关口电能计量装置
关口计量装置管理制度
电测技术监督关口计量装置管理制度山西国际能源集团宏光发电有限公司关口计量装置管理制度总则：第一条为加强关口电能计量管理,保证上网关口电能量计量的准确、可靠,依据《中华人民共和国计量法》、《中华人民共和国电力法》等有关法律、法规以及国家电网公司有关管理规定，结合山西宏光发电有限责任公司实际情况，制订本制度。
第二条山西宏光发电有限责任公司关口电能计量装置的管理实行“统一归口，分级管理，分工负责”的原则。
第三条关口电能计量装置包括：电能表、计量用互感器及其二次回路、电能计量柜（箱、屏）等。
电能计量装置管理包括从计量点申请到计量装置设计、验收、运行维护、改造、轮换等全过程管理以及与电能计量有关的失压计时器、电能量采集系统等相关内容的管理。
管理机构及职责：第四条山西宏光发电有限责任公司关口电能计量工作的职责如下：（一）贯彻执行国家计量法律、法规以及省电力公司计量管理规定与技术规范，负责制定本公司关口电能计量管理规定、规范的实施细则与实施计划。
（二）负责本公司关口电能计量装置的日常运行管理。
（三）负责本公司单位职责范围内关口电能计量装置的配置与更新计划、建设与运行管理工作。
第五条为保证关口电能计量装置的可靠运行，由计量点所在单位负责日常运行和维护管理工作。
第六条关口计量点运行管理单位要定时记录关口电能计量点的有功、无功电量，有功、无功功率，为核对关口电量提供依据。
第七条除正常的电能计量故障处理外，任何人不得擅自更改关口电能计量装置的设备配置和参数。
第八条为保证关口电能计量装置的准确计量，应定期开展现场检验与测试工作，具体规定如下：（一）省电力试验研究院负责统调电厂关口电能计量装置的定期检验测试工作。
（二）统调电厂关口电能计量装置电能表现场检验周期为3个月，计量用电流、电压互感器现场检验周期为10年（其中电容式电压互感器为4年）。
二次回路测试周期为12个月。
（三）现场周期检验不合格项应视为缺陷，应在检验后3天内及时形成书面报告上报省公司，由电能计量归口管理部门处理并发出通知及时消除缺陷。
关口电能计量装置
附件1福建省电力有限公司关口电能计量装置技术规范1 范围本技术规范规定了福建省电网关口电能计量装置的技术要求。
本技术规范适用于安装在变电站、发电厂站内的关口电能计量装置①的设计审查、安装、订货和工程验收。
安装在变电站的计费用户参照执行。
2 引用标准下列标准中的条款通过本规范的引用而成为本规范的条款。
DL/T448-2000 电能计量装置技术管理规程DL/T5137－2001 电测量及电能计量装置设计技术规范DL/T825—2002 电能计量装置安装接线规则GBJ63－90 电力装置的电测量仪表装置设计规范GB/T16934-1997 电能计量柜DL/T566-95 电压失压计时器技术条件JJG1021－2007 电力互感器①指用于发电上网、省级供电和趸售供电关口电能计量装置。
DL/T825-2002 电能计量装置安装接线规则Q/GDW347-2009 电能计量装置通用设计3 技术要求以下未提及的均应满足条款2的技术要求。
3.1接线方式3.1.1 接入中性点绝缘系统的电能计量装置，应采用三相三线接线方式。
接入非中性点绝缘系统的电能计量装置，应采用三相四线接线方式。
3.1.2 接入中性点绝缘系统的3 台电压互感器，35kV 及以上的宜采用Y／yn方式接线；35kV以下的宜采用V／V方式接线。
接人非中性点绝缘系统的3台电压互感器，宜采用Yo／yo方式接线。
其一次侧接地方式和系统接地方式相一致。
3.2 电能表3.2.1 Ⅰ类装置应配置0.2S级电能表，其它类别的装置电能表配置等级应不低于0.5S级。
3.2.2 应配置具备辅助电源供电的电子式多功能电能表（优先采用辅助电源供电），电能表必须具备满足贸易结算和企业内部经济技术指标考核所需的相关功能。
3.2.3 以下电能计量装置，配置准确度等级、型号、规格相同的主副电能表：（1）计量单机容量在100MW及以上发电机组上网贸易结算电量的电能计量装置；（2）电网经营企业之间的购销电量的电能计量装置；主、副电能表应有明确标志，电能表与试验接线盒采用一表一盒接线方式。
电网关口电能计量装置配置规范2005
本标准由江苏省电力公司、江苏省计量测试技术研究所、江苏省电力试验研究院、华能南京电厂、江苏利港电力、南京供电公司、苏州供电公司起草。
本标准主要起草人：陈新亮、沙乐菲、卢树峰、潘宝祥、王祥、陆志禹、鲁克俭、许钧。
电网关口电能计量装置配置规范
1 范围
本标准规定了电网关口电能计量装置配置的术语和定义、分类、计量器具技术要求、配置原则、实施。
表1：电能表规格
电流互感器额定二次电流（A）
电能表类型
三相四线电能表
三相三线电能表
5
3×57.7/100V，3×1(6)A
3×100V，3×1(6)A
3×57.7/100V，3×1.5(6)A
3×100V，3×1.5(6)A
1
3×57.7/100V，3×0.5(2)A
3×100V，3×0.5(2)A
5.2.4误差限值
a）电流互感器二次计量绕组在接额定负荷和1/4额定负荷时，其检定误差应不大于规定误差限值的60%（为避免影响互感器性能、保证计量稳定性，互感器的误差不得采取补偿措施）；
b）电压互感器二次计量绕组在接额定负荷和1/4额定负荷时(如同时有测量、保护绕组，则测量、保护绕组应在检定二次计量绕组误差时分别接额定负荷和空载)，其检定误差应不大于规定误差限值的60%（为避免影响互感器性能、保证计量稳定性，互感器的误差不得采取补偿措施）。
本标准适用于电网新建或改造关口电能计量装置的配置。
2 规范性引用文件
下列文件中的条款通过本标准的引用而成为本标准的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用本标准，然而，鼓励根据本标准达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本标准。
加强关口电能计量装置技术管理
加强关口电能计量装置技术管理随着我国经济的高速发展，电力领域的发展也越来越迅速。
计量技术是电力行业中非常重要的一项技术，在电力生产、输送、销售等各个环节都发挥着重要的作用。
为了确保电能计量的准确性和可靠性，加强关口电能计量装置技术管理是非常必要的。
1. 保障计量准确性和可靠性关口电能计量装置是电力公司将发电、输送和销售的电能数量进行计量的重要设备，其准确性和可靠性对于电力行业的正常运行和发展至关重要。
2. 提高公司的效益准确计量电能可以避免电能损耗和电费争议等问题的出现，有效地提高公司的效益和经济效益。
3. 保证消费者的利益关口电能计量装置的准确性和可靠性是保障消费者利益的重要保障措施。
4. 增强公司的竞争力1. 制定技术管理规范制定关口电能计量装置技术管理规范，建立科学的计量标准，制定科学规范的计量管理程序和实施方案，保证计量设备的准确性和可靠性。
2. 建立完善的设备台账建立完善的设备台账，记录关口电能计量装置的基本情况、安装位置、使用情况等，实时监控设备的运行状态，不断进行设备保养和检修。
3. 加强资料记录和管理加强资料记录和管理，建立完善的电能计量记录系统，及时记录各项数据，保证数据的真实性和完整性，为电能计量数据分析提供科学依据。
4. 建立科学的质量控制机制建立科学的质量控制机制，制定严格的质量控制标准和流程，保障计量设备的准确性和可靠性，有效避免因计量误差导致的电能损失和电费争议。
5. 提高技术人员的素质提高技术人员的素质，加强人员培训和学习，不断提高技术能力和水平，为电能计量装置的科学管理和维护提供有力的技术支持和保障。
三、总结加强关口电能计量装置技术管理，不仅是电力公司提高效益、保障消费者利益的必要措施，也是推动我国电力行业进一步发展的重要保障。
通过制定严格的技术管理规范、建立完善的设备台账和质量控制机制、加强人员培训等措施，可以有效地提高关口电能计量装置的准确性和可靠性，确保电力生产、输送和销售的精确计量。
加强关口电能计量装置技术管理
加强关口电能计量装置技术管理近年来，随着我国电力行业的快速发展，电力计量作为电力行业中不可或缺的一环，其作用也愈发重要。
在电力计量中，关口电能计量装置是一种非常基础、关键的设备，其准确性对于电力收支是非常重要的。
因此，必须加强关口电能计量装置技术管理，确保其长期、稳定、安全地运行，保障电力计量的准确性和可靠性。
关口电能计量装置技术管理主要包括设备的采购、安装、调试、维护、管理等方面。
首先，需要采购符合国家标准、具备一定可靠性和智能化的计量设备，确保设备的质量和安全。
其次，在安装过程中，需要保证设备安全可靠地固定，线路布置正常，特别是要注意观察电力系统的电气特性，避免在设计参数方面偏差过大或设备操作错误而造成的设备损毁或计量数据失真。
调试环节是非常重要的一环，必须仔细检查电源、连接线路、信号指示器、标定等方面的设备状态，确保待调试的设备连接准确无误，并与现场实际情况相符合。
维护和管理方面包括周期性、计划性的设备检查保养、维修、故障排除等，以及数据记录、备份和分析等方面的工作。
1. 设备运行环境的管理：在关口电能计量装置的安装及使用过程中，应注意环境温度、湿度、电磁干扰、噪声等因素的影响，确保设备能够正常、稳定地运行。
2. 设备校准管理：关口电能计量装置是一种精密的计量设备，需要经常进行校准。
校准应严格按照国家标准的要求进行，并在校准完成后对设备进行检查，确保校准的有效性。
3. 设备管理与维护：关口电能计量装置需要定期进行检查、保养及维修。
应指定专人负责设备维护和管理，并建立设备维护记录和设备使用情况记录。
4. 安全控制：关口电能计量装置的安装及使用过程中，应严格依照相关国家标准和安全操作规程进行，确保设备及人员安全。
5. 人员素质控制：建立相应的技能培训体系，提高工作人员、维护人员的专业技能和综合素质，保证工作人员为设备提供正确的使用指导、维护保养和技术支持等服务。
1. 保障电力计量的准确性和可靠性：关口电能计量装置的准确性是保证电力计量准确的关键，加强技术管理可有效提高设备的准确性和可靠性，保障电力计量的准确度。
加强关口电能计量装置技术管理
加强关口电能计量装置技术管理随着电能计量技术的不断发展，电能计量装置在电力系统中的作用越来越重要。
为了确保电能计量装置的精准度和可靠性，加强关口电能计量装置技术管理显得尤为重要。
本文将探讨如何加强关口电能计量装置技术管理，确保电力系统的正常运行和安全稳定。
一、加强技术管理意义1.建立健全的管理制度加强关口电能计量装置技术管理，首先需要建立健全的管理制度。
制定相关的管理规定和操作规程，明确各级人员的责任和权限，规范电能计量装置的运行维护管理流程，确保装置的正常运行和维护。
2.技术培训和考核对于管理和维护电能计量装置的人员进行技术培训和考核是非常必要的。
通过培训和考核，提高员工的技术水平，增强其维护调试的能力，确保装置的准确性和可靠性。
3.定期检验和校准定期对电能计量装置进行检验和校准是保证装置准确性和可靠性的关键步骤。
定期的检验和校准可以发现装置的故障和误差，及时进行维护和修复，确保电能计量的准确性。
4.技术更新和升级随着技术的不断进步，电能计量装置也在不断更新和升级。
管理部门应及时关注电能计量装置的技术发展动向，促进技术更新和升级，提升电能计量装置的精准度和可靠性。
5.安全意识培训加强对电能计量装置管理人员的安全意识培训，提高他们的安全意识和操作规范，确保装置的安全稳定运行。
6.加强数据管理建立健全的数据管理制度，对电能计量数据进行录入、存储和分析，及时发现问题和隐患，及时进行数据校核和修正，保证数据的准确性和完整性。
加强关口电能计量装置技术管理虽然意义重大，但也面临一些挑战。
1.技术更新变化快，管理难度大2.人员技术水平参差不齐，管理难度大管理人员的技术水平参差不齐，这给日常的管理工作带来了一定的难度。
需要对管理人员进行定期的技术培训和考核，提高其技术水平，确保装置的正常运行和维护。
为了应对这些挑战，管理部门需要加强对技术的关注，不断提高管理水平和技术水平，确保电能计量装置的准确性和可靠性。
1.提高电能计量准确性加强技术管理可以保证装置的准确性和可靠性，确保电能计量的准确度，提高供电质量。
加强关口电能计量装置技术管理
加强关口电能计量装置技术管理
电能计量装置技术管理是现代电力管理的重要组成部分，是为保证电力质量、计量准
确性、计量安全、数据共享等目标服务的。
因此，强化关口电能计量装置技术管理至关重要。
首先，加强对电能计量装置技术的监管与管理。
电能计量装置技术产品发展快速，应
加大对市场的监测和管理力度，对供应商进行认证，保证产品的规范性、安全性和可靠性。
同时，应对电能计量装置技术进行定期的监测和检验，确保电能计量数据的真实可靠，不
断提升电能计量信誉度和计量准确性。
其次，加强电能计量装置技术应用与维护服务。
关口电能计量装置技术应用需要具备
稳定可靠、信息交互、数据追溯呈现等特点，以保证输电线路、变电站、配电网等电源稳
定性和数据的可及时提取和运用。
因此，应加强电能计量装置技术培训和服务，提高电力
系统工程师和技术人员的专业性，使其能够优化建设和运维，保障电力系统的稳定运作。
最后，强化电能计量装置技术的信息和网络安全保障。
电能计量装置技术具有大数据
特点，敏感电力信息的保护应受到高度重视。
建立电能计量装置技术的安全评估和监测体系，加强电能计量技术应用的安全保障，防范信息泄露和破坏。
同时，应针对不同电能计
量装置的应用场景，制定相应的信息安全管理措施和数据保护策略，确保电能计量数据的
安百分百可靠。
综上所述，要实现关口电能计量装置技术的管理，需统筹安全管理、技术培训与服务、信息安全等相关工作。
这不仅是电力系统管理的必然要求，也是电力市场秩序和社会和谐
稳定的重要支撑。
南方电网关口电能计量装置运行规程
南方电网关口电能计量装置运行管理办法（试行）1、总则1.1 为规范中国南方电网有限责任公司（以下简称“网公司"）直管的用于贸易结算和考核的南方电网关口电能计量装置的运行管理工作,明确管理的职责和范围,确保关口电能计量量值的准确统-和装置的安全可靠运行，根据《DL/T448—2000 电能计量装置技术管理规程》（以下简称“管理规程”）等有关规定，结合公司的实际，特制定本办法.1。
2 本办法适用于网公司直管的南方电网关口电能计量装置的运行、维护、管理。
1.3 南方电网计量关口相关的单位均应遵守本办法，各省公司其它计量关口的运行维护管理可参照本办法执行.2、南方电网计量关口的定义和设置2。
1 南方电网计量关口是指与网公司有直接电量贸易结算关系或管理考核用的各电量计量点，包括网公司内互联电网与各省网、统调发电厂、直供用户以及南方电网与外部电网相互间计量电量的关口等。
考虑到旁路代供的情况，各关口计量点的旁路可作为南方电网计量关口.2。
2 关口电能计量装置包括各种类型电能表、计量用电流、电压互感器及其二次回路、计量封印、电能计量柜（箱)等。
2。
3 互联电网与各省网的关口计量点原则上设置在其产权分界点,具体的结算关口点应在购售电合同中明确。
2.4 互联电网与统调发电厂的关口计量点原则上设置在其产权分界点,并应在并网协议中明确。
如在产权分界点处不能准确计量上网电量，则关口计量点原则上设置在发电机升压变变高侧（对三圈变增加变中侧）和启备变变高侧,但线路与变压器损耗的有功与无功电量均须由产权单位负担。
2。
5 互联电网与直供用户的关口计量点原则上设置在其产权分界点，并应在供用电合同中明确。
2。
6 因特殊原因暂不能按以上原则设置南方电网计量关口的，须考虑相应的线变损补偿。
3、职责分工3。
1 市场交易部负责南方电网计量关口的归口管理.工程建设部、生产技术部、超高压输变电公司、调度通信中心、各省公司按职能分工负责相应的工作。
实现电网关口电能计量装置状态检测浅析
是， 目前关 口电能计量计费系统 Ｔ ＭＲ上传省调的数据 主要是正 、 反有无功 电能量 ， 其基本 电参数没有上传 ，
关 口计量点 ， 需要进一步核查其基本 电参数 ， 电压 、 如
电流 、 功率 因数 、 相位 、 有功功率 、 功功率等工况参 无 数， 结合现场的各项检测 ， 确定异常的原因及设备。但
新的思路。 针对运行 中的关 口电能计量装置来说 ， 无论 是周期检测工作还是异常处理工作 ，以往主要是按照 各项规程 ， 进行 电能表 的现场校验、 电压互感器二次压
企业用户等计费或考核用 电能量计量设备 ， 按照《 电能 计量装置技术管理规程）Ｄ ／ ４ — ０ ０规程规定 ， ） Ｌ ４８２０） （ Ｔ 这
些关 口电 能计 量装 置属 于 省 级及 以上 管理 方 式 ，大 多
电压互感器现场检定周期为 ４ ，电压互感器二次压 年 降检测周期为 ２ 年。以上周期检测工作要么过于频繁 ，
量（ 负线损 ） 等问题 ， 这些异常情况的出现 ， 有电能计量 装置及其计费系统异常造成的 ，有电力系统工况及其
出现 的 问题 造 成 的 ，也 有 用 电管 理方 面 出现 的问 题造
对关 口电能计量装置的维护工作逐步重点考虑实行状
态检 测不 仅成为 可能 ， 而且 更加合 理和有 效 。
加强关口电能计量装置技术管理
加强关口电能计量装置技术管理
随着电能计量装置在能源管理中的重要性日益突显，加强关口电能计量装置技术管理成为保障用电公平合理、有效推进能源节约的关键措施。
以下提出了加强关口电能计量装置技术管理的几点建议。
要加强对关口电能计量装置技术的规划和建设。
针对关口电能计量装置技术的特点，制定科学合理的发展规划，并结合实际需求进行布局。
重点关注关键装置和设备的选型、投入和更新，保证计量体系的安全、可靠和稳定运行。
要加强对关口电能计量装置技术的监督和管理。
建立完善的技术管理体系，明确管理责任和权限。
定期组织专业技术人员对电能计量装置进行巡检和检修，确保其正常运行。
加强日常巡查工作，及时发现和处理计量装置故障和异常，防止计量误差和数据失真。
要加强对关口电能计量装置技术的培训和交流。
组织相关培训班和技术交流会，提升技术人员的综合能力和专业水平。
借鉴和学习国内外先进的电能计量装置技术管理经验，不断推进关口电能计量装置技术的创新和应用。
要加强关口电能计量装置技术与其他系统的集成和优化。
与电网自动化、信息化系统相结合，实现计量装置的远程监控和管理，提高管理效能。
利用大数据和人工智能等技术手段，对电能计量数据进行分析和优化，为能源管理提供科学依据。
加强关口电能计量装置技术管理
加强关口电能计量装置技术管理随着电力系统的不断发展和智能化，电能计量装置在电力系统中的作用日益凸显。
关口电能计量装置作为电力系统中的重要组成部分，其技术管理显得异常重要。
加强关口电能计量装置技术管理，不仅是对电力系统安全稳定运行的保障，更是对电力智能化发展的助推。
本文将从关口电能计量装置技术管理的重要性、当前存在的问题和加强技术管理的措施三个方面展开阐述。
1. 保障电力系统安全稳定运行关口电能计量装置是电力系统中的重要依托，其准确性和稳定性对电力系统的安全稳定运行起着至关重要的作用。
通过对各个关口电能计量装置的技术管理，可以提高其计量准确性，确保各个节点的供电质量，从而保障整个电力系统的安全稳定运行。
2. 为电力管理和分配提供准确数据支持关口电能计量装置所得到的数据是电力管理和分配的重要依据，只有准确、可靠的数据才能保证电力资源的合理分配和使用。
加强关口电能计量装置的技术管理能够为电力管理和分配提供准确的数据支持，为电力资源的有效利用提供技术保障。
3. 推动电力智能化发展近年来，电力系统不断向智能化发展，关口电能计量装置作为智能电力系统的基础设施，其智能化水平也越来越高。
加强关口电能计量装置的技术管理，可以提高其智能化水平，从而推动电力系统智能化发展，实现电力系统的高效运行和智能管理。
二、当前存在的问题1. 技术管理水平不高目前，关口电能计量装置的技术管理水平参差不齐，一些地方存在技术管理水平不高的问题。
一方面是因为一些地方对技术管理的重视程度不够，另一方面是由于技术管理手段和手段落后于发展需求。
技术管理水平的不高不仅影响了电能计量装置的正常运行和准确计量，也威胁了电力系统的安全稳定运行。
2. 安全风险隐患存在由于关口电能计量装置技术管理水平不高，一些安全风险隐患也相应存在。
由于技术管理不到位，电能计量装置设备易出现故障而未能及时发现和处理；又由于人为管理不严，容易导致电能计量数据被篡改等安全风险隐患。
新疆电力公司关口电能计量装置管理办法(20060725)
新疆电力公司关口电能计量装置管理办法第一章总则第一条为规范新疆电网关口电能计量装置管理，保证电能计量量值的准确、统一，确保电网购售电量计量的公平、公正以及计量信息的完整、准确、安全。
依照《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国计量法》、《水利电力部门电测、热工计量仪表和装置检定、管理的规定》、《电能计量装置技术管理规程》、《购售电合同》（示范文本）、《新疆维吾尔自治区计量监督管理条例》、《国家电网公司电能计量故障、差错调查处理规定（试行）》、《关于规范关口计量点管理的指导意见》等国家、自治区和国家电网公司有关法律、规程、规定，特制定本办法。
第二条本办法适用于与新疆电力公司（以下简称“新疆电力公司”）进行贸易结算、内部考核结算的各发电企业、区域电网公司、外省电网公司、供电企业关口电能计量装置的管理。
第三条本办法所指“关口计量点”是指新疆电力公司与各发电企业、区域电网公司、外省电网公司、供电企业进行贸易结算、内部考核结算的计量分界点。
关口计量点安装的电能计量装置统称为“关口电能计量装置”，包括电能表、计量用电压、电流互感器及其二次回路、电压失压计时器、电能计量柜（箱）等。
关口电能计量装置配置的电能表称为“关口电能表”。
第四条关口电能计量装置管理是指包括关口计量方案的确定、关口电能计量器具的选用、订货验收、检定、检修、保管、安装竣工验收、运行维护、现场检验、周期检定(轮换)、抽检、故障处理、报废的全过程质量控制和管理，以及与关口电能计量有关的电压失压计时器、电能量计费系统、远方集中抄表系统等相关内容的管理。
电能量计量系统依据《新疆电力公司电量计量系统运行管理及考核办法》实施管理。
第五条关口电能计量装置记录并通过电能量计量系统采集的电能量信息作为新疆电力公司与各发电企业、区域电网公司、外省电网公司、供电企业进行贸易结算、内部考核结算的依据。
第六条各单位应将与关口电能计量装置相关的系统或设备运行维护、检验测试、故障处理等所需常规费用（包括交通工具）纳入成本预算。
华北电网电能计量装置配置原则(正式版)
华北电网有限公司关口电能计量装置配置原则为进一步规范和加强华北电网有限公司（以下简称“网公司”）关口电能计量管理工作，确保关口电能计量装置配置科学、准确、可靠，依据《中华人民共和国计量法》、《中华人民共和国电力法》、《电能计量装置技术管理规程》（DL/T 448-2000）以及国家电网公司的有关规定，制定本配置原则。
基建、更改、大修工程项目中需设置、变更和调整关口电能计量点和计量装置时，应严格按照本配置原则相关要求进行配置。
网公司营销部作为关口电能计量管理部门应全过程参与设计、审查、设备采购、工程建设和竣工验收。
一、关口电能计量点的设置原则关口电能计量点是指电力系统发、输、配、供各个环节中的主体用于计量交换电量的电量计量点，包含发电公司（厂、站）与电网经营企业之间、不同电网经营企业之间、电网经营企业与其所属供电企业之间和不同供电企业之间的电量交换点，以及供电企业内部用于经济技术指标分析、考核的电量计量点，简称“关口”。
1、关口电能计量点的设置、管理应遵循国家电网公司及华北电网有限公司的有关规定和要求。
2、根据国家电网公司《关于规范关口电能计量点统计口径的通知》（营销计量[2006]21号），结合华北电网的实际情况，将关口分为发电上网关口、跨区输电关口、跨省输电关口、省级供电关口、趸售供电关口、地市供电关口、内部考核关口。
（1）发电上网关口：指网公司与各独立发电公司(厂、站)之间的电量交换点。
（2）跨区输电关口：指网公司与国家电网公司之间、网公司与国家电网公司所属其他区域电网公司之间的电量交换点。
（3）跨省输电关口：指网公司与所属区域内的省级电力公司的电量交换点。
（4）省级供电关口：指网公司管辖的京津唐电网与所属地（市）供电企业之间以及各地（市）供电企业之间的电量交换点。
（5）趸售供电关口：指网公司直属供电（电力）公司与存在趸售关系的县级供电企业的趸售电量计量点。
（6）地市供电关口：指网公司直属供电（电力）公司与其所属县级供电企业之间以及各县级供电企业之间的电量交换点。
加强关口电能计量装置技术管理
加强关口电能计量装置技术管理1. 引言1.1 背景介绍在能源领域，电能计量装置是一个至关重要的技术设备，其作用是对电能的消耗进行准确计量，确保电力系统运行的稳定和公平。
随着电力行业的发展和电力需求的增长，电能计量装置的管理显得尤为重要。
要加强电能计量装置技术管理，需要深入分析当前存在的问题，制定相应的措施和路径，以提高电能计量装置的可靠性、精度和安全性。
这不仅是研究人员的责任，也是电力行业的需求，对于推动电力行业的发展和提高电力服务质量具有重要意义。
【内容结束】1.2 问题提出电能计量装置作为电力系统中重要的计量设备，对于电力企业的计量工作具有至关重要的作用。
当前存在着一些问题，阻碍了电能计量装置技术管理的有效实施和运行。
电能计量装置技术管理的规范性和标准化程度有待进一步提高。
由于各地区的电力系统环境和条件不同，导致电能计量装置技术管理的标准化程度不统一，缺乏整体规划和统一标准，影响了技术管理的效果和效率。
电能计量装置存在安全隐患和稳定性问题。
部分电能计量装置设备老化严重，存在安全隐患，可能导致计量数据的不准确和计量设备的损坏，影响电力系统的运行和计量准确性。
电能计量装置技术管理的信息化程度不高。
部分电力企业仍处于手工操作和纸质记录的阶段，缺乏自动化和信息化管理手段，导致管理效率低下，信息不及时、准确，影响了管理决策的科学性和准确性。
当前电能计量装置存在的问题亟待解决，加强电能计量装置技术管理迫在眉睫。
仅仅采取技术管理的局部措施是远远不够的，必须全面推进技术管理的改革和提升，确保电能计量装置的正常运行和准确计量。
1.3 研究意义电能计量是能源管理的重要组成部分，而电能计量装置是用来测量、记录和传输电能使用数据的设备。
加强关口电能计量装置技术管理的研究意义在于提高电能计量的准确性和可靠性，确保电能计量数据的真实性和公正性，维护市场秩序和公平竞争环境，推动能源管理和节能减排工作的开展，从而促进社会经济的健康发展。
新疆电力公司关口电能计量装置普查结果及建议
・
随着 设备 的密 度和计 算速度 的提 高，能耗 的增大 ，各单位都 会 出现 机房局 部过热 的情 况， 有效地利用这 些措施 ，能够很
好 的解 决这些 问题 ，同时 也给以后的机房建设 提供了参考 。
６３・
新疆 电力技术
计量 装 置按 计 量点 配置 互感 器 专用 二 次绕 组 ，专 用 绕 组及其 回路不 得接入 与 电能计量 无关 的设备 。 ２ 关 口计 量装置 的管 理现状 ２ １ 内地 管理现 状 ． 内 地 各 省 供 电 关 口 的计 量装 置 均 按 照 Ｄ ／ ４ ８ ２ ０ ＬＴ４ —００
隔一个机 柜 的空问 。
各单 位 机房 ，除 了注意 以上 问题 外 ，要避 免 使用 玻璃 门的机 柜 ，将 侧 进风 或 上进 风的 设备 进行 特殊 考 虑 ，不 要 影 响到 机柜 内冷气 流 的流 动 ，各地 州 单位大 部 分使 用 的是
普 通 空调 ，普 通 空调 要与 机柜 垂直 ， 并与 机柜 不 易太 近 ， 以免出风 口过 高， 导致跟 前机 柜不能 吸收冷 风。
１关 口电能计量 装置 的配Ｉ原 则 关 口计 量装 置包括 关 口电能表 、 电压互 感器 、电流 互
０ 概 述
电力系 统 中关 口是指 厂 嘲之 间 、区域 性 电网之 间 电力
设备 资产和 经营 管理范 围的分界 点． 关 口电能 计量装 置是 衡 量关 口分 界处 电 能量 的流 向及 其 大小 的装 置 。随着 电 网商业 化运 营 发展 的需 要 和褶 关技
益 和社 会效 益 ．为 了准确 掌握 发 、供 电企 业关 口计量 的现
状 。 自２ｏ 年９ ０ ７ 月起 ，先 后对 新疆 也力公 司所管辖 的关 口计 量 装置 进 行 了普查 ，共 普查 线路 ３ ３ ，测 试 关 口电 能表 １条
关口电能计量装置管理
摘要：关口表在发电厂中承担着电能计量、对外结算的重任，若存在合理外误差运行维护失误，将给发电企业带来很大的经济损失，本文通过减少或降低电能计量装置的综合误差，加强关口表的运行管理维护工作，从而确保关口表的正常运行。
关键词：关口；电能计量；装置；管理前言关口电能计量装置在发电厂中承担着电能计量、对外结算的重任。
做好发电厂关口电能计量管理工作，应该做到以下几点：1合理配置，提高关口电能计量装置的性能关口电能计量装置的综合误差较大，一直是电力系统中电测计量存在的关键问题之一，要想减少或降低电能计量装置的综合误差，就必须保证各关口电能计量装置的误差必须分别满足各自的计量误差等级。
下面将各计量设备的误差等级及如何降低计量装置的综合误差提高计量装置的计量性能进行简要的陈述分析。
关口电能计量装置需满足DL/T448-2000《电能计量装置技术管理规程》的要求。
1）要求关口计量用电能表的准确度等级为0.2S 级，电压互感器和电流互感器的准确度等级均为0.2S级。
2）要求计量用电压互感器宜选用电磁式电压互感器，且要求电压互感器应具有独立的计量绕组。
有些存在关口计量表与其它电气装置（如继电保护装置、电测仪表、监测仪表等）共用一组PT二次绕组，这样负荷重，超过PT二次负荷的要求，影响计量准确性，所以必须安装带有计量专用绕组且满足准确度等级要求的电流互感器和电压互感器，保证二次回路不得接入与电能计量无关的设备。
3）电压互感器二次回路压降是影响电能计量装置综合误差的主要原因之一，按照DL/T448-2000《电能计量装置技术管理规程》的要求，电能计量装置中电压互感器二次回路压降应不大于其额定二次电压的0.2%。
PT二次回路电缆及端子排陈旧或者关口电能表安装的地方不合适，造成PT的二次回路长度过长，二次电缆电阻大，还有就是电压互感器二次回路导线线径不够，都会引起PT二次压降超差。
规程规定对于电压二次回路，连接导线截面积应按允许的电压降计算确定，至少应不小于2.5mm2，以保证PT二次回路压降不超标；对于电流互感器，二次负载的大小同样影响互感器的误差，二次负载越大，电流互感器误差越大，所以对于电流二次回路，连接导线截面积应按电流互感器的额定二次负荷计算确定，至少应不小于4mm2。
加强关口电能计量装置技术管理
加强关口电能计量装置技术管理
关口电能计量装置技术管理是电力系统中重要的一环，它的目标是确保电能计量装置的准确性和可靠性。
随着电力行业的发展和电能计量技术的不断更新，关口电能计量装置技术管理也面临着更大的挑战。
为了加强关口电能计量装置技术管理，我们可以从以下几个方面进行改进。
要加强对关口电能计量装置的监督检查。
通过定期的检测和校验，确保关口电能计量装置的准确性和稳定性。
对关口电能计量装置的安装和运行情况进行跟踪和监控，及时发现和处理存在的问题。
要加强对关口电能计量装置技术人员的培训和管理。
关口电能计量装置的技术人员要具备一定的专业知识和技能，熟悉相关的法律法规和技术标准。
要定期组织培训和考核，提高技术人员的专业水平和工作能力。
对于不合格或不称职的技术人员，要进行相应的处理和调整。
要加强关口电能计量装置技术管理的信息化建设。
通过建立关口电能计量装置技术管理系统，实现对关口电能计量装置的远程监控和数据管理。
利用现代信息技术手段，实时获取关口电能计量装置的运行状态和数据，为技术人员的决策和管理提供便利。
要加强与相关单位的合作和交流。
与供电公司、设备供应商和技术服务机构等建立良好的合作关系，共同推进关口电能计量装置技术管理的提升。
通过交流和分享经验，共同解决存在的问题，实现关口电能计量装置技术管理水平的不断提高。
加强关口电能计量装置技术管理需要从监督检查、日常维护和管理、技术人员培训和信息化建设以及与相关单位的合作等方面进行改进。
只有全方位、多层次地加强管理，才能确保关口电能计量装置的准确性和可靠性，为电力系统的安全运行提供保障。
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附件1福建省电力有限公司关口电能计量装置技术规范1 范围本技术规范规定了福建省电网关口电能计量装置的技术要求。
本技术规范适用于安装在变电站、发电厂站内的关口电能计量装置1的设计审查、安装、订货和工程验收。
安装在变电站的计费用户参照执行。
2 引用标准下列标准中的条款通过本规范的引用而成为本规范的条款。
DL/T448-2000 电能计量装置技术管理规程DL/T5137－2001 电测量及电能计量装置设计技术规范DL/T825—2002 电能计量装置安装接线规则GBJ63－90 电力装置的电测量仪表装置设计规范GB/T16934-1997 电能计量柜DL/T566-95 电压失压计时器技术条件JJG1021－2007 电力互感器DL/T825-2002 电能计量装置安装接线规则Q/GDW347-2009 电能计量装置通用设计3 技术要求以下未提及的均应满足条款2的技术要求。
3.1接线方式3.1.1 接入中性点绝缘系统的电能计量装置，应采用三相三线接线方式。
接入非中性点绝缘系统的电能计量装置，应采用三相四线接线方式。
3.1.2 接入中性点绝缘系统的 3 台电压互感器，35kV 及以上的宜采用Y／yn方式接线；35kV以下的宜采用V／V方式接线。
接人非中性点绝缘系统的3台电压互感器，宜采用Yo／yo方式接线。
其一次侧接地方式和系统接地方式相一致。
3.2 电能表3.2.1 Ⅰ类装置应配置0.2S级电能表，其它类别的装置电能表配置等级应不低于0.5S级。
3.2.2 应配置具备辅助电源供电的电子式多功能电能表（优先采用辅助电源供电），电能表必须具备满足贸易结算和企业内部经济技术指标考核所需的相关功能。
3.2.3 以下电能计量装置，配置准确度等级、型号、规格相同的主副电能表：（1）计量单机容量在100MW及以上发电机组上网贸易结算电量的电能计量装置；（2）电网经营企业之间的购销电量的电能计量装置；主、副电能表应有明确标志，电能表与试验接线盒采用一表一盒接线方式。
3.2.4 电能表电流规格应选用过载4倍及以上。
3.2.5 电能表基本电流宜不超过电流互感器额定二次电流的30%，其额定最大电流应为电流互感器额定二次电流的120%左右。
3.2.6 双向交换电量的电能计量装置应装设计量正向和反向有功电量及四象限无功电量的电能表。
3.2.7 电能表应具有两个或以上独立RS485输出接口，其通信规约应符合国家或行业标准。
3.2.8 电能表应采用国家电网公司统一招标的电能表产品。
3.3 电压失压计时器3.3.1 配置电压失压计时器，其功能应满足《电压失压计时器技术条件》（DL/T566-95）。
3.3.2 电子式多功能电能表的电压失压计时功能满足 DL/T566-1995《电压失压计时器技术条件》时，可不再配置电压失压计时器，电能表失压报警信号应引至监控系统。
3.4 互感器3.4.1 互感器准确度等级应满足国家和福建省电力有限公司相关标准要求。
3.4.2 电压互感器满足准确度等级的二次负荷下限为0VA2。
电流互感器满足准确度等级的二次负荷下限为：二次额定电流为5A时3.75VA；二次额定电流为1A时1VA。
3.4.3 选用仪表保安系数为 5 的计量用电流互感器，可使实际仪表保安系数不大于10，保证电能表安全。
3.4.4 330kV 及以上电压等级电流互感器二次额定电流为 1A；其它电压等级电流互感器二次额定电流根据具体情况选择5A或 1A 。
3.4.5 按计量点配置电能计量专用电压、电流互感器或具有电能计量专用二次绕组的电压、电流互感器。
电压等级在110kV及以上计量点优先使用线路侧电压互感器，该电压互感器应为电能计量专用或具有电能计量专用二次绕组。
若线路侧确不具备条件，可使用母线电压互感器，母线电压互感器均应具备电能计量专用二次绕组。
电压等级在35kV及以下计量点，宜配置计量专用互感器。
3.4.6 3/2断路器接线方式时，参与“和相”的两台电流互感器，要求满足以下要求：（1）使用同批次的0.2S级电流互感器，在相同二次负荷下，对应负荷点的误差偏差不大于额定电流下误差限值的1/4,每台电流互感器5%与20%额定电流下的误差变化不大于额定电流下误差限值的1/2。
（2）两台电流互感器的二次回路在计量屏端子排处并联，在并联处一点接地。
3.4.7 3/2断路器接线方式，应在每回出线或主变进线装设电压互感器。
3.4.8 安装于SF6全封闭组合电器内和110kV及以下电压等级的互感器宜采用电磁式电压互感器。
3.4.9 计量专用互感器或计量专用二次绕组实际二次负荷应在其二次负荷下限值至额定二次负荷范围内，其功率因数应与实际二次负荷相匹配，一般为0.8（L）～1.0范围。
3.4.10 电流互感器额定一次电流的确定，应保证其在正常运行中的实际负荷电流达到额定值的 60％左右，至少应不小于20％。
否则应选用高动热稳定电流互感器以减小变比。
启备变计量点电流互感器额定一次电流应根据启备变供电电压、容量进行配置。
3.4.11 计量装置采用主变套管电流互感器时，应在电流互感器配置等安匝校验绕组，校验绕组导线的额定电流密度可按5A/mm2设计，额定电流不小于10A。
3.4.12计量专用互感器或专用绕组的基本误差、稳定性和运行变差应符合JJG1021《电力互感器》的规定。
3.5 二次回路3.5.1 电能计量装置中电压互感器二次回路压降应不大于其额定二次电压的0.2%。
3.5.2 电能计量二次回路不得接入与电能计量无关的设备，电压互感器二次回路不得加装压降补偿装置。
3.5.3 35kV以上贸易结算用电能计量装置中电压互感器二次回路，应不装设隔离开关辅助接点，电压二次回路采用接触电阻小的优质快速空气断路器； 35kV及以下贸易结算用电能计量装置中电压互感器二次回路，应不装设隔离开关辅助接点和熔断器。
3.5.4 互感器二次回路的连接导线应采用铜质耐热、阻燃绝缘屏蔽电缆。
采用多芯铜质绝缘线时应采用冷压接接头，不得在线头上镀锡。
电流二次回路连接导线截面积应按电流互感器的额定二次负荷计算确定，至少应不小于4mm2。
电压二次回路，其连接导线截面积应按允许的电压降计算确定，至少应不小于2.5 mm2。
控制回路导线截面应不小于1.5mm2，信号回路导线截面应不小于0.5mm2。
3.5.5 使用母线电压互感器时，应安装二次电压回路切换装置（采用接触电阻小的优质重动继电器）。
二次电压切换装置应至少满足以下功能要求：a） 依据一次系统的运行状态，将线路电能计量装置的电压回路自动切换到相应的母线电压互感器二次回路； b） 具有二次回路失压及继电器动作指示信号。
3.5.6对三相三线制接线的电能计量装置，其2台电流互感器二次绕组与电能表之间应采用四线连接。
对三相四线制连接的电能计量装置，其3台电流互感器二次绕组与电能表之间应采用六线连接。
3/2断路器接线方式时，电流互感器二次回路采用双芯电缆接至互感器端子箱端子，十二线连接至电能计量屏端子处，相同相在此处并接和相，且一点接地。
3.5.7 电压互感器的二次回路只允许一处接地，接地线中不应串接有可能断开的设备。
采用母线电压互感器，需要二次电压切换时，接地点应在控制室或保护小室等；其他情况接地点宜在互感器端子箱。
电压互感器采用YNyn或Yyn接线时，中性线应接地；电压互感器为Vv接线时，B相线应接地。
接地点在控制室或保护小室时，接地的二次线在互感器就地端子箱内经放电间隙或氧化锌阀片接地。
3.5.8 计量用电压、电流互感器二次回路所有接线端子、试验接线盒等应具备实施铅封条件3。
试验接线盒的技术性能应满足DL/T825《电能计量装置安装接线规则》附录D的有关要求。
3.5.9 二次回路电缆、端子排和端子编号应与图纸相符，标示完整、清晰。
3.5.10 每只电能表均应安装独立的试验接线盒，试验接线盒靠近电能表侧的接线端子与电能表连接。
接线端子顺序应按正相序自左向右或自上向下排列。
计量屏内主副关口电能表，试验接线盒等设备旁边应有相应标识。
3.5.11 二次回路u、v、w相导线应分别使用黄、绿、红色线，零线使用黑色线，接地线使用黄绿双色线。
3.6 计量屏3.6.1 计量屏外形尺寸、安装尺寸应与周围其它屏协调一致。
3.6.2 计量屏的顶部、左右侧及底部应紧固、密封，可防止从外部对其进行拆卸，进出线部位应密封。
计量屏前后门宜采用内嵌式设计。
3.6.3 计量屏的前后每门均应设置两对带有铅封眼的铅封柱，并有柜门锁紧装置。
在柜门关闭并施加铅封状态下，计量屏外壳防护等级应满足IP30的要求，且应能有效防止被拆卸。
3.6.4 每一计量屏安装电能表不宜超过6只，超过6只时应增设计量屏。
宜装在800～1800mm的高度（表水平中心线距地面尺寸），两只三相电能表之间的水平间距不应小于 80mm；电能表与试验接线盒之间垂直间距不应小于 80mm、试验接线盒与周围壳体结构件之间的间距不应小于60mm。
3.6.5 计量屏前门观察窗应采用无色透明防爆材料,观察窗框应能有效防止从外部进行拆卸（推荐采用内拴螺丝紧固方式）。
通过观察窗应能清晰观察到电能表等计量器具及试验接线盒的整体情况。
3.6.6 计量屏应有相应标识，并在屏面醒目位置设置“未经许可，严禁开启封印”警示标志。
标志长 120mm，宽80mm，红色初号（小初）黑体，样式如下：3.6.7 主、副表应安装在同一计量屏内。
3.6.8屏内应设置交流试验电源回路，以及电能表专用的具备电源防雷器保护的交流或直流电源回路，每只电能表的电源回路应安装一个小型断路器。
交、直流电源电缆不得共用，且交流相与地之间、直流正负级之间以及交、直流之间应有明确的分界点（宜间隔2个端子），且标识清晰。
3.6.9 电能表输出信号线应引至屏后端子排。
强电与弱电回路的端子排宜分开布置，并有明显的标志，宜设空端子隔开。
3.6.10 计量屏内接线端子应采用国标统一编号并分区，二次回路编号应符合相对编号原则，采用双重编号。
布线应符合国家现行标准、规程要求。
3.6.11 计量屏中不得安装电能量远方终端等采集设备。
3.6.12 计量屏底部应设有截面不小于100mm2的接地铜排，并与接地网可靠连接。
3.7 其它3.7.1 发电企业上网线路和专线供电线路的另一端应装设考核用电能计量装置。
考核计量装置参照本规范执行。
3.7.2 电能计量装置涉及的屏、柜及回路接线端子等，应采取相应的封闭措施，防止非授权人员操作。
本技术规范的条文由福建省电力有限公司营销部负责解释。
描述[←1]指用于发电上网、省级供电和趸售供电关口电能计量装置。
[←2]10kV、35kV电压互感器二次负荷下限为2.5VA。
[←3]户外型互感器就地端子箱中的电能计量二次回路端子排，推荐在端子箱内设计可铅封的单独隔舱。