Edição 336 • 2011

Muito além do controle

Diagnóstico de malhas de controle, gerenciamento de ativos, gestão de alarmes, historiadores de dados de processo e simuladores para treinamento de operadores. Tudo isso já faz parte dos novos empreendimentos que estão surgindo no país.

Flavio Bosco

Desde que passou a adotar os procedimentos descritos na Human Centered Design para desenhar seus produtos, a Emerson já colocou na prateleira duas soluções: os instrumentos baseados na tecnologia wireless e o Charm a nova versão do sistema de controle de processos DeltaV com rearranjo eletrônico e novas interfaces de operação. Basicamente, essa metodologia desenvolvida nos laboratórios da Universidade de Carneguie Mellon valoriza o usuário diante da complexidade embarcada nos equipamentos e softwares. O conceito também foi adotado para desenvolver o projeto de automação da nova planta de PVC da Braskem: ao invés de desenhar um sistema de controle a partir de uma lista de I/Os, os técnicos da Emerson preferiram ouvir operadores, instrumentistas e supervisores da Braskem e só então projetar um sistema de controle com as características que realmente seriam usadas por eles. Na Refinaria Abreu e Lima, as lógicas de controle começarão a ser validadas no simulador de treinamento de operadores seis meses antes de os primeiros barris de petróleo começarem a correr pelas tubulações. Nesse período, além de preparar a turma que estará nos consoles, o software facilitará a curva de aprendizado nas fases de partida, pré operação e operação da planta.

A nova unidade da Braskem e a Rnest já estão vivendo uma nova era da automação industrial: essa safra de refinarias e petroquímicas está repleta de uma vultosa quantidade de inovações tecnológicas que combinam o controle do processo com o gerenciamento de equipamentos e aplicativos transformando a maneira de operar, e tomar decisões, em uma planta industrial. SDCDs e CLPs começaram a ganhar a companhia de sistemas de gerenciamento de ativos, de diagnósticos de malhas, de gestão de alarmes e historiadores de dados na última década. A construção de projetos greenfield consolida essas tecnologias, que agora fazem parte de um kit básico em toda nova unidade.

A combinação de instrumentos mais inteligentes e softwares para analise de desempenho e diagnóstico promete tirar uma carga de trabalho que hoje não permite ao operador se dedicar a atividades que realmente agregam valor ao processo. “Não faz sentido, para empresas do porte da Braskem, partir uma planta nova sem essas tecnologias de gerenciamento de ativos, gerenciamento de malhas, e sistemas de informação”, explica o gerente de Automação das Unidades da Braskem na Região Nordeste, César Augusto de Moraes. O maior exemplo dessa nova maneira de lidar com o processo é o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro refinaria que a Petrobras está erguendo na cidade de Itaboraí / RJ.

Contratado à Emerson em regime MAC, o Comperj terá o sistema de controle DeltaV, o sistema DeltaV SIS para detecção de fogo e gás para processo, e um sistema de detecção de fogo e gás predial, o sistema de segurança, além de um sistema de sequência de eventos e de um sistema automatizado de comercialização. Uma novidade dessa refinaria é o sistema de aquisição de dados de analisadores para manutenção Amdas. Também foram incluídos os aplicativos para gerenciamento de ativos de instrumentação, monitoramento de máquinas rotativas, suporte a sintonia de malhas de controle e auditoria, e de gerenciamento de alarmes e o simulador de treinamento de operadores, softwares para segurança de redes de automação, gerenciamento de informações de processo e reconciliação de dados e um portal de informações de automação integrada.

“Várias das ferramentas e tecnologias incluídas no Comperj foram desenvolvidas nos últimos anos e integradas ao sistema existente. A maior inovação do Comperj é fazer o projeto com todas as tecnologias de ponta desde o seu início, o que trará benefícios na fase de configuração dos sistemas e enormes benefícios na fase de testes, comissionamento e partida das unidades”, destaca o diretor de Negócios da Emerson, Leopoldo Santos. O próprio DeltaV não é novidade para a Petrobras o sistema já está implementado na Refap, Replan, Regap e na Six. No Comperj, será implantada a versão que traz o tal do Charm o cartão que, por conta do rearranjo eletrônico, dispensa a mão-de-obra com reconfigurações nas mudanças do projeto. Toda a refinaria terá 25 mil pontos físicos e 100 mil pontos de softwares.

Os sistemas estão divididos em seis zonas destilação atmosférica e coqueamento retardado, HDTs e HCCs, utilidades, off-sites, sistema elétrico, e uma responsável por águas ácidas, recuperação de enxofre e degaseificação. Todas são integradas no nível da rede de automação da planta que está interligada à Business LAN. Os sistemas são independentes cada um com suas estações de engenharia, operação e manutenção, mas totalmente integrados para permitir ao operador do SDCD acessar qualquer uma das ferramentas disponíveis. Tanto os operadores quanto o pessoal da manutenção e da engenharia de processo terão acesso a essas ferramentas também através de oito videowalls com três metros de largura por 1,8 metros de altura, instalados dentro do Centro Integrado de Controle.


Interatividade
Equipar plantas com essas tecnologias de diagnóstico de malhas de controle e gestão de alarmes tem um objetivo básico: ampliar o desempenho da planta, disponibilizando informações no tempo certo para se antecipar a problemas ou reduzir custos de produção e manutenção. O benefício imediato é a maior estabilidade do processo produtivo: um sistema de gestão de alarmes ou de gestão de malhas possibilita o monitoramento dos sistemas de controle com um pouco mais de informação. “Quantificar a melhoria é difícil, a menos que os resultados sejam comparados antes e depois da sua implementação.

Qualitativamente é fácil perceber que o gerenciamento dos alarmes melhora o desempenho pela redução do stress dos operadores, e portanto, de sua melhor eficiência. O gerenciamento das malhas melhora o desempenho e eficiência do processo, devido a uma melhor utilização dos ativos. O gerenciamento de ativos melhora a disponibilidade e tempo de vida dos ativos de automação e de processo”, explica o Country Manager da consultoria ARC, Mauricio Kurcgant. O caminho até serem adotados definitivamente, porém, depende muito mais do ritmo de expansão dos investimentos do que do desenvolvimento tecnológico. Primeiro porque todas as novidades da eletrônica e da informática surgem caras.

E também porque em plantas industriais que exigem níveis elevados de segurança, inovações só são implementados após exaustivos testes. Braskem e Petrobras, por exemplo, tem estruturas dedicadas para desenvolver projetos pilotos. “Muitos desenvolvimentos internos existem para que possamos conhecer a tecnologia”, conta o engenheiro Miguel João Borges Filho, do Centro de Pesquisas da Petrobras. Sistemas de gerenciamento de ativos ou gestão de malhas, por exemplo, nem são mais considerados “estado da arte” por estarem tão consolidados quanto as tecnologias disponíveis em um sistema encapsulado.

Justificar a implementação de um desses sistemas em uma planta já existente requer outra argumentação. Isso porque o dono da verba só aprova a sua compra quando o benefício que ele pode agregar ao processo produtivo está bem claro. “A decisão do usuário é pautada em sua familiaridade com um ou com outro, na disponibilidade ‘in house’ de alguns de seus componentes, na existência de pluralidade de empresas aptas a prover os serviços de desenvolvimento dos aplicativos, e de direcionadores estratégicos como a familiaridade das equipes de operação e manutenção do usuário com uma ou outra solução ou conteúdo local”, explica o consultor técnico da Área de Exploração e Produção da Petrobras, Carlos Henrique Wildhagen Moura. Mesmo assim, nem sempre o potencial dessas ferramentas é explorado.

Um dos desafios é encontrar pessoas aptas a operá-las. Em seu trabalho de mestrado pela Universidade Federal Fluminense, o engenheiro Carlos Barateiro aponta que a tecnologia ainda é muito pouco explorada para melhoria do Opex e que muito dessa subutilização ocorre por responsabilidade dos próprios fabricantes, que não conseguiram mostrar aos operadores as vantagens dessas novas tecnologias. Tamanha interatividade, no entanto, traz uma questão fundamental: essa quantidade de dados exige um sistema de processamento (mais) robusto? Normalmente esses aplicativos são instalados em servidores dedicados que possuem capacidade de processamento muitas vezes superior porque processam os dados de toda unidade fabril.

Já os sistemas de controle utilizam interfaces humano-máquina e servidores comerciais, de custo relativamente baixo, interligados por redes de alta velocidade. Contudo, eles precisam trocar informações com certa frequência um sistema de gerenciamento de ativos precisa acessar os instrumentos de campo. Isso requer mais robustez da estrutura de TI do que poder de processamento do hardware de controle. A maior interferência ocorre com as aplicações de controle avançado porque a função desse aplicativo é gerar um set point que precisará ser gravado no sistema de controle. Há fabricantes que encapsulam os softwares dentro do sistema de controle. “A quantidade de memória instalada em uma CPU do DeltaV é 10 ou 20 vezes maior do que a quantidade de memória instalada em um PLC, justamente para rodar esses aplicativos”, destaca o gerente de Negócios da Divisão Sistemas e Soluções da Emerson, Roberto Pinheiro.

Para a comunicação entre os instrumentos instalados no campo e o sistema de controle, rede Fieldbus Foundation padrão adotado nessas novas refinarias prevê, nos tempos de execução uma parcela de mensagens agendadas a parte determinística usada para controle e outra dedicada a mensagens não escalonadas é nessa parte que mensagens de alarmes e diagnósticos trafegam. No caso da comunicação Hart, adotado para os sistemas de segurança, essas mensagens trafegam acima do sinal de controle 4-20mA. “Em um projeto dessa envergadura, essa é uma pergunta responsável. Temos que ter a ciência de que a arquitetura implementada no sistema, e não só cada um dos componentes, vai agir de forma alinhada com todo tipo de recurso que iremos colocar”, ressalta o gerente de Desenvolvimento de Negócios da Invensys, Flávio Bemelmans.

A Invensys responde pelo MAC da Rnest. É para lá que a empresa importou a experiência bem sucedida das indústrias de papel e celulose: o Operator Training System OTS. Também estréia neste ambiente simulado a integração entre os sistemas de controle e de shutdown de emergência. Toda a base de operação é comum a vantagem, explica Bemelmans, reside justamente em dar ao operador a visão sincronizada dos eventos. Ou seja, quando algum intertravamento dispara, o operador já sabe que o sistema irá desbalancear. O InFusion ECS controlará 170 mil pontos. E a Rnest terá uma quantidade bastante superior de analisadores de processo quando comparada com as outras refinarias em operação. “Para o mesmo volume de barris de petróleo, essas novas plantas de refino têm quase o dobro de instrumentação”, destaca o executivo da Invensys. Na planta de PVC que a Braskem está construindo em Alagoas, o MAC ficou a cargo da Emerson que entregará o DeltaV para controle de 4.500 pontos, integrado com o sistema de segurança DeltaV SIS.

O sistema também traz um software de gerenciamento de bateladas, ao invés de intertravamentos com lógica de sequencias. Mas é no sistema de aquisição de dados do processo que está a novidade: os painéis montados no campo trazem o rearranjo eletrônico na prática, isso elimina os painéis de entrada e saída nas salas de controle e reduz sensivelmente a quantidade de fios que interligam os instrumentos com o sistema de controle. A única instrumentação interligada diretamente é do sistema instrumentado de segurança já que para sistemas instrumentados de segurança, a Braskem optou pela tecnologia 4-20 mA.

O desafio agora será estender toda essa tecnologia para as plantas que já estão em operação porque quase sempre a intervenção necessária extrapola a simples instalação de um software. Aqueles upgrades que nascem caros tendem a ficar mais baratos no mesmo ritmo em que a escala de produção cresce. A questão mais relevante reside na renovação da instrumentação e toda a despesa que isso carrega. “Tudo é função do que sua estrutura de controle permite ser gerenciado. Atualmente, a grande parte dos sistemas de controle permitem aplicativos como gerenciamento de malhas de controle, alarmes, historiadores de dados de processo, sistemas de planejamento e controle de produção. Para o gerenciamento de ativos, a instrumentação de campo precisa ter o mínimo de recursos, deixando este item à margem dos requisitos dos demais sistemas auxiliares, o que o torna, economicamente, menos atrativo”, finaliza o engenheiro de Manutenção e Confiabilidade da Braskem, Elvio Nascimento de Oliveira.
 
Plataformas do pré-sal estréiam tecnologia Hart on Profibus

Na era das redes digitais, apesar do sucesso da tecnologia fieldbus com sua inteligência distribuída pelos instrumentos para o controle do processo, os sistemas instrumentados de segurança ainda são controlados através do 4-20 mA. O problema é que essa rede analógica não consegue trazer as informações dos instrumentos para dentro do sistema de controle, exigindo a sobreposição de um sinal digital no caso o Hart utilizando a mesma fiação. Essa foi a solução adotada nas novas refinarias. Para as novas plataformas que a Petrobras alocará no cluster do pré-sal da Bacia de Santos, a novidade é o Hart on Profibus, adotado por simplificar a integração da parte digital, com a instrumentação e controle de ativos em um mesmo sistema. A rede Profibus tem a função de conectar os controladores lógico programáveis às unidades remotas.

A especificação da Petrobras prevê que vários destes sinais sejam conectados à unidades remotas que não podem ser interligadas ao sistema principal por rede Ethernet, pois essa conexão precisa ser determinística por isso a opção pelo Profibus. A unidade remota lê os dados de integridade dos instrumentos de campo via rede Hart, que passam por cartões de entrada dos CLPs que podem interpretar o código Hart e em alguns casos transitam em rede Profibus até as CPUs. O desafio em ter uma única rede de campo e de controle está não só na variedade de requisitos técnicos e no ciclo de vida de sistemas e instrumentos, mas também nos custos indiretos com treinamento da equipe de projeto e manutenção.

A primeira experiência com essa arquitetura foi desenhada há dois anos, para a plataforma PCH-1, que opera no campo de Cherne, na Bacia de Campos. Também será adotada no Gasoduto Urucu-Manaus. “A rede de campo adotada é Profibus, com características de protocolo que permitem a integração do protocolo Hart com gestão de ativos. Essa característica é denominada Hart on Profibus, que consideramos imbatível nesse tipo de aplicação, onde alta velocidade, grande número de pontos, remotas compatíveis com automação digital e instrumentação devem conviver harmonicamente”, conta o presidente da Altus, Luiz Gerbase. O executivo ressalta que a simplicidade da tecnologia Hart tem grande vantagem em mercados de difícil operação e falta de treinamento sofisticado exigido pela tecnologia Fieldbus Foundation. “O mercado de E&P offshore é particularmente apropriado a tecnologias robustas com grande número de pontos digitais e instrumentação Hart”.

A Altus assinou dois contratos com a Petrobras para o fornecimento de sistemas de automação e controle para plataformas um para a automação da P-58 e da P-62 e outro que contempla as oito plataformas dos blocos exploratórios BM-S-9 e BM-S-11, no pré-sal da Bacia de Santos. Os sistemas das plataformas P-58 e P-62 serão entregues no primeiro trimestre de 2012 e serão comissionados nos dois anos seguintes. Os oito FPSOs do pré-sal terão entregas escalonadas a cada cinco meses a primeira prevista para o final de 2012 com os comissionamentos aproximadamente seis meses após a entrega. O projeto básico da P-58 foi feito pela Chemtech em consórcio com Kromav e Exactum, dentro de um contrato de prestação de serviços com o Centro de Pesquisas da Petrobras esse projeto serviu de base para o projeto básico da P-62.

O Front End Engineering Design Feed e o detalhamento das duas plataformas ficou a cargo da Technip. Já o projeto básico dos oito FPSOs do pré-sal foi feito pela Technip, também dentro de um contrato com o Cenpes. Agora os engenheiros da Chemtech trabalham no aprimoramento de dois FPSOs e em paralelo a Doris está trabalhando no Feed das oito plataformas. O sistema que será instalado na P-58 e P-62 possui automação de cerca de nove mil pontos de controle por plataforma, e é composto por cinco subsistemas: controle e monitoramento de produção e de utilidades; shutdown de processo; fogo e gás; Hull e Hull Shutdown. A arquitetura é baseada em CLPs redundantes com sistema de E/S distribuído, associado a um sistema Scada com funcionalidades específicas para esse tipo de aplicação. Uma novidade é o registro de eventos baseados em protocolos padrão. Gerbase explica que a arquitetura não difere da adotada nas unidades em operação na Bacia de Campos a Altus já automatizou 17 plataformas da Petrobras.

“Por se tratar de FPSOs, ao invés de plataformas fixas, há o diferencial em relação ao controle e segurança dos sistemas ligados ao casco e armazenamento de óleo”. O projeto que será implantado nas plataformas do présal tem arquitetura semelhante, mas com escopo de fornecimento mais amplo formado por 12 sistemas integrados relacionados aos processos de produção, detecção de fogo e gás e shutdown, medição fiscal, CFTV e corrosão. Contratada em regime MAC após uma concorrência internacional com outras quatro empresas, a Altus responderá pela automação e definição das interfaces com outros módulos, como o elétrico.

 
 
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