EMU Professional II : compteur triphasé conforme MID

L’EMU Professional II est un compteur d’énergie triphasé pour rail DIN de 35 mm. Il mesure l’énergie active et réactive dans les deux sens, enregistre la courbe de charge dans l’appareil, gère jusqu’à quatre tarifs et restitue les valeurs, selon la version, par M-Bus, Modbus RTU, TCP/IP ou LoRa.

Pour l’énergie active, classe B selon EN 50470-3, ce qui correspond à un écart d’un pour cent. Pour les autres grandeurs mesurées s’applique la classe 2 selon EN 62053, soit deux pour cent. Les deux classes valent sur toute l’étendue de mesure et pas seulement au point nominal.

Oui. Le compteur est homologué selon le module MID B+D, conforme au droit de la métrologie selon PTB-A 20.1 et, dans les versions à courbe de charge, certifié en plus selon PTB-A 50.7 pour la délimitation des quantités de tiers et la gestion de l’énergie.

Les compteurs électroniques d’énergie active doivent, selon l’article 6 de l’ordonnance du DFJP sur les instruments de mesure de l’énergie et de la puissance électriques (OIMepu, RS 941.251), être vérifiés à nouveau tous les dix ans par un organisme de vérification habilité. Les compteurs à mécanisme électromécanique ont un délai de quinze ans.

Oui. Pour les compteurs d’énergie active à mesure directe, sans transformateurs en amont, l’article 6 alinéa 2 OIMepu autorise une procédure statistique par échantillonnage selon l’annexe 4. Si un lot réussit l’échantillonnage, tous les compteurs du lot conservent leur validité de vérification pour cinq années supplémentaires.

La responsabilité incombe à la personne qui utilise l’instrument de mesure, donc en règle générale au propriétaire ou à l’exploitant de l’installation. Cela vaut aussi pour les sous-compteurs d’un regroupement de consommation propre, et pas seulement pour les compteurs du gestionnaire de réseau de distribution.

Oui. Le Professional II satisfait à CLC/FprTR 50579 et mesure correctement même en présence d’harmoniques dans la plage de 2 à 150 kilohertz, telles qu’en produisent les onduleurs. Il compte séparément le soutirage et l’injection, ce qui est nécessaire pour les installations en consommation propre.

En Suisse. Le développement, l’assemblage des circuits imprimés, le montage final et les essais ont lieu en Suisse ; le support technique vient de Baar, dans le canton de Zoug.

Dans le raccordement direct, la totalité du courant de charge traverse le compteur. Aucun transformateur de courant ni conversion n’est nécessaire. Cela simplifie l’installation, mais limite le courant mesurable à ce que supportent les bornes de l’appareil.

La variante à raccordement direct 3/100 mesure jusqu’à 100 ampères par phase. Au-delà, un raccordement par transformateurs est nécessaire. Pour les installations proches de 100 ampères, le raccordement par transformateurs est le choix le plus robuste.

Pour le raccordement direct, de 1,5 à 35 millimètres carrés. Le couple de serrage est de 2 newtons-mètres, 3 newtons-mètres au maximum. Un couple insuffisant entraîne des résistances de contact et un échauffement de la borne.

Le courant de démarrage de la variante à raccordement direct est de 20 milliampères. En dessous, le compteur ne compte pas. Pour mesurer la veille d’appareils isolés, c’est la limite inférieure.

400 volts en courant alternatif entre les conducteurs de phase, avec une tolérance de plus/moins 20 pour cent, soit 230 volts par rapport au neutre. Fréquence nominale 50 hertz, 60 hertz sur demande. L’étendue de mesure va de 40 à 65 hertz.

Dès que le courant permanent attendu dépasse 100 ampères ou que la ligne d’alimentation a une section supérieure à 35 millimètres carrés. Le manque de place dans le tableau plaide aussi pour des transformateurs, car seules de fines lignes de mesure mènent alors au compteur.

Dans ce raccordement, des transformateurs de courant mesurent le courant de charge et le ramènent à un faible courant secondaire de 5 ou 1 ampère. Seul ce courant secondaire traverse le compteur. On peut ainsi mesurer des installations de plusieurs milliers d’ampères.

Pour la variante à 5 ampères au secondaire, de 5/5 à 20 000/5 par pas de 5 ampères. Pour la variante à 1 ampère au secondaire, de 1/1 à 4 000/1. Le rapport est enregistré dans le compteur, qui ramène ensuite les valeurs au primaire.

La variante 3/5 supporte en permanence jusqu’à 6 ampères au secondaire. Le courant de démarrage est de 1 milliampère ; le compteur enregistre donc aussi des charges très faibles par rapport à la taille du transformateur.

Section de conducteur de 1 à 6 millimètres carrés, couple de serrage 0,8 newton-mètre, 1 newton-mètre au maximum. Les circuits des transformateurs de courant ne doivent jamais être ouverts en service, sous peine de tensions dangereusement élevées.

Oui. Sans rapport correctement enregistré, le compteur ramène mal les valeurs secondaires au primaire et la facturation est fausse. Le réglage est décrit dans le quickstart du Professional II et devrait être consigné lors de la mise en service.

Selon l’article 13 alinéa 1 OIMepu, la validité de la vérification des transformateurs de mesure inductifs et capacitifs est illimitée. Pour les autres types de transformateurs, l’Office fédéral peut fixer au cas par cas un délai de vérification ultérieure lors de l’approbation.

La précision globale résulte du compteur et du transformateur réunis. Le compteur satisfait à la classe B selon EN 50470-3. Pour que cela tienne en pratique, la classe du transformateur doit être adaptée et la charge rester dans les limites de sa spécification.

90 × 91 × 72 millimètres, soit 5 modules sur le rail DIN de 35 mm. Le poids est d’environ 350 grammes.

Le boîtier satisfait à IP51, les bornes à IP20. Le compteur est de classe de protection II. Pour une utilisation en extérieur ou en milieu humide, un boîtier adapté est nécessaire.

La plage commence à moins 25 degrés Celsius ; la limite supérieure dépend de la version et figure sur la face avant – plus 70 degrés pour les variantes à raccordement direct 3/100, plus 55 degrés pour plusieurs variantes à transformateurs 3/5. La classe d’environnement mécanique est M2, l’électromagnétique E2.

Selon la version, deux ou quatre tarifs. La commutation se fait par des entrées de commande en 230 volts alternatifs. Le soutirage et l’injection sont comptés séparément, de sorte que des tarifs d’injection peuvent aussi être représentés.

La mémoire de courbe de charge enregistre la consommation à intervalles fixes, toutes les 15 minutes sur le Professional II. On y lit les pointes de puissance, les consommations de veille et les heures de fonctionnement. Pour les tarifs de puissance et pour la gestion de l’énergie selon ISO 50001, c’est la base de données.

Plus de 100 000 valeurs, soit jusqu’à trois ans d’historique en valeurs au quart d’heure. Le compteur enregistre indépendamment de la présence d’un système de supervision.

L’horloge interne continue de fonctionner 18 jours sur son tampon. Les valeurs mesurées se trouvent en EEPROM et y restent au moins dix ans. Au retour de la tension, l’appareil poursuit le comptage sans intervention sur les données.

Parce que seules des valeurs résolues dans le temps montrent quelle quantité a été remise à des tiers et à quel moment. Les versions à courbe de charge du Professional II sont certifiées à cet effet selon PTB-A 50.7.

Selon la version, M-Bus, Modbus RTU via RS-485, TCP/IP ou LoRa. S’y ajoutent une sortie impulsionnelle S0 et une interface optique. Chaque version dispose de son propre manuel d’interface.

1,5 milliampère, soit exactement une charge standard M-Bus. Les adresses primaires se règlent de 0 à 250, l’adresse secondaire compte huit chiffres. En usine sont réglés l’adresse primaire 000, 2400 bauds et le numéro de série comme adresse secondaire.

De 300 à 9600 bauds. Dans les installations plus importantes, 2400 bauds a fait ses preuves, car la portée diminue nettement aux vitesses supérieures. L’EMU M-Center relève les compteurs selon ce schéma.

Le compteur occupe un huitième de charge unitaire sur le segment RS-485 et travaille de 9600 à 115 200 bauds. L’affectation des registres figure dans le manuel d’interface Modbus.

Elle dispose d’un connecteur RJ45 à 100 mégabits en duplex intégral et embarque un serveur web, Modbus TCP, une interface HTTP GET et la synchronisation horaire NTP. En usine, elle obtient son adresse par DHCP. MQTT permet le raccordement direct à des tableaux de bord et à des services cloud.

863 à 870 mégahertz, LoRaWAN 1.0.3, classe C par défaut, classe A possible. L’adhésion au réseau se fait par OTAA ou ABP.

Oui. Dans The Things Network, l’EMU Professional II LoRa est disponible comme modèle. Pour d’autres systèmes, EMU met le décodeur à disposition sur GitHub, avec un générateur et un décodeur de payload comme outils web.

La sortie est conforme à EN 62053-31 et réalisée en opto-MOSFET pour 5 à 60 volts continus ou alternatifs. Sont réglables 1, 10, 100, 1000 ou 10 000 impulsions par kilowattheure et des durées d’impulsion de 2, 10, 30, 40 ou 120 millisecondes.

Oui, une interface infrarouge selon D0 conforme à EN 62056-21. Elle sert à la lecture sur place, indépendamment du câblage de bus.

Le M-Center relève le compteur par M-Bus ou Modbus RTU, enregistre les valeurs et les transmet par MQTT, BACnet IP, OPC UA, Modbus TCP, API, FTP ou e-mail. La fonction courbe de charge du M-Center suppose l’EMU Professional II.

Le gestionnaire de réseau de distribution mesure au point de raccordement du bâtiment. La répartition entre les locataires passe par des sous-compteurs que le propriétaire acquiert et exploite. Ces compteurs doivent satisfaire aux exigences du droit de la métrologie, puisque leurs valeurs servent à facturer.

Plusieurs consommateurs finaux d’un même lieu se regroupent et se présentent au gestionnaire de réseau comme un consommateur final unique. La base légale est constituée des articles 17 et 18 de la loi sur l’énergie, dans leur version en vigueur depuis le 1er janvier 2025. Selon l’article 17 alinéa 2 LEne, locataires et fermiers peuvent être inclus.

Dans le regroupement virtuel, les mesures du gestionnaire de réseau de distribution subsistent et sont regroupées par le calcul, au lieu de passer physiquement par un point de raccordement commun. Le terme vient de la pratique des gestionnaires de réseau ; la loi sur l’énergie elle-même ne l’emploie pas. C’est le gestionnaire de réseau de distribution compétent qui détermine quelle variante est possible.

Une CEL au sens de l’article 17d de la loi sur l’approvisionnement en électricité, en vigueur depuis le 1er janvier 2026, réunit des consommateurs finaux, des producteurs d’électricité renouvelable et des exploitants de stockage dans la même zone de desserte, au même niveau de réseau et géographiquement proches. Son extension ne dépasse pas le territoire d’une commune.

Selon l’article 17d LApEl, chaque participant doit disposer d’un système de mesure intelligent installé par le gestionnaire de réseau de distribution. La facturation vis-à-vis du réseau passe par ces systèmes de mesure, et non par des sous-compteurs privés.

Il mesure en aval du point de raccordement : logements et surfaces commerciales individuels, bornes de recharge, pompes à chaleur, photovoltaïque et stockage. Ces valeurs constituent la base de la facturation interne, du contrôle des clés de répartition et du monitorage. La délimitation vis-à-vis du réseau reste l’affaire du gestionnaire de réseau de distribution.

Une version à mesure bidirectionnelle avec mémoire de courbe de charge. La production, la consommation propre et l’injection sont ainsi traçables séparément, et jusqu’à quatre tarifs peuvent être répartis entre soutirage et injection.

Oui. Le délai de vérification ultérieure de dix ans selon l’article 6 OIMepu est lié à l’instrument de mesure et non à celui qui l’exploite. Si les valeurs servent à facturer, le compteur doit être valablement vérifié.