Maintenance des postes HT et THT
Juin 2007
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- La puissance installée de 6740 MW à 8200 MW - La longueur des lignes de 17403 km à 21140 km 400 kV de 186 km à 1934 km 220 KV de 9471 km à 10137 km 150 KV de 68 km 90 KV de 633 km 60 KV de 7045 km à 8363 km- Un nombre de postes THT,HT de 217 à 233- Un centre de conduite nationale (Dispatching
nationale).- 5 centres de conduite régionales.
Le réseau de SONELGAZ est constitué d’un réseau Nord s’étendant d’Est en Ouest et d’un réseau Sud partiel-lement connecté au réseau Nord.Une évolution de 2006 à 2009 de :
Caractéristiques du réseau SONELGAZ
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Évolution des éléments physiques du réseau
Ouvrage Année
2005 2006 2007 2008 2009
N. Postes 185 217 279 299 308
400 kV 3 3 7 7 9
THT 67 76 83 89 94
HT 123 138 159 173 175
C.Mobile 24 24 30 30 30
Lignes (km)
16753 17403 19853 21683 22514
400 kV 116 186 1632 2677 2847
220 kV 9061 9471 9883 10285 10845
150 kV 68 68 68 68 68
90 kV 633 633 633 633 633
60 kV 6740 7045 7637 8020 8121
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Définition et structure d’un poste :La partie centrale d’un poste est constituée par un ou Plusieurs
jeux debarres triphasés, exploité à une tension déterminée, et auxquels
chaquebranche est raccordée par l’intermédiaire d’un appareil de coupure
quipermet de la séparer du réseau.Un poste comporte un à deux jeux de barres ou chaque liaison est
reliée àl’un ou à l’autre.Le second jeu de barres se justifie par son indispensabilité à la
sécurité deFonctionnement du poste.La défaillance d’un jeu de barres rend indisponible l’ensemble des
liaisonsqui y sont raccordées, et revêt donc un caractère particulièrement
gravepour le fonctionnement du réseau si l’on dispose pas d’un second
jeu deBarres.
Les réseaux sont constitués de branches formées par des Lignes et des nœuds formés par des postes; les branches peuvent former, selon le cas, par des antennes et des mailles
Structure générale des réseaux
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Trois types de postes
Postes classiques : L’isolement diélectrique est assuré par l’air à la
pression atmosphérique. Dans ces conditions, on à définit des distances d’isolement et de sécurité à partir desquelles ont été obtenues les dimensions géométriques des installations :
Postes extérieurs : à double jeu de barres, un seul jeu de barre, postes avec jeu de barre de transfert
Postes intérieurs : mêmes composants saufs qu’il est construit dans un bâtiment
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Types de postes
Postes blindés : L’isolement diélectrique est assuré par un gaz lourd,
inodore, incolore, stable et ininflammable, l’hexa- fluore de soufre (SF6), ce gaz comprimé à 3.5 bars est obtenu dans des enveloppes en alu étanches et reliées à la terre, à raison d’une enveloppe par phase.
Le poste se présente comme un assemblage de caissons remplis de SF6 et contenant les conducteurs, les appareils à HT. Pour des raisons de sécurité, ces caissons sont divisés en compartiments étanches et surveillées individuellement.
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Postes blindés
Avantages : Diminution de la distance à la masse et
suppression des distances de travail, tares faible surface au sol par rapport au poste ouverts
Absence de sensibilité de pollution
Inconvenient : Prix Fiabilité : le risque de fuite du SF6 peut
entraîner une mise hors tension d’une partie de l’ouvrage, le démontage de matériel est plus long
Difficulté de raccorder les lignes aériennes, à cause du « goulot d’étranglement » crée par la faible largeur des cellules blindées.
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Types de postes
Cabines mobiles : Constituées d’une travée ligne, transformateur
de puissance et d’un module MT. Sous station transportable pour les besoins
urgents de l’exploitation
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Modes d’exploitation des postes à HT
Postes gardiennés, comportant un personnel d’exploitation présent durant les heures ouvrables et logé sur place;
Postes télé-commandés, exploité soit à partir d’un autre poste gardienné, soit à partir d’un bureau de conduite centralisé et qui n’ont donc pas de personnel sur place sauf pour des interventions particulière.
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Éléments constitutifs d’un postes à HT
Jeux de barres, qui assurent la matérialité des sommets du réseau;
Travées ou tranche électrique, qui assurent la matérialité des sommets du réseau;
Disjoncteurs qui assurent la coupure des courants de court-circuit, de transit et la déconnexion des ouvrages;
Sectionneurs qui assurent, après coupure des courants par les disjoncteurs, un rôle d’isolement et d’aiguillage des ouvrages sur l’un ou l’autre des jeu de barres;
Transformateurs ou auto-transformateurs de puissance qui permettent de transformer le niveau de tension pour l’adapter aux utilisateurs;
Transformateurs de mesure ( tension et courant), destinés à l’alimentation des appareils de mesure, l’alimentation des systèmes de protection et des automatismes de reprise de service;
Des réactances de compensation de l’énergie réactive
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Maintenance des postes HT
Contraintes influençant un poste HT
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Contraintes d’origine internes
Elles ont pour origine le fonctionnement propre du réseau et sont fonction de ces
caractéristiques électriques et des modes d’exploitation retenus.
Elles sont plus au moins maîtrisable.
- Fausses manœuvres
- Surcharges dues au fonctionnement du reseau
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Contraintes d’origine externes
Contraintes liées à des conditions climatiques variées
La pollution atmosphérique, l’humidité, le brouillard, le vent, le
givre ou la neige sont des paramètres qui influencent le comportement
mécanique et diélectrique des postes HT et THT
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Phénomènes d’origine atmosphérique
Pollution : Dépôts polluants (embruns salins portés par le vent, poussières conductrices des sites agricoles ou industriels) qui se fixent sur les surfaces isolantes, dans des conditions de forte humidité, la dissolution des sels contenus dans la poussière provoque la formation d’une couche électrolyte, un courant de fuite s’établit à travers la couche superficielle et des arcs peuvent prendre naissance et se développent jusqu’à provoquer le contournement total des isolateurs (mécanisme de contournement)
Pluie : la rosé et le brouillard, la pluie est un phénomène propice à l’humidification des isolateurs, elle est aussi à l’origine du phénomène de ruissellement formant un film d’eau reliant les deux extrémités de la chaînes pouvant entraîner le contournement de l’isolation.
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Phénomènes d’origine atmosphérique
Neige et givre : les conducteurs peuvent être soumis à certaines oscillations provoquées par la formation d’une couche de givre non uniformément repartie sur la portée, les efforts correspondants à ces oscillations peuvent être particulièrement dangereux. De même, on constate après fonte de la neige sur les tronçons inférieurs des pylônes, des barres horizontales peuvent être cintrées par une charge verticale importante, les déformations pourront provoquer l’effondrement du support.
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Phénomènes d’origine atmosphérique
Foudre : la foudre est une décharge électrique aérienne, accompagnée d’une vive lumière et d’une violente détonation qui se produisent entre un nuage électrisé et la terre ou un autre nuage.
Lorsqu’un coup de foudre tombe sur un conducteur de ligne électrique , il engendre des ondes de tension qui se propagent le long de la ligne et lorsque cette différence de potentiel est supérieure à la tenue au choc de la ligne, il se produit un défaut
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Éclairs nuage-sol
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Capteur Impact Vaisalatemps d’arrivée et angle
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Quelques chiffres… De 40 à 100 éclairs par seconde sur la Terre !
• Environ 2,3 impacts par km² et par an, en France
• Environ 20 jours d’orage (rayon de 10km) par an en France,
180 en Indonésie
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Du niveau kéraunique … à la densité de foudroiement
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Phénomènes d’origine électriques
Défaut : les causes de défaut sur la ligne sont nombreuses Trois catégorie de défauts :
• Fugitifs : sont ceux qui disparaissent très vite spontanément
• Semi-permanents : sont ceux qui entraînent une interruption courte
• Permanents : sont ceux qui entraînent une interruption prolongée (défaillance d’un matériel)
Échauffement : fonction de l’intensité traversant un conducteur, les échauffements excessifs peuvent provoquer la rupture des câbles et manchons
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Phénomènes d’origine mécaniques
Vibrations : Vitesse comprise en 1 m/s et 6 m/s Effets : Flexions alternées des conducteurs Conséquences : fatigue du conducteur au voisinage des
points d’accrochage avec risque de rupture de la couche externe
Malfaçon des manchons de jonction Usure : effet de balancement des chaînes d’isolateurs par
l’action de vent provoquant l’usure au contact de la manille et de l’étrier conduisant à la rupture de la chaîne
Fatigue : Charges répétitives ou contraintes alternées, la rupture pourra se produire à des contraintes supérieures à la résistance limite du matériau
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Nécessité et but de l’entretien des ouvrages
Exigence recherchée d’une continuité optimale de la fourniture de l’énergie requiert pour les installations en exploitation des performances qui se situent dans deux domaines :
o Électrique : Capacité de transit, niveau d’isolement, tenue aux court-circuits et aux surtensions
o Mécanique : tenue des ouvrages sous efforts normaux, tenue à la corrosion, aux intempéries, usures prévues, maintien des caractéristiques géométriques
Équipements postes soumises à l’action dégradante de divers facteurs aboutissant à un affaiblissement de leurs performances initiales.
Facteurs dégradants résultent à l’usage normal des postes qui est la présence de tension et le passage du courant électrique et aux environnements externes ( pollution, humidité, foudre, etc.. )
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L’organisation de l’entretien des ouvrages vise à assurer le maintien
des lignes au niveau des performances initiales
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Contraintes auxquelles sont soumises les postes HT et THT
Contraintes électriques, mécanique, météorologique qui influences leurs conception
Satisfaire à certaines conditions de sécurité déterminées suivants les lieux de leurs implantations.
Les conditions auxquelles doivent satisfaire les postes sont :
Arrêté technique déterminant les conditions techniques au point de vue sécurité des personnes et services publics
Cahier de charge S’assurer de leur sécurité : Vent, givre et la bonne tenue
mécanique des conducteurs aux vibrations
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Dispositions prises dans le domaine matériel, pour garantir la sûreté du
système
Performances attendues des ouvrages de transport
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Maintenance
MAINTENANCE
PREVENTIVE
Palliative
Curative
Conditionnelle
Contrôle, entretien en
fonction de l’état
Dépannage
Systématique
Seuils prédéterminés
Échéancier
Analyse d’huile télé-surveillance
Défaillance totale Réparation
MAINTENANCE
CORRECTIVE
Défaillance partielle
ConceptsConceptsConceptsConcepts EvénementsEvénementsEvénementsEvénements OperationsOperationsOperationsOperations
TYPE DE MAINTENANCE
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MAINTENANCE
Ensemble des actions exécutées dans le but de maintenir une
installation ou un élément d’une installation dans un état spécifié
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MAINTENANCE PREVENTIVE
Actions de maintenance visant à maîtriser
l’évolution de l’état d’un élément
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MAINTENANCE PREVENTIVE SYSTEMATIQUE
Entretien préventif est systématique lorsqu’il est effectué en fonction d’une périodicité établie selon le
temps ou le nombre d’unité d’usage
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MAINTENANCE PRVENTIVE CONDITIONNEL
Entretien préventif est conditionnel lorsqu’il est subordonné à un type
d’événement prédéterminé révélateur de l’état d’un
élément
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Actions de maintenance préventive des équipements d’un postes HT et THTDétection des défauts latents sur les matériels par les actions d’entretien
dont la périodicité dépend de la criticité des défaillances des matériels.
Elles repose sur les opérations suivantes :
La Visite périodique des matériels : comporte un caractère préventif réel (contrôle visuel des matériels)
Les manœuvres périodique des disjoncteurs et sectionneurs (de grippage des organes en mouvement, auto-nettoyage des contacts électriques et des articulations, etc.); ces manœuvres permettent de détecter les pannes latentes éventuelles à un moment choisi à l’avance
La thermographie infrarouge : recherche des points chauds sur les matériels HT et leurs connexions détectant ainsi des pannes latentes (têtes des disjoncteurs, bornes des transformateurs, contacts des sectionneurs, raccords des appareillages, etc.)
L’analyse d’huile : détermination de la tenue diélectrique de l’huile des transformateurs de puissance et son état d’oxydation
Le contrôle periodique de matériel : vérification de bon fonctionnement des matériels avec contrôle des signalisations et tests fonctionnels (essai ou mesure effectuée sur l’appareil en service dans le but de détecter des problèmes de fonctionnement ou de dégradation de composants)
L’inspection des matériels : maintenance approfondie tous les cinq à six ans La révision des matériels : maintenance plus approfondie tous les 10 à 12 ans
Ces interventions doivent s’appuyer sur des procédures formalisées qui doivent faire
l’objet d’une application rigoureuse.
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Action Disjoncteur Sectionneur
Transformateur
Autre Matériel
s
Visite X X X X
Manœuvres périodiques X X
Thermographie infrarouge X X X(1)
Contrôle (entretien léger, essais de fonctionnement sans enregistrement ni mesure)
X X X
Analyse d’huile X
Inspection :FVH à commande mécaniqueFVH à commande oléopneumatiqueSF6
XTous les ans
Tous les 6 ansTous les 6 ans
X(2) X(2)
Révision (examen d’organes internes)FVHSF6
X(3)
Tous les 12 ans
Tous les 12 ans
X(4) X
((1) : uniquement les raccordements1) : uniquement les raccordements(2) : dépend des modèles et conditions locale, périodicité selon disjoncteurs ou (2) : dépend des modèles et conditions locale, périodicité selon disjoncteurs ou transformateurstransformateurs(3) : sauf disjoncteurs à air comprimé vétuste(3) : sauf disjoncteurs à air comprimé vétuste(4) : uniquement sectionneurs anciens munis de graisseurs(4) : uniquement sectionneurs anciens munis de graisseurs
((1) : uniquement les raccordements1) : uniquement les raccordements(2) : dépend des modèles et conditions locale, périodicité selon disjoncteurs ou (2) : dépend des modèles et conditions locale, périodicité selon disjoncteurs ou transformateurstransformateurs(3) : sauf disjoncteurs à air comprimé vétuste(3) : sauf disjoncteurs à air comprimé vétuste(4) : uniquement sectionneurs anciens munis de graisseurs(4) : uniquement sectionneurs anciens munis de graisseurs
Equipements concernés par l’entretien selon leur état
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Visite périodique Sans interruption de service et comporte un caractère préventif
réel Consistance : - Examen minutieux du matériel en service, les opérations de
contrôle sont mentionnées sur une fiche pré-établie, elle est rempli au fur et à mesure du déroulement de la visite servant par la suite à rempli le compte-rendu de visite.
Visite d’une cellule : disjoncteurs, sectionneurs, réducteurs de mesure, connexions HT, etc..
Visite des transformateurs Type d’entretien : Contrôle niveau d’huile, silicagel, petit entretien exécutable sur un
appareil en service : nettoyage des armoires et équipements, compléments d’huile de commande, suppression de fuite, bruits anormaux, etc.. )
Moyen humain : 1 seul agent d’entretien
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Manœuvres périodiques
Réalisée sur des sectionneurs télé-commandés n’ayant pas manœuvré au cours des trois mois précédents
De grippage des organes en mouvement, modification des portées de clapets et des surfaces portantes, auto nettoyage des contacts électrique et des articulations
Détection des pannes latentes Un cycle d’ouverture et de fermeture du
disjoncteur peut être associé à la manœuvre des sectionneurs
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Contrôle périodique
Travaux à réaliser sans consignation de l’ouvrage mais avec interruption de service avec un délai de restitution rapide.
But : Outre les vérifications mensuelles, vérification des chaînes fonctionnelles complètes (équipements basse tension de protection et de signalisation, équipements HT)
Défauts monophasés simulé à partir d’une caisse d’essais permettant de contrôler les temps de déclenchement et de ré-enclenchement du disjoncteur ainsi que le bon fonctionnement des protections et re-enclenchements
Des manœuvres de sectionneurs avec mesure de couple Essais sur le régleur des transformateurs (passage de
toutes les prises) Contrôle du basculement des indicateurs de circulation
d’huile. Moyen humain : 2 agents d’entretien
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Contrôle périodique par thermographie
But : déceler des échauffements anormaux Des raccords Des manchons Des têtes de disjoncteurs Des bornes des transformateurs Des contacts de sectionneurs Fréquence : 2 à 3 ans Moyen humain : 1 agents + 1 chauffeur
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Inspection
En plus du contrôle annuel, Il s’agit d’un contrôle renforcé tous les 6 à 7 ans et peuvent nécessiter la consignation de l’installation.
Il s’agit essentiellement suivant les type de disjoncteurs : contrôle des pressions de gaz SF6 et des compléments Remplissage de l’huile des chambres de coupure Vérification du synchronisme des pôles Essais de fonctionnement en contrôlant les temps de
fonctionnement, le synchronisme, les seuils des signalisations et alarmes, etc..
• Opérations nécessitant 5 agents d’entretien sur 5 jours
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Révision
Travaux à réaliser avec consignation de la cellule et nécessitant le démontage plus ou moins complet de différents organes
Disjoncteurs : Remplacement des joints d’étanchéité Examen des parties mécaniques et éventuellement échange Remplacement des huiles de commande ou d’isolement Sectionneurs : Examen et remplacement des contacts, des tresses et des clinquants Régleurs : Dépose du corps insérable Mesure de la rigidité diélectrique de l’huile Examen des pièces mécaniques Nettoyage complet Vérification des contacts et éventuellement échange Vérification des résistances de passage
État des éléments du réseau(Application critères d’état par équipement)
(Indice d’étatIndice d’état))
Importance stratégique des éléments du réseau
(Indice de priorisation)
AppréciationSéquence optimale selon les critères FMDS
(Analyse des modes de défaillance – AMDEC)
Stratégie de maintenance( indice de performance )
Concept des 3 indices
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Par poste, des critères d’appréciation de l’état permettent de catégoriser
les équipements et composants, ils doivent être établis en fonction :
• Expérience d’exploitation des différents exploitants de réseau
• Historique de fonctionnement de l’équipement et retour d’expérience (BDM et exploitant)
• Type et age de l’équipement (vétusté)
• Diagnostic sur une période de cinq années précédentes
• Paramètres qualité de service sur une période de cinq années précédentes
• Analyse des modes de défaillance par équipement en vu de dégager les composants critiques (Application AMDEC)
• Équipements redondés
• Volumes des travaux de maintenance réalisés sur une période de cinq années précédentes
• Bases de données des différentes analyses
• Résultats des mesures effectuées (outils de diagnostic)
• Environnement (Pollution, Foudre, niveau iso-keraunique, etc.)
• Regard d’expert en cas d’indisponibilité des données historiques (Audit)
État d’un poste : Contraintes et criticité par équipement
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Classification des postes HT et THT
Postes stratégiques : Ensemble des postes d’évacuation des centrales Postes de répartition de l’énergie sur le territoire 400 kV Postes d’ interconnexions interrégionales et
internationales Postes en antenne Postes Alimentant des agglomérations importantes Postes alimentant des clients importants, cabines mobiles
Par poste et pour permettre une meilleure coordination inter-fonction
des interventions, un classement par importance des tranches
électriques (blocs de coupure) est nécessaire Ces postes doivent subir un programme de maintenance
renforcé Les autres postes subiront un programme de maintenance
normal
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Type d’action Plan de maintenance
Normal Renforcé
Visite 3 mois 1 mois
Manœuvres périodiques 6 mois 3 mois
Thermographie infrarouge 2 à 3 ans 1 an
Contrôle 3 ans 1 an
Analyse d’huile (TFO) 2 ans 1 an
Inspection 5 à 6 ans 5 à 6 ans
Révision 10 à 12 ans 10 à 12 ans
Chaque action doit s’appuyer sur une procédure formaliséeChaque action doit s’appuyer sur une procédure formaliséeChaque action doit s’appuyer sur une procédure formaliséeChaque action doit s’appuyer sur une procédure formalisée
Fréquences d’intervention pour les postes HT et THT (Par équipement)
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Type d’action Plan de maintenance
Normal Renforcé
Visite 1 fois / 3 mois 1 fois / mois
Manœuvres périodiques 1 fois / 6 mois 1 fois / 3 mois
Thermographie infrarouge 1 fois / 2 à 3 ans
1 fois / 1 an
Contrôle 1 fois / 3 ans 1 fois / 1 an
Inspection
FVH à com. mécanique 1 fois / 3 ans 1 fois / 1 an
FVH à com. Oléopneumatique
1 fois / 5 ans 1 fois / 5 ans
SF6 1 fois / 5 ans 1 fois / 5 ans
Air Comprimé 1 fois / 6 ans 1 fois / 6 ans
Révision FVH 1 fois / 10 ans 1 fois / 10 ans
SF6 1 fois / 10 ans 1 fois / 10 ans
Air Comprimé 1 fois / 12 ans 1 fois / 12 ans
Chaque action doit s’appuyer sur une procédure formaliséeChaque action doit s’appuyer sur une procédure formaliséeChaque action doit s’appuyer sur une procédure formaliséeChaque action doit s’appuyer sur une procédure formalisée
Fréquences d’intervention des disjoncteurs
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Type d’action Plan de maintenance
Normal Renforcé
Visite 1 fois / 3 mois 1 fois / mois
Manœuvres périodiques 1 fois / 6 mois 1 fois / 3 mois
Thermographie infrarouge 1 fois / 2 à 3 ans
1 fois / 1 an
Contrôle 1 fois / 3 ans 1 fois / 1 an
Inspection Selon périodicité des disjoncteurs
Chaque action doit s’appuyer sur une procédure formaliséeChaque action doit s’appuyer sur une procédure formaliséeChaque action doit s’appuyer sur une procédure formaliséeChaque action doit s’appuyer sur une procédure formalisée
Fréquences d’intervention des sectionneurs
Type d’action Plan de maintenance
Normal Renforcé
Visite 1 fois / 3 mois 1 fois / mois
Thermographie infrarouge 1 fois / 2 à 3 ans
1 fois / 1 an
Contrôle 1 fois / 3 ans 1 fois / 1 an
Inspection Selon périodicité des disjoncteurs et transfos.
Fréquences d’intervention pour les autres équipements
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Fréquences d’intervention des transformateurs de puissance
Type d’action Plan de maintenance
Normal Renforcé
Visite 3 mois 1 mois
Nettoyage de la réfrigération Conditionnel Conditionnel
Thermographie infrarouge 2 à 3 ans 1 an
Contrôle 3 ans 1 an
Analyse d’huile(*) 2 ans 1 ans
Contrôle FRA Passage de l’ensemble du parc (emprunte de base)
Après mouvement ou défaut
Contrôle décharge partielle Apres défaut
Inspection du changeur de prise en charge
6 ans 6 ans
Révision du changeur de prise en charge
12 ans 12 ans
Chaque action fera l’objet d’une procédure d’applicationChaque action fera l’objet d’une procédure d’applicationChaque action fera l’objet d’une procédure d’applicationChaque action fera l’objet d’une procédure d’application
Coût de maintenance
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Introduction
Le contrôle des coûts de maintenance est la base essentielle pour l’identification des équipements gros consommateurs de budget d’entretien pour éviter les
pratiques opérationnelles trop coûteuse.
Pour cela, la pratique d’une comptabilité analytique, par centre de coût, est indispensable pour traiter les informations sur les coûts et les présenter d’une
manière exploitable pour la maintenance.
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CIM : Coût d’intervention direct de maintenance
CDM : Coût de défaillance maintenance CSM : Coût de stockage maintenance
Le coût global de maintenance:
CGM = CIM + CDM + CSM
CompositionComposition du coût global de maintenancedu coût global de maintenance
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COUT D’ INTERVENTION DIRECTE DE MAINTENANCE CIM
Le coût d’intervention direct de maintenance comprend toutes les
dépenses effectuées pour réaliser la fonction maintenance d’un matériel
concernant la maintenance préventive systématique et conditionnelle, la
maintenance curative et la maintenance corrective
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Coût de main-d’œuvre interne ( Par groupe socioprofes-sionnel )
Coût de la sous-traitance externe Coût de matériel Coût de revient des moyens roulants internes Coût de revient des moyens roulants externes
( location ) Coût d’indemnisation ( Factures )
Le coût d’intervention directe de maintenance comprend :
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Le coût de main-d’œuvre interne est égal au temps passé en intervention par le personnel du site, pour réaliser la maintenance du matériel ou de l’ouvrage concerné, multiplié par le coût horaire d’intervention + Coût frais de mission
Coût MOI = Taux Horaire x [ Nbre H Normales + Nbre H Supplemen- taires + Nbre H Jeudi x 1.5 + Nbre H Vendredi x 1.75 + Nbre H Feries x 2 + Nbre H Vendredi et Jours fériés x 2.25 ]
La valorisation de la MOI se fait en fonction des tarifs par catégorie
socioprofessionnel Coût Frais Mission = ( Coût Repas x Nbre Repas ) + ( Coût Nuitée x
Nbre Nuitée )
Coût de main-d’œuvre interne (Par groupe socioprofessionnel )
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Le coût de la sous-traitance externe est obtenu à partir des factures des sous-traitants qui se rattache aux
travaux d’intervention de maintenance
Coût de la sous-traitance externe
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Coût de la pièces de rechange ( PDR )
Coût des pièces sorite du magasin : Coût PDR = Quantité Utilisée x
Prix unitaire Coût des pièces achetées directement : Obtenu à partir des
factures des fournisseurs Coût des consommables
Coût consommables = Quantité Utilisée x Prix unitaire
Coût d’amortissement du matériel et outillage utilisé ( appareil de traitement d’huile, camera thermographie, etc..)
Coût amorti. = Nombre heure Utilisée x Taux horaire
d’amortissement Utilisation
Coût du matériel comprend :
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Coût de revient des moyens roulants internes
Coût MRI = Kilomètre parcouru x Coût unitaire du
kilomètre parcouru Coût de revient des moyens roulants externes
Coût MRE = Kilomètre parcouru x Coût unitaire de
location ( par type de moyen utilisé )
Coût MRE = Nombre de jours x Coût journalier de
location ( par type de moyen utilisé )
Coût de revient des moyens roulants comprend :
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Le coût d’indemnisation est la montant de tous les dépenses occasionnées par les indemnisations des dégâts
aux tiers lors de l’intervention maintenance obtenu à partir des factures, PV de constant, etc..)
Coût d’indemnisation
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Le coût de défaillance maintenance suite à un incident est égal au nombre de kilowattheure non livré multiplié par le coût de kilowattheure transporté ou le coût des pertes de production des clients
Coût DM = Coût kilowattheure non livré x Nbre kilowattheure non livré
Coût de défaillance maintenance
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COUT DE STOCKAGE MAINTENANCE :
CSM
Le coût de stockage maintenance représente les dépenses engagées pour financer et gérer le stock des pièces de
rechange et les fournitures nécessaires à la maintenance
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L’intérêt financier du capital immobilisé que représente le stock
Les dépenses de main d’œuvre pour assurer les activités de gestion des stocks
Le coût d’exploitation des surfaces de bâtiment utilisées : Énergie et maintenance
Le coût d’exploitation de maintenance et les amortissement des matériels utilisés : Chariots élévateurs, transpalettes, informatique, etc..
Les dépenses d’assurance des stocks
Coût de stockage maintenance comprend :
68
Il est demandé de calculer le coût d’intervention de l’opération de maintenance postes HT
Réparation casse d’isolateurs tendue
Exemple de calcul :
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Équipe : 1 cadre – 14 maîtrises – 2 exécutions
Coût unitaire :
Cadre : coût horaire (HN) : 623.03 DA/h
Maîtrise : Coût horaire (HN) : 486.07 DA/h
Exécutant : Coût horaire (HN) : 339.33 DA/h
Temps passé : 2 jours ( 8 heures par jours sans heures supplémentaires )
1 repas : 400 DA - 1 chambre : 800 DA Moyens roulants :
2 camions TOYOTA
Distance parcouru par véhicule : 276 km
Coût unitaire d’utilisation : 6.50 DA/km
Nombre de jours d’immobilisation : 2 j
Coût unitaire d’immobilisation : 3000 DA/J
Utilisation PDR :
Isolateurs : 43 type U 120 A Coût unitaire : 970 DA
70
Moyens humains :
Temps passé : 16 heures, pas d’heures supplémentaires
Cadre : 1 x 623.03 x 16 = 9968.48 DA
Maîtrise : 14 x 486.07 x 16 = 108879.68 DA
Exécution : 2 x 339.33 x 16 = 10858.56 DA
Coût de la main d’œuvre :
Soit : CMO = 9968.48 + 108879.68 + 10858.56 = 129706.72 DA
Repas : 17 x 400 x 2 = 13600.00 DA
Découché : 17 x 800 x 1 = 13600.00 DA
Coût total : 129706.72 + 13600.00 + 13600.00 = 156906.72 DA
71
Moyens roulants : 2 camions TOYOTA
Distance parcouru par véhicule : 276 km
Coût unitaire d’utilisation : 6.50 DA/km
Nombre de jours d’immobilisation : 2
Coût unitaire d’immobilisation : 3000 Da/J
CMR ( 2 camions Toyota) = 2x6.50 x276 +2x2x3000 = 3588.00 + 12000.00 =
15588.00 DA Coût de la PDR :
Coût de l’installation d’isolateurs : 43 x 970 = 4171.00 DA Coût total de l’intervention :
Coût de l’intervention = Coût Moyen humain + Coût moyen roulant + Coût PDR
Coût de l’intervention : 156906.72+15588.00+4171.00 = 176665.72 DA
MERCI DE VOTRE ATTENTION
Indicateurs de maintenance
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DéfinitionIndicateur : outil de base de la gestion, il permet de mesurer et évaluer l’évolution d’un ou plusieurs aspectsd’une situation ou d’un phénomène donné.Trois famille d’indicateurs : Indicateurs de résultat Indicateurs de progression Indicateurs de performanceOutils indispensables au pilotage de la fonction mainte-nance qui nous renseignent sur le degrés d’atteinte d’unobjectifs et permettent de prendre en temps utile lesdécisions correctives ou préventives pour converger versles résultats attendus.
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Indicateurs de résultatsCes indicateurs mesurent les paramètres de qualité
de service en fonction des objectifs ( Incidents au 100 km, Indisponibilité, END, Mauvais fonctionnement, Avaries, etc. )
Obj. An (i)
Real.An (i)
TauxAn (i)
Real. An(i-1)
Evol.(i)/(i-
1)
Incid. Lignes aux 100 km
Indisp. Lignes (h/100 km)
Indisp. Câbles (h/ km)
Indisp. Transfos (h/TR)
M.F. Disjoncteurs (mfd/100disj.)
M.F. Protection (mfp/100 fprot)
Indisp. Comptage
END imputée (°/000)
Réduction des coûts d’entretien et délais d’intervention
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Indicateurs de progression
Ces indicateurs mesurent l’état d’avancement desactions de maintenance et sont définis par :
L’évolution du volume de réalisation des actions programmées par rapport à l’objectif
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Indicateurs de performance
La performance d’une fonction s’évalue selon les indicateurs suivants :
Indicateurs des coûts de maintenance
Indicateurs de délais Indicateurs de qualité
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Indicateurs de coûts de maintenanceIl représente l’ensemble des dépenses de la maintenance et
peuvent être classés en trois indicateurs Indicateurs de niveau de maintenance par
rapport aux matériel ( positionner les coûts de maintenance par rapport au coût du matériel ou des ouvrages neufs concernés )
L’indicateur essentiel est le coût d’interventionmaintenance CIM par rapport à la valeur à neuf del’équipement ou l’ouvrage Ri = CIM / VAN Indicateurs de coûts de répartition par nature de
dépenses maintenance ( montrer l’évolution des dépenses dans le temps et de mettre en relief les natures de dépenses, permettant ainsi d’orienter les analyses et les actions correctives)
R1 = CIM / CGM R2 = CDM/CGM
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Indicateurs de coûts de maintenance Indicateurs de coût par nature d’intervention
de maintenance (l’évolution dans le temps de ces indicateurs permet d’éviter des dérives qui entraîneraient le risque de la diminution de la maintenance préventive par rapport à la maintenance curative)
Les indicateurs principaux de répartition par nature de dépenses sont :
Le coût de maintenance préventive par rapport au coût d’intervention maintenance
Le coût de maintenance curative par rapport au coût d’intervention maintenance
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Indicateurs de délais
Objectif : visualiser le respect des délais prévus et de fournir des informations qui permettent
d’analyser les retards constatées.Ce sont des indicateurs de mesure de situation dont l’évolution dans le temps est importante à suivre
afin de visualiser les dérives, d’analyser et de mettre en œuvre
les actions correctives
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Indicateurs de délaisIls sont caractérisées par les rations suivants : Pourcentage des actions prévues et réalisées
dans les délais, Pourcentage entre les temps main d’œuvre
prévus dans les préparations, les estimations et les temps réellement passés ( temps d’occupation ),
Pourcentage des délais de la maintenance préventive réalisé par rapport aux délais globale de maintenance réalisé
Pourcentage des délais des interventions de maintenance curative par rapport aux délais globale de maintenance réalisé