电力市场技术支持系统
第六章电力市场技术支持系统
第一节电力市场运营技术支持系统(EMOS)概述
一、电力市场运营技术支持系统在电力市场中的地位和作用
电力市场的运营涉及到电力市场、市场规则、市场监管以及电网安全运行等诸多问题，但归根到底是要组织电力市场成员，按照一定的市场运营规则竞价上网发电、购电，并对发电企业实际发电情况和供电企业及部分大用户实际购电情况进行计量、考核和结算，保障各方的经济利益。要在电网安全、稳定运行的前提下，公平、公正和准确无误地完成这些工作，就必须要有计算机网络、电能计量系统和电网调度系统的技术支持。通常将这些技术支持系统称为电力市场运营技术支持系统(Electricity Market Operation System，以下简称为EMOS)，构成它的主要功能系统包括：
1. 电能计量系统(TMR)，用于自动、实时采集和统计各发电企业、供电企业和部分大用户在各时段，在网上实际交易的电量及相关数据。
2. 实时数据采集、安全监控和系统稳定分析，即除原有能量管理系统(EMS)的经济调度之外的功能，用于保证电网的安全、稳定运行。
3. 市场信息管理系统，包括内部信息系统和外部信息系统。内部信息系统提供对EMOS 中其他子系统的信息支持，外部信息系统实现远程市场成员与市场交易管理机构之间上传报价数据、技术参数和发布竞价信息、下达发电计划等，还可以进行电能买卖合同的签订、结算信息的质疑，提供授权信息查询，完成市场成员管理，市场各成员也可以交流其他相关信息。
4. 电力市场交易管理系统，用于预测有关竞价的市场信息、制定竞价上网发电计划和辅助服务计划。电能交易管理系统是EMOS的核心。
5. 合同管理系统，用于对电力市场中的各种合同(期货交易合同、现货交易合同、实时交易合同和辅助服务合同等)进行管理，并作为交易结算的依据。
6. 考核与结算系统，用于对已发生的电能交易，按合同进行实时或定期的考核、结算，并定期进行交易结算资金的银行划拨。
7. 数据库管理系统，为各子系统的分析计算提供可靠、统一、完整的数据支持，提供规范的数据接口和稳定的数据操作界面，实现整个技术支持系统的信息共享。
8. 系统运行支撑平台，提供各子系统的集中调度、模块管理、人机交互以及图表和报告处理等功能，是EMOS的最终集成体现。
二、电力市场运营技术支持系统的发展
EMOS作为电力市场运营的必备工具，是随着电力市场的发展而不断完善的。目前，EMOS的交易管理系统尚不完善，主要原因是电力市场的相关理论和计算技术还不成熟。国内外EMOS共存的问题主要有：
1. 编制竞价上网发电计划软件的算法主要有：排队法、遗传算法和线性规划法等。这些方法可以保证在交易操作时限内，得到有效的竞价上网发电计划解，但不能保证是市场经济效益最好(购电费最少)的解；并且采用不同的发电计划算法，得到的解也不同，需要在实践中对比和分析由此导致的市场中各方利益分配的合理性问题。
2. 由于交易操作时间的限制，对实时发电计划的安全校核主要采用直流潮流法。这种方法可保证快速、可靠收敛，但计算误差大，有时不能保证系统的安全运行。
3. 输电服务费、各种辅助服务费计算大多采用粗略、简便的实用算法，缺乏严密的理论根据。
4. 系统运行的安全、稳定裕度预留量，还有待探讨和确定等。
目前，世界各国的EMOS在功能上大同小异；区别主要集中在核心软件系统----交易管理系统上，这是由于不同国家、地区电力市场的运营规则不同所致。国内六个试点单位的技
术支持系统也有差异，主要是由于交易模式不同，导致竞价细则有差异。
此外，虽然我国EMOS设计的功能与国外系统有相似之处，但由于我国电网现有自动化水平与世界发达国家或地区相比，还有一定的差距，如自动发电控制的应用不到位、实时数据采集系统不完备、EMS不完善以及电能量计量设备的不齐备等。所以在EMOS的建设中，应充分考虑各电网的现状，并兼顾电力市场的发展，进行EMOS．EMS和MIS的综合设计与实现，建设电力调度与电能交易综合技术支持系统。
第二节电力市场规模和运营模式
理论上，电力市场规模越大，越能实现资源的有效利用。但在电力市场发展初期，电力市场规模过大，也会在运营实施和技术支持上遇到困难。例如：①各地区电力系统间的差异以及社会、经济状况的差异，使电力市场发展初期不便于采用相同的市场规则；②电网自动化水平不同，难于同步进入电力市场；③发电机组数目太大，机组特性差别也较大，而且我国火电机组的启停特性较差，需要充分考虑机组组合问题，才能在有限的时间内做到既保证电网运行的安全性又能保证经济性，并充分体现公平竞争原则下竞价上网发电计划的安排等。
为解决这些矛盾，应该以资源合理优化为原则，综合分析电力供需平衡、地区经济发展平衡、用户承受电价水平和电网运行调度的可协调性，划分区域电力市场。对于在短期内无法解决上述问题的区域，可以借鉴，大规模联合电力系统分解协调调度的思想，在区域电力市场内部保留部分竞价机组数目较多。省内电源分布比较合理的省级电力市场，在不适于建立省级电力市场的省份，可设立交易所；建立多级协调交易、统一调度的大区域或跨区域联合电力市场。并以协调交易、统一调度为原则，制定各级电力市场运营交易规则和发电计划算法，为最终形成全国或跨国电力市场奠定良好的基础。
一、大区域或跨区域联合电力市场运营模式的建立
通常把涵盖各大区域的国家电力市场定义为一级电力市场，而把涵盖的几个省级的各区域电力市场定义为二级电力市场。为了实现跨区域电力市场联合运营，应建立一级电力市场交易中心，负责协调该大区域或跨区域所涵盖的二级电力市场间的电力交易。
每个二级电力市场也应建立相应的电力交易子中心，而且，在不同的二级电力市场中，市场交易规则允许有所不同。
二、一级电力市场交易分解与二级电力市场间交易的协调
1. 每个二级电力市场交易中心根据本地区市场规则和发电公司的报价，首先编制本地区的竞价上网发电预计划和相应的预边际上网电价，并将该地区市场总负荷、剩余发电能力或不足发电能力和预边际上网电价等数据上传至一级电力市场交易中心。
2. 一级电力市场电力交易中心根据各二级电力市场上传的信息，进行匹配，制定二级电力市场间电力交易预决策方案，即给出各二级电力市场协调交易因子，建议该地区电力市场从其他地区电力市场购、售电量和预测电价，供二级电力市场交易中心参考。该优化方案的目标是使得在一级电力市场范围内电力资源的最优利用．每个二级电力市场的购网电费最少。
3. 每个二级电力市场交易子中心根据一级电力市场电力交易中心提供的信息，预算购买外区域市场的电力，并重新编制本地区的竞价上网发电预计划和相应的预边际上网电价，再将相关数据上传至一级电力市场电力交易中心。
4. 重复2至3步骤2～3次，使得在一级电力市场范围内，各二级电力市场的预边际上网电价基本一致，从而保证了电力资源的有效利用。
考虑到各地区经济发展状况不同，电力用户承受电价的能力也不同，为了保护本地区用户的利益，各二级电力市场的上网电价可以不统一，分别定位在满足本地区负荷的最小上网电价上；同时，各发电公司在一级电力市场和二级电力市场交易的电价也会有差异。
三、二级电力市场的交易模式
为了电力市场的稳定发展，解决我国电力工业的一些特殊问题(发电厂所属权不同，还贷压力不同等)，在电力市场交易中实行“远期+现货+日前”的电力交易模式。在市场建立初期，
可采用“远期交易+现货交易+日前交易”的模式，逐步过渡到“远期交易+现货交易+实时交易”的交易模式。
第三节 EMOS的分类及其基本构成
电力市场中的不同机构和成员所需要的市场运营技术支持系统应具有不同的功能，本章内容仅限于用于电力市场交易调度中心的EMOS。
图7-1所示为EMOS的基本构成及其与现有调度自动化系统的关系图。图中考虑到电网安全实时监控系统的功能可由EMS提供，TMR系统也可以先期建设。电力市场EMOS 高层应用软件系统的基本构成包括电力市场交易管理系统、合同管理系统、考核与结算系统、市场信息管理系统等。
图7-1 EMOS的基本构成及其与现有调度自动化系统的关系图
一、电力市场交易管理系统
电力市场交易管理系统包括下例子系统：
(一)市场成员管理和申报数据管理子系统
该系统功能包括对发电企业市场准入、退出条件的审核，识别和管理市场成员的户名和密码等；对发电企业按照市场规则的规定向电网经营企业进行申报的(经济、技术)数据，进行接收、校核、保存和查询等；对涉及发电市场运行、市场规则执行、市场规则修改、动议和争议协调解决等相关事宜的文档进行管理。
(二)中期、短期、超短期电力负荷及电价预测子系统
该系统功能包括年负荷预测、月负荷预测、典型日负荷预测、周负荷预测、日负荷预测、母线负荷预测(无功和有功)、超短期负荷预测、电价预测、数据录入、数据校验、数据修正、数据查询、数据分析、报表打印、用户管理、在线帮助等。
(三)年、月、日检修计划的申请、优化和批复子系统
该系统通过市场信息系统接收发电企业的年、月和日发电检修计划的申请和电网公司的输变电设备检修计划。根据各发电企业的年、月和日检修计划申请、系统的负荷需求及系统
运行情况等因素，按照等风险度的原则，编制优化的电网统调机组年、月和日检修计划，并下达(批复计划)。平衡、调整电网统调机组的检修计划时，应确保足额供电和发电市场的正常运作，要保证在任何阶段，年度检修计划的最大检修容量不得大于电网计划允许的最大检修容量。
(四)一级电力市场交易计划子系统
1. 一级电力市场中长期期货交易计划子系统
在一级电力市场期货交易中，二级电力市场交易中心要根据本区域电力电量平衡情况，提出区域间交易申请。一级电力市场中级期交易计划子系统的功能就是依据一级电力市场的负荷需求，提供丰富的参考信息，辅助市场运营人员做出合理的交易决策。
2. 区域间现货和实时交易计划子系统
在一级市场现货和实时交易中，二级市场交易中心根据本区域市场的电力电量平衡情况，提出区域间现货和实时交易申请。区域间现货和实时交易计划子系统的功能就是依据本区域电力市场的负荷需求，给市场运营人员提供足够的参考信息，以辅助他们做出合理的交易决策。
(五)区域内(二级)电力市场交易计划子系统
1. 区域内中长期期货交易计划子系统
区域内期货交易指的是在年初或月初依据一定的原则签订期货电量合同，在每天的实际运行中按量完成，并按期货电价进行结算的过程。具体细分，它包括一系列的发电计划的制定，如年度分月发电计划、月度分日发电计划、月滚动计划。日滚动计划等的制定。此外，还应包括年竞价计划和月竞价计划的制定。发电计划的内容构成及其制定过程见图7-2。
)、
3. 区域内实时交易计划子系统
由于日负荷预测误差的存在和检修计划的临时变更，日发电计划可能会和实时的运行情况产生偏差，调度员应根据超短期负荷预测，考虑各机组的报价和技术限制，实时调整机组的功率输出来消除该偏差，同时使购电费用最小。
4. 实时调度的辅助决策子系统
实时调度的辅助决策系统功能主要有两个：一个是为调度员提供必要的监视信息；一个是针对各种非正常和计划状态，为调度员提供调整方案的决策支持服务。该决策支持系统一方面充分发挥决策者自身的经验、智慧和判断能力；另一方面充分利用系统所具备的数据处理、模型处理以及分析能力。实时调度的辅助决策系统的实现将在一定程度上方便调度员对系统运行情况的监视，减少调度员监视系统、处理实时信息过程的复杂性。具体提供的信息有：当前系统的备用情况；当前状态下系统运行安全状况；功率不平衡的数量；区域间功率平衡情况和AGC机组的上、下调节备用情况；实际发电和负荷出现较大偏差时，在线调整
发电计划的建议方案等。
5. 交易预算与评估子系统一发电计划的经济性分析子系统
对发电计划进行经济分析的目的是评价竞价规则、发电计划算法的公平性；选择最佳的交易计划；同时也可用于交易的预结算。内容包括：
(1) 在制定交易计划时，运用不同的手段和方法，可能会制定出多个可行的计划，这些计划在经济性和技术性上都可能存在差异，需要进行交易评估，找出最佳的交易计划。
(2) 在交易计划的制定过程中，由于要满足系统各种约束条件的限制，可能会造成边际电价的升高，为了得到各种约束对边际电价的影响，需要进行交易评估，如无约束和有约束计划的经济分析，阻塞调度前、后发电计划的经济分析等。
(3) 计划与计划的实际执行情况可能会有差异，有必要对它们之间的差异进行评估，分析出现偏差的原因等。
(4) 统一边际电价和按报价结算的经济分析。
(5) 电价按网损折算与否的经济分析。
(6) 计算机自动编制计划与手工调整计划的经济分析。
评价指标为：购电费；备用、调峰、AGC的裕度；阻塞原因及阻塞程度等。
(六)安全校核子系统
在制定了发电计划之后，需要对该计划实际运行的可行性进行分析，主要考虑的是在正常运行和一定的事故发生后，系统不至于出现线路过载、发电机无功超限或母线电压超限等不安全情况。对于给定发电计划进行系统运行安全校核后，若合格则将有关安全裕度的数据与发电计划同时发布；若不合格则需进行阻塞调度和无功优化计算，重新编制符合安全规定的竞价上网发电计划。安全校核子系统包括网络拓扑分析、潮流计算、N—1安全分析等功能，还可包括动态安全分析等功能。安全校核子系统也可由EMS中的同类功能模块替代输电费和辅助服务费。
(七)阻塞调度子系统
电网在按照某些发电计划进行传输或转运电能服务时，受输电线路容量限制而出现的过载现象称为传输阻塞。此时，阻塞调度子系统会按照网络潮流优化原则，在总的购电成本为最小的目标下制定消除阻塞的发电计划，或按照阻塞调度规则调整发电计划；并对阻塞调度的效果进行技术和经济评价。
(八)无功优化子系统
无功优化的目的是在满足系统各种运行约束的条件下，通过优化计算确定发电机的机端电压、有载调压变压器的分接头档位和无功补偿设备的投切等，以达到系统的电压合格、有功网损最小等目标。无功优化是保证电力系统电压质量的重要手段，随着电力市场的完善，电能将按质论价，无功支持也将成为有偿辅助服务，因此，无功优化子系统的功能将更具有实用价值。
(九)网损折算系数计算子系统
在电能从电厂的上网点到负荷点的输送过程中，会有一小部分电能以网损的形式被消耗掉，从而使得上网机组所发电量高于实际的负荷需求量。网损的大小不仅与机组出力有关，还与机组的上网点有关。对电网来说，由于结算电费，是按电厂的实际出力和电价的乘积来计算的，所以，电网在从电厂买电时，不仅要看其报价的高低，而且还要考虑电厂向系统送电引起的网损大小。为此，应将电厂报价经过网损“修正”后所得的“修正电价”作为机组竞价上网的排队依据。
(十)系统裕度评估子系统
该系统的主要功能是统计和预估系统备用、负荷需求等信息，提供给市场成员作为制定报价决策的参考依据。
(十一)输电费计算和辅助服务费计算等子系统
分别用于对输电费和辅助服务费进行科学、合理的计算，以促进输电市场和辅助服务市
场的健康发展。输电费的计算原则是将电网公司的固定成本回收和运行成本按照输送电量进行成本分配。
二、市场信息管理系统
(一)市场信息管理系统的作用
市场信息管理系统是电力市场交易中心与市场成员联系的通道与窗口。它作为公共访问信息界面，主要承担数据申报和市场信息的发布、存档、检索，使市场成员能够及时地、平等地访问相关的市场信息，保证电力市场运行的公平、公正、公开。同时，它又是市场成员(电网公司与供电公司、发电公司)之间联系的纽带。因此，必须保证市场数据传送的准确、安全和快捷。市场信息管理系统与电力市场运营技术支持系统的其它高层应用软件部分的关系密切(称为内部信息系统)，还要与发电公司报价系统、供电公司报价系统建立高效、畅通的数据通道(称为外部信息系统)。市场信息管理系统通过各个发电公司和供电公司的报价系统从各个发电公司和供电公司获得申报数据，市场交易中心将市场竞争信息、运营计划、合同数据、结算结果等发送给各个发电公司和供电公司，各个公司通过通用或专用浏览器申报数据或浏览信息。
(二)外部信息系统的通信方式
保证数据的安全、快捷、方便，外部信息系统同时支持三种通信方式：
(1) 拨号网络。普通电话和调制解调器通过公共电话网(PSTN)建立远程终端；
(2) ISDN或DDN专线。路由器和ISDN或DDN专线；
(3) 微波或光缆专线。借用三级数据网实现远程通讯。
信息访问方式也有三种：
(1) WEB－BROWSER方式。前端HTML网页浏览，后端WEB站数据库服务；
(2) FTP方式。前端网页或本地应用程序，后端数据交换文件，分布协同工作；
(3) E-mail方式。前端电子邮件附带数据文件，后端建立邮件服务器，自动接收邮件并处理数据文件。
(三)市场信息系统的结构
市场信息系统由WEB服务器、E-MAIL服务器、历史数据库服务器、应用服务器等组成。
(1) WEB服务器提供各个公司及时地、平等地访问相关地市场信息的场所和机制，保证各个公司实时地浏览交易中心发布的数据，同时提供FTP服务，向各个公司提供下载电力市场相关数据文件的手段；
(2) E－mail服务器主要是提供各个公司间及各个公司与市场交易中心间的信息传送通道，与WEB服务器配合工作；
(3) 历史数据库服务器是整个EMOS系统的数据中心，提供事务处理，是数据、数据结构和数据访问的集合，是内部信息系统和外部信息系统数据交换的物理介质和逻辑手段；
(4) 应用服务器封装内部信息系统各功能子系统对数据库的访问，提供统一规范的数据接口，同时提供数据代理，自动按代理规则进行内部信息系统和外部信息系统的数据交换。
各个服务器间通过防火墙技术保证网络的安全性。各个公司通过相应的电力数据网进行网络的连接，保证网络的安全。
三、合同管理系统
所谓合同是指由交易各方达成的具有法律效力的电能交易文件，通常是卖方答应在一定的条件下向买方提供商品或者服务，而买方则向卖方支付一定数量费用的约定。
合同管理系统则是对电力企业涉及到市场运营领域的各类合同(如期货电量交易合同、现货电量交易合同、实时电量交易合同、辅助服务合同、输电服务合同等)的管理软件，其目的在于规范合同内容，规范合同管理体制；便于进行交易的各方对合同内容的查询、质疑；便于合同的经济结算的电子化；便于参与交易的各方对历史发生的诸多合同自签订、执行过程到终结等各步骤经验教训的总结。在实际工作中，合同签订的形式可以采取双方远程电子签
订、发布计划视同合同等等。
合同管理系统的主要功能为：合同的签订过程；合同的电子化；合同细则的模式化；合同条款或合同内容的规范化；合同的结算；合同的查询和质疑等；还有合同的相关法律法规、市场程序和市场规则的查询等功能。
四、考核与结算系统
考核与结算系统是参与电力系统商业化运营的各方最终利益的体现。在电力市场中，考核与结算系统的主要功能是根据电能交易合同的内容，对某一特定时间段内已经发生的交易，按合同规定进行考核，并以电量的形式或货币的形式给出结算结果。结算系统的计算依据是：①合同的标的、数量和质量；②TMR系统的数据；③SCADA/EMS的数据。结算的算法由具体合同的内容指定。
第四节 EMOS与现有调度自动化系统功能的协调
EMOS的设计应该立足于同现有调度自动化系统中的EMS、MIS或DMIS的协调和统一，充分利用这些系统中现有的功能模块，保证大系统整体性能的完善。具体体现在以下四个方面：
(一)硬件协调
由于EMOS需要的大量数据来自EMS、DMIS和TMR系统，因此设计时要保证其硬件与已有系统合理连接，且连接方式要综合考虑系统之间的数据共享与数据优化传递以及网络安全，以提高投资效益。
(二)规约协调
由于EMOS与EMS、MIS、DTS和TMR密切相关，这些系统又分布在不同的子网中，运行平台有很大差异，而这些系统之间以及系统各模块之间必然要进行大量的信息交换和功能协作，为保证系统的顺畅运行，系统之间底层通信规约的协调非常重要。
(三)数据协调
系统之间以及系统各模块之间的各类数据从格式、内容到数据精度都要进行协调。数据的存储方式是采用分布式还是采用集中式也应逐类分析。只有完整的数据协调，才能使系统所拥有的数据全集真正成为整个系统的坚强的数据支持。
(四)功能协调
基于EMOS、EMS、TMR和MIS整体协调设计原则，EMOS系统与其他系统的功能划分和连接如图7-1和图7-3所示。图7-1表示原有EMS系统功能不完善的情形，图7-3表示原有EMS系统功能较完善的情形。图中市场信息管理系统被分离为内部信息管理系统和外部信息系统。
图7-3 EMOS与现有调度自动化系统功能的协调
1. EMS与EMOS的配合与协调
各系统之间的功能配置不要重复，模块尽量统一。因此，对于EMS系统中的各功能要进行分析，对不适应电力市场的内容进行改造，而不受电力市场影响的部分尽力保留。
2. MIS与EMOS的配合与协调
在电力市场条件下，依据调度自动化信息系统的要求，要保证系统信息共享与资源的合理利用。EMOS系统的外部数据大都来自MIS系统，明确的数据协调和规约协调尤为重要。
为保证电力市场运营中发电公司、供电公司和电网公司与交易中心之间数据交换的安全、快速、可靠，应考虑采用专用的数据通道进行信息交换。如果专用通道短期不能建成，涉及的申报和发布信息可以交由MIS系统处理，在EMOS中应建立MIS与EMOS接口模块。
鉴于电力市场要遵循“公平、公正、公开”的原则，为使各级用户可以通过MIS系统对电力市场运营的有关规则、数据信息等进行查询，在MIS系统中应增加电力市场运营综合查询模块。
3. 关于DTS
由于我国电力市场目前尚处于初级阶段，参与市场的各方均无电力市场运营的实践经验，因此需要开发电力市场运营仿真培训系统(DTS)，以便于调度员和交易员培训。更重要的是，规则制定部门或市场监督部门可以利用DTS进行电力市场运营政策和规则的深入分析研究。鉴于原有的EMS不能全面适应电力市场运营的要求，应综合EMS与EMOS的功能，设计与开发兼顾两方面功能的综合DTS。
4. TMR与EMOS的配合与协调
电能计量系统(TMR)是电力市场基础建设之一，目前许多电网还没有完善的TMR，为满足电力市场运营的需要，该系统应与TMR统一设计和实现；TMR中现有的考核功能应在EMOS中统一考虑。此外，EMOS的负荷预测模块、考核与结算系统等的数据来源于TMR。
第五节电能量计量员系统(TMR)
一、电能量计量系统的作用和目的
电能量计量系统顺畅运行是电力市场各交易发生的重要依据，准确、可靠、快速而开放的计量系统是电力市场支持系统正常运行的基本保证。电能量计量系统包括现场电能表、数据采集和传输设备、通信网络、主站等四部分。
国内许多厂商宣传的电能计量系统与电力市场需要的电能量计量系统在实际应用中存在一定的差异。因为目前应用的电能计量系统仍然沿用旧的计划运营模式，对各电厂和供电局的经济结算在计量主站上完成；在电力市场运营模式下，由于模式的复杂性，将计量和计费功能分离，在计量主站上仅进行数据的采集、处理、保存等功能，而将计费功能放在高级应用软件层的结算系统中完成。为充分体现系统设计和协调设计的思想，电能量计量系统应定位为电力市场中的计量，它与结算系统以及其它功能系统共同构成电力市场技术支持系统。
建立完整的电能自动采集和计量系统，可对各种关口和不同用电性质的电能及相关数据进行自动采集和计量；可接入智能电表等各类电表，完成电能及相关数据的采集系统功能；具有基本的网络结构，可与其它网络连接并实现数据共享。系统应能满足区域省、地(市)三级电力市场对电能计量的要求，并可与其它地区电能计量系统交换信息。
二、电能量计运系统建设的主要任务
运用计算机网络技术、通信技术、信息处理技术，建立一个基于网络的电能量计量系统，并在此基础上建立与其他网络系统(如SCADA、MIS等)以及电力系统内上下级电能计量系统广域网络的连接，实现对电网内各个关口、上网、下网等各种电能的自动采集和统计，实现对电能的自动计量，进而逐步完成EMOS的建设过程。
三、电能量计量系统设计原则
由于电能自动采集与计量系统是面对商业化运营的，设计本着准确、可靠、安全的基本原则，以保证电力市场供、售、购电各方对电能计量的公正。因此整个系统将是一个功能完整、性能可靠、硬件系统相对独立，并具有专用功能软件的自动化系统。系统具有开放的网络结构，以保证系统的可扩充性和与其它网络系统的互联性；具有开放的数据库和数据结构，以适应计量系统政策多变的特性和二次可开发能力，提供灵活而安全的数据管理机制；具有模块化的程序结构，以满足计量系统的功能扩展需要和系统的适应能力；具有启诊断和对数据的自校核能力，保证数据的可靠、准确和唯一，并避免与其它系统(EMS/SCADA/DMS/MIS 等)的功能重复。电能量计量系统计量数据的用途以统计结算为主，可兼顾考核功能如母线电能平衡、线损、网损、变损等计算的需要。
第六节评价与选择EMOS系统的标准
依据现阶段的电力市场的理论探索、建设经验和工程应用，就评价和选择EMOS的标准，可以总结为以下几点：
(一)对电力市场的发展有良好的适应性
EMOS应在电能交易方式上同时考虑期货交易、现货交易和实时交易的不同组合，既适用于发电侧开放、有限竞争的初期电力市场，也适用于发、输、配、售电分离的完全开放的一级和二级电力市场，因而适应于我国不同地区、不同电力市场模式和电力市场进程。
(二)整体功能的协调性
着眼于电力系统调度计划管理系统、安全稳定运行与监控系统与商业化运营系统的统一规划、协调设计、整体优化、开放平台，综合应用通信信道、实时监控、电能量计量等基本支持技术，充分考虑不同地区现有调度自动化的硬件配置、软件功能和应用水平，形成具有广泛的开放性、顺畅的互操作性和高度集成性的综合技术支持系统，避免随着电力系统的发展和电力市场的进展而带来的多重建设和资源浪费。
(三)高级软件应用理论和方法的先进性
在EMOS中，高级应用软件的核心是电能交易管理系统中的期货、现货和实时交易发电计划编制软件、市场信息管理系统、合同管理系统、考核与结算系统等。这些系统应采用高度智能化、实用化的方法，充分运用计算机网络技术、电子商务理念与技术实现。
(四)分析设计、开发管理和质量控制体系的完整性
将电力调度和电力交易综合技术支持系统的产品化过程划分设计、开发和运行三个基本阶段，可靠性、效率、协调性。可用性的指标分别在三个阶段管理和控制，并充分考虑它们的接续性和继承性，综合应用现代软件工程理论、面向对象方法和可视化技术，保证产品质量。
电力市场运营技术支持系统是现阶段的电力市场理论探索、建设经验和工程应用的总结。电力市场是近年来才兴起的新生事物，事物一开始都是很不完善的，伴随着研究工作的进展和实践的积累，电力市场理论和实践将进一步完善，作为电力市场运营工具的技术支持系统不能停在一个水平上，必将不断发展和完善。我们应该抓住机遇，迎接新的挑战，把电力市场运营技术支持系统提高到更高的水平。