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华东电力市场技术支持系统功能规范

发布部门:电力工业部 国家电力监管委员会 发布文号:
分类导航: 所属类别:部委行业规章
发布日期:2004-04-07 关键字:
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华东电力市场技术支持系统功能规范 国家电网公司及所属华东电网有限公司,华能、大唐、华电、国电、中电投集团公司,上海、江苏、浙江、安徽省(市)电力公司,福建省电力有限公司,申能(集团)有限公司,浙江省能源集团有限公司,安徽省能源集团有限公司,各有关发电公司: 根据华东电力市场试点工作的需要,《华东电力市场技术支持系统功能规范》已经编制完成,现印发试行,请各单位按要求做好有关技术支持系统的配套建设工作。随着华东电力市场试点工作的深入,我会将根据需要对电力市场技术支持系统功能规范进行修改、补充和完善。各单位在执行中有何问题、意见和建议,请及时告我会市场监管部。 华东电力市场技术支持系统功能规范 附件: 华东电力市场技术支持系统功能规范 国家电力监管委员会 二○○四年四月七日 目录 第一章 前言 1 1.1 目的和范围 1 1.2 项目背景 2 1.2.1 华东电网 2 1.2.2 华东电力市场 2 第二章 总体结构及要求 4 2.1 总体设计原则 4 2.2 系统总体结构 5 2.2.1 系统总体功能 5 2.2.2 系统总体部署 7 2.3 总体技术要求 8 2.3.1 适用标准 8 2.3.2 适用规则 8 2.4 总体性能要求 8 2.4.1 市场规模 8 2.4.2 系统可用性 9 2.5 系统配置 10 2.5.1 供货范围 10 2.5.2 硬件技术要求 11 2.5.3 软件技术要求 14 第三章 区域主站 14 3.1 概述 14 3.1.1 定义范围 14 3.1.2 系统结构 15 3.1.3 区域主站的建设 16 3.2 交易计划 16 3.2.1 月前交易 16 3.2.2 日前交易 17 3.2.3 实时交易 18 3.2.4 辅助服务交易 19 3.2.5 安全校核和阻塞管理 20 3.3 信息交互 21 3.3.1 用户注册 21 3.3.2 交易点及设备注册 25 3.3.3 报价及处理 27 3.3.4 信息发布 29 3.3.5 日志审计 30 3.3.6 省市数据申报 30 3.3.7 省市数据下载 30 3.4 合同管理 31 3.4.1 年度合同 31 3.4.2 双边交易 32 3.4.3 辅助服务合同 33 3.5 市场分析预测 33 3.5.1 数据统计 33 3.5.2 分析预测 33 3.6 市场管理 34 3.6.1 市场监视 34 3.6.2 市场干预和中止 34 3.6.3 事件管理 35 3.7 电网模型管理 35 3.7.1 网络建模及维护 35 3.7.2 负荷模型 36 3.7.3 检修计划 37 3.7.4 网损因子 37 3.7.5 稳定限额 37 3.8 结算 38 3.8.1 口子结算 38 3.8.2 考核结算 39 3.8.3 辅助服务结算 39 3.8.4 平衡帐户 39 3.9 与其他系统接口 39 3.9.1 与检修计划系统接口 39 3.9.2 与EMS系统接口 39 3.9.3 与财务系统接口 39 3.9.4 与国调电力市场接口 40 3.9.5 与监管系统的接口 40 3.10 电能量计量 40 3.11 安全防护 40 第四章 省市配套系统 40 4.1 概述 40 4.1.1 定义 40 4.1.2 系统结构 41 4.1.3 省(市)配套系统的建设 42 4.2 结算 42 4.2.1 电量结算 42 4.2.2 考核结算 43 4.2.3 辅助服务结算 43 4.3 合同管理 43 4.3.1 年度合同 43 4.3.2 辅助服务合同 44 4.4 信息交互 45 4.4.1 交易数据管理 45 4.4.2 信息发布 45 4.5 安全校核 45 4.6 实时平衡 46 4.7 与其他系统接口 46 4.7.1 与区域主站系统接口 46 4.7.2 与EMS系统接口 46 4.7.3 与检修计划系统接口 46 4.7.4 与财务系统接口 46 4.8 电能量计量 47 4.9 安全防护 47 第五章 电厂终端 47 5.1 概述 47 5.1.1 定义 47 5.1.2 系统结构 47 5.1.3 电厂终端的建设 47 5.2 硬件 47 5.3 软件 48 5.3.1 操作系统 48 5.3.2 浏览器 48 5.4 数字证书 48 第六章 电能量计量 48 6.1 概述 48 6.1.1 定义 48 6.1.2 电能量计量系统的建设 48 6.2 功能要求 49 第七章 电力调度数据网络 49 7.1 概述 49 7.1.1 系统结构 49 7.1.2 电力调度数据网络的建设 52 7.2 功能要求 52 7.2.1 总体要求 52 7.2.2 安全性要求 52 7.2.3 可靠性要求 53 第八章 安全防护 53 8.1 概述 53 8.2 功能要求 53 8.3 总体结构 55 8.4 数字证书 56 第九章 测试验收 56 9.1 概述 56 9.2 工厂验收(FAT) 56 9.3 现场验收(SAT) 57 附件1、设备统一命名 58 2、详细业务流程 58 第一章 前言 1.1 目的和范围 本功能规范书用于明确华东电力市场技术支持系统一期的功能要求、需要达到的性能指标和需要遵循的技术规范。同时,本功能规范书还考虑了华东电力市场模式的发展,对华东电力市场技术支持系统今后的框架进行了描述。 根据国家电力监管委员会《关于做好华东电力市场模拟运行准备工作的通知》要求,华东电力市场模拟运行阶段以年度合同和月度竞价为主。月度竞价功能是华东电力市场技术支持系统的重要功能之一,月度竞价功能相对较为简单,为满足模拟运行的进度要求,先建立实用的月度竞价平台,本功能规范其他部分将根据市场的发展继续修改完善。华东电力市场技术支持系统由支持华东电力市场运营的计算机、数据网络、电能量采集设备,通信设备和软件系统有机组合而成,包括拟安装在华东电力调度交易中心的技术支持系统,拟安装在华东四省一市电力调度交易中心的配套支持系统,拟安装在电厂的交易终端设备,以及相关的数据网络、电力系统二次安全防护设备等基础设施。 华东电力市场的建设对华东电网生产运行的各个环节产生深刻影响。华东电力市场建立过程中,华东电网的生产运行模式从以计划为主导的模式逐步过渡到全网范围内以电力市场为主导的模式。华东电力市场技术支持系统作为这一生产运行模式的载体,采用先进的信息技术在各市场成员之间构建一个安全、可靠、畅通的信息交互平台,采用先进的电力市场技术准确无误地实现市场规则,采用先进的电网安全分析及控制技术确保电网在电力市场条件下的安全可靠运行。各市场成员的生产运营通过电力市场技术支持系统而紧密联系在一起,并密切配合,协调有序运作,从而切实实现华东电力市场高效协调、优化资源配置的功能,切实实现市场的公平、公开、公正,切实保证华东电网在新的运行模式下的安全与稳定。 本功能规范书首先介绍了华东电力市场技术支持系统项目的建设背景和规划,第二章阐述了华东电力市场技术支持系统的总体结构和要求,第三章、第四章和第五章对华东电力市场技术支持系统在区域、省(市)及电厂配置的软硬件功能要求分别作了详细描述;华东电力市场的建立对电能量计量系统提出了新的要求,第六章对此作了说明;数据网络是市场成员交换数据和信息的通讯基础设施,第七章阐述了电力市场技术支持系统对数据网络的要求;第八章是华东电力市场技术支持系统必须满足的安全防护要求;系统的测试过程和验收标准在第九章;第十章是附则,包括设备统一命名,详细业务流程,以及数据申报要求等与华东电力市场技术支持系统密切相关的内容。 1.2 项目背景 1.2.1 华东电网 华东电网是我国大型区域电网之一,覆盖上海市、浙江省、江苏省、安徽省和福建省四省一市,为我国经济最发达的地区提供安全可靠的电力。 截止到2003年底,全网统调装机容量为6994.8万千瓦。全网统调火电装机容量为5632.07万千瓦,占统调容量的80.52%;水电装机容量为1120.97万千瓦,占统调容量的16.03%,其中抽水蓄能机组容量为198万千瓦,占统调装机容量的2.83%;核电为241.76万千瓦,占统调装机容量的3.46%。 截止到2003年底,全网500kV厂站45座(包括三堡变),交流输电线路88条,总长度7467.8公里(不包括国调管辖的500kV线路)。500kV交流变压器58台(包括三堡1号主变,不包括机组升压变),总容量为4315万千伏安。500kV直流输电系统(华东电网内)换流变容量为2×687MVA(葛沪直流)和12×297.5MVA(龙政直流)。220kV变电站448座,变压器848台,总容量为11922.35万千伏安,线路1084条,总长度为29336.61公里。 华东电网的巨大规模和重要地位不但凸现了华东电力市场技术支持系统的重要性,也对系统的技术水平和安全可靠性提出了极高的要求,需要采用世界领先水平的电力市场技术支持系统。 1.2.2 华东电力市场 根据《国务院关于印发电力体制改革方案的通知》(国发[2002]5号)文件的精神,在华东地区建立区域电力市场,引入竞争机制,打破市场壁垒,实现华东地区电力资源优化配置,促进电力企业加强管理、提高效率、改善服务,形成政府监管下的统一、开放、竞争、有序的区域电力市场。 按照华东电力市场建设的具体实施方案,华东电力市场的建设将分为三个阶段进行: 一期目标:大部分发电企业实行竞价上网,部分电量在华东电力市场平台统一竞争,在初步建立输变电电价体系后,有步骤地开展大用户直接向发电企业购电试点。建立华东电力市场运营的法规体系和监管组织体系,完善电价制度,建立区域和省协调运作的华东电力市场。 在华东电力市场一期中,全区域约85%的电能交易以年度合同方式确定,15%左右的电能通过市场竞争实现,年度合同由电网公司与发电企业通过协商签订,可以采用物理合同和金融合同两种方式。设立华东电力调度交易中心和各省市电力调度交易中心,所有单机额定容量100MW及以上的燃煤机组参加华东电力调度交易中心组织的全区域统一月度合约竞价和日前现货竞价,实时平衡由省(市)电力调度交易中心按照市场规则具体执行。辅助服务暂不纳入竞争范围。另外,按规定暂不参与竞争的发电企业,在电力监管机构指导下与电网企业签订购售电合同。 二期目标:逐步扩大发电竞争的范围,增加发电企业竞争电量的比例,开展大用户、独立配售电企业与发电企业的双边交易,建立辅助服务和输电权交易市场,增加交易品种,建立比较完善的市场价格监管制度,建立统一运作的华东电力市场。 三期目标:随着电力体制改革的深化,在售电环节引入竞争机制,所有具备条件的用户直接参与市场竞争,交易方式更加灵活,交易品种更加丰富,建立电能金融市场,形成政府监管下的统一、开放、竞争、有序的华东电力市场。 可见,电力市场技术支持系统在一期主要对月度市场、日前市场的各个环节提供技术支持,二期将进一步实现实时市场、辅助服务市场和输电权交易市场,三期主要将增加零售侧开放的功能。 总之,华东电力市场技术支持系统是市场规则的具体实现,需要随着市场的演进而不断升级。按照华东电力市场的三阶段建设步骤,华东电力市场技术支持系统必须与之相适应同步推进。系统应采用统一规划,分步实施的原则开发实施,系统框架应具备支持三期市场的能力,应采用模块化设计,以支持市场模式灵活方便地平稳过渡。系统应具有良好的开放性和可扩充性,市场模式的演进不应造成系统基本构架的重大变动,系统升级应尽量避免重复劳动和重复建设。 第二章 总体结构及要求 2.1 总体设计原则 华东电力市场技术支持系统对于华东电网的安全稳定运行,以及华东电力市场建设的顺利进行都具有至关重要的作用,是各个市场主体的生产经营的联系纽带,系统总体设计应严谨,科学,从长计议,统筹规划。应满足国调中心下发的《电力市场技术支持系统功能规范》具体而言,系统总体设计应特别注重以下原则: (一) 总体设计,分步实施原则 华东电力市场技术支持系统应遵循总体设计,分步实施的原则。华东电力市场技术支持系统的总体设计不但要满足华东电力市场建设的近期要求,还应能适应华东电力市场将来发展的需要。系统应具有一个稳定的系统平台,应采用开放式、分布式体系结构,以利于系统方便地配合华东电力市场改革方案一期、二期、三期的分步实施,在统一平台上平稳升级,平滑过渡。 (二) 准确性原则 华东电力市场技术支持系统应准确无误实现华东电力市场的规则,其准确性直接影响市场成员及各方的利益,系统设计不应与规则产生偏差,以充分保证市场的公平,公正,公开。 (三) 可靠性原则 华东电力市场技术支持系统必须高度可靠。一方面,应保证系统的长期稳定可靠运行,确保华东电力市场的正常运作;另一方面,应保证重要数据,如市场交易,结算等数据的可靠存储和备份。系统应充分考虑意外情况下的应急措施和恢复措施。 (四) 安全性原则 华东电力市场技术支持系统的安全性直接关系到华东电网的安全与稳定,系统设计应高度重视安全性,使用切实有效的技术手段充分保证系统安全、数据安全、网络通讯安全,应满足《全国电力二次系统安全防护总体方案》(7.2版)要求,华东电力市场技术支持系统原则上在二区运行,在四区上建立信息发布系统,向发电集团(公司)提供信息发布。系统应采用适当的加密防护措施、数据备份措施、防病毒措施及防火墙技术,提供严格的用户认证和权限管理手段,并考虑信息保密的时效性。 (五) 先进性原则 华东电力市场技术支持系统应与华东EMS系统一体化设计,应具备支持实时电力市场的能力,具备支持全网实时安全校核和阻塞管理的能力,支持辅助服务市场。 (六) 开放性原则 华东电力市场技术支持系统应采用国际标准、国家标准、行业标准及通用技术,系统应采用开放的数据接口标准。 (七) 易用性原则 系统应提供友好的界面,操作简单方便,便于市场成员完成市场交易及结算,便于市场运行管理人员使用。 (八)适应性原则 在模拟阶段简单实用,随着市场的发展,增加设备和功能。 2.2 系统总体结构 2.2.1 系统总体功能 华东电力市场技术支持系统按功能可以划分为:交易计划功能、电能量计量功能、结算功能、合同管理功能、信息交互功能、市场分析预测功能、安全认证功能、与EMS系统接口功能。各功能的主要内容如下: (一) 交易计划功能:依据市场主体的申报数据,根据负荷预测和系统约束条件,实现月前市场交易、日前市场交易、实时市场交易、辅助服务交易,编制交易计划,确定市场价格,完成安全校核及阻塞管理,并将计划结果传送给市场主体和相关系统。 (二) 信息交互功能:对于区域交易中心,信息交互功能主要包括接收市场主体的注册和申报数据,对申报数据进行预处理;对系统运行数据和市场信息进行发布、存档、检索及处理,使所有市场主体能够及时地、平等地访问相关的市场信息,保证电力监管机构对市场交易信息的充分获取,其中系统运行数据和市场信息包括:预测数据、计划数据、准实时数据、历史数据、报表数据等。对于省(市)调度交易中心,信息交互功能主要包括向区域调度交易中心申报数据,接收区域调度交易中心下达的交易计划,交易价格,历史数据,报表等数据; (三) 结算功能:包括华东区域结算功能及省(市)结算功能,根据电能量计量系统提供的有效电能数据、交易计划和交易价格数据、调度指令、EMS系统的相关运行数据、合同管理相关数据,依据市场规则,对市场主体进行结算。 (四) 合同管理功能:包括华东区域合同管理及省(市)的合同管理,对已签订的合同进行录入、合同电量分解、完成情况跟踪、滚动平衡。此外,华东电力市场技术支持系统支持双边合同交易的签订,修改,审批,下发执行。 (五) 安全认证功能:电力市场交易通过网络进行,为了保证电力交易数据的机密性,安全性和完整性,应根据《全国电力二次系统安全防护总体方案》(7.2版)的要求,采用公共密钥体系架构建立信任服务体系,提供安全认证和数字证书管理功能。 (六) 电能量计量功能:对华东及省(市)的电能量数据进行自动采集、远传和存储、预处理、统计分析,以支持华东电力市场的运营结算。 (七) 市场分析预测功能:华东电力市场应可为市场成员提供市场预测及分析数据,使市场成员能够提前了解市场未来的发电预期目标、负荷预测、交易价格走势、输电网络可用传输能力及系统安全水平,便于交易决策。 (八) 电网模型管理功能:华东电力市场技术支持系统应按照电网统一设备命名表维护一套华东电网的交易模型(该模型也可由EMS系统统一维护),为网损因子计算,交易点定义,灵敏度计算,检修计划导入,安全校核,阻塞管理提供基础数据,这些基础数据至少包括:华东电网220kV以上线路、变压器、母线的名称、参数以及稳定限额等。 (九) 市场监视功能:华东电力市场技术支持系统提供市场监视功能和分析工具,执行市场限价,保存市场监视需要的历史数据,支持市场干预、市场暂停等操作。 (十) 与EMS接口功能:包括与区域调度交易中心EMS系统的接口和省(市)调度交易中心EMS系统的接口,电力市场技术支持系统通过接口向EMS送交易计划,获取电网实时信息。 2.2.2 系统总体部署 华东电力市场技术支持系统按部署地点可以划分为三个组成部分:区域主站、省(市)配套系统、电厂终端。 华东电力市场技术支持系统 区域主站 省(市)配套系统 电厂终端 交易计划功能 实时平衡功能 市场分析预测功能 负荷预测功能 电网模型管理功能 电网模型管理功能 市场监视功能 安全校核功能 电能量计量功能 电能量计量功能 结算功能 结算功能 合同管理功能 合同管理功能 与EMS系统接口功能 与EMS系统接口功能 信息交互功能 信息交互功能 信息交互功能 安全认证功能 安全认证功能 安全认证功能 (一) 区域主站 区域主站由安装在华东电力调度交易中心的设备及安装在省(市)调的数据库服务器构成,由华东公司负责建设,是华东电力市场技术支持系统的主体,电厂通过数据网络与区域主站连接,直接向区域市场报价,区域主站的实现华东电力市场最核心的交易计划功能,包括月前、日前交易计划及价格的确定。 (二) 省(市)配套系统 省(市)配套系统是华东电力市场技术支持系统的重要组成部分,由四省一市按照统一规划配套建设,并安装在省(市)电力调度交易中心。省(市)配套系统主要实现电量计量和结算功能,实时平衡、合同管理、发电计划上报、发电计划的接收、检修计划的上报、负荷预计的上报、安全校核发电计划的的执行等。 (三) 电厂终端 电厂终端主要指华东电力市场技术支持系统在电厂(发电集团)的交易终端,由于对系统的安全性、可靠性有严格要求,电厂终端按华东公司统一技术要求建设。 2.3 总体技术要求 2.3.1 适用标准 除本功能规范书另有规定外,本系统的设备均应按下列标准和规范进行设计、制造、检验和安装。所用的标准必须是最新版本的标准。 我们承认下述标准化组织制定的标准: l GB 中华人民共和国国家标准 l DL 中华人民共和国电力行业标准 l 中国关于电力市场的一系列法律、法规、规程 l ISO 国际标准化组织制定的国际标准 l IEC 国际电工技术委员会制定的国际标准 l ITU-T 国际通信联盟制定的国际标准 我们也承认事实上的工业标准: l IEEE标准 l ANSI标准 l OSF标准 2.3.2 适用规则 华东电力市场技术支持系统必须准确实现华东电力市场规则。系统必须符合的市场规则是: l 由中国电力监管委员会审议通过的华东电力市场运行规则 l 由有关部门制定并通过的市场规则补充条款 2.4 总体性能要求 2.4.1 市场规模 华东电力市场技术支持系统应可支持以下规模的市场: l 市场成员 ³ 500个 l 报价机组 ³ 500台 l 计划安排 ³ 1000台机组 电网模型应可支持以下规模: l 母线 ³ 3000条 l 线路 ³ 3000条 l 变压器 ³ 1500台 2.4.2 系统可用性 华东电力市场技术支持系统的关键功能,包括交易计划功能,与EMS系统接口功能应实现热备用,数据网络应实现热备用。 l 在任何时刻保证冗余配置的设备之间可完全相互切换,作为值班设备或备用设备运行。 l 保持主备设备之间数据的一致性,使备用设备可随时接替值班设备投入在线运行。 l 备用设备采用最近的实时数据断面,接替主机运行。 l 冗余配置的设备,切换方式分手动和自动。 l 冗余热备用设备之间实现无扰动切换,热备用设备接替值班设备的切换时间小于10s。 l 一般备用设备接替值班设备的切换时间小于5min。 l 系统故障恢复时间小于30分钟 系统应采用冗余配置保证系统内任一设备故障不致引起关键功能的丧失,冗余配置的各个子系统应满足以下要求: l 交易计划功能年可用率: ≥99.95% l 电能量计量系统年可用率: ≥99.99% l 结算功能年可用率: ≥99.75% l 合同管理功能年可用率: ≥99.75% l 报价处理功能年可用率: ≥99.75% l 信息交互功能年可用率: ≥99.75% l 数据网络年可用率: ≥99.95% l 时钟同步: ≤0.5秒/天 l 用户接入时间: ≤30秒 l 信息发布更新时间: ≤60秒 l 系统正常情况下备份周期: ≤30秒 l 用户浏览响应时间: ≤10秒 2.5 系统配置 2.5.1 供货范围 本功能规范书要求的所有硬件、软件和技术文档仅限华东公司统一建设的部分,具体内容参见系统硬、软件购货清单和系统参考配置图。 硬件供货清单 序号 设备名称 单位 数量 参考价格(万元) 备 注 1 数据库服务器 套 1 2 应用/WEB服务器 套 1 3 省(市)接口服务器 套 5 4 交易管理工作站 台 4 5 结算工作站 台 4 6 开发工作站 台 4 7 主干网交换机 台 2 8 SPDnet路由器 台 1 9 拨号访问服务器 台 1 10 防火墙 台 1 11 磁带库 套 1 12 网络打印机 台 2 13 MODEL池 台 1 14 集线器 台 2 15 GPS时钟 套 1 16 机柜 台 10 总计 系统软件清单 序号 名称 单位 数量 价格 备 注 1 Windows2000 Advanced Server 套 6 2 Oracle9i 数据库 套 2 3 Weblogic 套 1 4 JBuilder8,VC++等开发工具 套 1 5 Rational Suite Enterprise, Clear Case 套 1 6 SQL Server Enterprise 套 5 7 防火墙软件 套 1 8 消息中间件 套 1 总计 应用软件清单 序号 名称 单位 数量 价格 备注 1 区域交易计划软件 套 1 2 区域市场分析预测软件 套 1 3 区域电网模型软件 套 1 4 区域市场监视软件 套 1 5 区域电能量计量软件 套 1 6 区域结算软件 套 1 7 区域合同管理软件 套 1 8 区域与EMS系统接口软件 套 1 9 区域信息交互软件 套 1 10 区域安全认证软件 套 1 11 省(市)电能量计量软件 套 1 12 省(市)结算软件 套 1 13 省(市)合同管理软件 套 1 14 省(市)与EMS系统接口软件 套 1 15 省(市)信息交互软件 套 1 16 省(市)安全认证软件 套 1 17 电厂信息交互功能软件 套 1 18 电厂信息安全认证软件 套 1 总计 安全认证系统清单 序号 名称 费用(万元) 1 安全认证硬件 2 安全认证软件 3 安全认证软件与MOS系统集成 4 安全认证用户培训、实施 总计 2.5.2 硬件技术要求 华东电力市场技术支持系统区域主站硬件包括以下几个方面: (一) 数据库服务器 华东电力调度交易中心将采用套数据库服务器,每套由带磁盘阵列柜的两台服务器组成,以双机热备用方式运行,以保证市场交易数据的高可靠性。每台数据库服务器的技术要求为(仅供参考): l 处理器:64位字长 RISC结构 l 主频:≥1GHZ l 内存:≥2GB l 硬盘:≥80GB l 三键鼠标 l 软盘驱动器:1.44MB l 标准键盘 l 8个I/O插槽 l CD-ROM SCSI 650MB(32倍速以上) l 随机硬件文档 l 两个网络接口 l 时钟系统接口 l 分辨率为1280×1024的21"彩色显示器一台 此外,华东公司将为省(市)统一数据接口设备,用于存储本省(市)交换的数据,采用PC服务器。 (二) 应用服务器 华东电力调度交易中心将采用一套应用服务器,每套由带磁盘阵列柜的两台服务器组成,以双机热备用方式运行,以保证交易系统的高可靠性。每台应用服务器的技术要求为(仅供参考): l 处理器:64位字长 RISC结构 l 主频:≥1GHZ l 内存:≥2GB l 硬盘:≥80GB l 三键鼠标 l 软盘驱动器:1.44MB l 标准键盘 l 8个I/O插槽 l CD-ROM SCSI 650MB(32倍速以上) l 随机硬件文档 l 两个网络接口 l 时钟系统接口 l 分辨率为1280×1024的21"彩色显示器一台 (三) 工作站(交易管理工作站、结算工作站、系统维护及开发工作站) l 处理器≥P4/2G l 内存:≥512M l 硬盘:≥40GB l ≥32倍速CD-ROM l 显示器≥21寸液晶 (四) 打印机; 系统共配置两台A3彩色打印机,用于报表、事件、画面及开发程序等的打印。 (五) 局域网(LAN、交换机); 为了提高系统的可靠性,华东电力市场技术支持系统区域主站网络应采用双重化局域网。配置两台48口的堆叠式交换机,连接主站系统所有设备和PC工作站。局域网应满足华东电力市场技术支持系统功能和性能要求: l 应充分考虑网络的安全性,可靠性和实时性 l 系统可扩展性好,能满足系统不断优化,平滑升级以及投资保护的需要。 l 采用双网冗余结构。双网能负载分流,也可互为主/备,当一网发生故障时,不应引起系统扰动,不得影响系统功能和丢失数据。 l 网络交换机要求是模块化结构,方便扩充。应具备划分虚拟网(VLAN)的能力(或具备扩充此功能的能力),能方便进行网络管理。 l 路由器要求模块化结构,具备支持各种高速局域网技术,支持各种远程连接线路和各种接口标准,支持各种网络路由算法,支持远程调试。 l 支持与各种外部网络的连接,如:ATM。 局域网的主要技术要求为: 传输媒介: 双绞线或光纤 传输速率: ≥100Mb/s 网络协议: IEEE802.X、TCP/IP (六) 时钟系统(GPS); 系统配置一套全球定位系统时钟(GPS)来保证系统的时间保持同步,GPS时钟为华东电力市场技术支持系统提供标准时间、电网频差、电钟。GPS时钟的误差应<10-6s。 2.5.3 软件技术要求 2.5.3.1 系统软件 数据库服务器采用Unix操作系统,数据库采用ORACLE 9i。应用服务器采用Unix/Windows2000操作系统,应用服务器平台应满足J2EE标准。 华东电力市场技术支持系统应采用n层构架模式,采用这种软件构架有如下好处: l 客户应用和数据库层分开 l 实现瘦客户端 l 提高系统的可扩展性提高。 l 实现电子商务和事务处理的最优构架 l 便于系统管理 l 良好的扩展性和可靠性 l 便于处理更多的用户 l 安全性比较高,可以很好地实现权限管理 l 在不同的应用间可以重用组件 2.5.3.2 应用软件 华东电力市场技术支持系统应用软件包括:区域交易计划软件,区域市场分析预测软件,区域电网模型软件,区域市场监视软件,区域电能量计量软件,区域结算软件,区域合同管理软件,区域与EMS系统接口软件,区域信息交互软件,区域安全认证软件,省(市)电能量计量软件,省(市)结算软件,省(市)合同管理软件,省(市)与EMS系统接口软件,省(市)信息交互软件,省(市)安全认证软件,电厂信息交互软件,电厂信息安全认证软件。功能和要求详见后续相关内容。 第三章 区域主站 3.1 概述 3.1.1 定义范围 区域主站是指华东电力市场技术支持系统部署在华东电力调度交易中心的部分,区域主站是整个华东电力市场技术支持系统的核心和主体,是全区域统一的、唯一的竞价交易平台,电厂通过数据网络与区域主站连接,直接向区域主站报价,区域主站完成报价接收,交易计划制订,价格形成,市场监视、市场分析预测、结算等功能。 3.1.2 系统结构 华东电力市场技术支持系统区域主站系统结构与信息流如下图所示: (1)省(市)发电机年度合同 (2)省(市)月度电量需求和报价 (3)省(市)机组月度发电预安排 (4)机组月度市场发电竞价报价 (5)发电机月度中标电量和价格 (6)220Kv设备检修计划 (7)500Kv设备检修计划 (8)电网拓扑结构、设备参数和稳定限额 (9)电网母线负荷分配因子 (10)发电机网损因子 (11)次日负荷预计(96点) (12)发电机次日发电预计划(96点物理合同) (13)全网电量及备用需求信息 (14)机组日前市场发电竞价报价 (15)发电机次日发电计划和价格(96点市场计划) (16)发电机次日发电计划 (17)省际联络线关口实际电量 (18)省际联络线关口结算信息 (19)省际联络线关口考核信息 (20)市场统计/分析信息 (21)电网频率 (22)市场干预/中止信息 3.1.3 区域主站的建设 区域主站系统的建设以国外引进为主,国内厂商配套开发为辅,总体设计,分步实施的方式进行。 (一) 区域主站的主体框架,包括日前市场交易计划软件、实时市场软件由国外厂商提供,安全校核和阻塞管理等核心功能采用具有世界先进水平的模型和算法。 (二) 区域主站的月度竞价软件,合同管理等软件,由配套实施单位负责开发。 (三) 在华东电力市场一期,区域主站系统暂时只支持月度竞价和日前竞价市场,暂不支持实时平衡市场,暂不实施单一控制区模式。 3.2 交易计划 3.2.1 月前交易 3.2.1.1 功能要求 根据电厂提交的月前市场报价,以及省(市)提交的需求报价,按照典型出力曲线,考虑电网安全因素、网损及其他可行性约束条件,以社会效益最大化为优化目标,以数学规划软件为求解算法,确定各方的成交量及价格。 l 月前交易计划软件应可实现考虑华东电网联络线口子限额的安全校核和阻塞管理; l 月前交易计划软件应采用数学规划算法确定市场交易计划和清算价; l 月前交易计划软件应分为无约束计划和有约束计划两阶段进行,并可输出两个阶段的结果。 3.2.1.2 输入数据 l 机组月度发电报价 l 省(市)需求报价 l 竞价月典型出力曲线 l 口子及联络线约束条件 l 网损系数 l 机组发电量约束 l 竞价月年度计划分机组分时段安排情况 l 竞价月年度口子计划分时段安排情况 l 最高最低限价及其它约束条件 3.2.1.3 输出数据 l 机组月度竞价中标发电量及价格 l 省(市)月度竞价中标购电量及价格 l 月度口子典型曲线 3.2.1.4 用户界面 l 月度竞价控制参数(如口子约束、机组电量约束)录入修改界面 l 典型曲线录入修改管理界面 l 省(市)需求录入修改界面 l 电网月度电量竞价总需求、机组典型曲线查询界面 l 机组月度发电报价 l 月度竞价启动界面 l 月度竞价结果显示、查询界面 3.2.2 日前交易 3.2.2.1 功能要求 根据各机组的日前市场报价,省(市)提交的计划电量安排,以及负荷预测,考虑网损,考虑电网安全约束、机组出力约束、爬坡率约束及其他可行性约束条件,每天分为96个时段,以购电成本最小为优化目标函数出清市场,编制交易计划,确定各电价区的价格。 l 日前交易计划软件应可实现华东电网全网的安全校核和阻塞管理; l 日前交易计划软件应可考虑分区备用要求; l 日前交易计划软件应分为无约束计划和有约束计划两阶段进行,并可输出两个阶段的结果。 3.2.2.2 输入数据 l 机组日前发电报价 l 省(市)物理合同计划安排 l 直代管机组计划安排 l 省(市)负荷预测,负荷分配因子 l 华东电网模型(包括网损系数) l 检修计划 l 输电线、口子、断面稳定限额 l 机组性能约束 l 最高最低限价及其他约束条件 l 分省(市)备用要求 3.2.2.3 输出数据 l 机组发电计划 l 节点电价和分省(市)价格 l 起作用的约束条件 3.2.2.4 用户界面 l 日前竞价控制参数录入、修改界面 l 日前交易计划分步控制界面 l 日前竞价结果,以及中间结果查询及显示界面,包括无约束计划结果显示,有约束计划结果显示 3.2.3 实时交易 3.2.3.1 功能要求 说明:华东电力市场一期本功能暂不实施。 根据各机组的报价,以及全网超短期负荷预测,考虑网损,从EMS取电网实时状态估计数据,考虑电网安全约束,以及机组出力约束、爬坡率约束及其他可行性约束条件,每5分钟运行一次实时交易算法,以购电成本最小为优化目标函数出清市场,确定下一个5分钟各机组的出力,以及相应的节点电价。 l 实时交易计划软件应分为无约束计划和有约束计划两阶段进行,并可输出两个阶段的结果 3.2.3.2 输入数据 l 机组小时前/日前发电报价 l EMS电网实时状态数据 l 机组实时出力状态 l 超短期负荷预测数据 l 输电线,口子,断面稳定限额 l 机组性能约束 l 最高最低限价及其他约束条件 l 分省(市)备用要求 3.2.3.3 输出数据 l 机组下一个5分钟出力基点 l 节点电价 l 起作用的约束条件 l 节点网损因子 l 无约束排序结果 l 机组对于过载线路的潮流灵敏度因子 3.2.3.4 用户界面 l 实时市场控制参数录入、修改界面 l 实时交易计划分步控制界面 l 实时竞价结果,以及中间结果查询及显示界面,包括无约束计划结果显示,有约束计划结果显示 3.2.4 辅助服务交易 3.2.4.1 功能要求 说明:华东电力市场一期本功能暂不实施。华东电力市场二期将考虑备用容量交易和AGC服务。 备用容量的竞价交易:根据机组的备用容量报价,以及各子控制区的备用容量需求,机组发电计划安排情况,考虑电网约束,以购买成本最低为目标,出清备用容量市场,确定备用容量价格。 系统应提供电能、AGC和备用容量的“协调优化”和“顺序优化”两种辅助服务市场交易算法。 系统应提供旋转备用监视及告警功能。 3.2.4.2 输入数据 l 机组小时前/日前辅助服务报价 l 机组出力计划 l 系统辅助服务需求 l 电网约束 3.2.4.3 输出数据 l 辅助服务安排计划 l 辅助服务价格 3.2.4.4 用户界面 l 辅助服务市场控制参数录入、修改界面 l 辅助服务市场出清结果 l 系统分区备用容量监视,计算,告警界面。 3.2.5 安全校核和阻塞管理 3.2.5.1 功能要求 安全校核和阻塞管理功能既用于日前市场,又用于实时市场,是交易计划的核心模块,必须准确、稳定、可靠、高效。 l 安全校核算法必须基于华东全网潮流计算进行 l 安全校核算法应可考虑热稳定约束、断面约束以及稳定规程中规定其它约束 l 实时安全校核应从状态估计中取得系统实时网络拓扑 l 如果阻塞管理所用的优化算法出现不收敛的情况,应提供人工阻塞管理工具 3.2.5.2 输入数据 详见“日前交易”和“实时交易”。 3.2.5.3 输出数据 详见“日前交易”和“实时交易”。 3.2.5.4 用户界面 详见“日前交易”和“实时交易”。 3.3 信息交互 3.3.1 用户注册 3.3.1.1 功能要求 按照市场规则,所有用户必须经过注册,通过审批后才能参加市场交易。注册中心设在区域调度交易中心,用Web方式实现,市场成员通过国家电力数据网、拨号或者微波专线访问。 l 非市场成员可以通过网站提交注册成市场成员的申请 l 市场成员应可对注册信息进行修改,但须经审批后才能生效 l 市场成员应可对其注册申请的审批进展情况进行查询 l 系统应为市场管理员提供工具,用于管理、查询市场成员的注册申请 l 市场成员既可自己填写注册信息完成注册过程,也可将信息通过其他方式提交到市场管理员,委托市场管理员代理完成注册 市场成员的注册的基本过程如下: l 按照市场规则,市场成员首先向华东公司提交申请文件,办理进入市场的申请手续;在华东公司批复同意接受该市场成员进入市场后,再开始在技术支持系统上的注册过程; l 市场管理员要求市场成员提交书面的和电子的两套注册信息,并对其进行审核; l 市场管理员为市场成员创建一个用户,并为其设定用户名和初始密码; l 市场管理员为该用户设定访问权限; l 市场成员使用市场管理员创建的用户名和密码登录系统,完成其它信息的注册; l 所有注册信息在市场管理员审批后生效; l 市场成员可以自己创建多个用户名和密码,并可以管理这些用户的权限; 系统应提供以下用户类别: (一) 具有读/写权限的市场管理员 l 系统的超级用户 l 可以查看市场成员的所有信息 l 可以增加/修改市场成员的所有信息 l 可以暂停/终止市场成员的账户 l 可以对市场成员提交的注册信息进行审批 (二) 具有只读权限的市场管理员 l 可以查看所有市场成员的信息 l 不能增加/修改市场成员的所有信息 l 不能暂停/终止市场成员的账户 l 不能对市场成员提交的注册信息进行审批 (三) 具有读/写权限的市场成员 l 只能查看自身的信息,不能察看其他成员的信息 l 可以注册、管理、取消注册、修改属于自身的用户名、密码、交易点、设备 (四) 具有只读权限的市场成员 l 只能查看自身的信息 l 不能察看其他成员的信息 l 不能修改自身的注册信息 3.3.1.2 输入数据 (一) 市场成员注册的输入数据如下: 类别及名称 描述 校验 一般信息 机构名称 市场成员的机构名称,中文 非空 注册状态 对于市场成员本字段只读,由市场管理员来设定。 非空 机构名称简写 市场成员机构的英文简写 非空 法人代表 机构的法人代表名字 公司代码 公司注册的代码 非空 成员类别 1.发电商2.购电商3.电网公司 非空 生效日期 注册生效日期 非空 通讯地址 机构的通讯地址 省(市)名称 邮政编码 电话号码 传真 Email 网址 许可证信息 许可证编号 参加华东电力市场交易的许可证编号 生效日期 失效日期 主要联系方式 名字 注册的市场成员的主要联系人名字 非空 职务 用户名 登录电力市场技术支持系统的用户名 非空 通讯地址 所在地 省份 邮政编码 电话 传真 手机 Email 网址 市场成员账号信息 开户银行名称 银行账号 账号名称 生效日期 失效日期 状态 开户银行分/支行名称 分/支行地址 通讯地址 所在地 省份 邮政编码 电话 传真 手机 (二) 用户注册的输入数据如下: 类别及名称 描述 校验 名字 注册的市场成员的主要联系人名字 非空 状态 1.已批准2.已拒绝3.取消4.未完成5.审批中 用户名 登录电力市场技术支持系统的用户名 非空 用户类别 生效日期 失效日期 职务 通讯地址 所在地 省份 邮政编码 电话 传真 手机 Email 网址 (三) 用户权限控制的输入数据如下: 类别及名称 描述 校验 用户名 登录电力市场技术支持系统的用户名 功能名 例如注册,报价,等 权限 0:无权限1:读权限2:读写权限 生效日期 失效日期 3.3.1.3 用户界面 l 市场成员察看/修改注册信息的界面 l 市场管理员管理注册信息的界面 l 市场管理员创建用户的界面 l 权限管理的界面 3.3.2 交易点及设备注册 3.3.2.1 功能要求 交易点是发电报价的上网点、需求报价的下网点,市场成员的报价必须与交易点关联。市场管理员和市场成员可以进行交易点注册及管理。 需要注册的设备主要指参加市场交易的发电机和用电负荷,市场成员必须提供发电机的技术参数,并将设备与交易点关联。市场管理员和市场成员可以对设备注册信息进行修改、管理。 3.3.2.2 输入数据 (一) 交易点注册的输入数据如下: 类别及名称 描述 校验 交易点名称 状态 审批、通过、拒绝、取消、未完成 交易点类型 发电、负荷 控制区 所在控制区 报价类型 统调,非统调 抽水蓄能 是/否 最小出力 对于发电类交易点 最大出力 对于发电类交易点 最大爬坡率 对于发电类交易点 生效日期 失效日期 (二) 设备注册的输入数据如下: 类别及名称 描述 校验 设备信息 设备名称 状态 审批、通过、拒绝、取消、未完成 设备类型 生效日期 失效日期 设备联系人信息 设备联系人 职务 通讯地址 所在地 省份 邮政编码 电话 传真 手机 Email 网址 3.3.2.3 用户界面 l 市场成员察看/修改交易点注册信息的界面 l 市场成员察看/修改设备注册信息的界面 l 市场管理员管理交易点和设备的界面 3.3.3 报价及处理 3.3.3.1 功能要求 市场成员通过安全认证登录系统后,可以提交月度、日前及实时市场报价信息,包括发电报价和负荷侧报价,系统接收到报价后,应对报价数据进行合法性校验,数据不合法应发出提示信息。报价及处理功能具体要求如下: l 以XML格式上载月度、日前及实时市场报价 l 以HTML格式上载月度、日前及实时市场报价 l 以XML格式下载月度、日前及实时市场历史报价 l 以HTML格式下载月度、日前及实时市场历史报价 l 报价数据应通过HTTS协议传送 l 从提交报价到完成的时间不应超过10秒 l 对报价数据的合法性和完整性应提供校验 l 系统应可提供缺省报价功能,即如果当日没有提交报价,则取缺省报价参加市场交易 3.3.3.2 输入数据 (一) 月前报价的输入数据如下: 类别及名称 描述 校验 交易点名称 必须是该用户可用的交易点 交易月 报价对应的交易日期 合法的交易月份 报价类型 发电报价,用电报价 报价段 最多可分为10段报价即10个(价格,电量)对 发电价格必须单调增,电量不能超过最大成交量限制 最大成交量 说明 文字说明 (二) 日前报价的输入数据如下: 类别及名称 描述 校验 交易点名称 必须是该用户可用的交易点 交易日 报价对应的交易日期 合法的日期 报价类型 发电报价,用电报价 缺省报价 是/否 缺省报价有效期限 截至日期 交易时段 1~48个时段 报价段 每个时段最多可分为10段报价即10个(价格,电力)对 发电价格必须单调增,不能超过限价,发电不能超过机组最大出力限制 爬坡率限制 说明 文字说明 3.3.3.3 数据处理 系统应对报价数据请求应进行以下几个方面的校验: (一) 权限校验 用户是否有权限上载/下载报价数据; (二) 语法及语义校验 检查数据格式是否合法,文件格式是否复核规范; (三) 市场规则校验 包括:发电报价价格是否按照微增,用电报价价格是否单调减,报价是否超过最高限价,报价数据是否满足机组的技术约束,以及其他市场规则规定的限制。 3.3.3.4 用户界面 系统应为市场成员提供方便友好的报价界面。 l 报价,报价修改界面 l 报价状态查询,报价确认界面 3.3.4 信息发布 3.3.4.1 功能要求 根据市场规则,系统应及时准确地向市场成员发布各种公开和私有信息。公开信息所有市场成员均可浏览,私有信息只有信息的拥有者有权限浏览。 3.3.4.2 输出数据 信息发布的内容至少应包括: l 市场公告信息 为市场成员提供全市场的概览信息,市场成员注册情况,市场运行规则等。 l 市场预测分析信息 发布系统中期和短期充裕度评估信息和网络检修信息,包括系统的备用与需求等信息。 l 市场交易信息 发布市场交易结果信息,包括无约束计划及价格信息,有约束计划及价格; l 实时调度信息 发布电力市场和电网实时运营信息。 l 辅助服务信息 发布各类辅助服务机组的运行情况信息。 l 负荷预测信息 l 结算信息 l 其它 3.3.4.3 用户界面 信息发布主要通过Web方式进行,信息的形式包括各种文件、报表和图形曲线。系统应提供XML格式报表,用于用户数据下载。 3.3.5 日志审计 3.3.5.1 功能要求 市场成员在系统的所有操作,包括登录,报价,修改注册信息,将被记入日志。市场成员提交失败的报价,对报价的修改也将被保存,用于将来的审计查询以及市场争议处理。 3.3.5.2 用户界面 l 系统应提供用户日志查询界面 l 系统应提供历史报价审计界面 3.3.6 省市数据申报 3.3.6.1 功能要求 省市调度交易中心每天将向华东电力调度交易中心申报发电预计划(年度合同及月度竞价电量在下一个交易日的分时段安排情况),申报本省(市)的负荷预测,申报检修计划,申报负荷分配因子。 3.3.6.2 用户界面 l 发电预计划申报界面 l 负荷预测申报界面 l 检修计划申报界面 l 负荷分配因子申报界面 3.3.7 省市数据下载 3.3.7.1 功能要求 系统应支持省市从华东电力调度交易中心下载市场交易数据用于对本省市机组的考核、结算。省市数据下载的功能要求如下: l 数据下载的过程应记入日志,日志可查询。 l 应可监视数据下载的状态,如果不成功,应给出告警信息。 l 报价数据下载。本省(市)机组的各类报价数据,应可定时自动或手动下载。 l 应支持注册数据下载。包括机组的注册数据,市场成员的注册数据,交易点的注册数据。 l 月度,日前市场成交结果数据的下载。 l 阻塞管理中间过程数据的下载。 3.4 合同管理 3.4.1 年度合同 3.4.1.1 功能要求 系统应可对年度双边交易(年度合同)进行管理。 l 应可录入或者导入省(市)年度计划 l 应可录入或者接收省(市)年度计划分月安排情况 l 应可录入或接收省(市)对年度计划分月安排的调整及滚动平衡 l 应可录入或接收省(市)年度计划逐日完成情况 l 应提供年度计划的计划、完成情况的按月,按日查询功能 l 应以报表及图形方式提供年度合同及完成情况的统计分析功能 3.4.1.2 输入数据 (一) 年度合同 类别及名称 描述 校验 合同编号 年度计划合同编号 买方 合同买方 卖方 合同卖方 合同状态 已批准,取消,已执行 起始日期 中止日期 典型曲线 48点典型曲线 (二) 年度合同分月计划安排情况 类别及名称 描述 校验 合同编号 年度计划合同编号 年度及月分 安排电量 典型曲线 48点典型曲线 (三) 年度合同分月完成情况 类别及名称 描述 校验 合同编号 年度计划合同编号 年度及月分 完成电量 3.4.1.3 用户界面 l 年度合同的录入界面 l 年度合同签订情况的查询界面 l 年度合同执行情况的统计分析界面 3.4.2 双边交易 3.4.2.1 功能要求 市场成员可签订双边交易(物理合同),经调度交易中心批准后执行,双边合同的签订可能引起口子计划的修改。系统应对双边交易的全过程予以支持。 l 合同双方应可以通过Web提交合同,修改合同,查询合同 l 市场运行及调度人员应可对提交的合同进行审批 3.4.2.2 输入数据 类别及名称 描述 校验 合同编号 年度计划合同编号 买方 合同买方 买方交易点 卖方 合同卖方 卖方交易点 合同状态 已批准,已执行,取消, 起始日期 中止日期 出力曲线 48点出力曲线 3.4.2.3 用户界面 l 合同签订界面:按规定格式输入合同参数,包括合同起止日期,合同买方、卖方、交易点,合同典型功率曲线,交易员编号,合同价格等 l 合同修改界面:显示原合同参数,可编辑 l 合同确认、合同修改的确认信息画面 l 合同审批的界面 l 合同、日志查询的界面 3.4.3 辅助服务合同 3.4.3.1 功能要求 对于AGC、无功电压支持等辅助服务,将由电力调度交易中心与服务提供方签订合同,系统应提供辅助服务合同录入,辅助合同查询等功能。 3.4.3.2 用户界面 l 辅助服务合同的录入界面 l 辅助服务合同的查询,管理界面 l 辅助服务合同的激活:市场运行人员在制定交易计划的过程中,按照辅助服务合同的签订情况,安排辅助服务。 3.5 市场分析预测 3.5.1 数据统计 3.5.1.1 功能要求 系统应可为市场成员提供市场历史数据的统计分析功能。 l 定期发布市场价格指数,成交价格分布情况 l 定期发布市场供需平衡关系统计数据 l 定期发布市场交易情况,如累计成交量 3.5.2 分析预测 3.5.2.1 功能要求 系统应可为市场成员提供全面的市场预测及分析数据,定期发布,使市场成员能够提前了解市场未来的发电预期目标、负荷预测、交易价格走势、输电网络可用传输能力及系统安全水平,便于交易决策。 l 应可向市场成员提供预测的系统下一日最大负荷及所需的备用信息; l 应可向市场成员提供预测的系统下一日,周、月、年用电量信息; l 应可向市场成员提供预测的系统下一日,周、月、年可用发电容量之和; l 应可根据运行模拟预计的下一日各时段系统边际电价; l 应可向市场成员提示下一日可能发生备用短缺的时段; l 应可向市场成员提示下一日可能发生供电短缺或过剩的时段; l 应可向市场成员提示可能发生的由于网络约束而影响发电调度的时间、地点,应可向市场成员提供子控制区之间的ATC/TTC信息。 3.5.2.2 用户界面 市场预测信息属于系统公开信息,以WEB的方式发布,提供XML和HTML两种格式的数据浏览,下载界面。 3.6 市场管理 3.6.1 市场监视 3.6.1.1 功能要求 市场监视主要通过监视市场价格,市场成员的报价及其他行为,以及市场运行调度人员的操作,分析市场力,发现违规行为。 l 最高限价,最低限价设定功能 l 其他价格指数的计算、监视功能 l 市场成员的报价数据的分析管理 l 历史交易日的交易计划制定过程应予以保存,并可以在需要时调出。给出交易计划制定过程的详细历史报表,列举中间步骤,中间结果,区域交易员的相关操作等,用于事后复核 l 系统应定期发布市场监视分析报告 l 争议仲裁公告的发布 3.6.2 市场干预和中止 3.6.2.1 功能要求 市场干预和中止的主要方式体现在改变发电计划,不按市场交易确定的发电计划调度运行。 l 系统应为市场运行调度人员提供发电计划、口子计划的人工修改,下发的工具,保证在市场干预和中止情况下的运行调度。 l 市场干预的内容、原因应可录入,保存,并提供浏览,查询功能 l 系统应为市场中止后的调度运行提供必要的技术手段,市场中止事件必须予以保存,结算系统将根据市场中止的情况,采用不同的结算规则。 l 市场的中止并不表示技术支持系统的停止运行,技术支持系统应可设定为市场中止状态,并可快速从中止状态恢复到正常运行状态。 l 系统应可按预先设定的时间定时中止和恢复市场。 l 对于技术支持系统本身发生故障、或不可抗力造成的造成的市场中止,系统应避免出现重大数据损失,不应对系统结算等造成影响。 3.6.2.2 用户界面 l 市场运行调度人员计划修改界面 l 市场干预历史记录,以及浏览查询界面 l 市场中止控制界面,可以人工中止,恢复市场,也可定时自动控制 l 市场中止公告界面 3.6.3 事件管理 3.6.3.1 功能要求 华东电力市场的日前市场、实时市场,市场分析预测、结算报表按市场规则规定的时序运行,系统应可对这些在预定时间发生的系统事件进行管理。 l 日前市场的允许报价开放时间,报价截止时间,计划发布时间的设定 l 实时市场的允许报价开放时间,报价截止时间,计划发布时间的设定 l 结算报表的定期发布事件的设定 l 市场分析预测报告的定期发布事件设定 l 历史事件的查询,浏览 l 在Web上发布事件执行情况的公告 3.7 电网模型管理 3.7.1 网络建模及维护 3.7.1.1 功能要求 系统应提供电网模型建立和维护的工具,并保证维护操作不影响系统的正常运行。电力市场技术支持系统的安全校核、阻塞管理、网损计算等功能需要基于完整的、正确的电网模型系统,包括华东电网220kV以上线路、变压器、母线的名称、参数以及稳定限额等。 l 应提供从EMS自动导入电网模型的功能 l 应可支持从PSS/E格式批量导入电网模型数据; l 应支持CIM/XML格式电网模型数据导入,导出 l 应支持单个元件数据的修改、添加、删除; l 应可浏览、查询电网模型数据; l 应可支持负荷建模,定义负荷与系统负荷的关系 l 应可支持价格点(区)定义 3.7.1.2 用户界面 l 电网模型数据的导入界面; l 电网模型参数的浏览,修改界面 l 价格区,价格点的定义界面 l 负荷模型的建立和维护界面 3.7.2 负荷模型 3.7.2.1 功能要求 应根据华东电网的实际负荷构成情况和负荷预测,建立华东电网日负荷曲线和各厂站负荷曲线,能反应负荷随电压和频率的变化特性。母线负荷预测应基于公共负荷数据模型和日期模型进行区域与单个母线的预报。负荷数据模型应包含: l 负荷数据模型是树状结构的,可以描述为各级调度中心管理的省间负荷、省内负荷和地区调度管理的负荷,以及母线负荷组和单个母线负荷,除了系统负荷,所有的基荷有其自己的分配因数,且人工可调。 l 负荷组是负荷模型中的基本实体,负荷组可以连接到电力元件测量值,例如变压器测量值,或者连接到负荷元件测量值的总集合中。对于一个非测量负荷部件,负荷预测值将作为伪量测数据处理。 l 负荷数据模型可以区分参与系统负荷分配的单个负荷,或不参与系统负荷分配的单个负荷。负荷分配参数中的有功功率和无功功率可以人工修改。对负荷区和每一负荷组均保存不同类型和不同时段的多组负荷分配系数。 l 负荷分配系数可以按有功、无功分别维护,也可按无功占有功比例进行维护。对能对负荷预报模型时段数据进行修正(时段可由用户定义) 3.7.3 检修计划 3.7.3.1 功能要求 系统应提供检修计划的录入工具,或提供文件接口。 l 可浏览,查询检修计划数据 l 可人工输入,修改检修计划数据 l 可从文件接口导入检修计划 l 系统应至少支持母线检修,线路检修和变压器检修 l 检修计划应与稳定限额关联 3.7.4 网损因子 3.7.4.1 功能要求 系统应提供网损因子的计算,导入,维护管理功能。省(市)内网损因子由省(市)上报,或者由华东电网公司用统一的算法计算后导入系统,省(市)应按统一定义的数据定义、数据格式上报数据。省(市)参考节电到区域参考节电的网损折算系数由华东电网公司计算。具体功能要求如下: l 应可导入规定格式的省(市)网损因子表; l 应可导入规定格式的区域网损因子表; l 应可浏览、查询网损因子 l 应可支持年度更换网损因子 l 应可计算典型运行方式的网损因子 l 应计算出节点对全网和各子控制区的微增网损因子 l 网损因子的存储管理功能 l 网损因子的修改维护功能 3.7.4.2 输入数据 l 电网模型参数 l 电网典型运行方式; l 网损计算参考点定义; 3.7.5 稳定限额 3.7.5.1 功能要求 需要管理和维护的电网稳定限额包括《华东电网稳定运行规定》和四省一市稳定限额,包括线路,变压器,联络线,断面等的稳定限额约束数据。 l 应可批量导入规定格式的稳定限额数据; l 应可人工增加、删除、浏览、查询、修改、维护稳定限额 l 应可将系统采用的稳定限额数据发布 3.8 结算 3.8.1 口子结算 3.8.1.1 功能要求 华东电力市场一期,华东电网公司不直接与参加竞价电厂结算,而是由省(市)电网公司与电厂结算,同时华东公司与省(市)电网公司进行口子结算。以下列举华东电力市场一期区域主站口子结算应满足的功能要求: l 日前市场结算:系统按照日前市场竞价结果,统计在各省(市)口子上各时段的量,按日前市场竞价的分时段价格,对这部分电量做事前结算。 l 事后结算:电网实际运行的口子与日前计划有电力上的偏差,从全月来看,与计量结果相比,实际口子交换电量也可能与计划电量有偏差,此部分偏差采用事后结算的方式完成。 l 结算系统应可以处理市场中止,市场干预的情况。 l 结算系统应能给出各时段的各部分计划电量、实际运行电量,并按时发布以便市场成员核对确认系统应能按月给出电力交易初步结算清单,通过数据网络发给有关市场成员核对确认。 l 在市场成员校验确认后,系统应能按月给出电力交易的最终结算清单。 3.8.1.2 输入数据 l 日前市场交易计划在口子上的安排,各时段电力及价格 l 年度计划在口子上的计划,电量及价格 l 月度计划在口子上的计划,电量及价格 l 口子实际电量量测值 3.8.1.3 输出数据 l 日前市场:区域与省(市)每日结算报表 l 日前市场:区域调度交易中心每日发布预结算清单,含各时段出力和价格,用于发电厂核对 l 月度竞价:区域与省(市)之间的电量结算报表 l 月度竞价:区域调度交易中心发布电厂的月度竞价预结算清单,用于电厂核对 l 年度计划:区域与省(市)之间的分月电量结算报表 l 年度计划:年度计划的调整量 3.8.2 考核结算 按“华东电网省际联络线功率、电量考核办法”执行。 3.8.3 辅助服务结算 本期暂不实施。 3.8.4 平衡帐户 按华东电力市场市场规则执行。 3.9 与其他系统接口 3.9.1 与检修计划系统接口 3.9.2 与EMS系统接口 电力市场技术支持系统应与EMS系统建立高效,稳定的接口。 l 电力市场技术支持系统从EMS读取电网模型和参数; l 电力市场技术支持系统从EMS系统取电网实时状态估计数据; l 电力市场技术支持系统从EMS取短期负荷预测和超短期负荷预测; l 电力市场技术支持系统从EMS取检修计划数据; l 电力市场技术支持系统从EMS取机组实时出力数据; l 电力市场技术支持系统将向EMS送日计划,口子计划; l 实时市场建立后,电力市场技术支持系统向EMS送5分钟后的机组出力计划; 3.9.3 与财务系统接口 财务系统需要获得结算数据,实现资金划拨。接口的方式可能通过XML文件,或者通过数据库方式实现。接口的内容包括: l 电费结算数据; l 辅助服务结算数据; l 考核结算数据; 3.9.4 与国调电力市场接口 华东电力市场技术支持系统应提供与国家电力市场技术支持系统的接口,满足与国家电力市场进行数据交换的要求。 3.9.5 与监管系统的接口 华东电力市场技术支持系统应提供与国家电力监管机构监管系统的接口,满足电力市场监管的要求。 3.10 电能量计量 『见第六章』 3.11 安全防护 『见第八章』 第四章 省市配套系统 4.1 概述 4.1.1 定义 省市子站是指华东电力市场技术支持系统部署在华东四省一市电力调度交易中心的部分,主要完成本省(市)的计划安排、实时调度、计量及结算等电力市场核心业务。 各个省(市)配套系统与区域主站系统、电厂报价终端通过数据网络联结在一起,协调运作,共同构成对华东电力市场的信息技术支撑体系。 已建有电力市场技术支持系统的省(市),应充分利用原有系统,并根据新的市场规则适当修改部分软件功能,整合成为华东电力市场技术支持系统的有机组成部分,避免重复投资。 4.1.2 系统结构 省(市)配套系统的系统结构和信息流如下图所示: ⑴本省(市)220Kv设备检修计划 ⑵本省(市)500Kv设备检修计划 ⑶本省(市)电网拓扑结构、设备参数和稳定限额 ⑷本省(市)电网母线负荷分配因子 ⑸本省(市)发电机网损因子 ⑹本省(市)次日负荷预计(96点) ⑺本省(市)发电机年度合同 ⑻本省(市)发电机月度中标电量和价格 ⑼本省(市)发电机次日发电预计划(96点物理合同) ⑽本省(市)发电机次日发电计划和价格(96点市场计划) ⑾本省(市)发电机次日发电计划 ⑿本省(市)超短期负荷预计 ⒀本省(市)发电机修改计划 ⒁本省(市)发电机实际发电量 ⒂本省(市)发电机辅助服务考核信息 ⒃本省(市)发电机结算信息 4.1.3 省(市)配套系统的建设 省市配套支持系统中的数据交换平台部分由华东电网有限公司统一安排改造或建设,省(市)电力公司负责省(市)配套支持系统中其余部分的建设,并负责其运行和维护。省(市)配套系统的功能规范和实施计划须经华东电网有限公司审批,系统改造、建设完成后,经华东电网有限公司组织验收后统一投入运行。 4.2 结算 4.2.1 电量结算 4.2.1.1 功能要求 省(市)配套系统电量结算的内容包括: l 日前市场结算 电厂与省市之间,按照竞价结果结算,与量测结果无关。 省市与华东之间,按照竞价结果结算,与量测结果无关。 l 月度市场结算 电厂与省市之间,按照竞价结果结算,与量测结果无关。 省市与华东之间,按照竞价结果结算,与量测结果无关。 l 年度合同结算 电厂与省市之间,实际量测电量与(日前竞价+月度竞价)的偏差量,按年度合同价格结算。偏差量可能为正,也可能为负。 省市与华东之间,实际量测电量与(日前竞价+月度竞价)的偏差量,按年度合同价格结算。偏差量可能为正,也可能为负。 4.2.1.2 输入数据 l 日前市场交易计划在口子上的安排,各时段电力及价格 l 年度计划在口子上的计划,电量及价格 l 月度计划在口子上的计划,电量及价格 l 口子电能量量测数据 l 日前市场交易计划在各机组上的安排,各时段电力及价格 l 年度计划在各机组上的计划,电量及价格 l 月度计划在各机组上的计划,电量及价格 l 机组上网点电能量量测数据 4.2.1.3 用户界面 l 日前市场:区域与省(市)每日结算报表 l 日前市场:省市与电厂分机组的每日结算报表 l 月度竞价:区域与省(市)之间的电量结算报表 l 月度竞价:省市与电厂分机组的结算报表 l 年度计划:区域与省(市)之间的分月电量结算报表 l 年度计划:年度计划的调整量 4.2.2 考核结算 按省(市)对电厂的考核办法执行。 4.2.3 辅助服务结算 按华东电力市场规则中辅助服务补偿办法和各省(市)的实施细则执行。 4.3 合同管理 4.3.1 年度合同 4.3.1.1 功能要求 系统应可对年度双边交易(年度合同)进行管理。 l 应可录入或者导入年度计划,年度计划分月安排情况 l 应可编辑,修改年度计划分月安排 l 应可支持年度合同的滚动平衡 l 应提供年度计划的计划、完成情况、执行偏差按月,按日查询功能 l 应以报表及图形方式提供年度合同及完成情况的统计分析功能 4.3.1.2 输入数据 l 年度合同 类别及名称 描述 校验 合同编号 年度计划合同编号 买方 合同买方 卖方 合同卖方 合同状态 已批准,取消,已执行 起始日期 中止日期 典型曲线 48点典型曲线 l 年度合同分月计划安排情况 类别及名称 描述 校验 合同编号 年度计划合同编号 年度及月分 安排电量 典型曲线 48点典型曲线 l 年度合同分月完成情况 类别及名称 描述 校验 合同编号 年度计划合同编号 年度及月分 完成电量 4.3.1.3 用户界面 l 年度合同的录入界面 l 年度合同签订情况的查询界面 l 年度合同执行情况的统计分析界面 4.3.2 辅助服务合同 4.3.2.1 功能要求 对于AGC、无功电压支持等辅助服务,将由电力调度交易中心与服务提供方签订合同,系统应提供辅助服务合同录入,辅助合同查询等功能。 4.3.2.2 用户界面 l 辅助服务合同的录入界面 l 辅助服务合同的查询,管理界面 l 辅助服务合同的激活:市场运行人员在制定交易计划的过程中,按照辅助服务合同的签订情况,安排辅助服务。 4.4 信息交互 4.4.1 交易数据管理 4.4.1.1 功能要求 省(市)配套系统需要对大量交易数据进行管理和维护,系统应提供以下数据的浏览,查询,统计功能。 l 本省(市)机组的日前市场、月前市场成交数据 l 本省(市)向华东电力市场调度交易中心申报的所有数据,包括月前市场报价数据,日前发电预计划数据,省(市)的负荷预测,检修计划,负荷分配因子 l 区域调度交易中心下发的结算报表数据 4.4.2 信息发布 4.4.2.1 功能要求 省市应向电厂/发电集团定期发布以下信息: l 电能量计量数据 l 考核、结算结果,提供结算报表等数据的下载功能 l 本省市的市场分析预测数据,统计数据,调度运行数据 l 辅助服务信息,各类辅助服务机组的运行情况信息 4.5 安全校核 4.5.1.1 功能要求 省(市)配套系统应在接收到华东电力调度交易中心下发的本省(市)月度交易计划和日前交易计划后,对计划进行安全校核,并将校验结论反馈华东电力调度交易中心,安全校验应考虑电网安全约束、机组出力约束、爬坡率约束及其他可行性约束条件。 l 应可对本省(市)范围内的月度交易计划和日前交易计划进行安全校核。 l 每天应可滚动对当日以及下一日各个时段的发电计划进行安全校核。省(市)安全校核程序应根据本省(市)电网的实际运行状况数据、当日更新的电网、机组运行信息进行。如果安全校核不能通过,应及时将引起变化的原因以及相关数据,包括修改后的发电计划上报华东电力调度交易中心。 4.6 实时平衡 4.6.1.1 功能要求 省(市)配套系统应具备按照华东电力市场规则规定的实时平衡原则,实时调度机组出力,执行华东电力调度交易中心下发的日前市场交易计划的能力。 4.7 与其他系统接口 4.7.1 与区域主站系统接口 四省一市子站系统需与区域主站系统建立接口,接口可以是XML格式文件,或直接通过数据库接口。 l 省(市)配套系统向区域主站送日前预计划,送检修计划,送负荷预测 l 区域主站向省(市)配套系统送日前计划,口子计划,价格; l 区域主站向省(市)配套系统送历史报价数据; l 区域主站系统向省(市)配套系统提供基于CIM模型的电网模型数据,送系统阻塞数据 4.7.2 与EMS系统接口 l 从EMS系统取电网实时状态估计数据; l 从EMS取短期负荷预测和超短期负荷预测; l 从EMS取机组实时出力数据;向EMS送日计划,口子计划,5/10分钟后的机组实时出力计划,对AGC机组进行控制调节; 4.7.3 与检修计划系统接口 l 从检修计划系统取机组检修计划; l 从检修计划系统取220kV及以上母线、线路、变压器的检修计划; l 电网其他设备,包括检修造成机组或220kV及以上母线、线路、变压器的停运信息; 4.7.4 与财务系统接口 财务系统需要获得结算数据,实现资金划拨。可通过XML文件方式实现。交换数据的内容包括: l 电费结算数据; l 辅助服务结算数据; l 考核结算数据; 4.8 电能量计量 『见第六章』 4.9 安全防护 『见第八章』 第五章 电厂终端 5.1 概述 5.1.1 定义 电厂终端是指华东电力市场技术支持系统布署在各个电厂的部分,包括交易终端计算机和以及其他相关网络设备。电厂终端是电厂内部生产与外部市场联动的纽带,电厂通过电厂终端与区域主站进行交互,完成注册、报价、接收发电计划、接收市场管理指令以及其他市场信息的功能。 5.1.2 系统结构 电力市场建立后,电厂的生产在很大程度上将按市场竞争的结果来安排,竞价上网成为电厂日常生产经营管理的重要环节。电厂终端应保持独立性,不能与其它办公自动化设备混用。在满足安全防护的技术条件下,电厂终端可以与报价辅助决策系统、管理信息系统交换数据。 5.1.3 电厂终端的建设 华东电网有限公司负责制定电厂终端及配套设施的功能规范,发电公司负责建设,运行和维护。电厂终端应作为专用设备予以严格管理,保证高度的安全可靠性。 5.2 硬件 华东电力市场技术支持系统的客户端软件是完全跨平台的,电厂终端可以选择各种硬件平台。推荐配置: l 处理器≥P4/2G l 内存:≥512M l 硬盘:≥40GB l 显示器≥17寸液晶 l 网卡:10/100Mbps l Modem:56Kbps l 打印机 5.3 软件 5.3.1 操作系统 推荐使用Windows 2000或更高版本操作系统。 5.3.2 浏览器 推荐使用IE5.0版本以上或NetScape Communication4.73版本以上浏览器。浏览器必须支持128位SSL加密以实现数字证书。 5.4 数字证书 访问华东电力市场网站需要拥有数字证书。通过审批手续后,获得数字证书,数字证书存储在智能卡(IC卡)或电子钥匙中。 第六章 电能量计量 6.1 概述 6.1.1 定义 电能量计量系统由华东及省(市)的电能量计量系统组成,对电能量数据进行自动采集、远传和存储、预处理、统计分析,以支持华东区域电力市场的运营结算。 6.1.2 电能量计量系统的建设 按照华东区域电力市场机组竞价的要求,电能量计量系统对100kW及以上的常规火电机组实施计量,计量点为机组主变高压侧。计量内容为双向有功电量。电能量计量系统按照电力市场的建设要求及一次系统的实际运行情况,由华东电网有限公司制定统一的计量标准,各方在规定的时间内完成改造。 6.2 功能要求 (一) 满足省(市)电网公司、区域电网公司结算的要求 l 省(市)联络线关口点实施计量,计量内容为双向有功电量。 l 参与华东区域电力市场的机组,以其机组主变高压侧为计量点,计量内容为双向有功电量。 (二) 满足区域电力市场对计量精度的要求 l 测量CT/VT精度为 0.2级,二次回路满足相应计量要求; l 电能表计的精度为0.2级; l 电能表计单位时间内的精度满足电力市场要求。 (三) 满足区域电力市场对计量可靠性的要求 l 采用双表配置,双表满足同样精度等级,采用主表/副表方式; l 电能表自身可靠; (四) 满足区域电力市场对计量数据一致性的要求 l 电能表采集的原始数据不得更改; l 对电能数据的处理提供安全审计功能; (五) 网、省(市)电力公司电能数据的共享 l 目前,网、省(市)电力公司均建立了各自的电能计费系统。鉴于节约投资,尊重历史,为配合电力市场建设对信息发布,提高透明度的要求,建立网、省(市)电力公司间电能计量数据传输机制,并对发电公司发布。 第七章 电力调度数据网络 7.1 概述 7.1.1 系统结构 考虑目前省(市)电力调度数据网现状,以及华东电力调度数据网现状及建设,电力市场现阶段网络拓扑结构如下。(今后的结构由电力调度数据网络建设方案确定) 华东电力调度数据网络逻辑结构示意图 电力市场数据流量分析: (一) 电厂-网调WEB间的流量分析 需要考虑几个因素: l 单一动态页面的实时流量:日前市场运行时,实时的数据流量是非常有限的,主要集中在日前市场报价关闭前的阶段。在实时市场,如果用户固定浏览单一页面,主要数据流量是发电公司浏览、申报流量。经SSL层加密后,网络流量会有所增加。为了实现用户信息发布界面的实时自动刷新,WEB页面采用了PUSH技术,即使用户没有主动浏览数据的情况,仍需维持一定的网络流量。数据刷新带来的流量是比较少的。一般不超过30kbps。(假设页面上每秒更新50个模拟量,则带宽的要求为50*32*8 = 12.8kbps。加上IP打包、SSL,带宽要求假设扩大一倍,则实时带宽要求小于30kbps) l 页面浏览流量:用户每次登录交易网站、访问不同页面时,需要下载大量的JAVA控件。为满足用户访问页面的响应时间指标,需要有一定带宽做保证。假设单一页面平均为500k字节(主要考虑控件、曲线、客户端的脚本、图象等),考虑在8秒内完成响应(参照国调《电力市场技术支持系统功能规范和技术要求》,用户浏览响应指标不大于10秒),则带宽要求500k*8/8 = 500kbps。考虑IP打包及加密开销,带宽要求700kbps是合理的。 l 如果考虑电厂和网调间除WEB方式外,还考虑文件或报文传输方式(如XML文件),则带宽要求略小于上述要求。(主要考虑电厂通过辅助报价系统报价) l 考虑到发电侧报价终端为主备配置,带宽需要有一定裕度。 l 从日前市场过渡到实时市场,数据流量会有适当增加。主要是因为网站访问的频繁程度、数据的上报、下发频度上生。另外,用户访问响应时间将受到更大关注。 (二) 网调-省(市)调间电力市场数据网络间的流量分析 l 省调-电厂间数据交换 网调-电厂间的网络连接需通过省(市)调网络设备汇聚。假设遵照上述发电侧的实时流量要求30kbps和浏览页面流量700kbps要求,并假设浏览页面业务的并发性为20%,则省(市)调网络设备在该项功能上的汇聚能力要求为: 省(市) 日前市场电厂数量 实时市场实时流量带宽 页面浏览带宽 日前市场总带宽要求 实时市场总带宽要求 上海 12 360kbps 1680kbps 1680kbps 2040kbps 江苏 24 720kbps 3360kbps 3360kbps 4080kbps 浙江 10 300kbps 1400kbps 1400kbps 1700kbps 安徽 12 360kbps 1680kbps 1680kbps 2040kbps 福建 7 210kbps 980kbps 980kbps 1190kbps l 网调-省调间的数据交换 日前市场,网、省间需要交换的数据包括负荷预计及其分配因子、检修计划、稳定约束、网络结构、机组物理合同、机组竞价信息、机组计划、电量计费数据、结算信息、双边交易、月度竞价、合同管理等。这些信息的传输允许有一定时间。但由于网、省间部分数据的申报采用WEB方式,保证一定的响应指标,以及网-省间支持系统数据库同步的要求,需要保证一定带宽。建议保留1M带宽。 7.1.2 电力调度数据网络的建设 华东电力调度数据网络建设与完善的原则是: (一) 华东电力调度数据网络的技术体制应符合《国家电力调度数据网络总体技术方案》的要求; (二) 充分利用省(市)电力公司现有的电力调度数据网络资源,尊重网、省(市)电力公司的资产划分、专业管理界面; (三) 网、省(市)调的调度数据网络,需要按照统一的功能规范,限期改造,以满足电力市场对调度数据网络的要求。 7.2 功能要求 7.2.1 总体要求 电力调度数据网络需要满足以下要求: (一) 满足电力市场持续运行的需要,即提供7*24小时的网络支持; (二) 满足电力二次安全防护的要求,确保网络安全; (三) 电厂侧电力调度网络接入带宽应保证1Mbps; (四) 网-省之间电力市场数据交换对调度数据网络带宽要求为:上海:3Mbps;江苏:5Mbps;浙江:3Mbps;安徽:3Mbps;福建:2Mbps。 7.2.2 安全性要求 (一) 按照电力二次系统安全防护的要求,电力市场信息传输采用电力调度数据网络SPDNET的 VPN2。 (二) 面向电监会和发电集团的信息发布网站,使用SPTNET、INTERNET、租用专线方式(由用户提出访问要求及方式),采用安全认证加密技术构造VPN。 7.2.3 可靠性要求 遵照国调中心《电力市场技术支持系统功能规范和技术要求》中对电力调度数据网可靠性的99.80%要求,一年电力调度数据网的可中断时间只能是100分钟。这个指标在实时电力市场情况下是非常必要的。日前市场对该指标的要求可适当放宽,但尤其需要注意单次故障的恢复时间。在某些核心时段,如日前市场报价截止前、日计划下发前发生数据网络故障,对生产运行有很大的影响。影响可靠性的主要因素是网络接入设备和通道,提高可靠率的手段是设备可靠、设备冗余、通道冗余、紧急备用措施。 (一) 发电厂调度数据网接入可靠性措施 发电厂数据网接入的可靠性措施是采用拨号方式作为备用。在日前市场模式下,由于电厂和网调间的数据交换主要是批量交换,可以以牺牲响应时间为代价,保证业务不中断。 (二) 网、省(市)数据网可靠性措施 网、省(市)调间,采用拨号作为备用是不恰当的,省(市)调和网调间的通信成为瓶颈,可采用网络备用方式。 第八章 安全防护 8.1 概述 按照国家经贸委[2002]第30号令《电网和电厂计算机监控系统及调度数据网络安全防护的规定》、《全国电力二次系统安全防护总体方案》的有关要求,以及国调中心关于电力二次系统安全防护工作的整体部署,区域电力市场二次安全防护工作是一项长期的工作,需要统一规划,分步实施。同时,考虑到目前二次安全防护的核心工作是保证监控系统的安全,因此要结合华东区域电力市场的要求,尽快实施《华东电力二次系统安全防护实施方案》。 8.2 功能要求 (一) 华东区域电力市场技术支持系统的核心部分,划归为二区。即现货交易管理模块及设备、月度交易管理模块及设备、检修管理模块及设备、合同管理模块及设备、报价处理模块及设备、电厂与用户报价模块及设备、省(市)配套模块及设备、电能量计量系统及设备均属于二区。 (二) 面向发电集团的信息发布模块及设备,划归为四区,通过Internet网(或租用专线方式)发布。四区的信息发布通过单向物理隔离设备和二区技术支持系统核心部分物理隔离。如采用租用专线方式,则需要和发电集团共同确定网络建设工作。 (三) 报价处理设备和电厂与用户报价设备间,客户端采用智能IC卡或USB钥匙,以实现报价及确认的加密和签名,防泄密、防抵赖;并以HTTPS协议实现对II区市场WEB的安全访问。 (四) 信息发布和发电集团用户终端,采用加密方式通信,保证数据的机密性、真实性、不可抵赖性。 (五) 发电厂侧报价终端和电厂DCS、远动SCADA经防火墙隔离;发电厂辅助报价系统,如果不和电厂MIS互联,应接入二区,经网关机和报价终端互联。 8.3 总体结构 8.4 数字证书 按照《全国电力二次系统安全防护总体方案》的要求,采用数字证书技术,确保电力市场电子化交易过程的保密性、完整性、身份的真实性、行为的不可抵赖性。 第九章 测试验收 9.1 概述 测试应包括 FAT和 SAT测试。验收大纲必须包括本功能规范书要求。工厂验收(FAT)、现场验收(SAT)根据验收大纲进行。验收大纲由卖方提出,买方确认。 卖方应提供所有工厂验收及现场验收的细则,细则中应明确规定试验项目以及所达到的性能要求,并征得买方同意。买方有权提出一些合理的特殊测试。买方人员对验收的认可签字并不解除卖方对合同规定的保证责任。 卖方所提供的所有设备必须经过质量、功能、性能方面的测试,经买方认可并在工厂验收报告上签字确认后,设备方可从卖方工厂发货。 9.2 工厂验收(FAT) FAT包括指定的系统功能测试、稳定性测试、可用性测试。FAT按双方在设计联络会上确定的时间进行。 l 在FAT时,卖方应提供用于检测、维护测量试验和记录等必要的设备。 l FAT时,卖方应提供全部场地设施及模拟的现场环境。 l 卖方负责系统的安装和调试。 l 买卖双方均应派有经验的工程师参与FAT。 (六) 系统功能测试 按照本功能规范书指定的方式接入系统的各设备,运转操作应正常;整个系统正常运行,系统测试用卖方为本工程开发的全部软件进行。 l 系统在本功能规范书规定的环境条件下正常持续工作。 l 测试所有人机接口的功能。 l 测试所有软硬件支持平台的功能及所有电力市场应用功能。 l 测试系统中所有故障(硬、软)切换功能(手动与自动) l 测试所有事件、报警功能。 l 测试所有诊断程序。 (七) 稳定性测试 为考验系统稳定性,要进行系统连续运转72小时的稳定性测试。在测试的72小时内,不得对系统外设进行机械或电气调整及软件调整,除非经过买方特许。在此期间若设备/部件发生故障,可用备品备件予以恢复,但必须重作72小时稳定性试验;若测试因系统应用功能故障而中断(不包括系统做故障切换),也必须重作72小时的稳定性试验。在稳定性试验时应不影响用户的正常操作,除非操作会对正在进行测试的系统正常运行产生影响。此期间还应对CPU负荷、网络负荷进行测试,对画面响应时间和操作响应时间进行测试。 测试成功的标准: l 所有功能和技术指标应满足招标文件的要求。 l 在连续72小时稳定性试验内,不允许故障自动切换,且各主机均不能发生系统崩溃。 l 不丢失信息或数据。 l 若测试结果说明某一设备或功能不合格,则卖方要更换不合格的设备或修改不合格的功能,但功能修改必须经买方认可,所有因此而引起的费用全部由卖方承担。 l 关键功能失败亦做为FAT失败的条件。 9.3 现场验收(SAT) 现场验收在系统安装调试结束并能正常运行后在现场环境进行。 l SAT由卖方负责,买方参加。 l 便于系统的调试,卖方应派技术专家到买方现场作技术支持服务。 l 由于卖方的责任,SAT不能按时完成所引起的损失由卖方负责。 l SAT测试由卖方提出,买方确认。系统完成功能测试后,也应进行72小时的稳定性测试。 l SAT的内容(除用户特别说明)应与FAT相同。 l 买方工程师在现场对系统进行的各项测试,若在规定时间内不能达到测试标准,则SAT不能通过。 l 测试报告的内容、格式等要求与FAT相同,还应包括SAT增加的内容。 附件1、设备统一命名 『暂缺』 2、详细业务流程 根据华东电力市场规则制定

(完)

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