A arquitetura que a Petrobras emprega em suas unidades de produção offshore é baseada no uso de controladores lógico programáveis para a implementação das funções de segurança e de controle. Segundo Carlos Henrique Wildhagen Moura, Consultor Técnico da Petrobras/E&P-ENGP/IPMI/EISA, a companhia também tem a alternativa da implementação do subsistema de controle, por decisão do ativo envolvido, e então se utiliza a tecnologia Fieldbus Foundation. A interface com os sistemas em terra é implementada utilizando o Plant Information.

Essa arquitetura constitui um padrão já consolidado nas Diretrizes de Projeto e existe desde meados da década de oitenta, tendo sofrido apenas pequenas alterações. Pode-se dizer que a grande maioria das plataformas já migrou para esse padrão.

Mas, de exceção, o Fieldbus Foundation está passando a forte tendência — a utilização da tecnologia vem sendo utilizada em alguns projetos da Petrobras. E o Fieldbus Foundation tem mostrado vantagens em relação aos sistemas convencionais, como facilidade de instalação e configuração, independência de fabricantes, estratégia de controle no campo, redução de entre outros. Além disso, a tecnologia atende melhor aos requisitos ambientais impostos pelo Ibama e pela ANP.

A Plataforma de Mexilhão 1 (PMXL-1) — fixa, localizada a 172m de lâmina d’água, na Bacia de Santos, com capacidade para tratar 15MMNm3/d de gás e 3,2Mm3/d de condensado associado —, projetada para operar 25 anos ininterruptamente é uma prioridade estratégica da Petrobras e será a primeira plataforma da estatal a utilizar Fieldbus Foundation.

O engenheiro Pedro Vieira, do Centro de Pesquisas da Petrobras, comenta que a inserção da tecnologia Foundation Fieldbus no projeto de Mexilhão 1 e outras novidades da plataforma devem influenciar projetos futuros da companhia. Mexilhão vai ser a primeira grande plataforma da Petrobras a implementar o Foundation Fieldbus em todos os sistemas de controle, monitoração e medição de vazão. A Fieldbus Foundation não possui ainda solução certificada para sistemas de segurança, ela está em fase de desenvolvimento, testes e certificação na Shell e na Saudi Aramco — a previsão é que uma primeira versão esteja disponível em 2008. De qualquer forma, se a equipe da Petrobras decidisse pelo SIS da FF, suas diretrizes internas teriam que ser revistas porque pedem que todo sinal de segurança seja hardwired, não admitindo sinais de redes. Mas, para áreas classificadas e com atmosferas potencialmente explosivas, foi exigido envoltório à prova de explosão para todos os instrumentos e acessórios, uma configuração conservadora que abre caminho para a co-instalação de sistemas de segurança intrínseca especialmente desenvolvidos para a tecnologia Foundation Fieldbus para avaliação de aplicabilidade em futuros projetos, com determinação de características construtivas e dissipação de potência, sem comprometer os requisitos de segurança operacional.

A equipe da Petrobras aponta como principais atrativos da tecnologia Fieldbus Foundation:

a) a possibilidade do controle implementado no campo — onde o elemento primário oferece a entrada na malha e o controle regulatório e a saída da malha estão no elemento final de controle, fazendo com que qualquer interrupção na comunicação com a sala de controle não interrompa o controle do processo e, no caso da malha de controle ser rompida, os atuadores envolvidos seguem automaticamente para a posição de segurança, o que permite manter o mesmo nível de segurança já alcançado pelas malhas analógicas;

b)uma menor necessidade de cabos — característica que elimina pontos de falha, facilita a manutenção e a instalação, diminui o uso de espaço e o peso da plataforma, questões de vital importância na indústria offshore;

c) a configuração centralizada dos instrumentos — reduz o tempo de comissionamento e diminui impactos que a realocação/inclusão/exclusão de instrumentos poderiam gerar sobre o cabeamento e os painéis;

d) uma rede determinística que garante loops de controle sem atraso — garante que não haverá comprometimento da segurança ou da disponibilidade operacional da planta com

descontrole das malhas regulatórias por inserção de tempo morto não previsto em projeto;

e) a possibilidade de gerenciamento de ativos inclui auto-diagnósticos que levam à manutenção preventiva e precisa determinação de pontos a serem inspecionados com impacto direto e profundo na disponibilidade operacional e na confiabilidade da planta.

Mas veja que, apesar de toda essa novidade, continua obrigatório implementar a redundância completa no nível dos linking devices para loops de controle e medição de vazão, mas não para loops de monitoração – os linking devices são conectados de forma redundante, em hot standby, disponibilizando dois caminhos diferentes entre a camada de supervisão e a camada de campo, o que mantém o mesmo nível de disponibilidade alcançada pela rede analógica com PLCs redundantes em hot standby.

Segundo Pedro Vieira, “o projeto de PMXL-1 pede 1 segundo de tempo de macrocycle e isso não irá se alterar. A proposta é que isso mude para os próximos projetos porque o que interessa é o tempo em que o dado estará efetivamente disponível na tela do operador e não como esse tempo é distribuído entre macrocycle, processamento, etc. E a noção de macrocycle só existe para FF, então, no que não é FF, o tempo de varredura é muito rápido, da ordem de ms em PLCs, e já que não existe um meio compartilhado, não há impactos”. O tempo deve contado do instante em que acontece qualquer evento até sua disponibilização em OPC nos servidores —, tempo que deve diminuir para 750 milisegundos nas próximas especificações.

A arquitetura da plataforma foi desenhada para proporcionar um ambiente integrado, do campo à supervisão e, para isso, a Petrobras escolheu o sistema Windows e o OPC — OLE for Process Control , uma tecnologia aberta para interconexão entre sistemas heterogêneos, tendo como vantagens a diminuição da quantidade de drivers proprietários necessários, a uniformização de tráfego, a diminuição do uso de memória pela quantidade de servidores diferentes, a facilidade de manutenção, a diminuição do tempo de configuração e comissionamento, entre outras.

A infra-estrutura de rede foi pensada para suportar essas arquiteturas e basear os requisitos Petrobras de segurança e excelência operacional (PEO – Programa de Excelência Operacional), onde o sistema de intertravamento de segurança foi implementado através de sinais 4-20mA com Hart/PLCs – e configuração das CPUs em hot standby — isso porque o estado incipiente de desenvolvimento de tecnologia para segurança de redes puramente digitais ainda necessita de requisitos estritos de confiabilidade e de tempo de resposta muito superiores aos das redes de controle.

Visão geral da implementação do protocolo Foundation™ Fieldbus no nível de campo está representada na Figura 1 abaixo.

A camada de supervisão foi pensada para suportar o intertravamento de segurança, no caso de PLCs de segurança e pacotes e controle/monitoração no caso de FF, e para viabilizar uma troca de informações que gere uma operação segura, rápida e continuada da planta de produção da plataforma. Os Servidores (de dados em tempo real -RTDSs e de dados históricos- HDSs) estão ligados à camada de supervisão. Os comutadores suportam redes virtuais e a comunicação entre estações obedece ao padrão aberto OPC. Essa estrutura de comutadores fornece um núcleo de comunicação redundante que funciona por meio de ligações internas de alta velocidade, como se fosse um comutador único de alta confiabilidade e que suporta os protocolos superiores. As redes virtuais têm o objetivo de segregação de tráfego num mesmo dispositivo físico, o que dá a vantagem do tratamento de cada “canal” ser diferenciado de acordo com sua prioridade, importância, velocidade e restrições de acesso e uso.

Uma criteriosa gestão de alarmes, baseada na EEMUA 191, deve permitir quantificar e qualificar os alarmes para a nova plataforma. Algo a ser notado é que a repetição de uma exceção torna essa exceção regra e o gerenciamento inteligente dos alarmes desfaz esse problema, criando uma ordem prioritária que guiará a formação dos alarmes, baseados em classificações mnemônicas. Agora, a prioridade é baseada em tempo de resposta do operador conjuntamente com a severidade do evento – se o operador não pode atuar, de nada adianta alarmar na tela, só confunde. Isso levou a uma postura de inibição dinâmica do alarme e a cálculos para determinar a prioridade como resultado do cruzamento da severidade com o tempo de resposta. Porque o número de alarmes prioritários deve ser mantido pequeno.

“O estudo de alarmes só termina no fim do projeto detalhado, embora permeie todas as fases e auxilie nas revisões de documentação. E o impacto que essa nova filosofia de gerenciamento de alarmes vai gerar na equipe de operação é a quantificação racional (nem a mais nem a menos, ambos comprometendo a segurança) dos alarmes e sua priorização para o operador, resultando numa operação mais segura e eficiente. Se nos preocupamos desde o projeto básico com os alarmes, todos os estudos dos mesmos na unidade em operação se tornam mais simples, diretos e eficazes”, comenta Pedro Vieira.

Mas essas mudanças não alcançam toda a automação pois o sistema elétrico possui estrutura própria e os dados dele são passados por um servidor de dados de elétrica e entram direto no sistema supervisório. E o mesmo ocorre com as unidades-pacote. Os fornecedores dessas unidades são responsáveis pela forma como integram os sinais e também os remetem diretamente ao servidor de dados de pacotes.

A equipe da gerência de Instalações de Produção do Cenpes, responsável pelos Projetos Básicos de unidades offshore, também está estabelecendo novas especificações FF, como:

1. a nova nomenclatura para hosts, gateways, linking devices, que passam a se denominar FF Remote (FF RIO);

2. duas interfaces simultâneas para a camada de supervisão — FF/HSE para aplicações envolvendo os aspectos de manutenção, engenharia e gerenciamento de ativos e OPC UA para aplicações de supervisão e operação, desde que o mercado nacional esteja em condições de efetuar o fornecimento e que haja, no mínimo, dois competidores;

3. redundância para os componentes dos sistemas de controle para as malhas consideradas críticas – com chaveamento transparente – incluindo redundância interna completa, com caixas de junção que detectem rompimento ou abertura indevida da rede e solução que permita a continuidade operacional nessa situação, considerando-se as eventuais limitações de mercado;

4. uso de FISCO (Zonas 0 e 1) e de FNICO (Zona 2) para áreas classificadas;

5. instrumentos de campo FF deverão possuir certificado ITK 4.5 para garantir blocos de função instanciáveis e flexíveis (FFBs);

6. para facilitar o comissionamento e a manutenção por todo o ciclo de vida, o fornecimento do sistema de controle FF deve incluir obrigatoriamente um analisador completo de protocolo FF e de cabeamento FF portátil, adequado para uso em áreas classificadas, bem como um osciloscópio para diagnósticos avançados de rede;

7. o tempo de microcycle será reanalisado no âmbito da Petrobras, de forma a atender as exigências internas da Petrobras e as recomendações da API RP554;

8. assim que a ISA 5.1 revisão 2007 for lançada, o CENPES/EB/IP vai propor a adoção da representação de sinais FF e digitais em seus fluxogramas

Segundo Pedro Vieira, a nomenclatura FF RIO ao invés de hosts, gateways, linking devices, etc, é uma mera questão de padronização vocabular. “Já a alteração de representação, diretamente ligada à revisão da ISA 5.1 que será lançada provavelmente no fim do primeiro trimestre de 2008, é mais relevante e tem impacto não só na forma de encarar os P&IDs, já identificando de pronto a localização da estratégia de controle, mas também na geração automática de documentos de projeto pela automação de projetos, desde o básico até a operação da unidade”.

Para o engenheiro do Cenpes, o impacto de todas essas novas proposições tende a ser muitíssimo positivo, “a partir do momento em que a Petrobras se mostra, novamente, como incentivadora de conhecimento e de tecnologia para o mercado, especialmente nacional, cumprindo o seu papel institucional e, também, patriótico. Os fornecedores, trabalhando cada vez mais próximos aos usuários finais, devem ver essas ocasiões como oportunidades de desenvolvimento de soluções criativas e aderentes às necessidades dos clientes, no mais profundo sentido de parceria que podemos conceber”.

Já existem unidades em algumas refinarias utilizando FF e a nova refinaria que está sendo projetada no Cenpes será também integralmente em FF. Os setores de upstream e downstream no Centro de Pesquisa possuem boa interface e, embora os projetos sejam feitos separadamente e obedeçam a imperativos corporativos também diversos, as oportunidades de troca de experiências tendem a ficar cada vez mais constantes.

Pedro Vieira ressalta que, mesmo com as tendências de uso da tecnologia FF, sua efetiva adoção nos projetos futuros estará sempre vinculada a uma requisição das unidades de negócio da companhia, responsáveis pelas bases de projeto.

“A adoção de tecnologias revolucionárias, como o wireless, EDDL/FDT, a lógica fuzzy e inteligência artificial são consideradas como ferramentas adicionais e utilizadas na medida de sua real necessidade, quando as características da instalação assim o demandam. Mas não constituem uma exigência aplicável a todas nossas unidades. E as diferenças entre a automação da exploração em terra e mar vão depender das características das instalações envolvidas pois existem instalações terrestres de uma complexidade muito maior do que instalações marítimas como o caso de nossas plantas de processamento de gás (UPGNs), assim como temos o oposto. De qualquer forma, os aspectos que nortearão o projeto serão sempre os mesmos: segurança pessoal, patrimonial, preservação do meio-ambiente e continuidade operacional”, completa Carlos Henrique Wildhagen Moura.

O constante avanço tecnológico nas áreas de instrumentação, automação, controle e logística faz com que as empresas corram cada vez mais em busca de inovação. A elas ficam a incumbência de avaliar e identificar os caminhos a serem seguidos para adicionar valores aos seus processos e produtos. Um exemplo disso é a Petrobras, com o desafio de se tornar referência mundial em tecnologias que contribuam com o crescimento sustentável da companhia nos setores de petróleo, gás natural, petroquímica e biocombustíveis.

“Para 2020, temos outra meta: sermos uma das cinco empresas integradas de energia do mundo e a preferida pelos nossos públicos de interesse”, afirmou o gerente de Tecnologia de Automação, Instrumentação e Elétrica – Abastecimento – Refino, da Petrobras, Ronaldo de Magalhães.

No Plano de Negócios da Petrobras — 2008-2012 — estão previstos investimentos na ordem de US$ 112,4 bilhões. Desse total, US$ 29,6 bilhões serão destinados ao refino, transporte e comercialização para maximizar o processamento de petróleo, expandir a capacidade de processamento e melhorar as qualidades dos derivados. “A inovação tecnológica tem que estar sempre alinhada com a estratégia de negócios da empresa. Como nossa meta é nos tornar referência, precisamos garantir que o desenvolvimento tecnológico adicione bons resultados à companhia, através de inovações radicais ou melhorias incrementais, considerando ganhos tangíveis e intangíveis”.

Segundo Magalhães, uma das grandes metas na área de Refino é manter o elevado Fator Operacional Interno (FOI) das unidades operacionais no Refino, já alcançado. “Investimos em inovação tecnológica para otimizar a produção e aumentar a segurança das pessoas, do meio ambiente e do patrimônio da companhia. Nós já temos instrumentação digital; SDCD; medição de nível de tanques por radar, telecomando de válvula; redes de campo; SCMD; relés digitais e monitoração de motores e geradores elétricos. Os nossos próximos passos na instrumentação vão na direção da gestão de malhas de controle; gestão de alarmes e gestão de ativos, porque a situação no campo já está bem resolvida em termos de equipamentos”.

O gerenciamento da manutenção de cada refinaria também percebe o potencial de melhoria, uma vez que todos os pontos necessários para supervisão, proteção e controle estarão em um único sistema facilitando a gestão dos ativos, e uma possível falha poderá ser rapidamente detectada. São muitos os desafios: a digitalização do campo com acesso remoto, a quantidade de informação disponível que cresce exponencialmente e as ações voltadas para o gerenciamento dessa massa de dados, para que as informações sejam tratadas e disponibilizadas para os diversos níveis da organização.

Porque, além das informações de controle e medição de variáveis ligadas à produção, os sistemas de automação geram um grande volume de informações — que inclui diagnóstico de sistemas críticos em tempo real, registro de eventos, informações de estoque, movimentação e qualidade de produtos, transferência de custódia, monitoração ambiental, entre outros. Essas informações permeiam a estrutura funcional da empresa, incluindo as áreas de manutenção, programação de produção, contabilidade, etc. Essa comunicação é realizada efetivamente através dos sistemas de informação de processo - PIMS e dos sistemas empresariais de gestão integrada: o SDCD envia informações a esses sistemas de maneira controlada e segura, utilizando interfaces de segurança baseadas em firewalls e uma Zona Desmilitarizada (DMZ), conforme mostrado na Figura.

Envolvido com as modernizações da Petrobras, o engenheiro de Equipamentos Automação e Otimização de Processos Industriais da Petrobras, Miguel João Borges Filho, comentou sobre a implantação do Laboratório de Engenharia e Automação e Desenvolvimento – Lead. “O Lead atenderá à demanda dos clientes e suportará as atividades de aplicação e desenvolvimento tecnológico”. Dividido em duas fases, o projeto vem de uma parceria entre o Cenpes e o Coppe/UFRJ, e tem o objetivo de suprir as necessidades estratégicas de ambas as instituições de contar um laboratório voltado à avaliação dessas novas tecnologias como o desenvolvimento de novos produtos nas áreas de atuação.

A fase I do projeto do Lead, localizada nas instalações do Laboratório de Automação, Robótica e Controle – Larc, iniciará as operações no começo de 2008. “A carteira de projetos da fase I é composta por barramentos de campo; avaliação de sistemas supervisórios; validação de programas de intertravamento; testes de ferramentas e sistemas de apoio à decisão”, detalhou Borges. Já a Fase II será instalada no Parque Tecnológico do Rio, na Ilha do Fundão, e ficará pronta no final do ano que vem”.