projet de fin d’Études -...
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Analyse des Dysfonctionnements du Système élémentaire Clapets Anti – explosion
Et
Propositions d’Actions de Fiabilisation
Service Machines Tournantes et Électricité – MTE
Centre Nucléaire de Production d’Électricité – CNPE de Gravelines Route du DIGUE LEVEL – BP149
59820 GRAVELINES
Par : FRANSKYL EKORO.
Encadrants EDF : Mr. VINCENT WADOUX.
Mr. CHRISTIAN BOURGAIN.
Encadrant INSA : Mr. DAMIEN FLIELLER.
Date : Du 02/02/15 au 28/08/15.
Projet de Fin d’Études
Diplôme Ingénieur Génie Électrique – Option Énergie
1
Remerciements
Je remercie tout d’abord Mr. Bertrand NOHL, Chef de Service Machines Tournantes et
Électricité, pour m’avoir accueilli au sein de son Service et pour sa disponibilité.
J’adresse mes remerciements à mes maîtres de Projet de Fin d’Etudes, Mr. Vincent
WADOUX, Mr. Christian BOURGAIN, Mr. Damien FLIELLER, respectivement Chef de
Service Délégué, Appui Management Sécurité – Radioprotection, Professeur à l’INSA de
Strasbourg, pour leurs conseils, orientations et patience dans la réalisation de ce Projet.
Merci :
Aux membres de « mon » bureau, Outmane, Maurice et Jessica pour ces petits
moments partagés à la machine à café ;
À Grégory MELSEN pour ses conseils ;
À tout le Pôle Méthodes et le Service pour son hospitalité ;
À Antoine DESPUJOL, EDF R&D, pour sa disponibilité et les documents fournis ;
Aux enseignants du Département Génie Électrique de l’INSA de Strasbourg.
Mes vifs remerciements à Herbert KERKHOVE, notre partenaire ADF TARLIN, et à son
équipe (Jérémie, Johann,…) pour leur implication dans ce Projet.
Je tiens à remercier tous les membres de ma famille, qui de loin, m’ont soutenu depuis le
début de mon aventure en France. Merci à vous papa, maman et mamie. J’espère que vous
trouverez ici des éléments de réconfort pour tous vos efforts.
Merci à toi Charlène.
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Fiche d’Objectifs
Me familiariser avec la Culture de Sûreté
Acquérir les valeurs d’EDF
M’intégrer dans le Service
Faire preuve d’esprit d’équipe
Répondre au Cahier des charges
Rédiger des documents synthétiques et clairs
Transmettre l’intégralité de mon travail effectué afin qu’il puisse être utile au
Service
3
Résumé
Avec ses 6 réacteurs d’une puissance électrique unitaire de 900 MW, le CNPE de
Gravelines est la seconde centrale la plus puissante d’Europe. Localisée sur la commune de
Gravelines, la centrale répond à 100 % aux besoins énergétiques des consommateurs de la
région Nord Pas de Calais parmi lesquels les industries implantées aux alentours de celle – ci.
La proximité de la centrale avec ces industries a conduit le CNPE de Gravelines à mettre
en œuvre des solutions pour se prémunir des agressions externes liées à la spécificité de leurs
activités (risques d’explosion, d’émission de substances dangereuses,…). Particulièrement, en
cas d’explosion d’origine externe, un système nommé « Système élémentaire Clapets Anti –
explosion » ou « Système DCA » a pour fonction de préserver l’intégrité des systèmes et
matériels contribuant au maintien de la Sûreté.
Au regard de son importance, les équipements du Système DCA sont soumis à des
opérations de maintenance dans le but de prévenir, d’éviter ou de corriger les
dysfonctionnements susceptibles d’altérer la Disponibilité de ce Système et donc, le cas
échéant, d’affecter la Sûreté.
Mon Projet a pour mission de proposer un ensemble d’actions afin d’assurer le maintien en
condition opérationnelle du Système DCA. Pour ce faire, compte tenu des spécificités de ce
Système, j’ai dans un premier temps mis en œuvre une méthodologie d’analyse faisant appel
aux outils du management de la Maintenance / Fiabilité. Cette étape s’est suivie de la mise en
application de la méthodologie dont les conclusions ont permis d’émettre des suggestions et
de les matérialiser.
Par ailleurs, j’ai eu un rôle d’Appui au prestataire. Celui – ci consistait à l’assister pour la
rédaction du Cahier des Clauses Techniques et Particulières et à effectuer une visite terrain
des fournisseurs.
Abstract
With its six reactors with an electrical power unit of 900 MW, the nuclear production
center of electricity CNPE located in Gravelines is the second most powerful power station in
Europe. The power station responds to 100% the energy needs of the consumers of Nord Pas
de Calais, among which the industries established with the neighborhoods of this one.
The closeness of the nuclear power plant with these industries has led the CNPE to
implement solutions to protect against external attacks linked to their specific activities (risk
of explosion, emission of hazardous substances ...). Especially, in case of explosion of
external origin, a system called "elementary Check Valves System – explosion" or "DCA
system" serves to preserve the integrity of systems and equipment contributing to the
maintenance of safety.
Taking into consideration its importance, the DCA system equipment are subject to
maintenance operations with the aim of preventing, to avoid or correct the dysfunctions likely
to alter the availability of this system and thus, if necessary, to affect Safety.
My Project's mission is to propose a set of actions in order to ensure the continued
operational condition of the DCA System. To do this, given the specific nature of this system,
i initially implemented a methodology for analysis using the tools of management of the
Maintenance / Reliability. This step is followed by the implementation of the methodology,
the conclusions of which have enabled us to make suggestions and materialize them.
Moreover, I had a support role to the contractor. It was to assist in the drafting of Technical
Specifications and Special Terms and conduct a field visit to the suppliers.
4
Sommaire
Remerciements ...................................................................................................................... 1
Fiche d’Objectifs ................................................................................................................... 2
Résumé .................................................................................................................................. 3
Abstract .................................................................................................................................. 3
Sommaire ............................................................................................................................... 4
Liste des Tableaux ................................................................................................................. 6
Liste des Figures .................................................................................................................... 6
Introduction ........................................................................................................................... 7
Définition du Projet de Fin d’Études – PFE ...................................................................... 7
Contexte du Projet ............................................................................................................. 7
Problématique du Projet .................................................................................................... 8
Objectifs du Projet ............................................................................................................. 8
Partie 1 : Présentation de l’entreprise d’accueil ..................................................... 10
1. Le Groupe EDF SA .......................................................................................... 10
1) Histoire du Groupe EDF SA : les grandes dates .......................................... 10
2) Les Principales activités du Groupe EDF SA .............................................. 11
3) EDF, un acteur mondial de l’énergie ........................................................... 14
4) Les chiffres clés du Groupe EDF SA en 2014 ............................................. 15
2. Cas Particulier de la Production d’électricité d’origine nucléaire en France ... 16
1) Présentation .................................................................................................. 16
2) Implantation des Centres Nucléaires de Production d’Electricité ................ 16
3. Le Centre Nucléaire de Production d’Electricité de Gravelines ...................... 18
1) Présentation Générale du CNPE de Gravelines ........................................... 18
2) Le service d’accueil : Service Machines Tournantes et Electricité .............. 19
Partie 2 : Le Projet de Fin d’Études ........................................................................ 20
1. Le Cahier des charges ...................................................................................... 20
1) Sujet Principal : Analyse des Dysfonctionnements du Système DCA et
Propositions d’Actions de Fiabilisation ................................................................... 20
2) Sujet annexe : Appui à la rédaction du CCTP .............................................. 21
2. Examen du Cahier des Charges ........................................................................ 21
1) Définition du Projet de Fin d’Etudes ............................................................ 21
2) Le Système DCA, un Système victime de son unicité ................................. 22
3) De l’approche de l’analyse « classique » à l’approche de l’analyse
« exhaustive ». .......................................................................................................... 23
3. Méthodologie de l’étude mise en œuvre. ......................................................... 24
5
1) La méthode d’Optimisation de la Maintenance par la Fiabilité – OMF ...... 24
2) Les indicateurs de Sûreté de Fonctionnement .............................................. 26
Partie 3 : Application de la méthodologie ............................................................... 28
1. Évaluation des risques ...................................................................................... 28
1) Analyse Fonctionnelle .................................................................................. 28
2) Analyse Dysfonctionnelle ............................................................................ 38
2. Analyse du Retour d’EXpérience ..................................................................... 45
1) Analyse quantitative de 1er niveau ............................................................... 45
2) Analyse quantitative de 2ème niveau ............................................................. 48
3) Analyse quantitative de 3ème niveau : calcul des indicateurs........................ 51
4) Tableau AMDEC du Système DCA ............................................................. 52
3. Optimisation de la Maintenance ....................................................................... 53
1) Examen de la maintenance préventive du Système DCA ............................ 53
2) Sélection des tâches de maintenance ............................................................ 55
Partie 4 : Les plans d’améliorations ........................................................................ 57
1. Amélioration des Détecteurs de pression ......................................................... 57
1) Un nouveau Banc d’essais pour le contrôle des seuils des Détecteurs ........ 57
2) Kit terrain pour les Essais Périodiques ......................................................... 58
3) Amélioration conception des Détecteurs ...................................................... 59
2. Optimisation du Retour d’EXpérience ............................................................. 60
1) De la nécessité d’ « une AP913 DCA » ....................................................... 60
2) Fiche d’aide à l’analyse des défaillances ..................................................... 61
3) Fiche de suivi des composants du Fin de Chaîne ......................................... 62
Conclusion ........................................................................................................................... 63
Bibliographie ....................................................................................................................... 64
Générale ........................................................................................................................... 64
Techniques de l’ingénieur ............................................................................................... 64
Documents internes EDF ................................................................................................. 64
6
Liste des Tableaux
Tableau 1: Rôle su rôle plan de la sûreté du Système DCA ................................................ 29 Tableau 2 : Tableau AMDE Détecteur de pression ............................................................. 41
Tableau 3 : Tableau AMDE Clapet à Système de fermeture mixte .................................... 42 Tableau 4 : Tableau AMDE Platine Pneumatique ............................................................... 43 Tableau 5 : Tableau AMDE Circuit Pneumatique ............................................................... 44 Tableau 6 : Indicateurs de Sûreté de Fonctionnement des Détecteurs de pression ............. 51 Tableau 7 : Tableau AMDEC Système DCA ...................................................................... 52
Liste des Figures
Figure 1 : Grandes Dates du Groupe EDF SA..................................................................... 10 Figure 2 : Activités du Groupe EDF SA .............................................................................. 11
Figure 3 : Répartition mixte énergétique du Groupe EDF SA ............................................ 12 Figure 4 : Chiffres Transport et Distribution du Groupe EDF SA ...................................... 12 Figure 5 : Optimisation et Trading du Groupe EDF SA...................................................... 13
Figure 6 : Implantation du Groupe EDF SA dans le monde ............................................... 14 Figure 7 : Chiffres clés du Groupe EDF SA ........................................................................ 15
Figure 8 : Chiffres clés du Groupe EDF SA en France ....................................................... 15 Figure 9: Implantation des CNPE en France ....................................................................... 17
Figure 10: Implantation CNPE de Gravelines ..................................................................... 18 Figure 11: Fiche d'identité CNPE de Gravelines ................................................................. 18 Figure 12: Environnement industriel du CNPE de Gravelines............................................ 20
Figure 13 : Définition « Analyse des Dysfonctionnements » .............................................. 22 Figure 14 : Définition « Propositions Actions de Fiabilisation » ........................................ 22
Figure 15: Méthode OMF appliquée aux centrales nucléaires ............................................ 26
Figure 16 : Indicateurs de Sûreté de Fonctionnement ......................................................... 27
Figure 17: Partie Automatisée du Système DCA ................................................................ 30 Figure 18 : Fonctions Principales du Système DCA ........................................................... 31
Figure 19 : Arbre Fonctionnel Fonction Principale FP1 - 1 ................................................ 35 Figure 20 : Arbre Fonctionnel Fonction Principale FP2 - 1 ................................................ 36 Figure 21 : Arbre Fonctionnel Fonction Principale FP2 - 2 ................................................ 37 Figure 22 : Arbre Dysfonctionnel Fonction Principale FP1 - 1 .......................................... 38
Figure 23 : Arbre Fonctionnel Fonction Principale FP2 - 1 ................................................ 39 Figure 24 : Arbre Dysfonctionnel Fonction Principale FP2 - 2 .......................................... 40
Figure 25 : Répartition des interventions sur le Système DCA ........................................... 45 Figure 26 : Répartition des fortuits sur le Système DCA .................................................... 46 Figure 27 : Répartition des fortuits sur le Système DCA entre 2010 et 2014 ..................... 46
Figure 28 : Répartition des interventions des ventilations protégées par le Système DCA 47 Figure 29 : Répartition interventions Fin de Chaîne ........................................................... 48
Figure 30 : Pareto Fin de Chaîne ......................................................................................... 49 Figure 31 : Pareto causes techniques fortuits sur le Fin de Chaîne ..................................... 50
Figure 32 : Nouveau Banc d'essais mis en œuvre ............................................................... 57 Figure 33 : Kit terrain développé ......................................................................................... 58 Figure 34 : Améliorations conception Détecteurs d'onde de choc ...................................... 59 Figure 35 : Démarche AP913 .............................................................................................. 60 Figure 36 : Fiche d'analyse des défaillances proposée ........................................................ 61 Figure 37 : Fiche suivi des composants ............................................................................... 62
7
Introduction
Définition du Projet de Fin d’Études – PFE
Le Projet de Fin d’Etude – PFE constitue l’étape terminale de la formation Génie
Electrique de l’INSA de Strasbourg. Effectué dans une entreprise ou un laboratoire, le PFE a
pour vocation de permettre à l’étudiant de conduire un projet en concordance avec les
activités confiées à un ingénieur. Pour ce faire, ce – dernier fait appel à l’ensemble des
connaissances et compétences acquises au cours de son cursus afin d’apporter des solutions
pertinentes aux différentes problématiques posées.
C’est donc dans ce cadre que, du 2 février au 28 août 2015, j’ai été accueilli par le Centre
Nucléaire de Production d’Electricité – CNPE de Gravelines du Groupe EDF. Intégré au sein
du Service Machines Tournantes et Electricité – MTE, mon PFE a pour thème :
« Analyse des Dysfonctionnements du Système Clapets anti – explosion
Et
Propositions d’Actions de Fiabilisation »
Ce rapport se veut être la synthèse des travaux menés pour répondre aux attentes de ce
Projet.
Contexte du Projet
Avec ses 6 réacteurs d’une puissance électrique unitaire de 900 MW, le CNPE de
Gravelines est la seconde centrale la plus puissante d’Europe. Localisée sur la commune de
Gravelines, la centrale répond à 100% aux besoins énergétiques des consommateurs de la
région Nord Pas de Calais parmi lesquels les industries implantées aux alentours de celle – ci.
La proximité de la centrale avec ces industries, dont certaines classées au seuil haut de la
directive SEVESO, a conduit le CNPE de Gravelines à mettre en œuvre des solutions pour se
prémunir des agressions externes liées à la spécificité de leurs activités (explosion, émission
de substances dangereuses,…). En tenant compte des menaces induites par son
environnement, le CNPE de Gravelines répond à sa priorité absolue qui est de garantir la
Sûreté.
Particulièrement, en cas d’explosion d’origine externe, un système nommé « Système
Clapets anti – explosion » ou « Système DCA » a pour fonction d’empêcher la pénétration de
l’onde de pression, due à cette explosion, à travers les conduits de ventilation de certains
bâtiments de la centrale. Par l’obturation rapide des orifices de ventilation, le Système
DCA préserve alors l’intégrité des matériels importants pour la Sûreté à l’intérieur de ces
bâtiments.
Au regard de son importance, les équipements du Système DCA sont soumis à des
opérations de maintenance dans le but de prévenir, d’éviter ou de corriger les
dysfonctionnements susceptibles d’altérer la Disponibilité de ce Système et donc, le cas
échéant, d’affecter la Sûreté.
Ainsi, l’analyse dysfonctionnelle de ce Système (Analyse des Dysfonctionnements du
Système Clapets anti – explosion) s’avère essentielle dans l’établissement des actions
8
préventives visant à réduire ou supprimer l’occurrence des évènements fortuits afin
d’améliorer la Disponibilité et de préserver la Sûreté (Proposition d’Actions de
Fiabilisation). Deux objectifs – Sûreté et Disponibilité – qu’il faudra assurer avec la mise en
service industrielle prochaine du terminal méthanier de Dunkerque et les prescriptions de
l’ASN concernant la prise en compte des risques probables de l’exploitation du terminal sur la
sûreté des installations du CNPE [1].
Problématique du Projet
L’étude dysfonctionnelle des capteurs, des actionneurs,… du Système DCA consiste à
recenser leurs modes de dégradation ou de défaillance puis à déterminer leurs causes et leurs
conséquences afin de proposer des mesures correctives.
Au – delà des plans d’action qui pourraient résulter de cette étude, le Système DCA doit
être examiné dans sa globalité du fait de son unicité dans le parc nucléaire français et des
exigences de sûreté.
La caractéristique unique du Système DCA fait que, contrairement aux Systèmes communs
à l’ensemble des centrales – paliers, les interventions préventives (leur type, leur
périodicité,…) à réaliser sur les différents matériels de ce Système ne sont pas régis par un
Programme de Base de Maintenance Préventive – PBMP OMF ou PBMP AP913 et à
l’ensemble de leurs avantages (Étude Probabiliste de Sûreté, « benchmarking », Comité de
Fiabilisation, Bilan de santé,…) mais par un Programme Locale de Maintenance Préventive –
PLMP.
Mis en œuvre en 19971 par le service MTE, les tâches du PLMP ont été établies sur la base
des recommandations du constructeur mais surtout à la suite des écarts rencontrés2 fournis par
le Retour d’EXpérience – REX ; ce qui génère un programme de maintenance « pas toujours
optimisé ni efficace » [2].
Objectifs du Projet
Le maintien en condition opérationnelle du Système DCA passe, entre autres, par la mise
en œuvre d’un programme de maintenance préventive en adéquation avec les enjeux du
CNPE de Gravelines : garantir la Sûreté des installations et la Disponibilité (plus importante
que seule la fiabilité[3]) tout en maîtrisant les coûts.
Pour cela, nous avons fait appel à la méthode d’Optimisation de la Maintenance par la
Fiabilité – OMF pour évaluer et redéfinir ou non le programme de maintenance préventive
existant du Système DCA.
En effet, le choix de l’application de l’OMF, sur le Système DCA, résulte du fait que cette
méthode permet de bénéficier d’un programme de maintenance optimisé, rigoureux, traçable
et facilement évolutif visant à :
Concentrer les efforts de maintenance sur les matériels dont les conséquences des
défaillances fonctionnelles sont susceptibles de ne plus assurer la Sûreté et la
Disponibilité ;
1 Avant cette date, les indisponibilités étaient traitées en fortuit. 2 Cf. évolution PLMP.
9
Disposer d’une meilleure performance opérationnelle en termes de Fiabilité, de
Maintenabilité et de Disponibilité soit de Sûreté de Fonctionnement ;
Structurer le retour d’expérience ;
Doter le service MTE de cette démarche, compte tenu de son unicité, pour justifier
les stratégies de maintenance adoptées.
10
Partie 1 : Présentation de l’entreprise d’accueil
1. Le Groupe EDF SA
1) Histoire du Groupe EDF SA : les grandes dates
Le Groupe EDF, abréviation d'Electricité De France, est né le 8 avril 1946 de la
nationalisation des 1450 entreprises françaises de production, de transport et de distribution
d'électricité et de gaz. La nouvelle entité adopte un statut d'Établissement Public à caractère
Industriel et Commercial (EPIC).
Dès 1947, l'entreprise doit faire de gros efforts pour mettre son réseau en place
partiellement détruit par les bombardements et disparate du fait de la multiplicité des acteurs
précédents. Plusieurs grands chantiers sont lancés dont le barrage de Tignes qui sera mis en
service en 1952.
Dès 1957, EDF met en œuvre des centrales au charbon pour prendre le relais de
l’hydraulique.
En 1963, pour faire face à la demande galopante, une première centrale nucléaire est
inaugurée à Chinon. Dans le même temps, le pétrole étant à un prix concurrentiel, plusieurs
centrales thermiques au fioul sont construites. Quelques centrales au charbon sont également
converties au fioul.
À la suite de la première crise pétrolière en 1973, la France et EDF décident de se tourner
vers la production nucléaire pour remplacer les processus de consommation « à flamme » et
ainsi limiter les importations de pétrole.
À partir de 1996, le secteur électrique en Europe est soumis à un régime de concurrence de
la production et de la commercialisation. Les années 1990 – 2000 sont donc marquées par
l’ouverture des marchés électriques en Europe et par l’internationalisation d’EDF.
En 2004, 70 % du marché français de l’électricité est ouvert à la concurrence suivie de
l’ouverture totale des marchés de l’énergie. Pour répondre à ce changement, EDF devient en
cette même année une Société Anonyme et entre en bourse en 2005.
Figure 1 : Grandes Dates du Groupe EDF SA
11
2) Les Principales activités du Groupe EDF SA
EDF est le leader de la production d’électricité au niveau mondial et en France. Ces
positions résultent notamment de la présence du Groupe dans différents secteurs d’activités
dont les principales sont la production, le transport, la distribution, l’optimisation – trading et
la commercialisation d’électricité.
Figure 2 : Activités du Groupe EDF SA
a. La Production
Le Groupe produit son électricité à partir d’un mix d’énergies dans des centrales conçues,
construites et maintenues par EDF. Ce mix s’appuie sur :
le nucléaire : 77 % de l’électricité produite par le Groupe est d’origine nucléaire. EDF
peut ainsi répondre de manière efficace et durable à la croissance de la demande ;
le thermique à flamme : 8 % de l’électricité produite par le Groupe est d’origine
thermique. Outre les coûts les plus bas du mix énergétique, ces centrales permettent,
grâce au démarrage rapide de leur exploitation, d’ajuster la production pour répondre
aux variations journalières ou aux pics de consommation ;
l’hydraulique : 7 % de l’électricité produite par le Groupe est d’origine hydraulique.
Première énergie renouvelable pour EDF, l’hydraulique permet entre autres de servir
de variable d’ajustement entre l’offre et la demande ;
12
les autres énergies renouvelables participent au mix énergétique d’EDF, à hauteur de 2
%. Leur essor est programmé, aussi bien pour le solaire photovoltaïque, l’éolien, la
biomasse, la géothermie ou les énergies marines.
Figure 3 : Répartition mixte énergétique du Groupe EDF SA
b. Le Transport et la Distribution
Les réseaux de transport et de distribution d’EDF ont pour fonction d’acheminer
l’électricité en assurant l’équilibre entre l’offre et la demande. Cette adéquation garantit
l’approvisionnement des clients dans des conditions optimales de sûreté, de fiabilité et de
compétitivité. Deux filiales d’EDF se partagent la tâche :
Réseau de Transport d'Electricité – RTE transporte l’électricité haute et très haute
tension ;
Electricité Réseau Distribution France – ERDF distribue l’électricité moyenne et
basse tension jusqu’au consommateur final.
Figure 4 : Chiffres Transport et Distribution du Groupe EDF SA
13
c. Optimisation – Trading
L’électricité ne se stockant pas, EDF doit fournir à chaque instant la juste quantité
d’électricité correspondant à la demande de ses clients, et cela, au meilleur coût. Les activités
d’optimisation ont pour but de prévoir cette demande et d’effectuer les arbitrages nécessaires
entre les ressources disponibles pour la satisfaire (moyens de production, contrats
d’approvisionnement long terme, achats sur les marchés de gros,...).
L'optimisation du portefeuille d'actifs d'EDF permet de sécuriser et de maximiser la marge
brute de l'ensemble « production - commercialisation ». Cela est rendu possible par
l’activation de différents leviers de flexibilité des actifs à l’amont (gestion des stocks
hydrauliques, placement des arrêts pour maintenance des centrales,...), à l’aval (effacements
de consommation,...) ainsi que par la recherche constante des meilleures opportunités d'achat
ou de vente sur les marchés de gros via EDF Trading.
Interface du Groupe sur les marchés de gros de l’énergie, EDF Trading fournit des services
d’optimisation et de gestion des risques. Cette filiale est un acteur majeur sur les marchés de
gros de l’électricité, du gaz et du charbon. Elle est aussi présente sur les marchés du GNL
(Gaz Naturel Liquéfié), du fret et des produits environnementaux.
L’optimisation et le trading d’énergie sont essentiels à la sécurisation de la production
d’EDF tout comme à la maximisation de sa marge brute et à l’anticipation de l’évolution des
marchés.
Figure 5 : Optimisation et Trading du Groupe EDF SA
14
d. Commercialisation
EDF commercialise une électricité fiable et compétitive tout en développant des services
énergétiques destinés à 39 millions de clients dans le monde. L’offre EDF est conçue au plus
près des besoins des clients : permettre de maîtriser la consommation d’électricité des
particuliers, accompagner la performance énergétique des entreprises et mettre en place les
solutions durables dans les collectivités locales.
3) EDF, un acteur mondial de l’énergie
Fort de son expérience, de son expertise et de sa capacité d’innovation, EDF exporte son
savoir – faire sur la scène internationale. En effet, en plus de sa présence historique en France,
EDF a massivement investi dans de nombreuses sociétés à l’international pour devenir une
véritable multinationale de l’énergie.
Figure 6 : Implantation du Groupe EDF SA dans le monde
15
4) Les chiffres clés du Groupe EDF SA en 2014
Les chiffres clés du Groupe lors de l’année 2014 se visualisent sur les figures suivantes :
Figure 7 : Chiffres clés du Groupe EDF SA
Figure 8 : Chiffres clés du Groupe EDF SA en France
16
2. Cas Particulier de la Production d’électricité d’origine nucléaire en France
1) Présentation
Le Groupe EDF SA est le premier exploitant nucléaire mondial. Avec un total de 78
réacteurs, il dispose d’une capacité nucléaire nette de 72,9 GW ; le premier d’Europe. La
conception, la construction, l’exploitation et la maintenance de ce parc ont donné à EDF une
expertise nucléaire unique qui a débuté dans les années 70 en France.
Le choix d’utiliser ce type d’énergie en France date des années d’après – guerre lorsque le
pays décide d’effectuer les recherches nécessaires pour développer cette nouvelle source
d’énergie. Ce choix a été confirmé dans les années 1960 et surtout à partir de 1973, année du
« choc pétrolier » qui vit, pour la première fois, le coût du baril de pétrole quadrupler en
quelques semaines seulement.
À cette époque, la France achetait à l’étranger 76 % de son approvisionnement en énergie
et le pétrole constituait 84 % de ses importations.
En 1974, à la suite de la crise pétrolière, la France se tourne vers l’électricité nucléaire et
annonce la construction de 13 centrales nucléaires en deux ans. Ce programme, qui participe à
l’indépendance énergétique du pays est confié à EDF.
Dès la fin des années 1980, plus de la 50 % de la consommation d’énergie est couverte par
la production nationale d’électricité d’origine nucléaire et de 77 % en 2014.
2) Implantation des Centres Nucléaires de Production d’Electricité
C’est au sein des CNPE ou centrales nucléaires qu’est produite l’électricité nucléaire. Le
parc nucléaire français compte 19 centrales comportant chacune 2 à 6 réacteurs pour un total
de 58 réacteurs.
Les premiers réacteurs nucléaires construits en France entre 1958 et 1966 appartenaient à
la filière Uranium Naturel Graphite Gaz (UNGG). Ces réacteurs sont désormais tous arrêtés et
en cours de déconstruction. Aujourd’hui, les 58 réacteurs en exploitation utilisent une
technologie américaine plus efficace et moins coûteuse : le Réacteur à Eau Pressurisée – REP.
Ces réacteurs ont été mis en service entre 1977 et 1999 et sont exploités par EDF.
Une particularité française est la standardisation du parc par une organisation en paliers
successifs. Ces paliers respectent les mêmes principes et la même architecture industrielle
mais tiennent compte des leçons tirées de l’exploitation et optimisent la puissance des
réacteurs. La standardisation du parc français s’est organisée en 5 paliers :
Parmi les 34 réacteurs de 900 MWe, nous citons :
le palier CP0, constitué des 2 réacteurs de Fessenheim et des 4 réacteurs du
Bugey (réacteurs 2 à 5) ;
17
le palier CPY, constitué des autres réacteurs de 900 MWe, qu’on peut
subdiviser en palier CP1 (18 réacteurs à Dampierre, Gravelines, au Blayais et
au Tricastin) et palier CP2 (10 réacteurs à Chinon, Cruas et Saint-Laurent-des-
Eaux).
Parmi les 20 réacteurs de 1300 MWe, nous distinguons :
le palier P4, constitué des 8 réacteurs de Paluel, Flamanville et Saint-Alban ;
le palier P’4, constitué des 12 réacteurs de 1300 MWe les plus récents à
Belleville, Cattenom, Golfech, Nogent-sur-Seine et Penly.
Le palier N4 est constitué de 4 réacteurs de 1450 MWe : 2 sur le site de Chooz et 2 sur
le site de Civaux.
Un 59ème réacteur est actuellement en construction à Flamanville dans la Manche. De type
EPR (Evolutionary Pressurised water Reactor), il développera une puissance électrique de
l’ordre de 1600 MWe. Le réacteur EPR s’inscrit dans la continuité des techniques existantes,
qui ont fait preuve de leur efficacité mais intègre également des progrès récents qui offrent
une production d’électricité encore plus sûre, compétitive et non émettrice de gaz à effet de
serre.
Figure 9: Implantation des CNPE en France
18
3. Le Centre Nucléaire de Production d’Electricité de Gravelines
Le Centre Nucléaire de Production d’Electricité de Gravelines est le lieu d’accueil de mon
PFE.
1) Présentation Générale du CNPE de Gravelines
Localisée sur la commune de Gravelines (département du Nord), à mi-chemin entre
Dunkerque et Calais, le CNPE de Gravelines a été construite en 1974 et mise en service en
1980 sur une zone choisie pour ses caractéristiques géographiques (prise d’eau dans l’avant –
port Ouest de Dunkerque) et hydrologiques (courants marins).
Figure 10: Implantation CNPE de Gravelines
Grâce à ses 6 Réacteurs à Eau Pressurisée d’une puissance unitaire de 900 MW, elle assure
à elle seule 9 % de la production du parc nucléaire français et 100 % des besoins de la région
Nord Pas de Calais.
Avec une puissance cumulée de 5400 MW, elle est la centrale nucléaire la plus puissante
d’Europe de l’Ouest.
Figure 11: Fiche d'identité CNPE de Gravelines
19
2) Le service d’accueil : Service Machines Tournantes et Electricité
a. Missions du service MTE Le service MTE a pour mission d’assurer la maintenance – préventive et corrective – de
toutes les installations dont il a la responsabilité. Il s’agit de :
La maintenance mécanique et électrique des machines tournantes nécessaires au
fonctionnement de l’outil de production (motopompes, turbopompes, groupe
diesels,…) ;
Certains matériels non liés à la production d’électricité comme la distribution
d’énergie, les ventilations et climatisations des locaux ou les systèmes de traitement
des eaux.
Le Service MTE c’est plus de 14 000 activités de maintenance à traiter chaque année. En
raison du nombre important d’interventions à réaliser, la plupart sont faites par des
Partenaires.
b. Organisations du Service MTE
Le Service MTE est organisé en 7 Pôles :
Le Pôle Méthodes ;
Le Pôle AP913 / SMT ;
Le Pôle Affaires Mécaniques ;
Le Pôle Affaires Electriques ;
Le Pôle Chargés de Surveillance et d’Intervention – CSI ;
Le Pôle Travaux Mécaniques ;
Le Pôle Travaux Electriques.
Chacun de ces Pôles est dirigé par un chef de Pôle accompagné d’un chef de Pôle délégué
en dehors du Pôle CSI en raison de sa petite taille. Au niveau hiérarchique au – dessus, nous
trouvons :
Le Chef de Service et son Délégué ;
4 Appuis Management :
Appui Management Sûreté ;
Appui Management Budget – Politique Industrielle et Tranches en Marche ;
Appui Management Coordination Arrêt de Tranches ;
Appui Management Sécurité – Radioprotection.
20
Partie 2 : Le Projet de Fin d’Études
1. Le Cahier des charges
1) Sujet Principal : Analyse des Dysfonctionnements du Système DCA et Propositions d’Actions de Fiabilisation
a. Le Système DCA, un Système primordial pour garantir la Sûreté
Le CNPE de Gravelines est environné par un certain nombre d’industries – 22 installations
avec 8 classées au seuil haut de la directive SEVESO – dont les activités sont susceptibles de
générer des risques d’accidents majeurs. C’est dans ce sens que, le CNPE de Gravelines a mis
en œuvre un ensemble de parades pour tenir compte des éventuelles agressions externes afin
de garantir la Sureté.
Figure 12: Environnement industriel du CNPE de Gravelines
Parmi ces moyens de défense, il existe un système nommé le « Système Clapets Anti –
explosion » ou « Système DCA » ayant pour but de préserver l’intégrité des matériels et
équipements importants pour la Sûreté de la Centrale particulièrement en cas d’explosion
d’origine externe.
Au vue de son rôle sur le plan de la Sûreté, la Fiabilité et la Disponibilité de ce Système
sont indispensables.
b. Genèse du Sujet Principal
Dans le cadre de la maintenance préventive conditionnelle, le Système DCA est sujet à un
ensemble d’essais périodiques afin de valider son fonctionnement nominal. Cependant, en
août 2014, de nombreux écarts ont été détectés suite à la réalisation des essais dits « Essai
global du Système DCA – EPC DCA 050 ». Le dépassement du délai pour solder ces écarts a
eu pour conséquences la déclaration d’un évènement significatif pour la sûreté suivi d’un
rapport analysant les dysfonctionnements et préconisant un ensemble d’actions pour les
éviter.
21
La majorité des décisions entreprises (voir annexe 3) ont pour but de corriger les
défaillances d’origine matérielles de ce Système et d’incorporer de nouvelles tâches de
maintenance.
Ma mission a alors vocation à analyser les dysfonctionnements rencontrés et probables
du Système DCA et à proposer des actions de fiabilisation.
Une mission nécessaire compte tenu des prescriptions de l’ASN sur les mesures prises
par le CNPE pour se prémunir des risques liés à la mise en exploitation du terminal méthanier
de Dunkerque fin 2015 et le trafic maritime que celui-ci engendrera.
2) Sujet annexe : Appui à la rédaction du CCTP
Mis en service en 1979, le Système DCA fait face aujourd’hui à l’obsolescence de son
Contrôle – Commande. En effet, le fournisseur n’est plus capable d’approvisionner les cartes
électroniques le constituant ; ce qui rendrait à l’avenir le Système DCA indisponible. C’est
pourquoi, il est actuellement entrepris de remplacer le Contrôle – Commande par une
technologie plus récente et pérenne. Dans ce sens, un Cahier des Clauses Techniques et
Particulières – CCTP pour la rénovation du Contrôle – Commande est rédigé par un
prestataire.
Ma seconde mission est un rôle d’Appui à l’établissement du CCTP.
2. Examen du Cahier des Charges
1) Définition du Projet de Fin d’Etudes
La Définition du Projet de Fin d’Etudes est une étape primordiale pour la compréhension
de ce – dernier. Elle permet de faire ressortir les attentes du Projet et de mettre en place une
structure cohérente de solutions pour répondre aux mieux à ses problématiques.
Le Projet peut être scindé en deux parties :
« Analyse des Dysfonctionnements du Système Clapets anti – explosion » ;
Et
« Propositions d’Actions de Fiabilisation » de ce Système.
a. Définition de « Analyse des Dysfonctionnements du Système Clapets anti – explosion »
L’ « Analyse des Dysfonctionnements du Système Clapets anti – explosion » équivaut à
mener une analyse dysfonctionnelle d’un système.
L’analyse dysfonctionnelle consiste à identifier les modes et mécanismes de dégradation et
de défaillance des composants d’un système puis à déterminer leurs causes et enfin leurs
effets sur le système et son environnement. De plus, elle donne la possibilité d'évaluer les
modes de défaillance les plus critiques pour les buts fixés (Fiabilité, Disponibilité et Sûreté).
Néanmoins, elle ne peut s’effectuer sans avoir conduit préalablement une analyse
fonctionnelle.
22
L’analyse fonctionnelle établit et caractérise les fonctions qu’un système doit satisfaire.
Elle est divisée en deux sections :
Analyse Fonctionnelle Externe – AFE qui illustre les relations entre un système et
son milieu extérieur ;
Analyse Fonctionnelle Interne – AFI qui apporte une décomposition arborescente et
hiérarchique du système.
L’« Analyse des Dysfonctionnements du Système Clapets anti – explosion » revient
accomplir une analyse fonctionnelle suivie d’une analyse dysfonctionnelle.
b. Définition de « Propositions d’Actions de Fiabilisation »
La Fiabilisation à pour but d’« accroître la Fiabilité » ou « prendre des dispositions
permettant d’atteindre un objectif de Fiabilité ».
Selon la norme NF EN 13306, la Fiabilité est « l’aptitude d’une entité à accomplir une
fonction requise, dans des conditions données, pendant un intervalle de temps donné ».
L’entité désignant au sens large un composant, sous-système ou système, et la fonction
requise est la ou les fonctions que doit accomplir le dispositif pour pleinement remplir la tâche
qui lui est affectée.
Ainsi, les « Propositions d’Actions de Fiabilisation » reviennent à suggérer un ensemble
d’actions pour que les missions assignées du Système DCA puissent s’exécuter sous des
contraintes de conditions d’exploitation et durant une période de temps établie. Cela signifie
également qu’au cours de cette durée fixée, en considérant l’environnement d’utilisation, le
Système DCA n’est pas sujet à des défaillances fonctionnelles.
2) Le Système DCA, un Système victime de son unicité
Le Système DCA a la particularité de n’être présent que sur le site de Gravelines dans le
parc nucléaire français. Sous la responsabilité du Service MTE, cette caractéristique lui
confère des désavantages.
Analyse Fonctionnelle
Relations entre le système et son environnement
Description des fonctions
Décomposition arborescente et hiérarchique
Analyse Dysfonctionnelle Liste des modes et mécanismes de dégradation / défaillance
Effets sur le système et son environnement
Évaluation de la criticité des modes de défaillance
Propositions d’Actions de Fiabilisation
Ensemble d’Actions
Conditions d’exploitation
Exécution de la mission
Réduction – Suppression des défaillances fonctionnelles
Figure 13 : Définition « Analyse des Dysfonctionnements »
Figure 14 : Définition « Propositions Actions de Fiabilisation »
23
Contrairement aux systèmes communs à l’ensemble du parc, le Système DCA n’est pas
tributaire d’un bilan de santé régulier (bilan matériel et bilan système) pouvant contribuer à
l’amélioration de sa Fiabilité. En effet, pour les systèmes paliers, de par la nature de leurs
programmes de maintenance (Programme de Base de Maintenance Préventive OMF ou
AP913), il est réalisé périodiquement des bilans de comportement pour juger de l’adéquation
de ces programmes avec les objectifs à atteindre. Surtout que, ce « n’est qu’à » partir de
1997 qu’un programme de maintenance préventive est mis en œuvre ; avant cette date, la
stratégie de maintenance est de type corrective.
De plus, le Programme Locale de Maintenance Préventive – PLMP de ce Système s’est
bâti sur les recommandations du constructeur et quasi – exclusivement à la suite des écarts
rencontrés. Cette « attitude réactive » est source de non – qualité du PLMP et impact
directement les objectifs de Fiabilité et de Disponibilité de ce Système.
3) De l’approche de l’analyse « classique » à l’approche de l’analyse « exhaustive ».
a. L’approche « classique »
Au regard de la Définition du Projet, nous constatons que celui – ci s’apparente à mener
une étude de type AMDEC ou Analyse des Modes de Défaillance, de leurs Effets et de leur
Criticité.
Tout comme le Projet, l'AMDEC consiste à identifier (de façon inductive) les défaillances
dont les conséquences peuvent affecter le fonctionnement d’un système, à les hiérarchiser
selon leur niveau de criticité et à mettre en place des actions correctives afin de les maîtriser.
Mais, raisonner selon la Définition, ce qui revient au même d’appliquer l’AMDEC, s’avère
insuffisant pour un système de la dimension et des attentes du Système DCA. En effet, les
limites de la Définition ou de l’AMDEC sont notamment :
De ne pas traiter des combinaisons des défaillances. Or, pour un système comme le
Système DCA, il est nécessaire de combiner les défaillances élémentaires pour
observer un événement redouté ;
Le Système DCA requière un examen en profondeur de son programme de
maintenance (stratégies de maintenance, tâches de maintenance à réaliser, périodicité,
…) compte tenu de ses spécificités.
De ces désavantages, nous avons mis en œuvre une analyse dite « exhaustive » ayant pour
composante la Définition du Projet.
b. L’approche « exhaustive »
L’approche « exhaustive » se veut être un complément de la Définition et des particularités
du Système DCA. Elle repose sur 4 points :
Réalisation de l’étude AMDEC ;
24
Évaluation du Programme de Maintenance Préventive pour redéfinir ou non les
stratégies de maintenance préventive. C’est également s’assurer que toutes les
défaillances critiques influant les caractéristiques de Fiabilité, de Maintenabilité et
de Disponibilité sont couvertes par les tâches du programme et que leurs fréquences
de réalisation soient « correctement » ajustées ;
Définition des données à collecter et les faits techniques à enregistrer afin d’établir
régulièrement des bilans de comportement, de calculer les indicateurs
opérationnelles, d’apprécier l’efficacité du programme de maintenance et de
l’actualiser ;
Vérification des Produits types (« Référentiels Parc ») auxquels le Système DCA
doit se conformer.
3. Méthodologie de l’étude mise en œuvre.
La méthodologie de l’étude mise en œuvre répondant à l’approche « exhaustive » s’appui
sur deux outils.
1) La méthode d’Optimisation de la Maintenance par la Fiabilité – OMF
a. Historique de l’OMF.
L’Optimisation de la Maintenance par la Fiabilité a été développée par EDF à partir de
1990 sur la base du Maintenance Steering Group – MSG et de la méthode Reliability
Centered Maintenance – RCM de l'Electric Power Research Institute. Des études pilotes
menées sur différents systèmes de centrales nucléaires ont permis d’établir les bases de la
méthode. Celle – ci a ensuite été généralisée sur les centrales nucléaires et mise en œuvre dès
1993 sur une cinquantaine de systèmes considérés comme les plus importants vis – à – vis des
critères de Sûreté, de Disponibilité et de coûts d’exploitation.
La méthode a été adaptée dès 1995 pour être utilisée sur d’autres types d’installations
(centrales thermiques au charbon, turbines à combustion, lignes de transport d’électricité,
éoliennes,…). Des sociétés prestataires de services en maintenance l’ont transféré à d’autres
secteurs industriels (automobile, offshore,…).
Une méthode de seconde génération a été développée en 2003 pour permettre notamment
la révision des programmes de maintenance préventive établis avec la méthode initiale, et
l’analyse des systèmes de moindre importance.
b. Présentation de la méthode OMF
La méthode OMF constitue une approche globale d'aide à la décision pour déterminer les
actions de maintenance préventive permettant de maîtriser les coûts et le niveau requis de
disponibilité d'une installation ou d'un système et plus largement pour garantir un niveau de
sûreté de fonctionnement. C'est une démarche rationnelle qui vise à limiter au mieux les
25
conséquences des défaillances d'origine matérielle sur le fonctionnement de l'installation. Elle
permet de déterminer :
où les actions préventives sont nécessaires (sur quels matériels) ;
quelles sont les actions à effectuer ;
quand (avec quelle fréquence) on doit les réaliser.
La démarche peut être utilisée :
Pour faire évoluer les programmes de maintenance préventive existants. Elle
permet de réexaminer en profondeur les actions de maintenance en s’appuyant sur
une approche rationnelle et formalisée qui tient compte d’un retour d’expérience ;
Pour déterminer le programme de maintenance initial pour une installation
nouvelle. On peut ainsi ajuster les préconisations des constructeurs aux conditions
d’utilisation en considérant les conséquences des défaillances ;
Pour redéfinir la maintenance préventive d’une installation à la suite de
modifications significatives des conditions d’exploitation ;
Pour déterminer le programme de maintenance dès la phase de conception.
Les bénéfices apportés par les études OMF sont notamment :
L’amélioration du niveau de Fiabilité, de Maintenabilité et de Disponibilité ;
La réorientation de la maintenance préventive traditionnelle vers des tâches
conditionnelles de surveillance en fonctionnement ;
La hiérarchisation des défaillances et des tâches de maintenance préventive ; ce qui
simplifie la prise de décision et le pilotage de maintenance ;
Une exploitation directe du retour d’expérience et l’amélioration de sa collecte ;
Des gains économiques tout en maîtrisant la Sûreté.
c. Les phases de la méthode OMF
La méthode OMF se divise en 3 grandes phases :
Une phase d’analyse du retour d’expérience qui consiste à rechercher ce qui s’est
passé sur les matériels (en termes de fiabilité, de disponibilité et de coûts) et ce qui
a été fait comme actes de maintenance ou comme modifications ;
Une phase d’évaluation des risques qui consiste à envisager les événements graves
qui pourraient se passer. Elle met en œuvre les techniques d’analyse du
26
fonctionnement et du dysfonctionnement. Ce travail, qui se rapproche de celui du
concepteur, est ensuite complété par une prise en compte de l’historique de
maintenance plus proche de la vision de l’exploitant. C’est pour prévenir les
défaillances qui présentent une gravité et qui ont des chances de se produire qu’il
faudra envisager d’effectuer des tâches de maintenance préventive ;
Une phase d’optimisation de la maintenance qui détermine les tâches à effectuer et
leur fréquence en envisageant éventuellement des améliorations ou des
modifications.
Figure 15: Méthode OMF appliquée aux centrales nucléaires
2) Les indicateurs de Sûreté de Fonctionnement
a. La Sûreté de Fonctionnement
Conformément à la norme NF EN 13306 :
La Sûreté de Fonctionnement est l’« Ensemble des propriétés qui décrivent la
disponibilité et les facteurs qui la conditionnent : Fiabilité, Maintenabilité, et
Logistique de maintenance » ;
La Maintenabilité se définit comme : « Dans des conditions données d'utilisation,
aptitude d'un bien à être maintenu ou rétabli dans un état où il peut accomplir une
fonction requise, lorsque la maintenance est accomplie dans des conditions
données, en utilisant des procédures et des moyens prescrits » ;
La Disponibilité quant à elle est l’ « Aptitude d'un bien à être en état d'accomplir
une fonction requise dans des conditions données, à un instant donné ou durant
Évaluation des risques
Analyse du retour d’expérience
Optimisation de la maintenance
27
un intervalle de temps donné, en supposant que la fourniture des moyens extérieurs
nécessaires est assurée ».
Ces définitions mettent en évidence que la Fiabilité n’est pas le seul levier pour améliorer
la Disponibilité. Il y a aussi la Maintenabilité.
b. Liste des indicateurs
Les indicateurs de Sûreté de Fonctionnement sont des indicateurs opérationnels qui
permettent de quantifier les performances d’un système (ou de ses composants) en termes de
Fiabilité, Maintenabilité et de Disponibilité. Le calcul de ces indicateurs constitue un outil
d’aide à la décision pour évaluer particulièrement l’efficacité des stratégies et la périodicité
des tâches de maintenance.
Les indicateurs les plus usuels sont :
MTTF (Mean Time to Failure) : durée moyenne avant la première défaillance ;
MTBF (Mean Time Between Failure) : durée moyenne entre deux défaillances
consécutives ;
MUT (Mean Up Time) : durée moyenne de bon fonctionnement après réparation ;
MDT (Mean Down Time) : durée moyenne des temps d’arrêts ;
MTTR (Mean Time to Repair) : durée moyenne de réparation.
Figure 16 : Indicateurs de Sûreté de Fonctionnement
28
Partie 3 : Application de la méthodologie
Dans cette partie, nous allons appliquer la méthodologie sur le Système DCA.
1. Évaluation des risques
Cette phase permet de hiérarchiser les matériels dans leur contribution aux enjeux de
disponibilité, de sûreté et de coûts de maintenance. Nous jugeons en particulier la criticité
d’un mode de défaillance mesurée par le couple gravité de ses effets / fréquence observée ou
potentielle d’occurrence.
Pour ce faire, la première étape consiste à réaliser une Analyse Fonctionnelle afin
d'identifier les fonctions du Système DCA et les matériels qui le composent. Cette étape est
prolongée par une Analyse Dysfonctionnelle pour rechercher les modes et causes de
défaillance les plus significatifs des matériels et construire le tableau AMDE (Analyse des
Modes de Défaillance et de leurs Effets).
1) Analyse Fonctionnelle
a. Rôles du Système élémentaire DCA
a) Rôle fonctionnel
Le rôle essentiel du Système élémentaire DCA est d’empêcher la pénétration des ondes de
choc à travers les orifices de ventilation en garantissant l’obturation rapide des entrées
(aspirations) et des sorties (extractions) d’air des systèmes de ventilation des bâtiments
suivants :
Bâtiment des Auxiliaires Nucléaires – BAN (Système de ventilation DVN) ;
Locaux RRI (Système de ventilation DVI) ;
Locaux des Pompes et Bâches ASG (Système de ventilation DVG) ;
Bâtiment Combustible – BK (Système de ventilation DVK – DVS) ;
Locaux Électriques (Système de ventilation DVL – DVC – DVE – DVF) ;
Locaux des Pompes SEC (Système de ventilation DVP) ;
Bâtiment de Sécurité – BDS.
En parallèle, le Système élémentaire DCA est conçu pour maintenir ouverts les mêmes
orifices pendant les périodes normales d’exploitation et d’entretien nécessitant la marche des
systèmes de ventilation protégés.
29
b) Rôle sur le plan de la Sûreté
Le système DCA joue un rôle au sens de la sûreté du fait qu'il préserve l'intégrité des
systèmes et matériels nécessaires aux fonctions suivantes :
Arrêt et Refroidissement du réacteur ;
Stockage et Refroidissement du combustible irradié ;
Traitement et Stockage des effluents.
Fonctions Arrêt,
Refroidissement et
maintien à froid
Traitement et
Stockage des
Effluents
Stockage du
Combustible Bâtiments
Bâtiment des
Auxiliaires
Nucléaires
X X
Locaux RRI X
Locaux des Pompes
et Bâches ASG X
Bâtiment
Combustible – BK X
Locaux Électriques X
Tableau 1: Rôle su rôle plan de la sûreté du Système DCA
b. Principes généraux de fonctionnement du Système élémentaire DCA
a) Description générale
Le Système élémentaire DCA est composé de :
40 Détecteurs de souffle ;
4 Armoires Générales ;
30 Armoires Clapets ;
2 types de Clapets :
123 Clapets à système de fermeture mixte (fermeture commandée et fermeture par
auto – obturation) ;
28 Clapets à système de fermeture simple (fermeture par auto – obturation) ;
6 Porte motorisées.
30
b) Le Système DCA : un Système automatisé
L’analyse Structurelle du Système élémentaire DCA nous permet d’affirmer que ce –
dernier peut être qualifié de Système automatisé. En effet, par analogie et en excluant les
Clapets à fermeture simple, le Système élémentaire DCA comprend :
Une Partie Commande + Pupitre de commande avec les Armoires Générales ainsi
que les Armoires Clapets constituées, entre autres, de cartes électroniques et à
l’avenir d’automates programmables ;
Une Partie Opérative avec des Détecteurs de Souffle (Capteurs), des Platines
Pneumatiques (Pré – actionneurs), les Clapets à fermeture mixte (Actionneurs +
Effecteurs)…
Figure 17: Partie Automatisée du Système DCA
DETECTEURS
DE
PRESSION
ARMOIRES
GENERALES
ARMOIRES
CLAPETS
PLATINES
PNEUMATIQUES CLAPETS
MICRO - VANNES
A LEVIER
Relais REED
Vers Portes motorisées (6 Portes) et
matériels associés
Commande à l’Ouverture
Commande à la Fermeture
Détection Positions Clapet
MICRO - VANNES
A LEVIER
PARTIE COMMANDE
Contrôle Commande
4 Armoires Générales
30 Armoires Clapets
PARTIE OPERATIVE
Actionneurs + Effecteurs
123 Clapets à Système de Fermeture Mixte
Pré - Actionneurs
123 Platines Pneumatiques
Capteurs
40 Détecteurs de Pression
123 Relais REED
123 Micro - vannes à levier
31
c. Fonctions du Système élémentaire DCA
a) Fonctions Principales – FP
Inventaire des Fonctions Principales – FP
Les Fonctions Principales – FP relevées lors de l’étude sont :
FP1 : Garantir la Fermeture du Clapet en cas d’onde de choc :
FP1 – 1 : Assurer la fermeture commandée du Clapet
FP1 – 2 : Assurer la fermeture par auto – obturation du Clapet
FP2 : Garantir la marche des Systèmes de ventilation protégés :
FP2 – 1 : Assurer le maintien en Ouverture totale du Clapet
FP2 – 2 : Assurer la Réouverture du Clapet à la suite d’une fermeture
FP3 : Garantir le fonctionnement de la Porte motorisée :
FP3 – 1 : Assurer le maintien en Fermeture de la Porte motorisée
FP3 – 2 : Assurer l’Ouverture de la Porte motorisée à la suite d’une fermeture
FP3 – 3 : Assurer la Fermeture des Portes motorisées une fois le Clapet rouvert
Figure 18 : Fonctions Principales du Système DCA
32
Fonctions Principales non retenues pour l’étude
Les Fonctions Principales qui ne sont pas prises en compte dans l’étude sont :
FP1 – 2 : Assurer la fermeture par auto – obturation du Clapet
FP3 : Garantir le fonctionnement de la Porte motorisée :
FP3 – 1 : Assurer le maintien en Fermeture de la Porte motorisée
FP3 – 2 : Assurer l’Ouverture de la Porte motorisée à la suite d’une fermeture
FP3 – 3 : Assurer la Fermeture des Portes motorisées une fois le Clapet rouvert
b) Fonctions Techniques – FT
Inventaires des Fonctions Techniques - FT
Les Fonctions Techniques permettant la réalisation des Fonctions Principales sélectionnées
sont :
FT11 – 1 : Détecter l’onde de choc
F121 – 1 – 1 : Déformer la Membrane
FT11 – 1 – 2 : Actionner le Microcontact
FT11 – 2 : Élaborer et Communiquer l’Ordre de Fermeture
FT11 – 2 – 1 : Recevoir les Signaux de Détection
FT11 – 2 – 2 : Traiter les Signaux de Détection
FT11 – 3 : Exécuter l’Ordre de Fermeture en mettant hors – tension les
électroaimants
FT11 – 3 – 1 : Recevoir l’Ordre de Fermeture
FT11 – 3 – 2 : Traiter l’Ordre de Fermeture
33
FT11 – 4 : Transmettre les Informations
FT11 – 4 – 1 : Transmettre les Signaux de Détection
FT11 – 4 – 2 : Transmettre l’Ordre de Fermeture
FT21 – 1 : Garder le Clapet Verrouillé
FT21 – 1 – 1 : Alimenter l’Électroaimant
FT21 – 2 : Conserver la Tige du vérin de réarmement au niveau haut
FT21 – 2 – 1 : Assurer une pression d’air comprimé supérieure à 5 bars
efficaces
FT21 – 2 – 2 : Acheminer l’air comprimé
FT21 – 2 – 3 : Distribuer l’air comprimé
FT21 – 2 – 4 : Maintenir les éléments pneumatiques dans leur position de
fonctionnement normal
FT21 – 3 : Détecter la position « Clapet Ouvert »
FT21 – 4 : Transmettre la détection « Clapet Ouvert » vers l’Armoire Clapet
associée
FT22 – 1 : Réarmer le Clapet
FT22 – 1 – 1 : Détecter la position « Clapet Fermé »
FT22 – 1 – 2 : Transmettre la détection « Clapet Fermé » vers l’armoire
associée
FT22 – 1 – 3 : Inverser le circuit d’air du Distributeur
FT22 – 1 – 3 – 1 : Inverser l’état du Pilotage Automatique
FT22 – 1 – 3 – 2 : Commander l’Ouverture du Clapet en émettant une
impulsion sur l’Électrovanne
34
FT22 – 2 : Ouvrir le Clapet – Positionner la Tige du vérin de réarment au niveau
haut
FT22 – 2 – 1 : Inverser l’état du Pilotage Automatique – sens « normal »
FT22 – 2 – 2 : Inverser le circuit d’air du Distributeur – « sens normal »
FT22 – 2 – 1/2 : Actionner la Micro – vanne à levier
FT22 – 3 : Assurer une pression d’air comprimé supérieure à 2 bars efficaces
Fonctions Techniques non retenues pour l’étude
Ce sont :
FT11 – 2 : Élaborer et Communiquer l’Ordre de Fermeture
FT11 – 2 – 1 : Recevoir les Signaux de Détection
FT11 – 2 – 2 : Traiter les Signaux de Détection
FT11 – 3 : Exécuter l’Ordre de Fermeture en mettant hors – tension les
électroaimants
FT11 – 3 – 1 : Recevoir l’Ordre de Fermeture
FT11 – 3 – 2 : Traiter l’Ordre de Fermeture
FT11 – 4 – 2 : Transmettre l’Ordre de Fermeture
35
d. Arbres Fonctionnels – FAST
a) Arbre Fonctionnel FP1 – 1
Assurée la Fermeture Commandée des Clapets
FP1 – 1 Détecter l’onde de choc
FT11 – 1
Transmettre les Information
FT11 – 4
Déformer la Membrane
FT11 – 1 – 1
Actionner le Microcontact
FT11 – 1 – 2
Élaborer et Communiquer l’Ordre de Fermeture
FT11 – 2
Traiter les Signaux de Détection
FT11 – 2 – 2
Recevoir les Signaux de Détection
FT11 – 2 – 1
Exécuter l’Ordre de Fermeture en mettant hors – tension les
Électroaimants des Clapets
FT11 – 3
Traiter les Signaux de Commande de Fermeture
FT11 – 3 – 2
Recevoir l’Ordre de Fermeture
FT11 – 3 – 1
Transmettre l’Ordre de Fermeture
FT11 – 4 – 2
Transmettre les Signaux de Détection
FT11 – 4 – 1
Capteurs d’onde de choc
Armoire Générale
Armoire Clapets
Câbles de liaisons
Figure 19 : Arbre Fonctionnel Fonction Principale FP1 - 1
36
b) Arbre Fonctionnel FP2 – 1
Armoire Clapets
Arbre Support Aimant Fin de Course + Support Aimant Fin de Course Platine Pneumatique + Circuit d’alimentation en air comprimé
Electroaimant
Assurer le maintien en Ouverture totale du Clapet
FP2 – 1
Garder le Clapet verrouillé
FT21 – 1
Alimenter l’Électroaimant
FT21 – 1 – 1
Conserver la tige du Vérin de Réarmement au niveau haut
FT21 – 2
Acheminer l’air comprimé
FT21 – 2 – 2
Assurer une pression d’air comprimé supérieure à 5 bars
efficaces
FT21 – 2 – 1
Distribuer l’air comprimé
FT21 – 2 – 3
Détecter la Position « Clapet Ouvert »
FT21 – 3
Maintenir les éléments Pneumatiques dans leur position
de fonctionnement normal
FT21 – 2 – 4
Transmettre la Détection « Clapet Ouvert » vers l’Armoire Clapet associée
FT21 – 2
Câbles liaisons Armoires Clapets + Boîtier électrique
Figure 20 : Arbre Fonctionnel Fonction Principale FP2 - 1
37
c) Arbre Fonctionnel FP2 – 2
Assurer une pression d’air supérieure à
2 bars efficaces
FT22 – 3
Acheminer l’air comprimé
FT21 – 2 – 2
Câbles liaisons Armoires Clapets + Boîtier électrique
Assurée La Réouverture Commandée du
Clapet à la suite d’une Fermeture
FP2 – 2
Réarmer le Clapet
FT22 – 1
Alimenter l’Électroaimant
FT21 – 1 – 1
Détecter la Position « Clapet Fermé »
FT22 – 1 – 1
Commander la Réouverture du Clapet
en émettant une impulsion sur
l’Électrovanne
FT22 – 1 – 3 – 1
Ouvrir le Clapet ou Positionner la tige
du Vérin de Réarmement au niveau Haut
FT22 – 2
Inverser le circuit d’air du Distributeur
sens « normal »
FT22 – 2 – 2
Actionner la Microvanne à Levier
FT22 – 2 – 1/2
Transmettre la Détection « Clapet
Fermé » vers l’Armoire Clapet associée
FT22 – 1 – 1
Inverser le circuit d’air du Distributeur
FT22 – 1 – 3
Inverser l’état du Pilotage automatique
FT22 – 1 – 3 – 1
Inverser l’état du Pilotage automatique
sens « normal »
FT22 – 2 – 1
Distribuer l’air comprimé
FT21 – 2 – 3
Arbre Support Aimant Fin de Course + Support Aimant Fin de Course
Armoire Clapets
Platine Pneumatique + Circuit d’alimentation en air comprimé
Figure 21 : Arbre Fonctionnel Fonction Principale FP2 - 2
38
2) Analyse Dysfonctionnelle
a. Arbres Dysfonctionnels des Fonctions Principales sélectionnées
a) Arbre Dysfonctionnel FP1 – 1
Non Fermeture Commandée du Clapet
OU
Défaut Élaboration et Communication
de l’Ordre de Fermeture
Défaut Armoire Générale
Défaut Exécution de l’Ordre de
Fermeture
Défaut Armoire Clapets
Défaut Détection de l’onde de choc
Non Commutation du Microcontact
Oxydation du
Microcontact
Perte de la souplesse
de la membrane
Défaut Transmission des Informations
Perte Continuité des Câbles
OU
Figure 22 : Arbre Dysfonctionnel Fonction Principale FP1 - 1
39
b) Arbre Dysfonctionnel FP2 – 1
Perte du maintien en Ouverture totale
du Clapet
OU
Perte du Verrouillage du
Clapet
Défaut éléments Circuit
d’alimentation en air comprimé
Défaut composants Platine
Pneumatique
Défaut Électroaimant
Défaut Détection Position
« Clapet Fermé »
Défaut Transmission Détection
Position « Clapet Fermé »
Défaut Alimentation
Électroaimant
Figure 23 : Arbre Fonctionnel Fonction Principale FP2 - 1
40
c) Arbre Dysfonctionnel FP2 – 2
Non Réouverture Commandée du Clapet à
la suite d’une Fermeture
OU
Défaut Détection Position
« Clapet Fermé »
Défaut réarmement du
Clapet
Défaut Pilotage automatique Défaut Circuit d’air du
Distributeur
Défaut Alimentation
Électroaimant
Défaut Micro - vanne à
levier
OU
Défaut Transmission
Détection Position « Clapet
Fermé »
Défaut Commande de
réouverture du Clapet –
Impulsion sur
l’Electrovanne
Défaut composants Platine
Pneumatique
Défaut éléments Circuit
d’alimentation en air
comprimé
Figure 24 : Arbre Dysfonctionnel Fonction Principale FP2 - 2
41
b. Tableaux AMDE
a) Tableau AMDE Détecteur de Pression
Gravité : Évidence :
GSI : matériels EIPS sont à minima GSI E : évident
GS1 : grave sûreté Gp1 C : caché
GS2 : grave sûreté Gp2
GSA : utilisé consignes I, H, U, A.
GD : grave pour la disponibilité
GM : grave coût de maintenance
NG : non grave
AMDE Système élémentaire
Système élémentaire : DCA Sous - système : Détecteur de Pression
Rédacteur : Franskyl EKORO Service : MTE Date : le 31/03/2015
Folio : 1 / 1
Réf. Tableau AMDE : TAMDEDCA01
Sous - ensemble Mode de défaillance Causes Effet sur le sous -
système Effet sur le système
Effet sur la tranche
Gravité Évidence Observations
Membrane Perte de
caractéristiques Dureté
Vieillissement (Milieu ambiant)
Perte de la détection
Indisponibilité partielle
RAS GSI, GD E
Piston de commande +
Microcontact
Perte de caractéristiques
Grippage
Oxydation (Milieu ambiant)
Perte de la détection
Indisponibilité partielle
RAS GSI, GD E
Câbles Câble de connexion
+ Câble de liaison
Perte de fonction Continuité
Erreur humaine
Oxydation connecteurs
(Milieu ambiant)
Perte de la détection
Indisponibilité partielle
RAS GSI, GD E
Tableau 2 : Tableau AMDE Détecteur de pression
42
b) Tableau AMDE Clapet à système de fermeture mixte
Gravité : Évidence :
GSI : matériels EIPS sont à minima GSI E : évident
GS1 : grave sûreté Gp1 C : caché GS2 : grave sûreté Gp2
GSA : utilisé consignes I, H, U, A.
GD : grave pour la disponibilité GM : grave coût de maintenance
NG : non grave
AMDE Système élémentaire
Système élémentaire : DCA Sous - système : Clapet à fermeture mixte
Rédacteur : Franskyl EKORO Service : MTE Date : le 03 / 08/ 2015
Folio : 1 / 1
Réf. Tableau AMDE : TAMDEDCA02
Sous - ensemble Mode de défaillance Causes Effet sur le sous -
système Effet sur le système
Effet sur la tranche
Gravité Évidence Observations
Micro - vanne à levier (repère 86)
Perte de Fonction
Fonctionnement Dégradé
Corrosion
Grippage (Milieu Ambiant)
Pas de réouverture du Clapet
Indisponibilité de la FP2 – 1 / 2
Application conduite
incidentelle
GSI, GSA, GD
E
Support aimant fin de course (repère 97)
Perte de Fonction
Fonctionnement Dégradé
Défaut intrinsèque
Défaut connectique
Corrosion (Milieu ambiant)
Pas de réouverture du Clapet
Indisponibilité de la FP2 – 1 / 2
Application conduite
incidentelle
GSI, GSA, GD
E
Arbre support aimant (repère 94)
Perte de Fonction Défaut composant Pas de réouverture Indisponibilité de la
FP2 – 1 / 2
Application conduite
incidentelle
GSI, GSA, GD
E
Electro – porteur (repère 65)
Perte de Fonction
Fonctionnement Dégradé
Défaut surtension
Défaut connectique
Pas de maintien en Ouverture
Pas de réouverture
Indisponibilité de la FP2 – 1 / 2
Risque d’Ouverture Fermeture
intempestive
Application conduite
incidentelle
GSI, GSA, GD
E
Tableau 3 : Tableau AMDE Clapet à Système de fermeture mixte
43
c) Tableau AMDE Platine Pneumatique
AMDE Système élémentaire
Système élémentaire : DCA Sous - système : Platine Pneumatique
Rédacteur : Franskyl EKORO Service : MTE Date : le 03 / 08 / 2015
Folio : 1 / 1
Réf. Tableau AMDE : TAMDEDCA03
Sous - ensemble Mode de défaillance Causes Effet sur le sous -
système Effet sur le
système Effet sur la
tranche Gravité Évidence Observations
Lubrificateur (repère 12)
Fonctionnement Dégradé
Fuite d’huile Grippage des
éléments pneumatiques
Risque Indisponibilité de la
FP1 – 1 et de la FP2 – 1 / 2
Risque Application
conduite incidentelle
GSI, GD E
Filtre (repère 9)
Fonctionnement Dégradé
Fuite d’air au niveau du bol
Corrosion
Risque Indisponibilité de la
FP1 – 1 et de la FP2 – 1 / 2
Risque Application
conduite incidentelle
GSI, GD E
Distributeur d’air (repère 20)
Fonctionnement Dégradé
Fuite d’air Défaut
Actionnement
Risque Indisponibilité de la
FP1 – 1 et de la FP2 – 1 / 2
Risque Application
conduite incidentelle
GSI, GD E
Tableau 4 : Tableau AMDE Platine Pneumatique
Gravité : Évidence :
GSI : matériels EIPS sont à minima GSI E : évident
GS1 : grave sûreté Gp1 C : caché
GS2 : grave sûreté Gp2
GSA : utilisé consignes I, H, U, A.
GD : grave pour la disponibilité
GM : grave coût de maintenance
NG : non grave
44
d) Tableau AMDE Circuit Pneumatique
AMDE Système élémentaire
Système élémentaire : DCA Sous - système : Circuit d’alimentation en air comprimé
Rédacteur : Franskyl EKORO Service : MTE Date : le 03 / 08 / 2015
Folio : 1 / 1
Réf. Tableau AMDE : TAMDEDCA04
Sous - ensemble Mode de défaillance Causes Effet sur le sous -
système Effet sur le système
Effet sur la tranche
Gravité Évidence Observations
Flexible d’air
Perte de Fonction (déconnection)
Fonctionnement Dégradé (fuites)
Défaut raccord
Défaut intrinsèque
Perte alimentation air
comprimé
Indisponibilité de la FP1 – 1 et de la FP2 – 1 / 2
Application conduite
incidentelle
GSI, GSA, GD
E
Bouteille azote Perte de fonction Pression bouteille azote
non conforme critère RGE
Perte alimentation air
comprimé
Indisponibilité de la Fonction secours
Application conduite
incidentelle
GSI, GSA, GD
E
Vanne 3 voies
Perte de Fonction
Fonctionnement Dégradé
Grippage
Position non conforme
Perte alimentation air
comprimé
Indisponibilité de la FP1 – 1 et de la
FP2 – 1 / 2
Application conduite
incidentelle
GSI, GSA, GD
E
Réservoir d’air comprimé
Fonctionnement Dégradé
Perte étanchéité Vanne de purge
Perte alimentation air
comprimé
Indisponibilité de la FP1 – 1 et de la
FP2 – 1 / 2
Application conduite
incidentelle
GSI, GSA, GD
E
Tableau 5 : Tableau AMDE Circuit Pneumatique
Gravité : Évidence :
GSI : matériels EIPS sont à minima GSI E : évident
GS1 : grave sûreté Gp1 C : caché
GS2 : grave sûreté Gp2
GSA : utilisé consignes I, H, U, A. GD : grave pour la disponibilité
GM : grave coût de maintenance
NG : non grave
45
2. Analyse du Retour d’EXpérience
Cette Phase permet l’analyse quantitative du Retour d’EXpérience. Elle est divisée en en
différents niveaux.
1) Analyse quantitative de 1er niveau
L’analyse quantitative de 1er niveau permet de faire un bilan de santé de Système DCA.
Pour ce faire, nous avons collecté et trié les données issues de SYGMA (système
d’Information) où sont archivés tous les comptes rendus des interventions effectuées sur ce
Système.
Notre bilan couvre la période de 2010 à 2014 soit 3734 dossiers d’intervention – DI.
a. Répartition des interventions sur le Système DCA
Les actions préventives représentent la majeure partie des interventions. La part de
maintenance préventive a un pourcentage légèrement supérieure à la moitié des interventions
contrairement à la maintenance corrective qui n’est « que » de 15 %.
201654%
55815%152
4%
2055%
80322%
Répartition DI Système DCA 2010 - 2014
Maintenance Préventive
Fortuits
Non Classable
DMP / POSE / DEPOSEChandelles
Travaux Généraux
Total DI : 3734
Figure 25 : Répartition des interventions sur le Système DCA
46
b. Répartition des Fortuits sur le Système DCA
Les fortuits se répartissent de la façon suivante :
Le Fin de Chaîne prend la moitié des fortuits suivi du Contrôle – Commande. Il faudra en
tenir compte dans le programme de maintenance.
20937%
387%
31156%
Répartition des Fortuits Système DCA 2010 - 2014
ContrôleCommande
Capteurs + Liaison
Fin de chaîne
Total DI : 558
Contrôle Commande Capteurs + Liaisons Fin de Chaîne
2010 59 8 59
2011 30 0 69
2012 37 3 49
2013 30 11 59
2014 53 16 74
0
10
20
30
40
50
60
70
80
Nombre Interventions
Répartition des Fortuits Système DCA 2010 - 2014
Figure 26 : Répartition des fortuits sur le Système DCA
Figure 27 : Répartition des fortuits sur le Système DCA entre 2010 et 2014
47
c. Répartition des interventions en fonction des systèmes de ventilation protégés par le Système DCA
Selon les résultats ci – dessous, le programme de maintenance devra considérer la
problématique de la grande part des fortuits à l’aspiration DVN.
0
5
10
15
20
25
Répartition Interventions des ventilations protégées par le Système DCA 2010 - 2014
2010
2011
2012
2013
2014
Figure 28 : Répartition des interventions des ventilations protégées par le Système DCA
48
2) Analyse quantitative de 2ème niveau
L’analyse quantitative de deuxième vise à se concentrer là où il y’a le plus grand nombre
d’interventions c’est-à-dire le Fin de Chaîne. Le Contrôle – Commande étant remplacé dans
sa totalité par une nouvelle technologie, nous ne l’analysons pas.
a. Répartition des interventions sur le Fin de Chaîne
D’après le graphique, les 3 éléments du Fin de Chaîne – Circuit Pneumatique / Clapet /
Platine Pneumatique – regroupe une large part d’interventions surtout le Circuit Pneumatique.
2010 2011 2012 2013 2014
Circuit Pneumatique 19 37 24 32 33
Clapet 15 16 7 21 25
Platine Pneumatique 10 10 14 5 15
Porte Clapet 15 6 4 1 1
0
5
10
15
20
25
30
35
40
Nombre Interventions
Répartition Interventions Fin de Chaîne Système DCA 2010 - 2014
Figure 29 : Répartition interventions Fin de Chaîne
49
b. Pareto défaillances matérielles sur le Fin de Chaîne
Un Pareto est réalisée afin de cibler les matériels défaillants et donc d’être un outil d’aide
à la décision quant aux tâches de maintenance préventive à sélectionner.
D’après ce Pareto, nous affirmons que les Flexibles d’air, la Micro vanne à levier, la
Bouteille d’azote et le Lubrificateur sont les 4 principales causes des 80 % de fortuits du Fin
de Chaîne.
0,00%
20,00%
40,00%
60,00%
80,00%
100,00%
120,00%
0
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20
30
40
50
60
70
80
90
100
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63
Pareto Fin de Chaîne Système DCA 2010 - 2014
Composants
% Cumulé
80 -20
Figure 30 : Pareto Fin de Chaîne
50
c. Pareto des causes techniques des interventions sur le Fin de Chaîne
Une analyse en profondeur des causes techniques des fortuits, nous révèle que 80 % des
défaillances sont dues notamment à des fuites du Flexible d’air, à une pression de Bouteille
d’azote non – conforme et à un manque d’huile dans le lubrificateur.
0,00%
20,00%
40,00%
60,00%
80,00%
100,00%
120,00%
0
10
20
30
40
50
60
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Pareto Défauts Fin de Chaîne Système en DCA 2010 -2014
Défauts
% cumulé
80-20
Figure 31 : Pareto causes techniques fortuits sur le Fin de Chaîne
51
3) Analyse quantitative de 3ème niveau : calcul des indicateurs
Dans l’analyse de 3ème niveau, nous calculons les indicateurs de Sûreté de
Fonctionnement.
Cependant, nous n’avons pu l’établir que partiellement pour les détecteurs (pas de
MTTR) à cause de l’absence d’éléments voir de la qualité des données collectées qui ont été
un frein à leur détermination. Concernant le Fin de Chaîne, les remarques sont les mêmes.
Le calcul des indicateurs des Détecteurs de pression sont très informatifs. Déjà, la durée
de jours d’indisponibilité est relativement grande. De plus, la durée moyenne bon
fonctionnement après réparation des Détecteurs ainsi que la durée moyenne entre deux
défaillances consécutives sont inférieures aux 2 ans préconisé par les Règles d’Exploitation.
La périodicité de la maintenance des Détecteurs est à réajuster.
Indicateurs de Sûreté de Fonctionnement des Détecteurs de pression
MDT : durée moyenne des temps d’arrêts 28 jrs.
MUT : durée moyenne de bon
fonctionnement après réparation 1 an 6 mois < 2 ans
MTBF : durée moyenne entre deux
défaillances consécutives 1 an 7 mois
Tableau 6 : Indicateurs de Sûreté de Fonctionnement des Détecteurs de pression
52
4) Tableau AMDEC du Système DCA
À partir des résultats précédents, nous dressons le tableau AMDEC du Système DCA :
Synthèse AMDEC
Système élémentaire : DCA Rédacteur : Franskyl EKORO Service : MTE Date : le 03 / 08 / 2015
Folio : 1 /1
Réf. : TAMDECDCA01
Groupement fonctionnel Mode de défaillance Effet sur le
système Effet sur la
tranche Nombre de défaillances
Gravité Criticité Evidence Observations
Capteur Perte de la détection Indisponibilité
partielle RAS 38 GSI, GD CSI, CD E
Clapet Perte de Fonction
Fonctionnement Dégradé
Indisponibilité totale
Application conduite
incidentelle 84
GSI, GD, GSA
CSI, CD, CSA
E
Platine Pneumatique Fonctionnement
Dégradé
Indisponibilité partielle
Risque Application
conduite incidentelle
54 GSI,
GD, GSA CSI,
CD, CSA E
Circuit d’alimentation en air comprimé
Perte de Fonction Fonctionnement Dégradé
Indisponibilité totale
Application conduite
incidentelle 146
GSI, GD, GSA
CSI, CD, CSA
E
Tableau 7 : Tableau AMDEC Système DCA
Gravité : Criticité Evidence : GSI : matériels IPS sont à minima GSI CSI : matériels IPS sont à minima GSI E : évident
GS1 : grave sûreté Gp1 CS1 : critique sûreté Gp1 C : caché
GS2 : grave sûreté Gp2 CS2 : critique sûreté Gp2 GSA : utilisé consignes I, H, U, A. CSA : critique en conduite I, H, U, A.
GD : grave pour la disponibilité CD : critique pour la disponibilité
GM : grave coût de maintenance CM : critique coût de maintenance
53
3. Optimisation de la Maintenance
La dernière phase de l’étude OMF consiste à sélectionner les tâches de maintenance
préventive qui vont réduire ou supprimer l’apparition des défaillances significatives.
Dans notre Projet, il ne s’agit pas de réécrire le programme de maintenance préventive du
Système DCA mais d’évaluer celui existant.
Évaluer le programme de maintenance préventive revient à juger de l’efficacité des
stratégies de maintenance préventive qui se déclineront sous la forme de l’exhaustivité des
tâches à effectuer selon une périodicité. C’est pourquoi, avant de tenir compte des résultats
des phases précédentes, nous réalisons un examen des actions de la maintenance préventive
appliquées à ce Système.
1) Examen de la maintenance préventive du Système DCA
La maintenance préventive du Système DCA est présente sous deux formes :
Les essais périodiques ;
Les tâches du Programme Locale de Maintenance Préventive.
a. Les Essais Périodiques
Les Essais Périodiques du Système DCA (voir annexe 4) permettent de valider la
disponibilité des matériels et fonctions de ce Système. Un matériel ou une fonction est déclaré
disponible, à la suite des différents essais, si et seulement s’il est démontré à tout moment
qu’il est capable d’assurer les objectifs qui lui sont assignés avec les performances requises ou
critères à satisfaire définis par les Règles Générales d’Exploitation. Il s’agit donc d’une
stratégie de maintenance préventive conditionnelle.
Ces Essais périodiques, pratiqués par le Service Conduite, viennent surtout certifier les
fonctions de Sûreté du Système DCA mais aussi de juger de l’efficience du programme de
maintenance préventive.
b. Les tâches du Programme Locale de Maintenance Préventive
Les tâches Programme Locale de Maintenance Préventive (voir annexe 5), qui va être mis
en application à partir de septembre 2015, expriment deux types de maintenance préventive :
La maintenance préventive systématique notamment les remplacements
systématiques des composants ;
La maintenance préventive conditionnelle à travers des contrôles.
54
c. Problématiques du Programme Locale de Maintenance Préventive
Le Programme Locale de Maintenance Préventive du Système DCA a été établi en 1997
sur la base des recommandations du constructeur de ce Système et essentiellement enrichi au
fil des années grâce au Retour d’EXpérience qualitatif. Cet aspect du Programme Locale de
Maintenance Préventive fait ressortir différents points :
Les périodicités de la maintenance conditionnelle et surtout systématique sont mal
connues ; ce qui pourraient être l’une des causes du nombre important de
défaillances au cours des Essais Périodiques ;
Des tâches de maintenance préventive qui auraient pu être prises en compte avant
les défaillances matérielles ;
L’absence de bilans de comportement nécessaires à l’optimisation de la
maintenance préventive.
55
2) Sélection des tâches de maintenance
a. Résultats de l’étude OMF
Sélection des tâches de maintenance
Sélection des tâches de maintenance :
Réf. : 1.0
Folio : 1 / 1
Matériel :
Détecteur de pression
Modes de défaillance Gravité Criticité Evidence
Perte de la détection d’onde
de choc
1 Perte de caractéristiques
Dureté
GSI, GD CSI, CD E 2
Perte de caractéristiques Grippage
3 Perte de fonction
Types de tâches Mode Tâches Existante
OUI – NON Retenue
OUI – NON Périodicité
Actuelle - Proposée Observations
Petit entretien, graissage 1, 2, 3 Vérification PE, Bornes
à couteaux, tête de câble,…
OUI OUI 2 ans 1 an
Test, essai, épreuve, contrôle 1, 2 ,3 Seuil du déclenchement
des Détecteurs type de visite RGE
OUI OUI 2 ans 1 an Périodicité ramenée à 1 an par intervalle de 6 mois
pour les Détecteurs pairs et impairs
Inspection, surveillance en fonctionnement
1, 2, 3 EPC DCA 020 OUI OUI 1 an 1 an
Permet de vérifier, entre autres, la continuité des câbles entre les détecteurs et les armoires générales.
EPC DCA 050 OUI OUI 5 ans 5 ans
Améliorations proposées sur les Détecteurs
Passage d’une maintenance préventive systématique à un maintenance préventive conditionnelle ;
Modification de la procédure d’essai : contrôle critères RGE, Maintenance préventive, validation locale des critères RGE et essai de requalification pour estimation durée de bon fonctionnement du Détecteur ;
Une nouvelle platine de contrôle des capteurs doit être développée ;
Un kit d’essai à mettre en œuvre pour ne plus être en manuel (Cf. CDT) ;
Au regard de la périodicité, le temps d’arrêt et pour une meilleure disponibilité un échange standard est proposé avec un lot de 10 ou 20 capteurs ; ce qui améliora le diagnostic et le REX. ;
Absence de mesure d’isolement ou de vieillissement des câbles ;
Utilisation d’un duromètre portable 65 shore A pour estimation durée de vie membrane.
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b. Explications de la non – modification des autres tâches de maintenance
À la suite de la déclaration de l’Évènement Significatif pour la Sûreté, le Programme
Locale de Maintenance Préventive a été modifié. Ces modifications ont consisté pour la
plupart à :
Ajouter des taches de maintenance conditionnelle qui n’existaient pas : contrôles et
inspections particulièrement sur le Fin de Chaîne ;
Modifier les périodicités des tâches de maintenance systématique et conditionnelle
notamment à l’aspiration DVN.
Ce Programme Locale de Maintenance Préventive actualisé tient donc compte de
l’ensemble des observations qui ont été faites dans les phases de l’étude OMF. Toutes les
défaillances significatives sont couvertes par ce nouveau Programme complété par celle des
Détecteurs.
Par contre, les périodicités de ces tâches seront à confirmer dans la mesure où elles ont été
déterminées par le Retour d’EXpérience qualitatif. Pour cela, des plans d’amélioration sont
proposés pour non seulement déterminer ces périodicités mais aussi pour juger l’impact du
Programme Locale de Maintenance Préventive Optimisé.
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Partie 4 : Les plans d’améliorations
Outre un Programme Locale de Maintenance Préventive Optimisé par la Fiabilité, d’autres
plans d’améliorations contribuant à la fiabilisation du Système DCA ont été proposés. Ces
plans d’améliorations proviennent des visites terrain, des interviews des acteurs du Système
DCA et surtout des analyses de l’étude OMF.
1. Amélioration des Détecteurs de pression
1) Un nouveau Banc d’essais pour le contrôle des seuils des Détecteurs
Conformément au programme de maintenance, les Détecteurs de pression doivent être
contrôlés et réglés à leur seuil de déclenchement (80 mbar ± 15). Pour valider ce seuil de
déclenchement, chaque Détecteur est soumis à de l’air comprimé à une pression équivalente à
ce seuil. Ceci est réalisé grâce à un Banc d’essais.
Nous avons mis en œuvre un nouveau Banc afin de non seulement améliorer la finesse du
réglage et sa vérification mais surtout d’effectuer les contrôles sur le capteur sans le
démonter ; ce qui permettra d’affiner la périodicité de maintenance avant la dérive du
Détecteur.
Figure 32 : Nouveau Banc d'essais mis en œuvre
Détecteur d’onde de choc
Réservoir d’air comprimé
Manomètres de Contrôle du seuil
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Ce Banc d’un coût de 2500 euros H.T est livré avec un dossier technique constitué des
plans techniques du Banc et de la nouvelle Gamme de maintenance des Détecteurs. Ce Banc a
été mis œuvre en partenariat avec l’équipe ADF TARLIN.
2) Kit terrain pour les Essais Périodiques
Lors des Essais Périodiques, il est demandé de simuler la détection d’onde de choc. Pour
ce faire, un appui manuel sur les Détecteurs est exécuté par les membres du Service Conduite.
Cependant ce mode « manuel » que nous qualifions de maintenance intrusive dérègle le seuil
des détecteurs. C’est pourquoi, toujours en partenariat avec l’équipe ADF TARLIN, nous
avons développé un Kit terrain éliminant cette intrusion.
Figure 33 : Kit terrain développé
Ce kit est également livré avec un dossier technique constitué des plans techniques et de la
Gamme de maintenance.
Calibrateur de pression
Moule du Détecteur
Manomètre de contrôle du seuil
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3) Amélioration conception des Détecteurs
La conception des Détecteurs a été aussi améliorée. Il s’agit principalement de maîtriser
l’étanchéité des Détecteurs pour éviter leur grippage, de réduire les connectiques électriques
pour supprimer les pertes de détection et de gagner en Disponibilité par le déplacement de la
résistance d’appel de courant hors du Détecteur et intégrée dans le boîtier de raccordement.
De nombreux tests ont été opérés et les solutions validées ensuite par le constructeur.
Figure 34 : Améliorations conception Détecteurs d'onde de choc
Les nouveaux Détecteurs adopteront ces améliorations.
Rallongement du corps du Détecteur
Mise en place joint d’étanchéité
Suppression des multiples
connectiques : accès direct au boîtier de
raccordement
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2. Optimisation du Retour d’EXpérience
1) De la nécessité d’ « une AP913 DCA »
L’Advanced Process – AP913 est une méthodologie mise au point par l’INPO (Institute for
Nuclear Power Opération). Elle vise à obtenir l’excellence de fiabilité de fonctionnement des
centrales nucléaires dans une logique de « zéro défaillance » de tous les composants et
systèmes critiques des centrales. Cette méthodologie, mise en œuvre par les exploitants
nucléaires américains, a permis d’obtenir de bonnes performances de Sûreté et de
Disponibilité des installations nucléaires aux États – unis. Au regard de l’efficience de cette
démarche, EDF décide de l’employer pour l’ensemble de ses centrales nucléaires à partir de
2007.
L’AP913 est divisé en 6 sous – processus :
Identification des composants critiques et établissement des programmes de suivi et
de maintenance adaptés au niveau de criticité des composants ;
Mise en œuvre des exigences de suivi et maintenance des matériels ;
Suivi et analyse des performances des matériels des systèmes ;
Définition et pilotage des actions correctives ;
Amélioration continue des référentiels et du pilotage de la fiabilité ;
Gestion du cycle de vie des équipements (traitement de l’obsolescence et du
vieillissement).
Figure 35 : Démarche AP913
Au regard des observations faites sur le Système DCA, que sont l’absence de bilans de
santé, fiabilité exigée de ce Système et gestion du cycle de vie de ses composants, nous
pouvons affirmer de la nécessité d’appliquer cette démarche sur ce Système. Elle permettrait
notamment de valider le Programme Local de Maintenance Préventive Optimisé.
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2) Fiche d’aide à l’analyse des défaillances
Pour faciliter la collecte et le traitement des informations à la suite d’une défaillance du
Système DCA, nous avons proposé une fiche simple dont les champs à renseigner faciliterons
la mise en œuvre des données élaborées type OMF. Cette fiche pourra être utilisée lors d’un
prochain bilan de santé du Système DCA notamment dans la phase Analyse du Retour
d’EXpérience. Elle se présente sous la forme suivante :
Fiche collecte des défaillances
Champs élémentaires à renseigner Éléments
Analyse de la défaillance
Identification dans le découpage du matériel (arborescence
matérielle) des éléments à l’origine de la défaillance ou de la dégradation (du niveau du matériel au niveau du composant changeable) ;
Degré de criticité de défaillance ;
Mode de défaillance ;
Effet mesurable (cause physique).
Intervention de maintenance
Type de maintenance réalisée ;
Durée d’indisponibilité du matériel ;
Durée de réparation ;
Nombre cumulé d’heures de main – d’œuvre consommées pour l’intervention de maintenance ;
Coûts ;
Dose.
Données de fonctionnement du matériel
Nombre d’heurs de fonctionnement du matériel depuis son précédent arrêt fonctionnel (défaillance ou maintenance préventive) ;
Nombre de sollicitations subies par le matériel depuis son précédent arrêt fonctionnel (défaillance ou maintenance préventive).
Figure 36 : Fiche d'analyse des défaillances proposée
Examen par rapport à l’analyse de défaillance et aux criticités :
Sûreté ;
Disponibilité ;
Coûts de maintenance.
Données élaborées OMF
Mode de défaillance ;
Comptage composant / effet mesurable / moyen de détection ;
Comptage des défaillances et des dégradations ;
Fréquence de défaillance et de dégradation et évolutions ;
Paramètres de Sureté de Fonctionnement.
Analyse de la fiche lors du bilan de santé
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3) Fiche de suivi des composants du Fin de Chaîne
Nous avons également mis en œuvre une fiche d’inspection des composants jugés critiques
sur le Fin de Chaîne. Cette fiche pourra s’utiliser au cours de la maintenance conditionnelle
exécutée sur les composants du Fin de Chaîne et servira lors des bilans de santé. Elle est
présentée ci – dessous :
Figure 37 : Fiche suivi des composants
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Conclusion
Aujourd’hui, la maintenance est un levier de performances. Encore plus dans le secteur
nucléaire, elle permet d’assurer la Sûreté, la Disponibilité et la Fiabilité des équipements.
Dans le cas du Système DCA, dont la finalité est de garantir sa Fiabilité fonctionnelle
compte tenu de son importance sur le plan de la Sûreté, nous avons fait appel à la méthode
d’Optimisation de la Maintenance par la Fiabilité et aux indicateurs de Sûreté de
Fonctionnement. L’application des ces outils de la maintenance ont permis de déboucher sur
un Programme Locale de Maintenance Préventive Optimisé dont l’exhaustivité des tâches de
maintenance préventive cernent tous les dysfonctionnements probables et rencontrés du
Système DCA. Par ailleurs, ce Programme doit faire l’objet d’une validation ou d’un
réajustement périodique. C’est le rôle du Retour d’EXpérience qualitatif et quantitatif qui
mesurera l’efficacité des tâches et des stratégies de maintenance préventive adoptées. C’est
pourquoi, grâce à l’étude OMF, nous avons mis en œuvre des fiches qui faciliteront la collecte
et le traitement des informations relatives aux défaillances du Système DCA. De plus, les
résultats de cette étude pourront être réutilisés et actualisés notamment en cas d’application
d’une démarche AP913 sur ce Système
Parmi d’autres plans d’améliorations, il y’a eu l’élaboration d’un nouveau Banc d’essais
des Détecteurs et d’un kit terrain pour les tester en condition d’exploitation. La conception de
ces Détecteurs a été également revue et approuvée par le constructeur.
Ce Projet a été très riche en enseignements.
Après avoir découvert le secteur du Pétrole & Gaz, j’ai eu l’opportunité d’évoluer dans un
autre secteur atypique qu’est le secteur nucléaire. Leur point commun fondamental réside
dans cette culture de Sûreté : protéger l’homme et son environnement. Posséder ses notions
sera un atout dans ma carrière d’ingénieur.
En plus des acquis de ma formation en Génie électrique, de ma passion pour
l’électrotechnique, j’ai eu à découvrir le management de la maintenance et le métier
d’ingénieur fiabilité.
J’ai eu aussi à me défaire de mon cliché du manager que je considérais comme quelqu’un
d’ « inutile » et ne servant « qu’à faire du papier ». En effet, j’ai eu l’opportunité d’observer et
de côtoyer les managers du Service MTE. Leurs connaissances techniques, la manière dont ils
rythment le fonctionnement du Service, qu’ils guident les hommes ont aiguisé en moi le désir
d’exercer cette fonction.
Pour conclure, ce Projet a été totalement en adéquation avec la ligne de conduite adoptée
depuis le début de mes études supérieures : renforcer progressivement mes compétences,
franchir des paliers, apprendre des erreurs de jeunesse, aller sur le terrain et surtout
m’épanouir.
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Bibliographie
Générale
[1] ASN – Division de Lille : CLI plénière du 04/12/13 et du 15/10/14.
[2] « Lorsqu’un plan de maintenance a été conçu par l’expérience du passé, il y a souvent un risque d’aller vers
la facilité en ajoutant une action à chaque fois qu’on a vécu un incident. On se retrouve alors avec un plan pas
toujours optimisé, ni efficace ». Jean Paul SOURIS, Le guide du parfait responsable maintenance, p – 36.
[3] Cf. norme française NF EN 13306.
Site internet EDF.
Techniques de l’ingénieur
Antoine DESPUJOL, ingénieur – chercheur à R&D EDF :
« Approche fonctionnelle de la maintenance »
« Optimisation de la maintenance par la fiabilité (OMF) »
« Méthodes d’optimisation des stratégies de maintenance »
« Maintenance, sûreté de fonctionnement et management des actifs de production »
« Management de l’obsolescence des équipements ».
« AMDE(C) » Yves MORTUREUX.
« AMDEC – MOYEN » Michel RIDOUX.
« Retour d’expérience technique » André LANNOY.
Documents internes EDF