Projet de Fin d’Études -...

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.

2

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 ;

https://www.edf.fr/groupe-edf/producteur-industriel/nucleaire

https://www.edf.fr/groupe-edf/producteur-industriel/thermique

https://www.edf.fr/groupe-edf/producteur-industriel/hydraulique

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

https://www.edf.fr/groupe-edf/producteur-industriel/energies-nouvelles/accueil

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

http://www.edftrading.com/

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

http://www.fournisseurs-electricite.com/electricite-de-france

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) ;

http://www.connaissancedesenergies.org/fiche-pedagogique/principes-de-fonctionnement-d-un-reacteur-nucleaire

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


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


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


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)



RAS GSI, GD E

Câbles Câble de connexion

+ Câble de liaison

Perte de fonction Continuité

Erreur humaine

Oxydation connecteurs

(Milieu ambiant)



RAS GSI, GD E

Tableau 2 : Tableau AMDE Détecteur de pression

42

b) Tableau AMDE Clapet à système de fermeture mixte



GS1 : grave sûreté Gp1 C : caché GS2 : grave sûreté Gp2


GD : grave pour la disponibilité GM : grave coût de maintenance

NG : non grave


Système élémentaire : DCA Sous - système : Clapet à fermeture mixte

Rédacteur : Franskyl EKORO Service : MTE Date : le 03 / 08/ 2015

Folio : 1 / 1






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


Défaut intrinsèque

Défaut connectique

Corrosion (Milieu ambiant)

Pas de réouverture du Clapet



incidentelle

GSI, GSA, GD

E

Arbre support aimant (repère 94)

Perte de Fonction Défaut composant Pas de réouverture Indisponibilité de la

FP2 – 1 / 2


incidentelle

GSI, GSA, GD

E

Electro – porteur (repère 65)

Perte de Fonction


Défaut surtension

Défaut connectique

Pas de maintien en Ouverture

Pas de réouverture


Risque d’Ouverture Fermeture

intempestive


incidentelle

GSI, GSA, GD

E

Tableau 3 : Tableau AMDE Clapet à Système de fermeture mixte

43

c) Tableau AMDE Platine Pneumatique


Système élémentaire : DCA Sous - système : Platine Pneumatique

Rédacteur : Franskyl EKORO Service : MTE Date : le 03 / 08 / 2015

Folio : 1 / 1



système Effet sur le

système Effet sur la

tranche Gravité Évidence Observations

Lubrificateur (repère 12)


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)


Fuite d’air au niveau du bol

Corrosion


FP1 – 1 et de la FP2 – 1 / 2

Risque Application


GSI, GD E

Distributeur d’air (repère 20)


Fuite d’air Défaut

Actionnement


FP1 – 1 et de la FP2 – 1 / 2

Risque Application


GSI, GD E

Tableau 4 : Tableau AMDE Platine Pneumatique






GD : grave pour la disponibilité


NG : non grave

44

d) Tableau AMDE Circuit Pneumatique


Système élémentaire : DCA Sous - système : Circuit d’alimentation en air comprimé

Rédacteur : Franskyl EKORO Service : MTE Date : le 03 / 08 / 2015

Folio : 1 / 1






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


incidentelle

GSI, GSA, GD

E

Bouteille azote Perte de fonction Pression bouteille azote

non conforme critère RGE


comprimé

Indisponibilité de la Fonction secours


incidentelle

GSI, GSA, GD

E

Vanne 3 voies

Perte de Fonction


Grippage

Position non conforme


comprimé

Indisponibilité de la FP1 – 1 et de la

FP2 – 1 / 2


incidentelle

GSI, GSA, GD

E

Réservoir d’air comprimé


Perte étanchéité Vanne de purge


comprimé

Indisponibilité de la FP1 – 1 et de la

FP2 – 1 / 2


incidentelle

GSI, GSA, GD

E

Tableau 5 : Tableau AMDE Circuit Pneumatique





GSA : utilisé consignes I, H, U, A. GD : grave pour la disponibilité


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

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Flex

ible

d'a

irM

icro

van

ne

à le

vier

rep

86

Bo

ute

ille

azo

teLu

bri

fica

teu

r re

p1

2Su

pp

ort

aim

ant

fin

de

cou

rse

rep

97

Filt

re r

ep9

Elec

tro

po

rteu

r re

p6

5A

rbre

su

pp

ort

aim

ant

rep

94

Van

ne

3 v

oie

sD

istr

ibu

teu

r d

'air

rep

20

Méc

anis

me

Rés

erv

oir

d'a

ir c

om

pri

mé

Rem

ise

en c

on

form

ité

Bo

itie

r él

ectr

iqu

e d

e co

mm

and

eD

égra

dé

Lub

rifi

cate

ur

rep

12

Van

ne

iso

lem

en

t ar

rivé

eV

ann

e is

ole

me

nt

bo

ute

ille

azo

teV

ann

e is

ole

me

nt

rése

rvo

irB

agu

e té

flo

nP

ilota

ge p

neu

mat

iqu

e re

p3

0Su

pp

ort

aim

ant

rep

93

Bag

ue

amo

rtis

seu

r re

p6

6B

ou

ton

de

réar

mem

ent

Bri

de

de

liais

on

rep

13

9C

âble

ele

ctro

po

rte

ur

rep

65

Cel

lule

mém

oir

e re

p1

9C

lap

et a

nti

-ret

ou

rD

éfau

t P

lati

ne

Pn

eum

atiq

ue

Ecro

u d

e b

loca

geEl

ectr

ova

nn

e re

p1

4M

icro

van

ne

à p

alet

teR

acco

rdR

acco

rdem

en

tSo

up

ape

de

sûre

téTi

ge d

e g

uid

age

pla

teau

rep

77

Vér

in p

neu

mat

iqu

e d

e ré

arm

ent

rep

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

Fuit

e fl

exib

le d

'air

Pre

ssio

n b

ou

teill

e az

ote

no

n c

on

form

e

Plu

s d

'hu

ile d

ans

lub

rifi

cate

ur

rep

12

Fuit

e d

'air

dan

s la

pla

tin

e p

neu

mat

iqu

e…

Déf

aut

arb

re s

up

po

rt a

iman

t re

p9

4

Gri

pp

age

de

la m

icro

van

ne

à le

vier

rep

86

Pe

rte

éta

nch

éité

de

la v

ann

e d

e p

urg

e…

Rem

ise

en c

on

form

ité

du

cla

pe

t

Déf

aut

con

ne

ctiq

ue

su

pp

ort

aim

ant

fin

…

Van

ne

iso

lem

en

t b

ou

teill

e az

ote

no

n…

Déf

aut

de

la m

icro

van

ne

à le

vier

rep

86

Fuit

e d

'air

dan

s la

pla

tin

e p

neu

mat

iqu

e…

Van

nes

3 v

oie

s n

on

man

oeu

vrab

le

Déf

aut

Man

om

ètre

Déf

aut

sup

po

rt a

iman

t re

p9

3

Fuit

e d

'air

au

niv

eau

du

rac

cord

de

la…

Rég

lage

de

la b

agu

e té

flo

n n

on

co

nfo

rme

Câb

le e

lect

rop

ort

eu

r re

p6

5 d

éco

nn

ecté

Déf

aut

bri

de

de

liais

on

re

p13

9

Déf

aut

racc

ord

eme

nt

entr

e d

istr

ibu

teu

r…

Déf

aut

van

ne

de

pu

rge

rése

rvo

ir d

'air

Déf

aut

véri

n p

neu

mat

iqu

e d

e…

Fuit

e d

'air

au

niv

eau

du

rac

cord

de

la…

Fuit

e d

'air

au

niv

eau

de

l'oliv

e d

e…

Fuit

e d

'air

au

niv

eau

du

cla

pet

an

ti-r

eto

ur

Fuit

e d

'air

dan

s la

pla

tin

e p

neu

mat

iqu

e…

Fuit

e d

'air

dan

s la

pla

tin

e p

neu

mat

iqu

e…

Fuit

e d

'air

dan

s la

pla

tin

e p

neu

mat

iqu

e…

Gri

pp

age

de

la m

icro

van

ne

à p

alet

te

Pla

tin

e p

neu

mat

iqu

e d

égra

dé

Vis

de

mai

nti

en d

u s

up

po

rt a

iman

t fi

n d

e…

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


Indisponibilité totale


incidentelle 84

GSI, GD, GSA

CSI, CD, CSA

E

Platine Pneumatique Fonctionnement

Dégradé


Risque Application


54 GSI,

GD, GSA CSI,

CD, CSA E

Circuit d’alimentation en air comprimé

Perte de Fonction Fonctionnement Dégradé

Indisponibilité totale


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.

56

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.

57

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

58

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

59

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

60

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.

61

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

62

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

63

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.

64

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

Projet de Fin d’Études -...

Documents

Transcript of Projet de Fin d’Études -...