ИПС "Әділет"

В соответствии с подпунктом 6-1) статьи 5 Закона Республики Казахстан "Об электроэнергетике" и пунктом 4 статьи 21-1 Закона Республики Казахстан "О теплоэнергетике", ПРИКАЗЫВАЮ:

1. Утвердить прилагаемые Правила формирования, ведения и функционирования единой государственной системы управления топливно-энергетическим комплексом.

2. Департаменту цифровизации Министерства энергетики Республики Казахстан в установленном законодательством Республики Казахстан порядке обеспечить:

1) государственную регистрацию настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан;

2) размещение настоящего приказа на интернет-ресурсе Министерства энергетики Республики Казахстан;

3) в течение десяти рабочих дней после государственной регистрации настоящего приказа представление в Департамент юридической службы Министерства энергетики Республики Казахстан сведений об исполнении мероприятий, предусмотренных подпунктами 1) и 2) настоящего пункта.

3. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на курирующего вице-министра энергетики Республики Казахстан.

4. Настоящий приказ вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования.

Министр энергетики
Республики Казахстан

Е. Аккенженов

"СОГЛАСОВАН"
Министерство финансов
Республики Казахстан

"СОГЛАСОВАН"
Министерство национальной экономики
Республики Казахстан

"СОГЛАСОВАН"
Министерство цифрового развития, инноваций
и аэрокосмической промышленности
Республики Казахстан

Утверждены приказом
Министра энергетики
Республики Казахстан
от 17 сентября 2025 года
№ 355-н/қ

Правила формирования, ведения и функционирования единой государственной системы управления топливно-энергетическим комплексом

Сноска. Правила - в редакции приказа Министра энергетики РК от 19.03.2026 № 128-н/қ (вводится в действие по истечении шестидесяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).

Глава 1. Общие положения

Примечание ИЗПИ!
Глава 1 вводится в действие с 01.01.2027 в соответствии с приказом Министра энергетики РК от 19.03.2026 № 128-н/қ (тест исключен).

Глава 2. Назначение и структура Системы

Примечание ИЗПИ!
Глава 2 вводится в действие с 01.01.2027 в соответствии с приказом Министра энергетики РК от 19.03.2026 № 128-н/қ (тест исключен).

Глава 3. Порядок функционирования Системы

Примечание ИЗПИ!
Глава 3 вводится в действие с 01.01.2027 в соответствии с приказом Министра энергетики РК от 19.03.2026 № 128-н/қ (тест исключен).

Глава 4. Порядок взаимодействия и координации рабочих процессов между пользователями в Системе

Примечание ИЗПИ!
Глава 4 вводится в действие с 01.01.2027 в соответствии с приказом Министра энергетики РК от 19.03.2026 № 128-н/қ (тест исключен).

Глава 5. Порядок сбора, обработки, мониторинга и анализа данных

Примечание ИЗПИ!
Глава 5 вводится в действие с 01.01.2027 в соответствии с приказом Министра энергетики РК от 19.03.2026 № 128-н/қ (тест исключен).

Глава 6. Требования к цифровым объектам субъектов топливно-энергетического комплекса в целях сбора, обработки и хранения данных

54. В целях обеспечения надежности и безопасности функционирования Системы цифровые объекты субъектов топливно-энергетического комплекса при осуществлении хранения, обработки и передачи информации подлежат приведению в соответствие с Едиными требованиями, а также с национальным стандартом Республики Казахстан СТ РК ЕС 62443-3-3 "Промышленные коммуникационные сети. Безопасность сетей и систем. Часть 3-3. Требования к системной безопасности и уровням безопасности".

55. Требования для технических средств, предназначенных для измерений, и имеющие метрологические характеристики для передачи данных в Систему определяются в соответствии со статьями 8 и 11-1 Закона Республики Казахстан "Об обеспечении единства измерений", а также национальными стандартами в области обеспечения единства измерений.

56. Цифровые объекты субъектов топливно-энергетического комплекса обеспечиваются источниками бесперебойного питания, каналами связи с использованием серверного оборудования, способными обеспечить сбор, обработку и передачу данных в Систему и уровень криптографической и иной защиты в соответствии с Едиными требованиями.

57. Требования к цифровым объектам субъектов топливно-энергетического комплекса приведены в "Технических требованиях к средствам измерения, цифровым системам и аппаратно-программным комплексам автоматизированных систем коммерческого учета электрической и тепловой энергии, газа и оборудованиям, обеспечивающим возможность присоединения приборов учета к интеллектуальной системе учета электрической и тепловой энергии, газа и взаимодействия с Единой государственной системой управления топливно-энергетическим комплексом", согласно приложения 2 к настоящим Правилам.

Глава 7. Требования к объектам цифровизации теплоэнергетики и электроэнергетики

58. Требования определяют минимально необходимые условия к цифровым объектам субъектов теплоэнергетики и электроэнергетики, предназначенным для сбора, обработки, хранения и передачи данных в Систему.

59. Настоящие требования направлены на обеспечение надежного, безопасного и бесперебойного информационного взаимодействия субъектов теплоэнергетики и электроэнергетики с Системой.

60. Цифровые объекты субъектов топливно-энергетического комплекса обеспечивают автоматизированный сбор, хранение и передачу данных о производстве, передаче, распределении и потреблении тепловой и электрической энергии в Систему.

61. Используемые технические средства обеспечивают надежность, защиту информации и совместимость с государственными и отраслевыми цифровыми системами.

62. Обмен данными осуществляется по защищенным каналам связи в соответствии с установленными техническими требованиями, передаваемая информация содержит полноту, достоверность и своевременность.

63. Хранение и архивирование данных обеспечивает их сохранность и доступность для уполномоченного органа.

Глава 8. Требования к аппаратно-программным комплексам автоматизированных систем коммерческого учета энергетических ресурсов

64. Аппаратно-программные комплексы автоматизированных систем коммерческого учета электрической и тепловой энергии обеспечивают достоверный и непрерывный учет выработки, передачи, распределения и потребления энергетических ресурсов с использованием сертифицированных средств измерений и программного обеспечения, внесенных в соответствующие реестры и прошедших метрологическую поверку.

65. Все элементы комплексов (счетчики, датчики, контроллеры, серверное оборудование и каналы связи) сертифицированы, соответствуют установленным техническим требованиям и имеют подтверждение соответствия.

66. Передача данных из аппаратно-программного комплекса в Систему осуществляется автоматически, в режиме реального времени или с заданной периодичностью, с использованием защищенных каналов связи и в соответствии с установленными техническими требованиями.

67. Аппаратно-программные комплексы обеспечивают бесперебойное функционирование, резервную архивацию для сохранности данных при сбоях.

68. Аппаратно-программный комплекс автоматизированных систем коммерческого учета энергетических ресурсов обеспечивает отображение состояния приборов учета (активные/неактивные, статус), автоматическое и ручное считывание показаний с фиксацией времени обновления и экспорт данных в стандартные форматы, управление пользователями (просмотр, добавление, редактирование, удаление, фильтрация и разграничение прав доступа), формирование отчетов по электроэнергии и теплу с ведением архивов, выполнением специализированных расчетов и экспортом, выполнение аналитических функций (определение общего, максимального, минимального расхода и динамики), а также предоставление рабочих мест администратора, оператора и абонента.

69. Минимальные требования к аппаратно-программным комплексам автоматизированных систем коммерческого учета электрической и тепловой энергии технических требований к средствам измерения, цифровым системам и аппаратно-программным комплексам автоматизированных систем коммерческого учета электрической и тепловой энергии, газа и оборудованиям, обеспечивающим возможность присоединения приборов учета к интеллектуальной системе учета электрической и тепловой энергии, газа и взаимодействия с Единой государственной системой управления топливно-энергетическим комплексом", приведенные согласно приложению 2 к настоящим Правилам.

Глава 9. Требования к автоматизированным системам управления технологическим процессом

70. Автоматизированные системы управления технологическим процессом обеспечивают непрерывное и безопасное управление процессами производства, передачи и распределения энергии, а также оперативный мониторинг параметров в реальном времени в автоматическом и дистанционном режимах.

71. Системы автоматизированной системы управления технологическим процессом фиксируют аварийные и нештатные события, передают технологические данные в Систему, поддерживают функции прогнозирования, анализа и оптимизации режимов работы.

72. Оборудование и программное обеспечение автоматизированной системы управления технологическим процессом обеспечивает отказоустойчивость, интеграцию с автоматизированными системами коммерческого учета электрической и тепловой энергии и обеспечивает требуемый уровень безопасности.

73. Передача и хранение данных в автоматизированной системе управления технологическим процессом обеспечиваются средствами кибербезопасности, включая контроль доступа, аутентификацию пользователей и защиту от несанкционированного вмешательства.

74. Автоматизированная система управления технологическим процессом функционирует бесперебойно (с коэффициентом доступности не менее 99% времени), проходят регулярное техническое обслуживание и обеспечивают архивирование технологических данных в установленные сроки.

75. Автоматизированная система управления технологическим процессом поддерживает стандартные открытые протоколы обмена данными, обеспечивая возможность интеграции с внешними системами автоматизации, цифровыми системами субъектов и Системой.

76. Системы автоматизированной системы управления технологическим процессом обеспечивают автоматическую регистрацию событий управления, доступа пользователей, изменения настроек и нештатных ситуаций с возможностью хранения журналов событий не менее 12 месяцев.

77. Программное обеспечение автоматизированной системы управления технологическим процессом поддерживает безопасное обновление с возможностью отката к предыдущей версии, включая централизованное управление обновлениями и уведомление о наличии новых версий.

78. На объектах высокой критичности автоматизированная система управления технологическим процессом включает резервируемые каналы связи, источники питания и серверные узлы с функцией автоматического переключения при отказе основного оборудования.

79. Все внедренные автоматизированные системы управления технологическим процессом сопровождаются эксплуатационной документацией, включающей схемы подключения, инструкции по настройке, порядок технического обслуживания и план восстановления при сбоях.

80. Производитель приборов учета и (или) его официальный представитель обеспечивает передачу автоматизированной системы управления технологическим процессом вместе с поставкой приборов учета на баланс субъекта топливно-энергетического комплекса.

Глава 10. Технические требования к серверному оборудованию и операционной системе для функционирования автоматизированной системы коммерческого учета

81. Серверное оборудование обеспечивает круглосуточную работу с доступностью не менее 99%, поддерживать масштабируемость и обработку больших объемов данных в режиме реального времени.

82. Обеспечивается резервирование питания, дисковых массивов, каналов связи, а также регулярное резервное копирование и восстановление данных.

83. Операционная система поддерживает многопользовательский доступ, обновления безопасности и совместимость с базами данных и программным обеспечением автоматизированных систем коммерческого учета электрической и тепловой энергии.

84. Серверные системы обеспечивают защиту информации, включая разграничение прав доступа, аутентификацию пользователей и применение средств кибербезопасности.

85. Серверные системы поддерживают централизованное администрирование, мониторинг, автоматическую диагностику и хранение архивных данных в установленные сроки.

86. Средства измерений и иное оборудование защищаются от внешнего воздействия и (или) несанкционированного доступа для исключения возможности вмешательства в результаты измерений и (или) искажения учетных данных.

87. Система обладает наличием сертификата по подтверждению соответствия требованиям кибербезопасности.

88. Минимальные технические требования к серверному оборудованию и операционной системе для функционирования автоматизированной системы коммерческого учета технических требований к средствам измерения, цифровым системам и аппаратно-программным комплексам автоматизированных систем коммерческого учета электрической и тепловой энергии, газа и оборудованиям, обеспечивающим возможность присоединения приборов учета к интеллектуальной системе учета электрической и тепловой энергии, газа и взаимодействия с Единой государственной системой управления топливно-энергетическим комплексом", приведенные согласно приложению 2 к настоящим Правилам.

Глава 11. Требования к технологии передачи информации в интеллектуальных системах учета энергетических ресурсов

89. Передача данных осуществляется в автоматическом режиме с заданной периодичностью или в реальном времени, обеспечивая полноту и достоверность информации.

90. Для обмена данными используются протоколы связи, обеспечивающие совместимость с другими цифровыми системами.

91. Информация передается по защищенным каналам связи с обеспечением целостности, конфиденциальности и доступности данных.

92. Система обеспечивает резервные каналы передачи информации и сохранность данных при сбоях или перебоях в электроснабжении.

93. Технология передачи информации поддерживает мониторинг качества связи и автоматическое восстановление после отказов.

94. Интеллектуальная система учета поддерживает резервирование каналов связи (основной и резервный), а также автоматическое переключение при сбоях для обеспечения бесперебойного функционирования.

95. Технология передачи информации обеспечивает совместимость и интеграцию с государственными и отраслевыми цифровыми системами.

Глава 12. Требования к средствам измерений, оборудованию и нематериальным активам, осуществляющим учет тепловой и электрической энергии, обеспечивающим возможность присоединения приборов учета

96. Средства измерений тепловой и электрической энергии (в том числе теплосчетчики, электросчетчики, датчики, регистраторы) регистрируются в реестре государственной системы обеспечения единства измерений Республики Казахстан и поверены в соответствии с законодательством в области обеспечения единства измерений.

97. Оборудование и программное обеспечение обеспечивают возможность удаленного подключения приборов учета к интеллектуальной системе учета тепловой и электрической энергии.

98. Приборы учета поддерживают автоматизированную передачу данных, хранение архивной информации и интеграцию с Системой.

99. Сертифицированные нематериальные активы (программное обеспечение, базы данных, лицензии) обеспечивают защиту информации.

100. Все средства измерений и оборудования имеют возможность модернизации и обновления для обеспечения совместимости с новыми стандартами и протоколами передачи данных.

101. При выходе оборудования из строя субъекты теплоснабжения обеспечивают его замену в сроки, предусмотренные техническим регламентом предприятия, но не позднее 30 календарных дней, с сохранением непрерывности учета.

102. Техническая и метрологическая документация на средства измерений и программное обеспечение хранится в системе в электронном виде.

103. Средства измерений и оборудования защищаются от внешнего воздействия и (или) несанкционированного доступа для исключения возможности вмешательства в результаты измерений и (или) искажения учетных данных.

104. Приборы учета электрической энергии имеют энергонезависимую память, обеспечивающую хранение основных параметров с фиксацией даты и времени, а также обеспечивают запись и сохранение в памяти значений потребленной активной и реактивной электроэнергии в прямом и обратном направлении, как суммарно, так и по каждому тарифу.

105. Приборы учета тепловой энергии оснащаются энергонезависимой памятью, обеспечивающей хранение основных параметров с фиксацией даты и времени, а также запись и сохранение значений потребленной тепловой энергии, тепловой мощности, объема и массы теплоносителя.

106. Приборы учета оснащаются встроенными журналами событий, обеспечивающими фиксацию, регистрацию, хранение и передачу информации о зафиксированных событиях.

107. Минимальные требования к средствам измерений, оборудованиям и нематериальным активам, осуществляющим учет электрической и тепловой энергии, и обеспечивающих возможность присоединения приборов учета к интеллектуальной системе учета электрической и тепловой энергии и взаимодействия с Системой технических требований к средствам измерения, цифровым системам и аппаратно-программным комплексам автоматизированных систем коммерческого учета электрической и тепловой энергии, газа и оборудованиям, обеспечивающим возможность присоединения приборов учета к интеллектуальной системе учета электрической и тепловой энергии, газа и взаимодействия с Единой государственной системой управления топливно-энергетическим комплексом", приведенные согласно приложению 2 к настоящим Правилам.

Глава 13. Порядок оснащения производственных объектов приборами учета сырой нефти, газового конденсата, сырого газа и продуктов его переработки (товарного газа) и обеспечения функционирования приборов учета сырой нефти, газового конденсата, сырого газа и продуктов его переработки (товарного газа)

Примечание ИЗПИ!
Глава 13 вводится в действие с 01.01.2027 в соответствии с приказом Министра энергетики РК от 19.03.2026 № 128-н/қ (тест исключен).

Приложение 1 к Правилам
формирования, ведения
и функционирования единой
государственной системы
управления топливно-
энергетическим комплексом

Примечание ИЗПИ!
Приложения 1 вводится в действие с 01.01.2027 в соответствии с приказом Министра энергетики РК от 19.03.2026 № 128-н/қ (тест исключен).

Приложение 2 к Правилам
формирования, ведения
и функционирования единой
государственной системы
управления топливно-
энергетическим комплексом

Технические требования к средствам измерений, цифровым системам
и аппаратно-программным комплексам автоматизированных систем коммерческого
учета электрической и тепловой энергии, газа и оборудованиям, обеспечивающим
возможность присоединения приборов учета к интеллектуальной системе учета
электрической и тепловой энергии, газа и взаимодействия с Единой государственной
системой управления топливно-энергетическим комплексом

Глава 1. Общие положения

1. Настоящие Технические требования к средствам измерений, цифровым системам и аппаратно-программным комплексам автоматизированных систем коммерческого учета электрической и тепловой энергии, газа и оборудованиям, обеспечивающим возможность присоединения приборов учета к интеллектуальной системе учета электрической и тепловой энергии, газа и взаимодействия с Единой государственной системой управления топливно-энергетическим комплексом (далее – Технические требования) разработаны в целях цифровой трансформации топливно-энергетического комплекса Республики Казахстан и эффективного взаимодействия уполномоченного органа, осуществляющего руководство в области электроэнергетики, руководство и межотраслевую координацию в области теплоэнергетики, государственное регулирование производства, транспортировки (перевозки), хранения и оптовой реализации газа, а также розничной реализации и потребления товарного и сжиженного нефтяного газа и субъектов топливно-энергетического комплекса посредством Единой государственной системы управления топливно-энергетическим комплексом (далее – Система) и носят рекомендательный характер.

2. Настоящие Технические требования распространяются на средства измерений, цифровые системы и аппаратно-программные комплексы автоматизированных систем коммерческого учета газа, электрической и тепловой энергии топливно-энергетического комплекса на вновь вводимых в эксплуатацию объектах.

Глава 2. Минимальные требования к цифровым системам автоматизированных систем коммерческого учета электрической и тепловой энергии

3. Цифровая система автоматизированных систем коммерческого учета электрической и тепловой энергии имеет следующие минимальные требования по их функционалу:

доступ к интерфейсу считывания показаний с различных приборов учета;

состояние приборов учета;

управление и считывание данных с приборов учета;

возможность группировки данных по параметрам, дате и сопутствующим критериям;

поиск приборов по наименованию, серийному номеру, лицевому счету, адресу и персональным данным контрагента.

4. Минимальные функциональные возможности цифровой системы автоматизированных систем коммерческого учета электрической и тепловой энергии:

1) состояние приборов учета:

список активных и неактивных приборов учета;

индикация статуса каждого прибора учета;

2) модуль отчетности:

наличие доступа к отчетам по приборам учета (электрическая энергия, тепловая энергия) и возможность формирования отчетов различных типов;

3) мониторинг показаний:

доступ к интерфейсу мониторинга показаний с различных приборов учета;

возможность группировки данных по параметрам, дате и сопутствующим критериям;

поиск приборов по наименованию, серийному номеру, лицевому счету, адресу и персональным данным контрагента;

4) управление считыванием показаний:

индикация времени последнего обновления данных для каждого прибора;

возможность экспорта данных показаний в форматы Excel, PDF;

функциональность ручного ввода показаний при выявлении ошибок или несоответствий.

5) управление пользователями:

возможность просмотра и управления пользователями системы;

добавление, редактирование и удаление пользователей;

фильтрация пользователей по типам и состоянию (активные, неактивные);

управление доступом пользователей к различным модулям системы;

6) аналитика:

отображение общего расхода, максимального и минимального потребления за выбранный период;

общий расход;

максимальный расход;

минимальный расход;

динамическое изменение показателей с индикацией роста или снижения в процентах;

7) список приборов учета с указанием:

наименование прибора учета;

объема потребления;

группы, к которой относится прибор учета;

выделение приборов учета с максимальным и минимальным расходом;

диаграммы для отображения трендов потребления;

статистика по количеству считываемых и не считываемых показаний с приборов учета;

возможность фильтрации данных по приборам учета и временным периодам;

графическое отображение активности и состояния приборов учета в системе;

8) рабочие станции:

применение современных технологий, включая WEB-кабинеты администратора, оператора и абонента цифровой системы электрической и тепловой энергии, а также мобильное приложение абонента для смартфонов;

9) контроль состояния системы:

контроль поступления и целостности данных, проверка выполнения граничных условий, контроль журналов событий приборов учета, контроль баланса объектов;

формирование в реальном времени тревожных сообщений (alarm) пользователям системы. Отправка e-mail-уведомлений об аварийных событиях, зарегистрированных в журнале системы.

5. Цифровая система удовлетворяет требованиям СТ РК ISO/IEC 15408-1 "Информационные технологии. Методы и средства обеспечения безопасности. Критерии оценки безопасности информационных технологий. Часть 1. Введение и общая модель", СТ РК ISO/IEC 15408-2 "Информационные технологии. Методы и средства обеспечения безопасности. Критерии оценки безопасности информационных технологий. Часть 2. Функциональные требования безопасности", СТ РК ISO/IEC 15408-3 "Информационные технологии. Методы и средства обеспечения безопасности. Критерии оценки безопасности информационных технологий. Часть 3. Требования обеспечению защиты", СТ РК ISO/IEC 27002 "Информационная безопасность, кибербезопасность и защита конфиденциальности. Средства управления информационной безопасностью".

6. Цифровая система обеспечивает наличие сертификата, подтверждающего соответствие системы менеджмента кибербезопасности положениям и требованиям СТ РК ISO/IEC 27001 "Информационная технология. Методы и средства обеспечения безопасности. Системы менеджмента информационной безопасностью. Требования.".

Глава 3. Минимальные требования к аппаратно-программным комплексам автоматизированных систем коммерческого учета электрической и тепловой энергии

7. Автоматизированный сбор данных по учету электрической и тепловой энергии обеспечивает:

снятие показаний (суточные, месячные, в том числе тарифные), профили нагрузки, журналы событий, электрической и тепловой сети;

комплексный учет электрической и тепловой энергии;

контроль достоверности результатов измерений и замещение результатов измерений за отсутствующие периоды;

контроль напряжения на объектах электрической сети (трансформаторных подстанции, объекты потребителей);

расчет суммарных показателей энергопотребления по различным группам объектов;

анализ балансов (приход/расход/отдача/потери электрической и тепловой энергии на подстанциях, трансформаторных и распределительных пунктах, участках электросетей и линейных участках, сравнение фактических небалансов с предельно допустимыми значениями);

ведение информации об установках, заменах, техническом обслуживании и ремонте приборов учета, включая обработку заявок на подключение/отключение;

администрирование системы, включая управление пользователями, и их доступом к объектам на основе ролевой модели разграничения доступа;

информирование абонентов о предстоящем отключении/ограничении, задолженности, возможной смене тарифа;

создание группового администрирования системы;

ведение типовых точек учета;

заполнение групп абонентов по шаблонам и импорт из xls-макетов (адрес, фамилия, имя, отчество (при наличии) абонента, заводской номер прибора учета), создание возможности автоматической привязки приборов учета по заданным правилам;

распределенная обработка данных, отложенные пересчеты;

интеграция с внешними системами.

8. Средства измерений, оборудование и нематериальные активы обеспечивают возможность их подсоединения (интегрирования) в интеллектуальную систему учета электрической и тепловой энергии, в том числе прием, обработку и передачу измерительной информации, учетных данных, управляющих сигналов (команд), сигналов оповещения о наступлении штатных и срочных событий между программным комплексом (нижний уровень), концентраторами (шлюзы), информационно-вычислительным комплексом электроустановки и теплового пункта (средний уровень) и централизованной системы обработки данных (верхний уровень).

9. Технические решения, применяемые при оснащении жилых и нежилых помещений, обеспечивают прием данных, обработку и передачу измерительной информации, учетных данных, управляющих сигналов (команд), сигналов оповещения о наступлении штатных и срочных событий со всех средств измерения в интеллектуальную систему учета электрической и тепловой энергии энергопередающей организации.

10. Применяемые технологии и интерфейсы связи, спецификации и протоколы информационного обмена обеспечивают соответствие нормативно-техническим требованиям открытым и стандартизированным, в виде совокупности унифицированных аппаратно-программных средств, методов взаимосвязи и взаимодействия, а также поведения функциональных устройств организации каналов (линий) связи и средств информационного обмена, необходимых для гарантированной взаимосвязи с функциональными элементами интеллектуальной системы учета электрической и тепловой энергии.

11. Используемые в жилых и нежилых помещениях технологии и интерфейсы связи, спецификации и протоколы информационного обмена между полевым оборудованием и приборами учета (нижний уровень), концентраторами (шлюзами) и информационно-вычислительными комплексами электроустановок и тепловых пунктов (средний уровень) и централизованной системой обработки данных (верхний уровень) защищены от несанкционированного вмешательства в процесс приема, обработки и передачи измерительной информации, учетных данных, управляющих сигналов (команд), сигналов оповещения о наступлении штатных и срочных событий. Система обеспечивает минимизацию рисков кибербезопасности посредством построения защищенных сетей и внедрения многоуровневых методов защиты. К ним относятся обязательная аутентификация пользователей, логическая сегментация сети и использование алгоритмов сквозного шифрования для обеспечения конфиденциальности и целостности передаваемых данных.

12. Технические решения включают элементы кибербезопасности, действующие до, во время и после возникновения угроз. Решения позволяют обнаруживать вредоносные программы, сетевые угрозы, своевременно предотвращать возникающие угрозы, а также снижать теоретическую возможность совершения атак (преднамеренных действий злоумышленников), направленных на нарушение любого из свойств доступности, целостности и конфиденциальности установленных в жилых и нежилых помещениях средств измерений, оборудования и нематериальных активов.

13. Аппаратно-программные комплексы автоматизированных систем коммерческого учета электрической и тепловой энергии поддерживают следующие минимальные требования:

способность обрабатывать большой объем сообщений от множества устройств;

возможность горизонтального и вертикального масштабирования для увеличения числа подключенных устройств и объема данных;

минимизация времени задержки при передаче данных между устройствами и приложением;

регулярное резервное копирование для защиты от потери данных;

поддержка кластеризации и распределенной архитектуры для обеспечения высокой доступности и отказоустойчивости системы;

аналитика и мониторинг состояния сетей;

поддержка различных моделей и производителей шлюзов (PLC/HPLC, RF, LoRaWAN, NB-IOT, LTE, GSM);

возможность интеграции с платформами управления IoT, базами данных, системами аналитики и внешними сервисами;

удобный и понятный веб-интерфейс для управления сетью, устройствами и настройками;

регулярные обновления программного обеспечения и техническая поддержка от поставщика;

использование стандартных методов шифрования для защиты данных на уровне передачи и хранения;

ведение журналов аудита и логирования, для отслеживания действий пользователей и событий в системе;

использование доменного имени энергопередающей организации.

14. Данные, полученные от приборов учета электрической и тепловой энергии и передаваемые от приборов учета через промежуточный сервер до конечной системы автоматизированного учета электрической и тепловой энергии, подлежат передаче уполномоченному органу, осуществляющему руководство в области электроэнергетики, руководство и межотраслевую координацию в области теплоэнергетики, государственное регулирование производства, транспортировки (перевозки), хранения и оптовой реализации газа, а также розничной реализации и потребления товарного и сжиженного нефтяного газа.

15. При передаче данных обеспечивается защита данных от доступа, получения или обработки третьими лицами, включая организацию, ответственную за организацию сети передачи данных.

16. Технические требования распространяются на все элементы комплекса системы передачи данных, включая:

приборы учета электрической и тепловой энергии;

базовые станции;

сервер сети.

Глава 4. Минимальные технические требования к серверному оборудованию и операционной системе для функционирования автоматизированной системы коммерческого учета

17. Для обеспечения централизованного сбора, хранения, анализа и обработки информации с приборов учета электрической и тепловой энергии и надежного функционирования программного комплекса энергопередающей организации необходимо предусмотреть наличие серверного оборудования, которое размещается в серверном помещении энергопередающей организации.

18. Для обеспечения долгосрочной технической поддержки и доступности комплектующих к поставке принимается серверное оборудование, относящееся к актуальным серийным моделям; модели, снятые с производства, не рассматриваются.

19. Минимальные требования серверного оборудования определяются в зависимости от объема обрабатываемых данных и функциональных возможностей программного обеспечения.

Глава 5. Минимальные требования к средствам измерений, оборудованиям и нематериальным активам, осуществляющим учет электрической и тепловой энергии, и обеспечивающих возможность присоединения приборов учета к интеллектуальной системе учета электрической и тепловой энергии и взаимодействия с Единой государственной системой управления топливно-энергетическим комплексом

20. Средства измерений, применяемые для оснащения жилых и нежилых помещений, не бытовых потребителей обеспечивают соответствие требованиям законодательства Республики Казахстан о техническом регулировании и обеспечении единств измерений и разрешены к применению в Республике Казахстан, а также включены в Государственный реестр средств измерений, размещенный в Информационной системе технического регулирования "е – КТРМ" (https://techreg.gov.kz/index/).

21. Средства измерений и оборудование обеспечены механизмами защиты от внешнего воздействия или несанкционированного доступа, что предотвращает возможность вмешательства в результаты измерений или искажения учетных данных.

22. Под средствами измерений для целей коммерческого учета электрической и тепловой энергии понимаются следующие материальные объекты:

индивидуальные и вводные (общедомовые) приборы учета электрической и тепловой энергии;

измерительные элементы (трансформаторы, резистивные шунты, катушки Роговского и дополнительное оборудование);

измерительные комплексы (совокупность приборов учета, измерительных элементов);

проходные и испытательные устройства (шунтирование и отключение токовых цепей определенной фазы).

23. Под оборудованием для целей коммерческого учета электрической и тепловой энергии понимаются материальные объекты:

коммутационные аппараты цепей переменного тока и вторичных измерительных цепей;

аппараты защиты средств измерений от токов короткого замыкания;

оснащение и материалы для следующих целей:

монтаж, пуск, наладка и допуск в эксплуатацию средств измерений в местах их установки;

организация вторичных измерительных цепей, проходных и испытательных устройств;

организации каналов (линий) связи и средств информационного обмена;

сбор (прием), обработка и хранение измерительной информации и учетных данных;

передача управляющих сигналов (команд), сигналов штатных и срочных событий.

24. Индивидуальные и вводные (общедомовые) приборы учета электрической и тепловой энергии, применяемые в жилых и нежилых помещениях, обеспечивают соответствие минимальным техническим требованиям к средствам измерений.

Глава 6. Технические требования к бытовым и промышленным приборам учета газа по дистанционной передаче данных газового счетчика

25. Защитой данных является применение криптографических алгоритмов или шифрования на уровне канала.

26. Двунаправленной связью является возможность передавать показания и принимать команды.

27. Надежностью передачи является подтверждение доставки сообщений и повторная отправка при сбое.

28. Сбор данных осуществляется с помощью автоматических систем мониторинга и учета, которые обеспечивают регулярную передачу данных в Систему в следующие интервалы времени:

по газу каждые 2 часа;

по электрической и тепловой энергии каждые 15 минут.

29. Открытый протокол передачи данных – производитель прибора учета предоставляет полную документацию и расшифровку протокола передачи данных.

30. Наличие модуля дистанционной передачи данных:

Для бытовых и коммунально-бытовых приборов учета:

интервал передачи: не реже 1 раза в сутки.

формат данных: текущие показания, серийный номер, дата/время, состояние батареи, ошибки прибора, состояние клапана, суточные показания за 24 часа.

энергопотребление: прибор учета обеспечивает передачу данных от встроенной батареи сроком не менее 8 лет без необходимости замены.

автономность: работа в условиях низких температур (–30…+50 °C) и без вмешательства пользователя.

защита от вмешательства: фиксация вскрытия корпуса или вмешательства в радио-модуль.

защита от утечки в момент открытия клапана: (проверка утечки в течение 1 минуты).

наличие модуля дистанционной передачи данных (NB-IoT).

31. Для промышленных и коммунально-бытовых приборов (базовые узлы учета, газораспределительные пункты, промышленные предприятия):

Интервал передачи:

для расхода газа до 500 кубических метров в час: не реже 1 раза в сутки.

для расхода газа от 500 кубических метров в час до 2000 кубических метров в час: не реже 1 раза в час.

для расхода газа от 2000 кубических метров в час: не реже 1 раза в 10 минут.

32. Объем передаваемой информации с корректора объема газа: расход, давление, температура, архивные значения, события аварий, суточные показания за 24 часа, нормированный объем (объем газа, приведенный к стандартным условиям).

Протоколы связи: поддержка промышленных стандартов (Modbus, OPC).

Интеграция: возможность подключения к системам диспетчеризации (SCADA, АСУТП).

Резервное питание: встроенный аккумулятор или внешний источник для бесперебойной передачи.

Наличие модуля дистанционной передачи данных (NB-IoT – для вариантов на батареи, GSM/GPRS - для вариантов на постоянном внешнем питании).

33. Характеристики приборов учета по безопасности и совместимости с платформой оператора:

соответствие ТР ТС 016 "О безопасности аппаратов, работающих на газообразном топливе".

Наличие сертификатов соответствия или деклараций на средства связи (радиомодули, модемы), выданных в соответствии с требованиями уполномоченных органов РК (Министерство искусственного интеллекта и цифрового развития).

Приборы учета и корректоры должны быть внесены в Реестр государственной системы обеспечения единства измерений РК и иметь действующий сертификат о поверке.

Обеспечение полной технической совместимости с цифровыми системами сбора данных уполномоченного органа в газоснабжения передавая данные по радиоканалам (GSM, LoRaWAN, NB-IoT).

Глава 7. Заключительные положения

34. Проектная документация на объекты строительства учитывает технические условия и характеристики инженерных сетей энергопередающей организации.

35. Раздел проектной документации содержит инженерно-технические решения, технические и функциональные требования к приборам учета (измерительным комплексам), устройствам и оборудованию сбора и передачи данных, системам внутренней связи (устройствам, каналами, линиями ), обеспечивающие сбор и передачу измерительной информации и учетных данных, а также возможность подсоединения (интегрирования) приборов учета (измерительных комплексов) в интеллектуальную систему учета электрической и тепловой энергии, обеспечении единства измерений, о техническом регулировании и об архитектурной, градостроительной и строительной деятельности в Республике Казахстан.

36. Допуск в эксплуатацию индивидуальных, общедомовых приборов учета, установленных в зданиях и сооружениях, осуществляется энергопередающей организацией.

37. Индивидуальные приборы учета электрической и тепловой энергии в жилых и нежилых помещениях, вводные (общедомовые) приборы учета, измерительные трансформаторы, а также система внутренней связи (устройства, каналы, линии и сопутствующее оборудование), предназначенные для сбора и передачи данных с указанных приборов учета, допускаются в эксплуатацию энергопередающей организацией.

38. Допуск прибора учета в эксплуатацию завершается составлением акта приемки системы коммерческого учета электрической и тепловой энергии, энергопередающей организацией.

Приложение к Техническим
требованиям к средствам
измерений, цифровым системам
и аппаратно-программным
комплексам автоматизированных
систем коммерческого учета
электрической и тепловой
энергии, газа и оборудованиям,
обеспечивающим возможность
присоединения приборов учета
к интеллектуальной системе
учета электрической и тепловой
энергии, газа и взаимодействия
с Единой государственной
системой управления
топливно-энергетическим
комплексом

Однофазный двунаправленный электронный прибор учета, активной и реактивной
энергии со съемным взаимозаменяемым модулем передачи данных
(по взаимозаменяемым модулям передачи данных
(PLC/HPLC, RF, LoRaWAN, NB-IoT, LTE, GSM)

№ п/п	Технические характеристики	Требуемые данные
1	2	3
1	Тип прибора учета электрической энергии
1.1	Однофазный двунаправленный электронный прибор учета, активной и реактивной энергии со съемным взаимозаменяемым модулем передачи данных.	C взаимозаменяемыми модулями передачи данных (PLC/HPLC, RF, LoRaWAN, NB-IoT, LTE, GSM).
2	Характеристики соответствия стандартам
2.1	Стандарты	Прибор учета соответствует требованиям: ГОСТ 31818.11 (IEC 62052-11:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической энергии", ГОСТ 31819.21 (IEC 62053-21:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2", ГОСТ 31819.22 (IEC 62053-22:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S", ГОСТ 31819.23 (IEC 62053-23:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии".
2.2	Сертификаты	Прибор учета многотарифный активной и реактивной электрической энергии для измерения и учета активной и реактивной энергии в сетях переменного тока, по одному или нескольким тарифам в прямом и (или) обратном направлении со съемным и взаимозаменяемыми модулями передачи данных. Внесен в реестр ГСИ РК. Наличие выписки из реестра казахстанских товаропроизводителей в соответствии с пунктом 8 статьи 51-1 Закона Республики Казахстан от 27 декабря 2021 года "О промышленной политике" Соответствие прибора учета требованиям ГОСТ 31819.21 "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2", ГОСТ 31819.23 "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии"
2.3	Номинал	5(60) А
3	Основные параметры
3.1	Чувствительность	0,004 In
3.2	Номинальное напряжение Un	220 Вольт с допустимой погрешностью ±20%
3.3	Расширенный диапазон рабочего фазного напряжения, при котором обеспечивается работа прибора учета в классе точности	176-264 Вольт
3.4	Частота Гц	50 Герц с допустимой погрешностью ±2%
4	Точность измерения
4.1	Активная энергия	1,0 %
4.2	Реактивная энергия	2,0 %
5	Климатические условия
5.1	Рабочая температура	-40°C … +60°C
5.2	Температура хранения	-40°C … +70°C
6	Характеристика к конструкции
6.1	Прочность изоляции	4 киловольта (класс защиты II)
6.2	Герметичность	IP 54
6.3	Монтаж прибора учета	В нижней части основания 2 паза под крепежные винты и один паз под винт в верхней части
6.4	Способ подключения к сетевым кабелям	Винтовое соединение
6.5	Наличие крышки прибора учета и клеммника	Снятие крышки кожуха прибора учета допускается после снятия крышки клеммника. Материал клеммника изготовлен из антикоррозийного металла, прочного и не окисляющегося при соприкосновении с алюминием и медью.
7	Отображение информации
7.1	Тип экрана	ЖК (LCD) дисплей
7.2	Четкость изображения	Не менее 24 лет
7.3	Отображение измеряемых значений	Не менее 8 цифр. На дисплее обеспечивается вывод показаний с количеством десятичных знаков не менее 2.
7.4	Формат вывода данных на дисплей	Отображение информации о положении реле отключения нагрузки и причины его отключения/включения. На дисплее обеспечивается отображение информации, позволяющей распознавать причины отключения реле: дистанционное/удаленное отключение; превышение лимита по активной мощности, по току; остальные случаи. После устранения причин отключения на дисплее обеспечивается отображение информации о готовности реле к подключению.
7.5	Возможность вывода на дисплей основных измеряемых параметров с удаленной и локальной конфигурацией	Измерение активной энергии и мощности. Измерение текущих значений тока и напряжения.
7.6	Возможность вывода на дисплей всех измеряемых параметров с удаленной и локальной конфигурацией	Всевозможные параметры
7.7	Единицы измерения	Данные о потребленной энергии обеспечивают отображение в kW·h для активной энергии и в kVar·h для реактивной энергии.
7.8	Кодирование значений	Выходные значения сопровождаются соответствующим кодом OBIS на жидкокристаллическом дисплее.
7.9	Отображение показаний при отсутствии питания (сетевого напряжения)	Прибор учета обеспечивает возможность снятия показаний при отсутствии внешнего питания.
7.10	Подсветка экрана дисплея	Дисплей прибора учета обеспечивает наличие подсветки экрана. Предусмотрена возможность включения/отключения подсветки постоянно и по таймауту. Конфигурирование включения/отключения подсветки постоянно и по таймауту доступно локально и удаленно.
8	Резервное питание
8.1	Батарея	Батарея с гарантированным сроком службы в соответствии с межповерочным интервалом, но не менее 10 лет. Батарея обеспечивает возможность замены без вскрытия корпуса прибора учета.
9	Память прибора учета
9.1	Энергонезависимая память	Наличие энергонезависимой памяти, обеспечивающее хранение основных параметров с меткой даты и времени. Фиксация и сохранение в памяти значений потребленной активной и реактивной энергии в прямом и обратном направлении, суммарно и по тарифам: на начало суток - 600 суток; на начало месяца - 36 месяцев; на начало интервала 1, 2, 15, 30, 60 минут – 5000 запись (4 суток, 8 суток, 52 суток, 104 суток, 208 суток).
10.	Реле отключения основной нагрузки
10.1	Расположение реле	Реле отключения основной нагрузки в корпусе прибора учета.
10.2	Максимальное коммутационное напряжение	Un220В±20%
10.3	Максимальный коммутационный ток	Максимальный ток прибора учета (Imax)
10.4	Количество коммутаций без нагрузки	Не менее 100 000 переключений при номинальном напряжении
10.5	Количество коммутаций при максимальной нагрузке (в соответствии с Iмах)	Не менее 10 000 переключений при номинальном напряжении
10.6	Управление режимом работы реле	Обеспечена возможность конфигурирования режима работы реле локально и удаленно. Включение реле осуществляется по настройке согласно режиму работы реле: при нажатии кнопки или автоматически в зависимости от настроенного режима работы реле. Включение реле допускается после разрешающей команды из AMI системы или после устранения причины отключения реле в зависимости от настроенного режима работы реле. В случае фиксации наличия внешнего магнитного поля или электростатического разряда, превышающего значения согласно ГОСТ 17523-85 "Реле электромагнитные. Общие технические условия", реле отключается, и его работа блокируется. Реле включается только после разрешающей команды из системы AMI. При отключении сетевого напряжения (питания) или иных сбоев прибор учета обеспечивает передачу в систему AMI последних данных об активной и реактивной энергии, данных о времени отключения и сигналов (алармов), фиксируемых прибором учета.
10.7	Управление реле	Обеспечивается включение реле локально и удаленно в соответствии с режимом работы реле. Отключение/включение реле на выбранных приборах учета происходит в течение не более 5 минут на каждый прибор учета с момента подачи соответствующей команды. Также в программном обеспечении верхнего уровня в течение не более 5 минут на каждый прибор учета с момента подачи команды поступает подтверждение о изменении статуса реле.
11.	Внутренние часы
11.1	Точность хода	Допустимая погрешность не более 0.5 секунд в сутки при нормальных условиях
11.2	Синхронизация часов	Синхронизация часов с системой AMI обеспечивается по различным каналам связи, применяемым в системе. Реализована возможность удаленной корректировки времени и часового пояса в режиме ручного или автоматического ввода.
12	Внутренние функции прибора учета
12.1	Прибор учета имеет функцию регистрации и передачи в систему AMI следующих событий	Вскрытие кожуха прибора учета (при разборном корпусе) вне зависимости от наличия сетевого напряжения; превышение и провал по дифференциальному току; вскрытие крышки клеммника прибора учета вне зависимости от наличия сетевого напряжения; отказ или некорректная работы часового механизма; превышение и провал по напряжению; попытка несанкционированного доступа к оптопорту, RS-485 порту, PLC, GPRS, LoRaWAN; воздействие электростатического разряда; аварийная или ненормальная перегрузка прибора учета; наличие магнитного поля (переменного, постоянного и электромагнитного), электростатического разряда, превышающих значений Передача сигнала в систему AMI и отключение/включение реле обеспечивают возможность настройки (конфигурации) локально и удаленно.
13.	Пломбирование
13.1	Прибор учета оснащен следующими пломбами:	Количество номерных пломб обеспечивается в соответствии с конструктивным исполнением корпуса прибора учета. Пломба проверки соответствует требованиям поверки, проведенной аккредитованной метрологической службой. Согласно ЗРК "Об обеспечении единства измерении" Наличие отображения и журнала событии электронной пломбы при вскрытии кожуха прибора учета "OPEN".
14.	Срок службы
14.1	Средний срок службы	Не менее 24 лет
15	Гарантия
15.1	Гарантийный срок	Не менее 18 месяцев
15.2	Сбор данных	Поставщик гарантирует сбор более 95 % данных по каналу связи в течение трех суток при наличии питающего напряжения на приборе учета.
15.3	Дистанционное отключение/включение реле	Поставщик гарантирует стабильное отключение и включение реле нагрузки по различным каналам связи.
16	Локальный обмен данными
17	Дистанционный обмен данными
17.1	Каналы связи	Прибор учета обеспечивает передачу данных по различным каналам связи.
17.2	Основной канал связи	По различным взаимозаменяемым модулям передачи данных (PLC/HPLC, RF, LoRaWAN, NB-IoT, LTE, GSM).
17.3	Безопасность доступа по оптопорту, RS-485	Обеспечивается безопасность работы через оптопорт с использованием паролей следующих уровней доступа: чтение; чтение и запись; чтение и запись определенных параметров по настройке (конфигурирование по настройке); с сохранением журналов всех операций (logs), для последующего контроля.
17.4	Локальный интерфейс	Прибор учета оснащен стандартным оптическим портом.
18	Минимальные требования к функциональности
18.1	Функции защиты от несанкционированного доступа к прибору учета и изменения схемы включения	Прибор учета обеспечивает хранение данных в памяти глубиной не менее 600 записей. Регистрация в журнале событий фактов вскрытия корпуса (кожуха) прибора учета и крышки клеммной колодки с указанием даты и времени события; Регистрация в классе точности потребленной электрической энергии при: реверсивном подключении; изменении направления токовых цепей; изменении последовательности подключения фазного и нулевого токового провода. Прибор учета обеспечивает устойчивость к воздействию внешних факторов, определенных требованиями ГОСТ 31818.11 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока, ГОСТ 30804.4.2 "Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к электростатическим разрядам. Требования и методы испытаний".
18.2	Сигналы (алармы), фиксируемые прибором учета	Отказ работы часового механизма. Низкое напряжение батареи питания. Несанкционированное подключение к локальному оптическому порту. Изменена конфигурация. Снята крышка клеммника прибора учета. Воздействие магнитного поля (переменного, постоянного, электромагнитного). Воздействие электростатического разряда. Присутствует дифференциальный ток в сети. Снята крышка корпуса прибора учета, для прибора учета с разборным корпусом. Перезапуск по watchdog – перезапуск программы. Ошибка обновления программного обеспечения. Ошибка коэффициента измерения – при калибровке прибора учета используется. Ошибочное подключение фазы и нулевого провода. Все алармы обеспечивают передачу в систему AMI по запросу вне зависимости от канала связи. При отсутствии связи прибор учета обеспечивает передачу всех алармов при первой возможности (в момент восстановления связи).
18.3	Логирование всех действий прибора учета в памяти прибора учета	Все действия.
18.4	Текущие данные	Прибор учета обеспечивает передачу всех имеющихся параметров по запросу в режиме ON-LINE.
18.5	Интервальные данные	Прибор учета обеспечивает сохранение данных с периодичностью до 5000 записей взависимости от предпочтений энергопередающей организации. 1 минута – до 4 суток; 2 минуты– до 8 суток; 15 минут – до 52 суток; 30 минут – до 104 суток; 60 минут – до 208 суток, Обеспечивается возможность конфигурирования периодичности локально и удаленно.
18.6	Работа с предельными значениями	В приборе учета обеспечена работа с установленными предельными значениями следующих параметров: превышение и провал по току; превышение и провал по напряжению; превышение и провал по cosf; превышение и провал по дифференциальному току. Превышение или провал предельного значения — прибор учета обеспечивает фиксацию события в журнале событий и, в зависимости от настройки, отключение реле с регистрацией данного события; передавать в систему AMI; передавать в систему AMI и отключить реле. При приведении в норму предельного значения прибор учета обеспечивает фиксацию события в журнале событий и, в зависимости от настройки: передавать в систему AMI; передавать в систему AMI и подключить реле. Предельное значение параметра и реакция прибора учета на событие обеспечивают возможность установки (конфигурации) локально и удаленно. Предельные значения работают параллельно и независимо с ограничением по лимиту.
18.7	Работа с лимитами	В приборе учета обеспечена работа с установленными лимитами следующих параметров: превышение потребления активной мощности; превышение и провал по току по фазам. Превышение или провал предельного значения — прибор учета обеспечивает фиксацию события в журнале событий и, в зависимости от настройки: передавать в систему; передавать в систему AMI и отключить реле. При приведении в норму предельного значения прибор учета обеспечивает фиксацию события в журнале событий и, в зависимости от настройки: передавать в систему AMI; передавать в систему AMI и подключить реле. Предельное значение параметра и реакция прибора учета на событие обеспечивают возможность установки (конфигурации) локально и удаленно. Ограничение по лимиту обеспечивает параллельную и независимую работу с предельными значениями. Прибор учета обеспечивает возможность ограничения по лимиту с различными предельными значениями в соответствии с расписанием в течение суток с плавающим графиком в зависимости от месяца и сезона (с привязкой к TOU). Ограничение по лимиту обеспечивает работу по каждой фазе.
19.	Тарифы	Прибор учета обеспечивает работу не менее чем с 4 тарифами и возможность посезонной конфигурации тарифов минимум на 12 сезонов.
20.	Совместимость с программным обеспечением уполномоченного органа в области электроэнергетики	Поставщик обеспечивает предоставление API и технического описания протокола передачи данных для интеграции на межсистемном уровне с программным обеспечением уполномоченного органа в области электроэнергетики

Трехфазный двунаправленный электронный прибор учета, активной и реактивной
энергии со съемным взаимозаменяемым модулем передачи данных
5-60A, 5-100А 3х220/380 (по взаимозаменяемым модулям передачи данных
(PLC/HPLC, RF, LoRaWAN, NB-IoT, LTE, GSM)

№ п/п	Таблица технических требований	Требуемые данные
1	2	3
1	Тип прибора учета электрической энергии
1.1	Тип: Трехфазный прибор учета прямого подключения	(C различными взаимозаменяемыми модулями передачи данных (PLC/HPLC, RF, LoRaWAN, NB-IoT, LTE, GSM).
2	Требования соответствия стандартам
2.1	Стандарты	Прибор учета соответствует требованиям: ГОСТ 31818.11 (IEC 62052-11:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической энергии", ГОСТ 31819.21 (IEC 62053-21:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2", ГОСТ 31819.22(IEC 62053-22:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S", ГОСТ 31819.23 (IEC 62053-23:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии".
2.2	Сертификаты	Прибор учета многотарифный активной и реактивной электроэнергии для измерения и учета активной и реактивной энергии в сетях переменного тока, по одному или нескольким тарифам в прямом и (или) обратном направлении со съемным и взаимозаменяемыми модулями передачи данных. Внесен в реестр ГСИ РК. Наличие выписки из реестра казахстанских товаропроизводителей в соответствии с пунктом 8 статьи 51-1 Закона Республики Казахстан от 27 декабря 2021 года "О промышленной политике" Прибор учета соответствует требованиям ГОСТ. 31819.21 "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические приборы учета активной энергии классов точности 1 и 2", ГОСТ 31819.23 "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования".
2.3	Номинал	5-60А, 5-100А
3	Основные параметры
3.1	Чувствительность	0,004 Ib
3.2	Номинальное напряжение Un	3x220/380
3.4	Частота Гц	50 Герц с допустимым отклонением ±2%
4	Точность измерения
4.1	Активная энергия	1,0%
4.2	Реактивная энергия	2,0%
5	Климатические условия
5.1	Рабочая температура	-40°C … +60°C
5.2	Температура хранения	-40°C … +70°C
6	Требования к конструкции
6.1	Прочность изоляции	4 киловольта (класс защиты II)
6.2	Герметичность	IP 54
6.3	Монтаж прибора учета	В нижней части основания 2 паза под крепежные винты и один паз под винт в верхней части.
6.5	Способ подключения к сетевым кабелям	Винтовое соединение
6.6	Наличие крышки прибора учета и клеммника	Снятие крышки кожуха прибора учета допускается только после снятия крышки клеммника. Материал клеммника изготовлен из антикоррозийного металла, прочного и не окисляющегося при соприкосновении с алюминием и медью.
7	Отображение информации
7.1	Тип экрана	ЖК (LCD) дисплей.
7.2	Четкость изображения	Не менее 24 лет.
7.3	Отображение измеряемых значений	Не менее 8 цифр. На дисплее обеспечивается вывод показаний с количеством десятичных знаков не менее 2.
7.4	Формат вывода данных на дисплей	Отображение информации о положении реле отключения нагрузки и причины его отключения/включения. На дисплее обеспечивается отображение информации, позволяющей распознавать причины отключения реле: Дистанционное/удаленное отключение; Окончание кредита/предоплаты (кВтч, тенге, Время) Превышение лимита по активной мощности, по току; Остальные случаи; После устранения причин отключения на дисплее обеспечивается отображение информации о готовности реле к подключению.
7.5	Возможность вывода на дисплей основных измеряемых параметров с удаленной и локальной конфигурацией	Измерение энергии и мощности. Измерение текущих значений тока и напряжение.
7.6	Возможность вывода на дисплей всех измеряемых параметров с удаленной и локальной конфигурацией	Всевозможные иные параметры.
7.7	Единицы измерения	Данные о потребленной энергии обеспечивают отображение в kW·h для активной энергии и в kVar·h для реактивной энергии.
7.8	Кодирование значений	Выводимые значения сопровождаются соответствующим OBIS-кодом на жидкокристаллическом дисплее.
7.9	Отображение показаний при отсутствии питания (сетевого напряжения)	Прибор учета обеспечивает возможность снятия показаний при отсутствии внешнего питания.
7.10	Подсветка экрана дисплея	Дисплей прибора учета обеспечивает наличие подсветки экрана. Предусмотрена возможность включения/отключения подсветки постоянно и по таймауту. Конфигурирование включения/отключения подсветки постоянно и по таймауту доступно локально и удаленно.
8.	Резервное питание
8.1	Батарея	Батарея с гарантированным сроком службы в соответствии с межповерочным интервалом, но не менее 10 лет. Батарея обеспечивает возможность замены без вскрытия корпуса прибора учета.
9.	Память прибора учета
9.1	Энергонезависимая память	Наличие энергонезависимой памяти, обеспечивающее хранение основных параметров с меткой даты и времени. Фиксация и сохранение в памяти значений потребленной активной и реактивной энергии в прямом и обратном направлении, суммарно и по тарифам: На начало суток - 600 суток; На начало месяца - 36 месяцев; На начало интервала 1, 2, 15, 30, 60 мин – 5000 запись (4 суток, 8 суток, 52 суток, 104 суток, 208 суток).
10	Реле отключения основной нагрузки
10.1	Расположение реле	Реле отключения основной нагрузки в корпусе прибора учета.
10.2	Максимальное коммутационное напряжение	Un 220/380 B ±20%
10.3	Максимальный коммутационный ток	Максимальный ток прибора учета (Iмах)
10.4	Количество коммутаций без нагрузки	Не менее 100000 переключений при номинальном напряжении
10.5	Количество коммутаций при максимальной нагрузке (в соответствии с Iмах)	Не менее 10000 переключений при номинальном напряжении
10.6	Управление режимом работы реле	Обеспечена возможность конфигурирования режима работы реле как локально, так и удаленно. Включение реле осуществляться по настройке согласно режиму работы реле: при нажатии кнопки или автоматически в зависимости от настроенного режима работы реле. Включение реле допускается только после разрешающей команды из AMI системы или после устранения причины отключения реле в зависимости от настроенного режима работы реле. В случае фиксации наличия внешнего магнитного поля или электростатического разряда, превышающего значения согласно ГОСТ 17523-85 "Реле электромагнитные. Общие технические условия", реле отключается, и его работа блокируется. Реле включается только после разрешающей команды из системы AMI. При отключении сетевого напряжения (питания) или иных сбоев прибор учета обеспечивает передачу в систему AMI последних данных об активной и реактивной энергии, данных о времени отключения и сигналов (алармов), фиксируемых прибором учета.
10.7	Управление реле	Обеспечивается включение реле как локально, так и удаленно в соответствии с режимом работы реле. локально, так и удаленно согласно режиму работы реле. Отключение/включение реле на выбранных приборах учета происходит в течение не более 5 минут на каждый прибор учета с момента подачи соответствующей команды. Также в программном обеспечении верхнего уровня в течение не более 5 минут на каждый прибор учета с момента подачи команды поступает подтверждение о изменении статуса реле.
11	Внутренние часы
11.1	Точность хода	Допустимая погрешность не более 0.5 секунд в сутки при нормальных условиях
11.2	Синхронизация часов	Обеспечивается синхронизация часов с системой AMI по различным каналам связи, применяемым в системе. Возможность удаленной корректировки времени и часового пояса в режиме ручного/автоматического ввода.
12	Внутренние функции прибора учета
12.1	Прибор учета имеет функцию регистрации и передачи в систему AMI следующих событий	вскрытие кожуха прибора учета (при разборном корпусе) вне зависимости от наличия сетевого напряжения; превышение и провал по дифференциальному току; вскрытие крышки клеммника прибора учета вне зависимости от наличия сетевого напряжения; отказ или некорректная работы часового механизма; превышение и провал по напряжению; попытка несанкционированного доступа к оптопорту, RS-485 порту, PLC, GPRS, LoRaWAN; воздействие электростатического разряда; аварийная или ненормальная перегрузка прибора учета; наличие магнитного поля (переменного, постоянного и электромагнитного), электростатического разряда, превышающих значений согласно ГОСТ. Передача сигнала в систему AMI и отключение/включение реле обеспечивают возможность настройки (конфигурации) как локально, так и удаленно.
13.	Пломбирование
13.1	Прибор учета оснащен следующими пломбами:	Количество номерных пломб обеспечивается в соответствии с конструктивным исполнением корпуса прибора учета. Пломба проверки соответствует требованиям поверки, проведенной аккредитованной метрологической службой, согласно Закону Республики Казахстан "Об обеспечении единства измерении" Наличие отображения и журнала событии электронной пломбы на ЖКИ при вскрытии кожуха прибора учета "OPEN".
14.	Срок службы
14.1	Средний срок службы	Не менее 24 лет
15.	Гарантия
15.1	Гарантийный срок	Не менее 18 месяцев
15.2	Сбор данных	Поставщик гарантирует сбор более 95 % данных по каналу связи в течение трех суток при обязательном наличии питающего напряжения на приборе учета.
15.3	Дистанционное отключение/включение реле	Поставщик гарантирует стабильное отключение и включение реле нагрузки по различным каналам связи.
16.	Локальный обмен данными
16.2	Безопасность доступа по оптопорту, RS-485	Обеспечивается безопасность работы через оптопорт с использованием паролей следующих уровней доступа: Только чтение. Чтение и запись. Чтение и запись только определенных параметров по настройке (конфигурирование по настройке). С сохранением журналов всех операций (logs), для последующего контроля.
17.	Дистанционный обмен данными
17.1	Канал связи	Прибор учета обеспечивает передачу данных по различным каналам связи.
17.2	Основной канал связи	По различным взаимозаменяемым модулям передачи данных (PLC/HPLC, RF, LoRaWAN, NB-IoT, LTE, GSM).
17.4	Безопасность доступа по оптопорту, RS-485	Обеспечивается безопасность работы через оптопорт с использованием паролей следующих уровней доступа: Только чтение. Чтение и запись. Чтение и запись только определенных параметров по настройке (конфигурирование по настройке). С сохранением журналов всех операций (logs), для последующего контроля.
17.5	Локальный интерфейс	Прибор учета оснащен стандартным оптическим портом.
18	Минимальные требования к функциональности
18.1	Функции защиты от несанкционированного доступа к прибору учета и изменения схемы включения	Прибор учета обеспечивает хранение данных в памяти глубиной не менее 600 записей. Регистрация открытия крышки прибора учета и клеммника, с записью в журнале событий; Регистрация в классе точности потребленной электроэнергии при: реверсивном подключении; изменении направления токовых цепей; изменении последовательности подключения фазного и нулевого токового провода. Прибор учета обеспечивает устойчивость к воздействию внешних факторов, определенных требованиями ГОСТ 31818.11 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока, ГОСТ 30804.4.2 "Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к электростатическим разрядам. Требования и методы испытаний".
18.2	Сигналы (алармы), фиксируемые прибором учета	Отказ работы часового механизма; Низкое напряжение батареи питания; Несанкционированное подключение к локальному оптическому порту; Была изменена конфигурация; Снята крышка клеммника прибора учета; Воздействие магнитного поля (переменного, постоянного, электромагнитного); Воздействие электростатического разряда; Присутствует дифференциальный ток в сети; Снята крышка корпуса прибора учета, для прибора учета с разборным корпусом; Перезапуск по watchdog – перезапуск программы; Ошибка обновления программного обеспечения; Ошибка коэффициента измерения – при калибровке прибора учета используется; Ошибочное подключение фазы и нулевого провода. Все алармы обеспечивают передачу в систему AMI по запросу вне зависимости от канала связи. При отсутствии связи прибор учета выполняет передачу всех алармов при первой возможности (в момент восстановления связи).
18.3	Логирование всех действий прибора учета в памяти прибора учета	Все действия
18.4	Текущие данные	Прибор учета обеспечивает передачу всех имеющихся параметров по запросу в режиме ON-LINE.
18.5	Интервальные данные	Прибор учета обеспечивает сохранение данных с периодичностью до 5000 записей в зависимости от предпочтений энергопередающей организации. 1 минут – до 4 суток 2 мин - до 8 суток; 15 мин – до 52 суток; 30 мин - до 104 суток; 60 мин – до 208 суток, Обеспечивается возможность конфигурирования периодичности как локально, так и удаленно.
18.6	Работа с предельными значениями	В приборе учета обеспечена работа с установленными предельными значениями следующих параметров: превышение и провал по току; превышение и провал по напряжению; превышение и провал по cosf; превышение и провал по дифференциальному току. Превышение или провал предельного значения — прибор учета обеспечивает фиксацию события в журнале событий и, в зависимости от настройки, отключение реле с регистрацией данного события. передавать в систему AMI; передавать в систему AMI и отключить реле. При приведении в норму предельного значения прибор учета обеспечивает фиксацию события в журнале событий и, в зависимости от настройки: передавать в систему AMI; передавать в систему AMI и подключить реле. Предельное значение параметра и реакция прибора учета на событие обеспечивают возможность установки (конфигурации) как локально, так и удаленно. Предельные значения работают параллельно и независимо с ограничением по лимиту.
18.7	Работа с лимитами	В приборе учета обеспечена работа с установленными лимитами следующих параметров: превышение потребления активной мощности; превышение и провал по току по фазам. Превышение или провал предельного значения — прибор учета обеспечивает фиксацию события в журнале событий и, в зависимости от настройки: передавать в систему; передавать в систему AMI и отключить реле. При приведении в норму предельного значения прибор учета обеспечивает фиксацию события в журнале событий и, в зависимости от настройки: передавать в систему AMI; передавать в систему AMI и подключить реле. Предельное значение параметра и реакция прибора учета на событие обеспечивают возможность установки (конфигурации) как локально, так и удаленно. Ограничение по лимиту обеспечивает параллельную и независимую работу с предельными значениями. Прибор учета обеспечивает возможность ограничения по лимиту с различными предельными значениями в соответствии с расписанием в течение суток (в часы максимума нагрузок, в дневное время, в ночное время итд.) с плавающим графиком в зависимости от месяца и сезона (с привязкой к TOU). Ограничение по лимиту обеспечивает работу по каждой фазе.
19.	Тарифы	Прибор учета обеспечивает работу не менее чем с 4 тарифами и возможность посезонной конфигурации тарифов минимум на 12 сезонов.
20.	Совместимость с программным обеспечением АСКУЭ	Поставщик обеспечивает предоставление API и технического описания протокола передачи данных для интеграции на межсистемном уровне с ЦССОД (Централизованная система сбора и обработки данных).

Трехфазный двунаправленный электронный прибор учета, активной и реактивной
энергии со съемным взаимозаменяемым модулем передачи данных 5-7,5А 3х220/380В
(По различным взаимозаменяемым модулям передачи данных
(PLC/HPLC, RF, LoRaWAN, NB-IoT, LTE, GSM)

№ п/п	Таблица технических требований	Требуемые данные
1	2	3
1	Тип прибора учета электроэнергии
1.1	Трехфазный двунаправленный электронный прибор учета, активной и реактивной энергии со съемным взаимозаменяемым модулем передачи данных.	(C различными взаимозаменяемыми модулями передачи данных (PLC/HPLC, RF, LoRaWAN, NB-IoT, LTE, GSM).
2	Требования соответствия стандартам
2.1	Стандарты	Прибор учета соответствует требованиям: ГОСТ 31818.11 (IEC 62052-11:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Общие требования. Испытания и условия испытаний. Часть 11. Счетчики электрической энергии", ГОСТ 31819.21 (IEC 62053-21:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии классов точности 1 и 2", ГОСТ 31819.22(IEC 62053-22:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S", ГОСТ 31819.23 (IEC 62053-23:2003) "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии".
2.2	Сертификаты	Прибор учета электронный многотарифный активной и реактивной электроэнергии для измерения и учета активной и реактивной энергии в трехфазных четырехпроводных сетях переменного тока трансформаторного включения, по одному или нескольким тарифам в прямом и (или) обратном направлении со съемным и взаимозаменяемым и модулями передачи данных. Внесен в реестр ГСИ РК, Наличие выписки из реестра казахстанских товаропроизводителей в соответствии с пунктом 8 статьи 51-1 Закона Республики Казахстан от 27 декабря 2021 года "О промышленной политике"
2.3	Тип:	Inom 5A Imax 7,5A
3	Основные параметры
3.1	Чувствительность	0,2% Ib
3.2	Номинальное напряжение Un	3x220/380
3.4	Частота Гц	50 Герц с допустимой погрешностью ±2%
4.	Точность измерения
4.1	Активная энергия	0,5%
4.2	Реактивная энергия	1,0%
5	Климатические условия
5.1	Рабочая температура	-40°C … +60°C
5.2	Температура хранения	-40°C … +70°C
6	Требования к конструкции
6.1	Прочность изоляции	4 киловольт (класс защиты II)
6.2	Герметичность	IP 54
6.3	Монтаж прибора учета	В нижней части основания 2 паза под крепежные винты и один паз под винт в верхней части.
6.5	Способ подключения к сетевым кабелям	Винтовое соединение
6.6	Наличие крышки прибора учета и клеммника	Снятие крышки кожуха прибора учета возможно только после снятия крышки клеммника. Материал клеммника изготовлен из антикоррозийного металла, прочного и не окисляющегося при соприкосновении с алюминием и медью.
7	Отображение информации
7.1	Тип экрана	ЖК (LCD) дисплей
7.2	Четкость изображения	Не менее 24 лет
7.3	Отображение измеряемых значений	Не менее 8 цифр. На дисплее обеспечивается вывод показаний с количеством десятичных знаков не менее 2.
7.5	Возможность вывода на дисплей основных измеряемых параметров с удаленной и локальной конфигурацией	Измерение энергии и мощности. Измерение текущих значений тока и напряжение.
7.6	Возможность вывода на дисплей всех измеряемых параметров с удаленной и локальной конфигурацией	Всевозможные иные параметры
7.7	Возможность вывода на ЖКИ коэффициент трансформатора тока и трансформатора напряжения.	Суммарная энергия A+ (-)/R+ (-). По тарифам
7.7	Единицы измерения	Данные о потребленной энергии обеспечивают отображение в kW·h для активной энергии и в kVar·h для реактивной энергии.
7.8	Кодирование значений	Выводимые значения сопровождаются соответствующим OBIS-кодом на жидкокристаллическом дисплее.
7.9	Отображение показаний при отсутствии питания (сетевого напряжения)	Прибор учета обеспечивает возможность снятия показаний при отсутствии внешнего питания.
7.10	Подсветка экрана дисплея	Дисплей прибора учета обеспечивает наличие подсветки экрана. Предусмотрена возможность включения/отключения подсветки постоянно и по таймауту. Конфигурирование включения/отключения подсветки постоянно и по таймауту доступно локально и удаленно.
8	Резервное питание
8.1	Батарея	Батарея с гарантированным сроком службы в соответствии с межповерочным интервалом, но не менее 10 лет. Батарея обеспечивает возможность замены без вскрытия корпуса прибора учета.
9	Память прибора учета
9.1	Энергонезависимая память	Прибор учета обеспечивает сохранение данных с периодичностью до 5000 записей в зависимости от предпочтений энергопередающей организации. 1 минута – до 4 суток 2 минуты - до 8 суток; 15 минут – до 52 суток; 30 минут - до 104 суток; 60 минут – до 208 суток, Периодичность конфигурируется как локально, так и удаленно.
10	Внутренние часы
10.1	Точность хода	Допустимая погрешность не более 0.5 сек в сутки при нормальных условиях
10.2	Синхронизация часов	Синхронизация часов с системой AMI обеспечивается по различным каналам связи, применяемым в системе. Реализована возможность удаленной корректировки времени и часового пояса в режиме ручного или автоматического ввода.
11	Внутренние функции прибора учета
11.1	Прибор учета имеет функцию регистрации и передачи в систему AMI следующих событий	вскрытие кожуха прибора учета (при разборном корпусе) вне зависимости от наличия сетевого напряжения; превышение и провал по дифференциальному току; вскрытие крышки клеммника прибора учета вне зависимости от наличия сетевого напряжения; отказ или некорректная работы часового механизма; превышение и провал по напряжению; попытка несанкционированного доступа к оптопорту, RS-485 порту, PLC, GPRS; воздействие электростатического разряда; аварийная или ненормальная перегрузка прибора учета; наличие магнитного поля (переменного, постоянного и электромагнитного), электростатического разряда, превышающих значений согласно IEC и ГОСТ. Передача сигнала в систему AMI и отключение/включение реле обеспечивают возможность настройки (конфигурации) как локально, так и удаленно.
12	Пломбирование
12.1	Прибор учета оснащен следующими пломбами:	Количество номерных пломб обеспечивается в соответствии с конструктивным исполнением корпуса прибора учета. Пломба проверки соответствует требованиям поверки, проведенной аккредитованной метрологической службой. Согласно ЗРК "Об обеспечении единства измерении" Наличие отображения и журнала событии электронной пломбы на ЖКИ при вскрытии кожуха прибора учета "OPEN".
13	Срок службы
13.1	Средний срок службы	Не менее 24 лет
14	Гарантия
14.1	Гарантийный срок	Не менее 18 месяцев
14.2	Сбор данных	Поставщик гарантирует сбор более 95 % данных по каналу связи в течение трех суток при обязательном наличии питающего напряжения на приборе учета.
15	Локальный обмен данными
15.2	Безопасность доступа по оптопорту, RS-485	Обеспечивается безопасность работы через оптопорт с использованием паролей следующих уровней доступа: Только чтение. Чтение и запись. Чтение и запись только определенных параметров по настройке (конфигурирование по настройке). С сохранением журналов всех операций (logs), для последующего контроля.
16	Дистанционный обмен данными
16.1	Каналы связи	Прибор учета обеспечивает передачу данных по различным каналам связи.
16.2	Основной канал связи	По различным взаимозаменяемым модулям передачи данных (PLC/HPLC, RF, LoRaWAN, NB-IoT, LTE, GSM).
17	Минимальные требования к функциональности
17.1	Функции защиты от несанкционированного доступа к прибору учета и изменения схемы включения	Прибор учета обеспечивает хранение данных в памяти глубиной не менее 600 записей. Регистрация открытия крышки прибора учета и клеммника, с записью в журнале событий; Регистрация в классе точности потребленной электроэнергии при: реверсивном подключении; изменении направления токовых цепей; Прибор учета обеспечивает устойчивость к воздействию внешних факторов, определенных требованиями ГОСТ. 31818.11-2012 "Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока", ГОСТ 30804.4.2 (IEC 61000-4-2:2008) Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к электростатическим разрядам. Требования и методы испытаний
17.2	Сигналы (алармы), фиксируемые прибором учета	Отказ работы часового механизма; Низкое напряжение батареи питания; Несанкционированное подключение к локальному оптическому порту; Была изменена конфигурация; Снята крышка клеммника прибора учета; Воздействие магнитного поля (переменного, постоянного, электромагнитного); Воздействие электростатического разряда; Снята крышка корпуса прибора учета, для прибора учета с разборным корпусом; Перезапуск по watchdog - перезапуск программы; Ошибка обновления программного обеспечения; Ошибка коэффициента измерения - при калибровке прибора учета используется; Отсутствие напряжения фазы 1,2,3; Ошибочное подключение фаз. Все алармы обеспечивают передачу в систему AMI по запросу вне зависимости от канала связи. При отсутствии связи прибор учета выполняет передачу всех алармов при первой возможности (в момент восстановления связи).
17.3	Логирование всех действий прибора учета в памяти прибора учета	Все действия
17.4	Текущие данные	Прибор учета обеспечивает передачу всех имеющихся параметров по запросу в режиме ON-LINE.
17.5	Интервальные данные	Прибор учета обеспечивает сохранение данных с периодичностью до 5000 записей в зависимости от предпочтений энергопередающей организации. 1 минута – до 4 суток 2 минуты - до 8 суток; 15 минут – до 52 суток; 30 минут - до 104 суток; 60 минут – до 208 суток, Обеспечивается возможность конфигурирования периодичности как локально, так и удаленно.
17.6	Работа с предельными значениями	В приборе учета обеспечена работа с установленными предельными значениями следующих параметров: превышение и провал по току; превышение и провал по напряжению; превышение и провал по cosf; превышение и провал по дифференциальному току. Превышение или провал предельного значения — прибор учета выполняет фиксацию события в журнале событий и, в зависимости от настройки, отключает реле с регистрацией данного события.: передавать в систему AMI; передавать в систему AMI и отключить реле. При приведении в норму предельного значения прибор учета выполняет фиксацию события в журнале событий и, в зависимости от настройки: передавать в систему AMI; передавать в систему AMI и подключить реле. Предельное значение параметра и реакция прибора учета на событие обеспечивают возможность установки (конфигурации) как локально, так и удаленно. Предельные значения работают параллельно и независимо с ограничением по лимиту.
17.7	Работа с лимитами	В приборе учета обеспечена работа с установленными лимитами следующих параметров: превышение потребления активной мощности; превышение и провал по току по фазам. Превышение или провал предельного значения — прибор учета выполняет фиксацию события в журнале событий и, в зависимости от настройки: передавать в систему; передавать в систему AMI и отключить реле. При приведении в норму предельного значения прибор учета выполняет фиксацию события в журнале событий и, в зависимости от настройки: передавать в систему AMI; передавать в систему AMI и подключить реле. Предельное значение параметра и реакция прибора учета на событие обеспечивают возможность установки (конфигурации) как локально, так и удаленно. Ограничение по лимиту обеспечивает параллельную и независимую работу с предельными значениями. Прибор учета обеспечивает возможность ограничения по лимиту с различными предельными значениями в соответствии с расписанием в течение суток. (в часы максимума нагрузок, в дневное время, в ночное время итд.) с плавающим графиком в зависимости от месяца и сезона (с привязкой к TOU). Ограничение по лимиту обеспечивает работу по каждой фазе.
18.	Тарифы	Прибор учета обеспечивает работу не менее чем с 4 тарифами и возможность посезонной конфигурации тарифов минимум на 12 сезонов.
19.	Совместимость с программным обеспечением АСКУЭ	Поставщик обеспечивает предоставление API и технического описания протокола передачи данных для интеграции на межсистемном уровне с ЦССОД (Централизованная система сбора и обработки данных).

Одноканальный или многоканальный многофункциональный теплосчетчик
для измерения тепловой энергии и теплоносителя в системах жидкостного теплоснабжения

№ п/п	Таблица технических требований	Требуемые данные
1	2	3
1	Тип прибора учета тепла
1.1	Одноканальный или многоканальный многофункциональный теплосчетчик для измерения тепловой энергии и теплоносителя в системах жидкостного теплоснабжения	поддержка интерфейсов RS485, RS232, M-Bus, Ethernet, GPRS, LoRaWAN.
2	Требования соответствия стандартам
2.1	Стандарты	Теплосчетчик соответствует требованиям ГОСТ EN 1434-1 "Теплосчетчики. Часть 1. Общие требования".
2.2	Сертификаты	Теплосчетчик внесен в реестр ГСИ РК и иметь выписку из реестра казахстанских товаропроизводителей в соответствии с пунктом 8 статьи 51-1 Закона Республики Казахстан от 27 декабря 2021 года "О промышленной политике"
3	Основные параметры
3.1	Номинальное напряжение	220 Вольт с допустимой погрешностью ±20%
3.2	Номинальная частота	50 Герц с допустимой погрешностью ±2%
3.3	Диапазон измерения расхода	от 0,006 до 300 м³/ч
3.4	Диапазон измерения температуры теплоносителя	от 0°C до 150°C
3.5	Диапазон измерения разности температур	от 2°C до 150°C
3.6	Максимальное давление измеряемой среды	до 4 МПа
4	Точность измерений
4.1	Погрешность измерения тепловой энергии: Класс точности 1 Класс точности 2	±(2+4∆Qmin/∆Q+0,01qp/q) % ±(3+4∆Qmin/∆Q+0,02qp/q) %
5	Климатические условия
5.1	Рабочая температура	от -25°C до +55°C
5.2	Температура хранения	от -25°C до +70°C
5.3	Относительная влажность	95% при температуре 35°C
6	Требования к конструкции
6.1	Степень защиты	IP54
6.2	Габаритные размеры	не более 230×210×95 мм
6.3	Масса	не более 20 кг
7	Память прибора
7.1	Энергонезависимая память: хранение архивных данных о тепловой энергии и других параметрах, рассчитанное на	2048 записей для среднечасовых значений 1792 записи для среднесуточных значений 60 записей для среднемесячных значений
8	Управление и индикация
8.1	Тип дисплея	ЖКИ
8.2	Отображение данных	возможность отображения текущих и архивных значений температуры, давления, объема и энергии
8.3	Встроенные кнопки управления	управление режимами работы через лицевую панель
9	Коммуникационные возможности
9.1	Интерфейсы передачи данных	RS485, RS232, M-Bus, GPRS, LoRaWAN, Ethernet/RJ-45, инфракрасный порт
9.2	Максимальная скорость передачи данных	115200 кбит/с
10.	Техническое обслуживание
10.1	Межповерочный интервал	4 года
10.2	Гарантия производителя	18 месяцев
11	Назначение	Измерение количества тепловой энергии и теплоносителя
12	Область применения	Системы жидкостного теплоснабжения
13	Принцип работы	Считывание сигналов, поступающих от расходомеров, термопреобразователей сопротивления и преобразователей давления, с их последующим преобразованием в электрические сигналы для обработки в вычислительном блоке. Обработка данных осуществляется с целью вычисления комплекса параметров тепловой энергии, включая объем и массу теплоносителя, тепловую мощность, значения температур на входе и выходе, перепад давления и разность температур. Полученные параметры используются для точного расчета потребляемой или передаваемой тепловой энергии в системах теплоснабжения. Данный процесс обеспечивает надежный учет и контроль тепловых потоков, что способствует эффективному управлению энергетическими ресурсами и позволяет проводить анализ работы системы в различных эксплуатационных условиях.
14	Основные компоненты	Вычислительный блок, расходомеры, термопреобразователи сопротивления и их комплекты, преобразователи давления
15	Измеряемые параметры	Тепловая энергия, тепловая мощность, объем и масса теплоносителя, температура, давление, время работы
16	Электропитание	Напряжение питания: 195-253 Вольт; Потребляемая мощность: 11 Ватт (двухканальный); 20 Ватт (многоканальный)
17	Средний срок службы	Не менее 12 лет
18	Комплектность	Вычислитель, датчики температуры, расходомеры
19	Количество каналов измерения температуры	До 6 каналов
20	Входные токовые сигналы	0-5 мА, 0-20 мА, 4-20 мА
21	Средняя наработка на отказ	Не менее 75000 часов
22	Условия эксплуатации	Температура окружающей среды: от 5 до 55 °C, относительная влажность: до 93 %, атмосферное давление: от 86,0 до 106,7 кПа
23	Типы применяемых расходомеров	Электромагнитные расходомеры: Диаметр DN: от 15 до 100 мм Диапазон измерения расхода: от 0,01 до 300 м³/ч Точность измерения: от 0,25% до 2,0% Номинальное давление: до 4,0 МПа Температура измеряемой среды: от 0 до +150 °C Степень защиты: IP65/IP67/IP68 Выходной сигнал: 4-20 мА Питание: 24 VDC Тип соединения: Фланцевое, сэндвич-соединение
24	Типы применяемых преобразователей температуры сопротивления	Термопреобразователи сопротивления: Диапазон измерения температуры: от 0 до +160 °C Класс точности: A, B Материал чувствительного элемента: платина (Pt100, Pt500) Тип присоединения: резьбовое или фланцевое
25	Типы применяемых преобразователей давления	Преобразователи давления: Диапазон измерения давления: до 4,0 МПа Максимальная потеря давления: до 25 кПа Температура измеряемой среды: от 0 до +150 °C Материал корпуса: нержавеющая сталь Тип присоединения: резьбовое или фланцевое
26	Архивируемые параметры	Среднечасовые, среднесуточные, среднемесячные значения тепловой энергии, температуры, давления, коды ошибок
27	Поддержка каналов связи	LoRaWAN/GSM/GPRS (опционально)
28	Потребляемая мощность	Двухканальный ВБ: 11 Ватт, многоканальный ВБ: 20 Ватт
29	Номинальная статическая характеристика термопреобразователей	Pt100, Pt500
30	Входные напряжения питания расходомеров	Встроенные источники питания 18 В (0,25 А) для расходомеров, 17 В (0,05 А) для датчиков давления
31	Параметры отображения на ЖКИ	- Текущие значения измеренных параметров (температура, давление, расход, объем, масса, тепловая энергия)\ Итоговые накопленные значения тепловой энергии и теплоносителя\ Среднечасовые, среднесуточные и среднемесячные значения параметров\ Дата и время\ Состояние и коды ошибок системы\n- Параметры настроек для каждой системы (Система 1 и Система 2)\n- Установленные пользователем пороги для давления и температуры\n- Значения входных и выходных токов для преобразователей давления и температуры\Архивные данные за последние 100 суток (почасовые значения), 34 месяца (помесячные значения)

Примечание: расшифровка аббревиатур:
Гц — Номинальная частота
ЖКИ — Жидкокристаллический индикатор
Верхний уровень — централизованная система обработки данных
СМКБ — система менеджмента кибербезопасности
Клеммник — Электрический соединительный блок
ГСИ РК — Государственная система обеспечения единства измерений Республики Казахстан
м³ — Кубический метр
ЦССОД —Централизованная система сбора и обработки данных
Оптопорт — Оптический порт
Средний уровень — концентраторы (шлюзы) и информационно-вычислительные
комплексы электроустановок и тепловых пунктов
АСУТП — Автоматизированная система управления технологическим процессом
Нижний уровень — полевое оборудование и приборы учета
АСКУЭ — Автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии
Alarm — Сигнализация, тревога
API — Application Programming Interface (интерфейс программирования приложений)
E-mail — Электронная почта
Excel — Табличный файл Microsoft Excel
Iмах — Максимальный ток
IoT — Internet of Things (интернет вещей)
GPRS — General Packet Radio Service (сервис передачи данных через GSM)
GSM — Global System for Mobile Communications (сотовая связь)
GSM/GPRS — Сотовая связь с передачей данных (GPRS)
kW·h (Квт.ч) — Киловатт-час (единица энергии)
Kvar·h (Квар.ч.)— Киловольт-ампер реактивный-час (реактивная энергия)
LCD — Liquid Crystal Display (жидкокристаллический дисплей)
Logs — Журналы событий / лог-файлы
LoRaWAN — Long Range Wide Area Network
(сеть дальнего радиуса действия радиоканала)
LTE — Long Term Evolution (стандарт связи 4G)
Modbus — Протокол передачи данных для автоматизации
NB-IoT — NarrowBand Internet of Things (узкополосный IoT)
OBIS — Object Identification System (система идентификации объектов,
стандартизированная для счетчиков)
OPEN — Отображение на ЖКИ прибора учета событие вскрытия прибора учета
OPC — OLE for Process Control (стандарт обмена данными в промышленной автоматизации)
PLC/HPLC — Power Line Communication— передача данных через силовые линии /
широкополосная передача данных через силовые линии
RS-485 — Стандарт последовательного интерфейса для промышленных сетей
SCADA — Supervisory Control And Data Acquisition (система диспетчерского контроля
и сбора данных)
TOU — Time of Use (тариф с учетом времени использования)
Un — Номинальное напряжение
Watchdog — Контроллер наблюдения за состоянием системы
WEB — Веб страница (World Wide Web)
Xls — Файлы Excel (формат таблиц)

"Электр энергетикасы туралы" Қазақстан Республикасының Заңы 5-бабының 6-1) тармақшасына және "Жылу энергетикасы туралы" Заңның 21-1-бабының 4-тармағына сәйкес БҰЙЫРАМЫН:

1. Қоса беріліп отырған Отын-энергетика кешенін басқарудың бірыңғай мемлекеттік жүйесін қалыптастыру, жүргізу және оның жұмыс істеуі қағидалары бекітілсін.

2. Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің Цифрландыру департаменті Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен:

1) осы бұйрықты Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркеуді;

2) осы бұйрықты Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің интернет-ресурсында орналастыруды;

3) осы бұйрық мемлекеттік тіркелгеннен кейін он жұмыс күні ішінде Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің Заң қызметі департаментіне осы тармақтың 1) және 2) тармақшаларында көзделген іс-шаралардың орындалғаны туралы мәліметтерді ұсынуды қамтамасыз етсін.

3. Осы бұйрықтың орындалуын бақылау жетекшілік ететін Қазақстан Республикасы энергетика вице-министріне жүктелсін.

4. Осы бұйрық алғашқы жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі.

Қазақстан Республикасы
Энергетика министрі

Е. Аккенженов

"КЕЛІСІЛДІ"

Қазақстан Республикасының

Қаржы министрлігі

"КЕЛІСІЛДІ"

Қазақстан Республикасының

Ұлттық экономика министрлігі

"КЕЛІСІЛДІ"

Қазақстан Республикасының

Цифрлық даму, инновациялар және

аэроғарыш өнеркәсібі министрлігі

Қазақстан Республикасы
Энергетика министрінің
2025 жылғы 17 қыркүйектегі
№ 355-н/қ бұйрығымен
бекітілген

Отын-энергетика кешенін басқарудың бірыңғай мемлекеттік жүйесін қалыптастыру, жүргізу және оның жұмыс істеу қағидалары

Ескерту. Қағидалар жаңа редакцияда - ҚР Энергетика министрінің 19.03.2026 № 128-н/қ (алғашқы ресми жарияланған күнінен бастап күнтізбелік алпыс күн өткен соң қолданысқа енгізіледі) бұйрығымен.

1-тарау. Жалпы ережелер

ЗҚАИ-ның ескертпесі!
1-тарау 01.01.2027 бастап қолданысқа енгізіледі - ҚР Энергетика министрінің 19.03.2026 № 128-н/қ (мәтін алып тасталды) бұйрығымен.

2-тарау. Жүйенің мақсаты мен құрылымы

ЗҚАИ-ның ескертпесі!
2-тарау 01.01.2027 бастап қолданысқа енгізіледі - ҚР Энергетика министрінің 19.03.2026 № 128-н/қ (мәтін алып тасталды) бұйрығымен.

3-тарау. Жүйенің жұмыс істеу тәртібі

ЗҚАИ-ның ескертпесі!
3-тарау 01.01.2027 бастап қолданысқа енгізіледі - ҚР Энергетика министрінің 19.03.2026 № 128-н/қ (мәтін алып тасталды) бұйрығымен.

4-тарау. Жүйеде пайдаланушылар арасындағы өзара іс-қимыл және жұмыс процестерін үйлестіру тәртібі

ЗҚАИ-ның ескертпесі!
4-тарау 01.01.2027 бастап қолданысқа енгізіледі - ҚР Энергетика министрінің 19.03.2026 № 128-н/қ (мәтін алып тасталды) бұйрығымен.

5-тарау. Деректерді жинау, өңдеу, мониторингтеу және оларды талдау тәртібі

ЗҚАИ-ның ескертпесі!
5-тарау 01.01.2027 бастап қолданысқа енгізіледі - ҚР Энергетика министрінің 19.03.2026 № 128-н/қ (мәтін алып тасталды) бұйрығымен.

6-тарау. Деректерді жинау, өңдеу және сақтау мақсатында отын-энергетика кешені субъектілерінің цифрлық объектілеріне қойылатын талаптар

54. Жүйенің жұмыс істеуінің сенімділігі мен қауіпсіздігін қамтамасыз ету мақсатында отын-энергетика кешені субъектілерінің цифрлық объектілері ақпаратты сақтауды, өңдеуді және беруді жүзеге асыру кезінде Бірыңғай талаптарға, сондай-ақ ҚР СТ ЕО 62443-3-3 "Өнеркәсіптік коммуникациялық желілер. Желілер мен жүйелердің қауіпсіздігі. 3-3 бөлім. Жүйелік қауіпсіздік пен қауіпсіздік деңгейлеріне қойылатын талаптар" Қазақстан Республикасының ұлттық стандартына сәйкес келтірілуге тиіс.

55. Өлшеуге арналған және деректерді Жүйеге беруге арналған метрологиялық сипаттамалары бар техникалық құралдарға қойылатын талаптар "Өлшем бірлігін қамтамасыз ету туралы" Қазақстан Республикасы Заңының 8 және 11-1 баптарына, сондай-ақ өлшем бірлігін қамтамасыз ету саласындағы ұлттық стандарттарға сәйкес айқындалады.

56. Отын-энергетика кешені субъектілерінің Цифрлық объектілері деректерді жинауды, өңдеуді және Жүйеге беруді және Бірыңғай талаптарға сәйкес криптографиялық және өзге де қорғау деңгейін қамтамасыз етуге қабілетті серверлік жабдықты пайдалана отырып, үздіксіз қоректендіру көздерімен, байланыс арналарымен қамтамасыз етіледі.

57. Отын-энергетика кешені субъектілерінің цифрлық объектілеріне қойылатын талаптар осы Қағидалардың 2-қосымшасына сәйкес бекітілген "Электр және жылу энергиясын, газды коммерциялық есепке алудың автоматтандырылған жүйелерінің өлшеу құралдарына, цифрлық жүйелеріне және аппараттық-бағдарламалық кешендеріне, сондай-ақ есепке алу құралдарын электр және жылу энергиясы мен газды зияткерлік есепке алу жүйесіне қосу мүмкіндігін және Отын-энергетика кешенін басқарудың бірыңғай мемлекеттік жүйесімен өзара іс-қимылды қамтамасыз ететін жабдыққа қойылатын техникалық талаптарда" айқындалады.

7-тарау. Жылу энергетикасын және электр энергетикасын цифрландыру объектілеріне қойылатын талаптар

58. Талаптар Жүйеге деректерді жинауға, өңдеуге, сақтауға және беруге арналған жылу энергетикасы және электр энергетикасы субъектілерінің цифрлық объектілеріне қойылатын ең төменгі қажетті шарттарды айқындайды.

59. Осы талаптар жылу энергетикасы және электр энергетикасы субъектілерінің Жүйемен сенімді, қауіпсіз және үздіксіз ақпараттық өзара іс-қимылын қамтамасыз етуге бағытталған.

60. Отын-энергетика кешені субъектілерін цифрландыру объектілері жылу және электр энергиясын өндіру, беру, бөлу және тұтыну туралы деректерді Жүйеге автоматтандырылған жинауды, сақтауды және беруді қамтамасыз етеді.

61. Пайдаланылатын техникалық құралдар сенімділікті, ақпаратты қорғау мен мемлекеттік және салалық цифрлық жүйелермен үйлесімділікті қамтамасыз етеді.

62. Деректер алмасу белгіленген техникалық талаптарға сәйкес қорғалған байланыс арналары арқылы жүзеге асырылады, берілетін ақпарат толықтығын, дұрыстығын және уақтылығын қамтиды.

63. Деректерді сақтау және архивтеу олардың сақталуын және уәкілетті орган үшін қолжетімділігін қамтамасыз етеді.

8-тарау. Энергетикалық ресурстарды коммерциялық есепке алудың автоматтандырылған жүйелерінің аппараттық-бағдарламалық кешендеріне қойылатын талаптар

64. Электр және жылу энергиясын коммерциялық есепке алудың автоматтандырылған жүйелерінің аппараттық-бағдарламалық кешендері тиісті тізілімдерге енгізілген және метрологиялық тексеруден өткен, сертификатталған өлшеу құралдарын және бағдарламалық қамтылымды пайдалана отырып, энергетикалық ресурстарды өндіруді, беруді, бөлу мен тұтынуды сенімді және үздіксіз есепке алуды қамтамасыз етеді.

65. Кешендердің барлық элементі (есептегіштер, датчиктер, контроллерлер, серверлік жабдықтар және байланыс арналары) сертификатталған, белгіленген техникалық талаптарға сәйкес келеді және сәйкестікті растайды.

66. Аппараттық-бағдарламалық кешеннен Жүйеге деректерді беру нақты уақыт режимінде немесе берілген кезеңділікпен, қорғалған байланыс арналарын пайдалана отырып және белгіленген техникалық талаптарға сәйкес автоматты түрде жүзеге асырылады.

67. Аппараттық-бағдарламалық кешендер іркілістер кезінде деректердің сақталуы үшін үздіксіз жұмыс істеуді, резервтік архивтеуді қамтамасыз етеді.

68. Энергетикалық ресурстарды коммерциялық есепке алудың автоматтандырылған жүйелерінің аппараттық-бағдарламалық кешені есепке алу аспаптарының жай-күйін (белсенді/белсенді емес, күйі) көрсетуді, жаңарту уақытын белгілей отырып көрсеткіштерді автоматты және қолмен есепке алуды және деректерді стандартты форматтарға экспорттауды, пайдаланушыларды басқаруды (қарау, қосу, редакциялау, жою, сүзу және қол жеткізу құқықтарының аражігін ажырату), архивтерді жүргізе отырып электр энергиясы мен жылу бойынша есептерді қалывптастыруды, мамандандырылған есептеулерді жүргізуді және экспорттауды, аналитикалық функцияларды орындауды (жалпы анықтаманы айқындау, ең жоғары, ең төмен шығыс пен динамиканы айқындау), сондай-ақ әкімшінің, оператордың және абоненттің жұмыс орындарын ұсынуды қамтамасыз етеді.

69. Электр және жылу энергиясын коммерциялық есепке алудың автоматтандырылған жүйелерінің аппараттық-бағдарламалық кешендеріне қойылатын ең төменгі талаптар осы Қағидалардың 2-қосымшасына сәйкес бекітілген "Электр және жылу энергиясын, газды коммерциялық есепке алудың автоматтандырылған жүйелерінің өлшеу құралдарына, цифрлық жүйелеріне және аппараттық-бағдарламалық кешендеріне, сондай-ақ есепке алу құралдарын электр және жылу энергиясы мен газды зияткерлік есепке алу жүйесіне қосу мүмкіндігін және Отын-энергетика кешенін басқарудың бірыңғай мемлекеттік жүйесімен өзара іс-қимылды қамтамасыз ететін жабдыққа қойылатын техникалық талаптарда" айқындалады.

9-тарау. Технологиялық процесті басқарудың автоматтандырылған жүйелеріне қойылатын талаптар

70. Технологиялық процесті басқарудың автоматтандырылған жүйелері энергияны өндіру, беру және тарату процестерін үздіксіз және қауіпсіз басқаруды, сондай-ақ автоматты және қашықтықтан нақты уақыттағы параметрлерді жедел мониторингтеуді қамтамасыз етеді.

71. Технологиялық процесті басқарудың автоматтандырылған жүйелері авариялық және штаттан тыс оқиғаларды тіркейді, технологиялық деректерді Жүйеге жібереді, жұмыс режимдерін болжау, талдау және оңтайландыру функцияларын қолдайды.

72. Технологиялық процесті басқарудың автоматтандырылған жүйесінің жабдықтары мен бағдарламалық қамтылымы істен шығуға төзімділікті, электр және жылу энергиясын коммерциялық есепке алудың автоматтандырылған жүйелерімен интеграциялауды қамтамасыз етеді және қажет етілетін қауіпсіздік деңгейін қамтамасыз етеді.

73. Технологиялық процесті басқарудың автоматтандырылған жүйесінде деректерді беру және сақтау қол жеткізуді бақылауды, пайдаланушының аутентификациясын және рұқсатсыз араласудан қорғауды қоса алғанда, киберқауіпсіздік құралдарымен қамтамасыз етіледі.

74. Технологиялық процесті басқарудың автоматтандырылған жүйесі үздіксіз жұмыс істейді (уақыттың кемінде 99% қолжетімділік коэффициентімен), тұрақты техникалық қызмет көрсетуден өтеді және белгіленген мерзімде технологиялық деректерді архивтеуді қамтамасыз етеді.

75. Технологиялық процесті басқарудың автоматтандырылған жүйесі сыртқы автоматтандыру жүйелерімен, субъектілердің цифрлық жүйелерімен және Жүйемен интеграциялау мүмкіндігін қамтамасыз ете отырып, стандартты ашық деректер алмасу хаттамаларын қолдайды.

76. Технологиялық процесті басқарудың автоматтандырылған жүйесінің жүйелері оқиғалар журналдарын кемінде 12 ай сақтау мүмкіндігімен басқару оқиғаларын, пайдаланушыларға қол жеткізуді, баптауды өзгертуді және штаттан тыс жағдайларды автоматты түрде тіркеуді қамтамасыз етеді.

77. Технологиялық процесті басқарудың автоматтандырылған жүйесінің бағдарламалық қамтылым орталықтандырылған жаңартуларды басқару және жаңа нұсқалар туралы хабарламаны қоса алғанда, алдыңғы нұсқаға оралу мүмкіндігімен қауіпсіз жаңартуды қолдайды.

78. Жоғары сыни объектілерде технологиялық процесті басқарудың автоматтандырылған жүйесі резервтелген байланыс арналарын, қуат көздерін және негізгі жабдық істен шыққан кезде автоматты ауысу функциясы бар серверлік тораптарды қамтиды.

79. Барлық енгізілген технологиялық процесті басқарудың автоматтандырылған жүйесі қосылу схемаларын, баптау жөніндегі нұсқаулықтарды, техникалық қызмет көрсету тәртібін және істен шығу кезінде қалпына келтіру жоспарын қамтитын пайдалану құжаттамасымен бірге жүреді.

80. Есепке алу аспаптарын өндіруші және (немесе) оның ресми өкілі есепке алу аспаптарын отын-энергетикалық кешен субъектісінің балансына жеткізумен бірге технологиялық процесті басқарудың автоматтандырылған жүйесін беруді қамтамасыз етеді.

10-тарау. Автоматтандырылған коммерциялық есепке алу жүйесінің жұмыс істеуі үшін серверлік жабдыққа және операциялық жүйеге қойылатын техникалық талаптар

81. Серверлік жабдық кемінде 99% қолжетімділікпен тәулік бойы жұмыс істеуді, нақты уақыт режимінде деректердің үлкен көлемін өңдеуді және ауқымдалықты қолдауды қамтамасыз етеді.

82. Қоректендіруді, дискілік массивтерді, байланыс арналарын резервтеу, сондай-ақ деректердің тұрақты резервтік көшірмесін жасау және қалпына келтіру қамтамасыз етіледі.

83. Операциялық жүйе көп пайдаланушыға қол жетімділікті, қауіпсіздік жаңартуларын және мәліметтер базасымен және электр мен жылу энергиясын коммерциялық есепке алудың автоматтандырылған жүйелерінің дерекқор базасымен және бағдарламалық қамтылыммен үйлесімділігін қолдайды.

84. Серверлік жүйелер қол жеткізу құқықтарының аражігін ажыратуды, пайдаланушылардың аутентификациясын және құралдарды қолдануды қоса алғанда, ақпаратты қорғауды қамтамасыз етеді киберқауіпсіздік.

85. Серверлік жүйелер орталықтандырылған әкімшілендіруді, мониторингті, автоматты диагностикалауды және архивтік деректерді белгіленген мерзімдерде сақтауды қолдайды.

86. Өлшеу құралдары мен өзге де жабдық өлшеу нәтижелеріне араласу және (немесе) есептік деректерді бұрмалау мүмкіндігін болғызбау үшін сыртқы әсерден және (немесе) рұқсатсыз қол жеткізуден қорғалады.

87. Цифрлық жүйенің киберқауіпсіздік талаптарға сәйкестігін растайтын сертификаты болады.

88. Коммерциялық есепке алудың автоматтандырылған жүйесінің жұмыс істеуін қамтамасыз етуге арналған серверлік жабдыққа және операциялық жүйеге қойылатын ең төменгі техникалық талаптар осы Қағидалардың 2-қосымшасына сәйкес бекітілген "Электр және жылу энергиясын, газды коммерциялық есепке алудың автоматтандырылған жүйелерінің өлшеу құралдарына, цифрлық жүйелеріне және аппараттық-бағдарламалық кешендеріне, сондай-ақ есепке алу құралдарын электр және жылу энергиясы мен газды зияткерлік есепке алу жүйесіне қосу мүмкіндігін және Отын-энергетика кешенін басқарудың бірыңғай мемлекеттік жүйесімен өзара іс-қимылды қамтамасыз ететін жабдыққа қойылатын техникалық талаптарда" айқындалады.

11-тарау. Энергетикалық ресурстарды есепке алудың зияткерлік жүйелерінде ақпаратты беру технологиясына қойылатын талаптар

89. Деректерді беру ақпараттың толықтығы мен дұрыстығын қамтамасыз ете отырып, берілген мерзімділікпен немесе нақты уақытта автоматты режимінде жүзеге асырылады.

90. Деректермен алмасу үшін басқа цифрлық жүйелермен үйлесімділікті қамтамасыз ететін байланыс хаттамалары пайдаланылады.

91. Ақпарат деректердің тұтастығын, құпиялылығын және қолжетімділігін қамтамасыз ете отырып, қорғалған байланыс арналары арқылы беріледі.

92. Жүйе электрмен жабдықтаудағы іркілістер немесе үзілістер кезінде ақпаратты берудің резервтік арналарын және деректердің сақталуын қамтамасыз етеді.

93. Ақпаратты беру технологиясы байланыс сапасын мониторингтеуді және ақаулардан кейін автоматты түрде қалпына келтіруді қолдайды.

94. Интеллектуалды есеп жүйесі байланыс арналарының резервтік көшірмесін (негізгі және резервтік), сондай-ақ үзіліссіз жұмыс істеуін қамтамасыз ету үшін автоматты түрде ауысуды қолдайды.

95. Ақпаратты беру технологиясы мемлекеттік және салалық ұйымдармен цифрлық жүйелермен үйлесімділік пен интеграциялауды қамтамасыз етеді.

12-тарау. Жылу және электр энергиясын есепке алуды жүзеге асыратын, есепке алу аспаптарын қосу мүмкіндігін қамтамасыз ететін өлшеу құралдарына, жабдықтарға және материалдық емес активтерге қойылатын талаптар

96. Жылу және электр энергиясын өлшеу құралдары (оның ішінде жылу есептегіштер, электр есептегіштер, датчиктер, тіркегіштер) Қазақстан Республикасының өлшем бірлігін қамтамасыз етудің мемлекеттік жүйесінің тізілімінде тіркелуге және өлшем бірлігін қамтамасыз ету саласындағы заңнамаға сәйкес тексеруден (поверкадан) өткізілуге тиіс.

97. Жабдық пен бағдарламалық қамтылым жылу және электр энергиясын есепке алудың интеллектуалды жүйесіне есепке алу аспаптарын қашықтықтан қосу мүмкіндігін қамтамасыз етеді.

98. Есепке алу аспаптары деректерді автоматтандырылған беруді, архивтік ақпаратты сақтауды және Жүйемен интеграциялауды қолдайды.

99. Сертификатталған материалдық емес активтер (бағдарламалық қамтылым, мәліметтер базасы, лицензиялар) ақпаратты қорғауды қамтамасыз етеді.

100. Барлық өлшеу құралдары мен жабдықтарының деректерді берудің жаңа стандарттарымен және хаттамаларымен үйлесімділікті қамтамасыз ету үшін жаңғырту және жаңарту мүмкіндігі бар.

101. Жабдық істен шыққан кезде жылумен жабдықтау субъектілері есепке алудың үздіксіздігін сақтай отырып, оны кәсіпорынның техникалық регламентінде көзделген мерзімдерде, бірақ 30 күнтізбелік күннен кешіктірмей ауыстыруды қамтамасыз етеді.

102. Өлшеу құралдары мен бағдарламалық қамтылымға техникалық және метрологиялық құжаттама жүйеде электронды түрде сақталады.

103. Өлшеу құралдары мен жабдықтары өлшеу нәтижелеріне араласу және (немесе) есепке алу деректерінің бұрмалану мүмкіндігін болдырмау үшін сыртқы әсерден және (немесе) рұқсатсыз қол жеткізуден қорғалады.

104. Электр энергиясын есепке алу аспаптарының күнді және уақытты белгілей отырып, негізгі параметрлердің сақталуын қамтамасыз ететін, сондай-ақ тұтынылған белсенді және реактивті электр энергиясының мәндерінің тікелей және кері бағытта, жиынтық сияқты әр тариф бойынша да жадында жазылуын және олардың сақталуын қамтамасыз ететін энергияға тәуелсіз жады болады.

105. Жылу энергиясын есепке алу аспабы күнді және уақытты белгілей отырып, негізгі параметрлердің сақталуын, сондай-ақ тұтынылған жылу энергиясының, жылу қуатының, жылу тасымалдағыштың көлемі мен массасы мәндерінің жазылуын және олардың сақталуын қамтамасыз ететін энергияға тәуелсіз жады болады.

106. Есепке алу аспаптары тіркелген оқиғалар туралы ақпаратты тіркеп-бекітуді, тіркеуді, сақтауды және беруді қамтамасыз ететін кіріктірілген оқиғалар журналдарымен жарақтандырылады.

107. Электр және жылу энергиясын есепке алуды жүзеге асыратын, сондай-ақ есепке алу құралдарын электр және жылу энергиясын зияткерлік есепке алу жүйесіне қосу мүмкіндігін және жүйемен өзара іс-қимылды қамтамасыз ететін өлшеу құралдарына, жабдыққа және материалдық емес активтерге қойылатын ең төменгі талаптар осы Қағидалардың 2-қосымшасына сәйкес бекітілген "Электр және жылу энергиясын, газды коммерциялық есепке алудың автоматтандырылған жүйелерінің өлшеу құралдарына, цифрлық жүйелеріне және аппараттық-бағдарламалық кешендеріне, сондай-ақ есепке алу құралдарын электр және жылу энергиясы мен газды зияткерлік есепке алу жүйесіне қосу мүмкіндігін және Отын-энергетика кешенін басқарудың бірыңғай мемлекеттік жүйесімен өзара іс-қимылды қамтамасыз ететін жабдыққа қойылатын техникалық талаптарда" айқындалады.

13-тарау. Өндірістік объектілерді шикі мұнайды, газ конденсатын, шикі газды және оны қайта өңдеу өнімдерін (тауарлық газды) есепке алу аспаптарымен жарақтандыру және шикі мұнайды, газ конденсатын, шикі газды және оны қайта өңдеу өнімдерін (тауарлық газды) есепке алу аспаптарының жұмыс істеуін қамтамасыз ету тәртібі

ЗҚАИ-ның ескертпесі!
13-тарау 01.01.2027 бастап қолданысқа енгізіледі - ҚР Энергетика министрінің 19.03.2026 № 128-н/қ (мәтін алып тасталды) бұйрығымен.

	Отын-энергетика кешенінің бірыңғай мемлекеттік жүйесін қалыптастыру, жүргізу және оның жұмыс істеуі қағидаларына
	1-қосымша

ЗҚАИ-ның ескертпесі!
1-қосымша 01.01.2027 бастап қолданысқа енгізіледі - ҚР Энергетика министрінің 19.03.2026 № 128-н/қ (мәтін алып тасталды) бұйрығымен.

Отын-энергетика кешенінің
бірыңғай мемлекеттік жүйесін
қалыптастыру, жүргізу және
оның жұмыс істеуі қағидаларына
2-қосымша

Электр және жылу энергиясын, газды коммерциялық есепке алудың автоматтандырылған жүйелерінің өлшеу құралдарына, цифрлық жүйелеріне және аппараттық-бағдарламалық кешендеріне және электр және жылу энергиясын, газды есепке алудың интеллектуалды жүйесіне есепке алу аспаптарын қосу және Отын-энергетикалық кешенін басқарудың бірыңғай мемлекеттік жүйесімен өзара іс-қимыл жасау мүмкіндігін қамтамасыз ететін өзге жабдыққа қойылатын техникалық талаптар

1-тарау. Жалпы ережелер

1. Осы Электр және жылу энергиясын, газды коммерциялық есепке алудың автоматтандырылған жүйелерінің өлшеу құралдарына, цифрлық жүйелеріне және аппараттық-бағдарламалық кешендеріне және электр, жылу энергиясын, газды есепке алудың интеллектуалды жүйесіне есепке алу аспаптарын қосу және отын-энергетикалық кешенді басқарудың бірыңғай мемлекеттік жүйесімен өзара іс-қимыл жасау мүмкіндігін қамтамасыз ететін өзге жабдыққа қойылатын техникалық талаптар (бұдан әрі – Техникалық талаптар) Қазақстан Республикасының отын-энергетикалық кешенін цифрлық трансформациялау және электр энергетикасы саласындағы басшылықты, жылу энергетикасы саласындағы басшылықты және салааралық үйлестіруді жүзеге асыратын уәкілетті органның тиімді өзара іс-қимылы, өндірісті, тасымалдауды (тасымалдауды) мемлекеттік реттеу, газды сақтау және көтерме саудада өткізу, сондай-ақ тауарлық және сұйытылған мұнай газын Отын–энергетика кешенін басқарудың бірыңғай мемлекеттік жүйесі (бұдан әрі – Бірыңғай жүйе) арқылы отын-энергетика кешені субъектілерін бөлшек саудада өткізу және тұтыну мақсатында әзірленген және олар ұсынымдық сипатта болады.

2. Осы Техникалық талаптар отын-энергетика кешенінің газды, электр және жылу энергиясын коммерциялық есепке алудың автоматтандырылған жүйелерінің өлшеу құралдарына, цифрлық жүйелеріне және аппараттық-бағдарламалық кешендеріне, жаңадан пайдалануға берілген объектілерге қолданылады.

2-тарау. Электр және жылу энергиясын коммерциялық есепке алудың автоматтандырылған жүйелерінің цифрлық жүйелеріне қойылатын ең төменгі талаптар

3. Электр және жылу энергиясын коммерциялық есепке алудың автоматтандырылған жүйелерінің цифлық жүйесі олардың функционалына мынадай ең төменгі талаптарға ие:

әртүрлі есептеу аспаптарынан көрсеткіштерді оқу интерфейсіне қол жеткізу;

есепке алу құралдарының жай-күйі;

есепке алу құралдарынан деректерді басқару және оқу;

деректерді параметрлер, күні және ілеспе өлшемшарттар бойынша топтастыру мүмкіндігі;

құрылғыларды атауы, сериялық нөмірі, жеке шоты, мекенжайы және контрагенттің жеке деректері бойынша іздеу.

4. Ең төменгі функционалдық мүмкіндіктер электр және жылу энергиясын коммерциялық есепке алудың автоматтандырылған жүйелерінің цифрлық жүйелері:

1) есепке алу құралдарының жай-күйі:

белсенді және белсенді емес есепке алу құралдарының тізімі;

әрбір есепке алу құралының мәртебесін индикациялау;

2) есептілік модулі:

есепке алу аспаптары (электр энергиясы, жылу энергиясы) бойынша есептерге қолжетімділіктің болуы және әртүрлі типтегі есептерді қалыптастыру мүмкіндігі;

3) көрсетілімдер мониторингі:

әртүрлі есептеу аспаптарынан көрсеткіштерді мониторингілеу интерфейсіне қолжетімділік;

деректерді параметрлер, күні және ілеспе өлшемшарттар бойынша топтастыру мүмкіндігі;

құрылғыларды атауы, сериялық нөмірі, жеке шоты, мекенжайы және контрагенттің жеке деректері бойынша іздеу;

4) көрсеткіштерді оқуды басқару:

әрбір құрал үшін деректердің соңғы жаңартылған уақытының индикациясы;

көрсеткіштер деректерін форматтарға экспорттау мүмкіндігі Excel, PDF;

қателер немесе сәйкессіздіктер анықталған жағдайда көрсеткіштерді қолмен енгізу функционалы.

5) пайдаланушыларды басқару:

жүйе пайдаланушыларын қарау және басқару мүмкіндігі;

пайдаланушыларды қосу, өңдеу және жою;

пайдаланушыларды типі мен күйі бойынша сүзу (белсенді, белсенді емес);

пайдаланушылардың жүйенің әртүрлі модульдеріне қол жеткізуін басқару;

6) талдау:

таңдалған кезеңдегі жалпы тұтынуды, ең жоғары және ең аз тұтынуды көрсету;

жалпы шығын;

ең жоғары шығын;

ең аз шығын;

пайызбен өсу немесе төмендеу индикациясымен көрсеткіштердің динамикалық өзгерісі;

7) мыналарды:

есепке алу аспабының атауын;

тұтыну көлемін;

есепке алу аспабы жататын топтарды;

ең жоғары және ең аз шығынмен есептеу аспаптарын бөлуді;

тұтыну трендтерін көрсетуге арналған диаграммаларды;

есепке алу аспаптарынан оқылатын және оқылмайтын көрсеткіштердің саны бойынша статистиканы;

деректерді есептеу құралдары мен уақыт кезеңдері бойынша іріктеу мүмкіндігі;

жүйедегі есепке алу аспаптарының белсенділігі мен жай-күйінің графикалық бейнеленуін көрсете отырып, есепке алу аспаптарының тізімі;

8) жұмыс станциялары:

әкімшінің, оператордың және абоненттің WEB-кабинеттерін қоса алғанда, заманауи технологияларды қолдану электр және жылу энергиясының цифрлық жүйесінің, сондай-ақ абоненттің смартфондарға арналған мобильді қосымшасы;

9) жүйенің жай-күйін бақылау:

деректердің түсуін және тұтастығын бақылау, шекаралық шарттардың орындалуын тексеру, өлшеу құралдарының оқиғалар журналын бақылау, объектілердің теңгерімін бақылау;

нақты уақытта жүйені пайдаланушыларға алаңдатарлық хабарламаларды (alarm) қалыптастыру. Жүйе журналында тіркелген авариялық оқиғалар туралы e-mail-хабарламаларды жіберу.

5. Цифрлық жүйе ҚР СТ ISO/IEC 15408-1 "Ақпараттық технологиялар. Қауіпсіздікті қамтамасыз етудің әдістері мен құралдары. Ақпараттық технологиялардың қауіпсіздігін бағалау өлшемшарттары. 1-бөлім. Кіріспе және жалпы үлгі", ҚР СТ ISO/IEC 15408-2 "Ақпараттық технологиялар. Қауіпсіздікті қамтамасыз етудің әдістері мен құралдары. Ақпараттық технологиялардың қауіпсіздігін бағалау өлшемшарттары. 2-бөлім. Қауіпсіздіктің функционалдық талаптары", ҚР СТ ISO/IEC 15408-3 "Ақпараттық технологиялар. Қауіпсіздікті қамтамасыз етудің әдістері мен құралдары. Қорғауды қамтамасыз етудің әдістері мен құралдары. Ақпараттық технологиялардың қауіпсіздігін бағалау өлшемшарттары. 3-бөлім. Қорғауды қамтамасыз етудің талаптары", ҚР СТ ISO/IEC 27002 "Ақпараттық қауіпсіздік, киберқауіпсіздік және құпиялылықты қорғау. Ақпараттық қауіпсіздікті басқару құралдары".

6. Цифрлық жүйе киберқауіпсіздік менеджменті жүйесінің СТ РК ISO/IEC 27001 "Ақпараттық технологиялар. Қауіпсіздікті қамтамасыз ету әдістері мен құралдары. Ақпараттық қауіпсіздік менеджменті жүйелері. Талаптар." стандартының ережелері мен талаптарына сәйкестігін растайтын сертификаттың болуын қамтамасыз етеді.".

3-тарау. Электр және жылу энергиясының коммерциялық есепке алудың автоматтандырылған жүйелерінің аппараттық-бағдарламалық кешендеріне қойылатын ең төменгі талаптар

7. Электр және жылу энергиясын есепке алу бойынша деректерді автоматтандырылған жинау мыналарды қамтамасыз етеді:

көрсеткіштерді (тәуліктік, айлық, соның ішінде тарифтік), жүктеме профильдерін, оқиғалар журналдарын, электр және жылу желілерін алу;

электр және жылу энергиясын кешенді есепке алу;

өлшеу нәтижелерінің дұрыстығын бақылау және болмаған кезеңдердегі өлшеу нәтижелерін ауыстыру;

электр желілері объектілеріндегі кернеуді бақылау (трансформаторлық кіші станциялар, тұтынушы объектілері);

объектілердің әртүрлі топтары бойынша энергия тұтынудың жиынтық көрсеткіштерін есептеу;

баланстарды талдау (кіші станциялардағы, трансформаторлық және тарату станцияларындағы, электр желілері учаскелеріндегі және желілік учаскелердегі электр және жылу энергиясының кірісі/шығысы/қайтарымы/шығыны, нақты теңгерімсіздіктерді шекті рұқсат етілген мәндермен салыстыру);

есепке алу аспаптарын орнату, ауыстыру, техникалық қызмет көрсету және жөндеу, оның ішінде қосу/ажырату өтінімдерін өңдеу туралы ақпаратты жүргізу;

пайдаланушыларды басқаруды қоса алғанда, жүйені әкімшілендіру және қол жеткізуді шектеудің рөлдік моделіне негізделген объектілерге олардың қол жетімділігі;

абоненттерді алдағы ажырату/шектеу, берешек, тарифтің ықтимал өзгеруі туралы хабардар ету;

жүйенің топтық әкімшілігін құру;

типтік есепке алу нүктелерін жүргізу;

абоненттер топтарын шаблондар бойынша толтыру және импорттау xls-макеттер (абоненттің мекенжайы, тегі, аты, әкесінің аты (бар болса), есептегіш құрылғының зауыттық нөмірі), берілген ережелерге сәйкес есептегіш құрылғыларды автоматты түрде байланыстыру мүмкіндігін жасау;

таратылған деректерді өңдеу, кейінге қалдырылған қайта есептеулер;

сыртқы жүйелермен интеграция.

8. Өлшеу құралдары, жабдықтар мен материалдық емес активтер оларды электр және жылу энергиясын есепке алудың интеллектуалды жүйесіне қосу (интеграциялау) мүмкіндігін, оның ішінде өлшеу ақпаратын, есепке алу деректерін, басқару сигналдарын (командаларын), стандартты және төтенше жағдайлардың басталғаны туралы ескерту сигналдарын, бағдарламалық кешен жүйесін (төменгі деңгей), концентраторларды (шлюздер), электр қондырғысы мен жылу қондырғысының ақпараттық-есептеу кешенін (орта деңгей) және орталықтандырылған деректерді өңдеу жүйесін (жоғарғы деңгей) қабылдауды, өңдеуді және беруді қамтамасыз етеді.

9. Тұрғын және тұрғын емес үй-жайларды жабдықтауда қолданылатын техникалық шешімдер энергия беруші ұйымдардың электр және жылу энергиясын есепке алудың интеллектуалды жүйесіне барлық өлшеу құралдарынан штаттық және шұғыл оқиғалардың басталғаны туралы хабардар ету сигналдарын, сигналдарын (командаларын) басқаратын есепке алу деректерін, өлшеу ақпаратын өңдеуді және беруді, деректерді қабылдауды қамтамасыз етеді.

10. Қолданылатын байланыс технологиялары мен интерфейстері, ақпараттық алмасудың спецификациялары мен хаттамалары өзара байланыс және өзара әрекеттесу әдістерінің, бірыңғай аппараттық-бағдарламалық құралдардың нормативтік-техникалық талаптардың жиынтығы түріндегі ашық және стандартталған талаптарға сәйкестігін, сондай-ақ электр және жылу энергиясын интеллектуалды есепке алу жүйесінің функционалдық элементтерімен кепілдендірілген өзара әрекеттесу үшін қажетті ақпарат алмасу құралдары мен байланыс арналарын (желілерін) ұйымдастырудың функционалдық құрылғылардың жүргізілуін қамтамасыз етеді.

11. Тұрғын және тұрғын емес үй-жайларда пайдаланылатын байланыс технологиялары мен интерфейстері, далалық жабдық пен есепке алу құралдары (төменгі деңгей), концентраторлар (шлюздер) мен электр қондырғылары және жылу пункттерінің ақпараттық-есептеу кешендері (орта деңгей), сондай-ақ деректерді өңдеудің орталықтандырылған жүйесі (жоғарғы деңгей) арасындағы ақпараттық алмасу спецификациялары мен хаттамалары өлшеу ақпаратын, есептік деректерді, басқару сигналдарын (бұйрықтарды), штаттық және шұғыл оқиғалардың туындауы туралы хабарлау сигналдарын қабылдау, өңдеу және беру процесіне рұқсатсыз араласудан қорғалған. Жүйе қорғалған желілерді құру және көпдеңгейлі қорғау әдістерін енгізу арқылы киберқауіпсіздік тәуекелдерін барынша азайтуды қамтамасыз етеді. Оларға пайдаланушыларды міндетті түрде аутентификациялау, желіні логикалық сегментациялау және берілетін деректердің құпиялылығы мен тұтастығын қамтамасыз ету үшін тұтас шифрлау алгоритмдерін пайдалану жатады.

12. Техникалық шешімдер киберқауіпсіздік элементтерін қамтиды және қауіп-қатерлер туындамас бұрын, олар туындаған кезде және туындағаннан кейін әрекет етеді. Бұл шешімдер зиянды бағдарламаларды, желілік қауіп-қатерлерді анықтауға, туындаған қауіп-қатерлерді уақытылы алдын алуға, сондай-ақ тұрғын және тұрғын емес үй-жайларда орнатылған өлшеу құралдары, жабдықтар және материалдық емес активтердің қолжетімділігі, тұтастығы мен құпиялылығын бұзу мақсатындағы шабуылдар жасау ықтималдығын азайтуға мүмкіндік береді.

13. Электр және жылу энергиясын коммерциялық есепке алудың автоматтандырылған жүйелерінің аппараттық-бағдарламалық кешендері мынадай ең төменгі талаптарды қолдайды:

көптеген құрылғылардан келетін хабарлардың үлкен көлемін өңдеу мүмкіндігі;

қосылған құрылғылардың санын және деректер көлемін ұлғайту үшін көлденең және тік масштабтау мүмкіндігі;

құрылғылар мен қосымша арасындағы деректерді беру кезінде кешігу уақытын азайту;

деректердің жоғалуынан қорғау үшін жүйелі түрде резервтік көшірме жасау;

жүйенің жоғары қолжетімділігі мен ақауларға төзімділігін қамтамасыз ету үшін кластерлеуді және таратылған архитектураны қолдау;

желілердің жай-күйін талдау және мониторингілеу;

әр түрлі шлюз модельдері мен өндірушілерін (PLC/HPLC, RF, LoRaWAN, NB-IOT, LTE, GSM) қолдау;

IoT басқару платформаларымен, дерекқорлармен, аналитикалық жүйелермен және сыртқы қызметтермен интеграциялау мүмкіндігі;

желіні, құрылғылар мен баптауларды басқаруға арналған ыңғайлы және түсінікті веб-интерфейс;

бағдарламалық қамтылымды жүйелі түрде жаңарту және өнім берушіден техникалық қолдау алу;

деректерді тасымалдау және сақтау деңгейінде қорғау үшін стандартты шифрлау әдістерін пайдалану;

жүйедегі пайдаланушылардың әрекеттері мен оқиғаларын бақылау үшін аудит журналдарын жүргізу және логирлеу;

энергия беруші ұйымның домендік атауын пайдалану.

14. Электр мен жылу энергиясын есепке алу құралдарынан алынған және есепке алу құралдарынан аралық сервер арқылы автоматтандырылған электр мен жылу энергиясын есепке алу жүйесіне берілетін деректер электр энергетикасы саласында басшылық пен координация жүргізетін, жылу энергетикасы саласында басқару және салалықаралық үйлестіру қызметін жүзеге асыратын, сондай-ақ газдың өндірісі, тасымалы (жеткізілуі), сақталуы және көтерме саудасы, сонымен қатар тауарлық және сұйытылған мұнай газын бөлшек саудада сату мен тұтыну саласында мемлекеттік реттеуді жүзеге асыратын уәкілетті органға берілуге жатады.

15. Деректерді беру кезінде деректерге үшінші тұлғалардың, оның ішінде деректерді беру желісін ұйымдастыруға жауапты ұйымның қол жеткізуіне, қабылдауына немесе өңдеуіне қарсы қорғау қамтамасыз етіледі.

16. Техникалық талаптар мыналарды:

электр және жылу энергиясын есепке алу құралдарын;

негізгі станцияларды;

желі серверін қоса алғанда, деректерді беру жүйесі кешенінің барлық элементтеріне қолданылады.

4-тарау. Коммерциялық есепке алудың автоматтандырылған жүйесінің жұмыс істеуі үшін серверлік жабдыққа және операциялық жүйеге қойылатын ең төменгі техникалық талаптар

17. Электр және жылу энергиясын есепке алу аспаптарынан ақпаратты орталықтандырылған жинауды, сақтауды, талдауды және өңдеуді және энергия беруші ұйымның бағдарламалық кешеннің сенімді жұмыс істеуін қамтамасыз ету үшін энергия беруші ұйымның серверлік үй-жайында орналастырылатын серверлік жабдықтың болуын алдын ала қарастыру қажет.

18. Ұзақ мерзімді техникалық қолдауды және құрамдас бөліктердің жеткізілімге қолжетімділігін қамтамасыз ету үшін ағымдағы сериялық модельдерге қатысты серверлік жабдық қабылданады; өндірістен шығарылған модельдер қарастырылмайды.

19. Серверлік жабдыққа қойылатын ең төменгі талаптар өңделетін деректердің көлеміне және бағдарламалық қамтамасыз етудің функционалдық мүмкіндіктеріне байланысты анықталады.

5-тарау. Электр және жылу энергиясын есепке алуды жүзеге асыратын және есепке алу құралдарын электр және жылу энергиясын есепке алудың зияткерлік жүйесіне қосу және Отын-энергетика кешенін басқарудың бірыңғай мемлекеттік жүйесімен өзара іс-қимыл жасау мүмкіндігін қамтамасыз ететін өлшеу құралдарына, жабдықтарға және материалдық емес активтерге қойылатын ең төменгі талаптар

20. Тұрғын және тұрғын емес үй-жайларды, тұрмыстық емес тұтынушыларды жабдықтау үшін қолданылатын өлшеу құралдары Қазақстан Республикасының техникалық реттеу және өлшем бірліктерін қамтамасыз ету туралы заңнамасының талаптарына сәйкестігін қамтамасыз етеді және Қазақстан Республикасында қолдануға рұқсат етілген, сондай-ақ "е – КТРМ" техникалық реттеудің ақпараттық жүйесінде (https://techreg.gov.kz/index/) орналастырылған, өлшеу құралдарының мемлекеттік тізіліміне енгізілген.

21. Өлшеу құралдары мен жабдықтары сыртқы әсерден немесе рұқсатсыз кіруден қорғаныс механизмдерімен қамтамасыз етілген, бұл өлшеу нәтижелеріне араласу немесе есептік деректердің бұрмалау мүмкіндігін болдырмайды.

22. Электр және жылу энергиясын коммерциялық есепке алу мақсаттарына арналған өлшеу құралдары деп мынадай материалдық объектілер түсініледі:

электр және жылу энергиясын есепке алудың жеке және кіріспе (жалпыүйлік) аспаптары;

өлшеу элементтері (трансформаторлар, резистивтік шунттар, Роговскийдің катушкалары және қосымша жабдықтар);

өлшеу кешендері (есепке алу аспаптарының, өлшеу элементтерінің жиынтығы);

өтпелі және сынақ құрылғылары (шунттау және белгілі бір фазаның ток тізбектерін ажырату).

23. Электр және жылу энергиясын коммерциялық есепке алу мақсаттарына арналған жабдық деп материалдық объектілер түсініледі:

айнымалы ток тізбектерінің және қайталама өлшеу тізбектерінің коммутациялық аппараттары;

өлшеу құралдарын қысқа тұйықталу токтарынан қорғауға арналған құрылғылар;

мынадай мақсаттарға арналған жарақтар мен материалдар:

өлшеу құралдарын монтаждау, іске қосу, баптау және оларды орнату орындарында пайдалануға рұқсат беру;

қайталама өлшеу тізбектерін, өтпелі және сынақ құрылғыларын ұйымдастыру;

байланыс арналарын (желілерін) және ақпарат алмасу құралдарын ұйымдастыру;

өлшеу ақпаратын және есептік деректерді жинау (қабылдау), өңдеу және сақтау;

басқару сигналдарын (командаларын), штаттық және шұғыл оқиғалар сигналдарын беру.

24. Тұрғын және тұрғын емес үй-жайларда қолданылатын электр және жылу энергиясын есепке алудың жеке және кіріспе (үйге ортақ) құрылғылары өлшеу құралдарына қойылатын минималды техникалық талаптардың сақталуын қамтамасыз етеді.

6-тарау. Газ есептегішінің деректерін қашықтықтан беру бойынша тұрмыстық және өндірістік газды есепке алу құрылғыларына қойылатын техникалық талаптар

25. Деректерді қорғау арна деңгейінде криптографиялық алгоритмдерді немесе шифрлауды қолдану болып табылады.

26. Екі бағытты байланыс көрсеткіштерді беру және командаларды қабылдау мүмкіндігі болып табылады.

27. Сенімді беру хабарламалардың жеткізілгенін растау және сәтсіз болған жағдайда қайта жіберу болып табылады.

28. Деректерді жинау Жүйеге бергіленген уақыт аралықтарында тұрақты түрде беруді қамтамасыз ететін автоматтандырылған мониторинг және есепке алу жүйелері арқылы жүзеге асырылады:

газ бойынша – әрбір 2 сағат сайын;

электр және жылу энрегиясы бойынша – әрбір 15 минут сайын.

29. Деректерді берудің ашық хаттамасы – есептеу құралының өндірушісі деректерді беру хаттамасының толық құжаттамасын және шифрын шешуді қамтамасыз етеді.

30. Деректерді қашықтықтан беру модулінің болуы:

Тұрмыстық және коммуналдық-тұрмыстық есепке алу аспаптары үшін:

берілу аралығы: тәулігіне кемінде 1 рет.

деректер пішімі: ағымдағы көрсеткіштер, сериялық нөмір, күн/уақыт, батареяның жай-күйі, аспаптың жіберген қателері, клапанның жай-күйі, 24 сағаттық тәуліктік көрсеткіштер.

қуатты тұтыну: есептегіш құрылғы деректерді кірістірілген батареядан кем дегенде 8 жыл мерзімге ауыстыруды қажет етпей жіберуді қамтамасыз етеді.

автономия: төмен температура жағдайында (-30...+50 °C) және пайдаланушының араласуынсыз жұмыс істеу.

кедергілерден қорғау: корпустың ашылуын немесе радио-модульге араласуды бекіту.

клапан ашылған кезде ағып кетуден қорғау: (1 минут ішінде ағып кетуді тексеру).

деректерді қашықтықтан беру модулінің болуы (NB-IoT).

31. Өнеркәсіптік және коммуналдық-тұрмыстық құралдар үшін (есептің негізгі түйіндері, газ тарату пункттері, өнеркәсіптік кәсіпорындар):

Тарату аралығы:

газды сағатына 500 текше метрге дейін тұтыну үшін: күніне кемінде 1 рет.

газды сағатына 500 текше метрден сағатына 2000 текше метрге дейін тұтыну үшін: сағатына кемінде 1 рет.

газды сағатына 2000 текше метрден тұтыну үшін: 10 минутта кемінде 1 рет.

32. Газ көлемін түзеткіштен берілетін ақпарат көлемі: шығыс, қысым, температура, мұрағаттық мәндер, апат оқиғалары, 24 сағаттық тәуліктік көрсеткіштер, нормаланған көлем (стандартты шарттарға келтірілген газ көлемі).

Байланыс хаттамалары: салалық стандарттарды қолдау (Modbus, OPC).

Интеграция: диспетчерлік жүйелерге (SCADA, ТПАБЖ) қосылу мүмкіндігі.

Резервтік қуат: үздіксіз деректерді беру үшін орнатылған аккумулятор немесе сыртқы қуат көзі.

Деректерді қашықтықтан беру модулінің болуы (NB-IoT – батарея опциялары үшін, GSM/GPRS - тұрақты сыртқы қуат опциялары үшін).

33. Қауіпсіздік және оператор платформасымен үйлесімділік бойынша есептеу құрылғыларының сипаттамалары:

ТР КО 016 "Газ тәріздес отынмен жұмыс істейтін құрылғылардың қауіпсіздігі туралы" сәйкестігі.

Байланыс құралдарына сәйкестік сертификаттарының немесе декларациялардың болуы (радиомодульдер, модемдер) Қазақстан Республикасының уәкілетті органдарының (Жасанды интеллект және цифрлық даму министрлігі) талаптарына сәйкес шығарылған.

Есепке алу құралдары мен корректорлар Қазақстан Республикасының өлшем бірлігін қамтамасыз етудің мемлекеттік жүйесінің тізіліміне енгізілуі және жарамды тексеру сертификаты болуы керек.

Деректерді радиоарналар арқылы (GSM, LoRaWAN, NB-IoT) жеткізу арқылы газбен қамтамасыз ету саласындағы уәкілетті органның цифрлық деректер жинау жүйелерімен толық техникалық сәйкестікті қамтамасыз ету.

7-тарау. Қорытынды ережелер

34. Құрылыс объектілерінің жобалық құжаттамасы энергия беруші ұйымдардың инженерлік желілердің техникалық шарттары мен сипаттамаларын ескереді.

35. Жобалық құжаттаманың бөлімі есептеу құралдарына (өлшеу кешендеріне), деректерді жинау және беру құрылғылары мен жабдықтарына, ішкі байланыс жүйелеріне (құрылғыларға, арналарына, желілеріне) қойылатын инженерлік-техникалық шешімдер, техникалық және функционалдық талаптарды қамтиды. Бұл талаптар өлшеу ақпаратын және есептік деректерді жинау мен беруді, есептеу құралдарын (өлшеу кешендерін) зияткерлік электр және жылу энергиясын есепке алу жүйесіне қосу (интеграциялау) мүмкіндігін, өлшеу бірліктерінің тұтастығын қамтамасыз етуді, сондай-ақ Қазақстан Республикасындағы техникалық реттеу, сәулет-құрылыс және қала құрылысы салаларындағы талаптарға сәйкестікті қамтамасыз етеді.

36. Ғимараттар мен құрылыстарда орнатылған жеке және көппәтерлі есептеу құралдарын пайдалануға беру электр энергиясын жеткізуші ұйым тарапынан жүзеге асырылады.

37. Тұрғын және тұрғын емес үй-жайларда орнатылған жеке электр және жылу энергиясын есепке алу құралдары, кіріктірілген (жалпы үй) есептеу құралдары, өлшеу трансформаторлары, сондай-ақ аталған есептеу құралдарынан деректерді жинау және беру үшін арналған ішкі байланыс жүйесі (құрылғылар, арналар, желілер және қосымша жабдықтар) электр энергиясын жеткізуші ұйым тарапынан пайдалануға беріледі.

38. Есептеу құралын пайдалануға беру электр энергиясын жеткізуші ұйым тарапынан электр және жылу энергиясын коммерциялық есепке алу жүйесін қабылдау актісін рәсімдеумен аяқталады.

Электр және жылу энергиясын,
газды коммерциялық есепке алудың
автоматтандырылған
жүйелерінің өлшеу
құралдарына, цифрлық жүйелеріне
және аппараттық-бағдарламалық
кешендеріне,
сондай-ақ есепке алу
аспаптарын электр
және жылу энергиясын, газды
интеллектуалдық есепке
алу жүйесіне қосу
мүмкіндігін және
Отын-энергетика кешенін
басқарудың бірыңғай
мемлекеттік жүйесімен
өзара іс-қимылды қамтамасыз
ететін
жабдықтарға қойылатын
техникалық талаптарға

1-қосымша.

Бір фазалы, екі бағытты, активті және реактивті электр энергиясын есепке алуға арналған, деректерді беру үшін алынбалы, өзара алмастырылатын модулі бар электрондық есепке алу құралы (деректерді берудің өзара алмастырылатын модульдері (PLC/HPLC, RF, LoRaWAN, NB-IoT, LTE, GSM).

р/с №	Техникалық сипаттамалар	Талап етілетін деректер
1	2	3
1	Электр энергиясын есепке алу құралының типі
1.1	Бір фазалы екі бағытты электрондық алмалы-салмалы өзара алмастырылатын деректерді беру модулі бар активті және реактивті энергияны есепке алу құралы.	Деректерді берудің өзара алмастырылатын модульдерімен (PLC/HPLC, RF, LoRaWAN, NB-IoT, LTE, GSM).
2	Стандарттарға сәйкестік сипаттамалары
2.1	Стандарттар	Есепке алу құралы талаптарға сәйкес келеді: МЕМСТ 31818.11 (IEC 62052-11:2003) "Электр энергиясын өлшеуге арналған ауыспалы аппаратура. Жалпы талаптар. Сынақтар және сынақ жүргізу шарттары. 11-бөлім. Электр энергиясының есептегіштері", МЕМСТ 31819.21 (IEC 62053-21:2003) "Айнымалы токтың электр энергиясын өлшеуге арналған жабдық. Жеке талаптар. 21-бөлім. 1 және 2 дәлдік кластарының статикалық белсенді энергия есептегіштері", МЕМСТ 31819.22 (IEC 62053-22:2003) "Айнымалы токтың электр энергиясын өлшеуге арналған аппаратура. Жеке талаптар. 22-бөлім. Дәлдік кластары 0,2S және 0,5S статикалық белсенді энергия есептегіштері", МЕМСТ 31819.23 (IEC 62053-23:2003) "Айнымалы токтың электр энергиясын өлшеуге арналған жабдық. Жеке талаптар. 23-бөлім. Статикалық реактивті энергия есептегіштері".
2.2	Сертификаттар	Бір немесе бірнеше тарифтер бойынша, алынбалы және өзара алмастырылатын деректерді беру модульдері бар алға және (немесе) кері бағытта айнымалы ток желілеріндегі белсенді және реактивті энергияны өлшеу және есепке алуға арналған белсенді және реактивті электр энергиясының көп тарифті есептеу аспабы. ҚР МӨЖ тізіліміне енгізілген. "Өнеркәсіптік саясат туралы" Қазақстан Республикасының Заңы 51-1-бабының 8-тармағына сәйкес отандық тауар өндірушілердің тізілімінде болуын растау Есепке алу құрылғысының МЕМСТ 31819.21 "Айнымалы токтың электр энергиясын өлшеуге арналған жабдық. Жеке талаптар. 21-бөлім. 1 және 2 дәлдік кластарының статистикалық белсенді энергия есептегіштері", МЕМСТ 31819.23 "Айнымалы токтың электр энергиясын өлшеуге арналған жабдық. Жеке талаптар. 23-бөлім. Реактивті энергияның статикалық есептегіштері".
2.3	Номиналдық мән	5(60) А
3	Негізгі параметрлер
3.1	Сезімталдық	0,004 In
3.2	Номиналды кернеу Un	±20 рұқсат етілген ауытқумен 220 вольт%
3.3	Есептеу құралының дәлдік сыныбында жұмыс істеуін қамтамасыз ететін жұмыс фазалық кернеуінің кеңейтілген диапазоны	176-264 вольт
3.4	Жиілік Гц	±2 рұқсат етілген ауытқумен 50 Герц%
4	Өлшеу дәлдігі
4.1	Белсенді энергия	1,0 %
4.2	Реактивті энергия	2,0 %
5	Климаттық жағдайлар
5.1	Жұмыс температурасы	-40°C … +60°C
5.2	Сақтау температурасы	-40°C … +70°C
6	Конструкцияға сипаттама
6.1	Оқшаулаудың беріктігі	4 киловольт (қорғаныс класы II)
6.2	Герметикалығы	IP 54
6.3	Есепке алу құралын монтаждау	Негіздің төменгі жағында бекіту бұрандалары үшін 2 ойық, ал жоғарғы жағында 1 бұранда үшін ойық орналасқан.
6.4	Желілік кабельдерге қосылу тәсілі	Бұрандалы қосылыс
6.5	Есепке алу құралының және клеммниктің қақпағының болуы	Есепке алу құралы қапшығының қақпағын клеммалық блоктың қақпағы алынғаннан кейін ғана алу рұқсат етіледі. Клеммалық блок материалы коррозияға төзімді, беріктігі жоғары металлдан жасалған және алюминий мен мысқа тиіп тұрғанда тотығуға ұшырамайды.
7	Ақпаратты көрсету
7.1	Экран типі	СК (LCD) дисплей
7.2	Кескіннің анықтығы	Кемінде 24 жыл
7.3	Өлшенетін мәндерді көрсету	Кемінде 8 сан. Дисплейде кемінде 2 ондық таңбадан тұратын көрсеткіштердің шығысы қамтамасыз етіледі.
7.4	Дисплейге деректерді шығару форматы	Жүктемені ажырату релесінің жағдайы және оның өшіру/қосу себептері туралы ақпаратты көрсету. Дисплейде реленің ажыратылу себептерін тануға мүмкіндік беретін ақпаратты көрсету қамтамасыз етіледі: қашықтықтан/қашықтықтан ажырату; активті қуат бойынша, ток бойынша лимиттен асып кету; қалған жағдайлар. Ажырату себептерін жойғаннан кейін дисплейде реленің қосылуға дайындығы туралы ақпарат көрсетіледі.
7.5	Қашықтан және жергілікті конфигурациямен негізгі өлшенетін параметрлерді дисплейге шығару мүмкіндігі	Белсенді энергия мен қуатты өлшеу. Токтың және кернеудің ағымдағы мәндерін өлшеу.
7.6	Барлық өлшенетін параметрлерді қашықтан және жергілікті конфигурациямен дисплейге шығару мүмкіндігі	Параметрлердің барлық түрлері
7.7	Өлшем бірліктері	Тұтынылған энергия туралы деректер дисплейді қамтамасыз етеді kW·h белсенді энергия үшін және ішінде kVar·h реактивті энергия үшін.
7.8	Мәндерді кодтау	Шығару мәндері сұйық кристалды дисплейде сәйкес OBIS кодымен бірге жүреді.
7.9	Қуат болмаған кезде көрсеткіштерді көрсету (желілік кернеу)	Есепке алу құралы сыртқы қуаттау болмаған кезде көрсеткіштерді алу мүмкіндігін қамтамасыз етеді.
7.10	Дисплей экранының артқы жарығы	Есепке алу құралының дисплейі экран жарығының болуын қамтамасыз етеді. Артқы жарықты тұрақты және күту режимінде қосу/өшіру мүмкіндігі қарастырылған. Артқы жарықты қосу/өшіру конфигурациясы тұрақты және күту режимінде жергілікті және қашықтан қол жетімді.
8	Резервтік қуаттау
8.1	Батарея	Сәйкес кепілдендірілген қызмет ету мерзімі бар батарея тексерісаралық интервалмен, бірақ кемінде 10 жыл. Батарея есепке алу құралдың қапшығын ашпай-ақ ауыстыруға мүмкіндік береді.
9	Есепке алу құралының жадысы
9.1	Энергияға тәуелді емес жады	Энергиядан тәуелсіз жадыың болуы, негізгі параметрлерді күн мен уақыт белгісімен сақтау мүмкіндігін қамтамасыз етеді. Тікелей және кері бағыттағы тұтынылған активті және реактивті энергия мәндерін жадыда тіркеу және сақтау, жалпы және тариф бойынша: тәуліктін басында – 600 тәулік; айдың басында – 36 ай; 1, 2, 15, 30, 60 минуттық интервал басында – 5000 жазба (сәйкесінше: 4 тәулік, 8 тәулік, 52 тәулік, 104 тәулік, 208 тәулік).
10.	Негізгі жүктемені ажырату релесі
10.1	Реленің орналасуы	Есепке алу құралының корпусындағы негізгі жүктемені ажырату релесі.
10.2	Максималды коммутациялық кернеу	Un220В±20%
10.3	Максималды коммутациялық ток	Есепке алу құралының максималды тогы (Imax)
10.4	Жүктемесіз коммутациялар саны	Номиналды кернеуде кемінде 100 000 ауыстырып-қосқыш
10.5	Максималды жүктеме кезіндегі коммутациялар саны (сәйкес Iмах)	Номиналды кернеуде кемінде 10 000 ауыстырып-қосқыш
10.6	Реленің жұмыс режимін басқару	Реленің жұмыс режимін жергілікті және және қашықтықтан баптау мүмкіндігі қамтамасыз етілген. Релені қосу оның жұмыс режиміне сәйкес баптау арқылы жүзеге асады батырманы басқанда немесе реленің бапталған жұмыс режиміне байланысты автоматты түрде. Релені қосу AMI жүйесінен рұқсат берілген команда алғаннан кейін немесе релені өшіруге себеп болған жағдай жойылғаннан кейін, бапталған жұмыс режиміне сәйкес жүзеге асырылады. Сыртқы магниттік өріс немесе электростатикалық разряд МЕМСТ 17523-85 "Электромагниттік релелер. Жалпы техникалық шарттар" талаптарынан асып кеткен жағдайда, реле өшіріледі және оның жұмысы блокталады. Реле тек AMI жүйесінен рұқсат берілген команда алғаннан кейін ғана қосылады. Желілік кернеу (қуат) өшірілгенде немесе басқа да ақаулар болған жағдайда, есепке алу құралдары AMI жүйесіне активті және реактивті энергияның соңғы деректерін, өшу уақытын және есепке алу құралдары тіркеген сигналдар (сигналдар/алармдар) туралы мәліметтерді жіберуді қамтамасыз етеді.
10.7	Релені басқару	Релені реленің жұмыс режиміне сәйкес жергілікті және қашықтықтан қосу қамтамасыз етіледі. Таңдалған есепке алу құралдары аспаптардағы релені өшіру/қосу әр есепке алу құралдарға тиісті команда берілген сәттен бастап 5 минуттан аспайтын уақыт ішінде жүзеге асырылады. Сондай-ақ, жоғарғы деңгейлі бағдарламалық қамтамасыз етуде әр есепке алу құралдарға команда берілген сәттен бастап 5 минуттан аспайтын уақыт ішінде реленің күйінің өзгергені туралы растау түседі.
11.	Ішкі сағат
11.1	Жүрістің дәлдігі	Қалыпты жағдайда рұқсат етілген ауытқу тәулігіне 0,5 секундтан аспайды
11.2	Сағатты синхрондау	Сағатты AMI жүйесімен синхрондау жүйеде қолданылатын әртүрлі байланыс арналары арқылы қамтамасыз етіледі. Қолмен немесе автоматты енгізу режимінде уақыт пен уақыт белдеуін қашықтан реттеу мүмкіндігі іске асырылды.
12	Есепке алу құралының ішкі функциялары
12.1	Есепке алу құралында келесі оқиғаларды тіркеу және AMI жүйесіне жіберу функциясы бар	Есепке алу құралдың қапшығының ашылуы (бөлшектелетін корпус болған жағдайда) желілік кернеудің болуына қарамастан; Дифференциалды ток бойынша асып кету немесе төмендеу; Есепке алу құралдың клеммалық блок қақпағының ашылуы желілік кернеудің болуына қарамастан; Сағат механизмі дұрыс жұмыс істемеуі немесе істен шығуы; Кернеу бойынша асып кету немесе төмендеу; Оптопортқа, RS-485 портына, PLC, GPRS, LoRaWAN интерфейстеріне рұқсат етілмеген кіру әрекеті; Электростатикалық разрядтың әсері; Есепке алу құралдың төтенше немесе қалыпты емес шамадан тыс жүктемесі; Магниттік өріс (айнымалы, тұрақты және электромагниттік) немесе электростатикалық разряд мәндерінің рұқсат етілген шегінен асуы. Сигналды AMI жүйесіне беру және релені өшіру/қосу жергілікті және қашықтықтан баптау (конфигурациялау) мүмкіндігін қамтамасыз етеді
13.	Пломбалау
13.1	Есепке алу құралы келесі пломбалармен жабдықталған:	Нөмірлік пломбалардың саны есепке алу құралы корпусының құрылымдық орындалуына сәйкес қамтамасыз етіледі. Тексеру пломбасы аккредиттелген метрологиялық қызмет жүргізген тексеру талаптарына сәйкес келеді. Қазақстан Республикасының "Өлшем бірлігін қамтамасыз ету туралы" Заңына сәйкес. "OPEN" есепке алу құралының қаптамасын ашу кезінде электрондық пломба оқиғасының бейнеленуінің және журналының болуы.
14.	Қызмет ету мерзімі
14.1	Орташа қызмет ету мерзімі	Кемінде 24 жыл
15	Кепілдік
15.1	Кепілдік мерзімі	Кемінде 18 ай
15.2	Деректерді жинау	Жабдықтаушы есептеу құрылғысында қуаттаудың кернеуі болған жағдайда үш тәулік ішінде байланыс арнасы бойынша деректердің 95%-дан астамын жинауға кепілдік береді.
15.3	Релені қашықтан өшіру/қосу	Жеткізуші әртүрлі байланыс арналары арқылы жүктеме релесінің тұрақты ажыратылуына және қосылуына кепілдік береді.
16	Жергілікті деректермен алмасу
17	Деректерді қашықтықтан алмасу
17.1	Байланыс арналары	Есепке алу құралы деректердің әртүрлі байланыс арналары арқылы берілуін қамтамасыз етеді.
17.2	Байланыстың негізгі арнасы	Әртүрлі өзара алмастырылатын деректерді тасымалдау модульдері бойынша (PLC/HPLC, RF, LoRaWAN, NB-IoT, LTE, GSM).
17.3	Оптопорт және RS-485 арқылы қатынаудың қауіпсіздігі	Жұмыстың қауіпсіздігі келесі жолдармен қамтамасыз етіледі оптопорт қолжетімділіктің келесі деңгейлерінің парольдерін пайдалана отырып: оқылым; оқу және жазу; баптау бойынша белгілі бір параметрлерді оқу және жазу (баптау бойынша конфигурациялау); барлық операциялардың журналдарын сақтай отырып (logs), кейіннен бақылау үшін.
17.4	Жергілікті интерфейс	Есепке алу құралы стандартты оптикалық портпен жабдықталған.
18	Функционалдылыққа қойылатын ең төменгі талаптар
18.1	Есепке алу құралына рұқсатсыз кіруден және қосу схемасын өзгертуден қорғау функциялары	Есепке алу құралы деректерді жадында кемінде 600 жазба тереңдікте сақтауды қамтамасыз етеді. Оқиғалар журналында есепке алу құралының корпусы (қаптамасы) мен қақпағының ашылу фактілерін тіркеу терминалдық оқиғаның күні мен уақытын көрсететін төсемдер; Тұтынылған электр энергиясының дәлдік сыныбында тіркеу: реверсивті қосылуда; ток тізбектерінің бағытын өзгерту; фазалық және нөлдік ток сымдарын қосу ретін өзгерту. Есепке алу құралы МЕМСТ 31818.11 талаптарында айқындалған сыртқы факторлардың әсеріне төзімділікті қамтамасыз етеді Айнымалы токтың электр энергиясын өлшеуге арналған жабдық, МЕМСТ 30804.4.2 "Техникалық құралдардың электромагниттік үйлесімділігі. Электростатикалық разрядтарға төзімділік. Сынақтардың талаптары мен әдістері".
18.2	Есепке алу аспабымен тіркелетін сигналдар (дабылдар)	Сағат механизмінің істен шығуы. Қуат батареясының төмен кернеуі. Жергілікті оптикалық портқа рұқсатсыз қосылу. Конфигурация өзгертілді. Есепке алу құралының клеммалық блок қақпағы алынды. Магнит өрісінің әсері (айнымалы, тұрақты, электромагниттік). Электростатикалық разрядтың әсері. Желіде дифференциалды ток бар. Жиналмалы корпусы бар есепке алу құралы үшін есепке алу құралы корпусының қақпағы алынды. Watchdog арқылы қайта іске қосу – бағдарламаны қайта іске қосу. Бағдарламалық құралды жаңарту қатесі. Өлшеу коэффициентіндегі қате – есепке алу құралды калибрлеу кезінде қолданылады. Фазалық және нөлдік сымның қате қосылуы. Барлық сигналдар (алармдар) байланыс каналына қарамастан сұраныс бойынша AMI жүйесіне берілуін қамтамасыз етеді. Байланыс болмаған жағдайда есепке алу құрал барлық сигналдарды байланыс қалпына келгенде бірінші мүмкіндікте жібереді.
18.3	Есепке алу құралдың барлық әрекеттерін есепке алу құралдың жадында тіркеу (логтау).	Барлық әрекеттер.
18.4	Ағымдағы деректер	Есепке алу құралы барлық қолда бар параметрлерді сұраныс бойынша ON-LINE режимінде беруді қамтамасыз етеді.
18.5	Аралық деректер	Есепке алу құрал деректерді энергия беруші ұйымдардың таңдауларына байланысты 5000 жазбаға дейінгі сақталуын қамтамасыз етеді. 1 минут – 4 тәулікке дейін; 2 минут – 8 тәулікке дейін; 15 минут – 52 тәулікке дейін; 30 минут – 104 тәулікке дейін; 60 минут – 208 тәулікке дейін, Мерзімділікті жергілікті және қашықтан конфигурациялау мүмкіндігі қамтамасыз етіледі.
18.6	Шекті мәндермен жұмыс	Есепке алу құралында келесі параметрлердің белгіленген шекті мәндерімен жұмыс қамтамасыз етілген: ток бойынша арту және істен шығу; кернеу бойынша арту және істен шығу; бойынша асып кету және сәтсіздік cosf; дифференциалдық ток бойынша асып кету және істен шығу. Шекті мәннен асып кету немесе сәтсіздік - өлшеу құралы оқиғаның оқиғалар журналына жазылуын қамтамасыз етеді және параметрге байланысты осы оқиғаны тіркей отырып, релені өшіреді; AMI жүйесіне жіберу; жүйеге AMI жіберу және релені өшіру. Шекті мәнді қалыпқа келтірген кезде есепке алу құралы оқиғаның оқиғалар журналына жазылуын қамтамасыз етеді және параметрге байланысты: AMI жүйесіне жіберу; AMI жүйесіне беру және релені қосу. Параметрдің шекті мәні және есепке алу құралының оқиғаға реакциясы жергілікті және қашықтан орнатуға (конфигурациялауға) мүмкіндік береді. Шекті мәндер шекті шектеумен қатар және тәуелсіз жұмыс істейді.
18.7	Лимиттермен жұмыс	Есепке алу құралында келесі параметрлердің белгіленген лимиттерімен жұмыс қамтамасыз етілген: активті қуатты тұтынудың артуы; фазалар бойынша токтың асып кетуі және істен шығуы. Шекті мәннен асып кету немесе сәтсіздік - есепке алу құралы оқиғаның оқиғалар журналына жазылуын қамтамасыз етеді және параметрге байланысты: жүйеге жіберу; жүйеге AMI жіберу және релені өшіру. Шекті мәнді қалыпқа келтірген кезде есепке алу құралы оқиғаның оқиғалар журналына жазылуын қамтамасыз етеді және параметрге байланысты: AMI жүйесіне жіберу; AMI жүйесіне беру және релені қосу.Параметрдің шекті мәні және есепке алу құралының оқиғаға реакциясы жергілікті және қашықтан орнатуға (конфигурациялауға) мүмкіндік береді. Шекті мәндер шекті шектеумен қатар және тәуелсіз жұмыс істейді. Есепке алу құралы лимит бойынша әр түрлі шекті мәндерді тәулік бойы кестеге сәйкес, ай мен мезгілге байланысты өзгермелі кестемен (TOU-ға сілтеме жасай отырып) шектеу мүмкіндігін қамтамасыз етеді. Лимит бойынша шектеу әрбір фаза бойынша жұмысты қамтамасыз етеді.
19.	Тарифтер	Есепке алу құралы кемінде 4 тарифпен жұмысты және кемінде 12 мерзімге тарифтерді мерзімдік конфигурациялау мүмкіндігін қамтамасыз етеді.
20.	Электр энергетикасы саласындағы уәкілетті органның бағдарламалық қамтамасыз етуімен үйлесімділік	Жеткізуші электр энергетикасы саласындағы уәкілетті органның бағдарламалық қамтамасыз етуімен жүйеаралық деңгейде интеграциялау үшін деректерді беру хаттамасының API және техникалық сипаттамасын ұсынуды қамтамасыз етеді.

Үш фазалы, екі бағытты, белсенді және реактивті энергияны есепке алуға арналған, деректерді беру үшін алынбалы әрі өзара алмастырылатын модулі бар электрондық есептеу құралы 5–60A, 5–100A 3x220/380 деректерді беру бойынша өзара алмастырылатын модульдер (PLC/HPLC, RF, LoRaWAN, NB-IoT, LTE, GSM).

№ р/с	Техникалық талаптар кестесі	Қажетті деректер
1	2	3
1	Электр энергиясын есепке алу құралының типі
1.1	Типі: Тікелей қосылатын үш фазалы есепке алу құралы.	Деректерді беру бойынша әртүрлі өзара алмастырылатын модульдері (PLC/HPLC, RF, LoRaWAN, NB-IoT, LTE, GSM).
2	Стандарттарға сәйкестік талаптары
2.1	Стандарттар	Есепке алу құралы талаптарға сәйкес келеді: МЕМСТ 31818.11 (IEC 62052-11:2003) "Электр энергиясын өлшеуге арналған аппаратура ауыспалыақұ тока. Жалпы талаптар. Сынақтар және сынақ шарттары. 11-бөлім. Электр энергиясын есептегіштер", МЕМСТ 31819.21 (IEC 62053-21:2003) "Айнымалы токтың электр энергиясын өлшеуге арналған жабдық. Жеке талаптар. 21-бөлім. 1 және 2 дәлдік кластарының статикалық белсенді энергия есептегіштері", МЕМСТ 31819.22(IEC 62053-22:2003) "Айнымалы токтың электр энергиясын өлшеуге арналған жабдық. Жеке талаптар. 22 бөлім. Дәлдік кластары 0,2S және 0,5S" статикалық белсенді энергия есептегіштері, МЕМСТ 31819.23 (IEC 62053-23:2003) "Айнымалы токтың электр энергиясын өлшеуге арналған жабдық. Жеке талаптар. 23 бөлім. Статикалық реактивті энергия есептегіштері".
2.2	Сертификаттар	Активті және реактивті электр энергиясының көп тарифті есепке алу құралы айнымалы ток желілеріндегі белсенді және реактивті энергияны өлшеу және есепке алу үшін, бір немесе бірнеше тарифтер бойынша, алынбалы және өзара алмастырылатын деректерді беру модульдері бар алға және (немесе) кері бағытта. ҚР МӨЖ тізілімінде тіркелген, "Өнеркәсіптік саясат туралы" Қазақстан Республикасының Заңы 51-1-бабының 8-тармағына сәйкес отандық тауар өндірушілердің тізілімінде болуын растау. Есепке алу құралы МЕМСТ. 31819.21 "Айнымалы токтың электр энергиясын өлшеуге арналған аппаратура. Жеке талаптар. 21 бөлім. 1 және 2 дәлдік кластарының белсенді" энергиясын есепке алуға арналған статикалық құрылғылар, МЕМСТ 31819.23 "Айнымалы токтың электр энергиясын өлшеуге арналған жабдық. Жеке талаптар".
2.3	Номинал	5-60А, 5-100А
3	Негізгі параметрлер
3.1	Сезімталдық	0,004 Ib
3.2	Номиналды кернеу Un	3x220/380
3.4	Жиілік Гц	±2 рұқсат етілген ауытқумен 50 Герц%
4	Өлшеу дәлдігі
4.1	Белсенді энергия	1,0%
4.2	Реактивті энергия	2,0%
5	Климаттық жағдайлар
5.1	Жұмыс температурасы	-40°C … +60°C
5.2	Сақтау температурасы	-40°C … +70°C
6	Конструкцияға қойылатын талаптар
6.1	Оқшаулаудың беріктігі	4 киловольт (қорғаныс класы II)
6.2	Герметикалығы	IP 54
6.3	Есепке алу құралын монтаждау	Негіздің төменгі бөлігінде бекіту бұрандалары үшін 2 ойық және үстіңгі бөлігінде бір бұранда ойығы бар.
6.5	Желілік кабельдерге қосылу тәсілі	Бұрандалы қосылыс
6.6	Есепке алу құралы қақпағының және клеммниктің болуы	Есепке алу құралы қаптамасының қақпағын шешуге клеммниктің қақпағын шешкеннен кейін ғана жол беріледі. Клеммниктің материалы коррозияға қарсы металдан жасалған, берік және алюминиймен және мыспен жанасқанда тотықпайды.
7	Ақпаратты көрсету
7.1	Экран типі	СК (LCD) дисплей.
7.2	Кескіннің анықтығы	Кемінде 24 жыл.
7.3	Өлшенетін мәндерді көрсету	Кемінде 8 сан. Дисплейде кемінде 2 ондық таңбадан тұратын көрсеткіштердің шығысы қамтамасыз етіледі.
7.4	Дисплейге деректерді шығару форматы	Жүктемені ажырату релесінің жағдайы және оның өшіру/қосу себептері туралы ақпаратты көрсету. Дисплейде реленің ажыратылу себептерін тануға мүмкіндік беретін ақпаратты көрсету қамтамасыз етіледі: Қашықтықтан/қашықтықтан ажырату; Кредиттің/алдын ала төлемнің аяқталуы (кВТ/сағ, теңге, Уақыт) Активті қуат бойынша, ток бойынша лимиттен асып кету; Қалған жағдайлар; Ажырату себептерін жойғаннан кейін дисплейде реленің қосылуға дайындығы туралы ақпарат көрсетіледі.
7.5	Қашықтан және жергілікті конфигурациямен негізгі өлшенетін параметрлерді дисплейге шығару мүмкіндігі	Энергия мен қуатты өлшеу. Токтың және кернеудің ағымдағы мәндерін өлшеу.
7.6	Барлық өлшенетін параметрлерді қашықтан және жергілікті конфигурациямен дисплейге шығару мүмкіндігі	Басқа параметрлердің барлық түрлері.
7.7	Өлшем бірліктері	kW·h белсенді энергия үшін және ішінде kVar·h реактивті энергия үшін тұтынылған энергия туралы деректер дисплейді қамтамасыз етеді.
7.8	Мәндерді кодтау	Шығарылатын мәндер сұйық кристалды дисплейде сәйкес OBIS кодымен бірге жүреді.
7.9	Қуат болмаған кезде көрсеткіштерді көрсету (желілік кернеу)	Есепке алу құралы сыртқы қуаттау болмаған кезде көрсеткіштерді алу мүмкіндігін қамтамасыз етеді.
7.10	Дисплей экранының артқы жарығы	Есепке алу құралының дисплейі экран жарығының болуын қамтамасыз етеді. Артқы жарықты тұрақты және күту режимінде қосу/өшіру мүмкіндігі қарастырылған. Артқы жарықты қосу/өшіру конфигурациясы тұрақты және күту режимінде жергілікті және қашықтан қол жетімді.
8.	Резервтік қуаттау
8.1	Батарея қуаты	Сәйкес кепілдендірілген қызмет ету мерзімі бар батарея тексерісаралық интервалмен, бірақ кемінде 10 жыл. Батарея есепке алу құралының корпусын ашпай-ақ ауыстыру мүмкіндігін қамтамасыз етеді.
9.	Есепке алу құралының жады
9.1	Энергияға тәуелді емес жады	Негізгі параметрлердің күн мен уақыт белгісімен сақталуын қамтамасыз ететін тұрақты жадтың болуы. Тұтынылған активті және реактивті энергияның мәндерін жадында тура және кері бағытта, жиынтық және тарифтер бойынша бекіту және сақтау: Тәуліктің басына - 600 тәулік; Айдың басына - 36 ай; Аралықтың басына 1, 2, 15, 30, 60 мин – 5000 жазба (4 тәулік, 8 тәулік, 52 тәулік, 104 тәулік, 208 тәулік).
10	Негізгі жүктемені ажырату релесі
10.1	Реленің орналасуы	Есепке алу құралының корпусындағы негізгі жүктемені ажырату релесі.
10.2	Коммутациялық ең жоғары кернеу	Un 220/380 B ±20%
10.3	Ең жоғары коммутациялық ток	Есептеу құралының ең жоғары тогы (Iмах)
10.4	Жүктемесіз коммутациялар саны	Номиналды кернеуде кемінде 100000 коммутация
10.5	Ең жоғары жүктеме кезіндегі коммутациялар саны (сәйкес Iмах)	Номиналды кернеуде кемінде 10000 коммутация
10.6	Реленің жұмыс режимін басқару	Реленің жұмыс режимін жергілікті және қашықтан конфигурациялау мүмкіндігі қамтамасыз етілген. Реле реленің жұмыс режиміне сәйкес параметр бойынша қосылады: батырманы басқанда немесе реленің конфигурацияланған жұмыс режиміне байланысты автоматты түрде. Релені қосуға тек AMI жүйесінен рұқсат етілген пәрменнен кейін немесе реленің конфигурацияланған жұмыс режиміне байланысты релені өшіру себебін жойғаннан кейін ғана рұқсат етіледі. МЕМСТ 17523-85 "Электромагниттік релелер. Жалпы техникалық шарттар" сәйкес мәндерден асатын сыртқы магнит өрісінің немесе электростатикалық разрядтың болуын тіркеген жағдайда, реле өшіріледі және оның жұмысы блокталады. Реле AMI жүйесінен рұқсат етілген пәрменнен кейін ғана қосылады. Желідегі кернеу (қуат) өшірілгенде немесе басқа ақаулар болған жағдайда, есептеу құрылғысы AMI жүйесіне соңғы белсенді және реактивті энергия деректерін, өшіру уақыты туралы мәліметтер мен сигналдарды жіберуді қамтамасыз етеді (дабылдар), есептеу құралымен бекітілген.
10.7	Релені басқару	Реле реленің жұмыс режиміне сәйкес жергілікті және қашықтан, реленің жұмыс режиміне сәйкес жергілікті және қашықтан қосылады. Таңдалған есепке алу құралдарында релені ажырату/қосу тиісті команда берілген сәттен бастап әрбір есепке алу құралы үшін 5 минуттан аспайтын уақыт ішінде жүзеге асырылады. Сондай-ақ, жоғары деңгейлі бағдарламалық жасақтамада пәрмен берілген сәттен бастап әрбір есепке алу құрылғы үшін 5 минуттан аспайтын уақыт ішінде реле күйінің өзгергені туралы растау алынады.
11	Ішкі сағат
11.1	Жүрістің дәлдігі	Қалыпты жағдайда рұқсат етілген қателік тәулігіне 0,5 секундтан аспайды
11.2	Сағатты синхрондау	Жүйеде қолданылатын әртүрлі байланыс арналары арқылы сағатты AMI жүйесімен синхрондау қамтамасыз етіледі. Қолмен/автоматты енгізу режимінде уақыт пен уақыт белдеуін қашықтан реттеу мүмкіндігі.
12	Есепке алу құралдарының ішкі функциялары
12.1	Есепке алу құралында мынадай оқиғаларды тіркеу және AMI жүйесіне жіберу функциясы бар	есепке алу құралының қаптамасын ашу (корпусы бөлшектелген кезде) желілік кернеудің болуына қарамастан; дифференциалды токтың асып кетуі және істен шығуы; есепке алу құралының клеммалық қақпағын желілік кернеудің болуына қарамастан ашу; сағат механизмінің істен шығуы немесе дұрыс жұмыс істемеуі; кернеу бойынша арту және істен шығу; Оптопортқа, RS-485 портына, PLC, GPRS, LoRaWAN арналарына рұқсатсыз қол жеткізу әрекеті; электростатикалық разрядтың әсері; есепке алу құралының авариялық немесе қалыптан тыс шамадан тыс жүктелуі; магнит өрісінің болуы (айнымалы, тұрақты және электромагниттік), электростатикалық разряд, МЕМСТ сәйкес мәндерден жоғары. Сигналды AMI жүйесіне жіберу және релені өшіру/қосу конфигурацияны (конфигурацияны) жергілікті және қашықтан қамтамасыз етеді.
13.	Пломбалау
13.1	Есепке алу құралы мынадай пломбалармен жабдықталған:	Нөмірлік пломбалардың саны есепке алу құралы корпусының құрылымдық орындалуына сәйкес қамтамасыз етіледі. Тексеру пломбасы аккредиттелген метрологиялық қызмет жүргізген тексеру талаптарына сәйкес келеді. Қазақстан Республикасының "Өлшем бірлігін қамтамасыз ету туралы" Заңына сәйкес. "OPEN" есепке алу құралының қаптамасын ашу кезінде ЖКҚ-да электрондық пломба оқиғасының бейнеленуінің және журналының болуы.
14.	Қызмет ету мерзімі
14.1	Орташа қызмет ету мерзімі	Кемінде 24 жыл
15.	Кепілдік
15.1	Кепілдік мерзімі	Кемінде 18 ай
15.2	Деректерді жинау	Есептегіште қуат кернеуі міндетті түрде болса, жеткізуші үш тәулік ішінде байланыс арнасы бойынша деректердің 95% -дан астамын жинауға кепілдік береді.
15.3	Релені қашықтан өшіру/қосу	Жеткізуші әртүрлі байланыс арналары арқылы жүктеме релесінің тұрақты ажыратылуына және қосылуына кепілдік береді.
16.	Жергілікті деректермен алмасу
16.2	RS-485 оптопорт арқылы қол жеткізу қауіпсіздігі	Жұмыстың қауіпсіздігі мынадай жолдармен оптопорт қолжетімділіктің мынадай деңгейлерінің парольдерін пайдалана отырып: Тек оқуға арналған. Оқу және жазу. Баптау бойынша белгілі бір параметрлерді ғана оқу және жазу (баптау бойынша конфигурациялау). Барлық операциялардың журналдарын сақтай отырып (logs), кейіннен бақылау үшін қамтамасыз етіледі..
17.	Деректерді қашықтықтан алмасу
17.1	Байланыс арнасы	Есепке алу құралы деректердің әртүрлі байланыс арналары арқылы берілуін қамтамасыз етеді.
17.2	Байланыстың негізгі арнасы	Деректерді беру бойынша әртүрлі өзара алмастырылатын модульдер арқылы (PLC/HPLC, RF, LoRaWAN, NB-IoT, LTE, GSM).
17.4	RS-485 оптопорт арқылы қол жеткізу қауіпсіздігі	Жұмыстың қауіпсіздігі келесі жолдармен қамтамасыз етіледі, оптопорт қолжетімділіктің келесі деңгейлерінің парольдерін пайдалана отырып: Тек оқуға арналған. Оқу және жазу. Баптау бойынша белгілі бір параметрлерді ғана оқу және жазу (баптау бойынша конфигурациялау). Барлық операциялардың журналдарын сақтай отырып (logs), кейіннен бақылау үшін.
17.5	Жергілікті интерфейс	Есеспке алу құралы стандартты оптикалық портпен жабдықталған.
18	Функционалдылыққа қойылатын ең төменгі талаптар
18.1	Есепке алу құралына рұқсатсыз кіруден және қосу схемасын өзгертуден қорғау функциялары	Есепке алу құралы деректерді жадында кемінде 600 жазба тереңдікте сақтауды қамтамасыз етеді. Оқиғалар журналына жазба енгізе отырып есепке алу құралы қақпағының ашылуын тіркеу Реверсивті қосылу; ток тізбектерінің бағытын өзгерту; фазалық және нөлдік ток сымдарын қосу ретін өзгерту кезінде тұтынылған электр энергиясының дәлдік сыныбында тіркеу Есепке алу құрылғысы айнымалы токтың электр энергиясын өлшеуге арналған МЕМСТ 31818.11, МЕМСТ 30804 талаптарымен анықталған сыртқы факторлардың әсеріне төзімділікті қамтамасыз етеді. 4.2 "Техникалық құралдардың электромагниттік үйлесімділігі. Электростатикалық разрядтарға төзімділік. Сынақтардың талаптары мен әдістері".
18.2	Есепке алу құралымен тіркелетін сигналдар (дабылдар)	Сағат механизмінің істен шығуы; Қуат батареясының төмен кернеуі; Жергілікті оптикалық портқа рұқсатсыз қосылу; Конфигурация өзгертілді; Қақпақ алынды клеммниктің есепке алу аспаптарының; Магнит өрісінің әсері (айнымалы, тұрақты, электромагниттік); Электростатикалық разрядтың әсері; Желіде дифференциалды ток бар; Жиналмалы корпусы бар есепке алу аспабы үшін есепке алу құралы корпусының қақпағы алынды; БҚ қайта іске қосу watchdog – бағдарламаны қайта іске қосу; Бағдарламалық құралды жаңарту қатесі; Өлшеу коэффициентінің қателігі – өлшеу құралын калибрлеу кезінде қолданылады; Фазалық және нөлдік сымның қате қосылуы. Барлығы дабылдар байланыс арнасына қарамастан сұраныс бойынша AMI жүйесіне жіберуді қамтамасыз етіңіз. Байланыс болмаған жағдайда есепке алу құралы барлық берілістерді орындайды дабылдар бірінші мүмкіндікте (байланысты қалпына келтіру кезінде).
18.3	Есепке алу құралының жадындағы есепке алу құралының барлық әрекеттерін логтау	Барлық әрекеттер
18.4	Ағымдағы деректер	Есепке алу құралы барлық қолда бар параметрлерді сұраныс бойынша ON-LINE режимінде беруді қамтамасыз етеді.
18.5	Аралық деректер	Есепке алу аспабықұралы энергия беруші ұйымдардың қалауларына байланысты 5000 жазбаға дейінгі кезеңділікпен деректердің сақталуын қамтамасыз етеді. 1 минут – 4 тәулікке дейін 2 мин - 8 тәулікке дейін; 15 мин – 52 тәулікке дейін; 30 мин - 104 тәулікке дейін; 60 мин – 208 тәулікке дейін, Мерзімділікті жергілікті және қашықтан конфигурациялау мүмкіндігі қамтамасыз етіледі.
18.6	Шекті мәндермен жұмыс	Есепке алу құралына мынадай параметрлердің белгіленген шекті мәндерімен жұмыс қамтамасыз етілген: ток бойынша арту және істен шығу; кернеу бойынша арту және істен шығу; бойынша асып кету және сәтсіздік cosf; дифференциалдық ток бойынша асып кету және істен шығу. Шекті мәннен асып кету немесе сәтсіздік -өлшеу құралы оқиғаның оқиғалар журналына жазылуын және параметрге байланысты осы оқиғаны тіркей отырып, релені өшіруді қамтамасыз етеді. AMI жүйесіне жіберу; жүйеге AMI жіберу және релені өшіру. Шекті мәнді қалыпқа келтірген кезде өлшеу құралы параметрге байланысты оқиғаның оқиғалар журналына жазылуын қамтамасыз етеді: AMI жүйесіне жіберу; жүйеге AMI жіберіңіз және релені қосыңыз. Параметрдің шекті мәні және есепке алу құралының оқиғаға реакциясы жергілікті және қашықтан орнату (конфигурациялау) мүмкіндігін қамтамасыз етеді. Лимит бойынша шекті мәндер шекті шектеумен қатар және тәуелсіз жұмыс істейді.
18.7	Лимиттермен жұмыс	Есепке алу құралында мынадай параметрлердің белгіленген лимиттерімен жұмыс қамтамасыз етілген: активті қуатты тұтынудың артуы; фазалар бойынша токтың асып кетуі және істен шығуы. Шекті мәннен асып кету немесе сәтсіздік -өлшеу құралы оқиғаның оқиғалар журналына жазылуын және параметрге байланысты қамтамасыз етеді: жүйеге жіберу; жүйеге AMI жіберу және релені өшіру. Шекті мәнді қалыпқа келтірген кезде өлшеу құралы оқиғаның оқиғалар журналына жазылуын және параметрге байланысты қамтамасыз етеді: AMI жүйесіне жіберу; жүйеге AMI жіберіңіз және релені қосыңыз. Параметрдің шекті мәні және есепке алу аспабының оқиғаға реакциясы жергілікті және қашықтан орнату (конфигурациялау) мүмкіндігін қамтамасыз етеді. Шектеу шегі шекті мәндермен параллель және тәуелсіз жұмысты қамтамасыз етеді. Есепке алу құралы тәулік ішінде кестеге сәйкес әртүрлі шекті мәндер бойынша (жүктеменің ең жоғары сағаттарында, күндізгі уақытта, түнгі уақытта және т.б.) лимит енгізу мүмкіндігін қамтамасыз етеді, сондай-ақ айға және мезгілге байланысты өзгермелі (TOU-ға байланысты) кестемен реттеледі. Лимит бойынша шектеу әрбір фаза бойынша жұмысты қамтамасыз етеді.
19.	Тарифтер	Есепке алу құралы кемінде 4 тарифпен жұмысты және кемінде 12 мерзімге тарифтерді мезгілдік конфигурациялау мүмкіндігін қамтамасыз етеді.
20.	ЭКЕАЖ бағдарламалық жасақтамасымен үйлесімділік	Жеткізуші ДББЖЖ-мен (Деректерді жинау мен өңдеудің орталықтандырылған жүйесі) жүйеаралық деңгейде интеграциялау үшін деректерді беру хаттамасының API және техникалық сипаттамасын ұсынуды қамтамасыз етеді.

Үш фазалы, екі бағытты, белсенді және реактивті энергияны есепке алуға арналған, деректерді беру үшін алынбалы әрі өзара алмастырылатын модулі бар электрондық есептеу құралы 5-7,5A 3x220/380В деректерді беру бойынша әртүрлі өзара алмастырылатын модульдер (PLC/HPLC, RF, LoRaWAN, NB-IoT, LTE, GSM).

№ р/с	Техникалық талаптар кестесі	Қажетті деректер
1	2	3
1	Электр энергиясын есепке алу құралының типі
1.1	Алмалы-салмалы, бірін-бірі алмастыратын деректерді тасымалдау модулі бар үш фазалы, екі бағытты электронды есептегіш, белсенді және реактивті энергия.	Деректерді беру үшін әртүрлі өзара алмастырылатын модульдермен (PLC/HPLC, RF, LoRaWAN, NB-IoT, LTE, GSM).
2	Стандарттарға сәйкестік талаптары
2.1	Стандарттар	Есепке алу құралы талаптарға сәйкес келеді: МЕМСТ 31818.11 (IEC 62052-11:2003) "Электр энергиясын өлшеуге арналған аппаратура ауыспалы тока. Жалпы талаптар. Сынақтар және сынақ шарттары. 11-бөлім. Электр энергиясын есептегіштер", МЕМСТ 31819.21 (IEC 62053-21:2003) "Айнымалы токтың электр энергиясын өлшеуге арналған жабдық. Жеке талаптар. 21-бөлім. 1 және 2 дәлдік кластарының статикалық белсенді энергия есептегіштері", МЕМСТ 31819.22(IEC 62053-22:2003) "Айнымалы токтың электр энергиясын өлшеуге арналған жабдық. Жеке талаптар. 22-бөлім. Дәлдік кластары 0,2S және 0,5S" статикалық белсенді энергия есептегіштері, МЕМСТ 31819.23 (IEC 62053-23:2003) "Айнымалы токтың электр энергиясын өлшеуге арналған жабдық. Жеке талаптар. 23 бөлім. Статикалық реактивті энергия есептегіштері".
2.2	Сертификаттар	Трансформаторды қосатын айнымалы токтың үш фазалы төрт сымды желілеріндегі белсенді және реактивті энергияны өлшеуге және есепке алуға арналған белсенді және реактивті электр энергиясының электронды көп тарифтік есептегіш құрылғысы, бір немесе бірнеше тарифтер бойынша алға және (немесе) кері бағытта алынбалы және өзара алмастырылатын және деректерді беру модульдері. ҚР МӨЖ тізілімінде тіркелген, "Өнеркәсіптік саясат туралы" Қазақстан Республикасының Заңы 51-1-бабының 8-тармағына сәйкес отандық тауар өндірушілердің тізілімінде болуын растау.
2.3	Типі:	Inom 5A Imax 7,5A
3	Негізгі параметрлер
3.1	Сезімталдық	0,2% Ib
3.2	Номиналды кернеу Un	3x220/380
3.4	Жиілік Гц	±2 рұқсат етілген ауытқулары бар 50 Герц%
4.	Өлшеу дәлдігі
4.1	Белсенді энергия	0,5%
4.2	Реактивті энергия	1,0%
5	Климаттық жағдайлар
5.1	Жұмыс температурасы	-40°C … +60°C
5.2	Сақтау температурасы	-40°C … +70°C
6	Конструкцияға қойылатын талаптар
6.1	Оқшаулаудың беріктігі	4 киловольт (қорғаныс класы II)
6.2	Герметикалығы	IP 54
6.3	Есепке алу құралын монтаждау	Негіздің төменгі бөлігінде бекіту бұрандалары үшін 2 ойық және үстіңгі бөлігінде бір бұранда ойығы бар.
6.5	Желілік кабельдерге қосылу тәсілі	Бұрандалы қосылыс
6.6	Клеммниктің және есепке алу құралының қақпағының болуы	Есепке алу құралы қаптамасының қақпағын клеммниктің қақпағын алғаннан кейін ғана шешуге болады. Клеммниктің материалы коррозияға қарсы металдан жасалған, берік және алюминиймен және мыспен жанасқанда тотықпайды.
7	Ақпаратты көрсету
7.1	Экранның типі	СК (LCD) дисплей
7.2	Кескіннің анықтығы	Кемінде 24 жыл
7.3	Өлшенетін мәндерді көрсету	Кемінде 8 сан. Дисплейде кемінде 2 ондық таңбадан тұратын көрсеткіштердің шығысы қамтамасыз етіледі.
7.5	Қашықтан және жергілікті конфигурациямен негізгі өлшенетін параметрлерді дисплейге шығару мүмкіндігі	Энергия мен қуатты өлшеу. Токтың және кернеудің ағымдағы мәндерін өлшеу.
7.6	Барлық өлшенетін параметрлерді қашықтан және жергілікті конфигурациямен дисплейге шығару мүмкіндігі	Басқа параметрлердің барлық түрлері
7.7	Тұрғын үй-жайларда ток трансформаторы мен кернеу трансформаторының коэффициентін алу мүмкіндігі.	Тарифтер бойынша жалпы энергия A+ (-)/R+ (-).
7.7	Өлшем бірліктері	Тұтынылған энергия туралы деректер kW·h белсенді энергия үшін және ішінде kVar·h реактивті энергия үшін қамтамасыз етеді.
7.8	Мәндерді кодтау	Шығарылатын мәндер сұйық кристалды дисплейде сәйкес OBIS кодымен бірге жүреді.
7.9	Қуат болмаған кезде көрсеткіштерді көрсету (желілік кернеу)	Есепке алу құралы сыртқы қуаттау болмаған кезде көрсеткіштерді алу мүмкіндігін қамтамасыз етеді.
7.10	Дисплей экранының артқы жарығы	Есепке алу құралының дисплейі экран жарығының болуын қамтамасыз етеді. Артқы жарықты тұрақты және күту режимінде қосу/өшіру мүмкіндігі қарастырылған. Артқы жарықты қосу/өшіру конфигурациясы тұрақты және күту режимінде жергілікті және қашықтан қол жетімді.
8	Резервтік қуаттау
8.1	Батарея	Сәйкес кепілдендірілген қызмет ету мерзімі бар батарея тексерісаралық интервалмен, бірақ кемінде 10 жыл. Аккумулятор есепке алу аспабының корпусын ашпай-ақ ауыстыру мүмкіндігін қамтамасыз етеді.
9	Есепке алу құралының жады
9.1	Энергияға тәуелді емес жады	Есепке алу құралы энергия беруші ұйымдардың қалауларына байланысты 5000 жазбаға дейінгі кезеңділікпен деректердің сақталуын қамтамасыз етеді. 1 минут – 4 тәулікке дейін 2 минут - 8 тәулікке дейін; 15 минут – 52 тәулікке дейін; 30 минут - 104 тәулікке дейін; 60 минут – 208 тәулікке дейін, Мерзімділік жергілікті және қашықтан конфигурацияланады.
10	Ішкі сағат
10.1	Жүрістің дәлдігі	Қалыпты жағдайда рұқсат етілген ауытқу тәулігіне 0,5 секундтан аспайды
10.2	Сағатты синхрондау	Сағатты AMI жүйесімен синхрондау жүйеде қолданылатын әртүрлі байланыс арналары арқылы қамтамасыз етіледі. Қолмен немесе автоматты енгізу режимінде уақыт пен уақыт белдеуін қашықтан реттеу мүмкіндігі іске асырылды.
11	Есепке алу құралының ішкі функциялары
11.1	Есепке алу аспабында келесі оқиғаларды тіркеу және AMI жүйесіне жіберу функциясы бар	есепке алу құралының желілік кернеудің болуына қарамастан (корпусы бөлшектелген кезде) қаптамасын ашу; дифференциалды токтың асып кетуі және істен шығуы; есепке алу құралдың клеммнигінін желілік кернеудің болуына қарамастан қақпағын ашу; сағат механизмінің істен шығуы немесе дұрыс жұмыс істемеуі; кернеу бойынша арту және істен шығу; рұқсатсыз оптопортқа, RS-485 порты, PLC, GPRS кіру әрекеті; электростатикалық разрядтың әсері; есепке алу құралының авариялық немесе қалыптан тыс шамадан тыс жүктелуі; магнит өрісінің болуы (айнымалы, тұрақты және электромагниттік), электростатикалық разряд, IEC және МЕМСТ сәйкес мәндерден жоғары. Сигналды AMI жүйесіне жіберу және релені өшіру/қосу жергілікті және қашықтан конфигурацияны (конфигурацияны) қамтамасыз етеді.
12	Пломбалау
12.1	Есепке алу құралы мынадай пломбалармен жабдықталған:	Нөмірлік пломбалардың саны есепке алу аспабы корпусының құрылымдық орындалуына сәйкес қамтамасыз етіледі. Мемлекеттік салыстырып тексерудің пломбасы Тексеру пломбасы аккредиттелген метрологиялық қызмет жүргізген тексеру талаптарына сәйкес келеді. Қазақстан Республикасының "Өлшем бірлігін қамтамасыз ету туралы" Заңына сәйкес.. "OPEN" есепке алу аспабының қаптамасын ашу кезінде ЖКҚ-да электрондық пломба оқиғасының бейнеленуінің және журналының болуы.
13	Қызмет ету мерзімі
13.1	Орташа қызмет ету мерзімі	Кемінде 24 жыл
14	Кепілдік
14.1	Кепілдік мерзімі	Кемінде 18 ай
14.2	Деректерді жинау	Есепке алу құралында қуат кернеуі міндетті түрде болса жеткізуші үш тәулік ішінде байланыс арнасы бойынша деректердің 95% -дан астамын жинауға кепілдік береді. егер.
15	Жергілікті деректермен алмасу
15.2	Оптопорт және RS-485 арқылы қол жеткізу қауіпсіздігі.	Жұмыстың қауіпсіздігі келесі жолдармен қамтамасыз етіледі оптопорт қолжетімділіктің мынадай деңгейлерінің парольдерін пайдалана отырып: Тек оқуға арналған. Оқу және жазу. Баптау бойынша белгілі бір параметрлерді ғана оқу және жазу (баптау бойынша конфигурациялау). Барлық операциялардың журналдарын сақтай отырып (logs), кейіннен бақылау үшін.
16	Деректерді қашықтықтан алмасу
16.1	Байланыс арналары	Есепке алу құралы деректердің әртүрлі байланыс арналары арқылы берілуін қамтамасыз етеді.
16.2	Байланыстың негізгі арнасы	Әртүрлі өзара алмастырылатын деректерді тасымалдау модульдері бойынша (PLC/HPLC, RF, LoRaWAN, NB-IoT, LTE, GSM).
17	Функционалдылыққа қойылатын ең төменгі талаптар
17.1	Есепке алу құралына рұқсатсыз кіруден және қосу схемасын өзгертуден қорғау функциялары	Есепке алу құралы деректерді жадында кемінде 600 жазба тереңдікте сақтауды қамтамасыз етеді. Есептеу құралының және клеммалық қақпақтың ашылғанын тіркеу, оқиғалар журналында жазу арқылы; Тұтынылған электр энергиясының дәлдік сыныбында тіркеу: реверсивті қосылуда; ток тізбектерінің бағытын өзгерту; Есепке алу құрылғысы МЕМСТ 31818.11-2012 талаптарымен анықталған сыртқы факторлардың әсеріне төзімділікті қамтамасыз етеді. "Айнымалы токтың электр энергиясын өлшеуге арналған жабдық", МЕМСТ 30804.4.2 (IEC 61000-4-2: 2008) Электромагниттік жабдықтың үйлесімділігі. Электростатикалық разрядтарға төзімділік. Қойылатын талаптар және сынау әдістері
17.2	Есепке алу аспабымен тіркелетін сигналдар (дабылдар)	Сағат механизмінің істен шығуы; Қуат батареясының төмен кернеуі; Жергілікті оптикалық портқа рұқсатсыз қосылу; Конфигурация өзгертілді; Клеммниктің есепке алу аспаптарының қақпағы алынды; Магнит өрісінің әсері (айнымалы, тұрақты, электромагниттік); Электростатикалық разрядтың әсері; Жиналмалы корпусы бар есепке алу құралы үшін есепке алу құралы корпусының қақпағы алынды; БҚ қайта іске қосу watchdog - бағдарламаны қайта іске қосу; Бағдарламалық құралды жаңарту қатесі; Өлшеу коэффициентінің қателігі - өлшеу құралын калибрлеу кезінде қолданылады; 1,2,3 фазалық кернеудің болмауы; Фазалардың қате қосылуы. Барлығы дабылдар байланыс арнасына қарамастан сұраныс бойынша AMI жүйесіне жіберуді қамтамасыз етеді. Байланыс болмаған жағдайда есепке алу құралы барлық берілістерді орындайды дабылдар бірінші мүмкіндікте (байланысты қалпына келтіру кезінде).
17.3	Есепке алу құралының жадындағы есепке алу құралының барлық әрекеттерін логтау	Барлық әрекеттер
17.4	Ағымдағы деректер	Есепке алу құралы барлық қолда бар параметрлерді сұраныс бойынша ON-LINE режимінде беруді қамтамасыз етеді.
17.5	Аралық деректер	Есепке алу құралы энергия беруші ұйымдардың қалауларына байланысты 5000 жазбаға дейінгі кезеңділікпен деректердің сақталуын қамтамасыз етеді. 1 минут – 4 тәулікке дейін 2 минут - 8 тәулікке дейін; 15 минут – 52 тәулікке дейін; 30 минут - 104 тәулікке дейін; 60 минут – 208 тәулікке дейін, Мерзімділікті жергілікті және қашықтан конфигурациялау мүмкіндігі қамтамасыз етіледі.
17.6	Шекті мәндермен жұмыс	Есепке алу құралында мынадай параметрлердің белгіленген шекті мәндерімен жұмыс қамтамасыз етілген: ток бойынша арту және істен шығу; кернеу бойынша арту және істен шығу; бойынша асып кету және сәтсіздік cosf; дифференциалдық ток бойынша асып кету және істен шығу. Шекті мәннен асып кету немесе сәтсіздік - өлшеу құралы оқиғаны оқиғалар журналына тіркейді және параметрге байланысты осы оқиғаны тіркей отырып, релені өшіреді.: AMI жүйесіне жіберу; жүйеге AMI жіберу және релені өшіру. Шекті мәнді қалыпқа келтірген кезде есептеу құрылғысы оқиғаны оқиғалар журналына және параметрге байланысты жазып алады: AMI жүйесіне жіберу; жүйеге AMI жіберіңіз және релені қосыңыз. Параметрдің шекті мәні және есепке алу құралының оқиғаға реакциясы жергілікті және қашықтан орнату (конфигурациялау) мүмкіндігін қамтамасыз етеді. Шекті мәндер шекті шектеумен қатар және тәуелсіз жұмыс істейді.
17.7	Лимиттермен жұмыс	Есепке алу құралында мынадай параметрлердің белгіленген лимиттерімен жұмыс қамтамасыз етілген: активті қуатты тұтынудың артуы; фазалар бойынша токтың асып кетуі және істен шығуы. Шекті мәннен асып кету немесе сәтсіздікке ұшырау — өлшеу құралы оқиғаны оқиғалар журналына және параметрге байланысты жазуды орындайды: жүйеге жіберу; жүйеге AMI жіберу және релені өшіру. Шекті мәнді қалыпқа келтірген кезде есептеу құрылғысы оқиғаны оқиғалар журналына және параметрге байланысты жазып алады: AMI жүйесіне жіберу; жүйеге AMI жіберіңіз және релені қосыңыз. Параметрдің шекті мәні және есепке алу аспабының оқиғаға реакциясы жергілікті және қашықтан орнату (конфигурациялау) мүмкіндігін қамтамасыз етеді. Шектеу шегі шекті мәндермен параллель және тәуелсіз жұмысты қамтамасыз етеді. Есепке алу аспабы тәулік ішінде кестеге сәйкес әртүрлі шекті мәндермен лимит бойынша шектеу мүмкіндігін қамтамасыз етеді. (ең жоғары жүктеме сағаттарында, күндізгі уақытта, түнгі уақытта т.б.) ай мен маусымға байланысты өзгермелі кестемен (TOU-ға сілтеме жасай отырып). Лимит бойынша шектеу әрбір фаза бойынша жұмысты қамтамасыз етеді.
18.	Тарифтер	Есепке алу құралы кемінде 4 тарифпен жұмысты және кемінде 12 мерзімге тарифтерді мерзімдік конфигурациялау мүмкіндігін қамтамасыз етеді.
19.	ЭКЕАЖ бағдарламалық жасақтамасымен үйлесімділік	Жеткізуші ДББЖЖ-мен (Деректерді жинау мен өңдеудің орталықтандырылған жүйесі) жүйеаралық деңгейде интеграциялау үшін деректерді беру хаттамасының API және техникалық сипаттамасын ұсынуды қамтамасыз етеді.

Сұйық жылумен жабдықтау жүйелеріндегі жылу энергиясын және жылу тасымалдағышты өлшеуге арналған бір арналы немесе көп арналы көп функциялы жылу есептегіш

№ р/с	Техникалық талаптар кестесі	Қажетті деректер
1	2	3
1	Жылуды есепке алу аспабының типі
1.1	Сұйық жылумен жабдықтау жүйелеріндегі жылу энергиясын және жылу тасымалдағышты өлшеуге арналған бір арналы немесе көп арналы көп функциялы жылу есептегіш	RS485, RS232, M-Bus, Ethernet, GPRS, LoRaWAN интерфейстерін қолдау..
2	Стандарттарға сәйкестік талаптары
2.1	Стандарттар	Жылу есептегіш МЕМСТ EN 1434-1 "Жылу есептегіштер. 1-бөлім. Жалпы талаптар".
2.2	Сертификаттар	Жылуесептегіш ҚР МӨЖ тізілімінде тіркелген және "Өнеркәсіптік саясат туралы" Қазақстан Республикасының Заңы 51-1-бабының 8-тармағына сәйкес отандық тауар өндірушілердің тізілімінен растамасы болуы тиіс.
3	Негізгі параметрлер
3.1	Номиналды кернеу	±20 рұқсат етілген ауытқулармен 220 вольт%
3.2	Номиналды жиілік	±2 рұқсат етілген ауытқулары бар 50 Герц%
3.3	Ағынды өлшеу диапазоны	0,006-дан 300 м3/сағ дейін
3.4	Салқындатқыштың температурасын өлшеу диапазоны	0°C-тан 150°C-қа дейін
3.5	Температура айырмашылығын өлшеу диапазоны	2°C-тан 150°C-қа дейін
3.6	Өлшенетін ортаның максималды қысымы	4 мПа дейін
4	Өлшемдердің дәлдігі
4.1	Жылу энергиясын өлшеудегі қателік: Дәлдік сыныбы 1 Дәлдік сыныбы 2	±(2+4∆Qmin/∆Q+0,01qp/q) % ±(3+4∆Qmin/∆Q+0,02qp/q) %
5	Климаттық жағдайлар
5.1	Жұмыс температурасы	-25°C-тан +55°C-қа дейін
5.2	Сақтау температурасы	-25°C-тан +70°C-қа дейін
5.3	Салыстырмалы ылғалдылық	35°C температурада 95%
6	Конструкцияға қойылатын талаптар
6.1	Қорғау дәрежесі	IP54
6.2	Габариттік өлшемдері	230×210×95 мм артық емес
6.3	Салмағы	20 кг артық емес
7	Құрылғының жады
7.1	Энергияға тәуелді емес жады: жылу энергиясы және басқа параметрлер туралы мұрағаттық деректерді сақтауға арналған, арналған	Орташа сағаттық мәндер бойынша 2048 жазба 1792 орташа тәуліктік мәндерге арналған жазба Орташа айлық мәндер бойынша 60 жазба
8	Басқару және индикация
8.1	Дисплей типі	ЖКИ
8.2	Деректерді көрсету	температураның, қысымның, көлемнің және энергияның ағымдағы және мұрағаттық мәндерін көрсету мүмкіндігі
8.3	Кірістірілген басқару түймелері	бет панелі арқылы жұмыс режимдерін басқару
9	Коммуникациялық мүмкіндіктер
9.1	Деректерді беру интерфейстері	RS485, RS232, M-Bus, GPRS, LoRaWAN, Ethernet/RJ-45 және инфрақызыл портты қолдау.
9.2	Деректерді берудің максималды жылдамдығы	115200 кбит/с
10.	Техникалық қызмет көрсету
10.1	Тексерісаралық аралық	4 жыл
10.2	Өндірушінің кепілдігі	18 ай
11	Тағайындау	Жылу энергиясы мен жылу тасымалдағыштың мөлшерін өлшеу
12	Қолданылу саласы	Сұйық жылумен жабдықтау жүйелері
13	Жұмыс қағидаты	Шығын өлшегіштерден келетін сигналдарды оқу, жылу түрлендіргіштер кедергілер мен қысым түрлендіргіштері, содан кейін оларды есептеу қондырғысында өңдеуге арналған электрлік сигналдарға айналдыру. Деректерді өңдеу жылу энергиясының параметрлерінің кешенін, оның ішінде салқындатқыштың көлемі мен массасын, жылу қуатын, кіріс және шығыс температураларының мәндерін, қысымның төмендеуін және температура айырмашылығын есептеу мақсатында жүзеге асырылады. Алынған параметрлер жылумен жабдықтау жүйелерінде тұтынылатын немесе берілетін жылу энергиясын дәл есептеу үшін қолданылады. Бұл процесс жылу ағындарын сенімді есепке алуды және бақылауды қамтамасыз етеді, бұл энергия ресурстарын тиімді басқаруға ықпал етеді және жүйенің әртүрлі пайдалану жағдайларында жұмысын талдауға мүмкіндік береді.
14	Негізгі компоненттер	Есептеу блогы, шығын өлшегіштер, термотүрлендіргіштер қарсылықтар және олардың жиынтықтары, қысым түрлендіргіштері
15	Өлшенетін параметрлер	Жылу энергиясы, жылу қуаты, салқындатқыштың көлемі мен массасы, температура, қысым, жұмыс уақыты
16	Электрмен қуаттау	Қуат көзінің кернеуі: 195-253 вольт; Тұтынылатын қуат: 11 Ватт (екі арналы); 20 ватт (көп арналы)
17	Орташа қызмет ету мерзімі	Кемінде 12 жыл
18	Жинақтылық	Есептеуіш, температура датчиктері, шығын өлшегіштер
19	Температураны өлшеу арналарының саны	6 арнаға дейін
20	Кіріс ток сигналдары	0-5 мА, 0-20 мА, 4-20 мА
21	Істен шығудың орташа атқарымы	Кемінде 75000 сағат
22	Пайдалану шарттары	Қоршаған ортаның температурасы: 5-тен 55 °C-қа дейін, салыстырмалы ылғалдылық: 93% -ға дейін, атмосфералық қысым: 86,0-ден 106,7 кПА-ға дейін
23	Қолданылатын шығын өлшегіштердің типтері	Электромагниттік шығын өлшегіштер: Диаметрі DN: 15-тен 100 мм-ге дейін Ағынды өлшеу диапазоны: 0,01-ден 300 м3/сағ дейін Өлшеу дәлдігі: 0,25% -дан 2,0-ге дейін% Номиналды қысым: 4,0 мПа дейін Өлшенетін ортаның температурасы: 0-ден +150 °C-қа дейін Қорғау дәрежесі: IP65/IP67/IP68 Шығу сигналы: 4-20Ма Қуат көзі: 24 VDC Біріктіру типі: Фланецті, сэндвичті біріктіру
24	Қолданылатын кедергі температурасының түрлендіргіштерінің типтері	Термотүрлендіргіштер қарсылықтар: Температураны өлшеу диапазоны: 0-ден +160 °C-қа дейін Дәлдік сыныбы: A, B Сезімтал элементтің материалы: платина (Pt100, Pt500) Қосылу типі: бұрандалы немесе фланецті
25	Қолданылатын қысым түрлендіргіштерінің типтері	Қысым түрлендіргіштері: Қысымды өлшеу диапазоны: 4,0 мПа дейін Қысымның ен жоғары: 25 кПА дейін Өлшенетін ортаның температурасы: 0-ден +150 °C-қа дейін Корпус материалы: тот баспайтын болат Қосылу типі: бұрандалы немесе фланецті
26	Мұрағатталатын параметрлер	Жылу энергиясының, температураның, қысымның, қателік кодтарының орташа сағаттық, орташа тәуліктік, орташа айлық мәндері
27	Байланыс арналарын қолдау	LoRaWAN (міндетті емес)
28	Тұтынылатын қуат	Екі арналы ДБ: 11 ватт, көп арналы ДБ: 20 Ватт
29	Номиналды статикалық сипаттама жылу түрлендіргіштер	Pt100, Pt500
30	Шығын өлшегіштердің қоректенуінің кіріс кернеулері	Шығын өлшегіштер үшін 18В (0,25 А), қысым датчиктері үшін 17В (0,05 А) кіріктірілген қуат көздері
31	ЖКҚ-да бейнелеу параметрлері	- Өлшенген параметрлердің ағымдағы мәндері (температура, қысым, ағын, көлем, масса, жылу энергиясы)\ Жылу энергиясы мен жылу тасымалдағыштың жинақталған жиынтық мәндері\ Параметрлердің орташа сағаттық, орташа тәуліктік және орташа айлық мәндері\ Күні мен уақыты\ Жүйенің күйі және қате кодтары\n- Әрбір жүйе үшін параметрлер параметрлері (1-жүйе және 2-жүйе)\n- Орнатылған пайдаланушы қысым мен температураның шектері\\n- қысым мен температура түрлендіргіштері үшін кіріс және шығыс токтарының мәндері\Соңғы 100 тәуліктегі мұрағаттық деректер (сағаттық мәндер), 34 ай (айлық мәндер)

Ескертпе: аббревиатуралардың толық жазылуы:

Гц — Номиналды жиілік

ЖКИ - Сұйықкристалды индикатор

Жоғарғы деңгей - деректерді өңдеудің орталықтандырылған жүйесі

КБЖ киберқауіпсіздікті басқару жүйесі

Клеммник - Электрлік қосқыш блок

ҚР МӨЖ - Қазақстан Республикасының өлшем бірлігін қамтамасыз етудің мемлекеттік жүйесі

м3 -Текше метр

ОДОҚ - Деректерді жинау мен өңдеудің орталықтандырылған жүйесі

Оптопорт - Оптикалық порт

Орташа деңгей - концентраторлар (шлюздер) және электр қондырғылары мен жылу қондырғыларының ақпараттық-есептеу кешендері

ТБАЖ - Технологиялық процесті басқарудың автоматтандырылған жүйесі

Төменгі деңгей - далалық жабдықтар мен есепке алу аспаптары

ЭКЕАЖ - Электр энергиясын коммерциялық есепке алудың автоматтандырылған жүйесі

Alarm - Дабыл жүйесі, дабыл

API - Application Programming Interface (қолданбалы бағдарламалау интерфейсі)

E-mail - Электрондық пошта

Excel - Microsoft Excel кестелік файлы

Iмах - Максималды ток

IoT — Internet of Things (заттар интернет)

GPRS — General Packet Radio Service (GSM арқылы деректерді беру сервисі)

GSM — Global System for Mobile Communications (ұялы байланыс)

GSM/GPRS — Деректерді беру қызметі бар ұялы байланыс (GPRS)

kW·h (кВТ.сағ) - Киловатт-сағат (энергия бірлігі)

Kvar·h (Шаршы.с.) - Реактивті-сағаттық киловольт-ампер (реактивті энергия)

LCD - Liquid Crystal Display (сұйық кристалды дисплей)

Logs - Оқиғалар журналдары / журнал файлдары

LoRaWAN - Long Range Wide Area Network (радиоарнаның алыс қашықтықтағы желісі)

LTE — Long Term Evolution (4G стандарт байланысы)

Modbus - Автоматтандыруға арналған деректерді беру хаттамасы

NB-IoT - NarrowBand Internet of Things (тар жолақты IoT)

OBIS - Object Identification System (есептегіштер үшін стандартталған объектілерді сәйкестендіру жүйесі)

OPEN - Есепке алу аспабының ТКШ-сында есепке алу аспабының ашылу оқиғасын көрсету

OPC - OLE for Process Control (өнеркәсіптік автоматтандырудағы деректермен алмасу стандарты)

PLC/HPLC — Power Line Communication— күштік сызықтары арқылы деректерді беру/күштік сызықтары арқылы кең жолақты деректерді беру

RS-485 — Өнеркәсіптік желілерге арналған тізбекті интерфейс стандарты

SCADA - Supervisory Control And Data Acquisition (диспетчерлік бақылау және деректерді жинау жүйесі)

TOU - Time of Use (тариф пайдалану уақытын ескере отырып)

Un - Номиналды кернеу

Watchdog - Жүйенің күйін бақылау контроллері

WEB - Веб бет (World Wide Web)

Xls - Файлдар Excel (кестелер форматы)

Об утверждении Правил формирования, ведения и функционирования единой государственной системы управления топливно-энергетическим комплексом

Правила формирования, ведения и функционирования единой государственной системы управления топливно-энергетическим комплексом

Глава 1. Общие положения

Глава 2. Назначение и структура Системы

Глава 3. Порядок функционирования Системы

Глава 4. Порядок взаимодействия и координации рабочих процессов между пользователями в Системе

Глава 5. Порядок сбора, обработки, мониторинга и анализа данных

Глава 6. Требования к цифровым объектам субъектов топливно-энергетического комплекса в целях сбора, обработки и хранения данных

Глава 7. Требования к объектам цифровизации теплоэнергетики и электроэнергетики

Глава 8. Требования к аппаратно-программным комплексам автоматизированных систем коммерческого учета энергетических ресурсов

Глава 9. Требования к автоматизированным системам управления технологическим процессом

Глава 10. Технические требования к серверному оборудованию и операционной системе для функционирования автоматизированной системы коммерческого учета

Глава 11. Требования к технологии передачи информации в интеллектуальных системах учета энергетических ресурсов

Глава 1. Общие положения

Глава 2. Минимальные требования к цифровым системам автоматизированных систем коммерческого учета электрической и тепловой энергии

Глава 3. Минимальные требования к аппаратно-программным комплексам автоматизированных систем коммерческого учета электрической и тепловой энергии

Глава 6. Технические требования к бытовым и промышленным приборам учета газа по дистанционной передаче данных газового счетчика

Глава 7. Заключительные положения

Одноканальный или многоканальный многофункциональный теплосчетчик
для измерения тепловой энергии и теплоносителя в системах жидкостного теплоснабжения

Отын-энергетика кешенін басқарудың бірыңғай мемлекеттік жүйесін қалыптастыру, жүргізу және оның жұмыс істеуі қағидаларын бекіту туралы

Отын-энергетика кешенін басқарудың бірыңғай мемлекеттік жүйесін қалыптастыру, жүргізу және оның жұмыс істеу қағидалары

1-тарау. Жалпы ережелер

2-тарау. Жүйенің мақсаты мен құрылымы

3-тарау. Жүйенің жұмыс істеу тәртібі

4-тарау. Жүйеде пайдаланушылар арасындағы өзара іс-қимыл және жұмыс процестерін үйлестіру тәртібі

5-тарау. Деректерді жинау, өңдеу, мониторингтеу және оларды талдау тәртібі

6-тарау. Деректерді жинау, өңдеу және сақтау мақсатында отын-энергетика кешені субъектілерінің цифрлық объектілеріне қойылатын талаптар

7-тарау. Жылу энергетикасын және электр энергетикасын цифрландыру объектілеріне қойылатын талаптар

8-тарау. Энергетикалық ресурстарды коммерциялық есепке алудың автоматтандырылған жүйелерінің аппараттық-бағдарламалық кешендеріне қойылатын талаптар

9-тарау. Технологиялық процесті басқарудың автоматтандырылған жүйелеріне қойылатын талаптар

10-тарау. Автоматтандырылған коммерциялық есепке алу жүйесінің жұмыс істеуі үшін серверлік жабдыққа және операциялық жүйеге қойылатын техникалық талаптар

11-тарау. Энергетикалық ресурстарды есепке алудың зияткерлік жүйелерінде ақпаратты беру технологиясына қойылатын талаптар

1-тарау. Жалпы ережелер

2-тарау. Электр және жылу энергиясын коммерциялық есепке алудың автоматтандырылған жүйелерінің цифрлық жүйелеріне қойылатын ең төменгі талаптар

6-тарау. Газ есептегішінің деректерін қашықтықтан беру бойынша тұрмыстық және өндірістік газды есепке алу құрылғыларына қойылатын техникалық талаптар

7-тарау. Қорытынды ережелер

№ р/с

Техникалық талаптар кестесі

Қажетті деректер

Сұйық жылумен жабдықтау жүйелеріндегі жылу энергиясын және жылу тасымалдағышты өлшеуге арналған бір арналы немесе көп арналы көп функциялы жылу есептегіш

Об утверждении Правил формирования, ведения и функционирования единой государственной системы управления топливно-энергетическим комплексом

Правила формирования, ведения и функционирования единой государственной системы управления топливно-энергетическим комплексом

Глава 1. Общие положения

Глава 2. Назначение и структура Системы

Глава 3. Порядок функционирования Системы

Глава 4. Порядок взаимодействия и координации рабочих процессов между пользователями в Системе

Глава 5. Порядок сбора, обработки, мониторинга и анализа данных

Глава 6. Требования к цифровым объектам субъектов топливно-энергетического комплекса в целях сбора, обработки и хранения данных

Глава 7. Требования к объектам цифровизации теплоэнергетики и электроэнергетики

Глава 8. Требования к аппаратно-программным комплексам автоматизированных систем коммерческого учета энергетических ресурсов

Глава 9. Требования к автоматизированным системам управления технологическим процессом

Глава 10. Технические требования к серверному оборудованию и операционной системе для функционирования автоматизированной системы коммерческого учета

Глава 11. Требования к технологии передачи информации в интеллектуальных системах учета энергетических ресурсов

Глава 1. Общие положения

Глава 2. Минимальные требования к цифровым системам автоматизированных систем коммерческого учета электрической и тепловой энергии

Глава 3. Минимальные требования к аппаратно-программным комплексам автоматизированных систем коммерческого учета электрической и тепловой энергии

Глава 6. Технические требования к бытовым и промышленным приборам учета газа по дистанционной передаче данных газового счетчика

Глава 7. Заключительные положения

Одноканальный или многоканальный многофункциональный теплосчетчикдля измерения тепловой энергии и теплоносителя в системах жидкостного теплоснабжения

Отын-энергетика кешенін басқарудың бірыңғай мемлекеттік жүйесін қалыптастыру, жүргізу және оның жұмыс істеуі қағидаларын бекіту туралы

Отын-энергетика кешенін басқарудың бірыңғай мемлекеттік жүйесін қалыптастыру, жүргізу және оның жұмыс істеу қағидалары

1-тарау. Жалпы ережелер

2-тарау. Жүйенің мақсаты мен құрылымы

3-тарау. Жүйенің жұмыс істеу тәртібі

4-тарау. Жүйеде пайдаланушылар арасындағы өзара іс-қимыл және жұмыс процестерін үйлестіру тәртібі

5-тарау. Деректерді жинау, өңдеу, мониторингтеу және оларды талдау тәртібі

6-тарау. Деректерді жинау, өңдеу және сақтау мақсатында отын-энергетика кешені субъектілерінің цифрлық объектілеріне қойылатын талаптар

7-тарау. Жылу энергетикасын және электр энергетикасын цифрландыру объектілеріне қойылатын талаптар

8-тарау. Энергетикалық ресурстарды коммерциялық есепке алудың автоматтандырылған жүйелерінің аппараттық-бағдарламалық кешендеріне қойылатын талаптар

9-тарау. Технологиялық процесті басқарудың автоматтандырылған жүйелеріне қойылатын талаптар

10-тарау. Автоматтандырылған коммерциялық есепке алу жүйесінің жұмыс істеуі үшін серверлік жабдыққа және операциялық жүйеге қойылатын техникалық талаптар

11-тарау. Энергетикалық ресурстарды есепке алудың зияткерлік жүйелерінде ақпаратты беру технологиясына қойылатын талаптар

1-тарау. Жалпы ережелер

2-тарау. Электр және жылу энергиясын коммерциялық есепке алудың автоматтандырылған жүйелерінің цифрлық жүйелеріне қойылатын ең төменгі талаптар

6-тарау. Газ есептегішінің деректерін қашықтықтан беру бойынша тұрмыстық және өндірістік газды есепке алу құрылғыларына қойылатын техникалық талаптар

7-тарау. Қорытынды ережелер

№ р/с

Техникалық талаптар кестесі

Қажетті деректер

Сұйық жылумен жабдықтау жүйелеріндегі жылу энергиясын және жылу тасымалдағышты өлшеуге арналған бір арналы немесе көп арналы көп функциялы жылу есептегіш

Одноканальный или многоканальный многофункциональный теплосчетчик
для измерения тепловой энергии и теплоносителя в системах жидкостного теплоснабжения