ETUDE QUANTITATIVE ET QUALITATIVE DE LA MAINTENANCE (Application aux turbines à gaz THM de la station SP5)

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1 ETUDE QUANTITATIVE ET QUALITATIVE DE LA MAINTENANCE (Application aux turbines à gaz THM de la station SP5) Auteur : Ali Sinaceur Ingénieur en Génie Industriel / SONATRACH SONATRACH BP 96 Haoud EL Hamra, Hassi Messaoud, Ouargla, Algérie, Tel Bureau Algérie: Mobile : Fax : I). PROBLÉMATIQUE L analyse des dossiers historiques sur la période allant du 01/01/1996 au 31/12/2002 des turbines à gaz THM de la station SP5 de la ligne de transport OZ1 nous a permis de conclure que sur les 11 révisions générales réalisées sur ces machines, 73 % sont de type curatif et 27 % de type préventif. Ceci nous a mené à poser les questions suivantes : 1. Est-ce que ces turbines ont atteint la phase de vieillesse?. 2. Est-ce que les méthodes d exploitation des turbines sont bien appliquées?. 3. Est-ce que les méthodes de maintenance sont appliquées dans leurs totalités?. 4. Est-ce que les moyens ( humains et matériels ) mis en œuvre pour la réalisation du plan de maintenance sont adéquats?. Pour cela nous proposons d effectuer une étude quantitative et qualitative de la maintenance de ces turbines qui servira comme outil d aide pour l amélioration des opérations de maintenance actuelles. II).ETUDE QUANTITATIVE DE LA MAINTENANCE L étude quantitative de la maintenance est introduite par l analyse de la fiabilité, de la maintenabilité et de la disponibilité ( F.M. D ) des turbines. Elle est réalisée sur la base de l historique des temps de bon fonctionnement, des temps d arrêt et des temps de disponibilité à l arrêt ( voir annexe 1 ). 1).Identification des turbines. Chaque turbine est identifiée par : son type, son numéro, la station et la ligne de transport. Exemple : La THM4 - SP5 - OZ1 correspond à la turbine numéro 4 de type THM de la station SP5 de la ligne OZ1. Ces turbines ont été installées en ).Collecte des données. Elle représente une étape décisive et permet de collecter les temps de bon fonctionnement ( TBF ), les temps techniques de réparation ( TTR ) et les temps de disponibilité à l arrêt ( RT ready time ). Dans le but de déterminer ces données et dans le souci de donner plus de crédibilité aux résultats, nous avons fixé comme objectif de collecter les données sur une période de dix ans soit du 01/01/1993 au 31/12/2002. Ces données existent dans les dossiers historiques des turbines au niveau de la station SP5. Au cours de la collecte des données, nous avons remarqué une différence entre les deux séries de données ; la première allant du 01/01/1993 au 31/12/1995 et la deuxième allant du 01/01/1996 au 31/012/2002. La première série ne fait pas de différence entre un temps ères JNTSTD

2 technique et les différents temps logistiques, alors que la deuxième l indique. Pour cette raison nous avons opté pour la deuxième série. 3).Traitement des données Pour le traitement des données, nous avons utilisé le logiciel UNIFIT. Ce dernier permet d ajuster un échantillon de données que nous avons collecté à une distribution de probabilité théorique. ; nous obtenons ainsi La MTBF, MTTR et RT de chaque turbine. Nous pouvons ainsi calculer la disponibilité théorique. Dans un second temps, nous introduirons les temps logistiques qui permettront de calculer la disponibilité opérationnelle. 4). Résultats de l étude quantitative ( voir annexe 01 ). 4.1).Tableau récapitulatif des résultats de l étude de la fiabilité N Désignation Paramètre β MTBF ( h) Loi ajustée 01 THM1 SP5 OZ1 0, ,13 Weibull 02 THM2 SP5 OZ1 0, ,44 Weibull 03 THM3 SP5 OZ1 0, ,28 Weibull 04 THM4 SP5 OZ1 0, ,71 Weibull 1. La variable aléatoire TBF est distribuée selon la loi de Weibull pour toutes les turbines THM. 2. Le paramètre de forme β est inférieur à 1 (β < 1 ) cela veut dire que ces dernières sont en phase de jeunesse. Cette phase de jeunesse peut être expliquée par le changement périodique des organes des turbines 3. Nous avons des turbines qui date de 1966 et qui sont toujours en phase de jeunesse, la question qui se pose est : à quel coût sommes-nous en train de maintenir cette phase de jeunesse?. 4. Nous remarquons aussi que les moyennes de temps de bon fonctionnement des turbines sont très petites ( elles varient entre 112,71h et 133,44h ). Ceci s explique par les arrêts excessifs des machines dus aux opérations de maintenance ( curatives et préventives ) et aux arrêts dus à des stocks hauts au niveau du parc de stockage. Amélioration des temps de bon fonctionnement Avec des moyens de temps de bon fonctionnement inférieur à 140 heures nous pensons qu il est impératif d améliorer ces derniers et de ce fait améliorer la fiabilité des turbines. Pour cela il est préconisé de veiller à: La fiabilité des composants achetés ou fabriqués. - S assurer que les composants et les consommables achetées répondent aux normes du constructeur. - Respecter les procédures de fabrication de pièces de rechange telles qu elles sont préconisées par le constructeur. La fiabilité des méthodes de maintenance appliquées à l équipement. -Veiller à l application des procédures de maintenance afin de réduire les interventions curatives ères JNTSTD

3 -Plusieurs fois nous avons vu l équipement tomber en panne après une intervention préventive. La fiabilité des outils utilisés pour la réalisation de la maintenance. - Utiliser les outils spécifiques appropriés à la maintenance de l équipement. - On constate souvent que les mainteneurs utilisent de l outillage classique alors que le constructeur recommande l utilisation d un outillage spécifique. La fiabilité des méthodes d exploitation de l équipement. - Respecter les méthodes et les consignes d exploitation de l équipement préconisées par le constructeur. 4.2).Tableau récapitulatif des résultats de l étude de la maintenabilité. Désignation MTTR ( h ) Loi ajustée Désignation MTTR ( h ) Loi ajustée THM1 SP5 - OZ1 106,338 Log-Normal THM3- SP5 - OZ1 255,052 Non ajustée THM2 SP5 - OZ1 180,413 Log-Normal THM4 SP5 -OZ1 75,086 Non ajustée Interprétation. 1. La durée d intervention TTR des turbines THM3, THM4 n a pas pu être ajustée par une des distributions connues par le logiciel UNIFIT, donc la MTTR est calculée par la moyenne arithmétique. 2. Pour la turbine THM1, THM2 la variable aléatoire est distribuée selon une Log-NormaL. 3. La MTTR des turbines THM2, THM3 sont très élevées par rapport aux MTTR des turbines THM1 et THM4 ceci peut être expliqué par : Les 4 révisions générales de la THM2 qui ont pris plus de 6000 heures d intervention. L incendie de la THM3 qui a causé plus de 8000 heures d intervention. 4. La moyenne des temps techniques de réparation de la station est de 154,216 heures. Ces temps élevés sont dus particulièrement aux pannes majeures qui ont des temps techniques de réparation supérieurs à 240 heures. 5. La tendance doit aller vers l application de l échange standard ( le composant défaillant est déposé et remplacé ) quand cela est possible puisque nous avons : des MTBF faibles ( < 140 heures ). des temps techniques de réparation relativement élevés par rapport aux temps de bon fonctionnement. 4.3).Tableau récapitulatif des résultats de l étude de disponibilité à l arrêt Désignation RT( h ) Loi ajustée Désignation RT( h ) Loi ajustée THM1 SP5 OZ1 101,620 Log-Normal THM3- SP5 OZ1 75,600 Gamma THM2 SP5 OZ1 127,620 Weibull THM4 SP5 OZ1 61,930 Weibull Les résultats du tableau nous permettent de conclure qu il y a des turbines qui sont moins sollicitées que d autres, d où une exploitation optimale des 4 turbines est indispensable ères JNTSTD

4 4.4).Tableau récapitulatif des résultats de l étude de disponibilité opérationnelle. Le tableau suivant résume l étude de disponibilité opérationnelle. Désignation Disp. Théorique (Dthé) MTL ( h) Disp. Opérationnelle (Dop) Ecart ( Dthé - Dop ) THM1-SP5 0,826 29,820 0,788 0,038 THM2-SP5 0,780 92,880 0,700 0,080 THM3-SP5 0, ,180 0,594 0,084 THM4-SP5 0,872 34,228 0,824 0,048 Moyenne 0,789 67,277 0,727 0,062 Interprétation. En prenant en compte les temps logistiques dans le calcul de la disponibilité, on remarque un écart moyen de 0,062 ( soit 6,2 % ) entre la disponibilité théorique et la disponibilité opérationnelle. Cet écart peut être expliqué par : L attente de pièce de rechange PDR achetée ou fabriquée sur site. L attente du personnel d intervention. Les contraintes d hébergement et de transport. Les turbines THM2 et THM3 sont moins disponible que les turbines THM1 et THM4, cela est dû aux causes citées dans l étude de maintenabilité. On remarque aussi que la moyenne des temps logistiques des 04 turbines( de la période étudiée ) représente 43 % par rapport aux temps techniques de réparation ( 145 heures ). Remarques. 1. Le fonctionnement à plein régime de la ligne OZ1 est réalisé avec 03 turbines en marche une en réserve. On doit donc assurer une disponibilité supérieure à Avec une disponibilité opérationnelle moyenne des quatre turbines de 0,727 on constate que le fonctionnement à plein régime ne pouvait être atteint. 2. Lors de l élaboration de l étude quantitative des turbines à gaz THM / SP5 / OZ1 nous avons remarqué que l historique des pannes des turbines présente des insuffisances. Ces dernières sont regroupées dans les points suivants. A). L inexistence au niveau de la station SP5 d informations ayant trait à la maintenance niveau 01 et 02 ( réalisée par le service maintenance de la station ). B). Dans les rapports d intervention ne figurent pas les informations suivantes : Les causes probables des pannes. Les différents temps techniques de réparation et les différents temps logistiques. 3. Le nombre d heures de fonctionnement de l équipement ne doit pas être similaire au nombre d heures de marche. Il doit prendre en considération les conditions opératoires et le nombre de démarrage, comme le préconise le constructeur GHH-BORSIG. III).ETUDE QUALITATIVE DE LA MAINTENANCE 1). Approche théorique[ Réf : 6 ] Cette étude s applique aux systèmes en exploitation. Elle permet d apprécier les performances des équipements et le niveau de maintenance qu ils requièrent. Cette démarche progressive regroupe plusieurs outils d aide à la décision qui définissent une politique de maintenance ( voir annexe 02 ) ères JNTSTD

5 SYNOPTIQUE DE LA METHODE PHASE 1 : Analyse du PHASE 2 : Objectifs ODO PHASE 3 : Analyse de la IF PHASE 3 : Analyse de la IC IC = 1 OUI NON Matériel satisfaisant IC = 3 OUI PHASE 6 : Maintenabilité IM PHASE 7 : Disponibilité. ID NON IDP > ODO OUI L amélioration du Plan de maintenance est L amélioration du Plan de maintenance est envisageable PHASE 8 : Elaboration du Plan de maintenance. ODO : Objectif de disponibilité IG : Indice de gravité. opérationnelle. IF : Indice de fiabilité. IC : Indice de criticité. IM : Indice de maintenabilité. ID : Indice de Disponibilité ères JNTSTD

6 2). Application Afin de bien mener l étude qualitative des turbines à gaz THM de la station SP5, nous avons effectué des enquêtes auprès du groupe de travail composé du : 1. Chef de la station SP5. 2. Contremaître oléoduc de la section SP5. 3. Chef de la section préparation du service méthode. Lors de l application de l étude nous avons constaté que les turbines de la station SP5 ont les mêmes caractéristiques ( construction, qualité de maintenance... etc.). Phase 01 : Nous avons procédé, en collaboration avec le groupe de travail, à un inventaire des contraintes imposées au système et des possibilités en matière d entretien tel que : le mode de fonctionnement des équipements. la documentation et les gammes d intervention. la possibilité de redondance. Phase 02 Dans cette phase, nous attribuons une valeur pour l objectif de disponibilité opérationnelle ( ODO ) en nous basant sur le tableau n : 2.1 ( l annexe 02 ; page 20 ) : Machines ODO THM 1-4 / SP5 / OZ1 0.9 Phase 03 Ici nous affectons un indice de gravité ( IG ) pour toutes les turbines de la station SP5 en nous basons sur le tableau 3.1 ( l annexe 02 ; page 20 ) : Machines IG THM 1-4 / SP5 / OZ1 C Phase 04 En nous référant au tableau de la partie théorique, nous donnons des valeurs aux indices de satisfaction ( IS ) ; ce qui permet de déterminer un indice de fiabilité ( voir tableau n : 4.2,annexe 02, page 21). IST ISR ISQ ISE ISS ISA IF NS THM 1-4 / SP B N.S : Niveau de satisfaction. Nous déduisons que l indice de fiabilité IF se situe dans la classe B. Ce niveau est jugé plutôt bon ( voir tableau n : 4.3, annexe 02 ; page 21 ). Phase 05 A partir de l indice de fiabilité ( IF = B ) et de l indice de gravité ( IG = C ) et en se référant au tableau n : 5.1 de l annexe 02 ( page 22 ), on peut déterminer l indice de criticité ( IC ). Selon la méthode qualitative, l indice de criticité ( IC ) va juger de l opportunité de la mise en place d un plan de maintenance. Dans le cas précis, IC = 2 ( zone d incertitude ). La valeur de IF est égale à 0.66 et si on se réfère au tableau n : 4.3 on voit qu on tend vers un indice IF égale à C plutôt que A, donc on tend vers un indice de criticité IC égal 3 plutôt que 1, en conséquence on peut dire que toutes les turbines ne sont pas à priori satisfaisantes. Nous devons alors procéder à l analyse de la maintenance avant d envisager un plan ères JNTSTD

7 Phase 06 Là nous déterminons l indice de maintenabilité ( IM ) à partir des indices partiels (Qi) euxmêmes évalués à partir des indices de satisfaction (Sij). ( voir les tableaux n : 6.1 ; 6.2 ; 6.3 ; 6.4 ; 6.5 présentés dans l annexe 02, page 22/23/24 ). THM 1-4 / SP5 S 11 S 12 S 13 S 14 S 15 Q 1 S 21 S 22 S 23 S 24 Q THM 1-4 / SP5 S 31 S 32 S 33 S 34 Q 3 S 41 S 42 Q 4 S 51 S 52 Q Evaluation de l indice de maintenabilité Q 1 = ; Q 2 = ; Q 3 = ; Q 4 = 0.37 ; Q 5 = A l aide de la formule suivante, nous avons calculé l indice de maintenabilité : IM = A 1 x Q 1 + A 2 xq 2 + A 3 x Q 3 + A 4 x Q 4 + A 5 xq 5. Pour se faire, nous avons procédé à la variation des coefficients de pondération ( A i )afin d apprécier leurs incidences sur l indice de maintenabilité ( voir tableau n :6.6 de l annexe 02, page 24 ). A 1 A 2 A 3 A 4 A 5 IM i NS Assez bon. Assez bon. Assez bon. Assez bon. Les résultats du tableau nous permettent d émettre les remarques suivantes : 1. Il n y a pas de différence significative entre les indices de maintenabilité. 2. L indice de maintenabilité est inférieur à l indice de fiabilité. Phase 07 Après avoir obtenu l indice de fiabilité ( IF ) et l indice de maintenabilité ( IM ), nous pouvons maintenant déterminer l indice de disponibilité probable ( IDP ) par la relation: IDP i = 1 (1 IF)(1- IM) IF IM i IDP i NS Bon Bon Bon Bon Nous constatons que : 1. Il n y a pas de différence significative entre les indices de disponibilité probable. 2. L indice de disponibilité probable ( IDP = 0.81 ) est inférieur à l indice de l objectif de disponibilité opérationnelle ( ODO = 0.90 ). Compte tenu de ces constatations et si nous nous référons à la synoptique de la méthode, nous pouvons conclure qu un plan de maintenance est impératif ères JNTSTD

8 3). Commentaires et suggestions D après notre analyse les turbines étudiées présentent un indice de fiabilité ( IF ) supérieur à l indice de maintenabilité ( IM ). Nous suggérons alors l élaboration d un plan de maintenance qui agira sur le niveau de maintenabilité d où l augmentation de la disponibilité des turbines. Ceci ne peut se faire qu en améliorant les indices partiels. Nous constatons également dans cette étude qualitative que : La documentation et les gammes d interventions sont incomplètes. Les délais d approvisionnement de la PDR sont relativement longs. L outillage spécifique nécessaire à la réalisation des travaux d intervention sur site est insuffisant. Les moyens de manutention sur site ne sont pas bien entretenus. Pour palier à ces insuffisances, il est nécessaire d adopter les mesures suivantes : 1. La prise en charge de la gestion de la pièce de rechange qui consiste à définir et prévoir les pièces prioritaires en vertu de leurs utilités et de leurs fréquences de renouvellement ; afin de faire face aux délais de livraison. 2. La gestion de la documentation qui permettra de rassembler tous les manuels techniques, les plans, les schémas et les gammes d intervention. 3. L acquisition de l outillage spécifique nécessaire aux interventions. 4. La prise en charge de la maintenance des moyens de manutention. IV). ETUDE DÉTAILLÉE DES PANNES DES TURBINES L étude détaillée des pannes des turbines constitue un outil d aide qui permet de : A. détecter les pannes les plus fréquentes, leurs causes ainsi que leurs conséquences. B. analyser les pannes afin de réduire leur nombre. C. améliorer les procédures de maintenance. 1). Les étapes de l étude. Cette étude est effectuée selon les étapes suivantes : 1.1). Collecte des données. La collecte des données relative aux pannes des turbines a été effectuée auprès du service méthodes de la direction maintenance de Laghouat et de la station SP5. La période de cette étude s échelonne sur dix ans soit du 01/01/1993 au 31/12/ ). Classement des données. Les pannes sont classées par groupes contenant chacun des pannes causées par le même organe. Ces groupes sont classés selon les deux critères suivants : 1. Le nombre de pannes. 2. Le nombre d heures d immobilisation dû aux pannes du même groupe. Une analyse de PARETO ( ABC ) permet de dégager les organes causant 80% du temps d immobilisation des quatre ( 4 ) turbines. 1.3). Traitement des données. Vu que les turbines sont identiques et fonctionnent dans les mêmes conditions d exploitation, nous prendrons à la fois les pannes dues au même organe pour toutes les turbines afin d avoir un échantillon représentatif. 2). Application. 2.1). Tableau relatif aux pannes des organes. Le classement des organes suivant leurs nombre de panne et leurs nombre d heures d immobilisation est résumé dans le tableau suivant : ères JNTSTD

9 Organes Nbr de pannes Tps d arrêt organe (heures) T.A.O / T.A.T. Cumul T.A.O /T.A.T Turbine TL Compresseur GG Butée GG Moteur de lancement Surchauffe T Circuit huile de graissage Accouplement pompeturbine Boîtier d'engrenage Radiateur Défaut calibrage Vanne sart régulation Roue libre Circuit logique T.A.O : temps d arrêt de l organe ; T.A.T : temps d arrêt turbine. D après le tableau, nous constatons que trois ( 03 ) organes sur douze ( 12 ) provoquent environ 85% du temps total d immobilisation. Ces trois éléments sont : A). La turbine TL. Pour la turbine TL nous avons 22 pannes avec un temps d arrêt moyen de 482 heures. B). Le compresseur GG. Pour le compresseur GG nous avons 30 pannes avec un temps d arrêt moyen de 276 heures. C). La butée GG. Pour la butée GG nous avons 05 pannes avec un temps d arrêt moyen de 1311 heures. 2.2). Causes des pannes des trois organes ). La turbine TL. A). Vibration TL : 17 pannes ont causé 5659heures d arrêt. B). Blocage TL : 01 panne a causé 4532 heures d arrêt. C). Fuite d huile carters TL : 04 pannes ont causé 415 heures d arrêt ). Le compresseur GG. A. Vibrations du compresseur : 25 pannes ont causé 5370 heures d arrêts. B. Fuite au niveau du carter arrière : 05 pannes avec un temps d arrêt de 2915 heures ). La butée GG. Nombre d observations = 05 Numéro ( i ) Temps d arrêt ( Hrs ) ères JNTSTD

10 2.3). Analyse des pannes ). Analyse des pannes causées par la butée. Lors de l étude de fiabilité, nous avons remarqué que parmi les 05 pannes, 02 ont causé un temps d arrêt inférieur à 03 jours. Ces pannes étaient dues au constat de la butée qui a rompu en indiquant un danger sur la butée. Ce constat est considéré comme un fusible. La non-possession des normes concernant les performances des capteurs ne nous permet pas de juger l efficacité de ce système. Les problèmes de la butée GG ont été pris en charge par le département maintenance. Solutions apportées. 1. Augmentation du débit d huile de graissage du palier Numéro 01. Le paramètre réglant de la pression d huile de graissage a été piqué de l entrée du palier. L alimentation des boîtiers des auxiliaires a été piquée directement du collecteur principal. 2.Introduction de vanne thermostatique : Pression d huile a été remontée à 1.65 bars ( au lieu de 1.45 bars ). 3.Introduction de la condition de la température d huile de graissage nécessaire au démarrage de la turbine ( minimum 20 C ) ). Analyse des pannes de la turbine libre ( TL ) et du compresseur GG. La complexité de la conception de la turbine TL et du compresseur GG nous contraigne à une étude plus approfondie. Dans certains systèmes complexes et pour l analyse des défaillances, la technique de l arbre des causes de défaillance s impose. Cet arbre sera formé de niveaux successifs de façon que chaque événement soit généré à partir des événements d un niveau inférieur. Il sera présenté par divers opérateurs ou portes logiques. Cette analyse déductive nous permettra d aboutir aux causes réelles de l événement ).Interprétation de l arbre des causes de la turbine TL. 1.Le schéma montre qu un faux signal provoqué par la panne du capteur entraîne un arrêt, Cela est considéré comme panne de la turbine TL puisque son capteur en fait partie. 2.Dans ce même schéma, nous remarquons, la présence d événements non encore subdivisés ( usure de la bague flottante, surchauffe T4, désalignement etc.) qui sont présentés dans des losanges et cela par manque d information. Une étude plus approfondie de ces pannes est nécessaire. 3. Pour les autres événements de base ( insuffisance d inspection du système d admission d air et du système de lubrification etc.).ces pannes sont dues à des insuffisances en matière de maintenance - Il paraît donc nécessaire de veillez à l inspection régulière de ces deux systèmes ( le système de filtration et le système de lubrification ) ères JNTSTD

11 L arbre des causes des pannes de la turbine TL. En appliquant la méthode présentée en annexe 03, on aura l arbre des causes des pannes suivant : Panne de la turbine TL Usure des paliers Usure de l arbre Balourd des 02 disques, détérioration de l aubage Accouplement Pompe - TL Faux signal de vibration Fuite d huile côté TL Problèmes au niveau du capteur Mauvais ajustement ou mauvaise adhérence du régule Surchauffe T4 Désalignement Usure de la bague flottante Mauvaise fixation des capteurs, perte des propriétés à haute Tp Mauvais remontage après inspection Mauvaise filtration de l air Inspection insuffisante du sys. de la filtration d air Lubrification insuffisante ou mauvaise filtration Inspection insuffisante du sys. de lubrification ères JNTSTD

12 ). L arbre des causes de pannes du compresseur GG. En appliquant la méthode présentée en annexe 03, on aura l arbre des causes des pannes suivant : Compresseur GG Usure des paliers Usure de l arbre Balourd des disques, détérioration de l aubage des 2 disques Détérioration aubage HP Faux signal de vibration Détachement du régule Fuite d huile Mauvais équilibrage Usure de la butée. Problèmes au niveau du capteur Mauvaise étanchéité Surchauffe T3 Mauvaise fixation des capteurs, perte des propriétés à haute Tp Lubrification insuffisante ou mauvaise filtration d h il Inspection insuffisante du sys. de lubrification Mauvaise filtration de l air d admission Inspection insuffisante du sys. de la filtration d air Mauvais remontage après inspection ères JNTSTD

13 Interprétation de l arbre des causes du compresseur GG. 1. Le schéma montre qu un faux signal provoqué par la panne du capteur entraîne un arrêt, Cela est considéré comme panne du GG puisque son capteur en fait partie. 2. Dans ce même schéma, nous remarquons la présence d événements non encore subdivisés ( surchauffe T3, usure de la butée GG, mauvaise étanchéité etc.) qui sont présentés dans des losanges et cela par manque d informations. Une étude plus approfondie de ces pannes paraît nécessaire. 3. Pour les autres événements de base ( insuffisance d inspection du système d admission d air et du système de lubrification, etc.).ces pannes sont dues à des insuffisances en matière de maintenance. - Il paraît donc nécessaire de veillez à l inspection régulière de ces deux systèmes ( le système de filtration et le système de lubrification ). V). PROPOSITIONS ET CONCLUSION 1. PROPOSITIONS. Actuellement, il n est plus permis d ignorer les enjeux de la maintenance. Pour améliorer celle-ci au niveau des régions de transport des hydrocarbures, nous tenons à émettre certaines suggestions regroupées dans les points suivants : 1. Création d une cellule au niveau des services méthodes qui sera chargée du suivi de l historique des turbines et de l analyse de la F.M.D. 2. Tenir les dossiers historiques des machines complets où doit figurer : Tous les dysfonctionnements constatés sur l équipement. Les causes probables donné par le diagnostic. Les remèdes apportés lors de l intervention. Les différentes temps techniques de réparation et les différents temps logistiques. 3. Compléter la documentation concernant les turbines ( plans, schémas, gammes d intervention,...). 4. Remplacer le nombre d heures de marche par le nombre d heures de fonctionnement équivalent. 5. Inspecter régulièrement les systèmes de filtration et de lubrification. 6. Appliquer les procédures de maintenance telle qu elles sont préconisées par le constructeur. 7. Opter pour une répartition optimale des temps d exploitation entre les 04 turbines afin d assurer une meilleure disponibilité opérationnelle de l ensemble. 8. Suivre l évolution des coûts de maintenance de chaque turbine pour : Contribuer à l établissement du budget annuel de la maintenance. Décider soit du prolongement de la vie de la turbine par l établissement d un plan de maintenance adéquat soit du remplacement à l identique ou par un équipement de nouvelle génération ères JNTSTD

14 2.CONCLUSION Au cours de ce travail nous avons essayé d étudier l aspect quantitatif et qualitatif de la maintenance des 04 turbines à gaz THM de la station SP5 de la ligne OZ1. En premier lieu nous avons effectué une étude quantitative des turbines en procédant à l analyse de la fiabilité, la maintenabilité et la disponibilité qui nous a permis de déterminer la phase de vie de chaque turbine et de calculer la disponibilité opérationnelle de ces dernières. En seconde lieu nous avons effectué une étude qualitative basée sur la technique des indices de fiabilité, de maintenabilité et de disponibilité qui nous a permis d apprécier la performance des équipements et le niveau de maintenance qu elles requièrent. Après, nous avons procédé à une étude détaillée des pannes des turbines qui nous a permis de détecter les organes qui causent le plus de pannes et qu-il faudra surveiller. En définitive, il faudra signaler qu il n existe pas «une bonne maintenance» en ellemême mais pour chaque ensemble, chaque sous-ensemble, il faudra adopter une méthode de maintenance particulière réalisant un compromis technique et économique à optimiser, à suivre et à faire évoluer ères JNTSTD

15 V). ANNEXE Annexe 01 ETUDE QUANTITATIVE DE LA MAINTENANCE. 1).Approche théorique L analyse de la fiabilité, de la maintenabilité et de la disponibilité nécessite l introduction de quelques notions de probabilité. 1.1). La densité de probabilité des durées de vie [ Réf : 3 ]. La durée de vie d un équipement peut être assimilée à une variable aléatoire continue T à laquelle sont associées les fonctions suivantes : La densité de probabilité f(t): La densité de probabilité des durées de vie est définie comme étant la probabilité de défaillance d un équipement entre les instants (t) et (t + dt).cette densité de probabilité est représentée comme suit : Pr ( t < T < t + dt ) = f ( t ) dt Pr : probabilité ; T : variable aléatoire durée de vie. La fonction de défaillance ou fonction de répartition F( t ) : t 0 f ( t ) dt F ( t ) = Pr ( T t ) =. 1.2). La densité de probabilité des durées d intervention [ Réf : 3 ] La durée d intervention sur un équipement peut être assimilée à une variable aléatoire continue T à laquelle sont associées les fonctions suivantes : La densité de probabilité g(t): La densité de probabilité des durées d intervention est définie comme étant la probabilité de réparation d un équipement entre les instants (t) et (t + dt).cette densité de probabilité est représentée comme suit : Pr ( t < T < t + dt ) = g ( t ) dt gxdx ( ) La fonction de répartition est notée : M ( t ) = 0, Cette fonction de répartition est la probabilité qu une durée technique de réparation soit inférieure à t. 1.3). Notions de fiabilité, de maintenabilité et de disponibilité[ Réf : 3,1 ] 1.3.1). Notion de fiabilité Définition : la fiabilité est la caractéristique d'un dispositif exprimée par la probabilité d accomplir une mission requise dans des conditions d utilisation bien définies et pour une période de temps bien déterminée. La fonction de fiabilité des durées de vie est définie comme suit: f ( t) dt R ( t ) = 1- F ( t ) = Pr ( T t ) = t. Le taux instantané de défaillance λ ( t ): C est la probabilité que l équipement tombe en panne entre l instant t et t + dt, sachant qu il a survécu jusqu à l instant t : f () t dt dr () t λ ( t ) dt = Rt () λ ( t ) = Rtdt (). La moyenne des temps de bon fonctionnement ( MTBF ) : La moyenne des temps de bon fonctionnement est l espérance mathématique [E ( t )] de la variable aléatoire T (durée de vie ) dont la formule est : MTBF = E ( t ) = 0 t tf ( t) dt = R( t) dt ères JNTSTD

16 1.3.2). Notion de maintenabilité. Définition : C est la probabilité de rétablir un système dans des conditions de fonctionnement spécifiées, en des limites de temps désirées, lorsque la maintenance est accomplie dans des conditions et avec des moyens prescrits. La fonction de la maintenabilité est définie comme suit: t gxdx ( ) M ( t ) = 0 dont g ( t ) représente la densité de probabilité des durées d intervention. g( t) Le taux instantané de répartition µ ( t ) = 1 m( t) La moyenne des temps techniques de réparation ( MTTR ) : La moyenne des temps technique de réparation est l espérance mathématique [E ( t )] de la variable aléatoire T (durée d intervention ) dont la formule est : tg ( t ) dt = M ( t ) dt. MTTR = E ( t ) = ). Notion de disponibilité ).Définition : La disponibilité représente l aptitude d un bien, sous les aspects combinés de fiabilité, maintenabilité et de l organisation de la maintenance, à être en état d accomplir une fonction requise dans des conditions de temps déterminées. Augmenter la disponibilité est l objectif majeur des services de maintenance, ceci implique l accroissement de la fiabilité et la diminution des temps d intervention ). Différents modèles de disponibilités opérationnelles. Selon le mode d exploitation, nous retiendrons plusieurs modèles de calcul en nous basant sur les indices de disponibilité. Nous parlerons donc d indicateurs de disponibilité. La formule de base de la disponibilité est : MTBF D = MTBF + MT TR Dans le cas d un équipement qui ne travaille pas à plein régime, la disponibilité théorique est : MTBF + RT Dthé = MTBF + RT + MT TR Avec RT Ready Time temps moyen pendant lequel le système est à l arrêt et prêt à fonctionner. Si on prend en considération les temps logistiques ( MTL ) la disponibilité opérationnelle est : MTBF + RT Dop = MTBF + RT + MTL + MTTR ères JNTSTD

17 1.4). Procédure de traitement des données ). Le classement des données Les données relatives aux temps de bon fonctionnement, temps techniques de réparation, temps logistiques et temps de disponibilité à l arrêt proviennent des dossiers historiques des machines ). Regroupement des données en classe [ Réf : 4 ] Plusieurs règles empiriques nous donnent le nombre de classe ( K ) à créer pour un échantillon donné de taille N. La plus utilisée est la règle de sturges : K 1 + 3,33Log N ). Le test d adéquation des modèles théoriques [ Réf : 3 ] Le test d adéquation est utilisé pour vérifier la validité des modèles théoriques. Le test le plus utilisé est celui de KOLMOGORON-SMIRNOV. Il consiste à évaluer pour chaque classe la différence : D ni = f i ( t ) F i ( t ) ; D n = Max (D ni ). f ( t ) : fonction de répartition réelle. F( t ) : fonction théorique. D n est comparé au seuil critique D n,α ( les valeurs de D n,α sont tabulées ). - Si D n > D n,α on refuse le modèle théorique avec un risque α de se tromper. - Si D n < D n,α on accepte le modèle théorique avec un risque α de se tremper. 2). Résultats de l étude quantitative 2.1). Etude de la fiabilité Turbine: THM1 - SP5 N = 246 ; K = 9 ; A = 82. N Classes N f F 01 [ 00, 82 [ [ 82, 164 [ [ 164, 246 [ [ 246, 328 [ [ 328, 418 [ [ 418, 492 [ [ 492, 574 [ [ 574, 656 [ [ 656, 738] Loi ajustée : weibull Paramètres : β = ; γ = h.. η = h. MTBF = h ; σ = h R ( MTBF ) = ; λ ( MTBF ) = Def/h.. Test : Dn = Dn,α = Dn,α > Dn donc le modèle théorique ajuste le modèle expérimental au seuil α = ères JNTSTD

18 Turbine : THM2 - SP5 N = 185 ; K = 9 ; A = 92. N Classes N f F 01 [ 00, 92 [ [ 92, 184 [ [ 184,276 [ [ 276, 368 [ [ 368, 480 [ [ 480, 552 [ [ 552, 644 [ [ 644, 736 [ [ 736, 828] Loi ajustée : weibull Paramètres : β = 0.771, γ = h. η = h. MTBF = h ; σ = h. R ( MTBF ) = ; λ ( MTBF ) = Def/h. Test : Dn = Dn,α = Dn,α > Dn donc le modèle théorique ajuste le modèle expérimental au seuil α = 005 Turbine : THM3 - SP5 N = 192 ; K = 9 ; A = 64. N Classes N f F 01 [ 00, 64 [ [ 64, 128 [ [ 128,192 [ [ 192,256 [ [ 256, 320 [ [ 320, 384 [ [ 384, 448 [ [ 448, 512 [ [ 512, 576] Loi ajustée : weibull Paramètres : β = γ = 1 h. η = h. MTBF = h ; σ = h. R ( MTBF ) = ; λ ( MTBF ) = 0.01 Def/h. Test : Dn = Dn,α = Dn,α > Dn donc le modèle théorique ajuste le modèle expérimental au seuil α = Turbine : THM4 - SP5 N = 242 ; K = 9 ; A = 83. N Classes N f F 01 [ 00, 83 [ [ 83, 166 [ [ 166,249 [ [ 249,332 [ [ 332,415 [ [ 415, 498 [ [ 498,581 [ [ 581, 664 [ [ 664, 747] Loi ajustée : weibull Paramètres : β = 0.880, γ = h. η = h. MTBF = h ; σ = h. R ( MTBF ) = ; λ ( MTBF ) = Def/h. Test : Dn = Dn,α = Dn,α > Dn donc le modèle théorique ajuste le modèle expérimental au seuil α = ères JNTSTD

19 2.2). Etude de la maintenabilité Turbine : THM1 - SP5 N = 108 ; K = 8 ; A = 332. N Classes N f F 01 [ 00, 332 [ [ 332, 664 [ [ 664, 996 [ [ 996, 1328 [ [ 1328, 1660 [ [ 1660, 1992[ [ 1992, 2324[ [ 2324, 2656] Turbine : THM2 - SP5 N = 68 ; K = 8 ; A = 296. N Classes N f F 01 [ 00, 296 [ [ 296, 592 [ [ 592, 888 [ [ 888,1184 [ [ 1184, 1480 [ [ 1480, 1776[ [ 1776, 2072 [ [ 2072, 2368] Loi ajustée : Log-Normal. Paramètres : m = h. σ = h. MTTR = 106,338 h, σ = h. Test : Dn = Dn,α = Dn,α > Dn donc le modèle théorique ajuste le modèle expérimental au seuil α = Loi amodèle non ajusté. Paramètres : MTTR = h. σ = h. justée :Log-Normal Paramètres : m = h. σ = h. MTTR = h ; Test : Dn = Dn,α = Dn α > Dn donc le modèle théorique Turbine: THM3 - SP5 N = 67 ; K = 8 ; A = 875. N Classes N F F 01 [ 00, 875 [ [ 875, 1750 [ [ 1750, 2625 [ [ 2625,3500 [ [ 3500, 4375 [ [ 4375, 5250[ [ 5250, 6125 [ [ 6125, 7000] Modèle non ajustée Paramètres : MTTR = h. σ = h ères JNTSTD

20 Turbine : THM4 - SP5 N = 81 ; K = 8 ; A = 339. Modèle non ajusté. Paramètres : MTTR = h. σ = h. N Classes N F F 01 [ 00, 339 [ [ 339,678 [ [ 678,1017 [ [ 1017,1356 [ [ 1356,1695 [ [ 1695,2034 [ [ 2034,2373 [ [ 2373,2712 ] ). Etude de la disponibilité à l arrêt. Turbine : THM1 - SP5 N = 224 ; K = 9 ; A = 75 N Classes N f F 01 [ 00, 83 [ [ 83,166 [ [ 166, 249 [ [ 249,332 [ [ 332, 415 [ [ 415, 498 [ [ 498, 581 [ [ 581,664 [ [ 664,747 ] Disponibilité théorique Dthé = MTL = heures. Disponibilité opérationnelle Dop = Turbine : THM2 - SP5 N = 147 ; K = 9 ; A = 83. N Classes N f F 01 [ 00, 83 [ [ 83,166 [ [ 166, 249 [ [ 249,332 [ [ 332, 415 [ [ 415, 498 [ [ 498, 581 [ [ 581,664 [ [ 664,747 ] Loi ajustée : Log-Normal. Paramètres: m = 3.57h. σ = 1.45h. RT = 101,62h ; Test : Dn = Dn,α = Dn,α > Dn donc le modèle théorique ajuste le modèle expérimental au seuil α = Loi ajustée : weibull Paramètres : β = γ = 1.50 h. η = h. RT = h ; σ = h Test : Dn = Dn,α = Dn,α > Dn donc le modèle théorique ajuste le modèle expérimental au seuil α = Loi ajustée : weibull Paramètres : β = γ = 1.50 h. η = h. RT = h ; σ = h Test : Dn = Dn,α = Dn,α > Dn donc le modèle théorique ajuste le modèle expérimental au seuil α = ères JNTSTD

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