SETEMBRO DE 2000 – Edição nº 50 – Controle & Instrumentação
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Indústria de óleo e gás:
automação aliada à competitividade
Segundo os próprios operadores de uma delas, a P-26, não é fácil incorporar tecnologias novas numa plataforma devido ao altíssimo grau de segurança das operações em alto mar. "Mas qualquer técnico pode startar o processo de análise de um novo recurso levando sugestões ao órgão de engenharia interna. A inclusão dos buses seria uma mudança radical porque mexe com a filosofia de automação das plataformas de hoje". Pontos positivos dos buses, como a economia de fiação, já foram conquistados com outras soluções. Na P-26, por exemplo, das remotas dos CLPs até à sala de controle usa-se apenas um par trançado. Mas, como todos os setores numa plataforma são considerados críticos, cada CLP tem um sobressalente rodando stand by.
O pessoal de automação da P-26 acredita que o sistema com o qual trabalha é bom: é 100% automático no poço (na árvore de natal molhada) e o umbilical que une o poço à plataforma é hidráulico. Na sala de controle, tudo é monitorado e a plataforma já possui um supervisório VXL que se comunica com os CLPs via Ethernet. Os CLPs da P-26 são de vários fabricantes mas conversam com a estação ECOS. Há, também, monitoração por câmeras de vídeo.
A Intranet da Companhia torna possível saber, em tempo real, o que acontece com a P-26 e todas as outras plataformas. Mas apenas a unidade de Macaé pode atuar remotamente nos sistemas em alto mar, restando ao edifício sede da Companhia, no centro do Rio de Janeiro, apenas a obtenção das informações. A unidade de Macaé possui, inclusive, procedimentos rotineiros de manutenção remota. A manutenção é um dado considerado crítico e por isso seguida à risca e à prova de ISO 9000.
Sempre em busca da excelência, no segundo trimestre de 2000, a Petrobras deu partida ao primeiro sistema de fieldbus em uma plataforma offshore, Namorado 1 (Pna-1). O sistema, de tecnologia Foundation Fieldbus, está instalado no sistema de recebimento e exportação de gás natural, por onde passam mais de 4 milhões de m³ vindos dos campos gigantes de Roncador e Marlim Sul, localizados na Bacia de Campos.
A Petrobras escolheu o Sistema 302 da Smar para controlar a linha, incluindo 26 instrumentos fieldbus integrados com sistema de supervisão, através de equipamentos bridge, denominados DFI. O sistema supervisório é implementado com software In Touch, da Wonderware. Constam, ainda, duas estações de engenharia e duas estações de operação, ligadas via Ethernet, por fibra óptica, com os DFIs. O projeto completo de Namorado-1 prevê duas estações de engenharia e seis estações de operação na sua configuração final, e um sistema fieldbus com 300 instrumentos e 65 malhas de controle tipo PID.
Carlos Henrique Wildhagen Moura (esq) e Vitor Lisboa já estudam
colocar fieldbus em todas as plataformas da Petrobras
A Petrobras possui uma planta rodando com o protocolo fieldbus anterior ao Foundation, mas com o padrão de meio físico, em Atalaia (Sergipe). A equipe de Exploração & Produção da Bacia de Campos iniciou o desenho e detalhamento do projeto de Pna-1 com o Foundation Fieldbus, pela garantia de interoperabilidade dada por este protocolo, e também considerando que a tecnologia já estava em uso em diversas plantas onshore, e que fazia sentido testá-las nas plataformas offshore. Como a Petrobras tem alto nível de exigência quando o assunto é segurança, a modernização da linha de gás foi planejada de forma a reduzir os riscos de perdas do sistema e também de paralisação de outras funções da plataforma. Segundo levantamento da equipe de E&P da Bacia de Campos, o uso de outro protocolo ou outra tecnologia, para atingir a meta traçada de estabilidade da manutenção e diagnósticos remotos, haveria necessidade de aquisição de mais equipamentos e também maior complexidade na integração do sistema.
A escolha de produtos Foundation também foi influenciada pela arquitetura de controle distribuído nos dispositivos de campo. Logo, não havia nenhuma necessidade de usar um CLP para executar as funções de controle mais simples. Em uma plataforma de produção de petróleo, os algoritmos de controle de processo são, na sua quase totalidade, implementados com PIDs. "Na verdade, houve um cenário propício para uma instalação real em Namorado-1. A idéia foi selecionar dois sistemas iniciais na parte de controle, sendo o primeiro para recebimento de gás proveniente de Roncador, e o segundo para controle de nível das torres de desaeração, que trabalhavam com controle pneumático", comentou Vitor Manuel dos Santos Lisboa, gerente de automação industrial da área de exploração e produção da Petrobras.
O projeto prevê, também, expansões. Está pronto para a implementação de controle avançado usando microcomputadores, CLPs ou mesmo SDCDs. As prometidas funções de interoperabilidade e intercambiabilidade entre os instrumentos também contaram na decisão.
Segundo a equipe de automação da Petrobras, a planta está operando bem e com uma estabilidade nunca vista porque, quando a empresa operava usando instrumentação pneumática, pode haver muita variação, algo em torno de 20% a 30% nas variáveis controladas, por exemplo. Com o fieldbus, ou instrumentação eletrônica, esta porcentagem não passa de 1% ou 2%. Outra importante mudança foi a possibilidade de alcançar lucros que não se tem como trabalhar dentro de uma filosofia pneumática local ou mesmo com CLPs (sem uso de multiplexadores Hart), como fazer uma re-parametrização remota de instrumentos e coletar dados de forma automática para manutenção preditiva. A utilização do fieldbus é atraente, quando traz uma diminuição de down time. Desta forma, pode-se saber se um dispositivo está começando a ter um drift que recomenda a sua substituição ou calibração, o que também é um ganho substancial em termos de produção e segurança.
Em ganhos adicionais, advindos não só da manutenção ou da centralização da informação, estão também presentes nas atividades de projeto e construção. Em plataformas offshore, são vantagens importantes o peso de equipamentos e acessórios, o que implica grandes ganhos associados com uma plataforma mais leve. A distribuição do controle no campo também reduz a quantidade de equipamentos instalados na sala de controle, levando para dentro só a instalação da interface homem-máquina da workstations e os equipamentos de comunicações em rede.
Os ganhos de cabeamento ainda não foram contabilizados. "Hoje, temos apenas a visão projetada desta economia, pois a quantidade de instrumentos instalados, por segmento H1, foi propositadamente pequena. O objetivo principal desta primeira etapa foi a garantia de confiabilidade do sistema de controle, com a implementação de redundância de fontes e controladores de rede H1. Namorado-1 tem as malhas de controle de processo implementadas através da tecnologia pneumática com controladores pneumáticos locais. A modernização da planta está sendo feita em diferentes frentes, pois existem pacotes de compressão de gás e sistema de intertravamento de segurança, cuja solução é baseada em CLPs. O sistema de supervisão atual é baseado em painel sinóptico e anunciadores de alarmes da Enginstrel. Teremos que conviver com a tecnologia de painel sinóptico e estações de supervisão até que seja finalizada a última malha de controle Foundation", comentou Marco Antonio Alves de Meira, da divisão de automação da Bacia de Campos.
O pessoal de automação da P-26 já convive com softwars supervisórios,
consegue redução de fiação sem fieldbus e segue as normas de manutenção
e calibração prescritas pela ISO. Aqui, Sergio e Eduardo na sala de contole.
A equipe de automação da Petrobras já vinha acompanhando o desenvolvimento do Foundation - através de congressos e mesmo da planta piloto da UFRJ/IBP - e a definição da norma portanto, quando definiram o padrão, começaram a buscar oportunidades para aplicar a tecnologia. Mas, segundo Carlos Henrique, esse é um trabalho onde a Petrobras-Sede teve uma participação menor; o grande mérito foi de um grupo da Bacia de Campos, liderado por Marco Antonio, que identificou a oportunidade e acompanhou todo o projeto. Segundo Meira, a tecnologia Foundation Fieldbus resulta na distribuição da inteligência em direção ao campo, permitindo ganhos de qualidade no sistema de controle. Segundo Lisboa, "faz parte das funções da sede identificar, testar e disponibilizar novas tecnologias e, por novas tecnologias, entenda-se novas no ambiente Petrobras. Para a companhia, fieldbus ainda é nova tecnologia, daí o acompanhamento desse trabalho para repensar isso como ferramenta adicional para introduzir na arquitetura de supervisão, controle e intertravamento em novos projetos.
Hoje, estamos questionando qual vai ser o futuro das plataformas em termos de automação". Mas esse futuro ainda não se refere às plataformas P-38 e P- 40, por exemplo, que chegam em breve ao Brasil e que ainda têm controle 4-20 mA, executando os algoritmos de controle em CLPs, com Hart só para parametrização e apoio à manutenção.
Quando um projeto chega ao mercado, ele é um retrato da melhor tecnologia testada e aprovada de um ano antes. A Petrobras está repensando agora qual ferramenta vai utilizar em termos de controle. "Estamos analisando a continuidade dos CLPs como ferramenta de implementação de algoritmos de controle versus a substituição deles por Fieldbus Foundation. E esse é um cenário que depende de pequenas adaptações à nossa arquitetura", afirmou Carlos Henrique.
A disponibilização para o operador numa única interface com todas as informações - sejam provenientes de CLPs ou dispositivos fieldbus - é algo que pesa na avaliação porque a equipe entende que tudo tem que ser transparente para o operador - que precisa visualizar isso numa interface que ele já conheça. Na arquitetura com a qual a Petrobras trabalha - com sintonia de processo com várias malhas interagindo -, fica muito mais fácil trabalhar com fieldbus que com CLP, o que deve dar espaço àquela tecnologia nos próximos projetos. Caso se chegue aos ajustes desejados, estamos falando de fieldbus em toda a plataforma e não apenas em áreas restritas. E modernizações com Foundation mostraram-se viáveis e fáceis.
Lisboa é cuidadoso para afirmar que em breve o fieldbus estará nas plataformas como um todo, porque a tecnologia ainda impõe algumas restrições de segurança, já que não se pode colocar 16 instrumentos num ramal de fieldbus. "É preciso de cuidado na hora do estudo dos ramais para distribuí-los de forma a não perder nada e não correr o risco de cair o sistema. Não é só colocar fieldbus em tudo. As aplicações para plataformas inteiras em fieldbus devem demorar um pouco porque até a própria Fieldbus Foundation é um pouco tímida no aspecto de segurança e existe também a verificação do desempenho das malhas em condições reais de trabalho. Vontade de mudar, a equipe tem porque já viu que existem ganhos, mas cautela, no setor de petróleo, só faz bem", concluiu Lisboa.
A questão da segurança é tratada à parte, com o uso de instrumentos e equipamento executor de lógica totalmente independentes do sistema de controle de processo. "Hoje, Namorado-1 conta com um painel de parada de emergência tipo lógica fixa, de alta confiabilidade de segurança. Está também em andamento um projeto para modernização do sistema de ESD com a substituição de sensores e painel executor de lógica, por um sistema de lógica programável", comentou Marco Antonio. A Petrobras possui um número muito grande de instalações, variando de regiões em áreas desérticas, como o interior do RN, até áreas na selva amazônica; unidades offshore variando de totalmente desabitadas à unidades de grande porte, unidades que não estão ainda em operação, outras com 10, 20 ou 30 anos trabalhando. Isso, naturalmente, coloca uma grande diversidade de tecnologias utilizadas, retratos de cada época, oportunidades diferentes de melhorar custos. A Petrobras não trabalha, ainda, com Ethernet no campo, onde existem, hoje, redes proprietárias interligando as diversas remotas com os clusters de CLPs que trabalham sempre em hot stand by. São diversos clusters, pares de CLPs em hot back up sweet over, dedicados a famílias distintas de tratamento de sinais, seja shut down de emergência, seja a parte de controle, seja a parte de embarcação e, daí para baixo, para as remotas que estão no campo, o que se tem são redes proprietárias, ControlNet, Barramento Genius, ou outro padrão qualquer.
A P-26 ainda trabalha com 4-20 mA e CLPs. Fieldbus? Pra quê?