1. Общие положения
1.1. Автоматизированная система коммерческого учета электрической энергии и мощности (далее АСКУЭ), выполненная на основании данных технических условий, предназначена для определения количества потребленной электрической энергии и мощности.
1.2. Автоматизированная система учета электрической энергии и мощности для коммерческих целей организуется на границах раздела балансовой принадлежности электрических сетей и потребителей электрической энергии.
1.3. Построение автоматизированной системы коммерческого учета электрической энергии и мощности производится на основе проекта.
1.4. Целью коммерческого учета является получение субъектами договоров энергоснабжения, купли-продажи и услуг по передаче электрической энергии данных учета потребления, транспорта и поставки товарной продукции (электроэнергии, мощности) для организации коммерческих расчетов.

2. Требования к системе
АСКУЭ  должна обеспечивать выполнение следующих функций:
2.1. Получение достоверной и надежной коммерческой информации для автоматизации расчетов за электрическую энергию и мощность между поставщиком, потребителем и сетевыми организациями;
2.2. Обеспечение контроля и управления режимами поставки и потребления электрической энергии;
2.3. Формирование достоверных данных для производственной и статической отчетности по транспорту, полезному отпуску и реализации электроэнергии, анализа режимов электропотребления и потерь.

3. Требования к техническому заданию на проект
3.1. Техническое задание (ТЗ) составляется проектной организацией, по результатам обследования энергообъекта потребителя.
3.2. ТЗ должно содержать следующие обязательные разделы:
3.2.1.Состояние учета на момент составления ТЗ;
3.2.2. Требования к измерительным каналам;
3.2.3.Требования к каналам связи;
3.2.4.Требования к программному обеспечению;
3.2.5. Метрологические требования на систему;
3.2.6. Требования к схемам учета.
3.3. ТЗ подписывается организацией, производившей обследование и состояние ТЗ.
3.4. ТЗ утверждается заказчиком.
3.5. ТЗ согласуется гарантирующим поставщиком.
3.6. ТЗ составляется на основе данных технических условий, действующих на момент последнего согласования ТЗ.

4. Требования к проекту
4.1. Проект должен иметь следующие разделы:
4.1.1.  Общие требования;
4.1.2.  Обоснование проектного решения;
4.1.3.  Техническое обеспечение;
4.1.4   Метрологическое обеспечение;
4.1.5.  Самодиагностика работоспособности системы;
4.1.6.  Программное обеспечение и протоколы передачи данных;
4.1.7.  Защита от несанкционированного доступа;
4.1.8. Сроки реализации проекта;
4.1.9. Организация эксплуатации учета.
4.2. Проект должен быть согласован:
4.2.1.  Заказчиком;
4.2.2.  Проектной организацией;
4.2.3.  Гарантирующим поставщиком;
4.2.4.  Организацией, выполнившей метрологическую экспертизу.
4.3. Проект должен быть оформлен в соответствии с требованиями ЕСКД и не иметь исправлений.
4.4. Проект представляется на рассмотрение как минимум в трех экземплярах на бумажном носителе и один экземпляр в электронном виде, записанных на CD – ROM с опцией запрета дополнительной записи (информация должна быть представлена в формате MS Office или RDF файл), причем CD – ROM и один экземпляр на бумажном носителе остаются в архиве ООО «ЭНЕРГИЯ ХОЛДИНГ».

5. Требования к  составу АСКУЭ       
5.1. Требования к трансформаторам тока и напряжения: 
5.1.1. Применяемые трансформаторы тока должны соответствовать требованиям ГОСТ 7746, а трансформаторы напряжения соответствовать требованиям ГОСТ 1983. 
5.1.2. Классы точности измерительных трансформаторов тока — не хуже 0,5S. 
5.1.3. Классы точности измерительных трансформаторов напряжения – не хуже 0,5.
5.1.4. Измерительные трансформаторы должны быть установлены в каждой фазе.
5.1.5. В случае использования трансформатора напряжения только в целях коммерческого учета необходимо обеспечить контроль целостности вторичных цепей   трансформатора напряжения (Требование данного пункта не обязательно при применении электросчётчиков, реализующих функцию контроля наличия напряжения с фиксацией в «Журнале событий»). 
5.1.6. Не допускается применение промежуточных трансформаторов тока. 
5.1.7. Нагрузка измерительных трансформаторов должна соответствовать требованиям эксплуатационных режимов для своего класса точности. Во всех эксплуатационных режимах не допускается перегрузка измерительных трансформаторов. 
5.1.8. Измерительные трансформаторы должны соответствовать ПУЭ по классу напряжения, электродинамической и термической стойкости, климатическому исполнению. 
5.1.9. Выводы измерительных трансформаторов, используемых в измерительных цепях коммерческого учета должны быть защищены от несанкционированного доступа (должна иметься возможность опломбирования). 
5.1.10. Не допускается подключение цепей релейной защиты и сигнализации к измерительной обмотке трансформаторов тока, используемой в цепях коммерческого учета.   
5.2. Требования к вторичным цепям: 
5.2.1 Потери напряжения в цепи «трансформатор напряжения – электросчетчик» не должны превышать 0,25% номинального вторичного напряжения трансформатора напряжения.
5.2.2. Электросчетчик должен быть подключен к трансформатору напряжения отдельным кабелем, защищенным от короткого замыкания, при этом подсоединение кабеля к электросчетчику должно быть проведено через испытательную клеммную коробку (специализированный клеммник), расположенную около счетчика. Допускается применение единой электрической цепи для подключения электросчетчиков к одному трансформатору напряжения, при условии обеспечения защиты всей цепи от несанкционированного доступа.
5.2.3. Электросчетчик должен быть подключен к измерительным обмоткам трансформатора тока отдельным кабелем.
5.2.4. В измерительных цепях информационно-измерительного комплекса (ИИК) точек измерений должна предусматриваться возможность замены электросчётчика и подключения образцового счетчика без отключения присоединения (установка испытательных коробок).
5.2.5. Вторичные измерительные цепи должны быть защищены от несанкционированного доступа.
5.2.6.  Трансформаторы напряжения должны быть защищены от КЗ во вторичных цепях автоматическими выключателями.
5. 3. Требования к счетчикам электроэнергии:
5.3.1. Должна быть обеспечена  возможность подключения резервного источника питания счетчика и автоматическое переключение на источник резервного питания при исчезновении основного (резервного) питания счетчика.
5.3.2. Счетчики должны обеспечивать работоспособность в диапазоне температур, определенных условиями эксплуатации.
5.3.3. Средняя наработка на отказ счетчика должна составлять не менее 35000 часов.
5.3.4. Межповерочный интервал должен составлять не менее 8-ми лет.
5.3.5. Счетчики должны соответствовать следующим основным требованиям:
–  обеспечивать учет электроэнергии по каждой фазе
–  класс точности – не хуже 0,5S;
–  наличие энергонезависимой памяти для хранения профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не менее 35 суток, данных по активной и реактивной электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а также запрограммированных параметров;
–  наличие энергонезависимых часов, обеспечивающих ведение даты и времени (точность хода не хуже ± 5,0 с в сутки с внешней автоматической коррекцией (синхронизацией);
–  наличие «Журнала событий», фиксирующего время и даты наступления событий;
–  обеспечивать автоматическую самодиагностику с формированием обобщённого сигнала в «Журнале событий».
5.3.6. Счетчики должны поддерживать интерфейс RS-485 (при установке двух и более счетчиков на объекте);
5.3.7. Устанавливаемые типы счетчиков:
–  ISKRA MT8xx (MT851, TE851, MT855, MT831);
–  СЭТ-4ТМ (СЭТ-4ТМ.02, СЭТ-4ТМ.03);
–  ЕвроАльфа (EAxxx), А1800;
–  Меркурий (M-230ART, M-230ART2);
–  ПСЧ;
–  ION;
Список поддерживаемых счетчиков постоянно расширяется.
5.4. Требования к каналам связи и коммуникационному оборудованию для организации сбора данных:
5.4.1. При организации каналов связи необходимо обеспечить:
–  скорость передачи данных не менее 9600 бит/с;
–  коэффициент готовности не хуже 0,95.
5.4.2. В качестве каналов связи могут быть использованы:
–  выделенная телефонная линия сети общего пользования;
–  локальная вычислительная сеть;
–  корпоративная связь;
–  GSM – связь.
5.4.3. В качестве коммуникационного оборудования использовать: при наличии на объекте доступа к телефонной линии сети общего пользования, либо доступа к корпоративной связи через телефонную линию и/или локальную вычислительную сеть:
–  терминальный сервер Digi PortServer TS 3 M MEI, 3 port RS-232/422/485 RJ-45 Serial to Ethernet Device Server with Modem [DG70001986];
–  GSM-модем Siemens TC35i (для организации резервного канала связи в случае необходимости);
при отсутствии на объекте доступа к телефонной линии сети общего пользования, либо доступа к корпоративной связи:
–  терминальный сервер Digi Connect WAN VPN GSM Global Quadband GPRS Class 12, EDGE Class 10 with Antenna [DC-VPN-GE10A-W].

Срок действия ТУ – 2 года. Срок действия данных условий может быть продлен в  установленном порядке.