L’exploitation d’une centrale électrique garantissant une disponibilité de plus de 90 % est subordonnée à une stratégie de maintenance très performante. En Espagne, AES Cartagena sait comment faire passer le courant.

Il y a encore 60 ans,la vallée d’Escombreras, à proximité du port de Carthagène, à Murcia, dans le sud de l’Espagne, était une zone désertique, à la végétation clairsemée, abritant un petit village de pêcheurs sur le déclin et rien d’autre. Mais la construction d’une raffinerie de pétrole au début des années 1950 a déclenché un processus de développement qui a changé la destinée de cette région déshéritée. Ces dernières années en particulier, un nombre croissant d’entreprises énergétiques encouragées par la déréglementation du marché espagnol de l’énergie se sont installées à Escombreras, désormais surnommée la « valle de la energia ». Dernier arrivé, le géant américain AES dont la centrale à cycles combinés d’une capacité de 1 200 mégawatts a été mise en service en trois étapes, en août, septembre et octobre 2006.

AES est une jeune entreprise fondée en 1981 par Roger Sant et Dennis Bakke, anciens employés du gouvernement fédéral dans le secteur de l’énergie passés indépendants au moment de sa privatisation. Suite à un essor rapide, elle est aujourd’hui l’une des premières entreprises énergétiques mondiales et est implantée dans 25 pays sur cinq continents, en particulier en Amérique latine. Elle compte deux secteurs d’activité principaux : la génération d’énergie à destination des fournisseurs de service aux collectivités et autres grossistes, et l’exploitation d’installations distribuant de l’énergie à des clients dépendant des États, de l’industrie, du commerce et de la grande distribution. Environ 11 millions d’usagers dans le monde entier sont clients d’AES, dont le savoirfaire porte sur la génération d’hydroélectricité et les centrales à cycles combinés gaz/charbon. L’entreprise est également impliquée dans plusieurs projets touchant à l’énergie éolienne, à la biomasse et à d’autres énergies renouvelables. Son objectif est de devenir le leader mondial des énergies alternatives.

AES s’est implantée en Espagne en 1998 après avoir remporté l’appel d’offres portant sur la construction et l’exploitation d’une centrale électrique sur un site de la vallée de l’Escombreras appartenant aux autorités portuaires de Carthagène. La première pierre du projet d’une valeur de 700 millions d’euros a été posée en août 2004. Cette centrale à cycles combinés de conse bild uration classique comprend quatre installations indépendantes mono-arbre de 400 MW, équipée chacune d’une turbine à gaz Mitsubishi 701F, d’une génératrice à vapeur et d’une turbine à vapeur pour la récupération de la chaleur. La centrale a été conçue pour fonctionner aussi bien au gaz naturel qu’au fuel en cas de besoin, et utilise l’eau de mer, amenée par une galerie spéciale, pour son refroidissement en lieu et place de tour.

 

Les deux partiesprenantes au projet sont AES et Gaz de France, qui est le seul client. « Il s’agit d’un contrat de façonnage : GDF fournit le gaz naturel tandis que nous produisons l’électricité et veillons à la bonne marche des installations, explique Italo Freitas, ingénieur brésilien responsable de la mise en oeuvre du plan de gestion de l’outil de production. GDF vend ensuite l’électricité sur le marché. » L’ingénieur ajoute que ces dispositions arrangent bien le groupe français puisque « la responsabilité de la bonne marche de la centrale incombe à l’exploitant, à savoir, nous ». Pour AES, cela signifie que le site doit fonctionner à son optimum et être disponible presque constamment car comme le souligne Italo Freitas, « nous garantissons à GDF un taux de disponibilité d’environ 93 % ».

Cet engagement exige une stratégie de maintenance soignée et très efficace. « Nous ne disposons que d’une marge étroite pour programmer les arrêts nécessaires à la maintenance et aux réparations, reprend le Brésilien. Si nous ne remplissons pas nos obligations contractuelles, nous serons passibles d’une pénalité. » Le pire des scénarios verrait AES dans l’impossibilité de fournir l’énergie comme prévu et dans l’obligation d’acheter celle-ci sur le marché, un dernier recours onéreux.

Il faut donc veiller à ce que la centrale soit continuellement en parfait état de marche. La solution est de gérer au mieux l’outil de production, en d’autres termes, surveiller chaque composant et anticiper la moindre réparation ou le moindre remplacement. « La première étape a été de classer les équipements par ordre d’importance », indique Italo Freitas. Ceux-ci ont été répartis en quatre catégories : critiques, importants, non critiques et pouvant aller jusqu’à la panne. « La bonne marche des équipements critiques a un impact sur la santé, la sécurité, le rendement et la production d’électricité. » Pour ceux-là, on a prévu un matériel de secours prêt à être installé. Les équipements importants sont « non critiques, mais disposent néanmoins d’un rechange ». Quant à ceux pouvant aller jusqu’à la défaillance, on les remplace le moment venu puisqu’ils n’ont pas d’effets sur les coûts ou la bonne marche de la centrale. « Dans ce genre de secteur, mieux vaut analyser rapidement les pannes, estime Mark Green, responsable de la gestion des activités. Quand les installations sont en état de marche, nous gagnons de l’argent. »

 

Une fois les catégories définies,AES a dû trouver une solution de surveillance. « Pour améliorer la fiabilité des systèmes, il faut faire appel à des capteurs qui détectent les anomalies et mesurent les vibrations et les températures », souligne Italo Freitas.

Après avoir passé en revue les options disponibles, AES a opté pour la solution SKF AEO (optimisation du rendement des équipements). Ce système inclut des appareils qui recueillent les données, en ligne et manuellement, et des logiciels qui traitent et analysent les données enregistrées et conseillent les actions à entreprendre via un système d’aide à la décision.

Certains équipements sont munis en permanence de capteurs. Dans d’autres cas, un technicien de maintenance les inspecte régulièrement à l’aide d’un assistant personnel collecteur de données, équipé d’un capteur, qui entre les données enregistrées dans le système. Pour AES, l’avantage réside dans la détection immédiate des problèmes, mais aussi dans l’appréciation d’éventuelles défaillances dans les mois à venir. « Toutes les informations relatives à une avarie possible sont introduites dans le système et la probabilité d’une défaillance dans un, deux ou trois mois est calculée et prévue », indique Italo Freitas. Cela se traduit par moins de temps d’arrêt, une réduction des coûts liés à la maintenance, une planification plus efficace et plus avancée des réparations nécessaires, et, au bout du compte, par une baisse des coûts d’exploitation. En bref, tout cela permet à AES d’atteindre l’une de ses valeurs affichées, « la quête de l’excellence ». Le concept traditionnel de la maintenance est inversé : il ne s’agit plus de résoudre les problèmes après leur apparition, mais de les anticiper et de considérer la maintenance « non comme une dépense, mais comme un budget susceptible de fournir un retour sur investissement », estime Mark Green.

À Escombreras, le système a été mis en place pendant la construction de la centrale. Cela n’empêche pas AES et SKF de chercher des moyens de l’intégrer dans d’autres installations déjà opérationnelles en dehors de l’Espagne.

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SKF@ptitude fait passer le courant

AES souhaitait installer une solution de gestion des équipements dans sa centrale électrique de Carthagène afin d’anticiper les problèmes de fiabilité et de productivité. Pour cela, elle a choisi la solution SKF AEO (optimisation du rendement des équipements). Des capteurs sont installés sur les équipements critiques et reliés à des unités de surveillance en ligne MasCon48 placées à intervalles stratégiques dans toute la centrale. Ces unités fonctionnent 24 heures/24, 7/7 jours, et envoient les données collectées par les capteurs au système informatique central. En complément, les opérateurs de maintenance utilisent les systèmes de contrôle de la fiabilité des machines SKF MARLIN et SKF Microlog, des collecteurs et analyseurs de données portatifs équipés d’un capteur, pour procéder à des inspections détaillées. Une fois les données transmises à l’ordinateur central, celui-ci effectue un diagnostic à l’aide du système de surveillance SKF Machine Analyst et du système d’aide à la décision SKF @ptitude. Les actions correctives nécessaires sont transmises par le biais du SAP CMMS (Computerized Maintenance Management System) qui émet l’ordre d’intervention nécessaire.