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1
CURSO DE BACHARELADO EM ENGENHARIA DE CONTROLE
E AUTOMAÇÃO
GISELLA DA SILVA RIBEIRO
SAGAMI LOPES KOMATSU DAMAS
ESTUDO DE CONTROLE POR BANDAS EM UMA PLANTA DE
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO
Campos dos Goytacazes/RJ
Abril - 2013
2
GISELLA DA SILVA RIBEIRO
SAGAMI LOPES KOMATSU DAMAS
ESTUDO DE CONTROLE POR BANDAS EM UMA PLANTA DE
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO
Trabalho de Conclusão de curso apresentado
ao Instituto Federal Fluminense como
requisito parcial para conclusão do Curso de
Bacharelado em Engenharia de Controle e
Automação.
Orientador: Prof. Sérgio Assis Galito de Araújo
Campos dos Goytacazes/RJ
Abril - 2013
GISELLA DA SILVA RIBEIRO
SAGAMI LOPES KOMATSU DAMAS
3
ESTUDO DE CONTROLE POR BANDAS EM UMA PLANTA DE
PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO
Trabalho de Conclusão de curso apresentado
ao Instituto Federal Fluminense como
requisito parcial para conclusão do Curso de
Bacharelado em Engenharia de Controle e
Automação.
Aprovada em ..... de ......... de 2013
Banca avaliadora:
.............................................................................................................................................
Prof. Sérgio Assis Galito de Araújo
Mestre em Engenharia Mecânica - UFF
Instituto Federal Fluminense
.............................................................................................................................................
Prof. Edson Simões dos Santos
Bacharel em Engenharia de Controle e automação - IFF
Instituto Federal Fluminense
.............................................................................................................................................
Prof. Adelson Siqueira Carvalho
Doutor em Informática na Educação – UFGS
Instituto Federal Fluminense
4
AGRADECIMENTOS
A Deus, primeiramente, por ter nos dado o dom da vida e ter nos possibilitado
essa experiência de enorme aprendizagem para que possamos passar adiante nosso
conhecimento a partir daqui.
Aos nossos pais, em especial, por sempre terem acreditado na nossa capacidade
e nos apoiado até nos momentos mais difíceis, acreditando e incentivando até nos
tornarmos as pessoas que somos hoje.
Aos nossos irmãos, por nunca duvidarem de nós, e nos impulsionarem a irmos
sempre mais longe para que possamos ser motivo de orgulho para eles.
A todos os professores que passaram nas nossas vidas até hoje, cada um dando
um pouco de si, mas principalmente aos professores dessa graduação que nos deram
uma direção a seguir, destacando o professor Sérgio Galito, pelo apoio e confiança
nesse projeto, nos ajudando a superar mais esse obstáculo acreditando no nosso
potencial.
E aos nossos amigos, por todo apoio, quando mais precisamos, sempre estando
prontos a ajudar durante toda essa caminhada, e principalmente, a Cido Ribeiro e
Thiago Sipoli pela ajuda nesse projeto.
5
RESUMO
Plantas de processamento primário de petróleo utilizam vasos separadores
gravitacionais, com o objetivo de promover a separação do óleo, gás e água produzidos
nas plataformas offshore. Mesmo sendo um processo relativamente simples, a planta
opera com grandes variações de vazão, muitas vezes, devido às características dos poços
produtores e dos métodos de elevação utilizados para o escoamento do óleo até a planta
de processo. A fim de controlar o nível do separador, geralmente, utiliza-se um
controlador PID atuando em uma válvula na saída do vaso, no entanto, quando ocorre
esse tipo de oscilação, inesperada e não linear, o controlador não apresenta uma resposta
satisfatória para amortecer tais variações, gerando distúrbios a jusante desse vaso que
acabam se propagando por todo o sistema acarretando problemas na separação e
exportação do óleo. Neste trabalho é estudado o controle de nível por bandas que tem
como finalidade permitir que o nível varie dentro dos limites operacionais visando
tornar as saídas de óleo dos vasos menos oscilatórias, atendendo as especificações de
qualidade e rendimento do processo.
Palavras-chave: Processamento primário.Vasos separadores.Nível.Controlador.
Controle por bandas.
6
ABSTRACT
Primary processing plants use oil gravity separator vessels, aiming to promote the
separation of oil, gas and water produced on offshore platforms. Even though a
relatively simple process, the plant operates with great variations in flow, often due to
the characteristics of the producing wells and the methods used to increase the flow of
oil to the process plant. In order to control the level of the separator, generally, uses a
PID controller acting in a valve at the outlet of the vessel, however, when this type of
oscillation occurs, unexpectedly, non-linear, the controller does not provide a
satisfactory solution to absorb such variations, creating disturbances downstream of this
vessel that eventually spreading throughout the system causing problems in the
separation and oil export. This project is studying the control level by bands that aim to
allow the level varies within the operational limits in order to make the output of oil
from vessels less oscillatory, meeting the quality specifications and process efficiency.
Keywords: Primary processing. Separator vessels. Level. Controller. Control bands.
7
SUMÁRIO
AGRADECIMENTOS ................................................................................................... 4
LISTA DE FIGURAS ..................................................................................................... 9
LISTA DE ABREVIATURAS, SIGLAS E SÍMBOLOS .......................................... 11
LISTA DE TABELAS .................................................................................................. 12
INTRODUÇÃO ............................................................................................................ 13
APRESENTAÇÃO ....................................................................................................... 13
OBJETIVO ................................................................................................................... 13
JUSTIFICATIVA ......................................................................................................... 14
ESTRUTURA DO TRABALHO ................................................................................. 14
1 REVISÃO DE LITERATURA E CONCEITUAÇÃO TEÓRICA ............... 15
1.1 PETRÓLEO ....................................................................................................... 15 1.2 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO .......................................... 17 1.2.1 DESCRIÇÃO GERAL DE UMA PLANTA DE PROCESSAMENTO PRIMÁRIO 17
1.2.2 EQUIPAMENTOS ........................................................................................................... 19
2 VASOS SEPARADORES ................................................................................. 24
2.1 CLASSIFICAÇÃO DOS VASOS SEPARADORES ............................................... 24 2.1.1 SEPARADORES TRIFÁSICOS ..................................................................................... 24
2.1.2 VASO SEPARADOR HORIZONTAL ......................................................................... 26
2.1.3 SEPARADORES BIFÁSICOS ........................................................................................ 27
2.1.4 VASO SEPARADOR VERTICAL ................................................................................ 28
2.2 PROBLEMAS NA OPERAÇÃO DOS VASOS SEPARADORES .......................... 29 2.3 PERTUBAÇÕES NA ENTRADA DOS VASOS SEPARADORES ....................... 31
2.4 GOLFADAS DOS POÇOS ....................................................................................... 31 2.4.1 EXPLOTAÇÃO DE PETRÓLEO .................................................................................. 31
2.4.2 REGIME DE GOLFADAS ............................................................................................. 34
3 CONTROLE DE PROCESSOS .......................................................................... 37
3.1 CONTROLE PID ........................................................................................................... 38 3.1.1 PROPORCIONAL ........................................................................................................... 40
3.1.2 INTEGRAL ....................................................................................................................... 41
3.1.3 DERIVATIVO .................................................................................................................. 43
3.1.4 SINTONIA PID ................................................................................................................ 44
3.2 CONTROLE POR BANDAS .................................................................................... 48 3.2.1 PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS DO ALGORITMO DE CONTROLE ............. 51
4 SIMULAÇÃO E ANÁLISE DO CONTROLE PI E CONTROLE POR
BANDAS ........................................................................................................................ 53
8
4.1 FORMULAÇÃO DO PROJETO ............................................................................... 54 4.1.1 MODELO .......................................................................................................................... 54
4.1.2 SINTONIA ........................................................................................................................ 55
4.2 IMPLEMENTAÇÃO ................................................................................................. 55 4.2.1 CONTROLE PI ................................................................................................................ 56
4.2.2 CONTROLE POR BANDAS .......................................................................................... 57
4.3 TESTES E SIMULAÇÕES........................................................................................ 58 4.3.1 ANÁLISE COMPARATIVA DO CONTROLE PI E DO CONTROLE POR
BANDAS.......................... .......................................................................................................... 59
4.3.2 SIMULAÇÃO DE UM CONTROLADOR POR BANDAS ......................................... 63
4.4 ANÁLISE DE UM CASO REAL DE UMA PLANTA DE PROCESSAMENTO
PRIMÁRIO DE ÓLEO UTILIZANDO CONTROLE POR BANDAS ........................... 67
5 CONCLUSÃO .................................................................................................... 69
SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS ...................................................... 70
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ....................................................................... 71
9
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 - Planta trifásica de processamento primário de petróleo. ............................... 18
Figura 2 - Tela de um supervisório de uma planta trifásica de processamento primário.
................................................................................................................................. 18
Figura 3 - Permutador de calor de placas. ...................................................................... 20
Figura 4 - Princípio de funcionamento do permutador de placas. .................................. 20
Figura 5 - Permutador casco e tubos. ............................................................................. 21
Figura 6 - Formação de dipolo induzido e atração elétrica entre as gotas de água. ....... 22
Figura 7 - Esquema de um Vaso Separador Trifásico Horizontal. ................................. 26
Figura 8 - Vaso Separador Horizontal Trifásico. ........................................................... 27
Figura 9 - Vaso Separador Bifásico. ............................................................................... 28
Figura 10 - Vaso Separador Vertical Bifásico. .............................................................. 29
Figura 11 - Esquema representativo das golfadas dos poços. ........................................ 35
Figura 12 - Escoamento em golfada em tubulação horizontal e vertical........................ 36
Figura 13 - Diagrama básico do controle PID. ............................................................... 39
Figura 14 - Diagrama de blocos do controle PID ........................................................... 40
Figura 15 - Gráficos de aplicações do controle proporcional. ........................................ 41
Figura 16 - Gráficos de aplicações do controle integral. ................................................ 42
Figura 17 - Gráficos de aplicações do controle derivativo. ............................................ 43
Figura 18 - Resposta típica de um sistema PID de malha fechada. ................................ 45
Figura 19 - Sintonia Ziegler Nichols. ............................................................................. 47
Figura 20 - Resposta ao degrau aplicado à válvula. ....................................................... 48
Figura 21 - Fluxograma do controle por bandas. ........................................................... 50
Figura 22 - Banda e Meia- Banda. .................................................................................. 51
Figura 23 - Diagrama de blocos do Controle por bandas. .............................................. 52
Figura 24 - Fluxograma de um projeto de simulação. .................................................... 54
10
Figura 25 - Projeto de um controlador PID. ................................................................... 56
Figura 26 - Projeto de um Controlador por Bandas........................................................ 58
Figura 27 - Resposta da simulação utilizando controle PID. ......................................... 59
Figura 28 - Resposta da simulação utilizando controle por bandas. .............................. 60
Figura 29 - Resposta da simulação utilizando a nova sintonia do controle por bandas. 61
Figura 30 - Resposta da simulação utilizando controle PID. ......................................... 62
Figura 31 - Resposta da simulação utilizando a nova sintonia do controle por bandas. 62
Figura 32 - Resposta da simulação utilizando uma banda menor. ................................. 64
Figura 33 - Resposta da simulação utilizando quatro distúrbios. ................................... 65
Figura 34 - Resposta da simulação utilizando seis distúrbios. ....................................... 66
Figura 35 - Gráfico Vazão de saída do Surge x Tempo– Controle PID. ........................ 67
Figura 36 - Gráficos de Nível x h e Vazão x h ............................................................... 68
11
LISTA DE ABREVIATURAS, SIGLAS E SÍMBOLOS
BSW: Basic sedments and water.
D: Derivativo
Dt: Tempo Derivativo
I: Integral
Ir: Tempo Integral
IRP: Inflow Performace Relationship
LCV: Válvula Controladora de Nível
P: Proporcional
Pb: Banda Proporcional
PCV: Válvula Controladora de Pressão
PID: Proporcional, Integral e Derivativo
PVT: Pressão, Volume e Temperatura
RAO: Razão Água-Óleo
RGO: Razão Gás-Óleo
SG: Separador Gravitacional.
SP: Setpoint
TO: Tratador Eletrostático
VM: Váriável Manipulada
VP: Variável de Processo
12
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 – Ações dos controladores. .............................................................................. 37
Tabela 2 – O efeito de cada parâmetro PID sobre o processo. ......... Erro! Indicador não
definido.6
Tabela 3 – Como melhorar o desempenho do processo. Erro! Indicador não definido.6
Tabela 4 – Representa a base do cálculo para encontrar os parâmetros iniciais de
sintonia do primeiro método de Ziegler-Nichols.. ... Erro! Indicador não definido.8
13
INTRODUÇÃO
Apresentação
Em plataformas de petróleo o processo de separação entre água, óleo e gás é
extremamente delicado, por conta de condições e perturbações inerentes ao processo;
como por exemplo; fluxos multifásicos, golfadas, interações com outras plataformas,
etc., e também, restrições ambientais quanto a exploração e descarte de resíduos, sendo
responsáveis por multas e até paradas de produção.
Na literatura técnico-científica ainda são escassos livros e artigos que tratem
desse assunto, justamente pela complexibilidade, os existentes tratam das principais
variáveis do processo: pressão do vaso, nível de interface e nível na câmara de óleo,
com controles como o PID, multi-malha ou MPC, porém esses são implementados
utilizando técnicas para processo estáveis, o que não é o ideal nesse caso.
Para isso buscamos ampliar e divulgar nosso conhecimento sobre um método
relativamente novo, o controle por bandas, que visa utilizando os tipos de controle
citados, implemantá-los de forma que se adequem ao processo dinâmico como é o
processamento primário do óleo.
Objetivo
Este trabalho de conclusão de curso tem por objetivos gerais demonstrar:
- Otimização do controle do nível dos separadores trifásicos
- Otimização do controle da interface dos separadores eletrostáticos
- Otimização do controle do nível dos separadores atmosféricos
- Possibilidade da manutenção de uma vazão mínima nas bombas de exportação
E por objetivos específicos demonstrar:
- Redução das perdas de óleo por descontrole no nível do Surge
- Redução do desgaste nas bombas de exportação
14
- Aumento de vida útil dos oleodutos
- Redução de custo operacional, aumentando a disponibilidade do operador
Justificativa
Usualmente, o controle de vasos separadores em unidades marítimas é feito por
controladores PID. E a sintonia de tais controladores fica a cargo da operação, já que o
processo é dinâmico e sofre muitos distúrbios pode ser necessário re-sintonizá-los. Na
maioria das equipes de operação está fixada a idéia de que um controle ideal é o que
consegue manter a variável de processo no setpoint, porém dessa forma deixa-se de
utilizar a capicitância dos vasos, transferindo grande parte das perturbações para as
bombas de exportação e oleodutos.
O controle por bandas busca amenizar essas variações bruscas, causando menos
desgaste e aumentando a vida útil de tais equipamentos, para isso permite que o nível
varie dentro de uma faixa segura de operação, utilizando a capacitância dos vasos
separadores para amortecer as chamadas golfadas.
Estrutura do Trabalho
O trabalho foi dividido basicamente em quatro partes. No primeiro capítulo será
apresentado uma visão geral de uma planta de processamento primário de petróleo,
mostrando seus principais equipamentos. No segundo capítulo será descrito
detalhadamente os vasos separadores, classificando-os e apresentando seus principais
problemas de operação, enfatizando os problemas relacionados às golfadas de petróleo.
No terceiro capítulo será apresentado o controle de processos, enfatizando o controle
PID e o controle por bandas. E, por fim, no quarto capítulo será apresentado uma
simulação simplificada e a análise dos resultados dessa simulação, para mostrar as
diferentes respostas apresentas pelos dois tipos de controle, além de exemplificar,
através de um caso real, como o controle por bandas funciona.
15
1 REVISÃO DE LITERATURA E CONCEITUAÇÃO TEÓRICA
1.1 PETRÓLEO
A palavra petróleo vem do latim “petroleum”, formada por sua vez por petrus,
“pedra” e oleum, “óleo”, que numa tradução literal seria “óleo da pedra”, isso porque é
uma substância oleosa extraída de rochas, denominadas Rochas Reservatório. Essa
substância oleosa é inflamável e, geralmente, menos densa que a água, possui
colorações variadas que vão do incolor ou castanho claro até o preto, podendo assumir
também colorações verde e marrons, por exemplo, além de possuir um cheiro
característico. Formado por uma combinação complexa de hidrocarbonetos, como os
hidrocarbonetos alifáticos, alicíclicos e aromáticos, podendo ser encontrados também,
em pequenas quantidades, oxigênio, nitrogênio, compostos de enxofre e íons metálicos,
que são chamados de contaminantes, sendo categorizadas como impurezas que podem
aparecer em qualquer fase da destilação do petróleo, tais contaminantes que determinam
se esses óleos se enquadram na categorias de óleos leves, médios os pesados. A mistura
se apresenta em estato gasoso quando é formada em sua maior parte por partículas
pequenas, já quando possui uma maior parte de moléculas mariores se apresenta em
estado líquido.
Existem várias teorias sobre o surgimento do petróleo, mas a mais aceita é a que
o petróleo formou-se a milhões de anos atrás a partir de restos de animais marinhos e
vegetais que foram sendo depositados no fundo de mares e lagos e depois soterrados,
sofreram transformações químicas e físicas através da ação de microorganismos,
temperatura e pressões elevadas ao longo de todos esses anos.
Atualmente o petróleo é a principal fonte de energia do planeta, servindo para a
fabricação de diversos outros produtos, como a gasolina, que é utilizada na maioria dos
automóveis pelo mundo, polímeros plásticos e até mesmo medicamentos, já foi motivo
de guerras e, inclusive, é fonte de renda de alguns países.
16
Quando extraído do campo é chamado de óleo cru ou óleo bruto, apresentando
diversas características distintas dependendo da rocha reservatório que ele foi extraído.
No entanto para poder se transformar nessa infinidade de produtos é necessário que esse
óleo seja então refinado após sua extração para que possam ser retirados os seus
derivados.
A localização, transporte, processamento e refino desses hidrocarbonetos
dividem-se em cinco partes, seriam elas: a exploração, onde são utilizados várias
métodos e técnicas para a comprovação da possibilidade de existência de um campo de
petróleo naquela região; a explotação, que seria a perfuração de poços e posterior
exploração de um campo de petróleo já comprovado, o transporte, devido aos campos
de produção não serem necessariamente próximos as refinarias, é necessaria uma
logística envolvendo diversos meios de transporte, e, por fim, o refino, que seria a etapa
de processamento da mistura hidrocarbonetos, água e contaminantes.
A retirada desse óleo das rochas, no entanto, se dá numa certa complexidade
exigindo pesquisas e estudos que demandam um alto custo, gerando meios para que
essa extração possa ser feita com a maior eficiência e otimização possíveis. Assim,
surgiram as plataformas de petróleo que através de alta tecnologia extraem o óleo dos
reservatórios e fazem um primeiro tratamento, reduzindo o teor do BSW(basic sedments
and water) para valores menores que 1,0% vol/vol e teor de sal de 200ppb máximo,
permitindo assim seu futuro transporte e processamento,visto que quanto menor a
quantidade de sal que seguir para as refinarias, melhor, pois o sal causa um alto indíce
de corrosão nos equipamentos.
17
1.2 PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE PETRÓLEO
1.2.1 DESCRIÇÃO GERAL DE UMA PLANTA DE PROCESSAMENTO
PRIMÁRIO
Uma mistura heterogênea de óleo, água e gás vinda dos poços, ao chegar a
superfície, ainda não está pronta para utilização ou exportação, visto que somente os
hidrocarbonetos são rentáveis, essa emulsão deve ser direcionada para plataformas de
produção de petróleo para dar início ao processamento primário do óleo com intuito de
fazer a separação dessa mistura. As plantas de processamento podem realizar dois tipos
de separação: a separação bifásica (gás-líquido) e a separação trifásica (água,óleo e gás)
que serão explicadas no capítulo dois. O óleo vindo dos poços de produção passa por
uma válvula choke onde as intermitências de escoamento são reduzidas por
estrangulamento antes de alimentar o primeiro estágio de separação. Em seguida vão
para os trens de produção, compostos por permutadores de calor, vasos separadores e
tratadores eletrostáticos, como mostra a figura 1. Nos permutadores o fluido será
aquecido até uma temperatura ideal de separação e seguirá para os separadores
trifásicos, o óleo proveniente desses separadores entra no tratador eletrostático que
reduz o teor de água para 1,5% máximo. Após esse processo de tratamento, o óleo vai
para os separadores bifásicos onde é promovida a separação do gás residual da parte
líquida. Esse óleo dentro dos parâmetros estabelecidos, também chamado de óleo
estabilizado pois conterá menos hidrocarbonetos que se vaporizam com facilidade
tornando-se menos inflamável que o óleo cru, será exportado para seus diversos
consuminores através de bombas de transferências. A água é tratada nos flotadores e
hidrociclones e em seguida descartada para o mar, de acordo com o Conama com no
máximo 29 ppm de óleo. A fase gasosa é encaminhada para a unidade compressão de
gás, onde é retirado o condensado e comprimido para ser fornecido aos consumidores,
principalmente como gás lift para os poços de produção e o restante vai para
exportação, como mostra o fluxograma da figura 2.
18
Figura 1 - Planta trifásica de processamento primário de petróleo.
Figura 2 - Tela de um supervisório de uma planta trifásica de processamento
primário.
19
1.2.2 EQUIPAMENTOS
1.2.2.1 PERMUTADORES DE CALOR
Os Permutadores de calor são equipamentos que promovem a troca térmica entre
dois fluidos por meio de uma interface metálica. A energia do fluido que precisa ser
resfriado é transferida para outro que precisa ser aquecido, diminuindo as perdas e
aumentando o rendimento energético da unidade.Em plataformas e refinarias, esses
permutadores devem atender as exigências de grandes vazões e/ou condições severas de
temperatura e pressão. Os tipos mais utilizados são casco e tubo, trocadores de placas,
resfriadores a ar, permutadores espirais e trocadores tipo tubo duplo.
O permutador é o primeiro equipamento do processo de separação primária. O
fluido dos poços com uma temperatura em torno de 22ºC é direcionado para o trem de
produção passando por uma bateria de permutadores, entre eles trocadores de placas e
casco tubo, a fim de elevar a temperatura até aproximadamente 120ºC, sendo essa a
melhor temperatura para promover a separação óleo, gás e água nos separadores de
produção.
Os permutadores de placas, conforme pode ser observado na figura 3, possuem
um conjunto de placas corrugadas, montadas em série com as gaxetas.Essas placas são
dotadas de ranhuras ou relevo de modo a guiar o fluido e promover sua mistura, a
turbulência gera maior eficiência da troca térmica e menos tendência a formação de
depósitos. Os fluidos trocam calor em contracorrente, como visto na figura 4.A pressão
máxima de operação é baixa, cerca de 25 bar e a temperatura máxima de operação não
deve exceder 150ºC. Tem como vantagem em relação ao casco e tubos menor peso e
menor tamanho, velocidade mais altas e limpeza mais simples e eficiente.
20
Figura 3 - Permutador de calor de placas.
Figura 4 - Princípio de funcionamento do permutador de placas.
Nos permutadores casco e tubos um fluido passa pelo casco e o outro pelos
tubos, conforme pode ser visualizado na figura 5. Normalmente, são direcionados para
os tubos os fluido sujos, corrosivos, com maior pressão e menor vazão.
21
Figura 5 - Permutador casco e tubos.
1.2.2.2 SEPARADORES GRAVITACIONAIS
São utilizados no processamento primário do óleo separadores gravitacionais
trifásicos, onde essas três substâncias são separadas devido sua diferença de densidade,
ou seja, essa separação é feita por decantação. Os vasos possuem formatos cilíndricos,
podendo ser horizontais ou verticais, sendo em plataformas offshore usualmente
empregados os horizontais, trabalhando com pressões e temperaturas pré definidas e
relativamente elevadas. Esses separadores podem ser subdivididos em três partes
diferentes, a primeira promove a retirada de grande parte da água que vem emulsionada
com o óleo, através de um choque físico com uma placa defletora ou dispositivo
difusor, logo na entrada do vaso, é chamada de água livre essa água que é mais
facilmente separada; em uma segunda etapa seria tratada a parte superior do vaso, que
estaria inudada por gás, que devido a agitação de entrada ainda consegue arrastar uma
porção líquida em forma de gotículas, que são separadas através de decantação ou
dispositivos mecânicos que favorecem a coalescência das mesmas; a terceira seção seria
a parte inferior do vaso que estaria repleta de líquido que devido diferença de densidade
22
dos componentes da emulsão forma duas fases diferentes: óleo, em cima, e água,
embaixo.
1.2.2.3 SEPARADORES ELETROSTÁTICOS
O separador ou tratador eletrostático é um vaso separador bifásico horizontal
equipado com dois transformadores elétricos. A remoção de água ainda emulsionada ao
óleo é feita submetendo as gotas de água a um campo elétrico intenso fornecido por
esses transformadores, segundo mostrado na figura 6, onde haverá o alinhamento dessas
gotas na direção do campo, com a formação de dipolos induzidos de sentidos contrários
que se atraem, fazendo aumentar a taxa de colisão e coalescência entre as gotas,
proporcionando a decantação e reduzindo o teor de água no óleo. Os tratadores
trabalham totalmente cheios, pois além de garantir que o óleo cubra todo eletrodo, evita
que haja área de desprendimento de gás, porque o mesmo reage com o material de
vedação dos transformadores com o vaso, ocasionando assim vazamento de gás para
atmosfera. A água em contato com os eletrodos pode gerar um curto-circuito,
queimando o transformador, por isso é necessário controlar a interface óleo-água através
de medidores de nível que desligam os transformadores quando atingido o set point de
nível muito alto do tratador.
Figura 6 - Formação de dipolo induzido e atração elétrica entre as gotas de água.
23
1.2.2.4 SEPARADORES ATMOSFÉRICOS
O separador atmosférico é um vaso separador bifásico horizontal que tem como
função estabilizar o óleo através da remoção dos gases remanescentes. Ele é
dimensionado para que o tempo de residência do óleo no vaso seja de 7 minutos, o
suficiente para promover a separação do gás residual da parte líquida. O óleo entra no
separador por meio de uma câmara de separação primária composta de dois ciclones e
de uma placa defletora que tem a função de desacelerar o fluxo de óleo desprendendo o
gás remanescente no óleo. O separador possui quebra ondas para estabilizar o fluxo do
óleo, placas separadoras instaladas no topo para retirar as gotículas de óleo do gás e um
eliminador de névoa localizado no bocal de saída do gás. Todos esses acessórios são
responsáveis pelo desempenho ideal do separador garantindo a especificação do óleo e
do gás.
24
2 VASOS SEPARADORES
Em uma plataforma de petróleo, quando o fluido emulsionado chega a superfície,
passando por alguns equipamentos como trocadores de calor, é direcionado para os
chamados separadores, onde se dará então, efetivamente, a separação da mistura,
transformando o óleo bruto em um óleo tratado e pronto para estocagem e exportação.
Alguns tipos que podem ser aqui citados são: separadores trifásicos, também
chamados de separadores gravitacionais, separadores bifásicos ou atmosféricos,
podendo ser água-óleo, denominado Tratador de Óleo, e óleo-gás, chamado de Surge
Tank. Esses vasos também podem ser classificados em vertical ou horizontal.
A seguir será apresentada uma descrição breve, porém ressaltando alguns
detalhes e particularidades, bem como diferentes tipos de cada um deles acima citados.
2.1 CLASSIFICAÇÃO DOS VASOS SEPARADORES
2.1.1 SEPARADORES TRIFÁSICOS
Os separadores trifásicos desempenham um papel importante em unidades
offshore de tratamento primário, já que neles se dá tradicionalmente a separação da
mistura proveniente do poço.
Nesse equipamento é separada a maior parte da água, que como visto
anteriormente, é a água que se desprende mais facilmente, chamada água livre, e
praticamente cem por cento do gás presente também, sobrando apenas uma quantidade
de emulsão água-óleo suficiente para ser tratada pelo tratador eletrostático, já que é
necessário uma quantidade mínima de água para seu bom rendimento, por outro lado,
25
essa quantidade não pode ser muito elevada, podendo inclusive causar um curto-circuito
nas placas do TO.
Assim o óleo bruto, depois de aquecido e devidamente adicionadas certas
quantidades de produtos químicos necessários para a melhoria e aceleração da
separação, se dirige para o SG, onde internamente é dotado de recursos mecânicos para
a extração das três fases e também estabilização do seu fluxo interno, como por
exemplo dispositivos ciclônicos e placas defletoras, situados geralmente na entrada dos
separadores; placas perfuradas e extratores de névoa para retirada de gás; placas quebra
ondas para estabilização no inteiror do vaso, dentre outros conforme mostrado na figura
7. Descrevendo o seu funcionamento, temos o fluido entrando no separador e
golpeiando o anteparo causando uma mudança brusca de velocidade e na direção do
fluido, permitindo que o gás se desprenda da fase líquida devido à inércia que esta fase
possui.
O coletor de líquido deve fornecer um tempo de residência suficiente para que o
óleo e a emulsão formem uma camada. A água livre se deposita no fundo do vaso, o
óleo transborda pelo segundo anteparo mantendo o nível. O vaso separador possui um
indicador de nível que envia um sinal para a válvula controladora de nível de água de
forma a manter a interface óleo/água na altura projetada. O nível de óleo que transborda
pelo segundo anteparo também é controlado por uma válvula controladora de nível. O
gás flui horizontalmente e passa por um extrator de névoa, sendo controlado por uma
válvula controladora de pressão que deve manter a pressão do vaso constante. O nível
de interface pode variar de 50% a 70%, dependendo da planta de processo e da
importancia da separação líquido-gás. O mais comum é o setpoint em 50%.
26
Figura 7 - Esquema de um Vaso Separador Trifásico Horizontal.
Esse equipamento pode assumir tanto uma orientação vertical como horizontal, que
será escolhida de acordo com o tipo de processo e as necessidades do mesmo,
apresantando cada um vantagens e desvantagens.Os vasos horizontais são normalmente
mais eficientes por apresentarem maior número de estágios, maior tempo de residência
e maior área de interface permitindo uma melhor separação entre as fases, mas tem
como desvantagem o manuseio de sólidos produzidos e ocupação de um espaço muito
grande.
Sendo o primeiro equipamento do sistema de tratamento primário, os vasos
separadores são tipicamente mais exigidos quando temos um regime de fluxo em
golfadas.
2.1.2 VASO SEPARADOR HORIZONTAL
O separador gravitacional horizontal trata melhor as variações da vazão da carga de
entrada, mantendo os níveis de interface mais estáveis, mas quando ocorrem variações
bruscas não possuem uma boa eficiência na separação líquido-gás.O acesso aos
instrumentos no interior do vaso é mais fácil, devido a geometria, que trás também a
desvantagem da dificuldade da remoção de sólidos produzidos, como areia ou outras
27
impurezas provenientes do próprio processo,segundo pode ser observado na figura 8,
utilizados principalmente em processos que apresentem espumas e altas razões gás-óleo.
Figura 8 - Vaso Separador Horizontal Trifásico.
2.1.3 SEPARADORES BIFÁSICOS
Os separadores bifásicos promovem a separação vapor-líquido não havendo o
descarte de água produzida, ou podem também promover a separação somente água-
óleo. Em algumas unidades essa água é transferida junto com o óleo para outra
plataforma onde será separada, em outras, o óleo passa primeiro por um separador
trifásico ou gravitacional chegando no separador bifásico ou atmosférico sem uma
quantidade significativa de água.
Neste separador vapor-líquido, o gás é retirado pelo topo do vaso e a fase líquida
pelo fundo, como pode ser visto na figura 9. A vazão de saída é definida pela abertura
das válvulas de controle de pressão (PCV) e de líquido (LCV) comandadas por
controladores de pressão e de nível. Seguindo o mesmo príncípio funciona o água-óleo,
como citado no capítulo 1, quando tratamos do TO. As variáveis controladas são
medidas por transmissores de nível e pressão. Esses valores são comparados com
28
valores de referência e o erro é processado pelos controladores para definir a abertura
das válvulas.
Figura 9 - Vaso Separador Bifásico.
2.1.4 VASO SEPARADOR VERTICAL
O separador vertical requer uma área menor para sua instalação, visto que ocupa
menos espaço, além de facilitar a limpeza, pois geometricamente faz com que o sólidos
resultantes do processo se depositem no seu fundo, como exemplificado na figura 10.
Uma das suas desvantagens para utilização off-shore está relacionada a dificuldade para
realizar manutenção e limpeza nos instrumentos por causa da altura, por isso são menos
usados em unidades marítmas. São eficientes na separação gás-líquido por absorverem
bem grandes variações de fluxo devido a sua geometria que permite o escoamento do
gás por toda a área transversal do vaso.
29
Figura 10 - Vaso Separador Vertical Bifásico.
2.2 PROBLEMAS NA OPERAÇÃO DOS VASOS SEPARADORES
Os vasos separadores como todo equipamento apresentam problemas de operação.
A seguir são listados os mais comuns (TRIGGIA _L _L, 2001):
a) Espuma – as impurezas presentes no líquido que chega ao separador são as principais
causadoras de espuma. Quando presente, ela dificulta o controle de nível do líquido
dentro do separador, ocupa um volume que poderia estar disponível para a coleta de
líquido ou para decantação, e pode ser arrastada pela corrente de gás ou de óleo
desgaseificado. Portanto, quando for possível prever a formação da espuma, o separador
30
deve ser equipado com dispositivo interno para removê-la assegurando um tempo e uma
superfície coalescedora suficientes para quebrá-la.
b) Obstrução de parafinas – operações de separação podem ser afetadas por acúmulo de
parafina. As placas coalescedoras na seção líquida e os extratores de névoa na seção
gasosa são particularmente susceptíveis a estas obstruções. Quando a parafina é um
problema real e potencial, extratores alternativos devem ser considerados e bocas de
visitas e orifícios devem ser providenciados para permitir a entrada de vapor ou solvente
de limpeza dos elementos internos do separador.
c) Areia – a areia que eventualmente chega com o líquido no separador causa erosão nas
válvulas, obstrução nos elementos internos e acumula-se no fundo do separador, de
onde é removida por jatos de água e drenos. A melhor solução do problema é evitar a
produção de areia dos reservatórios.
d) Emulsões – a emulsão que se forma na interface óleo/água pode ser particularmente
problemática na operação de um separador. Além de causar problemas com o controle
de nível, o acúmulo de emulsão diminui o tempo de retenção efetivo, resultando em
uma redução na eficiência do processo. A adição de calor ou de produtos químicos
minimiza o acúmulo de emulsão, porém estes procedimentos são preferencialmente
aplicados na fase de tratamento do óleo.
e) Arraste – este é um problema típico operacional. O arraste de óleo pela corrente de
gás ocorre quando o nível do líquido está muito alto, quando existe algum dano em
algum componente interno, formação de espuma, saída de líquido obstruída, projeto
impróprio ou simplesmente porque o vaso está operando com produção superior do
projeto. O arraste de gás pelo líquido pode ser um indicativo de nível muito baixo de
líquido ou falha no sistema de controle de nível.
31
2.3 PERTUBAÇÕES NA ENTRADA DOS VASOS SEPARADORES
A mistura que chega ao separador é constituída de fases dispersa de óleo em água
e água em óleo, além do gás. As quantidades de óleo em água e de água em óleo nas
emulsões, e de gás no fluxo de entrada do separador são definidas devido às condições
do(s) poço(s) de onde está ocorrendo a extração de petróleo e das condições de
escoamento nos dutos, desde o(s) poço(s) até o separador (SILVEIRA,2006).
A evolução do escoamento é ainda responsável pela principal e mais reocupante
perturbação na entrada do separador, o regime de golfadas severas. Este é caracterizado
por uma instabilidade de fluxo que pode ocorrer a certas vazões devido a um arranjo do
conjunto linha-riser desfavorável, geralmente a baixas vazões em linhas relativamente
longas. Ou seja, é o resultado da instabilidade no fluxo na junção da linha com o riser e
é caracterizado por ciclos regulares com períodos de vários minutos, com a inclinação
da linha sendo negativa (NUNES, 1994).
A formação das golfadas ocorre com bloqueio na base do riser, provocado pelo
acúmulo do líquido que escoa no duto, retendo o gás a montante. Uma bolha de gás é
formada e inicia sua penetração no riser, empurrando o líquido acumulado até que o gás
atinja o topo. A partir daí o gás é produzido no separador. Este regime será descrito
detalhadamente a seguir.
2.4 GOLFADAS DOS POÇOS
2.4.1 EXPLOTAÇÃO DE PETRÓLEO
A explotação de um reservatório é feita pela perfuração de um ou mais poços,
que se dão desde a superfície até o reservatório. Assim todos os problemas de produção
são vinculadas diretamente a um poço, estes por sua vez possuem dispositivos que
permitem que a explotação se dê de forma segura e controlada. Após passada a fase de
completação dos poços eles são ligados a plataformas por meio de uma linha de
produção de petróleo, que na horizontal é chamada de flowline e na vertical de riser.
32
Além disso cada poço, mesmo que se situem no mesmo reservatório, possuem
características diferentes devido a sua localização no reservatório, por isso cada um
deles é submetido a procedimentos e testes de formação, que se trata de uma forma de
identificação de onde ocorrem perturbações devido ao posicionamento das válvulas
desde o fundo até a cabeça do poço. Nesses testes são avaliadas importantes variáveis,
tanto no fundo quanto na superfície, exemplos dos principais resultados desses testes
são:
Permeabilidade
Curva IPR (Inflow Performace Relationship)
Análise PVT (Pressão, Volume e Temperatura) do fluido da formação
Teor de Areia (BSW)
Razões RAO e RGO
Pressão estática do reservatório
Nesse processo de explotação do petróleo o fluido, desde a jazida até o reservatório
está sujeito a dois tipos de fluxo: O fluxo no meio poroso e o fluxo no sistema de
produção que inclui colunas e linhas do mesmo.
O fluxo no meio poroso diz respeito ao comportamento do fluido dentro do
reservatório, nessa fase o fluido se desloca do interior do reservatório até o fundo do
poço, que é explicado pela lei de Darcy:
Onde:
q é a vazão no fundo do poço;
é a permeabilidade do fluido;
h é a espessura porosa;
pe é a pressão estática do reservatório;
pwf é a pressão no fundo do poço;
é a viscosidade do fluido;
33
re é o raio do reservatório;
rw é o raio do poço.
A partir desses cálculos físicos e matemáticos, pode-se concluir que a vazão possui
um diferencial linear com a pressão no fundo do poço, porém quando essa pressão está
abaixo da pressão de saturação do petróleo, ocorre a liberação de gás que muda essa
relação alterando a viscosidade e compressibilidade e, consequentemente, a
permeabilidade.
Quando o petróleo atinge o fundo do poço ele passa a escoar dentro da tubulução,
começando pela coluna e chegando as linhas de produção e, posteriormente, à
plataforma. Nesse tipo de escoamento observa-se fluxos multifásicos e monofásicos e a
essa diferença deve-se à grande quantidade de fluxos observados. Num fluxo
monofásico podem-se observar o fluxo laminar e turbulento, que para ser determinado é
necessário se calcular o Número de Reynolds,dado a seguir
Onde:
é a massa específica;
é a viscosidade do fluido;
V é a velocidade do escoamento;
D é o diâmetro da tubulação.
Já num regime multifásico encontram-se diversos tipos de fluxo e os mesmos
dependem de vários fatores como: velocidade de cada uma das fases, inclinação da
tubulação, características do fluido, etc.
Os fenômenos envolvidos no escoamento multifásico são muito difíceis de ser
estudados e entendidos, visto que uma pequena variação nas condições de operação
pode acarretar grandes mudanças no comportamento do fluxo, trazendo dificuldades
para a operação, manutenção e segurança do processo nas plataformas e influenciando
diretamente na produtividade e lucratividade. Em algumas situações, não é possível que
o fluxo entre em regime estacionário, ou seja, tenha uma vazão constante de líquido e
gás na saída da tubulação. Quando isso acontece podemos ter um outro tipo de fluxo,
denominado golfadas,que depende também da geometria da tubulação como um todo e
não só da velocidade das fases, características do fluido e inclinação do trecho. Este
34
regime é caracterizado por uma grande produção de líquido, seguida de uma grande
produção de gás e um período sem produção de fluido.
2.4.2 REGIME DE GOLFADAS
Os poços no fundo do oceano são conectados às plataformas de produção na
superfície por meio de tubulações. Nestas tubulações são formadas as golfadas que se
caracterizam como um fluxo irregular e severo, com oscilações de pressão e vazão. A
golfada é considerada uma das mais preocupantes instabilidades que podem ocorrer na
produção de petróleo, principalmente após a descoberta de novos poços cada vez mais
distantes da costa terrestre e em águas profundas. Esses campos necessitam de linhas
com muitos quilômetros de comprimento que ficam sujeitas a golfadas ainda mais
severas, devido as suas possíveis geometrias, visto que uma premissa para ocorrência
dessa situação é que haja um trecho descendente anterior ao trecho do riser, além de um
fluxo estratificado para compor essa situação.
O fluxo em golfadas pode ocorrer em diferentes escalas de tempo e comprimento
dependendo das condições existentes para sua formação.
O que pode-se chamar de golfada severa é considerado um regime instável por estar
associada a variações bruscas de vazão e pressão de líquído e gás na saída da tubulação,
sendo um regime cíclico e podendo ser dividido em 4 etapas, o início do regime se dá
com o bloqueio do gás por causa do acúmulo de líquido na base do riser, em seguida a
pressão do gás e a coluna de líquido crescem continuamente, quando a coluna de líquido
atinge o topo do riser observa-se a produção do mesmo, logo após a pressão do gás
bloqueado aumenta até um limite máximo indicando de o gás chegou a base do riser,
quando isso ocorre o gás funciona como um pistão empurrando o líquido para o
separador, a medida que a diferença de pressão diminui entre a base e o topo do riser a
velocidade do gás cai diminuindo sua capacidade de carrear líquido, então o líquido
passa a se acumular novamente, bloqueando o gás e dando início a um nome ciclo de
golfada, como mostrado na figura 11.
35
Figura 11 - Esquema representativo das golfadas dos poços.
Diferentemente das golfadas hidrodinâmicas; que se dão nas partes horizontais da
tubulação quando as ondas de líquido crescem nas interfaces gás-líquido e,
eventualmente, fecham a seção transversal da tubulação e criam goslfadas de líquido; as
golfadas severas podem causar sérios danos a produção por possuírem variações
instantâneas de vazão e pressão de líquido e gás, respectivamente, causando vários
infortúnios como sobrecarga nos compressores, pior separação, aumento da queima no
flare, visto que os compressores não conseguem lidar com variações instântaneas do
volume de gás, dano na formação, fadiga mecânica nos equipamentos e outros mais.
A pressão do reservatório vai diminuindo a medida que o fluido é produzido, assim
a diferença de pressão entre o fundo do poço e a pressão de entrada no separador
também diminui podendo levar a um regime de fluxo instável causando problemas
operacionais. Portanto, alguns cuidados devem ser tomados durante a fase de projeto
para mitigar esses problemas, como evitar trechos descendentes, dimensionar
corretamente o diâmetro da tubulação evitando o aparecimento de um regime instável
devido a baixa velocidade do fluido e aumentando a produção. Para isso, são feitas
algumas simulações do comportamento do poço ao longo da sua vida produtiva.
A produção em águas ultra profundas se tornou realidade e nesses reservatórios a
ocorrência de golfadas é esperada mesmo com a pressão do reservatório elevada
podendo levar a um abandono prematuro do poço reduzindo o fator de recuperação do
reservatório. Quanto maior o comprimento do riser, maior o volume das golfadas,
tornando o projeto dos sistemas de produção mais cruciais em relação a segurança
36
operacional e limitação de espaço em plataformas. Portanto, é preciso adotar medidas
para eliminar ou diminuir o aparecimento de golfadas garantindo assim, uma maior
segurança operacional e lucratividade do projeto.
O maior problema de se produzir em regime de golfadas, conforme visto na figura
12, ocorre quando o volume da golfada é tão grande que o sistema de processamento e
exportação são incapazes de absorver tal volume, acarretando paradas e consequente
perdas de produção. Algumas vezes o volume da golfada pode atingir de 3 a 4 vezes o
volume do riser e os vasos separadores não são dimensionados para absorver esse
volume devido ao espaço limitado das unidades de produção, por isso a necessidade de
se projetar um controlador que apresente uma resposta satisfatória a tais oscilações de
vazão e pressão.
Figura 12 - Escoamento em golfada em tubulação horizontal e vertical.
37
3 CONTROLE DE PROCESSOS
O controle de processos é uma técnica que consiste em manter as variações das
variáveis de processo em valores pré-determinados, chamados setpoints. Essas variáveis
são medidas em tempo real por um equipamento de controle.
Um sistema de controle deve garantir que o processo seja mantido dentro das
condições desejadas, que podem sofrer alterações com o tempo, mesmo diante de
perturbações conhecidas e desconhecidas. A eficiência dessa operação envolve
conceitos como o de estabilidade e o de bom comportamento dinâmico.
Em processos químicos onde os fenômenos associados são bastante complexos e
ocorrem várias mudanças ao longo do tempo, o controle de processo não é uma tarefa
muito simples, visto que é necessário um conhecimento aprofundado para montar uma
boa malha de controle. As teorias de controle mais utilizadas e com melhores resultados
podem ser divididas em clássica e avançada.
A teoria clássica baseada no controlador PID é a teoria de maior sucesso e mais
usada em todo mundo para sistema de controle industrial. A popularidade dos
controladores PID pode ser atribuída em grande parte ao seu desempenho robusto em
variadas condições de funcionamento e em parte a sua simplicidade funcional, que
permite uma operação simples e direta, exigindo pouco em relação ao conhecimento do
processo.
A teoria de controle moderna surgiu em 1960, baseada num bom modelo do
sistema e no conhecimento das variáveis de estado. Quando comparada com a teoria
clássica podemos dizer que é bem mais complexa, visto que podem ser usados mais de
três parâmetros de sintonia. Contudo, com avanços das últimas décadas essa teoria vem
sendo amplamente utilizada com sucesso, sendo chamada de avançada.
Um fator importante a seu favor é a possibilidade e facilidade de levar em conta
as restrições rígidas e flexíveis associadas ao processo, o que não acontece em muitas
outras técnicas de controle.
38
3.1 CONTROLE PID
PID é o algoritmo de controle mais utilizado do mundo, pois possui desempenho
robusto e uma simplicidade funcional que permite aos engenheiros operá-los de forma
simples e direta.
Como o nome já diz, ele é composto por 3 coeficientes: proporcional, integral e
derivativo, que juntos, irão calcular um valor de atuação sobre o processo a partir da
comparação entre SP e o valor da variável naquele instante.
Cada um desses 3 coeficientes possuem ações diferentes, que quando
combinadas agem para que o SP seja alcançado.
De maneira simplificada essas ações são resumidas na tabela 1 a seguir:
Tabela 1- Ações dos controladores.
Proporcional Correção proporcional ao
erro
A correção a ser aplicada ao processo
deve crescer na proporção que cresce o
erro entre o valor real e o valor desejado
Integral Correção proporcional ao
produto ERROxTEMPO
Erros pequenos mas que existem há
muito tempo requerem correção mais
intensa
Derivativo Correção proporcional à
taxa de variação do erro
Se o erro está variando muito rápido,
essa taxa de variação deve ser reduzida
para evitar oscilações.
O conceito básico do controlador PID é “ler” a variável através de um sensor,
transmitir essa leitura utilizando um transmissor para o controlador, que fará uma
comparação do valor desejado e o valor da variável naquele instante, corrigindo-o, caso
necessário, para que fique o mais próximo possível do setpoint, como visto no
fluxograma da figura 13.
39
A equação mais usual do PID é a seguinte:
Onde Kp, Ki e KD são, respectivamente, os ganhos das parcelas P, I e D e
definem a intensidade de cada ação.
Também é usualmente utilizado os conceitos de Banda Proporcional, Taxa
Integral ou Reset e Tempo derivativo que estão relacionados com o Kp, Ki e Kd citados
acima, ficando a equação da seguinte forma:
Figura 13 - Diagrama básico do controle PID.
40
3.1.1 PROPORCIONAL
O controle proporcional depende da diferença entre o setpoint e a variável do
processo, essa diferença é chamada de erro ou desvio, como pode ser observado na
figura 14. Ou seja, o valor da variável manipulada é proporcional ao valor do desvio
(SP-VP), então para um desvio de zero (SP=VP), VM=0, quando o desvio aumenta a
VM aumenta também.
Figura 14 - Diagrama de blocos do controle PID
De forma geral, quanto maior o ganho proporcional (ou menor a banda
proporcional), maior será a ação de controle, aumentando assim a velocidade da
resposta do sistema.
Porém, se o ganho proporcional é muito alto, a variável de processo pode começar a
oscilar, podendo deixar o sistema instável chegando até mesmo a ficar fora de controle.
Exemplos da aplicação do controle proporcional podem ser visto na figura 15:
41
Figura 15 - Gráficos de aplicações do controle proporcional.
Na figura (13.A), a banda proporcional (Pb) está muito grande, dessa forma o
processo se estabiliza, porém muito abaixo do setpoint. Já na figura (13.B), a banda
proporcional é diminuída, fazendo com que a estabilização seja mais próxima do
setpoint, mas como se pode observar na figura (C), uma redução excessiva da banda
proporcional pode levar o processo à instabilidade.
3.1.2 INTEGRAL
A componente integral não é, isoladamente, uma técnica de controle, pois não
pode ser aplicada sem uma ação proporcional.
A ação integral consiste em uma saída proporcional à amplitude e duração do
desvio, ou melhor, mesmo um erro pequeno fará a componente integral aumentar ao
longo do tempo, até que o erro seja zero.
Portanto seu efeito é levar o erro do estado estacionário, chamado também de
erro de offset, a zero. Esse é um desvio característico de um controle puramente
proporcional.
Para exemplificar, ajudando a uma melhor compreensão, seguem os gráficos da
figura 16:
42
Figura 16 - Gráficos de aplicações do controle integral.
Na figura (16.A) tem-se um processo estabilizado, utilizando apenas o controle
proporcional.
Isso quer dizer que a VP e a VM atingiram uma condição de equilíbrio, sendo
assim, o processo irá permanecer estável se nenhuma variação ocorrer, porém o SP não
foi atingido, existindo assim o chamado Erro de Regime Permanente ou Erro de Offset.
Já na figura (16.B) foi incluída a ação integral em um determinado momento,
então o valor de VM foi gradualmente elevado, terminando na eliminação do erro de
regime permanente.
Com a inclusão da ação integral a VM foi alterada até que a própria VM e a VP
atingissem um novo equilíbrio (VP=SP).
43
3.1.3 DERIVATIVO
O derivativo, assim como o proporcional, também não é, isoladamente, uma
técnica de controle, já que só pode ser utilizada juntamente como uma ação
proporcional.
A ação derivativa é proporcional à taxa de variação da variável de processo, ou
seja, consiste em uma resposta na saída do controlador que é proporcional à velocidade
de variação do desvio. Ela tem o efeito de reduzir a velocidade das variações da VP,
evitando que ela aumente ou diminua muito rapidamente.
O derivativo só atua quando há a variação do erro. Se o processo estiver estável
sua ação é nula, isso quer dizer que sua principal função é melhorar o desempenho do
processo durante o regime transitório.
Na realidade, a maioria dos sistemas de controle utiliza um Tempo Derivativo
(Td) muito pequeno, pois ele é muito sensível a ruídos no sinal da VP.
Se o sinal de feedback do sensor é muito ruidoso ou se a taxa da malha de
controle é muito lenta, essa componente pode deixar o sistema instável.
Para exemplificar segue o gráfico da figura 17:
Figura 17 - Gráficos de aplicações do controle derivativo.
44
Na figura (17.A), a banda proporcional (Pb) é pequena, sendo assim, muito
provavelmente, ocorrerá um “overshoot”, que é quando VP ultrapassa o SP antes de se
estabilizar, isso ocorre porque a VM esteve em 100% na maior parte do tempo, sendo
reduzida apenas quando a VP estava bem próxima ao SP, tornando assim, esse efeito
inevitável.
Já na figura (17.B) a ação de controle derivativa é incluída, fazendo com que,
caso a VP esteja aumentando rapidamente, ela reduz a VM proporcionalmente a essa
velocidade, antecipando a variação da VP, evitando assim o “overshoot” e as oscilações
no período transitório do processo.
3.1.4 SINTONIA PID
Finalmente, unindo as três técnicas obtemos o controle PID, que basicamente
falando, seria o controle básico proporcional, com a eliminação do erro com a ação
integral e a diminuição das oscilações com a derivativa, conforme a figura 18.
A única dificuldade é balancear a intensidade dessas três ações para que o
controlador se torne eficiente, esse ajuste é chamado de sintonia de controladores.
45
Figura 18 - Resposta típica de um sistema PID de malha fechada.
3.1.4.1.1 MÉTODOS DE SINTONIA
Existem diferentes métodos de sintonia como, por exemplo, “tentativa e erro”
(também chamado de “guess and check”) e Ziegler Nichols.
3.1.4.1.2 TENTATIVA E ERRO
Uma vez que o engenheiro/operador entende o significado de cada parâmetro de
ganho, este método se torna aplicável.
Nesse método I e D são definidos, inicialmente, como zero e o P é aumentado até a
saída começar a oscilar então o termo I é definido a fim de parar as oscilações,
reduzindo o erro de estado estacionário, mas aumentando o overshoot, só então é
acrescentada a componente D com objetivo de diminuir o overshoot, aumentando o
ganho e mantendo a estabilidade.
46
Um dos erros mais comuns é quando o usuário espera do sistema uma resposta que
ele não tem capacidade de atingir, independente do controlador, ou até quer alcançar
dois parâmetros conflitantes ao mesmo tempo.
Tabela 2 - O efeito de cada parâmetro PID sobre o processo.
Parâmetro Ao aumentar, o processo... Ao diminuir, o processo...
Pb
Torna-se mais lento.
Geralmente se torna mais estável ou
menos oscilante.
Tem menos overshoot.
Torna-se mais rápido
Fica mais instável ou mais
oscilante.
Tem mais overshoot
Ir
Torna-se mais rápido, atingindo
rapidamente o setpoint.
Fica mais instável ou mais oscilante
Tem mais overshoot
Torna-se mais lento, demorando
para atingir o setpoint.
Fica mais estável ou mais oscilante.
Tem menos overshoot
Dt Torna-se mais lento
Tem menos overshoot
Torna-se mais rápido
Tem mais overshoot
Tabela 3- Como melhorar o desempenho do processo.
47
3.1.4.1.3 ZIEGLER NICHOLS
O método Ziegler Nichols é outro método bastante popular para sintonia de
controladores. Neste método é aplicado degrau em malha aberta sobre o elemento final
de controle, através do ajuste manual do controlador e, em seguida, verifica-se a
resposta gerada pala variável medida, como visto na figura 19, daí então ajusta-se o
controlador a essa resposta.
Figura 19 - Sintonia Ziegler Nichols.
Considerando o seguinte processo:
A resposta da planta G(s) tem que gerar um gráfico que lembre um “S”, semelhante
a figura 20, caso isso não ocorra esse método não pode ser aplicado.
48
Figura 20 - Resposta ao degrau aplicado à válvula.
Obtidos os parâmetros de K, θ e τ, utiliza-se a tabela abaixo para sintonizar o
PID. Nesse caso objetivando-se alcançar um overshoot máximo de 25%.
Tabela 4- Representa a base de cálculo para encontrar os parâmetros iniciais de
sintonia do primeiro método de Ziegler-Nichols.
Control P Ti Td
P τ/(K⋅θ) - -
PI 0,9τ/(K⋅θ) 3,33θ -
PID 1,2τ/(K⋅θ) 2θ 0,5θ
3.2 CONTROLE POR BANDAS
As plantas de processamento primário de petróleo utilizam os separadores
gravitacionais tanto para separação bifásica como trifásica. Os controladores PID
usados no controle de nível desses vasos, tem como principal função manter a variável
controlada próxima ao setpoint desejável, consequentemente, apresenta a desvantagem
de repassar as oscilações de carga para a vazão de saída do separador. Portanto para
sistemas com pequenas variações de carga, o PID tem uma atuação satisfatória. Com a
49
maturação dos campos produtores de petróleo há um aumento da produção de água,
aumento da necessidade de utilização de métodos artificiais de elevação, como gás-lift,
e também a produção em lâminas d’água cada vez maiores, o que acaba contribuindo
para um regime de escoamento turbulento e em regime de golfadas.
Desta maneira, é desejável um algoritmo de controle que permita o amortecimento
das variações de carga nos separadores. Visando atender a essa demanda foi
desenvolvido o Controle por Bandas (NUNES,2004), cuja a ideia central é permitir
oscilações de nível dentro de uma faixa, não ultrapassando os limites operacionais do
vaso, pois quanto mais livre para oscilar estiver a variável controlada, nesse caso o nível
do separador, maior será a estabilidade da vazão de saída, evitando perdas de produção
de óleo, objetivo principal desse controle.
O controle por bandas propõe uma sintonia mais lenta para o controlador, ou seja,
com pouca ação sobre a válvula de controle, quando o nível estiver dentro da faixa
determinada e quando o nível estiver fora da faixa, o controlador assumirá uma sintonia
mais agressiva, garantindo o retorno do nível para dentro da faixa. A transição entre as
sintonias deve ser suave a fim de evitar alterações bruscas de nível e vazão.
O controle por bandas é um algoritmo de controle avançado que analisa as
condições do processo com base no nível dos vasos e na banda e assim, calcula uma
sintonia adequada para o PID, como a figura 21 a seguir.
50
Figura 21 - Fluxograma do controle por bandas.
.
No fluxograma podemos acompanhar o funcionamento do controle por bandas.
Primeiramente é definido o limite de trabalho do nível, uma vez definido, podemos
calcular uma sintonia para o controlador que manipule a válvula de nível suavemente e
consequentemente suavizando a vazão de saída.
Os limites de excursão denominam-se bandas, um segundo valor que representa
exatamente metade do valor da banda denomina-se meia-banda. Esses valores tem
função importante no funcionamento do controle. Servem para medir o grau de
perturbação do processo.
51
Figura 22 - Banda e Meia- Banda.
As setas na figura acima representam a ação de controle por bandas em cada
região. As setas vermelhas indicam a violação da banda sendo necessário aumentar o
grau de perturbação do processo, ou seja, uma sintonia mais agressiva é exigida no
controlador. As setas verdes indicam que o nível está sobre o setpoint ou abaixo ou
acima da meia banda sendo necessário diminuir o grau de perturbação do sistema,
aplicando uma sintonia mais lenta no controlador PID.
3.2.1 PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS DO ALGORITMO DE
CONTROLE
Diagnóstico de violação da banda: Para a violação da banda ser reconhecida é
necessário que o nível permaneça por um tempo acima do limite da banda. Isso pode ser
feito utilizando um filtro de 1ºordem que elimina pequenas flutuações. Em seguida é
feita a comparação entre o valor da banda e o valor do sinal filtrado. Com isso o
controlador não altera sua sintonia se o tempo acima da banda for muito pequeno.
52
Temporização das mudanças de sintonia: Para ocorrer as mudanças na
sintonia do controlador, um contador/temporizador é usado evitando alterações
sucessivas na sintonia.
Equações de Zak Friedman: Quando o diagnóstico reconhece uma violação da
banda, calcula-se uma nova sintonia baseada no método proposto por Zak Friedman
para vasos de grande capacidade:
Kp = Perturbação
Banda
Ti = 4 x Volume
Perturbação x Qmax
100
Perturbação é a medida de quanto a vazão de entrada do vaso está sendo
alterada, esse parâmetro é incrementado rapidamente a cada violação dos limites e
decrementado de forma lenta quando o nível tende ao setpoint do vaso. O volume é o
quanto de líquido está contido entre a banda e setpoint e o Qmax é uma constante,
como visto no esquema da figura 23. A banda é definida pelo operador ou engenheiro, o
volume é calculado em função da banda.
Cálculo do volume: Originalmente calculava-se o volume considerando a
geometria cilíndrica do vaso, mas optou-se por aproximar para a região de trabalho do
transmissor de nível.
Figura 23 - Diagrama de blocos do Controle por bandas.
53
4 SIMULAÇÃO E ANÁLISE DO CONTROLE PI E CONTROLE POR
BANDAS
A simulação feita foi em relação às duas estratégias de controle, Controle
Proporcional e Integral (PI) e o Controle por Bandas, visando obter resultados sobre a
eficácia, prós e contras de cada uma delas e em que situações seriam mais bem
aplicadas.
Para isso foi introduzido o tema com a descrição do sistema estudado em questão,
no caso controle de níveis de separadores em plataformas marítimas; para uma melhor
compreensão foi dada uma breve explicação sobre o assunto nos capítulos 1 e 2.
Após essa etapa foi explicitado como funcionam os dois tipo de controle, visando
um melhor entendimento sobre como se dá a estratégia de controle chamada de
Controle por Bandas, sendo implementado um projeto de simulação a partir das etapas
vistas na figura 24, visto que essa ainda não é muito comum, mas vem sendo largamente
implementada e tem gerado como resultado melhoras significativas tanto no controle,
quanto no aumento da vida útil de alguns equipamentos relacionados a esses sistemas.
54
Figura 24 - Fluxograma de um projeto de simulação.
4.1 FORMULAÇÃO DO PROJETO
4.1.1 MODELO
O modelo para o projeto em questão foi encontrado a partir do estudo de
Filgueiras, obtido após observação do comportamento dinâmico de um separador
55
trifásico sendo submetido a variações em degrau nas suas variáveis de entrada: aberturas
das válvulas de saída da fase aquosa,oleosa e gasosa, e vazão das fases líquidas da
alimentação (simulando golfadas).
G(s) = 203,61
25000s+1
4.1.2 SINTONIA
A sintonia foi feita pelo método de Ziegler Nichols, utilizando a curva de reação,
porém foram necessários pequenos ajustes por tentativa e erro, para que o controlador
atingisse um melhor rendimento.
4.2 IMPLEMENTAÇÃO
Para um melhor estudo desses tipos de controladores, achamos por bem fazer uma
simulação simplificada e verificar como funcionariam efetivamente tais controladores e
de acordo com os resultados, qual seria o mais satisfatório.
Para isso utilizamos o Matlab (MATrix LABoratory), que é um software de alta
performace destinado a cálculo numérico, processamento de sinais e plotagem de
gráficos, usando das ferramentas disponíveis para simulações, mas especificamente uma
delas chamada Simulink onde é possível criar, através de blocos configuráveis, um
controlador próximo ao real, com a vantagem de custo praticamente zero na fase de
desenvolvimento de novas tecnologias.
A partir daí, desenvolvemos duas simulações diferentes com os dois tipos de
controle utilizando tais ferramentas.
56
4.2.1 CONTROLE PI
Para o controle PI foram utilizados os seguintes blocos como visto na figura 25:
Step : Utilizado para dar degraus na variável de entrada para simular os distúrbios
que são variações de vazão, chamados golfadas, que ocorrem frequentemente em
poços de produção.
Sum: Faz o somatório da saída da variável de processo com o distúrbio provocado
pela variação de vazão do poço, simulando um descontrole no processo.
Transport Delay: Atrasa a variável de entrada sendo utilizado para criar um tempo
morto no processo.
Constant: Usado como setpoint, podendo ser colocado qualquer valor desejado.
PID Controller: Funciona como um controlador, que pode ser configurado com
qualquer ganho desejado nos parâmetros Proporcional, Integral e Derivativo.
Scope: Necessário para o monitoramento do processo e validação da simulação, já
que mostra as variáveis em gráficos em tempo real, tornando possível saber se está
atendendo a proposta simulada.
Storage Scope: Mostra um histórico da variável em questão, possibilitando a
comparação entre diferentes simulações.
Figura 25 - Projeto de um controlador PID.
57
Como mostra a figura 25, depois de organizados podemos fazer testes e observar
como se comporta essa planta, descrita em um dos blocos acima, com esse tipo de
controle.
4.2.2 CONTROLE POR BANDAS
Nesse tipo de controle são utilizados praticamente os mesmos blocos do controle
PID, como mostrado na figura 26, adicionando-se apenas dois diferentes, que serão
descritos abaixo:
Switch: É uma chave, que nesse caso está servindo para comutar de um controlador;
com para parâmetros mais agressivos, já que utiliza o coeficiente integral; para
outro; com parâmetros mais suaves, já que só apresenta o coeficiente proporcional.
Abs: Bloco absoluto, que funciona como um módulo, retirando somente o valor da
resposta, independente se ela é positiva ou negativa, colocado para quantificar se o
erro encontra-se dentro da banda ou não.
58
Figura 26 - Projeto de um Controlador por Bandas
Apesar de terem sido usados praticamente os mesmos recursos do Controlador PI,
esse tipo de controle apresenta ao invés de um controlador, dois. Sendo que um
funciona em uma determinada faixa, de acordo com a escolha do operador e as
necessidades do processo, e o segundo passa a controlar quando esse “limite” é
ultrapassado, tanto para menos quanto para mais.
4.3 TESTES E SIMULAÇÕES
Para efeito de simulação escolhemos alguns parâmetros aleatórios de setpoint e
step (que se comporta como um distúrbio), que serão detalhados abaixo junto com as
respostas de cada teste.
59
4.3.1 ANÁLISE COMPARATIVA DO CONTROLE PI E DO CONTROLE
POR BANDAS
Os gráficos das figura 27 e 28 são resultados das simulações feitas de acordo com
os dados abaixo:
Step 10%
Tempo 1500s
Setpoint 50%
Banda entre 40% e 60%
PI: P=0.5 I= 0.003
Bandas: P=0.5 I=0.003 / P=1
Figura 27 - Resposta da simulação utilizando controle PID.
60
Figura 28 - Resposta da simulação utilizando controle por bandas.
Como pode ser observado nos gráficos acima, o controlador PI, figura 27, se
comportou de forma a tentar trazer, o mais rápido possível, a variável para próximo do
setpoint, pode-se perceber esse efeito através dos picos gerados nos gráficos, que
indicam que após o descontrole o coeficiente integral “arrasta” a variável para perto do
valor desejado. No entanto, por conta, dessas alterações mais bruscas, ele acaba se
estabilizando um pouco acima do set.
O mesmo não ocorre com o controlador por bandas, figura 28, visto que o nível
varia mais livremente, porém é perceptível que a sintonia ainda não está adequada
apesar dos parâmetros terem sidos calculados a partir do método de Ziegler Nichols
para malha aberta, pois essa variação está ultrapassando muito facilmente os limites pré-
determinados, podendo causar um descontrole no processo.
Após alguns testes, foi constatado que a melhor sintonia para o controlador por
bandas é 0,8 no controlador puramente proporcional e 0,5 no coeficiente proporcional e
0,0003 no integral, no segundo controlador.
A seguir seguem os resultados do teste realizado após a nova sintonia mostrado
na figura 29:
61
Figura 29 - Resposta da simulação utilizando a nova sintonia do controle por
bandas.
Depois de ser re-sintonizado o controlador por bandas apresentou uma resposta
muito mais satisfatória, deixando o nível flutuar, porém dentro da banda.
Após os controladores terem sido sintonizados adequadamente, o teste foi
repetido, como mostrado nas figuras 30 e 31, para se verificar a eficiência de um em
relação ao outro.
Seguem abaixo os dados e resultados dessa nova simulação:
Step 20%
Tempo 1500s
Setpoint 50%
Banda entre 40% e 60%
PI: P=0.5 I= 0.003
Bandas: P=0.5 I=0.0003 / P=0.8
62
Figura 30 - Resposta da simulação utilizando controle PID.
Figura 31 - Resposta da simulação utilizando a nova sintonia do controle por
bandas.
De acordo com os gráficos acima, consegue-se perceber que a utilização de um
controlador PI em uma planta de processamento primário de petróleo pode não ser o
mais ideal, já que, como falado nos capítulos anteriores, os poços produtores de petróleo
geram frequentemente variações de vazão, conhecidas como golfadas. Assim quando o
distúrbio foi gerado nessa simulação a estratégia de controle, agiu de forma agressiva,
63
aumentando a intensidade de acordo com o tamanho da variação, para conseguir levar a
variável de processo de volta ao setpoint, causando, principalmente, um maior desgaste
em válvulas e oleodutos, diminuindo sua vida útil. Além disso, essas variações bruscas,
causadas pela abertura/fechamento rápido da válvula podem acarretar perdas na
produção, consequentemente, gerando grandes prejuízos.
Por isso vem sendo implementado em larga escala uma estratégia de controle
diferente, que é o foco do nosso estudo, o controle por bandas, visando minimizar esses
problemas, já que a variação do nível foi bem menos abrupta, aproveitando a
capacidade do vaso para amortecer essas grandes variações.
4.3.2 SIMULAÇÃO DE UM CONTROLADOR POR BANDAS
Como relatado anteriormente, a resposta da simulação utilizando um controlador
PI, não foi satisfatória pela performance apresentada no tempo de acomodação.
De forma que, buscando otimizar o processo, foi feita uma nova simulação de
forma simplificada, com um controlador por bandas, porém apenas com o conceito
principal dessa estratégia, que seria a possibilidade de comutar controladores diferentes
na tentativa de minimizar os problemas causados na simulação anterior.
Visando melhorar ainda mais a ação de controle desse controlador, o teste
seguinte, visto na figura 32, foi feito com uma banda menor (55% - 45%), buscando um
nível mais próximo do setpoint e mostrando, também, a possibilidade de adequação
desse controle ao processo sempre que o operador julgar necessário.
64
Figura 32 - Resposta da simulação utilizando uma banda menor.
Continuamos os testes do controlador por bandas só que agora foram utilizados
quatro distúrbios, ao invés de dois, usando os dados abaixo:
Step -10
Step 15
Tempo 1500s
Setpoint 50
Banda entre 45% e 55%
Bandas: P=0.5 I= 0.0003/ P=0.8
65
Figura 333 - Resposta da simulação utilizando quatro distúrbios.
Concluimos que nesse teste, figura 34, foram acrescentados mais dois distúrbios,
na intenção de chegar mais próximo da realidade, nesse caso como o tamanho e o
momento dos distúrbios foram diferentes, podemos perceber no gráfico que mesmo
nessa situação, o controlador tenta manter a variável dentro da banda, porém pela
quantidade de distúrbios, a VP acaba ultrapassando os limites, tanto superiores quanto
inferiores, mas logo retornando para dentro da faixa desejada.
No próximo teste foram utilizados seis distúrbios, ou seja, dois a mais que o
anterior, usando os dados abaixo:
Step -5
Step 10
Step 15
Tempo 1500s
Setpoint 50
Bandas: P=0.5 I= 0.0003/ P=0.8
66
Figura 344 - Resposta da simulação utilizando seis distúrbios.
Nesse teste, figura 38, foram adicionados ainda mais dois distúrbios, além dos
quatro posteriores, para que se aproxime ainda mais de uma situação real, onde as
golfadas se dão em momentos aleatórios e com intensidades inesperadas. Dessa forma,
com essas variações a mais tivemos a oportunidade de observar como se comporta o
controlado que após o primeiro distúrbio tendeu a trazer a VP de volta para dentro da
faixa, porém, logo em seguida foi criado um novo distúrbio, dessa vez negativo, como
pode ser observado no gráfico, e após mais um positivo, fazendo com que o controlador
não conseguisse fixar a variável próximo a banda, fazendo então com que o segundo
controlador assumisse o comando, o controlador com ação proporcional e integral,
agindo de forma mais agressiva para evitar um descontrole total do processo e trazendo
a variável mais rapidamente para dentro da banda, que ao ser alcançada, torna a comutar
o controlador, voltando para o controle puramente proporcional e permitindo que essa
variável flutue dentro da banda, sem, necessariamente, estar sobre o setpoint,
Nesse caso o teste, figura 35, foi feito com steps menores, visto que quando
estão em um mesmo manifold de produção, os poços tentem a regular suas pressões em
função dos outros, assim quando ocorre uma golfada em um desses poços, essa variação
não chega a amplitudes muito grandes por conta dos outros poços.
67
4.4 ANÁLISE DE UM CASO REAL DE UMA PLANTA DE PROCESSAMENTO
PRIMÁRIO DE ÓLEO UTILIZANDO CONTROLE POR BANDAS
O vaso separador atmosférico (Surge) da Plataforma P-07 foi escolhido como
objeto de estudo para demonstração de aplicabilidade e desempenho do controle por
bandas.
Para essa demonstração foram efetuadas simulações no Simulink do MATLAB,
mesma ferramenta utilizada nos testes que realizamos, sendo esse muito mais próximo à
realidade, visto que foi um estudo realizado para fins de implementação real,
diferentemente do nosso objetivo.
Para realizar essa simulação foram feitas medições de nível e vazão de saída do
Surge, com frequência de amostragem de 6s, como mostrado no gráfico da figura 36.
Figura 35 - Gráfico Vazão de saída do Surge x Tempo – Controle PID.
68
Já no gráfico abaixo foi adotado o controle por bandas, sendo utilizado dentro da
banda um controlador puramente proporcional (P=0,48) e fora da banda um controlador
PI (P= 0,67 e I= 0,001).
Assim pode-se observar que uma filtragem muito boa da carga, como figura 37,
mantendo o nível dentro da faixa aceitável e, consequentemente, mantendo a vazão de
saída menos oscilante, já que com esse tipo de controle o nível pode flutuar para que a
saída fique mais constante.
Figura 36 - Gráficos de nível x h e vazão x h
Dessa forma, como a variável controlada permanece dentro da banda, fica
demostrado a capacidade de estabilização dessa estratégia de controle, podendo a faixa
de trabalho variar para cima ou para baixo ou até mesmo sua amplitude, atendendo as
necessidades de cada processo.
69
5 CONCLUSÃO
A partir do estudo do controle por bandas e todas as suas característica, foi possível
implementar um modelo simplificado, para fins de estudo, com a utilização do
Simulink, ferramenta pertercente ao MATLAB.
Dessa forma foi possível, comparar de forma generalizada, sem ser tão fiel a
realidade, que o controle PID tem uma ação mais intensa, mais agressiva, se pode-se
assim chamar diante do controle por bandas, já que no primeiro a todo momento conta
com o coeficiente proporcional, que tenta sempre diminuir o erro de regime permanente
e trazer a VP para o setpoint, fazendo com que o nível tenha poucas variações, porém,
por esse motivo também, causando mais desgastes em válvulas e equipamentos
adjacentos, pois para que esse nível se mantenha é necessário um esforço maior desses
equipamentos.
Já o controle por bandas permite que esse nivel varie mais livremente, dentro de
uma faixa segura, obviamente, só assumindo uma ação mais incisiva se esses limites,
que podem ser tanto superiores quanto inferiores, forem ultrapassados.
Assim, otimiza o processo e miniminiza perdas e prejuízos, já que além de
aumentar a vida útil dos sistemas por provocar um desgastes menor e menos gastos
com manutenções, não repassa para as bombas de exportação e para os óleodutos
variações bruscas, melhorando assim o fluxo e o diminuindo o esforço sofrido por eles.
E ainda, os custos para implatação desse sistema são aceitáveis, já que essa
modificação é feita no software do clp, causando apenas pequenos transtornos como a
adequação dos sistemas supervisórios e clp e o treinamento dos operadores quanto a
nova tecnologia.
70
SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS
A partir do estudo do controle por bandas e todas as suas característica, foi possível
implementar um modelo simplificado, para fins de estudo, com a utilização do
Simulink, ferramenta pertercente ao MATLAB.
Dessa forma foi possível, comparar de forma generalizada, sem ser tão fiel a
realidade, que o controle PID tem uma ação mais intensa, mais agressiva, se pode-se
assim chamar diante do controle por bandas, já que no primeiro a todo momento conta
com o coeficiente proporcional, que tenta sempre diminuir o erro de regime permanente
e trazer a VP para o setpoint, fazendo com que o nível tenha poucas variações, porém,
por esse motivo também, causando mais desgastes em válvulas e equipamentos
adjacentos, pois para que esse nível se mantenha é necessário um esforço maior desses
equipamentos.
Já o controle por bandas permite que esse nivel varie mais livremente, dentro de
uma faixa segura, obviamente, só assumindo uma ação mais incisiva se esses limites,
que podem ser tanto superiores quanto inferiores, forem ultrapassados.
Assim, otimiza o processo e miniminiza perdas e prejuízos, já que além de
aumentar a vida útil dos sistemas por provocar um desgastes menor e menos gastos
com manutenções, não repassa para as bombas de exportação e para os óleodutos
variações bruscas, melhorando assim o fluxo e o diminuindo o esforço sofrido por eles.
E ainda, os custos para implatação desse sistema são aceitáveis, já que essa
modificação é feita no software do clp, causando apenas pequenos transtornos como a
adequação dos sistemas supervisórios e clp e o treinamento dos operadores quanto a
nova tecnologia.
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REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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72
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