Processo industrial não pode nem ter essa qualificação se não considerar as informações sobre a temperatura, a pressão, o nível dos tanques e a vazão das linhas. Sem isso, não se produz nada – ou melhor, quanto mais corretas estiverem essas informações, melhor será a produção. A busca por saídas criativas pode ajudar os técnicos a tomarem as decisões mais rápidas e acertadas. Por isso se investe tanto em tecnologia – da medição à transmissão e tratamento das informações das variáveis.

Na fábrica de polipropileno da Braskem localizada em Paulínia / SP, por exemplo, são utilizados medidores do tipo coriolis para a medição de recebimento da matéria-prima e injeção de aditivos e catalisadores na reação. “São instrumentos de maior precisão e confiabilidade, tendo seu custo mais elevado. As demais tecnologias também exigem confiabilidade, porém com nível menor de precisão”, explica o engenheiro Artur Toledo, da área de Automação da Braskem.

Definir as variáveis que serão monitoradas não é uma tarefa difícil – a dificuldade é priorizar as informações em meio a um grande número de dados disponibilizados. Só que o excesso causa enjoo. Quando se tem muitas informações, o primeiro trabalho é hierarquizar – dar prioridade àqueles dados que intervêm na qualidade do produto e na segurança da planta. E não há uma receita: a classificação vai depender de cada processo, e por conta disso, cada sistema terá que responder a uma série de perguntas que vão desde “o que é importante saber?” até “a variável tira estabilidade do processo?” para definir suas variáveis críticas. E, nunca é demais lembrar, medições críticas sempre requerem tratamento especial – seja na especificação, operação ou na monitoração e controle das ações de manutenção.

“Temos uma tratativa diferenciada, com abrangência nas normas ISO 9000 para as variáveis que consideramos críticas, do ponto de vista de segurança e importância operacional, em função de sua periodicidade de calibração. E variáveis que possuem maior distribuição nos diversos níveis dos sistemas de automação corporativos possuem uma atenção especial, pois erros de medição oferecidos por estas geram muitos desconfortos de uma maneira geral”, conta o engenheiro Ronaldo Ribeiro, do Departamento Técnico e Manutenção da Cenibra.

O gerente de Automação e Oficina Elétrica da Alunorte, Francisco de Assis Pinto Cardoso, nota que nem sempre os Planos Diretores de Automação dão importância às metodologias de medição. “Fundamentalmente, o que tenho observado é o alinhamento entre a automação e a instrumentação, no que concerne a utilização das redes industriais para a instrumentação, a fim de prepará-las para as atualizações dos instrumentos de campo com transmissão de padrões 4-20mA e Hart por novas tecnologias de redes de comunicação. A grande dificuldade é a realização prática deste processo. Entretanto, existem alguns fabricantes que já oferecem no mercado instrumentos de medição com tecnologia de comunicação híbrida, contendo ao mesmo tempo a transmissão de sinais convencionais e padrões de redes industriais, permitindo deste modo que, à medida que os instrumentos são sucateados, sejam substituídos pelos híbridos até que uma nova rede possa ser montada. Outro fator importante das medições está relacionado com as aplicações cada vez mais usuais dos controles avançados, cujas características envolvem inclusive a instrumentação virtual, a fim de melhor representar o processo”.

A confiabilidade de todo o sistema é imprescindível e toda a atenção deve ser dada aos medidores, transmissores e sistemas de aquisição dos dados. O protocolo de comunicação é um dos itens levados em consideração na hora em que os técnicos da Braskem escolhem um instrumento – na unidade de Paulínia, o Foundation Fieldbus e o Hart convivem lado a lado. Já a mineradora Ferrous Resources irá definir, no Plano Diretor, qual tecnologia de barramento irá utilizar para a instrumentação – e também a aplicação de FDT/DTM ou EDDL para a gestão de ativos. “Para variáveis críticas localizadas em pontos remotos, estamos avaliando o uso de transmissores analógicos, mas com comunicação também via bus, principalmente para a gestão de ativos em tempo real”, conta o gerente de Energia & Automação, Christian Celeste.

Boas práticas

A integração do chão-de-fabrica com o nível corporativo significou maior importância não só para a medição, mas também para a transmissão do dado. Informações que antes só serviriam para os operadores, agora servem para os gerentes calcularem estoques e programarem uma venda.

“Uma vazão de processo pode ser a informação que mantém ativa a licença de operação de uma fábrica. Assim sendo, a exigência por maior veracidade nas informações medidas nos processos ultrapassa os limites de puramente qualidade, passam a ter importância legal e também de sobrevivência das empresas”, explica Ronaldo Ribeiro.

Na Cenibra, os sistemas de gerenciamento de planta – PIMS e MES são as ferramentas que transformam os dados dos processos em informações úteis para toda a corporação. A fabricante de papel tem como norma a ISO 9000, para os procedimentos de calibração e ajustes dos instrumentos, e as normas ISO/IEC 17025 – referente aos requisitos de laboratórios de ensaio e calibração.

Os medidores do tipo radar possuem ampla aplicação na fabricação de celulose, papel e metais, para tomada de nível de materiais sólidos, onde é grande a quantidade de particulado em suspensão e em casos onde o contato com o material reduz o ciclo de vida do instrumento – por funcionar com frequência de 6 Ghz, esse tipo de medidor sofre menor interferências de poeira, gases e vapores.

Para medição de vazão, os medidores magnéticos, mássicos e diferenciais de pressão são muito bem conceituados entre os técnicos de celulose e papel. Os técnicos da Alunorte também adotam os medidores ultrassônicos no processo de refino da bauxita. “Entretanto, nossa experiência mostrou que devemos escolher medidores com sensor separado do transmissor, uma vez que, para diversas aplicações, a parte eletrônica conjugada com o sensor representa a perda dos dois em caso de uma falha”, ressalta Cardoso.

Algumas medições especiais permitem que mais de uma variável possa ser medida por um mesmo instrumento – como os equipamentos alocados em áreas de acesso restrito. Em sintonia com a tendência tecnológica de convergência de múltiplas funcionalidades em um único aparelho, os fabricantes oferecem medidores multivariáveis, capazes de medir pressão, temperatura, vazão, nível e sinais elétricos. Só não trazem a exatidão de um instrumento dedicado. “Atualmente com a evolução dos instrumentos para tecnologias digitais, o caminho é este. Um único instrumento pode ser utilizado para disponibilizar mais de uma variável, seja esta para monitorar, controlar uma variável de processo ou para gerenciar melhor os ativos”, lembra o engenheiro da Cenibra.

Via de regra, as medições de vazão e nível no tratamento de água e efluentes são legisladas, por tratarem da utilização de recursos hídricos. Mas o processo de polimerização do propeno na Braskem exige ainda as medições legais na chegada da matéria-prima e no retorno do gás para a refinaria da Petrobras.

A especificação correta vai ser determinada, para cada caso, pela presença de sólidos, bolhas de ar, densidade, condutividade e viscosidade. E, para medição das variáveis convencionais, as tecnologias disponíveis já estão consolidadadas – a não ser alguns diferenciais de confiabilidade, precisão ou exatidão oferecidos por algum fabricante, e que são imprescindíveis para o acompanhamento de uma variável.

Na primeira etapa prevista do projeto da Petrobras de construir quatro píeres, dois foram construídos - um em Pecem e outro na Baía de Guanabara. O projeto é uma primeira medida para garantir o abastecimento de gás no país – preocupação que se estabeleceu com as posições da Bolívia em relação ao Gasbol, da mesma forma como a Europa debate ainda uma solução de logística para o gás depois da crise entre Ucrânia e Rússia.

Além da construção dos píeres, dois navios de GNL foram contratados e convertidos a navios de regaseificação (Regas), denominados VT1 (Golar Winter) e VT2 (Golar Spirit), este último já em operação. A equipe envolvida no projeto procurou usar tecnologias que já fossem padrão: para o suporte das operações locais, há um sistema Scada e PCs rodando em Windows XP que servem, inclusive, de IHMs, enquanto os CLPs servem também como unidades de interface com o processo, através dos sensores e outros equipamentos. A arquitetura do sistema não limita o número de CLPs ou dispositivos, sendo capaz de suportar os diversos protocolos envolvidos – Modbus, Profibus, OPC, TCP/IP.

Além da operação de transferência de gás, alguns sistemas do Terminal Flexível são supervisionados remotamente pela Petrobras e pela Transpetro, conforme os requisitos de modelo operacional da companhia: parte do sistema de controle é local e parte é remoto, o que monta um complexo de controle que envolve os Centros Operacionais de Controle na Petrobras e na Transpetro. Some-se a esses centros remotos a sala de controle do próprio terminal e as salas de controle dos navios de Carrier e VT-Regas – e todos se comunicam!

Os dois terminais em funcionamento são únicos no mundo, a filosofia com que foram construídos foi pensada para eles e envolveu discussões que levaram em consideração questões técnicas e não técnicas reais. O prazo para a entrada em operação era de dois anos e ele foi cumprido, os píeres já estão funcionando recebendo gás de vários países.

A concepção dos terminais permite que o gás chegue, tenha sua qualidade analisada – em linha - e seja injetado diretamente na rede - ou não, pois o descarregamento do Carrier acontece simultaneamente ao envio para o VT-Regas que pode enviá-lo à malha ou armazená-lo. Então, é preciso que tudo seja automatizado: a interligação e ativação do Ship Shore Link System/ESD de GN e de GNL, entre o Píer e o Carrier e o Píer e o VT-Regas; o acoplamento e desacoplamento dos braços de carregamento de GNL, incluindo o braço do vapor de retorno e dos braços de GN; a operação de Cool Down das linhas de GNL – como o gás vem em tanques criogênicos, é preciso baixar a temperatura das linhas para recebê-lo; a transferência do GNL do Carrier para os tanques do VT-Regas – operação que pode durar de 12hs a 24hs. Já as paradas de emergência – é sempre necessário pensar nessa possibilidade - foram pensadas para ser automáticas ou manuais, envolvendo o Píer e os navios Carrier e VT-Regas.

A plataforma de automação padrão dos píeres é baseada no iFix Dynamics, PC e Windows XP. Os CLPs com CPUs redundantes para as funções de processo são certificadas para segurança (ESD) e MLAs de GNL e GN e os sistemas de detecção e combate a incêndio possuem controladores dedicados e certificados pela NFPA. Os instrumentos para operação, controle, segurança, supervisão e medição dos Terminais são integrados aos respectivos CLPs e a supervisão dos vazamentos usam RTDs como detectores de baixa temperatura. O protocolo utilizado entre os supervisórios e os CLPs é o OPC, mas o sistema também trabalha com Ethernet, TCP/IP, Modbus-rtu e Profibus. Foram implementadas malhas de controle nos CLPs, malhas críticas e de ESDs nos CLPs de segurança, sempre utilizando cabos de cobre (hardwired).

Então, as arquiteturas para o controle e a supervisão são executadas em quatro níveis: CLPs para aquisição de dados, controle, intertravamento e comandos; Sala de controle do píer para operação e supervisão do píer; a remota da Petrobras, que cuida da supervisão comercial do GN e GNL, via Intranet e o Centro remoto da Transpetro (CNO), que cuida da supervisão operacional do GN e do GNL, via TCOM.

Estudos de Hazop, Hazid e Sil foram feitos durante as fases de projeto, para validar e/ou identificar as malhas de controle de segurança e seu respectivo nível para implementação e aquisição de equipamentos certificados.

Os Terminais possuem os seguintes sistemas de medição:

• medição de GNL: tanto os navios Carrier como os VT-Regas (regaseificador+cisterna) possuem sistemas de medição tipo radar e deslocamento que permitem a medição dos níveis de GNL, sistemas denominados Custody Transfer System, que possibilitam medir o volume entregue e recebido;
• medição de GN: depois do processo de regaseificação no navio, há um sistema no píer de medição fiscal e outro de qualidade, para que o gás seja injetado na malha com as especificações adequadas. Esse sistema de medição é baseado em ultra-som, possui computadores de vazão para correção (PTZ) do volume e sistema de análise cromatográfica em linha para medir composição, poder calorífico, densidade, teor de umidade, etc.Para compensação da vazão, o medidor ultra-sônico possui um transmissor de pressão e um transmissor de temperatura montados à jusante do medidor. O cálculo da compensação de vazão e o armazenamento de histórico de medições são realizados através de um computador de vazão que utiliza as variáveis Pressão, Temperatura e “Z”, um fator de compressibilidade. Nesse caso, P e T são obtidos pelos instrumentos do USFM enquanto o Z pelo cromatógrafo. A compensação é efetuada pelos Computadores de Vazão, um para cada tramo de medição - solução adotada pela Petrobras, já com resultados comprovados, e que atende aos regulamentos da ANP/INMETRO. Para atender a vazão de 14 milhões de m3/d, são utilizados três tramos de medição na Baía de Guanabara e, para a vazão de 7 milhões de m3/d, dois tramos em Pecem, sendo um deles de reserva. O software e o algoritmo utilizados no computador de vazão são certificados pelo Inmetro e possuem recursos de validação.

A instalação dos medidores previu trechos retos à montante e à jusante de 20 e 5 DN, respectivamente, e utiliza condicionador de fluxo à montante conforme recomendações da American Gás Association (2007) AGA Report no 9 – measurement of gas by multipath ultrasonic meters, 2nd edition.

O sistema de transferência de custódia de GN dos píeres é feito por medidores de vazão ultra-sônicos pois apresentam rangeabilidade adequada às altas vazões que serão aplicadas nesses terminais e uma incerteza de medição baixa em relação a outros medidores. As principais características dos medidores de vazão ultra-sônicos para GN utilizados em cada tramo são: quatro pares de transdutores, range de 0,7 a 7 milhões de m3/d a 20oC e 1atm; incerteza de medição melhor ou igual a +/- 0,5% para a faixa de medição e repetitividade melhor ou igual a +/- 0,20%. Os medidores têm certificados de calibração do fornecedor, relatório e certificado de calibração em alta pressão, com pelo menos 6 pontos de vazão, emitido por laboratório reconhecido internacionalmente.

Se houver diferença entre as medições dos diversos sistemas envolvidos (Carrier-pier-VT), a diferença é administrada considerando o valor do início do carregamento na ocasião da compra da carga de GNL, pelo consumo desse gás na viagem e pelo valor medido ao chegar no terminal flexível. Vale lembrar que existem cláusulas contratuais que tratam dos valores admissíveis para as diferenças.

O balanço das variáveis de GNL/GN é efetuado no VT e no sistema remoto de supervisão comercial da Petrobras/G&E e o sistema só fica vazio quando se precisa fazer uma manutenção ou intervenção em válvulas, braços e linhas. E na “limpeza”, denominada de inertização, é usado Nitrogênio. Mas não há riscos nas operações que sejam diferentes dos encontrados em outros terminais da companhia.

Como não poderia deixar de ser, todos os cuidados ambientais foram tomados e existem áreas de contenção especiais para o GNL, dimensionadas para o volume esperado de cada terminal. A detecção de vazamentos acontece via medição de temperatura – a Petrobras G&E teve a idéia de usar os elementos RTD em placas de aço inox, montados sob os flanges das linhas, válvulas e equipamentos do sistema de GNL, para a detecção de possíveis vazamentos, e isso funciona como detectores de baixa temperatura, de baixo custo.

Segundo o projeto, o sistema tem disponibilidade mínima calculada em 99,98% por ano e projeto, construção e montagem foram certificados pelo DNV.