Institut Luxembourgeois de Régulation - Règlement E16/39/ILR du 3 octobre 2016 concernant les spécifications techniques et organisationnelles du système de comptage intelligent et des installations connexes - Secteur Electricité - Secteur Gaz Naturel.

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Institut Luxembourgeois de Régulation - Règlement E16/39/ILR du 3 octobre 2016 concernant les spécifications techniques et organisationnelles du système de comptage intelligent et des installations connexes - Secteur Electricité - Secteur Gaz Naturel.

La Direction de l'Institut Luxembourgeois de Régulation,

Vu la loi modifiée du 1er août 2007 relative à l'organisation du marché de l'électricité, et notamment son article 29(7);

Vu la loi modifiée du 1er août 2007 relative à l'organisation du marché du gaz naturel, et notamment son article 35(7);

Vu le règlement grand-ducal du 27 août 2014 relatif aux modalités du comptage de l'énergie électrique et du gaz naturel;

Vu le résultat de la consultation publique ouverte du 5 mars 2014 jusqu'au 7 mai 2014 sur les spécifications techniques et organisationnelles du système de comptage intelligent;

Vu le résultat de la consultation publique ouverte du 9 juin 2016 jusqu'au 19 juillet 2016 sur les fonctionnalités, les spécifications techniques et les spécifications organisationnelles du système de comptage intelligent;

Considérant le retour d'expérience des gestionnaires de réseau dans le cadre des projets pilotes;

Arrête:

Chapitre I - Objet et définitions

Art. 1er.

Le présent règlement établit les spécifications techniques et organisationnelles du système de comptage intelligent. Elles constituent des conditions minimales d'implémentation applicables au système de comptage intelligent et aux installations connexes.

Art. 2.

Aux fins du présent règlement, on entend par:

(1) «interface standardisée»: le dispositif qui permet le couplage de composants en vue de l'échange de données. On distingue l'interface standardisée locale qui se trouve sur le compteur d'électricité et l'interface standardisée à distance;
(2) «utilisateur du réseau»: le client final, le producteur d'énergie ou le tiers désigné/mandaté par l'un des deux;
(3) «système de comptage intelligent»: le système composé des compteurs intelligents d'électricité et de gaz naturel, du système central, des moyens de communication ainsi que de toutes autres installations connexes à l'activité de comptage intelligent des gestionnaires de réseau;
(4) «gestionnaire de réseau»: le gestionnaire de réseau d'électricité ou le gestionnaire de réseau de gaz naturel.
Chapitre II - Spécifications techniques
Section I. Le système central

Art. 3.

Le système central permet le stockage et le traitement des données de comptage. Il communique en aval avec les équipements qui sont les compteurs intelligents, les concentrateurs et les relais déportés. En amont, il communique avec les systèmes des gestionnaires de réseau et avec les systèmes des exploitants des réseaux d'eau et de chaleur.

Art. 4.

Le système central présente les spécifications techniques suivantes:

a) une interconnexion informatique entre les systèmes de gestion des données de comptage de chaque gestionnaire de réseau et le système central;
b) un système de suivi automatique des anomalies;
c) un module matériel de sécurité (HSM – Hardware Security Module);
d) un système de gestion de la sécurité;
e) une redondance des éléments critiques;
f) une communication sécurisée entre le système central et les composantes du système (compteurs, relais déportés, concentrateurs) qui répond aux principes d'authentification, de cryptage et d'intégrité;
g) un concept de sécurité évolutif en fonction des besoins;
h) une gestion de tous les messages et alarmes en provenance des concentrateurs, relais déportés et compteurs intelligents;
i) un dimensionnement pour un million de compteurs, tous fluides confondus et une architecture évolutive permettant une augmentation du nombre de compteurs;
j) une gestion du parc matériel (mises à jour, configurations, lectures, commandes, etc.) et suivi statistique du parc matériel;
k) un générateur automatique et à la demande, de rapports concernant notamment la qualité de la tension, la qualité de service du système et les bilans énergétiques par sous-station;
l) une mémoire suffisante pour la conservation des données brutes (valeurs quart-horaires pour les compteurs d'électricité, et valeurs horaires pour les compteurs de gaz naturel, d'eau ou de chaleur) pour une durée n'excédant pas celle nécessaire à la réalisation des finalités de leur traitement;
m) le cas échéant, un système d'archivage automatique, qui permet de décharger les données vers un archivage sécurisé avec un accès réglementé;
n) le stockage de tous les événements collectés; et
o) un système de traçage de toutes les modifications sur les données (versioning).
Section II. Les compteurs intelligents
Sous-section I. Les compteurs d'électricité

Art. 5.

(1)

Les compteurs intelligents d'électricité utilisés en basse tension sont triphasés (3x230V/400V entre phases) avec une fréquence nominale de 50Hz et répondent au moins aux critères d'exactitude de la classe A conformément aux dispositions de l'Annexe MI-003 du règlement grand-ducal du 26 janvier 2016 concernant les instruments de mesure.

(2)

Ces compteurs sont soit de type «mesure directe» pour tous les raccordements à intensité de courant inférieure ou égale à 100 A par phase, soit de type «mesure indirecte» via un transformateur d'intensité de courant.

Art. 6.

Les compteurs intelligents d'électricité présentent notamment les spécifications techniques suivantes:

a) être conçus pour une durée de vie technique de 20 ans;
b) comporter au moins 4 registres permettant d'enregistrer des courbes de charge d'électricité, c'est-à-dire des suites d'index enregistrés avec une granularité de 15 minutes ou plus fine pour l'énergie active importée, l'énergie active exportée, l'énergie réactive importée, l'énergie réactive exportée;
c) comporter au moins 3 registres permettant d'enregistrer des courbes de charge avec une granularité d'une heure ou plus fine pour les compteurs de gaz naturel, d'eau et de chaleur connectés au compteur électrique ainsi que les types et identifiants des équipements;
d) enregistrer dans un journal et envoyer au système central tous les évènements et les alertes générés dans le compteur telles que les alertes liées à une tentative de fraude ou les alertes liées à l'état du réseau électrique (les surtensions, les sous-tensions et les interruptions);
e) comporter au moins deux relais intégrés pour gérer les charges en aval du compteur. Ces relais peuvent être commandés soit par le système central, soit par le calendrier interne au relais;
f) comporter au moins trois calendriers, dont un par relais intégré, permettant de distinguer au moins douze saisons différentes, douze profils de semaine et trente profils journaliers avec au moins onze actions par jour et trente jours spéciaux;
g) pour les compteurs de type «mesure directe», avoir un interrupteur permettant la connexion et la déconnexion de l'installation électrique. Cet interrupteur est programmable à distance et il peut être déclenché soit sur demande soit de manière automatique, notamment en cas de dépassement de seuils prédéfinis de la puissance totale maximale autorisée ou du courant maximal autorisé par phase. Les seuils déclencheurs peuvent être programmés soit par une valeur fixe soit par un calendrier interne au compteur. L'interrupteur est conçu pour dépasser la durée de vie technique du compteur avec un minimum de 10.000 opérations d'ouverture ou de fermeture;
h) disposer d'un écran permettant d'afficher les registres visés sous b) ci-dessus ainsi que les messages de statut interne du compteur;
i) avoir un dispositif permettant la reconnexion locale de l'installation électrique;
j) avoir une horloge et un calendrier internes;
k) comporter une interface M-Bus filaire sécurisée conforme aux spécifications OMS EN- 13757;
l) comporter une interface M-Bus sans fil sécurisée conforme aux spécifications OMS EN- 13757;
m) permettre en plus une interface M-Bus sans fil sécurisée conforme aux spécifications OMS EN- 13757 réalisée par un module externe;
n) disposer d'une interface filaire unidirectionnelle pour connecter un appareil intelligent de l'utilisateur du réseau, tel qu'un écran déporté ou un serveur «smart home». Les données de cette interface standardisée locale sont chiffrées. Le déchiffrage se fait au moyen d'une clé électronique à fournir sur demande par le gestionnaire de réseau. L'interface est activée ou désactivée par connexion/déconnexion locale d'un appareil intelligent. Le chiffrement de l'interface locale peut être activé ou désactivé à distance par le gestionnaire de réseau sans frais supplémentaires. Le compteur d'électricité transmet, après activation de l'interface, les données du compteur d'électricité ainsi que les données des compteurs éventuels y raccordés au fil de l'eau et à fréquence élevée. Les données à transmettre sur l'interface standardisée locale sont paramétrables à distance par le gestionnaire de réseau. Les caractéristiques de l'interface sont publiées sur le site internet du gestionnaire de réseau. Pour les compteurs intelligents utilisés en moyenne tension ou en haute tension, cette interface peut être remplacée par une sortie d'impulsion;
o) disposer d'une interface de maintenance sécurisée se basant sur le standard IEC 62056-21 permettant de connecter un terminal portable pour lire les données du compteur et configurer le compteur;
p) comporter un module de communication en courants porteurs en ligne (CPL) (profile de communication DLMS/COSEM TCP_UDP/IP/PLC) ou, lorsque la solution CPL ne se justifie pas d'un point de vue économique, un module de communication en GPRS (profil de communication DLMS/COSEM TCP-UDP/IP/GPRS), pour la communication avec le concentrateur respectivement le système central. La communication entre le compteur et le concentrateur et le cas échéant la communication entre le compteur et le système central est sécurisée, moyennant l'authentification des objets, le cryptage et le contrôle d'intégrité des données transmises suivant exigences du protocole DLMS/COSEM avec possibilité de mise à jour;
q) conserver les données enregistrées lors d'interruptions de courant électrique et reprendre automatiquement le fonctionnement normal dès rétablissement du courant;
r) comporter un dispositif anti-fraude qui détecte et signale au gestionnaire de réseau une tentative de fraude;
s) accepter des messages unicast, multicast et broadcast en provenance du concentrateur respectivement du système central et appliquer les filtrages nécessaires.

Art. 7.

L'interface standardisée locale permet au moins la transmission des données suivantes:

a) pour l'électricité:
l'identifiant de l'équipement
l'énergie active et réactive importée avec une résolution de 1 Wh
l'énergie active et réactive exportée avec une résolution de 1 Wh
la puissance maximale autorisée, telle que programmée dans le compteur en kVA
l'état de connexion ou de déconnexion
b) pour le gaz naturel:
le type d'équipement
l'identifiant de l'équipement
la dernière valeur de comptage horaire en m3 avec estampille
la position de l'électrovanne
c) pour la chaleur:
le type d'équipement
l'identifiant de l'équipement
la dernière valeur de comptage horaire en kWh avec estampille
d) pour l'eau:
le type d'équipement
l'identifiant de l'équipement
la dernière valeur de comptage horaire en m3 avec estampille

L'interface standardisée locale permet la transmission de messages texte avec un maximum de 1024 caractères.

Sous-section II. Les compteurs de gaz naturel

Art. 8.

Les compteurs intelligents de gaz naturel présentent notamment les spécifications techniques suivantes:

a) être conçus pour une durée de vie technique de 20 ans;
b) être conçus pour transmettre plusieurs fois par heure au compteur d'électricité des index enregistrés avec une granularité de 60 minutes ou plus fine;
c) prévoir une correction automatique du volume mesuré en fonction de la température;
d) avoir la possibilité d'intégrer une électrovanne pilotée à distance pour les compteurs du type G4 et G6;
e) disposer d'une interface sécurisée M-Bus filaire ou d'une interface M-Bus sans fil conforme aux spécifications OMS EN- 13757;
f) être conçus pour détecter et signaler des tentatives de fraude.
Section III. Les installations connexes
Sous-section I. Les concentrateurs

Art. 9.

Les concentrateurs présentent notamment les spécifications techniques suivantes:

a) être conçus pour une durée de vie technique de 15 années;
b) rendre possible une communication bidirectionnelle sécurisée avec les compteurs électriques via CPL (profile de communication DLMS/COSEM TCP_UDP/IP/PLC);
c) permettre la réception en continu des données issues des compteurs électriques, y compris les données des compteurs de gaz naturel et d'autres fluides, et du stockage de ces données pour une durée de 3 mois au moins;
d) permettre la transmission au système central des données stockées plusieurs fois par jour;
e) disposer d'un compteur intégré capable de mesurer les départs d'un poste de transformation;
f) comporter un module matériel de sécurité (HSM) intégré permettant un stockage des clés de sécurité;
g) présenter un dispositif anti-fraude qui permet de détecter et signaler une tentative de fraude.
Sous-section II. Les relais déportés

Art. 10.

Les relais déportés présentent notamment les spécifications techniques suivantes:

a) être conçus pour une durée de vie technique de 20 ans;
b) comporter trois relais permettant de gérer des charges en aval du compteur. Ces relais peuvent être commandés soit par le système central, soit par un calendrier interne (1 par relais). Le calendrier doit pouvoir distinguer au moins 12 saisons différentes, 12 profils de semaine et 30 profils journaliers avec au moins 11 actions par jour et 30 jours spéciaux;
c) disposer d'un journal contenant les alarmes enregistrées dans le module, telles que les alarmes liées à une tentative de fraude, qui ont été envoyées au système central pour traitement;
d) assurer la liaison des relais aux compteurs d'électricité ou directement aux concentrateurs par CPL (profil de communication DLMS/COSEM TCP-UDP/IP) respectivement par GPRS (profil de communication DLMS/ COSEM TCP-UDP/IP/GPRS). La communication entre le relais déporté et le concentrateur et le cas échéant la communication entre le relais déporté et le système central doit être sécurisée et assurer l'authentification des objets, le cryptage et l'intégrité des données transmises suivant au moins DLMS/COSEM avec possibilité de mise à jour.
Chapitre III - Spécifications organisationnelles

Art. 11.

(1)

Les gestionnaires de réseau collaborent entre-eux, le cas échéant, au travers d'une entité commune, dans le cadre du déploiement et de la gestion du système de comptage intelligent.

(2)

Ils prennent en charge conjointement les opérations communes liées au comptage intelligent, notamment la conception du système de comptage intelligent et l'achat, l'installation et l'exploitation du système central de collecte et de gestion des données. Ils prennent également en charge conjointement les opérations communes liées aux fonctionnalités du système de comptage intelligent, ainsi que celles liées à l'achat des compteurs intelligents d'électricité et de gaz naturel et des concentrateurs de données qui seront installés et entretenus par chaque gestionnaire de réseau de distribution dans sa zone de desserte.

Art. 12.

(1)

La description des services offerts dans le cadre du présent règlement par les gestionnaires de réseau de distribution d'électricité et de gaz naturel aux fournisseurs d'électricité et de gaz naturel avec les conditions financières correspondantes est reprise dans le catalogue de service visé à l'article 5(8) du Règlement E16/12/ILR du 13 avril 2016 fixant les méthodes de détermination des tarifs d'utilisation des réseaux de transport, de distribution et industriels et des services accessoires pour la période de régulation 2017 à 2020 et abrogeant le règlement E12/05/ILR du 22 mars 2012 et à l'article 5(7) du Règlement E16/13/ILR du 13 avril 2016 fixant les méthodes de détermination des tarifs d'utilisation des réseaux de transport, de distribution et des services accessoires à l'utilisation des réseaux pour la période de régulation 2017 à 2020 et abrogeant le règlement E12/06/ILR du 22 mars 2012. Les modalités pratiques et procédurales pour l'utilisation des services prévus dans le cadre du présent règlement sont arrêtées par l'Institut Luxembourgeois de Régulation en vertu de l'article 54(4) de la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l'organisation du marché de l'électricité et de l'article 51(7) de la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l'organisation du marché du gaz naturel.

(2)

Les contrats fixant les modalités et conditions des services fournis par les gestionnaires de réseau, le cas échéant, au travers d'une entité commune, aux exploitants de réseau d'eau et de chaleur dans le cadre du présent règlement sont à notifier à l'Institut Luxembourgeois de Régulation.

(3)

Les modalités d'accès et d'échange des données de consommation sont définies conformément aux exigences applicables dans le domaine de la gestion de la sécurité de l'information et aux dispositions de la loi modifiée du 2 août 2002 relative à la protection des personnes à l'égard du traitement des données à caractère personnel.

Chapitre IV - Dispositions finales

Art. 13.

Le présent règlement sera publié au Mémorial et sur le site internet de l'Institut Luxembourgeois de Régulation.

Pour l'Institut Luxembourgeois de Régulation

La Direction

(s.) Michèle Bram

Directrice adjointe

(s.) Camille Hierzig

Directeur adjoint

(s.) Luc Tapella

Directeur


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