UM MODELO DE SUBSTITUIÇÃO DO SISTEMA DIGITAL DE CONTROLE...
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UNIVERSIDADE TECNOLÓGICA FEDERAL DO PARANÁ PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO DEPARTAMENTO ACADÊMICO DE ELETRÔNICA ESPECIALIZAÇÃO EM AUTOMAÇÃO INDUSTRIAL FRANCIO SHARLLITON LIMA BARROS SILVA UM MODELO DE SUBSTITUIÇÃO DO SISTEMA DIGITAL DE CONTROLE DISTRIBUÍDO E INSTALAÇÃO DE CONTROLADORES LÓGICOS PROGRAMÁVEIS DE SEGURANÇA EM UMA INDÚSTRIA DE PETRÓLEO MONOGRAFIA - ESPECIALIZAÇÃO CURITIBA 2011
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UNIVERSIDADE TECNOLÓGICA FEDERAL DO PARANÁ
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO
DEPARTAMENTO ACADÊMICO DE ELETRÔNICA
ESPECIALIZAÇÃO EM AUTOMAÇÃO INDUSTRIAL
FRANCIO SHARLLITON LIMA BARROS SILVA
UM MODELO DE SUBSTITUIÇÃO DO SISTEMA DIGITAL
DE CONTROLE DISTRIBUÍDO E INSTALAÇÃO DE
CONTROLADORES LÓGICOS PROGRAMÁVEIS DE
SEGURANÇA EM UMA INDÚSTRIA DE PETRÓLEO
MONOGRAFIA - ESPECIALIZAÇÃO
CURITIBA 2011
FRANCIO SHARLLITON LIMA BARROS SILVA
UM MODELO DE SUBSTITUIÇÃO DO SISTEMA DIGITAL
DE CONTROLE DISTRIBUÍDO E INSTALAÇÃO DE
CONTROLADORES LÓGICOS PROGRAMÁVEIS DE
SEGURANÇA EM UMA INDÚSTRIA DE PETRÓLEO
Monografia de conclusão do curso de Especialização em Automação Industrial do Departamento Acadêmico de Eletrônica da Universidade Tecnológica Federal do Paraná apresentada como requisito parcial para obtenção do grau de Especialista em Automação Industrial. Prof. MSc. Guilherme Alceu Schneider
CURITIBA 2011
TERMO DE APROVAÇÃO
UM MODELO DE SUBSTITUIÇÃO DO SISTEMA DIGITAL DE CON TROLE
DISTRIBUÍDO E INSTALAÇÃO DE CONTROLADORES LÓGICOS
PROGRAMÁVEIS DE SEGURANÇA EM UMA INDÚSTRIA DE PETRÓ LEO
Área de conhecimento: Automação Eletrônica de Processos Elétricos e Industriais
FRANCIO SHARLLITON LIMA BARROS SILVA
Esta Monografia foi julgada e aprovada como requisito parcial para a obtenção do grau de Especialista em Automação Industrial no Curso de Especialização em Automação Industrial da Universidade Tecnológica Federal do Paraná.
Curitiba, 23 de Março de 2011. Prof. Dr. Jean M. Simão Coordenador do Curso
BANCA EXAMINADORA Prof. M.Sc. Guilherme Alceu Schneider Prof. Dr. Flávio Neves Junior Universidade Tecnológica Federal do Paraná Universidade Tecnológica Federal do Paraná Orientador
Prof. Silvio Cezar Bortolini, MSc. Universidade Tecnológica Federal do Paraná
A Folha de Aprovação assinada encontra-se na Coordenação do Curso.
AGRADECIMENTOS
A realização deste trabalho somente foi possível devido à compreensão da minha
esposa, Marilis, que com paciência cuidou dos nossos filhos Pedro e Clara, e com
responsabilidade me lembrava dos meus deveres como discente. Agradeço a ela também pelo
amor e carinho sem os quais tudo seria mais difícil, ou mais amargo, nesta empreitada.
Agradeço também aos meus filhos, que sempre são motivo para o meu crescimento. A
eles dedico todo o meu amor e minha vida.
Agradeço a equipe de automação da Engenharia da REPAR, que começou há mais de
um ano os trabalhos aqui descritos, e agradeço a equipe de automação da Manutenção da
REPAR, da qual faço parte, e que há oito meses se integrou com a Engenharia nesta
empreitada. Este trabalho é desta equipe!
Agradeço a Petrobras SA, empresa que trabalho com orgulho, que sempre teve espaço
para crescimento profissional dos seus funcionários e sempre esteve à frente do crescimento
deste país.
Agradeço aos mestres da UTFPR que dedicam parte de suas vidas para o
desenvolvimento de seus alunos, para o desenvolvimento do Brasil.
Descobri como é bom chegar quando se tem paciência. E para se chegar, onde quer que seja, aprendi que não é preciso dominar a força, mas a razão. É preciso, antes de mais nada, querer.
Autor: Amyr Klink
RESUMO Silva, Francio Sharlliton Lima Barros. Um Modelo de Substituição do Sistema Digital de Controle Distribuído e Instalação de Controladores Lógicos Programáveis de Segurança em uma Indústria de Petróleo. 2011. 59 p. Monografia (Especialização em Automação Industrial) – Departamento Acadêmico de Eletrônica, Universidade Tecnológica Federal do Paraná – UTFPR, Curitiba, 2011. Este trabalho apresenta as etapas executadas na modernização do sistema de automação de uma refinaria de petróleo. Aborda ligeiramente as principais plantas industriais de uma refinaria de petróleo e apresenta conceitos de instrumentação, SDCD e Sistemas Instrumentados de Segurança, conceitos estes necessários para o entendimento do trabalho. Para complementar o entendimento, traz o cenário dos sistemas de automação na Refinaria Presidente Getúlio Vargas, REPAR, anterior a mudança. Em seguida, descreve os passos seguidos para alcançar a modernização dos sistemas de automação dentro dos prazos estabelecidos e atendendo as exigências de confiabilidade e segurança. Palavras-Chave: Automação. SDCD. Sistema Instrumentado de Segurança. Modernização.
ABSTRACT Silva, Francio Sharlliton Lima Barros. A Model of Substitution of Distributed Control System and Installation of Programmable Logic Controllers Security in oil industry. 2011. 59 p. Monografia (Especialização em Automação Industrial) – Departamento Acadêmico de Eletrônica, Universidade Tecnológica Federal do Paraná – UTFPR, Curitiba, 2011. This research presents the steps taken to modernize the automation system of an oil refinery. Covers slightly major industrial plants of an oil refinery and introduces concepts of instrumentation, DCS and Safety Instrumented Systems, concepts necessary for understanding the work. To complement the understanding, brings the landscape of automation systems in Presidente Getúlio Vargas Refinery, REPAR, previous change. It then, describes the steps taken to achieve the modernization of automation systems within the deadlines and meeting the requirements of reliability and safety. Key Words: Automation. DCS. Safety Instrumented System. Modernization.
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 1 – EXEMPLO DE TORRE DE DESTILAÇÃO ................................................................................... 14 FIGURA 2 – EXEMPLO DE TROCADOR DE CALOR...................................................................................... 15 FIGURA 3 – EXEMPLO DE CONJUNTO CONVERSOR .................................................................................. 17 FIGURA 4 - EXEMPLO DE INSTRUMENTOS E SUAS FUNÇÕES ................................................................. 21 FIGURA 5 – CONCEITO DE CAMADAS DE SEGURANÇA............................................................................ 25 FIGURA 6 - EXEMPLO DE MALHA DE SEGURANÇA DO SIS...................................................................... 26 FIGURA 7 - LIGAÇÃO DE INSTRUMENTOS DA ÁREA ATÉ O SDCD ......................................................... 28 FIGURA 8 - LIGAÇÃO DE INSTRUMENTOS DA ÁREA ATÉ A CAIXA DE PASSAGEM ........................... 29 FIGURA 9 - LIGAÇÃO DO ARMÁRIO DE REARRANJO ................................................................................ 31 FIGURA 10 - UM EXEMPLO DE REDE INFI-NET............................................................................................ 32 FIGURA 11 - UM EXEMPLO DE PCU................................................................................................................ 33 FIGURA 12 - UM EXEMPLO ARQUITETURA DO INFI-90 ............................................................................. 34 FIGURA 13 - CONSOLES LIGADAS AO PROCESS PORTAL A ..................................................................... 37 FIGURA 14 - TOPOLOGIA DE REDE DO AC800M.......................................................................................... 38 FIGURA 15 - NOVA LIGAÇÃO DE INSTRUMENTOS DA ÁREA ATÉ O SDCD NOVO............................... 40 FIGURA 16 - LIGAÇÃO DE PAINÉIS NO PERÍODO DE PRÉ-PARADA........................................................ 41 FIGURA 17 - RÉGUAS “A” E “B” DO REARRANJO ANTIGO DESCONECTADAS NO PERÍODO DE
PARADA..................................................................................................................................................... 42 FIGURA 18 - DETALHAMENTO DA LIGAÇÃO DE PAINÉIS NO PERÍODO DE PARADA ........................ 43 FIGURA 19 - DETALHAMENTO DO EQUIPAMENTO A SER TESTADO NA FASE 1, DESDE O
MULTICABO DE ESPERA ATÉ AS ESTAÇÕES DE OPERAÇÃO (CONSOLE)................................... 46 FIGURA 20 - DETALHAMENTO DO EQUIPAMENTO A SER TESTADO NA FASE 2, DESDE A RÉGUA
“A” DO REARRANJO ANTIGO ATÉ AS ESTAÇÕES DE OPERAÇÃO (CONSOLE)........................... 48 FIGURA 21 - LIGAÇÃO ENTRE AS REGUAS “A” E “B” DOS REARRAJOS DO NOVO SIS ....................... 52 FIGURA 22 - DETALHAMENTO DO EQUIPAMENTO A SER TESTADO NA FASE 1 O CLP DE
SEGURANÇA, DESDE O MULTICABO DE ESPERA ATÉ AS ESTAÇÕES DE OPERAÇÃO ............. 53
LISTA DE SIGLAS E ABREVIATURAS
AC800M – SDCD fabricado pela empresa ABB
CIC – Centro Integrado de Controle
CLP – Controlador Lógico Programável
CP – Caixa de Passagem
DCS – Distributed Control System
EWS – Engineer Work Station (Estação de Engenharia)
IHM – Interface Homem Máquina
INFI-90 – SDCD fabricado pela empresa Bailey Controls
INFI-NET – Rede do SDCD INFI-90
ISA – International Society of Automation
MODBUS – Protocolo de comunicação de dados
OIC – Operator Interface Console
OIS – Operator Interface Station
PCU – Process Control Unit
PPA – Process Portal A
PROFBUS – Padrão aberto de rede de campo
REPAR – Refinaria Presidente Getúlio Vargas
SCMD – Sistema de Comando de Motores
SDCD – Sistema Digital de Controle Distribuído
SIS – Sistema Instrumentado de Segurança
TAC – Teste de Aceitação de Campo
TAF – Teste de Aceitação de Fábrica
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO .................................................................................................................8
1.1 TEMA . ..........................................................................................................................8 1.1.1 Delimitação do tema .........................................................................................................9 1.2 PROBLEMA E PREMISSAS ...........................................................................................9 1.3 OBJETIVOS ...................................................................................................................10 1.3.1 Objetivo geral..................................................................................................................10 1.3.2 Objetivo específico..........................................................................................................10 1.4 JUSTIFICATIVA............................................................................................................10 1.5 PROCEDIMENTOS METODOLÓGICOS....................................................................11 1.6 ESTRUTURA DO TRABALHO....................................................................................11
2 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA..................................................................................13
2.1 PROCESSO DE DESTILAÇÃO ....................................................................................13 2.2 PROCESSO DE CRAQUEAMENTO CATALÍTICO ...................................................15 2.3 PROCESSO DE DESASFALTAÇÃO............................................................................18 2.4 INSTRUMENTAÇÃO....................................................................................................19 2.5 SISTEMA DIGITAL DE CONTROLE DISTRIBUÍDO................................................22 2.6 SISTEMA INSTRUMENTADO DE SEGURANÇA.....................................................23
3 SISTEMA PRÉ-RETROFITTING................................................................................27
3.1 SISTEMA ELETRO-PENUMÁTICO............................................................................27 3.2 ESTRUTURA DA AUTOMAÇÃO COM O SDCD INFI-90.........................................27 3.3 INSTRUMENTAÇÃO DE CAMPO ..............................................................................28 3.4 CAIXAS DE PASSAGEM..............................................................................................29 3.5 ARMÁRIOS DE REARRANJO.....................................................................................30 3.6 SDCD INFI-90 ................................................................................................................31 3.6.1 INFI-NET . .................................................................................................................31 3.6.2 Unidade de Controle de Processo ...................................................................................33 3.6.3 Estação de operação e engenharia...................................................................................34 3.7 PAINÉIS DE RELÉ DE SEGURANÇA .........................................................................35
4 SUBSTITUIÇÃO DO SISTEMA DE AUTOMAÇÃO DA REPAR...... .....................36
4.1 SUBSTITUIÇÃO DO SDCD..........................................................................................36 4.1.1 Definição do novo SDCD ...............................................................................................36 4.1.2 Testes de aceitação de fábrica .........................................................................................38 4.1.3 Estratégia de interligação dos instrumentos....................................................................40 4.1.4 Testes de aceitação de campo .........................................................................................44
4.1.4.1 Testes de comunicação .................................................................................44 4.1.4.2 Testes fase 1..................................................................................................45 4.1.4.3 Testes fase 2..................................................................................................47 4.1.4.4 Testes fase 3..................................................................................................49
4.1.5 Testes de partida da planta ..............................................................................................49 4.2 IMPLANTAÇÃO DOS CLPS DE SEGURANÇA..........................................................50 4.2.1 Definição do novo CLP...................................................................................................50 4.2.2 Estratégia de interligação dos instrumentos....................................................................51
4.2.3 Testes de aceitação de fábrica .........................................................................................51 4.2.4 Testes de aceitação de campo .........................................................................................52
4.2.4.1 Testes fase 1..................................................................................................53 4.2.4.2 Testes fase 2..................................................................................................54 4.2.4.3 Testes fase 3..................................................................................................54
4.2.5 Testes de partida da planta ..............................................................................................55
5 CONCLUSÃO .................................................................................................................56
REFERÊNCIAS .....................................................................................................................58
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1 INTRODUÇÃO
1.1 TEMA .
O Sistema Digital de Controle Distribuído, no Brasil abreviado para SDCD e no inglês
DCS (Distributed Control System), é um sistema de automação industrial voltado para o
controle. Inicialmente foi desenvolvido para o controle de variáveis analógicas, mais tarde
expandiu a praticamente todas as área de automação, incluindo “variáveis discretas, controle
de batelada, controles estatísticos, geração de relatório” (BEGA; DELMÉE, COHN,
BULGARELLI; KOCH; FINKEL, 2003, p. 497), alem de suporte para controles avançados e
históricos de processo.
O Controlador Lógico Programável, no Brasil abreviado para CLP e no inglês PLC
(Programmable Logic Controller), é um equipamento de automação criado inicialmente para
controle lógico de variáveis discretas, cuja evolução atual abrange todos os tipos de controle
(BEGA; DELMÉE, COHN, BULGARELLI; KOCH; FINKEL, 2003, p.497). Uma destas
evoluções é o CLP de segurança (ou Safy PLC), desenvolvidos para atender ao “conceito de
falha segura e alta integridade” (Carvalho, 2009, p. 1), tornado assim o equipamento mais
confiável para atuar no Sistema Instrumentado de Segurança (SIS).
Devido as suas características de processo e aos produtos perigosos que manipula
(produtos tóxicos, explosivos e inflamáveis), a indústria do petróleo busca excelência em
segurança. Esta busca necessita “não só atender às normas técnicas, como também aos
requisitos legais, de forma a proporcionar plena performance com segurança para as unidades
industriais e trabalhadores”( RANGEL JÚNIOR, 2003, p. 1). O uso de Camadas de Proteção
é uma técnica que usa PLC de segurança e SDCD como parte do sistema de segurança de
instalações industriais (CONTEC SC-10, 2008).
A evolução das tecnologias gera oportunidades de melhorias em praticamente todos os
processos. Nos sistemas industriais, esta evolução disponibiliza melhorias no controle e na
segurança das plantas. Quando é difícil manter uma tecnologia dita ultrapassada, quer seja
pela falta de equipamentos para reposição, quer seja pelo alto custo, torna-se viável a
modernização de plantas e do sistema de automação. O desafio é executar esta modernização
nos prazos e custos que as empresas e o mercado oferecem sem comprometer a qualidade e a
segurança do sistema. Para isso podem ser aplicados ou até mesmo desenvolvidos métodos
que auxiliam e norteiam as etapas da modernização, facilitando os trabalhos e melhorando a
qualidade final na segurança e no controle.
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1.1.1 Delimitação do tema
A reestruturação do sistema de automação de uma refinaria, além de modernizar,
diminui custos de manutenção e aumenta a confiabilidade e segurança da planta. É preciso
dispor de estratégia para atender aos prazos, custos e qualidade estabelecidos.
Este trabalho refere-se aos métodos e etapas utilizados pela equipe de automação da
Refinaria Presidente Getúlio Vargas, REPAR, para a substituição do SDCD e a instalação de
CLP de segurança nas suas plantas de processo. Pretende-se apenas apresentar o trabalho
executado como uma solução para os problemas de retrofitting de sistemas de automação de
grande porte no que se diz respeito a prazos e qualidade do serviço.
1.2 PROBLEMA E PREMISSAS
Sistemas de automação de grande porte que estão há muito tempo em funcionamento
contam com uma mínima possibilidade de erro de montagem. Além disso, são sistemas que
tanto os técnicos quanto os operadores já conhecem devido ao tempo de contato (experiência)
e às vezes de treinamentos específicos. Quando se muda o sistema, a possibilidade de erro na
montagem é muito maior do que no antigo em funcionamento, pois este foi sendo corrigido ao
longo dos anos. O contato com uma tecnologia nova requer treinamentos para suprir a falta de
experiência, entretanto, apenas o estudo não é suficiente para que se tenha segurança que se
tinha antes.
Outro problema na substituição de sistemas de automação de grande porte é o prazo
disponível para a realização dos trabalhos. Tanto as empresas quanto o mercado não dispõem
de meses parados ou desabastecidos. Todo trabalho que puder ser executado antes que se
parem os processos industriais (plantas) é um ganho de tempo. É preciso determinar o que só
pode ser feito com as plantas paradas, todo o restante tem que ser executado numa etapa de
pré-parada ou o sucesso do retrofitting é comprometido.
Garantir que o sistema novo terá no mínimo a confiabilidade do antigo é premissa de
segurança nos sistemas de automação de refinarias de petróleo. Não basta montar
corretamente, é preciso garantir que o projeto respeite aspectos de segurança como
redundância de sistemas importantes, confiabilidade dos equipamentos implantados e
simplicidade. Aspectos também importantes são o suporte do fabricante, equipe competente e
disciplina.
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Os testes do sistema são fundamentais na busca da excelência. Quando se testa uma
determinada parte do sistema, além de garantir que muitos aspectos estão funcionando
conforme o desejado, se adquire um pouco de experiência no novo equipamento. Determinar
quais testes são necessários e quais pessoas participarão é importante e refletirá ao longo dos
trabalhos.
1.3 OBJETIVOS
1.3.1 Objetivo geral
Descrever as etapas para a execução de uma reestruturação de um sistema de
automação de grande porte em uma refinaria de petróleo.
1.3.2 Objetivo específico
• Caracterizar o sistema de automação da Refinaria Presidente Getúlio Vargas (REPAR);
• Apresentar a disposição dos instrumentos e suas ligações com o SDCD da REPAR;
• Descrever a substituição do SDCD no prazo disponível e atendendo a meta de não haver
falhas;
• Descrever a substituição dos painéis de relé por um CLP de segurança no prazo
disponível e atendendo a meta de não haver falhas.
1.4 JUSTIFICATIVA
A evolução tecnológica dos sistemas de automação oferece mais ferramentas que
facilitam a operação e manutenção, oferece equipamentos mais robustos e confiáveis,
funcionalidades que antes eram necessidades e também diminuem os custos com aquisições
de sobressalentes e manutenção.
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Para manterem-se competitivas no mercado, as indústrias de grande porte usam diversas
ferramentas de otimização de produção. Os sistemas de automação são parte fundamental
destas ferramentas. Um sistema de automação bem projetado, que ofereça custo aceitável,
confiabilidade e flexibilidade, é importante para o bom desempenho das operações industriais.
Modernizar os sistemas de automação de uma refinaria de petróleo requer cuidados
especiais, uma vez que estas manipulam produtos perigos. Entretanto, isso não pode ser
proibitivo. É necessário desenvolver métodos para tornar possível esta modernização.
O desafio de substituir um SDCD com mais de cinco mil pontos físicos de entrada/saída
e mais de sete mil pontos de comunicação, e de substituir o Sistema Instrumentado de
Segurança baseado em relés por CLPs de segurança, é a motivação deste trabalho.
1.5 PROCEDIMENTOS METODOLÓGICOS
Este trabalho é de natureza aplicada, pois existe um objetivo prático específico, a
substituição dos sistemas de automação de uma refinaria de grande porte atendendo a prazo,
confiabilidade e segurança do sistema.
O objetivo maior deste trabalho é classificado como explicativo, pois se trata do registro
de fatos ocorridos para atender ao objetivo aqui explorado.
O objeto de estudo e suas técnicas de apreensão são classificadas como experimental,
pois são baseados em eventos estudados e experiências foram realizadas para se chegar e se
verificar os resultados.
1.6 ESTRUTURA DO TRABALHO
Este trabalho compõe-se de 6 (seis) partes, com 5 (cinco) capítulos, sendo;
• Parte 1 – Capítulo introdutório: Capítulo 1;
• Parte 2 – Fundamentação teórica: Capítulo 2;
• Parte 3 – Sistema pré-retrofitting: Capítulo 3;
• Parte 4 – Substituição do sistema de automação da REPAR: Capítulo 4;
• Parte 5 – Conclusões: Capítulo 5;
• Parte 6 – Referências.
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O Capítulo 1 estabeleceu o tema, apresentou os problemas e justificativas para sua
execução, descreveu o objetivo e introduziu as fases do trabalho.
O Capítulo 2 traz a fundamentação teórica, apresentando os conceitos de processos
industriais de uma refinaria de petróleo, descrevendo brevemente sistemas de automação
como o SDCD, o Sistema Instrumentado de Segurança e a instrumentação industrial.
O Capítulo 3 demonstra como era o sistema de automação da REPAR que antecedeu
este trabalho.
No Capítulo 4 são descritas todas as etapas realizadas para a substituição do sistema de
automação da REPAR, apresentando os tópicos mais relevantes deste trabalho.
O Capítulo 5 conclui este trabalho, seguido das referências bibliográficas utilizadas para
a fundamentação teórica do mesmo.
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2 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA
Este capítulo apresenta uma descrição dos processos mais importantes numa industria
de petróleo e dois exemplos de sistemas de automação utilizados nestas plantas, o Sistema
Digital de Controle Distribuído (SDCD) e o Sistema Instrumentado de Segurança (SIS).
2.1 PROCESSO DE DESTILAÇÃO
O petróleo é a principal fonte de energia da humanidade, seu uso remota a 4000 a.C. Na
antiguidade, o petróleo era usado na forma natura, o petróleo cru, para fins de pavimentação
de estradas, calefação, iluminação e até fins bélicos (wikipedia).
A destilação é um antigo método de separação que usa os diferentes pontos de ebulição
dos produtos. Quando aquecida, a mistura evapora e, resfriando este vapor em diferentes
temperaturas, tem-se os diferentes produtos separados (wikipedia).
O petróleo é composto basicamente de moléculas de hidrocarbonetos, compostas de
hidrogênio e carbono. Quanto menor for a molécula, mais leve é o derivado de petróleo. O gás
de petróleo possui de um a quatro átomos de carbono; a nafta de cinco a nove; a gasolina de
cinco a doze; o querosene de dez a dezoito; o gasóleo doze ou mais; óleo lubrificante de vinte
a cinquenta; óleo combustível de vinte a setenta; por fim, os resíduos como o asfalto e as
ceras possuem mais de setenta átomos de carbono (FREUDENRICH, 2010, p. 1).
O processo de destilação do petróleo consiste em aquecê-lo e assim separar estas
diferentes moléculas. A destilação industrial de petróleo é basicamente realizada em grandes
colunas de destilação verticais, as torres de destilação. O petróleo é bombeado de maneira
contínua, aquecido, seus vapores sobem pela torre de destilação e vão sendo fracionados
(separados) conforme o tamanho da sua molécula (DESTILAÇÃO..., 2001, p.1). No nível de
menor cota da torre são retirados os produtos pesados, como o óleo combustível. No nível de
maior cota são retirados os mais leves, como o gás de petróleo. Ao longo da torre são
retirados os produtos intermediários.
A figura 1 mostra um exemplo de torre de destilação, onde o produto entra numa certa
altura da torre e os produtos leves, aquecidos, sobem. Os produtos pesados, mesmo aquecidos,
descem e são reaquecidos num trocador de calor, na figura 1 apresentado como refervedor.
Este refervedor serve para aquecer um pouco mais os produtos do fundo da torre, fazendo
evaporar produtos leves que foram arrastados junto com os produtos pesados.
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FIGURA 1 – EXEMPLO DE TORRE DE DESTILAÇÃO
FONTE: Adaptado de Destilação... (2001, p. 164)
Para aquecer o petróleo são necessários fornos com capacidade suficiente para realizar o
processo de destilação. Estes equipamentos utilizam, geralmente, os próprios produtos
retirados da torre de destilação para gerar o calor através da queima (DESTILAÇÃO..., 2001,
p.4).
Uma maneira de otimizar o balanço térmico da destilação é utilizar equipamentos
trocadores de calor, os permutadores. Quando um produto é retirado da torre de destilação,
este deve ser resfriado para condensar e ser utilizado como produto final ou processado em
outra parte do processo. Ao passar com este produto aquecido em uma entrada do permutador,
e com o petróleo frio na outra entrada, estes trocam calor, resfriando o produto (temperatura
2) e aquecendo o petróleo (temperatura 1), conforme a figura 2. Este procedimento é repetido
diversas vezes ao longo do processo de destilação, de modo que se gaste o mínimo de energia
possível no processo (DESTILAÇÃO..., 2001, p.110).
15
FIGURA 2 – EXEMPLO DE TROCADOR DE CALOR
FONTE: Autoria própria
Um importante equipamento da destilação industrial de petróleo é a dessalgadora. Este
equipamento é utilizado para retirar a água, os sais e os sedimentos contidos no petróleo antes
que este vá para as torres de resfriamento (DESTILAÇÃO..., 2001, p.2).
Em geral, as plantas industriais de grande porte possuem vários equipamentos que
auxiliam na otimização do processo. Todo este complexo de torres, fornos, dessalgadoras,
permutadores e outros equipamentos trabalham com produtos altamente perigosos, que podem
ser tóxicos, inflamáveis ou explosivos. O controle de processos com estas características pode
ser facilitado com o uso de sistemas de automação, pois estes sistemas têm por característica a
redução da mão-de-obra, aumento da eficiência operacional das instalações e redução do
custo operacional do equipamento (FUNDAMENTOS..., 1999, p. 6).
2.2 PROCESSO DE CRAQUEAMENTO CATALÍTICO
O processo de craqueamento catalítico separa as diversas moléculas (tamanhos
diferentes) do petróleo, classificando assim os produtos derivados. Na segunda guerra
mundial, a demanda por nafta e borracha artificial levou os paises aliados a desenvolverem
uma técnica para literalmente quebrar as moléculas mais pesadas de hidrocarboneto. Esta
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técnica consiste em usar catalisadores1, na época da segunda guerra eram à base de alumina e
hoje de óxido de alumínio e sílica ou então zeólita (wikipedia).
O catalisador é superaquecido (geralmente entre 665 e 760°C) e seu vapor catalisa as
reações de craqueamento (vem do termo inglês cracking, quebra, divisão), dividindo as
moléculas de óleos pesados e gerando produtos leves como gás de petróleo, nafta e óleo diesel
(wikipedia).
O processo de craqueamento catalítico é muito utilizado em todo o mundo devido a
grande demanda de produtos como gasolina e gás de petróleo, produtos que não poderiam ser
adquiridos só da destilação caso a exploração do petróleo não aumentasse consideravelmente
(wikipedia).
Para a reação do catalisador com os produtos pesados do petróleo, é utilizada uma serie
de equipamentos denominados Conjunto Conversor, apresentado na figura 3. O Riser é uma
tubulação vertical, localizada na lateral do Conjunto Conversor, onde a carga aquecida e o
catalisador regenerado se encontram, ocorrendo o craqueamento (ROGAL; MENDONÇA,
2005, p. 16). O Vaso Separador, ou reator, fica na parte superior do Conjunto Conversor, é
nele que se separa o hidrocarboneto craqueado do catalisador (ROGAL; MENDONÇA, 2005,
p. 17).
Na parte inferior do Conjunto Conversor fica o Regenerador, cuja função é recuperar o
catalisador utilizado no Riser e separado no Vaso Separador para que seja reutilizado. Esta
regeneração se dá com a combustão de produtos agregados ao catalisador, o calor resultante
desta queima é conduzido para o Riser, otimizando o balanço térmico do processo (ROGAL;
MENDONÇA, 2005, p. 17). A figura 3 mostra um exemplo do Conjunto Conversor.
1 Substância que acelera uma reação química
17
FIGURA 3 – EXEMPLO DE CONJUNTO CONVERSOR
FONTE: Adaptado de Rogal e Mendonça (2005, p. 14)
O processo de grande porte em altas temperaturas e pressões consideráveis, e com
produtos altamente inflamáveis e tóxicos, precisa de controles adequados para tornar segura a
operação destas plantas. Os sistemas de automação e controle auxiliam os operadores e
engenheiros na condução segura destes processos. Operar unidades de craqueamento
catalítico com sistemas automáticos possibilita maior confiabilidade e produtividade,
ajudando no abastecimento de derivados de petróleo essenciais no cenário atual.
18
2.3 PROCESSO DE DESASFALTAÇÃO
Parte dos produtos pesados retirada das torres de destilação é processada nas unidades
de craqueamento catalítico. Entretanto, uma parte excessivamente pesada não pode ser
utilizada nestas plantas. Estes produtos muito pesados são em geral processados nas unidades
de desasfaltação ou unidades de coque.
A desasfaltação processa os produtos pesados, gerando resíduo asfáltico e frações mais
leves incorporadas ao gasóleo de vácuo (MOURA, 2008, p. 2). Uma das principais utilidades
dos óleos desasfaltados é a manufatura de lubrificantes, alem disso, vem crescendo a sua
utilização como componente da carga para unidades de Craqueamento Catalítico
(DESASFALTAÇÃO..., 2008, p.3).
O principal equipamento do processo de desasfaltação é a torre de extração. Na
desasfaltação a propano, processo utilizado na REPAR, o solvente a base de propano é posto
em contato com o produto pesado, geralmente resíduo da destilação à vácuo. A relação de
solvente por resíduo de vácuo e a temperatura interna das torres de extração são a chave para
qualidade do produto final (DESASFALTAÇÃO..., 2008, p.7).
Mais denso, o resíduo de vácuo desce pela torre e vai entrando em contato com o
solvente. Dessa reação, o óleo desasfaltado é extraído e, por ser menos denso, é extraído no
topo da torre, junto com o solvente. Este produto vai para um sistema que separa o óleo
desasfaltado do solvente, este solvente recuperado é tratado para reutilização. O resíduo
asfáltico, juntamente com o óleo não extraído e com uma parte do solvente, se acumulam no
fundo da torre extratora. Esse produto vai para um outro sistema de recuperação de solvente,
para separá-lo do resíduo asfáltico (produto pesado do fundo da torre)
(DESASFALTAÇÃO..., 2008, p.7 e p. 8).
O sistema de separação de solvente é composto de evaporadores. Nestes equipamentos,
a solução de solvente e óleo desasfaltado é aquecida por vapor de baixa pressão, o solvente
então evapora e é retirado no topo dos evaporadores. O óleo desasfaltado é decantado em
vasos decantadores na saída dos evaporadores e então tratado para ser comercializado
(DESASFALTAÇÃO..., 2008, p.20).
Para a separação do solvente com o resíduo asfáltico é necessária a utilização de fornos
para aquecer o produto. Depois de aquecido, o produto é processado em torres evaporadoras,
onde grande parte do solvente é recuperada na entrada destas torres. O resíduo asfáltico, ainda
com uma pequena quantidade de solvente, é então processado numa torre retificadora. Com
injeção de vapor, o restante do solvente é recuperado e o resíduo asfáltico é tratado para ser
19
então processado, geralmente na queima como combustíveis em fornos
(DESASFALTAÇÃO..., 2008, p.26).
2.4 INSTRUMENTAÇÃO
Os diversos processos industriais exigem controles precisos para a melhor geração dos
produtos finais (BEGA; DELMÉE, COHN, BULGARELLI; KOCH; FINKEL, 2003, p. 1).
Os instrumentos, em suas diversas funções, possibilitam este controle.
Um clássico exemplo no entendimento da instrumentação é o do chuveiro, no banho é
controlada a vazão de água para que a temperatura seja a desejada. Neste exemplo, a válvula
de controle de vazão da água, a mão que a manipula e a sensibilidade à temperatura são
exemplos de ‘instrumentos’ para o controle do banho.
A classificação dos instrumentos se divide em função e pelo tipo de sinal transmitido.
Em geral, existem sete funções básicas dos instrumentos (INSTRUMENTAÇÃO, 1999, p. 6):
- Detector ou sensor: no exemplo do chuveiro, seria a capacidade de sentir determinada
grandeza física, direta ou indiretamente. Os sensores são desenvolvidos para detectar as
alterações nas variáveis do processo, tornando possível a aquisição de dados que serão
utilizados nas lógicas de controle.
- Transmissor: é o instrumento que recebe o sinal do sensor, converte em um padrão pré-
estabelecido, e envia a um receptor, seja outro instrumento, um SDCD ou um CLP. Este sinal
será mais detalhado adiante.
- Indicador: antes da larga utilização de sistemas de automação como o SDCD e o CLP,
os indicadores eram importantes para que os operadores e engenheiros pudessem saber os
valores das variáveis de processo, são a interface homem máquina (IHM). Os indicadores são
instrumentos que podem estar embutidos nos transmissores ou receberem o sinal destes, ou
então diretamente ligados aos sensores. Em geral, eles convertem os sinais transmitidos em
unidades de engenharia, quer seja em forma de caracteres (indicadores digitais, por exemplo)
ou escalas. Os termômetros domésticos são bons exemplos de indicadores, os termômetros a
mercúrio são exemplos de indicadores interligados aos sensores (no caso, a expansão do
mercúrio) e indicam em escala de °C (ou outra escala), já os digitais, recebem o sinal do
sensor e converte em caracteres para indicar a temperatura também em °C (ou outra escala).
20
- Registrador: também um instrumento que vem perdendo a importância com a
implantação de SDCDs e CLPs. Estes instrumentos recebem sinais dos transmissores e
integram um registro no tempo. Os primeiros registradores possuíam penas com tintas, eram
sensíveis aos sinais provindos dos transmissores. Estas penas marcavam graficamente um
papel (rolo) que ia passando compassadamente ao longo do tempo, registrando cada instante
da variável. Mais tarde, registradores digitais foram desenvolvidos, estes instrumentos
registravam os valores das variáveis em memórias, que mais tarde eram mostradas em IHMs
ou em computadores.
- Conversor: basicamente, este instrumento recebe a informação em um tipo de sinal,
converte em outro proporcional ao primeiro e a retransmite. Ele é útil para interligar sistemas
com tipos de transmissão diferentes, como sinais pneumáticos e elétricos, por exemplo.
- Controlador: é um instrumento que tem que ser ajustado para um determinado valor
desejado, então se houver diferença entre este valor desejado e o valor medido, o controlador
emite sinal de correção, buscando que estes valores sejam iguais. Atualmente, lógicas
computacionais dos SDCDs e CLPs podem fazer o papel dos controladores, emitindo o sinal
de correção diretamente sem a necessidade do instrumento físico.
- Elemento final de controle: é o instrumento que atua diretamente no processo para
modificá-lo, no exemplo do chuveiro, seria a válvula de controle de vazão de água.
A figura 4 mostra uma malha de controle com diversos instrumentos. O formato de cada
identificação dos instrumentos (TAG) traz primeiro uma letra indicando a variável de
processo, no caso do FT-2201, ‘F’ de vazão (flow em inglês). A segunda letra representando a
função (‘T’ de transmitter em inglês). Em seguida vem a área onde o instrumento está
localizado, neste caso na área ‘22’. Para concluir a identificação, um número sequencial para
distinguir os instrumentos daquela área, ‘01’ indica que ele é o primeiro transmissor de vazão
da área ‘22’.
A malha apresentada na figura 4 faz a leitura da vazão através do FT-2201, este envia o
sinal para o indicador (FI-2201), onde o operador pode visualizar a vazão instantânea, envia
também para o registrador (FR-2201), onde o operador pode visualizar a evolução da vazão
ao longo do tempo. Por fim, o transmissor envia também o sinal para o controlador (FC-
2201), onde o operador insere o valor desejado de vazão, o controlador compara se o sinal
recebido do controlar é diferente do desejado e então envia um sinal de correção para o
conversor (FY-2201), que converte o sinal de corrente elétrica em sinal pneumático (I/P) e
então a válvula (FV-2201) controla a vazão, corrigindo para o valor desejado.
21
FIGURA 4 - EXEMPLO DE INSTRUMENTOS E SUAS FUNÇÕES
FONTE: Adaptado de Instrumentação (1999, p. 5)
Já a classificação quanto ao tipo de sinal de transmissão se divide em cinco principais
(INSTRUMENTAÇÃO, p. 6):
- Pneumático: utiliza gás comprimido. O sinal transmitido é dado pela variação da
pressão deste gás. Tem como vantagem a segurança em locais com atmosfera explosiva, pois
não causa centelhamento e evita a ignição de gases. As desvantagens são a dificuldade de
montagem e manutenção dos tubos que levam o sinal, a necessidade de compressores e
equipamentos para tratar o gás (filtros, desumidificadores, etc.), não podem ser ligados a
grandes distâncias para que a queda de pressão não prejudique o valor do sinal e os
vazamentos são difíceis de serem percebidos.
- Hidráulico: similar com o pneumático, usa óleos hidráulicos em lugar de gás. Como
vantagem, podem gerar grandes forças e possuem resposta rápida. As desvantagens são
parecidas com os sinais pneumáticos.
- Elétrico: são utilizados sinais de corrente ou tensão (diferença de potencial) elétrica.
Para transmissão em percursos curtos, o sinal de tensão pode ser utilizado sem que haja perda
de sinal. Entretanto, para percursos longos, a resistência do cabo pode causar perda, sendo
mais utilizado então o sinal de corrente elétrica. As vantagens são a fácil interligação destes
22
sinais com computadores, utilizam o próprio meio de alimentação (fios condutores elétricos)
para transmitir o sinal e permitem a transmissão em longas distancias. Como desvantagem,
exige cuidados especiais na instalação em atmosferas explosivas e proteção contra ruídos
elétricos.
- Digital: utilizam protocolos de comunicação para enviar mensagens contendo
informações das variáveis. Como vantagem, são mais robustos contra ruídos elétricos e
podem fornecer diagnósticos de falha. Como desvantagem, a incompatibilidade de protocolos
de fabricantes diferentes requer cuidados na montagem dos instrumentos.
- Rádio: utiliza ondas de rádio para enviar pacotes de sinais. Como vantagem, podem ser
utilizados em equipamentos em movimento e em locais remotos. A desvantagem fica por
conta do custo e possíveis interferências no sinal.
2.5 SISTEMA DIGITAL DE CONTROLE DISTRIBUÍDO
No final da década de 1970, a empresa Honeywell apresentou um estudo sobre a rotina
das salas de controle centralizadas (ou centro integrado de controle, CIC). Baseado neste
estudo, buscou-se definir uma maneira mais eficiente de fazer a interação da informação entre
o homem e a máquina. A principal recomendação do estudo foi que o operador precisava
acessar todas as informações necessárias para o controle a partir de um local específico de
trabalho, sentado (BEGA; DELMÉE, COHN, BULGARELLI; KOCH; FINKEL, 2003, p. 498
e 499).
Para atender as necessidades observadas nos estudos da Honeywell, foi desenvolvido
um sistema para substituir os controladores analógicos nas plantas industriais e que fornecesse
as informações necessárias para que os operadores pudessem operar a planta de um posto
específico de trabalho. O Sistema Digital de Controle Distribuído, SDCD, foi uma solução
desenvolvida para este fim (BEGA; DELMÉE, COHN, BULGARELLI; KOCH; FINKEL,
2003, p. 497).
O SDCD é constituído de três elementos básicos: os equipamentos de interface com o
processo, a interface com o operador (IHM) e os barramentos que interligam estas interfaces
(BEGA; DELMÉE, COHN, BULGARELLI; KOCH; FINKEL, 2003, p. 497).
A interface com o processo possui características de distribuição de processamento,
reduzindo o uso de computadores centralizados, “reduzindo assim o risco de falha do sistema
23
como um todo” (SCHEUER, 2004, p. 36). A ideia é criar ‘ilhas’ computacionais que
controlam parte da planta, com controladores, configuração de controle e lógica e cartões de
entrada/saída que interagem com a planta. Cada um destes sistemas distribuídos é interligado,
através dos barramentos de comunicação, aos outros sistemas computacionais e as interfaces
com o operador.
Uma característica importante disponível pelo SDCD é que, caso haja falha no
barramento de comunicação ou em um determinado sistema computacional, a planta continue
operando com o menor prejuízo possível. Esta característica é possível quando o projeto de
implantação for cuidadoso ao alocar os equipamentos, pois se um processo estiver em dois
sistemas computacionais diferentes, qualquer um que falhe irá possivelmente parar este
processo.
A interface com o operador tem a capacidade de receber os dados de todo o SDCD,
desde que o projeto conceba a comunicação desta IHM com a interface com o processo. Ela
passou por evoluções ao longo dos anos, no início eram utilizadas interfaces via tubos de raios
catódicos (saída de informações) e teclados (entrada de informações), mais tarde, com a
evolução dos computadores e com o conceito de janelas (windows), a IHM dos SDCDs
incorporou mouses e melhorou a interação com o sistema (BEGA; DELMÉE, COHN,
BULGARELLI; KOCH; FINKEL, 2003, p. 499 e 500).
Os primeiros SDCDs utilizavam protocolos de comunicação proprietários, sendo difícil
a interação com equipamentos de outros fabricantes. Como evolução, os SDCDs disponíveis
atualmente oferecem, além dos protocolos proprietários, possibilidade de comunicação com
outros equipamentos através de protocolos abertos (BEGA; DELMÉE, COHN,
BULGARELLI; KOCH; FINKEL, 2003, p. 513), como os que utilizam padrão Ethernet.
Inicialmente desenvolvidos para o controle em grandes plantas industriais, os SDCDs
foram flexibilizados de modo que pudessem ser aplicados em plantas de médio e pequeno
portes (SCHEUER, 2004, p. 36), onde o controle com CLPs seja de difícil configuração.
2.6 SISTEMA INSTRUMENTADO DE SEGURANÇA
Os Sistemas Instrumentados de Segurança (SIS) são responsáveis pela segurança
operacional de equipamentos e unidades operacionais. Eles são projetados para, em caso de
emergência, parar unidades ou equipamentos com segurança ou então evitar que condições
24
operacionais inseguras ocorram (BEGA; DELMÉE, COHN, BULGARELLI; KOCH;
FINKEL, 2003, p. 525), evitando danos às pessoas, meio ambiente e equipamentos.
As lições aprendidas de acidentes reais, alvo de estudos, auxilia na constante evolução
do SIS. Equipamentos destruídos, danos ao meio ambiente e até vidas humanas foram vitimas
de acidentes que poderiam ser evitados ou minimizados caso houvesse um SIS ou que esse
fosse bem projetado.
No inicio, os primeiros SIS tratavam de redundância em instrumentos importantes nas
áreas nuclear e aeroespacial. O conceito logo foi incorporado a diversas áreas, como a
indústria petroquímica, indústria naval, dentre outras (BEGA; DELMÉE, COHN,
BULGARELLI; KOCH; FINKEL, 2003, p. 526).
Atualmente, muitos governos e instituições privadas possuem normas que regem o SIS.
Em geral, o conceito de camadas de segurança está incorporado em grande parte destas
normas. Trata-se de um “modelo físico semelhante às camadas de uma cebola” (BEGA;
DELMÉE, COHN, BULGARELLI; KOCH; FINKEL, 2003, p. 526). O centro ou camada
central é o risco, a situação perigosa que pode gerar um acidente. A primeira camada de
proteção é o próprio controle do processo, afinal, se a planta opera em condições de projeto, o
risco de acidentes é minimizado. A próxima camada de proteção é a ação operacional, pois
caso o processo saia de controle, o operador pode, manualmente, conduzi-lo a condições de
segurança.
A terceira camada de proteção é o SIS. Caso o controle e a ação do operador não
garantam as condições seguras de operação, o SIS é acionado, comandando instrumentos de
forma que o processo volte a operar em segurança ou que pare de forma segura (BEGA;
DELMÉE, COHN, BULGARELLI; KOCH; FINKEL, 2003, p. 526). Para falhas no SIS,
ainda é possível uma outra camada de segurança, como válvulas de segurança (PSV) que, em
pressões elevadas, atuem aliviando a pressão, ou tochas para incinerar produtos. Uma quinta
camada ainda é possível como forma mitigadora, ou seja, que abrande o acidente, como
diques de contenção. Caso esta quinta camada não seja suficiente, uma camada de segurança
deve tratar da evacuação da área, com abandono ordenado da comunidade atingida.
A figura 5 mostra o conceito de camadas de segurança.
25
FIGURA 5 – CONCEITO DE CAMADAS DE SEGURANÇA
FONTE: Autoria própria
O SIS é composto de malhas de segurança, estas malhas possuem instrumentos
chamados iniciadores da lógica. São geralmente transmissores ou conjunto de dispositivos
que fornecem informação sobre o valor das variáveis de processo ao executor da lógica. O
executor da lógica é o componente que processa os estados dos iniciadores e executa a ação
nos atuadores, podem ser CLPs de segurança, painéis de relés ou equipamentos dedicados. Os
atuadores são, principalmente, elementos finais de controle. A figura 6 mostra um exemplo de
uma malha de segurança de um SIS (CONTEC SC-10, 2008, p. 4 e 5).
26
FIGURA 6 - EXEMPLO DE MALHA DE SEGURANÇA DO SIS
FONTE: Autoria própria
Quando o nível de segurança exige maior confiabilidade dos componentes de uma
malha do SIS (iniciador, executor da lógica e atuador), é necessário utilizar de conceitos de
redundância (BEGA; DELMÉE, COHN, BULGARELLI; KOCH; FINKEL, 2003, p. 536).
Sistemas redundantes são usados com o conceito de votação, ou seja, casa haja divergência
entre os valores, uma lógica de votação determina a ação a ser tomada.
No exemplo da figura 6, caso o iniciador tivesse tripla redundância, uma lógica de
votação “2 de 3” poderia ser empregada. Neste tipo de votação, para que o executor da lógica
mandasse abrir a válvula de alívio (atuador), seria necessário que dois dos três transmissores
acusasse pressão alta. Este tipo de votação suporta até uma falha espúria, ou seja, se um
iniciador erroneamente acusar pressão alta, o SIS não irá atuar. A votação “2 de 3” também
suporta até uma falha na demanda, ou seja, se a pressão realmente subir a níveis fora de
projeto e um dos iniciadores não acusar, o SIS irá atuar, pois os outros dois iniciadores
acusarão pressão alta.
Pode haver redundância também no atuador, no nosso exemplo, poderiam existir duas
válvulas de alívio em paralelo, caso uma falhasse, a outra iria abrir, aliviando a pressão no
vaso. A redundância no executor da lógica é possível quando o risco é muito grande, os CLPs
de segurança, em geral, são desenvolvidos com redundância e taxas de falhas compatíveis
com a necessidade do SIS (BEGA; DELMÉE, COHN, BULGARELLI; KOCH; FINKEL,
2003, p. 536).
27
3 SISTEMA PRÉ-RETROFITTING
Este capítulo descreve como era o sistema de automação da REPAR antes da
substituição do mesmo, apresentando as características mais importantes deste sistema.
3.1 SISTEMA ELETRO-PENUMÁTICO
Até o início da década de 1990, o controle de toda a planta industrial da REPAR era
realizado basicamente de maneira eletro-pneumática. Algumas malhas mais importantes para
a planta eram gerenciadas por um computador de processo.
No Centro Integrado de Controle, o CIC, existiam instrumentos de interface com o
operador que eram ligados através de tubos pneumáticos aos instrumentos no campo. Estas
IHMs tinham a função de indicação e controle.
A dificuldade de operação se dava pelo fato de que, numa emergência, muitos
instrumentos alarmavam ao mesmo tempo e em locais fisicamente diferentes no CIC. Para
atuar no controle da planta, os operadores tinham que se deslocar até cada uma destas IHMs e
intervir com parâmetros corretos e no tempo certo.
Outra dificuldade se dava quando era necessária uma mudança, seja do tipo de controle,
uma ampliação ou uma melhoria. Era necessário uma mudança física no CIC, pedreiros,
caldeireiros, soldadores, eletricistas e instrumentistas eram necessários para a implementação
de qualquer modificação.
A manutenção constante para evitar vazamentos do sistema pneumático era dispendiosa
e também comprometia a confiabilidade da operação. Todos estes fatores, aliados a abertura
de mercado ocorrida no início da década de 1990 levaram a modernização da automação na
REPAR.
3.2 ESTRUTURA DA AUTOMAÇÃO COM O SDCD INFI-90
O SDCD de fabricação da Bailey Controls, o INFI-90, foi instalado na planta industrial
da REPAR em substituição do sistema eletro-pneumático.
No CIC, foram instalados painéis com o SDCD propriamente dito e painéis chamados
de rearranjo, para ligar corretamente os instrumentos do campo ao SDCD. No campo foram
28
substituídos os instrumentos eletro-pneumáticos por instrumentos analógicos eletrônicos,
todos com transmissão/recepção de sinal na faixa de 4~20mA. Os instrumentos digitais
permaneceram os mesmos, uma vez que estes já eram acionados eletricamente (115Vcc).
Para facilitar a montagem e manutenção, foram instaladas caixas de passagem (CP) no
campo, aonde vários instrumentos chegam individualmente à CP e desta parte um multicabo
para o armário de rearranjo no CIC, conforme figura 7.
FIGURA 7 - LIGAÇÃO DE INSTRUMENTOS DA ÁREA ATÉ O SD CD
FONTE: Autoria própria
3.3 INSTRUMENTAÇÃO DE CAMPO
Os instrumentos analógicos de campo, conforme citado anteriormente, foram
substituídos por instrumentos eletrônicos com sinal de 4~20mA, já os digitais foram
mantidos. Foi utilizada a padronização da norma ISA para identificação de cada instrumento.
Os instrumentos de indicação no CIC foram cancelados, uma vez que o SDCD contava
com consoles onde todas as indicações estavam disponíveis para o operador nas várias telas
de processo.
A alimentação dos instrumentos analógicos, sejam saídas analógicas (válvulas de
controle, variadores de velocidade, etc.), sejam entradas analógicas (transmissores de pressão,
vazão, temperatura, etc.), era de 24Vcc, um nível suficiente para a transmissão do sinal e que
não trazia risco de choque elétrico, além de ser um nível que estava sendo padronizado para
MULTI-CABO
TT-7901
TT-7902
FT-7901
FT-7902
CP-7901
MULTI-CABO
REARRANJO7912
SDCD ÁREA - 7900
TT-7903
PT-7901
PT-7902
FT-7903
CP-7902
MULTI-CABO
29
os instrumentos de controle. A exceção de alimentação dos sinais analógicos se deu apenas
nas indicações de temperatura através de termopares, onde cartões especiais para temperatura
recebiam diretamente o termopar e fazia a leitura do sinal em mV (mili-Volt).
A alimentação dos instrumentos digitais, sejam saídas digitais (solenóides, lâmpadas,
etc.), sejam entradas digitais (botoeiras, contatos de relés e contatores, etc.), foi mantida nos
115Vcc por dois motivos: para diminuir o número de instrumentos que deveriam ser
substituídos na implantação do SDCD e para diminuir o tamanho da fonte de 24Vcc de
alimentação dos instrumentos de campo, pois com a tecnologia da época estas fontes teriam
grandes dimensões.
3.4 CAIXAS DE PASSAGEM
As caixas de passagem foram utilizadas para otimizar a montagem e facilitar a
manutenção depois do sistema entrar em operação. Estas CPs têm duas réguas com vinte
pares de bornes cada. De um lado vinte instrumentos são ligados, do outro um multicabo,
conectado ao painel de rearranjo no CIC, interliga estes instrumentos.
FIGURA 8 - LIGAÇÃO DE INSTRUMENTOS DA ÁREA ATÉ A CA IXA DE PASSAGEM
FONTE: Autoria própria
TT-7901
TT-7902
FT-7901
FT-7902
CP-7901
MULTI-CABO
30
A idéia é juntar o máximo possível de instrumentos dispostos geograficamente próximos
e levar seus sinais ao SDCD utilizando o mínimo possível de cabos individuais, diminuindo
mão-de-obra de montagem, volume de cabos e custos.
Para evitar interferência de sinais, mesmo que os instrumentos discretos sejam
alimentados em Vcc, houve uma separação de CPs em analógicas e digitais.
3.5 ARMÁRIOS DE REARRANJO
Os armários de rearranjo fazem a ligação das CPs com o SDCD. Numa determinada CP
podem haver sinais de entra e de saída, mas no SDCD existem apenas cartões ou de entrada
ou de saída. Um outro problema com as CPs é que nesta podem estar instrumentos de partes
diferentes de sub-processos, mas no SDCD cada sub-processo é disposto isolado fisicamente
para que um eventual problema de hardware não afete várias áreas do processo como um
todo.
Para organizar a ligação entre o SDCD e as CPs foi definido que no armário de rearranjo
teriam duas réguas de borne. A primeira régua, determinada de régua “A”, seria espelho da
CP, desta forma cada multicabo (de cada CP) tem uma régua de vinte bornes numa régua “A”
em determinado armário de rearranjo.
A segunda régua, determinada de régua “B”, seria espelho do cartão do SDCD, desta
forma cada cartão do SDCD tem uma régua “B” com um número de bornes igual ao número
de ligações de cada cartão.
O maior trabalho da montagem seria ligar a régua “A” a régua “B”, pois nesta ligação é
que está o único emaranhamento de todo o percurso do sinal desde o instrumento até o SDCD.
31
FIGURA 9 - LIGAÇÃO DO ARMÁRIO DE REARRANJO
FONTE: Autoria própria
3.6 SDCD INFI-90
O SDCD INFI-90 é um sistema de controle e gerenciamento de plantas industriais de
médio a grande porte. Devido a flexibilidade do seu hardware pode, mesmo que inviável
financeiramente em relação aos CLPs, ser instalado em aplicações de pequeno porte.
3.6.1 INFI-NET .
O INFI-90 possui uma rede de controle denominada INFI-NET. Trata-se de uma rede
em anel repetidor ativo, redundante, unidirecional, podendo operar entre 2 e 10MHz, com os
principais meios físicos o par trançado, coaxial e fibra ótica (FECHINGHAUS; LOPES, 2009,
p. 43).
A topologia desta rede contém um anel central e pode ser composto de até 249 anéis
orbitais. O anel principal, no jargão deste SDCD tratado como loop, deve obrigatoriamente
MULTI-CABO
REARRANJO7912
SDCD ÁREA - 7900CP-7901
MULTI-CABO
CP-7901
MULTI-CABO
RÉGUA "A"
RÉGUA "A"
EN
T. A
NA
LOG
ICA
SA
Í. AN
ALO
GIC
AS
AÍ. D
IGIT
AL
MULTI-CABO
MULTI-CABO
RÉGUA "B"
RÉGUA "B"
RÉGUA "B"
32
ser endereçado como loop 1. Os demais loops, conectados diretamente ou não ao loop 1, tem
seus endereços incrementados a partir do endereço 2.
Nesta rede não existe mestre ou token, cada nó controla suas mensagens de interesse.
Existe um cabeçalho na mensagem que endereça a mensagem, cada nó recebe
sequencialmente esta mensagem e verifica sua integridade e destino, caso esteja corrompida,
o nó de origem é avisado para que seja retransmitida. Caso o destino não seja o nó que está
verificando a mensagem, esta é passada adiante. Este ciclo segue até que a mensagem chegue
corretamente ao destino.
Para evitar um tráfego maior na rede, algumas regras são respeitadas. Primeira, os
valores de variáveis analógicas são enviados apenas quando ocorre uma mudança
significativa, este valor é configurável e normalmente fica em 2% da faixa de medição do
instrumento. A segunda regra é o tempo mínimo, ou seja, mesmo que haja uma mudança
significativa somente após este tempo que uma nova mensagem enviará este valor na rede,
geralmente configurado em 1 segundo. A terceira regra é o tempo máximo, para evitar que
um valor fique estático, mesmo sem uma mudança significativa no valor, num intervalo
geralmente ajustado para 60 segundos o valor é enviado na rede, desta forma é possível
determinar varáveis ‘congeladas’.
Quando um dos meios de transmissão é interrompido entre dois nós, a comunicação é
ativada pelo meio redundante e um alarme é acionado no sistema para que seja feita a
manutenção. A figura abaixo mostra um exemplo de uma rede INFI-NET.
FIGURA 10 - UM EXEMPLO DE REDE INFI-NET
FONTE: Autoria própria
LOOP 1
LOOP 2
LOOP 3LOOP 4
LOOP 5
33
3.6.2 Unidade de Controle de Processo
A Unidade de Controle de Processo, PCU (Process Control Unit), é uma célula de
controle do SDCD INFI-90. É a PCU que, distribuída ao longo da rede, faz o controle da
unidade. Cada PCU possui cartões redundantes de comunicação com a INFI-NET, possui no
mínimo um controlador e pode ou não possuir cartões de entrada e saída (analógica ou
digital). A figura 11 mostra um exemplo de uma PCU.
FIGURA 11 - UM EXEMPLO DE PCU
FONTE: Autoria própria
Cada controlador da PCU, caso redundante, tem o mesmo endereço nos dois cartões,
começando no endereço 2 e sempre aos pares, conforme a figura 11. Mesmo que um
controlador não tenha redundância, seu endereço sempre será par, pois o número ímpar
seguinte é reservado para uma possível redundância futura.
Nos controladores de uma PCU está o programa desenvolvido para o controle da planta.
O projeto da REPAR dividiu as PCUs de modo que, numa eventual falha da INFI-NET, a
PCU tenha os dados suficientes para operar aquela parte do processo de maneira autônoma.
Assim, uma PCU que controla, por exemplo, uma torre de destilação, possui nos seus cartões
de entradas e saídas (analógicas e digitais) todos os instrumentos desta torre, bem como a
lógica de controle e parâmetros seguros de operação.
Em suma, cada PCU controla uma parte do processo. O conjunto de PCUs ligadas na
INFI-NET caracteriza a arquitetura de controle do INFI-90.
LOOP 2
Cartão de comunicação
Cartão de comunicação
Processador 2
Processador 2
Processador 4
Processador 4PCU 15
Ent. Analógica
Saí. Analógica
Ent. Digital
Saí. Digital
34
3.6.3 Estação de operação e engenharia
As estações de operação do INFI-90, denominadas OIS (Operator Interface Station) e
OIC (Operator Interface Console), estação de operação mestra e escrava respectivamente, são
a interface do operador com o INFI-90, sua IHM.
São computadores que possuem as telas dos processos e que mostram o valor de cada
variável necessária para a operação da planta. Destas estações é possível operar cada malha de
controle da planta, alem de interagir com alarmes de processo e históricos das variáveis.
O conceito de estação mestra e escrava se dá pela opção, na época da implantação do
SDCD, de redução de custo, pois a estação mestra possui cartões de comunicação com a
INFI-NET e seu computador requer uma configuração de software e hardware mais
avançados. Já a estação escrava possui apenas um terminal remoto da mestra, onde é possível
acessar todos os dados desta, a desvantagem é que caso haja uma falha na mestra, a escrava
também para de funcionar.
As estações de engenharia, ou EWS, do inglês Engineer Work Station, são
computadores ligados a INFI-NET de onde se faz a configuração dos controladores das PCUs.
É nas EWSs que são configurados os programas de controle e de onde se faz o diagnóstico de
problemas do INFI-90. São computadores comuns que se comunicam através da porta serial
com cartões de comunicação da INFI-NET. Possuem programas específicos do INFI-90,
licenciados para execução de configurações.
A figura 12 abaixo mostra um exemplo da arquitetura do INFI-90
FIGURA 12 - UM EXEMPLO ARQUITETURA DO INFI-90
FONTE: Feckinghaus; Lopes (2009, p. 43)
35
3.7 PAINÉIS DE RELÉ DE SEGURANÇA
O SDCD é uma camada de segurança de uma indústria de petróleo (CONTEC SC-10),
pois mantém a planta operando em valores de pressão e temperatura projetados. Entretanto, se
a planta sair de controle e o sistema do SDCD não conseguir garantir a integridade dos
equipamentos, meio ambiente e pessoas em níveis aceitáveis, um Sistema Instrumentado de
Segurança deve ser acionado para controlar a situação.
Na época que foi implantado, o SIS da REPAR atendia as normas vigentes e usou da
tecnologia disponível. Relés de alta confiabilidade foram usados para implementar a lógica de
segurança. Estes relés, responsáveis por parar a planta com segurança ou trazê-la a um
patamar aceitável de operação, eram certificados para tal função.
Uma desvantagem desde sistema se dá na necessidade de mudança ou ampliação.
Qualquer modificação é literalmente física. Para a mudança de uma lógica é necessário inserir
ou retirar relés e suas ligações com fios. Qualquer manobra nestes painéis está sujeita à falhas
espúrias, pois um mau-contato pode causar uma parada indevida de uma planta.
Em geral, os SIS implementados em lógica com relés tem uma confiabilidade aceitável,
porém não têm flexibilidade a mudanças e são de difícil manutenção.
36
4 SUBSTITUIÇÃO DO SISTEMA DE AUTOMAÇÃO DA REPAR
A substituição do sistema de automação foi realizada por mais de um ano. Inicialmente
apenas a equipe de automação da Engenharia trabalhou no projeto, fazendo algumas
definições importantes para o sucesso do trabalho. Mais tarde, a equipe de automação da
Manutenção, que é responsável pela automação existente na refinaria, foi integrada ao projeto,
contribuindo para a execução com excelência e no prazo previsto.
O sistema de automação foi modificado nas plantas de Destilação, Craqueamento
Catalítico e Desasfaltação. Os passos para o desenvolvimento do trabalho são descritos a
seguir.
4.1 SUBSTITUIÇÃO DO SDCD
O primeiro passo para a modernização da automação da REPAR é a substituição do
INFI-90 por um SDCD mais moderno. O INFI-90 foi produzido pela empresa Bailey
Controls, que mais tarde foi adquirida pela ABB Automation and Power Technologies.
O processo de modernização precisava definir qual SDCD iria ser implantado. Os
conhecidos problemas de prazo e qualidade exigem estratégias de interligação e testes de
forma a tornar viável o projeto. Os subitens seguintes descrevem as decisões executadas neste
trabalho.
4.1.1 Definição do novo SDCD
Com a aquisição da Bailey Controls, a ABB incorporou conceitos do INFI-90 e, ao
longo dos anos, desenvolveu e melhorou o seu próprio SDCD, o AC800M.
Naturalmente, substituir um sistema por outro do mesmo fabricante é mais vantajoso,
pois alguns componentes dos dois produtos, o novo e o antigo, são compatíveis
propositalmente. No caso da REPAR, as OISs e OICs aos poucos vinham sendo substituídas
pelo “Process Portal A” (PPA) da ABB, produto que usa um servidor conectado a rede INFI-
37
NET e que usa a rede Ethernet para ligar as novas estações de operação (console) ao INFI-90,
conforme a figura 13. Esta substituição se deu pelo fato que os computadores das OISs e OICs
eram dedicados e obsoletos, não sendo mais fabricados, o que dificultava a manutenção do
sistema.
FIGURA 13 - CONSOLES LIGADAS AO PROCESS PORTAL A
FONTE: Autoria própria
O processo de compra do novo SDCD pelo sistema Petrobras que adquiriu o AC800M,
em parte facilitou o trabalho, uma vez que muitas estações de operação já estavam no PPA,
Uma vez definido o SDCD, era preciso projetar sua configuração, quer seja de hardware
ou software. O projeto de hardware observou a disposição do INFI-90 e a distribuição de suas
PCUs.
Algumas melhorias, baseado na experiência anterior, foram propostas, como a separação
de sinais meramente de indicação (monitoração) e sinais de controle. Neste exemplo, a
intervenção no SDCD novo tem duas estratégias diferentes, quando se trata de sinais apenas
de indicação é mais simples, pois não afeta o controle. Quando a intervenção se dá nos sinais
de controle, toda uma análise e contornos operacionais são executados para possibilitar um
trabalho com segurança. Antes, qualquer intervenção, quer seja em sinais de indicação ou
controle, precisava de análise e contornos operacionais complexos, pois estes sinais estavam
na mesma PCU.
Requisitos de redundância de alimentação e processamentos existentes no INFI-90
foram projetados no AC800M de forma a manter a integridade no mínimo no mesmo patamar
do sistema anterior.
Por não usar o conceito de rede em anel redundante, o projeto do AC800M, que usa o
conceito de ‘cliente/servidor’, foi projetado pela REPAR para ter servidores redundantes e
LOOP 2
Cartão de comunicação
Cartão de comunicação
Servidor de conectividade
Swicth
Console
Servidor de conectividade
Console Console
Ethernet
INFI-NET
38
redes redundantes. A figura 14 mostra a topologia da rede do AC800M, que faz parte do novo
sistema.
FIGURA 14 - TOPOLOGIA DE REDE DO AC800M
FONTE: Adaptada de Isystems Automation (2007)
4.1.2 Testes de aceitação de fábrica
Os testes de aceitação de fábrica, TAF, são parte do contrato de fornecimento de
equipamentos de média a grande porte para o Sistema Petrobras.
A empresa fornecedora tem um prazo de preparação de um ambiente de testes que se
aproxime o máximo possível da realidade. Neste ambiente, uma equipe formada por técnicos
e engenheiros da Petrobras e da empresa fornecedora executam testes para comprovar que
todos os requisitos de projetos foram atendidos.
Os TAFs do novo SDCD foram divididos em quatro partes. Primeiro foram realizados
os testes de painéis SDCD propriamente dito, onde todo o hardware foi testado na própria
ABB. Existem procedimentos próprios da Petrobras para estes testes. Em geral são
verificados se todos os cartões (controle, comunicação, fonte, entra/saída, redundância, etc.)
estão dispostos conforme o projeto e funcionando conforme especificação. Observa-se
também as ligações, identificações e acabamento dos painéis. Estes testes garantem que,
quando os painéis forem instalados na planta, apresentem o mínimo possível de falhas.
39
A outra parte dos testes diz respeito ao software, testados também na ABB. Mais uma
vez existem procedimentos específicos da Petrobras para esta etapa. São testadas as
funcionalidades de todas as malhas de controle, pois como elas foram configuradas
manualmente, uma vez que não existe processo automático comercial para converter a lógica
do INFI-90 em lógica do AC800M, há a possibilidade de falhas nesta configuração.
Nos testes de software foram simulados processos e suas respostas a eventos de
distúrbios na planta. Foi verificada também a correspondência dos eventos e dos sinais dos
instrumentos com seus respectivos sinópticos nas telas das estações de operação.
A terceira parte foi o teste dos painéis de rearranjo novos, que foram construídos por
uma outra empresa. Nestes painéis foram testados as ligações das réguas e o material
utilizado, pois o projeto especificou bornes especiais para garantir a maior durabilidade e
confiabilidade do sistema. Foram verificadas também as identificações, pois estas são
importantes para a montagem e a manutenção do sistema.
A quarta parte foi o teste dos painéis de fonte de alimentação elétrica, montados por um
outro fornecedor. Aspectos como ensaio de isolamento elétrico, ensaio de potência e
fornecimento das fontes, bem como redundância, foram efetuados no fornecedor e corrigidas
falhas apontadas nos testes.
Embora não seja objeto de estudo deste trabalho por já está definido no Sistema
Petrobras e em outras empresas, o TAF representa uma das maiores garantias de sucesso nas
grandes implantações de equipamentos nas refinarias de petróleo e em indústrias como um
todo. Nestes testes de fábrica que a maioria dos problemas é detectada e sanada a um custo
baixo. Um erro detectado depois de implantado o sistema e com a planta em funcionamento
custa muitas vezes mais, pois pode por a planta em risco, pode ter que parar a produção e a
solução depois de tudo instalado pode ser muito dispendiosa.
40
4.1.3 Estratégia de interligação dos instrumentos
Periodicamente, a cada quatro ou seis anos, é efetuada uma parada geral de manutenção
nas refinarias da Petrobras. Estas paradas acontecem para executar serviços que só são
possíveis com a planta parada, tais como manutenção no interior de equipamentos e inspeções
para atender a normas brasileiras, como as normas de fornos, vasos de pressão e caldeiras.
É importante citar que o período destas paradas é determinado pela situação da planta,
pelo prazo de inspeção determinado por norma e pelo caminho crítico do planejamento dos
trabalhos de caldeiraria. Embora a automação seja importante, ela não determina este prazo de
parada, tendo assim que se adequar ao tempo que é disponível e também a data que ela ocorre.
Diante do prazo imutável, observou-se que a interligação de mais de cinco mil
instrumentos, trabalho em mais de vinte mil pontos (dois fios por instrumento para
desconectar do SDCD antigo e conectar no SDCD novo), seria o caminho crítico do projeto.
A ideia apresentada foi não trabalhar na ligação que vai do instrumento até o armário de
rearranjo, pois o trabalho no campo seria demorado e inviável dentro do prazo estabelecido.
Como os SDCDs, tanto o antigo quanto o novo, são instalados dentro do CIC (bem como os
armários de rearranjo), foi decidido que seriam instalados novos armários de rearranjo e que
os antigos seriam usados como uma caixa de passagem secundária. A figura 15 mostra como
ficou a ligação dos instrumentas com o novo SDCD.
FIGURA 15 - NOVA LIGAÇÃO DE INSTRUMENTOS DA ÁREA AT É O SDCD NOVO
FONTE: Autoria própria
MULTI-CABO
TT-7901
TT-7902
FT-7901
FT-7902
CP-7901
MULTI-CABO
REARRANJOANTIGO 7912
SDCD NOVOÁREA - 7900TT-7903
PT-7901
PT-7902
FT-7903
CP-7902
MULTI-CABO
REARRANJONOVO 7932
MULTI-CABO
41
O objetivo era montar a malha de cada instrumento do SDCD novo ao rearranjo novo, e
deste passar multicabos até o rearranjo antigo durante o período de pré-parada (com a
refinaria em funcionamento).
Para diminuir os serviços de montagem, o projeto determinou que as réguas “B”
(idênticas aos cartões do SDCD) novas seriam de um modelo que sua ligação com os cartões
do SDCD fossem feitas com cabos pré-formados e com encaixe rápido, facilitando a
montagem. Entretanto, estas réguas com encaixe rápido não têm opção de alimentação
externa para os instrumentos.
Para solucionar este entrave, determinou-se que as réguas “A” novas fossem montadas
de forma que alimentassem os instrumentos. Isso acarretou na decisão de manter as réguas
“A” antigas (idênticas às novas) e, durante a parada, o trabalho seria apenas interligar os
multicabos entre as réguas “A” novas e antigas.
Inicialmente, na pré-parada monta-se o SDCD novo e interliga ao rearranjo novo com os
cabos pré-formados. Do rearranjo novo se passam multicabos para o rearranjo antigo e espera
a parada de manutenção. Faz todos os testes para garantir que, dos multicabos em espera até a
tela na estação de operação nova, todos os instrumentos foram ligados fisicamente e
configurados logicamente corretos.
FIGURA 16 - LIGAÇÃO DE PAINÉIS NO PERÍODO DE PRÉ-PA RADA
FONTE: Autoria própria
MULTI-CABO
TT-7901
TT-7902
FT-7901
FT-7902
CP-7901
MULTI-CABO
REARRANJOANTIGO 7912
SDCD NOVOÁREA - 7900
TT-7903
PT-7901
PT-7902
FT-7903
CP-7902
MULTI-CABO
REARRANJONOVO 7932
SDCDÁREA - 7900
MULTI-CABO
MULTI-CABO ESPERA
42
O próximo passo é, durante a parada, desconectar as réguas “A” e “B” do rearranjo antigo.
FIGURA 17 - RÉGUAS “A” E “B” DO REARRANJO ANTIGO DE SCONECTADAS NO PERÍODO DE PARADA
FONTE: Autoria própria
MULTI-CABO
REARRANJO7912
SDCD ANTIGOÁREA - 7900CP-7901
MULTI-CABO
CP-7901
MULTI-CABO
RÉGUA "A"
RÉGUA "A"
EN
T. A
NA
LOG
ICA
SA
Í. AN
ALO
GIC
AS
AÍ. D
IGIT
AL
MULTI-CABO
MULTI-CABO
RÉGUA "B"
RÉGUA "B"
RÉGUA "B"
43
Em seguida, os multicabos em espera do rearranjo novo são ligados nas réguas “A”
antigas, conectando os instrumentos ao SDCD novo.
FIGURA 18 - DETALHAMENTO DA LIGAÇÃO DE PAINÉIS NO P ERÍODO DE PARADA
FONTE: Autoria própria
44
É importante salientar que as réguas “A” novas e antigas são idênticas, e que o
multicabo de uma régua é ligado de forma idêntica nas duas extremidades, diminuindo assim
a possibilidade e ligações erradas.
Esta estratégia garantiu o mínimo de trabalho possível no período de parada, atendendo
ao prazo estabelecido com o mínimo de erro.
4.1.4 Testes de aceitação de campo
Após os testes de aceitação de fábrica, os equipamentos são enviados para a instalação
no campo. No caso do novo SDCD, os painéis de rearranjo novos, os painéis de alimentação
elétrica e do próprio SDCD foram instalados, como já citado, no CIC.
Existiam dois tipos de instrumentos a serem ligados no novo SDCD. Os instrumentos
existentes e novos instrumentos que seriam instalados durante a parada de manutenção. Para
estes últimos, a ligação não podia ser feita apenas dos painéis de rearranjo novos para os
antigos, pois estes instrumentos não estavam ligados a nenhum painel. Desta forma se
determinou que os instrumentos novos teriam um teste a mais que os instrumentos existentes,
eles seriam testados do campo até o SDCD novo.
Diante deste cenário, foi proposta a realização de cinco etapas de teste: teste de
comunicação, testes fase 1, 2 e 3, teste de partida da planta, conforme descrito a seguir.
4.1.4.1 Testes de comunicação
Um teste importante no campo foi a comunicação entre diferentes sistemas. Como nos
TAFs os painéis e os softwares foram testados isoladamente, quando todos foram interligados
foi possível testar as comunicações. Estes testes visavam confirmar que mais de sete mil
pontos de comunicação estavam endereçados corretamente.
45
No sistema de automação da REPAR existem comunicação entre o SDCD e os sistemas
de comando de motores (SCMD) em MODBUS, entre o SDCD e os CLPs, quer seja de
segurança ou não, e entre o SDCD e equipamentos em redes como a PROFBUS.
Para os testes do novo SDCD com novos CLPs (de segurança ou não) que estavam
sendo implantados, foram realizados envios de mensagens fim-a-fim, ou seja, um sinal de
saída do SDCD era gerado na tela da estação de controle e observado seu correto
endereçamento e configuração no CLP. Quando o sinal era de entrada no SDCD, este era
gerado no CLP e observado na tela da estação de controle o seu correto endereçamento de
configuração.
Para os SCMDs foram montados sistemas com equipamentos sobressalentes de forma
que estes se aproximassem o máximo possível dos existentes, que estavam ligados às plantas
em funcionamento durante os testes. Estes sistemas foram configurados com os mesmos
programas dos existentes e foram realizados os testes com o SDCD.
A mesma estratégia foi adotada para os CLPs existentes. Como o teste com eles não
poderiam ser executados (com a planta em funcionamento), foram montados sistemas
idênticos com equipamentos sobressalentes e os testes puderam ser realizados.
Estes testes duraram doze dias e muitos erros de configuração foram corrigidos,
garantindo maior confiabilidade para o novo sistema.
4.1.4.2 Testes fase 1
Para buscar o mínimo de erro de montagem, foi estabelecido que seria feito um teste, em
cada um dos mais de cinco mil instrumentos, desde o multicabo de espera até a tela na estação
de operação. Desta forma se garantia que a montagem, ainda na pré-parada, que a montagem
que partia do multicabo de espera, passando pela régua “A” do rearranjo novo, desta para o
cruzamento com a régua “B” no mesmo painel, seguindo para o cartão do SDCD, chegando
então na lógica implementada e sua conexão com o sinóptico na tela, estava correta.
46
FIGURA 19 - DETALHAMENTO DO EQUIPAMENTO A SER TESTA DO NA FASE 1, DESDE O MULTICABO DE ESPERA ATÉ AS ESTAÇÕES DE OPERAÇÃO (CONSOLE)
FONTE: Autoria própria
Para facilitar os testes, foi desenvolvida uma giga de testes pela empresa Zylix Sistemas
Inteligentes. Esta giga contém uma régua de bornes de encaixe rápido onde o multicabo
inteiro (vinte pares de cabos) é conectado. Uma série de chaves correspondente a cada par,
seja de entrada ou saída (analógica ou digital), simula o instrumento no campo.
Para a realização do teste, cada multicabo foi conectado a giga e seus sinais simulados
um a um, sendo observado por um operador a correspondente resposta na estação de
operação. Desta forma, os testes foram realizados em bateladas de vinte pontos por vez. Cada
multicabo testado era identificado com: ‘sem pendência’ para aqueles que tinham todos os
vinte pontos corretos; e ‘com pendência’, onde eram gerados documentos relatando os
problemas encontrados e uma equipe de montagem corrigia as falhas, neste caso, os pontos
com falha eram testados novamente e o multicabo era identificado com ‘sem pendência’.
Existiam quatro equipes (compostas de um instrumentista conectando/desconectando o
multicabo e gerando ou lendo sinais na giga e um operador gerando ou lendo sinais na estação
MULTI-CABOESPERA
MULTI-CABOESPERA
RÉGUA "A"
RÉGUA "A"
MULTI-CABO
SDCD NOVOÁREA - 7900
EN
T. A
NA
LOG
ICA
SA
Í. AN
ALO
GIC
AS
AÍ. D
IGIT
AL
MULTI-CABO
MULTI-CABO
RÉGUA "B"
RÉGUA "B"
RÉGUA "B"
REARRANJONOVO 7932
CONTROLADOR
SERVIDOR CONSOLES
47
de engenharia) trabalhando simultaneamente e em dois turnos, de forma que os mais de cinco
mil pontos foram testados e corrigidos no período de quarenta e cinco dias aproximadamente.
4.1.4.3 Testes fase 2
Após o período de pré-parada, onde o TAF e a FASE 1 garantiam que as ligações e a
lógica estavam com índices baixos de erro, a planta da refinaria parou para manutenção. Neste
momento começou uma nova fase na montagem. Era necessário desligar as réguas “A” e “B”
do rearranjo antigo e ligar os multicabos de espera.
Após esta montagem, era necessário garantir que os multicabos foram conectados de
maneira correta. A FASE 2 consistiu em atestar que cada par do multicabo de espera estava
ligado corretamente na régua “A” do rearranjo antigo.
Nesta fase não foi possível utilizar a giga de teste. Entretanto, como o intuito é garantir
que a ligação do multicabo foi feita corretamente, um simples teste de liga-desliga para os
sinais digitais e um valor padrão de 50% nos sinais analógicos em cada par de cabo (um por
vez) garante que não houve inversão.
48
FIGURA 20 - DETALHAMENTO DO EQUIPAMENTO A SER TESTA DO NA FASE 2, DESDE A RÉGUA “A” DO REARRANJO ANTIGO ATÉ AS ESTAÇÕES DE OP ERAÇÃO (CONSOLE)
FONTE: Autoria própria
MULTI-CABOESPERA
MULTI-CABOESPERA
RÉGUA "A"
RÉGUA "A"
MULTI-CABO
REARRANJO7912
SDCD ÁREA - 7900
RÉGUA "A"
RÉGUA "A"
EN
T. A
NA
LOG
ICA
SA
Í. AN
ALO
GIC
AS
AÍ. D
IGIT
AL
MULTI-CABO
MULTI-CABO
RÉGUA "B"
RÉGUA "B"
RÉGUA "B"
MULTI-CABO
SDCD NOVOÁREA - 7900
EN
T. A
NA
LOG
ICA
SA
Í. AN
ALO
GIC
AS
AÍ. D
IGIT
AL
MULTI-CABO
MULTI-CABO
RÉGUA "B"
RÉGUA "B"
RÉGUA "B"
REARRANJO7932
CAMPO
CAMPO
CONTROLADOR
SERVIDOR CONSOLES
ANTIGO
49
Houveram poucos erros de montagem apontados nesta fase, mas a importância dela se
deu em apontar estes poucos erros e garantir que o trabalho atingira a meta de confiabilidade e
segurança, premissas do projeto.
4.1.4.4 Testes fase 3
A FASE 3 diz respeito aos testes com os instrumentos novos, aqueles implantados em
projetos de ampliação ou melhoria durante a parada de manutenção.
A equipe de montagem destes instrumentos era diferente da equipe de montagem e
testes do sistema de automação. Uma parceria foi necessária para a realização destes testes. A
equipe responsável pela montagem dos instrumentos simulava sinais no campo e a equipe de
automação atestava na estação de operação o correspondente sinal.
Esta fase de testes foi mais lenta devido a adição de configurações dos instrumentos
novos, configurações estas que tinham que ser atestadas conforme descrito no projeto.
Em linhas gerais, esta fase também possui procedimento próprio da Petrobras e também
em outras empresas, não sendo alvo deste trabalho. Aqui é citado por ser importante no
sucesso do sistema de automação como um todo, pois os novos instrumentos interferem no
funcionamento das unidades de produção.
4.1.5 Testes de partida da planta
A mudança do SDCD foi concluída antes do prazo e com garantias de funcionamento
dentro do previsto. Quando encerrou a parada de manutenção, o sistema estava pronto para a
partida das unidades de produção.
Devido à complexidade da mudança e da importância do sistema para a refinaria,
qualquer imprevisto pode causar danos materiais, financeiros ou até na saúde das pessoas.
Uma indústria de petróleo fora de controle pode ser nociva por seus produtos tóxicos,
inflamáveis ou explosivos.
Diante de tal cenário, foram montadas equipes de apoio a partida das unidades, com
turnos de revezamento de forma que o apoio existisse vinte e quatro horas por dia, todos os
dias das duas primeiras semanas de operação.
50
Testes operacionais, durante a partida das unidades, que levam a planta, em condições
controladas, aonde algumas proteções são acionadas no valor real de parada, fazendo assim a
verificação dos pontos de segurança. Estes testes já existiam no antigo SDCD, mas foram
importantes para verificar a atuação do novo SDCD com a planta operando. Praticamente
todos os testes foram aprovados, com algumas poucas mudanças necessárias para correção de
pequenos erros.
Durante o apoio à partida, poucas ocorrências foram observadas. Alguns poucos cartões
de entrada/saída do SDCD e alguns fusíveis que queimaram foram as ocorrências mais
comuns, sendo sanadas imediatamente pela equipe de apoio. Poucas inversões e erros de
lógica foram percebidos, o que comprova que o projeto, a execução e os testes, conforme
descrito, foram fundamentais para o sucesso do trabalho.
4.2 IMPLANTAÇÃO DOS CLPs DE SEGURANÇA.
Junto com a modernização do SDCD veio a modernização do Sistema Instrumentado de
Segurança da refinaria. Embora os painéis de relés sejam confiáveis, estes não são flexíveis a
mudanças e são de difícil manutenção. Alem disso não são amigáveis no que diz respeito à
geração de relatórios e históricos de eventos.
Uma nova tecnologia tinha que ser implantada. Os passos seguidos para a
implementação do CLP de segurança foram os mesmos usados para a modernização do
SDCD. A seguir segue a descrição da implantação de um CLP de segurança para atender a
substituição dos painéis de relés.
4.2.1 Definição do novo CLP
Atualmente existem CLPs de segurança de vários fabricantes disponíveis no mercado. O
CLP Triconex da Invensys Operations Management foi o equipamento adquirido em processo
de compra pelo sistema Petrobras.
51
A REPAR possui vários CLPs de segurança da Invensys Operations Management. O
domínio da equipe de automação nestes equipamentos, somada a disponibilidade de
fornecimento no prazo e ao atendimento às exigências técnicas, facilitaram a implementação
do sistema.
4.2.2 Estratégia de interligação dos instrumentos
A interligação dos instrumentos com os CLPs de segurança seguem a mesma linha do
SDCD. Como os instrumentos do SIS chegavam em armários de rearranjo no CIC, usou-se da
estratégia de manter a régua “A” antiga e interligá-la a régua “A” nova, conforme a figura 15.
A ideia de montar o rearranjo novo, interligá-lo com os CLPs e com os multicabos de
espera, conforme a figura 16, também foi utilizada. Desta forma pode-se testar as ligações do
multicabo de espera até a tela da estação de operação durante o período de pré-parada.
Durante a parada foi necessário apenas desconectar as réguas “A” e “B” antigas e ligar
os multicabos de espera nestas réguas “A” antigas, conforme a figura 20.
4.2.3 Testes de aceitação de fábrica
Os testes de aceitação de fábrica nos CLPs de segurança atendem a procedimentos
específicos do sistema Petrobras. Estes testes são importantes para diminuir as falhas e custos
com remontagem ou problemas nas plantas.
Os TAFs dos CLPs de segurança foram divididos em duas partes. Na primeira foram
testados os painéis e seus hardwares. Os cartões foram testados quanto a sua funcionalidade
especificada e a sua disposição conforme o projeto. Por serem CLPs triplamente redundantes,
todas as possibilidades de falha foram testadas afim de comprovar sua segurança. Testes de
comunicação e alimentação redundantes foram verificados. Alem de exaustivos ensaios,
também foram verificadas as identificações dos painéis e seus acabamentos.
52
Nesta primeira parte, os painéis de rearranjo novos do SIS, também de fornecimento da
Invensys Operations Management, foi testado, verificando a ligação entre a régua “A” e “B”,
conforme a figura 21.
FIGURA 21 - LIGAÇÃO ENTRE AS REGUAS “A” E “B” DOS R EARRAJOS DO NOVO SIS
FONTE: Autoria própria
A segunda parte do TAF foi o teste de software. Foi implementada a lógica conforme
estavam nos relés, com exceção dos novos sistemas e de projetos de mudanças em parte das
plantas de processo.
Para a execução destes testes foi desenvolvido, pela Invensys, um simulador que se
aproximava das plantas existentes. Este simulador facilitou o trabalho que, antes previsto para
oito semanas, foram executadas em oito dias.
4.2.4 Testes de aceitação de campo
Realizados os testes de fábrica, os equipamentos são enviados e montados no campo.
Após a instalação destes equipamentos, os testes de aceitação de campo, TAC, são realizados
para garantir que nada foi danificado durante o transporte e que algum erro não identificado
no TAF possa ser encontrado.
RÉGUA "A"
RÉGUA "A"
RÉGUA "B"
RÉGUA "B"
RÉGUA "B"
REARRANJONOVO
INTERLIGAÇÃO ENTRE RÉGUAS "A" E "B"
53
Outro motivo para o TAC é que as condições de teste se aproximam mais da realidade
que no TAF. A alimentação elétrica já é a definitiva, a temperatura, suporte dos painéis e
ventilação já são definitivos.
Para atender ao prazo da parada, assim como no caso do SDCD, os testes foram
divididos em três fases, conforme descrito a seguir.
4.2.4.1 Testes fase 1
Os testes da FASE 1 dos CLPs de segurança seguiram a mesma metodologia do SDCD.
Como as funcionalidades dos equipamentos já haviam sido testadas na fábrica, optou-se por
testar apenas as ligações entre o CLP, rearranjo novo e deste para o multicabo de espera.
As réguas “B” do rearranjo novo são espelhos dos cartões dos CLPs de segurança,
facilitando a ligação entre estes painéis, pois os multicabos são numerados e ligados de forma
idêntica no CLP e no rearranjo, diminuindo a possibilidade de erros.
A figura 22 mostra o escopo de teste da FASE 1 dos CLPs de segurança. Vale observar
que os CLPs de segurança não possuem consoles, seu monitoramento é feito através de
comunicação MODBUS com o SDCD, testada no item 4.1.4.1, ou através da estação de
engenharia (EWS) do SIS, dependendo do ponto a ser testado.
FIGURA 22 - DETALHAMENTO DO EQUIPAMENTO A SER TESTA DO NA FASE 1 O CLP DE SEGURANÇA, DESDE O MULTICABO DE ESPERA ATÉ AS ESTAÇÕES DE OPERAÇÃO
FONTE: Autoria própria
MULTI-CABOESPERA
MULTI-CABOESPERA
RÉGUA "A"
RÉGUA "A"
MULTI-CABO
CLP DE SEGURANÇA ÁREA - 7900
EN
T. A
NA
LOG
ICA
SA
Í. AN
ALO
GIC
AS
AÍ. D
IGIT
AL
MULTI-CABO
MULTI-CABO
RÉGUA "B"
RÉGUA "B"
RÉGUA "B"
REARRANJONOVO 7942
SDCD NOVOÁREA - 7900
CONSOLESMODBUS
54
4.2.4.2 Testes fase 2
Os testes FASE 2, assim como no SDCD, são importantes para garantir que os
multicabos de espera foram ligados corretamente nas réguas “A” antigas.
Este teste tem início com a parada das plantas de processo. Após a desconexão entre as
réguas “A” e “B” antigas, os multicabos de espera são ligados. Neste caso, por
particularidades de projeto, as réguas “A” do rearranjo novo não são espelho das réguas “A”
do rearranjo antigo. Esta particularidade se deve a alguns instrumentos derivarem no rearranjo
para o SDCD e para o painel de relés (alarme e intertravamento respectivamente), e com o
sistema novo ele vai apenas para o CLP de segurança (o alarme vai por comunicação
MODBUS).
Assim sendo, a ligação dos multicabos de espera do SIS foi mais demorada e mais
delicada que no SDCD. Os testes mostraram que o índice de erro de montagem também foi
maior, devido a complexidade de ligação do multicabo de espera. Os problemas encontrados
foram sanados pela equipe de apoio.
4.2.4.3 Testes fase 3
Poucos instrumentos novos foram instalados no SIS da REPAR durante a modernização
do sistema de automação da refinaria. Entretanto, estes poucos instrumentos foram os mais
testados dada a importância.
Instrumentos de um SIS são geralmente redundantes, e muitas vezes triplamente
redundantes. Cada malha de segurança deve ser testada em todas as suas possibilidades. Para
o teste FASE 3 dos CLPs de segurança foi montada uma equipe de campo e outra de
automação. No campo eram simulados os sinais de emergência nos instrumentos e a lógica
era verificada pela equipe de automação em conjunto com técnicos de operação da planta.
Este procedimento de testes é definido pelo sistema Petrobras e não é objetivo deste
trabalho, apenas é citado devido a sua importância nos resultados do sistema de automação
como um todo.
55
4.2.5 Testes de partida da planta
Assim como ocorreu com o SDCD, os trabalhos de implantação dos CLPs de segurança
no SIS da REPAR foram concluídos antes do fim da parada de manutenção. As mesmas
equipes que trabalharam no SDCD trabalharam no SIS, obtendo assim conhecimento para
apoiar a partida das unidades de processo.
As equipes trabalharam em turnos de revezamento e, durante as duas primeiras semanas
de funcionamento das plantas industriais, estiveram presentes vinte e quatro horas por dia.
Com relação aos CLPs de segurança, houveram pouquíssimos erros, e este de pouca
significância. Isto se deve a maior importância deste sistema em relação ao SDCD, cabendo
testes mais elaborados, simulações mais complexas e testes reais durante o processo de
partida das plantas.
Os métodos descritos foram fundamentais para o sucesso do trabalho.
56
5 CONCLUSÃO
As maiores dificuldades do trabalho foram as definições iniciais, pois não haviam
registros na Petrobras de uma obra de escopo tão grande realizada num prazo tão curto.
Reuniões com profissionais experientes no sistema Petrobras e com fornecedores, e as
habilidades da equipe responsável pela obra foram determinantes para o acerto nas decisões.
Outra dificuldade foi encontrar profissionais experientes para integrar a equipe. Devido
ao momento de crescimento que passa o Brasil, não há muita disponibilidade de mão-de-obra
qualificada. No auge dos trabalhos, mais de cinquenta profissionais trabalharam no projeto
(obra e testes). A integração de profissionais da Manutenção da REPAR e de profissionais de
outras refinarias foi fundamental para suprir com mão-de-obra qualificada e experiente em
automação.
O próprio prazo, desafiador, foi a dificuldade central. Ele que tornou as definições
iniciais e a quantidade e qualidade de mão-de-obra um desafio a ser superado. Entretanto, as
decisões tomadas ao longo do trabalho, quer seja por ajustes no projeto, quer seja por
mudanças significativas, foram acertadas de forma que a premissa de não errar foi cumprida
do inicio ao fim, concretizando o sucesso do projeto.
Alem deste sucesso de prazo e qualidade do projeto, houve o ganho de se ter um sistema
moderno de automação, com facilidade de peças de reposição e de suporte do fabricante.
Alem disso, é menos dispendioso adquirir estas peças novas do que de sistemas
descontinuados.
Outro ganho se dá pelo fato que as novas tecnologias implantadas oferecem mais
ferramentas de diagnóstico, controles avançados, análises de eventos, conectividade com
outros sistemas e robustez dos seus componentes.
Com relação ao SIS, os ganhos foram a flexibilidade de mudança e ampliação do
sistema, a possibilidade de gerar alarmes confiáveis e cronológicos, históricos de eventos,
diagnósticos do sistema e monitoramento remoto.
Embora todas as decisões de uma forma ou outra foram acertadas, poderiam ter sido
tomadas com mais antecedência se houvesse experiência anterior num projeto desta
magnitude. O que se aprendeu com as dificuldades neste projeto, certamente ajudará nos
projetos futuros que sejam do mesmo porte ou até maior.
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Ao longo do projeto o papel de muitos profissionais foi se ajustando as dificuldades e as
necessidades encontradas. Mais uma vez, a novidade exploratória de um projeto como esse
impediu que estes papéis fossem assumidos com antecedência.
Passados os dois primeiros meses de funcionamento do SDCD e dos CLPs de segurança
implantados, a expectativa de confiabilidade e segurança do sistema, premissas do projeto,
pode ser então determinada como superada.
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REFERÊNCIAS
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