Rapport de Stage

REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE SONATRACH DP HASSi R’MEl En collaboration avec UNiVERSiTé MOHAMED bOUDiAF D’oran usto Faculté du Génie Electrique DéPARTEMENT D’AUTOMATiQUE

Rapport de Stage « septembre 2010 »

Service Automatisme.

Présenté par : Achache bouhadjar hakim Encadreur: Mr BENKOUIDER Lakhdhar

1

Remerciement

Avant tout développement sur cette expérience professionnelle, il apparaît opportun de commencer ce rapport de stage par des remerciements, à ceux qui m’ont beaucoup appris au cours de ce stage, et même à ceux qui ont eu la gentillesse de faire de ce stage un moment très profitable. Aussi, je remercie Mr BENKOUIDER Lakhdhar, aussi bien que Mr BEN YOUCEF Djebar et LAKROUT Abdekader , qui m’ont formé et accompagné tout au long de cette expérience professionnelle avec beaucoup de patience et de pédagogie. Enfin, je remercie l’ensemble des cadres de service de maintenance automatique pour les conseils qu’ils ont pu me prodiguer au cours de ce stage, ainsi que tous les employés du SONATRACH sans oublier tout les cadre et les agents du centre de formation du SONATRACH de Hassi R’mel .

2

INTRODUCTION

L’Algérie compte un potentiel d’hydrocarbures d’une importance capitale dans sa région Saharienne et ceci en matière de GAZ et de PETROLE. Juste après la nationalisation des hydrocarbures, l’initiative de l’extraction ainsi que l’exploitation de ces richesses ont été entreprises par SONATRACH et par d’autres sociétés étrangères en collaboration avec celle-ci. L’extraction des hydrocarbures, étant complexe, est assurée par des installations et des dispositifs qui évoluent d’une manière synchrone avec l’évolution de la technologie afin d’optimiser le temps et le coût des opérations.

A nos jours, la technologie met en oeuvre des techniques sans cesse croissantes pour gérer la production et réduire considérablement les facteurs de risques liés à la nature des hydrocarbures. L’exploitation des installations de traitement de gaz permet la production de grandes quantités d’hydrocarbures dont une partie est transformée en d’autres formes d’énergie telle que l’électricité.

Parmi les plus importants gisements que compte le Sud du pays, le champ de HASSI R’MEL. J’ai eu l’occasion de visiter HASSI R’MEL dans le cadre de mon stage que je propose d’illustrer à travers ce rapport.

3

CHAPITRE I GENERALITES

4

Description de l’organisme d’accueil I.1 Présentation de HASSI R’MEL I.1.1 Situation géographique HASSI R’MEL porte du désert, se trouve à 525 Km au sud d’Alger. Dans cette région relativement plate du Sahara septentrional l’altitude moyenne est d’environ 750m. Le paysage, vaste plateau rocailleux ,est parsemé de « daïas » petites dépression dans lesquelles s’est accumulé un peu de terre et ou pousse un végétation composée essentiellement de buissons ,mais aussi d’arbres (pistachiers sauvages) le climat est caractérise par pluviométrie faible (140mm par an) et une humidité moyenne de19% en été et 34% en hiver, les amplitudes thermique sont importantes et les températures varient entre –5°c en hiver et +45°c en été .les vents dominants sont de direction nordouest.

I.1.2 Historique 1951 : première compagne géophysique intéressant la région. 1952 : le forage du premier puits d’exploration à quelques kilomètre de BERRIANE, mit en évidence la présence d’un trias gréseux qui présentait toutes les caractéristiques d’un réservoir recouvert d’un trias salifère pouvant jouer le rôle de couverture . 1956 : sondage de HR1 à une dizaine de kilomètres à l’est du point d’eau de HASSI R’MEL. La profondeur de 2132 m fut atteinte et révéla la présence d’un réservoir de gaz humide sous une forte pression. Le puits HR1 venait d’être implanté sur le sommet de l’anticlinal, hypothèse vérifiée par la sismique de la même période. Les forages qui suivirent confirmèrent l’existence d’un important anticlinal et permirent d’étudier avec plus de précision les niveaux géographiques ainsi que les caractéristiques de l’effluent. 1957-1960 : furent forés HR2-HR3-HR4-HR5-HR6-HR7-HR8 et HR9, le gisement de HR a commencé à produire en 1961 le réservoir de HR présente une forme elliptique orienté sud ouest /nord est. Il s’étend sur une superficie d’environ 3500km2. Les réserves prouvées en place sont évaluées à plus de 2800 milliards de m3.

I.1.3 Développement 1961-1969 : mis en service des anciennes unités du module «0 » avec une capacité de traitement de gaz sec de 107 milliards de m3 par an. 1971 : 24 février 1971, nationalisation historique des hydrocarbures. 1971-1974 : la capacité de production de cette unité a été portée à 4 milliard de m3/an de gaz sec par l’apport de la mise en service de nouvelles installations. Cependant, cette extension n’est qu’une étape d’un vaste plan de développement du gaz naturel, en effet, en tant que source privilégiée d’énergie

5

domestique et industrielle de matière première pour l’industrie pétrochimique, le gaz naturel a pris une place prépondérante dans la politique énergétique de l’entreprise. La caractéristique de l’effluent et l’homogénéité du réservoir ont conduit au choix d’un modèle de développement relativement simple .il s’agit d’un schéma d’exploitation alterné comportant trois zones de production (nord, centre et sud) entre les quelles ont été intercalées deux zones de réinjection (nord et sud). Cette philosophie de développement a permis d’atteindre les objectives suivant :  Augmentation de la capacité de traitement de 14 à 94 milliard de m3 par an de gaz.  Maximisation de la récupération des hydrocarbures liquides tels que le condensât (gaz liquéfie par refroidissement ou par compression) et le GPL (gaz de pétrole liquéfie) par un cyclage partiel du gaz.  1978-1980 : la réalisation de cet objectifs a nécessité la mise en place de :  Quatre usines de traitement de gaz dont la capacité nominale unitaire est de 20 milliards de m3 par an de gaz sec (module 1, 2, 3 et 4).  Deux stations de réinjection de gaz dont la capacité nominale unitaires est de 30 milliards de m3 par an de gaz sec (station nord et sud).  D’un centre de stockage et de transfert de condensât et de GPL (CSTF).

I.1.4 La réinjection du gaz sec a HR En déplétion naturelle, la récupération des hydrocarbures liquides est limitée par suite de la condensation au niveau du réservoir. Le recyclage partiel retenu pour le gisement de HASSI R’MEL permet :  Le maintien de la pression.  De maximiser l’extraction des hydrocarbures liquides en balayant le gaz humide. La récupération supplémentaire visée est de l’ordre de 20% par rapport à celle obtenue par délétion naturelle.  De produire un potentiel optimal en condensât et en GPL sans avoir recours au torchage des gaz excédentaires, d’ou une meilleure flexibilité d’exploitation des unités de traitement de gaz.

6

I.2 Organigramme de l’organisme d’accueil

I.2.1 Organigramme de la direction régional HASSI R’MEL

Direction Régionale

HASSI R’MEL

Assistance

Directin Oued Noumer

Secrétariat

Direction Exploitation

Division Informatique

Direction

Direction technique

Maintenanc e

Division Ressources Humaines Et moyens

Division Approvisionneme nt

Direction logistiqu e

Division Finances Et comptabilit é

Direction Engineeri ng

Division Sécurité

7

I.2.2 Organigramme de la structure d’accueil à la DP HASSI R’MEL

Direction Maintenance

Service Ordonnancement

Département Maintenance Centrale

Secrétariat

Département Maintenance

Départe ment Maintenance

Modules

Télécoms & instrumentation

Service

Département

Département

Méthodes

Maintenance Compression

Service MN/SCADA

MN/MPP4 (DCS)

Service MN/Commutations

Service MN/Radio

Service MN/Instrumentation

Service MN/Automatisme

8

CHAPITRE II SYSTEME ANTI-INCENDIE et les automates

9

II.1 Introduction au système anti-incendie Dans le domaine des hydrocarbures, la sécurité des installations et du personnel est un facteur déterminant, étroitement lié à la production. L’importance des investissements engagés sur les équipements et procédés de traitement ainsi que les risques d’incendie et d’explosion liés à la nature des produits utilisés (inflammables), nécessitent une protection minutieuse et bienveillante de ce patrimoine. Les systèmes analogiques de lutte contre les incendies, ont contribué à la protection des installations, cependant leur efficacité reste limitée par rapport à ce que le traitement numérique des signaux peut procurer comme possibilités en matière d’interfaçage et de transfert. Les systèmes numériques l’informatique :

(détection et commande extinction) utilisent les avantages offerts par

    

Câblage en bus : Installation économique et simple. Adressages : Localisation rapide et précise des lieux des incidents. Intégration en réseau : Transfert des signaux d’alarmes vers différents lieux de contrôle. Historique : Stockage et archivage des événements survenus. Configuration : Simple et adaptée à toutes les situations (modifications par configuration sur logiciel, protégée par mot de passe ).  Supervision : Se fait à partir de panneaux locaux ou déportés Auto-Diagnostics : Les anomalies sont localisées et signalées automatiquement sur les panneaux de supervision. II.2 Présentation du système total SAFETY Le système numérique de détection et extinction « TOTAL SAFETY », a été installé aux niveaux des unités de HR pour protéger les équipements stratégiques de production à savoir les pompes de transfert et d’expédition les turbines/compresseurs, les sous stations électriques, laboratoires, salles de contrôle,… etc. Ce système présente les avantages offerts par la technologie des microprocesseurs et le câblage en bus ( boucle unique) permet une installation facile et une maintenance simple et efficace. SLC : Signaling Line Circuit : paire de câble torsadée constituant le bus du système sur lequel sont raccordés en parallèle les éléments (détecteurs et modules d’adresse). Sur la boucle des signaux SLC, 99 détecteurs et 99 modules peuvent être connectés et répartis sur des zones différentes selon la convenance de l’exploitant et les dispositions des équipements à protéger.

10

En fonctionnement normal, le système scrute les éléments (détecteurs, modules, sorties) installés sur la boucle SLC. Chaque élément de boucle est déclaré sur le programme de conduite du système par sa fonction, son adresse et la zone (coordonnées) à laquelle il appartient. Toute anomalie survenue sur un élément ou un ensemble d’éléments est automatiquement signalée sur le panneau AFP (auto diagnostique) avec l’affichage sur le LCD du message indiquant la nature de l’anomalie ainsi que les coordonnées de l’élément source. Etant donné la spécificité des zones et des équipements à protéger, la protection conçue diffère d’une zone à une autre et d’un équipement à un autre. Ainsi, l’installation d’un type de détection et le choix de l’agent extincteur sur une zone obéit à des critères dictés par l’environnement et la spécificité de l’installation à protéger. Le mode d’installation, le fonctionnement et la maintenance de chaque type de détecteur sont présentés sur des notices fournies par le constructeur. Les schémas de câblage et les schémas électriques des panneaux de contrôle fournis par le constructeur permettent d’assurer une maintenance efficace. Un détecteur : correspond à un détecteur de fumée (Smoke detector).peut être installer dans les Salles de Contrôles, racks, sous station électriques et d’autres enceintes fermées. Un Module : correspond à un détecteur UV (ultra-violet), UV/IR (ultra-violet/ infra-rouge), Beam,(détecteur de température), Alarmline ou Manuel Pull Station (BG). Beam detector : est constitué de deux parties distinctes :  Un transmetteur (émetteur du signal ) et un récepteur sont installés à une distance convenable et correctement alignés.  Un nuage de fumée traversant le champ entre émetteur et récepteur réduit l’intensité du faisceau de rayons Infra-Rouge capté par le récepteur ce qui provoque l’émission d’une alarme feu .Un obstacle traversant le champ provoque une coupure franche du faisceau. Ceci déclenche une alarme défaut. peut être installer dans des Sous stations électriques. Détecteur UV : est un détecteur sensible aux rayons ultra-violet (l’un des composants essentiels des rayons émis par une flamme). Peut être installer dans des Bâtiments compresseurs. Détecteur UV/IR : est un détecteur sensible à la combinaison des deux rayons ultra-violet et infra-rouge (simultanément). Peut être installer dans des Abris des pompes d’expédition. Détecteur de température : Elément de boucle actionnant une alarme feu quand sa température atteint la consigne fixée. Peut être installer où on veut Protéger des turbines / compresseurs / transformateurs HT/ laboratoires. AlarmLine : Câble détecteur sensible constitué de 04 conducteurs en cuivres reliés 2 à 2 à leurs extrémités formant 2 boucles connectées à un module d’analyse. Ce câble détecteur est sensible aux variations de température. Un accroissement de température fait chuter la résistance des fils conducteurs. Cette variation est analysée par le module électronique (interface) qui déclenche un signal d’alarme .Une

11

rupture du câble ou un court-circuit entraîne un signal défaut. Il peut être installer dans des caniveaux et chemins de câbles. Manuel pull station (BG): est un élément de boucle par lequel on actionne manuellement le système (action volontaire). Peut être installé dans toutes les zones protégées.

Fig.1 : SYNOPTIQUE DU SYSTEME TOTAL SAFETY

12

II.3 Les automates programmables industriels L’automate programmable industriel API (ou Programmable Logic Controller PLC) est aujourd’hui le constituant le plus répandu des automatismes. On le trouve non seulement dans tous les secteurs de l’industrie, mais aussi dans les services (gestion de parkings, d’accès à des bâtiments) et dans l’agriculture (composition et délivrance de rations alimentaires dans les élevages). Il répond aux besoins d’adaptation et de flexibilité de nombres d’activités économiques actuelles. II.3.1 Manufacturiers de PLC Les plus connus sont :            

Allen Bradley Festo GE Fanuc Honneywell Mistubishi Modicon Omron Reliance Siemens Symax Texas Instruments Westinghouse

II.3.2 Où sont utilisés les automates?  Contrôle de procédés o Ligne de production o Convoyeur o Sécurité  Équipements et machines dédiés o Palettiseur o Emballeuse o Découpeuse  Robot o Cartes de contrôle avec axes multiples

II.3.3 Pourquoi opter pour un automate ?    

Les automates sont dédiés au contrôle et ont fait leurs preuves depuis longtemps. Électronique très robuste contre le « bruit ». Alimentation filtrée et sécurisée. Entrées/sorties sécurisées (S7- 200 de Siemens possède 7 étages de filtrations sur discrètes).

ses entrées

13

 Facilement expansible et versatile en termes d’entrées/ sorties.  Respectent tous les standards de l’industrie .

14

Fig.2 Armoire électrique comportant un automate

II.3.4 Le choix d’un automate Lors du choix d’un automate, il est important de bien Définir les caractéristiques suivantes:        

La puissance de calcul nécessaire La mémoire requise Les fonctions utilisées (ex fonction spéciale PID) Le nombre et le type d’entrées/ sorties (ex. entrée compteur rapide,32 DI,3AO) La convivialité du logiciel de programmation Le service après vente Le type de connexions Prévoir expansion future

Les réseaux d’automates Les grands systèmes utilisant plusieurs automates pour l’automatisation complète d’une industrie relient ceux-ci entre eux par des réseaux.    

Ethernet Device Net Control Net Profibus

15

II.3.5 Bases des automates programmables Un Automate Programmable Industriel (API) est un calculateur industriel qui accepte des entrées provenant de contacts et de capteurs, les évalue grâce à un programme en mémoire et génère des sorties permettant le contrôle de machines et de procédés .

Figure .3: Schéma fonctionnel d’un automate programmable Un API permet d’utiliser un logiciel pour créer une logique de contrôle de systèmes, ce qui évite les frais de réalisation d’une logique câblée sur des appareils du système de contrôle.

Les fonctions d’un automate programmable doivent être reproduites d’une manière ordonnée pour répondre aux changements de conditions du système. L’API exécute en permanence un cycle incorporé et automatique appelé balayage. Pendant chaque balayage.  Lecture des états en cours de toutes les entrées.  Exécution du programme. L’exécution du programme commence à l’adresse 0000 et se poursuit jusqu’à la fin du programme ou de la mémoire. Mises à jour des sorties Les trois fonctions ci–dessus se répètent en permanence pour permettre le contrôle du procédé. De plus, l’API exécute des fonctions de contrôle interne à chaque balayage pour garantir un fonctionnement correct. Le temps de balayage total d’un API s’exprime en millisecondes. 16

Pour l’API Série 90 Micro, ce temps est d’environ 5 ms par instruction simple (contacts et bobines). Pour les fonctions plus complexes telles que les calculs, ce temps est généralement plus long.

Figure.4: Séquence de balayage d’un automate programmable

II.4 GE-FANUC série 90-30 C’est la gamme des automates la plus utilisé au sonatrach, c’est un produit né de la fusion entre les deux sociétés Général Electrique et Fanuc, américaine et japonaise respectivement. Le hardware et le software de cet automate seront présentés ci-dessous.

Fig.5 : automate programmable GE-FANUC 90-30 II.4.1 HARDWARE C’est l’aspect matériel du PLC à savoir le module d’alimentation, la CPU, les modules de communication et les modules d’entrées-sorties, lesquels sont montés sur un rack de 5 ou 10.

II.4.1.1 Le module d’alimentation Il fournit un courant et une tension continus et appropriés aux différents modules via le rack. A noter qu’une alimentation directe vers les modules d’entrées-sorties est nécessaire. II.4.1.2 La CPU C’est le cerveau de l’automate, il comporte le programme de traitement qui est chargé de la PG à l’aide d’un câble série RS232-RS485, et une mémoire où sont stockées les données 17

traitées ou à traiter. Les données sont véhiculées d’une manière parallèle entre la CPU et les différents modules. il est à noter que cette série 90-30 de GE-FANUC travaille avec une gamme assez variée de CPU. II.4.1.3 Modules de communication Ils assurent le transfert des données entre l’automate et son environnement, et cela avec un protocole bien spécifié pour chaque type de communication. Où on utilise un module (Ethernet) pour le protocole TCP-IP (ou bien la fibre optique), et des modules (coprocesseurs) pour la communication en Modbus avec les différentes unités et panneaux d’adressage. II.4.1.4 Les modules d’entrées-sorties (I/O) Dans le système de sécurité, les informations qui proviennent des différents capteurs sont recueillies par les modules de communications et les informations provenant des boutons poussoirs se trouvant sur place nécessitent un module d’entrées. Les éléments de sorties de faible ou de forte puissance (voyants, électrovannes, sirènes gyrophares etc.), qui nous informent ou, nous alertent sur l’état du système de sécurité et sur l’environnement qu’il gère en permanence, sont connectés à des différents module dépendant de la sortie à commander. Remarque : Pour commander les sorties de puissance, comme les électrovannes et les gyrophares, GENERAL MONITOR a fait appel au GENIUS block. TOTAL SAFETY quand à elle, utilise des relais pour le control de ces éléments. III.4.2 SOFTWARE Le fonctionnement de l’ensemble des modules constituant le HARDWARE nécessite un programme qui est implémenté sur la CPU. Et pour la gestion des entrées et sorties, des modules I/O comme le GENIUS sont programmables. Pour l’implémentation des programmes dans les mémoires respectives de la CPU et des modules intelligents comme le GENIUS, une PG (ordinateur portable) munie d’un logiciel, et une console bien spécifiée, sont indispensables. Pour la supervision et le control du système, et pour bien s’entendre avec la machine, l’homme a mis au point le concept de HMI pouvant interpréter le langage de programmation utilisé en un langage binaire compris par la machine, et vis versa. II.4.2.1 HMI Deux différents logiciels pilotant la PG sont mis en place et cela selon le modèle de CPU. II.4.2.2 LOGIC MASTER Fonctionnant sous DOS, il est utilisé pour communiquer avec les CPU de modèle (inférieur à la gamme 350). et cela pour faire le diagnostic matériel et une éventuelle reprogrammation. En-voici son menu d’accueil

18

Fig.6 : l’interface du HMI LOGIC MASTER II.4.2.3 CIMPLICITY CONTROL Utilisable sous WINDOWS pour des modèles de CPU supérieur ou égal à 350. Il fait la programmation et la configuration du matériel. En-voici un aperçu sur son menu d’accueil :

Figure.7 : l’interface du HMI CONTROL CIMPLICITY

Généralement, les deux logiciels utilisent le LADDER et le langage C pour la programmation.

19

CHAPITRE III Etude de SYSTEME dcs

20

III. Etude de système DCS III.1Généralités Aujourd'hui, le succès des micro-ordinateurs et des logiciels a rendu de l'informatique simple et familière. Cependant, la distance est grande entre la micro-informatique personnel et l’informatique professionnelle , elle l’est encore l’avantage entre celle ci et l’informatique industrielle .car l’enjeu n’est pas un résultat sur papier mais la mise en œuvre de procédés ou des machines.

III.1.1L‘historique des système de contrôle Avant la naissance du DCS, le contrôle des procédés a connu plusieurs générations de systèmes : Contrôle manuel : c’est l’opérateur qui ferme la boucle de contrôle en manoeuvrant l’origine de commande Régulateurs pneumatiques locaux : l’opérateur n’intervient pas directement sur l’organe de commande mais il donne un point de consigne au régulateur local sur site. Régulation pneumatique centralisée : l’opérateur conduit le procédé à partir de la salle de contrôle. Régulateurs électroniques analogiques et numériques : le développement de l’électronique a conduit à la conception des régulateurs électroniques à boucle simple et des capteurs pouvant transformer touts grandeurs physiques en grandeurs électriques. Système d’acquisition de données DAS : animation graphique, historique, trend, logging. la fonction contrôle est assurée par des régulateurs simple mono-boucle. Système de contrôle distribue DCS En générale, les procèdes industriels sont constitués d’un ensemble d’équipements d’installations de production repartis sur site, cette contrainte a fait que l’architecture de ce système soit distribuée. D’ou l’appellation : système de contrôle distribué DCS (distributeur control system). Les principaux objectifs de ce système sont :  augmenter la fiabilité et la disponibilité de production avec des coûts optimaux d’investissement et d’exploitation.  Assurer la sécurité des personnels.  Mettre à la disposition des opérateurs précis de contrôle et de pilotage de l’installation.  Assurer des fonction de pilotage, surveillance et de supervision

III.2Aspect hardware III.2.1 Introduction aux systèmes répartis Les quartes fonctions de base à réaliser par un système numérique de contrôle de commande de procédés industriels sont :  adaptation des signaux échangés avec le procédé.  traitement en temps réel des données échangées avec le procédé.  traitement en temps différé des données échangées avec le procédé. 21

communications avec les utilisateurs du système numériques.

III.2.1.1 Adaptation des signaux échangés avec le procédé Les signaux industriels du procédé appartiennent généralement à deux catégories standard distinctes :  analogique (0-10v, 0-20mA, 4-20mA, résistance variable, mV de T.C, ..)  logique ou " tout-ou-rien " (contact physique, présence de tension ou pas, état d’un thermique, impulsions électriques, …). Le système numérique chargé de contrôler le procédé utilise des signaux numériques, c’est à- dire des nombres (0 à 65535 pour le système i/a séries). IL est donc indispensable de convertir les signaux échangés avec le procédé comme suit :  Acquisition et conversion des signaux industriels en nombres.  Commande et conversion des nombres en signaux industriels.

III.2.1.2 Traitement en temps réel des données échangées avec le procédé

22

 Fonctions régulation et de calcul.  Fonctions séquentielles (séquences de mises en route ou d’arrêt, procédé discontinu, …).  Production des alarmes.

III.2.1.3 Traitement en temps différé des données échangées avec le procédé    

Enregistrement et manipulation des données historiques Restitution des données historiques enregistrées (courbes, rapport, …). Optimisation. Bilan

III.2.1.4 Communications avec les utilisateurs  Conduite : interface opérateur graphique (accès limité aux ressources autorisées).  Information : impression des messages et des rapports  Maintenance et développement : interface utilisateurs graphiques (accès aux outils d’analyse et de configuration)., Dans un système centralisé, un même dispositif (processeur ou calculateur) peut réaliser la plupart des fonctions de base, une indisponibilité du dispositif en question provoque la parte de l’ensemble de fonctions dont il a la charge. Dans un système distribué ou réparti, les fonctions de base sont plutôt confiées à des dispositifs (stations) différents reliés entre eux par un réseau de communication. Une indisponibilité d’un dispositif ne provoque que la perte de la fonction qu’il a en charge. Chaque station peut avoir accès à des informations contenues dans la base de données d’une autre station via le réseau de communication. Le système I/S séries est un système distribué dans lequel les fonctions de base décrites précédemment sont confiées à des dispositifs différents appelé stations :     

Traitement temps réel : processeur de contrôle CP Traitement temps différé : processeur d’application AP Interface opérateur : processeur de visualisation WP Maintenance et développement : processeur d’application AP Information des utilisateurs :processeur de communication COM

La conversion des signaux échangés avec le procédé est confiée à des modules d’E/S industrielles FBM raccordés à un CP via un bus d’E/S. L’association des ces quatre stations raccordées entre elles par un réseau de communication local est équivalente à un système centralisé.

23

III.2 Les stations du système I/A séries III.2.1 Processeur de contrôle (CP) Il assure la fonction suivante :    

communication avec les modules et les cartes de conversion d’E/S (FBM) Traitement continu Traitement séquentiel Communication avec les autres du réseau

Les traitements réalisés par le processeur de contrôle font appel à des a algorithmes standard fournis par FOXBORO appelé blocs. Le bloc est une entité logicielle qui réalise périodiquement une fonction généralement multiple (calcul principale, calculs secondaires, test d’alarme, …) prédéfini par son algorithme.

Il existe quatre utilisations du processeur de contrôle :  Processeur de contrôle en mode locale (CP et modules FBM placés dans une même armoire ou des armoires voisines) : CP  Processeur de contrôle local à tolérance de pannes : CPTF  Processeur de contrôle en mode distant  Processeur de contrôle distant à tolérance de pannes

III.2.2 Modules et cartes d’E/S (FBM et FBC)

Les modules d’E/S FBM réalisent les fonctions générales suivantes :  Interface entre les signaux industriels du processus automatisé et le processeur de contrôle.  Conversion des signaux industriels en signaux numériques (acquisition) et inversement (commande)  Mise en repli de sécurité de l’équipement commandé en cas perte de communication avec le CP. Certains modules FBM de type logique peuvent réaliser des fonctions applicatives complémentaires :  Exécution d’un programme logique  Surveillance d’états logique (Détection de premier défaut).  Comptage d’impulsions

24

Fig III.1 Processor and Fieldbus Modules (FBM01) III.2.3 Processeur d’application (AP) Les fonctions d’un processeur d’application sont les suivantes :    

Tuteur de fichiers Surveillance du système Gestion de base de données Exécution de programmes applicatifs ou utilitaires

III.2.4 Processeur de communication Le processeur de communication fournit les fonctions nécessaires aux autres stations du réseau pour communiquer avec :  des imprimantes  des terminaux VT100.

25

III.2.5 Processeur de visualisation (WP) Le processeur de visualisation réalise l’interface en temps réel entre L’utilisateur et le système I/A séries.

Fig III.2 Schéma de principe d’une WP50/51

III.2.5 Processeur double d’application et de visualisation (AW) Cette station réalise les fonctions d’un processeur d’application et celles d’un processeur de visualisation. Elle peut être connectée à un réseau I/A séries ou utilisée comme station de configuration hors-ligne. III.3 Aspect communication III.3.1 Réseau d’E/S (field bus) Le rôle de ce réseau est d’assurer la liaison de communication entre le processeur de contrôle CP et les modules d’E/S FBM. Il permet d’échanger des données avec le procédé sous contrôle. Les caractéristiques du réseau d’E/S sont :  Support physique : o Câble coaxial d’impédance 100 ohms o Fibre optique  Tame de message HDLC(high level data link control)  Débit d’information 270 Kbits/s. 26

 Rafraîchissement de la base de données par exception, en fonction d’une valeur de seuil de variation significative.  Langueur maximale du bus d’E/S :

III.3.2 Réseau système local (RL) Le réseau local permet d’assurer les communications entre des stations du système I/A série pas trop éloignées les unes des autres.

III.3.3 Réseau à bande porteuse CLAN (carrier band local area NETWORK)

v

Réseau de niveau intermédiaire permettant d’établir de la communication entre des systèmes résidant sur un même site. III.3.4 Réseau à large BLAN (Broadband local area TWORK) C’est un réseau qui permet d’interconnecter des sites distants de plus de 10 kilomètres.

III.4 Aspect logiciel III.4.1 Systèmes d’exploitation Les stations I/A SERIES utilisent des systèmes d’exploitation différents selon leur types .ces systèmes d’exploitation s’appuient sur les standard UNIX, VRTX, WINDOWS NT

III.4.1 Venix/Solaris Les systèmes d’exploitation Venix et Solaris sont utilisés dans les modules I/A series 10/30/40 et 50/51 respectivement .ils ont principalement en charge :     

L’exécution des commandes systèmes La gestion des mémoires de masse La gestion multi-tâche des processus. L’exécution des utilitaires de configuration. L’exécution des logiciels d’application.

III.4.2 VRTX Le noyau VRTX assure l’exécution des algorithmes du traitement algorithmique et gère les processus relatifs à la gestion des réseaux ainsi que les communication.

Ce logiciel présente entre autre les avantages suivants :  Multi-tâche  Temps réel  Gère 255 niveaux de priorités. Les processus de communication sont prioritaires par rapport aux tâches utilisateurs.

27

III.5 La Aspect sécurité III.5.1 Redondance des liaisons de communication  Double bus de communication système  Double bus de communication d’E/S

III.5.2 Stations critiques à tolerance de pannes  CP  Passerelles automate  Processeur d’application Foxboro

III.5.3 Repli de sécurité FBM/FBC  Délai critique de perte de communication

III.5.4 Valeur tolérance de pannes Le principe de la tolérance de panne est le suivant : Les deux stations sont opérationnelles .Elles contiennent exactement les mêmes programmes, les mêmes données et effectuent parallèlement les mêmes traitements .L’une des stations est active et l’autre passive. Lorsqu’un traitement est achevé, les résultats obtenus dans chaque machine sont comparés. Si les résultats sont identiques, l’information est transmise à son destinataire via le réseau par la station active. Si ce n’est pas le cas, un programme de tests exécutés par chaque station de façon à déterminer quelle est la station défaillante. La station défaillante se déconnecte automatiquement du réseau et l’autre station devient active. Après réparation et remise en service de la station défaillante, celle-ci devient opérationnelle passive et l’autre station reste opérationnelle active. Dans le cas des AP à tolérance de panne, il faut également s’assurer de la conformité du disque dur. C’est un logiciel particulier exécuté par chaque AP qui se charge de mettre systématiquement en conformité les disques durs des AP actif et passif (fonction miroir).

III.5.5 Redondance des unités de disque dur Cette fonction n’est applicable qu’aux stations SUN Microsystems. Les stations SUN peuvent être doté de six unités d’enregistrement (disque dur, bande magnétique et CDROM) compatible avec SCSI. Il est possible de prévoir un second bus SCSI et d’y connecter jusqu’à quatre unités de disques secondaires pour réaliser le redondance de quatre des disques primaires. Comme dans le cas des AP à tolérance de panne, il faut s’assurer de la conformité des disques durs. C’est un logiciel particulier exécuté par les disques durs primaires et secondaires. 28

Configuration du système DCS

29

Durant toute la période de mon stage pratique à HASSI R’MEL j’ai eu l’opportunité d’acquérir certaines connaissances pratiques enrichissantes notamment dans les domaines de l’automatique, qui s’avère important dans le milieu industriel. Il est remarquable et c’est toutes en son honneur que la Sonatrach /DP de Hassi R’mel mobilise tous ces moyens matériels et humains pour mener à bien le fonctionnement des installations et faciliter la gestion de la maintenance de ces usines par un usage approprié des méthodes et des modes d’emploi en utilisant l’outil informatique ,qui est devenu une réalité incontournable et s’impose de façon puissante spécialement avec l’automatisation de toutes les procédures de travail et de gestion ; ceci en vue d’une meilleur productivité. Parmi ces système informatique le DCS qui est basé sur une technologie intégrée et beaucoup plus fiable dans la régulation du proscess et la communication sécurisée par utilisation des systèmes de redondances et de fault-tolérance (tolérance de panne). Donc pour conclure et dans la ligne de cette étude, je souhaite que mon modeste contribution sera utile pour la structure et qu’elle servira de guide pratique pour les utilisateur. .

.

.

30

généralité introduction ........................................................................................................1 I.1 Présentation de HASSI R’MEL.....................................................................3 I.1.1 Situation géographique .............................................................................3 I.1.2 Historique ...................................................................................................3 I.1.3 Développement ...........................................................................................3 I.1.4 La réinjection du gaz sec a HR..................................................................4 I.2 Organigramme de l’organisme d’accueil...................................................5 I.2.1 Organigramme de la direction régional HASSI R’MEL....................7 I.2.2 Organigramme de la structure d’accueil à la DP HASSI R’MEL........8 Chapitre II II.1 Introduction au système antiincendie...............................................................................................................10 II.2 Présentation du système total SAFETY.............................................................................................................11 II.3 Les automates programmables industriels..............................................12 II.3.1 Manufacturiers de PLC..........................................................................13 II.3.2 Où sont utilisés les automates.................................................................14 II.3.3 Pourquoi opter pour un automate ?......................................................15 II.3.4 Le choix d’un automate..........................................................................16 II.3.5 Bases des automates programmables...................................................18 II.4 GE-FANUC série 90-30 ................................................................................................19 II.4.1 HARDWARE...........................................................................................................20

II.4.1.1 Le module d’alimentation.............................................................................................22 II.4.1.2 La CPU .....................................................................................................................22 II.4.1.3 Modules de communication.....................................................................................23 II.4.1.4 Les modules d’entrées-sorties (I/O) .......................................................................23 III.4.2 SOFTWARE ..............................................................................................................23 II.4.2.1 HMI ………………………………………………………………………………....23 II.4.2.2 LOGIC MASTER.....................................................................................................23 II.4.2.3 CIMPLICITY CONTROL .....................................................................................23

Chapitre III III. Etude de système DCS...............................................................................24 III.1Généralités......................................................................................................................24 31

III.1.1L‘historique des système de contrôle..................................................24 III.2Aspect hardware........................................................................................24 III.2.1 Introduction aux systèmes répartis..................................................24 III.2.1.1 Adaptation des signaux échangés avec le procédé ........................................25

III.2.1.2 Traitement en temps réel des données échangées avec le procédé...............................................................................................................25 III.2.1.3 Traitement en temps différé des données échangées avec le procédé ..............................................................................................................25 III.2.1.4 Communications avec les utilisateurs ............................................25 III.2 Les stations du système I/A séries.........................................................26 III.2.1 Processeur de contrôle (CP)..................................................................26 III.2.2 Modules et cartes d’E/S (FBM et FBC)...............................................26 III.2.3 Processeur d’application (AP) ...................................................................................27

III.2.4 Processeur de communication................................................................27 III.2.5 Processeur de visualisation (WP).........................................................27 III.2.5 Processeur double d’application et de visualisation (AW)................27 III.3 Aspect communication..............................................................................27 III.3.1 Réseau d’E/S (field bus)…………………………………………….27 III.3.2 Réseau système local (RL)...............................................................28 III.3.3 Réseau à bande porteuse CLAN (carrier band local area v NETWORK) .................................................................................................28 III.3.4 Réseau à large BLAN (Broadband local area TWORK)....................................28

III.4 Aspect logiciel............................................................................................28 III.4.1 Systèmes d’exploitation ....................................................................28 III.4.1 Venix/Solaris..........................................................................................28 III.4.2 VRTX......................................................................................................28 III.5 La Aspect sécurité ....................................................................................29 III.5.1 Redondance des liaisons de communication.....................................29 III.5.2 Stations critiques à tolerance de pannes .........................................29 III.5.3 Repli de sécurité FBM/FBC..............................................................29 III.5.4 Valeur tolérance de pannes ...............................................................29 III.5.5 Redondance des unités de disque dur..............................................29 Conclusion générale .....................................................................................30

32

33