Rapport de Stage - masteraih1.e-monsite.commasteraih1.e-monsite.com/medias/files/rapport-de-stage-pdf-go.pdf · apparait opportun de commencer ce rapport de stage par des remerciements,

Promotion 2012 /2013

République Algérienne Démocratique et Populaire

Ministère de L'enseignement Supérieur et de la Recherche Scientifique

Université Constantine 1Mentouri

Faculté des Sciences et Technologies & Sciences de la Matière

Département de l’Electronique

Rapport de Stage Pour l’obtention du diplôme de Master

THÈME

SERVICE AUTOMATISME

Préparé par : Ahmed Harek

Encadrer par : Mr.benkouider Lakhdar

Période du stage : Mars 2013 – Juin2013


Service automatisme


Remerciement

Avant tout développement sur cette expérience professionnelle, il

apparait opportun de commencer ce rapport de stage par des

remerciements, a 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 Lakhdar, aussi bien que Mr ben Youcef

Djeber 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 tous les cadres et les agents du

centre de formation du SONATRACH de Hassi R’mel

Introduction

L’Algérie compte un potentiel d’hydrocarbures d’une importance capitale dans

sa région Saharienne et ceci en matière de GAZ et 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’autre 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 cout des opérations.

A nos jours, la technologie met en œuvre de la technique sans cesse croissante

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’hydrocarbure dont une partie est transformé en d’autres

formes d’énergie telle que l’électricité.

Parmi les plus importants 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.

Chapitre 1 : généralistes

Description de l’organisme d’accueil

1-1Présentation de HASSI R’MEL

1-1-1 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 essentielle de buissons, mais aussi d’arbres (pistachier

sauvages) le climat est caractérise par pluviométrie faille (140mm par an)et

une humidité moyenne de 19% en été et 34% en hiver, les amplitude

thermique sont de direction nord-ouest.

1-1-2 Historique

En 1951 :1er

compagne géophysique intéressant la région.

En 1952 : le forage du 1er

puits d’exploitation à quelque Kilomètre de

BERRIANE, mit en évidence la présence d’un trais gréseux qui

présentait toutes les caractéristique d’un réservoir recouvert d’un trais

salifère pouvant jouer le rôle de couverture.

En 1956 : sondage de HR1 à une dizaine de kilomètre à l’est du point

d’eau de HASSI R’MEL.

La profondeur de 2132m fut atteinte et révéla la présence d’un réservoir

de gaz humide sous une force pression puits HR1 venait d’être implanté

sur le somment de l’anticlinal, hypothèse vérifiée par la sismique de la

même période.


Les forages qui suivent confirment l’existence d’un important anticlinale

et permirent d’étudier avec plus de pression les niveaux géographiques

ainsi que les caractéristiques de l’effluent

En 1957-1960 : furent forés HR2-HR3- HR4-HR5- HR6-HR7- HR8-

HR9,le gisement de HR a commencé à produit en 1961 le réservoir de

HR présente un 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

1-1-3 Développement

En 1961-1969 : mis en service des anciennes unités du module « 0 »

avec une capacité de traitement de gaz sec de 107 milliard de m3par an.

En 1971 :24 février 1971, nationalisation des hydrocarbures.

En 1971-1974 : la capacité de production de cette unité a été 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 Natural, en effet, en tant que

source privilégiée d’énergie domestique et industrielle de matière 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 3 zones de production

(nord, centre, 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 liquide tels

que le condensat liquéfie par refroidissement ou par compression)

Et le GPL (gaz de pétrole liquéfie) par un cyclane partiel du gaz

En 1978-1980 : la réalisation de cet objectif a nécessité la mise en place

de :

4 usines de traitement de gaz dont la capacité nominale unitaire

est de 20 milliard de m3 par an de gaz sec (module 1,2, 3 et 4)


D’un centre de stockage et de transfert de condensat et de

GPL(CSTF)

1-1-4 La réinjection du gaz sec a HR

En déplétion naturelle, la récupération des hydrocarbures liquide 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 maximise l’extraction des hydrocarbures liquides balayant le gaz

humide. La récupération supplémentaire visée est de l’ordre de 20% par

rapport à celle obtenue par délétion naturelle

De produit un optimale un potentiel optimal en condensat et en GPL sans

savoir recours au torchage des gaz excédentaires, d’où une meilleur

flexibilité d’exploitation des unités de traitement de gaz

1-2-1Organigramme de l’organisme d’accueil

1-2-1-1Organigramme de la direction régional HASSI R’MEL

Direction régionale HASSI R’MEL

Secrétariat Assistance

Direction

oued

noumer

Direction

Exploitatio

n

Direction

Maintenance

Direction

Techniqu

e

Direction

Logistique

Direction

Engineering

Division

Finances et

comptabilité

Division

sécurité

Division

Approvisionnement

Division

Ressources

humain et

moves

Division

Informatique


1-2-1-2gramme de la structure D’accueil à la DP HASSI R’MEL

Direction de

maintenance

Service

Ordonnancement

Secrétariat

Département

de

maintenance et

télécom

Département

de

maintenance

Méthodes

Département

de

maintenance

et télécom

Département

de

maintenance

Modules

Départemen

t de

maintenance

centre

Service

MN/MPP4

Service

MN/SCADA

Service

MN/communicatio

n

Service MN/Radio

Service MN/Instrumentation

Service MN/automatisme


Chapitre 2 : Système anti-incendie et les automates

2-1 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 lies 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 de l’installation, cependant leur efficacité reste limitée par rapport à

ce que le traitement numérique des signaux peut procurer comme possibilité en

matière d’interfaçage et de transfert.

Les systèmes numériques (détection et commande extinction) utilisé les

avantages offerts par l’informatique :

câblage en bus : installation économique et simple

Adressage : Localisation rapide et précise des lieux des incidents

Intégration en réseau : transfert des signaux d’alarme vers déférents lieux

de contrôle

Historique : Stockage et archivage des évènements survenus

Simple et adaptée à toutes les situations (modification 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

2-1 Présentation du système totale SAFETY

Le system numérique de détection « TOTAL SAFETY », a été installé au

niveau des unités de HR pour projeter les équipements stratégique de

production à savoir les pompes de transfert et d’expédition les turbines

compresseurs, les sous station électrique, laboratoire, salles de contrôle

…etc.

Ce système présente les avantages offerts par la technologie des

microprocesseurs et le calage 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 module d’adresse).

Sur la boucle des signaux SCL ,99 détecteurs et 99 modules peuvent être

connecté et répartis sur des zones différentes selon la convenance de

l’exploitant et les dispositions des équipements à protéger.

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

automatiquement signalée sur le panneau AFP (auto diagnostique) avec

l’affichage sur 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

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 par l’environnement et la

spécificité de l’installation à protégé.

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 (Smocke détecteur).

Peut être installé dans les salles de contrôle, racks, sous station électrique

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 station électrique.

Détecteur UV : est un détecteur sensible aux rayons ultra-violet (l’un des

composantes 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 ou on

veut protéger des turbines /compresseurs/transformateurs HT/

laboratoires.

Alarmline : câble détecteur sensible constitué de 04 conducteurs en

cuivre reliés 2 à 2 à leurs extrémités formant 2 boucle 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 rupture du

câble ou un court-circuit entraine un signal défaut. Il peut être installé

dans des caniveaux et chemins de câble

Manuel pull station (BG) : est un élément de boucle par lequel on actionne

manuellement

nt le système (action volontaire).Peut être installe dans toutes les zones

protégées



Les automates programmables industriels

L’automate programmable industriel API (ou programmable Logic Controller

PLC) est aujourd’hui le constituant le plus répondu des automatismes. On le

trouve non seulement dans tous les secteurs de l’industrie, maïs 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.

Manufacturiers de PLC

Les plus connus sont :

Allen Bradley

Festo

GE Fanuc

Honneywell

Mistubishi

Modicon

Omron

Reliance

Siemens

Symax

Texas Instruments

Rhance

Siemens

Symax

Wetinghouse

2-3-2 Ou sont utilisés les automates

Contrôle de procédés

o Ligne de procédés

o Convoyeur

o Sécurité

Equipement et machines dédiés


2-3-3 pourquoi opter pour un automate

Les automates sont dédiés au Contrôle et ont fait leurs preuves depuis

longtemps.

Electronique très robuste contre le « bruit ».

L’alimentation filtrée et sécurisée.

Entrées/sorties sécurisée (S7-200 de Siemens possède 7 étape de

filtration sur ses entrées discrètes)

Facilement expansible et versatile en terme d’entrées/sorties

Respectent tous les standards de l’industrie


2-3-4 le choix de l’automate

Lors du choix d’un automate, il est important de bien Définir la caractéristique

suivante :

La puissance de calcul nécessaire

La mémoire requise

La fonction utilisées (exemple : fonction spéciale PID)

Le nombre et le type d’entrées/sorties (exemple : entrée compteur rapide,

32DI, 3AO)

La convivialité du logicielle 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

Complete d’une industrie relient ceux-ci entre eux par des réseaux.

Ethernet

Device Net

Control Net

Profibus

2-3-5 bases des automates Programmables

Un automate Programmable Industrielle 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.


Figure3 : Schéma fonctionnel d’un automate programmable

Un API permet d’utilisé un logiciel pour créer un logiciel de contrôle de

système, ce qui évité les frais de réalisation d’un logiciel 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 condition du système.

L’API exécute en permanence un cycle incorporé et automatique appelé

balayage. Pendant chaque balayage

Lecteur 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. Mise à jour des soties

Les 3fonction 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.

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.


2-4-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 Générale Electrique et Fanuc, américain et

japonaise respectivement.

Le ha-rdware et le software de cet automate seront présentés ci-dessous.


2-4-1 hardwares

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

2-4-1-1 le module d’alimentation

IL fournit un courant et une tension continus et appropriés aux différents

modules via le rack.

2-4-1-2 la CPU

C’est le cerveau de l’automate, il comporte le programme de traitement qui

chargé de la PG à l’aide d’un câble série RS232-RS485, et une mémoire ou sont

stockées les données traitées ou à traiter. Les données sont véhiculée d’un

manier 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 varié de CPU

2-4-1-3 Modules de communication

Ils assurent le transfert des données entre l’automate et son environnement, et

cela avec un protocole bien spécifie pour chaque type de communication. Ou on

utilise un module (Ethernet) pour le protocole TCP-IP (ou bien la fibre optique),

et des modules (compresseurs) pour la communication en Mode bus avec les

différentes unités et panneaux d’adressage.

2-4-1-4 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 communication et les informations

prévenant des boutons poussoirs se trouvant sur place nécessitent un module

d’entrées.

Les éléments de sorties de faible ou de fort 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 gére 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 quant à elle, utilise des relais pour le contrôle de ces éléments


2-4-2 Software

Le fonctionnement de l’ensemble des modules constituant le HARDWARE

nécessite un programme qui est implémente sur la CPU .et pour la gestion des

entrées et des 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 spécifie, sont indispensables

Pour la supervision et le contrôle du système et pour bien s’étendre 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.

2-4-2-1 HMI

Deux différents logiciel pilotant la PG sont mis en place et cela selon le modèle

de CPU.

2-4-2-2LOGIC MASTER

Fonctionnant sous DOS, il est utilisé pour communiquer avec les CPU de

modèle (inferieur a la gamme 350), et cela pour faire le diagnostic matériel et

une éventuelle reprogrammation.

En-voici son menu d’accueil


2-4-3CIMPLICITY CONTROL

Utilisation sous WINDOWS pour des modèles de CPU supérieur ou égale à

350.Il fait la programmation et la configuration du matériel.

En –voici un aperçu sur menu d’accueil :

Généralement les 2 logiciels utilisent le LADDER et le langage C pour la

programmation


Chapitre 3 : Etude de Système DCS

3-1Généralité

Aujourd’hui, le succès du micro-ordinateur et des logiciels a rendu de

l’informatique simple et familière. Cependant, la distance est grande entre la

micro-informatique personnelle 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 a connu plusieur

générations de système :

Contrôle manuel : C’est l’opérateur qui ferme la boucle de contrôle en

manœuvrant l’origine de commande

Régulateur pneumatique locaux : l’operateur n’intervient pas directement

sur l’organe de commande mais il donne un point de consigne au

régulateur local sur site.

Régulateur pneumatique centralisé : l’operateur conduit le procédé à

partir de la salle de contrôle.

Régulateur électronique analogique et numérique :le développement de

l’électronique a conduit à la conception des électronique à boucle simple

et des capteurs pouvant transformer touts grandeurs physique en

grandeurs électriques.

Systèmes d’acquisition de données DAS : animation graphique,

historique, trend, logging.la fonction contrôle est assurée des régulatrices

simples mono-boucles.

Système de contrôle distribué DCS : en générale, les procédés industriels

sont constitués d’un ensemble d’équipements d’installation 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 :

Augmentation de la fiabilité et la disponibilité de production avec

des couts optimaux d’investissement et de l’exploitation

Assurer la sécurité des personnels.

Mettre à la disposition des opérateurs précis de contrôle et de

pilotage de l’installation

Assurer des fonctions de pilotage, surveillance et de supervision


3-2 Aspect hardware

3-2-1Introduction aux systèmes répartis

Les 4 fonctions de bases à réaliser par un système numérique de

contrôle de commande de procédés industriel sont :

Adaptation des signaux échangés avec le procédé

Traitement en temps réel des données échangées avec le

procédé.

Traitement en temps différé échangées avec le procédé.

Communication avec les utilisateurs du système numériques.

Procède industriel

Interface E/S

BDD E/S

Autre traitement

applicatif

Traitement en

temps réel du

programme

Traitement en

temps réel

d’algorithmique

Outils de teste et

de

développement

Interface homme /machine

Administratio

n système

Impression visualisation

BDD système

BDD Imagerie

Console vidéo Imprimante Terminale












Documents

Rapport de Stage - masteraih1.e-monsite.commasteraih1.e-monsite.com/medias/files/rapport-de-stage-pdf-go.pdf · apparait opportun de commencer ce rapport de stage par des remerciements,