两部委印发《电力市场运营系统现货交易和现货结算功能指南（试行）》

c) 具备电力现货市场参与方式说明，通过图文、语音、视频等方式，介绍各类市场成员参与电力现货市场需要具备的准入条件、市场注册材料规范、市场注册方式和注册过程，为市场成员参与电力现货市场提供全程指导；

d) 具备运营系统使用培训功能，通过图文、PPT、视频等方式，面向各类市场成员详细介绍电力现货市场运营系统总体架构、各业务模块功能使用方法、系统常见问题处理方法等，为市场成员通过运营系统参与各类市场交易业务提供指导；

e) 具备市场成员互动交流平台功能，支持市场成员通过 WEB 网页、移动 APP 等方式进行互动交流。

6.15.2 界面设计指南

a) 支持图文、语音、视频等方式展示市场成员服务内容；

b) 支持市场成员通过 WEB 网页、移动 APP 方式互动交流文字、图形、语音、视频等内容；

c) 支持市场成员服务内容下载、打印。

6.16 市场模拟推演

6.16.1 功能指南

a) 支持对电力系统建模仿真，包括电厂、机组、联络线等信息及它们之间的关系进行建模；

b) 支持对相关经济性参数设定和建模仿真，包括经济机组爬滑坡参数、开停机时间、启动成本等；

c) 支持对市场的约束条件、报价段数、市场限价等市场运行参数进行设定；

d) 支持多种市场成员报价策略生成；

e) 支持电能市场、辅助服务市场等多交易品种的市场模拟；

f) 支持对市场仿真结果的分析，至少包括市场结构、市场效益等方面评估；

g) 支持多算例并行模拟运行分析；

h) 支持从生产运行系统导入电网和市场仿真数据。

6.16.2 界面设计指南

a) 能够实现市场流程可视化监视，以流程图方式展示市场流程各个环节；

b) 提供方便的界面工具支持电力市场模型、市场规则的配置；

c) 能够从其它电力市场系统中手动导入市场模型、市场运行数据；

d) 能够查询不同时间市场报价数据，并以图表方式展示报价趋势；

e) 能够以图表方式显示市场出清结果；

f) 支持查看不同报价策略下市场出清结果、社会效益分析；

g) 能够展示分析不同市场主体一段时间内成交情况对比分析，以图表方式展示对比结果。

6.17 分散式电力市场运营系统现货交易功能部署结构

电力市场运营系统现货交易功能，包括支持跨省区电力市场的现货交易功能和省（区、市）电力市场的现货交易功能。电力市场运营系统现货交易功能的建设立足现有调度基础设施、调度控制系统，同时考虑市场运营的客观需要。电力市场运营系统现货交易功能部署结构如图 2 所示。

市场主要功能部署在生产控制大区，市场运行功能（包括市场成员管理、数据管理、日前市场、日内市场、平衡市场、安全校核等核心计算业务）部署在Ⅱ区，市场分析管理功能（包括市场分析、风险管控、市场监管、模拟推演等）部署在管理信息大区，市场申报、信息发布及成员服务功能部署在信息外网。生产控制大区和管理信息大区之间通过正反向隔离装置交互数据；信息外网和信息内网之间部署逻辑强隔离装置；在生产控制大区和发电企业之间，采用纵向加密认证装置；在管理信息大区与发电企业之间采用防火墙等逻辑隔离设备；在信息外网与互联网之间通过防火墙、安全接入网关等逻辑隔离保障信息安全。

6.18 与其他电力市场运营系统衔接电力市场间数据交互要求如下：

1) 交互对象。应支持与其他电力市场运营系统、调度系统之间进行数据交互。

2) 输入范围。应支持接入机组上网电量、机组合同实际执行出力、跨市场送受电量、跨市场合同实际执行出力等。

3) 输出范围。应支持输出本市场需求曲线、联络线计划调整反馈。

4) 数据周期。数据的时间周期应支持分钟级时间粒度。

5) 交互周期。接入至运营系统的数据，数据应支持按小时、按日、按周、按月交互。

6) 数据主体。数据交互的主体范围应包括发电机组、电力用户、售电企业、电网运营企业等。

7) 交互方式。应支持自动定时推送、按条件推送、连续滚动推送及手动触发推送 4种方式。

7 与外部系统数据交互

7.1 与 EMS 系统数据交互

电力市场运营系统现货交易子系统从 EMS 系统获取电网模型、运行数据、网络约束、预测计划数据等。包括电网模型数据、SCADA 机组运行数据、断面控制信息、关键输电线关口断面稳定限额、新能源预测信息、系统负荷预测与母线负荷预测等。

电力市场运营系统现货交易子系统将日前、日内和实时调度计划以及调频等辅助服务的优化和实际调用结果发布到 EMS 系统。

7.2 与 OMS 系统数据交互

电力市场运营系统现货交易子系统从 OMS 系统获取发电和输变电设备检修及投退役计划等数据。包括机组检修单、输变电设备检修单、设备投运、设备退役信息等。

7.3 与电力中长期交易平台数据交互电力市场运营系统现货交易子系统从电力中长期交易平台获取发电企业、售电企业、电力用户等市场成员的注册信息。

电力市场运营系统现货交易子系统从电力中长期交易平台获取中长期实物合同。电力市场运营系统现货交易子系统向电力中长期交易平台输出现货交易（含辅助服务交易）结果等信息。

7.4 与电力市场运营系统现货结算系统数据交互电力市场运营系统现货交易子系统将日前市场、日内市场、平衡市场和辅助服务市场出清结果发送到电力市场运营系统现货结算系统。

8 性能指标

a) 系统年可用率达到≥99.99%；

b) 服务器、工作站、网络设备等设备的 MTBF（平均无故障时间间隔）≥300000小时；

c) 90%以上系统页面首次打开时间不大于 2 秒，历史数据切换时间不大于 1 秒；

d) 主要节点 CPU 负载 5 分钟平均值不大于 50%；

e) 支持在线并发用户数不小于 1000 个，支持同时开展模拟推演的用户数不小于10 个；

f) 每秒可处理的消息数不低于 1000 条，支持雪崩状态事件的接收、入库（不低于1000 条/秒），持续时间不低于 30 分钟；

g) 支持参与市场出清的最大机组数不小于 2000 台，最大母线数不小于 10000 条，最大线路数不小于 20000 条；

h) 在 300 台发电机组，2000 个负荷节点，5000 条网络支路的电网规模下：日前市场出清计算时间不超过 30 分钟，日内市场出清计算时间不超过 8 分钟，平衡市场出清计算时间不超过 5 分钟，安全校核计算时间不超过 3 分钟；

i) 支持在线存储和查询不低于 10 年的历史数据。

9 安全防护

9.1 总体要求

电力市场运营系统现货交易子系统的安全防护依据《中华人民共和国网络安全法》、《电力监控系统安全防护规定》（国家发展改革委 2014 年第 14 号令）和《电力监控系统安全防护方案》（国能安全〔2015〕36 号），采用高强度、全方位安全防护技术，严格按照相关要求保障系统的安全、可靠和稳定运行。

电力市场运营系统现货交易子系统安全防护具体划分为网络安全、主机安全、应用安全、数据安全、终端安全、监测预警、系统灾备等方面。

9.2 网络安全

电力市场运营系统现货交易子系统网络安全防护包括网络交换设备（如路由器、交换机等）和网络安全设备（如防火墙、电力专用横向单向隔离装置等），采用设备安全配置管理策略，对关键网络链路提供硬件设备冗余，对设备配置进行安全备份，对设备软件系统进行及时更新，通过网络漏洞扫描加强网络安全管理。在网络通道建设方面，专网专用，对互联网业务通信采用强身份认证和数据加密、签名手段保障网络通信安全。

9.3 主机安全

电力市场运营系统现货交易子系统的主机操作系统采用国家有关部门指定的安全操作系统，提供身份认证、访问控制、安全审计、恶意代码与漏洞防范等必要措施，以及采取及时的升级更新策略提升主机安全性。

9.4 应用安全

电力市场运营系统现货交易子系统的应用服务及业务信息面临用户认证欺骗、权限及信息泄露、篡改等风险，严格采用双因子用户身份认证，对敏感信息进行加密存储及传输，加强应用权限管理。强化日志审计管理，提供可作为法律证据的日志记录，日志记录应采取安全措施保存至少六个月以上。

9.5 数据安全

电力市场运营系统现货交易子系统的敏感数据包括电力交易数据申报信息、电力交易单据信息、计划结算结果信息等，在传输及存储的过程中，面临篡改及泄露风险，应采取数据加密、签名和数据使用权限限制手段，保障数据安全。为保障信息系统的容灾能力，对重点数据进行有效备份。

9.6 终端安全

电力市场运营系统现货交易子系统涉及使用的终端应采用基于专用硬件的双因子认证机制保证用户身份的真实性。终端系统应部署专用的终端安全防护软件，提供网络安全通信、权限访问控制、病毒及恶意代码防范、系统升级更新等安全措施为使用者提供安全访问环境。

9.7 监测预警

电力市场运营系统现货交易子系统应采取监测、记录网络运行状态、网络安全事件的技术措施，对安全事件进行分析提供预警信息，并按照规定留存相关的网络日志不少于六个月。

9.8 系统灾备

电力市场运营系统现货交易子系统应建设异地容灾机制，对系统运行的硬件环境和关键数据进行备份。当发生灾害事件或安全事件影响系统服务时，应及时启用备用系统保障服务正常运行。