RAPPORT DE STAGE DE LICENCE PROFESSIONNELLE

RAPPORT DE STAGE DE LICENCE PROFESSIONNELLE LICENCE PROFESSIONNELLE CSSA FACULTE DES SCIENCES DE SAINT JEROME LARGUIER Rémi TUTEURS : M. KHATIR Kamel M. RUOCCO Christian

Remerciements Je tiens à remercier mon entreprise, mon tuteur M. KHATIR Kamel et M. RUOCCO Christian. Je remercie également M. PESCE Gilbert pour les conseils qu il a eu et son écoute ainsi que toute l équipe automatisme/électricité, M. MERVELAY Fabien et M. MAZOYER Benoît de l accueil qu eux et leurs collaborateurs m ont réservé lors de mon stage en entreprise. Le projet qu ils m ont confié m'a vraiment permis de consolider mes connaissances et sera un véritable atout pour mon parcours professionnel. Encore une fois je tiens à leur exprimer ma reconnaissance.

Pour une meilleure lisibilité et compréhension, le rapport de stage a été organisé en quatres parties : Présentation de l entreprise Présentation du site Projet Annexes

PRESENTATION DE L ENTREPRISE

SOMMAIRE I. LE GROUPE... 1 A. HISTORIQUE... 1 B. UN GROUPE INTERNATIONAL DIVERSIFIE... 1 II. LES MOYENS DE PRODUCTION DE L ELECTRICITE... 2 A. DES MOYENS DE PRODUCTION DIVERSIFIES... 2 B. LES INSTALLATIONS THERMIQUES A FLAMME EDF... 4 III. LA CENTRALE THERMIQUE A FLAMMES A LA LOUPE... 5 A. LES DIFFERENTS BATIMENTS DE LA CENTRALE... 5 B. LE FONCTIONNEMENT D UNE CENTRALE THERMIQUE CLASSIQUE... 6 IV. LA PREVENTION DES RISQUES ET LA PROTECTION... 7 V. L ENVIRONNEMENT... 7 A. LA SURVEILLANCE DE L ENVIRONNEMENT... 7 B. L AMELIORATION DE LA QUALITE DE L AIR... 8

I. Le groupe a. Historique Dès la fin de la seconde guerre mondiale, l entreprise EDF a été créée suite à la loi du 8 avril 1946 qui avait pour but de nationaliser les entreprises de production, transport et distribution d électricité. Le but de cette nationalisation portait entre autre sur : Le retour à la nationalisation des grands moyens de production confiés jusqu alors à de multiples sociétés locales et régionales. La répartition égalitaire du tarif et le contrôle des bénéfices réalisés au détriment des consommateurs. La normalisation des caractéristiques des matériels. Depuis cette époque, EDF est une entreprise de service public qui a pour mission de produire, transporter et distribuer de l électricité sur l ensemble du territoire national. Elle fournit à chaque instant, au client consommateur, en tout point du territoire et aux mêmes conditions tarifaires, 1KWh de qualité à un prix compétitif. A la création d EDF, la puissance nominale d équipements thermiques était de 5700 MW. Une des priorités de l époque était la restauration des équipements thermiques endommagés et la construction de nouveaux barrages hydroélectriques. A la fin des années 50 et au début des années 60 la demande croissante d électricité a nécessité un programme de mise en service de nouvelles installations de tranches thermiques à flamme. Ainsi les premières tranches du palier 250 MW ont été couplé en 1961-62 (Champagne 1 et Vaires 1), suivies du palier 600 MW en 1968 et 700 MW en 1976 avec une puissance totale installée, en 1978, à l apogée du thermique à flamme de 31626 MW. Cependant, le choc pétrolier de 1973 a stoppé l essor du thermique à flamme avec l arrivée du parc électronucléaire dès la fin 1977. Aujourd hui le parc thermique à flamme est utilisé principalement pour faire face aux périodes de pointe de consommation. b. Un groupe international diversifié EDF est présente sur tous les métiers de l énergie : Production d électricité L électricité est produite de façon centralisée, sur l ensemble du territoire et en grande quantité, par des centrales électriques utilisant différentes sources d énergie (fossiles, fissiles et renouvelables) et permet d alimenter des consommateurs grâce à un réseau de transport et de distribution. 1

Transport et distribution Le réseau de transport comporte plusieurs niveaux de tension (essentiellement 400 KV, 225 KV, 90 KV, et 63 KV) qui correspondent à deux types de réseau : - Le réseau de grand transport chargé de l'évacuation des centrales puissantes, ainsi que de l'interconnexion entre régions et avec les pays limitrophes, - Les réseaux régionaux chargés de la répartition de l'énergie sur des zones déterminées. Commercialisation d énergies et de services Négoce de ressources (Electricité, gaz naturel, pétrole, charbon) EDF est également une entreprise de négoce d énergie, vendant ou achetant de l électricité en fonction des besoins et de la production. Premier fournisseur d électricité en France : II. Les moyens de production de l électricité a. Des moyens de production diversifiés EDF exploite un parc de production d électricité performant et diversifié composé de différentes énergies complémentaires : Nucléaire Source d énergie : Uranium (non-renouvelable) Fonctionnement : 2

EDF est le 1 er exploitant nucléaire au monde, avec une puissance installée de 74,3 GW en 2010. Il exploite en France un parc de 58 réacteurs (puissance installée de 63,1 GW). En 2010, 86,7% de l énergie produite en France par EDF était d origine nucléaire Thermique à flamme Source d énergie : Charbon, fioul ou gaz (non-renouvelable) Fonctionnement : En France en 2010, 3,6% de la production d électricité d EDF provenait des centrales thermiques à flamme, à base de charbon, de gaz et de fioul (puissance installée de 11,8 GW). De nouvelles capacités de production de 2000 MW seront mises en service en France d ici 2012. EDF a une puissance installée de 36 GW à l international. Les centrales thermiques servent de compléments aux installations nucléaires et permettent à EDF de répondre aux fluctuations quotidiennes de la demande en énergie. Hydraulique Source d énergie : Eau (renouvelable) Fonctionnement : L eau est la 1 e des énergies renouvelables exploitées par EDF avec 20,4 GW de puissance installée en France. L hydraulique représente 9,7% de l électricité produite en 2010 par le groupe en France. Le parc français est composé de 640 barrages e t 439 centrales hydroélectriques. EDF utilise l énergie hydroélectrique soit de façon continue, «en base», soit en réponse aux fluctuations périodiques de la consommation électrique (saisonnières, hebdomadaires ou quotidiennes). Autres énergies renouvelables (solaire, éolien, biomasse) Source d énergie : Vent, lumière ou chaleur de la terre (géothermie) A travers ses filiales spécialisées, EDF exploite également les énergies renouvelables : la biomasse, l éolien, le solaire, les énergies marines et la géothermie. EDF s appuie notamment sur ses filiales EDF Energies Nouvelles (filiale d EDF à 50%), Tiru (filiale d EDF à 51%) et Dalkia (filiale d EDF à 34%). Les énergies renouvelables représentent 1% de l électricité produite en 2010 par EDF en France (0,476 TWh) et 1,3% de l électricité produite par EDF dans le monde (8,5 TWh). 3

b. Les installations thermiques à flamme EDF Flexibles et réactives, les centrales thermiques à flamme permettent de répondre à la demande en électricité : En période de pic de consommation (heure de pointe, grand froid) Pour prendre le relais des autres moyens de production En France, 23 centrales thermiques à flamme et 13 turbines à combustion sur 15 sites sont implantées et 2732 personnes sont employées pour l exploitation et l ingénierie de ses installations. 4

III. La centrale thermique à flammes à la loupe a. Les différents bâtiments de la centrale Une centrale thermique à flamme est constituée de plusieurs bâtiments, qui ont chacun leur rôle dans la production d électricité. Cheminée : elle permet l évacuation des fumées produites par la centrale Chaudière : elle permet d alimenter la turbine à vapeur en transformant de l eau circulant dans des tubes en vapeur. Salle de machines : contient le groupe turbo-alternateur. La turbine à vapeur produit par rotation, l énergie mécanique qui est transformée en énergie électrique par l alternateur Salle des commandes : elle permet de piloter et de surveiller la centrale pour éviter tous accidents, ajuster la production et maintenir la sécurité du moyen de production. Transformateur : permet d élever la tension avant de l envoyer sur le réseau de transport d électricité. Zone de stockage du fioul : elle permet de stocker le fioul qui est utilisé comme combustible dans certaines centrales (c était le cas à Martigues). Tuyau d arrivée de gaz : permet l alimentation en gaz de la turbine à combustion d un cycle combiné gaz (c est le cas à Martigues) Turbine à combustion : elle produit l énergie mécanique transformée ensuite en énergie électrique par un alternateur. Elle peut être au gaz (Martigues) ou au fioul et fonctionne sur le principe d un réacteur d avion. Turbine à vapeur : elle produit l énergie mécanique transformée ensuite en énergie électrique par un alternateur. Elle fonctionne grâce à la vapeur. 5

b. Le fonctionnement d une centrale thermique classique Avec ce type d installation, quel que soit le combustible utilisé (gaz naturel, fioul, charbon), le fonctionnement est le même mais les équipements évoluent selon le type de combustible utilisé car pour l utilisation de gaz naturel, par exemple, il y a une turbine a combustion qui génère de la vapeur et cette vapeur est réchauffée puis envoyé vers une turbine a vapeur par le biais de la tuyauterie. Quel que soit le combustible (1), celui-ci brûle (2) dans une chaudière (3) pouvant atteindre 90 mètres de hauteur et un poids de 9 000 tonnes tapissée de tubes à l intérieur desquels circule l eau à chauffer. Sous l effet de la chaleur, l eau se transforme en vapeur, laquelle est alors envoyée sous pression vers les turbines. Les turbines (4) tournent grâce à la vapeur. Elles entraînent un alternateur (5) qui produit de l électricité à une tension de 20 000 volts. L électricité est injectée sur le réseau (7) après avoir été portée à 225 000 volts, ou à 400 000 volts, à l aide d un transformateur de puissance. La vapeur qui a été utilisée est envoyée vers un condenseur (6), dans lequel circule de l eau froide. Au contact de celle-ci, la vapeur se transforme en eau, qui est récupérée et envoyée à nouveau dans la chaudière. L eau utilisée pour le refroidissement est restituée au milieu naturel ou envoyée dans le condenseur. 6

IV. La prévention des risques et la protection Dans des centrales de ce type, les risques et dangers sont multiples, c est pourquoi EDF réalise un contrôle régulier de ses installations. Surveillance technique du site en fonctionnement Surveillance informatique des installations (supervision) Maintenance des matériels Surveillance des installations incendie Surveillance des équipements sous pression Inspection des règles de sécurité V. L environnement a. La surveillance de l environnement Le respect de l environnement passe par une surveillance permanente du fonctionnement des sites. Un triple contrôle des émissions de rejets des centrales thermiques à flamme est effectué : Un système de mesure en continu, Un contrôle réglementaire régulier, Une surveillance dans l environnement. 7

b. L amélioration de la qualité de l air Les centrales thermiques à flamme émettent du CO², des oxydes d azote, du dioxyde de soufre et des poussières. EDF améliore en permanence leurs performances techniques et environnementales : En réduisant les émissions atmosphériques grâce au lavage et au dépoussiérage des fumées En utilisant des combustibles moins polluants et de meilleure qualité En recyclant les produits issus du fonctionnement de la centrale En 10 ans, EDF a réduit de 50% les émissions atmosphériques de ses centrales thermiques à flamme. 8

PRESENTATION DU SITE MARTIGUES

SOMMAIRE I. HISTOIRE... 1 II. SITUATION GEOGRAPHIQUE... 1 III. PLAN DU SITE... 2 IV. LES INSTALLATIONS... 2 A. BUREAU ADMINISTRATIF ET GESTION MAINTENANCE... 2 B. ATELIER MECANIQUE... 3 C. CENTRALE DE PRODUCTION THERMIQUE (CPT) ET CYCLE COMBINE GAZ (CCG)... 3 V. LE PROJET... 3 A. UNE CENTRALE EN PLEINE MUTATION AU CŒUR DE LA REGION PACA... 3 B. LE REPOWERING : UN CHANTIER DE MODERNISATION DES INSTALLATIONS... 4 C. UN SITE QUI ACCUEILLE LE DEUXIEME PLUS GROS INVESTISSEMENT DU GROUPE EDF EN FRANCE... 5

I. Histoire Le Centre de Production Thermique (CPT) de Martigues Ponteau a été construit en 1970. Il est le premier et le seul site thermique d'edf à être implanté sur le littoral méditerranéen. A l époque de la construction du CPT les centrales thermiques représentaient 65% de la production d énergie électrique. Le CPT comprend 4 tranches ou unités de production électrique indépendantes, de 250 MW chacune, couplées pour la première fois au réseau respectivement en juillet 1971, janvier 1972, mai 1973, et janvier 1974. L'utilisation des centrales thermiques à flamme a été modifiée depuis le 1er choc pétrolier de 1973. Construites à l'origine pour un fonctionnement de base, elles ne sont plus utilisées qu'en pointe. En avril 1985, la tranche 4 a été retirée du réseau et mise en réserve d'exploitation. C'est ainsi que le gouvernement avantagea les centrales nucléaires au détriment des centrales thermiques classiques. Depuis juin 2007, le conseil d administration EDF a décidé d installer deux tranches CCG (cycle combiné gaz). II. Situation géographique Situé en plein cœur de la Provence, le CPT occupe une position géographique exceptionnelle. Implanté en bord de mer, à la frontière entre la zone industrielle du bassin de Fos/Etang de Berre et le littoral touristique de la Côte Bleue, ce site de production est une composante essentielle pour la fiabilité et la qualité de fourniture d électricité dans la région. Le CPT dispose d un accès direct à la mer ce qui lui permettait d être facilement ravitaillé en fioul à l aide de péniches et d avoir une source abondante d eau de réfrigération. Les CCG seront alimenté en gaz par pipe-line. 1

III. Plan du site 3 5 4 7 2 1 6 1 Bureau administratif et gestion maintenance 5 Nouvelles centrales cycle combiné gaz (CCG) 2 Atelier mécanique 6 Alternateur et lignes d évacuation d énergie des TAC 3 Cuves de fioul 7 Alternateur et lignes d évacuation d énergie des TAV 4 Centrale de production thermique (CPT) IV. Les installations a. Bureau administratif et gestion maintenance Ce bâtiment regroupe tout ce qui est en rapport avec le secrétariat et tous les services de maintenance : Une partie du pôle conduite qui est en charge de la conduite des installations de production et de la planification des travaux. L autre partie étant sur les nouvelles tranches. Le pôle maintenance qui est chargé de dépanner tout ce qui est appareillage, Electricité, Mécanique et Chaudronnerie. Le pôle ingénierie qui est centré sur la fiabilité des installations de production et la maîtrise d ouvrage. Le pôle ressource regroupe les activités de gestion administrative telles que les ressources humaines, la gestion des achats. 2

TRANSFORMATION TRANSFORMATION TRANSFORMATION Le pôle qualité, sécurité, environnement met en œuvre le management de la qualité à travers les normes environnementales, il se doit de veiller au respect de l'environnement ainsi que de la réglementation en vigueur. b. Atelier mécanique Ce bâtiment regroupe toutes les machines utilisées pour l usinage de pièce tel que des fraiseuses, perceuse, sertisseuses et autres. c. Centrale de production thermique (CPT) et Cycle Combiné Gaz (CCG) Fonctionnement d une centrale thermique : Une centrale thermique est une usine destinée à produire de l énergie électrique à partir de l énergie chimique contenue à l'état latent dans les combustibles industriels. Cette transformation d'énergie n'est possible qu'en passant par des stades intermédiaires. Dans une centrale thermique, ces stades sont les suivants : énergie chimique en énergie calorifique : la combustion du fioul sert a vaporiser l'eau à haute pression et à haute température énergie calorifique en énergie mécanique : la détente de la vapeur dans la turbine transforme son énergie calorifique en énergie mécanique utilisable sur l'arbre de l'alternateur énergie mécanique en énergie électrique : un alternateur entraîné par la turbine assure la transformation de cette néergie mécanique en énergie électrique V. Le projet a. Une centrale en pleine mutation au cœur de la région PACA Depuis 2008, la centrale au fioul de Martigues est en effet en cours de transformation en deux Cycles Combinés Gaz (CCG) d une puissance totale de 930 MW. Le premier sera mis en service cette année, en 2012 et le second, en 2013 pour une durée d exploitation de 25 ans environ. Avec ce repowering (voirp.5), la centrale s inscrit durablement dans le paysage local. Flexibles et respectueux de l environnement, ces cycles combinés qui fonctionnent au gaz naturel contribueront à améliorer les performances environnementales du site de Martigues : par mégawatheure réduction des émissions de dioxyde de carbone (CO2), d oxydes d azote (NOx) et de dioxyde de soufre (SO2). 3

Le site de Martigues : centrale historique et chantier de construction de Cycles Combinés Gaz b. Le Repowering : un chantier de modernisation des installations Le «repowering» de Martigues consiste à rénover une partie des installations existantes, comme la turbine à vapeur (TAV), pour l associer à un ensemble neuf constitué d une turbine à combustion (TAC) et d une chaudière de récupération. Le chantier des CCG a débuté en 2008 par les travaux de terrassement pour préparer la plate-forme générale de la base vie du site (accueil de 900 emplois) et les infrastructures pour la configuration du chantier. L année 2009 a été consacrée essentiellement au génie civil principal, à la préparation des réseaux enterrés (tuyauteries, câbles, ) et à la pose du réseau gaz. Les gros composants électromécaniques du premier CCG, comme la turbine à combustion (TAC) et la chaudière de récupération, ont également été installés. La deuxième TAC a été livrée le 1er juin 2010 et a été mise en place sur les fondations du second CCG en parallèle du montage des charpentes métalliques et de la cheminée du premier CCG. 4

Montage des éléments de la cheminée d une CCG Arrivé de la TAC d une CCG L arrivée du gaz par pipe-line et la mise sous tension partielle du poste HT ont permis de réaliser les essais du premier CCG au cours du second semestre 2010. c. Un site qui accueille le deuxième plus gros investissement du groupe EDF en France Ce chantier d envergure de 470 millions d euros est le plus gros investissement du groupe EDF après l EPR de Flamanville et le premier investissement thermique à flamme, en France. Il bénéficie de l expérience acquise par EDF à l international. EDF a ainsi mené un programme de développement de cycles combinés gaz à l étranger aujourd hui opérationnels : Norte Fluminense (780 MW) au Brésil, Phu My 2.2 (715 MW) au Vietnam, Rio bravo 3 (495 MW) et Rio Bravo 4 (500 MW) au Mexique, Sloe au Pays-Bas. Un chantier de grande envergure, plus important chantier d EDF en France après l EPR, premier chantier thermique à flamme. 5

PROJET

SOMMAIRE I. CYCLE COMBINE GAZ... 1 A. CONTEXTE DE CREATION... 1 B. REPOWERING... 1 II. LA CENTRALE CCG... 2 A. FONCTIONNEMENT... 2 B. AVANTAGES ET INCONVENIENTS... 3 III. MAINTENANCE ET EXPLOITATION... 4 IV. DEVELOPPEMENT DE LA MAINTENANCE PREDICTIVE... 4 A. DEFINITION... 4 B. ARCHITECTURE CONTROLE COMMANDE... 5 1. Généralités... 5 2. AMS... 6 a. Fonctionnalités de l AMS...6 b. Le protocole HART...6 3. Mission... 7 a. Objectif...7 b. Conception de la base de données...8 i. Choix de l arborescence...8 ii. Création de la structure...9 iii. Renseignement de la base de données...10 iv. Finalisation de la conception...14 V. CONCLUSION... 15

I. Cycle combiné gaz A. Contexte de création La décision de construction de deux Cycle Combiné Gaz sur le site d EDF Martigues intervient à un moment où les organismes de contrôle de rejet et de pollution sont de moins en moins tolérants et où les normes de pollutions deviennent de plus en plus strictes. Ces nouvelles installations contribuent en effet à réduire de moitié les émissions atmosphériques de CO 2, de diminuer par trois les oxydes d'azote (Nox) et de supprimer les émissions d'oxydes de soufre (SO2) ce qui rend ses installations beaucoup moins polluante que l ancienne Centrale de production thermique au fioul. De plus, la particularité de ce chantier était de taille car EDF avait décidé de faire un repowering, ce qui n avait jamais été fait auparavant. Cela a permis un gain d argent et était un expérience humaine pour tous les agents. B. Repowering Cette centrale a quelques similitudes avec l ancienne centrale de production thermique au fioul de Martigues, mais permet de moins polluer avec un rejet de NOx (dioxyde d azote) et de SO2 (dioxyde de soufre) en baisse et permet aussi d avoir un meilleur rendement en terme de production d énergie car la nouvelle centrale CCG utilise une nouvelle turbine à combustion et également l ancienne turbine à vapeur de la centrale de production thermique. Illustration de l agencement des tranches CPT et CCG d EDF Martigues 1

Les tranches 1 à 4 font partie de la partie historique du centre de production thermique à flamme (CPT) et les tranches 5 et 6 représentent le cycle combiné gaz (CCG). En ce moment, la centrale CCG est en phase de test et toutes les tranches fonctionnant au fioul ont été mises à l arrêt. Ses tranches 1 et 2 seront déconstruites en totalité tandis que les tranches 3 et 4 ne le seront que partiellement (seules les équipements non utilisés : chaudière, cheminée et autre) et pour des raisons de proximité avec la nouvelle installation cycle combiné gaz (forte sensibilité des turbine à combustion aux vibrations), Ainsi, la nouvelle tranche 5 réutilise la turbine à vapeur (TAV), le condenseur, la bâche dégazante, les pompes APA (Ensemble motopompe alimentaire), CEX (circuit d extraction), CRF (circulation d eau) et l alternateur de la tranche 3 et la tranche 6 utilise les matériels de la tranche 4, c est ce que l on appelle le repowering, on combine du neuf et du rénové à neuf. Partie tranche 3 Alternateur TAV (Turbine à vapeur) Admission d air Tranche 5 Alternateur TAC (Turbine à combustion) Chaudière Cheminée Gaz naturel II. La centrale CCG A. Fonctionnement 2

CIRCUIT TAC CIRCUIT TAV Un compresseur met en pression et en température l air de combustion. Le combustible gaz s enflamme à son contact (température de l ordre de 1 300 à 1 500 C). Les gaz d échappement font tourner une turbine, qui entraîne à son tour un alternateur. Cet alternateur produit de l électricité évacuée sur le réseau. Dans la chaudière, au contact des gaz d échappement très chauds (600 C environ), l eau contenue dans les tubes du générateur de vapeur du circuit est transformée en vapeur. Cette vapeur fait tourner une turbine à vapeur qui entraîne un second alternateur également producteur d électricité évacuée sur le réseau. La vapeur utilisée est envoyée vers un condenseur dans lequel circule de l eau froide. Au contact de l eau, la vapeur se transforme en eau, qui est récupérée et envoyée à nouveau dans la chaudière. L eau utilisée pour le refroidissement est restituée au milieu naturel par un circuit d eau de mer. L électricité est injectée dans le réseau après avoir été portée à 225 000 ou à 400 000 volts à l aide d un transformateur de puissance derrière chaque alternateur. B. Avantages et inconvénients Les centrales à cycle combiné gaz turbine ont l'avantage de présenter des coûts d'investissement faibles (en termes d'euros par MW installé), en comparaison, par exemple, de l'énergie nucléaire. Les centrales à cycle combiné gaz turbine sont également très flexibles, et peuvent être démarrées et arrêtées en quelques dizaines de minutes seulement. Enfin, l'efficience énergétique des centrales à cycle combiné gaz turbine et l'utilisation du gaz en combustible en fait une source de production d'électricité relativement peu carbonée en comparaison des centrales électriques au charbon et au fioul. En revanche, les centrales à cycle combiné gaz turbine présentent l'inconvénient majeur de voir leurs coûts d'exploitation dépendre très fortement des prix du gaz, indexés sur les cours du pétrole. Les exploitants des centrales électriques au gaz n'ont ainsi pas de visibi lité sur leurs coûts d'exploitation, à moins qu'ils n'aient signé un contrat d'approvisionnement de long terme. Enfin, les centrales à cycle combiné gaz turbine, malgré leur efficience énergétique, sont tout de même émettrices de CO2, au contraire des centrales nucléaires. 3

III. Maintenance et exploitation Pour le bon fonctionnement de la centrale, et pour éviter les pannes, il y a des arrêts de tranches imposés par la maintenance des Turbines à combustion. Lors de ses opérations, il y a plus de 150 opérations notamment les essaies d ouverture et de fermeture des vannes. Problématique : Les essais d ouverture et de fermeture de vannes étant très long car il y a un très grand nombre de vannes dans la centrale, les délais d arrêts de tranches pour la maintenance seraient très difficile à tenir. IV. Développement de la maintenance prédictive A. Définition La grande majorité du parc instrumentation/actionneurs de la centrale est compatible HART (protocole de communication) et l outil AMS (Asset Management Suite) est install é. Cela nous permettrait d avoir une information directe et visuel de l état des vannes et des capteurs qui sont HART et répertorié sur l AMS ce qui permettrait de faire un gain de temps lors des arrêts de tranches. Pour permettre aux vannes compatibles HART d être parfaitement reconnu, et de communiquer avec le logiciel de contrôle commande AMS, il faudrait utiliser le système de communication Wirless HART. Fonctionnement : 4

B. Architecture contrôle commande 1. Généralités Comme toute installation industrielle, le CCG (Cycle combiné gaz) de Martigues ainsi que le poste d alimentation en gaz nécessitent des moyens pour surveiller et commander le procédé physique et les équipements associés. Ces moyens sont regroupés sous l appellation «contrôle-commande». Le contrôle-commande est essentiellement constitué de capteurs permettant de transformer les grandeurs physiques en signaux électriques, d automates permettant de traiter ces signaux, de moyens de surveillance et commande mis à la disposition d opérateurs e t enfin d actionneurs permettant de transformer les signaux électriques de commandes en actions mécaniques sur le process. L architecture de contrôle commande de Martigues est une architecture à quatre niveaux : Niveau 0 : constitué des capteurs et des actionneurs Niveau 1 : constitué des automates Niveau 2 : constitué de la salle de commande Niveau 3 : envoi des données pour centralisation La centrale CCG de Martigues utilise également trois réseaux différents pour communiquer avec le logiciel de supervision (AMS Suite de EMERSON) : Le STGC (Steam Turbine Generator Control system) contient CONTROSTEAM qui gère le contrôle et la supervision de la TAV et CONTROGEN qui celle de l alternateur côté TAV. STGC est le système de contrôle commande crée par ALSTOM qui gère tous les capteurs de la turbine à vapeur (TAV). Le MARK VI est le système de contrôle commande crée par General Electric (GE) qui gère tous les capteurs de la turbine à combustion (TAC) car elle est également construite par cette entreprise. L OVATION est le système de contrôle commande crée par EMERSON qui gère la supervision, la gestion et la régulation de tous les capteurs de la chaudière. 5

2. AMS a. Fonctionnalités de l AMS AMS Suite est un outil très performant et développé étudié spécialement pour l industrie. Il est composé de plusieurs fonctionnalités qui permettent : AMS Device Manager Créer et gérer une base de données Alerte Monitor Gérer les alarmes de chaque capteur Audit Trail Gérer et visualiser l historique d un capteur Tag Search Effectuer une recherche sur la base de données b. Le protocole HART HART c est quoi? Le protocole HART (Highway Addressable Remote Transducer), ce qui veut dire à peu près «capteur en réseau adressable à distance» est le standard global pour envoyer et recevoir de l information digitale à travers le câblage instrumentation entre des appareils intelligents et un système de contrôle commande ou de surveillance. De manière plus spécifique, HART est un protocole de communication bidirectionnel qui permet à aux systèmes hôtes d accéder aux données des instruments de terrain intelligents. Un hôte peut être tout application logicielle, en partant du configurateur de poche ou du PC du technicien jusqu au SNCC, système de gestion des actifs, système de sécurité ou autres systèmes ou plateformes de gestion du site. 6

Configurer les appareils ou changer leur configuration Diagnostic des appareils Dépannage des appareils Lecture des valeurs secondaires mesurées par les équipements Lecture de l état du capteur et de son fonctionnement Fonctionnement du protocole : Le protocole HART utilise une signalétique modem à la norme Bell 202, une modulation par déplacement de fréquence (FSK) surimposée avec une amplitude faible au signal de la boucle 4-20 ma. Cela permet une communication de terrain dans les deux sens et rend possible l échange d informations supplémentaires avec un capteur de terrain intelligent, qui vont audelà de la simple variable de procédé. Le protocole HART communique à 1200 bps, sans interrompre le signal 4-20mA et permet une application hôte (maître) d obtenir des valeurs numériques d un appareil de terrain intelligent avec un taux de rafraîchissement d au moins deux fois par seconde. Comme le signal numérique modulé FSK est en continuité de phase, il n'y a aucune interférence avec le signal 4-20mA. Les avantages de la Communication HART : Améliorer la disponibilité de l installation Réduire les coûts de maintenance Simplifier la conformité aux réglementations 7 3. Mission a. Objectif Le projet qui m a été confié consiste en la création de la base de données d un logiciel de gestion de maintenance instrumentale appelé AMS Suite de la centrale Cycle Combiné Gaz de Martigues et le renseignement de cette base de celle-ci avec toutes les vannes et capteurs de la centrale. Ce logiciel est très important pour le bon fonctionnement de la centrale car il permet d avoir des informations en temps réel de tous les capteurs de la centrale, générer des alarmes et avoir un historique de chaque capteur référencé. Il permet à la fois la protection des exploitants du site, des équipements et de l environnement en assurant une veille technique sur l installation. Ce logiciel développé par EMERSON utilise le protocole de communication HART pour communiquer avec les différents équipements et est très utilisé dans les secteurs d activité comme l agroalimentaire, la pétrochimie, le raffinage et l énergie.

b. Conception de la base de données i. Choix de l arborescence Le choix de l arborescence de la base de données du logiciel de supervision AMS développé par ERMSON a été réalisé en plusieurs étapes. Tout d abord, tous les capteurs de la centrale CCG de Martigues ont leur propre repère fonctionnel, c est-à-dire que le repère du capteur nous permet de connaître sa localisation (sur la tranche 5 ou 6), sur quel circuit il est installé et s il s agit d un capteur de pression, débit, température ou niveau. N A 1 A 2 A 3 N 1 N 2 N 3 N 4 A 1 A 2 Code tranche Système élémentaire Numéro d identification Equipement Conventions : N i : Caractère numérique de rang A i : Lettre de rang On peut constater que tous les systèmes élémentaires sont regroupés en un seul ensemble fonctionnel : Sur l image extraite de la note de codification ECS, on voit clairement que tous les systèmes élémentaires commençant par un A sont regroupés dans un ensemble fonctionnel appelé «A - Alimentation en eau Poste Eau». En suivant cette démarche, et en utilisant tous les ensembles fonctionnels de la codification ECS, pour la création de l arborescence, on se retrouverait avec un système ordonné et accessible (avec l appui de la note de codification ECS) par tout le monde. Nous avons donc les ensembles fonctionnels utilisés suivants : Code A C D F G S T V X Ensemble fonctionnel Alimentation en eau Poste eau Condensation, refroidissement, condenseur Système annexes Chaudière Groupe turbo alternateur Services généraux Groupe turbine à combustion Circuit vapeur Production de vapeur auxiliaire 8

ii. Création de la structure Ensuite, on crée la base sur AMS Suite, en créant les dossiers utile pour l arborescence en suivant le modèle ci-dessous : En conclusion, on se retrouve avec l arborescence de la base de données finie et bien détaillée suivante : Arborescence du logiciel de supervision (AMS) Le dernier niveau, à savoir les dossiers de Control Module contenant les configurations des transmetteurs ne sont pas représentés mais sont créés dans chaque ensemble fonctionnel comme pour «Alimentation en eau Poste eau» ci-dessous, tous les capteurs sont donc classés par ensemble fonctionnel puis par type de capteur (Débit, niveau, pression, température) : 9

Détail des dossiers Control Module de l arborescence 10 iii. Renseignement de la base de données La Pocket 375 présentée ci-contre (ou 375 Field Communicator) est un appareil permettant de faire des interventions de tout type sur un capteur comme de l étalonnage, de la prise de configuration. Elle est également compatible avec AMS Device Manager qui est un logiciel qui permet de configurer, calibrer, documenter et dépanner le matériel HART, Wireless HART et Foundation Fieldbus. Transférer les données des matériels depuis la Pocket 375 vers AMS Device Manager assure d avoir toujours les informations les plus justes. Utiliser ensemble la 375 et AMS Device Manager permet de gérer avec efficacité les équipements. Capteur sur le réseau OVATION Les capteurs qui sont branchés sur le réseau OVATION sont directement reconnu par le logiciel de super (AMS) car l AMS et le réseau OVATION sont compatible à 100% car ils sont fabriqué par le même entreprise. Donc il n y a pas besoins d opérations spécifiques pour avoir les informations des capteurs. Il faut tout de même déclarer les réseaux OVATION (Ovation UNITE0, Ovation UNITE5 et Ovation UNITE6) sur lesquels sont reliés les capteurs pour pouvoir déplacer leur configuration dans l arborescence de l AMS.

Arborescence après ajout des réseaux OVATION Capteur sur les réseaux STGC et MARK VI Les transmetteurs qui fonctionnent sur le réseau STGC ou MARK VI ne sont pas détecté par le logiciel de supervision (AMS) car les carte d entrées/sorties des réseaux ALSTOM ET GE bloquent la composante HART et les informations ne peuvent pas remonter à l AMS. Branchement de la Pocket HART sur un capteur Pour brancher la Pocket HART 375 sur un capteur, tout d abord il faut vérifier que le capteur et bien alimenté. On peut après dévisser l arrière du capteur pour se brancher comme ceci : Capteur Branchement face arrière 11

Pour vérifier que le câblage est correct, il suffit d allumer la Pocket HART et elle doit normalement afficher la référence du capteur ainsi que toutes ses valeurs : Affichage de la configuration du capteur Sauvegarde de la configuration d un capteur HART Une fois que le branchement sur le capteur est correctement effectué, il reste à sauvegarder la configuration de celui-ci sur la Pocket HART 375 en cliquant sur SAVE en bas de la fenêtre puis après avoir choisi le nom de la configuration et l emplacement de sauvegarde, cliquer encore sur SAVE : Icone SAVE Paramètres de sauvegarde Une fois ces opérations terminées, la configuration est sauvegardé dans la mémoire de l appareil. Branchement de la Pocket HART sur l ordinateur La Pocket HART 375 a la particularité de ne disposer que d un émetteur infrarouge pour le transfert de données, ce qui signifie que l ordinateur ou le logiciel de supervision (AMS Device Manager) est installé, doit posséder un récepteur infrarouge (intégré à l unité centrale ou en USB). Placer l émetteur infrarouge de la Pocket HART 375 en face du récepteur de l ordinateur. Installer ensuite un driver si nécessaire puis ajouté l équipement à l AMS Device Manager grâce à l outil «Network Configuration» de l AMS. 12

Emetteur infrarouge de la Pocket HART 375 Fenêtre «Network Configuration» Une fois cette opération effectué, il faut mettre la Pocket HART en mode «Listen For PC» pour qu elle puisse être fonctionnelle et détecté par l AMS, on peut voir l apparition de «Field Communicator» sur l AMS : Fenêtre de la Pocket HART 375 Apparition de la Pocket HART 375 Déchargement de la configuration d un capteur sur l AMS Pour décharger une configuration dans l arborescence de la base de données et accéder au donnée et paramètres du transmetteur, il faut se placer dans le dossier contenant les configurations sauvegardées de la Pocket HART 375 qui est «Device Configurations» et faire un cliqué/glissé dans le dossier de l arborescence voulu. 13

Ajout d une configuration d un capteur dans la base de données iv. Finalisation de la conception Pour finaliser la création de la base de données et pouvoir garder celle -ci à jour, j ai créé des fiches reflexes qui sont des fiches de procédure : ANNEXE 2 ANNEXE 3 ANNEXE 4 Branchement de la Pocket HART 375 sur un capteur et sauvegarde de config. 14 Branchement de la Pocket 375 sur le PC et ajout de config. sur l AMS. Création et ajout d un capteur non HART (conventionnel) sur l AMS.

V. Conclusion Ainsi, j ai effectué mon stage de fin d étude de la Licence Professionnelle en Conduite et supervision des systèmes automatisés au sein de l entreprise EDF à Martigues. Lors de ce stage de 14 semaines, j ai pu mettre en pratique mes connaissances théoriques acquises durant ma formation, de plus, je me suis confronté aux difficultés réelles du monde du travail. Après ma rapide intégration dans l équipe, j ai eu l occasion de réaliser un projet qui a constitué une mission très importante. Je garde du stage un excellent souvenir, il constitue désormais une expérience professionnelle valorisante et encourageante pour mon avenir. Je pense que cette expérience en entreprise m a offert une bonne préparation à mon insertion professionnelle car elle fut pour moi une expérience enrichissante et complète qui conforte mon désir d exercer mon futur métier de Chef de projet en Conduite des Systèmes Automatisés. Enfin, je tiens à exprimer ma satisfaction d avoir pu travailler dans de bonnes conditions matérielles et un environnement agréable. 15

ANNEXES

SOMMAIRE ANNEXE 1: ARBORESCENCE AMS DEV ICE MANAGER... 1 ANNEXE 2: UTILISATION POCKETHART - BRANCHEMENT SUR UN CAPTEUR ET PRISE D UNE CONFIGURATION... 2 ANNEXE 3: UTILISATION POCKETHART - CONNEXION SUR UN ORDINATEUR ET DECHARGEMENT DE CONFIGURATION... 4 ANNEXE 4: UTILISATION POCKETHART - CREATION D UN CAPTEUR NON-HART SOUS AMS... 6

Annexe 1: Arborescence AMS Device Manager 1

Annexe 2: d une configuration Utilisation pockethart - Branchement sur un capteur et prise Objectif du document : Exposer les différentes méthodes de branchement de la pockethart 375 sur un transmetteur et sauvegarder une configuration. Cause : Dans la volonté de renseigner tous les capteurs des réseaux MARK VI (GE) et STGC (ALSTOM) sur l AMS Device Manager. Branchement sur le capteur : 1. Vérifier que le capteur ne se situe pas dans une zone ATEX (Si oui, utiliser du matériel adapté). 2. Vérifier que le capteur est alimenté en électricité. 3. Dévisser la cache arrière du capteur pour accéder au bornier de raccordement (En zone ATEX, ne jamais retirer le couvercle de l appareil si il est sous tension). 4. Brancher la pockethart 375 en suivant le schéma ci-dessous : Prise de configuration avec la pockethart 375 : 1. Pour sauvegarder une configuration de transmetteur dans le communicateur, connecter le Terminal HART aux bornes d un nouveau transmetteur comme exposé précédemment. Il pourrait être un transmetteur non connu par AMS Device Manager. 2. Si ce n est pas déjà fait, mettre le communicateur sous tension. 3. Double cliquer sur la ligne HART Application. 2

4. Si vous êtes connecté à un transmetteur, vous pourrez accéder au menu Online. Une icône de cœur vide peut être affichée. Une icône de cœur plein indique que le transmetteur est en burst mode. 5. Taper sur SAVE au bas de l écran. 6. Ne pas changer le lieu, le nom ou le type de config et Sélectionner SAVE une nouvelle fois. 7. Vous pouvez voir un écran indiquant : «Some variables were not marked because they were not read or they are read-only variables». Si c est le cas taper OK. 8. Vous pouvez maintenant retourner dans le menu online du transmetteur, ou une copie de la configuration est maintenant présente. 3

Annexe 3: Utilisation pockethart - Connexion sur un ordinateur et déchargement de configuration Objectif du document : Exposer la procédure de branchement de la pockethart 375 sur un ordinateur pour ensuite présenter la façon de transférer la configuration d un capteur en mémoire. Cause : Dans la volonté de renseigner tous les capteurs des réseaux MARK VI (GE) et STGC (ALSTOM) sur l AMS Device Manager. Connexion sur l ordinateur : 1. Fermer AMS Device Manager 2. Sélectionner Start All programs AMS Device Manager Network Configuration 3. Cliquer sur Add dans la fenêtre de configuration 4. Sélectionner Field Communicator depuis la liste et cliquer sur install, l utilitaire apparait. Cliquer sur Next. Si vous le souhaitez, vous pouvez modifier le nom du réseau. Si FieldCommunicator n apparait pas dans la liste, cela signifie qu aucune licence n a été trouvée, car c est une option sur AMS Device Manager. Dans la majorité des cas, il est nécessaire d installer les pilotes requis. 5. Cliquer sur finish 6. Cliquer sur close dans la fenêtre Network Configuration. 7. Connecter votre périphérique IrDA. 8. Ouvrez AMS Device Manager. 9. Placez le l émetteur infrarouge vers le récepteur IrDA. 10. Presser le bouton on du communicateur. 11. Avec votre stylet double cliquer sur Listen for PC ou descendre avec les flèches. Les messages «Waiting for Connection» et Align 375 IrDA with PC IrDA interface» apparaissent. Le communicateur et le PC peuvent être maintenant communiquant mais pas avec AMS Device Manager pour le moment. Ne pas appuyer sur Next à ce moment. 12. Se mettre en vue «Device Connection View» pour cela, sélectionner dans la barre supérieure de l AMS View Device Connection View 4

13. Double cliquer sur l icône FieldCommunicator pour rafraichir et afficher la fenêtre. Sans rafraichir la fenêtre, vous ne pouvez pas voir l icône Internal Flash sous FieldCommunicator. 14. A noter les indications suivantes apparaître sur le communicateur : 375 connecté AMS Device Manager communique 15. Laisser le communicateur connecté ainsi qu AMS Device Manager. Déchargement de la configuration d un capteur HART sur l AMS : 1. Afficher le contenu du communicateur en double cliquant sur l icône 2. Faire un double clik sur l icône et faite Options. 3. Dans les options de sélection disponibles, toutes les sélectionner et les ajouter aux options sélectionnées (une à la fois). 4. Sélectionner maintenant l option HART Tag. 5. Cliquer sur OK. 6. Sous l onglet Internal Flash, ouvrir le dossier Device Configuration pour voir les configurations enregistrées. 7. Faire glisser la configuration du capteur du Field Communicator Vers la base de données. 5

Annexe 4: AMS Utilisation pockethart - Création d un capteur non-hart sous Objectif du document : Exposer la procédure de création d un capteur non-hart sous AMS Device Manager. Cause : Dans la volonté de renseigner tous les capteurs des réseaux MARK VI (GE) et STGC (ALSTOM) sur l AMS Device Manager. Création d un capteur non-hart : 1. Faire un clic droit sur le Contrôle Module et sélectionner Add Conventional Device depuis le menu contextuel, l utilitaire apparaît. 2. Renseigner les éléments suivants : a. Entrer les informations suivantes aux bons emplacements : Manufacturer : Model : Revision : b. Cliquer sur Next. c. Sélectionner une catégorie de transmetteur et une sous-catégorie depuis le menu déroulant. Device Category : Device Sub-category : d. Cliquer sur Next. e. Entrer un numéro de série et un Tag AMS. Serial Number : AMS Tag : f. Cliquer sur Next. g. Sélectionner No et quitter lorsque l utilitaire vous demande si vous voulez créer le même type de transmetteur. h. Cliquer sur finish. Une icône apparait en Device Connection View. 6

3. Cliquer droit sur le nouveau transmetteur conventionnel et cliquer sur Configure/Setup depuis le menu contextuel. a. Vérifier ou modifier les informations saisies. 4. Cliquer sur Apply pour que les changements soient appliqués. 5. Sélectionner une raison à la modification de paramètre. Cliquer sur Yes. 6. Cliquer sur OK pour sauver les changements et fermer le Configure/Setup 7