Remplacement d'un système de contrôle-commande vieillissant

Système de contrôle-commande Procédé Gaz

Défi

  • Risque d'obsolescence du système de procédé d'une centrale de cogénération
  • Ripon Cogeneration exploitait un système de contrôle-commande existant impossible à prendre en charge localement, ce qui entraînait des temps d'arrêt non planifiés et de longues périodes de dépannage système
  • Les seuils de sécurité étaient codés en dur dans le système, ce qui provoquait des déclenchements intempestifs et des redémarrages de la centrale
  • Suite à la défaillance du serveur historique, Ripon Cogeneration a perdu des informations de procédé précieuses et à dû fonctionner sans accès aux données essentielles pour l'analyse

Solutions

Résultats

  • Amélioration des performances des opérateurs
  • Réduction du délai de démarrage d'environ 10 % et des déclenchements intempestifs de 90 %
  • Conformité aux obligations réglementaires
  • Amélioration de la flexibilité des opérateurs et de leur capacité à surveiller les variables de procédé via le système PlantPAx

Contexte

Filiale de la société de portefeuille Veresen, Ripon Cogeneration vend de l'électricité à l'un des plus grands utilités de la nation, contribuant ainsi à fournir de l'énergie aux foyers et aux entreprises de la majeure partie du Nord et du Centre de la Californie. La turbine de cette centrale d'une capacité de 50 MW, située dans la vallée de San Joaquin, génère également de la vapeur qui est utilisée pour la production d'eau distillée, laquelle est ensuite utilisée par le fabricant de procédés voisin.

En 2012, les propriétaires de cette centrale âgée de 25 ans ont décidé de remplacer leur système de contrôle-commande obsolète.

« Notre système vieillissant ne pouvait plus assurer des performances satisfaisantes et il était trop coûteux à réparer », a déclaré Brett Weber, responsable des opérations et de la maintenance chez Ripon Cogeneration. « De plus, peu de personnes comprenaient encore le système existant et nous recevions une assistance limitée du fournisseur. Nous devions faire quelque chose. »

Défi

Le principal problème était que plusieurs seuils de sécurité étaient codés en dur dans le système de contrôle-commande, si bien que même de petits écarts des variables de procédé (par exemple, de température) provoquaient la mise hors tension de tout le système et forçaient la centrale à s'arrêter. Les opérateurs et techniciens pouvaient uniquement réagir aux déclenchements de sécurité, qui se produisaient beaucoup trop souvent.

Le redémarrage de la turbine à gaz et des sous-systèmes essentiels sur lesquels elle reposait, notamment le refroidisseur, l'osmose inverse et l'usine d'eau distillée, prenait environ une heure à chaque arrêt de la centrale, entraînant une baisse de production.

Les nombreux démarrages faisaient également courir le risque à la centrale de dépasser ses limites d'émission. Tout comme une voiture produit davantage de gaz d'échappement lorsque le conducteur fait tourner le moteur, les centrales électriques émettent davantage de combustibles au démarrage. Or, les émissions et les autres impacts environnementaux potentiels des centrales électriques sont strictement réglementés en Californie. En tout, les droits d'exploitation de Ripon sont soumis aux autorisations de 12 organismes réglementaires différents qui surveillent absolument tout, de la qualité des eaux souterraines aux niveaux d'ammoniac autour de la centrale.

Le fonctionnement avec un système de contrôle-commande presque obsolète était compliqué par le manque d'assistance locale pour effectuer les réparations ou la maintenance.

« Chaque fois qu'il se produisait un problème majeur lié au système, nous devions attendre pour obtenir une assistance, parfois jusqu'à trois semaines », a déclaré M. Weber. Les problèmes de maintenance et de réparation devenaient inévitablement plus fréquents, plus coûteux et plus chronophages.

Pire encore, en 2012, Ripon a totalement perdu son historique de procédés lorsque le serveur de la centrale est tombé en panne. En plus d'un système de contrôle-commande défaillant, Ripon a perdu toutes ses données. La seule réparation du serveur et de l'historique aurait représenté un coût de 20 000 $ sans garantie de récupérer les données.

En outre, les rapports de production quotidiens étaient développés manuellement. Les opérateurs de la centrale devaient enregistrer les données des compteurs du système de contrôle et les transcrire manuellement à partir de pages Internet, insérer les données dans un rapport de production et envoyer ce rapport au vice-président sur un site distant. La production du rapport manuel prenait une à deux heures chaque jour.

« Lorsque le nouveau directeur des opérations de notre entreprise a visité notre centrale et constaté quels étaient nos moyens de travail, cela a été le facteur décisif », a déclaré M. Weber. « Cela ne lui a pris que 30 minutes pour prendre la décision d'approuver la recommandation de la centrale invitant à mettre en place un nouveau système de commande avec une solution d'information intégrée. »

Solution

Le nouveau système comprend une plate-forme de commande compatible avec les informations, évolutive et pluridisciplinaire, qui associe le contrôle des processus et la commande de sécurité à des fonctionnalités de communication et d'E/S de pointe. Le système est équipé de 750 points d'E/S et il peut collecter jusqu'à 1 000 points de données de procédé. L'ancien réseau propriétaire de la centrale a été remplacé par EtherNet/IP™ et a permis l'installation facile du nouveau système et une intégration sans problème avec les sous-systèmes existants de la centrale.

Pour supprimer le procédé manuel de collecte de données de la centrale, source d'erreurs, le système PlantPAx™ inclut un logiciel d'historique de données, ainsi qu'un portail de visualisation, d'analyse et de création de rapports qui fournit des tableaux de bord en fonction des rôles offrant une visibilité en temps réel sur la production. Les fonctionnalités de visualisation au niveau de la supervision incluses dans le système PlantPAx fournissent aux opérateurs une visibilité optimale sur les informations de production et des diagnostics parfaitement intégrés dans la salle de commande de l'opérateur repensée et modernisée de Ripon. Le système PlantPAx va exploiter toutes les données historiques du système de procédés et automatiser les rapports de production quotidiens, permettant ainsi aux opérateurs de la centrale de se concentrer sur les opérations du système plutôt que sur la création de rapports manuels chaque jour.

Par le passé, Ripon était dans l'incapacité de comprendre parfaitement ce qui provoquait les aberrations du système. Prenons un exemple concret : le scénario de la turbine à gaz de la centrale. Il existe un point de contrôle spécifique dans la turbine à gaz, appelé T2 : la température de l'air d'admission de la turbine. Le système PlantPAx permet aux opérateurs d'avoir une meilleure visibilité sur la température T2 et ce qui l'affecte. Les opérateurs peuvent ainsi réagir proactivement aux changements et améliorer la productivité.

Résultats

Le système PlantPAx fournit un protocole de communication ouvert, unique et uniforme, et il a amélioré les performances générales du site chez Ripon. Les avantages du projet sont notamment les suivants :

  • Réduction considérable des arrêts : les déclenchements de sécurité intempestifs sont réduits de près de 90 % avec le nouveau système.
  • Conformité réglementaire : étant donné que les arrêts non planifiés sont rares, la centrale ne démarre qu'une fois par jour, ce qui permet de garder ses émissions parfaitement sous contrôle. « La mise en œuvre du système PlantPAx nous a indirectement aidés à respecter toutes les autres exigences réglementaires car les contrôles sont automatisés et les opérateurs peuvent surveiller les conditions en temps réel », a déclaré M. Weber.
  • Réduction du temps de démarrage : au lieu de nécessiter une heure pour redémarrer la centrale, le nouveau système prend environ 45 minutes.
  • Variables de procédés contrôlables : le personnel peut désormais surveiller facilement les variables du système grâce aux tableaux de bord PlantPAx et décider de poursuivre le fonctionnement malgré de petites aberrations ou d'arrêter le système si nécessaire.
  • Un réseau unique ouvert : Ripon peut développer plus facilement la centrale et tirer parti de nouveaux dispositifs et équipements reposant sur Ethernet. De plus, le réseau non propriétaire simplifie les procédés d'embauche et de formation car les nouveaux ingénieurs n'ont pas besoin d'avoir une expertise spécialisée pour exploiter et dépanner le système.
  • Intelligence de production : les opérateurs de la centrale peuvent voir et exploiter les données du système en temps réel afin de traiter les problèmes lorsqu'ils se produisent et de s'assurer que la centrale fonctionne rarement à plein régime. Assistance d'un fournisseur local : les spécialistes de Maverick Technologies et Rockwell Automation peuvent réagir rapidement en cas de nécessité.

« D'un point de vue esthétique, le système de commande d'automatisation totalement intégré de Ripon offre une toute nouvelle expérience aux opérateurs », a déclaré M. Weber.

« Désormais, lorsque vous êtes à la place de l'opérateur, c'est comme si vous conduisiez une voiture complète, plutôt qu'une voiture ayant la carrosserie d'une Chevrolet, le moteur d'une Ford et le tableau de bord d'une Toyota », a ajouté M. Weber. « Ce projet va servir de référence pour tous les futurs projets de notre centrale et représente un modèle de conception de centrale pour Veresen. »

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