其明細數據。

6.16.4與其他市場交互

1) 交互對象。應支持與其他市場電力交易平臺之間進行數據交互。

2) 輸入數據

l 交易出清數據。參與其他市場的交易出清結果的電量、電價數據;

l 結算賬單數據。發布的結算賬單及其明細數據。包括市場主體編號、名稱、合同交易編號、結算時段、電費數據類型、結算電量、電價、電費等屬性。

3) 輸出數據。應支持輸出本省各結算單元的結算賬單數據及其明細數據。

6.17非功能性要求

6.17.1數據要求

1) 數據狀態。應具備數據狀態的標志管理，校驗狀態包括未校驗、校驗未通過、校驗通過;質量狀態包括質量合格、不合格、待驗證。

2) 數據存儲。分鐘級與小時級明細數據須保留3個月以上;日數據須保留6個月以上;周數據及月數據須保留13個月以上;追補清算數據須保留2年以上。對于已發布的歷史結算賬單數據、清算賬單數據、爭議處理記錄、數據修正記錄、特殊事件記錄及操作日志數據須永久保留。

3) 數據備份

l 增量備份。分鐘級與小時級明細數據需按日增量備份;日統計數據、周統計數據需按周增量備份;月結算數據需按月增量備份;爭議數據、數據修正、價格調整、關口表計變更等事件及相關附件可視情況按月或其他周期進行增量備份;

l 全量備份。每月對結算數據庫進行一次全量備份。

6.17.2性能要求

1) 查詢性能

l 簡單數據查詢性能要求。簡單數據查詢界面響應時間不超過2秒;

l 復雜數據查詢性能要求。復雜數據查詢界面響應時間不超過5秒。

2) 計算性能

l 按日計算性能要求。對于每日計算的數據，單次響應時間不超過3分鐘;

l 按周計算性能要求。對于每周計算的數據，單次響應時間不超過5分鐘;

l 按月計算性能要求。對于每月計算的數據，單次響應時間不超過10分鐘。

3) 計算規模

l 成員數量規模要求。結算計算支持的成員數量不低于1萬個;

l 計算數據規模要求。結算計算支持數據量不低于1000萬條。

6.17.3人機界面要求

總體上應以用戶為中心，遵循結構化、一致性、交互性、美觀友好等原則。

1) 順序原則

按照業務的處理順序、訪問查看順序，合理設計界面的層次結構，操作的邏輯性強，滿足操作有序、逐層深入的順序原則。應考慮業務順序、使用習慣、信息重要性、操作頻度等方面，綜合考慮與設計人機界面。

2) 結構化原則

界面設計遵循結構化設計，減少操作復雜度，與業務邏輯相適應。各模塊之間邏輯清晰、結構合理，系統具有邏輯性較強的層次結構。

3) 一致性原則

界面設計在核心元素上保持風格一致，界面圖標、控件、配色以及字體等保持一致。系統須具有較強的整體性，操作方式一致。

4) 友好性原則

界面需具備友好的交互性，操作便捷，設計合理。具有較強的可操作行、健壯性、易學習性及可擴展性。同時人機界面設計圍繞用戶為中心，基于用戶的業務需求，提供直觀便捷的使用場景。