电能计量装置的管理
6.1 电能计量装置包含各种类型电能表，计量用电压、电流互感器及其二次回路、电能计量柜（箱）等。
6.2 管理内容和原则：
6.2.1 电能计量装置管理内容包括：计量方案确定、计量器具的选用、订货验收、检定、检修、保管、安装、竣工验收、现场检验、周期检定（轮换）、故障处理、报废的全过程管理，以及对与电能计量有关的断压断流计时仪、电能计量计费系统、远方集中抄表系统等相关内容和系统的管理；
6.2.2 电能计量装置管理原则上以供电营业区划分范围，以供电企业为基础，分类、分工、监督、配合，统一归口管理；
6.2.3 全面推行计算机技术在电能计量装置管理上的应用，建立电能计量管理信息系统；
6.3 计量点的分类和设置：
6.3.1 计量点分为购售电计量点和关口计量点。购售电计量点是供电企业与并网电厂之间、供电企业与用电客户（包括趸售地方电网）之间进行电量贸易结算的计量分界点；关口计量点是各电网经营企业之间进行电量贸易结算和电量内部考核的计量分界点。供电企业与并网发电企业之间、供电企业与其趸售客户之间进行贸易计量的电量分界点既是购售电计量点，也是关口计量点，按关口计量点进行设置和管理。
6.3.2 购售电计量点原则上设置在供电设施的产权分界处。供电企业应在购售电计量点按照不同电价类别分别安装经电力部门电能计量检定机构检定合格的电能计量装置。
6.3.3 关口计量点分类：
6.3.3.1 省际结算计量点；
6.3.3.2 电业局与电业局之间的互供电量计量点；
6.3.3.3 并网电厂的上网电量结算计量点；
6.3.3.4 供电局与供电局之间的互供电量计量点；
6.3.3.5 趸售计量点；
6.3.3.6 供电企业内部线损考核计量点。
6.3.4 关口计量点设置原则为：连络线单向潮流以送端计量点为关口计量点；双向潮流以两侧计量点均为关口计量点。关口划分由省电力公司电力营销部及相关部门共同确定。
6.4 电能计量装置的分类:电能计量装置按其所计电能量的多少和计量对象的重要程度分五类进行管理。
6.4.1 Ⅰ类电能计量装置：月平均用电量（注:月平均用电量是指客户上年度的月平均用电量，下同）500万kWh及以上或用电容量为 10MVA及以上的高压计费客户、200MW及以上并网电厂上网计量点、网级电网经营企业之间的电量交换、省级电网经营企业之间的电量交换，省级电网经营企业内部电业局之间的电量交换点的电能计量装置；
6.4.2 Ⅱ类电能计量装置:月平均用电量100万kWh及以上或用电容量为2000kVA及以上的高压计费客户、100MW及以上发电企业上网计量点、供电局之间的电量交换点和趸售计量点电能计量装置；
6.4.3 Ⅲ类电能计量装置:月平均用电量10万kWh及以上或用电容量为315kVA及以上计费客户、100MW以下发电企业上网计量点、发电企业厂用电备用电源下网电量、供电企业内部考核有功电量平衡的110kV及以上送电线路电量的电能计量装置；
6.4.4 Ⅳ电能计量装置:用电容量为315kVA以下的三相计费客户,发供电企业内部经济技术指标分析、考核用的电能计量装置；
6.4.5 Ⅴ类电能计量装置：单相用电客户计费用的电能计量装置。
6.5 电能计量装置的技术要求：
6.5.1 电能计量装置的接线方式：
6.5.1.1 中性点非有效接地系统的高压电能计量装置，应采用三相三线的接线方式。
6.5.1.1.1 电能表采用三相三线有功、无功电能表；
6.5.1.1.2 两台电流互感器二次绕组与电能表之间宜采用四线连接；
6.5.1.1.3 110kV及以下高压系统的电能计量装置，采用两台电压互感器，应按 V/V方式接线；
6.5.1.1.4 35kV系统的电能计量装置宜采用三台电压互感器，应按Y/Y方式接线。
6.5.1.2 中性点有效接地系统的高压电能计量装置，应采用三相四线的接线方式。
6.5.1.2.1 电能表采用三相四线有功、无功电能表；
6.5.1.2.2 三台电流互感器二次绕组与电能表之间宜采用六线连接；
6.5.1.2.3 三台电压互感器，应按Y。/Y。方式接线；
6.5.1.3 低压供电、负荷电流为50A及以下时，宜采用直接接入式电能表；负荷电流为50A及以上时，宜采用经电流互感器接入式的接线方式。
6.5.2 电能计量装置的准确度等级：
6.5.2.1 各类电能计量装置应配置的电能表、互感器准确度等级不应低于附录1所示值；
6.5.2.2 电压互感器二次回路电压降引起的误差允许值：Ⅰ、Ⅱ类计费用电能计量装置，应不大于额定二次电压的0.2%；其它电能计量装置应不大于额定二次电压的0.5%。
6.5.3 电能计量装置的配置原则：
6.5.3.1 贸易结算用的售电电能计量装置原则上应设置在供用电设施产权分界处。
6.5.3.2 贸易结算用的购电电能计量装置原则上应设置在并网电厂与供电企业的产权分界点。如线路产权属发电企业，购电电能计量装置设置在供电企业的变电站；如线路产权属供电企业，购电电能计量装置设置在发电企业升压变电站的高压母线线路出线侧。在购电计量点确定后，在购电线路的另一端应安装相同准确度等级的考核用电能计量装置。
6.5.3.3 供电企业之间考核互供电量、线损电量的计量点应设置电能计量装置；
6.5.3.4 新建110kV及以上电压等级变电站，主变三侧应安装电能计量装置；
6.5.3.5 Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类客户电能计量装置应配置计量专用电压、电流互感器或者专用二次计量绕组。电能计量专用电压、电流互感器或者专用二次绕组及其二次回路不得接人与电能计量无关的设备；
6.5.3.6 并网电厂上网关口、各电业局之间关口和各供电局之间关口电能计量装置计量用电力互感器采用母线PT和线路CT的专用二次计量绕组，其二次回路不得接入与计量无关的设备。
6.5.3.7 趸售关口、110 kV 及以上电压等级供电的大用电客户，其电能计量装置计量用电力互感器宜采用线路PT和CT的专用二次计量绕组，其二次回路不得接入与计量无关的设备；10kV、35kV电压等级供电的，在产权分界点安装三相整体浇注干式组合互感器；
6.5.3.8 110kV及以上计费用电压互感器及其二次回路，应不装设隔离开关辅助接点，但可装设熔断器；35kV及以下计费用电压互感器及其二次回路，应不装设隔离开关辅助接点和熔断器；
6.5.3.9 安装35kV及以下客户处的计费用电能计量装置应配置全国统一标准的电能计量柜或电能计量箱；
6.5.3.10 高压计费用电能计量装置未配置计量柜（箱）的，其互感器二次回路的所有接线端子、试验端子应实施铅封；
6.5.3.11 电力互感器与端子排二次回路之间的连接导线应采用铜质多芯电缆，每芯为单股绝缘线。电流二次回路连接导线截面积应不小于4平方毫米； 电压二次回路，发电厂的升压变电站和电业局内部变电站的连接导线截面应不小于4平方毫米，用电客户侧的连接导线截面应不小于2.5平方毫米。端子排与电能表之间的连接导线应采用铜质单芯绝缘导线，连接导线截面应采用2.5平方毫米；
6.5.3.12 电流互感器额定一次电流的确定，应保证在正常运行中的实际负荷电流达到额定值60%左右，至少不小于30%。否则应选用高动热稳定电流互感器以减少变比；
6.5.3.13 为了提高低负荷电能计量的准确性，应选用能过载4倍及以上的电能表；
6.5.3.14 经电流互感器接人的电能表，其标定电流应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。直接接人式电能表的标定电流应按正常运行负荷电流的30%左右进行选择；
6.5.3.15 执行功率因数调整电费的客户，应装设能计量有功电量、感性和容性无功电量的电能计量装置；按需量计收基本电费的客户应装设具有最大需量功能的电能表；实行分时电价的客户应装设复费率电能表或多功能电能表；具有正反向送电的计量点应装设一只具有计量正向和反向有功电量以及四象限无功电量的多功能电能表；
6.5.3.16 电力互感器二次负荷的确定，应保证实际二次负荷在25%--100% 额定二次负荷范围内；
6.5.3.17 电流互感器的额定二次负荷的功率因数应为 0.8--1.0；电压互感器额定二次负荷的功率因数应与实际二次负荷功率因数接近。
6.5.4 Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类售电电能计量装置电能表功能要求：
6.5.4.1 具有计量正向有功电量和正、反向无功电量的功能；
6.5.4.2 具有分计量功能，至少具有四个时段，时段可以任意设置；
6.5.4.3 具有准确累计峰、平、谷、总的电能量记录功能，且峰、平、谷电量之和等于总电量；
6.5.4.4 具有不同费率时段按滑差方式记录最大需量的功能，积分周期可以选择5、10、15、30、50分钟，滑差时间可以选择1、2、3、4、5分钟；
6.5.4.5 具有可编程实现月末24点或者月内任意一天24点自动冻结电能量功能；
6.5.4.6 具有连续至少保存12个月每月峰、谷、平、总的电量和最大需量功能；
6.5.4.7 具有显示电压、电流、功率、相位功能；
5．4．8 具有负荷曲线记录功能，能存储电压、电流、功率、相位、电量数据功能, 存储时间可选择30、60分钟，至少要存储90天。
6.5.4.9 具有输出电能脉冲和发光二极管脉冲输出；
6.5.4.10 具有标准的485接口，通讯协议符合四川省电力公司统一规定，具有数据校验功能，所传送的信息带有时标，并具有批量传输信息的功能；
6.5.4.11 具有远红外线光口，可通过该通讯口读取电能表内部的参数和数据；
6.5.4.12 具有手动按钮；
6.5.4.13 具有记录表内各种事件、故障信息的功能；
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