EDF adapte son jumeau numérique à une centrale thermique – LeMagIT

Andrei Merkulov – stock.adobe.co
Le centre d’Ingénierie Système Transport (CIST) est une unité de la Division Thermique Expertise et Appui industriel Multi-métiers (DTEAM) rattaché à la branche Ingeum d’EDF depuis le 1er janvier 2022. Ce pôle d’ingénierie des réseaux se spécialise dans le transport d’électricité.
Présent dans 33 pays, il mène des études de réseau, de conception, prépare des chantiers avec les fournisseurs, supervise les travaux, puis réalise des audits et des analyses en appui à l’exploitation et la maintenance des systèmes électriques.
En France, son rôle est de négocier les conditions de raccordement au réseau, de construire et de maintenir « les installations d’évacuation d’électricité, de la centrale jusqu’au réseau d’électricité géré par RTE ». Les ingénieurs du CIST ont aussi pour mission la conduite des réseaux, c’est-à-dire le dispatching des ressources électriques.
« Nous nous occupons de l’ingénierie des infrastructures de transport de l’électricité et de l’ingénierie thermique qui entre dans une transition décarbonée », indique Vincent Roulet, directeur de l’ingénierie CIST-Ingeum chez EDF.
Selon EDF, en 2021 le nucléaire représentait 78,2 % de sa production d’électricité dans le monde (et 86,8 % France). Les énergies renouvelables comptaient pour 12,4 % de son mix énergétique (10, 8 % en France). Les parts du fioul (1 % et 0,7 % en France), du charbon (0,7 % et 0,4 % en France) et du cycle combiné gaz (7,3 %, contre 0,4 % dans l’Hexagone) sont minimes. Mais ces énergies émettrices de CO2 n’ont pas encore disparu.
Les tensions sur le marché des énergies provoquées par la guerre en Ukraine pourraient entraîner le rappel « à titre conservatoire » de centrales thermiques d’ores et déjà fermées.
C’est l’option mise sur la table par le ministère de la Transition écologique et de la Cohésion des Territoires pour la centrale thermique (charbon et gaz) de Saint-Avold en Moselle. Le 11 juillet 2022, les élus de la commune du Havre ont réclamé au gouvernement la réouverture de la centrale thermique de la ville portuaire afin d’éviter un éventuel « black-out » l’hiver prochain.  
Cependant, la transition énergétique induite par le réchauffement climatique fait évoluer le rôle de ces unités de production, selon Vincent Roulet.
« Il y a 20 ou 30 ans, le thermique portait des enjeux importants en ce qui concerne le nombre de mégawattheures produit et l’énergie délivrée », relate-t-il. « Peu à peu, les centrales thermiques sont sollicitées pour fournir des services au réseau électrique ».
Cela s’explique par l’introduction de sources d’énergies renouvelables, mais intermittentes que sont le photovoltaïque et l’éolien. « Ce sont des énergies qui peuvent produire beaucoup à certains moments, et très peu à d’autres », résume le directeur de l’ingénierie.
« Notre rôle est de produire des services pour conserver la stabilité du réseau, de faire en sorte qu’à tout moment l’équilibre entre la consommation et la production soit maintenu », indique Vincent Roulet. En clair, les centrales thermiques doivent démarrer très rapidement, c’est-à-dire en moins d’une heure, pour soutenir les pics d’utilisation.
Au fil des ans, les équipes de production et les équipes d’assistance à la production d’EDF se sont dotées de systèmes de supervision reposant entre autres sur des historiens de données.
Depuis 2004, l’une des unités du CIST pilote le service d’e-Monitoring d’EDF. Installée à Paris, cette ligne de métier délivre des offres de supervision à distance pour 27 centrales thermiques (et des générateurs diesel), dont 19 sur le sol français. L’équipe comptant une quinzaine d’ingénieurs process et IT a ainsi surveillé une puissance cumulée de 9 Gigawatts en 2022.
En 2017, les ingénieurs du CIST évoquaient lors de la conférence annuelle d’OSIsoft, le recours à huit systèmes différents pour effectuer cette supervision. L’un d’entre eux est la base de données PI System d’OSIsoft, un éditeur racheté par AVEVA en 2020. La plupart des sites d’EDF sont équipés de ce système.
Pour détecter et analyser la dégradation des performances, EDF emploie entre autres EtaPro, une suite d’outils de suivi de performances des actifs et de condition monitoring. Pour la détection précoce des pannes, le service e-Monitoring s’appuie sur la plateforme d’analytique prédictive PriSM d’AVEVA ainsi que des modèles statistiques et de machine learning maison. L’objectif est d’éviter les arrêts de production et de réduire les coûts de maintenance.
Entre 2011 et 2017, l’équipe responsable d’e-Monitoring a mesuré une économie de 30 millions d’euros. Ces coûts ont été évités grâce à la détection précoce de défauts liés à la perte d’énergie, la surconsommation de carburant, la disponibilité des unités de production et la réparation préventive des équipements.
Si les gains obtenus sont déjà intéressants, les nouveaux enjeux liés à la répartition des sources d’énergie réclament d’obtenir des détections en quasi-temps réel.
En outre, EDF souhaite que les opérateurs et les experts de la maintenance sur le terrain soient impliqués dans l’amélioration de la performance économique de ces centrales thermiques.
Les ingénieurs doivent se former aux spécificités des énergies renouvelables ou « propres », tels l’hydrogène, les biocarburants ou les combustibles de synthèse, vouées à remplacer le gaz, le fioul et le charbon. Pour rappel, le groupe français a l’ambition d’atteindre la neutralité carbone d’ici 2050.
Par ailleurs, EDF collecte de plus en plus de données. « Nous avons de plus en plus de capteurs intelligents et connectés, ainsi que de nouvelles données disponibles sur lesquelles nous essayons de développer de l’algorithmique pour anticiper les pannes et améliorer la performance », remarque Vincent Roulet.
En sus des métriques liées aux coûts et aux performances – des paramètres économiques qui sont « les nerfs de la guerre » dixit le directeur de l’ingénierie CIST-Ingeum –, le groupe introduit des mesures d’émissions de CO2.
Cette complexité entraîne l’émergence de nouveaux outils. Trois chercheurs à la R&D d’EDF se sont mis à développer un jumeau numérique des centrales nucléaires du groupe. « Nous récupérions les données du parc nucléaire et nous les analysions au travers d’un jumeau numérique », raconte Aurélien Schwartz, directeur général et cofondateur de Metroscope. « Il s’agissait de comparer l’état de la centrale réelle avec son double numérique en établissant des scénarios de défaillance. Dès qu’il y avait un écart entre ces deux éléments, nous le diagnostiquions afin d’en déterminer la cause profonde ».
Cette technologie brevetée dont le déploiement a débuté il y a quatre ans dans les centrales nucléaires d’EDF a donné lieu à la naissance de la startup Metroscope. Cette filiale du groupe français est accompagnée par le fond d’investissements EDF Pulse depuis 2018. « Aujourd’hui, l’intégralité des centrales nucléaires françaises d’EDF est supervisée par Metroscope », affirme Aurélien Schwartz.
 Dans le jargon de la startup, un écart entre une valeur attendue et la mesure d’un capteur se nomme un symptôme. « Vous avez des symptômes sur des centaines de mesures, mais ensuite il faut trouver et expliquer les symptômes qui détaillent l’état du site de production », poursuit-il.
Outre la supervision de paramètres clés, la plateforme SaaS de l’éditeur hébergée sur Microsoft Azure détecte les déviations, les pertes d’énergie, réalise des diagnostics et estime les impacts sur la performance, le tout en temps réel.
À partir de ces symptômes, il s’agit d’établir des centaines de scénarios d’erreurs. Ces scénarios nourrissent une matrice pour détecter la signature des erreurs à partir des métriques relevées. Un moteur d’inférence construit sur des réseaux bayésiens est utilisé pour tester les scénarios et identifier le bon diagnostic.
« Vous avez votre jumeau numérique qui ne représente pas la réalité. Vous avez vos capteurs qui peuvent remonter des mesures faussées, la calibration n’est sûrement pas parfaite. Malgré tout, vous devez être en capacité d’établir le scénario le plus probable », remarque le CEO de Metroscope.
Aujourd’hui, la plateforme est manipulée par 300 utilisateurs qui supervisent 65 unités de production dans le monde. « Nous nous sommes rapidement lancés à l’international, mais le marché du nucléaire est relativement restreint. Nous avons donc décidé d’étendre cette offre d’optimisation des actifs de production d’électricité aux thermiques », avance Aurélien Schwartz.
Pour commencer, Metroscope s’est rapproché du CIST-Ingeum pour réaliser un premier déploiement depuis la centrale à cycle combiné gaz de Blénod-les-Point-à-Mousson, située entre Metz et Nancy. Cette centrale fabriquée par General Electric dispose d’une puissance de 430 Mégawatts. Elle produit 2 TWh d’électricité par an en 6000 heures de fonctionnement.
 Ce site a été équipé de 146 capteurs. Les ingénieurs de Metroscope et du CIST-Ingeum se sont appuyés sur neuf ans d’historique de données et quelques 7700 équations physiques. Metroscope ingère les données historiques depuis la base de données PI System du site. Les deux entités ont trouvé qu’entre 2014 et 2017, la puissance de la centrale de Blénod a baissé de 15 Mégawatts, soit une perte d’efficience de 2 %. Si les causes des pertes sont multiples, les deux entités prennent l’exemple d’une valve de purge d’air pour réguler la température d’une des turbines. Cette valve s’ouvrait trop régulièrement après une intervention de maintenance. Ce problème pouvait provoquer jusqu’à 10 Mégawatts de perte d’énergie.
Aujourd’hui, les équipes d’e-Monitoring, de Metroscope et une dizaine d’opérateurs de la centrale de Blénod collaborent toutes les semaines. Ils peuvent enrichir la matrice avec de nouvelles erreurs repérées par les techniciens.
De son côté, Metroscope a déployé son jumeau numérique dans d’autres centrales thermiques à travers le monde. Globalement, toute unité de production d’énergie confondue, la startup a détecté la perte de production de 2000 GWh, soit 980 000 tonnes équivalents CO2.
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