国家外汇管理局


出口收汇核销管理办法实施细则
国家外汇管理局



第一条 根据《出口收汇核销管理办法》，特制定本细则。
第二条 外汇管理部门原则上按月发放核销单，即每月初根据出口单位上年同期的报关次数，加上本月预知的增减次数，发给出口单位核销单。
第三条 出口单位报关时必须多填写一份报关单，根据报关单的内容在核销单存根上填写出口单位名称、出口货物数量、出口货物总金额、收汇方式、预计收款日期、出口单位所在地以及报关日期，如为记帐外汇须在备注栏内注明，并在每张报关单右上角填写核销单的顺序编号。
收汇方式必须严格按合同内容填写，每种收汇方式应列明即期或远期，如为远期收汇的，还必须列明相应的远期收汇天数，如实行分期付款的，必须列明每次付款日期及付款金额。
第四条 海关凭出口单位出示的盖有外汇管理部门“监督收汇”章的核销单和有核销单编号的报关单受理报关。海关在核销单“海关核放情况”栏和报关单上核销单编号处分别盖“放行”章后，将核销单与相应的报关单退出口单位。
第五条 出口单位报关后，必须在下列期限内将核销单存根、发票、报关单和有关汇票副本送回发放核销单的当地外汇管理部门：
1．本地报关的在报关后7日内；
2．异地报关的在报关后20日内。
第六条 出口单位报关后，在向受托行递交单据时，必须附上与该票出口单据有关的核销单，否则受托行不得受理。受托行收妥货款后，如受托行同时也为解付行，则该解付行在核销单上填写寄单日期、ＢＰ／ＯＣ号并盖章，将结汇水单／收帐通知（其中一联专供外汇管理部门核销用
）和核销单一并退出口单位；
如受托行不是该票货款的解付行，则受托行在核销单上填写寄单日期、ＢＰ／ＯＣ号并盖章，将货款原币及核销单划转有关解付行，该解付行在将该票货款解付并在核销单上盖章后将结汇水单（收帐通知）和核销单一并退出口单位。
第七条 自寄单据项下出口，出口单位在向进口方寄单时必须在发票上注明货款解付行和核销单编号，并将发票、汇票副本和核销单送该解付行存查。该解付行在收妥货款后，将货款结汇（经批准可保留现汇的货款除外），并按汇款通知上的核销单编号取出核销单，填写有关栏目并盖
章，将结汇水单（收帐通知）和核销单退出口单位。
第八条 出口单位报关后因故货物未能出口，要求退关时，海关在核销单上签注意见并盖章，由出口单位退外汇管理部门注销该核销单及其存根。如出口单位填写核销单后因故不再凭该核销单报关，则该核销单自动作废，出口单位将该核销单退发放的外汇管理部门注销。
第九条 出口单位在异地出口委托代理人代为报关时，必须将自己的核销单送代理人。在办完报关手续后，代理人必须及时将该核销单及有关报关单退还委托人。
第十条 一切贸易项下的出口，出口单位必须在最迟收款日期后30个工作日内向当地外汇管理部门办理核销手续。
第十一条 出口单位在向当地外汇管理部门办理核销时，如报关单金额和收汇金额出现差额，须提供有关证明。
一般贸易方式、协定贸易和自寄单据项下的出口必须凭银行签章的核销单和结汇水单（收帐通知）以及有关有核销单顺序号的报关单办理。但下列方式出口还必须另附有关证明：
1．出境展销、展览商品（不含暂时出口货物）附展品复入境报关单；
2．来料加工、来件装配出口附加工合同和“登记手册”。对于一个合同分批出口并分批收取工缴费者，凭原加工合同及所有的核销单和结汇水单（收帐通知）向外汇管理部门办理核销。
第十二条 以货易货项下出口，出口单位必须凭核销单、易进货物的入境报关单和有关发票副本向当地外汇管理部门办理核销手续。
第十三条 补偿贸易项下以实物补偿的出口，出口单位必须提供经贸部门的批件、有关补偿贸易合同、有关进口报关单、发票、核销单等向当地外汇管理部门办理核销手续，外汇管理部门将逐笔登记补偿出口额和补偿出口日期，俟补偿出口额满和补偿期满后，外汇管理部门将对新增出
口按一般贸易逐笔核销收汇。
第十四条 以实物作为投资的出口，出口单位凭经贸管理部门和外汇管理部门批准件、报关单及核销单，向当地外汇管理部门办理核销手续。
第十五条 除下列商品外，出口其它商品未经当地外汇管理部门批准不得自寄单据：
1．鲜活、易腐商品；
2．出境展览（销）商品；
3．金额在等值100美元以内的有价样品；
4．预收货款项下的商品。
第十六条 出口单位只能在当地外汇管理部门申领核销单，核销单不得相互借用，不得转让。
第十七条 如出口单位将核销单丢失，必须立即向发放核销单的外汇管理部门报告所丢失的核销单编号，并通过报纸发表声明，该核销单即行作废。
第十八条 如出口单位伪造核销单或虚报核销单丢失而仍用该核销单报关出口的，一经查明，一律按逃汇从重处罚并由有关部门追究其刑事责任。
第十九条 如出口单位因关闭、停业、合并或转产，不再经营出口业务时，应立即将所有未用的核销单退原发放的外汇管理部门，并办理已用核销单的收汇核销手续。
第二十条 本细则由国家外汇管理局负责解释。《办法》及《细则》未尽事宜，国家外汇管理局可发布新的规定或通函。
第二十一条 本细则自1991年1月1日起施行。



1990年12月21日
国家电力监管委员会


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

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