CONTRIBUTION A L’AMELIORATION DES ATTRIBUTS DE LA SURETE DE FONCTIONNEMENT DES APPAREILLAGES ELECTROMECANIQUES DE LA SOUS-STATION KINSUKA A KINSHASA

République Démocratique du Congo

Ministère de l’Enseignement Supérieur et Universitaire

INSTITUT SUPERIEUR DE TECHNIQUES APPLIQUEES I.S.T.A / KINSHASA

B.P.6593 KIN : 31

KINSHASA/BARUMBU

SECTION ELECTRICITE DIEUXIEME-CYCLE

CONTRIBUTION A L’AMELIORATION DES ATTRIBUTS DE LA SURETE DE FONCTIONNEMENT DES APPAREILLAGES ELECTROMECANIQUES DE LA SOUS-STATION KINSUKA A KINSHASA

Par :

TUKA BIABA SAMUEL Garcia

Ingénieur Technicien en Electricité Industrielle

Mémoire de fin d’études présenté et défendu en vue de l’obtention du Diplôme d’Ingénieur en Génie Electrique

Option : Electrotechnique

Directeur : BASSESUKA SANDOKA NZAO Antoine

Ø Professeur Associé

Ø Docteur en Sciences Appliquées

Ø Spécialiste en circuits et systèmes

Année Académique : 2016-2017

EPIGRAPHE

« Le plus fort n’est jamais assez fort pour être toujours le maître, s’il

ne transforme sa force en droit et l’obéissance en devoir »

Jean-Jacques ROUSSEAU

REMERCIEMENTS

Le travail présenté dans ce mémoire a été effectué au Département d’Electricité Second Cycle option : Electrotechnique de l’Institut Supérieur de Techniques Appliquées en sigle ISTA/Kinshasa.

Nos remerciements vont tout premièrement à Dieu Tout Puissant pour la volonté, la santé et la patience, qu’il nous a donnée durant toutes ces longues années.

Nous remercions les Autorités Académiques et Administratives de

l’ISTA/Kinshasa pour la formation mise à notre disposition.

Nos remerciements vont aussi à tous les enseignants de la section Electricité en général et ceux de l’Electrotechnique en particulier qui ont contribué à notre formation.

Ainsi, nous tenons également à exprimer nos vifs remerciements aux Directeur et codirecteur de ce mémoire respectivement le Professeur Docteur Ingénieur BASSESUKA SANDOKA NZAO Antoine, et l’Assistant TUKA SAMUEL Garcia pour avoir d’abord proposé ce thème, poursuivi continuel tout le long de la réalisation de ce travail de mémoire et qui n’ont pas cessé de nous donner leurs conseils et remarques.

Nos sincères remerciements aux membres du jury pour l’honneur qu’ils nous font en participants au jugement de ce travail.

Nous tenons à remercier vivement toutes personnes qui nous ont aidés à élaborer et réaliser ce mémoire, ainsi à tous ceux qui nous ont aidés de près ou de loin à accomplir ce travail.

Enfin nous tenons à exprimer notre reconnaissance à tous nos amis et collègues pour le soutient tant moral et matériel.

TUKA BIABA SAMUEL Garcia

INTRODUCTION GENERALE

1. Problématique et motivation

D’une manière générale, les appareillages électromécaniques de la sous-station KINSUKA ne donnent pas les résultats attendus et nécessitent une bonne étude de maintenance afin de les garder toujours à l’état de bon fonctionnement.

Le comportement des composants du système (sous-station

KINSUKA) se résume par les questions suivantes :

ü Pourquoi la sous-station connait un grand nombre d’arrêt ?

ü Quelle sont les causes d’utilisation des appareillages vétustes ?

ü Pourquoi y a-t-il manque de pièces de rechange ?

ü Pourquoi y a-t-il le dysfonctionnement des certains appareillages ?

ü Pourquoi il y a-t-il la d’explosion des disjoncteurs 30kV et 6,6

kV ?

ü Pourquoi le dysfonctionnement des certains relais de protection ?

ü Plus grave encore, pourquoi le système de contrôle de la température de transformateur est-il inexistant ?

De ce qui précède, plusieurs causes sont à la base entre autres :

ü Phénomène de cannibalisations des équipements ;

ü La légèreté administrative dans le traitement des dossiers

Il ressort clairement que notre système (sous-station KINSUKA) est en dehors des normes exigées par la Commission Electrotechnique Internationale (C.E.I) et mérite une analyse et amélioration de la fiabilité, la disponibilité, la maintenabilité et la sécurité.

D’où le thème de recherche est intitulé « Amélioration des attributs de la sureté de fonctionnement des appareillages électromécaniques de la sous-station KINSUKA à Kinshasa »

2. Choix et intérêt du sujet

Après la récolte de données sur terrain, nous avons constaté que la problématique de déficit énergétique en RDC n’est pas seulement liée au dimensionnement des installations, mais beaucoup plus aussi à leur maintenance en état spécifié pour fournir la fonction requise. Ceci étant l’élément qui nous a permis d’orienter notre recherche dans le domaine de sureté de fonctionnement des installations électriques MT/MT.

A cet effet, l’étude de maintenance basée sur la fiabilité peut nous amener à considérer la sous-station KINSUKA comme « entité » et l’ensemble de ses organes (appareillages électromécaniques) comme

« système ».

Ce travail est consacré à la recherche d’une politique de maintenance appropriée dans l’intérêt d’assurer la disponibilité, la fiabilité, la maintenabilité et la sécurité des appareillages électromécaniques cette entité.

3. Objectifs et vision

A travers cette étude nous avions, à partir de données récoltées, fait :

- l’analyse du comportement en service des composants du système (les appareillages électromécaniques),

- l’évaluation de la fiabilité, disponibilité, la maintenabilité de ces

composants,

- l’analyse de dysfonctionnement afin d’améliorer les attributs de

la sureté de fonctionnement et enfin,

- Le choix de la politique de maintenance appropriée et efficace capable de prolonger la durée de vie des composants.

4. Méthodes et techniques de recherche

Pour atteindre les objectifs et vision assignés par ce présent mémoire, nous avons exploité la méthode d’Actuariat et le modèle théorique de Wei bull pour l’analyse de fonctionnement. En ce qui concerne l’analyse de dysfonctionnement des équipements, nous avons mis en

évidence l’analyse de modes de défaillances, de leurs effets et leur

criticité connu sous le nom de l’AMDEC.

Ces approches ont été soutenues par les méthodes et techniques de recherche suivantes:

Méthode analytique : consiste à analyser les données récoltées sur terrain ;

Méthode déductive : consiste à une description du particulier

au général ;

Méthode statistique : consiste au regroupement de données

récoltées pour atteindre l’objectif désiré, Méthode d’observation.

Descente sur terrain (visite guidée) ; Documentation ;

Interviews auprès des experts en la matière etc…

5. Délimitation de la recherche

Ce présent travail s’inscrit dans le cadre d’analyse de fonctionnement et dysfonctionnement des appareillages électromécaniques de la sous- station KINSUKA suivant les périodes d’observations couvrant :

2016, 2017 et 2018.

6. Structure du travail

Hormis l’introduction générale et la conclusion générale, notre travail

de mémoire comprend trois chapitres, à savoir :

Le chapitre 1 : parle des Généralités sur la sûreté de fonctionnement et concept des réseaux électriques. Dans ce chapitre nous avons abordé les notions de base de la sûreté de fonctionnement en passant par le concept de la maintenance. Et avons mis l’accent sur les réseaux électriques et aux appareillages électromécaniques associés.

Le chapitre 2 : traite les matériels, outils et approches méthodologiques. Au cours de ce deuxième chapitre, nous avons présenté la sous-station KINSUKA. Nous avons parlé de la situation géographique, de mode d’alimentation, de son schéma unifilaire et de

l’organisation technique des équipements électromécaniques de cette sous-station .Nous avons abordé l’analyse fonctionnelle et structurale de la sous-station KINSUKA.

Le chapitre 3 : aborde l’étude de comportement du système en service et atterrit sur son amélioration.

Chapitre 1 : Généralités sur la sûreté de fonctionnement et concept des réseaux électriques

1.0. Introduction Partielle

Dans ce présent chapitre nous avons abordé les notions de base de la sûreté de fonctionnement en passant par le concept de la maintenance. Et avons mis l’accent sur les réseaux électriques et aux appareillages électromécaniques associés.

1.1. Sureté de fonctionnement1

1.1.1. Définition

Le but de la sûreté de fonctionnement est d’évaluer les risques potentiels, pouvoir à l’occurrence des défaillances et tenter de minimiser les conséquences des situations catastrophiques lorsqu’elles se présentent. Par définition, la sûreté de bon fonctionnement d’un système est la propriété qui permet de placer une confiance justifiée dans le service qu’il délivre.

D’après la norme CEI 5O (191) ; Aptitude d’une entité assurer une ou

plusieurs fonctions requises dans des conditions données.

1.1.2. Approche

· Identifier les défaillances de la manière la plus exhaustive possible ;

· Prioriser l’importance des risque qu’elles impliquent ;

· D’un point de vue système il faudra prévoir les défaillances ;

· Au cours de la vie du système il faudra savoir mesurer les défaillances et capitaliser ces observations ; début final étant

bien sûr de maitriser ces défaillances.

1Marcel TSHAONA, Cours de Fiabilité destiné aux étudiants de L2 ETROTECH ISTA/KIN Ed.2016-2017. Inédit

1.1.3. Les défaillances2

1.1.3.1. Définition

Selon la norme CEI 50 (191), la défaillance est la cessation de l’aptitude d’une entité à accomplir une fonction requise. Soit en événement présent ou non et peut se combiner avec un ou plusieurs événements

1.1.3.2. Critères de classification des défaillances

Les défaillances sont classées comme suit :

a) Par la rapidité d’apparition

Ici nous avons les défaillances suivantes,

* Défaillance progressive ;

* Défaillance aléatoire ;

* Défaillance soudaine.

b) Par date d’apparition

Ici, les défaillances sont énumérées dans la courbe en baignoire

��(�)

B<1 B=1 B>1

Jeunesse

Maturité

Vie opérationnel

Vieillissement

Temps

Figure 1.1 Donne la courbe en baignoire

Par ailleurs, ces défaillances ont une probabilité d’apparition plus ou moins grande tout au long de la vie d’un matériel.

On distingue alors trois grandes périodes

- Les défaillances de jeunesse

2Marcel TSHAONA Opcit vers la page 6

Elles sont caractérisées par un taux de défaillance décroissant en fonction du temps.

- Les défaillances de maturité

Sont caractérisées par un taux de défaillance croissant (période de vie utile).

- Les défaillances de vieillesse ou d’obsolescence caractérisées par

un taux de défaillance croissant (période d’usure et de fatigue)

C. Courbe en baignoire3

L’évolution du taux de défaillance ��(�) se présente sous la forme d’une

courbe en baignoire.

��(�)

Déclassement

0 A

Période de

Jeunesse

Période de Maturité

Période de

Vieillisse

Figure 1.2. Courbe en baignoire (TSHAONA TSHIMBADI,

En A: c’est la maintenance corrective; En B: c’est la maintenance préventive;

En C: c’est la maintenance curative ou palliative pour une machine de

routine et la maintenance conditionnelle pour une machine clés. Au temps T, le matériel est rebuté, déclassé ou reformé.

3J.C. FRANCASTEL, le fond de la baignoire, le tour de la maintenance en 80 jours, Dunod, Paris, 2002.

Le taux de défaillance ��(�) est la probabilité d’avoir une défaillance

du système entre les instants t et t+dt, à condition que le système ait

vécu jusqu’au temps t.

Cette courbe dite « courbe en baignoire » présente trois périodes distinctes4.

1. La période A (jeunesse)

Définit la période de jeunesse de l’élément au cours de laquelle le taux de défaillance décroit rapidement. C’est la période de rodage en mécanique ou déverminage en électronique. Les défaillances sont dues à des défauts de fabrication ou à des défauts technologiques. Il existe des éléments pour lesquels cette période est de durée très courte.

2. La période B (maturité)

Définit la période de vie utile de l’élément pendant laquelle le taux de défaillance est sensiblement constant. Les défaillances survenant pendant cette période sont dites accidentelles.

C’est la période d’exploitation normale. Le type de maintenance appliquée dans cette période peut être préventif, systématique ou correctif.

3. La période C (vieillissement)

Elle présente d’importants phénomènes de dégradation, le taux de défaillance est croissant;

C’est la période où il faut surveiller le matériel.

Cela correspond au phénomène de fatigue et d’usure en mécanique ou

aux problèmes liés à la dérive des composants en électronique.

Une maintenance préventive conditionnelle peut être mise en place. La politique de la maintenance la moins couteuse est la palliative ou curative.

4R.FAURE, précis de recherche opérationnelle, Dunod, Paris, 1979.

d) Par les effets

En ce qui concerne les effets, nous avons les défaillances suivantes :

o défaillance mineure ;

o défaillance significative ;

o défaillance critique ;

o défaillance catastrophique ;

o défaillance…Etc;

e) Par les causes

Ici, nous avons les défaillances suivantes,

Ø défaillance primaire ;

Ø défaillance secondaire ;

Ø défaillance par commande d’une entité ;

Ø défaillance du système de commande.

1.1.4. Faute, erreur, défaillance

faute : cause interne de la défaillance.

erreur : manifestation interne (signal/état incorrect). défaillance : service rendu incorrect.

conséquence : manifestation externe.

Faute Erreur Défaillance Conséquence

Figure 1.3 Entraver de Sdf

1.1.5. Composantes de la sûreté de fonctionnement

Les composantes de la Sûreté de Fonctionnement sont classifiées selon deux critères, à savoir :

1.1.5.1. D’après les fonctions

SÜRETE DE FONCTIONNEMENT

CONTINUITE DE SERVICE

RETABLISSEMENT RAPIDE PREVENTION

DES PANNES

FONCTIONNEMENT SUR DEMANDE

EVITER LES EFFET CATASTROPHIQUE

Figure 1.4 Donne Sûreté de fonctionnement d’après la fonction

1.1.5.2. D’après les objectifs de maintenance

SDF

Disponibilité

Le moins de pannes possibles

Le moins de temps indisponible

Sécurité

Objectif de Sécurité

Système

Dépannage aisé Détection des pannes Conception adaptée

Fiabilité Maintenance Testabilité Analyse de sécurité

Maintenance

Figure 1.5 Donne Sûreté de fonctionnement d’après les objectifs de

maintenance

1.1.6. Modes de défaillances5

On classe généralement les modes de défaillances en quatre (4)

catégories, représentées dans le tableau (1.1) Ci-dessous :

Tableau (1.1) modes de défaillances

Mode de défaillance	Explication
Fonctionnement prématuré ou intempestif.	Fonctionne alors que ce n’est pas prévu à cet instant
Ne s’arrête pas au moment prévu	Ne démarré pas lors de la sollicitation
Ne fonctionne pas au moment prévu	Continue à fonction alors que ce n’est pas prévu
Défaillance en fonctionnement

5Marcel TSHAONA, Notes de cours de maintenance et contrôle de fiabilité, 2e Génie Mécanique, ISTA/Kin,

2015-, 2016, Inédit

1.1.7. Attributs6

Les attributs de la sureté de fonctionnement sont parfois appelés

FDMS pour Fiabilité, Disponibilité, Maintenance et Sécurité.

1.1.7.1. La Fiabilité

Aptitude d’une entité à accomplir une fonction requise, dans des conditions données pendant un intervalle de temps donné. II s’agit d’une probabilité notée R(t).

R(t)= probabilité que l’entité ne soit pas défaillante dans l’intervalle

des temps [0, t]

La notion de fiabilité est toujours liée à la notion de taux de défaillance.

1.1.7.2. La Sécurité

Est l’aptitude d’un équipement à respecter pendant toutes les phases de la vie, un niveau acceptable de risque d’accident susceptibles de causer une agression du personnel, du matériel, du produit ou de son environnement.

1.1.7.3. La Maintenabilité

Dans des conditions données d’utilisation, l’aptitude d’une entité à être maintenue ou rétablie dans un état où elle peut accomplir une fonction requise, lorsque la maintenance est accomplie dans des conditions données, en utilisant des procédures et des moyens prescrits. Il s’agit d’une probabilité, notée M(t).

M(t) = probabilité que l’entité soit réparée dans l’intervalle de temps

[0, t].

a. Estimation du MTTR

Pour évaluer la moyenne de temps technique de réparation, nous

allons exploiter l’équation mathématique suivante :

6Marcel TSHAONA, Op.cit.

�� = 𝑇0 − �� − � (1.1)

Légende :

𝑇0 ∶ �� ′ ��𝑖�� ;

I : inexpliqué ;

MTBF : Moyenne temps de bon fonctionnement.

1.1.7.4. La Disponibilité

Est l’aptitude d’une entité à être en état d’accomplir une fonction requise dans des conditions données, et à un instant donné, en supposant que la fourniture des moyens nécessaires est assurée. Il s’agit d’une probabilité, notée D(t).

D(t)= probabilité que l’entité ne soit pas défaillante à l’instant t.

1.1.8. Les moyens7

Les moyens sont de solutions approuvées, pour casser les enchainements faute, Erreur ; et Défaillance et donc améliorer la fiabilité du système.

- Présentation des fautes ;

- Elimination des fautes ;

- Tolérance aux fautes.

1.1.9. La maintenance8

Au sens strict du terme, la maintenance considère, l’ensemble des opérations destinées à accroitre la fiabilité au palier des défaillances plus généralement, elle fait partie d’un ensemble d’actions. Effectuées pour que l’entreprise puisse prospérer.

Les installations électrique sont perturbées, tout au long de leur exploitation, par de dysfonctionnement qui affecte la qualité des services, la disponibilité la sûreté, la sécurité des personnes etc. l’objectif de la maintenance est de limiter les effets de ces

perturbation afin d’atteindre les performances exigées.

7Marcel TSHAONA, Op.cit.

8Marcel TSHAONA, Op.cit.

Par la définition, elle est un ensemble des actions techniques, administratives et des ménagements durant le cycle de vie d’un bien, destinées à le maintenir on a le rétablir dans un état dans lequel il peut accomplir une fonction requise.

1.1.9.1. Types de Maintenances9

La politique de maintenance se décomposé en deux domaines ; à savoir :

1.1.9.1.1. Maintenance Corrective

Qui consiste à intervenir sur un équipement une fois que celui-ci est défaillant.

Elle se subdivise en :

* Maintenance Palliative

Dépannage (Provisoire) de l’équipement, permettant à celui-ci d’assurer tout ou partir d’une fonctionne requise ; elle doit toutefois être suivi d’une action curative dans les plus bref délais.

* Maintenance Curative

Réparation (durable) consistant en une remise en état initial.

1.1.1.9.2. Maintenance Préventive10

Qui consiste à intervenir sur un équipement avant que celui-ci ne soit défaillant, afin de tenter de prévenir la panne. On interviendra de manière préventive soit pour raison de sûreté de fonctionnent, soit pour des raisons économique disponible pour la maintenance qu’à certains moments précis). La maintenance préventive se subdivise à son tour en :

* Maintenances systématique, Périodique ou Programmée

Ils désignent des opérations effectuées systématique, soit selon un calendrier à périodicité temporelle fixe, heures de fonctionnement soit selon une périodicité d’usage, nombre d’unités produites, nombre de

mouvements effectuée, etc.

9Marcel TSHAONA, Op.cit.

10LIASSA NKOY, Cours de maintenance et contrôle de fiabilité 2électrotechnique ISTA/Kin, 2001, 2002, Inédit

* Maintenance Conditionnelle

Réalisée à la suite de relevés de mesures, des contrôles révélateur de

l’état de dégradation de l’équipement.

* Maintenance Prévisionnelle

Elle est réalisée à la suite d’une analyse de l’évolution de l’état de

dégradation de l’équipement.

Maintenance

Maintenance Maintenance Prévisionnelle

Maintenances

Palliative

Maintenances

Curative

Maintenances

Systématique

Maintenances

Conditionnelle

Figure 1.6 Les différentes sorte de maintenance

1.2. Opérations de maintenance11

1.2.1 Opérations de maintenance corrective

Ces opérations peuvent être classées en trois groupes d’actions.

- Le premier groupe concerne la localisation de la défaillance ; il comprend les opérations suivantes : le test, la détection, le dépistage et le diagnostic.

- Le deuxième groupe concerne les opérations de la remise en état ; il comprend les opérations suivantes : le dépannage, la réparation et la modification soit et du matériel ou du logiciel.

- Le troisième groupe concerne la durabilité ; il comprend les opérations suivantes : la rénovation, la reconstitution et la

modernisation.

11 LIASSA NKOY. M : Notes de cours de fiabilité destinées aux étudiants de L2 Electrotechnique de l’ISTA/KIN

édition 2009.

1.2.2. Opérations de maintenance préventive

Ces opérations peuvent être classées en quatre groupes d’actions.

- Le premier groupe concerne l’entretien ; il comprend les opérations

suivantes : le nettoyage, la dépollution et le retraitement de surface.

- Le deuxième groupe concerne la surveillance ; il comprend les

opérations suivantes : l’inspection le contrôle et la visite.

- Le troisième groupe concerne la révision ; il comprend les opérations suivantes : la révision partielle et la révision générale.

- Le quatrième groupe concerne la préservation ; il comprend les opérations suivantes : la mise en conservation, la mise en survie et la mise en service.

1.3. Les activités connexes de la maintenance

Ces activités complètent les actions de la maintenance citées ci- dessus et participent pour une part non négligeable à l'optimisation des coûts d'exploitation.

1.3.1 Les travaux neufs

L'adjonction à la fonction maintenance de la responsabilité des travaux neufs, est très répandue, en particulier dans les entreprises de taille moyenne. Elle part du principe que, lors de tout investissement additionnel de remplacement ou d'extension, il est logique de consulter les spécialistes de la maintenance qui, d'une part, connaissent bien le matériel anciennement en place, et d'autre part auront à maintenir en état de marche le matériel nouveau. A partir de là, on prend souvent la décision de leur confier l'ensemble des responsabilités de mise en place des nouvelles installations. On crée alors un service appelé « maintenance-travaux neufs ». L'étendue des responsabilités en matière de travaux neufs est très variable d'une entreprise à l'autre.

Il peut s'agir de la construction d'un quai ou d'un bâtiment, de la mise en place d'une machine achetée à l'extérieur (raccordement à la source d'énergie, etc.), ou même de la réalisation intégrale de la machine elle-même. Dans certains cas les « travaux neufs » auront recours à la fabrication de l'entreprise qui réalisera les commandes passées par eux-mêmes. Notons que même si la fonction maintenance ne se voit pas adjoindre la fonction « travaux neufs », le service

s'occupera des installations succinctes du type modifications

(réfection d'un bureau, etc.).

1.3.2 La sécurité

La sécurité est l'ensemble des méthodes ayant pour objet, sinon de supprimer, du moins de minimiser les conséquences des défaillances ou des incidents dont un dispositif ou une installation peuvent être l'objet, conséquences qui ont un effet destructif sur le personnel, le matériel ou l'environnement de l'un et de l'autre. Sachant qu'un incident mécanique, une panne, peuvent provoquer un accident, sachant aussi que la maintenance doit maintenir en état le matériel de protection ou même que certaines opérations de maintenance sont- elles- mêmes dangereuses, il apparaît que la relation entre la maintenance et la sécurité est particulièrement étroite. Pour toutes ces raisons ainsi que pour sa connaissance du matériel, le responsable de la maintenance devra participer aux réunions du Comité d'hygiène et de Sécurité en qualité de membre ou à titre d'invité, et développer sa collaboration avec l'ingénieur sécurité lorsque l'entreprise en possède un.

Dans une entreprise moyenne où la sécurité n'a pas de service propre, on trouve normal de faire appel au service maintenance pour les interventions concernant la sécurité. Celles-ci sont de deux ordres :

- d'une part celles que l'on peut classer dans la sécurité « officielle ». C'est la tenue des registres concernant les chaudières, les visites d'appareils à pression, le contrôle des installations électriques, etc., la tenue des dossiers des rapports de visite de l'inspecteur du travail, du contrôleur de la sécurité sociale, etc. ;

- d'autre part celles qui, tout en s'inspirant des premières,

s’appliquent dans un contexte précis.

1.3.3 Autres concepts de base

1.3.3.1. La Durabilité

Aptitude d’une entité à accomplir une fonction requise dans des conditions donnée d’utilisation et de maintenance, jusqu’à ce qu’un état limité soit atteint.

1.3.3.2. La Traçabilité

Est le pouvoir de retrouver au moyen d’enregistrement systématique, tout l’historique d’un processus, d’en identifier les éléments utiles avec précision et de déterminer pour chacun d’eux qui a agi, ce qui a été fait ou utilisé, à quel moment, ou selon quelles modalités etc…

1.4. Réseaux électriques et Appareillages électromécaniques associés

1.4.1. Définition12

Un réseau électrique est l’ensemble des équipements qui assurent la fourniture de l’énergie électrique dès la production (centrale) par l’intermédiaire du transport et distribution jusqu’à la consommation (abonnés).

En outre, c’est un ensemble de nœuds reliés par le système de jeux de

barres, des transformateurs des lignes de transports et de distribution de l’énergie électrique, c’est-à-dire les bornes extrêmes des lignes des transformateurs sont connectées entre elles par les

jeux de barres où s’aboutissent les axes du réseau.

12 RENE PELLISSIER : Architecture et développement des réseaux électriques pp22

1.4.2. Exigences d’un réseau électrique13

Pour que l’énergie soit fiable, le réseau électrique doit satisfaire aux exigences suivantes :

ü Assurer aux clients la puissance dont ils ont besoins :

ü Fournir une tension stable dont la variation n’excède pas plus

de 10% de la tension nominale ;

ü Fournir une fréquence stable dont la variation n’excède pas

∓0,5% ;

ü Fournir l’énergie de façon permanente ;

ü Veuillez à la protection de l’environnement.

1.4.3. Critères de classification des réseaux électriques14

On peut classifier les réseaux électriques selon :

· Le niveau de tension ;

· La fonction pour lesquelles, ils sont construits ;

· La nature du courant qu’ils utilisent ;

· La structure topologique.

1.4.3.1. Selon les niveaux de tension

On peut distinguer :

a. Les réseaux basses tensions (BT)

Ces réseaux basse tension, utilisent des tensions comprises entre 50 et 1000 volts, les tensions normalisées pour les appareils domestiques étant de 220/380 volts et de 500 à 600 volts pour les domaines

industriels.

13M. AGUET et J. JACQUES MORF, énergie électrique, Ed. Presse Polytechniques et Universitaire Romandes

14H. NEY, Distrib u tion d e l’én ergie, To me , Ed. NATHAN 9 Rue Machine 75014 Paris 2004

Il est important de signaler l’existence de très basse tension (TBT),, qui sont inférieures à 50 volts et ne sont pas considérée comme tension des réseaux mais elles peuvent être utilisées pour la commande de signalisation et de jouets des enfants.

b. Les réseaux moyens tension (MT)

Ils utilisent des tensions comprises entre 1 et 30 kV ; les tensions normalisées dans cette gamme sont : 5,5 ; 6,6 ; 10 ; 15 et 20 kV.

Au-delà de cette tension les problèmes d’isolement se compliquent.

Dans les installations de taille moyenne (0,5 à 10 MVA) le client est directement raccordé au réseau MT (6,6 ; 10 ; 15 ; 20 kV).

C’est le cas par exemple d’un hôpital ou un fabricant de matériel

électronique. Ici, la structure du réseau électrique comprend une sous

–station MT/MT, un réseau MT et différents réseaux BT.

Dans d’autres cieux, ce type d’installation intégré de plus en plus des

sources d’énergie autonomes.

c. Les réseaux hautes tensions (HT)

Les réseaux utilisent des tensions variant entre 30 kV et 275 kV. Les tensions normalisées sont : 63 ; 150 et 220 kV.

d. Les réseaux très haute tension (THT)

Ces réseaux utilisent les tensions supérieures à 382 kV dont celles normalisées sont 380 kV et 730 kV, au-delà de 800 kV, on parlera de l’ultra haute tension (UHT). Mais dans ce cas, le problème se pose.

1.4.3.3. Selon la structure topologique15

D’après leur structure, on distingue :

a. Le réseau radial ; b. Le réseau bouclé ; c. Le réseau maillé.

15 PASI BENGI MASATA .A : Notes de topologie des réseaux électriques destinées aux étudiants de L2 électrotechnique ISTA/KIN 2018.

1.4.3.3.1. Réseau radial

Ici, nous distinguons deux types de réseaux radiaux à savoir :

a. Le réseau radial simple (en simple alimentation ou en antenne).

Dans tel réseau les cabines connectées à la ligne principale ou aux jeux de barres communes provenant de la sous station par une seule voie.

Une telle configuration est donnée par la figure (1.1) ci-dessous :

S/S

Poste MT/BT

(S)

(B) S

S1 S2 S3

MT/BT

Légende

S/S : sous-station

S1, S2, S3, S4: les sectionneurs

S: sectionneur de ligne

MT/BT

Figure 1.7 : Schéma d’un réseau radial double

1.4.3.3.2. Réseau bouclé

Dans tel type de réseau toutes les cabines électriques sont connectées à la ligne principale aux jeux de barres provenant de deux ou plusieurs sous station.

Ce réseau est utilisé en haute tension, et moyenne tension, il est

fiable mais présente une impédance faible et le courant de court- circuit atteint de grandes valeurs.

Une telle configuration de réseau est donnée par la figure 1.2 ci-

dessous :

S/S MT/MT

MT/BT S

S S S S

S S S S S S

disj disj disj

MT/BT MT/BT MT/BT

Départ Départ Départ

Légende :

Figure 1.8 : Schéma d’un réseau bouclé

S : sectionneur ; Disj : disjoncteur ; S/S : sous station

ü Avantages : continuité de service entre les abonnés, possibilité

d’isoler la partie en panne et de faire fonctionner les autres

départs, en plus ce réseau est fiable.

ü Inconvénients : c’est un réseau complexe, son exploitation et son entretien exigent des moyens importants en fonction de nombre d’équipements ;

- Son coût d’implantation est élevé et le courant de court-circuit

est important.

1.4.3.3.3. Réseau maillé

C’est l’ensemble de conducteurs reliés aux nœuds d’un réseau et formant un circuit fermé. Ce réseau utilise la haute tension venant d’un poste n’aboutissant aux cabines électriques moyennes tensions. On peut dire aussi, il est constitué de sorte que chaque point puisse être alimenté par plus de deux voies distinctes.

C’est un réseau fiable, il a une bonne continuité de service, il a un bon

rendement, il présente des faibles écarts de tension et couté son exploitation est complexe, ceci entraine une détection difficile de

panne.

MT/MT S/S1 MT/MT S/S2

MT/BT

Départ

MT/MT C1

MT/MT C2

MT/MT

MT/MT C5

MT/MT C6

MT/MT S/S4 S/S3

Figure 1.9 : Représentation schématique du réseau maillé

Legend:

S/S4,S/S3, S/S2, S/S1 : le transformateur

C1, C2, C3, C4, C5, C6: les transformateurs MT/BT.

a. Avantage :

- Le réseau est plus fiable par rapport aux deux autres précités ;

- Remplacement facile et tout temps de parties de lignes défectueuses ;

- Il est aussi comme avantage la reprise de la charge par une autre distribution radiale.

b. Inconvénients

- Plus encombrant ;

- Difficultés de détecter les défauts ;

- Difficultés de régler les appareillages de protection pour le réseau ancien ;

- Plus couteux que les deux premiers ;

- Lorsqu’il se produit un court-circuit à un point donné, le courant atteint les valeurs importantes car l’impédance de réseau maillé est faible.

1.4.4. Selon la longueur ou étendues16

Selon la longueur des réseaux électriques nous pouvons les classer de la manière suivante :

16V. CRASTANT, les rés eau x d ’én ergie électri q u e , Edition LA VOISIER 11, 75008 Paris.

1.4.4.1. Le réseau du 1er ordre

C’est un réseau dont la distance est inférieure ou égale à 1 km et la tension de service inférieure ou égale à 1 kV, il existe ici plus de pertes réactives.

Sa représentation est faite par une résistance.

U1 U2

Figure 1.10 : Réseau du premier ordre On peut trouver la tension par l’expression suivante : U = R.I (1.2)

1.4.4.2. Le réseau du 2ème ordre

Il a une tension de service variant entre 6 et 30 kV, sa longueur est inférieure ou égale à 30 km ; ce réseau est représenté par une résistance et une réactance comme nous constatons sur le schéma ci- après :

jX U2

Figure. 1.11 Réseau du 2ème ordre

U = Z.I (1.3)

Z= √�2 + (��)2 (1.4)

Légende

U1 : tension d’entrée en kV U2 : tension de sortie en kV R : résistance en Ohm

X : réactance en Ohm

1.4.4.3. Le réseau du 3ème ordre

Ce réseau utilise une tension de service supérieure ou égale 30 kV, c’est un réseau de grande distance représenté par les éléments longitudinaux (R.X) et travers aux (G et B).

U1 jB G

G jB U2

Figure 1.12 : Réseau du 3ème ordre

1.4.5. Selon la nature du courant17

D’après la nature du courant utilisé, on distingue :

a) le réseau à courant continu : utilisé pour le transport d’énergie électrique à grande distance, le cas d’Inga et Kolwezi (Katanga) ;

b) Le réseau à courant alternatif : le plus couramment utilisé.

1.4.6. Les Paramètres du réseau électrique18

Un réseau est généralement caractérisé par les paramètres suivants :

a. La résistance « R »

� = 𝜑 �

�

(1.5)

Légende :

R = est la résistance exprimée en ohm (W)

j = la résistivité (ohm)

17Prof. NDAYE Bernard, notes de cours de distrib u tio n d e l’én ergie électri q u e, To me 3 , Ed 2015, FORMATECH EXPRESS ;

18Dr. LIEVIN YABA, notes de cours de réseaux électriques, 2é Graduat électricité, ISTA KINSHASA,

2015-2016.

L = la longueur (m).

b. L’inductance « L »

� = Φ⁄�(1.5)

Légende :

L = longueur (m)

F = est le flux magnétique en weber (Wb) ; I = est le courant en ampère (A).

c. La capacité

C’est le quotient de la charge électrique d’un condensateur par la différence de potentiel entre ses armatures, la capacité se note par la lettre « C » et est exprimée en Faraday « F ».

� = �(1.6)

𝑉

Légende :

C : est la capacité en Farads ; Q : est la charge en Coulomb ;

V : est la tension d’un conducteur se traduit par l’existence d’un

champ électrique lorsqu’il est soumis à une charge.

1.4.5. Postes électriques19

1.4.5.1. Définition

Un poste est un ensemble des installations qui transmet l’énergie électrique qu’il a reçu, soit la transmet en une quantité voulue, c’est-

à-dire en THT/HT ou encore HT/MT soit encore en MT/BT.

19 KABASELE MUKENGE. G : Notes de cours d’appareillages et surtension des réseaux HT destinées aux étudiants de L2 Electrotechnique de l’ISTA/KIN édition 2017.

1.4.5.2. Fonction d’un poste

Le poste a pour fonction :

- le couplage direct entre poste de même tension ;

- la liaison indirecte entre poste à des tensions différentes par entremise des transformateurs de puissance qui sont connecté » à des centrales de tensions différentes ;

- les branchements des réseaux de distribution

On distingue les types des postes suivants :

- la sous station

- le poste d’interconnexion ;

- le poste de répartition ;

- les cabines de transformation.

· Les sous-stations

Elles sont équipées d’un transformateur abaisseur MT/MT de grande

puissance.

Elles assurent la répartition de l’énergie en moyenne tension aux

différentes cabines publiques et privées.

· Les postes d’interconnexion

Ils reçoivent par l’intermédiaire des lignes haute-tensions, l’énergie

produite par une ou plusieurs centrales.

· Les postes de répartition

Ils sont reliés aux postes d’interconnexion sans la présence des transformateurs de puissance. Ils jouent le rôle de la distribution, de répartition par diverses canalisations l’énergie reçus de postes

d’interconnexion du poste de transformation au même niveau de tension.

· Les postes de transformation

Ils ont pour rôle d’adapter le niveau de tension de l’énergie produite à celle consommée au fur et à mesure qu’on s’approche par la consommation. Ils sont de types abaisseurs de tension.

1.5. Appareillages électromécaniques d’un poste de

transformation20

Parmi les équipements électriques principaux d’un poste de

transformation on distingue :

- L’équipement de commande et de sectionnement ;

- L’équipement de protection ;

- L’équipement de couplage et de transfert ;

- L’équipement de transformation.

a. L’équipement de couplage et transfert

L’équipement par lequel transit l’énergie électrique est appelé le système des jeux de barres. Ils sont de collecteurs et la réception d’énergie électrique, les jeux de barres doivent avoir une rigidité thermique et électrodynamique élevée pour supporter de court-

circuit.

20H. NEY, Equipements de puissance, Ed. NATHAN 9 Rue Machine 75014 Paris ;

b. L’équipement de protection

Parmi les équipements de protection, on distingue :

Disjoncteur : les disjoncteurs est un interrupteur perfectionné capable d’établir et de couper les courant élevés tels que les courants de surcharges ou de court-circuit. Il a le pouvoir de coupure permettant des manœuvrer en charge.

c. Types de disjoncteurs21

L’agent utilisé pour l’extinction de l’arc permet d’établir une

distinction entre plusieurs types de disjoncteur. Il y a lieu de citer :

- Le disjoncteur à arc libre ;

- Le disjoncteur à faible volume d’huile ;

- Le disjoncteur pneumatique à air comprimée ;

- Le disjoncteur à hexafluorure de soufre SF6.

d. L’équipement de transformation

· Transformateur de puissance

Le transformateur de puissance est un appareil statique dans lequel on exploite, sans intervention d’un mouvement, les phénomènes d’induction magnétique afin de transformer le courant alternatif de même fréquence ayant :

à Soit le même nombre de phase et des différentes tensions ;

à Soit un nombre de phases, tensions différentes et des tensions différentes ou égales.

· Transformateur de mesure

On distingue :

à Le transformateur de tension ou de potentiel (TP) ;

à Le transformateur d’intensité (T.I).

21 KABASELE MUKENGE .G :Op.cit.

1. Le transformateur de tension (TP)

Il se branche en parallèle avec la ligne haute tension, sa fonction secondaire varie de 250 V à 110 V ;

2. le transformateur d’intensité (T.I)

Il se branche en série avec la ligne et fonctionne toujours avec un secondaire en court-circuit. Son courant eut être de 1A, 5A, 10A. Il est à isoler les appareils de sure de comptage et de protection, ainsi que la sécurité de l’utilisateur.

e. L’équipement de commande et de sectionnement on distingue parmi ces appareils :

Ø L’interrupteur

En général, cet appareil permet l’établissement ou l’interruption d’un circuit électrique, ils permettent la coupure en charge de courant de court-circuit mais ne possède pas le pouvoir de coupure pour rompre les arcs dû au court-circuit.

Ø Le sectionneur

Le sectionneur est un interrupteur d’isolement, n’ayant aucun pouvoir de coupure sa manipulation ne s’effectue donc pas en charge, il se manœuvre si le disjoncteur placé en série avec lui-même est ouvert.

Ø Appareillage de mesure

Transformateurs de potentiel et d’intensité (TP, TI) appareil de mesure proprement dits, et relais branchés au secondaire des transformateurs d’intensité et potentiel ;

· Services auxiliaires BT courant alternatif et courant continu

Ces réseaux alimentent les moteurs de commande la signalisation, les verrouillages, le chauffage, l’éclairage.

Ø Appareillage d’automatisme d télécommande, de télésignalisation,

télémesure et protection

Il a pour rôle de permettre la conduite des réseaux grâce à leurs actions variées. Donc ce lot d’équipements, les plus importants sont ceux de protection et de manœuvres qui servent d’appareils de coupure et d’établissement de courant électrique.

1.5.1. Les appareils de coupure selon le niveau de tension et leurs pouvoirs de coupure

Tableau 1.2 : le niveau de tension et pouvoirs de coupure des

appareils

Appareil de coupure	Sigle	Pourvoir de coupure	Max en kA
Niveau de tension		MT	HT
Sectionneur de ligne	SL	0	0
Sectionneur de terre	ST	0	0
Sectionneur d’aiguillage	SA	0	0
Interrupteur	I	0,6	2
Disjoncteur	D	60	60
Fusible F	F	¥	40

1.6. Conclusion Partielle

Ce présent chapitre a mis en évidence les notions de la sûreté de fonctionnement et de maintenance.

Nous avons également développé le concept des réseaux électriques en passant par sa définition, la classification des réseaux selon les niveaux de la tension, l’étendue, la structure topologie et la nature du courant à transférer (Transformer). Et un accent a été mis sur les appareillages électromécaniques d’un réseau électrique.

La partie suivante, sera consacrée à l’approche méthodologique c.-à-d l’état des lieux de contraintes d’exploitation de la sous-station KINSUKA, nous allons également présenter le protocole et les outils méthodologiques d’aident à l’étude de la sûreté de fonctionnement.

Chapitre 2. Matériels, outils et approche méthodologique

2.1. Introduction

Au cours de ce deuxième chapitre, nous avons présenté la sous- station KINSUKA. Les théories y afférentes sont empruntées essentiellement de la littérature de propos tirés de SNEL/DDK/DKO [2016-2018] et Archives de la sous-station KINSUKA [2016-2018]

Nous avons parlé de la situation géographique, de mode d’alimentation, de schéma unifilaire et de l’organisation technique des équipements électromécaniques de cette sous-station.

Nous avons abordé l’analyse fonctionnelle et structurale de la sous- station KINSUKA.

Nous avons montré le protocole et outils méthodologiques d’aident à l’étude de la sureté de fonctionnement.

Nous avons exposé les perturbations enregistrées dans l’exploitation de la sous-station et l’historique des pannes et les rapports d’intervention sur les appareillages électromécaniques existants.

2.2. Présentation du réseau (sous-station KINSUKA et ligne

6,6kV)

2.2.1. Mode d’alimentation22

La sous-station KINSUKA est alimentée par le jeu de barre II du poste de LINGWALA sous 30kV et disposant de deux transformateurs de 30/6,6 kV-15 MVA. Cette sous-station se trouve à proximité du cimetière de KINSUKA, en regard de la route allant

vers l'usine C.P.A.

22 Visité guide dans la sous-station KINSUKA au Mois de Février 2020

2.2.2 Etude fonctionnelle et structurale de la sous-station

KINSUKA

2.2.2.1. Etude des systèmes23

a. Définition

Un système peut être décrit comme un ensemble d’éléments en interaction entre eux et avec l’environnement dont le comportement dépend :

- Des comportements individuels des éléments qui le

composent ;

- Des règles d’interaction entre éléments (interfaces,

algorithmes, protocoles) ;

- De l’organisation topologique des éléments (architectures).

b. Fonctions

Tout système se définit par une ou plusieurs fonctions (ou mission) qu’il doit accomplir dans des conditions et dans un environnement donnés. L’objet de l’étude de sûreté de fonctionnement est la fonction. Une fonction peut être définie comme l’action d’une entité ou de l’un de ses composants exprimée en termes de finalité. Il convient de distinguer les fonctions et la structure (ou encore architecture matérielle support) :

- Fonction principale : raison d’être d’un système ;

- Fonctions secondaires : fonctions assurées en plus de la fonction principale ;

- Fonction de protection : moyens pour assurer la sécurité des biens, des personnes et environnement ;

- Fonctions redondantes : plusieurs composants assurent la

même fonction.

23 Marcel TSHAONA TSHIMBADI : Op.cit.

2.2.2.2. Description fonctionnelle d’un système24

Une description fonctionnelle peut généralement se faire soit par niveau, soit pour un niveau donné.

Une description par niveau est une arborescente hiérarchisée.

On peut également désirer représenter les échanges de données entre fonctions, pour un niveau de granularité donné. On parle alors d’architecture fonctionnelle. Formellement, l’architecture

fonctionnelle est constituée d’un graphe (F, CF) orienté, pour lequel

l’ensemble des nœuds

F = {F1.......... .Fm }désigne, ces fonctions et

l’ensemble des arcs, CF x F, représente les échanges de données entre

fonctions. Un arc ( f ; f

)Î C

modélise un flux de donnés fi vers fj.

A cet effet, dans la figure (2,1) ci-dessous nous avons la description fonctionnelle de la sous-station KINSUKA représenté par niveau.

24 Marcel TSHAONA : Op.cit.

Régleur en charge

Tension primaire +

Primaire /TFO

Secondaire

TFO

Réseau

Compensateur Référence de

puissance

Figure 2.1. Description fonctionnelle de la sous-station KINSUKA

2.2.2.3. Structure de la sous-station KINSUKA25

Les fonctions sont réalisées par le système à partir de ses composants. La structure du système doit être prise en compte pour les analyses de sûreté de fonctionnement. Pour cela, il faut décrire, les composants matériels, leur rôle, leurs caractéristiques et leurs performances. On peut à nouveau utiliser une description à niveau.

Il faut également décrire les connexions entre composants, ce qui peut être fait par un graphe orienté pour lequel l’ensemble des nœuds désigne l’ensemble de « n » ressources connectées entre elles par de liaison représentées par les arcs.

Enfin, il est également important dans certains cas de préciser la localisation des composants. Les analyses des sûretés de fonctionnement reposent sur les hypothèses au sujet de l’indépendance des défaillances des fonctions élémentaires. Le partage de ressource et installation de ces ressources dans une même zone risquent de violer les exigences d’indépendances.

A cet effet, nous allons ci-dessous donner la structure à la sous- station KINSUKA figure 2.2.

25 SNEL/DDK/DKO/ Archives de la sous-station KINSUKA de l’année 2020.

a. Schéma de puissance tranche 30 kV

P KINSUKA

E D

L I

2x 120 Cu+120

COTE

D’AZURE

2192

30/0,4 KV

W Condensateur

A TP BARRES 1

TP BARRES 2

TFO1

30/6,6kV

15MVA

TFO2

30/6,6 kV

15 MVA

6,6/0,4 KV

C.P.A

30/6,6

A KINSUKA 6,6 KV 30/6,6 KV

30/6,6

INVE RSSE

PS CPA

Figure 2.2 Schéma de puissance tranche 30kV26

26 SNEL/DDK/DKO/ Archives de la sous-station KINSUKA de l’année 2020.

b. Schéma de puissance tranche 6,6 kV

F 509

EP. LUTENDELE 1 EP. LUTENDELE 2

150 Cu F 512

382

95 Cu F 507

300

50 50

240 AL F556

1140

F 510

F 516

F 501

2X240 AL

150 Cu

1033

NAZAL 1507

030

CIMETIERE KINSUKA 1945

150 Cu

1226

MAPHAR 1144

150 Cu 150 AL

600 1200

F 514

150 Cu F 508

300

95 F 515

Figure 2.3 Schéma de puissance tranche 6,6kV

2.2.3. Organisation technique des appareillages électromécaniques

2.2.3.1. Caractéristiques techniques des équipements électrotechniques de la sous station KINSUKA

Les caractéristiques des équipements électrotechniques de la sous

station KINSUKA sont :

a) Transformateur n°1 (27)

Type : ORF 15/70, COURANT DE C.C 10X/A NUMERO : 83.4.906, TEMPS DE C.C MAX : 28

ANNEE DE FABR. : 1984, AUG, TEMPS D’HUILE : 45°C NORMES : IEC 76, AUG TEMPS DES BOB : 50°C PUISSANCE : MVA 12/15, RESIST AU VIDE : 70%

REFROID : ONAF/ONAN, Hauteur Décourage 4.35m

FREQUENCE : 50Hz, HUILE: IEC 296

PHASE : 3, SHEMA N°: 1677/8349060

NIVEAU D : CF 170FI70, POIDS TOTAL : 27, 2, 1

ISOLATION : CF 6 FI 22, D’HUILE 6, 66,1

COUPAGE : �Nd11, DECOUPLAGE : 13,71

b) Transformateur n°2 (28)

Serial N° : 29824, CORE and Windings 14500kg

Type : TAA 31, OIL: 13900 litres 12200 kg

Year of manufacture : 1997, Total mass

Standard : IEC 76, MAA transport mass

Overload : IEC 354 Incl / excl oil 30800 kg / 22000 kg

Type of cooling : ONAN

Tension nominal : 30/6,6kV, Maxi ratecl: 1312, 2A Pn : 15 MVA

FREQUENCE : 50Hz, HUILE: IEC 296

PHASE : 3, SHEMA N°: 1677/8349060

NIVEAU D : CF 170FI70, POIDS TOTAL : 27, 2, 1

ISOLATION : CF 6 FI 22, D’HUILE 6, 66,1

COUPAGE : �Nd11, DECOUPLAGE : 13,71

27 Visite guide dans la sous station KINSUKA

28 Visite guide dans la sous station KINSUKA

Tableau 2.1 : Caractéristiques des lignes 6,6 kV groupe 1

- Longueur de la ligne	1,945 km
- Impédance linéique	0,307Ω
- Nombre de ternes	1
- Courant nominal à 90°C maximum	400A
- Tension nominale	6,6kv
Conducteurs actifs :
· Nature	Alu
· diamètre de la borne	16,6 mm
· section	2x240 mm2
· nombre de phases	3

Tableau 2.2 : Caractéristiques des lignes 6,6 kV groupe 2

- Longueur de la ligne	2,3 km
- Impédance linéique	0,407Ω
- Nombre de ternes	1
- Courant nominal à 90 C° maximum	340 A
- Tension nominale	6,6 kV
Conducteurs actifs :
· Nature	Cuivre
· diamètre de la borne	10 mm
· section	150 mm2
· nombre de phases	3

d. Les Disjoncteurs de la Tranche 30 kV

Ces disjoncteurs mêmes caractéristiques donnés ci-dessous :

n	: 30/36 kV,	Pn: 1500 MVA
I synch	: 28, 23/24,1kA,	I Thérmique: 41 kA
I synch	: 32, 4/27,0Ka,	I demi: 100A
I équilibre	: 32/60 kV	fréquence : 50 Hz
In	: 1250A	fréquence initiale : 3,6 Hz
G	: 470 kg	koof : 14

i. Caractéristiques disjoncteur Feeders

Dans cette tranche il y a dix disjoncteurs de même caractéristiques alimentant les feeders suivants :

Ø F512 ;

Ø F507 ;

Ø F556 ;

Ø F510 ;

Ø F516 ;

Ø F514 ;

Ø F508 ;

Ø F515 ;

Ø F509 ;

Ø F501.

Leurs caractéristiques sont les suivantes :

§ Fabricant : Schneider Electric Egypt

§ Tableau Désignation : sous-station KINSUKA

§ Tableau du tableau : MC set 4

§ Command N° : P144052-01

§ Item N° : 01

§ Numéro de série : 014M4024

§ Référence de Schéma : 32416011

§ Année de fabrication : 2014

§ Norme Applicable : IEC 62271-200

§ Un : 6,6kV

§ Fréquence : 50 Hz

§ Ut/Ud/Up : 24/50/125 kV

§ Ir : 1250 A

§ IK/tK : 25 kA/1Sec

§ Alimentation auxiliaire (Externe) : 110VDC & 220V CA

§ Alimentation auxiliaire (Interne) : 100 V CA

2.3. Protocole méthodologique

2.3.1. Rappel de l’objet d’étude

L’objet de notre étude est basé sur l’analyse des attributs de la sûreté de fonctionnement est d’évaluer les risques potentiels, prévoir l’occurrence des défaillances et tenter de minimiser les conséquences des situations catastrophiques lorsqu’elles se présentent.

Cette étude nous conduira à un certain nombre d’approches telles

que :

- Identifications les défaillances de la manière la plus exhaustive possible ;

- Prioriser l’importance des risques qu’elles impliquent ;

- D’un point de vue système, il faudra prévoir les défaillances ;

- Au cours la vie du système, il faudra savoir mesurer les défaillances et capitaliser ces observations ;

- Bien maitriser ces défaillances.

A cet effet, nous allons appliquer ces approches dans la sous-station

KINSUKA précisément sur les appareillages électromécaniques.

2.3.2. Rappel de la question spécifique de recherche

Les appareillages électromécaniques de la sous-station KINSUKA présente un comportement une n’habituelle est non rassurant ainsi affecter la disponibilité et la fiabilité de la sous-station est nécessite une étude approfondie pour l’évolution des attributs de la sureté de fonctionnement de l’ensemble de ces équipements enfin de maintenir dans un état fiable.

La question spécifique de notre étude ces résume comme suite :

- Comment analyse et évaluer des attributs de la sureté de fonctionnement des appareillages électromécaniques de la sous- station KINSUKA moyennant l’analyse des entraves qui influent sur la disponibilité globale du poste est sûr s’elle de composant clés ?

- Et quelle sont le moyen (méthode de maintenance, politique de

maintenance, opération est organisations des maintenances) pour améliorer la fiabilité, la maintenabilité, la disponibilité et la sécurité de ses appareillages.

2.3.3. Rappel de l’hypothèse

Pour répondre à la question spécifique de notre recherche, nous allons fixer l’hypothèse selon laquelle l’analyse du comportement en service de l’appareillage de la sous-station sois fera à partir de la base de données récoltées dont la revue de littérature des travaux relative à notre thème est dans les documentations de la maintenance de la SNEL/DDK/DKO.

Ce si nous permettra d’élaborer le retour de l’expérience (REX) pour

ressortir la fiabilité de l’ensemble des appareillages de la sous- station, la phase de vie (taux de défaillance) en fin de déterminer la politique de maintenance approprie est efficace capable de prolonge la vie de ces équipements aussi assurer leur disponibilité.

2.3.4. Explication des techniques utilisée pour vérifier

l’hypothèse

Les techniques utilisées pour vérifier notre hypothèse sont basé sur la maintenance basée sur la fiabilité, cette technique utilisée l’analyse de REX.

A cet effet dans les lignes qui suivent nous allons faire un petit rappel

sur la théorie du REX29.

a. Analyse du retour de l’expérience

Le retour d’expérience est une pratique ayant pour objectif d’améliorer les performances des processus industriels par la réutilisation de l’expérience acquise au cours des activités antérieures.

29 REX : Retour d’Expérience

Au fil des années et suivant les communautés qui s’y sont intéressées, le retour d’expérience ne se réfère pas aux mêmes notions, ne serait- ce qu’au niveau de données traitées, de la démarche d’acquisition des informations et de traitement associé.

Notre analyse du retour d’expérience s’intéressera à l’ensemble des travaux permettant d’améliorer la connaissance sur terrain en tenant compte des historiques de pannes enregistrées au cours des années antérieures.

A cet effet, dans cette partie, nous allons introduire l’historique des

pannes et expose le rapport d’intervention.

2.3.5. Récolte et traitement des données

2.3.5.1. Identification de panne

Les données sont obtenue par :

- La récolte des informations sur l’état des équipements des systèmes, elle s’est réalisé par de contrôle et visité des équipements (transfo, T.I, T.P, isolateur, sectionneur, disjoncteur) etc…A compléter par des données fournies par les opérateurs.

- les données nous permettent d’analyser les points sensibles, la dégradation du système à partir de l’historique d’exploitation de la sous-station, les heurs des fonctionnements est la durée d’indisponibilité du aux irrégularités des équipements aux incident soit aux défauts. A nous très le fiche d’intervention du service de la maintenance est cahier de charge ou sont notes les rapports journaliers sont aussi exploite.

2.3.5.2. Relève de donnée

Pour mener cette étude, nous nous sommes référés aux relevés statistiques :

- des incidents (défauts) ;

- Au temps d’indisponibilité des appareillages électromécaniques

suivant la période allant de 2016 à 2018.

2.3.5.3. Historique de panne sur les appareillages électromécaniques

a. Relève de panne

Le relève de panne sur les équipements sont tributaires au disjoncteur arrive 30kV et au disjoncteur 6,6kV, le sectionneur 30kV et 6,6kV ainsi que le T.P et T.I.

Aux cours de 2016, 2017 et 2018 nous avons relève les irrégularités

sur les équipements cites ci-dessus.

b. Nombre initiale des équipements électromécaniques selon la dans le magasin SNEL/DDK/DKO/S/S KINSUKA

Tableau 2.2. Nombre initiale des équipements électromécaniques selon la dans le magasin SNEL/DDK/DKO/S/S KINSUKA

Nombres	Eléments ou appareillages	Nombre initiale d’équipement	Observation
1	Disjoncteur 30kV transfo 1	5	-
2	Disjoncteur 30kV transfo 2	5	-
3	T.I 30Kv	10	-
4	T.P 30kV	17	-
5	Sectionneur transfo 1	5	-
6	Sectionneur transfo 2	6	-
7	T.I 6,6kV	20	-
8	T.P 6,6kV	12	-
9	Disjoncteur F512	10	-

10	Disjoncteur F507	17	-
11	Disjoncteur F556	6	-
12	Disjoncteur F510	5	-
13	Disjoncteur F516	20	-
14	Sectionneur 6,6kV transfo 1	5	-
1 5	Sectionneur 6,6kV transfo 2	5	-
16	Transfo 1	1	-
17	Transfo 2	1	-
Total	17	150	-

c. Rapport d’intervention

Ces rapports comprennent les interventions du poste KINSUKA pour les années 2016, 2017 et 2018 comme indique ci-dessous.

1. Années 2016 à 2018

Tableau 2.3. Rapports d’intervention du poste KINSUKA

Heure début	Heure fin	Nature des interventions ou des incidents	Equipements ou tranches concernés	Travaux effectués et observation
7h00’	21h20’	Explosion du disjoncteur	Disjoncteur	Entretien et remplacement du nouveau disjoncteur
8h30’	19h20’	Brulure total du disjoncteur	Disjoncteur	Démontage disjoncteur en dommage et remplacement du nouveau disjoncteur
9h00’	15h30’	Dysfonctionnement relais IT94/BBC	Disjoncteur	Entretien et Réparation
10h00’	19h30’	Perte de relais thermique, magnétique et homopolaire IT94/BBC de disjoncteurs	Disjoncteur	Remplacement
9h34’	16h00’	Manque de réaction du disjoncteur 6,6kV jeu de barre 1	Disjoncteur transfo 1	Poste de relais du type IT94/BBC et remplacement
10h00’	19h30’	Suppression de la bretelle derrière les cellules	NEANT	RAS

6h00’

18h00’

Entretien périodique des

disjoncteurs

- Entretien générale de disjoncteurs contrôles et réglage des protections

- Réhabilitation des circuits de commande

6h00’

18h00’

Isolation totale du poste

RAS

12h25’ 15h55’ Déclenchement à des faibles valeurs de courant sur disjoncteur

18h15’ 23h00’ Défaut sur le bloc de commande du disjoncteur

9h30’ 23h00’ Manque de tension continue sur le relais disjoncteur

Disjoncteur Perte de relais différentiel et remplacement par celui type THYTRONIC

Départ Remplacement du nouveau disjoncteur 20kV de marque ABB type HD4/SF6 ; Raccordement de la filerie et réglages de protections

Départ CPA Alimentation du relais au

niveau provisoire

9h30’ 19h00’ Entretien périodique des équipements électromécaniques

9h30’ 19h00’ Entretien périodique des équipements

électromécaniques

Disjoncteur sortie transfo

Disjoncteur sortie transfo1

Réhabilitations du circuit de commande à distance

Réhabilitation du circuit de commande à distance

9h30’ 19h00’ Entretien périodique des équipements électromécaniques

Disjoncteur Entretien général des disjoncteurs et contrôle et réglage protection. Remplacement de commande à

distance

10h53’ 15h40’ Entretien préliminaire Départs Entretien général des disjoncteurs et contrôle et

réglage protection

17h40’ 18h50’ Bruit anormal Cellule disjoncteur 6,6kV

transfo2

Remplacement d’intercalaire

11h25’ 13h53’ Entretien préliminaire disjoncteur 2

9h30’ 12h20’ Entretien préliminaire disjoncteur transfo1

Départs Entretien général des disjoncteurs et contrôle et réglage protections.

ET réhabilitation de la commande à distance

Disjoncteur Entretien général des disjoncteurs et contrôle et réglage protections. Remplacement ressort de commande et circuit de

commande à distance

15h40’ 5h02’ Explosion disjoncteur Disjoncteur Réhabilitation et remplacement

7h01’ 15h35’ Court-circuit permanent Disjoncteur sortie transfo2

Remplacement d’un nouveau

disjoncteur sortie transfo2

7h01’ 15h35’ Explosions des disjoncteurs Départs Réhabilitation contrôle de la filerie pour éliminer le court- circuit permanent

10h15’ 18h21’ Relais défectueux Disjoncteur Remplacement du relais à max de I.

Contrôle et réglage de

protection installation des T.I

pour l’ampèremètre

d. Statistiques de pannes (équipements défectueux sur une période allant de 2016 à 2018)

Tableau 2.4. Statistique de panne (équipements défectueux sur

une période allant de 2016 à 2018)30

Nombre	Equipement	2016	2017	2018	TOTAL	Nombre initial
1	Disjoncteur 30kV Transfo1	2	3	2	7	5
2	Disjoncteur 30kV transfo2	-	3	2	5	5
3	T.I 30kV	4	3	1	8	10
4	T.P 30kV	2	-	5	7	17
5	Sectionneur transfo1	3	1	-	4	5
6	Sectionneur transfo2	1	3	-	4	6
7	T.I 6,6kV	7	1	-	8	20
8	T.P 6,6kV	2	4	1	7	12
9	Disjoncteur F512	2	2	2	6	10
10	Disjoncteur F507	1	3	1	5	17
11	Disjoncteur F556	3	1	-	4	6
12	Disjoncteur F510	1	1	-	2	5
13	Disjoncteur F516	7	3	2	12	20
14	Sectionneur 6,6kV transfo1	1	-	3	4	5
15	Sectionneur 6,6kV transfo2	2	-	-	2	5
16	Transfo1	-	-	-	0	1
17	Transfo2	-	-	-	0	1
Total	18	38	28	19	85	150

2.4. Outil méthodologique d’aide à l’étude de la sûreté de

Fonctionnement31

Notre étude exploite la MBF (Maintenance Basée sur la Fiabilité)

30 SNEL/DDK/DKO/ Données de sorties Magasins

31F.MONCHY, la fonction maintenance, formation à la gestion de la maintenance industrielle, Masson, 2ème édition, 120, Bd Saint-germain, Paris, 1994.

2.4.1. Maintenance basée sur la fiabilité (MBF)

a. Définition :

Quelques définitions de la MBF, tirées de la méthode :

- la RCM est une stratégie de maintenance globale d’un système technologique utilisant une méthode d’analyse structurée permettant d’assurer la fiabilité inhérente à ce système.

- la MBF est une méthode destinée à établir un programme de maintenance préventive permettant d’améliorer progressivement le niveau de disponibilité des équipements critiques.

- la MBF est une méthode reposant essentiellement sur la connaissance précise du comportement fonctionnel et dysfonctionnel des systèmes.

b. Objectif de la MBF

L’objectif principal est clair : améliorer la disponibilité des équipements sélectionnés comme critiques par leur influence sur la sécurité, sur la qualité et par leur impact sur les flux de production. Améliorer la disponibilité implique la réduction des défaillances techniques par la mise en place d’un plan préventif « allant à l’essentiel », mais aussi la réduction des durées de pertes de production par une nouvelle répartition des tâches entre production et maintenance. D’autres objectifs sont recherches :

- La maitrise des couts par l’optimisation du plan de maintenance préventive en faisant porter l’effort de prévention « au bon endroit au bon moment », donc par élimination de taches préventives constatées improductives ;

- La mise en œuvre d’une démarche structurée, par analyse systémique de chaque mode de défaillance qui permet de justifier les décisions prises ;

- La mise en œuvre d’une démarche participative au niveau des groupes de travail MBF ou au niveau des taches réparties entre production et maintenance ;

- La rapidité des résultats associés à une faible perturbation de

l’organisation en place, par opposition à la TPM qui est une

démarche globale de management à objectifs sur le long terme.

c. Moyens nécessaires à la mise en œuvre de la MBF

La méthode s’appuie sur une démarche de type AMDEC et des matrices de criticité pour hiérarchiser les équipements, puis les causes de défaillances.

L’utilisation ultérieure d’arbre de décisions permet de déterminer les actions à entreprendre dans le cadre d’un plan de maintenance préventive.

2.4.2. Analyse de fonctionnement32

A ce qui concerner l’analyse de fonctionnement nous allons utiliser deux approches, la première dit expérimentale, la deuxième l’approche théorique utilisant le modèle mathématique.

2.4.2.1. Approche expérimentale (méthode d’Actuariat)

La détermination de la courbe d’une façon expérimentale nécessite un grand nombre de données allant de la période couvrant la plage de la vie des matériels.

Il existe une méthode pour déterminer cette courbe, c’est la méthode

d’actuariat.

A cette effet il y’a nécessité de déterminer aux préalable les indicateurs ci-dessous :

a. Taux de défaillance

Il s’agit donc de déterminer d’une façon expérimentale le taux de

défaillance ��(�) qui est indicateur de la fiabilité

Ce dernier correspond à la probabilité d’avoir une défaillance dans les

différents intervalles de temps constituant la vie du matériel à estimer.

32L.BOYER et Al, précis d’organisation et de gestion de la production, les éditions d’organisation, 5, rue

Rousselet, Paris, 1986.

Une estimation de ��(�)par tranche de temps est déterminée par les

calculs suivants :

��(�) = �𝑖

�𝑖 .Δ�

Légende :

(2.1)

�𝑖 : Nombre de défaillances pendant Δ�𝑖

�𝑖 : Nombre de survivants au début de la tranche de temps Δ�𝑖

Δ�: Intervalle de classes doit être telle que la courbe ne soit pas trop

déformé.

Il dépend du nombre total de défaillants. On peut déterminer le nombre de classes par les expressions suivantes :

� = √∑ �𝑖 (Formule empirique) (2.2)

r = 1 + 3,3 log ∑ ni (Règle de STÜ RGE) (2.3)

Le nombre de classe étant déterminé, il ne reste qu’à construire la

courbe en baignoire.

b. Diverses fonctions « fiabilité »

Notons : les diverses fonctions de la fiabilité tiennent en compte les éléments suivant :

N0 : Nombre d’éléments bon à to(instant initial)

Ni : Nombre d’éléments bon à ti;

ni : Nombre d’éléments défaillants entre ti et ti+1 ;

Δ�𝑖 : Intervalle de temps observé égal à ��+1 − �𝑖

b.1. Fonction de défaillance instantanée (fonction de densité)

Elle se produit à l’instant immédiat, on obtient par l’expression.

𝑖

�(� ) = �𝑖

�0.Δ�𝑖

(2.4)

b.2. Fonction de défaillance cumulée (fonction de répartition)

Elle est l’expression d’un ensemble des défaillances, c’est la fonction

primitive de f(t) avec la formule ci-après.

�(�) = ∑ �(�). Δ�𝑖 =

∑ �𝑖

�0

= �0 −�𝑖

�0

= 1 − �𝑖

�0

(2.5)

b.3. Fonction de fiabilité

La fonction de fiabilité et la fonction de défaillance cumulée sont

complémentaires dans l’intervalle échelon l’unité [O, 1].

𝑖

�(�) = 1 − �(� ) = �𝑖

�0

(2.6)

Par la suite ; on a

��𝑖

��(�) =

�(�)

�0.Δ��𝑖

�𝑖

�0

= �𝑖

�0.Δ�𝑖

= ��(�) (2.7)

b.4. Estimation de la MBF (moyenne de temps de bon fonctionnement)

MTBF : Mean Time Between failures : On appelle MTBF, la période pendant laquelle l’équipement ou un dispositif n’a pas connu le temps d’arrêt pour panne ou défaillance. Elle est un indicateur de fiabilité liée aux lois de fiabilité par le taux de défaillance. Il est l’espérance mathématique des défaillances.

On peut estimer la MTBF, par l’expression :

1 ¥

E(t)=MTBF =

å i=0

ni ti (2.8)

b.5. Disponibilité

1. Disponibilité opérationnelle

��𝐹

�� = ��+�� (2.9)

2. Disponibilité pratique

�

� = ��𝐹 (2.10)

��+��+𝐼

3. Disponibilité amélioré

Pour améliorer la disponibilité d’un système donné, on introduit un facteur multiplicateur qui, par ailleurs tient compte de la main d’œuvre et de la logistique.

- Facteur multiplicateur améliorant la disponibilité « 𝜼 »

� = � × � (2.11)

��=1

Or H=∑�

�𝑖 ⋅ �𝑖

Légende :

H : Facteur Humain (MO)

M:Facteur logistique (pièces de rechange) d’après la conjoncture de la

SNEL M=95% ;

�𝑖 : Nombre d’ingénieurs techniciens électriciens qui travaillent dans

la sous-station KINSUKA ;

�𝑖 : 20 % : Pondération de la spécialité « i » des ingénieurs

techniciens ;

�� : 35 % (pondération due aux techniciens électriciens) ;

�� : Nombre techniciens A2 = 8 ;

�� : 45 % (pondération des ouvriers tous travaux) ;

�� : Nombre d’ouvriers tous travaux : 20.

D’où la disponibilité améliorée sera données par le relation suivante :

• Disponibilité améliorée

D(améliorée) =

n.MTBF

n.MTBF + MTTR

(2.13)

��𝑅

D2(améliorée)= ��𝐹

(2.14)

��+ 𝑛

2.4.2.2. Approche théorique utilisant le modèle mathématique a. Critère de choix d’un modèle de fiabilité

Le choix d’un modelé de fiabilité dépend des types de données

disponibles pour l’étude.

1éreCas : si les données sont complexes, les instants des défaillances seront facilement connus.

2éreCas : si les données dont consumées, il présente deux possibilités. Pour les données simples, parmi les unités de même âge qu’on

possède quelques-unes et les autres sont en défaillance à des instants

connus.

Dans ce cas, on classe les temps de fonctionnement par ordre

croissant jusqu’à la deuxième panne et on estime la fonction de répartition par les deux relations ci-après :

F(ti)=

∑ �i

(2.15)

∑ �+1

Unité de rang moyen

F(ti)=

∑ �i±0,3

∑ �±0,4

(2.16)

Unité de rang médian

Des que F(t) est trouvé, on modélise par une loi de probabilité type :

- Loi normale ;

- Loi long-normale ;

- Loi exponentielle ;

- Loi Weibull.

A ce qui concerner cette travail, nous allons exploiter la loi Wei bull donnée ci-dessus

a. Modèle mathématique de Wei bull

Nous choisissons ce modèle parce qu’il est générale, les autres sont des cas particulier de cette loi, il s’avère que par sa souplesse, la

cause de ses trois paramètres) elle ajuste les différentes distributions des défaillances soi toutes les phases du cycle de vie des équipements (jeunesse, maturité et obsolescence).

a.1.Détermination des paramètres de Weibull

- Préparation des données

v Répartition approximative F(t)

Le nombre des TBF= n (la taille de l’échantillon) N< 20 :

Nous utilisons la méthode d’approximation des rangs médians

�(��) = ��−0,3

�+0,4

v Utilisation du papier de Weibull

(2.17)

Les nuages des points M (F(i),t)sont représentés sur le papier fonctionnel spécial appelé papier de Weibull ou papier d’Allan Plait

pour déterminer les paramètres de Weibull (�, �, ��).

a.2. Modèle de taux des défaillances

Il s’agit de la loi de Weibull à deux paramètres (�, ��) et supposant �=0

�−1

��(�) = � ( � )

(2.18)

𝜂 𝜂

a.3. Etude de la MTBF

�(�) = �� = ��Γ(1 + 1 )(2.19)

�

Ou encore

�(�) = �� = �𝜂 (2.20)

La périodicité des interventions de maintenance préventive est

multiple ou sous-multiple de la MTBF.

𝑇𝑖 = �. �� (2.21)

Légende :

k∈ �0 + d’après la relation

a.4. Modèle des fonctions fiabilité

- la fonction densité

�−1

�(�) = � (�−�)

��−� �

∙ � −( 𝜂 )

(2.22)

𝜂 𝜂

- la fonction répartition

��−� �

�(�) = 1 − � −( 𝜂 )

- La fonction fiabilité

��−� �

(2.23)

�(�) = � −( 𝜂 )

(2.24)

a. Disponibilité instantanée

La disponibilité instantanée est obtenue moyenne la formule mathématique suivante :

D(t ) =

m + l

+ l

m + l

( m +l )t

= e

(2.25)

Légende :

D(t) : Disponibilité instantanée ;

m : est l’inverse de MTTR (taux de répartition) ;

l : est l’inverse de MTBF (taux de défaillance).

Calcul de m et l

Ont dit que :

m = 1

MTTR

(2.26)

l = 1

MTBF

(2.27)MTTR = T0 − MTBF − I

b. Disponibilité amélioré

Elle est alors donnée par la relation mathématique suivante :

D(améliorée) =

n.m

n.m + l

(2.28)

D2(améliorée)= �

�+𝜆

𝑛

(2.29)

2.4.3. Analyse de dysfonctionnement

A ce qui concerner l’analysée de dysfonctionnement, il existe deux

approches pour sa mise en œuvre, il s’agit de :

- L’analyse ABC (PARETO) est l’analyse de méthode est de leur effet de leur criticité (AMDEC).

2.4.3.1. Analyse ABC (PARETO)

Sans structure, toute action d’organisation peut s’avérer longue et fastidieuse. Par cette méthode nous pouvons mettre en évidence les éléments les plus importants d’un problème afin d’orienter notre action.

De ce fait les détails sans importance seront éliminés.

a. Définition :

La méthode ABC permet et définir les priorités d’actions. C’est un

outil d’aide à la décision.

b. Méthode

Les éléments seront classés par ordre d’importance en indiquant les

pourcentages pour un critère déterminé.

Cette étude nécessite une approche en 3 étapes :

•Définir la nature des éléments à classer

Ces éléments peuvent être : des matériels, des causes de pannes, les, autres de pannes, des bons de travail, des articles en stock, etc..

•Choisir le critère de classement

Les critères les plus fréquents sont les couts et les temps, selon le caractère étude, d’autres critères peuvent être retenus tels que :

- Le nombre d’accidents, le nombre d’incidents ;

- Le nombre de rebuts, le nombre d’heures d’utilisations ;

- Le nombre de kilomètre parcourus ;

- La valeur consommée annuellement, souvent nécessaire pour la

gestion des stocks ; etc …

• Définir les limites de l’étude et classer les éléments.

c. Représentation graphique

Généralement : 20% du nombre des éléments représentent 80% du critère étudie : c’est la classe A, les 30% suivant du nombre des éléments représentent 15% du critère étudie : c’est la classe B et les

50% restant du nombre des éléments représentent seulement 5% du critère étudie : c’est la classe C.

En cumulent les valeurs décroissantes du critère étudie, la courbe ABC fait apparaitre trois zones d’où l’appellation de « courbe ABC » (voir figure1 )

Critère

100%

95%

80%

A B C

0 20% 50% 100%

Eléments

Figure 2.4 Diagramme ABC de PARETO

Les résultats obtenus permettent de prendre des décisions en matière de maintenance :

- On se préoccupe davantage des éléments de la catégorie A, c’est

pour ceux-ci que l’on organise une politique de maintenance préventive systémique ou préventive conditionnelle avec une surveillance permanente des points clefs ;

- On améliorer la fiabilité de ces machines ;

- On prévoit des stocks de pièces de rechange avec une plus grande attention.

Pour les éléments de la catégorie B, on sera moins exigeant sur les méthodes de prévention.

Enfin, ceux de la catégorie C n’exigeront pas ou peu de maintenance

préventive.

2.4.3.2. Analyse de méthode des effets est de leur criticité

(AMDEC)33

a. Définition :

L’AMDEC est une méthode qualitative et inductive (qui définit une règle ou une loi à partir de l’expérience : un raisonnement inductif visant à identifier les risques de pannes potentielles contenues dans un avant-projet de produit ou de système, quelle que soient les technologies, de façon à les supprimer ou à les maitriser (norme AFNOR X60-510 de décembre 1986).

b. Historique et évolution

La FME(C) A (failllure mode effet critically analysis) à été mise au point vers 1960 dans l’industrie aéronautique américaine. Dédie à l’origine à la mise au point des produits, l’industrie automobile à étendu son usage à la mise au point des procédés, puis des systèmes de production vers 1980. Alors que sa vocation initiale était prévisionnelle, l’outil a été utilisé de façon opérationnelle pour

améliorer des systèmes existants.

33P. LYONNET, la maintenance, mathématiques et méthodes, technique et documentation, 4ème

édition, 11, rue Lavoisier, Paris, 2000.

Il est possible de réaliser des AMDE ou AMDEC sont mises en

œuvre :

- De façon réglementaire : sureté des industries à risque (nucléaire, chimie, aérospatiale, transports, etc…) ; principalement ;

- De façon volontaire : construction d’une bonne disponibilité à l’origine ou amélioration de la disponibilité en phase d’exploitation.

Dans ce qui suit nous étudierons les analyses de type « AMDEC » - moyens de productions qui concernent de plus les techniciens de maintenance.

c. Prérequis à l’AMDEC – Moyen de production

c.1. Les analyses AMDEC se font en groupe de travail

Le principe est constituer un groupe de travail comprenant :

- les concepteurs qui ont établi l’avant-projet de l’équipement (partie opérative et ou partie commande) et qui maitrisent les modes de fonctionnement ;

- des techniques utilisateurs ou mainteniciens chargés d’enrichir le

projet, de leur connaissance du terrain et des pathologies susceptibles de se produire.

v Remarque : Quand il s’agit d’AMDEC-produit, les commerciaux chargés de vendre ce produit on leur place légitime dans le groupe.

L’efficacité du groupe de travail AMDEC, come de tout groupe, dépend de l’application plus ou moins heureuse de la dynamique des groupes et de la conduite de réunion, employant par exemple le principe : « liberté d’expression des participants, égalité dans les propositions et les décisions, fraternité pour réussir ensemble notre projet »

c.2. L’AMDEC fait suite à une analyse fonctionnelle

Le système à analyser doit être totalement défini environnement, réglementation, fonctions et performances minimales requises les deux premières colonnes d’une feuille d’AMDEC représentent la fin de l’analyse fonctionnelle du système à corriger : l’association des composants d’un sous-système avec leurs fonctions requises.

c.3. Méthodologique de la réalisation d’une AMDEC

Il s’agit au départ et de délimiter l’étude à mener, en fonction des objectifs fixés (atteindre une valeur de disponibilité donnée, ou seulement « déterminer » les plus gros problèmes potentiels) et du délai accordé.

Remarquons que l’AMDEC se prête à des « zooms » successifs de

l’ensemble des fonctions d’une pelle mécanique, on peut se limiter à l’étude des pertes de fonctions hydrauliques, puis à celle d’un simple vérin.

c.4. Constitution du groupe de travail

Sa composition dépendra des expertises requises en fonction de technologies présentes. Il faudra également définir le mode de fonctionnement du groupe, et en particulier la fréquence, la durée des réunions et le délai.

c.5. Mise au point de la fiche d’analyse

Sur un tableur, il faut définir les « lignes » (les composants) et les

« colonnes » nécessaires (AMDE ou AMDEC) réparties en quatre grandes familles : analyse fonctionnelle, analyse de défaillance potentielles, estimation de la criticité et mesures à applique.

Prenons un exemple standard de feuille AMDEC

c.6. Analyse fonctionnelle

· Colonnes 1 et 2

Les colonnes 1et2 se déduisent de l’analyse fonctionnelle préliminaire

nécessaire à la conception du système.

c.7. Analyse des défaillances potentielles

· Colonnes 3 : mode de défaillance ;

· Colonnes 4 : causes de défaillances ;

· Colonnes 5 et 6 : effets de la défaillance

c.8. Analyse de la criticité de chaque mode de défaillance

· Colonnes 7,8 et 9

- G : est l’indice de gravité ;

- O : est l’indice d’occurrence ;

- D : est l’indice de non-détectabilité

Tableau 2.5 Analyse de la criticité de chaque mode de défaillance

Valeur du taux de

défaillance 𝜆

panne/heure

𝜆 <10-6

10-6< 𝜆 <10-5

10-5< 𝜆 <10-4

10-4< 𝜆 <10-3

��>10-3

Estimation de l’indice d’occurrence O

Appréciation qualitative

improbable

Très rare

Peu rare

Peu fréquent

fréquent

c. 9. Hiérarchisation des problèmes

· Colonnes 10 : estimation de IC indice de criticité chaque mode de défaillance identifié sera caractérisé par son indice de criticité :

IC= G×O×D

Dans notre exemple, IC sera compris entre 1x1x1=1 et

5x5x4=100.l’indice de criticité permet d’établir l’ordre de priorité des

actions correctives à entreprendre.

Il tombe sous le sens que pour des défaillances apparaissant critiques (IC> 75) une remise en cause de la conception est nécessaire. A l’opposé, il est possible de négliger certaines défaillances envisages,

mais qui ne sont ni probables ni grave (Ic<<20). Entre les deux, des

mesures correctives doivent être propose.

c.10. Propositions d’améliorations

· Colonnes 10 : mesure envisagées

Elle est souvent décomposée suivant les rubriques possibles :

- Modifications de conception ;

- Moyens de détection ou consignes de surveillance ou inspections périodiques ;

- Dispositif de remplacement, reconfiguration, repli ;

- Observations, recommandations.

Il appartient au groupe de travail de tirer le maximum de

préconisations du travail long et fastidieux, mais riche

d’enseignements qu’est une AMDEC-moyens de production.

2.5. Conclusion partielle

Ce présent chapitre était dédié à l’étude du matériel, outil et approche méthodologique appliqués dans la sous-station KINSUKA précisément à ses appareillages électromécaniques. Au cours de cette étude, nous avons relevé ce qui suit :

- Identification de pannes dans la période allant de 2016 à 2018 ;

- Relevés des données (incidents, ou défauts) montrent les

d’heures de fonctionnement ;

- Historique de pannes ;

- Statistique d’incident (défaut) pour 2016 – 2018 ;

- Rapport des interventions du 2016 à 2018 ;

En outre, l’outil MBF (Maintenance basée sur la Fiabilité) qui comprend les critères de choix du modèle de fiabilité (analyse du fonctionnement des appareillages électromécaniques) ainsi que l’analyse de mode des défaillances de leurs effets et leur criticité (analyse du dysfonctionnement) a été prise en compte.

A cet effet, dans le chapitre qui suit nous allons étudier le comportement de ses appareillages électromécaniques de la sous- station KINSUKA.

Chapitre 3. Analyse du comportement en service des appareillages électromécaniques du site et amélioration

3.1. Introduction

Le chapitre précèdent à était consacré à la présentation de l’état actuel des appareillages électromécaniques de la sous-station KINSUKA et un accent particulier a été mis sur les matériels, outils et approche méthodologique d’aide à l’étude de la sureté de fonctionnement.

Nous avons également présenté l’historique des pannes et les

rapports d’interventions suivant la période couvrant 2016,2017 et

2018.

Ce présent chapitre parle de l’analyse de fonctionnement et des dysfonctionnements de la sous-station en vue d’améliorer ses attributs de la sureté de fonctionnement (la Fiabilité, la Disponibilité, la Maintenabilité et la sécurité) et de dégager une politique de maintenance appropriée.

L’intérêt de ce chapitre est de mettre en évidence les outils mathématiques développés au chapitre précèdent à l’occurrence la méthode d’Actuariat et le modèle théorique de Weibull pour l’analyse de fonctionnement et l’AMDEC pour l’étude de dysfonctionnement de notre système.

3.2. Traitement des données

3.2.1. Détermination du temps d’observation

En principe, la sous-station KINSUKA et ses équipements doivent être opérationnels jours et nuits pour fournir l’électricité en son réseau de distribution 24 heures /24 heures. A cet effet le temps d’observation de notre mémoire pour une durée de 24 heures par jour vaut :

T0 = A × J × N (3.1)

Légende :

T0 : Temps d’observation en heure (h)

A : Nombre de jour par an

J : Nombre d’heure journalier

N : Nombre d’année d’observation

T0 = 3×365×24= 26280h

T0 =26280h

3.2.2. Détermination de nombre des classes

Le nombre de classe est un indicateur majeur dans l’étude de la sureté. Elle permet la mise en évidence du point de vue regroupement de données.

Ils c’est calcul moyennant la relation (2.2) et (2.3) respectivement

r1 = √∑ �𝑖 (Formule empirique)

r2 = 1 + 3,3 log ∑ ni

En vertu du tableau des statistiques des pannes entre 2016 et 2018,

le nombre totale des pannes est ∑ �𝑖 =85déf

D’où : r1 = √∑ �𝑖 = √85 = 9,2 classes

r2 = 1 + 3,3 log ∑ ni = 1+3,3 log 85

r2 = 7,4 classes

D’où r = r1+r2 = (3.2)

r = 9,2+7,4 = 8,3 classes soit r = 9 classes

3.2.3. Détermination d’intervalle de temps de classes Δt

La recherche d’intervalle de classe Δt, nous conduit à divise les

heures presté par les nombres des classes. Il est modélisé par la relation ci-dessous :

Δt = To(3.3)

Δt = 26280 = 2920h

Nous adoptons en pratique Δt = 3000h pour n’est pas avoir de

modification significative de la courbe à baignoire.

3.2.4. Regroupement des données des pannes

Tableau 3.1.Historique de panne des appareillages pour 2016

N°	Equipement/mois	Janvier	Février	Mars	Avril	Mai	Juin	Juillet	Aout	Septembre	octobre	novembre	Décembre	total
1	Disjoncteur 30kV Transfo1	-	1	-	-	-	-	-	-	1	-	-	-	2
2	Disjoncteur 30kV transfo2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
3	T.I 30kV	2	-	-	1	-	-	-	-	-	1	-	-	4
4	T.P 30kV	-	-	1	-	-	1	-	-	-	-	-	-	2
5	Sectionneur transfo1	-	1	-	-	-	-	-	1	-	-	-	1	3
6	Sectionneur transfo2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	1
7	T.I 6,6kV	1	1	1	1	-	-	-	1	2	-	-	-	7
8	T.P 6,6kV	-	-	1	-	1	-	-	-	-	-	-	1	2
9	Disjoncteur F512	-	1	-	-	-	-	1	-	-	-	-	-	2
10	Disjoncteur F507	-	-	-	-	1	-	-	-	-	-	-	-	1
11	Disjoncteur F556	1	-	-	-	1	-	-	-	-	1	-	-	3
12	Disjoncteur F510	-	-	-	-	-	-	-	1	-	-	-	-	1
13	Disjoncteur F516	1	-	-	-	-	-	2	-	-	-	2	2	7
14	Sectionneur 6,6kV transfo1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	1
15	Sectionneur 6,6kV transfo 2	-	-	-	-	1	1	-	-	-	-	-	-	2
16	Transfo1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-

17	Transfo2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Total		5	4	3	2	4	2	3	4	3	2	2	4	38

�1 = 9 �2 = 9 �3 = 5 �4 = 9

Tableau 3.2.Historique des pannes des appareillages pour 2017

N°	Equipement/mois	Janvier	Février	Mars	Avril	Mai	Juin	Juillet	Aout	Septembre	Octobre	novembre	Décembre	total
1	Disjoncteur 30kV Transfo1	1	1	-	1	-	-	-	-	-	-	-	1	2
2	Disjoncteur 30kV transfo2	-	-	1	-	1	-	-	1	-	-	-	-	3
3	T.I 30Kv	-	-		-	-	-	-	-	-	1	-	-	3
4	T.P 30Kv	-	-		-	-	1	-	-	-	-	-	-	-
5	Sectionneur transfo1	1	1	-	-	1	-	-	-	-	-	-	-	1
6	Sectionneur transfo2	-	-	-	-	-	-	-	1	-	-	-	-	3
7	T.I 6,6kV	1	1	-	1	-	-	-	-	-	-	-	-	1
8	T.P 6,6kV	-	-	1	-	1	1	-	-	1	-	-	-	4
9	Disjoncteur F512	-	1	-	1	-	-	-	-	-	-	-	-	2
10	Disjoncteur F507	-	-	1	-	1	1	-	-	-	-	-	1	3
11	Disjoncteur F556	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	1
12	Disjoncteur F510	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	1
13	Disjoncteur F516	-	-	-	-	-	-	1	-	-	-	-	-	3
14	Sectionneur 6,6kV transfo1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	2	-	-
15	Sectionneur 6,6kV transfo 2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-

16	Transfo1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
17	Transfo2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Total		3	3	3	3	4	3	1	2	1	1	2	2	28

�5 = 9 �6 = 9 �7 = 11

Tableau 3.3. Historique des pannes des appareillages pour 2018

N°	Equipement/mois	Janvier	Février	Mars	Avril	Mai	Juin	Juillet	Aout	Septembre	octobre	novembre	Décembre	total
1	Disjoncteur 30kV Transfo1	-	-	1	-	-	1	-	-	-	-	-	-	2
2	Disjoncteur 30kV transfo2	-	-	-	-	-	1	1	-	-	-	-	-	2
3	T.I 30kV	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	1	1
4	T.P 30kV	1	1	1	-	-	-	-	1	-	-	1	-	5
5	Sectionneur transfo1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
6	Sectionneur transfo2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
7	T.I 6,6kV	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
8	T.P 6,6kV	-	-	1	-	1	-	-	-	-	-	-	-	1
9	Disjoncteur F512	1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	2
10	Disjoncteur F507	-	-	1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	1
11	Disjoncteur F556	-	-	-	-		-	-	-	-	-	-	-	-
12	Disjoncteur F510	-	-	-	-	1	-	-	-	-	-	-	-	-
13	Disjoncteur F516	1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	2
14	Sectionneur 6,6kV transfo1	-	1	-	-	-	-	1	-	-	-	-	-	3
15	Sectionneur 6,6kV transfo 2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	1	-
16	Transfo1	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-

17	Transfo2	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-19
Total		3	2	4	0	2	2	2	1	0	.0	1	2

�8 = 14 �9 = 10

D’où nous avons la situation suivante :

n1= 9, n2= 9, n3 = 5, n4= 9,n5= 9,n6= 9,n7= 11,n8= 14,n9= 10.

3.3. Analyse du fonctionnement de la sous-station KINSUKA

3.3.1. Méthode d’Actuariat

a. Calcul de taux de défaillance

Le taux de défaillance ces calcule moyennant la formule (2.1) ci- dessous :

��(�) =

�𝑖

�𝑖 . Δ�

Tableau 3.4. Taux de défaillance du système

Ni < N0 Ni = 7034; N0 = 9735

R	Δt	ni	Ni	��(�𝑖 ) 10-5 en déf/h
01	0 – 3000	9	150	2.000
02	3000 – 6000	9	140	2,142
03	6000 – 9000	5	130	1,282
04	9000 – 12000	9	125	2,4
05	12000 – 15000	9	115	2,608
06	15000 – 18000	9	105	2,857
07	18000 – 21000	11	93	3,942
08	21000 – 24000	14	79	5,907
09	24000 – 27000	10	69	4,830
TOTAL				28
MOYENNE 3,107déf/h

λmoy =

∑ λi(ti)(3.4)

34 SNEL/DDK/DKO/ BSM : Bon de sortie magasin

35 SNEL/DDK/DKO/ BSM : Bon de sortie magasin

λmoy =

28 = 3,107 10

-5ve

déf/h

Courbe de simulation du comportement du système :

Courbe de simulation de l'age du système

7 5,907

5 3,942

4 2,857

4,83

3 2 2,142

1,282

2,4 2,608

HEURES/CLASSES

Figure.3.1. Diagramme à bâtons des taux de défaillance des équipements électromécaniques de la sous-station KINSUKA

Interprétation : En vertu de l’allure de taux de défaillance dans l’intervalle de 0 à 2700 heures, nous ne constatons que le système étudié dans cet intervalle des temps à un taux de défaillance qui suit une allure en dents de scie avec une moyenne de 3,107. 10-5déf/h.

Cet état de chose montre que le système est dans la phase de maturation, la politique de maintenance appropriée pour un tel système est la maintenance préventive.

b. Fonction défaillance instantanée

Elle est donnée par la relation (2.4) ci-dessous :

�𝑖

�

�(�𝑖 ) =

. Δ�𝑖

Tableau 3.5 : Fonction défaillance instantanée

r	Δt	ni	No	f(t)×10-5 en déf/h
01	0 – 3000	9	200	1,5
02	3000 – 6000	9	200	1,5
03	6000 – 9000	5	200	0,833
04	9000 – 12000	9	200	1,5
05	12000 – 15000	9	200	1,5
06	15000 – 18000	9	200	1,5
07	18000 – 21000	11	200	1,833
08	21000 – 24000	14	200	2,333
09	24000 – 27000	10	200	1,666
TOTAL				14,165
MOYENNE 1,573 déf/h

fmoy = fi (t)

fmoy = 14,165 = 1,573× 10−5déf/h

Courbe de simulation de la fonction défaillance instantanée des

appareillages électromécaniques de la sous-station KINSUKA :

2,5

Histogramme de la fonction défaillance instantanée

2,333

1,833

1,5

0,5

1,5 1,5

0,833

1,5 1,5 1,5

1,666

HEURES/CLASSES

Figure.3.2. Diagramme à bâtons de la fonction défaillance instantanée

Interprétation : l’allure de cette fonction est également en dents de scie quasi-constante avec une moyenne de 1,573.10-5déf/h ceci traduit la phase de maturation des équipements.

c. Fonction répartition

Elle est obtenue moyennant la relation (2.5) ci-dessous :

F(t) = 1 −

Tableau 3.6. Fonction répartition

r	Δt	Ni	No	F(t) × 10−5	F(t) %
01	0 – 3000	150	200	0,25	25
02	3000 – 6000	140	200	0,3	30
03	6000 – 9000	130	200	0,35	35
04	9000 – 12000	125	200	0,38	38
05	12000 – 15000	115	200	0,43	43
06	15000 – 18000	105	200	0,48	48
07	18000 – 21000	93	200	0,54	54
08	21000 – 24000	79	200	0,61	61

09	24000 – 27000	69	200	0,66	66
TOTAL					400
MOYEN					44,4

Courbe de simulation de la fonction répartition :

Histogramme de la fonction répartition

70 66

30 25

35 38

0 à 3000 3000 à

6000 à

9000 à

12000 à 15000 à 18000 à 21000 à 24000 à

6000

9000

12000

15000

18000

21000

24000

27000

HEURES/CLASSES

Figure .3.3. Diagramme à bâtons de la fonction répartition

Interprétation :l’allure de la fonction répartition est croissante dans les temps ce qui se traduit par des pannes récurrentes des équipements électromécaniques de la sous-station KINSUKA et par l’indisponibilité de la sous-station .Cette fonction a pour moyenne

44,4%, valeur qu’il faut annuler par des actions de maintenance

préventive en vue d’améliorer positivement la fiabilité.

d. Fonction fiabilité

Elle est obtenue moyennant la relation (2.6) ci-dessous :

R(t) = 1−F(ti)

Tableau 3.7 Fonction Fiabilité

r	Δt	F(t)	No	R(t) en %
01	0 – 3000	0,25	0,75	75
02	3000 – 6000	0,3	0,7	70
03	6000 – 9000	0,35	0,65	65
04	9000 – 12000	0,38	0,62	62
05	12000 – 15000	0,43	0,57	57
06	15000 – 18000	0,48	0,52	52
07	18000 – 21000	0,54	0,46	46
08	21000 – 24000	0,61	0,39	39
09	24000 – 27000	0,66	0,34	34
TOTAL				500
MOYENNE 55,6

Courbe de simulation de la fonction fiabilité :

80 75

Histogramme de la fonction fiabilité

65 62

60 57 52

50 46

40 34

0 à 3000 3000 à

6000 à

9000 à

12000 à 15000 à 18000 à 21000 à 24000 à

6000

9000

12000

15000

18000

21000

24000

27000

HEURES/CLASSES

Figure.3.4. Diagramme à bâtons de la fonction fiabilité

Interprétation : Nous constatons que la fiabilité de notre système est décroissante dans le temps avec une moyenne de 55,6% ce qui est insuffisante car la fiabilité industrielle recommandée est supérieur ou égale à 95%.Il faut donc l’améliorer par des actions de la maintenance

préventive.

supérposition de fonctions fiabilité et répartition

80 70

65 62

57 52 54

48 46

30 25

35 38

Série1

Série2

Linéaire (Série1)

Linéaire (Série2)

temps en heures

Figure 3.5 Diagramme de superposition des fonctions fiabilité et répartition

Interprétation : Ce diagramme montre que lorsque la fonction répartition augmente, cela entraine la diminution de la fonction fiabilité (les deux sont inversement proportionnelles).

e. Evaluation de la MTBF et MTTR

- MTBF

Elle est donnée par la relation (2.8) ci-dessous :

1 ¥

MTBF =

å i=0

ni ti

MTBF = 1

200

MTBF = 1

200

(9+9×2+5×3+9×4+9×5+9×6+11×7+14×8+10×9) ×3000

(456) ×3000 = 6840h

MTBF = 6840h

- MTTR

Elle est donnée par la relation (1.1) ci-dessous :

MTTR = T0−MTBF−I

MTTR = 26280−6840−2628

MTTR = 16812h

Nous remarquons que la MTTR et supérieure à la MTBF .Ce qui détériore la disponibilité du système.

f. Analyse de la disponibilité

Elle est obtenue par la relation (2.9) ci-dessous : Dop = MTBF

MTBF+MTTR

Dop = 6840

6840+16812

Dop = 0,29 soit 29%

Cette valeur de la disponibilité est inferieure par rapport à la disponibilité industrielle (95%). D’où il faut l’améliorer par les actions de maintenance préventive.

g. Amélioration de la disponibilité

Elle s’est calcul à fonction de la relation (2.14) ci-dessous :

D2(améliorée) = MTBF

MTBF+MTTR

η = H×M

η = 0,95(0,20×5+0,35×8+0,45×20)

η = 12,3

D’où : D2(améliorée) = 6840

6840+16812

12,3

D2(améliorée) = 0,83 soit 83%. Elle est admissible mais non-excellente.

A cette effet, dans la ligne suivante nous allons confronter ces résultats par un modèle théorique appelé le modèle de Weibull.

3.3.2. Etude du modèle théorique de la fiabilité des équipements électromécaniques de la sous-station KINSUKA Nous estimons que le phénomène des défaillances sur les appareillages électromécaniques de la sous-station KINSUKA obéit à la loi de Weibull, nous choisissons ce modèle parce qu’il est général, les autres sont de cas particulier de cette loi, il s’avère que par sa souplesse, à cause de ses trois paramètres, elle ajuste les différentes distributions des défaillances sur toutes les phases du cycle de vie des équipements (jeunesse, maturités et obsolescence).

3.3.2.1. Détermination des paramètres de Weibull a. préparation des données

- fonction répartition approximative

La taille de l’échantillon est n = 9< 20

Nous utilisons la méthode d’approximation des rangs médians

�(��) = ��−0,3 (2.17)

�+0,4

Tableau 3.8. Calcul de la fonction de répartition F(i)

r	Δt	F(i)	F(i) %
1	3000	0,07	7
2	6000	0,18	18
3	9000	0,28	28
4	12000	0,39	39
5	15000	0,5	50
6	18000	0,60	60
7	21000	0,71	71
8	24000	0,81	81
9	27000	0,92	92

100

Histogramme de la fonction répartition

approximative

60 60

40 39 50

20 18 28

0 7

0 2 4 6 8 10

classes

Figure 3.6 : Fonction répartition approximative

b. Utilisation du papier de Weibull

Les nuages des ponts M (F(i), t sont représentés sur le papier fonction spéciale appelé papier de Weibull ou papier d’Allan plait pour

déterminer les paramètres de Weibull ( �, �, ��).

� = 1,4 ; η = 20.103h et � = 0

3.3.2.2. Détermination du taux de défaillance

��(�) =

� �

𝜂 (𝜂

�−1

)

Tableau 3.9 Taux de défaillance du système

R	Δt	� 𝜂	� 𝜂	� �−1 ( ) 𝜂	��(�).10-5
01	3000	7.10-5	0,15	0,47	3,3
02	6000	7.10-5	0,3	0,62	4,34
03	9000	7.10-5	0,45	0,73	5,11
04	12000	7.10-5	0,6	0,82	5,74
05	15000	7.10-5	0,75	0,89	6,23
06	18000	7.10-5	0,9	0,96	6,72
07	21000	7.10-5	1,05	1,02	7,14
08	24000	7.10-5	1,2	1,07	7,5
09	27000	7.10-5	1,35	1,13	7,91
TOTAL
MOYEN					6.10-5déf/h

Courbe de simulation du λ(t) :

courbe du taux de défaillance

8 7,14 7,5

6,72

7,91

4 3,3

4,34

5,11

5,74

6,23

0 2 4 6 8 10

Temps x 3000 en heures

Figure 3.7 Courbe en baignoire du système

Interprétation : L’allure du taux de défaillance est croissante dans les temps avec une moyenne de 6.10-5déf/h.

Cela montre que certains composants de système se trouvent dans la phase de vielleuse, il faut le remplace pour améliorer la fiabilité du système.

3.3.2.3. Détermination de l’expérience mathématique (MTBF)

E(t) = 20.103∗ Γ(1+ 1 )

1,4

E(t) = 20.103∗ Γ(1,71)

E(t) = 20.103×0,9114

E(t) = 18228 h

�(�) = �� = 𝜂 ∗ Γ(1 + )

�

Nous prenons en pratique 20000h, pour n’est pas modifier la courbe à

baignoire.

La périodicité des interventions de maintenance préventive est un multiple ou sous multiple de la MTBF.

Ti = k. MTBF

Ti = 1

×20000

Ti = 2000h

3.3.2.4. Détermination des fonctions fiabilité

- fonction densité

��−� �

�(�) = ��(�) ∙ � −( 𝜂 )

Tableau 3.10 fonction densité

R	Δt	��(�).10-5	� 𝜂	� � ( ) 𝜂	−( 𝑡 )� � 𝜂	f(t). 10-5
1	3000	3,3	0,15	0,07	0,93	3,1
2	6000	4,34	0,3	0,19	,083	3,6
3	9000	5,11	0,45	0,33	0,72	3,7
4	12000	5,74	0,6	0,49	0,61	3,5
5	15000	6,23	0,75	0,67	0,51	3,2
6	18000	6,72	0,9	0,86	0,42	2,82

7	21000	7,14	1,05	1,07	0,34	2,42
8	24000	7,5	1,2	1,3	0,27	2
9	27000	7,91	1,35	1,52	0,22	1,7
TOTAL						26,04
MOYEN						2,9 Rép/h

Courbe de simulation de la fonction densité :

3,5

3,1

courbe de la fonction densité

3,6 3,7 3,5

3,2

2,5

1,5

0,5

2,82

2,42

1,7

0 2 4 6 8 10

Temps x 3000 Heures

Figure 3.8 Courbe de simulation de la fonction densité

- Fonction répartition

)

𝑡 �

�(�) = 1 − � −(𝜂

Tableau 3.11Fonction répartition

R	Δt	��(�).10-5	� 𝜂	� � ( ) 𝜂	� −( 𝑡 ) � 𝜂	F(t)	F(t) en %
1	3000	3,3	0,15	0,07	0,93	0,07	7
2	6000	4,34	0,3	0,19	,083	0,17	17
3	9000	5,11	0,45	0,33	0,72	0,28	28
4	12000	5,74	0,6	0,49	0,61	0,39	39
5	15000	6,23	0,75	0,67	0,51	0,49	49
6	18000	6,72	0,9	0,86	0,42	0,58	58
7	21000	7,14	1,05	1,07	0,34	0,66	66
8	24000	7,5	1,2	1,3	0,27	0,73	73

9	27000	7,91	1,35	1,52	0,22	0,78	78
TOTAL							415
MOYEN							46%

Courbe de simulation de la fonction densité :

C O U R B E D E L A F O N C T I O N

R É PA R T I T I O N

90 78

80 73

70 58

60 49

50 39

40 28

0 2 4 6 8 10

TEMPS X 3000 HEURES

Figure 3.9 Fonction répartition

Interprétation :Cette fonction est croissante dans le temps avec une moyenne de 46% ce qui n’est pas bon pour un centre de conduite d’énergie électrique d’où il faut la minimiser par les actions de maintenance.

- Fonction fiabilité

��−� �

�(�) = � −( 𝜂 )

Tableau 3.12. Fonction fiabilité

R	Δt	� 𝜂	� � (��)	R(t)	R(t)%
01	3000	0,15	0,07	0,93	93
02	6000	0,3	0,19	0,83	83
03	9000	0,45	0,33	0,72	72
04	12000	0,6	0,49	0,61	61
05	15000	0,75	0,67	0,51	51
06	18000	0,9	0,86	0,42	42
07	21000	1,05	1,07	0,34	34
08	24000	1,2	1,3	0,27	27
09	27000	1,35	1,52	0,22	22
TOTAL					485
MOYEN					54%

Courbe de simulation de la fonction fiabilité :

100

Courbe de la fonction fiabilité

0 2 4 6 8 10

Temps x3000 Heures

Figure.3.10. Courbe de la fonction fiabilité

Interprétation : L’allure est décroissante dans le temps cela se traduit en pratique par des pannes récurrentes des appareillages électromécaniques dans la sous-station.

La fiabilité moyenne est de 55% ce qui est médiocre, il faut donc

l’améliorer par des actions de maintenance préventive.

100

superposition de fonctions fiabilité et répartition

80 72

5419

73 78

20 7

27 22

0 2 4 6 8 10

Série1 Série2

2 Moy. mobile sur pér. (Série1) 2 Moy. mobile sur pér. (Série2)

Figure 3.11 : Superposition des fonctions fiabilité et répartition

Interprétation : Ce diagramme montre que la fiabilité et la fonction répartition sont complémentaires lorsque la fiabilité diminue la fonction répartition augmenté.

- Analyse de la disponibilité théorique

a. Disponibilité instantanée

D(t ) =

m + l

+ l

m + l

( m +l )t

= e

● µ = 1

MTTR

MTTR = TO−MTBF−I

MTTR = 26280−18228−2628

MTTR = 5424 Rép/h

µ = 1

5424

µ = 18.10-5Rép/h

● 𝜆 = 1

��𝐹

𝜆 = 1

18228

λ= 5,5.10-5 déf/h

−5

D’où D(t)= 18 .10

+ 5,5 . 10

× � −(18 .10−5+5,5 . 10−5)×�

18 .10−5+5,5 . 10−5

D(t) = 0,70+0,23× e−23,5.10−5×t

0,70025

0,7002

0,70015

0,7001

0,70005

0,7

0,69995

disponibilité du système

0 2 4 6 8 10

Temps x3000 heures

Figure 3.12 : Courbe de la disponibilité théorique du système

C’est le modèle théorique de la disponibilité des appareillages électromécaniques de la sous-station KINSUKA.

- Disponibilité opérationnelle théorique

Ici t→∞ ce qui implique que la 2émecomposants de la disponibilité

vend tendre vers zéro. D’où : Dp = µ

µ+λ

−5

Dp = 18 .10

18 .10−5+5,5 . 10−5

Dp = 0,70 soit Dp= 70% ce qui est médiocre car la disponibilité

industriel excellente est supérieure ou égale à 95% donc il faut

l’améliore par des actions des maintenances.

- Disponibilité Améliorée

D(améliorée) = �∗µ

�∗µ+�

D(améliorée) = 221,4

226,9

D(améliorée) = 0,97 soient 97%

Ce qui est bon et excellent car la disponibilité industrielle est égale à

95%.

Tableau 3.13. Analyse comparative entre méthode expérimentale

(Actuariat) et modèle théorique de Weibull

N°	Paramètre	Symbole	Unité	Expérimentale	Weibull
1	Taux de défaillance	��(�)	déf/h	3,107.10−5	121,5.10−5
2	Fonction de densité	�(�)	Déf	1,573.10−5	2,9.10−5
3	Fonction de répartition	F(t)	%	44,4	46
4	Fiabilité moyenne	R(t)	%	55,6	54
5	Moyenne de temps de bon fonctionnement	MTBF	Heure	6840	20000
6	Moyenne de temps technique de réparation	MTTR	Heure	16812	5424
7	Disponibilité opérationnelle et asymptotique	�� /��	%	29	70
8	Disponibilité améliorée	��	%	83	97
9	Périodicité	��𝑖	Heure	2000	2000

Nous constatons que le modèle théorique de Wei bull a une excellente précision du point de vue résultats grâce à ses trois paramètres (paramètre de l’échelle, de position et de forme). Ce modèle nous a permis d’obtenir les résultats proches de la réalité (voir le tableau

3.13 ci-dessus).

3.3. Analyse de dysfonctionnement

3.3.1. Analyse de mode des défaillances de leurs effets et de leur criticité

D’après les données des tableaux 3.1, 3.2, et 3.3 et la relation (1.2)

��(�) = �𝑖

�𝑖 Δ�

1) Disjoncteur 30kV transfo 1

ni = 7

Ni = 5

Δt = 3000

𝜆 (�) = 7 = 46,6.10

5×3000

-5déf/h

��1 (�) = 46,6.10−5 déf/h = 0,466.10−3 déf/h

10−4 déf/h <��1 (�) = 0,466.10−3 <10−3 déf/h → C(4)

2) Disjoncteur 30kV transfo 2

ni = 5

Ni = 5

Δt = 3000

𝜆 (�) = 5 = 33,3.10−5

5×3000

déf/h

��2 (�) = 3,33.10−4 déf/h

10−5 <��2 (�) = 3,33.10−4 déf/h <10−3 → C(3)

3) T.I 30kV

ni = 8

Ni = 10

Δt = 3000

𝜆 (�) = 8 = 26,6.10−5

10×3000

��3 (�) = 2,66.10−4 déf/h

déf/h

10−5 <��3 (�) = 2,66.10−4 déf/h <10−3 → C(3)

4) T.P 30kV

ni = 7

Ni = 17

Δt = 3000

7 −5

��4 (�) = 17×3000 = 13,7.10

��4 (�) = 1,37.10−4 déf/h

déf/h

10−5 déf/h <��4 (�) = 1,37.10−4 déf/h<10−3 → C(3)

5) Sectionneur transfo 1

ni = 4

Ni = 5

Δt = 3000

𝜆 (�) = 4 = 26,6.10−5

5×3000

déf/h

��5 (�) = 2,66.10−4 déf/h

10−5 <��5 (�) = 2,66.10−4 déf/h <10−3 → C(3)

6) Sectionneur transfo 2

ni = 4

Ni = 6

Δt = 3000

𝜆 (�) = 4 = 22,2.10−5

6×3000

��6 (�) = 2,22.10−4 déf/h

déf/h

10−5 déf/h <��6 (�) = 2,22.10−4 déf/h <10−3 → C(3)

7) T.I 6,6kV

ni = 8

Ni = 20

Δt = 3000

𝜆 (�) = 8 = 13,3.10−5

20×3000

��7 (�) = 1,33.10−4 déf/h

déf/h

10−5 déf/h <��7 (�) = 1,33.10−4 déf/h <10−3 → C(3)

8) T.P 6,6kV

ni = 7

Ni = 12

Δt = 3000

7 −5

��8 (�) = 12×3000= 19,4.10

��8 (�) = 1,94.10−4 déf/h

déf/h

10−5 déf/h <��8 (�) = 1,94.10−4 déf/h <10−3 → C(3)

9) Disjoncteur F512

ni = 6

Ni = 10

Δt = 3000

𝜆 (�) = 6 = 2.10−3

10×3000

déf/h

��9 (�) = 2.10−3 déf/h >10−3 → C(5)

10) Disjoncteur F507

ni = 5

Ni = 17

Δt = 3000

𝜆 (�) = 5 = 9,80.10−5

17×3000

��10 (�) = 0,9.10−4 déf/h

déf/h

10−5 déf/h <��10 (�) = 0,9.10−4 déf/h <10−3 → C(3)

11) Disjoncteur F556

ni = 4

Ni = 6

Δt = 3000

𝜆 (�) = 4 = 22,2.10−5

6×3000

déf/h

��11 (�) = 2,22.10−4 déf/h

10−5 déf/h <��11 (�) = 2,22.10−4 déf/h<10−3 → C(3)

12) Disjoncteur F510

ni = 2

Ni = 5

Δt = 3000

𝜆 (�) = 2 = 13,3.10−5

5×3000

déf/h

��12 (�) = 1,33.10−4 déf/h

10−5 déf/h <��12 (�) = 1,33.10−4 déf/h<10−3 → C(3)

13) Disjoncteur F516

ni = 12

Ni = 20

Δt = 3000

𝜆 (�) = 12 = 2.10−3

20×3000

déf/h

��13 (�) = 2.10−3 déf/h >10−3 → C(5)

14) Sectionneur 6,6kV transfo 1

ni = 4

Ni = 5

Δt = 3000

𝜆 (�) = 4 = 26,6.10−5

5×3000

��14 (�) = 2,66.10−4 déf/h

déf/h

10−5 <��14 (�) = 2,66.10−4 déf/h <10−3 → C(3)

15) Sectionneur 6,6kV transfo 2

ni = 2

Ni = 5

Δt = 3000

𝜆 (�) = 2 = 13,3.10−5

5×3000

déf/h

��15 (�) = 1,33.10−4 déf/h

10−5 déf/h <��15 (�) = 1,33.10−4 déf/h<10−3 → C(3)

𝜆 (�) = 0 = 0

1×3000

��16 (�) = 0 → C(1)

17) Transfo 2

ni = 0

Ni = 1

Δt = 3000

��17 (�) = 1×3000= 0

��17 (�)=0→C(1)

N°	Organe (repère)	Fonction	Mode de défaillance	Causes possible	Conséquence	D	F	G	C	Observation
1	Disjoncteur 30kV Transfo1	Protection/ Commande	Dysfonctionnement relais IT94/BBC	Mauvais réglage et manque de maintenance	Déclenchement intempestive	1	C(4)	2	8	Modernisation
2	Disjoncteur 30kV transfo2	Protection/ Commande	Perte de relais thermique	Mauvais réglage	Déclenchement intempestive	1	C(3)	2	6	Révision
3	T.I 30kV	Mesure	Déformation de performance	Choc du courant	Inactif	1	C(3)	2	6	Révision
4	T.P 30kV	Mesure	Déformation de performance	Choc de tension	Inactif	1	C(3)	2	6	Révision
5	Sectionneur transfo1	Manœuvre/ Sécurité		Choc de tension	Bloque à l’ouverture	1	C(3)	2	6	Révision
6	Sectionneur transfo2	Manœuvre/ Sécurité		Choc du courant	Bloque à la fermeture	1	C(3)	1	6	Révision
7	T.I 6,6kV	Mesure	Déformation de performance	Manque d’entretien	Inactif	1	C(3)	2	6	Révision
8	T.P 6,6kV	Mesure	Erreur des mesures	Manque d’entretien	Fausse lecture	1	C(3)	2	6	Révision
9	Disjoncteur F512	Protection/ Commande	Court-circuit permanent	Mauvais réglage	Inactif	4	C(3)	4	4	Remplacement
10	Disjoncteur F507	Protection/ Commande	Relais défectueux	Mauvais réglage	Bloque à l’ouverture	1	C(3)	2	2	Remplacement

11	Disjoncteur F556	Protection/ Commande	Défaut sur le bloc de commande du disjoncteur	Manque d’entretien	Bloque à la fermeture	1	C(3)	2	2	Remplacement
12	Disjoncteur F510	Protection/ Commande	Explosion du disjoncteur	Manque d’entretien et mauvais réglage	Bloque à l’ouverture	1	C(3)	2	6	Remplacement
13	Disjoncteur F516	Protection/ Commande	Bruit anormal	Manque de tension continue sur le relais du disjoncteur	Le bloc de commande est bloqué à l’ouverture et la fermeture	1	C(5)	4	80	Remplacement
14	Sectionneur 6,6kV transfo1	Manœuvre/ Sécurité				1	C(3)	2	6	Remplacement
15	Sectionneur 6,6kV transfo2	Manœuvre/ Sécurité				1	C(3)	2	6	Remplacement
16	Transfo1	Abaisser U2<U1	RAS	RAS	RAS	1	C(1)	1	1	RAS
17	Transfo2	Abaisser U2<U1	RAS	RAS	RAS	1	C(1)	1	1	RAS

- Matrice de criticité

Chaque état de défaillance envisagé dans l’AMDEC est mis en

évidence dans le tableau à double entrée :

- probabilité d’occurrence ;

- classe de gravité.

On considère comme critique l’ensemble des évènements

apparaissant dans la zone hachurée. Ces évènements seront étudiés

et suivis avec un maximum d’attention.

Classe

de gravité

Echelle d’occurrence de fiabilité

Quasi impossible A

Possible

Certaine C Fréquente

Sans influence 1

Peu critique 2 1, 2, 3, 4, 5,6 7, 8,

10, 11, 12, 14,15

Critique 3

Très critique 4 9, 13

ü Commentaire

En tenant compte de l’ADMEC évaluer au ci-dessus, nos actions de maintenance seront consacrées sur les éléments prioritaires ci-après :

1. Disjoncteur 30kV transfo 1 ;

2. Disjoncteur 30kV transfo 2 ;

3. T.I 30kV ;

4. T.P 30kV ;

5. Sectionneur 30kV transfo 1 ;

6. Sectionneur 30kV transfo 2 ;

7. T.I 6,6kV ;

8. T.P 6,6kV ;

9. Disjoncteur F512 ;

10. Disjoncteur F507 ;

11. Disjoncteur F556 ;

12. Disjoncteur F510 ;

13. Disjoncteur F516 ;

14. Sectionneur 6,6kV transfo 1 ;

15. Sectionneur 6,6kV transfo 2.

Tableau 3.15. Check liste des éléments pénalisants

Repère	Désignation	Observation
1	Disjoncteur 30kV Transfo1	Remplacement
2	Disjoncteur 30kV transfo2	Remplacement
3	T.I 30kV	Remplacement
4	T.P 30kV	Remplacement
5	Sectionneur transfo1	Remplacement
6	Sectionneur transfo2	Remplacement
7	T.I 6,6kV	Remplacement
8	T.P 6,6kV	Remplacement
9	Disjoncteur F512	Remplacement
10	Disjoncteur F507	Remplacement
11	Disjoncteur F556	Remplacement
12	Disjoncteur F510	Remplacement
13	Disjoncteur F516	Remplacement

14	Sectionneur 6,6kV transfo1	Remplacement
15	Sectionneur 6,6kV transfo2	Remplacement

3.3.2. Programmation des actions préventives a. Check-list des opérations

La check-list est un élément permettant une plus grande efficacité notamment de la maintenance préventive en assurent qu’aucune tâche à effectuer ne sera oubliée.

ü Classe A ou I :

Inspection, contrôle, visites, toutes les 2000 heures

- Vérification disjoncteur 30kV transfo 1 ;

- Vérification disjoncteur 30kV transfo 2 ;

- Infection générale de chaque matin pour repérer les points mors et les défaillances de tous les circuits défectueux.

ü Classe B ou P : Petites révisions

- Remplacement de transfo TI et TP 30kV et 6,6kV ;

- Remplacement sectionneur 30kV transfo 1 ;

- Remplacement sectionneur 30kV transfo 2 ;

- Remplacement disjoncteur F512 ;

- Remplacement disjoncteur F507 ;

- Remplacement disjoncteur F556 ;

- Remplacement disjoncteur F510

- Remplacement disjoncteur F516.

ü Classe C ou M

Moyennes révision avec échanges standard :

- Entretiens partiels disjoncteur 30kV transfo 1 ;

- Entretiens partielles disjoncteur 30kV transfo 2 ;

- Remplacements sectionneur 6,6kV transfo 1 ;

- Remplacement sectionneur 6,6kV transfo 2.

ü Classe D ou G Révision générale

- Remplacement de relais à max et min de courant ;

- Remplacement de relais magnétique ;

- Entretien générale de disjoncteur 30kV et 6,6kV ;

- Entretien générale de sectionneur 30kV et 6,6Kv.

b. Progression géométriques

La base : ti = 2000 heures (3mois) périodicité

La raison r = 2

- Les tâches A seront exécutées toutes les t1 = 2000 h ;

- Les tâches B seront exécutées toutes les t2 = 2t1 = 4000 h ;

- Les tâches C seront exécutées toutes les t3 = 2t2 = 8.000 h ;

- Les tâches D seront exécutées toutes les t4 = 2t3 = 16.000 h.

c. Programmation des travaux ABAC – ABAD

- Toutes les 2000h on effectue les tâches A

- Toutes les 4000h on effectue les tâches B + A

- Toutes les 6000h on effectue les tâches A

- Toutes les 8000h on effectue les tâches C + B + A

- Toutes les 10000h on effectue les tâches A

- Toutes les 12000h on effectue les tâches B + A

- Toutes les 14000h on effectue les tâches A

- Toutes les 16000h on effectue les tâches D + C + B + A

d. La structure de cycle de maintenance préventive

Les révisions de maintenance est l’intervalle de temps compris entre

deux raison générales et qui comprend tous les travaux de maintenance préventive de la structure de maintenance.

Opération	G	I	P	I	M	I	P	I	G
Temps (h)	0	2000	4000	6000	8000	10000	12000	16000	16000

D’où la structure du cycle de maintenance préventive se présente de

la manière suivante : GIPIMIPIG

3.4. Conclusion partielle

Dans ce chapitre il était question d’analyser le comportement en service du poste d’injection KINSUKA. Dans l’intervalle de temps d’observation allant de 2016, 2017 et 2018. Pour ce faire, nous avons exploité deux voies, celle de l’étude expérimentale du comportement en service du système (méthodes d’Actuariat) et celle de l’étude du modèle de la fiabilité des appareillages électromécaniques basée sur la loi de Weibull.

Après développement de chacune de voie, seule le modèle de Weibull à tirer notre attention par le fait qu’il est général est précis sur les résultats de cycle des appareillages électromécaniques.

A cet effet, les résultats suivants ont été obtenus, la disponibilité

avant 70 %, la disponibilité après amélioration 97 %.

En outre, l’analyse du dysfonctionnement des appareillages électromécaniques conduit aux 15 organes pénalisants sur lesquels les actions de maintenance seront concentrées, parmi lesquels :

- Disjoncteur 30kV transfo 1 ;

- Disjoncteur 30kV transfo 2 ;

- T.I 30kV ;

- T.P 30kV ;

- Sectionneur 30kV transfo 1 ;

- Sectionneur 30kV transfo 2 ;

- T.I 6,6kV ;

- T.P 6,6kV ;

- Disjoncteur F512 ;

- Disjoncteur F507 ;

- Disjoncteur F556 ;

- Disjoncteur F510 ;

- Disjoncteur F516 ;

- Sectionneur 6,6kV transfo 1 ;

- Sectionneur 6,6kV transfo 2.

Conclusion Générale

Cette analyse des attributs de la sûreté de fonctionnement des appareillages électromécaniques de la sous-station KINSUKA est importante pour les maintenir en état de son bon fonctionnement.

Notre travail s’était fixé pour objectif, l’amélioration de la fiabilité, la disponibilité et la maintenabilité des équipements électromécaniques de la sous-station KINSUKA.

Ce travail de mémoire avait pour but de dégager une politique de maintenance appropriée à appliquer dans cette sous-station.

Pour atteindre cet objectif, nous avons articulé ce travail en trois chapitres dont les résultats sont donnés ci-dessous :

Au cours de ce travail, notre premier chapitre révèle la théorie sur la sûreté de fonctionnement tout en mettant un accent particulier sur les attributs de la sûreté de fonctionnement ainsi qu’aux appareillages électromécaniques d’un réseau électrique.

Dans le deuxième chapitre nous avons mené une étude du matériel, outils et approches méthodologies appliquées dans la sous-station KINSUKA. Au cours de cette étude nous avons relevé ce qui suit :

· Identification de pannes dans ce période allant de 2016 à 2018 ;

· Relevé des données (incidents, ou défaut) montrent les heures de fonctionnement ;

· Historique de pannes ;

· Statistiques d’incidents ;

· Rapport des interventions du 2016 à 2018

Les deux précédents chapitres étant utiles, ils forment la partie théorique de ce travail.

Enfin le troisième chapitre est basé sur le comportement en service des appareillages électromécaniques et atterrit sur leur amélioration.

Sur ce, nous avons évalué les fonctions ; fiabilité, répartition, densité et le taux de défaillance.

Pour ce faire, nous avons exploité deux voies, celle de l’étude expérimentale (méthode d’actuariat) et celle de l’étude du modèle de la fiabilité du système basée sur la loi de Weibull. Et avons trouvé les résultats suivants :

- Etude expérimentale (méthode d’actuariat) :

1. Taux de défaillance��(�) : 3,107.10−5 déf/h

2. Fonction de densité �(� : 1,573.10−5 Déf

3. Fonction de répartition F(t) : 44,4%

4. Fiabilité moyenne R(t) : 55,6%

5. Moyenne de temps de bon fonctionnement (MTBF) : 6840heure

6. Moyenne de temps technique de répartition (MTTR) : 16812heure

7. Disponibilité opérationnelle et asymptotique (�� /�� ) : 29%

8. Disponibilité améliorée (�� ) : 70%

9. Périodicité (𝑇𝑖 ) : 2000heure

- Etude du modèle de la fiabilité du système basée sur la loi de

Weibull :

1. Taux de défaillance��(�) : 121,5.10−5 déf/h

2. Fonction de densité�(�) : 2,9.10−5 Déf

3. Fonction de répartition F(t) : 46%

4. Fiabilité moyenne : R(t) : 54%

5. Moyenne de temps de bon fonctionnement (MTBF) : 20000heure

6. Moyenne de temps technique de répartition (MTTR) : 5424heure

7. Disponibilité opérationnelle et asymptotique (�� /�� ) : 70%

8. Disponibilité améliorée (�� ) : 97%

9. Périodicité (𝑇𝑖 ) : 2000heure

D’après les résultats ci-dessus, celle le modèle de Weibull à tirer notre attention par le fait qu’elle est générale est précis sur les résultats de cycle de vie du système.

A cet effet, les résultats suivants ont été obtenus, la disponibilité asymptotique est de 70 % après amélioration 97 %.

Le problème traité à ce sujet est de savoir exactement le nombre du personnel de maintenance à affecter à ce service et leurs qualifications pour la bonne maintenance préventive de ces équipements.

L’organisation des interventions de maintenance préventive se fera par la programmation ABAC ABAD suivant une progression géométrique. Nous avons ainsi déterminé une structure du cycle de maintenance préventive selon les opérations faites en fonction du temps.

Nous ne pouvons pas terminer sans toutefois adresser quelques recommandations aux décideurs dans le service de maintenance de la sous-station :

· respecter la périodicité des interventions de maintenance préventive enfin de prolonger la durée de vie (2000 heures) ;

·	Prévoir les pièces de rechange ;
·	De penser aussi à la modernisation	de la sous-station

KINSUKA ;

Ceci dit, nous sollicitons l’indulgence des lecteurs de notre travail pour les insuffisances éventuelles et les rassurons que leurs critiques et observations utiles, s’ils nous parviennent seront les bienvenues, car tout œuvre humaine est perfectible.

1. OUVRAGES

BIBLIOGRAPHIE

[1]. F.BOUCLY et A.OGUS, le management de la maintenance

Evolution et mutation, 2ème édition, AFNOR, Paris, 1998.

[2]. L.BOYER et Al, précis d’organisation et de gestion de la

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1986.

[3]. R.FAURE, précis de recherche opérationnelle, Dunod, Paris,

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[4]. J.C. FRANCASTEL, ingénierie de la maintenance, de la

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[5]. J.C. FRANCASTEL, le fond de la baignoire, le tour de la

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[6]. J.HENG, pratique de la maintenance préventive, éd. Dunod,

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[7]. P. LYONNET, la maintenance, mathématiques et méthodes,

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[8]. F.MONCHY, maintenance méthodes et organisation, Dunod, 2ème

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[9]. F.MONCHY, la fonction maintenance, formation à la gestion de la

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[10]. T. Jacob, Machine hydrauliques et équipements

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[11].Patrick lyonnet, Maintenance, mathématiques et méthodes 4ème

édition

1. NOTES DE COURS ET ARCHIVES

[1]. TSHAONATSHIMBADI M., cours de maintenance et de fiabilité

des machines, 2ème Génie Electrotechnique, 2015 – 2016, inédit.

[2]. LISSA NKOY .M, cours de maintenance et de fiabilité des

machines, 2ème Génie Electrotechnique, 2010 – 2011, inédit.

[3].Archives SNEL, Rapports Techniques annuel de la sous-station

KINSUKA.

[4]. KABASELE, cours d’appareillages electrotechnique,1èmeGénie

Electrotechnique, 2015-2016, inédit.

[5]. Prof. KATOND MBAY, cours de technique de maintenance de

l’université de MBUJIMAYI département de génie mécanique, 2015-

2016, inédit.

[6]. Prof MULAPI, cours de technique de maintenance de l’université

de KINSHASA UNIKIN département de génie mécanique, 2015-2016.

Table des matières

EPIGRAPHE.................................................................................................... i DEDICACE ..............................................................Erreur ! Signet non défini. REMERCIEMENTS ...................................................................................... ii INTRODUCTION GENERALE .................................................................. 1

Chapitre 1 : Généralités sur la sûreté de fonctionnement et concept

des réseaux électriques ................................................................................. 5

1.0. Introduction..................................................................................... 5

1.1. Sureté de fonctionnement............................................................ 5

1.1.1. Définition ........................................................................................ 5

1.1.2. Approche ......................................................................................... 5

1.1.3. Les défaillances ............................................................................. 6

1.1.3.1. Définition..................................................................................... 6

1.1.3.2. Critères de classification des défaillances ............................. 6

1.1.4. Faute, erreur, défaillance ............................................................ 9

1.1.5. Composantes de la sûreté de fonctionnement ......................... 9

1.1.5.1. D’après les fonctions................................................................ 10

1.1.5.2. D’après les objectifs de maintenance ................................... 11

1.1.6. Modes de défaillances................................................................. 11

1.1.7. Attributs ....................................................................................... 12

1.1.7.1. La Fiabilité................................................................................ 12

1.1.7.2. La Sécurité ................................................................................ 12

1.1.7.3. La Maintenabilité .................................................................... 12

1.1.7.4. La Disponibilité........................................................................ 13

1.1.8. Les moyens ................................................................................... 13

1.1.9. La maintenance ........................................................................... 13

1.1.9.1. Types de Maintenances .......................................................... 14

1.1.9.1.1. Maintenance Corrective ...................................................... 14

1.1.1.9.2. Maintenance Préventive ..................................................... 14

1.2. Opérations de maintenance.......................................................... 15

1.2.1 Opérations de maintenance corrective ..................................... 15

1.2.2. Opérations de maintenance préventive .................................. 16

1.3. Les activités connexes de la maintenance........................... 16

1.3.1 Les travaux neufs......................................................................... 16

1.3.2 La sécurité ..................................................................................... 17

1.3.3 Autres concepts de base .............................................................. 18

1.3.3.1. La Durabilité ............................................................................ 18

1.3.3.2. La Traçabilité ........................................................................... 18

1.4. Réseaux électriques et Appareillages électromécaniques associés ..................................................................................................... 18

1.4.1. Définition...................................................................................... 18

1.4.2. Exigences d’un réseau électrique ............................................. 19

1.4.3. Critères de classification des réseaux électriques................. 19

1.4.3.1. Selon les niveaux de tension .................................................. 19

1.4.3.3. Selon la structure topologique ............................................... 20

1.4.3.3.1. Réseau radial......................................................................... 21

1.4.3.3.2. Réseau bouclé ........................................................................ 22

1.4.3.3.3. Réseau maillé ........................................................................ 24

1.4.4. Selon la longueur ou étendues .................................................. 25

1.4.4.1. Le réseau du 1er ordre ............................................................. 26

1.4.4.2. Le réseau du 2ème ordre ........................................................... 26

1.4.4.3. Le réseau du 3ème ordre ........................................................... 27

1.4.6. Les Paramètres du réseau électrique ...................................... 27

1.4.5. Postes électriques........................................................................ 28

1.4.5.1. Définition................................................................................... 28

1.4.5.2. Fonction d’un poste.................................................................. 29

1.5. Appareillages électromécaniques d’un poste de

transformation ....................................................................................... 30

1.5.1. Les appareils de coupure selon le niveau de tension et leurs pouvoirs de coupure............................................................................... 33

1.6. Conclusion ....................................................................................... 34

Chapitre 2. Matériels, outils et approche méthodologique................... 35

2.1. Introduction ................................................................................... 35

2.2. Présentation du réseau (sous-station KINSUKA et ligne

6,6kV) ......................................................................................................... 35

2.2.1. Mode d’alimentation ................................................................... 35

2.2.2 Etude fonctionnelle et structurale de la sous-station

KINSUKA................................................................................................ 36

2.2.2.1. Etude des systèmes ................................................................. 36

2.2.2.2. Description fonctionnelle d’un système ............................... 37

2.2.2.3. Structure de la sous-station KINSUKA ............................. 39 a. Schéma de puissance tranche 30 kV .............................................. 40 b. Schéma de puissance tranche 6,6 kV ........................................ 41

2.2.3. Organisation technique des appareillages électromécaniques

................................................................................................................... 42

2.2.3.1. Caractéristiques techniques des équipements électrotechniques de la sous station KINSUKA............................... 42

d. Les Disjoncteurs de la Tranche 30 kV.................................. 43

i. Caractéristiques disjoncteur Feeders ................................. 44

2.3. Protocole méthodologique......................................................... 45

2.3.1. Rappel de l’objet d’étude ............................................................ 45

2.3.2. Rappel de la question spécifique de recherche ...................... 45

2.3.3. Rappel de l’hypothèse................................................................. 46

2.3.4. Explication des techniques utilisée pour vérifier l’hypothèse

................................................................................................................... 46

2.3.5. Récolte et traitement des données ........................................... 47

2.3.5.1. Identification de panne ........................................................... 47

2.3.5.2. Relève de donnée...................................................................... 48

2.3.5.3. Historique de panne sur les appareillages électromécaniques.................................................................................. 48

2.4. Outil méthodologique d’aide à l’étude de la sûreté de.... 51

Fonctionnement .................................................................................... 51

2.4.1. Maintenance basée sur la fiabilité (MBF) .............................. 52

2.4.2. Analyse de fonctionnement ....................................................... 53

2.4.2.1.Approcheexpérimentale (méthode d’Actuariat)................... 53

2.4.2.2. Approche théorique utilisant le modèle mathématique ... 57

2.4.3. Analyse de dysfonctionnement ................................................. 60

2.4.3.1. Analyse ABC (PARETO) ........................................................ 60

2.5. Conclusion partielle ..................................................................... 67

Chapitre 3. Analyse du comportement en service des appareillages électromécaniques du site et amélioration .............................................. 68

3.1. Introduction .................................................................................... 68

3.2. Traitement des données ............................................................. 68

3.2.1. Détermination du temps d’observation ................................... 68

3.2.2. Détermination de nombre des classes ..................................... 69

3.2.3. Détermination d’intervalle de temps de classes Δt ............... 70

3.2.4. Regroupement des données des pannes .................................. 70

3.3. Analyse du fonctionnement de la sous-station KINSUKA

...................................................................................................................... 77

3.3.1. Méthode d’Actuariat ................................................................... 77

3.3.2. Etude du modèle théorique de la fiabilité des équipements électromécaniques de la sous-station KINSUKA............................. 85

3.3.2.1. Détermination des paramètres de Weibull ......................... 85

3.3.2.2. Détermination du taux de défaillance.................................. 86

3.3.2.3. Détermination de l’expériencemathématique (MTBF) ..... 88

3.3.2.4. Détermination des fonctions fiabilité ................................... 88

3.3. Analyse de dysfonctionnement ................................................ 97

3.3.1. Analyse de mode des défaillances de leurs effets et de leur criticité ..................................................................................................... 97

+ ...........................................................................Erreur ! Signet non défini.

3.3.2. Programmation des actions préventives............................... 106

3.4. Conclusion partielle ................................................................... 109

Conclusion Générale.................................................................................. 110

BIBLIOGRAPHIE...................................................................................... 113

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