Automind assina contrato para implantação do Autoload® em três bases da Petrobahia

A avaliação técnica do projeto foi iniciada em julho do ano passado, tendo a Automind como participante, bem como outros players nacionais e internacionais de fornecimento de sistemas de automação para terminais.

O processo de avaliação técnica foi liderado por Ricardo Andrade, Gerente de PP&D da Petrobahia. “Por se tratar de um investimento de grande porte para a Petrobahia, dedicamos o tempo necessário para avaliação técnica dos produtos existentes no mercado. Decidimos não ter pressa nessa fase do processo, identificando de forma quantitativa e qualitativa o atendimento aos nossos requisitos”, pontuou Ricardo Andrade.

“Sabíamos que nenhum produto no mercado atenderia completamente nossas expectativas. Seria necessária a execução de customizações para cumprir com todas as regras de negócio demandadas em nossas reuniões de processo, entretanto, não seria economicamente viável adquirir um sistema desta natureza. Buscávamos soluções consolidadas e com uma base instalada sólida. Um produto que atendesse grande parte dos nossos requisitos com funcionalidades nativas e que tivessem flexibilidade em realizar personalizações”, continuou Ricardo Andrade.

A melhor solução foi apresentada pela Automind e culminou com a aquisição do Autoload^® pela Petrobahia, mais especificamente dos módulos de agendamento, controle de acesso, controle de filas, carregamento e descarregamento, controle de bombas e inventário, além de um pacote de customizações para atender dez regras de negócio específicas.

“O tempo dedicado pela Petrobahia no processo de avaliação técnica contribuiu muito para definição clara do escopo a ser ofertado. Como no processo de avaliação foram incluídas as três bases, o atendimento aos requisitos permitirá que todas possuam uma única versão do Autoload^®, mesmo com as customizações, impactando diretamente e de forma positiva nos custos de implantação do sistema, o que tornou nossa oferta mais competitiva”, comentou o Diretor de Negócios da Automind, Adriano Macário.

O prazo de implantação do Autoload^® nas três bases é de 240 dias corridos, com previsão de término para dezembro deste ano.

Automind projeta e implanta o Sistema AOPS na Ultracargo – API 2350

O monitoramento preciso e confiável do nível do tanque é importante para evitar situações de transbordamento. As práticas de prevenção contra transbordamento são apresentadas na norma americana API – 2350.

Um dos métodos de proteção apresentados na API – 2350 é o AOPS (Automatic Overfill Prevention System). O AOPS é composto de três componentes: elemento sensor, logic solver e atuador.

A Automind foi selecionada pela Ultracargo para projetar o Sistema AOPS para os terminais de Suape, Aratu e Santos e implantá-lo nos terminais de Suape e Aratu.

O projeto foi elaborado em conformidade com os requisitos da norma API -2350 e suas recomendações, mas também atendendo à filosofia da engenharia da Ultracargo que é ter ao final do projeto um Sistema AOPS com arquitetura aberta, possibilitando a integração com o TMS (Terminal Management System) instalado no terminal.

O Sistema AOPS foi projetado com as seguintes características:

Proof Test
Nível de segurança mínimo SIL 1
Quantidade de tanques monitorados por painel expansível
Protocolo Modbus – TCP para integração com o TMS
IHM de monitoramento remoto

Para a implantação do Sistema AOPS nos terminais de Aratu e Suape, a Automind foi responsável pelo fornecimento e implantação da função logic solver, integrando a esta os elementos sensor e atuador adquiridos pela Ultracargo.

Sistema de Detecção de Vazamento de Dutos

De acordo com Bolonkin (2008), dutos são, em geral, o modal mais econômico para transporte de grandes quantidades de óleo ou gás natural pela terra. Em relação às ferrovias, este modal possui menor custo por unidade e maior capacidade. Além disso, funciona 24/7, exceto durante manutenções. Interrupções que podem afetar o período de transporte, como clima ou trânsito, não afetam a operação de dutos.

Porém, uma desvantagem significativa da utilização deste tipo de transporte é a possibilidade de vazamentos que podem ocorrer como consequência de erosão, corrosão, deslizamentos de terra, atos de vandalismo, ações de terceiros, entre outros. Devido à alta pressão na qual os produtos são bombeados e, de acordo com o tipo de substância transportada, esses vazamentos podem causar graves danos ambientais e socioeconômicos.

Com isso em mente, as companhias de transporte de óleo e gás estão continuamente buscando sistemas de detecção de vazamentos (SDVs) mais sensíveis, exatos, repetitivos, confiáveis e robustos. A norma americana API 1149 define estas características conforme abaixo:

Sensibilidade: a menor perda que pode ser detectada (com confiança)
Precisão: a precisão na qual o tamanho e o local do vazamento podem ser estimados
Confiabilidade: a confiança que pode ser atribuída a qualquer perda reportada
Disponibilidade/robustez: o tempo de atividade que pode ser esperado do SDV em condições normais; e também a resiliência do SDV a condições inesperadas

Existem diversas tecnologias para detecção de vazamentos que possuem diferentes vantagens, desvantagens e níveis de complexidade. A norma API 1130 classifica estas tecnologias em dois tipos:

Sistemas externos, que dependem de um hardware, instrumentação ou sensores específicos para operarem, tais como fibra ótica, detectores de emissão acústicas, etc.;
Sistemas internos, que utilizam infraestrutura já existente, tais como, balanço de massa ou energia, RTTM (Real Time Transient Model), análise estatística, etc.

Um sistema que atualmente protege mais de 11 mil milhas de dutos ao redor do mundo é o Synergi Pipeline Simulator (SPS), que agrega os módulos Statefinder e Leakfinder. Estes módulos se baseiam nos estados (condições das variáveis) representados de um sistema de dutos.

Para que o sistema apresente o desempenho esperado, é necessário criar um modelo hidráulico do duto, fornecer dados de medição em tempo real do SCADA e também dados coerentes de propriedade dos fluidos. Assim, através dos dados de campo e das leis fundamentais da mecânica dos fluidos, o modelo irá rastrear condições muito próximas ao duto real e investigar anomalias temporais entre os dados medidos e o modelo.

Um mecanismo que o SPS utiliza para reconciliar as diferenças entre as perdas de cargas medidas e as modeladas são as vazões de diagnóstico, que são vazões injetadas ou retiradas do modelo para preservar o balanço de massa quando há discrepância. Se as vazões de diagnóstico médias excederem um limite dinâmico pré-definido, o software irá:

Alarmar;
Definir o tipo de anormalidade;
Definir o grau de confiança do alarme.

Existem 5 status de alarme: (1) Starting (caso a detecção tenha sido desligada), (2) Okay (não há anormalidade), (3) Circulation (indica ocorrência de circulação), (4) Injection (Indica injeção de vazão) e (5) Leak (indica vazamento). Os status 3 e 4 normalmente indicam problemas na modelagem ou na instrumentação, pois são eventos muito incomuns de ocorrerem em duto operando.

É importante ressaltar que, conforme consta no Anexo A da API 1130, nenhuma metodologia ou tecnologia CPM (Monitoramento Computacional de Dutos) é aplicável para todos os dutos, porque cada sistema possui configuração e operação exclusivas. Além disso, os limites de detecção são difíceis de quantificar, devido às características únicas apresentadas por cada duto. Os limites devem ser determinados e validados, sistema a sistema, e talvez, trecho a trecho. Condições operacionais do duto (estado estacionário ou transiente) irão influenciar o tamanho mínimo de perda de produto que pode ser detectado de modo que os limites de detecção de CPMs não são fixados. Durante os transientes os limites de detecção são maiores.

Outro fator que deve ser evidenciado é que os objetivos de eficiência (sensibilidade, exatidão, repetibilidade, confiabilidade, disponibilidade e robustez) frequentemente estão em contradição uns com os outros. Por exemplo, alta sensibilidade na detecção de vazamento geralmente leva a mais alarmes falsos e, consequentemente, menor confiabilidade, por isso é fundamental que a sintonia seja realizada e monitorada de acordo com os principais pontos relevantes definidos pelo cliente.