Instrumentação

12a edição

Marco Antônio Ribeiro

Instrumentação

12a edição

Marco Antônio Ribeiro

Dedicado a Marcelina e Arthur, meus pais, sem os quais este trabalho não teria sido possível, em todos os sentidos.

Quem pensa claramente e domina a fundo aquilo de que fala, exprime-se

claramente e de modo compreensível. Quem se exprime de modo obscuro e pretensioso mostra logo que não entende muito bem o assunto em questão ou então, que tem razão para evitar falar claramente (Rosa Luxemburg)

© 1978, 1982, 1986, 1989, 1992, 1995, 1997, 1999, 2002, 2004, 2005 - Tek Treinamento & Consultoria Ltda. Salvador, Verão 2005

Prefácio

Qualquer planta nova, bem projetada para produzir determinado produto, sempre requer sistemas de instrumentação para fazer a medição, controle, monitoração e alarme das variáveis. A escolha correta dos sistemas pode ser a diferença entre sucesso e fracasso para uma unidade, planta ou toda a companhia. Também, como há uma rápida evolução das tecnologias e conseqüente obsolescência, periodicamente toda planta requer ampliações e modificações radicais que incluem a atualização dos seus instrumentos e seus sistemas de controle.

Assim, técnicos e engenheiros que trabalham com o projeto, especificação, operação e manutenção de plantas de processo devem estar atualizados com a instrumentação e as recentes tecnologias envolvidas. O presente trabalho foi escrito como suporte de um curso ministrado a engenheiros e técnicos ligados, de algum modo, a estas atividades. Este trabalho de Instrumentação e um outro de Controle de processo constituem um conjunto completo para estudo e consulta.

Neste trabalho, dá-se ênfase aos equipamentos e instrumentos e são apresentados três grandes temas: Fundamentos, Instrumentos e Medição das Variáveis.

Na primeira parte, de Fundamentos de Instrumentação, são apresentados os conceitos relacionados com Instrumentação e Petróleo, Símbolos e Identificação dos instrumentos analógicos e digitais; vistos os instrumentos sob a óptica de Sistemas; mostradas a evolução e as ondas da instrumentação.

Na parte de Funções de instrumentos, são estudados individualmente os instrumentos, tais como sensor, transmissor, condicionador de sinal, indicador, registrador, totalizador, controlador e válvula de controle. São apresentados os parâmetros para a Especificação correta do instrumento individual, considerando o processo, ambiente, risco e corrosão.

Finalmente na terceira parte, são mostradas as tecnologias empregadas para medir as principais Variáveis de Processo, como Pressão, Temperatura, Vazão e Nível, que são as variáveis mais encontradas nas indústrias químicas, petroquímicas e de petróleo.

Sugestões e críticas, principalmente as destrutivas são benvidas para o contínuo melhoramento do trabalho, no endereço: Rua Carmen Miranda 52, A 903, CEP 41820-230, Fone (071) 452-3195 e Fax (071) 452-4286 e no e-mail: marcotek@uol.com.br .

Marco Antônio Ribeiro Salvador, verão 2005

Autor Marco Antônio Ribeiro se formou no ITA, em 1969, em Engenharia de

Eletrônica blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá.

Durante quase 14 anos foi Gerente Regional da Foxboro, em Salvador, BA, período da implantação do polo petroquímico de Camaçari blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá.

Fez vários cursos no exterior e possui dezenas de artigos publicados nas áreas de Instrumentação, Controle de Processo, Automação, Segurança, Vazão e Metrologia e Incerteza na Medição blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá.

Desde 1987, é diretor da Tek Treinamento & Consultoria Ltda. blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, blablablá, firma que presta serviços nas áreas de Instrumentação e Controle de Processo.

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Conteúdo

AUTOR ............................................................. 2

CONTEÚDO.......................................................... I

1. INSTRUMENTAÇÃO E PETROLEO................. 1 1. INSTRUMENTAÇÃO....................................... 1

1.1. Conceito e aplicações........................ 1 1.2. Disciplinas relacionadas .................... 2 1.3. Vantagens e Aplicações .................... 2

Qualidade do Produto .................................. 3 Quantidade do Produto................................ 3 Economia do Processo ................................ 3 Ecologia ....................................................... 4 Segurança da Planta ................................... 4 Proteção do Processo.................................. 4

2. AUTOMAÇÃO ............................................... 5 2.1. Conceito ............................................. 5 2.2. Automação e mão de obra................. 5 2.3. Automação e controle ........................ 6 2.4. Graus de Automação ......................... 6

Ferramentas manuais .................................. 6 Ferramentas acionadas ............................... 6 Quantificação da energia ............................. 6 Controle programado ................................... 6 Controle com realimentação negativa.......... 7 Controle da máquina com cálculo................ 7 Controle lógico da máquina ......................... 7 Controle Adaptativo ..................................... 7 Controle indutivo .......................................... 7 Máquina criativa........................................... 7 Aprendendo pela máquina ........................... 7

3. MEDIÇÃO DE PETRÓLEO .............................. 8 3.1. Introdução .......................................... 8 3.2. Teste de poço .................................... 8 3.3. Tanques de armazenamento ............. 8 3.4. Arqueamento de tanques................... 9 3.5. Medição manual da quantidade e qualidade de petróleo.............................. 10 3.6. Questões de segurança................... 10 3.7. Medição e análises .......................... 10 3.8. Transferência de custódia automática................................................................ 11 3.9. Do tanque para o medidor ............... 12 3.10. Do medidor em diante.................... 13 3.11. Calibração do medidor................... 13

4. GASODUTO ............................................... 15 4.1. Introdução ........................................ 15 4.2. Sistema de Monitoração .................. 15 4.3. Sistema de anticorrosão .................. 15 4.4. Válvulas de Bloqueio........................ 15 4.5. Automação e Controle ..................... 15

4.6. Atividades no gasoduto ................... 16 4.7. Operação do Gasoduto ................... 16

Condições de operação.............................. 17 Exigências gerais de operação .................. 17 Exigências gerais do equipamento............. 17

5. CITY GATE................................................ 18 5.1. Introdução........................................ 18 5.2. Filtragem.......................................... 18 5.3. Aquecimento.................................... 18 5.4. Sistema de controle e limitação de pressão ................................................... 19 5.5. Medição da vazão............................ 19 5.6. Suprimento de gás para equipamentos e instrumentação. ................................... 19 5.7. Sistema de controle local................. 19

Controle de processo ................................. 19 Segurança e continuidade operacional ...... 20

5.8. Ligação com o sistema supervisório 20 2. SÍMBOLOS E IDENTIFICAÇÃO ................... 21

1. INTRODUÇÃO ............................................ 21 2. APLICAÇÕES ............................................. 21 3. ROTEIRO DA IDENTIFICAÇÃO ...................... 21

3.1. Geral ................................................ 21 3.2. Tag completo típico ......................... 21 3.3. Identificação funcional ..................... 21 3.4. Identificação da malha..................... 22 TE-301 .................................................... 22 TIC-301-E ............................................... 22

4. SIMBOLOGIA DE INSTRUMENTOS ................ 22 4.3. Linhas entre os Instrumentos .......... 25 4.4. Balão do Instrumento....................... 25 4.1. Parâmetros do Símbolo ................... 31 4.2. Alimentação dos instrumentos......... 31

5. MALHA DE CONTROLE................................ 31 6. SISTEMAS COMPLETOS.............................. 32

3. INSTRUMENTOS......................................... 35 1. CLASSES DE INSTRUMENTOS ..................... 35 2. MANUAL E AUTOMÁTICO ............................ 35 3. ALIMENTAÇÃO DOS INSTRUMENTOS ........... 35 4. PNEUMÁTICO OU ELETRÔNICO................... 36

4.1. Instrumento pneumático .................. 36 4.2. Instrumento eletrônico ..................... 37

5. ANALÓGICO OU DIGITAL............................. 38 5.1. Sinal ................................................. 38 5.2. Display ............................................. 38 5.3. Tecnologia ....................................... 38 5.4. Função Matemática ......................... 39 5.5. Comparação Analógica Versus 39 5.6. Burro ou inteligente.......................... 40

Introdução

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5.7. Campo ou sala de controle .............. 41 Instrumento de campo ............................... 41 Instrumentos montados na sala ................. 42

8. MODULAR OU INTEGRAL............................. 43 8.1. Painel de leitura ............................... 44 8.2. Armário de instrumentos cegos ....... 45 8.3. Dedicado ou compartilhado ............. 45 8.4. Centralizado ou distribuído .............. 46

11. REAL OU VIRTUAL ................................... 46 11.1. Instrumento real ............................. 46 11.2. Instrumento virtual.......................... 47 11.3. Controlador virtual comercial ......... 47

Face frontal do controlador ........................ 48 Ação Automática ou Manual ...................... 48 Ponto de ajuste Remoto ou Local .............. 49 Sintonia do Controlador ............................. 50 Tela de ajuda ............................................. 50 Janelas de modificação de ajustes ............ 50

4. SISTEMAS DIGITAIS................................... 51 1. INTRODUÇÃO............................................. 51 2. SISTEMA DIGITAL DE CONTROLE DISTRIBUÍDO (SDCD) ....................................................... 51

2.1. Introdução ........................................ 51 2.2. Emerson........................................... 52 2.3. Foxboro ............................................ 53 2.4. Yokogawa ........................................ 54

3. CONTROLADOR LÓGICO PROGRAMÁVEL (CLP).................................................................... 54

3.1. Conceito ........................................... 54 3.2. Construção....................................... 55 3.3. Operação do CLP ............................ 55 3.4. Varredura do CLP ............................ 56 3.5. Capacidade do CLP......................... 56 3.6. Configuração de CLP....................... 56 3.7. Equipamentos associados ............... 58 3.8. Dimensionamento do CLP ............... 58 3.9. Comunicação de dados ................... 58 3.10. Terminal de programação.............. 58 3.11. Sistema de Comunicação .............. 59

4. CONTROLE SUPERVISÓRIO E AQUISIÇÃO DE DADOS (SCADA).......................................... 59

4.1. Introdução ........................................ 59 4.2. Equipamento (Hardware)................. 61 4.3. Programa Aplicativo (Software) ....... 62

5. PROTOCOLOS DE COMUNICAÇÃO................ 63 5.1. Introdução ........................................ 63 5.2. Protocolo HART ............................... 64

Conceito..................................................... 64 Vantagens.................................................. 64 Método de operação .................................. 64 Ponto a ponto............................................. 65 Multidrop .................................................... 65 Camada física HART ................................. 65 Terminal portátil ......................................... 65

5.3. Fieldbus Foundation ........................ 66 Conceito..................................................... 66 Benefícios de instalação ............................ 66 Benefícios da operação ............................. 66 Benefícios da manutenção......................... 66 Interoperabilidade e intercambiabilidade ... 68 Diferenças no Fieldbus .............................. 68

Camadas do FF.......................................... 68 Blocos do FF .............................................. 68 Fieldbus Foundation................................... 70

6. INTEGRAÇÃO DE SISTEMAS........................ 71 6.1. Cenário da planta ............................ 71 6.2. Conceito de Integração.................... 71 6.3. Pirâmide da interoperabilidade........ 71 6.4. Parâmetros da integração ............... 72

Equipamentos ............................................ 72 Interface ..................................................... 73 Protocolo .................................................... 73 Base de dados ........................................... 73 Comunicação ............................................. 73

6.5. Como integrar .................................. 74 Componentes de sistema de automação ... 74

5. FUNÇÕES DE INSTRUMENTOS................... 75 OBJETIVOS DE ENSINO.................................. 75 1. INSTRUMENTOS DE MEDIÇÃO..................... 75

1.1. Introdução........................................ 75 1.2. Controle ........................................... 75 1.3. Monitoração ..................................... 76 1.4. Alarme.............................................. 76

2. ESTAÇÃO DE MEDIÇÃO (EMED) ................ 76 2.1. EMED............................................... 76 2.2. Instrumentos de gasoduto ............... 79

3. TRANSMISSOR .......................................... 79 3.1. Introdução........................................ 79 3.2. Justificativas do Transmissor........... 80 3.3. Terminologia .................................... 80

Elemento sensor ........................................ 80 Transmissor................................................ 80 Transmissor sabido (smart)........................ 81 Transmissor inteligente .............................. 81 Transdutor .................................................. 81 Conversor................................................... 81

3.4. Transmissão do sinal....................... 82 Sinal pneumático........................................ 82

3.5. Sinais padrão de transmissão ......... 82 Sinal eletrônico........................................... 82 Relação 5:1 ................................................ 83 Zero vivo..................................................... 83

3.6. Transmissor eletrônico .................... 83 Transmissor capacitivo............................... 83 Transmissor com sensor a CI..................... 84 Transmissor com sensor piezoelétrico ....... 85

3.7. Transmissor analógico..................... 85 3.8. Transmissor inteligente digital ......... 86 3.9. Transmissor híbrido ......................... 86 3.10. Especificação................................. 87 3.11. Instalação....................................... 87 3.12. Operação ....................................... 87 3.13. Calibração...................................... 88

Ambiente .................................................... 88 Procedimento ............................................. 88 Padrões ...................................................... 88 Técnico treinado......................................... 88 Registro ...................................................... 88 Prazo de validade....................................... 88 Realização.................................................. 89

Introdução

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4. INDICADOR................................................ 90 4.1. Conceito ........................................... 90 4.2. Variável Medida ............................... 90 4.3. Local de Montagem.......................... 90 4.4. Tipo da Indicação............................. 91 4.5. Rangeabilidade da Indicação........... 92 4.6. Associação a Outra Função............. 93 4.7. Serviços Associados........................ 93

5. REGISTRADOR .......................................... 93 5.1. Introdução ........................................ 93 5.2. Topografia ........................................ 93 5.3. Acionamento do Gráfico .................. 94 5.4. Penas ............................................... 94 5.5. Gráficos............................................ 95 5.6. Serviços Associados........................ 96

6. PLANÍMETRO............................................. 96 6.1. Histórico ........................................... 96 6.2. Cálculo matemático.......................... 97 6.3. Método do corte e peso ................... 97 6.4. Método do planímetro ...................... 97 6.5. Gráficos Circulares Uniformes ......... 97

7. COMPUTADOR DE VAZÃO........................... 98 7.1. Conceito ........................................... 98 7.2. Linearização da Vazão .................... 98

Introdução .................................................. 98 Medidores Lineares e Não-lineares ........... 99

7.3. Compensação.................................. 99 Introdução .................................................. 99 Condições normal, padrão e real ..............100 Compensação da Temperatura de Líquidos..................................................................101 Pressão e Temperatura ............................101

7.4. Totalização da Vazão .................... 102 7.5. Programáveis ................................. 103 7.6. Dedicado ........................................ 103 7.7. Aplicações Clássicas ..................... 104

Vazão de líquido .......................................104 Vazão de gás com compensação .............104 Sistema com 2 transmissores e uma placa..................................................................105 Vazão de massa de gás............................105

7.8. Seleção do Computador ................ 105 7.9. Floboss ®....................................... 106 7.10. Computador com cromatógrafo ... 106 7.8. Computador para gás .................... 107

Introdução .................................................107 Registros históricos para auditoria............108 Cálculo do valor de aquecimento..............108 Documentação técnica .............................109 Condições do sitio.....................................109

8. VÁLVULA DE CONTROLE .......................... 110 8.1. Introdução ...................................... 110 8.2. Elemento Final de Controle ........... 110 8.3. Válvula de Controle........................ 111 8.4. Corpo ............................................. 111

Conceito....................................................111 Sede .........................................................111 Plug...........................................................111 Materiais ...................................................112 Conexões Terminais .................................112

8.5. Castelo ........................................... 112

8.6. Atuador .......................................... 113 Operação Manual ou Automática ............. 113 Atuador Pneumático................................. 113 Ações do Atuador..................................... 114 Escolha da Ação ...................................... 114 Mudança da Ação .................................... 115 Dimensionamento do Atuador .................. 115 Atuador e outro Elemento Final................ 115

8.7. Acessórios ..................................... 115 Volante ..................................................... 115 Posicionador............................................. 116 Booster ..................................................... 117

8.8. Característica da Válvula............... 117 Conceito ................................................... 117 Característica de Igual Percentagem ....... 118 Característica Linear ................................ 118 Característica de Abertura Rápida ........... 118 Característica Instalada............................ 118 Escolha de Características....................... 119

8.9. Operação da Válvula ..................... 120 Aplicação da Válvula ................................ 120 Desempenho ............................................ 120 Rangeabilidade ........................................ 120

8.10. Vedação e Estanqueidade........... 121 Classificação ............................................ 121 Fatores do Vazamento ............................. 121 Válvulas de Bloqueio................................ 122

8.11. Dimensionamento........................ 122 Filosofia .................................................... 122 Válvulas para Líquidos ............................. 122 Válvulas para Gases ................................ 123 Queda de Pressão na Válvula.................. 123

8.12. Instalação..................................... 124 Introdução ................................................ 124 Localização da Válvula............................. 124 Cuidados Antes da Instalação.................. 124 Tensões da Tabulação............................. 124 Redutores................................................. 124 Instalação da Válvula ............................... 124

6. ESPECIFICAÇÃO DO INSTRUMENTO ....... 125 1. INFORMAÇÃO DO PRODUTO ..................... 125

1.1. Propriedade (feature)..................... 125 1.2. Especificação................................. 125 1.3. Característica................................. 125

2. PROPRIEDADES DO INSTRUMENTO ........... 126 2.1. Funcionalidade .............................. 126

Capacidade .............................................. 126 Operabilidade ........................................... 126 Compatibilidade........................................ 126 Padronização ........................................... 126 Flexibilidade ............................................. 127 Configurabilidade ..................................... 127 Intercambiabilidade .................................. 128 Interoperabilidade..................................... 128 Seletividade.............................................. 128

2.2. Estabilidade ................................... 129 2.3. Integridade..................................... 129

Conceitos ................................................. 129 Classificação Mecânica ............................ 131 Norma NBR-IEC....................................... 131 Norma NEMA ........................................... 132

2.4. Robustez........................................ 133

Introdução

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2.5. Confiabilidade ................................ 133 Conceitos ..................................................133 Confiabilidade e aceitação ........................133 Confiabilidade e falhas..............................134 Confiabilidade e tipo de instrumentos .......134 Confiabilidade e condições ambientais .....135 Quantificação da confiabilidade ................135 Número de componentes da malha ..........135 Confiabilidade e redundância....................135

2.6. Disponibilidade............................... 137 2.7. Calibração ...................................... 137 2.8. Manutenção .................................. 138 2.9. Resposta dinâmica......................... 139

3. ESPECIFICAÇÕES DO INSTRUMENTO ......... 140 3.1. Especificações de Operação ......... 140 3.2. Especificação de desempenho ...... 141

Introdução .................................................141 Exatidão....................................................141 Precisão....................................................141 Exatidão e Precisão ..................................143 Precisão estática e dinâmica ....................143 Especificação da precisão ........................143 Especificação do catálogo do fabricante...144 Comparação da precisão..........................144 Parâmetros da precisão............................144 Linearidade ...............................................144 repetitividade.............................................145 Reprodutibilidade ......................................146 Sensitividade.............................................146 Resolução .................................................146 Quantização..............................................147 Banda Morta .............................................148 Rangeabilidade .........................................148 Histerese...................................................149

3.3. Especificações funcionais.............. 149 3.4. Especificações físicas.................... 150

Plaqueta de identificação..........................150 Proteção contra o ambiente ......................150 Materiais ...................................................150

3.5. Especificação de segurança .......... 151 Segurança.................................................151 Segurança e saúde...................................151 Classificação de Área ...............................152 Instrumento Elétrico ..................................152 Classificação de Temperatura ..................153 Certificação da Classificação Elétrica .......153 Classes de proteção .................................154 Prova de explosão ou prova de chama.....154 Purga ou pressurização ............................154 Segurança intrínseca ................................155 Não acendível e outros .............................155 Critérios da classificação elétrica..............156

4. CORROSÃO DOS INSTRUMENTOS.............. 158 4.1. Tipos de Corrosão.......................... 158 4.2. Corrosão nos instrumentos............ 158 4.3. Partes molhadas ............................ 158 4.4. Materiais de revestimento.............. 159 4.5. Partes expostas ao ambiente ........ 160 4.6. Instrumentos pneumáticos............. 160 4.7. Instrumentos eletrônicos................ 160 4.8. Processos Marginais...................... 161

Serviço com Oxigênio ...............................161 Serviço com Hidrogênio............................161 Serviço com Cloro.....................................162 Serviço com traços de enxofre..................162

7. VARIÁVEIS DO PROCESSO....................... 163 OBJETIVOS DE ENSINO................................ 163 1. INTRODUÇÃO .......................................... 163 2. CONCEITO .............................................. 163 3. FAIXA DAS VARIÁVEIS.............................. 164

3.1. Faixa e Amplitude de Faixa ........... 164 3.2. Limites de Faixa............................. 164 3.3. Faixa e Desempenho do Instrumento.............................................................. 164

4. PRESSÃO ............................................... 165 4.1. Definição........................................ 165 4.2. Unidades........................................ 165 4.3. Tipos .............................................. 166

Pressão manométrica .............................. 166 Pressão absoluta...................................... 166 Pressão atmosférica................................. 166 Pressão faixa composta ........................... 166 Pressão diferencial ................................... 166 Pressão dinâmica..................................... 166 Pressão estagnação................................. 166 Pressão estática....................................... 166 Pressão hidrostática................................. 166 Pressão de vapor ..................................... 166

4.4. Medição da pressão ...................... 167 4.5. Sensores Mecânicos ..................... 167

Tubo bourdon C ....................................... 167 Diafragma................................................. 168 Fole .......................................................... 169 Coluna Líquida ......................................... 169

4.6. Sensores Elétricos......................... 169 Cristal piezoelétrico .................................. 169 Strain gauge ............................................. 169

4.7. Selo de pressão............................. 170 4.8. Pressostato.................................... 170 4.9. Calibração da pressão................... 171

Bomba padrão de peso morto .................. 171 Coluna líquida em U................................. 171 Manômetro de precisão............................ 172

5. TEMPERATURA........................................ 173 5.1. Definições ...................................... 173 5.2. Unidades........................................ 173 5.3. Escalas .......................................... 174 5.4. Escala Prática Internacional de Temperatura (EPIT).............................. 174 # ............................................................ 175 5.5. Medição da Temperatura............... 176

Introdução ................................................ 176 Sensores .................................................. 176 Termômetros de vidro .............................. 177 Bimetal ..................................................... 178 Termômetros para city gate...................... 178

5.6. Termopar ....................................... 179 Princípio de funcionamento ...................... 179 Circuito de medição.................................. 179 Configurações .......................................... 179 Tipos de termopares ................................ 180 Vantagens e limitações ............................ 180 Calibração do termopar ............................ 181

5.7. Resistência detectora de temperatura (RTD) .................................................... 182

Princípio de funcionamento ...................... 182 Materiais da RTD ..................................... 182 Configurações .......................................... 183

Introdução

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5.8. Acessórios...................................... 184 Bulbo.........................................................184 Poço de temperatura ................................184

6. ANÁLISE POR CROMATOGRAFIA ................ 186 6.1. Introdução e Histórico .................... 186 6.2. Tipos de Cromatografia ................. 186 6.3. Cromatografia Gás-Líquido............ 187 6.4. Cromatógrafo para gás natural ...... 187

Composição do gás de entrada ................187 Condições de operação do gás: ...............187 Condições do abrigo .................................187

6.5. Cromatógrafo em linha .................. 187 8. NÍVEL........................................................ 189

1. Introdução ......................................... 189 Conceito de Nível......................................189 Unidades de Nível.....................................189 Medição de Nível ......................................189 Inventário ..................................................189 Transferência de custódia.........................189 Segurança.................................................190 Fornecimento consistente .........................190 Economia ..................................................190

2. MEDIÇÃO MANUAL................................... 191 Introdução ............................................. 191 Geral...................................................... 191 Fita de imersão ..................................... 191

Geral .........................................................191 Construção................................................191 Materiais ...................................................191 Revestimento ............................................192 Fixação .....................................................192 Dimensões ................................................192 Graduação ................................................192 Referência zero.........................................192 Precisão (erro máximo permissível)..........192 Marcação ..................................................193 Sistema de enrolamento ...........................193

Peso de imersão ................................... 193 Geral .........................................................193 Material .....................................................193 Construção................................................193 Massa .......................................................194 Precisão da graduação .............................194 Marcação de zero .....................................194 Marcação da escala..................................194 Marcação ..................................................194

Régua Ullage ........................................ 194 Geral .........................................................194 Material .....................................................194 Construção................................................194 Massa .......................................................194 Precisão da graduação .............................195 Marca de zero ...........................................196 Marcação da escala..................................196 Numeração ...............................................196 Marcação ..................................................196

Régua detectora de água ..................... 196 Geral .........................................................196 Material .....................................................196 Construção................................................196 Precisão da graduação .............................196 Marcas da escala......................................196 Marcação ..................................................196

3. MEDIÇÃO AUTOMÁTICA............................ 197

3.1. Introdução...................................... 197 3.2. Exigências metrológicas ................ 197

Componentes do medidor ........................ 197 Materiais................................................... 197 Instrumento de indicação ......................... 197 Erros máximos permissíveis..................... 197 Classe 2 ................................................... 197 Classe 3 ................................................... 197 Campo de operação................................. 198 Condições especiais ................................ 198 Equipamentos auxiliares .......................... 198 Marcações................................................ 198 Marcas de verificação .............................. 198 Selagem ................................................... 198

3.3. Exigências técnicas ....................... 199 Mecanismo de suspensão........................ 199 Posição estática ....................................... 199

3.4. Exigências da instalação ............... 199 3.5. Exigências para medidor eletrônico199

Geral ........................................................ 199 Facilidade de verificação.......................... 199

3.6. Controle metrológico...................... 200 Aplicação para aprovação de padrão....... 200 Avaliação do padrão................................. 200 Verificação inicial...................................... 200 Verificações subseqüentes....................... 201

3.7. Procedimentos de teste ................. 201 Testes de desempenho............................ 201 Precisão ................................................... 201 Discriminação........................................... 201 Histerese .................................................. 201 Instrumentos com mais de uma indicação201 Testes do fator de influência .................... 202 Temperaturas estáticas ............................ 202 Calor amortecido, estado de regime (não aplicável a equipamentos usados internamente) ........................................... 202 Calor amortecido, cíclico (não aplicável a equipamentos usados internamente) ....... 202 Variação da tensão de alimentação alternada................................................................. 202 Variação da tensão de alimentação contínua................................................................. 202

3.8. Testes adicionais ........................... 203 Geral ........................................................ 203 Reduções rápidas de alimentação ........... 203 Picos de tensão (burst)............................. 203 Severidade do teste: nível 2 ..................... 203 Descarga eletrostática.............................. 203 Severidade do teste: nível 4 ..................... 203 Campos de RF e eletromagnéticos .......... 203

3.9. Instalação e operação ................... 203 Precauções gerais.................................... 203 Precauções de segurança........................ 204

3.10. Seleção do medidor..................... 204 Geral ........................................................ 204 Mecânico ou elétrico ................................ 204 Medidor mecânico .................................... 204 Medidor elétrico........................................ 205 Parâmetros de seleção ............................ 205 Grau de precisão requerido...................... 205 Tolerância da precisão em termos de altura de líquido.................................................. 205 Características do produto ....................... 205 Número de tanques.................................. 205 Tipo do tanque ......................................... 205

Introdução

6

Uso de bóia...............................................205 Localização do medidor ............................205 Ponto de montagem..................................206 Medidores montados em tubos suportes ..206 Medidores montados na estrutura do tanque..................................................................206 Tanque com teto fixo ................................206 Tanque de teto flutuante ...........................207 Tanques com tampas flutuantes ...............207 Tanque de alta pressão ............................207

4. MEDIDORES DA ANP ............................... 209 4.1. Medidores aprovados .................... 209 4.2. Medidor com Bóia .......................... 209 4.3. Medição com Deslocador .............. 209

Deslocador fixo .........................................210 Deslocador móvel .....................................210

4.4. Medição com Radar....................... 211 Introdução .................................................211 Vantagens e desvantagens.......................212 Influência do vapor no radar .....................212

9. VAZÃO ...................................................... 213 1. INTRODUÇÃO........................................... 213 2. CONCEITO DE VAZÃO............................... 213 3. VAZÃO EM TUBULAÇÃO............................ 213 4. TIPOS DE VAZÃO ..................................... 214

Vazão Ideal ou Real.............................. 215 Vazão Laminar ou Turbulenta............... 215 Vazão Estável ou Instável..................... 216 Vazão Uniforme e Não Uniforme .......... 216 Vazão Volumétrica ou Mássica............. 217 Vazão Incompressível e Compressível. 217 Vazão Rotacional e Irrotacional ............ 218 Vazão monofásica e bifásica ................ 218 Vazão Crítica......................................... 219

5. PERFIL DA VELOCIDADE........................... 220 6. SELEÇÃO DO MEDIDOR............................ 221

6.1. Sistema de Medição ...................... 221 6.2. Tipos de Medidores........................ 221

Quantidade ou Vazão Instantânea............222 Linear e não linear ....................................222 Diâmetros Totais e Parciais do Medidor ...222 Medidores Com e Sem Fator K.................222 Medidores volumétricos ou mássicos .......222 Energia Extrativa ou Aditiva ......................223

6.3. Parâmetros da Seleção ................. 223 Dados da Vazão .......................................223 Custo de Propriedade ...............................224 Função......................................................224 Desempenho.............................................224 Geometria .................................................225 Instalação..................................................225 Faixa de Medição......................................225 Fluido ........................................................225 Perda de Carga.........................................226 Tecnologia ................................................226

6.4. Medidores aprovados pela ANP .... 226 10. PLACA DE ORIFÍCIO ............................... 227

1. INTRODUÇÃO HISTÓRICA .......................... 227 2. PRINCÍPIO DE OPERAÇÃO E EQUAÇÕES.... 228 3. ELEMENTOS DOS SISTEMA....................... 229

3.1. Elemento Primário.......................... 230

3.2. Elemento Secundário .................... 230 4. PLACA DE ORIFÍCIO ................................. 230

4.1. Materiais da Placa ......................... 230 4.2. Geometria da Placa ....................... 230

Canto vivo (square edge) ......................... 231 Canto cônico e arredondado .................... 231 Orifício excêntrico e segmentado ............. 231 Orifício de restrição .................................. 231 Furo para condensado ou vapor .............. 231 Porta-placa ............................................... 232

4.3. Montagem da Placa....................... 232 4.4. Tomadas da Pressão Diferencial .. 233

Flange ...................................................... 233 Canto........................................................ 233 Raio.......................................................... 233 Vena contracta ......................................... 233 Tubo (Pipe)............................................... 234

4.5. Perda de Carga e Custo da Energia.............................................................. 234 4.6. Protusões e Cavidades.................. 235 4.7. Relações Matemáticas .................. 235

Precisão do sistema ................................. 235 Rangeabilidade do medidor...................... 235 Medição da vazão mássica ...................... 236 Influência do número de Reynolds ........... 236

4.8. Fatores de Correção...................... 236 Fator de descarga .................................... 236 Fator de expansão ................................... 237

4.9. Dimensionamento do β da Placa... 237 Filosofia de dimensionamento.................. 237 Parâmetros do dimensionamento da placa................................................................. 238 Passos da Dimensionamento................... 238

4.10. Sensores da Pressão Diferencial 239 Diafragma Sensor de Pressão Diferencial 239 Transmissor de Pressão Diferencial......... 240

11. TURBINA ................................................ 241 1. INTRODUÇÃO .......................................... 241 2. TIPOS DE TURBINAS ................................ 241

Turbina mecânica ................................. 241 3. TURBINA CONVENCIONAL ........................ 242

Princípio de Funcionamento ................. 242 Partes Constituintes.............................. 242

Corpo ....................................................... 242 Rotor ........................................................ 243 Mancais e Suportes.................................. 243 Mancal esférico ........................................ 243 Mancal cilindro ......................................... 243 Mancal pivô .............................................. 243 Materiais................................................... 244

Detectores da Velocidade Angular ....... 244 Detecção mecânica.................................. 244 Detecção eletromagnética........................ 244 Detecção com rádio freqüência................ 245

Classificação Elétrica............................ 245 Fluido Medido ....................................... 245

Turbina para gás ...................................... 245 Turbina para líquido ................................. 246

Características ...................................... 246 Faixa de vazão ......................................... 246 Sensitividade ............................................ 246 Queda de pressão.................................... 246

Condicionamento do Sinal.................... 246

Introdução

7

Desempenho......................................... 247 Repetitividade ...........................................247 Linearidade ...............................................247 Rangeabilidade .........................................248 Tempo de resposta ...................................248

Fatores de Influência............................. 248 Número de Reynolds ................................248 Viscosidade...............................................248 Densidade.................................................248 Instalação..................................................249 Cavitação ..................................................249 Perfil da velocidade...................................249 Erosão e desgaste ....................................249

Seleção da turbina ................................ 249 Fluidos medidos........................................249 Configuração e dimensões .......................249 Dimensões de montagem .........................249 Marcação ..................................................249 Dados do processo ...................................250

Dimensionamento ................................. 250 Considerações Ambientais ................... 250 Instalação da Turbina............................ 251 Operação .............................................. 251

Pressão do fluido ......................................251 Instalação elétrica .....................................251 Verificação do funcionamento mecânico ..251 Verificação do sinal induzido.....................252

Manutenção .......................................... 252 Calibração e Rastreabilidade................ 252 Cuidados e procedimentos ................... 253

Tubulação .................................................253 Válvula de controle de vazão ....................253 Fluido ........................................................253 Posição .....................................................253

Folha de Especificação: Medidor de Vazão Tipo Turbina .......................................... 254

12. DESLOCAMENTO POSITIVO ................... 255 1. INTRODUÇÃO........................................... 255 2. PRINCÍPIO DE OPERAÇÃO......................... 255 3. CARACTERÍSTICAS................................... 255 4. TIPOS DE MEDIDORES ............................. 257

Disco Nutante........................................ 257 Lâmina Rotatória................................... 257 Pistão Oscilatório .................................. 257 Pistão Reciprocante .............................. 258 Lóbulo Rotativo ..................................... 258 Medidor com Engrenagens Ovais......... 258

5. MEDIDORES PARA GASES ........................ 259 Aplicações............................................. 260 Calibração dos Medidores de Gases.... 260

6. VANTAGENS E DESVANTAGENS ................ 260 7. CONCLUSÃO ........................................... 261

13. MEDIDOR CORIOLIS .............................. 263 1. INTRODUÇÃO........................................... 263 2. EFEITO CORIOLIS .................................... 263 3. RELAÇÕES MATEMÁTICAS........................ 264 4. CALIBRAÇÃO ........................................... 264 5. MEDIDOR INDUSTRIAL.............................. 265 6. CARACTERÍSTICAS................................... 266 7. APLICAÇÕES ........................................... 266 8. CRITÉRIOS DE SELEÇÃO .......................... 266

9. LIMITAÇÕES ............................................ 266 10. CONCLUSÃO ......................................... 267

14. MEDIDOR ULTRA-SÔNICO ..................... 269 17.1. INTRODUÇÃO ..................................... 269 17.2. DIFERENÇA DE TEMPO ....................... 269 17.2. DIFERENÇA DE FREQÜÊNCIA............... 270 17.3. EFEITO DOPPLER............................... 270 17.4. RELAÇÃO MATEMÁTICA ...................... 270 17.5. REALIZAÇÃO DO MEDIDOR.................. 271 17.6. APLICAÇÕES ...................................... 271

Especificações...................................... 272 Conclusão ............................................. 272

15. UNIDADES SI ......................................... 273 1. INTRODUÇÃO .......................................... 273 2. QUANTIDADES DE BASE DO SI ................. 273 3. QUANTIDADES DERIVADAS ...................... 274 4. ESTILO E ESCRITA DO SI ......................... 278

4.1. Introdução...................................... 278 4.2. Maiúsculas ou Minúsculas............. 278

Nomes de Unidades................................. 278 Temperatura............................................. 278 Símbolos .................................................. 278 Letra romana para símbolos..................... 279 Nomes dos símbolos em letra minúscula . 279 Símbolos com duas letras ........................ 279 Uso do símbolo e do nome....................... 279 Símbolos em títulos.................................. 279 Símbolo e início de frase.......................... 279 Prefixos .................................................... 279

4.3. Pontuação...................................... 279 Ponto........................................................ 279 Marcador decimal..................................... 280

4.4. Plural.............................................. 280 Nomes das unidades com plural .............. 280 Aplicação.................................................. 280 Zero.......................................................... 280 Nomes das unidades sem plural .............. 280 Símbolos .................................................. 280 4.5. Agrupamento dos Dígitos .................. 280 Numerais .................................................. 280 Números de quatro dígitos ....................... 280 Tabelas..................................................... 281 Números especiais ................................... 281 Gráficos .................................................... 281

4.6. Espaçamentos ............................... 281 Múltiplos e submúltiplos ........................... 281 Valor da medição da unidade................... 281 Modificador da unidade ............................ 281 Produtos, quocientes e por....................... 282 Símbolos algébricos ................................. 282

4.7. Índices............................................ 282 Símbolos .................................................. 282 Nomes de unidades ................................. 282

4.8. Unidades Compostas .................... 282 4.9. Uso de Prefixo ............................... 283 4.10. Ângulo e Temperatura ................. 283 4.11. Modificadores de Símbolos ......... 284

16. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS............ 285

1

1. Instrumentação e Petroleo

1. Instrumentação

1.1. Conceito e aplicações A instrumentação é o ramo da engenharia

que trata de instrumentos industriais. Os enfoques da Instrumentação podem ser

de 1. Fabricação: construção de

componentes e instrumento 2. Projeto: detalhamento básico e

específico de sistemas equipamentos e instrumentos

3. Especificação: estabelecimento de características físicas, funcionais e de segurança dos instrumentos

4. Vendas: comercialização, marketing e promoção de instrumentos

5. Montagem: fixação correta dos instrumentos no local de trabalho, para que ele opere conforme o previsto

6. Operação: monitoração do desempenho do instrumento e atuação manual, quando necessário, para garantir segurança e eficiência

7. Manutenção dos instrumentos: reparo do instrumento quando inoperante, calibração e ajuste do instrumento quando o desempenho metrológico o exigir

As principais funções dos instrumentos são: 1. sensor: detecção da variável medida 2. Indicação: apresentação do valor

instantâneo da variável 3. Condicionamento do sinal: operação de

tornar mais amigável e tratável o sinal original

4. Registro: apresentação do valor histórico e em tempo real da variável.

5. Controle: garantir que o valor de uma variável permaneça igual, em torno ou próximo de um valor desejável

6. Alarme e intertravamento: geração de sinais para chamar a atenção do operador para condições que exijam

sua interferência ou para atuar automaticamente no processo para mantê-lo seguro

Fig. 1.1. Operador na área industrial As variáveis envolvidas incluem mas não

se limitam a 1. Pressão 2. Temperatura 3. Vazão 4. Nível 5. Análise Os instrumentos estão associados e

aplicados aos seguintes equipamentos: 1. Caldeira: equipamento para gerar vapor 2. Reator: equipamento onde se realiza

uma reação química ordenada 3. Compressor: equipamento para mover

gases 4. Bomba: equipamento para mover

líquidos 5. Coluna de destilação: equipamento

para separar diferentes produtos com diferentes pontos de ebulição

6. Forno: equipamento para aquecer algum produto

7. Refrigerador: equipamento para esfriar algum produto

Instrumentação

2

8. Condicionador de ar: equipamento para manter as condições do ar ambiente dentro de determinados limites

As indústrias que utilizam os instrumentos de medição e de controle do processo, de modo intensivo e extensivo são:

1. Química 2. Petroquímica 3. Refinaria de petróleo 4. Gás e óleo 5. Dutos e Terminais 6. Têxtil 7. Fertilizante 8. Papel e celulose 9. Alimentícia 10. Farmacêutica 11. Cimento 12. Siderúrgica 13. Mineração 14. Nuclear 15. Hidrelétrica 16. Termelétrica 17. Tratamento d'água e de efluentes

1.2. Disciplinas relacionadas O projeto completo do sistema de controle

de um processo envolve vários procedimentos e exige os conhecimentos dos mais diversos campos da engenharia, tais como:

1. Mecânica dos fluidos, para a especificação de bombas, dimensionamento de tubulações, disposição de bandejas da coluna de destilação, dimensionamento de trocadores de calor, especificação de bombas e compressores.

2. Transferência de calor, para a determinação da remoção do calor dos reatores químicos, pré-aquecedores, caldeiras de recuperação e dimensionamento de condensadores.

3. Cinética das reações químicas, para o dimensionamento dos reatores, escolha das condições de operação (pressão, temperatura e nível) e de catalizadores,

4. Termodinâmica, para o calculo da transferência de massa, do número e da relação das placas de refluxo e das condições de equilíbrio do reator.

Esses conhecimentos auxiliam na escolha e na aplicação do sistema de controle automático associado ao processo. Os modelos matemáticos, as analogias e a simulação do processo são desenvolvidos e dirigidos para o entendimento do processo e sua dinâmica e finalmente para a escolha do melhor sistema de controle.

A especificação dos instrumentos requer o conhecimento dos catálogos dos fabricantes e

das funções a serem executadas, bem como das normas, leis e regulamentações aplicáveis.

A manutenção dos instrumentos exige o conhecimento dos circuitos mecânicos, pneumáticos e eletrônicos dos instrumentos, geralmente fornecidos pelos fabricantes dos instrumentos. Para a manutenção da instrumentação pneumática exige-se a habilidade manual e uma paciência bovina para os ajustes de elos, alinhamento de foles, estabelecimento de ângulos retos entre alavancas, colocação de parafusos em locais quase inacessíveis. A manutenção dos instrumentos eletrônicos requer o conhecimento da eletrônica básica, do funcionamento dos amplificadores operacionais e atualmente das técnicas digitais. O fabricante correto fornece os circuitos eletrônicos e os diagramas de bloco esquemáticos dos instrumentos.

Para a sintonia do controlador e o entendimento dos fenômenos relativos ao amortecimento, à oscilação e à saturação é útil o conhecimento rigoroso dos conceitos matemáticos da integral e da derivada. A analise teórica da estabilidade do processo requer uma matemática transcendental, envolvendo a função de transferência, os zeros e os pólos de diagramas, as equações diferenciais, a transformada de Laplace e os critérios de Routh-Hurwitz.

Fig. 1.2. Vista da Sala de Controle

1.3. Vantagens e Aplicações Nem todas as vantagens da

instrumentação podem ser listadas aqui. As principais estão relacionadas com a qualidade e com a quantidade dos produtos, fabricados com segurança e sem subprodutos nocivos. Há muitas outras vantagens. O controle automático possibilita a existência de processos extremamente complexos, impossíveis de existirem apenas com o controle manual. Um processo industrial típico envolve centenas e até milhares de sensores e de elementos finais

Instrumentação

3

de controle que devem ser operados e coordenados continuamente.

Como vantagens, o instrumento de medição e controle 1. não fica aborrecido ou nervoso, 2. não reclama, 3. não fica distraído ou atraído por pessoas

bonitas, 4. não assiste a um jogo de futebol na

televisão nem o escuta pelo rádio, 5. não pára para almoçar ou ir ao banheiro, 6. não fica cansado de trabalhar, 7. não tem problemas emocionais, 8. não abusa seu corpos ou sua mente, 9. não tem sono, 10. não folga do fim de semana ou feriado, 11. não sai de férias, 12. não reivindica aumento de salário.

Porém, como desvantagens, o instrumento 1. sempre apresenta erro de medição 2. opera adequadamente somente quando

estiver nas condições previstas pelo fabricante,

3. requer calibrações e ajustes periódicos, para se manter exato

4. requer manutenção corretiva, preventiva ou preditiva, para que sua precisão se mantenha dentro dos limites estabelecidos pelo fabricante

5. é provável que algum dia ele falhe e pela lei de Murphy, esta falha geralmente acontece na pior hora possível e pode acarretar grandes complicações.

Qualidade do Produto A maioria dos produtos industriais é

fabricada para satisfazer determinadas propriedades físicas e químicas. Quanto melhor a qualidade do produto, menores devem ser as tolerâncias de suas propriedades. Quanto menor a tolerância, maior a necessidade dos instrumentos para a medição e o controle automático.

Os fabricantes executam testes físicos e químicos em todos os produtos feitos ou, pelo menos, em amostras representativas tomadas aleatoriamente das linhas de produção, para verificar se as especificações estabelecidas foram atingidas pela produção. Para isso, são usados instrumentos tais como indicadores de densidade e viscosidade, espectrômetros de massa, analisadores de infravermelho, cromatógrafos e outros.

Fig. 1.3. Transmissor de pH Os instrumentos possibilitam a verificação,

a garantia e a repetitividade da qualidade dos produtos.

Atualmente, o conjunto de normas ISO 9000 exige que os instrumentos que impactam a qualidade do produto tenham um sistema de monitoração, onde estão incluídas a manutenção e calibração documentada deles.

Quantidade do Produto As quantidades das matérias primas, dos

produtos finais e das utilidades devem ser medidas e controladas para fins de balanço do custo e do rendimento do processo. Também é freqüente a medição de produtos para venda e compra entre plantas diferentes.

Os instrumentos de indicação, registro e totalização da vazão e do nível fazem a aquisição confiável dos dados através das medições de modo continuo e preciso.

Os instrumentos asseguram a quantidade desejada das substâncias.

Fig. 1.4. Instrumentos de medição de nível

Economia do Processo O controle automático economiza a

energia, pois elimina o superaquecimento de fornos, de fornalhas e de secadores. O controle de calor está baseado geralmente na medição de temperatura e não existe nenhum operador humano que consiga sentir a temperatura com

Instrumentação

4

a precisão e a sensitividade do termopar ou da resistência.

Os instrumentos garantem a conservação da energia e a economia do processo .

Fig. 1.5. Instrumentação aplicada à indústria

Ecologia Na maioria dos processos, os produtos que

não são aproveitáveis e devem ser jogados fora, são prejudiciais às vidas animal e vegetal. A fim de evitar este resultado nocivo, devem ser adicionados agentes corretivos para neutralizar estes efeitos. Pela medição do pH dos efluentes, pode se economizar a quantidade do agente corretivo a ser usado e pode se assegurar que o efluente esteja não agressivo.

Os instrumentos garantem efluentes limpos e inofensivos.

Segurança da Planta Muitas plantas possuem uma ou várias

áreas onde podem estar vários perigos, tais como o fogo, a explosão, a liberação de produtos tóxicos. Haverá problema, a não ser que sejam tomados cuidados especiais na observação e no controle destes fenômenos. Hoje são disponíveis instrumentos que podem detectar a presença de concentrações perigosas de gases e vapores e o aparecimento de chama em unidades de combustão. Os instrumentos protegem equipamentos e vidas humanas.

Fig. 1.6. Planta industrial

Proteção do Processo O processo deve ter alarme e proteção

associados ao sistema de medição e controle. O alarme é realizado através das mudanças de contatos elétricos, monitoradas pelos valores máximo e mínimo das variáveis do processo. Os contatos dos alarmes podem atuar (ligar ou desligar) equipamentos elétricos, dispositivos sonoros e luminosos.

Os alarmes podem ser do valor absoluto do sinal, do desvio entre um sinal e uma referência fixa e da diferença entre dois sinais variáveis.

É útil o uso do sistema de desligamento automático ou de trip do processo. Deve-se proteger o processo, através de um sistema lógico e seqüencial que sinta as variáveis do processo e mantenha os seus valores dentro dos limites de segurança, ligando ou desligando os equipamentos e evitando qualquer seqüência indevida que produza condição perigosa.

Os primeiros sistemas de intertravamento utilizavam contatos de reles, contadores, temporizadores e integradores. Hoje, são utilizados os Controladores Lógicos Programáveis (CLP), a base de microprocessadores, que possuem grande eficiência em computação matemática, seqüencial e lógica, que são os parâmetros básicos do desligamento para garantir a segurança da planta.

Instrumentação

5

2. Automação

2.1. Conceito Automação é a substituição do trabalho

humano ou animal por máquina. Automação é a operação de máquina ou de sistema automaticamente ou por controle remoto, com a mínima interferência do operador humano. Automático significa ter um mecanismo de atuação própria, que faça uma ação requerida em tempo determinado ou em resposta a certas condições.

Como o controle automático é feito praticamente sem a intervenção do operador humano, há quem confunda controle automático com automação. O controle automático é uma das camadas da automação, que possui outras, como alarme e intertravamento, detecção de fogo e incêndio.

O conceito de automação varia com o ambiente e experiência da pessoa envolvida. São exemplos de automação:

1. Para uma dona de casa, a máquina de lavar roupa ou lavar louça.

2. Para um empregado da indústria automobilística, pode ser um robô.

3. Para uma pessoa comum, pode ser a capacidade de tirar dinheiro do caixa eletrônico.

4. Para um operador de uma planta de processo, é o sistema instrumentado que opera a planta de modo desejado e seguro.

O conceito de automação inclui a idéia de usar a potência elétrica ou mecânica para acionar algum tipo de máquina. Deve acrescentar à máquina algum tipo de inteligência para que ela execute sua tarefa de modo mais eficiente e com vantagens econômicas e de segurança.

Como vantagens, a máquina 1. Nunca reclama 2. Nunca entra em greve 3. Não pede aumento de salário 4. Não precisa de férias 5. Não requer mordomias.

Como nada é perfeito, a máquina tem as seguintes limitações:

1. Capacidade limitada de tomar decisões 2. Deve ser programada ou ajustada para

controlar sua operação nas condições especificadas

3. Necessita de calibração periódica para garantir sua exatidão nominal

4. Requer manutenção eventual para assegurar que sua precisão nominal não se degrade.

2.2. Automação e mão de obra Com o advento do circuito integrado (1960)

e do microprocessador (1970), a quantidade de inteligência que pode ser embutida em uma máquina a um custo razoável se tornou enorme. O número de tarefas complexas que podem ser feitas automaticamente cresceu várias vezes. Atualmente, pode-se dedicar ao computador pessoal (CP) para fazer tarefas simples e complicadas, de modo econômico.

A automação pode reduzir a mão de obra empregada, porém ela também e ainda requer operadores. Em vez de fazer a tarefa diretamente, o operador controla a máquina que faz a tarefa. Assim, a dona de casa deve aprender a carregar a máquina de lavar roupa ou louça e deve conhecer suas limitações. Operar a máquina de lavar roupa pode inicialmente parecer mais difícil que lavar a roupa diretamente. Do mesmo modo, o operador de uma furadeira automática na indústria automobilística deve ser treinado para usar a máquina com controle numérico que faz o furo realmente. A linha de montagem com robôs requer operadores para monitorar o desempenho desses robôs. Quem tira o dinheiro do caixa eletrônico, deve possuir um cartão apropriado, decorar uma determinada senha e executar uma série de comandos no teclado ou tela de toque.

Muitas pessoas pensam e temem que a automação signifique perda de empregos, quando pode ocorrer o contrário. De fato, falta de automação coloca muita gente para trabalhar. Porém, estas empresas não podem competir economicamente com outras por causa de sua baixa produtividade devida à falta de automação e por isso elas são forçadas a demitir gente ou mesmo encerrar suas atividades. Assim, automação pode significar ganho e estabilidade do emprego, por causa do aumento da produtividade, eficiência e economia.

Muitas aplicações de automação não envolvem a substituição de pessoas por que a função ainda não existia antes ou é impossível de ser feita manualmente. Pode-se economizar muito dinheiro anualmente monitorando e controlando a concentração de oxigênio dos gases queimados em caldeiras e garantindo um consumo mais eficiente de combustível. Pode se colocar um sistema automático para recuperar alguma substância de gases jogados para atmosfera, diminuindo os custos e evitando a poluição do ar ambiente.

Instrumentação

6

2.3. Automação e controle A automação está intimamente ligada à

instrumentação. Os diferentes instrumentos são usados para realizar a automação.

Historicamente, o primeiro termo usado foi o de controle automático de processo.

Foram usados instrumentos com as funções de medir, transmitir, comparar e atuar no processo, para se conseguir um produto desejado com pequena ou nenhuma ajuda humana. Isto é controle automático.

Com o aumento da complexidade dos processos, tamanho das plantas, exigências de produtividade, segurança e proteção do meio ambiente, além do controle automático do processo, apareceu a necessidade de monitorar o controle automático.

A partir deste novo nível de instrumentos, com funções de monitoração, alarme e intertravamento, é que apareceu o termo automação. As funções predominantes neste nível são as de detecção, comparação, alarme e atuação lógica.

Por isso, para o autor, principalmente para a preparação de seus cursos e divisão de assuntos, tem-se o controle automático aplicado a processo contínuo, com predominância de medição, controle PID (proporcional, integral e derivativo). O sistema de controle aplicado é o Sistema Digital de Controle Distribuído (SDCD), dedicado a grandes plantas ou o controlador single loop, para aplicações simples e com poucas malhas.

Tem-se a automação associada ao controle automático, para fazer sua monitoração, incluindo as tarefas de alarme e intertravamento. A automação é também aplicada a processos discretos e de batelada, onde há muita operação lógica de ligar e desligar e o controle seqüencial. O sistema de controle aplicado é o Controlador Lógico Programável (CLP).

Assim: controle automático e automação podem ter o mesmo significado ou podem ser diferentes, onde o controle regulatório se aplica a processos contínuos e a automação se aplica a operações lógicas, seqüenciais de alarme e intertravamento.

2.4. Graus de Automação A história da humanidade é um longo

processo de redução do esforço humano requerido para fazer trabalho. A sua preguiça é responsável pelo progresso e o aparecimento da automação. Pode-se classificar os graus de automação industrial em várias fases.

Ferramentas manuais O primeiro progresso do homem da

caverna foi usar uma ferramenta manual para substituir suas mãos. Esta ferramenta não substituiu o esforço humano, mas tornou este esforço mais eficiente. Exemplos de ferramentas: pá, serra, martelo, machado, enxada.

Como não há máquina envolvida, considera-se que este nível não possui nenhuma automação.

Na indústria, este nível significa alimentar manualmente um reator, moendo sólidos, despejando líquidos de containeres, misturando com espátula, aquecendo com a abertura manual de válvula de vapor.

Ferramentas acionadas O próximo passo histórico foi energizar as

ferramentas manuais. A energia foi suprida através de vapor d'água, água, eletricidade e ar comprimido. Este degrau foi chamado de Revolução Industrial. A serra se tornou elétrica, o martelo ficou hidráulico.

Na indústria, usa-se um motor elétrico para acionar o agitador, a alimentação é feita por uma bomba, o aquecimento é feito por vapor ou por eletricidade.

Quantificação da energia Com a energia fornecida para acionar as

ferramentas, o passo seguinte foi quantificar esta energia. Um micrômetro associado à serra, indica quanto deve ser cortado. A medição torna-se parte do processo, embora ainda seja fornecida para o operador tomar a decisão.

Na indústria, este nível significa colocar um medidor de quantidade na bomba para indicar quanto foi adicionado ao reator. Significa também colocar um cronômetro para medir o tempo de agitação, um termômetro para indicar o fim da reação. As variáveis indicadas ao operador ajudavam o operador determinar o status do processo.

Controle programado A máquina foi programada para fazer uma

série de operações, resultando em uma peça acabada. As operações são automáticas e expandidas para incluir outras funções. A máquina segue um programa predeterminado, em realimentação da informação. O operador deve observar a máquina para ver se tudo funciona bem.

Na planta química, uma chave foi adicionada no medidor de vazão para gerar um sinal para desligar a bomba, quando uma determinada quantidade for adicionada. Uma

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alarme foi colocado no cronômetro para avisar que o tempo da batelada foi atingido.

Controle com realimentação negativa O próximo passo desenvolve um sistema

que usa a medição para corrigir a máquina, através da realimentação negativa. Tem-se uma medição e um ponto de referência e o sistema compara estes dois pontos e atua no processo para que eles sejam sempre iguais, próximos ou periodicamente iguais. A definição de automação de Ford se refere a este nível.

Na indústria química, o controle a realimentação negativa é o começo do controle automático. A temperatura é usada para controlar a válvula que manipula o vapor. O regulador de vazão ajusta a quantidade adicionada no reator, baseando na medição da vazão.

Controle da máquina com cálculo Em vez de realimentar uma medição

simples, este grau de automação utiliza um cálculo da medição para fornecer um sinal de controle.

Na planta química, os cálculos se baseiam no algoritmo PID, em que o sinal de saída do controlador é uma função combinada de ações proporcional, integral e derivativa. Este é o primeiro nível de automação disponível pelo computador digital.

Controle lógico da máquina O sistema de telefone com dial é um

exemplo de máquina lógica: Quando se tecla o telefone, geram-se pulsos que lançam chaves que fazem a ligação desejada. Caminhos alternativos são selecionados por uma série programada de passos lógicos.

O sistema de segurança e desligamento da planta química usa controle lógico. Um conjunto de condições inseguras dispara circuitos para desligar bombas, fechar válvula de vapor ou desligar toda a planta, dependendo da gravidade da emergência.

Controle Adaptativo No controle adaptativo, a máquina aprende

a corrigir seus sinais de controle, se adequando às condições variáveis. Uma versão simples deste nível é o sistema de aquecimento de um edifício que adapta sua reposta ao termostato a um programa baseado nas medições da temperatura externa.

O controle adaptativo tornou-se acessível pelo desenvolvimento de sistemas digitais. Um exemplo de controle adaptativo na indústria química é o compressor de nitrogênio e oxigênio para fabricação de amônia. A eficiência do compressor varia com a

temperatura e pressão dos gases e das condições do ambiente. O controlador adaptativo procura o ponto ótimo de trabalho e determina se o compressor está em seu objetivo, através do índice de desempenho. Para isso, usa-se a tecnologia avançada do computador mais a tecnologia de instrumentos de análise em linha.

Controle indutivo A máquina indutiva rastreia a resposta de

sua ação e revisa sua estratégia, baseando-se nesta resposta. Para fazer isso, o controlador indutivo usa um programa heurístico.

Na planta química, o sistema usa um método e o avalia, muda uma variável de acordo com um programa e o avalia de novo. Se este índice de desempenho tem melhorado, ele continua no mesmo sentido; se a qualidade piorou, ele inverte o sentido. A quantidade de ajuste varia com seu desvio do ponto ideal. Depois que uma variável é ajustada, o sistema vai para a próxima. O sistema continua a induzir as melhores condições na planta.

Máquina criativa A máquina criativa projeta circuitos ou

produtos nunca antes projetados. Exemplo é um programa de composição de música. A máquina criativa procura soluções que seu programador não pode prever.

Na planta química, é o teste de catalisador. O sistema varia composição, pressão e temperatura em determinada faixa, calcula o valor do produto e muda o programa na direção de aumentar o valor.

Aprendendo pela máquina Neste nível, a máquina ensina o homem. O

conhecimento passa na forma de informação. A máquina pode ensinar matemática ou experiência em um laboratório imaginário, com o estudante seguindo as instruções fornecidas pela máquina. Se os estudantes cometem muitos erros, porque não estudaram a lição, a máquina os faz voltar e estudar mais, antes de ir para a próxima lição.

Assim, todos os graus de automação são disponíveis hoje, para ajudar na transferência de tarefas difíceis para a máquina e no alívio de fazer tarefas repetitivas e enfadonhas. Fazendo isso, a máquina aumenta a produtividade, melhora a qualidade do produto, torna a operação segura e reduz o impacto ambiental.

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3. Medição de Petróleo

3.1. Introdução O petróleo deve satisfazer determinadas

especificações para poder entrar no sistema de transportes. Em vista disto, o petróleo tratado aguarda a transferência de custódia em um ou mais tanques de armazenamento nas áreas de produção. Os tanques são fabricados de modo a permitir medição acurada do volume e da qualidade do petróleo, bem como para fins de controle da transferência de custódia para o transportador.

O número de tanques de armazenamento num local de produção é determinado por um teste de potencial. Mede-se no teste de potencial a maior quantidade de óleo e de gás que um poço pode produzir num período de 24 horas, sob determinadas condições padrão.

Nas situações de transferência automática de custódia, instrumentos no interior dos tanques de armazenamento controlam qual a quantidade de petróleo que é transferi da e quando será feita a transferência.

3.2. Teste de poço O petróleo que tenha sido separado e

tratado é movimentado através de tubulações e armazenado em vasos cilíndricos de aço denominados vasos ou tanques de armazenamento de produção. Um campo de produção pode ter um só tanque ou diversos. O agrupamento de tanques de armazenamento se chama bateria de tanques.

Como é que o produtor determina o tipo e a quantidade de tanques de que necessita?

A seleção do conjunto de tanques adequados baseia-se num outro agrupamento de equipamentos de produção que compreende um separador de teste e um tanque de armazenamento .

O produtor irá conduzir inicialmente um teste de potencial num poço para verificar informações importantes a respeito do reservatório. Conforme já mencionamos, o teste de potencial mede a maior quantidade de óleo e gás que um poço será capaz de produzir num período de 24 horas, sob determinadas condições.

Durante esse período, o petróleo irá passar através de um separador de teste, sendo que o gás separado passa por um medidor de placa de orifício para determinar sua quantidade, e o líquido separado é bombeado para um tanque de armazenamento.

Completado o período de teste, o óleo acumulado no tanque de armazenamento é medido, podendo isto ser feito de três maneiras

diferentes. Em primeiro lugar, pode ser medida manualmente, utilizando-se uma trena de aço. No segundo método, o óleo pode também ser medido mediante um dispositivo automático de medição em linha chamado de medidor em linha. O medidor em linha tem sondas especiais com sensores que detectam quanto óleo a atravessa. Em terceiro lugar, o óleo pode ser medido mediante a utilização de um separador de medição. O separador de medição é um separador de teste ao qual estão ligados medidores de volume especiais. Muitos separadores de teste são portáteis, podendo ser utilizados em diversos locais de produção. Tanto o medidor de linha de petróleo como o separador de medição são capazes de medir o conteúdo de água no óleo.

Uma vez que o produtor tenha realizado um teste inicial de potencial, estará determinada a capacidade de produção diária do reservatório, podendo, assim, selecionar os meios adequados de armazenamento em tanques. As condições do mercado e os regulamentos governamentais desempenham também, evidentemente, papel vital na determinação da capacidade de armazenamento.

Realizam-se com regularidade, durante a vida de produção de um reservatório, testes de potencial para catalogar seu fluxo de produção.

3.3. Tanques de armazenamento O tanque de armazenamento de produção

é um vaso cilíndrico que tem duas utilidades vitais, isto é: medir com precisão a produção do petróleo, e armazenar com segurança o petróleo volátil e inflamável.

Existem dois tipos de tanques de armazenamento: os aparafusados e os soldados. Os tanques aparafusados são apropriados para as operações em campo de produção de óleo, pelo fato de serem montados e desmontados com facilidade. Aparafusam-se entre si chapas de aço curvas, com aproximadamente 1,5 m de largura por 2,5 m de comprimento, criando-se assim um tanque cilíndrico. Os trabalhadores instalam juntas com os parafusos, para impedir vazamento.

Uma vez que o volume do petróleo é altamente influenciado pelas mudanças de temperatura, o tanque é dotado de válvulas de pressão e vácuo para permitir a "respiração" durante as mudanças de temperatura e durante o enchimento ou esvaziamento do tanque.

Os tetos dos tanques são normalmente de formato cônico, com o vértice tendo altura entre 2,5 a 30 cm em relação ao horizontal. Existem vários tipos de tetos de tanques. Entre os mais comuns é o teto cônico auto-sustentado. Foram criados tetos que permitam reduzir a perda de vapores de petróleo, podendo, de acordo com

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o respectivo fabricante, ser tetos flutuantes, tetos fixos com selo interno ou tetos de domos. Em muitos desses projetos o teto fica flutuando acima do petróleo, dependendo da profundidade de óleo no tanque.

A vantagem dos tanques soldados é que são virtualmente à prova de vazamento. Os tanques menores podem ser fabricados numa oficina e embarcados prontos; os maiores, no entanto, devem ser soldados no campo por soldadores especialmente treinados.

Uma vez determinado o local dos conjuntos de tanques de produção, constrói-se uma fundação feita de saibro, pedra, areia ou cascos para se adequar a base do tanque antes que o tanque seja posicionado ou construído na área.

A linha de saída fica uns 30 cm acima do fundo do tanque. Essa altura de 30 cm deixa espaço para acumular o BSW abaixo da saída de venda. Dessa forma tanto o produtor quanto o transportador têm segurança de que irá entrar no caminhão ou no oleoduto somente óleo proveniente de determinado tanque.

Fig. 1.7. Tanques cilíndricos verticais Uma escotilha montada no teto do tanque,

é utilizada para dar acesso ao petróleo para fins de medição de volume e para amostragem. Uma saída de drenagem no fundo permite drenar o BSW.

A parte externa do tanque é tratada com tintas especiais para proteção contra a corrosão, bem como para atenuar os efeitos das mudanças de temperatura. Isto tem especial importância em regiões como o Canadá, onde as temperaturas podem mudar do extremo calor para o extremo frio num período de seis meses.

As partes internas dos tanques não são pintadas, exceto pelo uso recente de tintas á

base de epóxi próximo ao fundo do tanque. As tintas, à base de epóxi, usadas nesta faixa pintada combatem a ação corrosiva da água que se deposita no fundo dos tanques.

Uma região de produção possui geralmente um volume de armazenamento de óleo suficiente para três a sete dias de produção. É prática comum adotar uma bateria de dois tanques, pois um dos tanques pode ser enchido enquanto o outro está sendo esvaziado.

Os fabricantes de tanques de armazenamento seguem diretrizes industriais específicas no projeto e na fabricação dos tanques. Entre as especificações que adotam estão as estabeleci das pelo Instituto Americano do Petróleo (API).

De acordo com as especificações do API, por exemplo, um tanque que acomode 750 barris de petróleo deve ter um diâmetro interno de 4,7 m uma altura de costado de 7.3 m. O ÁPI especifica também a espessura do aço e outros níveis de pressão para garantir a integridade dos tanques.

Fig. 1.8. Tanques esféricos

3.4. Arqueamento de tanques Embora os tanques sejam construídos de

acordo com determinadas especificações, a indústria é meticulosa no que tanque à medição acurada do petróleo. Assim sendo, antes que um tanque seja usado em qualquer aplicação no campo, é submetido a um processo denominado arqueação de tanque. Trata-se de um processo de medição executado geralmente por um arqueador de tanques contratado para esse fim. Depois que o arqueador de tanque tiver medido a circunferência, a profundidade, a espessura das paredes do tanque e as conexões com o

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oleoduto, ele pode elaborar uma tabela de arqueação. Essa tabela é uma tabela oficial da capacidade de armazenamento do tanque geralmente por incrementos de um milímetro, e que irá servir de base para todos os futuros cálculos das quantidades de petróleo no tanque.

3.5. Medição manual da quantidade e qualidade de petróleo

Antes que as regiões de produção comecem as análises e as medições regulares dos produtos, devem chegar a um consenso com o comprador quanto as análises que o comprador vai exigir, e como as análises devem ser realizadas. Podem variar de campo para campo tanto os tipos quanto os métodos de análises.

3.6. Questões de segurança Os operadores devem aplicar

procedimentos de segurança durante as análises e medições. Uma vez que gases perigosos podem escapar ao se abrir a escotilha de medição, os operadores devem portar consigo um detector de gás sulfídrico em devido estado de funcionamento. Os tanques jamais devem ser medidos durante o tempo ruim, sendo que, ao abrirem a escotilha, os operadores devem posicionar-se um lado para que o vento possa soprar as vapores do tanque para longe deles.

Sempre existe a possibilidade de haver um incêndio num parque de tanques. Devem existir ao mesmo tempo três condições para que um incêndio possa ocorrer: combustível sob forma de vapor, ar nas proporções certas para com o vapor, de modo a se formar uma mistura explosiva e uma fonte de ignição. Os operadores devem utilizar lâmpadas de mão à prova de explosão, e ter certeza de que a trena está em contato com a escotilha ao levantar ou abaixar, de modo a manter o aterramento.

3.7. Medição e análises Verifica-se geralmente em intervalos de 24

horas, num local de produção, os volumes de óleo, gás e água salgada. Efetuam-se também com regularidade diversas análises da qualidade do petróleo, que incluem temperatura, peso específico, e teor de BSW. Antes de se proceder à medição ou as análises, o tanque deve ser isolado da produção.

Existem dois métodos comuns de medição do volume, sendo que o primeiro é o procedimento de medição indireta que se faz

por meio de prumo e que se aplica da seguinte maneIra: 1. Registre a altura de referência, isto é, a

distância entre o fundo do tanque e um ponto de referência na escotilha, predeterminado e confirmado durante o processo de arqueamento.

2. Aplique uma camada de pasta de medição ao prumo. Trata-se de uma pasta especial que muda de cor ao ser abaixado para dentro do petróleo, o que facilita leituras de medição.

3. Abaixe lentamente o prumo para dentro do tanque até que penetre na superfície do fluido, e continue a abaixá-Io até atingir a número inteiro mais próximo no ponto de referência na escotilha.

4. Registre esse número. 5. Suspenda o prumo e registre a marcação

do prumo, com uma aproximação de um milímetro .

6. Para determinar a altura do óleo no tanque, calcule o comprimento da trena desde o ponto de referência até a marca no prumo.

7. Subtraia a altura de referência para determinar a altura do óleo no tanque-

8. Consulte a tabela de argueação para determinar o volume do óleo.

9. Realize a medição duas vezes, para garantir exatidão. O segundo método para medir volumes é

um procedimento direto . 1. Aplique pasta de marcação na fita em

local aproximado da medição, e abaixe a fita para dentro do tanque até que o prumo toque a mesa de medição situada no fundo do tanque, ou até que a leitura na trena corresponda a altura de referência.

2. Recupere a fita, e registre a marca do óleo na fita com uma aproximação de um milímetro. Este valor corresponde a altura de produto no tanque-

3. Consulte a tabela de medição para determinar o volume do óleo.

4. Realize a medição duas vezes, para garantir exatidão.

A qualidade do petróleo nos tanques de armazenamento da área de produção pode ser submetida a análises manuais ou automáticas. As análises manuais são exigidos para transferências de custódia. O método mais comum de se realizarem as análises manuais é mediante amostrador ou coletor de amostras. O coletor de amostra é um vaso de corte transversal redondo com cerca de 40 cm de comprimento e 5 cm de diâmetro, fabricado de um metal que não produz centelhas, tal como o latão. É acionado por uma mola e possui uma válvula que pode ser acionada a partir do teto,

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captando assim uma amostra. É projetado para retirar amostras a aproximadamente 1 cm do fundo do tanque.

Um método mais desejável, embora seja mais difícil de realizar é o método de amostragem por garrafa. Utiliza-se uma garrafa ou um vasilhame com capacidade de cerca de um litro, com rolha e conjunto de cordas.

Neste método, uma garrafa vedada é abaixada até a profundidade desejada, removendo-se em seguida a tampa. Ao ser recuperada na velocidade correta, a garrafa estará cheia em três quartas partes. Caso não seja assim, o processo deve ser iniciado de novo.

Figura 1.9. Amostragem As amostras são retiradas geralmente de

diversas seções do tanque. A amostra "corrida" é aquela captada pelo método de amostragem por garrafa desde o fundo da conexão de saída até a superfície. A amostra de ponto individual ("spot") é aquele que seja retirada por qualquer método em determinado local do tanque.

O método de amostragem por garrafa para tanques, mostrado na Fig. 1.9, consiste simplesmente de um vasilhame de cerca de um litro com tampa.

Ao se realizarem análises de qualidade para transferência de custódia, deverão estar presentes representantes de ambos os interessados. O operador preenche uma caderneta de medição onde indica as condições de produção, o produtor; o transportador; o número de tanque, e a data. Registra também três outras medidas cruciais, quais sejam: temperatura, BSW, e densidade.

O volume do petróleo varia de acordo com a temperatura. Adota-se na indústria uma norma de volumes de óleo entregues em temperatura de 15,55° C (60° F). A temperatura do petróleo é medida com um termômetro especial para tanque, sendo que, ao aplicar uma tabela de conversão e a medida do

volume, o operador consegue determinar o volume do tanque a 15,55° C (60° F).

A segunda medida diz respeito ao teor de BSW. O comprador paga tão somente pelo petróleo. Assim sendo, o teor de BSW deve ser determinado e deduzido do volume total. Realiza-se, numa amostra tirada pela escotilha, uma centrifugação. Utiliza-se nesta análise um recipiente de vidro graduado, que indica a porcentagem de BSW uma vez completado o procedimento de centrifugação.

Fig. 1.10. Medição da densidade A análise final é a de grau API. Utiliza-se

um densímetro para ler o grau API a 15,6 oC (60 ° F). Estão disponíveis também tabelas de conversão ao se ler o grau API numa temperatura diferente, para se poder determinar o grau API do óleo a 60° F.

As medições de grau API têm conseqüências financeiras consideráveis, uma vez que os petróleos mais leves são geralmente mais valiosos do que os mais pesados, pelo fato de exigirem menor refinamento. Tanto mais alta a leitura do grau API, mais leve é o óleo.

3.8. Transferência de custódia automática

Os tanques de armazenamento fazem parte do sistema de transferência automática de custódia. Ao se efetuar a transferência automática do petróleo, os instrumentos automáticos dos tanques de armazenamento iniciam o processo de transferência.

Os tanques de armazenamento são equipados com chaves de nível baixo e de nível alto, e iniciam as transferências de custódia de acordo com os níveis de petróleo dentro do tanque de armazenamento.

Os tanques de produção desempenham outra importante função, além do

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armazenamento em si. Absorvem quaisquer surtos de pressão devidos ao fluxo de óleo que possam ter-se acumulado durante o processamento do petróleo na área de produção A unidade automática necessita de uma vazão consistente para poder medir o volume com exatidão, bem como para evitar avarias de seus componentes.

Uma bomba centrífuga ou de engrenagens é um dos principais componentes do sistema automático de transferência de custódia. Tão logo o volume de petróleo atinja a chave de nível alto do tanque de armazenamento, a bomba é ligada. O óleo é aspirado do tanque de armazenamento através de uma linha até que os volumes atinjam a chave de nível baixo, ao que a bomba se desliga automaticamente.

A chave de nível baixo está situada de tal forma que o nível do líquido seja mantido acima da saída do tanque de armazenamento. A sua localização também impede a penetração de ar e vapores para dentro da linha de sucção das bombas.

Além da bomba, o sistema de transferência automática de custódia possui:

1. Sonda e monitor para medir o teor de BSW;

2. Amostrador automático que retira automaticamente determinados volumes de óleo transferido;

3. Um dispositivo para medir a temperatura do óleo;

4. Uma válvula de recirculação para prevenir transferência de óleo ruim;

5. Um medidor para registrar o volume de óleo transferido;

6. Um sistema de monitoração para desligar a unidade caso ocorra mau funcionamento;

7. Um dispositivo para permitir o acesso durante a medição ou aferição do medidor.

A seqüência talvez apresente pequenas variações de um sistema para outro. A maioria dos sistemas de transferência automática de custódia é dotada também de fIltros para eliminar os detritos, e desaeradores para expulsar o ar ou gás arrastado.

3.9. Do tanque para o medidor Conforme mencionado antes, uma parte

das funções do sistema automático de controle de nível do tanque de armazenamento é evitar que ar e vapor penetrem na linha de sucção das bombas. Esse ar e vapor, além de danificar a bomba e outros componentes do sistema, podem ser medidos erroneamente como se fossem óleo, ocupando espaço improdutivo na linha de transferência.

É comum se instalar um filtro entre o tanque de armazenamento e a bomba para remover partículas grandes de sedimentos ou borra que possam ainda estar presentes no petróleo, uma vez que isto também seria passível de danificar os equipamentos ou de causar medições inexatas.

A principal função da unidade de bomba é transferir o 'petróleo com pressão e vazão constantes. Bombas de tipo centrífuga ou de engrenagens são utilizadas nestes sistemas pelo fato de proporcionarem mais suave e mais uniforme do que as bombas alternativas ou de pistão.

Fig. 1.11. Unidade de Amostragem automática e medição de volumes.

Um valor constante de pressão tem

importância crítica uma vez que a variação da pressão irá afetar a medição dos volumes transferidos. O volume do óleo é afetado pela pressão, que é medida num valor padrão de (pressão atmosférica padrão de 101,325 kPa absoluto ou 0 kPa manométrico (0 psig).

Não se requer que óleo seja entregue à pressão de 0 kPa ab, o óleo deve ser entregue sob pressão uniforme, sendo que um simples cálculo matemático converte a pressão de transferência de custódia para o valor padrão. Não sendo constante a pressão, por outro lado, é impossível efetuar a conversão acurada.

A função essencial da sonda de BSW, mostrada na Fig. 1.12, é impedir que entre óleo ruim no sistema de transporte.

Uma vez passando pela bomba, o óleo flui através de uma sonda de BSW. Embora possa variar a localização da sonda BSW, fica situada em muitos casos logo a jusante da bomba. As normas da indústria não determinam a posição da sonda BSW, porém, essas sondas devem estar localizadas em ponto inicial do processo de medição para que o óleo ruim possa ser recirculado para o local de produção. A função principal da sonda BSW é impedir a penetração

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no sistema de transporte do óleo contaminado com água emulsionada ou mesmo livre.

A sonda BSW mede a capacitância ou a constante dielétrica do líquido que flui. A constante dielétrica é uma propriedade física de uma substância que reflete a capacidade dessa substância de manter uma carga elétrica. A constante dielétrica é um valor atribuído a uma substância, associada à sua capacidade de ser isolante elétrica. Uma substância que seja bom isolante possui alta constante dielétrica e um mau isolante baixa constante dielétrica. A constante dielétrica é uma característica de cada substância pura.

A constante dielétrica do óleo é mais elevada do que a da água. A medida que o petróleo flui pela sonda de BSW, a sonda percebe as diferenças da constante dielétrica e transmite essa informação para o painel do monitor. Dessa maneira, o painel determina o teor de BSW, indicando se está dentro dos limites aceitáveis. Caso os limites aceitáveis sejam ultrapassados, o óleo ruim é ou desviado de volta para o local de produção para reprocessamento ou o sistema faz soar um alarme e se desliga antes que qualquer óleo ruim passe pelo medidor.

A maioria dos sistemas automáticos de transferência de custódia é dotada da sonda BSW e de desaerador, que permite a saída ou a expulsão para a atmosfera de qualquer ar ou gás que tenha sido arrastado. Ao sair do desaerado1; o líquido deverá conter quantidades mínimas de água e ar; resultando daí menor desgaste do medidor e menor ocupação de espaço no oleoduto ou caminhão.

O passo seguinte é o sistema automático de amostragem, que começa com uma sonda de amostragem. Antes de chegar na sonda de amostragem, o óleo percorreu um trecho de linha que compreende três curvas de 90°. A turbulência é forte e o teor de BSW está homogeneamente distribuído e portanto uma amostra captada a essa altura será muito acurada.

Um pulso eletrônico proveniente de um medidor a jusante aciona um tubo ou um pistão na sonda de amostragem. Uma vez ativada a sonda de amostragem aspira pequenos volumes de óleo a intervalos regulares para que as amostras correspondam às vazões medidas durante o processo de transferência.

As amostras são desviadas da sonda para um vaso de armazenamento pressurizado, projetado para evitar a perda dos hidrocarbonetos leves, e para manter as amostras sem contaminação até que sejam submetidas a análises para verificar a qualidade. Essas amostras estabelecem o teor de BSW, sendo que o preço é estabelecido

posteriormente, subtraindo-se o teor de BSW do volume total.

Antes de atingir o medidor, o óleo flui através de duas válvulas. Essas válvulas são utilizadas para desviar o fluxo do óleo quando o medidor é submetido a um processo de aferição, que consiste essencialmente em se verificar a sua precisão comparando-se as suas medições com um volume conhecido. O processo de verificação será descrito mais adiante; sendo importante, por enquanto, observar a localização dessas válvulas.

3.10. Do medidor em diante Terminada a fase de processamento na

área de produção, tendo sido determinados o volume e a qualidade, o óleo está pronto para entrar no sistema de transporte. O mais importante componente individual do sistema automático de transferência de custódia é o medidor.

O medidor é um conjunto complexo de compensadores, monitores e contadores projetado para medir com exatidão o volume do óleo a determinada temperatura e pressão. Desde que esses valores se mantenham constantes, ou pelo menos mensuráveis, um simples cálculo de conversão indica o volume entregue de acordo com as condições padrão de 15,6 oC (60° F) e 101,325 kPa ab ou 0 kPa manométrico.

Os dois tipos de medidores mais comuns são o medidor de deslocamento positivo e a turbina.

3.11. Calibração do medidor Os medidores são dispositivos mecânicos

sujeitos a desgaste. A manutenção conscienciosa pode minimizar o desgaste, mas cada medidor sofre um efeito mínimo de deslizamento. O deslizamento é a quantidade de líquido que escorre entre os rotores do medidor e a carcaça. Contanto que a vazão seja constante, o deslizamento pode ser medido. O deslizamento irá mudar no decorrer de um longo período, portanto é preciso efetuar aferição regular do medidor.

A calibração do medidor determina quanto petróleo está escapando sem ser medido. O medidor recebe um fator de medidor uma vez que o processo de aferição tenha sido realizado, para determinar o volume verdadeiro em comparação com o volume registrado no medidor. Podem ocorrer duas coisas. ou o medidor está ajustado para refletir o verdadeiro volume, ou o fator do medidor é aplicado matematicamente para calcular o volume verdadeiro a partir da leitura do medidor.

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Decidir qual a ação a tomar depende geralmente do local em que o medidor está instalado. O ajuste do medidor ou os cálculos talvez não sejam necessários, por exemplo, em locais de produção que produzem pequenos volumes, caso a diferença seja insignificante. Por outro lado, uma diferença insignificante com pequenos volumes pode representar centenas de barris não registrados nas transferências com grande volume. Assim sendo, ocorrem cálculos ou freqüentes ajustes de medidores com transferências de alto volume para se poder conseguir exatidão quase absoluta.

Dois dispositivos comuns utilizados nas aferições dos medidores são o provador tipo tanque aberto e o provador tipo tubular. Outra abordagem menos comum é o uso de um medidor mestre em série com o medidor. O medidor mestre é um medidor calibrado que mede o mesmo fluxo que o medidor da unidade, sendo comparados e em seguida os volumes registrados.

Embora a comparação entre volumes seja a função primordial do dispositivo de calibração, a comparação deve ainda ser convertida para a temperatura padrão de 15,6 oC e a pressão padrão de 101,325 kPa. Assim como a temperatura e a pressão afetam os volumes de óleo durante a transferência de custódia, fazem também com que o volume do provador flutue. Em vista disto, os volumes observados são multiplicados por determinados fatores de correção para fins de medição acurada na temperatura e na pressão padronizadas.

Os fatores de correção incluem: 1. correção para a temperatura do

provador de aço 2. correção para a pressão do provador

de aço 3. correção para a temperatura do líquido

no provador e no medidor, e 4. correção para a pressão do líquido no

provador e no medidor. Estão disponíveis tabelas de conversão do

API para permitir a conversão rápida. Nem todos os cálculos são necessários o

tempo todo. Por exemplo, numa situação em que o provador de tanque aberto já está a 101,325 kPa , sendo o medidor da unidade também calibrado para 101,325 kPa, não há necessidade de correção de pressão. Além do mais, alguns medidores com sistema de provadores tubulares compensam automaticamente os fatores de temperatura.

O sistema de transferência automática de custódia esta conectado ao provador através das duas válvulas. Os provadores tipo tanque aberto são portáteis, em muitos casos, sendo

deixados abertos para a atmosfera ou ligados com um sistema de recuperação de vapor. Uma vez o provador ligado com alinha de fluxo, o líquido passa através do medidor e para dentro do provador. O volume registrado no medidor é então comparado com o volume assinalado num indicador de vidro no provador, que tem capacidade de ler o volume total do provador, com um grau de precisão de 0,02 por cento.

Um tipo de provador tubular é o de tipo bidirecional em U. Este dispositivo é bastante comum nas aferições de medidores em oleodutos em virtude de sua similaridade com as configurações dos oleodutos.

Durante o procedimento de aferição, o líquido é desviado através do provador e de volta para dentro do oleoduto, à montante ou à jusante do medidor da unidade. O volume registrado no medidor é comparado com o volume que fluía através do provador tubular, calculando-se então o fator do medidor.

Fig. 1.12. Provador de vazão O provador de vazão bidirecional, em forma

de U (Fig. 1.13) é um método de realização das calibrações dos medidores. As válvulas de conexão do provador ligam-no com o restante do sistema automático de transferência de custódia.

Deve-se conhecer os os cálculos exigidos, antes de efetuar as aferições. A operação dos equipamentos de calibração exige treinamento juntamente com a compreensão da maneira como a pressão e a temperatura afetam os volumes de líquidos e dos elementos feitos de aço.

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4. Gasoduto

4.1. Introdução O gasoduto é uma tubulação com secção

circular, metálica, utilizada para transportar gás natural entre dois locais distantes. Ele pode possuir partes enterradas e aéreas.

Para ser operado de modo eficiente e seguro, um gasoduto deve ter ao longo de seu trecho facilidades de equipamentos e instrumentos com as funções de:

Monitoração Supervisão e Controle Automático Anticorrosão Bloqueio

4.2. Sistema de Monitoração O sistema global de monitoração é

completado por um conjunto de funções supervisão operacional de dutos, com as funções de fazer

1. o acompanhamento dos gradientes hidráulicos das linhas,

2. o acompanhamento de pigs o cálculo do inventário da linha, 3. a detecção de vazamento em tempo

real.

4.3. Sistema de anticorrosão Um gasoduto deve ser integralmente

protegido contra corrosão, através de um sistema de proteção catódica. Internamente, o tubo pode ser revestido com FBE, para reduzir o atrito do gás natural com as paredes da tubulação e diminuir a energia necessária para o transporte.

De conformidade com as normas de segurança, a tubulação é revestida externamente com anticorrosivo. Em alguns pontos, como terrenos alagados, travessias de rio e cruzamentos de estradas ou rodovias, o duto recebe também uma proteção adicional de concreto, com espessura entre 50 e 100 mm.

O sistema de proteção anticorrosão do Gasbol, entre a Bolívia e o Brasil, de cerca de 3 000 km possui as seguintes características:

Equipamento Quantidade Retificador 42 Junta isolante 26 Drenagem 2 Ponto de Inspeção 967 Medidor de corrosão interna 5

4.4. Válvulas de Bloqueio Ao longo de toda a extensão do gasoduto,

são instaladas válvulas de bloqueio. Estas válvulas têm atuadores pneumáticos, alimentados pelo próprio gás natural. Há também dispositivos automáticos para fechamento imediato do duto em caso de vazamentos ou rompimentos.

As válvulas de bloqueio 1. Permitem isolar trechos do Gasoduto 2. Possuem operação automática no caso

de vazamento ou rompimento da tubulação

3. Possuem atuadores alimentados com o próprio gás natural

4. Estão enterradas 5. São instaladas com espaçamento médio

de algumas dezenas de km.

4.5. Automação e Controle Os gasodutos são operados pela

Transpetro, do Rio de Janeiro, através do Sistema de Supervisão e Controle (SCS) e trabalha 24 horas por dia e 365 dias por ano.

O SCS é responsável pela monitoração do gasoduto, que em vários locais pode ter um ou mais dos seguintes sistemas:

1. Estação de medição de transferência de custódia

2. Estação de medição operacional 3. Estação de controle e redução de

pressão (City gate) 4. Locais com lançador ou receptor de pig 5. Estações de filtro A SCD é composta por instrumentos de

campo, ligados ao Controlador Lógico Programável (CLP), que se comunica com o Centro de Supervisão e Controle (SCC), via satelite.

No SCC, o software de supervisão é o Oasys, da Metso.

A instrumentação de campo pode ser composta de:

1. Válvulas de controle com atuadores pneumáticos

2. Válvulas de emergência com atuação pneumática

3. Válvulas de controle auto-operadas 4. Válvulas de segurança e de alivio 5. Válvulas solenóides 6. Chaves limite ou de posição 7. Chaves de pressão (pressostatos) 8. Indicadores locais de pressão

(manômetros) 9. Transmissores eletrônicos de

pressão 10. Chaves de temperatura (termostatos) 11. Indicadores locais de temperatura

(termômetros)

Instrumentação

16

12. Transmissores eletrônicos de temperatura com sensor RTD

13. Chaves de nivel 14. Indicadores de nível 15. Totalizador de vazão 16. Computador de vazão 17. Placas de orifício montadas entre

flanges 18. Transmissor de vazão a ultra-som 19. Cromatógrafo de gás em linha 20. Detector de corrosao (elétrico e

coupon) 21. Transmissor detector de pig 22. Transmissor de potencial do solo do

duto A instrumentação de campo pode ser

eletrônica analógica (4 a 20 mA, alimentado por 24 V cc, a dois fios), binária (alimentada por 24 V cc) ou ligada através de links seriais (protocolo Modbus na Unidade Terminal Remota (RTU).

Os computadores de vazão devem ter seus sensores próprios para detectar as variáveis requeridas para calcular a vazao pelo método estabelecido pela Portaria 01 da Agencia Nacional de Petróleo (ANP), que basicamente usa a ISO 5267 (2003) ou AGA Report 3 (2000). Para o calculo do fator de compressibilidade, as normas NX-19 e AGA 8.

4.6. Atividades no gasoduto Para implantar a parte de campo de um

SCS, compreendendo as atividades requeridas e garantindo a operação integrada perfeita de todos os módulos do SCS, entre vários equipamentos do mesmo local, através de vários modos de comunicação, as atividades incluem, mas não estão limitadas a equipamento e instrumentos, configuração de programas, estabelecimento de parâmetros, desenvolvimento de vários drivers de comunicação e configuração de sistema operacional.

Devem ser estabelecidos parâmetros para interligação de:

Todos os instrumentos Entre CLP e cromatógrafo Sistema de alimentação

Deve haver documentação técnica de todos os instrumentos, equipamentos e programas fornecidos. Um documento básico é o de Projeto Construtivo Detalhado da instalação mecânica e elétrica dos instrumentos, interligação e comunicação de todos os equipamentos e componentes do SCS.

Todos os equipamentos, instrumentos e materiais devem ser montados de acordo com instruções técnicas definidas pelo fabricante ou constantes na documentação técnica.

Teste de aceitação de fábrica (FAT) tem como objetivo evitar trabalho de campo, testando todos os equipamentos e links de comunicação do sistema. O sistema completo é montado em uma plataforma na fábrica com, no mínimo, um componente de cada tipo.

Teste de aceitação Local (SAT) reproduz todos os testes feitos na fábrica, em condições reais, após a instalação e será feito em todos os equipamentos, individualmente.

Deve haver um programa de manutenção preventiva para todos os componentes do sistema. Este programa deve consistir de atividades diárias, semanais, mensais ou anuais, ocorrendo no primeiro ano de operação, mesmo se estas atividades sejam apenas de inspeção visual.

Fig. 1.13. Gasoduto entrando no city gate

4.7. Operação do Gasoduto Há especificação da Petrobras que

estabelece os critérios básicos para o projeto e montagem Sistema de Supervisão e Controle (SSC) para um gasoduto em si e seus acessórios como: Estações Operacionais de Medição, Estações de Limite de Pressão. Esta especificação cobre o Projeto. Fabricação,

Instrumentação

17

Integração, montagem, de todos os equipamentos e serviços. As condições mínimas são descritas aqui.

Condições de operação O Sistema de Supervisão e Controle deve

operar continuamente 24 horas por dia, 7 dias por semana e todos os componentes devem ser convenientes para esta operação ininterrupta. O equipamento das Estações Remotas, ao longo do gasoduto, devem ser alojadas em shelters, que não são providos com qualquer condicionamento de ar.

Os computadores de vazão das estações remotas devem ser instalados próximos dos elementos sensores.

Os locais de instalação podem estar sujeitos a pó e influência eletromagnética.

Sistemas de alimentação ininterrupta de energia (UPS – Uninterrupted Power Supply) devem alimentar o equipamento do Centro de Supervisão e Controle (CSC) bem como as Estações Remotas instaladas ao longo do gasoduto.

Exigências gerais de operação O Sistema de Supervisão e Controle pode

manipular comunicação por exceção. Durante a comunicação por exceção somente estas quantidades distintas que tenham alterado status e as quantidades analógicas que tenham variado mais do que a banda morta da ultima transmissão de dados. Periodicamente, a troca de informação irá envolver todos os pontos da respectiva base de dados e não somente estas, que tenham tido alguma alteração. Esta freqüência também será ajustável.

As Estações Remotas serão capazes de armazenagem local de dados históricos, de tal modo que que sejam capazes de reportar ao Sistema de Supervisão e Controle a evolução das variáveis sob sua supervisão, durante o intervalo de tempo entre duas atualizações

consecutivas pelo Centro de Supervisão e Controle. Os dados históricos registrados para fins de auditoria serão transmitidos para o Centro de Supervisão e Controle.

O Sistema de Supervisão e Controle tem um mecanismo para sincronizar os clocks internos do sistema aos vários processadores integrais (computadores, CLP, RTU). Esta sincronização é feita, no mínimo, uma vez ao dia e garante uma diferença máxima de um segundo entre os clocks.

Exigências gerais do equipamento Todos os equipamentos usados devem ser

novos. Mais ainda, equipamentos e componentes que estejam em desenvolvimento não são aceitos, bem como aqueles obsoletos. Todos os componentes sujeitos a revisão, como firmware, softwares e módulos, devem ter suas versões claramente identificadas.

Proteção contra transientes deve seguir as normas IEEE.

Todos os equipamentos instalados nos shelters devem ter nível de proteção IP 54.

Todos os equipamentos instalados na área externa devem ter nível de proteção IP 55.

Com relação a peças de reposição, elas devem ser idênticas aos componentes usados no equipamento original.

Uma lista de peças sobressalentes deve ser apresentada, para garantir a disponibilidade do sistema por um período de 2 anos de operação.

Os fornecedores de equipamento devem garantir a entrega de peças sobressalentes, durante um período de 5 anos, da data de entrega do equipamento.

Fig. 1.15. Medição de vazão do gasoduto

Instrumentação

18

5. City Gate

5.1. Introdução O city gate tem a função de regular a

pressão do gás natural e medir as variáveis usadas para calcular a vazão e o volume de gás enviados para a linha de distribuição de gás. Basicamente, o city gate tem as seguintes instalações:

a) Filtragem b) Aquecimento c) Regulação e limitação de pressão (duas

seções) d) Medição de vazão (duas seções) e) Alimentação de gás para equipamentos

e instrumentação (pneumática) f) Sistema de controle local g) Conexão com o sistema supervisório h) Utilidades i) Cromatógrafo de processo Os materiais dos equipamentos e

tubulações usadas nas Estações de Medição e Regulação de Gás devem satisfazer rigorosamente o que for estipulado nas especificações de material.

O city gate deve incluir apenas tubulação, equipamento e instrumentação que estiver desenhada em linha continua no Diagrama P&I.

Fig. 1.16. Vista de um city gate

5.2. Filtragem O gás natural que chega da linha principal

é filtrado para reduzir a quantidade de impurezas. A estação de filtragem consiste de duas seções, uma de reserva (stand by). Em cada seção, o gás passa através de um filtro ciclone agregado a um filtro convencional (tela metálica) em um vaso.

Os principais componentes de cada seção de filtragem são:

Um filtro, dimensionado para 100% da vazão máxima do city gate

Uma válvula de bloqueio com controle local e remota, na entrada da seção

Uma válvula de bloqueio manual, na saída, para isolar a seção

5.3. Aquecimento O gás é aquecido para compensar a

diminuição da temperatura pelo efeito Joule-Thompson, que ocorre durante a despressurização nas válvulas de controle. Aquecendo o gás, se evita ter gelo na parte externa da tubulação e equipamentos, que poderia danificar seus materiais.

Os principais componentes de cada seção de aquecimento são:

Dois aquecedores, cada um dimensionado para 100% da capacidade de aquecimento de 100% da capacidade hidráulica requerida pelo city gate. Em condições normais, os dois aquecedores operam simultaneamente. Em caso de falha de um dos dois, a temperatura na saída do city gate deve estar, no mínimo, a 20 oC, mesmo com a máxima pressão de entrada e a máxima vazão. Tanto em condições normais e no caso de falha, a temperatura na saída do city gate deve estar entre 20 e 25 oC. Os aquecedores utilizam um banho líquido aquecido indiretamente, usando gás natural como combustível. O banho líquido, cujo calor é usado para aumentar a temperatura da vazão do gás, tem sua temperatura mantida constante por uma vazão intermitente do gás combustível.

Uma válvula de controle com três vias, para cada seção do aquecedor, para controlar a temperatura do gás na saída do city gate. A vazão do gás, vindo do filtro, é dividida em dois fluxos nesta válvula. Um dos fluxos vai através do aquecedor, que aumenta sua temperatura. Logo depois do aquecedor, os dois fluxos são misturados e a temperatura final será proporcional a vazão e temperatura de cada um. A temperatura da mistura será ajustada para que a temperatura depois do sistema de controle de pressão seja mantida igual ou maior que 20 oC.

Uma válvula de bloqueio com controle local e remoto, na entrada da seção

Uma válvula de bloqueio manual para isolar a seção.

No caso de falha de um aquecedor, causada por um nível muito baixo da água ou pelo apagamento da chama piloto ou temperatura muito alta da temperatura, o suprimento do gás combustível para o aquecedor será cortado. O sistema de controle

Instrumentação

19

irá fechar a válvula de bloqueio na entrada da seção do aquecedor, para dirigir toda vazão de gás para o outro aquecedor.

O projeto do aquecedor deve considerar a capacidade termal para 1/3 da vazão instantânea da estação e a capacidade hidráulica para 50% da vazão da estação.

O alarme de nível baixo de água deve ocorrer três dias antes do desligamento por nível baixo.

5.4. Sistema de controle e limitação de pressão

Há duas seções: uma ligada ao primeiro skid de medição para fornecer o gás para a Termelétrica e o outro, ligado ao segundo skid de medição para fornecer o gás para algumas facilidades da Termelétrica. Em cada seção do city gate, a pressão do gás é reduzida e mantida dentro dos limites estabelecidos. Cada sistema tem duas seções, com uma das duas em hot stand by. Os principais componentes de cada seção são: 1. Uma válvula de bloqueio automático para

fechar em caso de alta pressão. Esta válvula ira limitar a máxima pressão, em caso de falha de uma das válvulas de controle de pressão. Duas válvulas de controle de pressão, uma é o regulador de serviço e a outra é o regulador de monitoração. O dimensionamento do regulador deve

considerar principalmente: 1. O cálculo da máxima capacidade deve

ser feito com a máxima vazão e a mínima pressão diferencial entre entrada e saída.

2. O cálculo da mínima capacidade deve ser feito com a mínima vazão e a máxima pressão diferencial entre entrada e saída.

Deve haver volante nas válvulas de bloqueio, de tamanho igual ou maior do que 6”, com caixa de engrenagens. Válvulas esfera com diâmetro igual ou maior do que 6” deve ser de diâmetro pleno (full bore). Todas as válvulas de bloqueio devem ser do tipo dupla ação.

Uma válvula de alivio, que irá evitar o fechamento das válvulas de shutoff, em caso de uma sobrepressão devida a vazamento nas válvulas de controle, quando não houver vazão no gasoduto.

Duas válvulas de bloqueio manuais, tipo esfera, para isolar a seção

Uma válvula de retenção (check valve). Devem ser usadas três caixas de junção

com proteção IP 55 em cada skid: Uma para 4 a 20 Ma e sinais de pulso Uma para alarmes e sinais de chaves

Uma para sinais de controle e monitoração das válvulas de bloqueio e para a alimentação. Em cada caixa de passagem deve-se usar multicabos, com blindagem por par, ou por ternos ou total.

5.5. Medição da vazão Há duas seções, uma para fornecer o gás

para a Termelétrica e a outra para fornecer o gás para algumas facilidades da Termelétrica. Cada seção tem tem dois trechos de medição e um dos dois está em stand by. Cada trecho é dimensionado para 100% da vazão máxima do city gate. Os principais componentes de cada trecho de medição são:

Um sistema de medição com placa de orifício

Uma válvula de bloqueio com controle local e remoto, na entrada do trecho.

5.6. Suprimento de gás para equipamentos e instrumentação.

O city gate tem um sistema de fornecimento de gás que será usado como combustível para os aquecedores e para a instrumentação dos aquecedores. O gás para este sistema será tirado no header, depois do sistema de regulação e limite de pressão. O dimensionamento deste sistema é influenciado pela quantidade de gás utilizada nos aquecedores, de modo que seus componentes e pontos de ajuste são definidos pelo fornecedor do city gate. Os principais componentes deste sistema são:

Dois sistemas de controle e limitação de pressão, similares aos usados no city gate. Cada seção terá duas válvulas de controle de pressão, uma válvula de bloqueio automático para fechar em alta pressão e uma válvula de alívio para vazamento nas válvulas de controle.

Um medidor de vazão de gás, tipo deslocamento positivo. Este medidor terá válvulas de bloqueio e um by pass com válvula.

5.7. Sistema de controle local As malhas de controle são pneumáticas e

independentes. Para manter o city gate operando no caso de falha da comunicação com o sistema SCADA ou falha do CLP, as seguintes malhas de controle independentes operam usando gás natural como fluido de ação:

Controle de processo Temperatura do gás na saída do city gate Pressão do gás na saída do city gate, com

regulador de serviço e regulador de monitoração

Instrumentação

20

Segurança e continuidade operacional Bloqueio da vazão de gás na seção de

controle e limitação de pressão, em caso de falha das duas válvulas de controle

Pressão do gás combustível dos aquecedores

Bloqueio do sistema de gás combustível, no caso de falha nas válvulas de controle

Bloqueio do gás combustível do gás de um aquecedor, no caso de nível muito baixo da água e desligamento da chama piloto.

A descrição do sistema de intertravamento do city gate está mostrada em I-MD-4450.14-6250-940-PEN-002.

5.8. Ligação com o sistema supervisório

O city gate recebe sinais de comando do sistema SCADA e envia sinais de retorno para o SCADA, para sinalizar status e mostrar valores de variáveis. Os comandos remoto-local (R/L) devem ter um solenóide para abrir e outro para fechar.

Podem ser enviadas também informações de algumas variáveis da utilidade, tais como: nível de água no aquecedor, baixa tensão nas baterias e falha de alimentação.

Fig. 1.17. Estação de medição de vazão de um city gate

21

2. Símbolos e Identificação

1. Introdução A simbologia de instrumentação analógica

e digital, compartilhada e integral, distribuída e centralizada se baseia nas seguintes normas americanas (geralmente traduzidas para o português) :

1. ISA S5.1, Instrumentation Symbols and Identification, 1984

2. ISA S5.3, Graphic Symbols for Distributed Control/Shared Display Instrumentation, Logic and Computer Systems, 1983

2. Aplicações Os símbolos de instrumentação são

encontrados principalmente em 1. fluxogramas de processo e de

engenharia, 2. desenhos de detalhamento de

instrumentação instalação, diagramas de ligação, plantas de localização, diagramas lógicos de controle, listagem de instrumentos,

3. painéis sinópticos e semigráficos na sala de controle,

4. diagramas de telas de vídeo de estações de controle.

3. Roteiro da identificação

3.1. Geral Cada instrumento ou função a ser

identificada é designado por um conjunto alfanumérico, chamado de tag. A parte de identificação da malha correspondente ao número é comum a todos os instrumentos da mesma malha. O tag pode ainda ter sufixo para completar a identificação.

O número da malha do instrumento pode incluir o código da informação da área . Por exemplo, o TIC 500-103, TIC 500-104, aos dois controladores indicadores de temperatura, ambos da área 500 e os números seqüenciais são 103 e 104.

3.2. Tag completo típico

TIC 103 Identificação do instrumento ou tag do instrumento

T... Primeira letra: variável da malha, Temperatura

...C Última letra: identificação funcional: Controlador

...I... Modificador ou complemento da função: Indicador

103 Número da malha de temperatura

3.3. Identificação funcional A identificação funcional do instrumento ou

seu equivalente funcional consiste de letras da Tab. 2.5 e inclui uma primeira letra, que é a variável do processo medida ou de inicialização. A primeira letra pode ter um modificador opcional. Por exemplo, PT é o transmissor de pressão e PDT é o transmissor de pressão diferencial.

A identificação funcional do instrumento é feita de acordo com sua função e não de sua construção. Assim, um transmissor de pressão diferencial para medir nível tem o tag LT (transmissor de nível) e não o de PDT, transmissor de pressão diferencial. Embora o transmissor seja construído e realmente meça pressão diferencial, seu tag depende de sua aplicação e por isso pode ser LT, quando mede nível ou FT, quando mede vazão. Outro exemplo, uma chave atuada por pressão ligada à saída de um transmissor pneumático de nível tem tag LS, chave de nível e não PS, chave de pressão.

O tag também não depende da variável manipulada, mas sempre da variável inicializada ou medida. Assim, uma válvula que manipula a vazão de saída de um tanque para controlar nível, tem tag de LV ou LCV e não de FV ou FCV.

A segunda letra tipicamente é a função do instrumento. FT é o tag de um transmissor (T) de vazão (F). Também a segunda letra pode ter um ou mais modificadores. FIA é o tag de um

Símbolos e Identificação

22

indicador de vazão, com alarme. Alarme é o modificador da função indicação. Também pode se detalhar o tipo de alarme, p. ex., FIAL é o tag de um indicador de vazão com alarme de baixa.

O tag pode ter modificador da variável (primeira letra) e da função (segunda letra). Por exemplo, PDIAL é um indicador de pressão diferencial (modificador de pressão) com alarme (modificador do indicador) de baixa (modificador do alarme).

Quando o tag possuir várias letras, pode-se dividi-lo em dois tags. O instrumento é simbolizado por dois balões se tangenciando e o tag por ser, por exemplo, TIC-3 para o controlador indicador de temperatura e TSH-3 para a chave manual associada ao controlador.

Todas as letras de identificação de instrumentos são maiúsculas. Por isso, deve-se evitar usar FrC para controlador de relação de vazões e usar FFC, controlador de fração de vazões.

As funções de computação (+. -, x, ÷, √), seleção (<, >), lógica e covnersão (i/p, p/i) deve ter os símbolos ao lado do balão, para esclarecer a função executada.

3.4. Identificação da malha A identificação da malha geralmente é feita

por um número, colocado ao final da identificação funcional do instrumento associado a uma variável de processo. A numeração pode ser serial ou paralela. Numeração paralela começa de 0 ou para cada variável, TIC-100, FIC-100, LIC-100 e AI-100. Numeração serial usa uma única seqüência de números, de modo que se tem TIC-100, FIC-101, LIC-102 e AI-103. A numeração pode começar de 1 ou qualquer outro número conveniente, como 101, 1001, 1201.

Quando a malha tem mais um instrumento com a mesma função, geralmente a função de condicionamento, deve-se usar apêndice ou sufixo ao número. Por exemplo, se a mesma malha de vazão tem um extrator de raiz quadrada e um transdutor corrente para pneumático, o primeiro pode ser FY-101-A e o segundo FY-101-B. Quando se tem um registrador multiponto, com n pontos, é comum numerar as malhas como TE-18-1, TE-18-2, TE-18-3 até TE-18-n.

Quando um registrador tem penas dedicadas para vazão, pressão, temperatura, seu tag pode ser FR-2, PR-5 e TR-13. Se ele registra três temperaturas diferentes, seu tag pode ser TR-7/8/9.

Acessórios de instrumentos, como medidores de purga, regulador de pressão, pote de selagem e poço de temperatura, que

às vezes nem é mostrado explicitamente no diagrama, precisam ser identificados e ter um tag, de acordo com sua função e deve ter o mesmo número da malha onde é utilizado. Esta identificação não implica que o acessório deva ser representado no diagrama. Também pode usar o mesmo tag da malha e colocando-se a palavra de sua função, como SELO, POÇO, FLANGE, PURGA. Há acessório que possui letra correspondente, como W para poço termal.

Pode haver diferenças de detalhes de identificação. Por exemplo, para a malha 301 de controle de temperatura, pode-se ter a seguinte identificação:

TE-301 sensor de temperatura TT – 301 transmissor de temperatura TIC-301 controlador de temperatura TCV-301 válvula controladora (ou de

controle) de temperatura Porém, há quem prefira e use:

TIC-301-E sensor de temperatura TIC – 301-T transmissor de temperatura TIC-301-C controlador de temperatura TIC-301-V válvula controladora (ou de

controle) de temperatura

Também é possível encontrar em diagramas o tag de TIC ou TC para o controlador de temperatura. Como praticamente todo controlador é também indicador, é comum simplificar e usar TC.

Alguns projetistas usam pequenas diferenças de tag para distinguir válvulas auto controladas (reguladoras) de válvulas convencionais que recebem o sinal do controlador. Assim, a válvula auto controlada de temperatura tem tag de TCV e a válvula convencional de TV.

4. Simbologia de Instrumentos A normalização dos símbolos e

identificações dos instrumentos de medição e controle do processo, que inclui símbolos e códigos alfa numéricos, torna possível e mais eficiente a comunicação do pessoal envolvido nas diferentes áreas de uma planta manutenção, operação, projeto e processo. Mesmo os não especialistas em instrumentação devem saber a identificação dos instrumentos.

Símbolos e Identificação

23

Tab. 2.1. Válvulas de controle

Válvula de controle com atuador pneumático

Válvula atuada por cilindro (ação dupla)

Válvula auto regulada ou reguladora

Reguladora com tomada de pressão externa

Reguladora de vazão autocontida

Válvula solenóide com três vias com reset

Atuada por diafragma com pressão balanceada

Válvula com atuador a diafragma e posicionador

Ação da válvula FC – Falha fechada FO – Falha aberta

Válvula de controle com atuador manual

Tab. 2.2. Válvulas manuais

(*)

Válvula gaveta (*) Pode ser acoplado atuador ao corpo

(*)

Válvula globo

Válvula retenção

Válvula plug

Válvula controle manual

(*)

Válvula esfera

(*)

Válvula borboleta ou damper

Válvula de retenção e bloqueio

Válvula de blowdown

(*)

Válvula diafragma

(*)

Válvula ângulo

(*)

Válvula três vias

Válvula quatro vias

Corpo de válvula isolado

Válvula agulha

Outras válvulas com abreviatura sob o corpo

S R

FO ou FC

IhV

NV

TSO

Símbolos e Identificação

24

Tab. 2.3. Miscelânea

Válvula de segurança de pressão, ajuste em 100 kPa

Válvula de segurança de vácuo, ajuste em 50 mm H2O vácuo

Disco de ruptura (pressão)

Disco de ruptura (vácuo)

C = selo químico P = amortecedor de

pulsação S = sifão

Plug

Mangueira

Filtro, tipo Y

Purgador de vapor

Dreno contínuo

Código item #1234

Funil de dreno (Ver abreviaturas)

Instrumento de nível tipo deslocador, montado externamente ao tanque

Filtro tipo T

Placa de orifício com flange

Totalizador indicador de vazão a DP

Indicador de vazão tipo área variável

Tubo venturi ou bocal medidor de vazão

Turbina medidora de vazão ou elemento propelente

Placa de orifício em porta placa

Tubo pitot ou Annubar®

Espetáculo cego instalado com anel em linha (passagem livre)

Espetáculo cego instalado com disco em linha (bloqueado)

Transmissor de nível a pressão diferencial

PSV

PSV

PSE

PSE

C

T

LSV

T

LSV

o

FQI

FI

FE

FE

FE

FE

LT

FE

LT

Símbolos e Identificação

25

4.3. Linhas entre os Instrumentos As linhas de ligações entre os instrumentos devem ser mais finas que as linhas de processo e são

simbolizadas como mostrado a seguir.

Sinal indefinido: conexão com processo, elo mecânico ou alimentação do instrumento

Sinal pneumático, típico de 20 a 100 kPa (3 a 15 psi) Sinal eletrônico, típico de 4 a 20 mA cc Sinal binário ou discreto (saída de chave) Sinal de ligação por programação ou elo de comunicação Elo mecânico ~ ~ ~ Sinal eletromagnético ou sônico (guiado) ~ ~ ~ Sinal eletromagnético ou sônico (não guiado) L L L Sinal hidráulico Tubo capilar Linha de processo

4.4. Balão do Instrumento O instrumento completo é simbolizado por um pequeno balão circular, com diâmetro aproximado

de 12 mm. Porém, os avanços nos sistemas de controle com instrumentação aplicando microprocessador, computador digital, que permitem funções compartilhadas em um único instrumento e que utilizam ligações por programação ou por elo de comunicação, fizeram surgir outros símbolos de instrumentos e de interligações.

Tab. 2.4. Representação dos instrumentos em Diagramas P&I

Sala de Controle Central Local Auxiliar Campo Acessível ao

operador Atras do painel ou inacessível ao operador

Acessível ao operador

Atras do painel ou inacessível ao operador

Montado no campo

Equipamento Instrumento discreto

Equipamento compartilhado Instrumento compartilhado

Software Função de computador

Lógica compartilhada Controle Lógico Programável

Instrumentos compartilhando o mesmo invólucro. Não é mandatório mostrar uma caixa comum.

Símbolos e Identificação

26

Tab. 2.5. Letras de Identificação

Variável Modificador Função display Função saída Modificador A Análise (5,19) Alarme

B Queimador (burner) Escolha (1) Escolha (1) Escolha (1)

C Condutividade Escolha (1)

Controle (13)

D Densidade Escolha (1)

Diferencial

E Tensão (f.e.m.) Elemento sensor

F Vazão (flow) Fração ou relação (4)

G Escolha (1) Visor (9) ou indicador local

H Manual (hand) Alto (high) (7, 15, 16)

I Corrente Indicação (10)

J Potência Varredura (scan) (7)

K Tempo Tempo de mudança (4, 21)

Estação controle (22)

L Nível (level) Lâmpada (11) Baixo (low) (7, 15, 16)

M Escolha (1) Momentâneo Médio (7, 15)

N Escolha (1) Escolha (1) Escolha (1) Escolha (1)

O Escolha (1) Orifício ou Restrição

P Pressão, Vácuo Ponto de teste

Q Quantidade Integral, Total (4) Quantificador

R Radiação Registro (17)

S Velocidade (speed)

Segurança (8) Chave (13)

T Temperatura Transmissão (18)

U Multivariável (6) Multifunção (12) Multifunção (12) Multifunção (12)

V Vibração, Análise mecânica

Válvula, damper (13)

W Peso, Força Poço (well)

X Não classificado (2) Variável a definir

Eixo X Não classificado (2)

Não classificado (2) Não classificado (2)

Y Evento, Estado Função a definir

Eixo Y Relé, computação (13, 14, 18)

Z Posição ou Dimensão Eixo Z Elemento final

Símbolos e Identificação

27

Notas para a Tabela das Letras de Identificação 1. Uma letra de escolha do usuário tem o objetivo de cobrir significado não listado que é necessário em uma determinada aplicação. Se usada, a letra

pode ter um significado como de primeira letra ou de letras subsequentes. O significado precisa ser definido uma única vez em uma legenda. Por exemplo, a letra N pode ser definida como módulo de elasticidade como uma primeira letra ou como osciloscópio como letra subsequente.

2. A letra X não classificada tem o objetivo de cobrir significado não listado que será usado somente uma vez ou usado em um significado limitado. Se usada, a letra pode ter qualquer número de significados como primeira letra ou como letra subsequente. O significado da letra X deve ser definido do lado de fora do círculo do diagrama. Por exemplo, XR pode ser registrador de consistência e XX pode ser um osciloscópio de consistência.

3. A forma gramatical do significado das letras subsequentes pode ser modificado livremente. Por exemplo, I pode significar indicador, ou indicação; T pode significar transmissão ou transmissor.

4. Qualquer primeira letra combinada com as letras modificadoras D (diferencial), F (relação), M (momentâneo), K (tempo de alteração) e Q (integração ou totalização) representa uma variável nova e separada e a combinação é tratada como uma entidade de primeira letra. Assim, os instrumentos TDI e TI indicam duas variáveis diferentes: diferença de temperatura e temperatura. As letras modificadoras são usadas quando aplicável.

5. A letra A (análise) cobre todas as análises não descritas como uma escolha do usuário. O tipo de análise deve ser especificado fora do circulo de identificação. Por exemplo, análise de pH, análise de O2. Análise é variável de processo e não função de instrumento, como muitos pensam principalmente por causa do uso inadequado do termo analisador.

6. O uso de U como primeira letra para multivariável em lugar de uma combinação de outras primeiras letras é opcional. É recomendável usar as primeiras letras especificas em lugar da letra U, que deve ser usada apenas quando o número de letras for muito grande. Por exemplo, é preferível usar PR/TR para indicar um registrador de pressão e temperatura em vez de UR. Porém, quando se tem um registrador multiponto, com 24 pontos e muitas variáveis diferentes, deve-se usar UR.

7. O uso dos termos modificadores alto (H), baixo (L), médio (M) e varredura (J) é opcional. 8. O termo segurança se aplica a elementos primários e finais de proteção de emergência. Assim, uma válvula auto atuada que evita a operação de

um sistema de fluido atingir valores elevados, aliviando o fluido do sistema tem um tag PCV (válvula controladora de pressão). Porém, o tag desta válvula deve ser PSV (válvula de segurança de pressão) se ela protege o sistema contra condições de emergência, ou seja, condições que são perigosas para o pessoal ou o equipamento e que são raras de aparecer. A designação PSV se aplica a todas as válvulas de proteção contra condições de alta pressão de emergência, independente de sua construção, modo de operação, local de montagem, categoria de segurança, válvula de alívio ou de segurança. Um disco de ruptura tem o tag PSE (elemento de segurança de pressão).

9. A função passiva G se aplica a instrumentos ou equipamentos que fornecem uma indicação não calibrada, como visor de vidro ou monitor de televisão. Costuma-se aplicar TG para termômetro e PG para manômetro, o que não é previsto por esta norma.

10. A indicação normalmente se aplica a displays analógicos ou digitais de uma medição instantânea. No caso de uma estação manual, a indicação pode ser usada para o dial ou indicador do ajuste.

11. Uma lâmpada piloto que é parte de uma malha de instrumento deve ser designada por uma primeira letra seguida pela letra subsequente L. Por exemplo, uma lâmpada piloto que indica o tempo expirado deve ter o tag KQL (lâmpada de totalização de tempo). A lâmpada para indicar o funcionamento de um motor tem o tag EL (lâmpada de voltagem), pois a voltagem é a variável medida conveniente para indicar a operação do motor ou YL (lâmpada de evento) assumindo que o estado de operação está sendo monitorado. Não se deve usar a letra genérica X, como XL

12. O uso da letra U para multifunção, vem vez da combinação de outras letras funcionais é opcional. Este designador não específico deve ser usado raramente.

13. Um dispositivo que liga, desliga ou transfere um ou mais circuitos pode ser uma chave, um relé, um controlador liga-desliga ou uma válvula de controle, dependendo da aplicação. Se o equipamento manipula uma vazão de fluido do processo e não é uma válvula manual de bloqueio liga-desliga, ela é projetada como válvula de controle. É incorreto usar o tag CV para qualquer coisa que não seja uma válvula de controle auto atuada. Para todas as aplicações que não tenham vazão de fluido de processo, o equipamento é projetado como:

a) Chave, se for atuada manualmente. b) Chave ou controlador liga-desliga, se for automático e for o primeiro dispositivo na malha. O termo chave é geralmente usado se o dispositivo é

aplicado para alarme, lâmpada piloto, seleção, intertravamento ou segurança. O termo controlador é usado se o dispositivo é aplicado para o controle de operação normal.

c) Relé, se for automático e não for o primeiro dispositivo na malha, mas atuado por uma chave ou por um controlador liga-desliga. 14. As funções associadas com o uso de letras subsequentes Y devem ser definidas do lado de fora do circulo de identificação. Por exemplo, FY

pode ser o extrator de raiz quadrada na malha de vazão; TY pode ser o conversor corrente para pneumático em uma malha de controle de temperatura. Quando a função é evidente como para uma válvula solenóide ou um conversor corrente para pneumático ou pneumático para corrente a definição pode não ser obrigatória.

15. Os termos modificadores alto, baixo, médio ou intermediário correspondem aos valores da variável medida e não aos valores do sinal. Por exemplo, um alarme de nível alto proveniente de um transmissor de nível com ação inversa deve ser LAH, mesmo que fisicamente o alarme seja atuado quando o sinal atinge um valor mínimo crítico.

16. Os termos alto e baixo quando aplicados a posições de válvulas e outras dispositivos de abrir e fechar são assim definidos: a) alto significa que a válvula está totalmente aberta b) baixo significa que a válvula está totalmente fechada

17. O termo registrador se aplica a qualquer forma de armazenar permanentemente a informação que permita a sua recuperação por qualquer modo. 18. Elemento sensor, transdutor, transmissor e conversor são dispositivos com funções diferentes, conforme ISA S37.1. 19. A primeira letra V, vibração ou análise mecânica, destina-se a executar as tarefas em monitoração de máquinas que a letra A executa em uma

análise mais geral. Exceto para vibração, é esperado que a variável de interesse seja definida fora das letras de tag. 20. A primeira letra Y se destina ao uso quando as respostas de controle ou monitoração são acionadas por evento e não acionadas pelo tempo. A

letra Y, nesta posição, pode também significar presença ou estado. 21. A letra modificadora K, em combinação com uma primeira letra como L, T ou W, significa uma variação de taxa de tempo da quantidade medida

ou de inicialização. A variável WKIC, por exemplo, pode representar um controlador de taxa de perda de peso. 22. A letra K como modificador é uma opção do usuário para designar uma estação de controle, enquanto a letra C seguinte é usada para descrever

controlador automático ou manual.

Símbolos e Identificação

28

(a) Representação detalhada

(b) Representação simplificada Fig. 2.1. Representação detalhada de uma malha de controle de pressão (a) e a equivalente, simplificada (b).

PIC 211

PT 211

½"

0-300 #

PIC 211

S.P.

C-#2 (PI) PAH

dp/dt AO-21 AI-17

PY 211

AS

AS P

PCV 211

FC

Símbolos e Identificação

29

Fig. 2.2. Simbologia total

Fig. 2.3. Simbologia de modo simplificado

Fluido do trocador de

calor

PT 2

FT 1

PR FR

FY

TV 3

RTD

TRC

2 1

1

3

TAL TSL 3 3

Fluido do trocador de calor

PR 2

FR 1

TV 3 TRC

3

TAL 4

Símbolos e Identificação

30

Tab. 2.6. Elementos do Diagrama Funcional

Transmissor de vazão

Transmissor de nível

Transmissor de pressão

Transmissor de temperatura

Transmissor de análise

Lâmpada de painel

Indicador da variável X

Registrador da variável X

Bobina de relé

Chave de transferência

Relé de transferência ou trip

Seletor de sinal alto

Seletor de sinal baixo

Conversor analógico/digital

Conversor digital/analógico

Operador motorizado

Operador não especificado

Extrator de raiz quadrada

Multiplicador

Divisor

Polarização, adição ou subtração

Comparador, diferença

Adicionador, somador

Tirador de média

Integrador

Contato normalmente aberto

Contato normalmente fechado

Gerador de sinal analógico

Gerador de sinal manual

Atuador solenoide

Limitador de sinal alto

Limitador de sinal baixo

Transdutor ar pneumático para corrente

Válvula com atuador pneumático

Ação de controle proporcional

Ação de controle integral

Ação de controle derivativa

FT

LT

PT

AT

TT

XI

XR

T

T

T

>

<

A/D

D/A

×

÷

±

∆

Σ

Σ/n

Σ/t

S

MO

A

>

<

P/I

K

∫

d/dt

f(x)

Símbolos e Identificação

31

4.1. Parâmetros do Símbolo A simbologia correta da instrumentação

deve conter os seguintes parâmetros 1. identificação das linhas de

interligação dos instrumentos, p. ex.., eletrônica física , eletrônica por configuração, pneumática.

2. determinação do local de instalação dos instrumentos, acessível ou não acessível ao operador de processo.

3. filosofia da instrumentação, quanto ao instrumento ser dedicado a cada malha ou compartilhado por um conjunto de malhas de processo

4. identificação (tag) do instrumento, envolvendo a variável do processo, a função do instrumento e o numero da malha do processo.

5. outras informações adicionais.

4.2. Alimentação dos instrumentos A maioria absoluta dos instrumentos de

medição e de controle requer alguma fonte de alimentação, que lhe forneça algum tipo de energia para seu funcionamento.

Os tipos mais comuns de alimentação são a elétrica e a pneumática, porém há muitas outras disponíveis.

As seguintes abreviações são sugeridas para denotar os tipos de alimentação. Opcionalmente, elas podem indicar também tipos de purga.

AS Suprimento de ar (Air supply) ES Suprimento elétrico (Electric supply) GS Suprimento de gás (Gas supply)

HS Suprimento hidráulico

NS Suprimento de Nitrogênio SS Suprimento de Vapor (Steam supply)

WS Suprimento de água (Water supply) O nível de alimentação pode ser

adicionado à linha de alimentação do instrumento. Por exemplo, AS 100 kPa (alimentação pneumática de 100 kPa), ES 24 V cc (alimentação de 24 V cc para instrumento elétrico).

5. Malha de controle A Fig. 2.1 (a). ilustra como os símbolos

anteriores são combinados para descrever uma determinada malha de controle. Há vários níveis de detalhamento. À esquerda, tem-se a malha com todos os detalhes e à direita, a malha simplificada.

Esta malha de controle e indicação de pressão (PIC) é controlada por um sistema de controle distribuído compartilhado O ponto de ajuste deste controlador é estabelecido por um computador supervisório através de um highway de dados compartilhados que fornece o elo de programação entre o computador e o sistema de controle compartilhado. O número da malha de controle é único e igual a 211, que pode indicar a 11a malha da área 200. Todos os componentes da malha possuem este mesmo número, ou seja,

1. transmissor PT 211 2. transdutor i/p PY 211 3. controlador PIC 211 O transmissor PT 211 está ligado ao

processo através de uma válvula de bloqueio de ½ " (13 mm) e sente a pressão de 0 a 300 psi e gera na saída o sinal padrão de corrente eletrônica de 4 a 20 mA cc. O sinal de saída do transmissor é recebido e identificado no multiplexador do sistema compartilhado como a entrada analógica #17 (AI- 17). O controlador PIC 211 se encontra no console #2 (C-2) do sistema compartilhado e tem as funções de controle PI. O sistema compartilhado também fornece um sinal de alarme de alta e uma variação de pressão de alta (dP/dt) desta medição (PAH). No lado da saída do controlador, o sinal que deixa o multiplexador do sistema é identificada como a saída analógica (AO-21), que ainda é o sinal de 20 mA cc que é recebido por um transdutor i/p, que o converte para o sinal pneumático de 20 a 100 kPa (0,2 a 1,0 kgf/cm2 ou 3 a 15 psi), que está montado na válvula de controle PCV 211. A válvula em si é linear, em falha ela fecha (fail close - FC) e possui um posicionador (P). O transdutor i/p requer a alimentação pneumática (AS - air supply), típica de 140 kPa (22 psi).

O diagrama da Fig. 2.1 (b) mostra uma malha de controle de pressão, digital e compartilhada, PIC.

Símbolos e Identificação

32

6. Sistemas completos As Fig. 2.2. e Fig. 2.3 mostram o mesmo

sistema de controle com diferentes graus de detalhamento. Na Fig. 2.3 todos os elementos são mostrados.

O registro da vazão é obtido de 1. uma placa de orifício (elemento de vazão,

FE-1, não mostrado), 2. transmissor de vazão, no campo, FT-1, 3. extrator de raiz quadrada, montado atrás

do painel do operador 4. registrador com duas penas, uma para a

vazão (FR-1) e outra para a pressão (PR-2), montado no painel de leitura. O registro da pressão é obtido de

1. transmissor de pressão, PT-2, montado no campo. A tomada da pressão usa a tomada de alta ou de baixa da placa. Todos os sinais envolvidos são

pneumáticos, padrão de 20 a 100 kPa. A temperatura da saída do gás é medida

por um detector de temperatura a resistência (RTD), montada em um poço, ligado diretamente ao registrador e controlador de temperatura (TRC-3). A saída elétrica do controlador (4 a 20 mA cc) modula a abertura de uma válvula esfera (TV-3), com atuador a cilindro. O controlador registrador de temperatura tem uma chave de temperatura (termostato TSL-3), que atua um alarme no painel (TAL-3), com a temperatura baixa.

A Fig. 2.3 usa uma simbologia simplificada para mostrar que um gás é aquecido e sua temperatura é controlada por um controlador de painel. O fluido de aquecimento é modulado por uma válvula de controle e registra a vazão do gás, pressão e temperatura de saída e há um alarme que atua com temperatura baixa.

A Fig. 2.5. mostra a descrição simbólica completa de um processo de distilação.

A vazão de alimentação é medida (FE-3, FT-3) e registrada (FR-3), mas não controlada A taxa de entrada de calor é proporcional à taxa de alimentação vezes um ganho de relé (FY-3B), que ajusta o ponto de

ajuste do controlador de vazão do óleo quente (FRC-1).

O produto leve da torre é condensado, com a temperatura do condensado controlada mantendo-se constante a pressão da coluna (PRC-11). A saída do produto leve tem vazão controlada (FRC-4). O ponto de ajuste do controlador é ajustado por um relé divisor (UY-6), cujas entradas são a vazão de alimentação, como modificada pelo relé função (FY-3A) e a saída do controlador de análise dos produtos leves (ARC-5). O controlador de análise recebe a análise do produto de seu transmissor, que também transmite o sinal para uma chave de análise dual (alta/baixa), que por sua vez, atua em alarmes correspondentes.

O nível do acumulador é mantido constante (LIC-7) através da manipulação da vazão de refluxo (LV-7), que é uma válvula com falha aberta (FO). Uma chave de nível separada atua um alarme de nível do acumulador em alta e baixa (LSH/L 9). Há uma indicação de nível local através de visor (LG 10).

São medidas temperaturas em vários pontos do processo e os valores são registrados (6 pontos - TJR 8-1 a 8-6) e indicados (3 pontos - TJI 9-1 a 9-3). Alguns dos pontos de registro possuem chaves de acionamento de temperatura baixa e alta (por exemplo, TJSH 8-2, TAH 8-2 e TJSL 9-5 e TAL 8-5), com respectivos alarmes

A Fig. 2.6. ilustra o sistema de medição, controle e automação de uma estação de medição de gás natural. São identificados os instrumentos (com um losango com a letra I no interior) pertecentes ao sistema de intertravamento, que é feito por um Controlador Lógico Programável. As variáveis são mostradas pelo Sistema Supervisório, que é um computador compartilhado (identificados com um hexágono). Há sinais pneumáticos e discretos (ou binários, que são as saídas de chaves elétricas).

Instrumentos

33

Fig. 2.4. Instrumentação para um sistema de distilação

Instrumentos

34

Fig. 2.5. Instrumentação para um sistema de medição de uma estação de medição de gás natural

35

3. Instrumentos

1. Classes de Instrumentos Os instrumentos de medição e controle de

processo podem ser classificados de acordo com a seguinte dialética:

1. manual ou automático 2. alimentado ou sem alimentação externa 3. pneumático ou eletrônico 4. analógico ou digital 5. burro ou inteligente 6. montado no campo ou na sala de

controle 7. modular ou integral 8. dedicado ou compartilhado 9. centralizado ou distribuído

2. Manual e Automático Com relação à intervenção humana, a medição instrumento pode ser manual ou automática.

A medição mais simples é feita manualmente, com a interferência direta de um operador. A medição manual geralmente é feita por um instrumento portátil. Exemplos de medição manual: medição de um comprimento por uma régua, medição de uma resistência elétrica através de um ohmímetro, medição de uma voltagem com um voltímetro. As medições feitas manualmente geralmente são anotadas pelo operador, para uso posterior. A medição pode ser feita de modo automático e continuo, sem interferência humana direta. O instrumento fica ligado diretamente ao processo, sentindo a variável e indicando continuamente o seu valor instantâneo. Quando o operador quiser saber o valor medido, ele se aproxima adequadamente do instrumento e faz a leitura. Também neste caso, ele pode anotar a leitura feita para uso posterior. Quando se necessita do registro continuo da variável, usa-se um registrador, que opera continuamente. Atualmente é possível, num sistema de aquisição de dados, a medição contínua de muitas variáveis e a emissão de relatórios de medição através de impressoras de computador.

Fig. 3.1. Instrumentos portáteis (HP)

3. Alimentação dos Instrumentos

A energia está associada aos instrumentos de dois modos: através da alimentação e do método de transdução. Qualquer instrumento para funcionar necessita de uma fonte de energia. Esta fonte de energia pode ser externa e explícita, quando o instrumento é alimentado. As duas fontes clássicas de alimentação de instrumentos são a eletrônica e a pneumática.

Instrumentos eletrônicos são alimentados por uma fonte externa de voltagem, típica de 24 V cc. Esta alimentação geralmente é feita por um único par de fios que simultaneamente conduz a informação e a alimentação. Por questão econômica e de segurança, raramente se usa um instrumento de medição no campo alimentado com uma bateria integral (colocado no seu interior).

Fig. 3.2. Alimentação do transmissor eletrônico

Instrumentos

36

Instrumentos pneumáticos são alimentados por uma fonte externa de ar comprimido, típica de 140 kPa (20 psi). Cada instrumento pneumático montado no campo é alimentado individualmente através de um conjunto filtro-regulador ajustável ou fixo. O filtro elimina, num estágio final, as impurezas, umidade e óleo contaminantes do ar comprimido. O regulador, ajustável ou fixo, geralmente abaixa a pressão mais elevada de distribuição para o valor típico de 140 kPa. O sinal padrão de transmissão pneumática é de 20 a 100 kPa.

Existem ainda instrumentos de montagem local que não necessitam de nenhuma alimentação externa para seu funcionamento. Eles são chamados de auto-alimentados. Eles utilizam a própria energia do processo para seu funcionamento. Exemplos de indicadores e registradores que não necessitam de alimentação externa são:

1. indicador local de pressão, com elemento sensor tipo bourdon C, helicoidal, espiral, helicoidal ou fole.

2. indicador local de temperatura com elemento sensor tipo bimetal.

3. indicador ou registrador local de vazão com elemento sensor de pressão diferencial (diafragma).

Fig. 3.3. Manômetro, sem alimentação externa

4. Pneumático ou Eletrônico Os instrumentos de medição e controle

necessitam de uma fonte de energia externa para o seu funcionamento adequado. Dependendo da natureza desta fonte de energia, os instrumentos podem ser classificados em:

1. pneumáticos, onde estão incluídos os puramente mecânicos.

2. eletrônicos, ou também chamados de elétricos.

Ambos os tipos de instrumentos podem executar as mesmas funções, apresentando vantagens e desvantagens, quando comparados. Esta comparação já foi clássica, na década de 1970, mas hoje há uma

predominância da instrumentação eletrônica sobre a analógica.

A escolha entre pneumático ou eletrônico não é apenas a escolha de um instrumento isolado, mas de todo um sistema de instrumentação de controle do processo. A escolha pode depender do tipo de processo e das variáveis envolvidas.

A escolha do sistema de instrumentação influi e implica na definição de outros equipamentos e sistemas. Ou seja, quando se escolhe uma instrumentação pneumática, há a necessidade de se ter um compressor de ar de instrumento, de capacidade adequada à quantidade de instrumentos, com filtros, secadores, estágios de redução e todo um sistema de interligações e distribuição através de tubos plásticos ou de cobre. Quando se escolhe uma instrumentação eletrônica, deve-se considerar o sistema de alimentação elétrica, com eventual opção de reserva de bateria para suprir a energia na falta da alimentação alternada principal. Mesmo com toda a instrumentação eletrônica, deve ser considerado o uso do compressor de ar de instrumento, para alimentar, no mínimo, os transdutores I/P, pois as válvulas de controle são atuadas pneumaticamente.

4.1. Instrumento pneumático O instrumento pneumático é aquele que

necessita, para seu funcionamento, da alimentação de ar comprimido, pressão típica de 120 kPa (20 psig). O sinal padrão de informação pneumática é o de 20 a 100 kPa (0,2 a 1,0 kgf/cm2 ou 3 a 15 psi).

O dispositivo para gerar o sinal padrão é o conjunto bico palheta. A distância entre o bico que sopra e a palheta que se move em função da variável medida modula o sinal de saída entre 20 e 100 kPa. O dispositivo para detectar o sinal padrão é o fole receptor.

Fig. 3.4. Transmissor pneumático (Foxboro)

Instrumentos

37

Mesmo com o uso intensivo e extensivo de instrumentos eletrônicos, ainda hoje se usa muito a válvula de controle com atuador pneumático. Por sua simplicidade, confiabilidade e economia, a válvula de controle com atuador pneumático ainda será usada como elemento final de controle padrão por muitos anos.

4.2. Instrumento eletrônico O instrumento eletrônico é alimentado por

energia elétrica, geralmente de 24 V cc. Mesmo quando ele é alimentado pela linha alternada de 120 V ca, seus circuitos internos a semicondutores necessitam de corrente contínua para sua polarização e portanto todos os instrumentos possuem uma fonte de alimentação integralizada.

O sinal padrão para a transmissão de corrente eletrônica é 4 a 20 mA cc. Já foi usado o sinal de 10-50 mA cc, porém, por causa da segurança e compatibilidade com computadores digitais, ele desapareceu. Existe também o sinal padrão de transmissão de 1 a 5 V cc, porém ele não é adequado para grandes distancias, pois a resistência parasita da fiação atenua o sinal transmitido.

A alimentação dos instrumentos eletrônicos de campo é feita através do mesmo par de fios que conduz o sinal padrão de informação. Tais transmissores são chamados de 2-fios. Pretendeu-se diminuir o sinal padrão para faixa menor que 4 a 20 mA, para que a alimentação fosse de 5 V cc, porém, isso não se realizou.

Fig. 3.5. Medidor vortex, eletrônico (Foxboro) Atualmente, quando se tem todo o sistema

digital, a transmissão é feita digitalmente. Ainda não há um protocolo padrão de transmissão digital e os fabricantes usam os seus protocolos proprietários, como HART, da Fisher-Rosemount, FOXCOM, da Foxboro. Em outubro de 1996 deverá ser assinado uma tentativa de padronização do Fieldbus.

O instrumento eletrônico pode ser uma fonte de energia e por isso ele não é seguro, a não ser que sejam tomados cuidados especiais de fabricação e instalação. Ele deve possuir uma classificação elétrica especial, compatível com a classificação de área do local onde ele vai operar.

Há basicamente dois tipos de instrumentos eletrônicos: à base de corrente e à base de tensão.

Fig. 3.6. Instrumentos eletrônicos As características dos instrumentos à base

de corrente são: 1. todos os instrumentos devem ser ligados em

serie. Para garantir a integridade do sistema, devem existir dispositivos de proteção que possibilitem a retirada ou colocação de componentes da malha, sem interrupção ou interferência de funcionamento. Caso não haja essa proteção, quando um instrumento da malha é retirado, ou mesmo se estraga, toda a malha fica desligada.

2. a ligação em serie também influi no valor máximo da impedância da malha. A malha de instrumentos à base de corrente, onde todos são ligados em serie, a soma das impedâncias de entrada de todos os instrumentos é limitada por um valor máximo, que é função geralmente do nível de alimentação da malha. Desse modo, é limitado o número de instrumentos ligados em serie numa malha. Quando esse limite é ultrapassado, a solução é usar o instrumento repetidor de corrente, também chamados, casadores de impedância.

3. as impedâncias de entrada dos instrumentos são baixas (dezenas a centenas de ohms) e portanto as correntes circulares são relativamente elevadas (mA). Isso eqüivale a dizer que o consumo de energia é elevado e há grande dissipação de calor.

As características dos instrumentos à base de tensão são:

Instrumentos

38

1. todos os instrumentos são ligados em paralelo. Os diagramas de ligação, como conseqüência, são mais simples, pois podem ser unifilares.

2. os componentes apresentam alta impedância de entrada, de modo que a retirada, colocação ou defeito dos instrumentos do sistema não interferem no seu funcionamento normal.

3. como os instrumentos possuem altíssimas impedâncias de entrada (MΩ) as correntes circulantes são baixíssimas (µA ou pA). O nível de energia dissipada é baixo e o calor dissipado é desprezível.

Como recomendação: utiliza-se instrumento à base de corrente para a transmissão de sinais, pois não há problemas de atenuação com as distancias envolvidas e utiliza-se o sistema com instrumentos à base de tensão para a manipulação local dos sinais, dentro do painel, para usufruir das vantagens de baixo consumo, baixa dissipação de calor, facilidade de ligações, flexibilidade de conexões.

5. Analógico ou Digital O conceito de analógico e digital se refere a 1. sinal 2. tecnologia 3. display 4. função matemática.

5.1. Sinal Sinal é uma indicação visual, audível ou de

outra forma que contem informação. Sinal analógico é aquele que vária de modo

continuo, suave, sem saltos em degrau. O parâmetro fundamental do sinal analógico é sua amplitude. Medir um sinal analógico é determinar o valor de sua amplitude. São exemplos de sinal analógico: 1. Sinal padrão pneumático de 20-100

kPa, onde o 20 kPa corresponde a 0% e 100 kPa a 100%.

2. Sinal padrão eletrônico de 4-20 mA cc, onde o 4 mA cc corresponde a 0% e 20 mA a 100%.

3. As variáveis de processo são analógicas. Uma temperatura pode variar de 20 a 50 oC, assumindo todos os infinitos valores intermediários. Uma pressão de processo pode variar de 20 a 100 kPa, de modo contínuo. Sinal binário ou discreto é aquele que só

pode assumir valores descontínuos. O sinal digital é constituído de pulsos ou de bits. Pulsos só podem ser contados; bits podem ser manipulados.

A saída de pulsos da turbina medidora de vazão, onde cada pulso escalonada pode corresponder, por exemplo, a 1 litro/segundo de vazão é um sinal binário.

Um sinal digital de 8 bits pode ser 10011101.

5.2. Display O display ou readout é a apresentação

visual dos dados. Ele pode ser analógico ou digital.

Display analógico é aquele constituído, geralmente, de uma escala fixa e um ponteiro móvel (pode haver escala móvel e ponteiro fixo). O ponteiro se move continuamente sobre a escala graduada, possibilitando a leitura do valor medido.

Display digital é aquele constituído por números ou dígitos. Os números variam de modo discreto, descontinuo, possibilitando a leitura do valor medido. O fator mais importante favorecendo o instrumento digital, quando comparado com o analógico, é a facilidade de leitura. Quando o operador lê um instrumento analógico, ele deve se posicionar corretamente, fazer interpolação, usar espelho da escala, ou seja, ter um bom olho. A leitura analógica é suscetível a erro, subjetiva e demorada.

(a)

(b) Fig. 3.7. Display (a) analógico e (b) digital

5.3. Tecnologia A tecnologia eletrônica pode ser analógica

ou digital. A base dos circuitos analógicos é o

amplificador operacional, que manipula e computada variáveis analógicas (corrente e voltagem). Os componentes passivos (resistência, capacitor e indutor) servem para polarizar os circuitos. Os componentes ativos

Instrumentos

39

(transistores, amplificadores operacionais) operam na região de amplificação linear.

Instrumento digital usa circuitos e técnicas lógicas para fazer a medição ou para processar os dados. Basicamente, um instrumento digital pode ser visto como um arranjo de portas lógicas que mudam os estados em velocidades muito elevadas para fazer a medição. A base dos circuitos digitais são os circuitos integrados digitais, constituídos de portas lógicas (AND, OR, NAND, NOR, NOT), multivibradores (flip-flop), contadores e temporizadores. Atualmente, todos estes circuitos e lógicas estão integradas no microprocessador. Os circuitos digitais podem também executar as tarefas analógicas de amplificar e filtrar. Necessariamente, eles devem ter um estágio de conversão analógico-digital e eventualmente, de digital-analógico.

Fig. 3.8. Totalização (digital) por meio analógico

5.4. Função Matemática Há funções ou tarefas que são tipicamente

analógicas, como registro e controle de processo. Só é possível registrar um sinal analógico. Por exemplo, quando se quer registrar a vazão, tendo-se uma turbina medidora com saída de pulsos, deve-se converter o sinal de pulsos em analógico. O controle é também uma função analógica. O seu algoritmo fundamental, PID, é matematicamente analógico e continuo. O controle liga-desliga é um caso particular, com uma saída discreta (digital). Um controlador digital envolve uma tecnologia digital para executar a função analógica de controle.

Funções tipicamente digitais são alarme, contagem de eventos e totalização de vazão. Quando se totalizam pulsos escalonados de medição de vazão, basta contá-los. Quando se totaliza um sinal analógico proporcional à vazão, é necessário converter o sinal para digital e depois contar os pulsos correspondentes.

Um exemplo relacionando todos estes conceitos é a medição do tempo pelo relógio. O tempo é uma grandeza analógica. O tempo pode ser medido por um relógio mecânico, com tecnologia analógica e mostrador analógico. Tem-se engrenagens, molas, pinos acionando um ponteiro que percorre uma escala circular graduada. O ponteiro se move continuamente. Este mesmo tempo pode ser medido por um relógio eletrônico, com tecnologia digital mas com mostrador analógico. A tecnologia do relógio é digital pois tem um microprocessador e um cristal oscilante. A indicação é analógica, pois é constituída de escala e ponteiro. Porém, o ponteiro se move com pequenos saltos, mostrando que está sendo acionado por pulsos. Finalmente, o tempo pode ser indicado por um relógio digital. A tecnologia do relógio é digital e o indicador é também digital. O display são números que variam discretamente. Resumindo: a variável analógica tempo pode ser indicada através de relógio analógico (mecânico) ou digital (eletrônico) com display analógico (escala e ponteiro) ou digital (números).

5.5. Comparação Analógica Versus Digital

Deve-se diferenciar um instrumento digital e um instrumento com display digital. Instrumento digital é aquele em que o circuito necessário para obter a medição é de projeto digital. Um instrumento com display digital é aquele que o circuito de medição é de projeto analógico e somente a indicação é de projeto digital.

Um instrumento analógico com leitura digital geralmente não é mais preciso que o mesmo instrumento analógico com leitura analógica.

A principal vantagem do display digital é a conveniência de leitura, quando não se tem a preocupação de cometer erro de paralaxe, quando se posiciona erradamente em relação ao instrumento de leitura. Os psicólogos garantem que se cansa menos quando se fazem múltiplas leituras digitais.

Porém, a leitura de instrumento analógico é de mais rápida e fácil interpretação, principalmente quando se tem comparações entre duas medições. Por isso, mesmo a instrumentação eletrônica sofisticada com tecnologia digital possui medidores que simulam indicações analógicas. Por exemplo, o controlador single loop possui indicações da medição e do ponto de ajuste feitas através de gráfico de barras. Os relógios digitais foram muito populares na década de 80, porque eles eram novidade e mais baratos. Atualmente, há

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o reaparecimento de relógios com display analógico, com ponteiros e escala, porque sua leitura é mais rápida e fácil, pois se sabe o significado de certas posições dos ponteiros das horas e dos minutos.

A precisão é uma segunda vantagem do instrumento digital sobre o analógico. Embora a precisão dependa da qualidade e do projeto do instrumento, em geral, o instrumento digital é mais preciso que o analógico de mesmo custo. Tipicamente, a precisão do digital é de 0,1% e do analógico é de 1%.

A exatidão de qualquer instrumento está relacionada com a calibração. Como a precisão de um instrumento digital depende da percentagem do valor medido e de mais ou menos alguns dígitos menos significativos (erro de quantização), o instrumento digital requer calibrações mais freqüentes que o instrumento analógico, cuja precisão depende apenas da percentagem do fundo de escala. Os instrumentos digitais fornecem melhor resolução que os analógicos. A maior resolução dos instrumentos digitais reduz o número de faixas necessárias para cobrir a faixa de medição.

Fig. 3.9. Instrumentos inteligentes (Foxboro)

5.6. Burro ou inteligente Os instrumentos convencionais de leitura

apresentam os resultados para o operador, que deve interpretá-los. Esta interpretação envolve o uso da unidade de engenharia apropriada, linearização, alguma computação matemática e a conclusão final. Obviamente, para isso se requer um operador esperto ou inteligente.

Com o uso intensivo e extensivo do microprocessador na instrumentação, tornou-se possível passar para o instrumento esta capacidade humana de computação matemática e interpretação de resultados. Em 1983 apareceu o primeiro transmissor microprocessado, lançado pela Honeywell e foi chamado de inteligente. Este é outro de muitos exemplos de nomes escolhidos estupidamente

para instrumentos de processo. Não há nada particularmente inteligente nos medidores inteligentes. Porém, eles possuem características acima e além das de seus predecessores e estas capacidades devem ser entendidas. Como estes instrumentos foram chamados de inteligentes, por contraposição, os já existentes são considerados burros (dumb).

Atualmente, há o sabido (smart) e o inteligente (intelligent), onde o inteligente tem maiores recursos que o sabido, embora ambos sejam microprocessados. Atualmente, quando se fala indistintamente que um instrumento é inteligente quer se referir a um instrumento a base de microprocessador, com a capacidade inerente de computação matemática, lógica, seqüencial, intertravamento.

A capacidade adicional tornou-se possível pelo desenvolvimento da microprocessador e a inclusão deste componente admirável nos instrumentos de medição. Isto significa que um transmissor inteligente possui um pequeno computador em seu interior que geralmente lhe dá a habilidade de fazer duas coisas:

1. modificar sua saída para compensar os efeitos de erros

2. ser interrogado pelo instrumento receptor da malha.

As capacidades peculiares dos instrumentos inteligentes são: 1. habilidade de transmitir medições do

processo, usando um sinal digital que é inerentemente um método mais preciso do que o sinal analógico. O principal obstáculo é a falta de padronização deste sinal digital e seu respectivo protocolo. Algum dia isto será resolvido.

2. Todos os instrumentos de medição industriais contem componentes como foles, diafragmas e elos que exibem comportamento não linear ou cujo comportamento pode ser alterado por variações de temperatura, umidade, pressão, vibração, alimentação ou outros efeitos externos. Em outros casos, os efeitos não lineares aparecem por causa dos princípios de medição, como a medição de vazão com placa de orifício. A estratégia, até hoje, era usar outros instrumentos para compensar estes efeitos. Como os instrumentos inteligentes possuem uma grande capacidade computacional, estas compensações, correções e linearizações são mais facilmente conseguidas através de circuitos embutidos no microprocessador.

3. Além de transmitir a informação, o transmissor inteligente pode também ouvir. Um benefício prático disto é em verificação

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de pré partida. Da sala de controle, o instrumentista pode perguntar ao transmissor que está no campo qual é o seu número de identificação.

4. Um transmissor inteligente pode ter sua faixa de calibração facilmente alterada através de comandos de reprogramação em vez de ter ajustes mecânicos locais. Na medição de vazão com placa de orifício, as verificações de zero do instrumento requerem a abertura e fechamento das válvulas do distribuidor no transmissor. Fig. 3.10. Área externa

7. Campo ou sala de controle Os primeiros instrumentos de medição e controle, desenvolvidos até a década de 1940, eram de montagem local ou no campo, próximos ao processo. Apenas com o advento do transmissor, pneumático ou eletrônico, que possibilitou o envio das informações até distancias de centenas de metros (pneumático) ou alguns kilômetros (eletrônico), tornou-se possível a opção de se montar os indicadores, registradores e controladores em painéis centralizados e localizados em salas de controle.

Outro fato que concorreu para o uso de painéis centralizados em salas de controle foi a complexidade crescente dos processos, que requer a leitura e a monitorização simultânea de muitas variáveis simultâneas.

Com o uso cada vez mais intensivo da instrumentação eletrônica, com técnicas digitais de controle distribuído, a tendência é a de se usar instrumentos centralizados em salas de controle, distribuídas em toda a planta.

7.1. Instrumento de campo Há instrumentos, que pela sua própria

função desempenhada, só podem ser montados no campo, próximos ou em contato direto com o processo. Os sensores (parte dos

instrumentos) e as válvulas de controle são necessariamente montados no campo. Na maioria dos casos mas nem sempre, o transmissor é montado no campo. Em uma minoria dos casos, por questão de segurança ou de integridade, o transmissor é montado no painel cego da sala de controle. Os outros instrumentos, tais como indicadores, registradores, controladores, totalizadores, transdutores e conversores podem ser montados no campo e no painel da sala de controle.

Embora funcionalmente os instrumentos sejam os mesmos, suas características externas, relacionadas com robustez, segurança, funcionamento são diferentes. E como conseqüência, também os custos são diferentes.

Fig. 3.11. Instrumentos em área industrial De um modo simplista, um instrumento

especificado e construído para ser montado no campo é mais robusto, mais resistente à corrosão e maior do que o seu correspondente montado no painel da sala de controle. A sua pintura e o seu acabamento são normalmente especiais e específicos para cada atmosfera. Atualmente, se aplicam cada vez mais materiais plásticos (p. ex., epoxy) e fibra de vidro, que são altamente resistente e não sofrem corrosão nem ferrugem.

A montagem padrão dos instrumentos de campo é em tubo de 2" (50 mm) de diâmetro. Os instrumentos de medição ou registro de vazão, que utilizam o diafragma de pressão diferencial (câmara Barton) são montados em pedestal (yoke), que é levemente diferente da montagem em tubo de 2". Na montagem em tubo, o instrumento é preso lateralmente ao tubo, através de uma braçadeira. Na montagem em pedestal, o instrumento é colocado sobre o tubo, pois não há espaço lateral para ser fixado.

Os instrumentos de campo que apresenta portas, geralmente são trancados com chave,

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de modo que apenas as pessoas categorizadas lhe tenham acesso ao interior.

As portas e janelas de vidro, normalmente, são anti estilhaço, ou seja, quando se quebram não produzem estilhaços, que seriam perigosos aos operadores.

Quando não há restrições de segurança, por causa da presença de gases inflamáveis no meio circundante, os instrumentos são iluminados internamente. As luzes são acesas manualmente pelo operador ou pelo instrumento de manutenção, facilitando a operação noturna.

Os instrumentos de campo devem ser montados em lugares de fácil acesso, para possibilitar abertura, troca de gráficos, calibração e manutenção.

Fig. 3.12. Instrumentos montados no campo Os instrumentos de campo são chamados

também de "caixa grande". São tipicamente de formato retangular. Os registradores tem o formato retangular, porém, seus gráficos são circulares, com diâmetro de 12".

7.2. Instrumentos montados na sala de controle Com a complexidade dos processos industriais, apareceu a necessidade de maior número de instrumentos para a manipulação dos sinais de informação. Para que os painéis não se tornassem proibitivamente grandes, o que implicaria em maiores custos e maiores dificuldades para os operadores, os fabricantes foram forcados a diminuir os tamanhos dos instrumentos. Esta miniaturização dos instrumentos foi auxiliada pelo advento da eletrônica e pelo uso de circuitos impressos pneumáticos.

As características comuns aos instrumentos montados em painel são: 1. Os instrumentos são montados em

estantes padronizadas, através de cabos

de engate rápido. Esta filosofia, valida para os instrumentos pneumáticos e eletrônicos, torna fácil a substituição a manutenção dos instrumentos.

2. Os instrumentos de painel são mais padronizados, pois manipulam sinais padronizados provenientes dos transmissores de campo. A maioria dos instrumentos de painel recebe o sinal de transmissores do campo, por questão de padronização, de segurança e de técnica. Não seria seguro nem praticável trazer, por exemplo, um sinal de pressão de 100 kg/cm2 do campo para o painel diretamente. Como conseqüência, usa-se um transmissor, eletrônico ou pneumático, de pressão para trazer essa informação para a sala de controle. E o sinal recebido pelo instrumento de painel é um sinal padrão, de 4 a 20 mA se eletrônico ou 20 a 100 kPa se pneumático.

3. A padronização maior dos instrumentos implica em menor número de instrumentos reservas. Como conseqüência dessa padronização, por exemplo, todos os controladores são iguais, quaisquer que sejam as variáveis controladas. O controlador do painel recebe um sinal padrão do transmissor de campo e remete para a válvula de controle outro sinal padrão. Para facilitar ainda mais, os instrumentos de painel são fornecidos com escalas intercambiáveis, de fácil substituição. Assim, em vez de se ter um controlador para cada variável de processo, tem-se um único controlador para todas as variáveis. Apenas são trocadas as escalas dos instrumentos

Fig.3.13. Instrumentos em painel de leitura (Foxboro)

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(a) Portátil (b) Painel

(c) Área industrial Fig. 3.14. Locais de montagem

4. Os únicos instrumentos de painel que recebem sinais diretamente do processo são os indicadores e registradores de temperatura, com elementos sensores a termopar ou a bulbo de resistência. Também nessa situação, os instrumentos continuam sendo padronizados. Obviamente um registrador de temperatura, com termopar, não poderá receber sinal de um transmissor eletrônico de pressão. Porém, poderá ser ajustado para receber sinal de outro termopar, desde que sejam modificadas as junções de compensação.

5. Os instrumentos de painel são estruturalmente mais frágeis que os instrumentos de campo, pois suas condições ambientais são mais favoráveis e porque as estantes de montagem os protegem.

6. Os instrumentos elétricos montados nos painéis são de uso geral. Ou seja, mesmo que a sala de controle seja de uma industria cuja área do campo seja perigosa por

manipular produtos com gases inflamáveis e explosivos, ela é um local seguro.

7. Os tamanhos físicos dos instrumentos de painel são menores, para que os painéis sejam menores, as salas de controle sejam menores. A diminuição do tamanho dos instrumentos não prejudica a operação, pois na sala de controle os operadores podem se aproximar facilmente dos instrumentos de leitura.

8. Modular ou integral Os primeiros instrumentos agrupavam em

seu invólucro todos os circuitos funcionais e são chamados de integrais. Como resultado, eram pouco flexíveis e praticamente não era possível fazer modificações em sua operação.

Fig. 3.15. Instrumento integral Ainda na instrumentação analógica

apareceu a filosofia de separar os instrumentos em módulos independentes fisicamente e separados geograficamente; tem-se a instrumentação modular. Nesta configuração, um controlador era constituído por: 1. módulo de entrada, que recebe o sinal de

medição da variável de processo, vindo do campo,

2. módulo de processamento de sinal, que pode opcionalmente alterar o sinal recebido, por exemplo, linearizando-o,

3. módulo de controle, onde está alojados os circuitos de controle, com pontos de teste e ajuste de sintonia,

4. módulo de saída, que envia o sinal de controle de volta para o campo, para o elemento final de controle,

5. estação de controle, que constitui a interface com o operador de processo,

6. cabo de ligação entre o módulo e a estação de controle. Todos estes instrumentos são montados na

sala de controle. Porém, somente as estações de controle tem informação para o operador. Os instrumentos de painel foram divididos em duas grandes categorias e segregados, para

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economia de espaço e para simplificação da operação:

1. instrumentos de leitura (display) 2. instrumentos cegos (rack)

Fig. 3.16.. Áreas de display e rack

8.1. Painel de leitura A parte frontal do painel é o espaço nobre e portanto deve ser ocupada apenas por instrumentos que apresentem indicação em escalas, mostradores, gráficos e contadores. Na parte da frente do painel devem ser montados apenas os instrumentos que exijam leitura ou cuidados do operador: indicador, registrador, controlador, estação manual de controle, anunciador de alarme e contador-totalizador.

Os indicadores são lidos e eventualmente, suas leituras anotadas. Os registradores informam os valores registrados. Os seus gráficos são periodicamente trocados. Tipicamente um gráfico tipo tira, de rolo, tem duração de 30 dias; os gráficos tipo tira, sanfonados, tem duração de 16 dias. Raramente há gráficos circulares de registradores caixa grande na sala de controle, cuja duração típica é de 24 horas, ou menos comum, de 7 dias.

Os controladores apresentam a situação do processo, mostrando o valor da medição, do ponto de ajuste e do sinal de saída e como conseqüência, a abertura da válvula de controle. O operador pode variar o ponto de ajuste, conforme orientação do processo. Quando requerido, deve atuar direta e manualmente no processo, através da estação manual de controle acoplada ao controlador automático, depois de fazer a conveniente transferência auto-manual.

Fig. 3.17. Sistema modular (Foxboro) Além dos instrumentos de indicação,

registro e controle, na parte frontal do painel de leitura, estão colocadas as botoeiras de liga-desliga ou de múltiplas posições, que podem ser acionadas pelo operador, dependendo da situação do processo.

Fig. 3.18.Estação de operação de SDCD

Na parte superior do painel, logo acima dos

instrumentos convencionais de leitura está localizado o painel anunciador de alarme. Esse painel consiste de uma associação de som (buzina) e luzes e seu objetivo é o de informar ao operador quando os níveis de segurança e funcionamento do processo estão sendo alcançados. Quando ocorre uma situação de alarme, a buzina soa e a luz se acende. Nessa situação, o operador deve acionar o botão de conhecimento do alarme, de modo a desligar o som (que é irritante, de propósito). A luz continua acesa, podendo ficar piscando, para indicar que a situação do processo que provocou o alarme continua ocorrendo. O operador deve providenciar uma atuação no processo, através da manipulação manual da estação de controle, através do ligamento ou desligamento de algum equipamento, de modo que a variável alarmada retorne à sua condição

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normal. Quando ocorre a normalidade, a luz de alarme se apaga. Ainda acima do anunciador, há o painel sinóptico, onde está esquematizado em um fluxograma, o processo da planta. Ela facilita a tarefa do operador pois mostra as ligações lógicas dos instrumentos e indica os tags de identificação dos instrumentos envolvidos. Há painéis semigráficos que possuem lâmpadas de sinalização de alarme.

8.2. Armário de instrumentos cegos Há instrumentos na sala de controle que

executam funções inteligentes, porém não apresentam nenhuma informação em forma de indicação ou registro. São os instrumentos auxiliares que condicionam e processam os sinais de informação: extratores de raiz quadrada (linearizam o sinal quadrático proveniente do transmissor de vazão, associado à placa de orifício), multiplicador/divisor de sinais (associado à medição de vazão com compensação de temperatura ambiente e pressão estática), integrador (cuja saída pulsada alimenta o contador, que está localizado na parte frontal do painel, porque possui uma indicação digital) somador, seletor de sinais. Esses instrumentos, geralmente chamados de computadores analógicos, são montados ou atras do painel de leitura ou em outro painel, colocado atras do painel de leitura. Quando montados em outro painel, esse painel é chamado de armário (ou rack). Os operadores de processo não necessitam ter acesso a esse armário, desde que não há nenhuma informação a ser lida nesses instrumentos. Como esses instrumentos não apresentam nenhuma leitura são chamados de instrumentos cegos.

Fig. 3.19. Painel cego de instrumentos Em sistema de arquitetura modular ou

arquitetura dividida, a separação e o conceito

de painel de leitura e armário de instrumentos cegos são mais nítidos. Atualmente existe um consenso que todas as funções de leitura podem e devem ser separadas fisicamente das funções de processamento e computação matemática. Essa separação ocorre não apenas na instrumentação eletrônica, mas também na instrumentação pneumática.

8.3. Dedicado ou compartilhado Instrumento dedicado é aquele que executa

uma função relacionada com uma única variável de processo. Um instrumento corresponde a uma malha e uma malha corresponde a um instrumento. Os primeiros instrumentos analógicos eram dedicados. Atualmente, há instrumentos digitais microprocessados que também são dedicados a uma ou duas malhas de controle; são os instrumentos single loop. Instrumento compartilhado é aquele que executa a mesma função, (indicação, registro ou controle), de um grande número de variáveis, simultaneamente.

É possível se ter o compartilhamento de várias malhas com um único instrumento mecânico analógico, como o registrador multiponto, quando um instrumento registra até 24 pontos de temperatura (tag TJR .

Porém, o mais comum, é o compartilhamento do instrumento eletrônico digital. A interface para o compartilhamento é o multiplexador, que é o instrumento que converte várias entradas em uma única saída. Depois de multiplexar os sinais, há a conversão dos sinais analógicos para digital; (A/D). Quando há controle, o sinal digital deve ser reconvertido para analógico e voltar para o elemento final de controle. Usam-se o conversor digital-para-analógico e o de-multiplexador. O conjunto destas funções de multiplexar, converter e demultiplexar é feito por um único instrumento chamado de moddem (MODulador-DEModulador).

Fig. 3.20. Registro compartilhado de temperatura

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8.4. Centralizado ou distribuído O sistema de controle centralizado é aquele

que converte todas as funções de interface com o campo (unidades de E/S), interface com operador, unidades de controle analógico e digital e gerenciamento em um único instrumento.

O sistema de controle distribuído executa as funções de controle estabelecidas e permite a transmissão dos sinais de controle e de medição. As diferentes funções de interface com o campo (unidades de E/S), interface com operador, unidades de controle analógico e digital, gerenciamento são distribuídas geograficamente e interligadas pelo elo de comunicação.

Os primeiros sistemas de instrumentação analógico possuíam uma sala de controle centralizada, para onde convergiam todos os sinais de informação do processo. Na sala de controle havia ainda a tomada de decisão do controle. As primeiras aplicações de controle digital incluíam um único computador centralizado para fazer a coleta de dados e o controle do processo. O alto custo do equipamento permitia a existência de apenas um (ou dois computadores, quando havia reserva).

O uso intensivo e extensivo de microprocessadores devido a grande redução de seu custo e do equipamento de processamento de dados permitiu a distribuição da inteligência entre as diferentes fases do processo de coletar dados, condicionar sinais, tomar decisões e fornecer informação ao operador.

Inicialmente houve a aplicação com muitos pontos de controle indo para um painel centralizado, depois com o sistema digital distribuído, voltou-se a distribuir as funções de controle na área industrial. A distribuição de equipamentos de controle diminui o número e o custo das fiações entre cada sensor e a sala de controle e requer um sistema de multiplexagem confiável e um sistema de comunicação de dados.

No controle digital distribuído, as funções de monitoração e controle são distribuídas em vários painéis locais, cada um com seu próprio sistema digital, todos interligados por um sistema de comunicação. As operações são distribuídas funcional e fisicamente entre os vários processos da planta.

A tendência atual não é mais a de eliminar o operador, mas assisti-lo melhor, fornecer-lhe ferramentas mais eficientes e dar-lhe mais informações acerca do comportamento do processo, para que ele possa intervir na operação, nas situações de emergência, de modo mais eficiente e seguro. O ênfase é

colocado no desenvolvimento dos equipamentos de comunicação homem-máquina, com aquisição de dados e telas de vídeo dando a possibilidade de estabelecer um dialogo entre os operadores e o processo.

Fig. 3.21. Estação de Operação Centralizada Atualmente, os sistemas de controle

distribuído proporcionam uma grande quantidade de informação que deve ser passada gradualmente aos computadores periféricos com o fim de prover controles avançados, otimizar o controle da planta e gerenciar a sua eficiência. O êxito e eficiência destas decisões, independente do seu nível, se baseiam na informação exata disponível e na existência de um sistema padronizado de comunicação entre o sistema de controle distribuído e os computadores que se acoplam a rede.

11. Real ou Virtual

11.1. Instrumento real Instrumento real ou convencional é o

equipamento físico que executa a função para o qual ele foi projetado, construído e instalado. Ele deve ser especificado com detalhe para a função a ser executada, pois ele é pouco flexível.

Um controlador convencional deve ser especificado e comprado com as ações de controle necessárias. É muito difícil e quase impossível fazer atualização (upgrade) de um controlador convencional, para acrescentar alguma característica opcional, não prevista na época de sua compra.

Como já visto, o instrumento real pode ser montado no campo ou na sala de controle, pode ser pneumático ou eletrônico, pode ser

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dedicado ou compartilhado por várias malhas de medição e controle.

Atualmente, por causa do uso intensivo e extensivo do computador pessoal na medição e controle de processo, há uma tendência universal de substituir o instrumento real de painel pelo instrumento virtual. Porém, nem tudo pode ser virtual. Os sensores e transmissores, que são a interface com o processo, certamente continuarão a ser físicos, reais, convencionais.

11.2. Instrumento virtual Um instrumento virtual é definido como

uma camada de software, hardware ou de ambos, colocada em um computador de uso geral, de modo que o usuário possa interagir com o computador como se fosse um instrumento eletrônico tradicional projetado pelo próprio usuário.

Controlador virtual é aquele construído dentro de um computador pessoal. Atualmente, são disponíveis aplicativos para desenvolver a face do controlador (template), seu bloco funcional PID e os programas intermediários para interligar imagens, layouts, blocos e sinais externos.

Do ponto de vista do operador usuário, é muito difícil ver rapidamente as diferenças entre um instrumento virtual, constituído de programa e equipamento e um real, que é apenas equipamento. O que se vê na tela do computador não dá imediatamente um entendimento da filosofia de base. Diferente de um hardware, em que se pode abrir a caixa e olhar dentro, a arquitetura no software é abstrata e não é imediatamente visível para um olho nu.

Para dar um exemplo, quando se tem um computador pessoal com um circuito de aquisição de dados embutido, para um instrumentista ou operador de processo, o instrumento pode funcionar como indicador, registrador, controlador ou chave de atuação.

A única diferença entre o instrumento convencional e o virtual é o software e por isso tem se a idéia que o software é o instrumento.

Através do monitor de vídeo, teclado e mouse, o operador pode fazer tudo no processo industrial que é feito com o instrumento convencional, como:

1. alterar ponto de ajuste do controlador, 2. passar de automático para manual e

vice-versa e em modo manual, atuar diretamente no elemento final de controle

3. estabelecer pontos de alarme de máximo e de mínimo

4. alterar os parâmetros da sintonia (ganho, tempo integral e tempo derivativo)

Adicionalmente, como o instrumento dentro do computador possui muito mais recursos, o operador pode:

5. ver a curva de resposta do controlador para atestar o resultado da sintonia

6. ver a curva de tendência histórica

Fig. 3.23. Vista frontal de um controlador virtual

11.3. Controlador virtual comercial Como visto, o controlador é um instrumento

que recebe um sinal de medição da variável controlada (PV), recebe um ponto de ajuste estabelecido pelo operador (SP) e gera um sinal de saída (MV), que é uma função matemática específica da diferença entre a medição e o ponto de ajuste. Tipicamente, o sinal de saída vai para uma válvula de controle.

O ponto de ajuste pode ser 1. local, estabelecido pelo operador 2. remoto, determinado por um outro

sinal, por exemplo saída de outro controlador

3. remoto ou local, selecionado por uma chave

Todo controlador possui uma chave seletora para definir o modo de operação:

1. automático, quando a saída é determinada apenas pelo controlador, em função das ações e da diferença entre a medição e o ponto de ajuste

2. manual, quando a saída é gerada diretamente pelo operador

O controlador pode ter ou não ter alarme. O alarme pode ser de baixa, de alta ou ambos. Como nos indicadores, o controlador sem alarme possui uma linha do balão preta e o controlador com alarme, linha vermelha. Todo controlador possui um balão com cinza escuro, para permitir a chamada da sua face frontal, através de um gatilho.

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Fig. 3.24.Face frontal do controlador, com ponto de ajuste apenas local

Face frontal do controlador O balão cinza escura do controlador indica

que há um gatilho nele. Quando o operador coloca o cursor sobre este balão, aparece a mãozinha vermelha. Quando ele clica sobre o balão, aparece ao lado e acima do balão a face frontal do controlador, permitindo ao operador ter mais informações sobre o controlador e atuar no processo através do controlador.

A face do controlador virtual é similar a de um controlador convencional, possuindo:

1. barra gráfica verde da variável medida (PV)

2. barra gráfica azul do ponto de ajuste (SP)

3. barra gráfica vermelha da saída do controlador (MV),

4. chave seletora A/M (automático/manual). Quando está em automático, aparece a chave Auto e quando está em manual, a chave Manual.

5. Chaves (4) de atuação manual da saída do controlador, atuável somente quando o controlador está em modo manual: uma lenta e outra rápida, uma subir e outra para descer. Estas chaves não estão habilitadas quando o controlador está em automático.

6. Chave seletora Remoto ou Local do ponto de ajuste (chave opcional)

7. Chaves (4) de atuação manual do ponto de ajuste local, atuável somente quando o controlador está com ponto de ajuste local: uma lenta e outra rápida, uma subir e outra para descer. Esta chave não está habilitada quando

o controlador está em ponto de ajuste remoto.

8. Indicações digitais dos valores do ponto de ajuste (SP), variável medida (PV) e saída do controlador (MV), logo abaixo das barras gráficas.

9. Botão (ícone parecido com gráfico) para chamar a tela de tendência da variável controlada.

10. Indicação do status da abertura da válvula: A para aberta e F para fechada.

11. Botão para chamado das telas de sintonias P, I e D.

Ação Automática ou Manual Todos os controladores possuem a opção

de modo Automático ou Manual. Em modo automático (Auto), a chave de

alteração da saída não está habilitada. O operador pode alterar o ponto de ajuste local, atuando nas chaves à esquerda (SP), para aumentar ou diminuir, de modo rápido ou lento. Em modo Manual, a chave de alteração do ponto de ajuste não está habilitada. Através das chaves de atuação da saída, o operador pode atuar diretamente no processo, para aumentar ou diminuir, de modo rápido ou lento.

Fig. 3.25. Frontais do controlador: operação do controlador em modo Automático ou Manual

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Quando o operador clica na chave virtual Manual ou Auto do frontal, aparece uma janela para confirmar ou cancelar a mudança.

Fig.1.3.26. Imagem que aparece para confirmar ou canelar a transferência Auto-Manual da saída do controlador

Se o operador clicar em Auto, a ação muda

ou continua em automático; se clicar em Manual, a ação muda ou continua em manual e se clicar em Cancel, a ação continua como está (nada é alterado).

Ponto de ajuste Remoto ou Local Há controladores com ponto de ajuste local

e controladores com ponto de ajuste local ou remoto (p. ex., controlador de relação de vazões).

Em modo Manual, a chave de alteração do ponto de ajuste não está habilitada. Em modo automático (Auto) e com o ponto de ajuste selecionado para Local, a chave de alteração do ponto de ajuste fica habilitada: o operador pode alterar o ponto de ajuste local, atuando nas chaves à esquerda (SP), para aumentar ou diminuir, de modo rápido ou lento. Enquanto o controlador estiver em modo Auto e com a chave de ponto de ajuste em Remoto, as chaves de alteração do ponto de ajuste desaparecem. Neste caso, o ponto de ajuste é alterado automaticamente, através de algum sinal externo que chegue ao controlador (tipicamente é a saída de outro controlador, quando os dois estão em controle cascata).

Fig. 3.27. Frontais do controlador Local ou Remoto

Fig. 3.28. Frontais do controlador Local ou Remoto Quando o operador clica na chave virtual

Local ou Remoto do frontal do controlador, aparece uma janela para confirmar ou cancelar a mudança.

Se o operador clicar em Local, a ação muda ou continua em local; se clicar em Remoto, a ação muda ou continua em remoto e se clicar em Cancel, a ação continua como está (nada é alterado).

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Fig.3.29. Frontal de controlador com ponto de ajuste Remoto ou Local e operação Manual e Automático.

Sintonia do Controlador Quando o operador clica na tecla virtual

PID aparece uma nova face frontal dos ajustes de sintonia do controlador.

Fig. 3.31. Janela para sintonia do controlador Clicando no botão X, na parte superior

direita da janela de sintonia, ela é fechada (desaparece da tela).

Quando o operador clica na janela com a indicação digital do ganho proporcional (kp), aparece a tela para ajuste do ganho do controlador.

Fig. 3.32. Janela para entrar com o novo valor do ganho

Fig. 3.33. Janela para entrar com valor do ganho integral Quando o operador clica na janela com a

indicação digital do ganho integral (ki), aparece a tela para ajuste do ganho do controlador.

Quando o operador clica na janela com a indicação digital do ganho derivativo (kd), aparece a tela para ajuste da ação derivativa do controlador.

A sintonia do controlador (ajustes do ganho proporcional, ganho integral e ganho derivativo) é relativamente complexa e por isso, por enquanto, é feita apenas pelo Supervisor ou por instrumentista experiente.

Clicando no botão X, na parte superior direita da imagem, a face frontal do controlador é fechada (desaparece da tela).

Tela de ajuda Quando operador clica na tecla virtual

ATUALIZA, o novo valor entra e foi feita a alteração. Quando o operador clica na tecla virtual AJUDA, aparece a tela de ajuda.

Janelas de modificação de ajustes Em todas as telas de modificação de

ajustes (Modify Tag Value), há as seguintes informações:

1. Nome do tag (Tag Name) 2. Descrição do parâmetro alterado 3. Valor corrente 4. Novo valor a ser ajustado 5. Janela com o novo valor 6. Teclas para confirmar (OK), Cancelar

(Cancel) ou de Ajuda (Help). Se operador clica em OK, o novo valor é

confirmado; se clica em Cancel, o antigo valor é mantido. Quando ele clica em Help, aparece a janela de ajuda.

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4. Sistemas Digitais

1. Introdução Atualmente, os instrumentos são utilizados

em sistemas integrados e completos, que podem ser abertos ou proprietários. Sistema aberto é aquele cujos equipamentos e protocolos de ligação podem ser fornecidos por vários fabricantes diferentes. Sistema fechado ou proprietário é aquele patenteado, que só pode ser fornecido por um unido fabricante. Atualmente, é raro se utilizar instrumentos isolados para a medição, controle, monitoração e automação de algum processo.

A base do sistema de controle é o computador digital, que pode ser de uso geral ou específico. Geralmente, o que determina o tamanho e as características do sistema é o tipo de processo e a aplicação. Os principais sistemas utilizados são: 1. Sistema Digital de Controle Distribuído

(SDCD) 2. Controlador Lógico Programável (CLP) 3. Controle Supervisório e Aquisição de

Dados (SCADA) De um modo resumido pode-se dizer que

se utiliza 1. o SDCD para o controle de processos

contínuos complexos, que incluem muitas malhas de controle PID.

2. o SCADA para controle de processos simples, que tenham muitas operações de liga-desliga.

3. o CLP é utilizado para prover o alarme e intertravamento do processo ou como coletor de dados no sistema SCADA. Assim, o SCDC é aplicado para o controle

e a monitoração de refinarias de petróleo, siderúrgicas e de grandes plantas com controle contínuo, nas áreas de papel & celulose, indústria farmacêutica. O SCADA é usado na monitoração e controle de terminais de óleo e gás, plataformas de petróleo, onde os processos incluem movimentação de fluidos.

Embora o CLP seja um dos componentes do SCADA, ele também é utilizado em combinação com o SDCD, em sistemas complexos. Nessa configuração, o SDCD é responsável pelo controle regulatório e avançado do processo e o CLP é responsável

pelo alarme e intertravamento do mesmo processo. Por questão de segurança e da causa comum, as normas (IEC 61 508 e ISA 84.01) não permitem que um mesmo sistema (por exemplo, o SDCD) seja responsável simultaneamente pelo controle e pela segurança do mesmo processo.

2. Sistema Digital de Controle Distribuído (SDCD)

2.1. Introdução O primeiro sistema digital de controle

distribuído (SDCD) foi lançado no mercado em 1974, pela Honeywell, modelo TDC 2000. Desde então, ele percorre um longo caminho, sempre evoluindo e usufruindo as vantagens inerentes ao avanço tecnológico da eletrônica e da informática. Assim, já há várias gerações de SDCD, com diferenças significativas nos elementos chave de seu sistema, incluindo filosofia de operação, microprocessadores e esquemas de comunicação.

Por conveniência, o SDCD deve ser ligado a instrumentação de campo (transmissores e válvulas) inteligente ou microprocessada. Os benefícios se referem a facilidade de interfaceamento, redução de fiação, melhor desempenho metrológico global, facilidade de rearranjo remoto, possibilidade de diagnostico e redução de custos de compra e calibração dos instrumentos.

A alta densidade de dos módulos de entrada e saída (I/O) pode economizar painéis e espaço em grandes sistemas de SDCD. Também há economia na fiação entre os equipamentos de campo e o SDCD, mesmo quando se tem redundâncias de comunicação, pois uma linha de comunicação redundante através de toda a planta custa muito menos do que centenas ou até milhares de fios individuais entre o campo e a sala de controle central.

Atualmente, no Brasil, os SDCDs mais usados são da Emerson, Foxboro (Invensys) e Yokogawa. Alguns sistemas antigos foram construídos por fabricantes que agora pertencem a uma destas três grandes

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empresas. Por exemplo, o SDCD da Fisher Controls, Provox, agora é fabricado pela Emerson, que também fabrica o DeltaV. Outros sistemas menos usados são da Bailey (Infi90), Taylor (Mod300), Fischer & Porter (DCI F&P), Measurex (Vision) e Honeywell (TDC 3000).

Atualmente, todos os sistemas digitais apresentam aproximadamente as mesmas características e capacidades e estão sempre evoluindo, para tirar as vantagens da eletrônica, comunicação digital e informática. Os detalhes e especificações de cada sistema podem ser obtidos facilmente dos fabricantes, inclusive pela internet.

Fig. 4.1. Filosofia do SDCD Fig. 4.2. SDCD com Fieldbus Foundation

2.2. Emerson O SDCD da Fisher Controls é o Provox©.

Os consoles de operação Provue permitem alarme, gerenciamento, controle da variável, opção de tela com toque (touch screen) e interface do operador com os circuitos da área local da planta através da Janela de Aplicação.

A estação de trabalho de engenharia Proflex fornece um método de entrada de formulários de banco de dados relacional implementado em uma Unidade de Aplicação de desktop da Fisher ou de qualquer

computador da DEC VAX/VMS. Depois que a Fisher Controls foi comprada

pela Emerson, um novo sistema digital foi lançado no mercado, chamado DeltaV, que é considerado um sistema híbrido intermediário entre um SDCD e CLP. Aplicação típica de DeltaV é em controle de Unidade de Produção de Gás Natural (UPGN), anteriormente feito com o sistema SCADA, baseado em CLP. Embora mais simples que um SDCD convencional, o DeltaV é também um sistema poderoso e caro. O DeltaV veio para substituir o Provox e é também considerado parte da arquitetura PlantWeb, da Emerson, que apresentou resultados revolucionários nas várias aplicações no mundo.

O DeltaV é um sistema de automação da Emerson Process Managements, que tem o nome derivado da equação de engenharia para aceleração: dv/dt, a mudança da velocidade por mudança de tempo. O sistema DeltaV faz planejamento, engenharia, instalação, comisssionamento, treinamento, operação e manutenção do processo, de modo fácil e acelera o sucesso do usuário, ao melhorar o desempenho de sua planta.

O sistema DeltaV possui barramentos digitais de comunicação e controle avançado incorporado, para facilitar a integração e otimização e aumentar a produtividade da planta. Os protocolos de comunicação podem ser Hart, Fieldbus Foundation e pode também incluir o AMS para facilitar e apressar a calibração, configuração e diagnostico e para oferecer flexibilidade de integração com suporte para outros protocolos como AS-i, DeviceNet e Profibus.

O sistema DeltaV oferece capacidade de acessar a informação através de toda a empresa, com suas tecnologias embutidas de OLE para Controle de Processo (OPC) e XML.Com as ferramentas avançadas de controle embutidas, o DeltaV pode reduzir facilmente a variabilidade do processo e pode oferecer sintonia fácil e sofisticada para calcular e controlar os parâmetros do processo para malhas de controle regulatório PID, lógica Fuzzy e redes neurais.

O DeltaV pode ser usado para fazer o controle do processo e também pode ser o sistema instrumentado de segurança (SIS) para fazer a proteção de outros sistemas digitais de controle. SIS é um sistema composto de sensores, circuitos lógicos e atuadores que opera para levar o sistema para uma condição segura, quando ocorrem determinadas condições previstas. Um SIS com DeltaV é inteligente e pode fazer continuamente o diagnóstico de sensores, sistemas lógicos e elementos finais de controle.

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Fig. 4.3. DeltaV usado como SIS Fig.4.4. Sistema DeltaV simples Fig.4.5. Sistema Delta V mais complexo

2.3. Foxboro Nos equipamentos da série I/A, Inteliggent

Automation, tais como medidores de vazão e sistemas de indicação de nível, estão uma parte integral do sistema, permitindo a verificação da manutenção, capacidade de diagnostico e a configurabilidade através do console do sistema. Mais ainda, a comunicação digital continua entre os transmissores e o sistema prove acesso para tal informação como as medições primarias, medições de temperatura por transmissor, diagnósticos, salvo de falha, ajustes de amortecimento, unidades de engenharia, localização física e data da ultima calibração.

Pela integração dos três domínios do controle - continuo, seqüencial e lógico - em um único sistema operacional, a série I/A permite as opções de desempenho, tais como partida e desligamento automáticos de unidades continuas e intertravamento integrados em sistemas de batelada.

A série I/A oferece um sistema de gerenciamento da informação do tipo relacional projetado para ser capaz de tratar com informação de tempo real da planta. Esta base de informação, junto com ferramentas de aplicação de alto nível, fornece capacidade de solução de tempo real.

Fig. 4.6. Sistema IA da Foxboro (Invensys)

Armários cegos do sistema IA

Estação de operação do sistema IA

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2.4. Yokogawa O SDCD da Yokogawa é o Centum, que é

disponível em dois modelos diferentes em função do tamanho da aplicação:

CS1000 – para sistema pequeno CS3000 – para sistema grande. Um dos conceitos básicos do Centum

CS1000 é o controle eficiente através de simples operação, combinando a funcionalidade do DCS com a simplicidade de operacional um PC. Ele possui uma poderosa interface com controles amigáveis para operação, controle e manutenção de plantas industriais de médio e pequeno porte

Fig.4.7. Centum CS1000 O CS 3000 é o SDCD da Yokogawa de

grande porte. Ele integra a versatilidade e confiabilidade de seu predecessor série Centum com o ambiente aberto de um computador pessoal. O sistema é de fácil operação, possui mais funções de controle, engenharia eficiente e excelente relação de custo e beneficio.

Suas interfaces abertas permitem a troca de informação com Softwares de Supervisão de Recursos Empresariais (ERP) e Sistemas de Produção (MES), criando um estratégico sistema de informação e administração para sua planta.

Fig. 4.8. Sistema Yokogawa CS3000

3. Controlador Lógico Programável (CLP)

3.1. Conceito O controlador lógico programável (CLP) é

um equipamento eletrônico, digital, baseado em microprocessador, que pode

1. Controlar um processo ou uma máquina

2. Ser programado e reprogramado rapidamente

3. Ter memória para guardar o programa. O programa do usuário (e.g., diagrama

ladder) é inserido no CLP através de microcomputador, teclado numérico portátil ou programador dedicado. Depois de carregado o programa, o programador é desconectado do CLP.

Como o CLP é fácil de projetar e instalar e relativamente barato, quando comparado a um SDCD, ele é o sistema digital default para coletar dados de processo.

O CLP foi projetado para uso em automação de fabrica, quando a operação requeria tarefas muito rápidas, repetitivas, como em linhas de montagem. Estas exigências não são típicas de uma planta de processo, mas há algumas operações que podem usar as capacidades poderosas de um CLP, principalmente as de alarme e intertravamento. O CLP de hoje pode ser muito mais eficiente para executar sequenciamento, operações de alarme e de intertravamento. O controle em tempo real para intertravar motores e equipamentos relativos se tornou muito prático dentro do CLP usado no mundo do controle de processo. Um bom exemplo disto é o controle de processo de batelada com funções de gerenciamento do processo configurado através de um computador pessoal ou estação de trabalho de operação do tipo PC.

O controlador lógico programável varia na complexidade da operação que ele pode controlar, mas ele pode ser integrado em redes de comunicação digitalcom outros CLPs, computadores pessoais, sistemas de analise, sistemas de monitoração de maquinas rotativas e SDCDs, Geralmente, mas nem sempre, estas redes são ponto a ponto, significando que um CLP pode falar com outro diretamente sem ir através de outro equipamento intermediário.

O CLP pode ser uma alternativa, econômica, do SDCD, onde não são envolvidas estratégias de controle de malha de processo sofisticadas. As aplicações típicas de CLP são:

1. Parada e partida de equipamentos 2. Alarme e intertravamento de segurança 3. Movimentação de óleo e gás

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4. Engarrafamento e empacotamento 5. Processo de batelada simples As vantagens do CLP são: 1. Excelente capacidade de manipular

lógica, seqüencial e intertravamento 2. Programação ladder de fácil

entendimento 3. Custo baixo, permitindo a

personalização das funções do produto 4. Pode operar em ambiente hostil 5. Altíssima confiabilidade, sendo um

produto comprovadamente fácil de se manter

6. Oferece alto nível de flexibilidade e escalabilidade

7. Possui tamanho compacto e requer pouco espaço

As desvantagens do CLP no controle de processo são:

1. É não determinístico, ou seja, sem habilidade de prever o tempo de resposta, que é desastroso para o controle PID. O CLP é determinístico somente se a interrupção de tempo real for disponível e usada para PID.

2. Limitado em sua capacidade de fazer controle PID contínuo, principalmente em controle multivariável.

3. Dificuldade de implementar técnicas de otimização de controle, tipicamente disponíveis nos SDCDs.

4. Necessidade de computador pessoal para interfacear com os controles de processo e outras operações mais complexas.

5. Não possui interface homem-máquina, requerendo uso de um computador pessoal, quando for necessária esta interface.

6. Necessidade de configurar o CLP em separado da configuração do PC e do SDCD, em sistemas combinados.

7. Geralmente o fabricante de CLP não possui especialistas em controle de processo.

3.2. Construção O CLP fica condicionado em gabinetes com

dimensões adequadas para alojar os seus componentes. O arranjo interno deve permitir o acesso livre aos componentes substituíveis (tipo plug in) para facilitar a manutenção e expansão.

Cada gabinete deve ter uma placa de identificação de acrílico com o número do CLP e do gabinete, fixado por rebites ou parafusos em local visível.

Cada módulo I/O e a fiação interna de todos os módulos do sistema devem ser identificados pelo método padronizado. A

identificação pode fixada com arame, fitas adesivas ou qualquer outro modo aceitável.

Os gabinetes devem ser resistentes à corrosão. Eles devem ser tratados contra corrosão com pintura ou revestimento externo por um processo eletrostático.

A cor de acabamento dos gabinetes geralmente é cinza claro (Munsell 065).

Blocos terminais com fusíveis devem ser usados para sinais analógicos e solenóides.

A fita terminal deve ser separada de acordo com o tipo de sinal (4 a 20 mA, sensores de temperatura a resistência, termopares, sinais discretos de chaves). Os condutores com a alimentação de 127 V ca devem ser igualmente segregados.

A fita terminal deve ter classe de isolação adequada, típica de 750 V.

Os cabos internos devem ser do tipo à prova de chama e de acordo com as cores padronizadas.

3.3. Operação do CLP Como todo sistema digital, o CLP opera de

modo descontínuo, por ciclos de varredura. O CLP recebe sinais do processo através de seus módulos de entrada e atua nos elementos finais de controle através de seus módulos de saída. Esta atuação vai depender do status dos sinais de entrada, do programa (ladder) que o CLP executa e do status dos sinais de saída.

Fig. 4.9. Esquema de funcionamento do CLP

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3.4. Varredura do CLP Embora possa haver pequenas diferenças

entre CLPs, especialmente o que eles fazem durante a inicialização, o ciclo de varredura de três passos é sempre o mesmo: 1. Passo de inicialização preprogramado,

que é executado uma vez, sempre que o CLP é colocado em modo de operação (RUN), antes que o três passos do ciclo de varredura sejam executados pela primeira vez.

2. O ciclo de varredura de três passos consistem de: a) Uma varredura de entrada. O CLP lê

os dados de todos os módulos de entrada (adquirindo dados de sensores ligados aos módulos de entrada). Este dado de entrada é colocado em uma área da memória do módulo da CPU reservado para imagens dos dados de entrada

b) Varredura do programa do usuário. O programa de controle escrito pelo usuário é rodado uma vez, do inicio até o fim. O programa contém instruções para examinar dados da imagem de entrada e para determinar que valores o CLP deve colocar nas saídas que vão para os atuadores. O CLP não escreve os dados de saída nos módulos de saída ainda, mas os salva em uma área da memória RAM da CPU reservada para imagens dos dados de saída. O programa do usuário pode examinar e alterar todas as áreas endereçáveis da memória RAM. (Isto significa que os dados de imagem da entrada podem ser alterados pelo programa do usuário e os dados de saída podem ser examinados). Alguma memória RAM não é endereçável, de modo que ela não pode ser alterada pelo programa do usuário. O programa do usuário, por exemplo, não está em uma memória endereçável.

c) Uma varredura de saída. Durante este passo, o CLP copia todos os dados da área da imagem de saída da CPU para os módulos de saída.

Cada vez que o CLP termina um ciclo de varredura e começa outro, o sistema operacional também roda um timer watchdog. O timer watchdog roda enquanto é executado o ciclo de varredura. Se o timer watchdog atinge seu valor pré-ajustado antes de ser reiniciado (se um ciclo de varredura leva um tempo anormalmente grande para terminar), o CLP vai imediatamente para o modo de falha (fault) e para de operar. Depois de falhar, o CLP

geralmente requer a intervenção do operador para voltar a operar. A maioria dos CLPs possui programa operacional com diagnóstico de falhas.

Fig. 4.10. Ciclos da varredura do CLP

Fig. 4.11. Varredura e interrupção

3.5. Capacidade do CLP Cada CLP deve apresentar a seguinte

capacidade básica: a) Coleta de sinais analógicos e discretos b) Saídas de sinais analógicos e discretos c) Execução de seqüências e controle PID d) Interfacear outros equipamentos digitais e) Capacidade de comunicação com a

Estação de Operação, quando houver SCADA.

3.6. Configuração de CLP A configuração das seguintes funções

mínimas deve ser possível: a) Relé básico b) Temporização no ligamento,

desligamento, retentivo ou não, com base e tempo de 1 e 0,1 s.

c) Contador crescente ou decrescente d) Transferência de blocos e) Transmissão por exceção de mudança

de status f) Lógica booleana (AND, OR, NO) g) Operações matemáticas (soma,

subtração, multiplicação, divisão, raiz) h) Seqüenciadores

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i) Comparadores (maior, menor, maior ou igual, menor ou igual, igual, não igual)

j) Linearizadores k) Controle PID l) Calculo matemático de ponto flutuante

para a correção da vazão devida a pressão e temperatura

m) Integração de vazão instantânea durante intervalo de tempo

n) Filtro de sinais analógicos Todo CLP deve ter um código de

identificação alfanumérico que deve registrar em sua memória e ser acessível tanto localmente pelo terminal de programação como remotamente pela Centro de Supervisão e Controle.

Os programas de operação devem ser armazenados em memória EPROM. AS memórias RAM de armazenamento devem ser protegidas por baterias.

Valores referentes à composição do gás devem ser localmente (manual ou por entrada analógica) ou remotamente carregados pelo Centro de Supervisão e Controle.

Todos os dados, parâmetros e versões de programa devem ser acessíveis do terminal de programação.

O CLP deve totalizar a medição de transferência de custódia. Esta totalização se refere à soma das vazões parciais em cada seção de medição e deve ter de 1 a 4 canais de medição.

Os controladores PID devem permitir, localmente, do terminal de programação ou, remotamente, pelo Centro de Supervisão e Controle, a determinação, entre outras coisas, do valor do ponto de ajuste, o modo de operação (automático ou manual), os parâmetros de ganho, os fatores derivativo e integral. O controlador deve também permitir o ajuste da banda morta do erro.

O CLP deve remotamente soar o alarme no Centro de Supervisão e Controle em cada ocorrência de falha.

O CLP deve permitir a programação através de programa configurável de alto nível.

O CLP deve ser capaz de executar a re-partida automática na volta da falha de alimentação.

O CLP foi criado para substituir relés eletromecânicos e por isso é programado usando lógica de relés. Quando o CLP começou a ser aplicado em controle PID de processo mais complexo, foi necessário criar linguagem de programação mais poderosa, como a de Blocos de Função.

Cada CLP deve ser configurado separadamente. É requerida disciplina para evitar duplicação de tags de processo.

Estratégias complexas são geralmente confinadas a CLPs individuais.

PC deve ser configurado para se comunicar com cada CLP para achar as variáveis específicas, depois configurado para telas e depois para histórico e depois para tendências.

Sistemas com CLP usualmente possuem bases de dados múltiplas para configurar e se manter casadas.

Fig. 4.12. Armário de um CLP Fig. 4.13. Diagrama de blocos do CLP

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3.7. Equipamentos associados A instrumentação de campo

(transmissores, chaves) ligada ao CLP deve ser alimentada pelo CLP

1. Através dos módulos de entrada e saída

2. Através de fonte externa de 24 V cc, mas disponível no CLP.

O CLP deve ter LEDs, na parte frontal dos módulos, fonte e CPU, para indicar suas condições de operação.

Todas as conexões do CLP (cada porta de comunicação I/O e conexão de fonte de alimentação) devem ter proteção contra transientes.

Cada CLP deve ter um clock interno permitindo o registro de ocorrências de alarme e de evento com tempo estampado.

O equipamento não deve gerar interferência que possa atrapalhar a operação de outros equipamentos eletrônicos, nem ter sua operação afetadas por estes equipamentos.

Todos os módulos de entrada e saída (I/O) devem trabalhar permanentemente energizados, nas condições normais de operação. Cada módulo I/O deve ter um fusível de proteção individual.

Cada módulo de entrada deve ter, no mínimo, as seguintes características:

1. Isolador óptico para os sinais de campo e circuitos internos lógicos (mínimo de isolação de 1 500 V). Esta isolação deve ser independente para cada módulo I/O.

2. Proteção contra transientes de tensão, picos de corrente, transitórios e interferência de 60 Hz, interferência de rádio freqüência e descarga atmosférica.

3. Proteção contra inversão de polaridade.

Os módulos de entradas discretas devem ter filtros e LEDs para indicar status da entrada (ligada ou desligada).

Os módulos de entradas analógicas devem ser capazes de operar com os sinais padrão de 4 a 20 mA, para transmissores de 2 ou 4 fios. O CLP também deve ter módulos de entrada para receber sinais de RTD (Pt 100) e termopares (com juntas de compensação).

As saídas discretas devem ter as seguintes características: 1. Contatos secos normalmente abertos 2. Capacidade de contato de 2 A, a 24 V cc, 1

A a 125 V cc ou 2 A a 127 V ca 3. Tipo relé. Quando a fonte de alimentação

não for interna ao CLP, este relé deve ser externo ao módulo de saída discreto.

4. Cada saída analógica deve ter as seguintes características:

5. Alimentar cargas com impedância de até 1 000 Ω.

6. Ajuste independente de zero e de amplitude de faixa, para cada canal.

3.8. Dimensionamento do CLP Cada CLP deve ser dimensionado

(módulos eletrônicos, gabinetes de ligação, fiação, terminais) para o número total de entradas e saídas, especificadas na documentação.

O CLP e gabinete devem ser fornecidos com todo equipamento necessário para uma expansão futura de 15 % dos pontos totais, simplesmente pela inserção de novos módulos de I/O e cabos de instrumentos de campo, sem a necessidade de qualquer outro material.

A fonte de alimentação deve ser capaz de suportar transiente de até 30% das variações na tensão de entrada para um período de 10 segundos sem perturbar seu trabalho.

A fonte de alimentação deve ter suas saídas protegidas contra sobre tensão, sob tensão e sobre corrente e em qualquer um destes eventos, deve desligar automaticamente e se manter em seu estado até que o defeito seja corrigido.

Três saídas analógicas devem ser fornecidas para enviar informação para o comprador do gás.

3.9. Comunicação de dados O CLP deve ter o equipamento e programa

necessários para se comunicar com o Centro de Supervisão e Controle através de meios de comunicação.

O CLP deve ter o equipamento e programa necessários para se comunicar com o computador de vazão e Cromatógrafo, através de meios de comunicação serial. Esta comunicação deve ocorrer, preferivelmente, através do protocolo Modbus/RTU (da Modicon), embora outros protocolos digitais possam ser usados.

O CLP deve se comunicar com os Computadores de vazão e Cromatógrafos, acessando todos os valores coletados e calculados, bem como os valores internos e alarmes do estado da operação.

3.10. Terminal de programação O Terminal de Programação adequado

deve ser um notebook, compatível com a norma IBM PC, com as seguintes características:

1. Pentium IV, mínimo de 1,6 MHz

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2. 256 MB RAM, expansível para 512 MB 3. Bateria de longa duração, com

capacidade mínima de 2 horas de operação sem recarga

4. Display LCD VGA, com tela de matriz ativa e com tela mínima de 10 “.

5. Drive de disco flexível de 3 1/2” (1,44 MB)

6. Disco rígido de 10 GB, quando formatado, interface IDE, tempo de acesso máximo de 12 ms

7. Unidade de leitura de CD-ROM, com uma velocidade de 52X ou maior

8. Trackball integrado 9. Slot de expansão PCM CIA tipo II 10. Porta paralela padrão Centronics, para

impressora 11. Porta serial 12. Conexões para teclado externo e

monitor externo VGA O notebook deve vir junto com uma fonte

de alimentação ac/dc, cabos, maleta e uma série de manuais do computador e acessórios.

Os seguintes programas devem estar instalados:

1. Windows 2000 2. Utilitários do CLP (para confecção de

diagrama ladder ou bloco de funções) 3. Aplicativo para operação e manutenção

de equipamentos em uso.

3.11. Sistema de Comunicação A comunicação entre o CLP e o VSAT será

feita por meio de um RTUfep, que terá: 1. Computador com um processador

386, RAM de 8 MB 2. Disco em um chip de 16 MB 3. 2 portas seriais 4. Porta Ethernet (10 base T) com

conector RJ 45 5. Tensão de operação 110/220 V ca

Para os equipamentos que requeiram comunicação através de links seriais, esta comunicação ocorre por meio de uma porta RS 485, usando o protocolo Modbus/RTU, da Modicon (Pimbus 300), com as seguintes características:

1. Velocidade de transmissão mínima de 9 600 baunds/segundo

2. Máster de comunicação a ser executado pelo CLP

O sistema de comunicação deve tornar um canal disponível para ligar o Centro de Supervisão e Controle e todas as Estações Remotas.

4. Controle Supervisório e Aquisição de Dados (SCADA)

4.1. Introdução SCADA é o acróstico de Supervisory

Control And Data Acquisition – Controle Supervisório e Aquisicao de Dados. SCADA é um sistema de controle tipicamente usado para monitorar e controlar processos que tenham muitas operações de liga e desliga e poucas malhas de controle analógico PID. O sistema SCADA é usado principalmente para partir e parar unidades remotas e não é usado para o controle do processos complexos.

Exemplos de processos simples:,unidades de transferência de produtos em tubulações por bombas (líquidos) ou compressores (gases), distribuição de água e distribuição de energia elétrica. Tais sistemas utilizam intensiva e extensivamente o sistema SCADA. Exemplos de processos complexos, que requerem muito controle analógico PID: refinaria de petróleo, planta química ou petroquímica. Nestes processos, a tecnologia empregada é o Sistema Digital de Controle Distribuído, mais complexo, caro e poderoso que um sistema SCADA.

Antigamente o termo controle supervisório significava o sistema onde o computador digital estabelecia o ponto de ajuste e outros parâmetros dos controladores analógicos.

Há sistemas SCADA proprietários, de um único fabricante, que já está interligado com todas interfaces e drivers proprietários. São sistemas mais caros, menos flexíveis, porém já prontos para o uso. Exemplo clássico: MOSCAD, da Motorola.

A tendência atual é utilizar sistemas com protocolos e programas abertos, podendo utilizar equipamentos de diferentes fabricantes. Os equipamentos básicos deste SCADA são:

1. Controlador Lógico Programável (CLP) para fazer a aquisição de dados

2. Computador Pessoal (PC) para rodar o supervisório e constituir a estação de operação ou a interface humano-máquina (termo mais correto que homem-máquina, que é machista. Gostaram, meninas?).

Neste sistema, tem-se vários fornecedores de CLP (Siemens, Modicon, Rockwell, GE Fanuc, Hitachi, Reliance) e vários aplicativos (InTouch, IFix, VXL). Há maior flexibilidade, porém, há maior dificuldade de integração do sistema.

Um sistema de Controle Supervisório e Aquisição de Dados (SCADA) coleta e

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armazena dados para uso futuro. Os dados podem ser analógicos, discretos ou digitais. Os dados analógicos podem ser do tipo:

1. 4 a 20 mA cc, 2. tensão de mV de células de carga, 3. tensão de termopares dos tipos J, K, R,

S, T B e E, 4. resistências detectoras de temperatura, 5. pulsos de turbinas medidoras de vazão, 6. freqüência de sinais de transmissores

de vazão magnéticos, 7. freqüências de medidores tipo vortex

ou coriolis) Fig. 4.14. Visão geral de um SCADA Estes sinais analógicos ou de pulso são

convertidos para a forma digital conveniente para uso dentro do sistema digital de aquisição de dados.

Dados discretos são as saídas de chave, que podem ser 0 ou 1.

Os sinais digitais, como protocolo HART®, Fieldbus Foundation, entram no sistema através da rede de comunicação digital.

Há uma distinção clara entre sinal digital e discreto (ou binário). O sinal ou protocolo digital é constituído de vários bits (p. ex.: 16, 32 ou 64) e tem muitos recursos. Exemplos de

protocolos digitais: HART, Fieldbus Foundation, Modbus. O sinal discreto ou binário é aquele fornecido por uma chave elétrica e possui apenas um bit de informação: ligado ou desligado. Há autores e manuais que chamam o sinal discreto de digital, diferente de nossas definições. Há ainda o sinal de pulso, cuja informação pode estar na amplitude, na freqüência, na duração ou na posição do pulso. Exemplos de sinais: saída de turbina medidora de vazão, saída de medidor magnético de vazão.

Fig. 4.15. Sistema SCADA tradicional Um modo claro para mostrar a diferença

entre sinal discreto e digital, em um CLP é que os sinais discretos entram através de módulos de entrada e sinais digitais através da porta da CPU do CLP.

Na maioria das aplicações industriais, a aquisição de dados é feita por controladores lógico programáveis (CLP) que possuem as interfaces de entrada e saída padronizadas e com preço conveniente. Outra vantagem de se usar um CLP como sistema de coleta de dados é a facilidade de driver de comunicação entre ele e o microcomputador onde será rodado o programa aplicativo para realizar o controle supervisório do processo.

Quando os dados são coletados a grandes distâncias, eles são transferidos através de fios físicos, por uma onda de rádio freqüência portadora ou através de linha telefônica ou por uma combinação qualquer destas três técnicas.

Estes dados devem estar disponíveis em um único local centralizado, e podem ser indicados, registrados, totalizados, analisados e alarmados, que é a estação de operação. É também desejável que o operador, além de coletar os dados e saber os status dos dispositivos remotos, possa atuar no processo, abrindo e fechando válvulas motorizadas, ligando e desligando motores de bombas e compressores, enviando sinais analógicos para atuar em válvulas de controle. Nestas

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aplicações, os sinais digitais do sistema de aquisição de dados devem ser convertidos de volta para a forma analógica e aplicados a algum tipo de atuador no processo.

Neste ponto, deve-se projetar e construir equipamentos digitais que executem todas estas tarefas. Este equipamento é a Estação de Operação, que tipicamente é um computador pessoal (PC), que roda um software aplicativo de Controle Supervisório.

Fig. 4.16. Componentes do SCADA

4.2. Equipamento (Hardware) A plataforma de operação do sistema de

aquisição de dados e controle supervisório é um microcomputador, rodando um programa aplicativo. Através de configuração de telas, o operador pode selecionar através do teclado ou mouse do computador diferentes visões do processo, desde uma malha isolada até o processo completo (overview).

O monitor do computador irá substituir os painéis convencionais com botoeiras, instrumentos de display, anunciador de alarme e painel sinóptico. As chaves liga e desliga e as botoeiras de partida e parada são substituídas por teclas ou são atuadas através da tela especial (touch screen). Têm-se agora chaves lógicas ou virtuais que funcionam exatamente como se fossem reais.

O monitor do computador substitui os instrumentos de display. Através do programa

de configuração, o operador pode selecionar telas que apresentam os valores numéricos das variáveis de processo de diferentes modos, à sua escolha. Os valores podem aparecer ao lado dos equipamentos associados. Por exemplo, o nível do tanque pode ser apresentado em percentagem ao lado do desenho do tanque, a vazão que passa por uma tubulação pode ter o valor instantâneo mostrado junto da tubulação, a temperatura de um reator pode ser mostrada em diferentes posições, em valores digitais. Através da configuração de tela, os instrumentos virtuais podem se parecer com instrumentos convencionais, com escala analógica (gráfico de barras simula a escala analógica), com botões, chaves seletoras e chaves de atuação.

A totalização da vazão ou de outra variável (por exemplo, tempo acumulado de operação de motor de bomba) pode ser apresentada na tela do monitor, em tamanho e cor definidos pelo usuário.

O anunciador de alarme é eliminado e agora os alarmes são listados pelo computador, mostrados na tela do monitor ou impressos em papel, se necessário. O alarme sonoro continua existindo. O usuário pode definir um código de cores para diferentes tipos de alarme. No diagrama do processo mostrado na tela do monitor do computador, as variáveis alarmadas podem assumir diferentes cores.

Fig. 4.17. Sala de controle do sistema SCADA Também no sistema, os status dos

equipamentos podem ser definidos e observados na tela do monitor. Assim, por exemplo, válvulas fechadas podem ser representadas em vermelho, abertas em verde e em posições intermediárias, em azul.

Tudo que era feito através da instrumentação convencional contínua sendo

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feito, porém, o operador vê o processo através de uma janela. Sua interface para ver o que está ocorrendo é a tela do monitor e sua interface para atuar no processo é o teclado do computador, mouse, trackball (mouse com esfera) ou a própria tela do monitor se ela for sensível ao toque (touch screen).

Este sistema supervisório facilita muito a vida do operador. Relatórios que anteriormente eram escritos à mão agora são automaticamente impressos. A partir do aperto de uma tecla, o operador pode ter uma lista de todos os pontos que foram alarmados nas últimas 24 horas de operação.

Fig. 4.18. Funções do SCADA Fig. 4.19. Interface Humano-Máquina Fig. 4.20. Estação de operação do SCADA

Concluindo: um conjunto integrado de sistema de aquisição de dados, programa de controle supervisório e um microcomputador, pode ser uma alternativa econômica para um Sistema Digital de Controle Distribuído. Por causa de suas limitações de desempenho e conveniência geral apresentadas por um sistema com microcomputador, estas aplicações são idéias para processos onde o custo é crítico e o controle é simples. Este conceito certamente cria a expectativa e a visão do futuro para aplicações abertas. Mesmo com suas limitações, o sistema pode ter ou fazer:

1. Gerenciamento de banco de dados relacional,

2. Pacote de planilha de cálculo 3. Capacidade de controle estatístico de

processo 4. Processador de texto 5. Gerenciamento de display orientado

para objeto 6. Estação de trabalho orientada para

janela 7. Troca de informações com outros

sistemas da planta 8. Comunicação com outros sistemas

digitais, como controlador lógico programável, controlador digital single loop, sistema de monitoração de máquinas rotativas, sistema de análise da planta

9. Interoperabilidade entre outras plataformas digitais disparatadas.

4.3. Programa Aplicativo (Software) A operação de selecionar uma malha,

iniciar uma entrada de dados, atuar em determinado dispositivo remoto, apresentar uma lista de alarmes não é feita milagrosamente, mas deve ser prevista e programada. Para facilitar as coisas, são disponíveis vários programas aplicativos no mercado, para que usuário realize seu controle, sendo os mais conhecidos:

1. Intouch, da Wonderware 2. FicsDmacs, da Intellution 3. Oasys, da Valmet 4. Wizcon, da Wizcon 5. Elipse, da Elipse Software 6. RSView, da Allen-Bradley 7. Aimax, da Smar

Um programa aplicativo supervisório é usado para confeccionar telas, animar objetos, permitir a monitoração e atuação do processo através da estação de controle. Os aplicativos possuem bibliotecas com figuras, imagens, símbolos e ícones já prontos e fáceis de serem

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usados, bastando ao programador apenas a sua configuração e endereçamento.

Geralmente, a comunicação não é feita por fios físicos, mas por transmissão de radio, linhas telefônicas ou mesmo satélites. Os tempos de atraso destes sistemas SCADA induzem a não confiar na monitoração e controle dos detalhes do processo em si, que está à distância. A porção do controle supervisório cuida principalmente de ligar, desligar equipamentos ou contornar unidades danificadas por acidente.

Fig. 4.21. Tela típica do InTouch Qualquer comunicação nestas

transmissões remotas deve conviver com grandes tempos de atraso entre o comando e a execução da ação. É também freqüente interrupções inesperadas da comunicação. Estes atrasos e interrupções impedem um controle contínuo do processo, embora haja técnicas para acomodar estas limitações, como a rotina de verificar antes de executar os dados de transmissão.3.8. Programa Supervisório

O programa supervisório é o Oasys, da Metso. Ele está rodando no Centro de Supervisão e Controle, no Rio de Janeiro, RJ. É um sistema existente que deve ser melhorado para ser capaz de operar as novas partes que estão neste escopo. Ele tem uma Base de Dados em Tempo Real, uma Base de Dados Histórica, interfaces humano-máquina e todos os componentes usualmente necessários neste tipo de sistema.

A comunicação com o CLP é bidirecional e ocorre através de links de satélite.

No nível de engenharia, todo acesso será permitido em todas as funções de edição, incluindo configuração, registro de senhas e níveis de prioridade e todas as outras funções de gerenciamento do sistema.

O Programa Supervisório tem facilidades para configurar todas as funções especificas nas Estações Remotas.

5. Protocolos de comunicação

5.1. Introdução Em uma malha de medição e controle de

processo, os instrumentos necessitam se comunicar entre si. Quando o sinal era analógico, esta compatibilidade foi conseguida com a padronização dos sinais: pneumático em 20 a 100 kPa (3 a 15 psi) e eletrônico (4 a 20 mA cc). O sinal analógico continha apenas uma informação, que estava na amplitude do sinal proporcional ao valor da medição.

Com o sinal digital, as coisas se complicam porque se quer usar a capacidade digital de comunicação de transmitir vários sinais simultaneamente em um único meio (fio trançado, cabo coaxial, cabo de fibra óptica), que é compartilhado por todos os sinais de informação.

Protocolo é o conjunto de regras semânticas e sintáticas que determina o comportamento dos instrumentos funcionais interligados para se ter uma comunicação entre eles. Na arquitetura OSI (Open Systems Interconnection), é o conjunto de regras que determina o comportamento de entidades na mesma camada para se comunicarem.

Há muitos protocolos alternativos tais como Fieldbus Foundation, WordFIP/FIP, Profibus, ISP, LonWorkds, P-NET, CAN, HART, BIT-BUS, Modbus e Ethernet. A maioria é proprietária, ou seja, o protocolo foi desenvolvido por determinado fabricante isolado ou em conjunto com outros fabricantes. A razão mais óbvia para a variedade de protocolos é que eles tem sido projetados para diferentes aplicações em mente e otimizados para características específicas tais como segurança, baixo custo, alto número de dispositivos conectados. Portanto, cada norma pode ter vantagens para atender prioridades de uma determinada aplicação. A não ser que uma única norma se torne um líder claro, pode ser necessário para os fabricantes fornecerem interfaces para os outros protocolos em uso.

Os protocolos dependem basicamente do tipo do processo e do nível da aplicação. Os processos podem ser do tipo contínuo ou discreto.

Processo contínuo é aquele que faz a medição, monitoração e controle de variáveis analógicas, como pressão, temperatura, vazão, nível e analise. O algoritmo básico deste controle é o PID – ações Proporcional, Integral e Derivativa.

Processo discreto é aquele que possui muitas ações de ligar e desligar, quando os

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atuadores estão ligados ou desligados, abertos ou fechados.

O nível de aplicação se refere à função do equipamento da malha. O nível mais baixo inclui sensores e sinais de 1 bit, que é a saída de uma chave. O bit só pode valer 0 ou 1.

O nível acima do sensor é o de equipamento, tipicamente o transmissor e de válvula de controle.

Acima do nível de equipamento, está o nível de controle regulatório, que pode incluir o protocolo PID, lógica fuzzy.

O nível mais alto da aplicação inclui os negócios da empresa, com as atividades de compra e venda, planejamento, manutenção, operação, finanças, relações humanas.

Quanto mais elevado for o nível, melhor deve ser o desempenho do protocolo e quanto mais baixo o nível, maior deve ser a sua confiabilidade. Há um teorema em comunicação que estabelece que o produto desempenho e confiabilidade é finito e por isso, quando se aumenta o desempenho, diminui-se a confiabilidade e quando se aumenta a confiabilidade, se diminui o desempenho. Tipicamente, os protocolos de chão de fábrica são muito confiáveis e com pequeno desempenho e os de negócio são de alto desempenho e pequena confiabilidade.

Protocolo de alta confiabilidade é chamado de determinístico, ou seja, o sinal enviado chega ao receptor, mesmo que demorado.

Fig. 4.22. Tipos de protocolos e aplicações

5.2. Protocolo HART

Conceito HART é um acróstico de Highway

Addressable Remote Transducer – Transdutor Remoto Endereçável de Barramento. O protocolo HART foi o primeiro a ser usado na industria de processo contínuo e é muito utilizado ainda hoje. Ele foi desenvolvido pela Rosemount, que hoje faz parte da Emerson, em 1986. Por sua grande aceitação, ele se tornou aberto (quando todos os fabricantes poderiam utiliza-lo) em 1991.

Outros

SDCDproprietárioProprietário

HART

Fig. 4.23. Percentagem de uso

Vantagens As vantagens do HART incluem:

1. Protocolo de comunicação com aceitação mundial, tendo cerca de 50% do mercado e por isso é considerado o padrão digital, de facto,

2. Protocolo aberto, independente do fabricante e gerenciado pela Fundação de Comunicação HART

3. Possui um terminal portátil universal e amigável para todos os equipamentos

4. Possui a capacidade digital de acessar todos os parâmetros do instrumento e fazer diagnóstico,

5. É um dos poucos protocolos digitais que pode ser superposto ao sinal analógico de 4 a 20 mA cc.

Método de operação O protocolo HART opera usando o princípio

de frequency shift keying (FSK), que é baseada na Norma de Comunicação Bell 202 (Bell, 1976). O sinal digital é constituído de duas freqüências:

1200 Hz que é o bit 1 2200 Hz que é o bit 0. Ondas senoidais destas freqüências são

superpostas sobre um sinal analógico de 4 a 20 mA corrente contínua, transmitido por cabos, para dar simultaneamente comunicações analógica e digital. Como o valor médio do sinal FSK é sempre zero, o sinal de 4 a 20 mA cc não é afetado pelo sinal digital. Isto produz comunicação simultânea genuína com um tempo de resposta de aproximadamente 500 ms para cada equipamento de campo, sem interromper qualquer sinal analógico de transmissão que possa estar ocorrendo.

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Até dois equipamentos principais (master) podem ser ligados a cada malha HART. O primário é geralmente um sistema de gerenciamento ou um PC, enquanto o secundário pode ser um terminal hand-held ou um computador laptop. Um terminal padrão hand-held (chamado comunicador HART) é disponível para tornar uniformes as operações de campo. As opções adicionais de circuito são fornecidas por gateways.

Fig. 4.24. Comunicações analógica e digital simultâneas

Ponto a ponto Nesta configuração, o sinal analógico de 4

a 20 mA cc continua sendo usado para a transmissão analógica enquanto a medição, ajuste e dados do equipamento são transferidos digitalmente. O sinal analógico permanece inalterado e pode ser usado para controle de modo normal. Os dados HART dão acesso para manutenção, diagnóstico e outros dados operacionais.

Multidrop Este modo requer somente um par de fios

e, se aplicável, barreiras de segurança intrínseca e uma fonte de alimentação auxiliar para até 15 equipamentos de campo. A configuração multidrop é particularmente útil para instalações de supervisão muito espaçadas, como em tubulaçoès, estações de alimentação e tancagem.

Os instrumentos HART podem ser usados de qualquer modo. Na configuração ponto a ponto, o instrumento de campo tem endereço 0, estabelecendo a corrente de saída em 4 a 20 mA cc. Na configuração multidrop, todos os endereços de equipamento sãomaiores do que 0 e cada equipamento estabelece sua corrente de saída para 4 mA. Para este modo de operação, os controladores e indicadores devem ser equipados com um modem HART.

Os equipamentos HART podem se comunicar usando linhas de telefone das concessionárias (Bell, 1973). Nesta situação,

somente uma fonte de alimentação local é necessária pelo equipamento de campo e o master pode estar muitos kilômetros distante. Porém, a maioria dos países europeus não permite sinais Bell 202 usados com equipamentos portadores nacionais, de modo que os produtos HART não podem ser usados deste modo.

Fig. 4.25. Tela do terminal portátil típica

Camada física HART A transmissão de dados é feita através do

sistema FSK - Frequency Shift Keying, com as seguintes características físicas:

1. bit 0 = 2200 Hz 2. bit 1 = 1200 Hz 3. A taxa de transferência é de 1200

bits/s. 4. A taxa de transferência para variáveis

simples: 2 por segundo. 5. Segurança dos dados: checking de erro

bi dimensional. 6. Máximo número de dispositivos

secundários (slaves) em modo multidrop: 15.

7. Máximo número de dispositivos principais (masters): 2.

8. Máximo número de variáveis: 256 por secundário. Máxima distância: típica de 1900 m, dependendo do tipo de cabo.

Terminal portátil Há um único terminal portátil (hand held

terminal) para todos os equipamentos, representando uma única interface para todos e com as seguintes características desejáveis:

1. pequeno e robusto, 2. alimentado por bateria, 3. podendo ser intrinsecamente seguro,

quando necessário uso em locais de Divisão 1 ou não incenditivo para locais de divisão 2, com aprovações do FM e CSA

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4. programa é atualizável (upgradeable) no campo, com módulo de memória reprogramável substituível.

O terminal universal é fácil de aprender e usar. Ele possui

1. um display com 8 linhas e 21 caracteres em cristal líquido (LCD)

2. chaves funcionais e 3. chaves de ação, para mover através da

estrutura do menu 4. um teclado alfanumérico. Fig. 4.26. Terminal portátil HART

5.3. Fieldbus Foundation

Conceito Fieldbus é um termo genérico, que significa

barramento de campo. Assim, qualquer protocolo digital no nível de equipamento pode ser considerado como de fieldbus, e.g., o protocolo HART. Atualmente, quando se refere ao Fieldbus, quer se tratar do protocolo digital aberto da Fieldbus Foundation (FF).

Caminho de comunicação digital, serial, multidrop, duplex entre equipamento industrial de campo, como sensores, atuadores, transmissores, controladores e mesmo equipamentos da sala de controle. Fieldbus é uma norma específica ISA SP 50 (Fieldbus Foundation) para comunicação digital, operando no mais baixo nível de comunicação de dados (i/o) em sistemas automáticos. Ela permite a comunicação e interoperabilidade entre equipamentos inteligentes de campo e equipamentos do sistema de controle de vários vendedores. Ela também suporta o acesso à informação para monitorar, controlar e alarmar durante a partida, operação e manutenção da planta. Há duas versões emergentes:

1. H1 para ligar sensores e atuadores para equipamentos de controle

2. H2 para funcionar como um highway de dados mais sofisticado.

Benefícios de instalação Fieldbus é multidrop e por isso, reduz a

fiação e os custos de fiação, terminações, testes, caixas de passagem.

Fieldbus fornece um método de acesso padronizado aos parâmetros do equipamento de sensores, transmissores, atuadores e controladores, permitindo configuração remota. Isto melhora a acessibilidade dos equipamentos remotos. O uso de sinais digitais melhora a exatidão da calibração.

A interoperabilidade do fieldbus permite a seleção de um equipamento entre vários vendedores.

Benefícios da operação O uso de representação digital com ponto

flutuante permite a transmissão de informação numérica sem degradação.

Não há erros introduzidos na transmissão. A medição é mais repetitiva. Há melhor controle, com economia de

energia e de produção. Há maior quantidade de informação

disponível dos equipamentos de campo e possibilidade de transmissor multivariável (único instrumento pode sentir várias variáveis ao mesmo tempo e todas as informações são transmitidas por um único meio físico).

Sinais digitais são mais garantidos, seguros, no sentido que há salvaguardas para detectar erros e degradação do sinal. Há maior confiabilidade.

Benefícios da manutenção Menos manutenção por causa da maior

confiabilidade da tecnologia digital. Manutenção mais rápida por causa do

diagnostico digital específico, levando a correção mais rápida e completa, documentação automática.

Acesso a vários parâmetros dentro de um equipamento inteligente torna possível o diagnóstico remoto e até manutenção remota.

Norma aberta permite a interoperabilidade de produtos com mesma função, tornando a substituição de equipamentos mais simples e rápida.

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Fig. 4.27. Modelo de sete camadas da OSI (Open Systems Interconnect) Fig. 4.28. Modelo com quatro camadas do Fieldbus Foundation

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Interoperabilidade e intercambiabilidade Intercambiabilidade é a possibilidade de

substituir um equipamento de um vendedor A por outro com função similar do vendedor B. Os dois equipamentos possuem o mesmo acesso completo a outros equipamentos na mesma rede. Nenhuma reprogramação é necessária para fazer a substituição.

Interoperabilidade é a habilidade de interconectar equipamentos de dois diferentes vendedores, para operar juntos, compartilhando o status e todos os parâmetros. A interoperabilidade é uma intercambiabilidade que requer reprogramação do instrumento substituto.

A interoperabilidade do fieldbus é conseguida pela definição de:

Sinal elétrico Protocolo de acesso ao meio Protocolo de manipulação de comunicação Tipos de dados suportados Método de descrever o equipamento sobre

a fiação Blocos de função compreensivos Modos e status Inicialização de cascata, propagação de

falha segura Mecanismo de reportar alarme e evento

Diferenças no Fieldbus Mesmo que todos os instrumentos estejam

de conformidade com a mesma norma e sejam detalhados para garantir a interoperabilidade, os produtos de diferentes fabricantes podem ter diferenças e inovações como:

Qualidade de venda, treinamento, prazo de entrega, documentação, serviço e suporte

Qualidade do produto, exatidão, repetitividade, robustez e facilidade de manutenção

Tecnologia de medição superior Funções além das definidas na norma Especialistas em aplicação, através de

características adicionais e assistência ao usuário

Nenhuma destas características está incluída na norma.

Camadas do FF Fieldbus Foundation foi a primeira norma

aplicada à camada do usuário e por isso representa o projeto mais compreensivo até agora. Fieldbus usa somente as camadas física (1), link de dados (2) e aplicação (7) do modelo OSI OSI (Open Systems Interconnect) e omite as camadas rede (3), transporte (4), sessão (5) e apresentação (6). Ele usa um subconjunto de referência OSI chamado de EPA (Enhanced

Performance Architecture) – arquitetura de desempenho melhorado.

Na camada física (1), tem-se a característica do sinal, preâmbulo e post-âmbulo, seqüência de verificação da estrutura.

Na camada de link de dados (2), tem-se o protocolo de acesso à mídia, transferência confiável da mensagem, serviços cíclicos e acíclicos.

Na camada de aplicação (7), tem-se a atribuição de nome e endereço, acesso variável, download e upload. Esta camada é a mais elevada e é orientada para mensagem.

Além disso, como característica única, o Fieldbus inclui a camada do usuário. Esta camada, não incluída no modelo OSI pois não é considerada de comunicação, define os blocos de função com modo e status, eventos e alarmes e a descrição do equipamento. A camada do usuário é orientada para o equipamento. A camada do usuário define o comportamento do equipamento e por isso é a mais importante.

Fig. 4.29. Malha com fiação FF

Blocos do FF Um bloco de função é: Um algoritmo Conjunto de entradas definidas,

conectáveis pelo usuário Conjunto de saídas definidas, conectáveis

pelo usuário

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Fig. 4.30. Bloco de função Um conjunto de atributos é:

Limites Parâmetros de sintonia Constantes Especificações e parâmetros de

miscelânea Tipos de blocos básicos de função: Entrada analógica Saída analógica Entrada discreta Saída discreta Entrada de pulso Algoritmo PID Blocos booleanos:

OR, AND, NAND, NOR, NOT

Blocos comparadores: GT (maior que), GE (maior ou igual a), LT (menor que), LE (menor ou igual a), EQ (igual a), NE (não igual a)

Blocos aritméticos: ADD (somador) SUB (subtrator) MUL (multiplicador) DIV (divisor) INT (Integrador)

Blocos seletores > (seletor de alta) < (seletor de baixa)

Blocos temporizadores: TON (temporizado para ligar) TOF (temporizado para desligar)

Compensador dinâmico (Lead/lag) Bloco contador

Crescente, Decrescente

Uma infinidade de blocos personalizados pode ser criada, através da combinação de blocos padrão e de blocos personalizados. Exemplos de blocos personalizados:

Alarme de alta ou baixa de variável analógica ou discreta

Alarme e desarme de alta ou baixa de variável analógica ou discreta

Seletor de controle Gerador de ponto de ajuste Caracterizador de sinal Interface Analógico-Humano Interface Discreto-Humano O bloco de função de entrada analógico

(Fig. 4.30) inclui Variável de processo e escala Escala do sinal de saída Linearização Limites de alarme Prioridades de alarme

Fig. 4.31. Bloco de função de entrada analógica

O controlador PID virtual no Fieldbus (Fig. 4.32) através do dicionário do objeto dá acesso a:

Constantes de sintonia (ganho, integral, derivativo),

Ganho de feedforward Modo Limites de alarme Descrição Unidades de medição

Fig. 4.32. PID do controlador

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Um elemento final de controle, como uma válvula (Fig. 4.33) pode também ser apresentada para a rede Fieldbus através do dicionário do objeto e incluir:

Entrada em cascata Limites da faixa de saída Unidades da saída Condição de falha segura Ação Hoje, o controlador PID pode ser localizado

em qualquer equipamento de entrada ou saída, como transmissor ou válvula. A camada do usuário do Fieldbus já foi projetada para acomodar estes controladores de campo (Fig. 4.34) e especialmente para acoplá-los a outras partes da malha de controle. Isto pode alterar muito as possibilidades para usar estratégias de controle.

Fig. 4.33. Elemento final na rede Uma malha de controle (Fig. 4.34) pode ser

configurada diretamente sobre a rede fieldbus. Por exemplo, as ligações entre as entradas analógicas e o controlador PID é feita com atualizações automáticas e cíclicas de seus valores, incluindo o status da variável de entrada.

Equipamentos típicos de fieldbus incluem transmissores, atuadores, controladores, indicadores e registradores. Houve um grande impacto do Fieldbus no uso de equipamentos portáteis (handheld), interfaces gráficas de usuário (GUI) locais e na sala de controle, com PCs, SDCDs e CLPs.

Fig. 4.34. Transmissor inteligente e atuador

Fig. 4.35. Malha de controle no FF

Fieldbus Foundation O Fieldbus Foundadion (FF) é um grupo de

companhias cooperando para acelerar uma norma internacional única. O desenvolvimento da norma ISA SP50 estava muito demorado. Foi visto que o conceito de fieldbus era muito valioso para ser ignorado mas foi sentido que a maioria da tecnologia necessária já existia para acelerar o ritmo. Foi também sentido que era necessário um compromisso expediente para fornecer aos usuários desesperados um produto real.

O Fieldbus Foundation é a única norma que suporta extensões além da norma. O grupo suporta VDS (Variable Definition Syntax), que é essencial para permitir inovação sem requerer atualizações freqüentes de versões.

Fig. 4.36. Sistema com Fieldbus

Foundation

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6. Integração de Sistemas

6.1. Cenário da planta O cenário típico da planta, com relação a

automação do processo é o seguinte:

1. Processo principal controlado por um sistema digital, que pode ser Sistema Digital de Controle Distribuído,

quando complexo Controladores microprocessados single

loop, quando simples e pequeno Sistema SCADA, com computador pessoal

e CLP, quando o processo for simples e grande.

2. Alarme e intertravamento do processo feito por Controlador Lógico Programável convencional, ou em arquitetura de redundância, dependendo do seu SIL

3. Sistema de monitoração de máquina rotativa

4. Sistema com analisadores em linha com processo

5. Sistema digital para pesagem, ensacamento, entamboramento ou expedição do produto acabado

6. Sistema de monitoração e controle das utilidades (vapor, águas, ar comprimido de instrumento e de serviço, gases) e casa de força (energia elétrica principal e cogeração de energia de reserva), onde há sistemas de controle de equipamentos específicos como caldeira, compressor, torre de refrigeração

7. Sistema para gerenciamento do almoxarifado de peças e equipamentos para manutenção

8. Planejamento da produção da planta

9. Gerenciamento dos laboratórios químico e físico Todos estes sistemas possuem o seu

próprio sistema de automação e controle automático, de modo que há várias ilhas de automação. É altamente desejável que todos os sistemas de controle e monitoração sejam integrados em um único sistema, de modo que tudo funcione de modo orquestrado, ordenado e conforme.

6.2. Conceito de Integração Integrar um sistema significa ser capaz de Ajustar o sistema antes que qualquer

unidade dele fique fora dos limites de tolerância

1. Saber o que provavelmente aconteceu em cada unidade, através da diagnose, de modo que a unidade retorne a operar o mais rápido possível

2. Atrelar e juntar as funções de controle, monitoração, alarme, intertravamento, otimização de controle, gerenciamento de produção e planejamento dos negócios, para simplificar, coordenar e harmonizar estas funções

3. Compartilhar o conhecimento com todo o pessoal envolvido, técnico, gerencial e administrativo, de modo que todos passem a trabalhar em direção ao mesmo objetivo, como uma equipe integrada. A integração do sistema envolve a

coordenação das mesmas funções de várias unidades e das diferentes funções da mesma unidade. Ou seja, todos os sistemas de controle devem ser integrados em um único sistema, para que o operador do processo tenha uma visão geral de toda a planta. Também as funções de controle, alarme, otimização de processo, gerenciamento da produção, expedição do produto, compra de materiais devem ser integradas em um único sistema com compartilhamento de dados e recursos.

Integração é a comunicação vertical para troca de informação e as conexões horizontais para compartilhamento das tarefas e responsabilidades. Integração pode ser a troca de dados ou quando se tem nomes comuns de variáveis, enderecos e funções, pode ser o compartilhamento de uma interface de operação unificada, com todas as informações disponíveis.

Interfacear dois sistemas diferentes e

incompatíveis não é integrar os sistemas. Na integração há interfaces, porém a integração faz compartilhamento de recursos e de base de dados, e comunicação dos dados de interesse.

6.3. Pirâmide da interoperabilidade Em toda planta pode se visualizar uma

pirâmide virtual da operação, envolvendo o sistema de controle, o gerenciamento da produção e o planejamento corporativo da empresa.

No nível mais baixo da planta, chamado de chão de fábrica, tem-se o controle regulatório do processo industrial, envolvendo sensores, transmissores inteligentes, válvulas de controle, atuadores de campo, módulos de conversão de

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entrada e saída do sistema digital. É o local das medições e controle regulatório do processo.

Associado ao controle do processo (ou acima deste nível), há o sistema de monitoração,alarme e intertravamento do processo, que assegura a operação segura do processo. Este nível engloba CLPs (por exemplo, da Allen-Bradley), anunciadores de alarme e diagnose de falhas.

Acima deste nível, há o controle otimizado do processo, incluindo as estações de operação e controle da planta, com SDCDs (por exemplo da Foxboro), CLPs (por exemplo, da CLP), SCADA (Controle Supervisório e Aquisição de Dados), analisadores em linha (por exemplo, da Hewlett Packard). Tem-se as funções de calibração dos instrumentos, manutenção preventiva de equipamentos, implantação de sistema de qualidade.

Estes três níveis são altamente técnicos e se baseiam na qualidade e produtividade.

Acima destes níveis, há o controle supervisório da planta (por exemplo, feito pelo InTouch), gerenciamento da produção, operação do processo, onde se tem o interesse de cortar custos, diminuir despesas, substituir operadores por máquinas. Os equipamentos envolvidos neste nível são computadores pessoais (CP, por exemplo da IBM). Neste nível são executadas as funções de integridade do processo, validação do processo, integridade da informação.

No topo de pirâmide há o gerenciamento de negócios da corporacao, envolvendo integração de manufatura por computador, sistema de gerenciamento da informação, sistema de execução da manufatura, controle estatístico do processo (há quem coloque o CEP no nível de baixo) e relatórios do gerenciamento. A base deste nível é a rede de computadores, incluindo Internet e Intranet, funcionando como um computador virtual.

Na integração, as vantagens de um determinado sistema são amplificadas e compartilhadas por outros sistemas que apresentam deficiências neste enfoque. Por exempo, na integração de um SDCD com CLP, a estação de operação do SDCD, que é amigável e robusta, é utilizada pelo usuário do CLP, que possui uma grande capacidade de processamento de entradas e saídas para a informação digital. O CLP fornece os status dos dispositivos controlados pelo SDCD e o SDCD dá ao CLP os sinais de controle para parar e partir motores, abrir e fechar válvulas solenóides.

6.4. Parâmetros da integração A integração busca a operação conjunta de

vários sistemas, com diferentes funções, feitos por diferentes fabricantes, compartilhando dados, fontes, dispositivos, equipamentos, programas e controle de variáveis analógicas e digitais. Por isso os parâmetros chave de uma integração de sistemas são:

1. Equipamentos 2. Interfaces 3. Protocolos 4. Informação (base de dados) 5. Comunicação

Equipamentos A integração envolve a interligação de

equipamentos com funções diferentes, fornecidos por fabricantes diferentes. Os equipamentos envolvem computadores pessoais, que possuem sistemas operacionais, rodam programas aplicativos e usam algoritmos e linguagens distintas. A maioria dos controles de processos contínuos é feita através de SDCDs, que possuem módulos de entrada e saída, consoles de operação, sistema operacional proprietário ou aberto, sistema de comunicação digital. Quando os processos são simples e com poucas malhas, o controle pode ser feito por controladores microprocessados, que necessitam de drivers para serem usados em um sistema supervisório. A monitoração, alarme e intertravamento são feitos por CLPs, que possuem módulos de entrada e saída e um sistema de comunicação digital, geralmente proprietário, como o ControlNet, da Allen Bradley.

Quando os equipamentos são fabricados pela mesma empresa, geralmente (devia ser sempre) não há problema de comunicação entre eles, pois o mesmo fabricante fornece a interface e o protocolo de comunicação. Quando são de fabricantes diferentes, há a necessidade de desenvolver uma interface de comunicação entre eles, geralmente por uma terceira firma.

Sistemas Digitais

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Fig. 4.37. Piramide da automação Fig. 4.38. Piramidade da automação

Interface Interface é um equipamento, às vezes

associado a um programa, que permite a ligação entre dois outros equipamentos incompatíveis. Por exemplo, um SDCD pode operar em conjunto com um CLP, mas deve haver uma interface entre eles, para a ligação física e lógica deles.

A maioria dos fabricantes de SDCD já incorpora em seus sistemas módulos de entrada e saída de CLPs, de modo que é fácil e natural o uso dos dois sistemas.

Há uma grande variedade de interfaces de equipamentos para transmissão digital, tais como RS 232C, RS 449, RS 423, RS 422, RS 485, IEEE 488, HP IL (IEC 625), VXI Bus, CAMAC (IEEE 583).

Protocolo Protocolo é o conjunto de regras que

permitem a comunicação digital entre dois

sistemas. Por exemplo, dois CLPs ou dois SDCDs podem operar em conjunto, mas deve haver um mesmo protocolo, para que seja possível a operação conjunta. Na prática, são desenvolvidos conversores de protocolo.

Atualmente há uma grande variedade de protocolos proprietários (alguns se abrindo, através de Fundações), tais como Profibus (Process Fieldbus, originalmente da Siemens), MAP (Manutacturing Automation Protocol), Fieldbus Foundation (IEC ISA SP 50), ISP (Interoperable System Project), WorldFIP North America, FIP (Honeywell e Telemecanique), Controller Área Network (CAN), ControlNet (Allen Bradley), ARCNet (ANSI 878.1), Devicenet, LON Works, Numatics, Porlog, Modicon, Ethernet (IEEE 802.3), Token ring (IEEE 802.4).

Base de dados A integração do sistema depende da

tecnologia de base de dados relacional. O sistema deve oferecer atualização em linha para a base de dados para suporte de acesso e relatório de linguagem estruturada.

O sistema de informação do sistema integrado deve compartilhar a informação entre os vários bancos de dados e tarefas relacionadas com:

1. controle de processo regulatório 2. controle de processo supervisório 3. gerenciamento do laboratório 4. planejamento de produção 5. programa de expedição 6. gerenciamento do almoxarifado 7. alarme e intertravamento normal e

crítico (com redundância tripla) 8. processos avançados ou

especializados (batelada, mistura, monitoração de máquina rotativa)

Deve haver um programa aplicativo que facilite a troca de dados entre as diferentes aplicações.

Comunicação Deve haver um sistema de comunicação

flexível e eficiente entre as diferentes pessoas da planta: operadores, pessoal de manutenção, gerentes e planejadores. Diferentes pessoas gerenciam suas áreas de modos diferentes, mesmo que a base de dados seja a mesma.

Quando o processo está rodando normalmente, o operador necessita de pouca informação. Quando ocorre uma falha, o pessoal de manutenção necessita de informação detalhada para identificar e isolar o dispositivo defeituoso.

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Fig. 4.39. Pirâmide entre fábrica e negócios O supervisor está mais interessado na

eficiência do processo, quantidade de produção e outros detalhes relacionados com a produtividade durante seu turno. O engenheiro de processo se interessa pelo projeto do sistema de controle e quer saber se o sistema pode ser melhorado. O gerente responsável pela operação quer informação em tempo real de taxas de produção e status do sistema.

O operador precisa da informação no chão de fabrica, próxima da máquina do processo. O supervisor de turno necessita da informação no console de controle do sistema. O pessoal de manutenção quer a informação no instrumento de controle e dentro do gabinete do equipamento. O engenheiro de automação e processo quer a informação em sua oficina, no console de controle da área, no terminal conveniente, no equipamento de controle e no gabinete do equipamento. O gerente necessita da informação em um sistema centralizado ou em seu escritório.

Fig. 4.40. Sistema integrado

6.5. Como integrar A integração é algo muito subjetivo. A

integração deve ser realizada através de sistemas de automação e controle, formando equipes para comunicar e compartilhar seus planos com todos os envolvidos.

Não há modo melhor ou mais fácil de automatizar e integrar. Cada um deve descobrir o que é melhor para sua aplicação. Todo mundo deve ser envolvido desde o início. Deve se conhecer profundamente o sistema: quantas entradas e saídas existem, como ele realmente opera e quais são seus gargalos e limitações.

Deve se fornecer treinamento adequado a todos os envolvidos. Deve se monitorar o progresso e aprender com ele.

O melhor caminho é começar simples, aprender um pouco mais do sistema e tomar novo passo. Todo o tempo, porém, deve-se planejar a integração total.

Componentes de sistema de automação 1. Sensores 2. Atuadores 3. Sistema de controle regulatório

(Controlador single loop ou Sistema de Controle Distribuído)

4. Sistema de alarme e monitoração do controle regulatório (Controlador Lógico Programável)

5. Sistema de alarme de processo crítico (Controlador Lógico Programável com redundância adequada ao seu SIL)

6. Sistema de controle especializado (Batch, Blending)

7. Sistema de monitoração de máquina rotativa

8. Sistema de expedição (entamboramento, expedição, ensacamento, engarrafamento)

9. Equipamento de teste automático 10. sistema de programação de produção 11. Sistema de simulação de fabrica 12. Sistema de manutenção e

gerenciamento 13. Sistema de gerenciamento da

qualidade 14. Sistema de gerenciamento de

almoxarifado

75

5. Funções de Instrumentos

Objetivos de Ensino 1. Relacionar as necessidades e aplicações das medições das variáveis, em controle,

monitoração e alarme de processos industriais. 2. Apresentar as principais funções da medição e controle: deteção da variável, condicionamento

do sinal, apresentação dos dados e atuação no processo. 3. Mostrar os principais tipos de instrumentos, pelo princípio de funcionamento, atuação,

alimentação, natureza do sinal.

1. Instrumentos de Medição

1.1. Introdução Em Instrumentação, o termo medir é vago e

ambíguo. Normalmente, quando se fala medir, se quer dizer indicar o valor de uma variável. Porém, o mesmo termo medir se refere a sentir. Mais ainda, medir pode incluir transmitir, registrar, totalizar, alarmar ou controlar. Embora a instrumentação trate dos instrumentos medidores, não existe símbolo (tag) para o medidor, mas para indicador (I), transmissor (T), registrador (R), totalizador (Q), alarme (A) e controlador (C) e condicionador (Y).

Esta confusão aparece porque um sistema completo de medição envolve as funções básicas de

1. sentir a variável 2. condicionar o sinal 3. apresentar o valor da variável. Estas funções podem ser feitas por um ou

vários módulos. Os principais usos da medição em

processos industriais e operações são: 1. controle 2. monitoração 3. alarme.

1.2. Controle Controlar uma variável de processo é

mantê-la constante e igual a um valor desejado ou variando dentro de limites estreitos. Só se controla uma variável. Não se pode ou não há interesse em controlar grandeza que seja constante.

O controle pode ser obtido manualmente, quando o operador atua no processo

baseando-se nas medições e indicações de grandezas do sistema. O controle manual é de malha aberta e é matematicamente estável.

Há várias técnicas e teorias para se obter o controle automático de processos industriais. A técnica básica e a mais usada é através da malha fechada com realimentação negativa (feedback), onde

1. mede se a variável controlada na saída do processo,

2. compara-a com um valor de referência 3. atua na entrada do processo, 4. para manter a variável controlada igual

ou próxima ao valor desejado ou oscilando em torno deste valor.

O controle automático com realimentação negativa pode se tornar mais complexo, envolvendo muitas variáveis de processo simultaneamente. São casos particulares de controle a realimentação negativa multi variável: cascata, faixa dividida (split range), auto-seletor e relação de vazoes.

Outra técnica alternativa é o controle de malha fechada preditivo antecipatório (feedforward). Esta estratégia envolve

1. a medição de todos os distúrbios que afetam a variável controlada,

2. um modelo matemático do processo sob controle,

3. a atuação em uma variável manipulada, 4. no momento em que há previsão de

variação na variável controlada e antecipando-se ao aparecimento do erro.

5. para manter a variável controlada constante e igual ao valor desejado,

Um caso particular e elementar de controle preditivo antecipatório é o controle de relação de vazões.

Atualmente, com a aplicação intensiva e extensiva de instrumentação digital a microprocessador e com computadores, há vários níveis de estratégias de controle, como:

Funções de Instrumentos

76

1. controle 2. coordenação 3. otimização 4. gerenciamento. Ao nível do processo, no chão de fábrica,

há o controle de regulação automática, envolvendo as variáveis de processo, dados de engenharia e com alta freqüência de atuações.

Acima do nível do controle de processo, há o controle de coordenação, quando são estabelecidos os pontos de ajustes dos controladores e é feita a supervisão do controle. Acima deste nível, tem-se a otimização do controle, quando são usados e analisados os dados do processo, para o controle estatístico.

Finalmente, no topo da pirâmide, tem-se o controle de gerenciamento da planta. Quanto mais elevado o nível, maior o nível de administração e de complexidade. Quanto mais baixo e próximo do processo, mais engenharia e menos complexidade.

1.3. Monitoração Monitorar é supervisionar um sistema,

processo ou operação de máquina, para verificar se ele opera corretamente durante sua operação. Em instrumentação, é comum usar instrumentos para medir continuamente ou em intervalos uma condição que deve ser mantida dentro de limites predeterminados. São exemplos clássicos de monitoração:

1. deslocamento axial ou vibração radial de eixos de grandes máquinas rotativas,

2. reação química em reatores através da análise de composição dos seus produtos.

Um sistema de monitoração é diferente de um sistema de controle automático porque não há atuação automática no sistema, ou por incapacidade física de atuação ou por causa dos grandes atrasos entre as amostragens, medições e atuações. No sistema de monitoração, todas as indicações e registros são avaliados continuamente, analisam-se as condições do processo e, em caso extremo, pode-se desligar o sistema, de modo automático ou manual, quando os limites críticos de segurança são atingidos.

1.4. Alarme Em sistemas de controle e de monitoração

é comum se ter alarmes. Um sistema de alarme opera dispositivos de aviso (luminoso, sonoro) após a ocorrência de uma condição indesejável ou perigosa no processo. O sistema de alarme é usado para chamar a atenção do operador para condições anormais do processo, através de displays visuais e

dispositivos sonoros. Os displays visuais geralmente piscam lâmpadas piloto para indicar condições anormais do processo e são codificados por cores para distinguir condições de alarme (tipicamente branca) e de desligamento (tipicamente vermelha). Diferentes tons audíveis também podem ser usados para diferenciar condições de alarme e de desligamento.

Um sistema de alarme possui vários pontos de alarme que são alimentados por uma única fonte de alimentação. O anunciador de alarme apresenta a informação operando em seqüência. A seqüência descreve a ordem dos eventos, incluindo as ações das chaves de alarme, lógica do anunciador, sinal sonoro, display visual e ação do operador.

Cada seqüência tem quatro funções: 1. alertar o operador para uma condição

anormal, 2. indicar a natureza da condição anormal

(alarme ou desligamento), 3. requerer a ação de conhecimento pelo

operador 4. indicar quando o sistema retorna à

condição normal.

2. Estação de Medição (EMED)

2.1. EMED A medição de óleo e gás é feita em uma

facilidade apropriada, chamada de Estação de Medição. Esta estação pode ter diferentes tamanhos, complexidade e produtos medidos. Quanto a legislação, as medições podem ser fiscais (transferência de custódia) ou de apropriação de produção, com diferentes graus de exigências de incerteza.

Uma estação típica possui um medidor oficial e opcionalmente um medidor secundário. Outros medidores auxiliares são utilizados para fazer a medição e compensação da pressão e temperatura da vazão volumétrica do produto. Medir petróleo é exatamente determinar o valor do volume transferido durante determinado período de tempo, pela estação.

Estações modernas podem incluir cromatógrafos em linha, para a medição continua da composição do gás. Opcionalmente, a composição pode ser medida em laboratório, off line. Periodicamente, os valores encontrados no laboratório são entrados no computador de vazão volumétrica do gás. A composição do gás permite que ele seja vendido em energia e que o gás natural real tenha seu volume corrigido pelo fator de compressibilidade (Z).

Funções de Instrumentos

77

Fig. 5.1. Esquema simplificado de uma Estação de Medição (EMED) Fig. 5.2. Fotografia de uma Estação de Medição

Funções de Instrumentos

78

Fig. 5.3. Sistema típico de medição de gás natural

Planímetro

Registrador

Transmissor multivariável

Computador Floboss ®

Estação Remota

Controle Supervisório

Porta placa

TE FE 4 600

4” 4” 8” 8”

955

Modbus RTU

Modbus RTU

RS 485

600 mm

Composição do gás

Funções de Instrumentos

79

2.2. Instrumentos de gasoduto Todos os instrumentos deverão possuir

plaquetas de identificação permanente em aço inox com o tag do instrumento ou equipamento, de acordo com a norma ISA 5.1.

Instrumentos em desenvolvimento ou sem consolidação de uso, não podem ser especificados.

Os atuadores das válvulas de controle e de bloqueio deverão ser pneumáticos, operados pelo gás natural como fluido de alimentação.

A conexão pneumática deve ser, no mínimo 1/4 NPT.

Instrumentos eletrônicos usarão transmissão de sinal por 4 a 20 mA, 24 Vcc (2 fios). A instrumentação pneumática usará transmissão 20 a 100 kPa (0,2 a 1,0 kgf/cm2)

Os instrumentos de campo devem no mínimo possuir grau de proteção IP -55.

O tipo de proteção utilizado será o Ex d de acordo com a ABNT/IEC.

Os equipamentos elétricos e eletrônicos localizados em áreas classificadas devem possuir certificado para instalação em áreas potencialmente explosivas de acordo com a norma NIE-DINQP-096 do INMETRO.

A conexão elétrica dos equipamentos deverá ser de 1/2 NPT.

Todos os cabos de blindagem dos instrumentos devem ser aterrados no painel da Unidade Terminal Remota (UTR).

Todo skid deve ter conectores de terra disponíveis.

As chaves de processo serão hermeticamente seladas com gás inerte e as chaves limite de válvulas serão com “reed switch” também hermeticamente selados com gas inerte.

Os contatos das chaves devem estar fechados nas condições normais de processo e abrir em condições anormais de processo.

A capacidade nominal dos contatos deve ser no mínimo 50% maior que o requerido em operação normal e pelo menos 2 A a 24 V cc ou 3A a 125 V ca.

Todos os transmissores devem possuir indicador local integrado, em unidades de engenharia.

Todos os componentes eletrônicos ou elétricos sujeitos a ataque de fungos e umidade devem ser tropicalizados.

Todas as partes em contato com o fluido serão resistentes à corrosão para o fluido especificado.

Os cabos devem ser agrupados em caixas por tipo de sinal, pelo menos dois tipos devem existir, caixas para sinal analógico (CJE) e caixas para sinais discretos (CJA)

Todos os cabos e fios devem ser identificados. As blindagens devem ter continuidade elétrica ao passar pela de junção por meio de bornes terminais. Todos os cabos devem estar conectados a bornes terminais.

Os cabos devem ser encaminhados por eletrodutos de aço galvanizado, aparentes, fazendo a conexão do instrumento a caixa de junção. Da caixa de junção ao abrigo, os cabos devem ser encaminhados em envelope de concreto.

Na instalação ao processo, deve ser utilizada a filosofia de "tubing" de 1/2" de aço inoxidável sem costura.

Válvulas solenóides devem ser compactas, sem gaxeta, com assentos resilientes, corpo de latão e bobina classe H.

3. Transmissor

3.1. Introdução Rigorosamente o transmissor não é

necessário, nem sob o ponto de vista de medição, nem sob o ponto de vista de controle. A transmissão serve somente como uma conveniência de operação para tornar disponíveis os dados do processo em uma sala de controle centralizada, num formato padronizado. Na prática, por causa das grandes distâncias envolvidas, as funções de medição e de controle estão freqüentemente associadas aos sinais dos transmissores.

O transmissor é geralmente montado no campo, próximo ao processo. Porém, ele também pode ser montado na sala de controle, como ocorre com o transmissor de temperatura com o termopar ou com a resistência elétrica.

Fig. 5.4.. Transmissores para medição de nível

Funções de Instrumentos

80

3.2. Justificativas do Transmissor Antes do aparecimento do transmissor

pneumático, circa 1930, o controlador era conectado diretamente ao processo. O controlador e o painel de controle deviam estar próximos ao processo. O transmissor oferece muitas vantagens em comparação com o uso do controlador ligado diretamente ao processo, tais como a segurança, a economia e a conveniência.

1. os transmissores eliminam a presença de fluidos flamáveis, corrosivos, tóxicos mal cheirosos e de alta pressão na sala de controle.

2. as salas de controle tornam-se mais práticas, com a ausência de tubos capilares compridos, protegidos, compensados e com grande tempo de atraso.

3. há uma padronização dos instrumentos receptores do painel; os indicadores, os registradores e os controladores recebem o mesmo sinal padrão dos transmissores de campo.

Fig. 5.5. Transmissor montado em local hostil

3.3. Terminologia O transmissor é também chamado

erradamente de transdutor e de conversor. Transdutor é um termo genérico que designa um dispositivo que recebe informação na forma de uma ou mais quantidades físicas, modifica a informação, a sua forma ou ambas e envia um sinal de saída resultante. Este termo é genérico e segundo este conceito, o elemento primário, transmissor, relé, conversor de corrente elétrica para pneumático e a válvula de controle são transdutores.

Há uma norma na instrumentação, ANSI/ISA S37.1-1978 (R1982) que estabelece uma nomenclatura uniforme e consistente entre si e para elemento sensor, transmissor, conversor, transdutor.

Elemento sensor Elemento sensor é um dispositivo

integrante de um instrumento que converte um sinal não-padrão em outro sinal não-padrão. Por exemplo, o bourdon C é um elemento sensor de pressão, que converte a pressão em um pequeno movimento proporcional. Nem a pressão de entrada e nem o deslocamento do sensor são padronizados.

Todo transmissor possui um elemento sensor, que depende essencialmente da variável medida. Atualmente além do sensor da variável principal o transmissor inteligente possui outro sensor para medir a temperatura ambiente e fazer a compensação de suas variação sobre a variável principal.

Já existe disponível comercialmente transmissor multivariável. No único invólucro do transmissor há vários sensores para medir simultaneamente a variável principal (vazão) e as secundárias (pressão e temperatura do processo), também para fins de compensação.

Neste contexto, tem-se: 1. Sensor primário é o sensor que responde

principalmente ao parâmetro físico a ser medido.

2. Sensor secundário é o sensor montado adjacente ao primário para medir o parâmetro físico que afeta de modo indesejável a característica básica do sensor primário (por exemplo, os efeitos da temperatura na medição de pressão).

Fig. 5.6. Elemento sensor de temperatura

Transmissor O transmissor é o instrumento que converte

um sinal não-padrão em um sinal padrão de natureza igual ou distinta. O transmissor sente a variável através de um sensor no ponto onde ele está montado e envia um sinal padrão, proporcional ao valor medido, para um instrumento receptor remoto. É desejável que a saída do transmissor seja linearmente proporcional à variável medida e nem sempre há esta linearidade.

Por exemplo: o transmissor eletrônico de pressão sente um sinal de pressão, por

Funções de Instrumentos

81

exemplo, de 15 a 60 MPa, e o converte em um sinal padrão de corrente de 4 a 20 mA cc e o transmite. Outro exemplo: o transmissor pneumático de pressão manométrica converte um sinal de pressão, e.g., de 60 a 100 MPa, em um sinal padrão pneumático de 20 a 100 kPa (3 a 15 psi) e o transmite. Nos dois exemplos, as faixas da pressão de entrada são não padrão mas as saídas dos transmissores eletrônico (4 a 20 mA) e pneumático (20 a 100 kPa) o são.

Transmissor sabido (smart) Transmissor sabido é um transmissor em

que é usado um sistema microprocessador para corrigir os erros de não linearidade do sensor primário através da interpolação de dados de calibração mantidos na memória ou para compensar os efeitos de influência secundárias sobre o sensor primário incorporando um segundo sensor adjacente ao primário e interpolando dados de calibração armazenados dos sensores primário e secundário.

Fig. 5.7. Transmissor eletrônico (Foxboro)

Transmissor inteligente Transmissor inteligente é um transmissor

em que as funções de um sistema microprocessador são compartilhadas entre

1. derivar o sinal de medição primário, 2. armazenar a informação referente ao

transmissor em si, seus dados de aplicação e sua localização e

3. gerenciar um sistema de comunicação que possibilite uma comunicação de duas vias (transmissor para receptor e do receptor para o transmissor), superposta sobre o mesmo circuito que transporta o sinal de medição, a comunicação sendo entre o transmissor e qualquer unidade de interface ligada em qualquer ponto de acesso na malha de medição ou na sala de controle.

O primeiro termo que apareceu foi smart (sabido), que foi traduzido como inteligente.

Depois, apareceu o transmissor intelligent, com mais recursos que o anterior. Porém, já havia o termo inteligente e por isso, no presente trabalho, traduziu-se smart por sabido e intelligent por inteligente. Atualmente os dois termos, smart e inteligente, tem o mesmo significado prático. Por exemplo, Fisher Rosemount usa o termo smart e a Foxboro usa o termo intelligent para o transmissor com as mesmas características. Por consistência, o transmissor convencional não inteligente é burro (dumb).

Transdutor O transdutor é o instrumento que converte

um sinal padrão em outro sinal padrão de natureza distinta. Por exemplo: transdutor pressão-para-corrente ou P/I converte o sinal padrão pneumático de 20 a 100 kPa no sinal padrão de corrente de 4 a 20 mA cc e o transmite. O transdutor corrente-para-pressão ou I/P, converte o sinal padrão de corrente de 4-20mA cc no sinal padrão pneumático de 20 a 100 kPa e o transmite.

O transdutor i/p compatibiliza o uso de um controlador eletrônico (saída 4 a 20 mA) com uma válvula com atuador pneumático (entrada 20 a 200 kPa).

Elemento transdutor tem o mesmo significado que elemento sensor ou elemento primário.

Fig. 5.8. Transdutor i/p, montado na válvula

Conversor O conversor é o instrumento que

transforma sinais de natureza elétrica para formas diferentes. Por exemplo: conversor analógico/digital: transforma sinais de natureza analógica (contínuo) em sinais digitais (pulso descontínuo). Mutatis mutandis, tem-se o conversor digital/analógico, que transforma sinal digital em analógico.

Funções de Instrumentos

82

Geralmente, o conversor A/D e D/A está associado ao multiplexador, que converte várias entradas em uma única saída e o demultiplexador, que converte uma entrada em várias saídas. O conjunto conversor A/D e D/A e multiplexador e demultiplexador é também chamado de Modem (MODulador DEModulador).

O transmissor inteligente, por ser digital e receber um sinal analógico, tem necessariamente em um conversor A/D em sua entrada. O transmissor híbrido, que é digital e possui a saída analógica de 4 a 20 mA deve possuir em sua saída um conversor D/A.

3.4. Transmissão do sinal O sinal de transmissão entre subsistemas

ou dispositivos separados do sistema deve estar de conformidade com a norma ANSI/ISA SP 50.1 - 1982 (Compatibility of Analog Signals for Electronic Industrial Process Instruments). Esta norma estabelece:

1. Faixa de 4 a 20 mA, corrente continua, com amplitude de faixa de 16 mA, que corresponde a uma tensão de 1 a 5 V cc, com amplitude de faixa de 4 V

2. Impedância de carga deve estar entre 0 e um mínimo de 600 Ω.

3. Fios de transmissão: 2, 3 ou 4. 4. Instalação elétrica 5. Conteúdo de ruído e ripple 6. Características do resistor de conversão

de corrente para tensão, que deve ser de (250,00 ± 0,25) Ω e coeficiente termal de α ≤ 0,01%/oC, de modo que a tensão convertida esteja entre 1,000 a 5,000 V ± 0,004 V

7. Resistor não deve se danificar quando a entrada for de 10 V ou de 40 mA.

Sinal pneumático O sinal padrão da transmissão pneumática

no SI é 20 a 100 kPa (kilopascal) e os seus equivalentes em unidades não SI: 3 a 15 psig e 0,2 a 1,0 kgf/cm2, que não devem ser utilizados. Praticamente não há outro sinal pneumático de transmissão, embora em hidrelétricas onde se tem válvulas enormes, é comum o sinal de 40 a 200 kPa (6 a 30 psi).

Atualmente, há uma predominância dos transmissores eletrônicos microprocessados, com protocolo digital e os transmissores pneumáticos estão sendo usados cada vez menos.

(a) Tipo. 2. Circuito com 2 fios

(b) Tipo 3. Circuito com 3 fios

(c) Tipo 4. Circuito com 4 fios Fig. 5.9. Consideração do tipo de transmissor

3.5. Sinais padrão de transmissão

Sinal eletrônico O sinal padrão de transmissão eletrônico é

o de 4 a 20 mA cc, recomendado pela ISO (International Standardization Organization) e International Electromechanical Commission (IEC), em 1975. No inicio da instrumentação eletrônica, circa 1950, o primeiro sinal padrão de transmissão foi o de 10 a 50 mA cc, porque os circuitos eram pouco sensíveis e este nível de sinal não necessitava de amplificador para acionar certos mecanismos; hoje ele é raramente utilizado, por questão de segurança. Atualmente há uma tendência em padronizar sinais de baixo nível, para que se possa usar a tensão de polarização de 5 V comum aos circuitos digitais.

Existe ainda o sinal de transmissão de 1 a 5 V cc, porém ele não é adequado pois há atenuação na transmissão da tensão. Usa-se a corrente na transmissão e a tensão para a manipulação e condicionamento do sinal localmente, dentro do instrumento.

Transmissor

Fonte

Receptor

-

+ -

+

Transmissor

Fonte

Receptor

- +

Transmissor

Fonte

Receptor

-

+

Funções de Instrumentos

83

Relação 5:1 Todos os sinais de transmissão,

pneumático e eletrônicos, mantém a mesma proporcionalidade entre os valores máximo e mínimo da faixa de 5:1, ou seja

5 V1 V5

psi 3psi 15

mA 4mA 20

kPa 20kPa 100

====

Esta proporcionalidade fixa facilita a

conversão dos sinais padrão, pelos transdutores.

Zero vivo Todas as faixas de sinais padrão de

transmissão começam com números diferentes de zero, ou seja os sinais padrão são 20 a 100 kPa e não 0 a 80 kPa, 4 a 20 mA cc e não 0 a 16 mA cc. Diz-se que uma faixa com supressão de zero, ou seja partindo de número diferente de zero é detectora de erro. Por exemplo, seja o transmissor eletrônico de temperatura com faixa de medição de 20 a 200 oC. A saída é:

4 mA, quando a medida é de 20 oC, 20 mA, quando a medida é de 200 oC e 0 mA, quando há problema no transmissor,

como falta de alimentação ou fio partido . Se a saída do transmissor fosse um sinal

de 0 a 20 mA não haveria meios de identificar o sinal correspondente ao valor mínimo da faixa com o sinal relativo às falhas no sistema, como falta de alimentação ou fio partido no transmissor eletrônico ou entupimento do tubo, quebra do tubo, falta de ar de suprimento no transmissor pneumático.

Quando se manipula a tensão elétrica, pode-se ter e se medir a tensão negativa e portanto pode-se usar uma faixa de 0 a 10 V cc detectora de erro. Isto significa que o 0 V se refere ao valor mínimo da faixa medida e quando há algum problema o sinal assume um valor negativo, por exemplo, -2,5 V cc. Esta faixa possui o zero vivo.

Como há dois sinais padrão na instrumentação, também há dois tipos de transmissores: pneumático e eletrônico

3.6. Transmissor eletrônico O transmissor eletrônico mede a variável

do processo e transmite o sinal padrão de corrente de 4 a 20 mA cc proporcional ao valor da medição. Ele requer a alimentação, geralmente a tensão contínua. Normalmente esta alimentação é feita da sala de controle, através do instrumento receptor (indicador, controlador ou registrador ou módulo de entrada de sistema digital), onde está a fonte de alimentação. A alimentação é feita pelo mesmo fio que porta o sinal transmitido de 4 a

20 mA. Os conceitos de fonte de tensão e de fonte de corrente explicam porque se pode utilizar apenas um par de fios para transportar tanto o sinal de corrente como a alimentação de tensão. A corrente só deve depender da variável medida e não deve depender da tensão de polarização. A tensão de alimentação não pode ser afetada pelo valor da corrente gerada.

A tensão de alimentação pode variar, dentro de limites convenientes e depende principalmente do valor do sinal transmitido e do valor da resistência total da malha de controle.

Fig. 5.10. Fiação do transmissor, receptor e fonte

Fig. 5.11. Tensão de alimentação e impedância da malha de transmissão eletrônica

Transmissor capacitivo No inicio dos anos 80, a Rosemount lançou

o transmissor eletrônico capacitivo, que se tornou um dos tipos de instrumentos mais vendidos na instrumentação. Ainda hoje é utilizado o transmissor capacitivo, porém há uma tendência de usar tecnologias mais avançadas, como circuito integrado piezelétrico.

O princípio de operação básico é a medição da capacitância resultante do movimento de um elemento elástico. O elemento elástico mais usado é um diafragma

Funções de Instrumentos

84

de aço inoxidável ou de Inconel, ou Ni-Span C ou um elemento de quartzo revestido de metal exposto à pressão do processo de um lado e uma pressão de referência no outro. Dependendo da referência, pode-se medir pressão absoluta (vácuo), manométrica (atmosférica) ou diferencial.

A capacitância de um capacitor de placas paralelas, é dada simplificadamente por:

C Ad

= ε

onde C é a capacitância ε é a constante dielétrica do isolante entre

as placas A é a área das placas d é a distância entre as placas. Como a pressão pode provocar um

deslocamento, ela pode ser inferida através da capacitância, que também depende de um deslocamento. Os diafragmas isolantes detectam e transmitem a pressão do processo para o fluido de enchimento (óleo de silicone). O fluido transmite a pressão de processo para o diafragma sensor no centro da célula de pressão diferencial. O diafragma sensor funciona como um elemento de mola que deflete em resposta à pressão diferencial aplicada através dele. O deslocamento do diafragma sensor, um movimento máximo de 0,10 mm, é proporcional à pressão diferencial. As placas de capacitor em ambos os lados do diafragma sensor detectam a posição do diafragma sensor. A capacitância diferencial entre o diafragma sensor e as placas do capacitor é então proporcional linearmente à pressão diferencial aplicada aos diafragma isolantes. A capacitância é detectada por um circuito ponte e é convertida e amplificada para o sinal padrão, linear, a dois fios de 4 a 20 mA.

Fig. 5.12. Célula δ capacitiva (Rosemount)

O sensor capacitivo tem precisão típica de

0,1 a 0,2% da amplitude de faixa e com a

seleção de diafragmas, pode medir faixas de 0,08 kPa a 35 MPa (3 in H20 a 5000 psi).

Os transmissores capacitivos perdem em popularidade apenas para os com strain gauge e tem-se as seguintes vantagens

1. alta robustez e 2. grande estabilidade 3. excelente linearidade 4. resposta rápida 5. deslocamento volumétrico menor que

0,16 cm3 elimina a necessidade de câmaras de condensação

Suas limitações, principalmente dos transmissores capacitivos mais antigos, são:

1. sensitividade à temperatura 2. alta impedância de saída 3. sensitividade à capacitância parasita 4. sensitividade a vibração 5. pequena capacidade de resistir à

sobrepressão

Transmissor com sensor a CI Os transmissores mais recentes utilizam o

estado da arte da tecnologia eletrônica, com um sensor a circuito integrado, com um chip de silício piezo-resistivo difuso.

Na fabricação deste sensor, boro é difundido em uma estrutura de cristal de silício para formar uma ponte de Wheatstone totalmente ativa. Neste processo de difusão, o boro e o silício são unidos a um nível molecular, eliminado a necessidade de métodos mecânicos de solda, como usado nos sensores convencionais de strain gauge. Este processo resulta em sensores com altíssima repetitividade e estabilidade, somente conseguidas em instrumentos de laboratório.

Fig. 5.13. Circuito da ponte de Wheatstone A faixa de pressão de cada sensor de

silício é determinada pela espessura do silício diretamente sob a ponte de Wheatstone. A espessura do diafragma de silício é determinada ataque químico na parte traseira de cada chip sob a ponte para uma

Funções de Instrumentos

85

profundidade específica. O chip acabado é então colada a uma placa de pyrex ou alumina com suporte e isolação do chip. Para medição de pressão manométrica ou diferencial, faz-se um buraco através do pyrex para acessar a cavidade na parte traseira do chip. Isto fornece uma referência da pressão atmosférica para o sensor de pressão manométrica e uma passagem para o lado da baixa pressão do sistema de enchimento de fluido para o d/p cell. Para a medição de pressão absoluta, a cavidade do chip é evacuada antes de colar a placa de pyrex, fornecendo uma referência de pressão absoluta.

O chip é então montado em um extrato de cerâmica ou aço inoxidável selado a vidro. Conexões com fio de ouro completam o conjunto, que é juntado ao pacote completo do sensor.

Diafragmas de isolação de vários materiais resistentes a corrosão são soldados no lugar, sobre o chip sensor e as cavidades entre o chip são cheias sob vácuo com óleo silicone DC-200 ou Fluorinert FC/B. Este processo isola totalmente o sensor de silício do meio da pressão sem um link mecânico. O diafragma de isolação também fornece a proteção de sobrefaixa para o sensor de silício no d/p cell.

Transmissor com sensor piezoelétrico O sensor é um cristal de quartzo ou

turmalina que, quando exposto a pressão ou força em torno do seu eixo, é elasticamente deformado. A deformação produz uma força eletromotriz proporcional.

As vantagens do transmissor com sensor piezoelétrico são:

1. pequeno tamanho 2. robustez 3. alta velocidade de resposta 4. autogeração do sinal. As desvantagens são: 1. limitado à medição dinâmica 2. sensitividade à temperatura 3. necessidade de cabeamento especial

entre sensor e circuito amplificador. A aplicação típica do sensor piezoelétrico é

no medidor de vazão vortex. É piezoelétrico o sensor que detecta a freqüência criada pelos vórtices de De Karmann.

Quanto à manutenção e independente do princípio de funcionamento ou da variável medida, há quatro tipos básicos de transmissores eletrônicos disponíveis atualmente:

1. analógico descartável 2. analógico reparável 3. digital híbrido 4. digital inteligente

3.7. Transmissor analógico O transmissor analógico convencional

possui saída padrão de 4 a 20 mA cc e circuitos acessíveis para sua calibração e manutenção. Eles podem ser reparados e ter suas faixas de calibração alteradas no campo ou na oficina, pelo usuário final. Os seus preços variam de US$300 a US$500,00.

As suas principais vantagens são: 1. O transmissor convencional é

reparável, possuindo um invólucro que protege os circuitos e permitindo o seu acesso fácil e seguro aos circuitos. Seus circuitos analógicos são simples e é fácil achar os defeitos e repará-los. A possibilidade de ser reparado torna o transmissor convencional mais seguro e menos caro para serviço em longo prazo.

2. O transmissor é robusto, suportando bem os rigores do processo, grande vibração mecânica, alto calor e atmosfera agressiva

3. O transmissor convencional pode ter sua faixa alterada dentro de grandes limites. O transmissor de temperatura pode aceitar todos os tipos de termopares ou RTD de vários valores. Tipicamente as alterações de parâmetros são feitas mecanicamente no campo ou na oficina, ajustando-se potenciômetros, alterando-se posições de jumpers ou mudando chaves DIP.

4. O transmissor analógico tem melhor tempo de resposta que o do transmissor digital e também se recupera mais rapidamente, depois de uma interrupção de alimentação.

5. Possui precisão melhor do que a do transmissor descartável e pior do que a do digital.

Como desvantagens, tem-se: 1. Menos estável e requer mais calibração

do que o transmissor digital, pois os ajustes mecânicos feitos através de potenciômetros de fio são pouco estáveis.

2. Não são adequados para aplicações com operação e comunicação digitais, porém, para a maioria das aplicações o alto custo da substituição dos transmissores analógicos convencionais por digitais não se justifica

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3.8. Transmissor inteligente digital O transmissor inteligente digital tem um

microprocessador embutido em seu circuito e possui saída digital, apropriada para se comunicar com outros dispositivos digitais com o mesmo protocolo. Ele não possui a saída padrão de 4 a 20 mA cc.

Suas vantagens são: 1. Recalibração remota: o transmissor digital

pode ser recalibrado sobre o elo de dados digitais da sala de controle, através da estação de operação, de um computador digital ou de um terminal portátil proprietário. Porém, isso é útil somente em plantas envolvendo grandes distâncias e com variações freqüentes no processo. Ele permite alterações imediatas de parâmetros, sem perda de tempo e custo para mandar um técnico a cada ponto de medição para fazer uma alteração manual.

2. Mínimo de reserva: uma grande variedade de parâmetros de operação pode ser armazenadas na memória do microprocessador do transmissor digital. Um único transmissor pode ser eletronicamente programado para substituir qualquer outro transmissor do sistema. Facilidades com vários tipos de sensores e faixas de medição permitem um menor número de instrumentos reservas para reposição ou adição.

3. Altíssima precisão: melhor do que qualquer outro transmissor. Tipicamente, da ordem de 0,05 a 0,1% do fundo de escala.

4. Autodiagnose: a maioria dos transmissores digitais possui um programa de autodiagnose em sua memória interna que automaticamente identifica falhas do sensor e do transmissor. O pessoal de manutenção de instrumentos pode usar a informação fornecida pelas mensagens de erro enviadas do transmissor no campo para a sala de controle para preparar a substituição e reparo do instrumento. O benefício é o menor tempo de malha parada.

5. Segurança de comunicação: diferente do transmissor convencional que tem um par de fios para transportar o sinal seguro e a perigosa alimentação, o sinal digital pode ser comunicado através de fibra óptica ou links de luz infravermelha, que são seguros por natureza.

Fig. 5.14. Transmissor inteligente (Emerson) As principais desvantagens do transmissor

digital inteligente são: 1. Custo: embora os preços tendem a cair e se

comparar aos do transmissor convencional, o preço de aquisição do digital ainda é um pouco maior do que o do convencional

2. Não padronização do sinal digital: este é o maior obstáculo técnico para o uso extensivo do transmissor digital. Atualmente ainda existem vários protocolos de comunicação digital proprietários, como HART, Foxcom, Fieldbus. Até que se chegue a um consenso acerca do protocolo de comunicação digital, muitos usuários preferirão não usar o transmissor digital.

3. Tempo de resposta: o transmissor de campo operando em baixa potência tem dificuldade de operar rapidamente a comunicação digital. A resposta demorada é inerente para começar e completar uma transação de comunicação digital. Além disso, alguns transmissores inteligentes tem grande tempo de recuperação após a perda da alimentação, durante o que os transmissores excedem a faixa por cima ou por baixo, acionando erradamente alarmes e causando problemas para outros instrumentos no sistema.

3.9. Transmissor híbrido Quando foi lançado comercialmente o

transmissor inteligente, circa de 1980, a maioria das aplicações ainda requeria o sinal padrão analógico de corrente de 4 a 20 mA cc e também por causa da ausência de uma padronização do sinal digital, muitos usuários ainda requerem os os dois sinais de transmissão:

1. analógico de 4 a 20 mA cc e 2. digital Assim, o primeiro transmissor com

protocolo digital, HART (Highway Addressable Remote Transducer), lançado pela Rosemount

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no final dos anos 1980 e tornado aberto logo depois, tinha os dois sinais: HART e analógico de 4 a 20 mA. Tipicamente, os instrumentos receptores de painel utilizavam o sinal de 4 a 20 mA e o pessoal de manutenção utilizava o protocolo HART para se comunicar remota e digitalmente com o transmissor.

O transmissor é simultaneamente analógico e digital e o usuário experiente pode tirar proveito das vantagens isoladas de cada tipo, como as vantagens de padronização e resposta rápida da transmissão analógica e as vantagens de autodiagnose, facilidade de recalibração e alteração de parâmetros da parte digital do transmissor.

Nem todo protocolo digital pode ser superposto ao sinal analógico de 4 a 20 mA. Protocolos que podem ser superpostos: HART e Brain (Yokogawa). Protocolos não que podem ser superpostos ao analógico: Fieldbus Foundation, FoxCom (Foxboro).

A tendência futura é utilizar apenas o protocolo digital, com o desaparecimento do sinal analógico de 4 a 20 mA.

Como os outros instrumentos, o transmissor deve ser especificado, montado, calibrado rotineiramente e mantido em perfeitas condições de funcionamento.

3.10. Especificação Na especificação do transmissor, devem

ser fornecidos os seguintes parâmetros ao fabricante:

1. a variável do processo a ser transmitida, 2. o elemento sensor desejado, em função

da faixa, do processo, da variável e do material,

3. o sinal padrão de transmissão e a alimentação, como 20 a 100 kPa ou 3 a 15 psig (rigorosamente são sinais diferentes, quanto a calibração),

4. os materiais do corpo do transmissor, dos parafusos, da tampa e do elemento sensor,

5. a montagem: tubo de 2" (pipe), pedestal (yoke), superfície ou painel,

6. a faixa calibrada da variável, 7. a conexão ao processo: rosca 1/2" NPT,

flange 150 psi, selo. 8. quando há contato direto com o fluido do

processo: tipo do material quanto à corrosão, erosão, sujeira, temperatura e pressão estática,

9. identificação da malha do processo, 10. a classificação mecânica do invólucro:

NEMA ou IEC IP, 11. a classificação elétrica do instrumento,

se elétrico e se montado em área classificada: prova de explosão, purgado

ou intrinsecamente seguro, entidade de aprovação,

12. acessórios: conjunto filtro regulador, conjunto distribuidor (manifold), indicação do sinal de saída ou da variável medida,

13. opções extras, como materiais especiais em contato com o processo (Monel®, Hastelloy®, tântalo, preparação para manipular oxigênio, cloro, hidrogênio, aplicação em serviço nuclear, amortecimento maior que o normal, saída reversa, aquecimento elétrico para evitar o congelamento, alta temperatura do processo, selo de proteção, pontos de teste, proteção de sobre faixa.

3.11. Instalação A montagem do transmissor deve ser feita

conforme as recomendações do fabricante, diagramas do projetista e normas de engenharia aplicáveis, quanto aos aspectos de corrosão, segurança, localização e funcionamento.

A partida e comissionamento do transmissor de pressão diferencial para vazão e nível envolve algumas operações seqüenciais recomendadas pelo fabricante, que se não forem seguidas corretamente podem danificar o transmissor ou descalibrá-lo.

Fig. 5.15. Instalações de transmissor

3.12. Operação O transmissor é geralmente um instrumento

cego, montado no campo, que não requer a atenção do operador. Quando possui indicação da variável medida, ele pode requerer a leitura periódica para comparação com a indicação do painel.

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3.13. Calibração A calibração do transmissor garante sua

exatidão. A calibração dá confiabilidade ao transmissor. O transmissor é calibrado antes de ser montado. Depois, ele deve ser calibrado

1. quando programado pelo plano da qualidade (ISO 9000),

2. depois da manutenção ou 3. quando requisitado pela operação. Calibrar um transmissor requer 1. local adequado, 2. procedimento claro 3. padrões rastreados 4. técnico treinado 5. registro documentado 6. prazo de validade

Fig. 5.16. Calibração de transmissor (Rosemount)

Fig. 5.17. Ajuste no transmissor

Ambiente Como o transmissor opera em condições

muito pouco exigentes (-40 a +60 oC), raramente ele requer um ambiente de calibração controlado. Porém, o ambiente deve ser conhecido e as condições de calibração (pressão, temperatura e umidade relativa ambientes) devem ser registradas no relatório de calibração.

Procedimento Procedimento de calibração não é

simplesmente o manual do fabricante, mas algo mais abrangente que inclui o manual do fabricante. O procedimento deve ser escrito pelo executante e pode ser copidescado (feita revisão para uniformizar linguagem, arrumar estilo, eliminar erros vernáculos) pelo chefe.

O procedimento tem o objetivo de garantir que a mesma pessoa, em tempos diferentes ou pessoas diferentes ao mesmo tempo, façam a mesma calibração exatamente do mesmo modo.

Procedimento que é usado geralmente sofre revisões periódicas. Quando algo deve ser mudado, primeiro se muda o procedimento, com o consenso de todos os envolvidos, e depois de muda o comportamento.

Padrões Todos os padrões usados na calibração

devem ser rastreados, ou seja, calibrados contra outros padrões superiores e dentro do prazo de validade. A rastreabilidade do padrão é que lhe dá a garantia que ele está confiável e fornece o valor verdadeiro convencional. Se o padrão não estiver rastreado e sua calibração estiver vencida, a calibração que ele faz não é confiável e portanto é inútil.

Técnico treinado O executante da calibração deve conhecer

o instrumento que vai calibrar e todos os cuidados e procedimentos envolvidos. Enfim, deve estar treinado especificamente para fazer a calibração.

Calibração feita por pessoa não habilitada não é confiável.

Registro Toda calibração deve ser registrada e os

registros devem ser guardados por algum período estabelecido pelo executante. Os registros referentes ao programa de qualidade (ISO 9000) devem ser disponíveis e acessíveis ao auditor. Outros registros podem ser acessíveis ao cliente comprador (transferência de custódia) ou algum fiscal do governo.

Calibração sem registro escrito é inútil.

Prazo de validade Toda calibração possui um prazo de

validade, depois do qual o instrumento se torna não confiável. O prazo de validade é estabelecido pelo usuário, pois somente ele tem o domínio completo de todas as informações e dados do instrumento e do processo. Este prazo considera o tipo de instrumento, recomendações do seu fabricante,

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severidade do processo, precisão do instrumento e penalidade da não conformidade.

Programa consistente de calibração sempre prevê critério para administrar os prazos, aumentando e diminuindo os intervalos, para que se trabalhe o mínimo necessário com o máximo possível de eficiência. Há vários critérios de alteração de prazos de validade de calibração; o mais conhecido é o de Schumacher.

Realização A calibração do transmissor geralmente

consiste em 1. Simular a variável sentida, não a

necessariamente a medida. Por exemplo, simula-se a militensão do termopar e não a temperatura medida. Tipicamente são simulados os pontos correspondentes a 0, 25, 50, 75, 100, 75, 50, 25 e 0% da faixa. Sobe-se e desce-se para verificar histerese do transmissor.

2. Comparar os valores lidos com os valores pré-estabelecidos no relatório, conforme precisão do transmissor,

3. Quando os valores lidos estiverem fora dos limites, ajustar o transmissor nos pontos de zero e de amplitude de faixa (span). Com os ajustes, a saída do transmissor deve ser igual a 20 kPa ou 4 mA cc para 0% da entrada e 100 kPa ou 20 mA cc, quando a variável assumir 100% do valor do processo (ou vice-versa, quando a saída do transmissor for invertida). Os pontos intermediários devem seguir a curva de calibração, geralmente uma reta.

4. Quando os valores estiverem dentro dos limites, não se faz nada, a não ser desmontar o circo, arrumar o transmissor e voltá-lo para o processo. As pessoas não resistem e geralmente fazem pequenos ajustes, o que não está de conformidade com o procedimento.

5. Quando o transmissor não gera os sinais dentro dos limites, depois de um (ou dois, ou quantos o executante definir) ajuste, o transmissor está com problema e requer manutenção.

6. Depois de qualquer manutenção, todo instrumento deve ser calibrado. Além destes pontos, que se aplicam a todo

transmissor, ainda se deve tomar os seguintes cuidados: 1. A calibração dos transmissores a balanço

de movimentos exige também os ajustes de angularidade.

2. Os transmissores de nível e de vazão, quando operaram em pressões diferentes da atmosférica, devem ser alinhados dinamicamente.

3. A calibração do transmissor deve ser feita na posição real de trabalho.

4. Transmissor inteligente requer calibrador especial proprietário (também chamado de configurador, comunicador, terminal portátil), que também deve ser periodicamente rastreado.

Fig. 6.18. Padrões de calibração de pressão

(a) Fotografia

(b) Esquema Fig. 6.19. Bomba de peso morto

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4. Indicador

4.1. Conceito O indicador é o instrumento que sente a

variável do processo e apresenta o seu valor instantâneo. É freqüentemente chamado de medidor, receptor, repetidor, gauge, mas estes termos são desaconselháveis por serem ambíguos e imprecisos. Indicador específico de pressão é chamado de manômetro; de temperatura é chamado de termômetro e o de vazão, rotâmetro. Estes nomes também não são recomendados, embora sejam muito usados. O recomendado é chamar respectivamente de indicador de pressão, de temperatura e de vazão.

O indicador sente a variável a ser medida através do elemento primário e mostra o seu valor através do conjunto escala + ponteiro ou de dígitos.

O tag de um indicador da variável X é XI; de um indicador selecionável XJI.

O indicador pode ser estudado considerando os seguintes parâmetros

1. a variável medida 2. o local de montagem 3. o formato exterior 4. natureza do sinal 5. o tipo de indicação

4.2. Variável Medida Dependendo da variável a ser indicada, há

diferenças básicas no elemento sensor, nas unidades da escala e pode haver nomes específicos para o indicador.

O indicador de pressão é também chamado de manômetro. Na prática, se chama de manômetro apenas o indicador local de pressão. Em algumas convenções se simboliza o indicador local de pressão como PG (pressure gauge). O elemento sensor do indicador de pressão pode ser o tubo Bourdon, o helicoidal, o fole, a espiral, o strain gauge . As escalas possuem unidades de kgf/cm2, Pa (pascal) ou psig.

O indicador de temperatura é também chamado de termômetro. Na prática, se chama de termômetro apenas o indicador local de temperatura. Em algumas convenções se simboliza o indicador local de temperatura como TG (temperature gauge). O elemento sensor do indicador de temperatura pode ser o bimetal, o enchimento termal, a resistência elétrica e o termopar. As escalas possuem unidades de oC e K.

O indicador de vazão é também chamado de rotâmetro. Na prática, se chama de rotâmetro apenas o indicador de vazão de área

variável. O símbolo FG significa visor de vazão (flow glass) e é usado em sistemas onde se quer verificar a presença da vazão e não necessariamente o seu valor, como na medição de nível com borbulhamento de gás inerte. O elemento sensor de vazão mais usado é a placa de orifício; quando a escala do indicador é raiz quadrática, pois a pressão diferencial gerada pela placa é proporcional ao quadrado da vazão. Os outros indicadores da vazão estão associados à turbina, ao tubo medidor magnético e ao medidor com deslocamento positivo . As escalas possuem unidades de volume/tempo ou massa/tempo. Adicionalmente, a vazão pode ser totalizada e o valor final é indicado através de dígitos do contador. Não existe contador analógico para a totalização da vazão.

Fig. 5. 18. Manômetro ou indicador local de pressão O indicador local de nível é chamado de

visor e possui o tag LG (level glass). A maioria dos sistemas de medição de nível de líquidos se baseia na pressão diferencial. A escala típica para a medição de nível é de 0 a 100% , sem unidade.

4.3. Local de Montagem Os indicadores podem ser montados em

dois lugares distintos no campo ou na sala de controle.

Os indicadores de campo ou locais são montados próximos ao processo, muitas vezes diretamente na tabulação ou vaso do processo. Os indicadores de campo normalmente são formato grande, tipicamente circulares, que é o formato mais resistente. Quando usados ao relento devem ser a prova de tempo e quando montados em locais perigosos devem possuir classificação elétrica especial compatível com a classificação da área.

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Fig. 5. 19. Indicador de painel (Foxboro)

Os indicadores de painel geralmente são retangulares pois é mais fácil se fazer uma abertura retangular numa chapa de aço do que uma abertura circular. São tipicamente miniaturizados e pequenos, para economia de espaço. Para ainda maior economia de espaço é comum se ter indicadores com 1, 2 ou 3 ponteiros, para indicar simultaneamente 2 ou 3 variáveis independentes. Para facilitar a leitura, neste caso de leituras múltiplas, cada ponteiro tem uma cor diferente. O indicador de painel possui geralmente escala vertical, percorrida por ponteiros horizontais.

4.4. Tipo da Indicação A indicação da leitura pode ser analógica,

feita através de um posicionamento contínuo do ponteiro na escala ou digital, através da amostragem de um dígito.

O instrumento analógico usa um fenômeno físico para indicar uma outra grandeza, por analogia. Ele mede um sinal que varia continuamente e como conseqüência, a posição do ponteiro varia continuamente assumindo todas as posições intermediários entre o 0 e 100%. Pode-se ter escala fixa e ponteiro móvel e mais raramente, escala móvel e ponteiro fixo.

Quando a leitura é através de um número, o indicador é digital. Ele conta os pulsos do sinal digital e indica o valor através de dígitos que mudam discretamente. Para cada valor da variável medida, há um número indicado. Atualmente já existem instrumentos pneumáticos digitais, embora o mais difundido seja o indicador eletrônico digital.

Fig. 5. 21. Indicador opcional no transmissor

Atualmente, são disponíveis indicadores

eletrônicos com barra de gráfico (bargraph), que possuem técnicas e circuitos digitais para a manipulação do sinal, porém, com a indicação final em forma de barra de LEDs (diodo emissor de luz) como se fosse analógica.

Uma indicação digital, pelo fato apenas de ser digital não é necessariamente mais precisa ou confiável que uma indicação analógica. Decididamente é mais fácil fazer uma leitura digital do que uma com ponteiro-escala, se cansa menos e há menor probabilidade de cometer erros quando se fazem inúmeras leituras digitais. A precisão e a confiabilidade dependem ainda da qualidade dos componentes, do projeto, do mecanismo, da calibração e de vários outros fatores.

Os indicadores de painel normalmente são montados em estantes apropriadas que já possuem conectores pneumáticos e eletrônicos de encaixe rápido para facilitar a substituição para a manutenção.

Na eletrônica são comuns as indicações através de LEDs e quartzo líquido. Atualmente. há pesquisa e desenvolvimento com tecnologias baseadas na ionização de plasma e fluorescência no vácuo. O objetivo final de qualquer projeto é a obtenção de uma indicação visível à distância e de pequeno consumo de energia elétrica.

Nos sistemas com computador digital, as indicações são feitas através de monitores de vídeo e as telas também simulam as escalas dos instrumentos, com leituras analógicas.

Fig. 5. 22. Controlador de campo (Wizard)

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4.5. Rangeabilidade da Indicação Tão importante quanto à precisão e

exatidão do instrumento, é sua rangeabilidade. Em inglês, há duas palavras, rangeability e turndown para expressar aproximadamente a extensão de faixa que um instrumento pode medir dentro de uma determinada especificação. Usamos o neologismo de rangeabilidade para expressar esta propriedade.

Para expressar a faixa de medição adequada do instrumento define-se o parâmetro rangeabilidade. Rangeabilidade é a relação da máxima medição sobre a mínima medição, dentro uma determinada precisão. Na prática, a rangeabilidade estabelece a menor medição a ser feita, depois que a máxima é determinada. A rangeabilidade está ligada à relação matemática entre a saída do medidor e a variável medida. Instrumentos lineares possuem maior rangeabilidade que os medidores quadráticos (saída do medidor proporcional ao quadrado da medição).

Fig. 5.23. Escalas de indicação Na medição de qualquer quantidade se

escolhe um instrumento pensando que ele tem o mesmo desempenho em toda a faixa. Na prática, isso não acontece, pois o comportamento do instrumento depende do valor medido. A maioria dos instrumentos tem um desempenho pior na medição de pequenos valores. Sempre há um limite inferior da medição, abaixo do qual é possível se fazer a medição, porém, a precisão se degrada e aumenta muito.

Por exemplo, o instrumento com precisão expressa em percentagem do fundo de escala tem o erro relativo aumentando quando se diminui o valor medido. Para estabelecer a faixa aceitável de medição, associa-se a precisão do instrumento com sua rangeabilidade. Por exemplo, a medição de vazão com placa de orifício, tem precisão de ±3% com rangeabilidade de 3:1. Ou seja, a precisão da medição é igual ao menor que 3%

apenas nas medições acima de 30% e até 100% da medição. Pode-se medir valores abaixo de 30%, porém, o erro é maior que ±,3%. Por exemplo, o erro é de 10% quando se mede 10% do valor máximo; o erro é de 100% quando se mede 1% do valor máximo.

Não se pode medir em toda a faixa por que o instrumento é não linear e tem um comportamento diferenciado no início e no fim da faixa de medição. Geralmente, a dificuldade está na medição de pequenos valores. Um instrumento com pequena rangeabilidade é incapaz de fazer medições de pequenos valores da variável. A sua faixa útil de trabalho é acima de determinado valor; por exemplo, acima de 10% (rangeabilidade 10:1), ou de 33% (3:1).

Fig. 5.24. Precisão em percentagem do fundo de escala Em medição, a rangeabilidade se aplica

principalmente a medidores de vazão. Sempre que se dimensiona um medidor de vazão e se determina a vazão máxima, automaticamente há um limite de vazão mínima medida, abaixo do qual é possível fazer medição, porém, com precisão degradada.

Em controle de processo, o conceito de rangeabilidade é também muito usado em válvulas de controle. De modo análogo, define-se rangeabilidade da válvula de controle a relação matemática entre a máxima vazão controlada sobre a mínima vazão controlada, com o mesmo desempenho. A rangeabilidade da válvula está associada à sua característica inerente. Na válvula linear, cujo ganho é uniforme em toda a faixa de abertura da válvula, sua rangeabilidade é cerca de 10:1. Ou seja, a mesma dificuldade e precisão que se tem para medir e controlar 100% da vazão, tem se em 10%. A válvula de abertura rápida tem uma ganho muito grande em vazão pequena, logo é instável o controle para vazão baixa. Sua rangeabilidade vale 3:1. A válvula com igual percentagem, cujo ganho em vazão baixa é pequeno, tem rangeabilidade de 100:1.

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4.6. Associação a Outra Função A indicação é uma função passiva e sua

malha é aberta. A indicação pode estar associada com as outras funções, como a transmissão, o controle, o registro e a totalização.

O transmissor a balanço de movimento é naturalmente um indicador local da variável transmitida. Há transmissores que possuem o indicador do sinal de saída e como conseqüência a indicação indireta da variável transmitida.

Toda malha de controle a realimentação negativa requer a indicação da variável medida e do ponto de ajuste. Por isso, todo controlador é também indicador.

O registrador é naturalmente um indicador onde a escala é o gráfico e o ponteiro é a pena. Mesmo assim, o registrador possui também a escala auxiliar de indicação. A indicação correta do registrador é dada pela posição da pena em relação a escala do gráfico.

O indicador pode possuir alarme, normalmente acionado pela posição do ponteiro.

4.7. Serviços Associados O indicador deve ser especificado,

montado, calibrado, operado e mantido de modo a apresentar as leituras corretas e com a precisão determinada pelo fabricante. Para a especificação do indicador, devem ser considerados os seguintes parâmetros:

1. a variável do processo associada, 2. a faixa calibrada, importante para a

definição do elemento sensor e da escala,

3. a escala, com os valores mínimo e máximo, o formato e a unidade da variável,

4. a plaqueta gravada, com a indicação útil para o operador,

5. a identificação da malha (tag), 6. o tipo de montagem campo, painel,

superfície, tubo de 2" ou pedestal). 7. o local de montagem e como

conseqüência, a classificação elétrica e mecânica do invólucro.

8. as opções extras, com alarme, acabamento especial, proteção contra sobrefaixa.

A montagem do indicador deve ser feita conforme a literatura recomendada do fornecedor, dos diagramas do projeto e das normas existentes.

5. Registrador

5.1. Introdução O registrador é o instrumento que sente

uma ou muitas variáveis do processo e imprime o seu valor no gráfico, de modo contínuo ou descontinuo, mas permanente. Ele fornece o comportamento histórico da variável. O registro é feito através de pena com tintas em gráfico móvel. O gráfico é também chamado de carta (influencia do inglês, chart).

O tag de um registrador da variável X é XR; de um registrador multivariável UR e de um registrador selecionável XJR.

O registrador é diferente do instrumento chamado impressora. A impressora imprime apenas os valores indicados, quando acionada ou programada. O registrador imprime os valores de modo automático e contínuo.

Atualmente, há outros mecanismos mais eficientes e de maior capacidade para o armazenamento das informações, tais como os disquetes e as fitas magnéticas dos computadores digitais.

O registrador pode ser estudado considerando os seguintes parâmetros:

1. a topografia 2. acionamento do gráfico 3. a pena e 4. o gráfico.

5.2. Topografia Por topografia deve-se entender a forma e

o local de montagem do registrador. Em função do formato, os registradores são divididos em circulares e em tira.

O registrador circular possui gráfico circular e sua caixa não necessariamente é do formato circular. O registrador circular geralmente é montado no campo, próximo ao processo e ligado diretamente ao elementos primário, não necessitando do uso do transmissor. O gráfico possui o diâmetro externo típico de 12" e com rotação de 24 horas ou de 7 dias. Diariamente ou semanalmente o operador deve trocar o gráfico.

O registrador montado no painel possui o gráfico em tira. Embora o tamanho físico do registrador de painel (largura de 4") seja menor que o circular de campo (12" de diâmetro) e ocupe um terço do espaço, a área útil de registro no gráfico de tira é a mesma que a do circular (4").

Normalmente o percurso da pena é no sentido horizontal, mas existe registrador cuja pena tem uma excursão vertical. O gráfico do registrador de painel pode ser do tipo rolo

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(duração de 30 dias) ou sanfonado (duração de 16 dias).

Na parte superior do registrador está colocada a escala, que preferivelmente deve ser igual a do gráfico. Quando houver mais de um registro, o registrador continua com uma única escala e o gráfico possui várias escalas em gomos diferentes. A função da escala do registrador é a de dar a ordem de grandeza do registro e geralmente é de 0 a 100, linear, indicando percentagem. Para fins de leitura e de Calibração, o que deve ser lido é a posição da pena em relação ao gráfico.

O registrador pode possuir as unidades de controle. Tem-se assim o instrumento registrador-controlador. Ele possui um único elemento receptor, que está acoplado mecanicamente ao sistema de registro (pena) e ao sistema de controle (conjunto bico-palheta).

Fig. 5.25. Registrador de vazão e pressão (Foxboro)

5.3. Acionamento do Gráfico A pena do registrador só se move numa

direção e sua posição depende do valor da variável registrada. para haver um registro contínuo, o gráfico deve se mover em relação a pena. O acionamento do gráfico é conseguido por um motor que move engrenagens, que por sua vez movem o gráfico, desenrolando-o ou desdobrando-o de um lado e enrolando-o do outro lado.

O motor de acionamento do gráfico pode ser elétrico, mecânico ou pneumático.

No painel e em áreas seguras usam-se motores elétricos com tensão de alimentação de 24 V ca, 110 V ca ou 220 V ca. Quando o

registrador é montado no campo, em área classificada ou em local sem energia elétrica, o acionamento do motor deve ser através de mola mecânica; a corda deste acionamento pode durar cerca de uma semana. Alternativamente o registrador com acionamento elétrico pode ser montado em área classificada, porém, deve ter a classificação elétrica compatível com o grau de perigo do local.

O gráfico pode ser acionado e movido em diferentes velocidades. A velocidade mais comum para o registrador retangular de painel é de 20 mm/hora, considerada lenta. Em partida de unidades, em laboratórios, em plantas piloto, em demonstrações didáticas e na sintonia do controlador é desejável uma velocidade maior. Tipicamente há durações de gráficos circulares desde 1 minuto até 30 dias.

5.4. Penas O registrador contínuo possui de 1 a 4

penas de registro. Quando o registrador possui mais de uma pena, os tamanhos e os modelos destas penas são diferentes, para que não haja interferência mútua dos registros. Isto deve ser considerado ao se especificar as penas de reposição especificar a posição da pena em questão externa, intermediária, interna, primeira, segunda.

O registrador multiponto possui uma única pena ou dispositivo impressor associado a um sistema de seleção de entradas. Há um sistema de varredura das entradas, de modo que todas as leituras são lidas e registradas, uma de cada vez, consecutivamente e numa ordem bem estabelecida. Para identificar a entrada ou a variável registrada, usam-se cores de tintas diferentes ou então o próprio dispositivo impressor possui diferentes marcas de identificação.

Há ainda os registradores de tendência ou trend recorder. São registradores que possuem 4 penas registradoras e recebem na entrada até 20 sinais diferentes e independentes para serem registrados. Um sistema adequado de seleção escolhe 4 entradas particulares e as registra simultaneamente. Este tipo de registrador faz o registro contínuo de multipontos e é muito útil em partidas de unidades ou testes, quando se está interessado na tendência e na variação das grandezas apenas durante o transiente.

O registrador de painel geralmente é montado em estante apropriada e ocupa duas posições, quando o movimento da pena é horizontal; ele ocupa uma única posição quando a pena se movimenta verticalmente.

A pena pode ter formato em V ou em caixa (box). A pena V requer a coloco freqüente da

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tinta. Na pena tipo caixa, o período de colocação de tinta é maior. Como isso não é muito pratico, atualmente a maioria dos registradores usa o sistema de tubo capilar. A tinta é acondicionada em pequeno reservatório e um sistema de tubo capilar a leva para a pena. Deve-se tomar cuidado especial com estes registradores durante seu transporte para manutenção. No inicio da operação é necessário se apertar o reservatório de tinta - com cuidado - de modo que se encha todo o capilar de tinta, expulse as bolhas de ar e a tinta chegue até a pena. É uma boa idéia colocar um pedaço de papel absorvente debaixo da pena quando se faz esta operação para prevenir borrões.

O registrador de painel deve ser montado na posição horizontal, preferivelmente. Existem inclinações máximas permissíveis, além das quais não há registro.

As cores das penas são iguais as cores da tinta de registro. As tintas não devem ser misturadas, pois a cor da mistura é totalmente diferente da cor dos componentes, e.g., o verde misturado com o vermelho dá o marrom.

O movimento da pena é linear, no registrador de painel com gráfico de tira e é um arco de circulo, no registrador com gráfico circular.

Opcionalmente o registrador de painel possui uma lâmpada piloto e contatos de alarme acionados fisicamente pela posição da pena. O conhecimento do alarme consiste em abrir a porta do registrador.

Fig. 5.26. Registrador microprocessado (Yokogawa)

5.5. Gráficos O registro das variáveis, feito pela pena, é

conservado no gráfico. O gráfico deve ser de papel absorvente, de boa qualidade, de modo que não estrague nem entupa a pena. O traçado deve ser contínuo, nítido e sem borrão.

A analise do registro da variável pode indicar o horário dos distúrbios do processo. Para isso, assume-se que o gráfico esteja corretamente instalado, ajustado para o tempo real do dia e que o registrador esteja calibrado.

A tinta deve fluir pela pena, de modo contínuo, conseguido pela pressão mecânica adequada entre a pena e o gráfico. Se a pressão da pena é excessiva pode haver rasgos no gráfico e desgaste excessivo da pena, se é insuficiente, pode haver deslizamentos e saltos da pena.

O comprimento de um gráfico de tira varia de 30 a 70 metros de comprimento. Normalmente o de rolo tem o dobro do tamanho do gráfico sanfonado. O último meio metro do gráfico de tira, quando faltam cerca de 18 horas de registro, é marcado com uma faixa vermelha, para advertência da proximidade da troca do gráfico.

O gráfico possui duas coordenadas o valor registrado da variável e o tempo. O movimento da pena é linear em uma direção, normalmente transversal. O movimento mecânico do gráfico é regular e longitudinal. A maioria dos gráficos usa coordenadas cartesianas, geralmente retangulares com as linhas retas se cruzando perpendicularmente. Quando pelo menos uma das linhas de referência é um arco de circulo, as coordenadas são curvilíneas. De pouco uso, porém existentes, são as coordenadas polares uma distância e um ângulo.

Existe uma grande quantidade de gráficos diferentes. As diferenças estão no tamanho físico, no tamanho da área útil de registro, nas escalas, nos furos de fixação, no sistema de enrolamento.

Para a especificação correta de um gráfico deve se fornecer

1. nome do fabricante do registrador. Obviamente o fabricante do registrado fornece gráficos somente para uso em instrumentos de sua marca. Mesmo que a escala seja a mesma, as dimensões do gráfico e da área útil de registro sejam idênticas, pode haver diferenças na função lateral, no sistema de acionamento. Normalmente os fabricantes de registradores fornecem inicialmente uma quantidade de gráficos suficiente para 6 meses de operação.

2. formato e tipo de acionamento. Há gráficos circulares de 10" e 12" de

Funções de Instrumentos

96

diâmetro e gráficos em carta tipo rolo ou sanfonado, de 4".

3. faixa de medição. Deve-se informar a faixa ou as diferentes faixas e suas características matemáticas. Por exemplo, 0-100 uniforme ou linear, 0 a 10 raiz quadrática. Quando se trata do registro da temperatura, o tipo da curva, além da faixa de medição. Por exemplo, RTD de Pt, termopar tipo J, K..

Fig. 1.1. Registrador de campo Fig. 1.1. Registro de F, P e T

5.6. Serviços Associados O registrador deve ser especificado,

montado, operado e mantido de modo correto, para que não se danifique e que registro os valores das variáveis com o mínimo erro especificado pelo fabricante.

Na especificação do registrador, devem ser conhecidos os seguintes parâmetros:

1. a variável do processo P, T, F, L. 2. o elemento sensor desejado

3. a montagem tubo 2", painel, estante especial, ângulo de inclinação.

4. o número e o tipo das penas, de acordo com o número das variáveis registradas 1 a 4 penas continuas ou 6, 12 ou 24 pontos

5. o acionamento do gráfico elétrico (tensão e freqüência), e mecânico (duração da corda),

6. o enrolamento do gráfico, 7. a escala do registrador valor e tipo

(faixa de medição, linear, raiz quadrática),

8. a escala do gráfico valor e tipo (faixa de medição, marcação do tempo, dupla, tripla, linear),

9. a plaqueta gravada dados úteis para o operador do processo, como a correspondência das penas com as variáveis registradas.

10. a identificação das malhas, como TR 2O4.

11. o suprimento de gráfico e de tinta, 12. as opções extras, como alarme,

iluminação interna, acabamento especial, unidade de controle, contador-integrador.

13. a classificação mecânica do invólucro e classificação elétrica, se há alimentação elétrica e se a área é perigosa.

A montagem do registrador deve seguir as instruções do fabricante, os diagramas de ligaçã do projeto detalhado e as normas existentes.

6. Planímetro Muitas indústrias armazenam os gráficos

com os registros permanentes dos valores instantâneos da vazão para a observação visual das vazões instantâneas e das suas tendências, para fins de cobrança e para levantamento de balanços. A totalização da vazão pode ser obtida ou por cálculos manuais ou através do planímetro.

6.1. Histórico O planímetro é um instrumento de precisão

usado para a avaliação rápida e exata de áreas planas de qualquer formato ou contorno. Na medição de vazão, o planímetro é usado especialmente para totalizar a vazão, a partir de registros da vazão instantânea, da pressão estática e da temperatura em gráficos circulares ou de tira. A integração pode ser feita por um planímetro de mesa operado manualmente, automaticamente ou por um sistema incluindo um computador pessoal.

Funções de Instrumentos

97

O primeiro planímetro foi desenvolvido pelo matemático suíço James Laffon, em 1854. Ele chamou-o de "Integrador Scheiben". Trabalhando de modo independente, o professor austríaco A. Miller Hauenfels inventou o planímetro polar, em 1855.

Os fabricantes mais conhecidos são: LASICO (Los Angeles Scientific Instrument Co.), Flow Measurement (Tulsa, OK), UGC Industries e Ott.

Há três métodos básicos para medir as áreas planas de registros de vazões instantâneas:

1. cálculo matemático, 2. método do corte e peso e 3. método do planímetro.

Fig. 5.40. Planímetro para gráfico circular (Lasico)

6.2. Cálculo matemático Embora lento, o cálculo aritmético funciona

bem, quando são envolvidas áreas de formato regular, como o quadrado, retângulo, triângulo e círculo.

Quando a figura é mais complicada, como o trapézio, ou composta de várias outras regulares, como o retângulo com extremidades circulares, demora-se mais, pois ela deve ser subdividida em figuras regulares e suas seções são avaliadas separadamente e somadas ao final.

Quando a figura é completamente irregular, é necessário subdividir a área em quadrados de tamanho conhecido. Os quadrados devem ser contados e as seções dos quadrados estimados em tamanho e somadas. Neste caso, não é mais eficiente usar o método do cálculo matemático, pois o método seria muito lento e impreciso.

6.3. Método do corte e peso As áreas a serem calculadas devem ser

cortadas com uma tesoura, colocadas em uma balança de precisão e pesadas. O peso total é dividido pelo peso de um pedaço do mesmo material de tamanho conhecido.

Este método é lento, destrutivo e impreciso. Pequenas variações na umidade do ar ambiente pode alterar significativamente o peso do material, provocando grandes erros. Uma balança de precisão é tão cara e difícil de ser obtida quanto um planímetro.

6.4. Método do planímetro O método do planímetro é o mais

profissional, rápido, preciso, eficiente e consistente método para medir áreas planas. Não se requer nenhuma habilidade matemática para operar um planímetro, simplesmente deve-se seguir o contorno da área com um traçador e o resultado é diretamente indicado, por contadores digitais, mecânicos ou eletrônicos.

Atualmente, os planímetros possuem várias funções, como as de:

1. computação automática da área na escala e unidade corretas,

2. processamento dos resultados através de calculadoras embutidas,

3. programação para qualquer relação de escala plausível,

4. acumulação de resultados na memória, para processamento posterior,

5. conversão rápida entre unidades de vários sistemas,

6. programação para medições em volume (m3, ft3) ou $/volume.

A precisão típica do planímetro é de ±0,1 a ±0,5% do fundo de escala.

6.5. Gráficos Circulares Uniformes Os gráficos uniformes são divididos em

segmentos iguais, entre o raio interno e o externo. Ao longo de um arco sobre o qual a pena registrou, os gráficos podem ser marcados em percentagem do fundo de escala ou em unidades das variáveis medidas, como oC, psia, m3/h.)

Para um planímetro que integra radialmente, deve-se usar um fator de correção, porque o planímetro radial considera as distancias radiais médias e os gráficos uniformes empregam incrementos iguais ao longo do arco. Este fator pode ser obtido de curvas disponíveis na literatura técnica.

A não ser que as pressões diferencial e estática permaneçam constantes ou seja usado um extrator de raiz quadrada, os planímetros

Funções de Instrumentos

98

radiais não devem ser usados para achar a média dos registros das pressões diferencial e estática. Nos cálculos deve-se achar a média

da raiz quadrada e não a raiz quadrada da média.

7. Computador de Vazão

7.1. Conceito O computador de vazão recebe sinais

analógicos proporcionais à pressão diferencial, temperatura, pressão estática, densidade, viscosidade e pulsos proporcionais à vazão e os utiliza para computar, totalizar e indicar a vazão volumétrica compensada ou não-compensada e a vazão mássica. O computador de vazão é projetado para a solução instantânea e contínua das equações de vazão dos elementos geradores de pressão diferencial (placa, venturi, bocal) e dos medidores lineares de vazão (turbina, medidor magnético, vortex).

Fig. 5.27. Aplicação típica de computador de vazão

A vazão instantânea e a sua totalização são indicadas nos painéis frontais do computador de vazão, na forma de indicadores digitais, contadores eletromecânicos ou eletrônicos. O computador provê ainda saídas analógicas e contatos de reles para fins de controle e monitoração da vazão.

O computador de vazão é um instrumento a base de microprocessador que pode ser montado em painel da sala de controle ou diretamente no campo, onde é alojado em caixa para uso industrial, com classificação mecânica do invólucro à prova de tempo e, quando requerido, com classificação elétrica da caixa à prova de explosão ou à prova de chama.

O computador é programado e as constantes são entradas através de um teclado, colocado na frente ou no lado do instrumento.

Os computadores de vazão sofreram uma grande evolução, desde o seu lançamento no

mercado, no inicio dos anos 1960. Eles foram originalmente projetados para manipular as equações da AGA (American Gás Association) para vazão mássica de gás e foram construídos em torno de multiplicadores, divisores e extratores de raiz quadrada. Atualmente, os computadores são principalmente dispositivos digitais que podem ser classificados em dois tipos 1. programável, que faz quase qualquer

cálculo desejado que está programado nele 2. pré-programado ou dedicado, que manipula

apenas uma aplicação selecionada.

7.2. Linearização da Vazão

Introdução Linearizar um sinal não-linear é torna-lo

linear. Só se lineariza sinais não lineares, aplicando-se a função matemática inversa. Por exemplo, lineariza-se o sinal quadrático, extraindo a sua raiz quadrada; lineariza-se o sinal exponencial, aplicando seu logaritmo. A linearização pode ser feita de vários modos diferentes, tais como: 1. escolha da porção linear da curva, como na

aplicação de medição de temperatura por termopares. Cada tipo de termopar apresenta uma região linear para determinada faixa de temperatura.

2. uso de uma escala não-linear, como na aplicação de medição de vazão por placa de orifício. Como a placa de orifício gera uma pressão diferencial proporcional ao quadrado da vazão, usa-se uma escala do indicador ou um gráfico do registrador do tipo raiz quadrática, podendo ler diretamente o valor da vazão em unidades de engenharia. Quando se usam termopares para medições de temperatura que incluem regiões não-lineares, usam-se as escalas especificas para cada termopar, tipo J, K, R, S, T, E.

3. uso de instrumentos linearizadores, como o extrator de raiz quadrada do sinal de pressão diferencial proporcional ao quadrado da vazão, gerado pela placa de orifício.

4. uso de circuitos linearizadores, incorporados no transmissor (por exemplo, transmissor inteligente) ou no instrumento receptor (registrador de temperatura a termopar).

5. uso de pontos de curva de linearização, armazenados em ROMs ou PROMs, como nos sistemas de linearização de baixa

Funções do Instrumento

99

vazão em sistemas com turbinas medidoras de vazão. A não linearidade da medição é devida a viscosidade e densidade do fluido (numero de Reynolds) e do tipo de detecção-geração de pulsos.

6. uso de programas (software) de linearização em sistemas digitais, como nos computadores de vazão ou sistemas digitais de aquisição de dados. Durante a configuração do sistema, tecla-se o tipo de não-linearidade do sinal de entrada e o sistema automaticamente lineariza o sinal.

Medidores Lineares e Não-lineares O medidor de vazão linear é aquele cuja

saída varia diretamente com a vazão. Isto significa que uma dada percentagem da saída corresponde `a mesma percentagem de vazão. Matematicamente, tem-se:

vazão = K x saída

São exemplos de medidores lineares: 1. turbina, cuja freqüência de pulsos é

linearmente proporcional `a vazão volumétrica instantânea,

2. medidor magnético, cuja amplitude da tensão variável é linearmente proporcional `a vazão volumétrica instantânea,

3. vortex, cuja freqüência de pulsos é linearmente proporcional `a vazão volumétrica instantânea,

4. mássico, tipo Coriolis, cuja freqüência de precessão é linearmente proporcional `a vazão mássica instantânea,

Quando a saída do medidor não corresponde linearmente `a vazão, o medidor é não-linear. O medidor não-linear mais comum é a placa de orifício, que produz uma pressão diferencial proporcional ao quadrado da vazão. Tem-se as seguintes equações:

saída K = vazão ×

saída = K' (vazão)2

Quando a vazão medida dobra de valor, a pressão diferencial gerada aumenta de 4 vezes. Como resultado, em baixas vazões, pequenas variações da saída correspondem a grandes variações na vazão e em altas vazões, grandes variações da saída correspondem a pequenas variações na vazão.

Tab. 7.1. ∆p x saídas

Medidor vazão Saída linear Saída raiz quad. % saída % vazão % vazão

0,0 0,0 0,0 1,0 1,0 10,0

10,0 10,0 31,6 25,0 25,0 50,0 50,0 50,0 70,7 75,0 75,0 86,6

100,0 100,0 100,0 A linearização do sinal quadrático é feita

pelo computador analógico chamado extrator de raiz quadrada, onde é valida a seguinte relação:

entrada % = saída %

O extrator de raiz quadrada possui alto

ganho em pequenas vazões e pequeno ganho em grandes vazões. Para contornar a grande instabilidade do instrumento em manipular os pequenos sinais, são usados vários macetes:

1. a saída fica zero quando a entrada é pequena (menor que 10%),

2. a saída fica igual a entrada quando a entrada é pequena (menor que 10%),

3. calibra-se o extrator com o zero levemente abaixo do zero verdadeiro, eliminando o erro em baixas vazões e tendo pequeno erro em grandes vazões.

7.3. Compensação

Introdução Em serviços de medição de gás, a maioria

dos medidores de vazão mede o volume real ou infere o volume real, tomando como referência a vazão volumétrica nas condições nominais de operação. Quando as condições reais do processo se afastam das condições nominais de projeto de operação, ocorrem grandes variações no volume real, resultando em grande incerteza na medição da vazão. Um modo de resolver este problema seria manipular a vazão mássica, medindo-se a vazão volumétrica e a densidade do fluido e usar a relação

W = r x Q

onde W é a vazão mássica Q é a vazão volumétrica r é a densidade. A medição da densidade de um fluido

vazando é relativamente cara, demorada e pouco confiável e a prática mais comum é inferir o valor da densidade a partir dos valores da pressão estática absoluta e da temperatura do processo, aplicando-se a lei do gás real.

Funções do Instrumento

100

Tem-se:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

n

f

f

n

n

fnf T

TPP

ZZV=V

ou quando as condições nominais de

operação são conhecidas e podem ser resumidas em uma constante matemática, a equação fica simplificada como:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ ××

f

ffnf P

TZVK=V

Fazer a compensação da temperatura e

pressão reais do processo, que se afastaram da temperatura e pressão nominais é justamente multiplicar por

ff

f

TZP×

onde o fator simplificado (P/ZT) compensa

a variação da pressão e temperatura (que determinam a densidade), variando das condições nominais de projeto para as reais de operação e calcula o volume requerido nas condições nominais para provocar o efeito da mesma vazão nas condições reais. Isto significa, por exemplo, que se P/ZT for 1,10, o gás nas condições reais é 1,10 mais denso do que o gás nas condições nominais e 10% mais de gás vaza realmente através do medidor linear do que está medido, assumindo as condições nominais de operação.

Nas condições nominais de operação, o fator (P/ZT) é usado para corrigir o volume real antes que as não linearidades sejam compensadas. Assim, estes fatores são tratados do mesmo modo que a densidade, nas equações do medidor. Quando a vazão variar não linearmente com a densidade do gás, a vazão também vai variar não linearmente com o fator P/ZT. Para o sistema com placa de orifício, portanto, o fator de compensação é a raiz quadrada de P/ZT, pois a vazão volumétrica é proporcional `a raiz quadrada da densidade.

A compensação da pressão e temperatura usa a hipótese de o fator de compressibilidade Z ser constante nas condições de operação próximas das condições nominais e despreza os efeitos da compressibilidade. Para se medir a vazão volumétrica compensada usa-se a equação, para o medidor linear:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

f

n

n

f

f

nnf T

TPP

ZZV=V

e quando o fator de compressibilidade nas

condições reais não se afasta do fator nas condições nominais:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

f

n

n

fnf T

TPPV=V

Para um medidor com saída proporcional

ao quadrado da vazão, tem-se a equação:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

f

n

n

fnf T

TPPV=V

Note-se que a equação da vazão

compensada é o inverso da equação da lei dos gases, justamente para eliminar os efeitos da pressão e da temperatura. Ou seja, como a vazão volumétrica depende da pressão e temperatura de um fator (ZT/P), deve-se multiplicá-la por um fator de compensação (P/ZT) para se ter uma vazão volumétrica compensada.

A operação de corrigir um erro fixo é chamada de polarização (bias) e a compensação é a correção de um erro variável.

Quando somente se quer a compensação da pressão, pois a temperatura é se afasta pouco de seu valor nominal, assume-se um valor constante igual ou diferente do nominal e o incorpora `a constante.

Quando a temperatura for constante e diferente do valor nominal, em lugar de usar um medidor de temperatura para fazer a compensação continua, aplica-se um fator de correção na leitura do medidor. A compensação da pressão é implementada, multiplicando-se a pressão absoluta pela vazão medida e uma constante, antes de linearizar a saída do medidor.

De modo análogo, quando a pressão é assumida constante e diferente do valor nominal, se aplica um fator para a leitura do medidor em lugar de usar um medidor de pressão para a compensação. A compensação da temperatura é implementada, multiplicando-se a temperatura absoluta pela vazão medida e uma constante, antes de linearizar a saída do medidor.

Condições normal, padrão e real Na medição do fluido compreensível, é

mandatório definir as condições sob as quais está sendo medida sua vazão volumétrica. A

Funções do Instrumento

101

mesma vazão de um fluido compreensível pode ser expressa por valores totalmente diferentes, em função das condições especificadas. As condições normal de pressão e temperatura (CNPT) são:

Temperatura 0,0 oC (273,2 K) Pressão 101,325 kPa Umidade relativa 0%

Tab. 7.2. Erros da medição do gás sem compensação de T

Temperatura (oC) Erro (%) -20 -13 -10 -11

-5 -7 0 -6 5 -4

10 -2 15 0 20 +2 25 +4 30 +6 40 +8 45 +9 50 +10

* Condição padrão (standard) (Cfr. Industrial Flow Measurement, D.W. Spitzer)

Tab. 7.3. Erros da medição do gás sem

compensação da P Pressão,

psig Tolerância em torno da pressão nominal

Psig 0,25 0,50 1 2 3 0,25 1,7% NA NA NA NA 2,0 1,5% 3,0% 6,1% 12,2% NA 5,0 1,3% 2,6% 5,2% 10,3% 25,8% 10 1,0% 2,0% 4,1% 8,2% 20,5% 20 0,7% 1,5% 2,9% 5,8% 14,5% 50 0,4% 0,8% 1,6% 3,1% 7,8% 75 0,3% 0,6% 1,1% 2,2% 5,6%

100 0,2% 0,4% 0,9% 1,7% 4,4% 125 0,2% 0,4% 0,7% 1,4% 3,6%

(Cfr. Industrial Flow Measurement, D.W. Spitzer)

Pela norma ISO 5024 (1976), as condições padrão (standard) são:

Temperatura 15,0 oC (288,2 K) Pressão 101, 325 0 kPa Umidade relativa 0% Constante Universal 8,3144 J/(g.mol.K)

Há quem que assuma a temperatura

padrão (standard) igual a 15.56 oC (60 oF). Para líquidos, a temperatura padrão base é

também igual a 15,0 oC, na indústria; em laboratório é comum usar a temperatura de 20,0 oC.

As condições de operação, de trabalho ou reais são aquelas efetivamente presentes no processo.

Por exemplo, seja a vazão volumétrica de ar igual a 100 m3/h, nas condições reais de 30 oC e 2,0 kgf/cm2A. Esta vazão pode ser expressa como:

100 m3/h real, (30 oC e 2,0 kgf/cm2) 180 Nm3/h, (0 oC e 1,0 kgf/cm2 A) 190 Sm3/h, (15,0 oC e 1,0 kgf/cm2 Absoluta)

Em inglês, as unidades e abreviações comuns são:

ACFM (actual cubic foot/minute) e SCFM (standard cubic foot/minute).

Propriedades do Ar nas Condições Padrão:

Compressibilidade (Z) 0,999 582 4 Densidade 1,225 42 kg/m3 Peso molecular 28,962 4

Compensação da Temperatura de Líquidos As necessidades da precisão que requerem

compensação para as variações de densidade causadas pelas variações da temperatura do líquido são poucas (por exemplo, amônia). Neste caso, deve-se medir a temperatura do líquido e compensar segundo a formula:

Vf = Vn /T

Pressão e Temperatura As tomadas da pressão e da temperatura

devem ser localizadas corretamente para cada tipo de medidor de vazão, para minimizar o erro na medida final.

A tomada da pressão é mais critica que a da temperatura, pois há uma grande variação da pressão local no medidor de vazão. Na prática, há uma pequena diferença entre a pressão a montante (maior) e a jusante (menor) do medidor, quando o medidor provoca uma perda de carga. É comum se tomar a pressão a montante do medidor. Qualquer que seja a localização, a pressão deve corresponder a vazão não perturbada, em pontos sem flutuações ou pulsações. Alguns medidores de vazão já possuem a tomada de pressão no seu corpo. No sistema com placa de orifício, é comum se usar a mesma tomada a montante da placa usada medir a pressão diferencial. Nos programas de computador de cálculo de

Funções do Instrumento

102

placa, o menu apresenta as opções de tomadas a montante ou a jusante da placa.

A tomada de temperatura é menos crítica, desde que há pouca variação da temperatura ao longo do medidor de vazão. As tomadas de temperatura estão tipicamente localizadas a cerca de 3 a 10 diâmetros depois do medidor (montante), para não causar turbulência na medição de vazão e corresponder à temperatura no sensor.

Fig. 5.28. Malha de compensação e linearização de medição de gás com placa de orifício

7.4. Totalização da Vazão O totalizador de vazão é um instrumento

completo que detecta, totaliza e indica, através de um contador digital, a quantidade total do produto, que passa por um ponto, durante um determinado intervalo de tempo.

O totalizador de vazão é também chamado de integrador, de FQ, de quantificador e, erradamente, de contador. O contador é apenas o display ou o readout do totalizador. Os totalizadores são calibrados para fornecer a leitura direta, em unidades de volume ou de massa do produto. Ele pode possuir uma constante de multiplicação, que é o numero que deve multiplicar pela indicação para se ter o valor totalizado em unidades de engenharia. Este fator de multiplicação do totalizador depende da vazão máxima e da velocidade de contagem desejada pelo operador.

O contador só pode ter mostrador digital. Em alguns contadores, os dígitos podem ser

mostrados analogicamente, como os indicadores de consumo de energia elétrica caseiros.

O totalizador pode receber sinais analógicos ou de pulso. Quando o sinal de entrada é analógico, o totalizador o converte, internamente, em pulsos e os conta na saída. Quando o sinal de entrada já é em pulsos, o totalizador os escalona e os conta. Quando os pulsos já são escalonados, o totalizador os conta diretamente. Pulso escalonado é aquele que já possui uma relação definida com a unidade de engenharia de vazão, volume ou massa.

Há uma certa confusão entre o integrador e o contador. O integrador pode receber sinais analógicos e os integra. Na operação de integração, o sinal analógico é convertido para pulsos que são finalmente contados. Todo integrador de vazão possui um contador; ou seja, o contador é o display do integrador. O contador é também chamado de acumulador.

Os contadores podem ser eletromecânicos ou eletrônicos. Os contadores eletromecânicos custam mais caro e requerem maior energia de alimentação, porém, quando há falta da tensão de alimentação, o último valor totalizado permanece indicado. Os contadores puramente eletrônicos são mais econômicos, requerem menor nível de tensão de alimentação e consomem muito menos energia. Porém, na falta da tensão de alimentação eles perdem a indicação. Para solucionar este problema, são utilizados contadores eletrônicos alimentados com bateria com vida útil de 5 a 10 anos. Deste modo, quando há perda da alimentação principal, o contador não zera o valor totalizado.

(a) Pneumático

(b) Eletrônico Fig. 5.29. Totalizador de vazão

FCV

FE

FT

TT

PT FY FY FIC

x/÷ √

multiplicador - divisor

extrator raiz quadrada

controlador de vazão

sinal quadrático de vazão

sinal linear de vazão

Funções do Instrumento

103

Fig. 5.30. Indicação e totalização de vazão Há contador com predeterminador: há um contador normal e um contador onde se estabelece o valor determinado. Quando o contador atinge o valor pré-ajustado, ele para de contar e o processo é interrompido.

Fig. 5. 31. Totalizador de vazão em

instrumento portátil ultra-sônico Fig. 5.32. Totalizador de vazão no

computador de vazão

Fig. 5.33. Totalizador de vazão na tela do

sistema SCADA

7.5. Programáveis As unidades programáveis são os

computadores de vazão mais avançados do mercado. Eles custam mais, quando comparados com os computadores dedicados. Dependendo da programação, eles calculam a vazão de gases ou líquidos usando as equações da AGA, API (American Petroleum Institute e outras relações. Eles também fazem cálculos de vazão volumétrica. A compensação, de massa , molar e media, energia, BTU, eficiência, trabalham com níveis de tanque, manipulam vazões em canais abertos, executam o algoritmo de controle PID, fazem cálculos de transferência de custódia e muitas outras coisas.

Fig. 3 34. Computador de vazão

7.6. Dedicado Os computadores de vazão dedicados são

relativamente mais simples, mais fáceis de usar, montados no campo e mais baratos que os programáveis. Como desvantagem, eles só fazem uma tarefa, manipulam apenas uma malha e sua capacidade gráfica é limitada. Tipicamente, eles computam as vazões de

0 1 3 5 0 4 FT

FI

FQ

FE

Funções do Instrumento

104

gases ou líquidos baseados nas várias equações AGA ou API. Alguns, porém, calculam vazões de vários estados de vapor e outros são dedicados a cálculos de vazão para canais abertos, vertedores e calhas.

Muitos destes computadores são reprogramáveis . Porém, o programa pode ser modificado no campo pelo operador, que responde a perguntas do seu menu.

Fig. 5.35. Computador de vazão e sinais

7.7. Aplicações Clássicas

Vazão de líquido Quando usado com a placa de orifício, o computador recebe o sinal analógico de 4 a 20 mA cc do transmissor de vazão d/p cell, proporcional ao quadrado da vazão medida, lineariza-o, extraindo a raiz quadrada e o escalona em unidade de engenharia.

Como os líquidos com composição constante são considerados não compressíveis, não se é necessária a compensação da pressão e da temperatura e a vazão é proporcional à raiz quadrada da pressão diferencial, ∆P.

Q = C ∆P Esta constante C é calculada dos dados

relacionados com o tipo do fluido e dos parâmetros mecânicos da instalação do medidor, tais como beta da placa, faixa do transmissor, tipo de tomadas da pressão diferencial. Esta constante é colocado no computador como um fator do sistema digital e escalona a saída para a unidade de vazão desejada.

Fig. 5.36. Computador, com bateria solar

Vazão de gás com compensação Como os gases são compressíveis, é

necessário fazer a compensação da pressão estática e da temperatura do processo. Nesta aplicação, o computador recebe três sinais analógicos

o sinal de 4 a 20 mA cc do transmissor de vazão, proporcional ao quadrado da vazão medida,

o sinal de 4 a 20 mA cc do transmissor de pressão, proporcional à pressão absoluta estática do processo. Mesmo que seja usado o valor da pressão absoluta, normalmente se usa um transmissor de pressão manométrica e acrescenta-se 1 kgf/cm2 de polarização.

o sinal de 4 a 20 mA cc do transmissor de temperatura, proporcional à temperatura absoluta do processo. Opcionalmente, pode-se recebe o sinal de resistência de um RTD ou a militensão de um termopar. Também deve ser usado o valor da temperatura absoluta, em K; basta somar 273,2 à escala Celsius.

opcionalmente, pode receber o sinal de 4 a 20 mA cc de um transmissor de densidade, para corrigir a densidade do gás.

O computador executa a seguinte equação:

Q Cp p

T G=

××

∆

Se a densidade relativa do gás é

aproximadamente constante com o tempo, um fator médio 1/G pode entrar como parte da constante C

Funções do Instrumento

105

Sistema com 2 transmissores e uma placa Existem computadores de vazão duais que

podem receber sinais de sistemas de medição de vazão com uma placa e dois transmissores ou com duas placas e dois transmissores.

É comum se usar dois transmissores associados a uma única placa de orifício para aumentar a rangeabilidade da medição; por exemplo, um calibrado de 0 a 20" c.a. e o outro de 0 a 200" c.a. O computador de vazão seleciona automaticamente a pressão diferencial correta e aplica o fator de escalonamento certo. Quando a vazão sobe, o chaveamento para o transmissor de 200" ocorre em 98% da faixa do transmissor de 30"; quando a vazão desce, o chaveamento para o transmissor de 20" se dá em 96% desta faixa. Esta diferença de chaveamento é para evitar a oscilação contínua entre os dois transmissores, quando a vazão estiver marginalmente próxima do fundo de escala do transmissor de 20".

Fig. 5.37. Sistema com uma placa e dois transmissores de vazão

Fig. 5.38. Computador de vazão

Vazão de massa de gás Qualquer gás pode ser medido em termos

de sua massa ou peso, usando-se a entrada de um medidor de densidade do gás, corrigindo-se a compressibilidade e a composição do gás.

pkW ∆=

7.8. Seleção do Computador Quando selecionando um computador de

vazão, deve-se primeiro decidir o que o computador vai fazer, se é necessário um instrumento de precisão ou um sistema de controle, lembrando-se que o controle preciso começa com uma medição precisa e de alta resolução. A resolução do computador de vazão é dada pelo número de bits de seu conversor A/D, por exemplo um computador com conversor de 18 bits possui resolução de 0,01%. Porém, quando se considera a precisão, deve-se tomar o elo mais fraco do sistema, o elemento sensor de vazão. A precisão do sistema nunca ficará melhor que a do sensor do sistema, mesmo com conversor A/D de 18 bits.

Também deve se considerar a necessidade da compensação de pressão, temperatura, densidade e/ou viscosidade e quais os sensores e transmissores usados para as medições destas variáveis.

As questões que devem ser consideradas acerca do computador de vazão são

Desempenho da medição resolução, capacidade de linearização, indicação da vazão instantânea, totalização, alarme, intertravamento, pré-determinação.

Condições ambientais e local de montagem sala de controle, que é um ambiente excelente ou no campo, que requer caixa à prova de tempo e se for área classificada, requer uma classificação elétrica especial.

Quantidade de malhas manipuladas possibilidade de se usar um computador de vazão com canal dual.

Tipos de sinais de entrada e saída analógicos eletrônicos de 4 a 20 mA cc e pneumáticos de 3 a 15 psig, sinal de resistência elétrica (RTD) e militensão de termopar, militensão de tubo magnético de vazão, ou sinal de freqüência (turbina, vortex, deslocamento positivo, ultra-sônico). Possibilidade de saída analógica para uso em outro equipamento.

Comunicações definir a metodologia de contatos de entrada/saída, sinais analógicos, sinais de pulso, portas de comunicação, por exemplo serial RS 232 C, RS 422 .

FQI

FY 2

TT PT FT2-1

TW+TEFE

FT1-1

Funções do Instrumento

106

Interfaces de comunicação definir os tipos de interfaces para Controlador Lógico Programável, para Sistemas Digitais de Controle Distribuído, para impressoras .

Aplicações definir as equações matemáticas a serem executadas como da AGA-3, AGA-5, AGA-7, ANSI/API 2530, ANSI/API 2540, NX-19, ISO 5167, NIST 1045 e equações de vapor ASME 9.2.

Software entrada da configuração simples de somente alguns parâmetros. As modificações podem ser feitas pelo usuário ou apenas pelo fabricante.

Serviço no campo partida do sistema, reparo no campo e disponibilidade de peças de reposição.

7.9. Floboss ® O computador de vazão Floboss é o

instrumento padrão de facto, utilizado extensivamente pela Petrobras para fazer a totalização e compensação da medição volumétrica de gás natural. São unidades terminais remotas dedicadas, onde há sensores integrais e estão montadas em invólucro adequado ao campo e à área classificada. São ideais na medição de vazão em transferência de custódia com telemetria.A Petrobras utiliza os modelos FB 553 (Candeias e Camaçari), FB 407 (Dow), FB 503 (Aratu), com aplicações levemente diferentes.

O FB407 é o mais flexível modelo da família, ideal para aplicações que necessitem grande capacidade de processamento.

O FB407 pode efetuar medição simultânea em até quatro linhas, utilizando sensores remotos interligados através de uma rede RS485.

O FB407 possui duas entradas analógicas integrais e quatro slots onde podem ser alojados módulos de entrada/saída analógicos, discretos, de pulsos, de relés, para resistência de Pt detectora de temperatura e protocolo HART.

Com 15 teclas alfanuméricas, podem ser acessadas 44 funções, permitindo a completa configuração do equipamento.

Possui display alfanumérico totalmente configurável pelo usuário.

A série 500 possui um display tipo LCD de 2 linhas e 20 colunas, que pode ser configurado pelo usuário, com visualização de até 16 variáveis.Os computadores de vazão realizam os algoritmos de compensação de acordo com AGA 3 (FB407 e FB553) ou AGA 7 (FB407 e FB504).

O cálculo de supercompressibilidade é de acordo com NX19 ou AGA 8.São disponíveis cartões internos de comunicação, que permitem links por: linha telefônica discada,

linha telefônica privativa, celular fixo, rádio, satélite, fibra óptica e RS232 ou RS485.São disponíveis os protocolos: ROC ®, Modbus RTU ou ASCII, HART, OPC e qualquer outro que possa ser implementado através de linguagem COs principais softwares supervisórios do mercado (FixDMax, InTouch) já possuem os drivers de comunicação para o Floboss.

Fig. 5.38. Computador de vazão Floboss

7.10. Computador com cromatógrafo Na medição de gás natural, é comum se

cobrar o gás vendido pelo seu poder calorífico e não por sua massa ou volume. Para tal, é necessário se ter a composição (análise) do gás natural. Esta análise era feita em laboratório, off-line, quando o operador coletava a amostra, enviava para o laboratório e depois se faziam cálculos para determinar o poder calorífico do gás natural.

Com os avanços da instrumentação analítica, atualmente, é padrão de facto utilizar cromatógrafo on-line, para fazer a amostra do gás. Como o cromatógrafo é microprocessado, tal como o computador de vazão, elas são interligados eletronicamente na mesma rede e o computador recebe diretamente o sinal do cromatógrafo.

O cromatógrafo recebe amostras de até três linhas de gás.

Funções do Instrumento

107

Uma saída do cromatógrafo vai fisicamente para o computador de vazão Floboss. O computador Floboss envia os sinais através da Estação Remota para a Estação de Operação do sistema SCADA..

Por exigências legais, deve-se validar os cálculos feitos pelo computador Floboss, que usa o dado da análise do cromatógrafo.

Fig. 5.39. Cromatógrafo em linha

7.8. Computador para gás

Introdução Todo computador de vazão para gás

natural deve apresentar a seguinte capacidade básica:

a) Coleta de sinais analógicos, discretos (binários) e analógicos

b) Sensores de pressão e temperatura incorporados

c) Cálculo de vazão conforme ISO 5167 (2003) ou AGA Report 3 (2000)

d) Cálculo do fator de compressibilidade conforme AGA Report 8 ou NX-19

e) Contatos secos para sinal externo de qualquer falha detectada pelo sistema de autodiagnose

f) Capacidade de comunicação digital com equipamentos externos

g) Valor calculado do calor conforme ASTM D 3588

O computador de vazão deve, durante a operação e sem interrupção ou distúrbio do desempenho normal de suas funções, permitir a conexão de um terminal de programação para:

a) Visualização completa de todas as posições de memória, dos dados relacionados com o processo e os

dados internos dos parâmetros e status e alarmes de operação

b) Todos os parâmetros e configurações. Os programas operacionais devem ser

armazenados em memória EPROM. Os dados do usuário devem armazenados em memória RAM protegida por baterias, com capacidade mínima de 90 dias sem alimentação externa.

Todos as rotinas dos cálculos de vazão e os parâmetros de conversão do transmissor devem residir em memória não volátil e não editável no campo.

Os valores das percentagens dos componentes do gás devem ser carregados localmente do terminal de programação ou remotamente, do Centro de Supervisão e Controle.

Todos os parâmetros ajustados e as versões de programas devem ser acessíveis do terminal de programa ou remotamente, do Centro de Supervisão e Controle.

O computador de vazão deve calcular e armazenar em sua memória o volume acumulada do dia atual e o volume acumulado do dia anterior.

O computador de vazão deve ter uma memória residente não volátil com um sistema de autodiagnose com execução periódica e automática e satisfazendo as seguintes exigências:

a) Procedimento de verificação periódica do conteúdo de memória

b) Rotinas para manipular erros c) Verificação de paridade da memória de

operação d) Verificação do tempo de varredura e) Diagnóstico de oscilação ou falha de

parâmetros da fonte de alimentação, como: subtensão, sobretensão, sobrecorrente.

f) Diagnóstico avançado da alimentação g) Memória para a tensão da bateria com

carga próxima do limite de baixa. O computador de vazão deve alarmar

remotamente cada nova ocorrência de falha. O computador de vazão deve ter um

sistema autônomo de alimentação. Este sistema pode ser através de

a) Painel solar com bateria recarregável, com capacidade de operação para 7 dias sem carga

b) Bateria de longa vida intercambiável, com autonomia mínima de 6 meses de operação contínua.

O computador de vazão deve ter mostrador e teclado incorporados, através dos quais se possa acessar os valores lidos e calculados e os parâmetros ajustados.

Funções do Instrumento

108

A repetitividade total do computador de vazão deve ser menor ou igual a ±0,25 % de sua amplitude de faixa.

Os parâmetros configuráveis devem ser ajustados em unidades do SI. O computador de vazão deve ter equipamento e programa que permitam a comunicação digital externa através de portas seriais. Esta comunicação deve ser através do protocolo Modbus/RTU, da Modicon (PI MBUS 300, ultima revisão), com as seguintes características: a) Velocidade de transmissão mínima de

9 600 baunds/segundo b) Máster de comunicação a ser executado

pelo CLP c) No mínimo, as funções 01, 02, 03, 04,

05, 06, 08 e 16 do protocolo Modbus devem estar presentes.

O computador de vazão deve permitir a comunicação digital externa, acessando todos os valores coletados ou calculados, bem como os valores internos do estado da operação e os alarmes do computador de vazão.

O computador de vazão deve satisfazer as seguintes exigências:

a) Ter uma porta serial RS 485 b) Ter proteção IP 65 c) Ser aprovado para uso em área

classificada como IEC IIA, T3, Zona 2.

Registros históricos para auditoria O computador de vazão deve permitir o

registro dos dados históricos, de modo a ser possível a reprodução das condições de vazão. No mínimo, o seguinte deve ser mantido:

a) Registro de dados horários b) Registro de dados diários c) Registro de eventos ocorridos d) Registro de alarmes ocorridos Salvos no Registro de Dados Horários

devem estar, depois de cada hora, no mínimo, os seguintes dados para cada um dos campos de medição da Estação de Medição:

a) Data e hora b) Pressão estática mínima, máxima e

média da hora c) Temperatura mínima, máxima e média

da hora d) Volume não corrigido acumulado na

hora e) Volume corrigido acumulado na hora f) Vazão máxima instantânea na hora g) Tempo total de vazão na hora Salvos no Registro de Dados Diários

devem estar, tem determinado tempo de fechamento para o dia de medição, no mínimo, os mesmos dados horários, somente relacionados ao período de um dia.

Os Registros dos Dados Diários e Registros dos Dados Horários devem acumular a informação relativa, no mínimo, aos últimos 35 dias.

Salvos no Registro de Alarmes devem estar a informação relativa às ocorrências do processo e equipamento, incluindo, no mínimo:

a) Data e hora b) Identificação do alarme c) Valor ou status do alarme Salvos no Registro de Eventos devem estar

a informação relativa às ocorrências do processo e operação, tanto ocorridas localmente ou remotamente, incluindo, no mínimo:

a) Data e hora b) Identificação da ocorrência c) Identificação do operador d) Valores anterior e novo Deve haver o registro de, no mínimo, os

últimos 100 alarmes e os últimos 100 eventos. O computador de vazão não pode, em

nenhuma circunstância, permitir a edição de seus arquivos históricos.

Cálculo do valor de aquecimento O computador de vazão deve permitir o

calculo do Valor de Aquecimento Total do gás natural saturado com água, nas condições de base de 20 oC e 101,3 kPa, de acordo com ASTM 3588.

Para este calculo, a seguinte fórmula deve se aplicada:

(GHV)saturado = (1 – xw).xj (GHV)j onde (GHV)saturado = valor do calor total do gás

natural saturado com água, em kcal/ m3 (GHV)j = valor do calor total do componente

j, em kcal/ m3 xj, fração molar do componente j na base

seca xw, fração molar de água para saturação do

gás natural, na condição de base (20 oC e 101,3 kPa)

O valor do calor total dos componentes puros a serem usados na configuração da EPROM para calcula do valor do calor total do gás natural saturado com água deve seguir a norma ASTM 3588.

Funções do Instrumento

109

Componente Valor Calor total kcal/m3 @20 °C e

101,3 kPa Ab Metano 8 848,81 Etano 22 045,60 Propano 28 500,81 I Butano 28 592,23 N Butano 35 051,81 I Pentano 35 120,74 N Pentano 41 676,10 N Hexano 48 222,58 N Heptano 54 751,33 N Octano 61 308,33 N Nonano 67 839,71 N decano 67 839,71 Nitrogênio 0,00 CO2 0,00 H2S 5 583,48

Documentação técnica O Manual de Manutenção do computador

de vazão deve conter, no mínimo: a) Desenhos da parte frontal e montagem,

com o arranjo dos módulos, configuração e dimensões de cada armário e painel

b) Lay out dos componentes montados na placa de circuito impresso, mostrando também os pontos de teste

c) Instruções de calibração d) Instruções de configuração, para o

equipamento e programa, incluindo desenhos das placas de circuito impresso, mostrando as posições dos jumpers usados para a configuração, bem como a configuração para o sistema fornecido

e) Instruções de instalação f) Descrição de funcionamento de cada

cartão do equipamento g) Desenhos e listas de da fiação interna

do equipamento h) Diagramas lógicos e lay out elétrico de

todos os módulos i) Lista de peças, operação e descrição de

teste dos cartões emodulos de função. A lista de peças deve incluir o número de referência do fabricante

j) Desenhos de Interligações de controle com as interfaces e a identificação dos pontos da régua de terminais, conectores macho e fêmea, cabos de interligação

k) Instruções para a diagnose de falhas no nível de manutenção corretiva dos módulos e cartões

l) Tabelas de causa e efeito para ajudar na diagnose de falha

m) Procedimentos detalhados de manutenção corretiva

n) Procedimentos detalhados de manutenção preventiva

o) Documento completa de todos os componentes

O Manual de Operação do computador de vazão deve conter, no mínimo:

a) Instruções de ligar e desligar o equipamento

b) Diagramas que definam as funções e modos de operação

c) Instruções para seleção dos vários modos de operação.

O Manual de Programação do computador de vazão deve conter, no mínimo:

a) Lista de todos os blocos de função disponíveis

b) Instruções detalhadas sobre os ajustes dos parâmetros apropriados de tais blocos

c) Instruções detalhadas sobre a programação de blocos especiais fornecidos (módulos de comunicação e de co-processamento)

d) Mapas de memória Os manuais de Programas devem conter,

no mínimo: a) Instruções sobre configuração,

mudança de parâmetros, programas de cálculo

b) Documentos especificando os protocolos de comunicação digital usados, com instruções sobre seus ajustes

c) Mensagens de erro d) Procedimentos para back up de

programas e configurações e) Procedimentos de instalação f) Mapa de memória, incluindo o endereço

de todas as variáveis coletadas e calculadas no sistema

g) Instruções de carga do sistema h) Procedimento de inicialização

Condições do sitio Elevação de 0 m acima do nível do mar

médio Faixa de temperatura de 16 a 33 oC

Funções do Instrumento

110

8. Válvula de Controle

8.1. Introdução Aproximadamente 5% dos custos totais de

uma indústria de processo químico se referem a compra de válvulas. Em termos de número de unidades, as válvulas perdem apenas para as conexões de tubulação.

As válvulas são usadas em tubulações, entradas e saídas de vasos e de tanques em várias aplicações diferentes; as principais são as seguintes 1. serviço de liga-desliga 2. serviço de controle proporcional 3. prevenção de vazão reversa 4. controle e alívio de pressão 5. especiais 6. controle de vazão direcional 7. serviço de amostragem 8. limitação de vazão 9. selagem de vaso ou de tanque

De todas estas aplicações, a mais comum e importante se relaciona com o controle automático de processos.

Fig. 5.42. Esquema típico de válvula de controle

8.2. Elemento Final de Controle A malha de controle a realimentação

negativa possui um elemento sensor, um controlador e um elemento final de controle. O sensor ou o transmissor envia o sinal de medição para o controlador, que o recebe e o compara com um ponto de ajuste e gera um sinal de saída para atuar no elemento final de controle. O elemento final de controle manipula uma variável, que influi na variável controlada, levando-a para valor igual ou próximo do ponto de ajuste.

O controle pode ser automático ou manual. O controle manual pode ser remoto ou local. A válvula de controle abre e fecha a passagem

interna do fluido, de conformidade com um sinal de controle. Quando o sinal de controle é proveniente de um controlador, tem-se o controle automático da válvula. Quando o sinal de controle é gerado manualmente pelo operador de processo, através de uma estação manual de controle, tem-se o controle manual remoto. Na atual manual local, o operador atua diretamente no volante da válvula.

Há vários modos de manipular as vazões de materiais e de energia que entram e saem do processo; por exemplo, por bombas com velocidade variável, bombas dosadoras, esteiras, motor de passo porém, o modo mais simples é por meio da válvula de controle. O controle pode ser feito de modo contínuo ou liga-desliga. Na filosofia continua ou analógica, a válvula pode assumir, de modo estável, as infinitas posições entre totalmente fechada e totalmente aberta. Na filosofia digital ou liga-desliga, a válvula só fica em duas posições discretas ou totalmente fechada ou totalmente aberta. O resultado do controle é menos satisfatório que o obtido com o controle proporcional, porém, tal controle pode ser realizado através de chaves manuais, chaves comandadas por pressão (pressostato), temperatura (termostato), nível, vazão ou controladores mais simples. Neste caso, a válvula mais usada é a solenóide, atuada por uma bobina elétrica.

O sinal de controle que chega ao atuador da válvula pode ser pneumático ou eletrônico. A válvula de controle com atuador pneumático é o elemento final de controle da maioria absoluta das malhas. Mesmo com o uso cada vez mais intensivo e extensivo da instrumentação eletrônica, analógica ou digital, a válvula com atuador pneumático ainda é o elemento final mais aplicado. Ainda não se projetou e construiu algo mais simples, confiável, econômico e eficiente que a válvula com atuador pneumático. Ela é mais usada que as bombas dosadoras, as alavancas, as hélices, os basculantes, os motores de passo e os atuadores eletromecânicos.

Funções do Instrumento

111

8.3. Válvula de Controle As funções da válvula de controle são:

1. Conter o fluido do processo, suportando todos os rigores das condições de operação. Como o fluido do processo passa dentro da válvula, ela deve ter características mecânicas e químicas para resistir à pressão, temperatura, corrosão, erosão, sujeira e contaminantes do fluido.

2. Responder ao sinal de atuação do controlador. O sinal padrão é aplicado ao atuador da válvula, que o converte em uma força, que movimenta a haste, em cuja extremidade inferior está o obturador, que varia a área de passagem do fluido pela válvula.

3. Variar a área de passagem do fluido manipulado. A válvula de controle manipula a vazão do meio de controle, pela alteração de sua abertura.

4. Absorver a queda variável da pressão da linha. Em todo o processo, a válvula é o único equipamento que pode fornecer ou absorver queda de pressão controlável. Depois de instalada na tubulação e para

poder desempenhar todas as funções requeridas a válvula de controle deve ter corpo, atuador e castelo. Adicionalmente, ela pode ter acessórios opcionais que facilitam e otimizam o seu desempenho, como posicionador, booster, chaves, volantes, transdutores corrente elétrica para ar pneumático e relé de inversão.

Fig. 5.43. Válvula de controle (Fisher)

8.4. Corpo

Conceito O corpo da válvula de controle é

essencialmente um vaso de pressão, com uma ou duas sedes, onde se assenta o plug (obturador), que está na extremidade da haste, que é acionada pelo atuador pneumático. A posição relativa entre o obturador e a sede, modulada pelo sinal que vem do controlador, determina o valor da vazão do fluido que passa pelo corpo da válvula, variando a queda de pressão através da válvula.

No corpo estão incluídos a sede, obturador, haste, guia da haste, engaxetamento e selagem de vedação. O conjunto haste-plug-sede é chamado de trim.

Fig. 5.44. Corpo da válvula contendo o fluido

Sede A válvula de duas vias pode ter sede

simples ou dupla. A sede da válvula é onde se assenta o obturador. A posição relativa entre o obturador e a sede é que estabelece a abertura da válvula. Na válvula de sede simples há apenas um caminho para o fluido passar no interior da válvula. A válvula de sede simples é excelente para a vedação, porém requer maior força de fechamento/abertura. A válvula de sede dupla, no interior da qual há dois caminhos para o fluxo, geralmente apresenta grande vazamento, quando totalmente fechada. Porém, sua vantagem é na exigência de menor força para o fechamento e abertura.

Plug O plug ou obturador da válvula pode ter

diferentes formatos e tamanhos, para fornecer vazamentos diferentes em função da abertura. Cada figura geométrica do obturador corresponde a uma quantidade de vazão em

Funções do Instrumento

112

função da posição da haste. Os formatos típicos fornecem características linear, parabólica, exponencial, abertura rápida.

Fig. 5.45. Válvula com conexão rosqueada

Materiais Como a válvula está em contato direto com

o fluido do processo o seu material interior deve ser escolhido para ser compatível com as características de corrosão e abrasão do fluido. A parte externa do corpo da válvula é metálica, geralmente ferro fundido, aço carbono cadmiado, aço inoxidável AISI 316, ANSI 304, bronze, ligas especiais para alta temperatura, alta pressão e resistentes à corrosão química. As partes internas, justamente aquelas que estão em contato com o fluido, são o interior do corpo, sede, obturador, anéis de engaxetamento e de vedação e também devem ser de material adequado.

Conexões Terminais A válvula é instalada na tubulação através

de suas conexões. O tipo de conexões terminais a ser especificado para uma válvula é normalmente determinado pela natureza do sistema da tubulação em que a válvula vai ser inserida. As conexões mais comuns são flangeadas, rosqueadas, soldadas. Há ainda conexões especiais e proprietárias de determinados fabricantes. Os fatores determinantes das conexões terminais são tamanho da válvula, tipo do fluido, valores da pressão e temperatura e segurança do processo.

As conexões rosqueadas são usadas para válvulas pequenas, com diâmetro menor que

2". A linha possui a rosca macho e o corpo da válvula a rosca fêmea. É econômico e simples.

O corpo da válvula pode ser soldado diretamente à linha. Este método é pouco flexível, porém é utilizado para montagem permanente, quando se tem altíssimas pressões e é perigoso o vazamento do fluido.

Conectar o corpo da válvula à tubulação através do conjunto de flanges, parafusos e porcas é o método mais utilizado para válvulas maiores que 2". As flanges podem ser lisas ou de faces elevadas e sua classe de pressão ANSI deve ser compatível com a pressão do processo.

Geralmente a válvula de controle possui uma entrada e uma saída; é chamada de duas vias. Porém, há aplicações de mistura ou divisão, que requerem válvulas com três vias duas entradas e uma saída (mistura) ou uma entrada e duas saídas (divisão).

8.5. Castelo O castelo (bonnet) liga o corpo da válvula

ao atuador. A haste da válvula se movimenta através do engaxetamento do castelo. Há três tipos básicos de castelo: aparafusado, união e flangeado.

O engaxetamento no castelo para alojar e guiar a haste com o plug, deve ser de tal modo que não haja vazamento do interior da válvula para fora e nem muito atrito que dificulte o funcionamento ou provoque histerese. Para facilitar a lubrificação do movimento da haste e prover vedação, usam-se caixas de engaxetamento. Algumas caixas requerem lubrificação periódica. Os materiais típicos de engaxetamento incluem Teflon®, asbesto, grafite e a combinação deles (asbesto impregnado de Teflon e asbesto grafitado).

Quando a aplicação envolve temperaturas extremas, muito baixas (criogênicas) ou muito elevadas, o castelo deve ter engaxetamento com materiais especiais (semimetálicos) e possuir aletas horizontais, que aumentem a área de troca de calor, facilitando a transferência de energia entre o processo e a atmosfera externa e protegendo o atuador da válvula contra temperaturas extremas.

Em aplicações onde se quer vedação total ao longo da haste, pois o fluido do processo é tóxico, explosivo, pirofosfórico, muito caro, usam-se foles como selos. O fluido do processo pode ser selado interna ou externamente ao fole.

Funções do Instrumento

113

8.6. Atuador

Operação Manual ou Automática Os modos de operação da válvula

dependem do seu tipo, localização no processo, função no sistema, tamanho, freqüência de operação e grau de controle desejado. Os modos possíveis são manual ou automático.

Fig. 5.46 Atuador pneumático da válvula

A atuação manual pode ser local ou

remota. A atuação local pode ser feita diretamente por volante, engrenagem, corrente mecânica ou alavanca. A atuação manual remota pode ser feita pela geração de um sinal elétrico ou pneumático, que acione o atuador da válvula. Para ser atuada automaticamente a válvula pode estar acoplada a mola, motor elétrico, solenóide, servo mecanismo, atuador pneumático ou hidráulico.

Freqüentemente, é necessário ou desejável operar automaticamente a válvula, de modo contínuo ou através de liga-desliga. Isto pode ser conseguido pela adição à válvula padrão um dos seguintes acessórios 1. atuador pneumático ou hidráulico para

operação continua ou de liga-desliga, 2. solenóide elétrica para operação de liga-

desliga, 3. motor elétrico para operação continua ou de

liga-desliga. Geralmente, um determinado tipo de válvula é limitado a um ou poucos tipos de atuadores; por exemplo, as válvulas de alívio e de segurança são atuadas por mola; as válvulas de retenção são atuadas por mola ou por gravidade e as válvulas globo de tamanho grande e com alta pressão de processo são

atuadas por motores elétricos ou correntes mecânicas. As válvulas de controle contínuo são geralmente atuadas pneumaticamente e através de solenóides, quando se tem o controle liga-desliga. Geralmente estes mecanismos de operação da válvula são considerados acessórios da válvula.

Atuador Pneumático Este tipo de operador, disponível com um

diafragma ou pistão, é o mais usado. Independente do tipo, o princípio de operação é o mesmo. O atuador pneumático, com diafragma e mola é o responsável pela conversão do sinal pneumático padrão do controlador em força-movimento-abertura da válvula. O atuador pneumático a diafragma recebe diretamente o sinal do controlador pneumático e o converte numa força que irá movimentar a haste da válvula, onde está acoplado o obturador que irá abrir continuamente a válvula de controle.

A função do diafragma é a de converter o sinal de pressão em uma força e a função da mola é a de retornar o sistema à posição original. Na ausência do sinal de controle, a mola leva a válvula para uma posição extrema, ou totalmente aberta ou totalmente fechada. Operacionalmente, a força da mola se opõe à força do diafragma; a força do diafragma deve vencer a força da mola e as forças do processo.

Erradamente, se pensa que o atuador da válvula requer a alimentação de ar pneumático para sua operação; o atuador funciona apenas com o sinal padrão, de 20 a 100 kPa (3 a 15 psi).

O atuador pneumático consiste simplesmente de um diafragma flexível colocado entre dois espaços. Uma das câmaras deve ser vedada à pressão e na outra câmara ha uma mola, que exerce uma força contraria. O sinal de ar da saída do controlador vai para a câmara vedada à pressão e sua variação produz uma força variável que é usada para superar a força exercida pela mola de faixa do atuador e as forças internas dentro do corpo da válvula e as exercidas pelo próprio processo.

O atuador pneumático deve satisfazer basicamente as seguintes exigências 1. operar com o sinal de 20 a 100 kPa (3 a 15

psig), 2. operar sem posicionador, 3. ter uma ação falha-segura quando houver

falha no sinal de atuação, 4. ter um mínimo de histerese, 5. ter potência suficiente para agir contra as

forças desbalanceadas, 6. ser reversível.

Funções do Instrumento

114

Ações do Atuador Basicamente, há duas lógicas de operação

do atuador pneumático com o conjunto diafragma e mola

1. ar para abrir - mola para fechar, 2. ar para fechar - mola para abrir, Existe um terceiro tipo, menos usado, cuja

lógica de operação é ar para abrir - ar para fechar.

Outra nomenclatura para a ação da válvula é falha-aberta (fail-open), que equivale a ar-para-fechar e falha-fechada, igual a ar-para-abrir.

(a) Ar para abrir (b) Ar para fechar

Fig. 5.47. Atuador pneumático da válvula

A operação de uma válvula com atuador pneumático com lógica de ar para abrir é a seguinte quando não há nenhuma pressão chegando ao atuador, a válvula está "desligada" e na posição fechada. Quando a pressão de controle, típica de 20 a 100 kPa (3 15 psig) começa a crescer, a válvula tende a abrir cada vez mais, assumindo as infinitas posições intermediárias entre totalmente fechada e totalmente aberta. Quando não houver sinal de controle, a válvula vai imediatamente para a posição fechada, independente da posição em que estiver no momento da falha. A posição de totalmente fechada é também conhecida como a de segura em caso de falha. Quem leva a válvula para esta posição segura é justamente a mola. Assim, o sinal pneumático de controle deve vencer a força da mola, a força apresentada pelo fluido do processo, os atritos existentes entre a haste e o engaxetamento.

O atuador ar-para-abrir necessita de pressão para abrir a válvula. Para pressões menores que 20 kPa (3 psig) a válvula deve

estar totalmente fechada. Com o aumento gradativo da pressão, a partir de 20 kPa (3 psig), a válvula abre continuamente. A maioria das válvulas é calibrada para estar totalmente aberta quando a pressão atingir exatamente 100 kPa (15 psig). Calibrar uma válvula é fazer a abertura da válvula seguir uma reta, passando pelos pontos 20 kPa x 0% (3 psi x 0%) e 100 kPa x 100% (15 psi x 100%) de abertura. A falha do sistema, ou seja, a ausência de pressão, deve levar a válvula para o fechamento total.

Uma válvula com atuação ar-para-fechar opera de modo contrario. Na ausência de ar e com pressões menores que 20 kPa (3 psig), a válvula deve estar totalmente aberta. Com o aparecimento de pressões acima de 20 kPa (3 psig) e seu aumento, a válvula diminuirá sua abertura. Com a máxima pressão do controlador, de 100 kPa (15 psig), a válvula deve estar totalmente fechada. Na falha do sistema, quando a pressão cair o 0 kPa, a válvula deve estar na posição totalmente aberta.

Certas aplicações exigem um válvula de controle com um diafragma especial, de modo que a falta do sinal de atuação faca a válvula se manter na ultima posição de abertura; tem-se a falha-última-posição.

Escolha da Ação A primeira questão que o projetista deve

responder, quando escolhendo uma válvula de controle é "o que a válvula deve fazer, quando faltar o suprimento da alimentação?" A questão esta relacionada com a "posição de falha" da válvula.

A segurança do processo determina o tipo de ação da válvula falha-fechada (FC - fail close), falha-aberta (FC - fail open), falha-indeterminada (FI - fail indetermined), falha-última-posição (FL - fail last position). A segurança também implica no conhecimento antecipado das conseqüências das falha de alimentação na mola, diafragma, pistão, controlador e transmissor. Quando ocorrer falha no atuador da válvula, a posição da válvula não é mais função do projeto do atuador, mas das forças do fluido do processo atuando no interior da válvula e da construção da válvula. As escolhas são vazão-para-abrir (FTO - flow to open), vazão-para-fechar (FTC - flow to close), ficar na ultima posição (FB - friction bound). A ação vazão-para-fechar é fornecida pela válvula globo; a ação vazão-para-abrir é dada das válvulas borboleta, globo e esfera convencional. As válvulas com plug rotatório, esfera flutuante são típicas para ficar na ultima posição.

Funções do Instrumento

115

Mudança da Ação Porém há vários modos de se inverter a

ação de controle do sistema constituído de controlador, atuador e válvula de controle 1. troca da posição do atuador, alternando a

posição relativa diafragma e mola. 2. alguns atuadores possuem uma

alimentação alternativa o sinal pode ser aplicado em dois pontos possíveis, cada um correspondendo a uma ação de controle.

3. alteração do obturador + sede da válvula. 4. alteração do modo de controle, no próprio

controlador. A maioria dos controladores possui uma chave seletora para a ação de controle direta (aumenta medição, aumenta sinal de saída) e inversa (aumenta medição, diminui sinal de saída). Na aplicação prática, deve se consultar a

literatura técnica disponível e referente a todos os equipamentos controlador, atuador e válvula, para se definir qual a solução mais simples, segura e flexível.

Dimensionamento do Atuador Há atuadores de diferentes tamanhos e seu

dimensionamento depende dos seguintes parâmetros pressão estática do processo, curso da haste da válvula, deslocamento da mola do atuador e da sede da válvula. A força gerada para operar a válvula é função da área do diafragma, da pressão pneumática e da pressão do processo. Quanto maior a pressão do sinal pneumático, menor pode ser a área do diafragma. Como normalmente o sinal de atuação é padrão, de 20 a 100 kPa (3 a 15 psig), geralmente o tamanho do diafragma depende da pressão do processo; quando maior a pressão do fluido do processo, maior deve ser a área do diafragma. O atuador pneumático da válvula funciona apenas com o sinal do controlador, padrão de 20 a 100 kPa (3 a 15 psig). Ele não necessita do suprimento de ar de 120 a 140 kPa (20 a 22 psig).

O tamanho físico do atuador depende da pressão estática do processo e da pressão do sinal pneumático. A faixa de pressão mais comum é o sinal de 20 a 100 kPa (3 a 15 psig); outras também usadas são 40 a 200 kPa (6 a 30 psig) e 20 a 180 kPa (3 a 27 psig). Os fabricantes apresentam equações para dimensionar e escolher o atuador pneumático.

Atuador e outro Elemento Final O atuador de válvula pode,

excepcionalmente, ser acoplado a outro equipamento que não seja a válvula de controle. Assim, é comum o uso do atuador pneumático associado a cilindro, basculante e bóia. Mesmo nas combinações que não envolvem a válvula, o atuador é ainda acionado

pelo sinal pneumático padrão do controlador. E a função do atuador continua a de converter o sinal de 20 a 100 kPa (3 a 15 psig) em uma força, que pode provocar um movimento.

Mesmo em sistema com instrumentação eletrônica, com controladores eletrônicos que geral 4 a 20 mA cc, o comum é se usar o atuador pneumático com diafragma e mola. Para compatibilizar seu uso, insere-se na malha de controle o transdutor corrente-para-pneumático. O conjunto transdutor I/P + atuador pneumático é ainda mais simples, eficiente, rápido e econômico que o atuador eletromecânico disponível comercialmente.

O atuador pneumático é o mais comumente usado, por causa de sua simplicidade, econômica, rapidez e garantia de funcionamento. Os atuadores pneumáticos são aplicados principalmente para a obtenção do controle proporcional contínuo. Para o controle liga-desliga é mais conveniente usar a válvula solenóide.

8.7. Acessórios

Volante O volante manual é usado para o

fechamento manual da válvula no local, em substituição ao fechamento automático ou manual, feito através do atuador pneumático, em casos de emergência, durante a partida ou na falta de ar. Eles não são muito freqüentes e só se justifica sua aplicação em serviços críticos ou quando não há válvulas de bloqueio ou de bypass.

Os principais acessórios incluem as hastes com extensão, operador com corrente, operador com engrenagens.

Fig. 5.48 Válvula com volante

Funções do Instrumento

116

Posicionador O posicionador é um acessório opcional e

não um componente obrigatório da válvula, mesmo que algumas plantas padronizem e tornem seu uso extensivo a todas as válvulas existentes.

O posicionador é um dispositivo acoplado à haste da válvula de controle para otimizar o seu funcionamento. Ele recebe o sinal padrão de 20 a 100 kPa (3 a 15 psig) e gera, na saída, também o sinal padrão de 20 a 100 kPa (3 a 15 psig) e por isso é necessária a alimentação pneumática de 120 kPa (20 psig).

(a) Posicionador montado (b) Posicionador fora

Fig. 5.49. Válvula com posicionador

O objetivo do posicionador é o de comparar o sinal da saída do controlador com a posição da haste da válvula. Se a haste não esta onde o controlador quer que ela esteja, o posicionador soma ou subtrai ar do atuador da válvula, até se obter a posição correta. Há um elo mecânico através do qual o posicionador sente a posição da válvula e monitora o sinal que vai para o atuador. O posicionador pode ser considerado um controlador proporcional puro.

As justificativas legitimas para o uso do posicionador são para 1. eliminar a histerese e banda morta da

válvula, garantindo a excursão linear da haste da válvula, por causa de sua atuação direta na haste,

2. o posicionador alterar a faixa de sinal pneumático, por exemplo, de 20 a 100 kPa (3 a 15 psig) para 100 a 20 kPa (15 a 3 psig) ou de 20 a 60 kPa (3 a 9 psig) para 20 a 100 kPa (3 a 15 psig). O uso do posicionador é obrigatório na malha de controle de faixa dividida (split range), onde

o mesmo sinal de controle é enviado para várias válvulas em paralelo. São razões para o uso do posicionador,

mas não muito legitimas 1. aumentar a velocidade de resposta da

válvula, aumentando a pressão ou o volume do ar pneumático de atuação, para compensar atrasos de transmissão, capacidade do atuador pneumático. Deve-se usar um booster no lugar do posicionador.

2. escolher ou alterar a ação da válvula, falha-fechada (ar para abrir) ou falha-aberta (ar para fechar). Deve-se fazer isso com relé pneumático ou no próprio atuador da válvula.

3. modificar a característica inerente da válvula, através do uso de cam externa ou gerador de função. Isto também não é uma justificativa valida, pode-se usar relé externo que não degrade a qualidade do controle. Há porém, duas outras regras, talvez mais

importantes, embora menos conhecidas, referentes ao não uso do posicionador. São as seguintes

1. não se deve usar posicionador quando o processo é mais rápido que a válvula.

2. ao se usar o posicionador, deve se aumentar a banda proporcional do controlador, de 3 a 5 vezes, em relação à sua banda proporcional sem posicionador. Quando isso é impossível, não se pode usar o posicionador.

As regras para uso e não uso devem ser conceitualmente entendidas. O posicionador torna a malha mais sensível, mais rápida, com maior ganho. Se a malha original já é sensível ou rápida, a colocação do posicionador aumenta ainda mais a sensibilidade e rapidez, levando certamente a malha para uma condição instável, de oscilação. Quando se coloca um posicionador em uma malha de controle rápida, o desempenho do controle se degrada ou tem que se re-sintonizar o controlador, ajustando a banda proporcional em valor muito grande, às vezes, em valores não disponíveis no controlador comercial.

Geralmente não se usa posicionador em malha de controle de vazão, pressão de líquido e pressão de gás em volume pequeno, que já estes processos são muito rápidos. Para processos rápidos, mas com linhas de transmissão muito grandes ou com atuadores de grandes volumes, a solução é acrescentar um amplificador pneumático (booster), em vez de usar o posicionador. O booster também melhora o tempo de resposta e aumenta o volume de ar do sinal pneumático e, como seu ganho é unitário, não introduz instabilidade ao sistema.

Funções do Instrumento

117

O posicionador pode ser considerado como um controlador de posição, de alto ganho (banda estreita). Quando ele é colocado na válvula de controle, o posicionador é o controlador secundário de uma malha em cascata, recebendo o ponto de ajuste da saída do controlador primário. Esta analogia é útil, pois facilita a orientação de uso ou não-uso do posicionador. Como em qualquer de controle cascata, o sistema só é estável se a constante de tempo do secundário (posicionador) for muito menor que a do primário.

Booster O booster, também chamado relé de ar ou

amplificador pneumático, tem a função aproximada do posicionador. A aplicação típica do booster é para substituir o posicionador, quando ele não é recomendado, como em malhas de controle de vazão de líquido ou de pressão de líquido.

Fig. 5.50. Booster O booster é usado no atuador da válvula

para apressar a resposta da válvula, para uma variação do sinal de um controlador pneumático com baixa capacidade de saída, sem o inconveniente de provocar oscilações, por não ter realimentação com a haste da válvula. Eles reduzem o tempo de atraso resultante de longas linhas de transmissão ou quando a capacidade da saída do controlador é insuficiente para suprir a demanda de grandes atuadores pneumáticos.

Os outros possíveis usos de booster são 1. amplificar ou reduzir o sinal pneumático,

tipicamente de 1:1 e 1:3 ou 5:1, 2:1 e 3:1 2. reverter um sinal pneumático por

exemplo, quando o sinal de entrada aumenta, a saída diminui. Quando a entrada é 20 kPa (3 psig) a saída é 100 kPa (15 psig), quando a entrada é 100 kPa (15 psig), a saída é 20 kPa (3 psig).

8.8. Característica da Válvula

Conceito A característica da válvula de controle é

definida como a relação entre a vazão através dela e a posição da haste, variando ambas de 0 a 100%. A vazão na válvula depende do sinal de saída do controlador que vai para o atuador. Na definição da característica, admite-se que

1. o atuador da válvula é linear (o deslocamento da haste é proporcional à saída do controlador),

2. a queda de pressão através da válvula é constante,

3. o fluido do processo não está em cavitação, flashing ou na vazão sônica (choked)

São definidas duas características da válvula: inerente e instalada. A característica inerente se refere à observada com uma queda de pressão constante através da válvula; é a característica construída e fora do processo. A instalada se refere à característica quando a válvula está em operação real, com uma queda de pressão variável e interagindo com as influências do processo não consideradas no projeto.

Para se ter um controle eficiente e estável em todas as condições de operação do processo, a malha de controle deve ter um comportamento constante em toda a faixa. Isto significa que a malha completa do processo, definida como a combinação sensor-transmissor-controlador-válvula-processo- deve ter seu ganho e dinâmicas os mais constantes possível. Ter um comportamento constante significa ser linear.

Na prática, a maioria dos processos é não-linear, fazendo a combinação sensor-transmissor-controlador-processo não linear. Assim, deve-se ter o controlador não-linear para ter o sistema total linear. A outra alternativa é a de escolher o "comportamento da válvula" não-linear, para tornar linear a combinação sensor-transmissor-controlador-processo. Se isso é feito corretamente, a nova combinação sensor-transmissor-processo-válvula se torna linear, ou com o ganho constante. O comportamento da válvula de controle é a sua "característica de vazão".

Funções do Instrumento

118

Fig. 5.51. Características da válvula O objetivo da caracterização da vazão é o

de fornecer um ganho do processo total relativamente constante para a maioria das condições de operação do processo.

A característica da válvula depende do seu tipo. Tipicamente os formatos do contorno do plug e da sede definem a característica. As três características típicas são linear, igual percentagem e abertura rápida; outras menos usadas são hiperbólica, raiz quadrática e parabólica.

Característica de Igual Percentagem Na válvula de igual percentagem, iguais

percentagens de variação de abertura da válvula correspondem a iguais percentagens de variação da vazão. Matematicamente, a vazão é proporcional exponencialmente à abertura. O índice do expoente é a percentagem de abertura.

O termo "igual percentagem" se aplica porque iguais incrementos da posição da válvula causam uma variação da vazão em igual percentagem. Quando se aumenta a abertura da válvula de 1%,, indo de 20 a 21%, a vazão ira aumentar de 1% de seu valor à posição de 20%. Se a posição da válvula é aumentada de 2%, indo de 60 a 61%, a vazão ira aumentar de 1% de seu valor à posição de 60%. A válvula é praticamente linear (e com grande inclinação) próximo à sua abertura máxima.

A válvula de igual percentagem produz uma vazão muito pequena para grande variação da abertura, no inicio de sua abertura, mas quando está próxima de sua abertura total, pequenas variações da abertura produzem grandes variações de vazão. Ela exibe melhor controle nas pequenas vazões e um controle instável em altas vazões.

Característica Linear Na válvula com característica linear a

vazão é diretamente proporcional à abertura da válvula. A abertura é proporcional ao sinal padrão do controlador, de 20 a 100 kPa (3 a 15 psig), se pneumático e de 4 a 20 mA cc, se eletrônico.

A característica linear produz uma vazão diretamente proporcional ao valor do deslocamento da válvula ou de sua posição da haste. Quando a posição for de 50%, a vazão através da válvula é de 50% de sua vazão máxima.

A válvula com característica linear possui ganho constante em todas as vazões. O desempenho do controle e uniforme e independente do ponto de operação.

Característica de Abertura Rápida A característica de vazão de abertura

rápida produz uma grande vazão com pequeno deslocamento da haste da válvula. A curva é basicamente linear para a primeira parte do deslocamento com uma inclinação acentuada. A válvula introduz uma grande variação na vazão quando há uma pequena variação na abertura da válvula, no inicio da faixa. A válvula de abertura rápida apresenta grande ganho em baixa vazão e um pequeno ganho em grande vazão. Ela não é adequada para controle contínuo, pois a vazão não é afetada para a maioria de seu percurso; geralmente usada em controle liga-desliga.

Característica Instalada O dimensionamento da válvula se baseia

na queda de pressão através de suas conexões, assumida como constante e relativa à abertura de 100% da válvula. Quando a válvula está instalada na tubulação do sistema, a queda de pressão através dela varia quando há variação de pressão no resto do sistema. A instalação afeta substancialmente a característica e a rangeabilidade da válvula.

A característica instalada é real e diferente da característica inerente, que é teórica e de projeto. Na prática, uma válvula com característica inerente de igual percentagem se torna linear, quando instalada. A exceção, quando a característica inerente é igual à instalação, ocorre quando se tem um sistema com bombeamento com velocidade variável, onde é possível se manter uma queda de pressão constante através da válvula, pelo ajuste da velocidade da bomba.

A característica instalada de qualquer válvula depende dos seguintes parâmetros

1. característica inerente, ou a característica para a válvula com queda

Funções do Instrumento

119

de pressão constante e a 100% de abertura,

2. relação da queda de pressão através da válvula com a queda de pressão total do sistema,

3. fator de super dimensionamento da válvula.

É difícil prever o comportamento da válvula instalada, principalmente porque a característica inerente se desvia muito da curva teórica, há não linearidades no atuador da válvula, nas curvas das bombas.

Escolha de Características A escolha da característica da válvula e seu efeito no dimensionamento é fundamental para se ter um bom controle, em larga faixa de operação do processo. A válvula com característica inerente linear parece ser a mais desejável, porém o objetivo do projetista é obter uma característica instalada linear. O que se deseja realmente é ter a vazão através da válvula e de todos os equipamentos em série com ela variando linearmente com o deslocamento de abertura da válvula. Como a queda de pressão na válvula varia com a vazão (grande vazão, pequena queda de pressão) uma válvula não-linear normalmente fornece uma relação de vazão linear após a instalação.

A escolha da característica correta da válvula para qualquer processo requer uma analise dinâmica detalhada de todo o processo. Há numerosos casos onde a escolha da característica da válvula não resulta em conseqüências serias. Qualquer característica de válvula é aceitável quando

1. a constante de tempo do processo é pequena (processo rápido), como vazão, pressão de líquido e temperatura com misturadores,

2. a banda proporcional ajustada do controlador é estreita (alto ganho),

3. as variações de carga do processo são pequenas; menos que 2:1.

A válvula com característica linear é comumente usada em processo de nível de líquido e em outros processos onde a queda da pressão através da válvula é aproximadamente constante.

A válvula com característica de igual percentagem é a mais usada; geralmente, em aplicações com grandes variações da queda de pressão ou onde uma pequena percentagem da queda de pressão do sistema total ocorre através da válvula.

Quando se tem a medição da vazão com placa de orifício, cuja saída do transmissor é proporcional ao quadrado da vazão, deve-se usar uma válvula com característica de raiz quadrática (aproximadamente a de abertura

rápida). A válvula com a característica de vazão de abertura rápida é, tipicamente, usada em serviço de controle liga-desliga, onde se deseja uma grande vazão, logo que a válvula comece a abrir.

As recomendações (Driskell) resumidas para a escolha da característica da válvula são

1. Abertura rápida, para controle de vazão com medição através da placa de orifício e com variação da queda de pressão na válvula pequena (menor que 2:1).

2. Linear, para controle de vazão com medição através da placa de orifício e com variação da queda de pressão na válvula grande (maior que 2:1 e menor que 5:1).

3. Linear, para controle de vazão com sensor linear, nível e pressão de gás, com variação de queda de pressão através da válvula menor que 2:1.

4. Igual percentagem, para controle de vazão com sensor linear, nível e pressão de gás, com variação de queda de pressão através da válvula maior que 2:1 e menor que 5:1.

5. Igual percentagem, para controle de pressão de líquido, com qualquer variação da queda de pressão através da válvula.

Como há diferenças grandes entre as características inerente e instalada das válvulas e por causa da imprevisibilidade da característica instalada, deve-se preferir

1. válvula cuja construção tenha uma propriedade intrínseca, como a borboleta e a de disco com abertura rápida,

2. válvula que seja caracterizada pelo projeto, como as com plugs linear e de igual percentagem,

3. válvula digital, que possa ser caracterizada por software,

4. característica que seja obtida através de equipamento auxiliar, como gerador de função, posicionador caracterizado, cam de formato especial. Estes instrumentos são principalmente úteis para a alteração da característica instalada errada.

Em resumo, a característica da válvula de controle deve casar com a característica do processo. Este casamento significa que os ganhos do processo e da válvula combinados resultem em um ganho total linear.

Funções do Instrumento

120

8.9. Operação da Válvula

Aplicação da Válvula Antes de especificar e dimensionar uma

válvula de controle, deve-se avaliar se a válvula é realmente necessária ou se existe um meio mais simples e mais econômico de executar o que se deseja. Por exemplo, pode-se usar uma válvula autocontrolada em vez da válvula de controle, quando se aceita um controle menos rigoroso, se quer um sistema econômico ou não se tem energia de alimentação disponível. Em outra aplicação, é possível e conveniente substituir toda a malha de controle de vazão por uma bomba de medição a deslocamento positivo ou por uma bomba centrífuga com velocidade variável. O custo benefício destas alternativas é usualmente obtido pelo custo muito menor do bombeamento, pois não se irá produzir energia para ser queimada na queda de pressão através da válvula de controle.

Quando se decide usar a válvula de controle, deve-se selecionar o tipo correto e dimensiona-se adequadamente. Para a seleção da válvula certa deve-se entender completamente o processo que a válvula controla. Conhecer completamente significa conhecer as condições normais de operação e as exigências que a válvula deve satisfazer durante as condições de partida, desligamento do processo e emergência.

Todas os dados do processo devem ser conhecidos antecipadamente, como os valores da vazões (mínima, normal e máxima), pressão estática do processo, pressão de vapor do líquido, densidade, temperatura, viscosidade. É desejável identificar as fontes e natureza dos distúrbios potenciais e variações de carga do processo.

Deve-se determinar ou conhecer as exigências de qualidade do processo, de modo a identificar as tolerâncias e erros aceitáveis no controle. Os dados do processo devem também estabelecer se a válvula necessita fornecer vedação total, quando fechada, qual deve ser o nível aceitável de ruído, se há possibilidade de martelo d'água, se a vazão é pulsante.

Desempenho O bom desempenho da válvula de controle

significa que a válvula 1. é estável em toda a faixa de operação do

processo, 2. não opera próxima de seu fechamento

ou de sua abertura total, 3. é suficientemente rápida para corrigir os

distúrbios e as variações de carga do processo,

4. não requer a modificação da sintonia do controlador depois de cada variação de carga do processo.

Para se conseguir este bom desempenho da válvula, deve-se considerar os fatores que afetam seu desempenho, tais como característica, rangeabilidade inerente e instalada, ganho, queda de pressão provocada, vazamento quando fechada, características do fluido e resposta do atuador.

Rangeabilidade Um fator de mérito muito importante no

estudo da válvula de controle é a sua rangeabilidade. Por definição, a rangeabilidade da válvula de controle é a relação matemática entre a máxima vazão sobre a mínima vazão controláveis com a mesma eficiência. É desejável se ter alta rangeabilidade, de modo que a válvula possa controlar vazões muito pequenas e muito grandes, com o mesmo desempenho. Na prática, é difícil definir com exatidão o que seja "controlável com mesma eficiência" e por isso os números especificados variam de 10 a 1.000%.

O mais importante é ter bom senso e tratar o conceito de rangeabilidade sob um ponto de vista qualitativo. A rangeabilidade é importante porque

1. diz o ponto em que se espera que a válvula atue em liga-desliga ou perca completamente o controle, devido a vazamentos,

2. estabelece o ponto em que a característica começa a se desviar do esperado.

Fig. 5.52. Característica e rangeabilidade

Funções do Instrumento

121

A rangeabilidade da válvula está associada diretamente à característica da válvula. A válvula com característica inerente de abertura rápida está praticamente aberta a 40%, pois ela só fornece controle estável entre 10 e 40% e sua rangeabilidade é de 4:1. A válvula de abertura rápida tem uma ganho variável, muito grande em vazão pequena e praticamente zero em vazão alta. Ela é instável em vazão baixa e inoperante em alta vazão.

A rangeabilidade da válvula com característica inerente linear é de 10:1 pois ela fornece controle entre 10 e 100%. A válvula linear possui ganho (sensibilidade) uniforme em toda a faixa de abertura da válvula, ou seja, a mesma dificuldade e precisão que se tem para medir e controlar 100% da vazão, tem se em 10%. A válvula com característica inerente de igual percentagem tem rangeabilidade de aproximadamente 401, pois ela controla desde 2,5 a 100%. A válvula com igual percentagem possui ganho variável, pequeno em vazão baixa e elevado em vazão alta. Ela possui um desempenho excelente em baixas vazões e é instável para vazões muito elevadas.

Na consideração da rangeabilidade da válvula, é importante se considerar que a rangeabilidade da válvula instalada é diferente da rangeabilidade teórica, fora do processo. A rangeabilidade instalada é sempre menor que a teórica. Isso ocorre porque o Cv instalado é geralmente maior que o Cv teórico. Por exemplo, se o Cv real é cerca de 1,2 do Cv teórico, a máxima vazão controlada pela válvula é cerca de 80% da abertura da válvula. Se a válvula é de igual percentagem, 80% da abertura corresponde a cerca de 50% da vazão. Deste modo, a rangeabilidade é cerca de 50:1, em vez de 100:1.

Lipták define "rangeabilidade intrínseca" como a relação do Cvmax para o Cvmin, entre os quais o ganho da válvula não varie mais que 50% do valor teórico. Por esta definição, a rangeabilidade da válvula linear é maior do que a da válvula de igual percentagem.

8.10. Vedação e Estanqueidade

Classificação Qualquer vazão através da válvula

totalmente fechada, quando exposta à pressão diferencial e à temperatura de operação é chamada de vazamento (leakage). O vazamento é expresso como uma quantidade acumulada durante um período de tempo específico, para aplicações de fechamento com vedação completa ou como percentagem da capacidade total, para as válvulas de controle convencionais.

Tab. 1. Classificação das Estanqueidades

Classe I Não testadas nem garantidas para

vazamentos. Classe II Especificadas para vazamento menor que

0.5% da vazão máxima. Classe III Especificadas para vazamento menor que

0.1% da vazão máxima, Classe IV Especificadas para vazamento menor que

0.01% da vazão máxima. Classe V Especificadas para vazamento menor que

5 x 10-4 ml/min de vazão d'água por polegada do diâmetro da sede.

Classe VI

Especificadas para válvulas com sede macia e o vazamento e expresso como vazão volumétrica de ar, com pressão diferencial nominal de até 345 kPa.

Não se deve usar uma única válvula para

fornecer simultaneamente as funções de controle e de vedação completa (tight shutoff). As melhores válvulas para bloqueio não são necessariamente as melhores escolhas para o controle.

De acordo com a norma (ANSI B 16.104), as válvulas são categorizadas em seis classes, de acordo com seu vazamento permissível. Estes limites de estanqueidade são aplicáveis apenas à válvula nova, sem uso.

Fatores do Vazamento Alguns fabricantes listam em seus

catálogos os coeficientes de vazão, Cv, aplicáveis para as válvulas totalmente abertas e os valores dos vazamentos, quando totalmente fechadas. Estes valores só valem para a válvula nova, limpa, operando nas condições ambientes. Após alguns anos de serviço, o vazamento da válvula varia drasticamente, em função da instalação, temperatura, pressão e características do fluido.

A estanqueidade depende da viscosidade dos fluidos; fluidos com viscosidade muito baixa são muito difíceis de serem contidos; por exemplo, dowtherm®, freon®, hidrogênio.

A temperatura afeta o vazamento, principalmente quando o corpo da válvula está a uma temperatura diferente da temperatura do plug ou quando o coeficiente de dilatação termal do material do corpo é diferente do coeficiente do material do plug. Em algumas válvulas, por exemplo, nas borboletas, é prática usual deixar espaçamentos entre o disco e a sede, para acomodar a expansão do disco, quando se tem grandes variações de temperatura do processo. O vazamento será maior quando se estiver operando em

Funções do Instrumento

122

temperaturas abaixo da temperatura de projeto da válvula.

Tensões mecânicas na tubulação onde está instalada a válvula podem também provocar vazamentos na válvula. Por isso deve se tomar cuidados em sua instalação e principalmente no aperto dos parafusos. Deve-se isolar a válvula das forças externas da tubulação, através de suportes.

Válvulas de Bloqueio Quanto maior a força de assentamento na

válvula, menor é a probabilidade de ocorrer vazamentos. Somente as válvulas pequenas podem suportar grandes forças em suas sedes. Por isso, os materiais da sede devem ser duros, para suportar estas grandes forças de fechamento. Os materiais mais apropriados para aplicações com fluidos não lubrificantes, abrasivos, com alta temperatura são aço Stellite® ou inoxidável endurecido

Por outro lado, os materiais da sede devem ser macios (resilientes) para prover a vedação completa, durante longos períodos. Os materiais padrão são o Teflon e Buna-N®. O Teflon é superior na resistência à corrosão e na compatibilidade à alta temperatura (até 250 oC); o Buna-N é mais macio, mas é limitado a temperaturas menores que 100 oC. Estes materiais devem operar em pressões menores que 3,5 MPa (500 psig) e com fluidos não abrasivos.

8.11. Dimensionamento

Filosofia O dimensionamento da válvula de controle

é o procedimento de calcular o coeficiente de vazão ou o fator de capacidade da válvula, Cv. Este método do Cv é bem aceito e foi introduzido pela Masoneilan, em 1944. Uma vez calculado o Cv da válvula e conhecido o tipo de válvula usada, o projetista pode obter o tamanho da válvula do catálogo do fabricante.

O coeficiente Cv é definido como o número de galões por minuto (gpm) de água que flui através da válvula totalmente aberta, quando há uma queda de pressão de 1 psi através da válvula, a 60 oF. Desse modo, quando se diz que a válvula tem o Cv igual a 10, significa que, quando a válvula está totalmente aberta e com a pressão da entrada maior que a da saída em 1 psi e a temperatura ambiente é de 15,6 oC, sua abertura deixa passar uma vazão de 10 gpm. O Cv é basicamente um índice de capacidade, através do qual o engenheiro é capaz de estimar, de modo rápido e preciso, o tamanho de uma restrição necessária, em qualquer sistema de fluido.

Mesmo que o método de Cv seja usado por todos os fabricantes, as equações para calcular o Cv difere um pouco de fabricante para fabricante. A melhor política é usar a recomendação do fabricante da válvula escolhida. O dimensionamento correto da válvula é feito através de formulas teóricas, baseadas na equação de Bernouille e nos dados de vazão, ou através de ábacos, curvas, réguas de cálculo específicas. Atualmente, a prática mais usada é o dimensionamento de válvula através de programas de computador pessoal.

O dimensionamento correto da válvula, determinado por formulas, régua de cálculo ou programa de computador pessoal, sempre se baseia no conhecimento completo das condições reais da vazão. Freqüentemente, uma ou várias destas condições são assumidas arbitrárias; é a avaliação destes dados arbitrários que realmente determinam o tamanho final da válvula. Nenhuma formula - somente o bom senso combinado com a experiência - pode resolver este problema. Nada substitui um bom julgamento de engenharia. A maioria dos erros no dimensionamento é devida a hipóteses incorretas relativas às condições reais da vazão.

Na prática e por motivos psicológicos, a tendência é super dimensionar a válvula, ou seja, estar do lado mais "seguro". Uma combinação destes vários "fatores de segurança" pode resultar em uma válvula super dimensionada e incapaz de executar o controle desejado.

Aqui serão apresentadas as equações de cálculo da Masoneilan e da Emerson para mostrar as diferenças em suas equações e seus métodos. A maior diferença ocorre nas equações de dimensionamento de fluidos compressíveis (gás, vapor ou vapor d'água)

Válvulas para Líquidos A equação básica para dimensionar uma

válvula de controle para serviço em líquido é a mesma para todos os fabricantes.

Q C f xP

v= ( )∆ρ

onde

Q = vazão volumétrica ∆P = queda de pressão através da válvula ρ = densidade relativa do líquido Há outras considerações e correções

devidas à viscosidade, flacheamento e cavitação, na escolha da válvula para serviço em líquido.

Funções do Instrumento

123

Válvulas para Gases O gás é mais difícil de ser manipulado que

o líquido, por ser compressível. As diferenças entre os fabricantes são encontradas nas equações de dimensionamento para fluidos compressíveis. Estas diferenças são devidas ao modo que se expressa ou se considera o fenômeno da vazão crítica.

A vazão crítica é a condição que existe quando a vazão não é mais função da raiz quadrada da diferença de pressão através da válvula, mas apenas função da pressão à montante. Este fenômeno ocorre quando o fluido atinge a velocidade do som na vena contracta. Assim que o gás atinge a velocidade do som, na vazão crítica, a variação na pressão à jusante não afeta a vazão, somente variação na pressão a montante afeta a vazão.

Queda de Pressão na Válvula Deve-se entender que a válvula de controle

manipula a vazão absorvendo uma queda de pressão do sistema. Esta queda de pressão é uma perda econômica para a operação do processo, desde que a pressão é fornecida por uma bomba ou compressor. Assim, a economia deve ditar o dimensionamento da válvula, com pequena perda de pressão. A queda de pressão projetada afeta o desempenho da válvula.

Em um sistema de redução de pressão, é fácil conhecer precisamente a queda de pressão através da válvula. Isto também ocorre em um sistema de nível de um líquido, onde o líquido passando de um vaso para outro, em uma pressão constante e baixa. Porém, na maioria das aplicações de controle, a queda de pressão através da válvula deve ser escolhida arbitrariamente.

O dimensionamento da válvula de controle é difícil, porque as recomendações publicadas são ambíguas, conflitantes ou não satisfazem os objetivos do sistema. Não há regra numérica específica para determinar a queda de pressão através da válvula de controle.

Luyben recomenda que a válvula esteja a 50% de abertura, nas condições normais de operação; Moore recomenda que o Cv necessário não exceda 90% do Cv instalado e que a válvula provoque 33% da queda de pressão total, na condição nominal de operação. Outros autores sugerem 5 a 10%. Quanto menor a percentagem, maior é a válvula. Quanto maior a válvula, maior é o custo inicial da instalação mas menor é o custo do bombeamento.

Uma boa regra de trabalho considera um terço da queda de pressão do sistema total (filtros, trocadores de calor, bocais, medidores de vazão, restrições de orifício, conexões e a

tubulação com atrito) é absorvido pela válvula de controle.

A pressão diferencial absorvida pela válvula de controle, em operação real, é a diferença entre a coluna total disponível e a necessária para manter a vazão desejada através da válvula. Esta pressão diferencial é determinada pelas características do processo e não pelas hipóteses teóricas do projetista.

Por causa da economia, a queda de pressão através da válvula deve ser a menor possível. Por causa do controle, a queda de pressão através da válvula deve ser a maior possível. Para poder fazer o controle correto, a válvula deve absorver do sistema e devolver para o sistema a queda de pressão. Quando a proporção da queda de pressão através da válvula é diminuída, a válvula de controle perde a habilidade de aumentar rapidamente a vazão. Também, a pequena perda de carga resulta em grande tamanho da válvula e, como conseqüência, maior custo inicial da válvula e uma diminuição da faixa de controle, pois a válvula está super dimensionada.

A quantidade de vazão máxima da válvula deve ser de 15 a 50% acima da máxima vazão requerida pelo processo. As vazões normal e máxima usadas no dimensionamento devem ser baseadas nas condições reais de operação, sem aplicação de qualquer fator de segurança.

Fig. 5.53. Quedas de pressão ao longo do sistema e na válvula de controle

Funções do Instrumento

124

8.12. Instalação

Introdução A decisão mais importante na aplicação de

uma válvula é a sua colocação certa para fazer o trabalho certo. Depois, mas de igual importância, é a sua localização e finalmente, a sua instalação. Todas as três etapas são igualmente importantes para se obter um serviço satisfatório e uma longa vida da válvula.

Localização da Válvula As válvulas devem ser localizadas em uma

tubulação, de modo que elas sejam operadas com facilidade e segurança. Se não há operação remota, nem manual nem automática, as válvulas devem ser localizadas de modo que o operador possa ter acesso a elas. Quando a válvula é instalada muito alta, além do alcance do braço levantado do operador, ele terá dificuldade de alcança-la e não poderá fecha-la totalmente e eventualmente haverá vazamento, que poderá causar desgaste anormal nos seus internos.

Cuidados Antes da Instalação As válvulas são geralmente embrulhadas e

protegidas de danos durante seu transporte, pelo fabricante. Esta embalagem deve ser deixada no lugar até que a válvula seja instalada. Se a válvula é deixada exposta, poeira, areia e outros materiais ásperos podem penetrar nas suas partes funcionais. Se estas sujeiras não forem eliminadas, certamente haverá problemas quando a válvula for instalada para operar.

As válvulas devem ser armazenadas onde sejam protegidas de atmosferas corrosivas e de modo que elas não caiam ou onde outros materiais pesados não possam cair sobre elas.

Antes da instalação, é conveniente ter todas as válvulas limpas, normalmente com ar comprimido limpo ou jatos d'água. A tubulação também deve ser limpa, com a remoção de todas as sujeiras e rebarbas metálicas deixadas durante a montagem.

Tensões da Tabulação A tubulação que transporta fluidos em alta

temperatura fica sujeita a tensões termais devidas a expansão térmica do sistema da tubulação. Por isso, deve se prover expansão para o comprimento de tubulação envolvido, para que estas tensões não sejam transmitidas às válvulas e às conexões.

A expansão da tubulação pode ser acomodada pela instalação de uma curva em "U" ou de uma junta de expansão entre todos os pontos de apoio, sempre garantindo que há

movimento suficiente para acomodar a expansão do comprimento de tubulação envolvido. Note que a mesma condição existe, mas em direção contraria, quando se tem temperaturas criogênicas (muito baixas). Neste caso, também de se deve prover compensação para a contração da linha.

Redutores Por questão econômica e para facilitar a

sua operação, é comum se ter o diâmetro da válvula menor do que o da tubulação. Para acomodar esta diferença de diâmetros, usa-se o redutor entre a tubulação e a válvula. O redutor aumenta as perdas e varia o Cv da válvula. O comum é usar um fator de correção, que é a relação dos Cv's, sem e com os redutores. Estes fatores de correção podem ser obtidos dos fabricantes ou levantados experimentalmente.

O efeito dos redutores na vazão crítica é também sentido e deve-se usar o fator de vazão crítica corrigido, que relaciona o Cv da válvula, o Cf da válvula sem os redutores e os diâmetros da válvula e da tubulação.

Instalação da Válvula Há cuidados e procedimentos que se

aplicam para todos os tipos de válvulas e há especificações especiais para determinados tipos de válvulas.

Quando instalar a válvula, garantir que todas as tensões da tubulação não sejam transmitidas à válvula. A válvula não deve suportar o peso da linha. A distorção por esta causa resulta em operação ineficiente, obstrução e a necessidade de manutenção freqüente. Se a válvula possuir flanges, será difícil apertar os parafusos corretamente. A tubulação deve ser suportada próxima da válvula; válvula muito pesada deve ter suporte independente do suportes da tubulação, de modo a não induzir tensão no sistema da tubulação.

Quando instalar válvula com haste móvel, garantir que há espaço suficiente para a operação da válvula e para a remoção da haste e do castelo, em caso de necessidade de manutenção local.

É conveniente instalar a válvula com a haste na posição vertical e com movimento para cima; porém, muitas válvulas podem ser instaladas com a haste em qualquer ângulo. Quando instalar a válvula com a haste se movimentando para baixo, o castelo fica abaixo da linha de vazão, formando uma câmara para pegar e manter substancias estranhas. Estas sujeiras, se presas, podem eventualmente arruinar a haste interna ou os filetes de rosca.

125

6. Especificação do Instrumento

1. Informação do Produto Os fabricantes de instrumentos geralmente

possuem definições para as especificações de seus produtos e como elas devem ser apresentadas. Muita coisa está mudando nos anos 90, principalmente por causa das exigências e da certificação das normas da série ISO 9000.

A informação do produto é um termo genérico para qualquer atributo usado para descrever um produto e suas capacidades. É o termo mais geral usado para discutir a propriedade de um produto.

A informação inclui os dados que são registrados, publicados, organizados, relacionados ou interpretados dentro de um sistema de referência de modo que tenham significado. As informações de um instrumento possui a seguinte hierarquia de termos:

1. propriedades (features) 2. especificações 3. características

1.1. Propriedade (feature) Propriedade é um atributo do produto

oferecida como uma atração especial. As propriedades descrevem ou melhoram a utilidade do produto para o usuário. Uma propriedade não é necessariamente mensurável, mas ela pode ter um parâmetro associado mensurável.

Se uma propriedade com um parâmetro mensurável é de interesse do usuário, uma especificação do produto descreve e quantifica esta propriedade. Por exemplo, uma interface I/O de um medidor é uma propriedade e não é mensurável, mas o filtro de banda de passagem de resolução estreita é um atributo com um parâmetro mensurável, que é a largura da faixa de passagem.

As propriedades do instrumento são descritas com adjetivos e não com números. Os termos são vagos e promocionais, como

1. qualidade superior, 2. alta precisão,

3. instalação simples. 4. Cápsula possui pequeno volume

1.2. Especificação A especificação é uma descrição

quantitativa das características requeridas de um equipamento, máquina, instrumento, estrutura, produto ou processo. Enquanto a propriedade diz que o instrumento tem alta precisão, a especificação diz que a precisão é de ±0,1% do valor medido, com linearidade, repetitividade, reprodutibilidade e histerese.

Em engenharia, as especificações são uma lista organizada de exigências básicas para materiais de construção, composições de produto, dimensões ou condições de teste ou um número de normas publicadas por organizações (como ASME, API, ISA, ISO, ASTM) e muitas companhias possuem suas próprias especificações. Em inglês, é chamada abreviadamente de specs.

As especificações descrevem formalmente o desempenho do produto. Uma especificação é um valor numérico ou uma faixa de valores que limita o desempenho de um parâmetro do produto. A garantia do produto cobre o desempenho dos parâmetros descritos pelas especificações. Os produtos satisfazem todas as especificações quando despachado da fábrica.

Algumas especificações são somente válidas sobre um conjunto de condições externas limitado ou restrito mas em tais casos a especificação inclui uma descrição destas condições limitadas. As especificações ambientais também definem as condições que um produto pode ser submetido sem afetar permanentemente o seu desempenho ou causar estrago físico. Estas condições podem ser climáticas, eletromagnéticas (como susceptibilidade eletromagnética), mecânicas, elétricas ou precondições de operação, (como tempo para aquecimento).

1.3. Característica As características descrevem o

desempenho do produto que é útil na aplicação

Especificação do Instrumento

126

do produto mas não são cobertas pela garantia do produto. Elas descrevem o desempenho que é típico da maioria de um dado produto, mas não está sujeita ao mesmo rigor associado com as especificações.

2. Propriedades do Instrumento As propriedades do sistema são agrupadas

juntas nas seguintes categorias: 1. Funcionalidade 2. Estabilidade 3. Precisão 4. Padronização 5. Operabilidade 6. Segurança 7. Não relacionada com a função

2.1. Funcionalidade Funcionalidade é a extensão na qual um

sistema é fornecido com uma estrutura básica inerente de hardware e software com que estruturas funcionais especificas possam ser formadas para controlar processos.

A funcionalidade compreende: 1. capacidade 2. operabilidade 3. compatibilidade 4. flexibilidade 5. configurabilidade

Capacidade A capacidade do sistema depende do

número e tamanhos dos elementos, estrutura do circuito, tamanho e estrutura do software.

Operabilidade Operabilidade é o grau em que um sistema

é fornecido com meios para observar e manipular a operação de um processo. A operabilidade inclui também a habilidade de observar e manipular a operação de um sistema. A operabilidade depende das ferramentas e procedimentos para dar comandos e chamar e representar os dados do processo e a velocidade de resposta para executar comandos e fornecer dados para um recipiente exigente. O termo velocidade de resposta está relacionado com a transmissão de informação de

1. processo (medição) para processo (atuador), como em uma malha de controle

2. um elemento do sistema para outro elemento do sistema

3. elemento do processo ou sistema para operador e vice-versa.

Compatibilidade A compatibilidade é a habilidade de um

equipamento poder ser usado em conjunto com outro. É também a habilidade de um computador aceitar dados manipulados por outro equipamento sem conversão de dados ou modificação do código. De um modo geral, é a habilidade de um novo sistema servir a usuários de um sistema velho. Em computação, é a característica de um computador ou sistema operacional que permite ele rodar programas escritos para outro sistema. Por exemplo, os programas que rodam no Windows 3.1 rodam no Windows 3.11 e Windows 95 e os programas que rodam no Pentium® (novo) são compatíveis com o processador 80486 (velho).

Padronização A padronização é a redução dos

instrumentos a um só tipo, unificado e simplificado, segundo um consenso preestabelecido e universal.

Em instrumentação, a padronização se refere à mesma bitola e tipo de conexão com processo, mesmo sinal de transmissão de informação, mesmo nível de alimentação, mesmo tipo de montagem, mesma dimensões físicas, mesmas tomadas de encaixe.

A instrumentação pneumática apareceu cerca de duas décadas antes da eletrônica. Este maior tempo de aplicação, aliado à maior simplicidade e menor obsolescência, certamente é o fator determinante da sua padronização universal. Essa padronização se refere a: 1. nível do sinal de informação e de

transmissão único: 20 a 100 kPa. Não há diferença significativa entre este sinal e os equivalentes: 0,2 a 1,0kg/cm2 ou. 3 a 15 psi Há apenas um pequeno detalhe de calibração do mesmo instrumento.

2. nível de alimentação único: 20 psi de ar comprimido, seco, limpo e filtrado. Mesmo o consumo de ar, em SCF (standard cubic feet) é similar para qualquer instrumento pneumático.

3. número de conexões pneumáticas requeridas, com designação única: ENTRADA, SAÍDA, SUPRIMENTO. O tamanho mais utilizado é rosca fêmea 1/2" NPT. 4. procedimentos de teste e calibração.

5. técnicas de montagem e instalação, tanto no campo como no painel. Assim, a grande vantagem do sistema de

instrumentação pneumática é sua padronização, existindo apenas um sinal inteligente, de 3 a 15 psig.

Especificação do Instrumento

127

A instrumentação eletrônica ainda não atingiu esse grau de padronização, já alcançado pela pneumática, porém se percebe uma tendência para a padronização. As dificuldades da obtenção desta padronização são devidas aos seguintes fatores: 1. disponibilidade de duas configurações

completamente distintas: à base de corrente e à base de tensão.

2. possibilidade de se usar fonte de alimentação regulada ou não comum a todo o sistema ou individual a cada instrumento.

3. possibilidade de transmissão com dois ou quatro fios. Atualmente, a maioria dos transmissores eletrônicos usa o sistema de apenas dois condutores. O mesmo condutor que leva o sinal de informação (4 a 20 mA cc) para o painel traz a alimentação (24 V cc). Os conceitos de fonte de tensão, fonte de corrente explicam facilmente esta possibilidade.

4. existência de sinais em corrente e tensão contínua e alternada, analógicos ou digitais. Mesmo com essas alternativas e

dificuldades, atualmente há uma tendência para se padronizar o sinal de transmissão em corrente no nível de 4 a 20 mA cc, a tensão de alimentação é de 24 V cc, o sinal padrão para manipulação interna em 0-10 V cc, tensão de alimentação dos circuitos internos em +15 V cc, tensão de alimentação do sistema digital em +5 V cc.

Flexibilidade A flexibilidade é a qualidade de um

equipamento ser levemente alterado ou modificado para desempenhar sua função. Sistema flexível é aquele que pode ser facilmente alterado, como colocação, retirada ou alteração dos componentes. Modularidade é a propriedade de montar uma flexibilidade funcionado em um sistema pela montagem de unidades discretas que podem ser facilmente ligadas, combinadas ou arranjadas com outras unidades. Um sistema com módulos independentes é mais flexível que aquele com as partes integralizadas em um único equipamento.

Flexibilidade resulta em liberdade de escolha e de ligações de equipamentos. Um instrumento é considerado flexível quando pode ser interligado a uma grande variedade de outros instrumentos., mesmo de diferentes fabricantes ou de diferentes nacionalidades. Um sistema é considerado flexível quando as interligações podem ser modificadas, quando os componentes podem ser facilmente retirados ou acrescentados.

Paradoxalmente, a flexibilidade é conseguida pela padronização. A padronização

na fabricação e fornecimento de instrumentos possibilita uma grande flexibilidade na sua seleção e nas suas ligações com outros, pelo usuário final. Por exemplo, os instrumentos pneumáticos, por serem muito padronizados, podem ser interligados sem nenhuma restrição, mesmo sendo de origem diferentes, pois todos os sinais de saída e de entrada são iguais. Os únicos níveis de sinais são: 20 a 100 kPa para a informação, transmissão e controle e 140 kPa para a alimentação. Assim, um transmissor pneumático do fabricante F1 pode ser ligado à entrada do controlador do fabricante F2, cuja saída vai para a válvula do fabricante F3.

Fig. 6.1. Instrumento configurável (MTL)

Configurabilidade A configurabilidade do sistema é a

qualidade de se alterar o arranjo dos seus componentes, pela adição ou retirada de equipamentos auxiliares. Instrumento configurável é aquele cuja função é determinada pela configuração ou programação, que pode ser física (hardware) ou lógica (software). A configuração lógica pode também ser chamada de programação.

A configuração física é feita através de mudanças de fiação (hardwire) entre instrumentos entre si, entre instrumentos e equipamentos de entrada e saída, ou alteração de posição de jumpers e chaves thumbwheel no circuito do instrumento ou em sua parte frontal. A configuração lógica ou por programação é feita através de computadores pessoais ou de terminais dedicados proprietários portáteis (hand held) ou de mesa. Os transmissores inteligentes podem ser configurados através de terminais portáteis ou microcomputadores e os controladores lógicos programáveis através de terminais de mesa ou microcomputadores.

Para um sistema de computador, configurar é relacionar os elementos do hardware entre si para executar uma determinação função do circuito.

Especificação do Instrumento

128

Intercambiabilidade É a habilidade de substituir componentes,

peças ou equipamentos de um fabricante por outros sem perder a função ou a adequação ao uso, sem necessidade de reconfiguração. Por exemplo, dois transmissores pneumáticos de mesma variável de processo, calibrados na mesma faixa, são intercambiáveis entre si, mesmo que sejam de fabricantes diferentes. Um transmissor digital inteligente da Rosemount, com protocolo de comunicação HART não é intercambiável com um transmissor inteligente que não suporte este protocolo.

Também se entende efeito da intercambiabilidade como a variação na função do instrumento que aparece quando se troca o sensor do instrumento. Por exemplo, seja tolerância de um sensor é de ±1 oC em alguma temperatura, espera-se uma variação de 0 a 2 oC quando o sensor for substituído por outro tendo a mesma tolerância.

Interoperabilidade Interoperabilidade é a habilidade de

substituir componentes, peças ou equipamentos de um fabricante por outros sem perder a função ou a adequação ao uso, com necessidade de reconfiguração. Por exemplo, dois transmissores inteligentes de fabricantes diferentes, mas ambos com protocolo HART são interoperáveis, pois podem ser substituídos entre si, porém, há necessidade de pequenos ajustes na reconfiguração.

Seletividade Seletividade é a habilidade de um medidor

responder somente às alterações da variável que ele mede e ser imune às outras alterações e influências.

Uma medição pode ser alterada por modificação ou por influência.

Os erros sistemáticos de influência ou interferência são causados pelos efeitos externos ao instrumento, tais como as variações ambientais de temperatura, pressão barométrica e umidade. Os erros de influência são reversíveis e podem ser de natureza mecânica, elétrica, física e química.

Os erros mecânicos são devidos à posição, inclinação, vibração, choque e ação da gravidade.

Os erros elétricos são devidos às variações da voltagem e freqüência da alimentação. As medições elétricas sofrem influência dos ruídos e do acoplamento eletromagnético de campos.

Também o instrumento pneumático pode apresentar erros quando a pressão do ar de alimentação fica fora dos limites especificados. Sujeiras, umidade e óleo no ar de alimentação

também podem provocar erros nos instrumentos pneumáticos.

Os efeitos físicos são notados pela dilatação térmica e da alteração das propriedades do material. Os efeitos químicos influem na alteração da composição química, potencial eletroquímico, no pH.

O sistema de medição também pode introduzir erro na medição, por causa do modelo, da configuração e da absorção da potência. Por exemplo, na medição da temperatura de um gás de exaustão de uma máquina, 1. a temperatura do gás pode ser não

uniforme, produzindo erro por causa da posição do sensor,

2. a introdução do sensor, mesmo pequeno, pode alterar o perfil da velocidade da vazão,

3. o sensor pode absorver (RTD) ou emitir (termopar) potência, alterando a temperatura do gás. Os efeitos da influência podem ser de curta

duração, observáveis durante uma medição ou são demorados, sendo observados durante todo o conjunto das medições.

Os erros de influência podem ser eliminados ou diminuídos pela colocação de ar condicionado no ambiente, pela selagem de componentes críticos, pelo uso de reguladores de alimentação, pelo uso de blindagens elétricas e aterramento dos circuitos.

Fig. 6.2. Sinal e ruído A diferença entre o erro de interferência e o

de modificação, é que a interferência ocorre no instrumento de medição e o de modificação ocorre na variável sendo medida.

O erro sistemático de modificação é devido à influência de parâmetros externos que estão associados a variável sob medição. Por exemplo, a pressão exercida por uma coluna de líquido em um tanque depende da altura, da densidade do líquido e da aceleração da gravidade. Quando se mede o nível do líquido no tanque através da medição da pressão diferencial, o erro devido a variação da

Especificação do Instrumento

129

densidade do líquido é um erro de modificação. Outro exemplo, é na medição de temperatura através de termopar. A militensão gerada pelo termopar depende da diferença de temperatura da medição e da junta de referência. As variações na temperatura da junta de referência provocam erros na medição. Finalmente, a medição da vazão volumétrica de gases é modificada pela pressão estática e temperatura.

O modo de eliminar os erros de modificação é fazer a compensação da medição. Compensar uma medição é medir continuamente a variável que provoca modificação na variável medida e eliminar seu efeito, através de computação matemática. No exemplo da medição de nível com pressão diferencial, mede-se também a densidade variável do líquido e divide-se este sinal pelo sinal correspondente ao da pressão diferencial. Na medição de temperatura por termopar, a temperatura da junta de referência é continuamente medida e o sinal correspondente é somado ao sinal da junta de medição. Na medição de vazão compensada de gases, medem-se a vazão, pressão e temperatura. Os sinais são computados de modo que as modificações da vazão volumétrica provocadas pela pressão e temperatura são canceladas.

2.2. Estabilidade Há vários modos diferentes de conceituar

estabilidade, tais como 1. Tendência de um sistema se manter

operando, de modo previsível, preciso, exato e seguro.

2. Extensão na qual um sistema pode ser confiável de desempenhar as funções que lhe foram atribuídas, de modo exclusivo e correto.

3. Probabilidade que um componente, equipamento ou sistema desempenhe satisfatoriamente sua função planejada, sob dadas circunstâncias, tais como as condições ambientais, valor da alimentação e através da manutenção para um período de tempo especificado. Alguns parâmetros da estabilidade podem

ser quantificados por taxa de desvio (drift rate), por períodos de funcionamento, períodos de defeitos, duração de reparo. Como se vê, a estabilidade está diretamente ligada com o tempo e indiretamente com outros fatores externos, como temperatura e pressão ambientes, vibração, alimentação.

Na falta de estabilidade, o desempenho do instrumento se degrada. Alguns dos aspectos da estabilidade são probabilísticos e outros são determinísticos, por natureza. A estabilidade

pode ser muito aumentada pela adição da redundância ao sistema.

Pelas definições de estabilidade, devem ser incluídos os seguintes parâmetros:

1. integridade 2. disponibilidade 3. confiabilidade 4. robustez 5. calibração 6. mantenabilidade 7. segurança (safety e security)

2.3. Integridade

Conceitos Integridade é a propriedade de um

instrumento se manter inteiro, individido, completo, resistente e firme no seu funcionamento. A integridade do instrumento é ameaçada pelo ambiente onde o instrumento está montado e por isso ela é garantida através da especificação correta da classificação mecânica do seu invólucro, de conformidade com normas existentes.

Em computação de dados, é a propriedade dos dados que podem ser recuperados no caso de sua destruição através de falha do meio de registro, falta de cuidado do usuário, defeito do programa ou outro acidente.

A integridade se relaciona com a garantia de funcionamento especificado do sistema. O sistema que não perde sua integridade é confiável. A ausência de distúrbio e falha crítica é um aspecto da confiabilidade. O distúrbio atrapalha o funcionamento da malha, porém sem interromper completamente a operação do sistema. A falha crítica causa o desligamento do sistema ou a perda de controle da malha. Como exemplos: a flutuação da tensão ou da freqüência da alimentação do sistema, dentro de uma determinada faixa, pode provocar leitura ou controle pouco precisos, porém, o sistema contínua com a medição e com o controle. O desligamento total da tensão de alimentação do sistema eletrônico que interrompe toda medição e todo controle é uma falha crítica. Pode haver falha crítica indireta: o desligamento da alimentação do compressor de ar comprimido do sistema pneumático pode, depois de um determinado tempo, causar o desligamento dos instrumentos pneumáticos. Sem energia elétrica não há ar comprimido, não há alimentação pneumática, não há medição e controle da instrumentação pneumática.

.

Especificação do Instrumento

130

Tab. 6.1. Proteção do equipamento contra ingresso de corpos sólidos e líquidos, IEC IP

PRIMEIRO DÍGITO SEGUNDO DÍGITO 1o Teste Grau de Proteção 2o Teste Grau de Proteção 0 Sem proteção de pessoas contra

contato com peças vivas ou móveis dentro do invólucro. Nenhuma proteção do equipamento contra ingresso de corpos sólidos estranhos

0 Sem proteção

1

Proteção contra contato acidental ou involuntário com pecas móveis ou vivas dentro do invólucro por uma grande superfície do corpo humano, p. ex., uma mão mas sem proteção contra acesso deliberado de tais partes. Proteção contra ingresso de corpos sólidos estranhos de tamanho grande

1

Proteção contra gotas de água condensada. Gotas de água condensada caindo no invólucro não tem nenhum efeito nocivo

2

Proteção contra contato com pecas móveis ou vivas dentro do invólucro pelos dedos. Proteção contra ingresso de corpos sólidos estranhos de tamanho médio

2

Proteção contra gotas de líquido. Gotas de líquido caindo no invólucro não tem nenhum efeito nocivo, quando o invólucro está deslocado de um ângulo de até 15o da vertical

3 Proteção contra contato com pecas móveis ou vivas dentro do invólucro por ferramentas, fios ou outros objetos de espessura maior que 2,5 mm Proteção contra ingresso de corpos sólidos estranhos de tamanho pequeno

3 Proteção contra chuva. A água caindo da chuva em um ângulo igual ou menor que 60o com relação à vertical não terá nenhum efeito nocivo.

4 Proteção contra contato com pecas móveis ou vivas dentro do invólucro por ferramentas, fios ou outros objetos de espessura maior que 1 mm Proteção contra ingresso de corpos sólidos estranhos de tamanho pequeno

4 Proteção contra borrifo. A líquido borrifado de qualquer direção não terá nenhum efeito nocivo.

5 Proteção completa contra contato com pecas móveis ou vivas dentro do invólucro. Proteção contra depósitos nocivos de pó. O ingresso de pó não é totalmente evitado, mas o pó não pode entrar em quantidade suficiente para interferir com a operação satisfatória do equipamento envolvido.

5 Proteção contra jatos d'água. A água projetada por um bocal de qualquer direção sob condições determinadas não terá nenhum efeito nocivo.

6

Proteção completa contra contato com pecas móveis ou vivas dentro do invólucro. Proteção contra ingresso de pó.

6 Proteção contra condições de deck de navio (equipamento vedado a água). A água de mar profundo não entra no invólucro sob condições determinadas

7 Proteção contra imersão em água. Não deve ser possível a entrada de água no invólucro sob condições determinadas de pressão e tempo.

8

Proteção contra imersão indefinida em água, sob condições determinadas de pressão. Não deve ser possível a entrada d'água no invólucro.

Especificação do Instrumento

131

Classificação Mecânica A operação de um instrumento pode ser

afetada pela temperatura ambiente, umidade, interferência eletrônica, vibração mecânica e atmosfera circundante. Tipicamente, os instrumentos de medição e controle de processo podem estar montados ou na sala de controle ou na área industrial.

A sala de controle é um local fechado, onde a temperatura e umidade são geralmente controladas através de ar condicionado. O instrumento de campo pode estar totalmente desprotegido ou ter uma proteção rudimentar adicional contra o sol, a chuva ou o vento. De qualquer modo, quando usado no ar livre, a caixa do instrumento fica exposta aos efeitos da luz ultravioleta, da chuva, da umidade, do orvalho, das poeiras, dos respingos dos líquidos de processo e das sujeiras contaminantes que circulam no ar. Eles estão ainda submetidos a grande e rápidas variações de temperatura durante o dia, podendo haver um gradiente de temperatura entre o sol e a sombra do instrumento exposto. Por esses motivos, os invólucros dos instrumentos devem ser de alta qualidade, cuidadosamente testados e precisamente classificados de acordo com normas concernentes, de modo que possam prover proteção contra ambientes potencialmente adversos. Os invólucros dos instrumento, mesmo montados em ambientes nocivos, devem protege-los, de modo que durem o máximo e que o ambiente não interfira na sua operação.

Fig. 6.3. Instrumento para uso externo Existem basicamente duas normas para a

classificação mecânica dos invólucros dos instrumentos: IEC e NEMA.

Fig. 6.4. Instrumento para uso interno

Norma NBR-IEC No Brasil, o órgão credenciado pelo

INMETRO (Instituto Nacional de Metrologia e Qualidade Industrial) para emitir a maioria das normas técnicas é a ABNT (Associação Brasileira de Normas Técnicas), empresa não governamental sem fins lucrativos. A maioria das normas elétricas brasileiras se baseia nas normas do IEC (International Electrotechnical Comission).

A norma válida que fixa as condições exigíveis aos graus de proteção dos invólucros de equipamentos elétricos de baixa voltagem é a NBR 6146, DEZ 90 - Invólucros de equipamentos elétricos - Proteção: Especificação, baseada na norma IEC 529/76. Ela substitui e cancela as NBR 5374, 5408 e 5423/77. Estas normas fornecem os métodos de classificar os instrumentos com relação aos ambientes em que eles podem ser usados e os procedimentos de teste para verificar se tal classificação é conveniente.

Os tipos de proteção cobertos pela norma são os seguintes:

1. contra o contato ou aproximação de pessoas às partes vivas, contra o contato às partes moveis no interior do invólucro e contra a penetração de corpos sólidos estranhos ao equipamento e

2. contra a penetração prejudicial de água no interior do invólucro onde está o equipamento

A norma não trata dos graus de proteção contra danos mecânicos, risco de explosão ou condições como umidade, vapores corrosivos, fungos, vermes ou animais daninhos.

A designação da norma começa com as letras IP (Ingress Protection - proteção de ingresso) e inclui um sufixo com dois números.

Especificação do Instrumento

132

Opcionalmente, tem-se as letras suplementar: S, M ou W, que significam:

S teste com equipamento em repouso, M teste com equipamento em operação

mecânica (A ausência das letras S e M significa que o

grau de proteção vale para todas as condições normais de serviço).

A letra W após as letras IP significa que o equipamento é apropriado para uso em condições de tempo especificadas e possui características adicionais de proteção, estabelecidas entre o fabricante e usuário.

Por exemplo, um instrumento que a prova de pó e a prova de jato fraco d'água tem a designação de IEC IP 55. A colocação de respiradouro para dreno pode alterar a classificação mecânica do invólucro, por exemplo, de IEC IP 65 para IEC IP 55.

É possível haver uma codificação com a omissão de um dos dois dígitos (substituído por X). Por exemplo, IEC IP X5 significa que o instrumento é protegido apenas de jato d'água. Outro exemplo, IEC IP 5X é uma proteção apenas contra pó.

Norma NEMA A norma NEMA (National Electrical

Manufacturers Association) fornece outro método de classificação do invólucro do instrumento para indicar os vários ambientes para os quais o instrumento é adequado. A norma cobre os detalhes de construção e os procedimentos de teste para verificação se o instrumento está conveniente com a classificação recebida. Todas as designações NEMA requerem invólucros resistentes à ferrugem. Basicamente, há dois locais de uso: interno ou externo. Os dígitos que designam a classe NEMA variam de 1 a 13.

Há três termos básicos NEMA: 1. prova de - significa que o ambiente não

atrapalha o funcionamento ou operação do instrumento. Por exemplo, instrumento à prova de tempo funciona normalmente mesmo quando submetido aos rigores do tempo: vento, umidade, orvalho. Ele não é necessariamente vedado ao tempo, porém, se garante que, mesmo que o ambiente entre no seu interior, ele continua funcionando normalmente.

2. resistente a - significa que o instrumento não se danifica quando na presença do determinado ambiente. O equipamento resistente a é mais frágil que o a prova de. O equipamento resistente a geralmente possui uma restrição, por exemplo, de pressão máxima. Por exemplo, um relógio resistente a água para 100 metros significa que funciona quando usado dentro d'água,

sem se danificar, mas até uma profundidade de 100 metros. Além deste limite, ele pode se danificar e deixa de funcionar.

3. vedado a - significa que o instrumento é hermeticamente selado para aquele determinado ambiente. Por exemplo, instrumento vedado a pó evita a entrada de pó no seu interior.

Tab. 6.2. Resumo da denominação NEMA NEMA 1 uso geral NEMA 2 a prova de respingos NEMA 3 a prova de tempo NEMA 4 vedado a jatos d'água NEMA 5 vedado a poeira NEMA 6 uso imerso NEMA 7 a prova de explosão, Classe I NEMA 8 prova de explosão, contato em óleo NEMA 9 a prova de explosão, Classe II NEMA 10 a prova de explosão, minas NEMA 11 resistente a ácidos NEMA 12 resistente a choque mecânico leve NEMA 13 a prova de poeira, não vedado.

Tab. 6.3. Conversão de Números NEMA para IEC NEMA IEC 1 IP 10 2 IP 11 3 IP 54 3R IP 14 3S IP 54 4 e 4X IP 56 5 IP 52 6 e 6P IP 67 12 e 12K IP 52 13 IP 54

Observação: não pode ser usado para converter classificação IEC em NEMA.

Embora o NEC tenha algumas classificações de invólucro que incluem a classificação elétrica, a classificação mecânica não pode ser confundida com a classificação elétrica. Elas são independentes. Por exemplo, o uso do instrumento em local externo nem sempre é necessário para um local de Zona 1. Assim como a classificação mecânica de uso externo não assegura que o instrumento possa ser montado em local perigoso, a classificação para uso em área classificada não garante que o instrumento possa ser montado em áreas externa.

Especificação do Instrumento

133

NEMA 1 NEMA 4 NEMA 7 Fig. 6.5. Invólucros com classe NEMA

2.4. Robustez A robustez é a característica de um

equipamento funcionar conforme esperado, mesmo quando submetido a condições adversas, pois ele é imune às agressões do meio onde ele está colocado. Instrumento robusto é aquele que funciona conforme previsto em ambiente hostil. A robustez de um instrumento é garantida por sua classificação mecânica de invólucro.

Controle robusto é aquele insensível à incerteza do modelo e ao comportamento dinâmico do processo. Programa robusto é aquele que funciona bem mesmo sob condições anormais.

Fig. 6.6. Instrumentos na área externa

2.5. Confiabilidade

Conceitos Confiabilidade é a habilidade ou

probabilidade de um instrumento se manter em operação, em um nível especificado de desempenho, sob condições ambientais determinadas, durante um determinado período de tempo e com um mínimo de atenção.

A confiabilidade de um instrumento ou de uma malha de instrumentos é a consistência com que ele mede ou controla quando se

supõe que hajam condições adequadas e de acordo com seu programa e ajuste. A confiabilidade de um instrumento depende do cuidado com que ele é instalado. Para um instrumento ser bem sucedido na sua operação, ele deve ser bem selecionado, montado no lugar apropriado e ser usado corretamente. As condições típicas que precisam ser consideradas incluem: 1. variações na tensão de alimentação e

tamanho dos transientes de voltagem; 2. com alimentação de corrente alternada, as

variações na freqüência e conteúdo harmônico;

3. o nível de energia de rádio freqüência indesejável radiada pelo equipamento não deve causar interferência nas comunicações de rádio;

4. o equipamento deve ser capaz de tolerar alguma radiação de rádio freqüência se é previsto seu uso próximo de fontes de alta potência de rádio ou radar;

5. valores máximo e mínimo da temperatura ambiente;

6. valores máximo e mínimo da umidade; 7. níveis de vibração e choque mecânico; 8. condições externas, como exposição a pó,

areia, chuva, radiação solar, respingo de água salgada ou outros líquidos

9. variações de carga, quando aplicável.

Confiabilidade e aceitação A confiabilidade é importante por que um

instrumento que necessita de manutenção ou calibração freqüentes para se manter em funcionamento preciso e exato, se torna mais caro do que um instrumento melhor que tem um maior custo inicial e um menor custo de manutenção. O modo correto de usar qualquer instrumento deve ser aprendido. Por isso, o pessoal de manutenção prefere usar uma mesma marca de instrumento. Marca que seja desconhecida geralmente é menos confiável, durante um determinado período de tempo.

Quando algo funciona bem para a gente antes, é apenas natural dar preferência para ele quando se tem ocorre a mesma aplicação. Mudar para um sistema ou método novo requer boa justificativa.

O desempenho passado conhecido não está necessariamente limitado à própria experiência em casa. Também inclui a experiência de outros que tenham tido de eliminar problemas similares em aplicações iguais à sua própria planta e que tenha aprendido a duras penas com a instrumentação ou sistema que esteja sendo considerado. O que se deveria fazer para conseguir os resultados esperados quando se decidiu comprar isto?

Especificação do Instrumento

134

A Fig. 1.6. mostra um padrão de aceitação que ocorre muito freqüentemente em plantas, especialmente na operação. A escala horizontal é o tempo e a vertical mostra os diferentes níveis de aceitação para novos equipamentos em operação. Quando o pessoal de operação primeiro escuta as novidades, usualmente do projeto, que se está adquirindo um equipamento novo que nunca foi usado na planta antes, a reação à idéia provavelmente fica entre a dúvida e a indiferença. Esta atitude prevalece até a época da partida, quando o operador se familiariza com o novo equipamento e os problemas usuais são eliminados, justo acerca de tudo que pode dar errado acontece. Há uma queda no nível de aceitação.

Este descontentamento continua, enquanto durarem os problemas de produção com o novo equipamento, até que numa reunião, o gerente da planta declara: algo tem que ser feito! Neste ponto, reclama-se do fabricante dos instrumentos e um especialista que realmente entende do equipamento, vem, corrige os problemas e fornece as respostas que os manuais de instrução não dão ou que os manuais fornecem mas que nunca foram lidos e o novo equipamento começa a operar exatamente como era o esperado.

O nível de aceitação se eleva às alturas e permanece lá por muito tempo. Eventualmente, porém, o processo natural de desgaste ocorre e aparecem alguns pequenos problemas que requerem manutenção. Estes problemas são facilmente corrigidos de modo que a aceitação do novo equipamento permanece em nível satisfatório.

Fig. 6.7. Curva de aceitação de novos instrumentos Por isso, quando se pergunta a alguém

acerca de sua opinião sobre o desempenho de um novo equipamento, é importante saber em que época ou ponto da curva que se está, pois a resposta depende deste ponto.

Confiabilidade e falhas Mesmo as falhas críticas podem ser

evitadas ou se pode eliminar os efeitos nocivos provocados por elas. Nos exemplos anteriores, a colocação de uma alimentação elétrica alternativa através de década de bateria pode suprir a energia ao sistema de instrumentação eletrônica durante um tempo limitado e determinado pela capacidade da bateria. No caso do sistema pneumático, o uso de compressor reserva ou de cilindro de pressão aumenta a integridade, portanto a confiabilidade do sistema.

Ao lado da preocupação de tornar o funcionamento do sistema mais confiável, há a colocação de dispositivos de alarme e de intertravamento, que podem desligar os equipamentos, interrompendo totalmente o processo. Quando é inevitável a perda do controle, deve se interromper o processo, evitando-se a perda inútil de material fora da especificação, protegendo-se o pessoal e o equipamento da operação.

Sob o aspecto da confiabilidade, o sistema

que requer o uso freqüente do controle manual pelo operador é pouco confiável.

Um outro aspecto da confiabilidade do controle de processo se refere a ausência de falhas dos instrumentos.

Como regra, a confiabilidade do instrumento mecânico e pneumático é total quando o equipamento é novo e decresce com a idade. O instrumento pneumático requer manutenção periódica e ciclicamente ha picos de falta de confiabilidade. A manutenção preventiva pode evitar essas crises de confiabilidade.

Confiabilidade e tipo de instrumentos Os instrumentos eletrônicos possuem um

comportamento diferente. A instrumentação eletrônica pode operar, sem problemas, durante vários anos, desde que esteja instalada corretamente, alimentada por tensão regulada e operada adequadamente. Como o instrumento eletrônico possui raras peças moveis, pois mesmo as chaves liga-desliga podem ser estáticas, a sua confiabilidade independe da idade. O componente menos confiável do sistema eletrônico é o contato. O capacitor eletrônico é um componente que pode apresentar problema, porém só é usado na fonte de alimentação.

Como segunda regra, ou como continuação da regra do instrumento pneumático, tem-se: o instrumento eletrônico pode apresentar problema assim que é ligado e nas primeiras horas de funcionamento. Depois que o

Especificação do Instrumento

135

instrumento entra em regime permanente, dificilmente apresentará defeito, com o uso e a aplicação correta.

Em eletrônica, se define como drift o afastamento gradual das características de um componente ou de um equipamento das especificadas originalmente. Atualmente, os componentes eletrônicos para uso industrial são submetidos a tratamento especial para minimizar os seus desvios, como o burn in. Este tratamento consiste em submeter o componente e o instrumento inteiro a temperaturas artificialmente elevadas, durante longo tempo (p. ex., 72 horas) de modo que eles ficam envelhecidos precocemente e não se alteram com a idade e com as condições ambientais.

Confiabilidade e condições ambientais A maioria dos problemas de funcionamento

dos instrumentos é causada pelas variações das condições de contorno e do ambiente, tais como a temperatura, a umidade, a pressão, a poeira, a atmosfera corrosiva, a maresia, o vento, a vibração e os choques mecânicos. Quando as especificações recomendadas pelo fabricante são excedidas pelas condições reais da operação, certamente aparecerão falhas no instrumento. No aspecto de ter o desempenho modificado pelas condições ambientais, o instrumento pneumático é menos sensível que o eletrônico. O instrumento eletrônico teme a alta temperatura e deixam de funcionar quando submetidos a temperaturas acima de 90 oC, por causa de seus circuitos que incorporam semicondutores. É recomendável o uso de ar condicionado, onde a temperatura e a umidade são controladas dentro de níveis satisfatórios nas salas de controle com instrumentação eletrônica. É mandatório o uso de ar condicionado no ambiente com computadores digitais.

Temperaturas muito baixas (criogênicas), também podem causar problemas aos circuitos eletrônicos, pela redução do ganho dos circuitos semicondutores e pelo fenômeno da supercondutividade. Por isso, a não ser que o sistema eletrônica tenho sido projetado e previsto para estas condições especiais, o seu uso deve ser evitado.

Quando há vibrações, os instrumentos mecânicos são mais afetados, por possuírem peças moveis. As vibrações podem causar problemas de contato ou de ruptura dos condutores em equipamentos eletrônicos.

Quantificação da confiabilidade A confiabilidade pode ser quantificada com

números relacionados com os tempos envolvidos. Tem-se:

1. MTBF, que significa Mean Time Between Fails (Tempo Médio Entre Falhas). O MTBF de um dado tipo de instrumento ou sistema é determinado por teste, experiência ou ambos. Um grande MTBF é bom e depende de o fabricante do instrumento usar materiais de alta qualidade, projeto correto e cuidado na fabricação e de o usuário aplicar o instrumento para o tipo de serviço para o qual ele foi fabricado e fazer a manutenção de rotina recomendada.

2. MTTR, que significa Mean Time To Repair (Tempo Médio Para Reparar). O MTTR é determinado pela experiência. Um pequeno MTTR é bom e depende de o fabricante projetar um instrumento de fácil manutenção e de o usuário ter estocado ou conseguir rapidamente peças de reposição e ter uma equipe de manutenção bem treinada e capacitada com facilidade de acesso ao equipamento que precisa ser reparado.

3. MTFF (Mean Time First Fail - Tempo Médio Primeira Falha). Quando o instrumento é descartável, pois não pode ser reparado, a confiabilidade é dada pelo tempo para haver a primeira falha. Depois desta falha o instrumento é jogado fora e substituído por outro.

Número de componentes da malha A confiabilidade é melhorada pela redução

de número de elos na corrente de instrumentos. Quanto menos instrumentos tiver a malha, mais confiável ela é, pois cada instrumento individual tem algum risco de falha e contribui para o risco da falha da malha.

A precisão da malha de instrumentos também depende da quantidade de instrumentos componentes. Quanto mais instrumentos tiver a malha, maior é o erro total resultante, qualquer que seja o algoritmo de cálculo. O melhor projeto de malha de instrumentos é aquele que usa o mínimo número de instrumentos para executar a tarefa requerida. Seja o mais simples possível (em inglês: KISS: Keep it simple, stupid!)

Confiabilidade e redundância Deve-se ter redundância quando a falha da

instrumentação na planta resulta em um risco inaceitável de perigo físico ou perda momentânea. Redundância significa fornecer um segundo elemento alternativo para executar uma função, quando o primeiro falha. A redundância pode ser aplicada a qualquer tipo de equipamento: sensor, controlador, computador, fonte de alimentação, trocador de

Especificação do Instrumento

136

calor, sistema completo, tubulação, cabos de comunicação.

Para uma redundância ser totalmente efetiva, cada canal deve operar totalmente independente do outro. Isto significa que nenhuma simples má operação, como abertura ou fechamento incorreto de uma chave e nenhuma simples falha, como a falha de uma fonte de alimentação, possa derrubar os dois canais. Quando dois controladores são alimentados por uma única linha elétrica, eles não são totalmente independentes pois a falta de energia desliga os dois controladores.

A falha de uma fonte de alimentação comum é um exemplo de falha de modo comum. A falha de modo comum pode também ser causada pela queda de um único objeto em cima de dois controladores redundantes, que desliga os dois canais. Para evitar este tipo de falha, os dois canais devem ser separados um do outro.

Fig. 6.8. Evitando transbordamento do tanque Outro modo de aumentar a confiabilidade

da planta é pela diversidade. Diversidade é quando se tem dois canais fazendo a mesma coisa, mas de modos diferentes. É improvável que os diferentes canais sofram o mesmo tipo de falha. Por exemplo, a medição redundante

de nível através de deslocador e de dispositivo a pressão diferencial: os dois sistemas são construídos diferentemente e tem princípios de funcionamento fisicamente diferentes.

Um bom princípio de projeto para seguir em todas as plantas é separar a função normal de controle da função de segurança. Separar significa ter diferentes sensores e transmissores. A Fig.4.7(a) mostra como devem ser o sistema de controle e segurança de nível de um tanque. O controle é conseguido através de um transmissor de nível, controlador e válvula de controle. A segurança é conseguida através de uma chave de nível, que desliga o motor da bomba que enche o tanque. O controlador regula normalmente o nível do tanque e normalmente o tanque não derrama. No caso de haver alto nível por causa de um grande distúrbio, a chave de nível alto desliga a bomba e a vazão de entrada do tanque fica zero, evitando que o nível do fique excessivamente alto. O tanque não derrama.

Todas as partes de um esquema provavelmente operam como o esperado. Porém, o esquema da Fig. 1.7 (a) tem uma fraqueza que pode potencialmente causar falha: tanto o controlador como a chave de nível dependem de um único transmissor e por isso ambos estão sujeitos a uma falha de modo comum.

Na Fig. 1.7(b) tem-se um sistema mais confiável para evitar que o tanque derrame. Quase tudo é a mesma coisa, exceto que agora a chave de nível sente o nível diretamente e independente do controlador. Agora, se a malha de controle falhar, a chave não é afetada. Quando a chave falhar, a malha de controle não é afetada.

Um bom exemplo de redundância é o homem que usa cinto e suspensório para seguras suas calças. Se o cinto falha, o suspensório segura; se o suspensório falha, o cinto segura. Tem-se um sistema de segurança com redundância, diversidade e separação.

Em sistemas de medição críticos, como na indústria nuclear, os sensores são redundantes. Tem-se três sensores separados e um sistema de votação. O sistema de alarme é inicializado pelo sistema de votação um-dos-três e o desligamento é feito pelo sistema dois-dos-três. Se qualquer um dos três sensores é alto, o sistema de alarme toca para chamar a atenção do operador, que pode investigar e julgar qual ação deve ter tomada. Quando dois canais estirem altos, então o sistema é desligado automaticamente. A idéia deste sistema é que um único sinal alto pode ser aberração e falso e não deve ser considerado para se desligar o processo. Mas se a leitura alta é confirmada por uma segunda leitura,

(b) Mais confiável

LT 67

Tanque

Bomba

Trip da bomba

LSH 67

LC 67

(a) Menos f á

LT 66

Tanque

Bomba

Trip da bomba

LSH 66

LIC 66

Especificação do Instrumento

137

então ambas as leituras altas são consideradas válidas e o sistema é desligado automaticamente. Em sistemas mais conservativos pode-se usar um sistema de votação de dois-dos-quatro, que possuem quatro medições em vez de três.

Há sistema que mede disparidades entre dois ou mais instrumentos de processo que deveriam dar a mesma indicação. Se a disparidade se torna excessiva, é atuado um alarme de disparidade, mesmo que não se detecte nenhuma falha no processo.

Medições para aumentar a confiabilidade podem ser aplicadas a qualquer sistema de processo com grande perigo potencial, embora elas sejam mais usadas na indústria de energia nuclear.

Há um movimento no mundo da eletrônica, incluindo instrumentos, no desenvolvimento de equipamento tolerante a falha, que possui componentes ou circuitos internos redundantes. O efeito é possibilitar o instrumento ou sistema envolvido continuar funcionando corretamente mesmo se alguma peça do instrumento ou sistema falhar. Esta técnica é usada extensivamente em alguns sistemas de controle distribuído e controle lógico programado.

Para sistemas de processo importantes, pode-se fazer uma análise de falha. Análise de falha é um estudo detalhado do que pode acontecer ao processo se as várias partes do sistema de equipamento e instrumento do processo falhar. O estudo pode revelar uma necessidade de equipamento reserva (backup), uma mudança na ação de falha-segura ou outras mudanças ou pode simplesmente confirmar a adequação do sistema existente.

2.6. Disponibilidade Disponibilidade é o tempo disponível do

instrumento em operação normal. É o tempo em que o instrumento está ligado, não está sob manutenção e é sabido ou acreditado que está operando corretamente. Relação de disponibilidade é relação da quantidade de tempo que um sistema está realmente disponível para uso para a quantidade de tempo que é suposto que ele esteja. Disponibilidade de dados, canais de dados e equipamentos I/O de computadores, é a condição de estar pronto para uso e não imediatamente colocado para fazer outras tarefas.

A disponibilidade ou disponibilidade no tempo pode ser determinada dos parâmetros MTBF e MTTR. Disponibilidade é a fração de tempo que o instrumento ou sistema pode estar pronto para usar e para funcionar

corretamente. Costuma-se definir a Disponibilidade, D, como a relação matemática:

DMTBF

MTBF MTTR=

+

A disponibilidade de um instrumento

aumenta quando o MTBF aumenta e o MTTR diminui. Um instrumento muito disponível é aquele que demora em falhar e quando falha, é rapidamente consertado.

Às vezes, um fabricante não pode fornecer dados para o MTBF e MTTR para calcular a disponibilidade do instrumento, principalmente para equipamentos não eletrônicos. Porém, sempre pode-se tentar estimar a disponibilidade ou julgar a qualidade aparente dos equipamentos. Quando se considera a confiabilidade na escolha de um instrumento ou projeto de um sistema, obtém-se uma planta que tende a ter pequeno custo de manutenção e poucas paradas de produção por causa de falhas de instrumentos. Estes fatores devem ser considerados na escolha de determinado tipo de instrumento em favor daquele mais confiável e disponível, mesmo que seja o de mais custo inicial.

2.7. Calibração Calibração é a verificação, por medição e

comparação com um padrão rastreado, do valor exato de cada leitura da escala de um instrumento ou do valor de sua saída ou do atributo de um elemento sensor ou de um instrumento que não possui ajuste.

Curva de calibração é um registro dos dados de calibração, dando o valor correto para cada leitura indicada de um instrumento. Um ponto de calibração é aquele em que se faz uma verificação ou ajuste.

Um material de referência certificado é um padrão que indica se um instrumento ou procedimento analítico está trabalhando dentro de limites prescritos ou uma solução com concentração conhecida (solução padrão) usada em instrumentação analítica.

Por definição do INMETRO (Portaria 029, 10 MAR 95), calibrar e aferir são a mesma coisa e são diferentes de ajustar. Ajustar é atuar no instrumento, depois de verificado que ele está fora, durante a calibração, de modo a torná-lo exato. Ou seja, a calibração garante a exatidão do instrumento ao longo do tempo.

Como o ambiente e a idade dos componentes do instrumento alteram seu desempenho, periodicamente o instrumento deve ser calibrado, para voltar a ter o desempenho metrológico desejado.

Especificação do Instrumento

138

Fig. 6.9. Calibração de instrumento

pneumático A calibração confiável e válida requer: 1. padrões rastreados 2. procedimentos claros e escritos 3. ambiente conhecido 4. pessoal treinado 5. registros documentados 6. período de validade O intervalo entre duas calibrações

sucessivas é estabelecido pelo usuário e é função de:

1. tipo de instrumento 2. recomendação do fabricante 3. severidade do ambiente 4. precisão requerida pelo processo 5. penalidade resultante da medição

inexata do instrumento 6. disponibilidade do instrumento pela

operação 7. exigência contratual 8. exigência legal O intervalo é dinâmico e deve ser

aumentado, diminuído ou mantido em função do resultado das calibrações anteriores. Há regras de bolo (Schumacher, Grasmann) para administrar os períodos de calibração dos instrumentos.

2.8. Manutenção Manutenção é a ação e o custo de manter

algo em boa condição e trabalhando em ordem. Tempo de manutenção é o tempo requerido para a manutenção corretiva e preventiva do equipamento. A manutenção correta do instrumento garante que sua precisão não piore ao longo do tempo. Mantenabilidade é a habilidade do equipamento satisfazer os objetivos operacionais com um mínimo esforço de manutenção sob condições ambientais operacionais em que a manutenção programada e não programada seja feita. Quantitativamente, a probabilidade que um item seja restaurado para condições específicas dentro de um dado período de tempo quando a ação de manutenção é feita de acordo com procedimentos e fontes pré-determinadas.

Fig. 6.10. Medições e teste em instrumento eletrônico

Os gostos e desgostos do pessoal de

manutenção de instrumentos também são fatores de seleção de instrumentos. Geralmente, o pessoal da manutenção de instrumentação quer instrumentos que 1. tenham suas leituras facilmente verificadas 2. possam ser calibrados no zero sem

remoção do processo 3. mantenham sua calibração por longos

períodos de tempo 4. possam ser instalados em locais de fácil

acesso 5. sejam mantidos pelos próprios

instrumentistas, sem a necessidade de enviá-los para o fabricante para reparo ou calibração. O que o pessoal da instrumentação não

quer é ser pioneiro no uso de uma nova instrumentação, especialmente se eles acreditam que o trabalho possa ser feito com instrumentos que eles já conhecem.

A questão de se fazer o serviço na própria planta ou enviar o instrumento para o fabricante deve ser decidida pelo usuário, considerando os aspectos de custo, tempo de entrega, qualidade do produto, materiais, técnicas e know-how.

Há usuários que fazem seus próprios termopares. O instrumentista corta dois comprimentos de fio termopar, por exemplo, um de ferro e outros de constantant (tipo J), enrola-os juntos com um alicate e depois solda a junta com um maçarico. O instrumentista então declara que o termopar é realmente um sensor de temperatura, ligando-o a um medidor que lê militensão. O que foi esquecido é que um termopar é realmente uma pequena bateria cuja força eletromotriz (fem) da saída varia com a temperatura. O medidor lê uma fem e não a temperatura por si. A fem medida tem de ser convertida para temperatura usando uma tabela de correlação que é levantada por laboratórios nacionais, como o NIST americano e PTB alemão. As tabelas do NIST foram

Especificação do Instrumento

139

levantadas experimentalmente a partir de métodos rigorosamente controlados.

Um fabricante comercial tem método para montar um termopar muito mais cuidadoso que o do instrumentista. A pureza e a qualidade metalúrgica dos fios é cuidadosamente protegida para que a tabela de correlação seja válida, através de uso de alicate especial e método especial, evitando oxidação, stress termal e mudança na estrutura cristalina. Certamente o método usado pelo instrumentista em sua oficina de manutenção de instrumentos duma planta petroquímica ou siderúrgica não é tão rigoroso.

Quando se compra um termopar de um fabricante conceituado, ele fornece junto do termopar a sua especificação técnica, onde é declarada sua precisão. Por exemplo, para o termopar tipo J, a precisão é de ±2,2 oC ou ±0,75% do valor medido, o que for maior. Esta precisão é garantida pelos materiais e métodos empregados pelo fabricante. Qual seria a precisão do termopar construído pelo instrumentista? Para isto ser respondido, deve-se aferir o termopar, comparando-o com um padrão certificado. Como conclusão, atualmente é raro se fazer um termopar, quando se quer uma medição com incerteza conhecida. O comum é comprar o termopar de fabricante conhecido e especialista e em aplicações onde há auditorias de qualidade para verificar a evidência da calibração, compra-se o termopar já rastreado e certificado e com o preço muito maior.

Quando a instalação de um novo sistema de medição ou controle é completada, a questão que se coloca é: quem vai fazer isto operar? A partida de um novo sistema geralmente é feita por especialista da companhia que vendeu o sistema. Porém, um dia ele vai embora e deixa a manutenção e o cuidado do sistema para o grupo de instrumentação da planta. Se este grupo não tem o know-how para fazer o trabalho ou se simplesmente ele não tem o tempo suficiente para manter o sistema operando conforme o esperado, depois de algum tempo o desempenho do sistema se deteriora até ficar totalmente inútil. O problema se complica mais ainda quando a produção depende da disponibilidade do sistema. Neste caso há chamadas freqüentes e caras do pessoal do fabricante.

A capacidade de manutenção é constituída de conhecimento, tempo e aceitação de responsabilidade. Se o pessoal de manutenção não tem estes três fatores, com relação à nova instrumentação, ou não está preparado para adquiri-los, então deve-se escolher algo bem simples para fazer o trabalho.

2.9. Resposta dinâmica A resposta dinâmica se refere aos tempos

de atraso, às freqüência de corte e ganhos do sinal de saída em função do sinal de entrada, ambos referidos ao tempo. De modo absoluto, a resposta do instrumento eletrônico é melhor (mais rápida) que a do instrumento pneumático. Tipicamente, a ordem de grandeza dos atrasos dos instrumentos eletrônicos é de micro segundos (10-6 s) e de décimos de segundo para os instrumentos pneumáticos (10-1 s)

Praticamente não há atraso na transmissão eletrônica, pois a transmissão se processa à velocidade da luz. A transmissão pneumática se processa à velocidade do som; tipicamente há um atraso de 0,25 segundos para cada 30 metros de tubulação de cobre de 1/4" diâmetro externo.

Fig. 6.11. Tempo de atraso Não há limitação prática para a distancia

quando o sinal transmitido é eletrônico. Por questões praticas de tamanho de industria, as distancias envolvidas na transmissão eletrônica vão até cerca de alguns kilômetros. Quando as distancias envolvidas são maiores usam-se técnicas de transmissão sem fio, através de ondas de rádio-freqüência: é o campo da telemetria, que é outro departamento da instrumentação. Por causa dos atrasos envolvidos, as distancias para a transmissão pneumática são limitadas a algumas centenas de metros, tipicamente 300 metros. As soluções, imperfeitas, para se aumentar as distancia ou diminuir os atrasos na transmissão pneumática, envolvem o uso de tubulações de cobre em vez de plástico, tubulações com maiores diâmetros, uso de 4 tubos em vez de 2, uso de posicionadores na válvula de controle e uso de amplificadores pneumáticos (booster).

Especificação do Instrumento

140

A característica dinâmica dos equipamentos e atualmente a base da aplicação de microprocessadores no controle de processo. As constantes de tempo dos processos industriais são tão maiores que as constantes de tempo dos equipamentos eletrônicos, que um único controlador analógico pode controlar simultaneamente todas as malhas da planta, desde que haja um conveniente sistema de interface processo-controlador. Na prática, essa interface existe e consiste num sistema de multiplexagem e conversões analógico-digital e digital-analógico.

Embora a resposta dinâmica dos instrumentos eletrônicos seja rápida que a dos pneumáticos, a dinâmica do processo a ser controlado é determinante. Quando as constantes de tempo da maioria das malhas do processo são grandes (processos lentos), é compatível e aceitável o uso de instrumentos pneumáticos, principalmente, para aplicações de montagem local.

Em processos que envolvem grandes distancias, o atraso da transmissão pode ser um fator decisivo e a escolha deve recair na instrumentação eletrônica.

As curvas de resposta em freqüência são equivalente para ambos os sistemas, talvez com pequena vantagem para o pneumático. Tipicamente, ambos os sistemas respondem até a freqüência de 10 Hz. A vantagem do sistema eletrônico é a facilidade de variação e ajuste dessa freqüência de corte, através da substituição de capacitores, que já são componentes naturais dos seus circuitos.

O ruído é um problema presente nos dois sistemas, pneumáticos e eletrônico. O ruído é uma interferência, de origem externa ou interna, que aparece misturado ao sinal de informação. O ruído é de mesma natureza física do sinal - por isso que ele interfere no sinal - e pode alterar sua informação. Em sistema pneumáticos, os ruídos são vibrações de estruturas mecânicas, vibrações ou pulsações de fluidos, tais como ar comprimido, água, vapor, líquido de processo. Essas turbulências dos fluidos podem ocorrer quando há restrições nas linhas, provocadas por válvulas de controle, placas de orifício para medição de vazão, reduções de pressão, curvas, cotovelos ou conexões de tubulações. Para se eliminar essas turbulências e ruídos, são usados o amortecimento mecânico, conseguido pelo uso de fluidos de enchimentos de diafragmas mais viscosos e os retificadores de vazão. A colocação de suportes e a melhor ancoragem das tubulações também elimina ou diminui os ruídos e perturbações. Finalmente, o dimensionamento correto de válvulas de controle, reduções e placas de orifício evita o

aparecimento de cavitações, 'flacheamento" de gases e vibrações.

Em sistema eletrônico, os ruídos são captados das linhas de energia, motores e transformadores, que criam campos eletromagnéticos intensos. É o chamado ruído de 60 Hz. Esse ruído é facilmente evitado pela separação física das linhas de energia das linhas de instrumentação. Quando isso não é suficiente, usam-se fios blindados e trançados e bandejas metálicas. E, de qualquer modo, os ruídos remanescentes são filtrados nas entradas dos instrumentos receptores de sinais.

3. Especificações do instrumento

As especificações do instrumento incluem as

1. especificações de desempenho 2. condições de operação 3. especificações funcionais 4. especificações físicas 5. especificações de segurança 6. características opcionais 7. dimensões nominais 8. instruções para pedido

3.1. Especificações de Operação As especificações de operação consideram 1. as influências do fluido do processo 2. condições de operação de referência 3. condições de operação normal 4. limites de operação

onde são estabelecidos os valores de temperatura do processo, temperatura ambiente, umidade relativa, valor da alimentação, impedância da malha para sinal analógico e digital.

As condições de operação de referência são aquelas com que o instrumento foi testado e calibrado. As especificações de desempenho do instrumento são válidas para estas condições de referência. Estas faixas de operação são as mais estreitas e raramente são iguais às condições reais de processo.

Os limites de operação são mais alargados que os de referência e devem ser respeitados pelo usuário. Operar o instrumento fora destes limites de operação danifica irremediavelmente o instrumento.

Embora seja esquecidos pelo instrumento, os limites de transporte e armazenagem também devem ser considerados. Muitos instrumentos já chegam danificados ao usuário porque estes limites não foram respeitados pela empresa transportadora e não foram tomados os devidos cuidados pelo despachante do instrumento. A temperatura

Especificação do Instrumento

141

ambiente de transporte tem uma faixa pouco mais larga que a relativa à operação, a umidade relativa do ar tem os mesmos limites que os de operação.

A Tab. 6.5 mostra valores típicos de condições de transporte, armazenagem e operação de um transmissor eletrônico microprocessado.

Tab. 6.7. Características desejáveis pelos usuários

Característica

1 Alta exatidão 2. Alta confiabilidade (qualidade) 3. Durabilidade – robustez 4. Pouca e fácil manutenção 5. Alta precisão (repetitividade) 6. Facilidade de limpeza 7. Suportar poeira 8. Facilidade de instalação 9. Facilidade de configuração 10 Facilidade de uso 11 Saída de 4 a 20 mA cc 12 Resistência à intempérie

(Fonte: ISA Intech, Abr 1997)

3.2. Especificação de desempenho

Introdução Desempenho é o ato de funcionamento do

instrumento, de modo previsível, estável, exato, preciso e seguro. É um termo muito amplo, que inclui operabilidade, previsibilidade, precisão, exatidão, estabilidade e segurança.

A operabilidade ou funcionamento inclui os parâmetros de capacidade, flexibilidade, configurabilidade, robustez, compatibilidade, intercambiabilidade e interoperabilidade.

Por sua vez, a precisão inclui os parâmetros de repetitividade, reprodutibilidade, linearidade, sensibilidade, rangeabilidade, resolução, banda morta, histerese. A precisão do instrumento é mantida por sua manutenção.

A estabilidade da operação inclui os parâmetros de confiabilidade, falibilidade, integridade e disponibilidade.

O desempenho do instrumento é influenciado por vários fatores, como temperatura do processo e ambiente, pressão do processo e ambiente, propriedade do fluido do processo (densidade, viscosidade, condutividade elétrica, calor específico), posição do instrumento, vibração da estrutura de suporte, alimentação e ruídos externos.

Nas especificações do instrumento, os parâmetros de desempenho geralmente são expressos de modo quantitativo.

Exatidão Exatidão é o grau de conformidade do valor

indicado para um valor verdadeiro ou ideal. Como o valor verdadeiro é desconhecido, usa se o valor verdadeiro convencional, dado por padrão reconhecidamente confiável. Para que o valor dado pelo padrão seja confiável, é necessário que o padrão seja rastreado, ou seja, comparado contra outro padrão superior também confiável.

A exatidão medida é expressa pelo desvio máximo observado no teste de um instrumento sob determinadas condições e através de um procedimento especifico. É usualmente medida como uma inexatidão e expressa como exatidão.

A exatidão do instrumento está relacionada com os erros sistemáticos. A exatidão do medidor é conseguida através da sua calibração periódica.

Precisão Precisão (precision) é o grau de

concordância mútua e consistente entre várias medições individuais replicadas. A precisão é uma medida do grau de liberdade dos erros aleatórios do instrumento. A precisão é a qualidade que caracteriza um instrumento de medição dar indicações equivalentes ao valor verdadeiro da quantidade medida. A precisão está relacionada com a qualidade do instrumento. Quando o instrumento deteriora a sua precisão, alargando a dispersão de suas medidas do mesmo valor, ele necessita de manutenção. A manutenção criteriosa do instrumento, utilizando peças originais e conservando o projeto original não melhora a precisão nominal do instrumento, fornecida pelo fabricante quando novo mas evita que ela se degrade e ultrapasse os limites originais.

Geralmente, quanto mais preciso o instrumento, mais elevado é o seu custo. Um instrumento com grande precisão serve de padrão para calibração de um instrumento com menor precisão, ambos da mesma espécie. O mesmo tipo de medidor pode ter diferentes precisões em função do fabricante, projeto de construção e materiais empregados. Por exemplo, um medidor de vazão tipo turbina pode ter diferentes precisões em função de seu fabricante (Foxboro ou Hoffer), princípio de funcionamento (mecânica, detecção magnética ou de RF), geometria (axial, tangencial ou de inserção), fluido medido (gás ou líquido).

Especificação do Instrumento

142

Tab. 6.8. Condições de Transporte, Armazenamento e Operação

Influência Condições de Operação de Referência

Condições de Operação Normal

Limites de Operação

Limites de Armazenagem e transporte

Temperatura do sensor com silicone

24 ± 2 oC -29 a +82 oC -46 e +121 oC Não aplicável

Temperatura do sensor com fluorinert

24 ± 2 oC -29 a +82 oC -29 e +121 oC Não aplicável

Temperatura do circuito eletrônico Opção com LCD

24 ± 2 oC 24 ± 2 oC

-29 a +82 oC -20 a +82 oC

-40 e +85 oC -29 a +85 oC

-54 e +85 oC -54 e +85 oC

Umidade relativa 50 ± 10% 0 a 100% 0 e 100%

0 e 100% não condensante

Tensão de alimentação

30 ± 0,5 V cc 12,5 a 42 V cc Ver Fig. 1.11

12,5 a 42 V cc Ver Fig. 1.11

Não aplicável

Carga de saída com saída de mA

650 Ω 0 e 1450 Ω Ver figura

0 e 1450 Ω Ver figura

Não aplicável

Vibração

1 m/s2 (0,1 "g") 0 a 30 m/s2 (0 a 3 "g")

de 5 a 500 Hz

30 m/s2 (3 "g")

de 5 a 500 Hz

11 m/s2 (1,1 "g")

(Na embalagem) Posição de montagem Horizontal ou

para cima Horizontal ou

para cima Sem limite Não aplicável

Notas: 1. Embora o LCD (display de cristal líquido) não seja danificado em qualquer temperatura dentro dos Limites de

Armazenagem e Transporte, as atualizações ficam mais lentas e a facilidade de leitura piora em temperaturas fora das Condições Normais de Operação

2. Com a tampa superior colocada e as entradas dos conduítes seladas. 3. Carga mínima de 200 é necessária para a comunicação apropriada (Ver figura). 4. Parte molhada do diafragma sensor em um plano vertical. 5. Ver exigências de fonte de alimentação e limites de carga (Cfr. Foxboro, PSS 2A-1A1 C, p. 3) Fig. 6.12. Tensão de alimentação e impedância da malha de transmissão

Especificação do Instrumento

143

Precisão boa Precisão boa Exatidão ruim Exatidão boa

Precisão ruim Precisão ruim Exatidão ruim Exatidão boa

Fig. 6.13. Precisão e exatidão

Exatidão e Precisão É tentador dizer que se uma medição é

conhecida com precisão, então ela é também conhecida com exatidão. Isto é perigoso e errado. Precisão e exatidão são conceitos diferentes.

A precisão é uma condição necessária para a exatidão, porém, não é suficiente. Pode-se ter um instrumento muito preciso, mas descalibrado, de modo que sua medição não é exata. Mas um instrumento com pequena precisão, mesmo que ele forneça uma medição exata, logo depois de calibrado, com o tempo ele se desvia e não mais fornece medições exatas. Para o instrumento ser sempre exato, é necessário ser preciso e estar calibrado.

No tiro ao alvo, quando se tem 1. todos os tiros agrupados, porém fora do

centro, tem-se boa precisão e ruim exatidão, 2. todos os tiros com grande espalhamento,

mas com a média no centro, tem-se ruim precisão e boa exatidão,

3. todos os tiros com grande espalhamento e com a média fora do centro, tem-se ruim precisão e ruim exatidão

4. todos os tiros agrupados e com a média coincidindo com o centro, tem-se boa precisão e boa exatidão.

Outro exemplo, um relógio de boa qualidade é preciso. Para ele estar exato, ele precisa ter sido acertado (calibrado) corretamente. Desde que o relógio preciso esteja exato, ele marcará as horas, agora e no futuro com um pequeno erro. Seja agora um relógio de má qualidade e impreciso. Logo depois de calibrado, ele marcará a hora com exatidão, porém, com o passar do tempo, a sua imprecisão fará com ele marque o tempo com grandes erros. Um instrumento impreciso é também inexato. Mesmo que ele esteja exato, com o tempo ele se afasta do valor verdadeiro e dará grande erro.

Precisão estática e dinâmica A precisão de uma medição existe em duas

formas: estática e dinâmica. Ambos os tipos da precisão são importantes no controle e medição do processo, embora de modos diferentes. A precisão estática é geralmente requerida em situações de balanço, como em custódia, balanço de materiais e otimização de processo. A precisão dinâmica é importante em controle automático, desde que o desempenho do controle depende da velocidade com que os componentes reagem.

A precisão estática é o status de como as indicações se agrupam em torno do valor verdadeiro da variável de processo senso medida sob condições estáticas ou de regime permanente. A precisão estática é uma característica saída versus entrada, a entrada sendo o valor verdadeiro da variável medida e a saída sendo a leitura do medidor.

O tempo não entra na determinação da precisão estática. Quando o valor de uma variável medida se altera, o medidor tem todo o tempo que ele precisa para assumir sua nova leitura. A precisão estática é usualmente expressa em ternos do erro que se pode esperar. O erro potencial pode ser estabelecido em unidades de engenharia da variável do processo sendo medida ou em percentagem da amplitude de faixa medida.

Especificação da precisão A precisão pode ser especificada para toda

a faixa de operação, para uma faixa limitada de operação ou para um ponto especifico de trabalho. O comum é especificar a precisão associada com a rangeabilidade do instrumento. Por exemplo, a precisão do instrumento é de ±1% do valor medido para rangeabilidade de 10:1 e ±0,5% do valor medido para a rangeabilidade de 5:1.

Basicamente, a precisão dos instrumentos é expressa de dois modos diferentes, como:

1. percentagem do fundo de escala 2. percentagem do valor medido

Especificação do Instrumento

144

As expressões em percentagem da amplitude de faixa ou em unidade de engenharia são equivalentes à expressão de percentagem do fundo de escala. Instrumentos com precisão expressa em percentagem do fundo de escala possuem erro absoluto constante (igual ao produto da precisão pelo valor do fundo de escala) e o erro relativo aumento com a diminuição do valor medido.

Instrumentos com precisão expressa em percentagem do valor medido possuem erro relativo constante (igual ao valor nominal) e o erro absoluto diminui com a diminuição do valor medido. Instrumento com precisão expressa em percentagem do valor medido é melhor que o instrumento com precisão expressa em percentagem do fundo de escala.

Erro de zero ocorre quando a curva de calibração está levemente fora do zero e faz toda a curva se afastar de igual valor. Há instrumentos que possuem a condição de zero definida e portanto não apresentam erro de zero. Erro de amplitude de faixa (span) ocorre quando a curva de calibração está com inclinação levemente diferente da teórica, e faz a curva se afastar de pouco no inicio e mais no fim da curva, ou seja, o erro é proporcional ao valor medido. Todo instrumento possui erro de amplitude de faixa ou de sensitividade.

Instrumento que possui apenas erro de amplitude de faixa (não tem erro de zero), tem imprecisão expressa em % do valor medido. Instrumento que possui os dois tipos de erro, de zero e de amplitude de faixa, deve ter imprecisão expressa em % do fim de escala.

A precisão expressa pelo fabricante nos catálogos do instrumento é válida apenas para o instrumento novo e nas condições de calibração.

Especificação do catálogo do fabricante A especificação da precisão do instrumento

publicada nos catálogos dos fabricantes, geralmente, é feita de modo ambíguo, incompleto ou confuso. Por exemplo, a precisão da medição de vazão com placa de orifício é de ± 3%. Há várias coisas erradas nesta especificação; por exemplo: 1. precisão de ±3% tecnicamente significa que

o erro é de ±3% e a precisão é de ±97%. 2. independe do valor da medição, o erro é de

±3%. O correto é dizer que o erro é, no máximo, igual a ±3% ou a incerteza está dentro dos limites de ±3%.

3. a percentagem do erro deve estar relacionada com o valor medido ou com a amplitude de faixa. É incompleto e inútil somente escrever ±3%; o correto é dizer ±3% do fundo de escala. Quando se

conhece a faixa calibrada, imediatamente se tem o erro em unidade de engenharia.

Comparação da precisão Em algumas organizações, o

estabelecimento da precisão do instrumento é feito em uma base específica. Para ser capaz de interpretar qualquer especificação de precisão feita é necessário entender a base.

Um sistema muito usado envolve o cálculo de um número estatístico chamado de desvio padrão. A confiabilidade dos valores da precisão determinados por este método melhora quando o número de pontos de calibração aumenta. Assim, quanto maior o número de medições mais confiável é o valor do desvio padrão obtido.

Quando se tem o desvio padrão de um instrumento de medição, então se espera que 99% do tempo as leituras do instrumento caem dentro de três vezes o desvio padrão do valor verdadeiro, 95% do tempo delas estão dentro de duas vezes o desvio padrão do valor verdadeiro e 68% do tempo elas estão dentro de um desvio padrão do valor verdadeiro. Sempre existe um nível de confiança ou de probabilidade para as medições caírem dentro de um determinado intervalo de medição ou de tempo.

Os fabricantes de instrumento que fornecem as suas especificações, incluindo sua precisão e os laboratórios de calibração que usam padrões e especificam as incertezas da calibração devem informar claramente quais o nível de confiança e o número de desvios padrão usados.

Parâmetros da precisão Os parâmetros constituintes da precisão

são os seguintes: 1. linearidade 2. repetitividade 3. reprodutibilidade 4. sensitividade 5. banda morta 6. resolução 7. banda morta 8. histerese 9. quantização (se digital) 10. rangeabilidade

O fabricante pode quantificar individualmente cada um destes parâmetros ou simplesmente expressar o valor final da precisão e declarar que inclui todos estes parâmetros.

Linearidade A linearidade do instrumento é sua

conformidade com a linha reta de calibração. Ela é usualmente medida em não linearidade e expressa como linearidade.

Especificação do Instrumento

145

Quando a medição é não linear aparecem desvios da linha reta de calibração. As formas mais comuns são: desvio de zero, desvio da amplitude de faixa e desvio intermediário, geralmente provocado pela angularidade ou pela histerese.

Quando a medição é uma linha reta não passando pela origem, o instrumento necessita de ajuste de zero. Em um sistema mecânico, o desvio de zero é usualmente devido ao deslize de um elo no mecanismo. Ele pode ser corrigido pelo reajuste do zero do instrumento. Em um instrumento eletrônico, o desvio de zero é causado por variações no circuito devidas ao envelhecimento dos componentes, mudanças nas condições de contorno, como temperatura, umidade, campos eletromagnéticos.

Fig. 6.14. Expressão da linearidade

Quando a medição é uma linha reta,

passando pelo zero porém com inclinação diferente da ideal, o instrumento necessita de ajuste de amplitude de faixa ou de ganho. Um desvio de amplitude de faixa envolve uma variação gradual na calibração, quando a medição se move do zero para o fim da escala. Pode ser causada, em um sistema mecânico, pela variação na constante da mola de uma das partes do instrumento. Em um instrumento eletrônico, o desvio de amplitude de faixa pode ser provocado, como no desvio do zero, por uma variação da característica de algum componente.

Quando a medição se afasta da linha reta e os valores da medição aumentando são diferentes dos valores tomados com a medição decrescendo, o instrumento apresenta erro de histerese. Tais erros podem ser provocados por folgas e desgastes de peças ou por erros de angularidade do circuito mecânico do instrumento. O desvio intermediário envolve um componente do instrumento, alterando sua

calibração. Isto pode ocorrer quando uma parte mecânica é super forçada ou pela alteração da característica de um componente eletrônico. O desvio no instrumento eletrônico ou pneumático mecânico pode ser compensado e eliminado pela inspeção periódica e calibração do instrumento.

A vantagem de se ter uma curva linear de calibração é que a leitura do instrumento se baseia somente um fator de conversão. Quando a curva é não linear: 1. usa se uma escala não-linear, com a função

matemática inversa (impossível em indicadores digitais),

2. incorpora-se um circuito linearizador antes do fator de conversão,

3. usa se uma lógica para avaliar a relação não linear e gravam-se os pontos na memória digital (ROM, PROM) do instrumento, fazendo-se a linearização por segmentos de reta ou por polinômios.

repetitividade A repetitividade de um instrumento é a sua

habilidade de reproduzir a mesma saída, quando a entrada é repetida. A repetitividade de uma malha de controle é a habilidade de toda a malha (transmissor, controlador, transdutor, atuador) reproduzir o sinal de controle, quando são repetidas as condições do processo.

Quando o instrumento é não repetitivo sua curva de resposta para valores crescentes é diferente da curva para valores decrescentes.

Fig. 6.15. Curva de repetitividade

Faixa de tolerância total

Linha reta nominal

% f. s.

% v. m.

Ponto onde % f. s. = % v. m.

Saída

Entrada

Especificação do Instrumento

146

Reprodutibilidade Reprodutibilidade tem vários sentidos:

1. American Society for Testing and Materials (ASTM), a reprodutibilidade mede a habilidade de um segundo instrumento obter a mesma indicação de um termômetro usando o mesmo sensor e o mesmo método mas com equipamentos de teste diferentes.

2. Usuário: reprodutibilidade é a capacidade do sistema de medição indicar a mesma condição termal repetidamente e com a substituição de um novo sensor, sem olhar a precisão da temperatura absoluta.

3. Como parâmetro da precisão, reprodutibilidade é a habilidade de um instrumento dar a mesma medida toda vez que ele medir o mesmo valor.

A reprodutibilidade é uma expressão do agrupamento da medição do mesmo valor da mesma variável sob condições diferentes (método diferente, instrumento diferente, local diferente, observação diferente), durante um longo período de tempo.

A perfeita reprodutibilidade significa que o instrumento não apresenta desvio, com o decorrer do tempo, ou seja, a calibração do instrumento não se desvia gradualmente, depois de uma semana, um mês ou até um ano.

Pode-se também entender a reprodutibilidade como a repetitividade durante um longo período de tempo. A reprodutibilidade inclui repetitividade, histerese, banda morta e drift.

Sensitividade A sensitividade do medidor é a menor

alteração na variável de processo para a qual o medidor irá responder alterando sua saída. A sensitividade é usualmente expressa como uma percentagem da amplitude de faixa. Nenhum medidor industrial possui sensitividade infinita. Quando a alteração da variável do processo sendo medida se torna cada vez menor, atinge-se um ponto onde o medidor se recusa a responder.

Grande sensitividade não garante grande precisão, mas uma grande sensitividade reduz as demandas do sistema do display e aumenta a probabilidade de se conseguir alta precisão total do sistema. Uma sensitividade de 1 mV/oC é melhor que uma de 1 µV/ oC, pois é mais fácil manipular 1 mV do que 1 µV, como amplificar ou filtrar ruídos.

A maioria dos medidores industriais possuem uma sensitividade da ordem de 0,2% da amplitude de faixa. Assim, para um medidor cuja faixa é de 100 a 300 oC, a sensitividade seria de 0,2% de 200 oC, que vale 0,4 oC. Isto significa que se a variação da temperatura

medida for menor que 0,4 oC, o medidor não irá responder.

Se a faixa acima pudesse ser diminuída para 150 a 250 oC, a sensitividade da medição seria melhorada para 0,2 oC (0,2% x 100 oC = 0,2 oC). A sensitividade da medição é importante para o controle automático. Se o sistema de medição do controlador não reage às alterações na variável controlada, então o controlador não gerará nenhuma ação de controle.

Fig. 6.16. Expressão da sensitividade Em muitos casos, a alta sensitividade dos

instrumentos eletrônicos pode aumentar a chance de haver interferências e captação de ruídos. Por exemplo, sistema de medição de pH que manipulam níveis de tensão de microvolts são muito susceptíveis a ruídos.

A sensitividade é também a relação da variação do valor de saída para a variação do valor de entrada que a provoca, após se atingir o estado de regime permanente. É expressa como a relação das unidades das duas quantidades envolvidas. A relação é constante na faixa, se o instrumento for linear. Para um instrumento não-linear, deve-se estabelecer o valor da entrada. O inverso da sensitividade é o fator de deflexão do instrumento.

Resolução Quando o ponteiro está entre duas

graduações, qual é o valor correto? Sempre há um limite prático de número de graduações que podem ser marcadas em uma dada escala ou gráfico, por exemplo, 100. Um medidor com uma faixa de 0 a 300 oC normalmente tem uma escala com 100 divisões, com cada divisão representando 3 oC. Os valores aceitáveis para as divisões da escala são 1, 2 e 5 unidades ou algum fator de 10 destes valores. Deste modo, um indicador com faixa de 0-300 oC provavelmente tem 60 divisões na escala, com cada divisão representando 5 oC.

Saída qo

sensitividade = i

o

qq

∆∆

∆qi ∆qo

Entrada qi

Especificação do Instrumento

147

Se a faixa pudesse ser diminuída para 100 a 200 oC, seriam usadas 100 divisões e cada divisão seria de 1 oC, que melhora a resolução de cinco vezes, de 5 para 1 oC. Esta melhoria é devida parcialmente a uma amplitude de faixa menor e parcialmente ao fato de se usar divisão de 1 oC em vez de divisão de 5 oC.

(a) Menor resolução, menor precisão (b) Maior resolução, maior precisão

Fig. 6.17. Réguas com resoluções diferentes Sejam duas réguas, de mesmo tamanho,

porém a régua (b) tem mais divisões entre os números. Assim, enquanto se lê 6,2 na régua (a) pode-se ler 6,25 na régua (b). Na primeira régua, o dígito 2 é duvidoso e na segunda, o dígito 2 é garantido e o duvidoso é o 5.

Não se deve pensar que há uma função entre a resolução e precisão. Qualquer instrumento pode ser feito com maior resolução, simplesmente expandindo sua escala e colocando mais graduações ou mais dígitos. Isto não melhora sua precisão. Um medidor honesto é aquele em que a resolução é comparável com a precisão. O indicador de nível de combustível de um automóvel é usualmente graduado em pontos de 25%. Como tal, ele é um bom exemplo de um instrumento honesto, desde que sua precisão provável é também de cerca de ±25%.

Seja um indicador compartilhado de temperatura, com um indicador compartilhado por dezenas de termopares. Este indicador tem uma longa escala circular com um grande número de graduações, gerando uma grande confiança na precisão do instrumento. Esta confiança é justificada?

Os sensores que estão ligados ao indicador multiponto de temperatura são termopares. Assim, o indicador não mede temperatura mas pequenas forças eletromotrizes ou militensões. Cada militensão deve ser convertida para uma leitura de temperatura usando uma correlação entre a saída do termopar e a temperatura. (Nos EUA, esta correlação é produzida pelo

National Institute of Standards and Technoogy - NIST).

Um indicador de temperatura multiponto numa siderúrgica tem uma faixa de 0 a 1200 oC, com divisões de escala de 2 oC. Isto significa que o indicador pode ler 1 oC, que é a maior resolução sobre uma faixa de 1200 oC. A precisão da medição da temperatura é tão boa assim?

Como um instrumento para medir militensão, a precisão do indicador de temperatura é boa; o erro é provavelmente melhor do que 0,2 % da amplitude de faixa ou dentro de 2,4 oC. Porém, ainda fica a dúvida acerca do comportamento do termopar e a correlação temperatura x militensão do NIST.

Os fabricantes que fazem termopares do modo cuidadoso e sob condições controladas, publicam as especificações de seus termopares como tendo uma precisão ±2,2 oC ou ±0,75 do valor medido (tipo J). Assim, o indicador de temperatura tem um erro de ±7 oC em qualquer temperatura medida.

Quando se consideram também os erros devidos aos fios de extensão de termopar e à junta de compensação, o erro total da malha chega até a 20 oC e por isso não tem nenhum sentido prático usar uma escala com resolução de ±2 oC.

Quando o indicador multiponto de temperatura é substituído por um display de console de computador a precisão não melhora, por que os sensores continuam sendo os termopares, a correlação continua sendo a da NIST, os fios de extensão continuam sendo usados.

Como conclusão, sempre deve se considerar a incerteza de toda a malha. É inútil e desperdício de dinheiro, usar um instrumento de display de painel com grande resolução (alto custo) quando se tem associado a ele uma malha com sensor e condicionador de sinal com incerteza muito maior que a do indicador. E quem faz a leitura do display deve saber o que está gerando e trazendo esta informação para o display.

Quantização O tratamento digital dos sinais analógicos

provenientes das medições do processo sempre resulta em um erro, chamado de erro de quantização. Por isso a precisão de um instrumento digital é expressa em % do valor medido (ou % do fundo de escala) ± n dígitos. Este ±n dígitos que é o erro de quantização.

O erro de quantização se refere a leitura digital e resulta do fato de tornar discreto o valor de saída da medida. O melhor modo de entender o erro de quantização, inerente a todo instrumento digital que sempre possui uma

Especificação do Instrumento

148

incerteza de ±n dígitos em sua leitura é o erro da idade de uma pessoa. Assim que uma criança nasce, sua idade é expressa em dias. A idade expressa em dias tem erro em horas. No primeiro ano, a idade passa a ser expressa em meses. A idade expressa em meses em erro de quantização de semanas ou dias. Depois de uns 4 ou 5 anos, a idade da criança passa a ser expressa em anos e o erro de quantização passa a ser de meses. No dia do seu aniversário, a pessoa tem idade exata em anos, meses e dias. Logo depois do aniversário, por exemplo de 40 anos, a pessoa tem 40 anos. Um mês depois do aniversário, a idade continua de 40 anos, mas o erro de quantização é de um mês. Um mês antes de fazer 41 anos, a pessoa ainda tem 40 anos, mas o erro da idade já é de 11 meses. Então, a idade da pessoa sempre tem um erro, pois sua expressão é discreta; aumentando de 1 em 1 ano, passando de 40 para 41 anos.

Banda Morta O efeito da banda ou zona morta aparece

quando a medição cai nas extremidades das escalas. Quando se mede 100 volts, começando de 0 volt, o indicador mostra um pouco menos de 100 volts. Quando se mede 100 volts, partindo de 200 volts, o ponteiro marca um pouco mais de 100 volts. A diferença das indicações obtidas quando se aproxima por baixo e por cima é a zona morta. O erro de zona morta é devido a atritos, campos magnéticos assimétricos e folgas mecânicas. Rigorosamente zona morta é diferente de histerese, porém, a maioria das pessoas consideram zona morta e histerese o mesmo fenômeno.

Na prática, a aplicação repentina de uma grande voltagem pode causar um erro de leitura, pois o ponteiro produz uma ultrapassagem (overshoot), oscila e estabiliza em um valor. Se a última oscilação ocorreu acima do valor, a indicação pode ser maior que o valor verdadeiro; se ocorreu abaixo do valor, a indicação pode ser menor que o valor verdadeiro. O bom projeto do instrumento e o uso de materiais especiais para suportes, magnetos e molas, pode reduzir a zona morta. Um modo efetivo para diminuir o efeito da zona morta é tomar várias medições e fazer a média delas.

Rangeabilidade Tão importante quanto à precisão e

exatidão do instrumento, é sua rangeabilidade. Em inglês, há duas palavras, rangeability e turndown para expressar aproximadamente a extensão de faixa que um instrumento pode medir dentro de uma determinada

especificação. Usamos o neologismo de rangeabilidade para expressar esta propriedade.

Para expressar a faixa de medição adequada do instrumento define-se o parâmetro rangeabilidade. Rangeabilidade é a relação da máxima medição sobre a mínima medição, dentro uma determinada precisão. Na prática, a rangeabilidade estabelece a menor medição a ser feita, depois que a máxima é determinada. A rangeabilidade está ligada à relação matemática entre a saída do medidor e a variável medida. Instrumentos lineares possuem maior rangeabilidade que os medidores quadráticos (saída do medidor proporcional ao quadrado da medição).

Fig. 6.18. Escala raiz quadrática, rangeabilidade 3:1 Na medição de qualquer quantidade se

escolhe um instrumento pensando que ele tem o mesmo desempenho em toda a faixa. Na prática, isso não acontece, pois o comportamento do instrumento depende do valor medido. A maioria dos instrumentos tem um desempenho pior na medição de pequenos valores. Sempre há um limite inferior da medição, abaixo do qual é possível se fazer a medição, porém, a precisão se degrada e aumenta muito.

Por exemplo, o instrumento com precisão expressa em percentagem do fundo de escala tem o erro relativo aumentando quando se diminui o valor medido. Para estabelecer a faixa aceitável de medição, associa-se a precisão do instrumento com sua rangeabilidade. Por exemplo, a medição de vazão com placa de orifício, tem precisão de ±3% com rangeabilidade de 3:1. Ou seja, a precisão da medição é igual ao menor que 3% apenas nas medições acima de 30% e até 100% da medição. Pode-se medir valores

Especificação do Instrumento

149

abaixo de 30%, porém, o erro é maior que ±,3%. Por exemplo, o erro é de 10% quando se mede 10% do valor máximo; o erro é de 100% quando se mede 1% do valor máximo.

Fig. 6.19. Precisão em percentagem do fundo de escala, rangeabilidade de 3:1

Não se pode medir em toda a faixa por que

o instrumento é não linear e tem um comportamento diferenciado no início e no fim da faixa de medição. Geralmente, a dificuldade está na medição de pequenos valores. Um instrumento com pequena rangeabilidade é incapaz de fazer medições de pequenos valores da variável. A sua faixa útil de trabalho é acima de determinado valor; por exemplo, acima de 10% (rangeabilidade 10:1), ou de 33% (3:1).

Em medição, a rangeabilidade se aplica principalmente a medidores de vazão. Sempre que se dimensiona um medidor de vazão e se determina a vazão máxima, automaticamente há um limite de vazão mínima medida, abaixo do qual é possível fazer medição, porém, com precisão degradada.

Em controle de processo, o conceito de rangeabilidade é também muito usado em válvulas de controle. De modo análogo, define-se rangeabilidade da válvula de controle a relação matemática entre a máxima vazão controlada sobre a mínima vazão controlada, com o mesmo desempenho. A rangeabilidade da válvula está associada à sua característica inerente. Na válvula linear, cujo ganho é uniforme em toda a faixa de abertura da válvula, sua rangeabilidade é cerca de 10:1. Ou seja, a mesma dificuldade e precisão que se tem para medir e controlar 100% da vazão, tem se em 10%. A válvula de abertura rápida tem uma ganho muito grande em vazão pequena, logo é instável o controle para vazão baixa. Sua rangeabilidade vale 3:1. A válvula com igual percentagem, cujo ganho em vazão baixa é pequeno, tem rangeabilidade de 100:1.

Histerese A histerese ocorre quando a saída de um

sistema de medição depende do valor prévio indicado pelo sistema. Tal dependência pode ser provocada por alguma limitação realística do sistema, como atrito e amortecimento viscoso em partes móveis ou carga residual em componentes elétricos. Alguma histerese é normal em algum sistema e afeta a precisão do sistema.

A histerese afeta a repetitividade, quando há histerese não se tem repetitividade.

Fig. 6.20. Histerese

3.3. Especificações funcionais As especificações funcionais consideram 1. tipo do sinal de saída, se analógico ou

digital 2. ação da saída, se direta ou inversa 3. tipos de ajuste de supressão ou elevação

de zero 4. tipos e modos de amortecimento dos

sinais manipulados 5. limites de faixa amplitude de faixa e

sobrefaixa aceitável sem danificar o instrumento

6. limites da pressão estática do instrumento, para os diferentes sensores

7. pressão de prova (proof pressure), que é aplicada em teste do instrumento conforme norma SAMA 27.1. O instrumento pode ficar sem funcionar logo depois deste teste.

8. tempo de resposta do instrumento, depois de ligado. Atualmente, poucos instrumentos eletrônicos requerem tempo de aquecimento (warm up) para operar em regime permanente.

9. posição de montagem. Instrumentos mecânicos ou cujo princípio de funcionamento envolve a aceleração da gravidade devem ter definida a posição de uso. A calibração do instrumento deve

Especificação do Instrumento

150

ser feita na mesma posição que ele irá operar no processo, quando a posição afeta seu desempenho.

10. fiação de alimentação e de sinal, definindo suas trajetórias, terminais, separação, tipos de tampas e modos de acesso.

11. exigências e limitações da alimentação do instrumento. Os transmissores eletrônicos podem operar com uma larga faixa de tensões de alimentação, em função da impedância da malha, do valor do sinal de saída e do uso do terminal de programação portátil. Geralmente, estes valores são mostrados em um gráfico com saída (mA) versus tensão de alimentação (V cc). Pelo gráfico, para uma determinada impedância da malha, a tensão pode variar em uma faixa ou para uma determinada tensão, a impedância pode variar em uma faixa. Por exemplo, para 24 V cc e sinal de saída de 4 a 20 mA, a impedância da malha pode variar de 200 a 565 Ω.

12. Comunicações remotas. Com o advento dos transmissores inteligentes, o sinal de saída pode ter vários formatos (protocolos).

13. proteção contra alta voltagem e transientes

14. faixa de freqüência do sinal de entrada Especificações funcionais

Tab. 6.9. Limites de amplitude de faixa Sensor Limites de amplitude de faixa kPa inH20 mbar B 0,87 e 50 3,5 e 200 8,7 e 500 C 7 e 210 28 e 840 70 e 2100 Sensor MPa psi bar ou kgf/cm2 D 0,07 e 2,1 10 e 300 0,7 e 21 E 0,7 e 21 100 e 3000 7 e 210

Tab. 6.10. Limites de faixa Sensor Limites de faixa kPa inH20 mbar B -50 e +50 -200 e +200 -500 e + 500 C -210 e +210 -840 e +840 -2100 e +2100 Sensor MPa psi bar D -0,21 e +0,21 -30 e +30 -2,1 e +2,1 E -0,21 e +0,21 -30 e +30 -2,1 e +2,1

Nota 1. O sinal (-) significa que há uma pressão

maior no lado de Baixa do que no lado de Alta. Nota 2. O sinal (+) significa que há uma pressão

maior no lado de Alta do que no lado de Baixa.

3.4. Especificações físicas As especificações físicas definem as

dimensões, peso, cor e materiais das peças secas e molhadas do instrumento.

Plaqueta de identificação A plaqueta de identificação, chamada de

tag pelo instrumentista, é de aço inoxidável, afixadas de modo permanente e difícil de ser tirada, com dados do processo e do instrumento escritos indelevelmente. Ele tem um tamanho padronizado pelo fabricante que pode ser alterado a pedido do usuário, a um custo extra. Aliás, tudo que não seja padrão do fabricante deve ser pago adicionalmente pelo usuário. Geralmente há uma limitação de caracteres por linha da etiqueta e cuidado, que espaço também tem tamanho.

Nesta plaqueta deve ter: 1. nome e logotipo do fabricante 2. número de série do instrumento (serial) 3. modelo completo do instrumento, em um

código alfanumérico compreensível apenas pelo pessoal envolvido

4. dados do processo, como temperatura, pressão, propriedades do fluido

5. dados do instrumento, como sinal de saída, alimentação, faixa calibrada, URL do sensor (limites físicos de calibração)

Proteção contra o ambiente A classificação mecânica do invólucro,

segundo normas IEC IP ou NEMA. Por exemplo, instrumento a prova de tempo, vedado a pó, resistente à corrosão como definido por IEC IP 65 e NEMA tipo 4X. Esta proteção ambiental não tem nada a ver com a classificação elétrica do instrumento, que evita que a presença do instrumento cause uma explosão ou incêndio no local.

Materiais São listados os materiais do sensor, das

partes em contato com o processo (partes molhadas), dos invólucros, tampas, parafusos, fluidos de enchimento e de selagem, conexões com o processo.

Os sensores geralmente estão em contato direto com o fluido do processo e o seu material deve ser compatível com o fluido, para não haver corrosão. O projeto correto garante também que não haverá erosão, cavitação e desgaste físico. O material mais usado para construir sensores é o aço inoxidável AISI 316. Outros usados incluem ligas especiais como Co-Ni-Cr, Hastelloy C, Monel, tântalo, prata, platina.

O material dos invólucros pode ser metal, plásticos reforçados com fibra de vidro. O material padrão é uma liga metálica de cobre e

Especificação do Instrumento

151

alumínio, que tenha pequeno peso e seja resistente mecanicamente. O invólucro à prova de explosão tem limitação de conteúdo de alumínio e magnésio, por questão de segurança.

A cerâmica é um material muito pesquisado e usado, por causa de suas vantagens de resistência à corrosão e erosão, embora seja quebradiço. A cerâmica é um material muito usado, atualmente, para substituir o teflon® como revestimento de tubos magnéticos de vazão.

Os invólucros geralmente são pintados ou revestidos de epoxy e outros materiais plásticos resistentes à corrosão. Também devem ser definidos os materiais de gaxetas e juntas de tampas de instrumentos, que devem ser compatíveis com a atmosfera contaminante do ambiente. Buna-N é o material padrão para aneis-O (O-ring).

O invólucro à prova de tempo deve ter gaxetas que vedem a entrada d'água e umidade; o invólucro à prova de chama não pode ter gaxetas entre seus espaçamentos críticos e esta incompatibilidade deve ser verificada. É possível, embora difícil, a compatibilização de prova de tempo e prova de explosão. Geralmente tampa à prova de tempo tem gaxeta e parafuso; tampa à prova de explosão e de tempo tem tampa aparafusada, com número mínimo de filete e anel-O especial.

O material dos parafusos de fixação não necessariamente é igual ao material do invólucro. O material padrão dos parafusos é aço carbono; quando se quiser aço inoxidável, deve-se especificar.

Os sensores de pressão diferencial e os selos de pressão são cheios de óleo. O silicone é o material padrão. Aplicações especiais como manipulação de oxidante (oxigênio, cloro) requerem o uso de Fluorinert®.

Geralmente a especificação informa a massa aproximada do instrumento. Esta informação é útil para saber como transportar, armazenar ou suportar na instalação do processo. Um transmissor eletrônico, sem indicador, pesa tipicamente de 2,0 a 5,0 kg.

3.5. Especificação de segurança

Segurança Segurança é a extensão em que um

sistema é provido com facilidade que excluem perigos a pessoas, equipamentos da planta e ambiente. A segurança depende da exclusão de e proteção contra choques elétricos, temperaturas excepcionalmente elevadas, radiação, emissão de gases perigosos ou venenosos, explosão e implosão e fogo. Os

aspectos de segurança são em geral sujeitos a regras bem definidas e rigorosas para aprovação.

Seguridade (security) é a existência e causa de técnicas que restringem acesso a dados e a condições sob as quais os dados podem ser obtidos. É a habilidade de um sistema de potência elétrica responder adequadamente a distúrbios que aparecem dentro do sistema.

Segurança e saúde Nos Estados Unidos da América, o assunto

que envolve segurança e saúde ocupacionais é de lei. Em 29/12/70 foi promulgada pelo Congresso a lei publica 91-596 do OSHA (Occupational Safety and Health Act). Este ato define o local seguro para todos os americanos trabalharem nele. O OSHA afeta todos profissionais envolvidos em projeto. Os engenheiros, arquitetos e construtores de equipamentos e prédios devem incluir em seus planos e projetos tudo que deva satisfazer as normas de segurança e saúde, a fim de evitar as penalidades pelo seu não cumprimento. As penalidades podem ser as de refazer os projetos, alterar prédios e equipamentos já acabados, pagar pesadas multas financeiras e até fechar plantas. O OSHA compreende sete grandes áreas: local do trabalho, maquina e equipamentos, materiais, empregados, fontes de energia, processos e regras administrativas. O OSHA incorpora as normas existentes elaboradas por outras organizações privadas ou governamentais, como NFPA (National Fire Protection Association), ANSI (American National Standards Institute) API (American Petroleum Institute), ASME (American Society of Mechanical Engineers), ASTM (American Society for Testing and Materials), NEMA (National Electrical Manufacturers Association), AEC (Atomic Energy Commission) e outras.

De um modo simplificado, o instrumento é construído por um fabricante, especificado por uma firma de engenharia e aplicado pelo usuário final. Quando se considera essa cadeia de eventos: fabricação, especificação e uso do instrumento, há cuidados que devem ser considerados para garantir a integridade e funcionamento do instrumento. Deve ser entendido e aceito que um instrumento, antes de desempenhar sua função desejada, deve sobreviver. Nenhum amontoado de sofisticação na sua fabricação ou especificação compensa a incapacidade do instrumento viver em um ambiente hostil.

Há duas razões fundamentais para justificar a harmonia de cooperação na fabricação, especificação e uso do instrumento: segurança e economia.

Especificação do Instrumento

152

A segurança de um local pode ser comprometida com a simples presença de um instrumento. É o caso do uso de um instrumento elétrico de uso geral, em um local onde existe um gás flamável ou explosivo. Em casos menos aparentes, um processo pode falhar ou se romper, por causa de um instrumento mal especificado. Essa ruptura pode desprender alguma coisa indesejável às pessoas ou aos equipamentos que estejam próximos, tais como pressão, vapor, gás tóxico, líquido corrosivo ou pó explosivo. Isso pode provocar mortes, danos físicos, perda de materiais e de equipamentos.

O instrumento, em virtude de sua natureza funcional, pode ser o elo mais frágil em uma linha de processo, com relação à capacidade de conter o processo rigoroso e resistir à corrosão.

A economia, embora menos visível, é também fundamental. É quase impossível colocar em números o quanto custa a corrosão do instrumento. Porém, é fácil entender que ela custa a todos. A corrosão custa ao fabricante, em termos de vantagem de competição, ela custa ao usuário final em termos de manutenção, paradas forçadas, mau funcionamento do instrumento e pobre eficiência do processo e finalmente, ela custa ao consumidor por causa do maior custo final do produto.

Classificação de Área De um modo geral, diz-se que uma área

industrial é perigosa quando nesse local é processado, armazenado, transportado e manuseado material que possua vapor, gás ou pó flamável ou explosivo. Como isso é vago e pouco operacional, classifica-se uma área perigosa considerando todos os parâmetros relacionados com o grau de perigo, atribuindo-lhe números e letras relacionados com Classe, Grupo e Zona (Divisão).

A Classe da área se relaciona com o estado físico da substância: gás (I), pó (II) e fibras (III).

O Grupo é uma subdivisão da Classe. Ele é mais especifico e agrupa os produtos de mesma Classe, levando em consideração as propriedades químicas relacionadas com a segurança: temperatura de auto-ignição, nível de energia necessário para a combustão, mínima corrente e tensão elétricas de ignição, velocidade de queima de chama, facilidade de vazamento entre espaçamentos, estrutura química, pressão final de explosão.

Zona expressa a probabilidade relativa do material perigoso estar presente no ar ambiente, formando uma mistura em concentração perigosa.

As normas européias e a brasileira se referem a três zonas: Zonas 0, 1 e 2. As normas americanas se referem à Divisão e definem apenas duas áreas: Divisão 1 (Zonas 0 + 1) e Divisão 2 (Zona 2). Zona 0 é um local onde a presença do gás perigoso é praticamente constante ou 100%.

Tipicamente, é o interior de um tanque ou de uma vaso. Zona 1 é um local de alta probabilidade relativa de haver gás. É um local onde pode existir o gás, mesmo em condição normal de operação do processo. Zona 2 é um local de pequena probabilidade relativa da presença do gás. É um local onde a existência do gás só ocorre em condição anormal do processo, como ruptura de flange, falha de bomba. Mesmo que a probabilidade da presença do gás seja pequena, Zona 2 é ainda uma área perigosa. O local que não é nem Zona 0, 1 ou 2 é por exclusão e definição, área segura. Exemplo clássico de área segura é a sala de controle. Porém, há normas relacionadas com as condições interiores da sala de controle para garantir sua segurança. Essas normas estabelecem e exigem a pressurização da sala, vedação das portas e janelas, selos nos cabos que se comunicam com as áreas classificadas, ventilação e temperatura adequadas.

A classificação de área é de responsabilidade exclusiva do usuário final, pois apenas ele pode garantir a observância de normas de operação, manutenção, bem como de fazer inspeções periódicas no local.

O conhecimento da classificação da área é fundamental e é o ponto de partida para a especificação correta dos instrumentos. A especificação do instrumento, encaminhada do fabricante pela firma de engenharia ou pelo pessoal do processo da planta, deve determinar claramente qual a classificação do local onde será montado o instrumento: Classe, Grupo e Zona.

Instrumento Elétrico Na pratica e no presente trabalho,

instrumento elétrico e eletrônico possuem o mesmo significado. Instrumento elétrico é todo aquele que, por algum motivo, recebe uma alimentação elétrica. Geralmente são alimentados com 110 V, ca ou 24 V, cc. O sinal padrão de transmissão em corrente é de 4-20 mA cc. Em instrumentação, há ainda circuitos que envolvem termopares, resistência para determinação de temperatura, células de carga, eletrodos de pH. São circuitos que geram sinais de militensão continua e que são polarizados com tensões de alguns volts.

Para efeito de classificação elétrica, o enfoque é mais amplo. Por exemplo, um

Especificação do Instrumento

153

registrador pneumático ou mecânico, com acionamento elétrico do gráfico é considerado como instrumento elétrico. Quando se incorporam alarmes acionados eletricamente por microchaves a instrumentos mecânicos ou pneumáticos, também se muda sua classificação para elétrica. Finalmente, a opção extra de aquecimento elétrico, quando se tem, o risco de congelamento ou quando se quer reduzir a viscosidade do fluido de enchimento, torna-se o instrumento envolvido em elétrico. Como conclusão, instrumento elétrico é todo aquele que incorpora um circuito funcional ou auxiliar de natureza elétrica.

Classificação de Temperatura A eletricidade, por causa do efeito Joule,

pode provocar aquecimento. A alta temperatura, por sua vez, pode se constituir em fonte de energia, capaz de inflamar ou provocar explosão de determinada mistura ar + gás perigoso. Em vista desses fatos, todo instrumento elétrico deve também possuir uma classificação de temperatura. A classificação de temperatura está relacionada com a máxima temperatura que a superfície ou qualquer componente interno do instrumento pode atingir, em funcionamento normal, quando a temperatura ambiente é de 40oC.

Foram estabelecidas e definidas seis classes de temperatura, mostradas na Tab. 6.10. Tab.6.10. Classificação de Temperatura

Classe Temperatura (oC)

T1 450 T2 300 T3 200 T4 135 T5 100 T6 80

A classe de temperatura do

instrumento deve ser marcada na sua plaqueta de identificação. Equipamentos cujas superfícies ou componentes não excedem a 100 oC não necessitam de marcação explícita (Classes T5 e T6).

Para se usar um instrumento elétrico em área perigosa é importante se comparar sua classe de temperatura com a mínima temperatura de auto-ignição do gás presente. É obvio que a máxima temperatura alcançada pelo instrumento deve estar abaixo da mínima temperatura de auto-ignição do gás presente. A norma brasileira (ABNT EB 239) estabelece que a temperatura máxima que o instrumento pode alcançar deve ser igual ou menor que

70% da mínima temperatura de ignição do gás flamável.

Certificação da Classificação Elétrica Todo instrumento que tenha alguma

alimentação elétrica deve ter uma classificação elétrica associada com sua segurança. A presença de um instrumento elétrico em um local não pode aumentar o risco de haver explosão ou incêndio no local. Em outras palavras, a presença do instrumento em um local não pode aumentar o perigo deste local. Este problema de segurança está envolvido, principalmente em plantas que processam produtos flamáveis. Quando há vapores, gases, pós e fibras em um local, em condição normal ou devido a um vazamento anormal, o instrumento elétrico pode fornecer a fonte de ignição necessária para criar uma explosão ou um incêndio. Isto já aconteceu.

Há diferenças filosóficas nos enfoques tomados com este problema em função do país. Nos Estados Unidos da América, a questão da segurança do equipamento alimentado eletricamente é uma questão entre o usuário e sua companhia de seguro. Por isso os principais laboratórios de teste e certificação, Factory Mutual e Underwriters, são suportados por companhias de seguro, particulares.

No Brasil, porém, o governo federal está envolvido. É contra a lei brasileira energizar qualquer equipamento operado eletricamente a não ser que ele tenha sido certificado para uso por um laboratório governamental credenciado pelo INMETRO, que é o Labex da Eletrobrás.

O Labex é um laboratório suportado pelo governo, cuja diretiva é garantir que os equipamentos oferecidos para venda ao público sejam realmente seguros para serem usados. Embora a maior parte do trabalho do laboratório pareça considerar os equipamento elétricos, também são considerados materiais de construção, conexões e outros produtos e atualmente, qualquer equipamento mecânico que tenha influência no sistema de segurança. O Labex funciona testando produtos em seus laboratórios, enviando inspetores qualificados para examinar produtos e publicando normas.

A obtenção de um certificado Labex não é muito fácil. Antes de tudo, o Labex tem muitos instrumentos para certificar. Um instrumento do modelo a ser certificado deve ser submetido a teste de laboratório para verificar sua segurança causada por falha elétrica. O instrumento pode ser destruído durante o processo do teste. Finalmente, o Labex tem tanto trabalho, que um teste e sua certificação podem levar mais de um ano para serem realizados.

Especificação do Instrumento

154

Classes de proteção O instrumento elétrico, mesmo de uso geral

em área segura, deve prover proteção pessoal contra choque elétrico, contra efeito de temperatura excessiva, contra propagação de fogo, contra os efeitos de explosão ou implosão, contra os efeitos de ionização e radiação de microondas, pressão de ultra-som. Um instrumento elétrico para uso em área perigosa deve prover todas as proteções dos instrumentos de uso geral mais a proteção contra a ignição da atmosfera externa.

Qual a classificação da área, quais as normas aplicáveis e qual a aprovação da agência de teste: tudo isso deve ser definido e informado para a compra de um instrumento elétrico.

Há vários tipos de proteção para evitar que um instrumento elétrico provoque ignição ou explosão de misturas gasosas perigosas. Qualquer proteção é aceitável, desde que o instrumento seja adequadamente instalado e todas as instruções mencionadas nos certificados e relatórios sejam seguidas. Deve ser levado em conta que a classificação elétrica do instrumento deve garantir que a sua simples presença não compromete a segurança do local. As normas de segurança nada dizem, nem poderiam dizer, acerca do funcionamento operacional do instrumento de controle.

Fundamentalmente, há duas grandes categorias de proteção: 1) Há explosão, porém a explosão é confinada

ou controlada no interior do instrumento, de modo que não se propaga para o seu exterior. Por exemplo, prova de explosão (ou prova de chama).

2) Não há explosão. Nesse caso, pode se evitar a explosão ou cuidando-se da mistura gasosa (purga/pressurização) ou cuidando-se da fonte de energia (segurança intrínseca e não acendível).

Prova de explosão ou prova de chama Prova de explosão (linguagem norte

americana) ou prova de chama (linguagem européia) é uma técnica de proteção alternativa que permite a ocorrência de uma explosão no interior do instrumento. Porém, o invólucro do instrumento é tão resistente que a explosão fica confinada no seu interior. De outro modo, o instrumento à prova de chama possui aberturas de escape de modo que, quando houver um incêndio no seu interior, a chama é resfriada quando vai para fora. Embora os enfoques sejam diferentes, o resultado final é o mesmo: a explosão ou a chama no interior do instrumento não se propaga para a área externa. Em qualquer situação há segurança, o instrumento continua operando normalmente, sem interrupção, mesmo com a ocorrência de explosão ou

chama no seu interior. O instrumento não é, não pode e nem precisa ser, totalmente vedado e contem em seu interior um circuito elétrico perigoso. As superfícies do instrumento que estão em contato direto com a atmosfera flamável exterior devem ter a máxima temperatura abaixo da temperatura de ignição da mistura gasosa especifica. A prova de explosão é uma técnica geralmente aplicada a instrumentos ou equipamentos de pequeno volume físico. Extensivamente, pode ser aplicada a motores, luminárias, conexões. O instrumento deve ter uma marcação que o identifique como tal. Deve ainda haver advertências relacionadas com a operação e manutenção do instrumento. O instrumento à prova de explosão só pode ser aberto ou desligado eletricamente ou quando se garante, por analisadores locais, que não há a presença do gás perigoso no local de montagem do instrumento.

Fig. 6.21. Invólucro á prova de explosão, Ex-d Um instrumento à prova de explosão pode

ser usado normalmente em Zona 2 em todas as Classes e Grupos e em Zona 1, com algumas restrições de Grupos. Não se pode usar instrumento à prova de explosão em Zona 0.

Purga ou pressurização Na pratica e para efeito de proteção, purga

(vazão) e pressurização (pressão) possuem o mesmo significado. A proteção é conseguida pela aplicação de uma pressão positiva em relação à pressão externa, através da vazão de um gás inerte ou ar puro, no interior da caixa do instrumento. Esta pressão interna positiva impede a entrada dos gases perigosos existentes na atmosfera circundante. A pressurização impede o contato da mistura perigosa com a fonte de ignição. A pressão aplicada é da ordem de 5 a 10 mm de coluna d’água.

Um instrumento com purga pode ser usado em Zona 1 ou Zona 2, dependendo do tipo do circuito interior, se de uso geral ou não acendível. Dependendo da Zona do local e do tipo do circuito interno, são necessárias

Especificação do Instrumento

155

salvaguardas adicionais ao sistema de pressurização, tais como, chaves de desligamento com abertura da porta, temporizadores, portas trancada, fusíveis, pressostatos.

A técnica de pressurização é aplicada a instrumentos de grande volume, onde a técnica de prova de explosão é impraticável.

Fig. 6.22. Proteção de pressurização

Segurança intrínseca Um sistema intrinsecamente seguro é

constituído pelo equipamento e sua respectiva fiação, onde a energia elétrica ou térmica é insuficiente para provocar a ignição ou explosão de uma mistura gasosa especifica, em condições normais e anormais determinadas. A segurança intrínseca inclui considerações combinadas de limitação de tensão (diodos Zener), limitações de corrente (resistores e fusíveis) e máxima indutância e capacitância reais e parasitas da carga e da fiação. O sistema se baseia na colocação de barreira de energia elétrica entre o local seguro e o local perigoso. Desse modo, o sistema inclui equipamentos montados na área perigosa e alguns equipamentos (geralmente a barreira de energia) montados na área segura. No sistema podem ser combinados instrumentos de fabricantes diferentes, porém, todos os equipamentos com aprovação devem ter certificados do mesmo laboratório de teste.

Pelo próprio principio, o conceito de segurança intrínseca só se aplica a sistema de instrumentação de controle de processo e de comunicação, que naturalmente podem operar com baixo nível de energia. Os instrumentos intrinsecamente seguros podem ser montados em Zona 2, 1 e até Zona 0.

Fig. 6.23. Sistema com segurança intrínseca Os instrumentos com classificação de

segurança intrínseca devem ter marcação que os identifique como tais. Na plaqueta de aprovação deve haver a recomendação de que a segurança pode ser perdida com a substituição não criteriosa de alguns componentes críticos.

Não acendível e outros Um circuito não acendível pode conter

componentes que produzam faísca em condições normal, porém, a energia entregue por tais componentes é limitada a valores incapazes de provocar ignição na mistura perigosa especifica. O circuito não acendível só é seguro em condição normal de operação. O instrumento não acendível só pode ser usado em Zona 2, sem restrições. Quando usado em Zona 1, deve ser pressurizado com gás inerte.

Circuito não-faiscadores contem componentes que não produzem faísca em operação normal. Isso é conseguido através de encapsulamento de componentes, imersão em óleo.

Circuito com segurança aumentada envolvem componentes de equipamento com selagem, encapsulamento, dupla isolação, espaçamentos maiores que os normais, resistência à corrosão e controle de qualidade mais severo e individual.

Fig. 6.24. Proteção não acendível

Especificação do Instrumento

156

Critérios da classificação elétrica A classificação elétrica do instrumentos

deve ser compatível com a classificação do local perigoso. Um principio básico comum a todos os tipos de proteção e aceito por todos é o de que há segurança quando e somente quando são providos dois eventos independentes, cada um de baixa probabilidade, entre a probabilidade de haver a presença do gás perigoso com a probabilidade de falha do equipamento elétrico.

Desse modo, há segurança nos seguintes casos combinatórios: 1) Local seguro (probabilidade zero de haver

gás perigoso) com um instrumento de uso geral (probabilidade 1 de haver fonte perigosa).

2) Local de Zona 2 (pequena probabilidade de haver gás) com um instrumento não incenditivo (pequena probabilidade de falhar).

3) Local de Zona 1 (grande probabilidade de haver gás) com um instrumento intrinsecamente seguro (só se torna inseguro quando houver duas falhas independentes e de pequena probabilidade individual).

4) Local de Zona 1 (grande probabilidade de haver gás) com um instrumento não incenditivo (pequena probabilidade de falha) com pressurização (pequena probabilidade de falha no sistema de pressão).

5) Local de Zona 1 (grande probabilidade de haver gás) com um instrumento de uso geral (grande probabilidade de perigo) com pressurização (pequena probabilidade de falha) e com salvaguarda adicional, tal como colocação de pressostato (pequena probabilidade de falha). De qualquer modo, em um local com

determinada classificação só pode ser montado um instrumento elétrico que possua uma classificação elétrica e de temperatura, marcada em sua etiqueta e compatível com a do local.

Obviamente, um instrumento para Zona 1 pode ser usado em Zona 2, assim como um instrumento para Grupo B pode ser usado em Grupo C e D. Porém, qualquer exagero de classificação do instrumento é inconveniente. Só se deve usar um instrumento com classificação elétrica especial quando exigido, pois a classificação elétrica especial pode custar mais e principalmente, exige cuidados de operação e manutenção mais rigorosos e restritivos.

Há vários aspectos relacionados com a segurança do controle do processo e a instrumentação:

1. projeto incorreto do sistema,

2. mau funcionamento dos equipamentos e 3. presença dos instrumentos no local. Quando o sistema é mal projetado, ele não

funcionará, quer seja pneumático, quer seja eletrônico. E o mau projeto pode levar o sistema para uma condição insegura.

A probabilidade de um instrumento pneumático levar o sistema bem projetado para uma situação perigosa, por causa de seu mau funcionamento é equivalente à do instrumento eletrônico. A probabilidade da presença do instrumento pneumático provocar um incêndio ou uma explosão num local perigoso é praticamente zero e por isso não há nenhuma restrição de uso de instrumentos pneumáticos em áreas classificadas, onde há a presença de gases, pós e fibras inflamáveis e explosivas.

O instrumento eletrônico pode constituir a fonte de energia suficiente para provocar o incêndio ou a explosão de atmosferas perigosas. Deste modo, a não ser que o instrumento eletrônico tenha uma classificação elétrica e de temperatura de conformidade com a classificação do local onde ele é instalado, é vedado o seu uso em locais perigosos.

Para tornar permitido e seguro o uso de instrumentos eletrônicos em áreas perigosas foram desenvolvidas técnicas especiais e alternativas de proteção, incorporadas aos seus circuitos e aos seus invólucros. As técnicas de proteção mais conhecidas e usadas são: à prova de explosão ou de chama, a purga ou a pressurização e a segurança intrínseca.

Fig. 6.25. Conceito de área classificada

Especificação do Instrumento

157

Tab. 6.11. Tipos de Proteção para Equipamentos Elétricos

Tipo de Proteção Ex IEC NBR EUA Uso geral 79-0 9518 NEC Prova de explosão ou de Chama d 79-1 5363 UL 698/886 Segurança aumentada e 79-7 9883 Não aceita Segurança intrínseca i 79-11 8446/8447 NFPA 493/UL 913 Hermeticamente selado h 3-36 FM 3610 Encapsulamento (potting) m 79-5 EN 50017 Não incenditivo (no-sparking) n 31-49 Não aceita Imersão em óleo o 79-6 8601 UL 698 Pressurização ou Purga p 79-2 e 79-13 169 NFPA 496 e ISA 12.4 Enchimento de areia q 79-5 Não aceita Especial s Placa protegida Respiração restrita Suíça BS 4137 Instalação 79-14 158 NFPA 70 e ISA RP 12.6

Fig. 6.26. Classes de proteção

IGNIÇÃO EVITADA

Sem fonte de energia

Encapsulamento

Imersão em óleo

Enchimento de areia

Respiração restrita

Isolação da fonte Controle da concentração

Não incenditivo

Segurança intrínseca

Controle da composição

Purga ou pressurização

Seleção do local

Controle da atmosfera flamável

Segurança aumentada

Especificação do Instrumento

158

4. Corrosão dos Instrumentos

4.1. Tipos de Corrosão De um modo simplificado, a corrosão é o

ataque destrutivo sofrido por um material e causado por um produto químico. Os engenheiros de corrosão conhecem de 50 a 60 tipos diferentes de corrosão, embora as diferenças entre alguns tipos sejam mais técnicas do que praticas. Sob o ponto de vista de instrumentação3 são importantes e mais encontradas três modalidades de corrosão: química, galvânica e ruptura por tensão (stress cracking).

A corrosão química é, muito simplesmente, o que o nome implica: o produto químico de ataque dissolve ou reage com o material com o qual ele está em contato direto. Essa é a corrosão que ocorre com as partes molhadas que estão em contato com o processo industrial.

A corrosão galvânica ocorre quando dois metais diferentes são colocados em contato e expostos a uma solução condutora. O efeito final é a destruição do metal mais reativo e proteção do metal menos reativo. Essa propriedade pode ser usada, beneficamente, para proteção contra corrosão.

A corrosão galvânica pode ocorrer em tubulações com isolação térmica , simplesmente se forem usados dois metais levemente diferentes, por exemplo, aço carbono e aço inoxidável, um para o tubo interno e outro para o externo. A corrosão galvânica pode ainda acontecer entre diferentes partes de um mesmo metal. Ou seja, quando se tem um mesmo material, porém, com diferentes níveis de tensão mecânica, com efeitos térmicos de solda ou de tratamento, com impurezas, pode se ter a corrosão galvânica entre suas partes. A corrosão galvânica é mais importante para as partes do instrumento expostas à atmosfera.

A corrosão por ruptura de tensão é a falha do metal devida à combinação da tensão mecânica e um ambiente corrosivo especifico. Ela é a causa de muitas falhas em ligas metálicas. A corrosão por ruptura de tensão ocorre comumente em materiais metálicos que entram em contato com produtos de exploração de petróleo, óleo ou gás, que possuam enxofre ou acido sulfídrico como impurezas.

4.2. Corrosão nos instrumentos Os resultados da corrosão de um

instrumento dependem tanto do tipo da corrosão como do tipo ou função do

instrumento. Para efeitos didáticos pode-se dividir em duas grandes categorias as falhas resultantes da corrosão: contenção do processo e funcionais do instrumento.

A válvula de controle e alguns medidores de vazão contem em seu interior o próprio processo a ser controlado,. com todos os seus rigores. Quando tais instrumentos sofrem corrosão, de modo a perder sua integridade física, a linha onde o instrumento está montado certamente vaza produto para o exterior. Os resultados desse tipo de falha podem variar desde um pequeno inconveniente, facilmente reparável, até um prejuízo pessoal, envolvendo fogo e explosão, com perda de vidas e destruição de equipamentos.

As falhas funcionais podem, ainda, ser de dois tipos distintos:

1) perda total da função, exigindo reparo ou substituição do instrumento completo ou

2) perda parcial da função, que pode resultar na queda da eficiência do processo. A falha funcional parcial pode, inclusive, ficar totalmente desconhecida durante grandes períodos de tempo ou degradar continua e vagarosamente a eficiência do processo.

Os fatores que estimulam e aumentam a corrosão são: não homogeneidade dos metais, solda imprópria, acabamento rugoso, tensão mecânica, impureza, maior concentração na solução eletrolítica, solução gasosa na fase liquida, turbulência, uso de metais muito diferentes, presença de oxigênio, maior umidade e mofo. Os fatores que inibem a corrosão são: melhor acabamento, alivio de tensões mecânicas, passivação de metais e revestimento de superfícies e proteção catódica. Alias, a proteção catódica é feita por métodos envolvendo eletricidade e portanto há restrições de aplicação, quando aplicada em área perigosas classificadas.

4.3. Partes molhadas As partes molhadas pelo processo são

geralmente os elementos sensores, selos, poços de temperatura, bulbos, internos das válvulas e o interior de alguns medidores de vazão. As partes molhadas devem suportar temperatura e pressão extremas e devem resistir ao ataque corrosivo dos produtos químicos manipulados. O principal problema é que os produtos de processo aparecem em uma variedade infinita e os materiais de construção não.

Para piorar a situação, a corrosão das partes molhadas geralmente provoca falha do tipo contenção do processo, cuja conseqüência é a pior possível.

Para evitar ou limitar a ocorrência da

Especificação do Instrumento

159

corrosão, quatro áreas devem ser consideradas: seleção de materiais, procedimento de fabricação, projeto do sistema e inspeção de campo. As partes envolvidas continuam sendo as três já mencionadas: fabricantes, engenheiro de especificação e usuário.

A seleção do material é a mais complexa das áreas a serem definidas, tanto por causa da atribuição da responsabilidade como pelo problema em si.

Pela lei de Paretto, 10% das aplicações envolvem cerca de 90% dos problemas. Mesmo que isso possa ser considerado uma pequena percentagem, é necessária e suficiente uma única má aplicação para causar um número elevado de problemas e grandes prejuízos. O problema da seleção do material poderia parecer de fácil solução, pois todo técnico tem conhecimento de tabelas de corrosão4, que mostram como se comporta um determinado material na presença de certo produto químico. Seria apenas uma fácil e simples questão de casamento do processo com o material do instrumento. Infelizmente as coisas não ocorrem de modo tão simples., É difícil o próprio conhecimento do processo real. Certamente se conhece o principal produto, porém, há subprodutos, contaminantes variáveis com o tempo e o lugar, há diferenças de composição da matéria prima, há diferentes fornecedores de materiais, há variações não controladas de pressão e temperatura. O material para um simples tanque é selecionado considerando-se a corrosão tolerável durante toda sua vida útil. As coisas se complicam quando se seleciona material das partes de um instrumento. Os materiais devem ser resistentes à corrosão e paralelamente devem satisfazer as necessidades funcionais, tais como resistência mecânica, constante de mola, flexibilidade, ductilidade e elasticidade. Muitas vezes, se reconhece que determinado material é o mais indicado para uma aplicação corrosiva, porém, ou ele não é processável ou suas propriedades inerentes não satisfazem a tarefa a que seria destinado.

Depois de escolhido o material mais adequado, os procedimentos de fabricação envolvem tratamentos térmicos, manipulação física das peças, com cortes, usinagem e acabamento que podem estimular ou inibir a corrosão.

Fig. 6.27. Corrosão em conexão metálica

A responsabilidade da escolha do material, porém, é do usuário final.

O fabricante não tem nenhum controle sobre o que acontece aos instrumentos depois que eles são entregues ao usuário. Apenas o usuário final tem condições de fazer as sucessivas inspeções aos equipamentos, essenciais à garantia da integridade dos instrumentos.

4.4. Materiais de revestimento Alem do material de fabricação, é

interessante a aplicação de materiais de revestimento. É uma pratica comum o revestimento de cápsula de transmissor, por causa de um dos seguintes motivos: 1) proteção contra corrosão provocada pelo fluido do processo ou 2) proteção contra aderência e deposição dos produtos sólidos, também provocada pelo fluido do processo.

Um produto típico para revestimento de superfícies de contato é o Ryton® (®Phillips Petroleum Co) porque apresenta uma boa resistência à corrosão e tem a habilidade de formar uma película fina, não porosa. Em algumas aplicações que envolvam fortemente oxidantes, tais como flúor, cloro, acido nítrico, o Ryton® não é recomendado. A alternativa ideal é o uso de Kel-F® (® Kellogg) para finas de corrosão. Kel-F é um polímero de trifluoretileno. O revestimento de teflon® (®E.I. Du Pont de Nemours) é excelente para aplicações onde se quer evitar a deposição de materiais lodosos. Embora o teflon seja inerte à maioria dos produtos corrosivos, o seu revestimento não é adequado para proteção da corrosão da cápsula, por causa da dificuldade de se conseguir uma camada fina e não porosa.

Especificação do Instrumento

160

4.5. Partes expostas ao ambiente O invólucro do instrumento deve ser de um

material que resista à corrosão ambiental e também deve prover as necessidades estruturais. O invólucro é sempre protegido pelo seu próprio acabamento. Superfícies polidas resistem melhor à corrosão que as rugosas. A tendência atual para materiais de caixa de instrumentos é na direção dos plásticos. O plástico tem demonstrado um desempenho satisfatório em vários ambientes nocivos. Muitos técnicos ainda pensam, erradamente, que os invólucros à prova de explosão devam ser metálicos. Também é muito comum a associação das vantagens do metal com as do plástico: tem-se uma caixa metálica, excelente para fins estruturais, revestida com produto plástico, adequado para resistir à corrosão química.

As partes internas do instrumento apresentam problemas diferentes daqueles das partes em contato com o processo e da caixa do instrumento.

Embora as peças internas do instrumento não estejam submetidas às condições desfavoráveis do ambiente externo e do processo, elas possuem uma função muito mais importante. Assim, a corrosão da tampa ou mesmo do corpo de um transmissor provavelmente não afetará sua operação, enquanto que uma leve deposição de material orgânico na sua cápsula ou no seu conjunto bico-palheta, pode introduzir erros grosseiros de medição ou transmissão.

Geralmente, não se pode usar revestimento de proteção nas partes internas do instrumento. Barras de força, elos de ligação, foles, conjuntos bico-palheta, molas, flexores, fulcros de apoio, todas essas peças não podem ter nenhum tipo de revestimento que lhes daria maior resistência à corrosão, por causa de suas funções associadas ao principio de funcionamento. A resistência dessas peças é provida pelo material e seu acabamento.

4.6. Instrumentos pneumáticos Do ponto de vista de corrosão, os

instrumentos pneumáticos levam vantagem nítida sobre os correspondentes instrumentos eletrônicos. A razão é simples: há sempre um suprimento de ar puro ao instrumento, geralmente suficiente para manter a sua caixa purgada dos materiais contaminados externos. Mesmo assim, quando aplicável, é necessária a seleção de materiais especiais, principalmente dos elementos sensores.

Algo que deve ser considerado é a tubulação de interligação do sistema pneumático. Os instrumentos pneumáticos são

alimentados e interligados por tubos, tipicamente de cobre, aço inoxidável, aço carbono ou plástico.

A presença de um instrumento pneumático não compromete a segurança, quando usado em locais perigosos. Não faz sentido, por exemplo, associar o instrumento pneumático puro com o conceito de prova de explosão.

4.7. Instrumentos eletrônicos A corrosão ocorre em muitas áreas da

instrumentação eletrônica. Ela pode ocorrer na isolação dos cabos, nos contatos elétricos, nos conectores e chaves. Os componentes passivos e ativos podem se deteriorar, por causa da corrosão através de seus encapsulamentos ou terminais. Os circuitos impressos, usados para suportar e interligar os componentes, podem ser corroídos, principalmente por respingos e ataque de produtos químicos.

A corrosão do circuito impresso pode provocar, inclusive, a pior falha possível: a falha intermitente. Esta falha é aquela prevista pela lei de Murphy: ela não aparece na hora do teste e manutenção mas somente quando o instrumento está em operação e provoca prejuízo ao processo.

Os primeiros instrumentos eletrônicos apresentam uma proteção inerente à sua natureza: fonte de calor no seu interior. Essa fonte de calor natural tornava baixíssima a umidade relativa do ar dentro do instrumento.

Infelizmente, o progresso do uso de circuitos integrados a semicondutores reduziu tremendamente a potência dos circuitos, aumentou sua versatilidade e eficiência, porém tirou a maior proteção à corrosão do circuito, que era o calor. A proteção dos circuitos eletrônicos, componentes, circuitos integrados, circuitos impressos e contatos, nas condições do processo é um grande desafio. Há soluções mecânicas: uso de ouro em contatos de precisão e há soluções eletrônicas: uso de chaves estáticas a semicondutores e sem contatos moveis. O encapsulamento dos componentes críticos torna o modulo encapsulado inerte a muitas atmosferas nocivas, alem de diminuir a influência da umidade e da temperatura ambientes. É uma boa pratica de proteção o revestimento de todo o circuito eletrônico da placa5. Há vários materiais apropriados para tal revestimento: silicone, epoxy e poliuretano. Quando seco e curado, tal revestimento é transparente, estável e resistente à abrasão e à corrosão de vários produtos. A escolha do produto, a espessura e o número de camadas protetoras são funções do tipo do ambiente, da umidade relativa e da temperatura.

Especificação do Instrumento

161

Em locais de alta temperatura ambiente e elevada umidade relativa, como nos trópicos, fala-se da tropicalização do circuito eletrônico. Este termo nunca foi claramente definido e historicamente, foi primeiro usado em equipamentos militares. Na tropicalização, nenhum componente é modificado ou protegido individualmente, mas a placa do circuito é totalmente revestida por uma resina de poliuretano. Tal resina é transparente, inerte à umidade e principalmente, não nutriente para fungos.

A principal desvantagem de todos esses revestimentos de proteção e tropicalização aparece quando se faz manutenção. Geralmente, é necessário destruir parte do revestimento durante a manutenção. Obviamente, deve se ter cuidado na remoção da proteção, para não se danificar o circuito impresso, principalmente quando se usa ferro de solda de grande potência.

Depois da manutenção, é necessária nova aplicação do revestimento para recuperar a proteção ou tropicalização do circuito.

Às vezes se usa ventilador externo para a dissipação de calor de alguns equipamentos, como a fonte de alimentação. Nessas aplicações, deve se anular a possibilidade do ventilador ser um agente concentrador de impurezas e causador de corrosão aos componentes do circuito. É recomendado o uso de um sistema de alarme, para indicar a falha do ventilador.

Outra pratica para diminuir os efeitos do ambiente industrial é a fabricação de duas caixas de ligação nos transmissores eletrônicos. Uma caixa aloja o circuito eletrônico e raramente é aberta no campo. Na outra, separada da primeira caixa, há o bloco terminal de ligações, onde se requer maior número de aberturas para a manutenção. Ambas as caixas são seladas e vedadas à entrada de umidade e de atmosferas corrosivas.

Deve ser entendido que uma caixa vedada à entrada de umidade, o é também para a saída de condensados. Se por algum motivo houve entrada de água no interior da caixa, essa água ficará retida no instrumento e certamente interferirá no seu funcionamento. A solução é proteger a entrada de água, através de selos nos conduítes de ligação e da tampa. Quando a entrada da água é causada pela remoção da tampa do instrumento, a recomendação é o uso de sílica gel no interior da caixa, que deve ser renovada periodicamente. Outra alternativa é a de se fazer a manutenção do instrumento em horários com menor umidade relativa, tipicamente no começo e no fim do dia.

4.8. Processos Marginais

Serviço com Oxigênio O oxigênio puro, quando na presença de

traços de óleo e poeira, pode provocar incêndio. Por isso, qualquer equipamento que possa entrar em contato direto com o oxigênio deve ser manipulado em sala especial de limpeza. O instrumento é limpo, montado, calibrado e embalado em condições de limpeza especiais. Suas peças de reposição são empacotadas individualmente em sacos de polietileno e são manuseadas sempre com luvas de polietileno. O material de limpeza usado normalmente é o tricloroetileno. Adicionalmente, alem da ausência de lubrificação, quando a cápsula do transmissor possui líquido de enchimento, deve se cuidar da natureza desse líquido. O fluido normal de enchimento é o silicone DC 200 (Dow Corning). Quando há a possibilidade de vazamento ou entrada de contato do silicone com um meio oxidante (oxigênio, cloro, acido nítrico, e.g.) deve se usar um fluido especial, totalmente livre de hidrogênio. Recomenda-se o uso de fluorlube® (® Hooker Chemical), que é um polímero de cloreto de trifluorvinil. Esse novo líquido de enchimento, embora apresente segurança, sob o ponto de vista de medição apresenta uma grande variação da viscosidade com relação à variação da temperatura do processo e ambiente. Assim, seu uso é recomendado para faixas de temperatura de -20 oC a +10 oC e em condições aceitáveis entre +10 oC e +45 oC.

Serviço com Hidrogênio O gás hidrogênio puro, em alta pressão

estática, é uma aplicação difícil, pois ele é capaz de vazar através de diminutos buracos e através de pares finíssimos. Em aplicação com pressão acima de 20 kg/cm2, o hidrogênio pode vazar diretamente através da parede do diafragma de aço inoxidável de um transmissor. Quando se remove ou se reduz a pressão estática do processo, o hidrogênio difuso no interior da cápsula danifica-a.

O método de proteção é revestir a superfície do diafragma da cápsula com uma finíssima camada de ouro. A nova superfície criada prove um potencial eletroquímico suficiente para aumentar a dissociação e adicionalmente, oferece uma estrutura mais densa que dificulta a difusão do íon H+.

Estatisticamente, uma cápsula de aço inoxidável normal, submetida à pressão de 20 kg/cm2, em atmosfera de hidrogênio dura cerca de 1 a 5 semanas.

Quando, nas mesmas condições, usa se uma cápsula de aço inoxidável revestida de

Especificação do Instrumento

162

ouro, a duração da cápsula passa para vários anos.

O revestimento de ouro representa a melhor solução disponível para a aplicação de hidrogênio. Porém, sempre deve se ter bem claro tal revestimento não é por questão de corrosão, mas apenas impedir ou diminuir grandemente a penetração do hidrogênio no interior da cápsula.

Serviço com Cloro O cloro, nas condições ambientais de

temperatura e pressão, é um gás pesado, de cheiro pungente, verde-amarelo (patriota?), altamente tóxico aos animais de sangue quente. É um forte agente oxidante.

Para efeito de manipulação e corrosão, o cloro seco é bem comportado.

Tipicamente, o cloro seco é armazenado em tanque de aço carbono. Quando o cloro é úmido, poucos materiais comerciais podem lhe resistir satisfatoriamente. Em instrumentação, os materiais de interesse são: prata, tungstênio, tântalo e Hastelloy C® (®Haynes Stellite). O instrumento para trabalho com cloro deve ser limpo, montado, calibrado e embalado em sala limpa.

O eventual líquido de enchimento é também isento de hidrogênio e tipicamente se usa o fluorolube® ou fluorinert®.

A seleção da válvula que manipula cloro é controversa. A filosofia da pratica de proteção, porém, é comum a vários processos corrosivos. Ou se usam equipamentos baratos com materiais pouco resistentes e tem-se manutenção e substituição freqüentes ou se usam equipamentos caríssimos com materiais resistentes, com manutenção e substituição de peças pouco freqüentes. Aplicando-se tal filosofia na manipulação de cloro, pode-se ter: válvula barata de corpo de ferro fundido, com haste de aço inoxidável, com planejamento de substituição em curtos períodos ou válvula de Hastelloy com selo de teflon para evitar a entrada do cloro no seu interior, sem necessidade de troca de peças ou equipamentos.

Serviço com traços de enxofre Quando um material metálico,

principalmente o aço, entra em contato com carboidratos com traços de enxofre, é possível o aparecimento do acido sulfídrico (H2S). Tal produto se torna agudamente tóxico acima de 100 ppm e considerado o segundo gás comercial mais perigoso (o campeão é o acido cianídrico, HCN). Desde que 85% do petróleo do mundo, inclusive o do Brasil, possuem traços ou alta percentagem de enxofre, a manipulação segura desses materiais interessa

tanto ao fabricante como ao usuário final. Nos Estados Unidos há uma norma6 de

NACE, que é um guia completo para a seleção de materiais para resistir à corrosão. Seu objetivo é o de limitar os materiais metálicos que estão diretamente expostos aos produtos de petróleo que contenham enxofre ou já o acido sulfídrico. A NACE não certifica o material, mas apenas define as especificações de alguns materiais. Embora seja custoso e demorado, novos materiais podem ser analisados. Os materiais comumente envolvidos são: aço carbono, aço inoxidável de várias classes, monel® Hastelloy® e Havar®.

A norma se refere à construção de elementos sensores, selos, parafusos, poço termal, conjuntos distribuidores de contorno e equalização de vazão.

Os tratamentos especiais que os materiais são submetidos podem comprometer a sua resistência original. Ou seja, um parafuso construído de conformidade com a norma NACE MR-01-75, Classe I e Classe II (expostos diretamente à atmosfera nociva) tem uma menor resistência que o normal. O projetista e usuário do equipamento devem conhecer a menor resistência do parafuso e aplicá-lo adequadamente.

A norma NACE MR-01-75 deve ser aplicada a todo equipamento exposto a produtos com enxofre e que fica sujeito à corrosão do tipo ruptura por tensão pelo enxofre. A ruptura do material seria extremamente perniciosa, pois impediria o equipamento de ser reparado sob pressão, tornaria perigoso qualquer sistema sob pressão e comprometeria o funcionamento básico do instrumento. A observância da norma evita o aparecimento da corrosão tipo ruptura por tensão do enxofre. O equipamento construído com material de conformidade com a norma deverá ser marcado com NACE MR-01-75.

Apostila\Instrumentação Especifica.DOC 10 DEZ 98 (Substitui 15 ABR 95)

163

7. Variáveis do Processo

Objetivos de Ensino 1. Conceituar quantidades físicas de quantidade, energia, propriedades, intensivas, extensivas,

variáveis, constantes, contínuas, discretas, mecânicas, elétricas, dependentes e independentes.

2. Apresentar os conceitos e notação da função e da correlação. Mostrar a função linear. 3. Apresentar os conceitos básicos e as unidades das principais variáveis de processo, como

pressão, temperatura, vazão e nível. 4. Listar e descrever os principais mecanismos de medição, de natureza mecânica e eletrônica,

mostrando as vantagens e desvantagens para fins de seleção. 5. Descrever os cuidados para a instalação, interpretação dos dados coletados e a necessidade

de uso de acessórios.

1. Introdução A variável de processo é uma grandeza

física que altera seu valor em função de outras variáveis e principalmente em relação ao tempo. O objetivo do controle de processo é o de manter uma variável constante ou, no mínimo, variando dentro de certos limites estabelecidos. Antes de ser controlada, uma variável deve ser medida, dentro de uma classe de precisão requerida pelo pessoal do processo. A partir da medição da variável, o operador de processo pode efetuar o controle manual, como aumentar uma pressão, diminuir uma temperatura, encher um tanque (nível) ou fechar uma válvula (vazão). Em sistema de controle automático, o sinal medido é contínua e automaticamente comparado com um valor de referência e este erro é usado como função de controle, sem a interferência do operador humano.

Em um processo industrial típico, mais de 90% das medições envolvem apenas quatro variáveis: pressão, temperatura, vazão e nível. As outras variáveis menos comuns incluem: posição, condutividade, densidade, análise, pH e vibração.

2. Conceito Quantidade é qualquer coisa que possa ser

expressa por um valor numérico e uma unidade de engenharia. Por exemplo,

massa é uma quantidade física expressa em kilogramas;

velocidade é uma quantidade expressa em metros por segundo e

densidade relativa é uma quantidade física adimensional.

O círculo não é uma quantidade física, pois é caracterizado por uma certa forma geométrica que não pode ser expressa por números. O círculo é uma figura geométrica. Porém, a sua área é uma quantidade física que pode ser expressa por um valor numérico (p. ex., π, 5) e uma unidade (p. ex., metro quadrado).

Muitas noções que antes eram consideradas somente sob o aspecto qualitativo foram recentemente transferidas para a classe de quantidade, como eficiência, informação e probabilidade.

Vazão 41%

Temperatura 30%

Nível16%

Pressão 13%

Variáveis do Processo

164

3. Faixa das Variáveis

3.1. Faixa e Amplitude de Faixa O conjunto de todos os valores que podem

ser assumidos pela variável é chamado de faixa da variável (range). A faixa da variável é expressa por dois números: limite inferior (0%) e limite superior (100%).

O intervalo finito, dado pela diferença algébrica dos dois limites, é chamado de amplitude de faixa da variável (span). A amplitude de faixa é expressa por um único número positivo.

Por exemplo, a faixa de temperatura de 15 a 30 oC tem amplitude de faixa de 15 oC; (30 - 15 oC = 15 oC). A faixa de -15 a 30 oC tem amplitude de faixa de 45 oC; [30 - (-15) oC = 45 oC].

A faixa de medição sempre vai de 0 a 100%, porém o 0% pode ser igual ou diferente de zero. A terminologia das faixas é a seguinte:

0 a 100 oC - faixa normal 10 a 100 oC - faixa com zero suprimido -10 a 100 oC - faixa com zero elevado O conceito de faixa com zero elevado ou

suprimido é particularmente importante na calibração de transmissores de nível.

3.2. Limites de Faixa Na prática, uma variável pode ter limites de

operação normal e limites de operação anormal. Os limites de operação normal são aqueles assumidos pela variável quando não há problemas no controle automático do processo. Quando há falhas no controle automático e estes limites são atingidos, geralmente existem alarmes que chamam a atenção do operador para assumir o controle manual do processo. O operador deve levar os valores da variável novamente para dentro dos limites de operação normal, atuando manualmente nos instrumentos e equipamentos do processo. Quando, por motivos de falha em algum equipamento ou instrumento da malha de controle automático, a variável contínua se afastando dos limites de operação normal, geralmente são estabelecidos outros limites de desligamento (trip ou shut down). Quando a variável atinge os valores de desligamento, todo o processo é desligado, para proteger o operador ou os equipamentos envolvidos.

Há variáveis que podem assumir valores negativos e positivos, em função do processo e da unidade usada. Por exemplo, a pressão manométrica pode ter valores positivos e negativos (vácuo). Porém, a pressão absoluta só pode assumir valores positivos. A

temperatura na escala Celsius pode assumir valores negativos ou positivos; porém, a temperatura absoluta ou termodinâmica só pode assumir valores positivos, em kelvin.

3.3. Faixa e Desempenho do Instrumento

Em Metrologia, é fundamental se conhecer a faixa calibrada do instrumento e o seu ponto de trabalho, pois tipicamente, a precisão do instrumento é expressa ou em percentagem do fundo de escala ou em percentagem do valor medido.

O instrumento com erro de zero e de amplitude de faixa possui precisão expressa em percentagem do fundo de escala. Por exemplo, a medição de vazão com placa de orifício tem incerteza expressa em percentagem da vazão máxima medida ou do fundo de escala.

Instrumento com erro devido apenas à amplitude de faixa possui precisão expressa em percentagem do valor medido. Por exemplo, transmissor inteligente de pressão diferencial, turbina medidora de vazão.

Fig. 7.1. O manômetro deve trabalhar entre

25 e 75%, onde é melhor sua repetitividade

Variáveis do Processo

165

4. Pressão

4.1. Definição Pressão é uma grandeza derivada,

expressa como força por unidade de área. Dimensionalmente, tem-se

[P] = [M][T-2][L-1] onde [P] é a dimensão de pressão [M] é a dimensão de massa [T] é a dimensão de tempo [L] é a dimensão de comprimento A pressão do fluido é transmitida com igual

intensidade em todas as direções e age perpendicular a qualquer plano.

4.2. Unidades A unidade SI para pressão é o pascal (Pa). 1 pascal é a pressão de uma força de 1

newton exercida numa superfície de 1 metro quadrado.

O pascal é uma unidade muito pequena. Um pascal equivale à pressão exercida por uma coluna d'água de altura de 0,1 mm. Ela equivale a pressão de uma cédula de dinheiro sobre uma superfície plana. Na prática, usa-se o kilopascal (kPa) e o megapascal (MPa).

A área que causou (e ainda causa) mais confusão na mudança para unidades SI foi a medição de pressão. A nova unidade de pressão, pascal, definida como newton por metro quadrado é estranha mesmo para técnicos e engenheiros. Assim que o pascal seja aceito e entendido, fica fácil lidar com as pressões extremas de vácuo a altíssimas pressões.

A grande vantagem do uso do pascal, no lugar do psi (lbf/in2), kgf/cm2 e mm de coluna liquida é que o pascal não depende da aceleração da gravidade do local e da densidade do líquido. A gravidade não está envolvida na definição de pascal. O pascal tem o mesmo valor em qualquer lugar da Terra, enquanto as unidades como psi, kgf/cm2 e mm H2O dependem da aceleração da gravidade do local.

(a) Pressão em tanque (b) Pressão em tubulação

Fig. 7.2. Conceito de pressão O pascal é também usado para expressar a

tensão mecânica e o módulo de elasticidade dos materiais. Os altos valores de tensão mecânica são dados em MPa e os valores de módulo de elasticidade em GPa.

É comum se usar altura de coluna d'água ou de mercúrio para expressar pequenas pressões. Dimensionalmente é errado expressar a pressão em comprimento de coluna líquida, mas subentende-se que a pressão de 100 mm H2O significa a pressão igual à pressão exercida por uma coluna de água com altura de 100 mm.

Em Instrumentação é comum ainda se usar psi (pound square inch) como unidade de pressão, às vezes, modificada como psig e psia, para indicar respectivamente pressão manométrica (gauge) e absoluta.

Na borracharia da esquina, a calibração dos pneus é expressa em psi, mas se fala simplesmente libra, que é o modo preguiçoso de dizer libra-força por polegada quadrado. O sugerido pelo SI é pedir ao borracheiro para calibrar o pneu com 169 kPa, em vez de 26 libras.

F (N)

A (m2)

P (N/m2)

F (N) A (m2)

P (N/m2)

Variáveis do Processo

166

4.3. Tipos As medições de vazão são geralmente

classificadas como pressão manométrica, pressão absoluta ou pressão diferencial. Para evitar confusão, é conveniente colocar o sufixo na unidade, para cada tipo de medição: manométrica (g), absoluta (a) ou diferencial (d).

Pressão manométrica A pressão manométrica (gauge) é referida

à pressão atmosférica. Ela pode assumir valores positivos (maiores que o da pressão atmosférica) e negativos, também chamado de vácuo. A maioria dos instrumentos industriais mede a pressão manométrica.

Pressão absoluta A pressão absoluta é a pressão total,

incluindo a pressão atmosférica e referida ao zero absoluto. Ela só pode assumir valores positivos. Mesmo quando se necessita do valor da pressão absoluta, usa-se o medidor de pressão manométrica que é mais simples e barato, bastando acrescentar o valor da pressão atmosférica ao valor lido ou transmitido. Só se deve usar o medidor com elemento sensor absoluto para faixas próximas à pressão atmosférica; por exemplo, abaixo de 100 kPa. Fig. 7.3. Conceitos e tipos de pressão

Pressão atmosférica A pressão atmosférica é a pressão exercida

pelos gases da atmosfera terrestre e foi a primeira pressão a ser realmente medida.

Pressão faixa composta É aquela que tem pressões de vácuo e

pressões positivas em sua faixa de medição. Por exemplo, a faixa de -200 a 200 mm H2O.

Pressão diferencial A pressão diferencial é a diferença entre

duas pressões, exceto a pressão atmosférica. O transmissor de pressão diferencial para a medição de vazão e de nível é simultaneamente sensível e robusto, pois deve ser capaz de detectar faixas de pressão diferencial da ordem de centímetros de coluna d'água e suportar pressão estática de até 400 kgf/cm2.

Pressão dinâmica A pressão dinâmica da tubulação é a

pressão devida a velocidade do fluido ( 1/2 p v2). Chamada de pressão de impacto.

Pressão estagnação A pressão de estagnação é obtida quando

um fluido em movimento é desacelerado para a velocidade zero, em um processo sem atrito e sem compressão. Matematicamente, ela é igual a soma da pressão estática e da pressão dinâmica. Tem-se a pressão de estagnação na parte central do medidor tipo pitot.

Pressão estática A pressão estática do processo é a pressão

transmitida pelo fluido nas paredes da tubulação ou do vaso. Ela não varia na direção perpendicular a tubulação, quando a vazão é laminar.

Pressão hidrostática Pressão hidrostática é a pressão exercida

por líquidos no interior de vasos e tanques. Neste caso, a pressão é normal à superfície que contem o líquido. No mesmo plano horizontal, as pressões em um líquido são iguais

Pressão de vapor Quando há evaporação dentro de um

espaço fechado, a pressão parcial criada pelas moléculas do vapor é chamada de pressão de vapor. A pressão de vapor de um líquido ou sólido é a pressão em que há equilíbrio vapor-líquido ou vapor-sólido.

A pressão de vapor depende da temperatura e aumenta quando a temperatura aumenta. Esta função entre a pressão de vapor e a temperatura é a base da medição da temperatura através da medição da pressão de vapor de líquido volátil (classe SAMA II)

Pressão Atmosférica

Zero Absoluto

Pressão manométrica

Pressão absoluta

Pressão atmosférica

Pressão absoluta

Vácuo ou pressão manométrica negativa

Pressão medida

Pressão medida

Variáveis do Processo

167

4.4. Medição da pressão A medição e o controle da pressão servem

para atender algum ou vários dos seguintes objetivos

1. a proteção de equipamento, 2. a proteção de pessoal, 3. a medição de outra variável, por

inferência, 4. o controle do processo, para a

obtenção do produto dentro das especificações exigidas.

São disponíveis comercialmente vários elementos sensores de pressão. Os critérios de escolha devem considerar os aspectos econômicos e técnicos do processo.

Sob o ponto de vista de custos, devem ser considerados os custos da instalação, da manutenção, da energia, além do custo inicial do instrumento.

Como critérios técnicos, devem ser considerados a faixa da medição, a aplicação do sistema e as condições do processo O primeiro ponto a esclarecer é qual o tipo da pressão a ser medida, se absoluta, manométrica ou relativa. Depois os valores máximo e mínimo da faixa, a largura da faixa e finalmente o grau de preciso, a repetitividade, a rangeabilidade e outros parâmetros associados ao desempenho.

A escolha do mecanismo básico de medição da pressão depende da aplicação do sistema indicação local, indicação remota, controle, alarme, proteção. Existem elementos sensores que são limitados quanto ao torque mecânico, ao movimento, ao espaço e não podem ser usados em sistemas que requerem transmissão remota.

Fig. 7.4. Transmissor de pressão diferencial e sensor

Como o elemento sensor da pressão fica

em contato direto com o processo ou a pressão entra dentro do elemento sensor, é importante considerar o grau de corrosão, toxidez e sujeira do fluido do processo, para a escolha adequada do material de construção do

elemento. As vezes, deve-se usar o selo de pressão para isolar o fluido do processo do elemento sensor.

Em muitos processos as variáveis pressão e temperatura são dependentes, e por isso deve-se conhecer a faixa da temperatura na medição da pressão. Quando a temperatura é elevada, exige-se que o instrumento fique afastado do processo, principalmente quando o instrumento é eletrônico. Para resolver este problema, usa-se um tubo capilar de ligação e selagem.

Ainda com relação ao processo, é importante definir a exigência de proteção de sobre faixa (over range). Há elementos sensores que naturalmente apresentam proteção para sobre faixa; eles são especificados para operar em uma faixa normal de trabalho e podem ser submetidos a pressões mais elevadas, durante curtos períodos de tempo de situações anormais.

Os sensores podem ser divididos em duas grandes categorias mecânicos e eletrônicos 1. os sensores mecânicos sentem a variável

de processo e geram na saída uma força ou um deslocamento mecânico;

2. os sensores eletrônicos sentem a variável de processo e geram na saída uma militensão ou alteram o valor de um parâmetro passivo, como resistência elétrica, capacidade, indutância.

4.5. Sensores Mecânicos A pressão é determinada pelo balanço de

um sensor contra uma força desconhecida. Isto pode ser feito por outra pressão (balanço de pressão) ou força (balanço de força).

Os sensores a balanço de força mais usados são aqueles que requerem deformação elástica, como bourdon, espiral, helicoidais, foles e diafragmas. Os sensores a balanço de pressão mais conhecidos são o manômetro de coluna líquida e o detector de peso morto.

Tubo bourdon C O tubo Bourdon é o mais comum e antigo

elemento sensor de pressão, que sofre deformação elástica proporcional à pressão. Este elemento não é adequado para baixas pressões, vácuo ou medições compostas (pressões negativa e positiva), porque o gradiente da mola do tubo Bourdon é muito pequeno para medições de pressões menores que 200 kPa (30 psig) .

Os materiais usados para a confecção dos tubos Bourdon incluem Ni-Span C, bronze, monel, ligas (Be-Cu) e aços inoxidáveis (316 e 304) e sua escolha depende da faixa de pressão a ser medida. Usam-se materiais de

Variáveis do Processo

168

Teflon® ou nylon® para minimizar os desgastes e as folgas.

Fig. 7.5. Bourdon C e mecanismos associados

A pressão de processo a ser medida é

ligada na extremidade do tubo através de um soquete enquanto que a outra extremidade é selada hermeticamente. Por causa da diferença entre os raios interno e externo, o tubo Bourdon-C apresenta áreas diferentes para a pressão, logo, as forças exercidas são diferentes e tendem a tornar reto o tubo C. Obviamente, a faixa de pressão medida deve ser conveniente de modo a provocar deformações elásticas reversíveis. Quando se aplica uma pressão excessiva, o tubo se deforma definitivamente e pode haver até ruptura do tubo.

O movimento do tubo-C é não linear e deve-se projetar um sistema de acoplamento mecânico para linearizar este movimento com a pressão medida. Isto é conseguido através do sistema do ângulo caminhante, do pinhão, do pivô e de engrenagens ou setores de engrenagens (cams).

A precisão dos dispositivos é uma função do diâmetro do tubo Bourdon, da qualidade do projeto e dos procedimentos de calibração. Ela varia de ± 0,1% a ± 5% da amplitude de faixa, com a maioria caindo na faixa de ± 1%.

Fig. 7.6. Sensor de pressão espiral simples e dupla

Os tubos Bourdon podem ser secos ou cheios de algum líquido (e. g., glicerina).

O tubo Bourdon-C pode também ser em um transmissor de balanço de força. A pressão aplicada ao tubo tende a "retifica-lo". O tubo transmite a força resultante para a extremidade inferior da barra de força do transmissor. O mecanismo do transmissor de balanço de força pode incorporar um mecanismo de proteção de sobre faixa (overrange). Basta colocar um limitador do movimento da barra de força. Há proteção de 150% de sobre faixa.

O formato do tubo Bourdon é também variável e dependente da faixa de pressão medida tipo C, espiral, helicoidal e a hélice de quartzo fundido.

Os elementos sensores do tipo Bourdon C são os recomendados para instrumentos de medição local de pressão no gasoduto e em city gate.

Nos casos em que a pressão máxima do processo possa ultrapassar o limite de sobrepressão do instrumento, estes devem ser fornecidos com limitadores de sobrepressão ajustados para 100 % do valor de fundo de escala.

Os ranges de operação dos instrumentos devem ser escolhidos de maneira que a pressão de operação normal do processo esteja situada no segundo terço desta faixa, observada também a pressão máxima de operação.

Diafragma Os sensores de pressão cujo

funcionamento depende da deflexão de um diafragma são usados, há mais de um século. Nos últimos anos, os efeitos da histerese elástica, atrito e desvio foram reduzidos, conseguindo-se precisões de até ± 0,1% da amplitude de faixa. Novos materiais com melhores qualidades elásticas tem sido usados, como ligas de Berílio-Cobre e com pequenos coeficientes térmicos tais como ligas de Niquel-Span C. Quando se tem duras condições de trabalho, temperaturas extremas e atmosferas corrosivas, os materiais usados são Incomel® e aço inoxidável 304 e 316.

O diafragma é flexível, liso ou com corrugações concêntricas, feito de uma lâmina metálica com dimensões exatas. As vezes, usam-se dois diafragmas, soldados juntos pelas extremidades, constituindo uma cápsula. Fazendo-se o vácuo destas cápsulas, consegue-se a detecção da pressão absoluta.

A sensibilidade da cápsula ou do diafragma aumenta proporcionalmente ao seu diâmetro. Quanto maior a cápsula ou o diafragma, menores faixas e diferenças de faixa de pressão podem ser medidas.

Variáveis do Processo

169

Os diafragmas podem ser usados em unidades de transmissão e controle a base de balanço de movimento e de força.

Fig. 7.7. Sensores de pressão tipo fole

Fole Em geral, o fole transmite maior força e

pode detectar pressões levemente maiores que a cápsula de diafragma. As desvantagens do fole são sua dependência das variações da temperatura ambiente e sua fragilidade em ambientes pesados de trabalho. Como a cápsula de diafragma, o fole pode ser usado para medir pressões absolutas e relativas e em sistemas de balanço de movimentos ou de forças.

Coluna Líquida O sistema de balanço de pressão mais

simples é o manômetro ou indicador de pressão com coluna líquida. O princípio de funcionamento é simples a pressão criada pela coluna do líquido é usada para balancear a pressão a ser medida. A leitura da coluna líquida dá o valor da pressão desconhecida medida. A pressão exercida num ponto do líquido é igual à densidade do líquido multiplicada pela altura da coluna de líquido acima do ponto. O líquido mais usado no enchimento da coluna é o mercúrio por ter alta densidade e portanto exigir colunas pequenas. As características desejáveis do líquido são 1. ser quimicamente inerte e compatível com

o meio do processo, 2. ter interface visível e clara, sem revestir a

superfície do vidro, 3. ter tensão superficial pequena para

minimizar efeitos capilares, 4. ser fisicamente estável, não volátil sob as

condições de temperatura e vácuo de trabalho,

5. não congelar em baixas temperaturas, 6. ter densidade constante com temperatura e

pressão. Os fluidos normalmente usados possuem

faixa de densidade relativa entre 0,8 (álcool) e 13,6 (mercúrio).

Dentro da categoria dos manômetros visuais há uma grande variedade de barômetros: tubo-U e tubo inclinado.

Fig. 7.8. Diferentes colunas líquidas

4.6. Sensores Elétricos Os sensores de pressão eletrônicos podem

ser de todos tipos distintos ativos e passivos. O sensor ativo é aquele que gera uma militensão sem necessitar de nenhuma polarização ou alimentação. O sensor eletrônico passivo é aquele que varia a resistência, capacitância ou indutância em função da pressão aplicada. Ele necessita de uma tensão de alimentação para funcionar.

Cristal piezoelétrico O cristal piezoelétrico é um elemento

sensor de pressão eletrônico que gera uma militensão em função da pressão mecânica aplicada. Na prática, ele é pouco usado em medições industriais, por causa de seu alto custo. Ele é tipicamente usado em agulhas de toca-discos.

Strain gauge O strain gauge é elemento sensor de

pressão eletrônico mais usado. Ele varia sua resistência elétrica quando submetido à pressão positiva (compressão) ou negativa (descompressão). O strain gauge pode ser usado para medir torque, peso, velocidade, aceleração, além da pressão. O strain gauge é ligado ao circuito detector clássico da Ponte de Wheatstone, que requer a tensão de polarização em corrente contínua ou alternada.

Fig. 7.9. Strain gauge

Variáveis do Processo

170

4.7. Selo de pressão Selo é algo que isola dois componentes;

por exemplo, o fluido do processo isolado do sensor.

As funções principais de um selo são as de 1. proteger o fluido de processo de

congelamento e endurecimento devidos às variações da temperatura.

2. isolar materiais de processo venenoso, tóxico, corrosivo, mal cheiroso do sensor de pressão que é de material de construção padrão, não compatível com o fluido do processo.

3. evitar que fluidos viscosos e sujos entrem e entupam o elemento detector de pressão.

As características do líquido de selagem devem ser

1. líquido não-compressível, para transmitir a pressão.

2. pequeno coeficiente de temperatura 3. baixa viscosidade para operar mesmo

em baixas temperaturas 4. quimicamente estável, mesmo em altas

temperaturas

Fig. 7.10. Selos de pressão As três partes principais de um selo padrão

são as seguintes 1. recipiente superior, em contato com o

líquido de selagem e colocado na atmosfera não corrosiva, de material padrão, não especial. As vezes, possui um parafuso para enchimento do selo.

2. cápsula de diafragma, cheia com líquido de selagem. Está em contato com o fluido corrosivo do processo e por isso deve ser de metal resistente a corrosão ou revestido de Teflon® ou KEL-F®. A parte superior e a cápsula podem ser removidas sem desconectar a parte inferior, possibilitando ao operador limpar o conjunto sem reencher a unidade.

3. recipiente inferior, em contato direto com o fluido do processo, deve ser de metal ou

plástico resistente à corrosão. Pode haver uma conexão para permitir a purga contínua ou intermitente do fluido. Os selos podem ser soldados,

aparafusados ou flangeados nas linhas de processo.

4.8. Pressostato O pressostato é uma chave elétrica

acionada pela pressão, usado para energizar ou desenergizar circuitos elétricos, como uma função da relação entre a pressão de processo e um valor ajustado pré-determinado.

Fig. 7.14. Pressostato Os pressostatos são disponíveis para

detectar pressão absoluta, composta, manométrica ou diferencial, com precisões típicas de ±0,5% da amplitude de faixa e mudar o estado de um contato (geralmente elétrico), na saída.

O conjunto de chaveamento elétrico pode ser chave a mercúrio ou microswitch mecânica liga-desliga. A chave de mercúrio não contém partes mecânicas móveis e deve ser usada em lugares livres de vibrações e montada em nível.

A faixa ajustável é a faixa de pressão dentro da qual o ponto de ajuste pode ser referido. O ponto de ajuste é a pressão que atua a chave para abrir ou fechar um circuito elétrico. O pressostato pode atuar em seu ponto de ajuste pelo aumento da pressão (PSH) ou pela sua diminuição (PSL).

As características elétricas de um pressostato típico são: 115 V, com correntes de 0,3 a 10A em corrente continua ou alternada.

Os pressostatos devem possuir diferencial ajustável. O ajuste deve ser externo, e dotado de tampa protetora.

Os manômetros devem atender os seguintes requisitos:

a) mostrador de no mínimo 100 mm de diâmetro;

b) conexão de 1/2” NPT;

Variáveis do Processo

171

c) caixa em AISI 304 com grau de proteção IP 55;

d) ponteiro balanceado e com ajuste micrométrico;

e) disco de ruptura na parte traseira; f) material do soquete deve ser o mesmo

do elemento sensor, no mínimo aço inoxidável AISI 316.

4.9. Calibração da pressão Os padrões industriais para calibração de

pressão dependem da faixa medida, desde vácuo médio (10-1 mm Hg) até 103 MPa. Para pressões na faixa de 10-1 a 10-3 mm Hg, o indicador de vácuo McLeod é o padrão. Para pressões menores que 10-3, usam-se técnicas especiais envolvendo vazão através de sucessivos orifícios precisos e o manômetro McLeod.

Bomba padrão de peso morto O manômetro ou bomba de tempo morto

opera sob o princípio de se suportar um peso (força) conhecido por meio de uma pressão agindo sobre uma área conhecida. Isso satisfaz a definição de um padrão primário baseado em massa, comprimento e tempo. Os pesos para um dado instrumento de teste são normalmente identificados em termos de pressão, em vez de peso.

O manômetro a pistão ou peso morto é usado como padrão para a calibração de manômetros industriais. O instrumento a ser calibrado é ligado a uma câmara cheia de fluido cuja pressão pode ser ajustada por uma bomba ou válvula. A câmara também se liga com um pistão vertical em que vários pesos padrão são aplicados. A pressão é lentamente aumentada até que o pistão e os pesos pareçam flutuar, no ponto em que a pressão manométrica do fluido é igual ao peso morto suportado pelo pistão, dividido por sua área. Para maiores precisões, tomam-se cuidados especiais, como a diminuição do atrito entre o pistão e o cilindro, diminuição da área entre o cilindro e pistão, correção dos efeitos da temperatura, correção dos efeitos de deslocamento (buoyancy) do ar e do meio da pressão, condições da gravidade local, diferenças das alturas.

O método do peso morto só poderia medir pressões acima da pressão correspondente ao peso morto colocado (pressão de tara). Esta dificuldade é superada através de um arranjo físico especial.

A bomba de peso morto depende da aceleração da gravidade. Para um trabalho preciso, a gravidade sob a qual a bomba está sendo usada como padrão deve ser considerada. Se uma bomba de peso morto e a massa padrão de 1 kilograma são

transportados ao redor do mundo, a pressão gerada em cada ponto da terra variará com a variação da aceleração da gravidade. O mesmo se aplica a unidades como altura de coluna líquida. A força no fundo de cada coluna é proporcional à altura, densidade e aceleração da gravidade. A variação da aceleração da gravidade em redor do mundo é aproximadamente de ±0,1%. Isto pode ser desprezível em muitas aplicações práticas, porém, quando se tem transmissores com precisão especificada de ±0,25%, deve-se considerar os efeitos da diferença da gravidade induzida.

A bomba de peso morto permite calibrações na faixa de 104 a 5 x 106 Pa (0,1 a 50 bar) até 2 x 105 a 108 Pa (2,0 a 1000 bar), com incertezas da ordem de ±0,03% da pressão indicada com dados certificados fornecidos e rastreáveis com o laboratório nacional. Com cuidado, ela pode manter sua precisão durante longo período de tempo.

Coluna líquida em U Para padrão de pressão pequena,

principalmente para calibração de instrumentos de medição de vazão e nível, usa-se o manômetro da coluna em U. O uso da coluna líquida para a medição de pressão se baseia no princípio que uma pressão aplicada suporta uma coluna líquida contra a atração gravitacional. Quanto maior a pressão, maior a coluna líquida suportada.

A unidade de pressão da coluna líquida é o comprimento. Mesmo que o comprimento não seja reconhecido pelas normas ISO como unidade de pressão, por uma questão de conveniência e tradição, ele ainda é muito usado para medir pequenas pressões.

A área da seção transversal do tubo não afeta a medição e por isso pode ser não-uniforme. Em um determinado local, com g constante e conhecido, a sensitividade depende somente da densidade do fluido. Água e mercúrio são os líquidos mais usados; a água por ser o mais disponível e o mercúrio por ter uma altíssima densidade e como conseqüência, implicar em pequenas alturas de coluna.

Variáveis do Processo

172

Fig. 7.12. Manômetro digital para calibração Para melhorar a precisão devem ser

considerados os seguintes parâmetros: 1. a expansão da escala graduada 2. valor exato do g local 3. não verticalidade do tubo 4. dificuldade da leitura do menisco do

líquido formado pela capilaridade. 5. densidade do fluido cuja pressão está

sendo medida. Isto ainda depende da temperatura e da pressão. No caso de gases, depende também do conteúdo da umidade.

Para trabalho de alta precisão, todos estes fatores devem ser considerados. Tipicamente, para uma coluna d'água:

1. uma diferença de temperatura de 16 oC varia o fator de conversão para pascal de 0,18%.

2. diferenças devidas a gravidade são cerca de 0,1%.

3. o fator devido à densidade do ar é de 0,12%.

Com tais cuidados, pode-se ter precisão de até 0,01 mm Hg. Quando se usa coluna d'água para medir pressões diferenciais em altas pressões estáticas (ordem de 100 atmosferas), o erro devido ao desprezo da densidade do ar é da ordem de 10%.

O manômetro da coluna U pode ter várias formas, para aumentar sua precisão, como manômetro com poço, com escala inclinada e com micrômetro.

Manômetro de precisão Em instrumentação, é também comum usar

manômetros para calibrar outros manômetros. A ANSI, por exemplo, classifica os manômetros em sete classes de precisão.

O manômetro mais preciso (classe ANSI 4A) tem precisão de ±0,1% do fundo de escala. Eles tem diâmetro de 12 ou 16". Eles necessariamente devem ter grande tamanho físico, para possibilitar a leitura de 0,1%. Estes

manômetros tem compensação de temperatura. Eles devem ser manuseados com cuidado para preservar a precisão. Quando usando manômetros de faixa pequena com líquido como meio de pressão, o efeito da altura líquida entre a fonte de pressão e o dentro do manômetro deve ser considerado. É chamado de Manômetro de Precisão de Laboratório.

O manômetro com classe 3A é calibrado para uma precisão de ±0,25% do fundo de escala. Ele tem diâmetro de 6". Geralmente não tem compensação de temperatura e deve ser usado em temperaturas próximas de 23 oC. É chamado de Manômetro de Teste.

O manômetro com classe 2A, com precisão de ±0,5% do fundo de escala, também com diâmetro de 4 1/2" e sem compensação de temperatura, é chamado de Manômetro de Processo. É usado para a medição contínua do processo.

Outros manômetros, com classes A, B, C e D, tem precisões respectivas de ±1%, ±2%, 3-4% e 5% do fundo de escala.

Fig. 7.13. Uso do manômetro padrão para calibração

Quanto maior a precisão do manômetro,

maior é o seu custo, mais cuidado se requer em seu manuseio e maior freqüência de recalibração é necessária para manter sua precisão. Os manômetros de pior precisão geralmente são substituídos, quando quebrados, em vez de serem consertados.

O uso de manômetro de alta precisão com bourdon como padrão secundário ou de teste é conveniente e prático. Ele deve ter um certificado indicando o erro real, de modo que se possa aplicar a correção adequada. Porém, ele é sujeito a desgaste e requer calibrações freqüentes.

Variáveis do Processo

173

5. Temperatura

5.1. Definições A temperatura é uma quantidade de base

do SI, conceitualmente diferente na natureza do comprimento, tempo e massa. Quando dois corpos de mesmo comprimento são combinados, tem-se o comprimento total igual ao dobro do original. O mesmo vale para dois intervalos de tempo ou para duas massas. Assim, os padrões de massa, comprimento e tempo podem ser indefinidamente divididos e multiplicados para gerar tamanhos arbitrários. O comprimento, massa e tempo são grandezas extensivas. A temperatura é uma grandeza intensiva. A combinação de dois corpos à mesma temperatura resulta exatamente na mesma temperatura.

A maioria das grandezas mecânicas, como massa, comprimento, volume e peso, pode ser medida diretamente. A temperatura é uma propriedade da energia e a energia não pode ser medida diretamente. A temperatura pode ser medida através dos efeitos da energia calorífica em um corpo. Infelizmente estes efeitos são diferentes nos diferentes materiais. Por exemplo, a expansão termal dos materiais depende do tipo do material. Porém, é possível obter a mesma temperatura de dois materiais diferentes, se eles forem calibrados. Esta calibração consiste em se tomar dois materiais diferentes e aquecê-los a uma determinada temperatura, que possa ser repetida. Coloca-se uma marca em algum material de referência que não tenha se expandido ou contraído. Depois, aqueça os materiais em outra temperatura determinada e repetível e coloque uma nova marca, como antes. Agora, se iguais divisões são feitas entre estes dois pontos, a leitura da temperatura determinada ao longo da região calibrada deve ser igual, mesmo se as divisões reais nos comprimentos dos materiais sejam diferentes.

Um aspecto interessante da medição de temperatura é que a calibração é consistente através de diferentes tipos de fenômenos físicos. Assim, uma vez se tenha calibrado dois ou mais pontos determinados para temperaturas específicas, os vários fenômenos físicos de expansão, resistência elétrica, força eletromotriz e outras propriedades físicas termais, irá dar a mesma leitura da temperatura.

A lei zero da termodinâmica estabelece que dois corpos tendo a mesma temperatura devem estar em equilíbrio termal. Quando há comunicação termal entre eles, não há troca de coordenadas termodinâmicas entre eles. A

mesma lei ainda estabelece que dois corpos em equilíbrio termal com um terceiro corpo, estão em equilíbrio termal entre si. Por definição, os três corpos estão à mesma temperatura. Assim, pode-se construir um meio reprodutível de estabelecer uma faixa de temperaturas, onde temperaturas desconhecidas de outros corpos podem ser comparadas com o padrão, colocando-se qualquer tipo de termômetro sucessivamente no padrão e nas temperaturas desconhecidas e permitindo a ocorrência do equilíbrio em cada caso. Isto é, o termômetro é calibrado contra um padrão e depois pode ser usado para ler temperaturas desconhecidas. Não se quer dizer que todas estas técnicas de medição de temperatura sejam lineares mas que conhecidas as variações, elas podem ser consideradas e calibradas.

Escolhendo-se os meios de definir a escala padrão de temperatura, pode-se empregar qualquer uma das muitas propriedades físicas dos materiais que variam de modo reprodutível com a temperatura. Por exemplo, o comprimento de uma barra metálica, a resistência elétrica de um fio fino, a militensão gerada por uma junção com dois materiais distintos, a temperatura de fusão do sólido e de vaporização do líquido.

5.2. Unidades A 9a CGPM (1948) escolheu o ponto

tríplice da água como ponto fixo de referência, em lugar do ponto de gelo usado anteriormente, atribuindo-lhe a temperatura termodinâmica de 273,16 K. Foi escolhido o kelvin (anteriormente chamado de grau kelvin) como unidade base SI de temperatura.Permite-se o uso do grau Celsius (oC), escolhido entre as opções de grau centígrado e grau centesimal para expressar intervalos e diferenças de temperatura e também para indicar temperaturas em uso prático.

Em 1960, houve pequenas alterações na escala Celsius, quando foram estabelecidos dois novos pontos de referência: zero absoluto e ponto tríplice da água substituindo os pontos de congelamento e ebulição da água.

A 13a CGPM (1967) adotou o kelvin no lugar do grau kelvin e decidiu que o kelvin fosse usado para expressar intervalo e diferença de temperaturas.

Atualmente, kelvin é a unidade SI base da temperatura termodinâmica e o seu símbolo é K. O correto é falar simplesmente kelvin e não, grau kelvin. O kelvin é a fração de 1/273,16 da temperatura termodinâmica do ponto tríplice da água.

Na prática, usa-se o grau Celsius e o kelvin é limitado ao uso científico ou a cálculos que

Variáveis do Processo

174

envolvam a temperatura absoluta. Um grau Celsius é igual a um kelvin, porém as escalas estão defasadas de 273,15. A temperatura Celsius (Tc) está relacionada com a temperatura kelvin (Tk) pela equação:

Tc = Tk - 273,15 A constante numérica na equação (273,15)

representa o ponto tríplice da água 273,16 menos 0,01. O ponto de 0 oC tem um desvio de 0,01 da escala Kelvin, ou seja, o ponto tríplice da água ocorre a 0,01 oC ou a 0,00 K.

Os intervalos de temperatura das duas escalas são iguais, isto é, 1 oC é exatamente igual a 1 K.

O símbolo do grau Celsius é oC. A letra maiúscula do grau Celsius é, às vezes, questionada como uma violação da lei de estilo para unidades com nomes de pessoas. A justificativa para usar letra maiúscula é que a unidade é o grau e Celsius (C) é o modificador.

A temperatura pode ser realizada através do uso de células de ponto tríplice da água, com precisão de 1 parte em 104. Medições práticas tem precisão de 2 partes em 103. A escala e os pontos fixos são definidos em convenções internacionais que ocorrem periodicamente.

5.3. Escalas Para definir numericamente uma escala de

temperatura, deve-se escolher uma temperatura de referência e estabelecer uma regra para definir a diferença entre a referência e outras temperaturas. As medições de massa, comprimento e tempo não requerem concordância universal de um ponto de referência em que cada quantidade é assumida ter um valor numérico particular. Cada milímetro em um metro, por exemplo, é o mesmo que qualquer outro milímetro. Escalas de temperatura baseadas em pontos notáveis de propriedades de substâncias dependem da substância escolhida. Ou seja, a dilatação termal do cobre é diferente da dilatação da prata. A dependência da resistência elétrica com a temperatura do cobre é diferente da prata.

Assim, é desejável que a escala de temperatura seja independente de qualquer substância. A escala termodinâmica proposta pelo barão Kelvin, em 1848, fornece uma base teórica para a escala de temperatura independente de qualquer propriedade de material e se baseia no ciclo de Carnot.

5.4. Escala Prática Internacional de Temperatura (EPIT)

O estabelecimento ou fixação de pontos para as escalas de temperatura é feito para que qualquer pessoa, em qualquer lugar ou tempo possa replicar uma temperatura específica para criar ou verificar um termômetro. Os pontos específicos de temperatura se tornam efetivamente nos protótipos internacionais de calor. A Conferência Geral de Pesos e Medidas aceitou esta EPIT, em 1948, emendou-a em 1960, e estabeleceu uma nova em 1968 (com 13 pontos) e em 1990 (com 17 pontos).

A Escala Prática Internacional de Temperatura (EPIT) foi estabelecida para ficar de conformidade, de modo aproximado e prático, com a escala termodinâmica. No ponto tríplice da água, as duas escalas coincidem exatamente, por definição. A EPIT é baseada em pontos fixos, que cobrem a faixa de temperatura de -270,15 a 1084,62 oC. Muitos destes pontos correspondem ao estado de equilíbrio durante a transformação de fase de determinado material. Os pontos fixos associados com o ponto de solidificação ou fusão dos material são determinados à pressão de uma atmosfera padrão (101,325 Pa)

Além destes pontos de referência primários, foram estabelecidos outros pontos secundários de referência, que são mais facilmente obtidos e usados, pois requerem menos equipamentos. Porém, alguns pontos secundários da EPIT 1968 se tornaram primários na EPIT 1990.

Fig. 6.1. Termômetro de vidro

Variáveis do Processo

175

Fig. 7.15. – Escalas de temperatura Há dois motivos para se ter tantos pontos

para fixar uma escala de temperatura: 1. poucos materiais afetados pelo calor

mudam o comprimento linearmente ou uniformemente. Tendo-se vários pontos, a escala pode ser calibrada em faixas estreitas, onde os efeitos não linearidade podem ser desprezados.

2. nenhum termômetro pode ler todas as temperaturas. Muitos pontos fixos permite um sistema robusto de calibração.

Tab. 3.1 - Pontos Fixos da Escala Prática Internacional de Temperatura (1990)

# Material Estado Temperatura

OC

1 He Vapor -270,15 a -268,15

2 e-H2a Ponto triplob -259,346 7 3 e-H2 Vapor ~-256,16 4 e-H2 Vapor ~-252,85 5 Ne Ponto triplo -248,593 9 6 O2 Ponto triplo -218,791 6 7 Ar Ponto triplo -189,344 2 8 Hg Ponto triplo -38,834 4 9 H20 Ponto triplo 0,01 10 Ga Fusão 27,764 6 11 In Fusão 156,598 5 12 Sn Fusão 231,928 13 Zn Fusão 419,527 14 Al Fusão 660,323 15 Ag Fusão 961,78 16 Au Fusão 1064,18 17 Cu Fusão 1084,62

Notas: a - eH2 hidrogênio em concentração de

equilíbrio das formas ortomolecular e paramolecular,

b - Ponto triplo: temperatura em que as fases sólida, líquida e gasosa estão em equilíbrio. Entre os pontos fixos selecionados, a

temperatura é definida pela resposta de sensores específicos com equações experimentais para fornecer a interpolação da temperatura. Várias definições diferentes são fornecidas, na EPIT de 1990 para temperaturas muito baixas, próximas do zero absoluto. Nestas temperaturas, usa-se um termômetro de gás He para medir a pressão e a temperatura é inferida desta pressão. Na faixa de 13,8033 K e 961,78 oC a temperatura é definida por um termômetro de resistência de platina, que é calibrado em conjuntos específicos de pontos fixos com equações de interpolação cuidadosamente definidas.

Acima de 1064,18 oC, a temperatura é definida por pirômetro óptico de radiação, onde a lei de Planck relaciona esta radiação com a temperatura.

A EPIT é continuamente revista e uma nova versão pode estender a faixa para o extremo inferior de 0,5 K, substituindo o instrumento de interpolação a termopar com uma resistência de platina especial e atribuir valores com proximidade termodinâmica para os pontos fixos. Atualmente o mínimo valor definido na EPIT é 13,81 K.

A calibração de um dado instrumento medidor de temperatura é geralmente feita submetendo-o a algum ponto fixo estabelecido ou comparando suas leituras com outros padrões secundários mais precisos, que tenham sido rastreados com padrões primários. A calibração com outro instrumento padrão é feita através do seguinte procedimento: 1. colocam-se os sensores dos dois

instrumentos em contato íntimo, ambos em um banho de temperatura,

2. varia a temperatura do banho na faixa desejada,

3. permite que haja equilíbrio em cada ponto e

4. determinam-se as correções necessárias. Termômetros com sensores de resistência

de platina e termopares geralmente são usados como padrões secundários.

32 oF (492 oR) 0 oF (460 oR)

0 oC (273 K)

oC (K) oF (oR)

212 oF (672 oR) 100 (373)

OC = (oF - 32)/1,8 F=1,8C+32

escalas

sensor

180 oF (492 oR ) 100 oC – 100 K

Variáveis do Processo

176

Fig. 7.16. Indicador de temperatura com enchimento termal

5.5. Medição da Temperatura

Introdução A medição pode ser medida por sensores

mecânicos e elétricos. Os principais sensores mecânicos são o bimetal e o sistema de enchimento termal. Os principais sensores elétricos são o termopar e o detector de temperatura e resistência (RTD).

O sensor bimetal funciona baseando-se na dilatação diferente para metais diferentes. A variação da temperatura medida causa variação no comprimento e no formato da barra bimetal, que pode ser usada para posicionar o ponteiro na escala de indicação de temperatura.

O sistema de enchimento termal é formado por um bulbo sensível, um sensor de pressão, um tubo capilar de interligação e um fluido de enchimento. O fluido pode ser gás (tipicamente nitrogênio), fluido não volátil (glicerina ou óleo de silicone) ou um fluido volátil (éter etílico). A temperatura é medida através da variação da pressão do gás ou da pressão de dilatação do fluido não volátil ou da pressão de vapor do fluido volátil.

A medição de temperatura por termopar se baseia na militensão gerada pela diferença de temperatura entre as duas junções de dois metais diferentes. A medição de temperatura por resistência elétrica se baseia na variação da resistência elétrica de metais ou termistores depender da variação da temperatura medida.

Sensores Existem vários modos de se determinar a

temperatura, incluindo o termômetro a gás, o termômetro paramagnético, o termômetro de radiação de Planck. Porém, são métodos para

a determinação termodinâmica da temperatura e só possuem interesse científico e teórico e por isso, são restritos a laboratórios de pesquisa.

Em siderurgia e metalurgia, quando se tem altas temperaturas, são utilizados medidores de temperatura tipo radiação de energia. Alguns que utilizam o olho humano como detector e todos servem para medir temperaturas entre 1 200 e 3 000 oC. Há ainda pirômetros com detectores de infravermelho e com padrões de referência objetivos.

Em laboratórios, é comum o uso de termômetros de hastes de vidro. São tubos de vidro transparente, contendo um fluido no seu interior capilar. A dilatação do fluido é proporcional à temperatura sentida no bulbo. São simples e baratos, porém são frágeis e fornecem apenas leitura local. São aplicados em laboratórios, oficina de instrumentação e para medição clínica da temperatura do corpo humano.

Os sensores de temperatura podem ser classificados, de um modo geral, em mecânicos e eletrônicos. Os sensores mecânicos mais usados são os seguintes:

1. bimetal 2. enchimento termal 3. haste de vidro Os sensores elétricos mais usados são: 1. termopar 2. resistência metálica 3. termistores ou resistência a

semicondutor Há ainda os pirômetros ópticos e de

radiação, para medição de temperatura sem contato direto.

Tab. 3.2 - Faixas e métodos de medição

Métodos Faixa de Medição oC

Termopares -200 a 1700 Enchimento -195 a 760 RTD -250 a 650 Termistores -195 a 450 Radiação -40 a 3000

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A seleção do elemento sensor de temperatura mais adequada é parecida com a escolha dos elementos de pressão. É uma tarefa mais simples pois não envolve necessariamente as características do fluido do processo, como ocorre na do medição de nível e vazão. Um método de medição de vazão ou nível pode não funcionar, o que também é diferente do meio de medição de temperatura. Geralmente, o meio de medição de temperatura escolhido funciona e, na escolha, deve-se preocupar mais com os aspectos de custo, precisão, tempo de resposta, faixa de medição, preferência e vantagens de manutenção.

Os parâmetros da escolha são 1. função requerida indicação, registro ou

controle. 2. local de montagem e display 3. a faixa de medição, com os valores de

trabalho, máximo e mínimo da faixa. As medições de temperaturas muito baixas (< -50 oC) e elevadas (>150 oC), requerem cuidados especiais.

Termômetros de vidro Em um termômetro com haste de vidro, a

variação volumétrica resultante da expansão termal é interpretada como temperatura. Este termômetro foi o primeiro sistema de expansão termal fechado e foi conhecido desde o século XVIII, quando Gabriel Daniel fahrenheit investigava a expansão do mercúrio.

O termômetro de vidro é constituído de: 1. bulbo sensor 2. haste de vidro com escala graduada e

com um tubo capilar interno 3. fluido de enchimento O bulbo sensor é a parte sensível do

termômetro e deve ser colocado no local onde se quer medir a temperatura. A maioria do fluido fica no bulbo.

A haste de vidro possui um tubo capilar interno, onde o fluido irá se expandir. Embora o bulbo e o tubo capilar possam ser do mesmo material, é mais conveniente usar um vidro para o bulbo com um bom fator de estabilidade e para o capilar usa-se um vidro fácil de ser trabalhado.

Para garantir a precisão do termômetro de vidro, o tubo capilar deve ter uma área anelar uniforme ou então, o termômetro deve ser calibrado em muitos pontos.

Fig. 7.17. Termômetro de haste de vidro O termômetro de haste de vidro pode medir

faixas estreitas de temperatura. Por exemplo, o termômetro clínico tem

1. comprimento útil de 100 mm, 2. faixa de medição de 35,0 e 42,0 oC 3. volume do bulbo de 0,5 cm3 4. diâmetro do capilar de 0,025 mm A haste é freqüentemente projetada e

construída com uma escala amplificadora, para melhorar a leitura.

O fluido de enchimento pode ser líquido ou gás. Os líquidos mais usados são:

1. mercúrio, cujo fator de expansão é de 0,005%/oC e é linear. Assim, o volume do bulbo deve ser cerca de 10 000 vezes o volume do capilar entre duas marcações separadas por 0,5 oC.

2. álcool 3. pentano 4. éter O termômetro de mercúrio pode ser usado

entre –39 oC (ponto de solidificação) e 538 oC (ponto de ebulição). A desvantagem do mercúrio é sua toxidez.

Os termômetros com álcool e éter são usados em temperaturas mais baixas. Geralmente adiciona-se tinta colorida (azul, verde, vermelha) para aumentar a visibilidade.

O espaço acima da coluna de mercúrio até o topo selado da escala é evacuado, mas pode ser preenchido com gás inerte seco, como nitrogênio, para aumentar a faixa de medição de temperatura.

Outra característica importante do termômetro de haste, principalmente do clínico, é uma restrição colocada no tubo capilar, que evita a volta do fluido para o bulbo, quando a temperatura baixa. Esta restrição torna o

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termômetro um indicador de máximo. Assim, para possibilitar a leitura de qualquer temperatura, deve-se zerar ou resetar o termômetro, sacudindo-o antes do uso.

Para minimizar a quebra acidental do bulbo de vidro, é comum se usar um poço termal metálico para proteger o bulbo.

As vantagens do termômetro de vidro são: 1. baixo custo 2. simplicidade 3. grande duração, se manipulado

corretamente As desvantagens são: 1. leitura difícil 2. confinamento ao local de medição 3. não adaptável para transmissão,

registro ou controle automático 4. susceptível de quebra, pois é de vidro

frágil Mesmo um termômetro de haste de vidro

deve ser calibrado periodicamente, onde se inspecionam visualmente e verificam as dimensões, permanência do pigmento, estabilidade do bulbo e precisão da escala. Depois da calibração, podem ser feitas correções, aplicados fatores de correção ou o termômetro pode ser descartado.

Norma de referência: ASTM E 77 – 92: Standard Test Method for Inspection and Verification of Thermometers. Várias normas ASTM cobrem os termômetros clínicos.

Bimetal O termômetro a bimetal possui todos os

componentes de medição – sensor, condicionador e indicador – em um único invólucro.

O princípio de funcionamento é simples dois metais com coeficientes de dilatação térmica diferentes são soldados formando uma única haste. à uma determinada temperatura, a haste dos dois metais está numa posição; quando a temperatura varia, a haste modifica a sua posição produzindo uma força ou um movimento.

As partes do termômetro a bimetal são 1. o sensor, em contato direto com a

temperatura 2. os elos mecânicos, para amplificar

mecanicamente os movimentos gerados pela variação da temperatura, detectada pelo bimetal.

3. a escala acoplada diretamente aos elos mecânicos, para a indicação da temperatura medida.

4. opcionalmente, pode-se usar o sistema de transmissão.

As vantagens do bimetal são: 1. baixo custo, 2. simplicidade do funcionamento

3. facilidade de instalação e de manutenção

4. largas faixas de medição 5. possibilidade de ser usado com os

mecanismos de transmissão.

Fig. 7.18. Bimetal

As desvantagens são 1. precisão ruim 2. não linearidade de indicação 3. grande histerese 4. presença de peças moveis que se

desgastam 5. facilidade de perder calibração A principal aplicação para o termômetro a

bimetal é em indicação local de temperaturas de processo industrial. É muito usado para controle comercial e residencial de temperatura associado a ar condicionado e refrigeração.

O sensor a bimetal integral ao instrumento não pode ser calibrado isoladamente mas somente pode ser inspecionado visualmente, para verificar corrosão ou danos físicos evidentes.

O que se faz é calibrar o sistema de indicação, colocando-se o termômetro em um banho de temperatura e comparando as indicações do termômetro com as indicações de um termômetro padrão colocado junto. O termômetro a bimetal pode ser calibrado e, se necessário, ajustado nos pontos de zero e de amplitude de faixa.

Termômetros para city gate Os termômetros bimetálicos devem ter as

seguintes características gerais: a) mostrador de no mínimo l00 mm de

diâmetro; b) conexão ao poço de 1/2” NPT; c) haste de aço inoxidável AISI 316 com

diâmetro externo de 6 mm; d) incerteza de medição: 1 % do “span”; e) caixa de AISI 304, com grau de proteção

IP -55; f) ajuste de zero no ponteiro. As escalas devem ser de fundo branco com

caracteres pretos. Recomenda-se os seguintes

Variáveis do Processo

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valores padronizados para os ranges, em °C: -50/0/50; 0/100; 0/150; 0/200; 0/300; 0/400; 0/500; 0/600.

O diâmetro mínimo de linha para instalação de poços para instrumentos de temperatura será 2".

5.6. Termopar

Princípio de funcionamento Os termopares transformam calor em

eletricidade. As duas extremidades de dois fios de metais diferentes (e.g., ferro e constantant®), são trançadas juntas para formar duas junções: uma de medição e outra de referência. Um voltímetro ligado em paralelo irá mostrar uma tensão termelétrica gerada pelo calor. Esta tensão é função da 1. diferença de temperatura entre a junção de

medição e a junção de referência, que é o princípio da medição da temperatura.

2. tipo do termopar usado. Pesquisas são desenvolvidas para se encontrar pares de metais que tenham a capacidade de gerar a máxima militensão quando submetidos a temperaturas diferentes.

3. homogeneidade dos metais. As instalações de termopar requerem calibrações e inspeções periódicas para verificação do estado dos fios termopares. A degradação do termopar introduz erros na medição.

Circuito de medição O circuito de medição completo deve

possuir os seguintes componentes básicos 1. o termopar, que está em contato com o

processo. O ponto de junção dos dois metais distintos é chamado de junta quente ou junta de medição.

2. a junta de referência ou junta fria ou junta de compensação, localizada no instrumento receptor. Como a militensão é proporcional à diferença de temperatura entre as duas junções, a junta de referência deve ser constante. Como nos primeiros circuitos havia um recipiente com água + gelo, para manter a junta de referência em 0 oC, a junta de referência é também chamada de junta fria. Mesmo quando se mede temperatura abaixo de 0 oC, portanto quando a junta quente é mais fria que a junta fria, os nomes permanecem, por questões históricas. Atualmente, em vez de se colocar um pouco prático balde com água + gelo, utiliza-se o circuito de compensação com termistores e resistências.

3. circuito de detecção do sinal de militensão, geralmente a clássica ponte de Wheatstone, com as quatro resistências de balanço. Na prática o circuito é mais complexo, colocando-se potenciômetros ajustáveis no lugar de resistências fixas. Os ajustes correspondem aos ajustes de zero e de amplitude de faixa.

4. a fonte de alimentação elétrica, de corrente contínua, para a polarização dos circuitos elétricos de detecção, amplificação e condicionamento do sinais.

Configurações As configurações de ligações podem ser de

três tipos básicos 1. o termopar é ligado diretamente do

processo para o instrumento receptor remoto. Os fios de ligação devem ser de termopar, do mesmo tipo que a junta de medição, a fim de não introduzir erros de medição. Atualmente, são desenvolvidos fios de extensão feitas de ligas com características termelétricas iguais as do termopar e de menor custo.

2. o termopar é ligado ao transmissor eletrônico de temperatura. A entrada do transmissor é o termopar, ligado ao processo e a saída é o sinal padrão de corrente, de 4 a 20 mA cc. A vantagem dessa ligação é que o fio de transmissão é de cobre comum mais econômico que o fio de termopar.

3. O termopar é ligado ao transmissor pneumático de temperatura. A entrada do transmissor é o termopar, em contato com o processo e a saída do transmissor é o sinal pneumático padrão, de 20 a 100 kPa. Essa configuração é adequada quando se tem o instrumento receptor de natureza pneumática.

Fig. 7.19. Transmissor inteligente de temperatura

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Tipos de termopares Existem vários tipos de termopares,

designados por letras; cada tipo apresentando maior linearidade em determinada faixa de medição. Essa variedade de tipos facilita a escolha, principalmente porque há muita superposição de faixa, havendo uma mesma faixa possível de ser medida por vários termopares.

A militensão gerada é de corrente contínua. O termopar é polarizado e cada metal corresponde a uma polaridade. Convenciona-se que o primeiro nome do termo corresponde ao pólo (+).

Os tipos mais utilizados são 1. tipo J, de Ferro (+) e Constantant (-),

com faixa de medição até 900 oC. Para a identificação, o Fe é o fio magnético.

2. tipo K, de Cromel (+) e Alume1 (-), para a faixa de medição até 1.200 oC, sendo o Cromel levemente magnético.

3. tipo T, de Cobre (+) e Constantant (-), para faixa até 300 oC. É fácil a identificação do cobre por causa de sua cor característica.

4. tipo S, com a liga (+) de Platina (90%) + Ródio (10%) e Platina pura (-). Atinge até medição de 1.500 oC e para identificação, platina pura é a mais maleável.

5. tipo R, também liga (+) de Platina (87%) + Ródio (13%) e Platina (-), com a mesma faixa de medição até 1.500 oC e identificando-se a platina pura pela maior maleabilidade.

Fig. 7.20. Sistema completo: bulbo, sensor e poço

Cada curva de termopar é diferente entre si

e todas possuem regiões não-lineares. As curvas são necessárias e úteis para a calibração do receptor de termopar. Quando se quer calibrar um instrumento indicador-registrador de temperatura a termopar, em vez de se ter um banho de temperatura, simula-se

diretamente um sinal de militensão substituindo-se o termopar.

Fig. 7.21. Instalação do sensor

Fig. 7.22. Curvas dos vários tipos de termopar

Vantagens e limitações O termopar apresenta todas as vantagens

inerentes ao sistema elétrico. Por isso, quando comparado ao sistema mecânico de enchimento termal tem-se

1. menor tempo de atraso, 2. maiores distâncias de transmissão, 3. maior flexibilidade para alterar as faixas

de medição, 4. maior facilidade para reposição do

elemento sensor, quando danificado 5. maior precisão. Quando comparado com a resistência

detectora de temperatura, tem-se 1. o custo do elemento termopar é menor, 2. o tamanho do elemento sensor é menor,

portanto com tempo de resposta menor e mais conveniente para montagem.

3. calibração é is fácl.

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4. verificações de calibração mais fáceis. Aliás, a medição de temperatura com termopar é autoverificável, quando se tem o dispositivo de proteção de queima (burnout) do termopar. Incorpora-se no circuito de medição, um sistema para levar a indicação da leitura para o fim ou para o início da escala, quando ocorrer o rompimento da junta de medição.

5. flexibilidade para modificação do circuito, para medição de soma ou subtração de temperaturas.

6. as larguras de faixas medidas são maiores que as conseguidas no sistema mecânico e com o bulbo de resistência. Porém, ele apresenta desvantagens, com

relação ao sistema de enchimento mecânico e com relação ao bulbo de resistência elétrica 1. a característica temperatura x militensão

não é linear totalmente. 2. o sinal de militensão pode captar ruídos na

linha de transmissão. 3. o circuito de medição é polarizado, quando

o da resistência não o é. 4. requer circuito de compensação das

variações da temperatura ambiente. 5. a junta de medição pode se deteriorar, se

oxidar e envelhecer com o tempo. Os termopares são aplicados em medições

de temperaturas em um ponto e não em uma região média) onde se requer pequenos atrasos. Ele é conveniente em sistemas que envolvem muitos pontos de medição, sendo selecionado instantaneamente um único ponto para indicação ou registro.

Calibração do termopar Como a homogeneidade dos fios

componentes do termopar pode se modificar, o termopar e os fios de extensão de termopar devem ser periodicamente calibrados. A calibração consiste em verificar se as suas características se afastaram dentro da tolerância (termopar bom) ou além da tolerância (termopar deve ser descartado).

As técnicas de calibração do termopar tem sido melhoradas constantemente em velocidade e confiabilidade, por causa do uso do microprocessador. A técnica antiga consistia em ligar o instrumento receptor do termopar aos terminais de um potenciômetro portátil de militensão, medir a temperatura destes terminais com um termômetro padrão, ajustar a saída do potenciômetro para dar a indicação teórica no receptor e anotar o ajuste do potenciômetro. Finalmente, se procurava a temperatura correspondente em tabelas padrão. Este processo consumia muito tempo e era susceptível a erros potenciais.

A medição de temperatura nos terminais é necessária porque um termopar contem inerentemente duas junções de metais diferentes e não apenas uma. A saída de tensão deste sistema de termopar é afetada pelas temperaturas de ambas as junções. A medição da temperatura da junção de medição, deste modo, requer o conhecimento da temperatura da junção de referência. Em muitos instrumentos, a junção de referência ocorre nos terminais de ligação neste instrumento receptor.

O microprocessador simplificou muito a calibração do termopar. Sua memória pode conter as curvas de temperatura (tensão x temperatura) para os diferentes termopares. Estas curvas são geradas usando-se equações publicadas pelo National Institute of Standards and Technology. Um instrumento a microprocessador também faz a medição da temperatura da junção de referência, incorporando-a em um resultado compensado corretamente. Quando a calibração do instrumento baseado em microprocessador recebe uma tensão, ele imediatamente translada para a unidade de temperatura (oC), de acordo com tabelas contidas na sua memória e indica digitalmente estes valores.

Para calibrar instrumentos com termopar, a técnica básica é fornecer um sinal conhecido para o instrumento receptor para garantir que ele está dando uma indicação precisa e exata. O calibrador fornece este sinal de uma fonte estável e monitora, ao mesmo tempo, o sinal com o sistema de medição do próprio calibrador. A curva temperatura versus tensão armazenada no sistema do microprocessador do calibrador é o ponto de referência para gerar uma saída correta. Assim, o calibrador simula o termopar, gerando uma tensão correspondente à temperatura e indicando temperatura (e não tensão).

Além de calibrar e ajustar o instrumento receptor (registrador, indicador, controlador), deve-se calibrar o sensor em si. O sensor pode ser substituído por um sensor novo calibrado ou pode ser removido e calibrado em um laboratório de temperatura. Ele também pode ser calibrado no local se um sensor padrão de referência puder ser instalado temporariamente próximo do termopar de trabalho. Este caso nem sempre é possível, mas quando possível, ele deve ser preferido. Sua vantagem é que o sensor instalado é aferido em sua condição real de operação. Um calibrador tendo dois canais de entrada torna este método prático.

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Tab.16.3. Características dos Termopares Padrão ISA

Tipo Material +/-

Sensitividade mV/K

Temperatura K

Incerteza % v.m.

F.e.m. (mV)

T Cobre/Constantant 0,05 3 a 675 0,5 -6,258 a 20,869 J Ferro/Constantant 0,05 63 a 1475 1,0 -8,096 a 42,922 K Cromel/Alumel 0,04 3 a 1645 1,0 -6,458 a 54,875 E Cromel/Constantant 0,08 3 a 1275 1,0 -9,835 a 76,358 R Pt + 10% Rh/Pt 0,01 224 a 2035 0,5 -0,226 a 21,108 S Pt + 13%Rh/Pt 0,01 224 a 2035 0,5 -0,236 a 18,698 B Pt + 30%Rh/Pt + 6%Rh 273 a 2000 0,5 0 a 13,814

Notas:

1. Conforme Norma ISA MC 96.1, Temperature Measurement Thermocouples, 1975. 2. Cromel® e Alumel® são marcas registradas de Hoskins Co. 3. A militensão se refere à junção de referência a 0 oC.

5.7. Resistência detectora de temperatura (RTD)

Princípio de funcionamento A resistência elétrica dos metais depende

da temperatura; este é o princípio de operação do sensor de temperatura a resistência elétrica (RTD - Resistance Temperature Detector). Quando se conhece a característica temperatura x resistência e se quer a medição da temperatura, basta medir a resistência elétrica. Essa medição é fácil e prática.

Normalmente, a resistência metálica possui o coeficiente térmico positivo, ou seja, o aumento da temperatura implica no aumento da resistência elétrica. A resistência de material semicondutor (Si e Ge) e as soluções eletrolíticas possuem coeficientes térmicos negativos, onde o aumento da temperatura provoca a diminuição da resistência. A resistência elétrica a semicondutor, com coeficientes negativos, é chamada de termistor e é usada também como sensor de temperatura e nos circuitos de compensação de temperatura ambiente das juntas de referência do termopar.

Os tipos mais comuns de resistência metálica são a platina, níquel e cobre.

Fig. 7.24. Curvas de resistência x temperatura .

Materiais da RTD Teoricamente, qualquer metal pode ser

usado como sensor de temperatura, porém, na prática industrial, são usados apenas aqueles que apresentam propriedades convenientes, tais como:

1. linearidade entre variação da resistência termal e temperatura

2. estabilidade termal 3. ductilidade (propriedade de ser

transformado em fio fino) 4. disponibilidade comercial 5. preço acessível Os metais mais usados são: platina, níquel

e cobre. Também é usado material semicondutor (termistor).

Variáveis do Processo

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Platina A platina (Pt) é usada para medição de

faixas entre 0 e 650 oC. A característica resistência x temperatura é linear nesta faixa e apresenta grande coeficiente de temperatura. O sensor Pt 100 tem resistência de 100 Ω à 0 oC e de aproximadamente 139 Ω à 100 oC.

Embora a mais cara, a platina possui as seguintes vantagens

1. é disponível em elevado grau de pureza,

2. é resistente à oxidação, mesmo à alta temperatura,

3. é capaz de se transformar em fio (dúctil).

Níquel O níquel (Ni) é o segundo metal mais

utilizado para a medição de temperatura. É também encontrado em forma quase pura, entre 0 oC a 100 oC apresenta um grande coeficiente termal. Porém, a sua sensibilidade decresce bruscamente em temperaturas acima de 300 oC. A sua curva resistência x temperatura é não linear.

Cobre O cobre (Cu) é outra resistência utilizada,

porém em menor freqüência que as resistências de Platina e de Níquel.

Quando comparada com o termopar, a resistência detectora de temperatura de platina apresenta as seguintes vantagens 1. altíssima precisão. Provavelmente a

medição de temperatura através da platina é a mais precisa em todo o campo da instrumentação.

2. não apresenta polaridade (+) e (-). 3. apropriada para medição de temperatura

média enquanto o termopar é adequado para medição de temperaturas em um ponto.

4. capaz de medir amplitude de faixa estreita; de até 5 oC

5. mantém-se estável, precisa e calibrada durante muitos anos. As desvantagens são

1. o alto custo, 2. os bulbos maiores, 3. o tempo de resposta é mais demorado, 4. o auto-aquecimento da resistência

constitui um problema 5. a exigência de fiação com 3 ou 4 fios para

a compensação da temperatura ambiente. A resistência detectora de temperatura é

aplicado quando se quer uma medição com altíssima precisão e estabilidade e quando a amplitude de faixa de medição é estreita.

Fig. 7.25. Resistências dentro de bulbos, com os cabeçotes de acesso

Termistor O termistor é considerado um detector de

temperatura a resistência (RTD). As diferenças básicas entre o termistor e uma resistência convencional são as seguintes

1. o coeficiente de temperatura é negativo,

2. sua resposta é mais rápida e seu tamanho é menor,

3. seu custo é muito menor que o da resistência de Pt ou Ni,

As suas desvantagem são a limitação das faixas de medição (-50 a 300 oC) e a menor precisão.

A maior aplicação do termistor é em circuitos de compensação de temperatura ambiente na junta de termopar.

Configurações O RTD pode ser ligado diretamente ao

receptor. A ligação pode ser feita através de 2, 3 ou 4 fios. O terceiro e o quarto fio são usados para compensar as variações da resistência dos fios de transmissão do sinal provocadas pela temperatura ambiente variável.

O RTD é elemento sensor do transmissor eletrônico de temperatura. A entrada do transmissor é a resistência e sua saída é o sinal padronizado de corrente, entre 4 a 20 mA cc. A vantagem dessa fiação é que o fio de transmissão é comum e não requer compensação.

O RTD é também o elemento sensor do transmissor pneumático de temperatura. A entrada do transmissor é a resistência e a saída é o sinal pneumático padrão de 20 a 100 kPa. Esta instalação é típica para instrumentação pneumática de painel e medição de temperatura com detector de temperatura a resistência.

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5.8. Acessórios

Bulbo O bulbo termal serve para encerrar o fluido de enchimento do sistema

termal mecânico. Nessa configuração, o elemento de temperatura é formado pelo conjunto bulbo + capilar + elemento sensor de pressão. O sistema é totalmente selado, sem vazamento e sem bolhas de ar,

proteger o termopar ou o fio de resistência detectora de temperatura dos rigores do processo.

Em qualquer situação o bulbo está em contato direto com o processo, quando não há poço. Os seus materiais de construção são o aço inoxidável AISI 316 e ligas especiais, como Monel®, Hastelloy® e metais nobres como Ti, Pt, Ta.

Fig. 7.26. Bulbos de temperatura A geometria do bulbo de temperatura varia

com o fabricante e com as exigências do processo. Há recomendações da Scientific Apparatus Manufacturer Association (SAMA) para normalizar os nomes das partes notáveis do bulbo:

parte sensível (X), é a parte que envolve o elemento sensor (termopar ou resistência) ou a parte que sente a temperatura, ficando em contato com o ponto que se quer medir a temperatura. A parte sensível pode ser ajustável (50 a 450 mm).

extensão (J) é a distância que vai do ponto onde é fixado o bulbo até o início da parte sensível. A extensão pode ser rígida ou dobrável.

inserção (U) é a soma da extensão e da parte sensível; é toda a parte que fica mergulhada ou no interior do processo. Tem-se U = X + J.

diâmetro (Y) do bulbo, ou mais precisamente, o diâmetro da parte sensível, que é função do tamanho do bulbo e da amplitude de faixa de temperatura medida, quando de enchimento termal.

união, que é opcional. Quando há união, ela pode ser fixa ou ajustável. A união é uma rosca macho e sua finalidade é a de fixar o bulbo na parede do processo ou no poço.

Fig. 7.27. Bulbo e suas dimensões Os bulbos são usados nas seguintes

configurações bulbo plano, o mais simples possível. É

usado em recipiente raso, em tanques abertos, onde nenhum suporte é disponível. Não existe em Classe III de enchimento termal.

bulbo plano com extensão dobrável, também usado sem união, em aplicações que sejam necessárias curvaturas da porção sensível do bulbo para melhor resultado.

bulbo de união, fixa ou ajustável, com extensão dobrável, para uso em vasos fechados e pressurizados, sem proteção, com pressões até 70 MPa.

bulbo de união, fixa ou ajustável, com extensão rígida, para uso com bulbo sem proteção, onde há forças provocadas por agitações no tanque.

bulbo capilar, para aplicação em medição de temperaturas médias, no interior de dutos, fornos, secadores, estufas.

Poço de temperatura O poço de temperatura é um receptáculo

metálico, rosqueado, soldado ou flangeado ao equipamento do processo, que recebe o bulbo de medição. Os objetivos do poço são os de

1. proteger o bulbo de medição da corrosão química e do impacto mecânico;

2. possibilitar a remoção do bulbo de medição sem interrupção do processo;

3. diminuir a probabilidade de vazamento nas tomadas de temperatura, aumentando também sua resistência mecânica;

Variáveis do Processo

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4. tornar praticável a medição de fluidos de alta temperatura, corrosivos, sujos e tóxicos e submetidos à pressão elevada.

A principal desvantagem do poço de temperatura é o aumento do tempo morto da resposta do sistema, pois o poço introduz uma camada de ar entre o bulbo, além de introduzir a resistência de sua parede. Para diminuir essa influência deve se minimizar a distância entre o bulbo e o poço, ou então se colocar uma substância condutora para substituir o ar, que é um mau condutor térmico.

Existem poços de temperatura feitos de vários materiais aço inoxidável, ligas especiais de Monel®, Hastelloy®, Tântalo, bronze e outros. Quando se utiliza o poço, ele funciona como um selo, podendo-se usar bulbos de materiais padronizados. O poço de temperatura evita que o bulbo entre diretamente em contato com o processo.

Fig. 7.28. Poços de temperatura Há algumas diferenças de montagem do

poço 1. Montado em tubulações, podendo ser

montado rosqueado diretamente ao tubo, recebendo o bulbo, que é aparafusado no seu interior. O poço possui uma rosca externa para a ligação com a tabulação e possui no interior outra rosca, onde fica conectado o bulbo de medição. Quando a parede do tubo é grande, o poço deve possuir uma extensão de atraso. Quando em tabulação, o bulbo pode ser ligado ao processo através de uma conexão tipo T;

2. Montado em vasos, através de roscas ou de flanges, nas paredes laterais ou no topo.

Fig. 7.29. Instalação do poço em tubulação

Quanto ao formato, o poço pode ser classificado como: 1. poço padrão, rosqueado, de formato

cilíndrico, com comprimentos acima de 150 mm e rosca externa de 1/2" a 1" NPT;

2. poço padrão, com rosca externa afastada da rosca interna, apresentando um "atraso", apropriado para superfícies com revestimento de isolação;

3. poço cônico, usado em tubulações com fluidos em alta velocidade, serviços abrasivos, linhas de vapor ou qualquer outra instalação que requeira alta resistência lateral; 4. poço flangeado, mais prático que o

rosqueado, usado quando a tomada do processo é feita em flange.

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6. Análise por cromatografia

6.1. Introdução e Histórico A cromatografia é um processo físico pelo

qual uma mistura de produtos químicos pode ser separada e se tornou rapidamente uma das técnicas analíticas mais bem sucedidas, tanto em laboratório como em linha com processo.

O processo cromatográfico trabalha de um modo descontinuo, semelhante a uma distilação em batelada. Uma pequena amostra é tomada e os componentes individuais da mistura são retidos em uma coluna em diferentes larguras, como se eles tivessem sido distilados um a um. Por causa de sua natureza, a separação normalmente ocorre de 1 a 10 minutos. Quando os componentes emergem do processo, eles são individualmente medidos e relatados.

Note que isto é um processo físico; nenhuma mudança química é envolvida. Na pratica, usualmente se trata de gases dissolvidos em líquidos ou sendo atraídos para a superfície de materiais sólidos.

A invenção da cromatografia é atribuída ao trabalho do bioquímico russo Tswett, que estava interessado na substância de cor verde encontrada nas plantas. Em 1903 ele escreveu um relatório sobre a separação de diferentes pigmentos da planta que eram visíveis como faixas coloridas quando uma solução de clorofila era lavada por um solvente conveniente através de um tubo contendo um adsorvente, como um pó de giz. Em um paper publicado em 1906, Tswett chamou esta técnica de cromatografia (literalmente, escrevendo colorido).

Nada mais foi escutado acerca de cromatografia até uma técnica conhecida como cromatografia de partição foi introduzida por Martin e Synge em 1941, usando uma fase líquida móvel. O método foi mais desenvolvido por Martin e seus colaboradores para uma forma especial de técnica conhecida como cromatografia de papel. Por esta contribuição muito útil no campo da biologia e medicina, Martin e Synge receberam o Prêmio Nobel em 1952.

A possibilidade de usar uma fase móvel gasosa em vez de um líquido foi mencionado em 1941, por Martin e Synge, mas não havia seguimento desta sugestão. Eventualmente, James e Margin começaram a elabora-la em 1949 e os resultados foram apresentados no Congresso de Química Analítica, em Oxford, Inglaterra, em 1952. Uma das características deste método foi as amostras muito pequenas usadas para os cálculos.

A simplicidade e potência analítica do método foram reconhecida imediatamente. Por causa de sua promessa, a técnica recebeu muito atenção e seu desenvolvimento foi muito rápido. Desde 1952, o crescimento nos aspectos teóricos e práticos da técnica foram enormes. Não somente se verificou que era uma solução simples para muitas análises complexas de rotina de laboratório, mas era um método eficiente para ser usado em controle de processo em linha.

A cromatografia é hoje reconhecida como uma das mais importantes ferramentas analíticas, com a grande vantagem de fazer a separação e o cálculo quantitativo de componentes em uma amostra de modo rápido e simples.

6.2. Tipos de Cromatografia A base da cromatografia é que uma

amostra da mistura a ser analisada é transportada através de um meio estático por um portador móvel. Os vários tipos de cromatografia são classificados pela natureza do portador (ou fase móvel) e a natureza do meio estático (ou fase estacionaria). Há portanto quatro possibilidades possíveis:

Fase móvel Fase estacionária

Líquida Líquida LLC Líquida Sólida LSC Gasosa Líquida GLC Gasosa Sólida GSC

Fig. 7.30. Cromotograma

Variáveis do Processo

187

6.3. Cromatografia Gás-Líquido Os componentes básicos de um

cromatógrafo simples gás-líquido são mostrados na Fig. 1.1. O gás portador, que é normalmente nitrogênio, hélio ou hidrogênio, flui continuamente através da coluna, onde ocorre a separação. As amostras, que podem ser gás (volume típico de 0.5 mL) ou líquido (volume típico de 1 µL), são injetadas periodicamente no gás portador por uma válvula especialmente projetada chamada de válvula de injeção da amostra. As amostras líquidas devem ser vaporizadas logo depois da injeção e passar através do sistema na fase de vapor.

Após a separação, os componentes emergem da coluna e passam pelo detetor que produz um sinal proporcional à concentração instantânea dos componentes da amostra no gás portador. Quando este sinal é registrado em função do tempo da injeção da amostra, obtém-se o registro do cromatograma característico.

Desde que o volume da amostra, as colunas e o detetor tem a operação dependente da temperatura, eles são instalados em um invólucro com temperatura controlada, chamado de forno.

Fig. 7.31 Cromatógrafo gás-líquido básico

6.4. Cromatógrafo para gás natural

Composição do gás de entrada

Componente Mol Faixa Metano 84.2963 75-100 Ethano 10.2517 0-12 Propano 0.62070 0-10 i-Butano 0.000 0-5 n-Butano 0.000 0-5 i-Pentano 0.000 0-5

n-Pentano 0.000 0-5 Hexano plus 0.000 0-5 Nitrogênio 1,80950 0-5 Oxygênio 0.000 0-5 CO2 3,00870 0-5 H2O 0,01310 0-5 Total 100,00

Condições de operação do gás: Temperatura 20 a 25 ºC Pressão 3,3 a 3,5 MPa Temperatura de projeto 55 ºC Pressão de Projeto 4,2 MPa

Condições do abrigo Elevação 0 m acima do nível do mar Temperatura 16 a 33 oC Fig. 7.32. Cromatógrafo de laboratório

6.5. Cromatógrafo em linha O cromatógrafo deve ser capaz de operar

com a composição do gás mostrada na Tab. e deve discriminar os seguintes componentes: metano, etano, propano, i-butano, n-butano, i-pentano, n-pentano, hexano+ e gases inertes, como CO2 e N2.

A amostra do gás deve ser tomada de um header no lado de fora do skid de regulação de pressão, nas condições de operação do gás.

O amostrador do cromatógrafo deve garantir que a amostra on line do gás representa a composição real do gás na linha principal. Para isto, deve haver um sistema complexo constituído de sensor de inserção, válvulas agulha, filtro, regulador de pressão, aquecedor.

Variáveis do Processo

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O sistema deve ter um regulador de pressão para reduzir a pressão de seu valor alto para um mais maleável. Deve-se ter cuidado com a temperatura do gás para que ela não caia abaixo de -4 oC, quando for reduzida à pressão atmosférica, sem aquecimento e ela pode também ter condensando nesta temperatura.

O cromatógrafo deve dar um novo resultado a cada 6 horas. O tempo do ciclo entre as amostras deve ser menor que este.

O gás de arraste deve ser o hélio (He). O cilindro de gás de arraste deve garantir, no mínimo, 30 dias de operação.

O cromatógrafo deve ser instalado em um abrigo. Os gases de calibração, distribuidor, tubulação, devem ser montados na parte externa do shelter, mas não sujeita a chuva ou sol.

O cromatógrafo deve ser aprovado para uso em Classe 1, Grupo IIA e Zona 2.

A precisão tolerada nos resultados da análise do cromatógrafo deve estar de acordo com a norma ASTM D 1945.

Falha no cromatógrafo deve ser alarmada pelo CLP e o último valor valido deve ser mantido no Computador de Vazão.

O sistema deve incluir os acessórios necessários para a calibração automática com misturas padrão. O fabricante deve indicar todas as características destas misturas.

O cromatógrafo deve ter uma porta RS 485 para comunicação externa. Ele deve ser capaz de acessar todos os valores internos coletados e calculados, status e alarmes operacionais.

O cromatógrafo deve ser alimentado por um sistema de fonte ininterruptível (UPS).

O cromatógrafo e sua fonte de alimentação devem ser montados em um skid, que será instalado em um abrigo, próximo da estação de medição de gás do city gate e do computador de vazão.

Fig. 7.33. Cromatógrafo de linha (Yamatake)

Fig. 7.34. Cromatógrafo em linha (Emerson)

189

8. Nível

1. Introdução

Conceito de Nível O nível pode ser considerado a altura da

coluna de líquido ou de sólido no interior de um tanque ou vaso. O nível não se aplica a gases em tanque de teto fixo, pois o gás sempre ocupa todo o espaço.

Porém, em quando se armazena líquidos voláteis (p. ex., gasolina), é comum o uso de tanque com teto flutuante. O teto flutua exatamente para minimizar o nível de gás contido.

Em aplicações industriais, pode se ter ainda um único vaso armazenando dois líquidos não miscíveis e se quer medir a interface desses dois líquidos.

Unidades de Nível A unidade de nível deve ser a unidade de

comprimento do Sistema Internacional de Unidades (SI), que é o metro (m), pois o nível é a altura de uma coluna de líquido.

Porém, é prática comum se referir ao nível como percentagem (%): o nível tem um nível que varia entre 0 e 100%, podendo assumir todos os valores intermediários.

Também se usa a massa ou o volume ocupado pelo produto no tanque para se referir ao seu nível. Nestes casos, o nível seria expresso em kilograma (kg) ou metro cúbico (m3), respectivamente.

Medição de Nível Os motivos e justificativas para se medir o

nível são, principalmente: 1. Inventário 2. Transferência de custódia 3. Segurança 4. Fornecimento consistente 5. Economia

Inventário Uma razão importante para medir nível é

para manter histórico de inventários em termos de massa ou volume. O usuário quer saber a

quantidade disponível para um processo ou para venda.

Por exemplo, no automóvel é importante haver um medidor de nível do combustível do tanque, para que o motorista saiba quando é oportuno se abastecer.

Fig. 8.1. Tanques de armazenagem

Transferência de custódia Na industria de petróleo, é comum a

compra e venda de produtos baseadas na medição de nível de tanques de armazenagem. Obviamente, estes tanques devem ser, a priori, arqueados pelo órgão nacional regulador, no Brasil, o INMETRO.

Arquear um tanque é construir uma tabela de capacidade do tanque, fazendo uma correspondência precisa entre o seu nível e o volume contido no tanque. Também são arqueados caminhões tanque, vazões tanque e tanques de navio.

Há métodos geométricos e volumétricos para arquear um tanque de armazenamento.

Nível

190

Fig. 8.2. Medição de nível

Segurança O nível é medido também por questão de

segurança. Encher um tanque além de sua capacidade nominal pode causar perigos de segurança, como vazamentos de tanques abertos ou aumento perigoso de pressão em tanques fechados. Pressão excessiva pode resultar em ruptura. Se o tanque estiver armazenando produto corrosivo, tóxico, inflamável ou explosivo, vazamentos e rupturas podem resultar em catástrofes.

Fornecimento consistente Muitos processos industriais requerem o

suprimento estável de entradas e saídas. Uma alimentação consistente é difícil de se manter se houver flutuação e oscilação na linha de alimentação. Um vaso de armazenagem entre o suprimento e o processo pode agir como um filtro amortecedor, garantindo uma alimentação estável e consistente. Se o nível do tanque de armazenagem é mantido constante, a alimentação do processo também se mantém constante e estável.

Em industria de papel e celulose, a alimentação consistente está diretamente relacionada com a qualidade do produto, pois uma alimentação consistente garante que cada folha de papel tem a mesma espessura, sempre.

Economia A medição precisa do nível pode aumentar

a eficiência e economia da planta de processo. Por exemplo, pode-se armazenar matéria prima para a produção programada e também para a produção, antes de ser entregue ao cliente.

Na indústria, é comum o armazenamento de óleos combustíveis e outras utilidades.

Fig. 8.3. Tanque de armazenagem e nível

Fig. 8.4. Tanque com medidores de nível

Nível

191

2. Medição Manual

Introdução O nível pode ser medido de modo manual

ou automático. A medição manual de nível geralmente

envolve o uso de uma régua, vareta, trena ou fita acoplada a um peso de imersão.

As vantagens da medição manual são 1. Simplicidade, pois envolve uma régua

ou trena rastreada 2. Facilidade por ser uma medição direta As desvantagens são:

1. O operador deve ir ao local, que às vezes é alto, perigoso e pode ocorrer em horas inoportunas, como madrugadas, momentos de chuva ou ventania.

2. Medições de produtos tóxicos requerem uso de mascara apropriada e cuidados adicionais

3. Para que a medição seja sempre precisa, o operador deve seguir sempre um procedimento, senão haverá uma variabilidade devida ao operador.

4. Para que a medição seja sempre exata, a régua ou trena de medição requer calibração ou troca periódica por uma nova certificada. A norma internacional que trata da medição

manual de nível é a ISO 4512 (15 DEZ 2000): Petróleo e produtos líquidos de petróleo – Equipamentos para a medição de níveis de líquido em tanques de armazenagem – Métodos manuais. Os principais pontos desta norma serão mostrados, a seguir.

Geral É necessário um certificado de calibração

para qualquer um dos equipamentos de medição, tais como réguas graduadas, pesos, réguas para ullage. O certificado deve ser emitido por uma autoridade competente, como INMETRO ou órgão credenciado por ele e deve ser rastreável a padrões nacionais ou internacionais, com um limite de confiança de 95%, que está dentro do máximo erro permissível especificado.

Equipamento que foi sujeito a reparo não pode ser usado como referência, mas pode ser usado para outros objetivos se ele for verificado por uma autoridade competente e foi considerado conforme com as exigências da norma ISO 4512.

Fita de imersão

Geral A fita ou trena de imersão deve ser usada

em conjunto com um peso de imersão (dip-weight), régua de ullage ou régua para detectar água. A fita é enrolada em um tambor contido dentro de uma estrutura equipada com uma manivela.

É recomendada que os pesos, régua de ullage e régua de detectar água sejam destacadas da fita, quando transportada ou armazenada para evitar a flexão constante no ponto de fixação, facilitando a quebra da fita neste ponto.

O conjunto fita, dispositivo de fixação e peso, que forma um sistema contínuo e completo, deve ser construído de modo que o zero do sistema seja a face inferior do peso. Há graduação em todo comprimento da fita

Construção A fita deve ser construída como um

comprimento contínuo de aço.

Materiais O material da fita deve ter as seguintes

especificações: 1. alto conteúdo de carbono (0,8 %) 2. resistência de tensão entre 1 600 a 1

850 N/mm2 3. Coeficiente linear de expansão:

(11 ± 1) x 10-6 oC-1 Para determinados produtos petroquímicos,

deve-se usar outros materiais, tais como aço inoxidável, quando é necessário corrigir o comprimento da régua por causa da variação da temperatura do processo.

Fig. 8.5. Fitas de imersão com pesos

Nível

192

Revestimento A fita deve ser revestida com um material

anticorrosivo para proteção durante a armazenagem. Este material não pode isolar eletricamente a fita.

Fixação A fita deve ser enrolada de modo adequado

em um sistema com polia, em uma extremidade. Na outra extremidade, deve ser fixado o peso, régua de ullage ou régua para detectar água. O dispositivo de fixação deve ter um meio de evitar o desprendimento acidental do peso, régua de ullage ou régua para detectar água.

Dimensões As dimensões da fita devem ser: 1. Largura: (13,0 ± 0,5) mm 2. Espessura (não esticada):

(0,25 ± 0,05) mm 3. Comprimentos recomendados:

5 m, 10 m, 15 m, 25 m, 30 m, 40 m e 50 m

Graduação As fitas devem ser graduadas em uma

única face. Elas devem ser graduadas em m, cm e mm, em toda sua extensão. As marcas da graduação devem se relacionar às condições de referência especificadas de temperatura e tensão mecânica, onde a tensão é igual àquela que a fita experimenta devido à massa do peso de imersão, quando a combinação fita-peso é suspensa verticalmente no ar (±10 %).

As marcas de graduação devem de largura uniforme e não mais que 0,5 mm e devem ser perpendiculares à borda da fita.

As marcas de graduação devem ser permanentes e indeléveis. O processo de marcação não pode isolar eletricamente a fita de imersão.

A marcação pode ser por gravação, serigrafia ou qualquer outro meio permanente e indelével e resistente a solventes.

As marcas da escala devem ter largura uniforme, devem ser normais à extremidade da fita de imersão. O comprimento da escala deve estar relacionado com a unidade de medição correspondente. As marcas da escala devem ser tais que formem uma escala distinta e clara e que sua espessura não cause qualquer incerteza na medição.

As marcas da escala devem ser claramente numeradas, como mostrado na Tab. 1.

Tab. 1: Numeração das fitas de imersão

Graduações intermediárias Numerada em cada cm

Números maiores em cada cm

Graduações principais Números maiores em cada metro ou fita numerada em uma tabela brilhante ressaltada

Numeração repetida em números menores em cada dm após o primeiro metro

Referência zero A referência zero (zero datum) do conjunto

fita de imersão e peso de imersão deve estar na face inferior do peso de imersão.

Precisão (erro máximo permissível) O erro máximo permissível para qualquer

distância da referência zero do peso de imersão até a marca de graduação de 30 m não pode exceder ±1,5 mm para uma combinação nova de fita-peso, na condição de referência especificada de temperatura e tensão, quando comparada contra um instrumento de medição de referência. O erro máximo permissível para a marca de graduação de 30 m nunca pode exceder ±2,0 mm para uma combinação de fita-peso, em serviço. (Ver Tab. 2).

A incerteza com limite de confiança rastreável certificado de 95 % do instrumento de medição de referência usado para verificar o erro máximo permissível da combinação fita-peso de imersão não pode exceder ±0,5 mm para qualquer distância entre 0 e 30 m.

A precisão de calibração de cada combinação de trabalho fita-peso de imersão deve ser verificada antes do primeiro uso e depois, em intervalos regulares (por exemplo, 6 meses). Tipicamente, esta verificação deve incluir:

A distância entre a referência de zero do conjunto fita-peso e uma graduação conveniente da fita (por exemplo, 300 mm) deve ser verificada usando um microscópio móvel com vernier ou um dispositivo de medição de referência similar (com a incerteza com limites de confiança de 95 % não excedendo ±0,20 mm em qualquer ponto até 500 mm), quando o conjunto fita-peso é suspenso verticalmente no ar.

A distância da marca de graduação escolhida da fita para uma série de outras marcas de graduação em intervalos aproximados de 5 m deve ser verificada por comparação direta com uma fita mestre de

Nível

193

referência ou outro padrão (com a incerteza com limites de confiança de 95 % não excedendo ±0,25 mm em qualquer ponto até 30 m), quando o conjunto fita-peso é suspenso verticalmente no ar ou, como alternativa, é suportada horizontalmente em sua tensão e temperatura de referência.

Em um procedimento típico de verificação, a incerteza combinada das duas incertezas dos instrumentos de medição, no limite de confiança de 95 %, é estimada pela raiz quadrada da soma dos quadrados das incertezas individuais, como:

22 25,020,0( +± = ±0,32 mm, que está dentro do limite máximo

especificado de ±0,5 mm. Uma tensão de referência de 10 ou 15 N é

recomendada para conjunto típico de fita-peso, quando isto representa um boa aproximação da tensão de uma fita padrão de 30 m, quando suspensa verticalmente no ar com um peso de imersão padrão de 0,7 kg fixado. Correções de comprimento devem ser feitas quando a fita que é fabricada ou calibrada em outras tensões de referência são sujeitas a diferentes tensões, quando em uso.

Tab. 2. Erro máximo permissível para

conjuntos de fita e peso de imersão

Comprimento fita/peso, m

Conjunto novo fita-peso, mm

0,000 a 30,000 ±1,5 30,001 a 60,000 ±2,25 60,001 a 90,000 ±3,0

Comprimento fita/peso, m

Conjunto usado fita-peso, mm

0,000 a 30,000 ±2,0 30,001 a 60,000 ±3,0 60,001 a 90,000 ±4,0

Marcação Cada fita deve ser marcada em sua

extremidade com o seguinte: 1. Número desta norma ISO 4512 2. Nome do fabricante 3. Condições padrão de calibração: 4. Temperatura, padrão 20 oC 5. Tensão aplicada na calibração, normal

10 ou 15 N 6. Qualquer marca oficial necessária de

conformidade

Sistema de enrolamento A capacidade do sistema de enrolamento

da fita deve ser suficiente para enrolar o comprimento total da fita sem uma tensão, na fita ou na polia.

O sistema de enrolamento deve ser construído com algum material resistente a faísca (e.g., latão).

O comprimento da fita para o qual o sistema de polia é projetado deve ser claramente marcado.

O tambor de enrolamento não deve ser menor que 28 mm em diâmetro e deve ser fornecido com uma manopla de enrolamento.

O tambor de enrolamento deve ter um pino adequado em que a bobina seja presa, na extremidade interna da fita.

Fig. 8.6. Sistema típico de enrolamento A fita deve ser enrolada de modo que

passe livremente através do espaço entre o tambor e a manivela, com as marcas de graduação visíveis na fita enrolada.

A fita e o sistema de enrolamento devem ser eletricamente aterrados, quando em uso.

Peso de imersão

Geral O peso de imersão é projetado e construído

para ser usado em combinação com a fita de imersão.

Material O material do peso de imersão deve ser

resistente a faísca e com densidade adequada (material típico: latão)

Construção O peso de imersão deve ter formato

cilíndrico no meio e cônico na extremidade inferior. A base deve ser chata, com uma superfície normal ao eixo maior.

Nível

194

O formato cilíndrico afinado na ponta fornece a sensitividade em imergir e penetrar em depósitos mais facilmente que um formato totalmente cilíndrico.

Um peso com uma extremidade muito pontiaguda não é recomendado, pois é susceptível a dano mecânico que afeta a precisão da medição e pode se desgastar rapidamente, quando em uso.

A extremidade superior deve ser projetada para permitir a fixação da fita de imersão. Esta fixação não deve afetar a precisão do conjunto fita-peso.

Uma face chata, não menor que 10 cm, deve ser provida para ter uma escala gravada, continuando a escala da fita.

Massa A massa do peso de imersão deve ser, no

mínimo, de 0,6 kg, para manter a fita sempre esticada, quando em uso.

Quando medindo nível de tanque que pode conter uma camada no fundo de sedimento separado, é desejável usar um peso mais pesado (e.g., 1,5 kg), para ele penetrar mais facilmente no sedimento. Porém, a precisão de calibração da fita assume que a fita é calibrada com um peso normal de 0,7 kg. Assim, uma pequena correção do peso pode ser requerida para compensar a tensão maior que a fita experimenta, se é usado um peso maior.

Precisão da graduação O peso de imersão deve ser graduado em

toda a extensão de seu corpo. O erro máximo permissível para qualquer

distância da referência zero do peso de imersão até a escala graduada do peso não pode exceder ±0,5 m. Se a precisão das graduações da escala precisar ser certificada, a escala deve ser calibrada usando-se um microscópio portátil com vernier ou um dispositivo de medição de referência similar, com uma incerteza com limites de confiança de 95 %, que não excede ±0,20 mm, em qualquer ponto de 0 a 500 mm.

Marcação de zero A face inferior do peso deve agir como uma

referência de zero para graduação do conjunto fita-peso de imersão.

Marcação da escala As marcas da escala devem ser gravadas e

não podem exceder a largura de ±0,50 mm. As marcas da escala devem ser normais ao

eixo principal do peso e deve ser uma projeção das distancias correspondentes do eixo do peso.

Marcação Cada peso deve ter a seguinte marcação: 1. O número da norma ISO 4512 2. Qualquer marca oficial de conformidade

necessária

Régua Ullage

Geral A régua de ullage deve ser projetada e

construída para uso combinado com a fita de imersão.

A régua de ullage pode ser graduada em mais de uma face, mas as graduações devem estar no mesmo nível em relação à referência de zero (zero datum) da régua. O normal é ter graduação somente em uma face.

As graduações na régua ullage que são gravadas abaixo da marca zero são suplementares às marcações da fita de imersão.

Não se pode combinar réguas ullage com réguas de detecção de água porque os seus pontos de referência zero são diferentes.

Material As réguas ullage devem ser de material

conveniente, resistente a faísca; o material típico é latão.

Construção As réguas ullage devem ser fabricadas de

uma barra tendo faces planas, sobre a qual é gravada a escala e todos os cantos são suaves.

O topo da régua ullage deve ser projetado para permitir a fixação firme da fita. A fixação não deve atrapalhar a precisão do conjunto completa fita-régua ullage.

Massa A massa da régua ullage deve ser de, no

mínimo, 0,6 kg, para manter a fita continuamente tensa, quando em uso.

Nível

195

Fig. 8.7. Peso de imersão típico Dimensões em mm

Fig. 8.8. Exemplo de uma régua ullage

Fig. 8.11. Barra ullage volumétrica típica

Precisão da graduação A régua ullage deve ser graduada em cm e

mm, a partir da marca zero, aproximadamente no meio da régua para a face inferior da régua.

O erro máximo permissível para qualquer distância a partir da referência zero para qualquer outro ponto na escala graduada não deve exceder 0,5 mm. Quando a precisão das graduações da escala precisa ser certificada, a escala deve ser calibrada usando um microscópio portátil com vernier ou dispositivo de medição de referência similar com uma incerteza com limites de confiança de 95 %, que não exceda ±0,20 mm, em qualquer ponto de 0 a 500 mm.

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Marca de zero A marca de referência zero (zero datum) do

conjunto fita e régua ullage deve estar na marca zero gravada na régua ullage.

Marcação da escala As marcas da escala devem ser normais ao

eixo principal do peso e deve ser uma projeção das distancias correspondentes do eixo do peso.

As marcas da escala devem ser gravadas e não podem exceder a largura de ±0,50 mm.

A marcação da escala deve ser normal aos cantos das faces da régua ullage.

Numeração Cada marca principal de graduação deve

ser feita para baixo, a partir do zero.

Marcação Cada régua ullage deve ter a seguinte

marcação: 1. Número da norma ISO 4512 2. Qualquer marca oficial de conformidade

necessária.

Régua detectora de água

Geral A régua detectora de água deve ser

projetada e construída para uso combinado com a fita de imersão.

A régua detectora de água pode ser graduada em mais de uma face, mas as graduações devem estar no mesmo nível em relação à referência de zero (zero datum) da régua.

Nota: O normal é ter graduação somente em uma face.

As graduações na régua detectora de água devem ser gravadas a partir da marca zero da régua.

As graduações não são precisam ser diretamente relacionadas com as graduações da fita de imersão fixada nela, porque a régua detectora de água normalmente é maior do que o peso padrão combinado com a fita.

Não se pode combinar réguas ullage com réguas de detecção de água porque os seus pontos de referência zero são diferentes.

A régua detectora de água é projetada para uso com pasta detectora de água.

Nota: a informação na detecção de interface por meio da pasta detectora de água é dada na norma ISO 4511.

Material A régua detectora de água deve ser de

material conveniente, resistente a faísca; como

o latão. O espaçador e o conjunto externo devem ser feitos de material não condutor, plástico transparente que deve ser resistente aos produtos que entrarão em contato com ele.

Construção Os espaçadores plásticos transparentes

devem dimensionados de modo que não apresentem perigo potencial eletrostático e ainda devem permitir a reação da pasta detectora de água, que deve ser observada através da régua.

A área da superfície de qualquer espaçador plástico deve ser menor que 2,8 x 10-3 m2

O topo da régua detectora d’água deve ser projetado para permitir a fixação firme da fita. A fixação não deve atrapalhar a precisão do conjunto completa fita-régua detectora d’água.

Precisão da graduação A régua detectora d’água deve ser

graduada em cm e mm, através de todo seu comprimento de trabalho, tipicamente de 350 mm.

O erro máximo permissível para qualquer distância a partir da referência zero para qualquer outro ponto na escala graduada não devem exceder 0,5 mm. Quando a precisão das graduações da escala precisa ser certificada, a escala deve ser calibrada usando um microscópio portátil com vernier ou dispositivo de medição de referência similar com uma incerteza com limites de confiança de 95 %, que não exceda ±0,20 mm, em qualquer ponto de 0 a 500 mm.

Marcas da escala As marcas da escala devem ser normais ao

eixo principal do peso e deve ser uma projeção das distancias correspondentes do eixo do peso.

As marcas da escala devem ser gravadas e não podem exceder a largura de ±0,50 mm.

A marcação da escala deve ser normal aos cantos das faces da régua.

Marcação Cada régua detectora d’água deve ter a

seguinte marcação: Número da norma ISO 4512 Qualquer marca oficial de conformidade

necessária.

Nível

197

3. Medição Automática

3.1. Introdução O nível pode ser medido de modo manual

ou automático. A medição automática é contínua e com

nenhuma ou com uma mínima interferência do operador.

As principais vantagens da medição automática de nível são:

1. Feita com a mínima intervenção do operador e por isso sujeita a menor variabilidade.

2. Operador pode se ocupar de funções mais nobres do que a de fazer a medição rotineira de nível.

3. Operador não necessita ir ao topo do tanque fazer medição, se expondo às intempéries e às emanações dos produtos.

4. O sinal de medição automática pode ser facilmente integrado a outros sistemas da empresa, como faturamento, contabilidade, produção, Receita Federal, sistema de medição fiscal.

As desvantagens da medição automática de nível são:

1. O sistema de medição, composto de sensor, condicionador e mostrador, precisa ser calibrado periodicamente.

2. Geralmente a aquisição e manutenção do sistema automático de nível são mais caras.

3. O sistema de medição precisa ser validado para a Receita Federal ou outros órgãos governamentais, como ANP.

4. O sistema de medição automática é mais complexo, requer maior treinamento e envolvimento do operador.

As normas que tratam da medição automática de nível são: 1. OIML R 85 (1998): Medidor automático de

nível para medir o nível de líquido em tanque de armazenagem fixo Parte 1: Exigências metrológicas e técnicas – Testes Parte 2: Formato do relatório de teste

2. ISO 4266 (15 DEZ 1994): Petróleo e produtos líquidos de petróleo – Medição direta de temperatura e nível em tanques de armazenagem – Métodos automáticos

3.2. Exigências metrológicas

Componentes do medidor Um medidor automático de nível é

constituído, no mínimo, de: 1. Um elemento detector do nível do

líquido 2. Um instrumento transmissor 3. Um instrumento mostrador

Materiais Todos os materiais usados no medidor

automático de nível devem ser de boa qualidade e adequados para sua aplicação.

Instrumento de indicação As unidades de medição autorizadas são

as do SI (Sistema Internacional de Unidades). Indicações do innage ou ullage devem ser em unidade de comprimento, acompanhada do nome ou símbolo da unidade. Pode-se usar a indicação de informação não-metrológica, desde que não seja confundida com a informação metrológica.

Intervalo da escala não pode exceder 1 mm.

Para uma indicação analógica, a distância entre marcas sucessivas da escala não podem ser menores que 1 mm.

Um medidor automático de nível pode ter mais de um dispositivo de indicação. Normas nacionais podem requerer uma saída para ligação com um indicador local no tanque.

Pode haver um indicador adicional ao medidor automático de nível.

Uma indicação remota deve ser identificada de modo claro com relação ao medidor automático de nível que ela pertence.

Por motivos metrológicos, deve ser disponível uma indicação do innage ou ullage, dependendo do princípio de medição do medidor automático de nível.

Erros máximos permissíveis O medidor automático de nível é

classificado conforme sua precisão em

Classe 2 Aplicável a todo tanque não refrigerado,

dentro do escopo da norma.

Classe 3 Aplicável apenas a tanque com fluido

(hidrocarboneto) refrigerado. Os erros máximos permissíveis relativos e

absolutos, positivos e negativos, nas condições de operação especificadas, estão mostrados na Tab. 1.

Tab.1. Classes de precisão

Nível

198

Classe de Precisão

2 3 A ±0,02% ±0,03% B ±0,04% ±0,06% C 2 mm 3 mm D 3 mm 4 mm

Os erros máximos permissíveis da Tab. 1

se aplicam a 1. Indicação de um innage ou ullage de

acordo com o princípio de medição do medidor automático de nível.

2. Indicação de uma diferença entre dois níveis medidos em uma direção de operação.

Na Tab. 1, as linhas A e C se aplicam ao medidor automático de nível em si, antes de ser instalado no tanque, para aprovação do padrão e para verificação inicial. O erro máximo permissível é o valor maior de:

1. Valor absoluto calculado da linha A para a indicação correspondente

2. Valor absoluto da linha C Na Tab. 1, as linhas B e D se aplicam ao

medidor automático de nível, depois de ser instalado no tanque de armazenagem, para verificação inicial e subseqüente. O erro máximo permissível é o valor maior de:

1. Valor absoluto calculado da linha B para a indicação correspondente

2. Valor absoluto da linha D O erro de histerese, quando mudando a

direção do movimento do nível não pode exceder a :

2 mm Classe 2 3 mm Classe 3

Normas nacionais podem prescrever que a provisão do primeiro item de 3.4.2.1 seja aplicável à indicação de um dip. A discriminação do medidor automático de nível em si deve ser tal que a variação da indicação de 1 mm, no mínimo, na ocorrência de uma variação no nível de:

2 mm Classe 2 3 mm Classe 3

Se um medidor automático de nível dá mais que uma indicação e impressão, cada indicação deve estar conforme com o erro máximo permissível da Tab. 1. A diferença entre quaisquer duas indicações não pode ser maior que 1 mm, sob condições estáveis de nível.

Campo de operação O campo de operação é determinado pelas

seguintes características: 1. Temperaturas mínima e máxima do

líquido 2. Pressões mínima e máxima do líquido 3. Características do líquido e o meio

acima do líquido 4. Densidades mínima e máxima do

líquido e do meio acima do líquido 5. Capacidades mínima e máxima do

medidor automático de nível

Condições especiais As normas nacionais podem permitir o uso

de um medidor automático de nível sob condições diferentes e fora das condições de operação especificadas, desde que sejam feitas as devidas correções dos valores medidos.

Equipamentos auxiliares Equipamentos auxiliares, tais como alarme,

desarme, não podem afetar os resultados da medição e não podem ter características que facilitem o uso fraudulento.

Marcações O medidor automático de nível deve ser

marcado de modo legível e claro com as seguintes informações:

1. Nome do fabricante 2. Número de série e ano de fabricação 3. Marca de aprovação do modelo 4. Designação da classe de precisão 5. Faixas definindo o campo de operação 6. Qualquer outra informação requerida

no certificado de aprovação do modelo As marcas descritivas devem ser indeléveis e de um tamanho, formato e claridade que permitam a leitura fácil, nas condições de operação do medidor automático de nível. Elas podem ser agrupadas juntas em um local visível do medidor automático de nível em si ou em uma placa de dados fixada nele.

Marcas de verificação O medidor automático de nível deve ter um

local para a marca de verificação que seja visível e permita a aplicação fácil da marca. Deve ser impossível remover a marca sem danificá-la.

Selagem Deve ser possível selar a placa de dados de marcação. A placa de marcação só pode ser removida sendo destruída. Deve-se selar as partes e componentes que

Nível

199

possam afetar a precisão da medição e cujo acesso não seja autorizado pelo operador.

3.3. Exigências técnicas

Mecanismo de suspensão Para facilitar as verificações do mecanismo

do medidor e quando aplicável, o medidor automático de nível deve ter meios de permitir dar um movimento às peças de operação do medidor, quando necessário.

Posição estática Se o elemento detector de nível pode ser

posicionado estaticamente acima ou abaixo do nível do líquido, deve ser claro que a indicação não está apresentando uma medição real.

3.4. Exigências da instalação O medidor automático de nível deve ser

instalado atendendo as exigências dos equipamentos auxiliares, marcação, marcas de verificação e selagem.

A indicação deve ser facilmente acessível e legível.

Exceto no caso de tanques com alta pressão, o medidor automático de nível deve ser equipado e instalado de modo que possa ser facilmente verificado quando instalado no tanque.

Um medidor automático de nível deve indicar o nível (innage) ou continuamente ou quando solicitado.

Se existir certas regiões do nível do líquido no tanque onde não podem ser usadas indicações do medidor automático de nível em combinação com a tabela de calibração, os valores mostrados nestas regiões devem ser claramente identificados ou estas regiões devem ser claramente marcadas na tabela de calibração do tanque.

O elemento detector do nível do líquido deve estar próximo da abertura do medidor principal. O sensor deve ser instalado de modo que a operação correta não possa ser obstruída por obstáculo.

O elemento sensor do nível do líquido deve ser colocado de modo que nenhuma interferência mútua possa ocorrer durante a indicação, amostragem ou outras operações.

O elemento sensor do nível do líquido deve ser instalado de modo que a influência de redemoinho, turbulência, espuma, aquecimento assimétrico, vento e outros efeitos na detecção do nível sejam desprezíveis. Se necessário, deve-se usar alguma proteção.

O medidor automático de nível deve ser instalado no tanque de modo que a variação no comprimento de referência do medidor devido

ao movimento da estrutura, fundo ou tampa do tanque seja minimizada ou compensada.

Nas condições de referência, o comprimento de referência do medidor não deve variar mais que 0,02% devido a variação na altura do líquido, pressão de vapor e influencia do teto ou plataforma.

Em especial, 1. Medidor automático de nível localizado

no topo do tanque deve ser montado em um tubo suporte de construção adequada se a parte superior do tanque é abaixada mais de 0,02% da altura do tanque, quando o tanque estiver completamente cheio do líquido com densidade de 1 000 kg/m3 ou de densidade maior do campo de operação, o que for maior.

2. O tubo suporte deve ser fixado de modo que seu movimento vertical com relação ao ponto de referência do nível seja menor que 0,02% do nível medido.

Se usado, o detector de correção deve ser situado do modo que um valor confiável seja obtido das propriedades que se quer medir. Se necessário, deve se instalar mais de um detector, para se obter o valor médio correto.

A expansão termal da estrutura do tanque ou se aplicável, do tubo suporte, deve ser tal que o desvio total para uma variação de temperatura de 10 oC caia dentro do erro máximo permissível para o medidor automático de nível instalado ou se necessário, seja compensado.

Medidor automático de nível localizado ao nível do olho deve ser fixado a um ponto estável da estrutura do tanque ou à terra por um suporte rígido.

3.5. Exigências para medidor eletrônico

Geral Um medidor automático de nível eletrônico

deve ser projetado e fabricado de modo que, quando exposto a distúrbios, não haja ocorrência de falha significativa ou a falha significativa seja detectada e o operador tome as providências cabíveis. O fabricante decide qual alternativa escolher.

Se uma falha significativa é detectada, uma indicação visual ou sonora deve ocorrer automaticamente e deve continuar até que o usuário tome ação ou a falha seja corrigida.

Facilidade de verificação Deve ser possível determinar a presença e

o funcionamento correto de facilidades de verificação.

Nível

200

Se a falha de um elemento de indicação do mostrada pode causar uma falsa indicação, então o instrumento deve ter uma facilidade de teste da indicação, que mostre todos os sinais relevantes do indicador, quando requerido, em seus estados ativo e não ativo para um tempo suficiente e sejam facilmente observados pelo operador.

No inicio e fim da medição, todos componentes de armazenagem de dados devem ser verificados automaticamente para certificar que os valores de todas as instruções memorizadas de modo permanente sejam corretas, através de:

1. Somando todas as instruções e códigos de dados e comparando a soma com um valor fixo

2. Vendo as linhas e colunas dos bits de paridade (LRC, VRC, ISO 2111)

3. Verificação cíclica de redundância (CRC 16, ISO 2111)

4. Dupla armazenagem de dados, ambas no mesmo código

5. Dupla armazenagem de dados, a segunda em código inverso ou desviado

6. Armazenagem de dados em código seguro, por exemplo, por check sum, bits de linha e paridade.

Porém, não é obrigatório que esta verificação seja feita com freqüência maior que uma por minuto, se a medição é automática.

Todos os dados relevantes da medição devem ser verificados se estão corretos sempre que forem transferidos ou armazenados internamente ou transmitidos para equipamentos periféricos por interface, por meios como: bit paridade, check sum, armazenagem dupla independente ou outra rotina handshake com retransmissão.

Nota: O uso apenas do bit de paridade não é suficiente no caso de armazenar ou ler os dados metrológicos para um medidor automático de nível eletrônico.

3.6. Controle metrológico

Aplicação para aprovação de padrão A aplicação para aprovação do padrão

deve incluir o número requerido de instrumentos (geralmente um a três) e os seguintes documentos e informações:

1. Características metrológicas incluindo uma definição do campo de operação, valores de referência, faixa de trabalho.

2. Desenhos de arranjos gerais e detalhes de interesse metrológico, tais como

alarme, intertravamento, proteções, restrições, limites.

3. Uma curta descrição funcional do instrumento

4. Uma curta descrição técnica, incluindo, se necessário, diagramas esquemáticos do método de operação para processamento interno e troca externa através da interface de dados e instruções

5. Modos de instalação 6. Todas outras informações metrológicas

interessantes.

Avaliação do padrão Os documentos submetidos devem ser

examinados para verificar a conformidade com as exigências desta norma.

Deve-se fazer testes para estabelecer a confiança que as funções são realizadas corretamente de acordo com os documentos submetidos.

Os instrumentos devem ser submetidos para procedimentos de testes desta norma (Anexos A e B).

Se o teste completo do instrumento não é possível, pode-se fazer testes, de comum acordo com as autoridades legais,

1. Em uma configuração simulada 2. Em módulos ou com os principais

componentes separadamente. A avaliação do padrão deve ser feita

geralmente no laboratório da autoridade. A autoridade pode requerer até três instrumentos instalados no local, para testes nas condições de operação e um teste de resistência de três meses em um instrumento instalado. Para estes testes no local deve se dar atenção às características dos líquidos medidos.

Verificação inicial Deve-se fazer uma verificação inicial, em

dois estágios, como segue: Para o exame e teste do medidor

automático de nível antes da instalação no tanque (exame preliminar),

1. O medidor automático de nível deve ser verificado para conformidade com o padrão aprovado.

2. Devem ser feitos testes na precisão, discriminação e histerese para verificar conformidade com as exigências da norma. Os testes devem ser feitos dentro das condições da operação de campo.

Para o exame da instalação e ajuste do medidor automático de nível no tanque:

Nível

201

1. verificar identificação da indicação remota, diferença máxima de 1 mm se houver mais de uma indicação e a instalação correta.

2. verificar se as condições do tanque satisfazem as características do campo de operação especificado.

As condições de operação reais devem ser verificadas. Se a legislação nacional permite o uso de um medidor automático de nível sob condições fora as condições de operação especificadas, toda informação necessária para fazer as correções necessárias deve ser dada para o usuário.

O método de teste deve estar de acordo com o Apêndice D desta norma. O instrumento deve permanecer dentro dos erros máximos permissíveis especificados para medidor automático de nível instalado no tanque.

O instrumento deve ser estampado e selado de acordo com a legislação nacional.

Verificações subseqüentes É recomendado se fazer verificações

periódicas com um intervalo de validade de um ano.

O medidor automático de nível deve ser inspecionado e examinado para estabelecer que esteja em ordem correta de operação.

3.7. Procedimentos de teste

Testes de desempenho Estes testes são feitos nos instrumentos

antes de serem instalados no tanque. O equipamento sob teste deve estar limpo

e livre de umidade. Ele deve ser montado e colocado em operação de acordo com as especificações do fabricante antes de começar o teste. O equipamento sob teste deve estar em operação normal, durante todo o teste. O equipamento sob teste deve ser totalmente verificado após o término de cada teste e deve-se deixar um tempo suficiente para recuperação.

Os testes devem ser feitos nas condições normais de teste. Quando o efeito de um fator está sendo avaliado, todos os outros fatores devem ser mantidos relativamente constantes, em um valor próximo às condições de referência. As condições de referência para este objetivo são:

1. 20 ± 5 oC 2. pressão atmosférica ambiente (101,325

kPa) 3. umidade relativa de 60 ± 15 % 4. tensão nominal.

O ambiente eletromagnético do laboratório não deve influenciar os resultados do teste.

A temperatura é considerada constante quando a diferença entre as temperaturas extremas notadas durante o teste não deve exceder 5 oC e a taxa de variação não deve exceder 5 oC por hora.

Quando sujeito ao efeito de fatores de influencia, como fornecido em A.2, o instrumento deve continuar a operar corretamente e as indicações devem estar dentro dos erros máximos permitidos.

Precisão Constituir níveis aumentando de 0 até um

valor próximo da faixa de medição e depois aplicar diminuindo. Quando determinando o erro intrínseco inicial, no mínimo, dez (10) níveis devem ser selecionados e para outras determinações, no mínimo, três (3) níveis devem ser selecionados. Das indicações do medidor automático de nível o erro da medição de nível do medidor e de todas as diferenças de nível devem ser calculadas pela comparação com um padrão certificado.

Discriminação Constituir três níveis diferentes, igualmente

distribuídos na faixa de medição, subindo e descendo. De uma posição estável, o nível deve ser variado na mesma direção com o valor de sub-cláusula 3.4.3, de acordo com a classe de precisão. A alteração da indicação deve ser notada.

Histerese Este teste deve ser feito em três níveis

diferentes, igualmente distribuídos entre o primeiro de verificação e o limite da faixa de medição, altura superior e inferior de acordo com o movimento do medidor automático de nível.

Começando de um valor próximo a zero, aumentar o nível sobre uma distância de, no mínimo, 1/5 da faixa de medição, permitindo a estabilização e lendo a indicação. Depois, aumentar o nível sobre 1/10 da faixa de medição e depois disto, abaixar o nível até o primeiro nível estabilizado ser atingido. De novo, permitir a estabilização e ler a indicação. Fazer esta seqüência duas vezes mais, agora começando do nível estabilizado anterior.

Repetir estas medições, começando de um valor próximo da faixa de medição e fazer o mesmo, invertendo a direção dos movimentos. Avaliar o erro.

Instrumentos com mais de uma indicação Se o instrumento tem mais de uma

indicação, as indicações dos vários

Nível

202

equipamentos devem ser comparadas durante os testes de desempenho e devem estar de conformidade com 3.4.4.

Testes do fator de influência Estes testes têm o objetivo de garantir que

o instrumento irá funcionar como pretendido, dentro das condições de operação especificadas. Estes testes são obrigatórios para qualquer medidor automático de nível, eletrônico ou não.

Temperaturas estáticas O teste consiste de expor o equipamento

sob teste a temperaturas constantes por um período de 2 horas depois que o equipamento sob teste tenha atingido a estabilidade de temperatura.

Para a temperatura alta, 55 oC deve ser tomado como uma regra geral, exceto para instrumento usado em ambiente fechado, quando deve-se considerar 40 oC. Para aplicações onde a temperatura excede muito de 55 oC por causa da radiação solar, o teste deve ser feito a 85 oC.

Para a temperatura baixa, -25 oC deve ser tomado, exceto para instrumento usado em ambiente fechado, quando deve-se considerar +5 oC. Para aplicações em áreas com baixa temperatura, o teste deve ser feito a -40 oC.

Os seguintes testes devem ser feitos após o período de 2 horas:

1. Teste de precisão em 3 níveis: alto, médio e baixo.

2. Teste de discriminação em um nível qualquer dentro da faixa de medição

3. Teste de histerese em um nível qualquer dentro da faixa de medição

Os testes devem ser feitos na seguinte seqüência: 1. Na temperatura de referência 2. Na temperatura alta especificada 3. Na temperatura baixa especificada 4. Na temperatura de referência A mudança da temperatura não deve

exceder 1 oC/min, durante o aquecimento e o resfriamento.

A umidade absoluta da atmosfera do teste não deve exceder 0,020 kg/m3, a não ser que o manual de operação dê especificação diferente.

Calor amortecido, estado de regime (não aplicável a equipamentos usados internamente)

Este teste pode ser omitido se o calor de amortecimento, teste cíclico é estendido para 6 ciclos.

O teste consiste de expor o equipamento sob teste a uma temperatura constante de 40 oC e uma umidade relativa de 93 % por um período de 4 dias. O manuseio do equipamento sob teste deve ser tal que nenhuma condensação de água ocorra nele.

Durante o quarto dia, os seguintes testes devem ser feitos:

1. Teste de precisão em 3 níveis: alto, médio e baixo.

2. Teste de discriminação em um nível qualquer dentro da faixa de medição

3. Teste de histerese em um nível qualquer dentro da faixa de medição

Calor amortecido, cíclico (não aplicável a equipamentos usados internamente)

O teste consiste de expor o equipamento sob teste a 2 ciclos de variação de temperatura entre 25 e 55 oC, mantida a umidade relativa acima de 95 % durante a variação de temperatura e fases de baixa temperatura e a 93 ± 3 % nas fases superiores de temperatura. Deve ocorrer condensação no equipamento sob teste durante o aumento da temperatura.

Durante a última fase de baixa temperatura, os seguintes testes devem ser feitos:

1. Teste de precisão em 3 níveis: alto, médio e baixo.

2. Teste de discriminação em um nível qualquer dentro da faixa de medição

3. Teste de histerese em um nível qualquer dentro da faixa de medição

Variação da tensão de alimentação alternada

O teste consiste de expor o equipamento sob teste a uma tensão de alimentação que varia entre 110 % de V e 85 % de V, onde V é o valor marcado no instrumento. Se a faixa de tensões (Vmin, Vmax) é marcada, então o teste deve ser feito em Vmax + 10 % e Vmin – 15%.

A variação de freqüência fica entre ±2 % da freqüência nominal do circuito de alimentação.

Onde um instrumento é alimentado por uma linha trifásica, as variações de tensão devem ser aplicadas para cada fase, sucessivamente.

Variação da tensão de alimentação contínua O teste consiste de expor o equipamento

sob teste aos limites das condições de alimentação especificadas.

Depois da estabilização nas condições de tensão especificadas, devem ser feitos os testes de precisão, discriminação e histerese.

Todas as funções devem operar como especificado.

Nível

203

3.8. Testes adicionais

Geral Os testes devem ser feitos nas condições

ambientais seguintes. 1. 20 ± 5 oC 2. Pressão atmosférica ambiente

(101,325 kPa) 3. Umidade relativa de 60 ± 15 % 4. Tensão nominal. Energizar o equipamento sob teste por um

período suficientemente longo para atingir a estabilidade.

Os testes devem ser feitos enquanto o instrumento é colocado para medir um nível fixo.

Reduções rápidas de alimentação Deve-se usar um gerador de teste capaz de

reduzir a amplitude de um ou mais meio-ciclos da tensão alternada. O gerador de teste deve ser ajustado antes de ser ligado ao equipamento sob teste. As reduções da tensão principal devem ser repetidas 10 vezes com um intervalo mínimo de 10 segundos.

Severidade do teste: Redução

100 % 50 %

Número de meio-ciclos 1 2

Picos de tensão (burst) O teste consiste de expor o equipamento

sob teste a picos específicos de tensão. A configuração do teste, instrumentação e

procedimento devem estar de conformidade com a norma IEC 61 000-4-4.

O teste deve ser aplicado separadamente a: 1. Linhas de alimentação, usando o circuito

de acoplamento em modo comum e uma interferência em modo diferencial.

2. Circuitos de entrada e saída e linhas de comunicação, usando o acoplamento capacitivo.

Severidade do teste: nível 2 Tensão de teste da saída com circuito

aberto para 1. Linhas de alimentação: 1 kV 2. Sinal i/o, dados e linhas de controle: 0,5 kV

No mínimo, 10 picos positivos e 10 picos negativos, aleatoriamente defasados, devem ser aplicados em cada modo, como especificado.

Descarga eletrostática O teste consiste de expor o equipamento

sob teste a descargas eletrostáticas especificadas, diretas e indiretas. A configuração do teste, instrumentação e procedimento devem estar de conformidade com a norma IEC 61 000-4-2.

Para descargas diretas, deve-se usar a descarga de ar, onde o método da descarga de contato não pode ser aplicado.

No mínimo, devem ser aplicadas 10 descargas diretas e 10 indiretas. O intervalo entre descargas sucessivas deve ser de, no mínimo, 10 segundos.

Severidade do teste: nível 4 Tensão corrente continua menor ou igual a

8 kV para descargas de contato e 15 kV para descargas no ar.

Descarga indireta: menor ou igual a 8 kV. É necessário consultar as normas IEC

correspondentes, antes do teste.

Campos de RF e eletromagnéticos O teste consiste de expor o equipamento

sob teste a campos eletromagnéticos específicos na banda de freqüência de 26 MHz até e incluindo 1 000 MHz.

A configuração do teste, instrumentação e procedimento deve estar de conformidade com a norma IEC 61 000-4-3 e IEC 61 000-4-6).

3.9. Instalação e operação

Precauções gerais Independente do equipamento usado para

a medição do nível e temperatura do líquido, é recomendado que as seguintes precauções gerais sejam observadas, quando aplicável:

1. As medições de temperatura devem ser feitas ao mesmo tempo em que as medições de nível.

2. Estas leituras devem ser registradas ao mesmo tempo em que são feitas.

3. Quando são feitas determinações do volume do tanque antes e depois da movimentação de uma grande quantidade de líquido, o mesmo procedimento geral deve ser seguido em cada caso.

4. Todos os materiais em contato com o produto ou seus vapores devem ser quimicamente compatíveis com o produto, de modo que o produto não seja contaminado nem o equipamento afetado.

Nível

204

5. Equipamento instalado em navios deve ser testado no ambiente, conforme normas aplicáveis.

É recomendado que, para aplicações criticas de esferas de GLP, dois medidores de nível sejam instalados, o principal para a indicação e o secundário para alarme, embora ambos sejam disponíveis para indicação, se requerido. Eles devem ser instalados permanentemente e se houver indicações remotas na sala de controle, ambos devem ser transmitidos para a sala.

Precauções de segurança As precauções de segurança, dadas

abaixo, constituem boa pratica, mas a lista não é necessariamente completa. É recomendado que a lista seja lida em conjunto com outras normas de segurança. Estas precauções devem ser tomadas sempre que elas não conflitem com normas nacionais, que têm prioridade.

Todo equipamento de medição automática de nível e temperatura deve ser capaz de suportar a pressão, temperatura e condições ambientais específicas do projeto do tanque.

Todos os componentes elétricos usados em conjunto com o equipamento de medição automática situados em área classificada devem estar de conformidade com a classificação da área e devem estar de conformidade com as normas aplicáveis (p. ex., IEC 70-0).

Todas as partes metálicas do equipamento de medição montado no campo devem ser firmemente conectados a um terra elétrico, de modo que a resistência elétrica não seja maior do que o valor especificado pela norma nacional.

Quando se emprega equipamento com segurança intrínseca, o terra para tal equipamento é normalmente mantido separado de outros terras.

Todas as normas cobrindo entradas em áreas classificadas devem ser rigorosamente observadas.

Antes de um tanque contendo hidrocarboneto líquido ou material tóxico, um certificado livre de gás e uma permissão de trabalho devem ser obtidos.

As instalações e os equipamentos devem ser mantidos corretamente e devem ser feitas inspeções periódicas por pessoal competente.

Se forem usados materiais radiativos, devem ser observadas todas as normas concernentes.

Tanques de tetos flutuantes devem ser medidos da plataforma, mas em condições excepcionais, pode ser necessário descer o teto. Vapores tóxicos e inflamáveis podem se

acumular acima do teto e se for necessário um operador descer para o teto, ele ser mantido sob observação, durante todo o tempo, por outro operador da plataforma do topo. É essencial que o operador que faz a medição e o observador estejam ambos equipados com toda segurança, inclusive com máscaras, quando:

1. O produto no tanque contiver H2S ou mercaptano volátil.

2. O teto estiver em repouso sobre seu suporte ou não estiver totalmente flutuante.

3. Se o teto estiver descentralizado ou se o selo falhar freqüentemente.

4. Quando houver vapores presentes em concentrações perigosas.

Eixos rotativos podem entrar na instalação do medidor que estiver ligado efetivamente no espaço de vapor. Se um transmissor eletricamente energizado for ligado ao medidor, deve haver um espaço ventilado entre o medidor e o transmissor.

Todos os condutores entrando em Zona 0 (dentro do tanque) devem ser protegidos contra flash-over, que pode ocorrer durante raios em tempestades.

3.10. Seleção do medidor

Geral Os instrumentos de medição são

requeridos para prover uma leitura local e equipados com transmissor para fornecer indicação remota. Os medidores automáticos de nível podem ser montados no topo ou perto do fundo do tanque. Eles podem também detectar interfaces de líquidos não miscíveis (óleo e água, por exemplo).

Para conseguir confiabilidade de operação, é essencial seguir todas as normas e recomendações de engenharia.

Mecânico ou elétrico Os medidores automáticos de nível, na

maioria dos casos, usam um dos seguintes princípios de operação:

1. Mecânica 2. Elétrica

Medidor mecânico No medidor mecânico, o elemento

sensor é normalmente uma bóia ou a potência para atuação do mecanismo é derivada diretamente da mudança no nível do líquido.

Nível

205

Medidor elétrico No medidor elétrico, o elemento sensor

de nível segue a variação do nível por meio de um servomecanismo.

Parâmetros de seleção Os seguintes fatores devem ser

considerados na seleção do sistema de medição de nível:

Grau de precisão requerido O grau de precisão necessário depende da

aplicação: medição interna, medição para transferência de custódia, medição de apropriação, medição para controle ou alarme.

Deve-se conhecer o mínimo incremento do nível do líquido indicado pelo medidor

A precisão de um medidor automático de nível deve estar de acordo com as exigências das normas nacionais.

A precisão da medição de nível está contida no Regulamento Técnico da ANP e na norma OIML R 85.

O fabricante deve estabelecer os erros típicos para o medidor em questão e, em adição, deve dar a variação na leitura do nível para o medidor que ocorrerá com as variações na densidade do produto e temperatura ambiente.

A precisão do medidor não pode ser afetada significativamente pela quantidade de fita ou fio enrolado e deve haver um mecanismo de contrabalanço nos sistemas de medição mecânica.

Se houver uma fita ou fio no sistema automático de medição de nível, é recomendado que o material da fita e fio tenha um coeficiente termal aproximadamente igual ao do material da estrutura do tanque.

Se o indicador automático de nível é provido com uma indicação remota, deve-se garantir a integridade dos dados apresentados. Se a indicação remota é usada por vários medidores automáticos de nível, o tempo de atualização da varredura de cada indicação deve ser considerado.

Se for usada uma indicação analógica, o comprimento do espaço entre duas divisões correspondendo a um incremento de 1 mm no nível do líquido não deve ser menor que 1 mm. Se o mostrador for digital, o digito final deve ser igual ao mínimo incremento.

Tolerância da precisão em termos de altura de líquido.

Devem ser consideradas as especificações do fabricante, relatórios de teste de competência, aplicações do medidor, exigências de normas e de órgãos governamentais.

Características do produto Faixa de características do produto

freqüentemente encontradas em serviço normal e os efeitos permissíveis de tais variações das características na precisão do medidor. Qualquer alteração futura no uso do tanque deve ser considerada.

Deve-se verificar a corrosividade, volatilidade, densidade, viscosidade e condutividade do produto cujo nível se quer medir.

Número de tanques A escolha do medidor depende da

quantidade de tanques envolvidos. Atualmente todas as medições devem ser integradas em uma base de dados relacional.

Quando se têm vários tanques, deve-se definir se as leituras serão compartilhadas em um único mostrador ou não. Deve-se definir se haverá leitura local e na sala de controle ou apenas uma delas.

Tipo do tanque Quanto ao tipo de tanque, deve-se verificar

se o tanque é refrigerado, aquecido ou usado na temperatura ambiente. Deve-se também conhecer a pressão do interior do tanque, se é atmosférica, vácuo ou pressão positiva (quanto?). Devem ser conhecidas: faixa de pressão e temperatura de operação, temperatura ambiente, turbulência na superfície e tipo de produtos a serem medidos.

Deve-se verificar o efeito no mecanismo do medidor e em sua montagem com relação à expansão termal da estrutura do tanque.

Uso de bóia Variações na densidade do líquido no

tanque irão afetar a imersão da bóia e como conseqüência, afetam a medição.

Normas brasileiras permitem o uso de bóia, em medição fiscal ou de apropriação, apenas para tanques pequenos (menor que 100 000 L).

Localização do medidor O equipamento de medição automática

deve ser localizado separadamente de qualquer facilidade de amostragem. A localização do medidor deve considerar as facilidades de amostragem.

O elemento detector do nível do líquido deve ser localizado de modo que nenhuma parte do elemento esteja menos que 500 m da estrutura do tanque. Em tanques de teto flutuante, o canto externo do elemento detector de nível deve estar o mais próximo possível de 500 mm do tanque.

Nível

206

O elemento detector de nível deve estar localizado próximo da boca de medição e deve ser acessível da plataforma de medição.

A mínima distância entre o elemento sensor de nível e a linha de centro da boca de medição e da boca de amostragem depende do tipo de equipamento e da instalação. Porém, deve-se ter cuidado em fixar estas distancias de modo que não haja interferência entre estes elementos e a medição manual ou a amostragem.

O elemento detector de nível do líquido do tanque deve estar afastado das conexões de entrada e saída para minimizar os efeitos de redemoinhos, correntes e turbulências provenientes destas fontes. Se isto não for suficientemente efetivo, o elemento detector deve ser protegido por meio de um tubo acalmador. Onde são instalados agitadores de tanque, o fabricante do medidor deve ser consultado.

A indicação local e os equipamentos auxiliares devem ser facilmente acessíveis para leitura e manutenção.

Ponto de montagem Deve se dar atenção especial ao ponto de

montagem do medidor no tanque, de modo que a distância entre este ponto e a referência não mude como resultado da distorção da estrutura do tanque causada pelo coluna hidrostática do produto. Assim, o medidor deve ser preferivelmente montado em um tubo suporte de construção adequada ou na parte inferior da estrutura do tanque.

Enquanto um tubo suporte de montagem seja preferido, especialmente para tanques grandes, a escolha final dependerá do tipo do medidor e se o tanque é de teto fixo ou de teto flutuante.

Se o medidor não está sendo instalado inicialmente, em novo tanque, é recomendado que os encaixes para se adequar um tipo preferido de medidor sejam incluídos no tanque no estagio de construção.

A placa de referência usada para a referência da medição manual deve estar abaixo da boca de medição o mais próximo possível do elemento detector de nível automático.

Uma placa de 500 x 500 x 8 mm de material resistente à corrosão com suportes horizontais e diagonais colocados não mais que 700 mm acima do fundo é a mais adequada.

Depois que o tanque é testado hidrostaticamente, deve-se verificar se o tubo suporte está torto e que os fios guia estejam em suas posições corretas antes de ajustar o medidor.

Qualquer instalação especial especificada pelo fabricante ou por normas deve ser seguida.

São incluídas figuras para ilustrar os princípios recomendados para instalar os medidores de nível e certos termômetros.

Medidores montados em tubos suportes O tubo suporte usado para montar a tampa

do medidor deve ter um mínimo de 200 mm diâmetro nominal. Ele deve ser fixado na parte inferior do tanque ou na parte superior, de modo que as recomendações desta norma sejam atendidas.

O tubo suporte deve ter uma ou mais fileiras de furos ou aberturas que devem se estender acima do nível máximo.

Se o tubo suporte é montado no fundo do tanque, sua massa deve ser distribuída no fundo do tanque de modo que não imponha uma carga acima do equivalente a 3 m de produto.

A montagem de uma placa para aumentar a resistência sob o tubo suporte é recomendada.

Medidores montados na estrutura do tanque A braçadeira suporte para a cabeça do

medidor e o tubo deve ser ligada à estrutura do tanque em uma altura típica de 2 m, em que a deflexão angular da estrutura do tanque da vertical devida ao enchimento seja um mínimo. As braçadeiras do tubo suporte devem ter guias deslizantes para garantir que o tubo do medidor seja, tanto quanto possível, independente dos movimentos da estrutura do tanque.

Os conduites da fita devem ser do tamanho especificado pelo fabricante e devem estar alinhados em todos os pontos para evitar a fita tocar ou roçar o interior do conduite. Se o conduite da fita horizontal requer guia lateral, um ponto para ancorar o guia é o topo da estrutura do tanque e outro ponto é o tubo acalmador usado para a medição manual.

Os conduites da fita devem ser tratados internamente para evitar a formação de ferrugem. Se necessário, deve se ter um reservatório de condensado para drenar qualquer condensado formado.

Tanque com teto fixo Ver Fig. 3.1. A montagem do medidor e qualquer

conduite de fita em tanques de teto fixo deve ser tal que qualquer deflexão do teto do tanque com uma mudança na pressão de vapor ou deformação da parede devida às forças hidrostáticas não provoquem erros na medição.

Nível

207

Meios de isolação entre a tampa do medidor e a atmosfera do tanque devem ser considerados para permitir a tampa do medidor ser aberta sem perda da pressão do tanque.

Todos os componentes da tampa do medidor, elemento sensor e conduites associados devem ser capazes de suportar a pressão projetada do tanque, sem vazamento.

Tanque de teto flutuante Ver Fig. 8.3. Para novas instalações de tanque de teto

flutuante, um tubo suporte deve ser instalado além da polia guia. Para tanques existentes, pode ser necessário usar a polia guia como tubo suporte.

A construção do tubo suporte não deve restringir o movimento vertical do teto.

As funções do tubo suporte, poço acalmador e polia guia podem ser combinadas em uma única construção.

Se um poço flutuador é requerido no teto flutuante para o elemento sensor de nível, ele deve ser construído de acordo com as exigências da instalação do fabricante do medidor. O poço deve permitir a medição dos níveis operacionais do líquido e deve ser construído de modo que as perdas de vapor sejam minimizadas.

Tanques com tampas flutuantes Ver Fig. 3.4 Uma abertura na tampa deve ser fornecida

para agir como um poço para o elemento detector de nível em tanques com tampas flutuantes. A abertura deve ser construída de acordo com as exigências da instalação fornecidas pelo fabricante do medidor e deve ter uma tampa adequada. É essencial que a tampa não produza nenhum atrito no sistema de medição e nem toque nele.

Tanque de alta pressão Ver Fig. 8.5 e Fig. 8.6. A instalação de medidores em tanques de

alta pressão deve ser feita considerando as condições de operação. O elemento detector de nível pode precisar da proteção de um tubo acalmador ou deve se incluir outras características especiais recomendadas pelo fabricante.

Deve-se fazer inspeções e calibrações periódicas no medidor e possibilitar a manutenção sem interromper a operação do tanque. Isto envolve a instalação de uma válvula de isolação na entrada para o tanque com uma câmara acima dela, de modo que a leitura na tampa do medidor possa ser feita em um nível conhecido.

Nível

208

Fig. 8.12 Instalação de medidor automático

de nível em um tanque de teto fixo

Fig. 8.13 Instalação de medidor automático de nível em um tanque de teto fixo

Fig. 8.14 Instalação de medidor automático de nível em tanque com teto fixo

Fig. 8.15 Instalação de medidor automático de nível em esfera

209

4. Medidores da ANP

4.1. Medidores aprovados Os métodos de medição de nível são

numerosos. Há dezenas de diferentes princípios de operação, alguns muito antigos e outros recentes e ainda não comprovados.

Os medidores industriais aceitos pela ANP são:

1. Bóia 2. Deslocador (displacer) 3. Radar 4. Ultra-sônico

4.2. Medidor com Bóia A medição de nível por bóia é direta e

extremamente simples e usada em tanque aberto para a atmosfera. A bóia ou flutuador está em contato direto com o líquido do processo e é presa por um cabo a um contrapeso, passando por uma polia.

Há sistema onde o próprio contrapeso estabelece o valor do nível Tem-se uma escala invertida de 100 a 0%. Quando o tanque está vazio, o flutuador está baixo, o contrapeso está na altura máxima. Quando o tanque está cheio, o flutuador está no topo do tanque e o contrapeso no ponto mais baixo.

Fig. 8.16. Bóia ligada à régua Outros sistemas acoplam engrenagens

mecânicas na polia, de modo que a rotação da polia estabelece o nível do líquido.

Há ainda a possibilidade de se acoplar um potenciômetro elétrico à polia, de modo que a rotação da polia estabelece a posição do terminal do potenciômetro, possibilitando a geração de um sinal elétrico dependente do nível.

O sistema de medição de nível com bóia pode ser aplicado a tanque pressurizado, quando se coloca um selo entre o processo e o indicador. Na maioria dos casos, o movimento da bóia é transferido para o mecanismo de indicação por acoplamento magnético ou por foles pneumáticos e links mecânicos.

Fig. 8.17. Indicador e chave com bóia Finalmente existe a chave de nível, tipo

bóia. Ou seja, tem-se o acionamento de elemento final de controle, diretamente pela posição de uma bóia de nível. Esse sistema é utilizado extensivamente a toda alimentação de água, em instalações caseiras. Quando o nível da caixa d'água atinge o seu máximo, ele eleva a posição de uma bóia, que está acoplada mecanicamente a um dispositivo para abrir-fechar a tubulação de alimentação da caixa.

A bóia é importante porque pode ser associada com outros sensores de nível, como ultra-sônico e capacitivo.

Embora simples, os sistemas com bóia são de precisão media (±1% do fundo de escala) e são usados principalmente para proteção.

4.3. Medição com Deslocador É também um método muito popular e

conhecido. Seu princípio de funcionamento é a lei de Arquimedes, o da eureka: quando um corpo é submerso em um líquido, ele perde peso igual ao peso do líquido deslocado. O sistema de medição de nível por deslocador se resume na detecção e medição de um peso que varia com o nível.

Há quem chame esse sistema de medição de nível de medidor com flutuador. O nome é incorreto, pois, na realidade o elemento sensor não flutua, mas fica submersa no líquido cujo nível está sendo medido. Quem flutua é a bóia, também usada como sensor de nível, porém, com outro princípio de operação.

Escala Chave

Nível

210

Fig. 8.18. Medição de nível com deslocador: topo, lateral e gaiola

Deslocador fixo O deslocador é suspenso de um

transmissor de nível, que detecta a força (peso) variável. Quando o nível é mínimo, o deslocador está imediatamente acima do nível e totalmente fora do líquido. Seu peso é máximo e o sinal transmitido deve corresponder ao zero da escala de medição. Quando o nível sobe, o peso aparente do deslocador diminui, mantendo assim uma relação linear e proporcional entre o peso e o nível do líquido. Quando o nível atinge o valor máximo calibrado, o deslocador deve estar totalmente submerso. Nessa posição ele apresenta o mínimo peso aparente e o transmissor deve gerar sinal correspondente a 100% do nível.

Os problemas práticos que aparecem e devem ser superados são:

1. a selagem do sistema detector do transmissor com o tanque de processo, que não deve ter atrito, deve suportar as pressões e temperatura do processo e não sofrer corrosão do líquido.

2. o tipo de tomada de nível, geralmente feito através de flanges com face ressaltada. Há tomadas através de três tipos básicos: lateral, topo e de gaiola. A gaiola é uma extensão do tanque principal. Ela é usada para facilitar a retirada e manutenção do sistema e quando há muita onda no interior do tanque. Ela é limitada quando a pressão é elevada ou pode haver vazamentos.

o cálculo correto do peso e do tamanho do deslocador. As vezes, é conveniente adicionar ao sistema uma proteção ao transmissor, de modo que o peso do deslocador não lhe fique aplicado durante muito tempo.

O comprimento do deslocador nunca pode ser menor que o nível a ser medido.

A densidade do material do deslocador deve ser sempre maior que a densidade do líquido do tanque.

O desempenho do sistema com deslocador possui as seguintes características:

1. pode ser aplicado para medição de nível de líquido, interface do líquido-vapor, densidade de líquido, interface entre dois líquidos.

2. o sistema é simples, confiável e relativamente preciso.

3. como há uma grande variedade de materiais para a construção do deslocador e das braçadeiras de ligação com o transmissor, o sistema pode ser usado para medir líquidos corrosivos.

Como limitações tem-se: 1. Uso restrito para tanque não

pressurizado 2. Aplicação apenas para líquidos limpos,

pois não se pode ter deposição ou incrustarão de material no deslocador (alterando seu peso).

3. Dificuldades e restrições nos selos 4. Custo elevado, principalmente quando

o deslocador é de material especial. A precisão do sistema de medição de nível

com deslocador fixo é tipicamente de ±0,5% do fundo de escala.

Deslocador móvel É possível se medir nível com um

deslocador móvel, em vez de fixo. Neste sistema o deslocador tem o formato de bóia e se move como se fosse uma bóia, acompanhando a superfície livre do líquido. Porém, o que faz ele se mover é um sistema de servomecanismo acoplado a ele. Quando o fio que aciona o deslocador se parte, ele vai para o fundo do vaso, pois ele é muito mais pesado que o líquido. Este sistema de medição de nível foi desenvolvida pela ENRAF.

O medidor de nível utiliza como elemento sensor um pequeno deslocador com densidade maior que a do líquido cujo nível é medido. O deslocador é suspenso por um cabo flexível que se enrola em um tambor de medição com ranhuras. Na condição de equilíbrio, o deslocador fica parcialmente imerso no líquido permitindo a sua aplicação em líquidos com turbulência na superfície e com variações de densidade do produto.

Um circuito integrador com ajuste de tempo permite a medição estável do nível, mesmo com turbulência na superfície do fluído, já que a ação do integrador proporciona um nível de leitura médio e preciso. Esta

Nível

211

característica permite que os medidores de nível possam operar com precisão em tanques com agitadores e com altas vazões de bombeamento.

Utiliza-se o princípio de servomecanismo para eliminar os efeitos de atrito mecânico que prejudicam a sensibilidade e a precisão do sistema. O eixo do tambor de medição está acoplado a uma balança capacitiva de equilíbrio, que mede continuamente o peso aparente do deslocador, que é o seu peso real modificado pela força de empuxo exercida pelo produto sobre o deslocador parcialmente imerso.

Fig. 8.19. Sistema de medição de nível com deslocador móvel

As variações de nível provocam alterações

no peso aparente do deslocador, que são detectadas pela balança capacitiva de equilíbrio através do deslocamento das placas centrais. Variando sua capacitância em relação às placas laterais ativas, através de um circuito eletrônico com servomotor reversível. Este servo motor está acoplado ao eixo sem fim que aciona a coroa dentada e conseqüentemente, o tambor de medição, de modo a fazer subir ou descer o deslocador, até que seja obtida novamente a imersão correta.

A tensão mecânica do fio que sustenta o deslocador é igual à diferença entre o peso do deslocador e o empuxo correspondente ao volume do líquido deslocado pela parte submersa. Na balança de equilíbrio, as placas centrais são tensionadas por duas molas para contrabalançar a tensão do fio e manter o deslocador em equilíbrio. O peso do deslocador, mesmo quando totalmente imerso mantém o cabo de medição sempre tensionado.

O eixo do servomotor aciona o indicador mecânico de nível integral e o codificador óptico utilizado para transmissão remota de nível e temperatura.

Para a indicação remota do nível e temperatura os medidores são equipados opcionalmente com um transmissor integral. São disponíveis dois sistemas de transmissão: um para a transmissão individual ao indicador digital de nível e de temperatura instalado no pé do tanque via RS 422 e outro de freqüência por PWM (modulação de largura de pulso) onde todos os medidores são ligados ao receptor central seletivo.

4.4. Medição com Radar

Introdução O sistema de medição de nível com radar

usa ondas eletromagnéticas, tipicamente microondas na faixa de 10 GHz (banda X). Geralmente a medição é contínua e se aplica à medição de nível de líquido.

As emissões são de baixa potência, tipicamente menores que 0,015 mW/cm2 pois as aplicações industriais requerem geralmente faixas menores que 30 m, que é uma distância pequena para a técnica de radar. Nesta faixa de energia, não há problema de saúde, segurança, licença ou considerações de contaminação. Os dispositivos envolvidos são os prosaicos transistores e diodos para gerar e detectar as microondas.

O sensor radar é montado no topo do vaso e é dirigido para baixo, perpendicular à superfície do líquido. Isto faz o sinal ser refletido da fonte para retornar diretamente para o sensor. O caminho do sinal é afetado pelo tamanho da antena.

Fig. 8.20. Medição de nível a radar

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212

Vantagens e desvantagens As principais vantagens da técnica de

medição de nível com radar são: 1. Pode medir nível de líquidos complexos

(tóxicos, perigosos, sanitários) 2. Não requer licença legal (como o

radiativo) 3. É uma medição sem contato 4. Apresenta alta precisão em faixa de 1,5

a 60 m. 5. A antena pode ser colocada

externamente, totalmente isolada do processo.

6. A operação é verificável através do monitor

7. Nenhuma recalibração é requerida quando se altera as condições de processo, pois a mudança do líquido não afeta a velocidade e freqüência e processamento do sinal.

8. A operação do sistema pode tolerar revestimento do sensor, turbulência da superfície e espuma no líquido (melhor que laser e ultra-som).

Como desvantagem, tem-se 1. É a técnica de medição de nível

mais cara. 2. Só é aplicada em processo com

líquido limpo. 3. Não pode ser usado em aplicação

com sólido, por causa do sinal fraco de reflexão.

4. Possui menor número de aplicações que o sistema com radiação nuclear.

Fig. 8.21. Montagem do medidor a radar

Fig. 8.22. Montagem do radar no tanque

Fig. 8.23. Montagem do radar no tanque

Influência do vapor no radar Para alguns produtos específicos, pode

haver uma influencia mensurável na precisão da medição de nível, se a composição do vapor varia entre a condição de sem vapor até vapor totalmente saturado. Porém, não há influencia detectável se a variação do vapor é pequena.

Para estes produtos específicos, é suficiente que a pressão e a temperatura sejam medidas e o programa no Medidor de Tanque a Radar corrija a influência do vapor automaticamente. Isto é feito, por exemplo, quando se mede o nível de GLP.Gases que conhecidamente afetam a transmissão das ondas de radar são: Oxido de propileno, Éter etílico, Éter propílico, Acetaldeido, Proionaldeido, Isotubiraldeido, Acetona, Metanol, Amônia

213

9. Vazão

1. Introdução A medição da vazão é essencial a todas as

fases da manipulação dos fluidos, incluindo a produção, o processamento, a distribuição dos produtos e das utilidades. Ela está associada com o balanço do processo e está diretamente ligada aos aspectos de compra e venda dos produtos. A medição confiável e precisa requer uma correta engenharia que envolve a seleção do instrumento de medição, a sua instalação, a sua operação, a sua manutenção e a interpretação dos resultados obtidos.

O conjunto formado pelo medidor e os trechos da tubulação antes e depois do medidor deve ser considerado globalmente e não apenas o medidor isolado. Este conjunto pode incluir retificadores de vazão, reguladores do perfil da velocidade, filtros e tomadas de medições.

A vazão de fluidos é complexa e nem sempre sujeita à análise matemática exata. Diferente do sólido, os elementos de um fluido vazando podem mover em velocidades diferentes e podem ser sujeitos a acelerações diferentes.

Os três conceitos mais importantes na vazão de um fluido já foram vistos em Mecânica dos Fluidos e são:

1. princípio da conservação da massa, do qual é desenvolvida a equação da continuidade,

2. princípio da energia cinética, que dá origem a certas equações da vazão,

3. princípio do momentum, que trata das forças dinâmicas exercidas pelos fluidos da vazão.

2. Conceito de Vazão Quando se toma um ponto de referência, a

vazão é a quantidade do produto ou da utilidade, expressa em massa ou em volume, que passa por ele, na unidade de tempo. A unidade de vazão é a unidade de volume por unidade de tempo ou a unidade de massa por unidade de tempo.

A vazão volumétrica é igual ao produto da velocidade do fluido pela área da seção transversal da tubulação.

A vazão mássica é igual ao produto da vazão volumétrica pela densidade do fluido . Na prática, como é difícil a medição direta da densidade do fluido e a composição dos gases é constante, usam se as medições da temperatura e da pressão para inferir a densidade.

A partir da vazão volumétrica ou mássica pode se obter a sua totalização, através da integral da vazão instantânea.

Outra dificuldade apresentada na medição da vazão está relacionada com a grande variedade de fluidos manipulados e com o elevado número de configurações diferentes. Por isso, é freqüente na medição da vazão o uso de extrapolações e de similaridades geométricas, dinâmicas e cinemáticas entre os diferentes modelos.

3. Vazão em Tubulação Em aplicações industriais de medição da

vazão, o mais comum é se ter fluidos em tubulações fechadas. O caminho mais empregado para transportar o fluido entre dois pontos da planta é a tubulação com seção circular. O círculo fornece a maior resistência estrutural e apresenta a maior área transversal por unidade de superfície da parede. Por isso, a não ser que seja dito diferente, as palavras tubo e tubulação sempre serão referidas a um conduíte fechado, com seção circular e com diâmetro interno constante.

Ocasionalmente são encontrados conduites com seção transversal não circular ou tubulações com seção circular porém não totalmente preenchidas pelo fluido. Quando se calcula o número de Reynolds, nestas situações, utiliza se o conceito de raio hidráulico, que é a relação entre a área transversal da vazão e o perímetro molhado.

Vazão

214

Fig. 9.1. Medição de vazão em tubulações

Fig. 9.2. Comportamento do fluido dentro da tubulação Muitas fórmulas empíricas propostas para a

medição da vazão em tubo são muito limitadas e podem ser aplicadas apenas quando as condições reais do processo se aproximam das condições do laboratório.

Para transferir o fluido de A para B, coloca se uma tubulação ligando os dois pontos e instala se uma bomba nesta tubulação. Por causa do atrito entre o fluido móvel e a tubulação fixa, o fluido deve ser pressurizado, para que escoe. Ou seja, para haver vazão do fluido através da tubulação, a pressão na saída da bomba deve ser maior que a pressão na entrada do tanque B. Esta diferença de pressão produz a força que faz o fluido escoar através da tubulação. O fluido atinge um equilíbrio ou fica em vazão de regime permanente quando a força requerida para move-lo através da tubulação é igual a força produzida pela diferença de pressão.

Vários parâmetros influem na queda de pressão ao longo da tubulação: o seu comprimento, o seu diâmetro interno, a velocidade , a densidade e a viscosidade do fluido que se move através da tubulação e o atrito provocado pela rugosidade da parede interna da tubulação no fluido. Existem equações teóricas e experimentais relacionando todos estes parâmetros.

Mesmo quando se usam as unidades métricas, é comum usar a polegada para expressar o diâmetro nominal da tubulação. O tamanho nominal de tubulações iguais e maiores que 14" representa o diâmetro externa da tubulação e os tamanhos nominais menores são aproximações do diâmetro interno.

A espessura da parede da tubulação, determinada pelo Schedule do tubo, pode variar substancialmente para um determinado diâmetro da tubulação, enquanto o diâmetro externo permanece constante. Como conseqüência, o diâmetro interno pode variar e por isso há ábacos e tabelas na literatura técnica (Crane, por exemplo) para a sua obtenção. Em geral, quando o número do Schedule aumenta, a espessura da parede aumenta e o diâmetro interno diminui.

4. Tipos de Vazão A vazão pode ser classificada de muitos

modos, tais como 1. laminar ou turbulenta, 2. ideal ou real, 3. compressível ou incompressível, 4. homogênea ou com mais de uma fase, 5. viscosa ou sem viscosidade, 6. regime estável ou instável, 7. rotacional ou irrotacional, Para cada vazão, há hipóteses

simplificadoras e as correspondentes equações permitem a sua análise. As simplificações se referem à viscosidade, densidade, pressão, temperatura, compressibilidade e energia em suas diferentes formas. Sempre há aspectos teóricos e informações experimentais.

Em qualquer situação existem três condições:

1. a lei de Newton do movimento se aplica para cada partícula em cada instante,

2. a equação da continuidade é válida e 3. nas paredes do tubo, a componente

normal da velocidade é igual à velocidade do tubo. Para o fluido real, a componente tangencial da velocidade do fluido na parede é zero, em relação à parede.

Vazão

215

Vazão Ideal ou Real O fluido ideal não tem viscosidade e por

isso não pode haver movimento rotacional das partículas em torno de seus centros de massa e nem tensão de cisalhamento. A vazão de um fluido sem viscosidade é chamada de vazão ideal e pode ser representada por uma única vazão resultante. A vazão ideal é irrotacional. Na vazão ideal as forças internas em qualquer seção são sempre perpendiculares a seção. As forças são puramente forças de pressão. Tal vazão é aproximada e nunca é conseguida na prática.

A vazão de um fluido viscoso é chamada de vazão real. Vazão viscosa e vazão real são sinônimos. Todos os fluidos reais possuem algum grau de viscosidade.

(a) Fluido não viscoso b) Fluido viscoso

Fig. 9.3. Vazão ideal ou não ideal

Vazão Laminar ou Turbulenta A vazão laminar é assim chamada por que

todas as partículas do fluido se movem em linhas distintas e separadas. As partículas do fluido se movem em linhas retas paralelas ao eixo da tubulação, de modo ordenado. A ação é como se as lâminas do fluido escorregassem relativamente entre si. No caso da vazão laminar em uma tubulação circular, a velocidade adjacente a parede é zero e aumenta para um máximo no centro do tubo. O perfil da velocidade é uma parábola e a velocidade média da vazão volumétrica é a metade da velocidade máxima do centro.

A vazão laminar é governada pela Lei de Newton da viscosidade. Ela pode ser considerada como a vazão em que toda a turbulência é amortecida pela ação da viscosidade. Por isso, os termos vazão laminar e vazão viscosa são equivalentes.

A vazão laminar é caracterizada por um movimento suave e contínuo do fluido, com pouca deformação. A vazão laminar é conseguida de vários modos: 1. fluido com pequena densidade, 2. movimento em baixa velocidade, 3. pequenos tamanhos dos corpos como os

microrganismos nadando no mar ou

4. fluido com alta viscosidade, tais como os óleos lubrificantes. A vazão laminar ocorre para vazões com

Re menor que 2.000. (a) vários filamentos (b) único filamento

Fig. 9.4. Fluido dentro da tubulação:

Um modo experimental de verificar quando

um fluido está em vazão laminar é introduzir um filamento fino de um líquido colorido na vazão do fluido, através de um tubo de vidro. As trajetórias de todas as partículas do fluido serão paralelas as paredes do tubo e portanto o líquido se move em uma linha reta, como se estivesse dentro de um tubo fino mergulhado no fluido. Este estado da vazão depende da viscosidade, da densidade e da velocidade do fluido. Quando se aumenta a velocidade, a vazão continua laminar até se atingir um valor crítico, acima do qual, o líquido colorido começa a se dispersar e misturar com o fluido vazante. Neste ponto, as partículas do líquido colorido não são mais paralelas as paredes do tubo mas sua velocidade possui componentes transversais. Esta forma de vazão é chamada de turbulenta.

A teoria dos fluidos viscosos lubrificantes em rolamentos se baseia na análise da vazão laminar. Mesmo em vazões com elevados números de Reynolds, como no vôo do avião, há regiões de vazão laminar próximas das superfícies.

A perda da energia na vazão laminar varia linearmente com a velocidade e não com o quadrado da velocidade, como na vazão turbulenta. Esta relação matemática é a base do funcionamento do medidor com resistência linear usado para a medição de vazão laminar.

Na vazão turbulenta não se tem linhas de vazão distintas mas o fluido consiste de uma massa de redemoinhos. As partículas não seguem a mesma trajetória. O perfil de velocidade mostra a velocidade máxima também no centro, mas a velocidade próxima das paredes da tubulação é igual a metade da máxima velocidade. O perfil é mais chato para um tubo liso do que para um tubo rugoso. A velocidade média no centro de um tubo rugoso é de 0,74 da máxima e no tubo liso vale 0,88 da máxima.

Vazão

216

1. Vazão laminar 2. Início da turbulência 3. Vazão turbulenta

Fig. 9.5. Vazão laminar ou turbulenta No caso de um corpo sólido imerso em

fluido vazando, há uma turbulência atrás do corpo, resultando em uma força de arraste no corpo (drag).

Na vazão turbulenta as velocidades locais e as pressões flutuam aleatoriamente de modo que as soluções do problema de turbulência requer a mecânica estatística.

Os efeitos da viscosidade ainda estão presentes na vazão turbulenta, mas eles são geralmente mascarados pelas tensões de cisalhamento turbulentas. A difusão, a transferência de calor e as tensões de cisalhamento estão relacionadas diretamente com a turbulência. Turbulência muito acentuada pode provocar a separação da vazão.

Quando a água é bombeada através de tubo em vazão muito elevada, a vazão se torna turbulenta. Para uma determinada pressão aplicada, a vazão pode ser aumentada muitas vezes, simplesmente pela adição de uma pequeníssima quantidade (poucas partes por milhão) de um polímero de altíssimo peso molecular (maior que 1 milhão). Este fenômeno é chamado de redução do arraste e é usado, por exemplo, nas estações de bombeamento nos oleodutos do Alasca.

Erroneamente se pensa que é mais fácil medir vazões laminares. Na prática industrial e na natureza, a maioria das vazões é turbulenta e muitos medidores só conseguir medir vazões com número de Reynolds acima de um determinado limite, tipicamente de 104.

Vazão Estável ou Instável A vazão estável, também chamada de

vazão em regime, é aquela conseguida quando, em qualquer ponto, a velocidade de partículas sucessivas do fluido é a mesma em períodos sucessivos de tempo (∂ ∂v t = 0 ). Na vazão estável a velocidade é constante em relação ao tempo, mas pode variar em diferentes pontos ou com relação à distância

(∂ ∂v x ≠ 0). Na vazão estável a velocidade é constante com o tempo, e por isso as outras variáveis (pressão, densidade) também não variam com o tempo.

Obtém-se vazão estável somente quando a profundidade, inclinação, velocidade, área da seção transversal da tubulação são constantes ao longo do comprimento da tubulação. A vazão estável é obtida somente com a vazão laminar. Na vazão turbulenta há flutuações continuas na velocidade e na pressão em cada ponto. Porém, se os valores flutuam em torno de um valor médio constante, de modo simétrico, a vazão pode ser considerada estável. Na vazão estável, as condições são usualmente constantes no tempo, embora, em determinado momento, elas não sejam necessariamente as mesmas em seções diferentes.

Na vazão instável, a velocidade varia com o tempo ( 0tv ≠∂∂ ) e como conseqüência, as outras condições (pressão, densidade, viscosidade) também variam em relação ao tempo. Depois de muito tempo, a vazão instável pode se estabilizar ou ficar zero. Esta variação da vazão pode ser lenta, como resultado da ação de uma válvula de controle proporcional ou pode ser rápida, como o resultado do fechamento repentino, que pode produzir o fenômeno conhecido como golpe de aríete ou martelo d'água. A vazão instável acontece também quando se tem a vazão de um reservatório para outro, em que o equilíbrio é conseguido somente quando os dois níveis se igualam.

A vazão instável também inclui o movimento periódico ou cíclico, tal como o das ondas do mar ou o movimento do mar em estuários e outras oscilações. A diferença entre tais casos e a vazão média de regime em vazões turbulentas é que os desvios da média da vazão instável e a escala de tempo são muito maiores.

Vazão Uniforme e Não Uniforme Tem-se uma vazão uniforme quando o

valor e a direção da velocidade não mudam de um ponto a outro no fluido, ou seja, a velocidade não varia com a distância percorrida (∂ ∂v x = 0). Na vazão uniforme, as outras variáveis do fluido (pressão, densidade, viscosidade) também não variam com a distancia.

A vazão de líquidos sob pressão através de tubulações longas com diâmetro constante é uniforme, com a vazão estável ou instável.

Ocorre a vazão não uniforme quando a velocidade, profundidade, pressão ou densidade do fluido varia de um ponto a outro

Vazão

217

na vazão (∂ ∂v x ≠ 0). A vazão em um tubo com seção variável é não uniforme.

Vazão Volumétrica ou Mássica Os medidores industriais podem medir a

vazão volumétrica (volume/tempo) ou mássica (massa/tempo).

A massa, junto com as unidades de comprimento e de tempo, constitui a base para todas as medidas físicas. Como um padrão fundamental de medição, a unidade de massa não é derivada de nenhuma outra fonte. As variações de temperatura, pressão, densidade, viscosidade, condutividade térmica ou elétrica não afetam a massa do fluido cuja vazão está sendo medida. Por exemplo, em determinadas temperaturas e pressões, a água é sólida, líquida ou gás. Qualquer que seja o estado da água, porém, 1,0 kilograma de massa de água, gelo ou vapor permanece exatamente 1,0 kilograma.

Fig. 9.6. Relação entre volume medido e volume à condição padrão (standard)

Atualmente, já é disponível comercialmente

medidores diretos de vazão mássica, como o tipo Coriolis, o termal e o medidor com dois rotores. Como a massa do fluido independe de medições de outras variáveis do processo, como pressão, temperatura ou densidade, a medição da vazão mássica é mais vantajosa que a medição da volumétrica, na maioria das aplicações. Porém, em sistemas envolvendo tanques de armazenagem, é essencial que seja medida a vazão volumétrica.

A maioria dos medidores industriais mede a velocidade e infere a vazão volumétrica do fluido. A partir da velocidade e da área da seção transversal da tubulação tem-se a vazão volumétrica. Como o volume do fluido compressível depende umbilicalmente da pressão e da temperatura, deve-se conhecer continuamente os valores da pressão e da temperatura para que o valor do volume tenha

significado pratico. Como a pressão estática e a temperatura do processo variam continuamente, para compensar estes desvios dos valores padrão de projeto, medem-se a pressão e a temperatura e fazem-se as correções, obtendo-se a vazão volumétrica compensada. Na prática, a maioria das medições de vazão de líquidos não tem nenhuma compensação, a minoria das vazões de líquidos possui apenas compensação da temperatura. A maioria absoluta das vazões de gases necessita da compensação da pressão e da temperatura, uma minoria reduzida não faz qualquer compensação e algumas aplicações requerem ainda a medição e compensação da densidade, além das medições de pressão e temperatura. Há aplicações onde se mede a temperatura e usa o seu valor para compensar a variação provocada simultaneamente no volume e na densidade do fluido.

Fig. 9.7. Relação entre volume e massa

Vazão Incompressível e Compressível

Na vazão incompressível o fluido se move com a densidade constante. Nenhum fluido é verdadeiramente incompressível, desde que até os líquidos podem variar a densidade quando submetidos à altíssima pressão. Na prática, para fluidos com número de Mach menor que 0,3 a vazão pode ser considerada incompressível. É quase impossível se atingir a velocidade de líquido de 100 m/s, por causa da altíssima pressão requerida. Por isso o líquido é considerado incompressível.

A diferença essencial entre um fluido compressível e um incompressível está na velocidade do som. Em um fluido incompressível a propagação da variação de pressão é praticamente instantânea; em um fluido compressível a velocidade é finita. Um pequeno distúrbio se propaga na velocidade do som.

Quando a velocidade do fluido se iguala a velocidade do som no fluido, a variação da densidade (ou do volume) é igual a variação da

metro cúbico medido

3,8 m3, @ 100 kPa A e 15 oC

1 m3, 400 kPa G e 100 oC

metro cúbico padrão

W = Q ρ = Q ρ (P,T)

Massa direta

Mede Volume e Densidade

Mede Volume e infere Densidade

Vazão

218

velocidade. Ou seja, grande variação da velocidade, em vazão de alta velocidade, causa grande variação na densidade do fluido.

A vazão do gás pode facilmente atingir velocidades compressíveis. Por exemplo, dobrando a pressão do ar de 1 para 2 atmosferas, pode-se ter velocidade supersônica.

Para a vazão turbulenta de um fluido incompressível, o efeito da variação da densidade na expressão da turbulência é desprezível. Porém, este efeito deve ser considerado em fluido compressível. O estudo da vazão turbulenta de um fluido compressível requer a correlação das componentes da velocidade, da densidade e da pressão

Os gases são compressíveis e as equações básicas da vazão devem considerar as variações na densidade, provocadas pela pressão e temperatura.

Para os fluidos compressíveis, como os gases e vapores, é necessário adicionar os termos térmicos à equação de Bernoulli para obter uma equação que considere a energia total e não apenas a energia mecânica.

A vazão mássica de um fluido compressível em uma tubulação, com uma dada pressão de entrada, se aproxima de uma determinada vazão limite, que não pode ser excedida, por mais que reduza a pressão da saída.

A máxima velocidade de um fluido compressível em uma tubulação é limitada pela velocidade de propagação da onda de pressão que se desloca a velocidade do som no fluido. Como a pressão cai e a velocidade aumenta ao longo da tubulação, com área da seção transversal constante, a máxima velocidade ocorre na extremidade final da tubulação. Se a queda da pressão é muito alta, a velocidade da saída atingirá a velocidade do som. A diminuição adicional da pressão de saída não é sentida a montante porque a onda de pressão pode se deslocar, no máximo, a velocidade do som. A queda de pressão adicional, obtida pela diminuição da pressão de saída após se atingir a máxima descarga ocorre além do fim da tubulação. Esta pressão é perdida em ondas de choque e turbulências do jato do fluido.

Pode se mostrar teoricamente que a relação das pressões antes e depois de um elemento primário de medição de vazão não pode ser menor que um valor crítico. Quando a pressão através da restrição é igual a esta fração crítica multiplicada pela pressão antes do elemento, a vazão é máxima e não pode ser aumentada, a não ser que se aumente a pressão antes do elemento.

A vazão máxima de um fluido compressível depende do expoente isentrópico, da

densidade e da relação das pressões antes e depois do elemento de vazão.

Vazão Rotacional e Irrotacional Na vazão rotacional, a velocidade de cada

partícula varia diretamente com a sua distância do centro de rotação. Na vazão rotacional, cada pequena partícula do fluido parece rodar em torno de seu próprio eixo, para um observador fixo. Por exemplo, a vazão em um cilindro girando em torno de seu eixo, a vazão do fluido no interior da bomba.

Fig. 9.8. Perturbações que criam distorção do perfil,

vazões secundárias e redemoinhos Na vazão irrotacional, cada pequena

parcela ou elemento do fluido preserva sua orientação original. Como um elemento do fluido pode ser girado em torno de seu eixo somente com aplicação de forças viscosas, o fluido rotacional é possível somente com fluido real viscoso e a vazão irrotacional só pode ser obtida de fluido ideal não viscoso. Para fluido com pequena viscosidade, tal como ar e água, a vazão irrotacional pode ser aproximada em um vórtice livre. Em um vórtice livre, um corpo de fluido gira sem a aplicação de torque externo por causa do momentum angular previamente aplicado nele Exemplos são a rotação do fluido que sai de um bomba centrífuga, um furacão de ar ou a rotação da água entrando no dreno de um vaso.

Uma vazão irrotacional se torna rotacional quando a tubulação muda de direção, formando ângulos de 90o.

Há medidores de vazão, como o tipo vortex e efeito Coanda que provocam artificialmente vórtices para a medição do valor da vazão.

Quando for indesejável e geralmente o é, a rotação da vazão, usam-se retificadores de vazão para eliminar os redemoinhos.

Vazão monofásica e bifásica Nenhum medidor de vazão pode distinguir

entre um líquido puro e um líquido contendo ar ou gás entranhado. O gás entranhado pode

Vazão

219

resultar em medição com grande erro, mesmo quando a quantidade de ar for pequena. Quando se tem um medidor de vazão para medir líquido e há gás em suspensão ou quando se tem um medidor para gás e há líquido condensado, há erros grosseiros de medição. Para se garantir medições com pequenos erros devidos a vazão multifásica, deve-se instalar eliminador de gás.

O eliminador de gás reduz a velocidade do fluido em uma câmara para dar tempo ao gás escapar antes de reentrar na tubulação. Quando o gás se acumula, o nível do líquido cai, baixando uma bóia que abre um vent para liberar o gás do eliminador. Deve-se manter uma pressão de retorno na saída suficientemente grande para garantir uma vazão de descarga correta do gás.

Atualmente, há desenvolvimento de medidores para a indústria de petróleo para medir e distinguir as vazões de diferentes fases, mas estes medidores ainda não estão disponíveis comercialmente ou ainda possuem preços elevados. Realmente, são vários medidores em um único invólucro, cada medidor com um princípio de funcionamento diferente e cada um detectando e medindo uma fase. O receptor microprocessado faz a separação dos sinais e dá o resultado da vazão de cada fase.

Fig. 9.9. Tipos de vazão multifásica As vazões com duas fases, líquida e

gasosa, ocorrem quando há instabilidade e

turbulência na tubulação e dependem da velocidade do fluido. As vazões bifásicas mais comuns são:

1. Vazão de bolha (bubble), quando há bolhas de gás dispersas através do líquido

2. Vazão plug, quando há grande bolha de gás na fase líquida

3. Vazão estratificada, quando há uma camada de líquido abaixo de uma camada de gás

4. Vazão ondulada, parecida com a estratificada, porém a interface gás-líquido é ondulada por causa da alta velocidade da vazão

5. Vazão anular, quando há um filme líquido nas paredes internas com gás no centro

Vazão Crítica Quando um gás é acelerado através de

uma restrição, sua velocidade aumenta, a pressão diminui e sua densidade diminui. Desde que a vazão mássica é uma função da densidade e da velocidade, existe uma área crítica em que o fluxo de massa é máximo. Nesta área, a velocidade é sônica e a vazão é chamada de crítica ou de choque. Para líquidos, se a pressão na área mínima é reduzida à pressão de vapor, forma-se uma zona de cavitação que restringe a vazão, de modo que a diminuição da pressão a jusante não aumenta a vazão. Em ambos os casos, a vazão mássica pode somente ser aumentada pela aumento da pressão a montante.

Quando o gás passa através de um bocal com uma grande diferença de pressão entre a entrada e a garganta do bocal, de modo que a velocidade do fluido atinge a velocidade do som neste fluido, a vazão através desta restrição é a crítica. A vazão crítica independe das condições a jusante, sendo função apenas das condições a montante. Ou seja, pode-se diminuir a pressão depois do bocal que a vazão não aumenta. A velocidade do som no gás é a maior velocidade obtível e a vazão mássica é dada por:

pFKYd035,0W a

2 ∆ρ= ou

ρ= w

a2 hFKYd035,0Q

onde ∆P é a queda de pressão no bocal Y é o fator de expansão do gás Fa é o fator de expansão termal da área hw é pressão diferencial em coluna d é o diâmetro do bocal

Vazão

220

ρ é a densidade do gás, nas condições reais

K é uma constante de calibração

41

CKβ−

=

onde C é o coeficiente de descarga do bocal β é a relação d/D do bocal Por causa da vazão crítica ser

caracterizada pela velocidade do gás na garganta ser igual à velocidade do som, existe uma relação fixa das pressões na entrada (P1) e na garganta (P2) para qualquer pressão de entrada, desde que a condição crítica seja mantida. Como conseqüência, não se necessita de tomada de pressão e a vazão mássica depende apenas de P1 e T1. Como a velocidade é sônica, a pressão a jusante (P3) não afeta a pressão a montante (P1), mas para se manter a vazão crítica, deve-se ter a relação:

8,0PP

1

3 <

Fig. 9.10. Bocal, onde há vazão crítica Este fenômeno só acontece com o bocal. A

vazão crítica não ocorre com a placa de orifício de canto reto, pois a diminuição da pressão a jusante sempre faz a vazão aumentar. O bocal de vazão é usado como padrão secundário na calibração de medidores de vazão de gases, pois ele pode gerar vazões constantes e previamente calculadas pelo seu formato. Tubos venturi de cavitação (com melhor rendimento) ou orifícios de restrição (com pequena precisão) são usados como limitadores de vazão de líquidos no caso de falhas a jusante do sistema.

5. Perfil da Velocidade O termo velocidade, a não ser quando dito

diferente, se refere a velocidade média em uma dada seção transversal e é expressa pela equação da continuidade para uma vazão em regime:

AQv =

ou

AWvρ

=

O perfil da velocidade da vazão é

provavelmente o mais importante e menos conhecido parâmetro de influência da vazão. A velocidade através do diâmetro da tubulação varia e a distribuição é chamada de perfil de velocidade do sistema.

Osborne Reynolds observou que um fluido newtoniano pode possuir dois perfis distintos de velocidade, quando em vazão uniforme: vazão laminar e vazão turbulenta.

Para a vazão laminar, o perfil é parabólico e a velocidade no centro da tubulação é cerca de duas vezes a velocidade média. Para a vazão turbulenta, depois de um trecho reto de tubulação suficientemente longo, o perfil da vazão se torna totalmente desenvolvido e a velocidade no centro da tubulação é cerca de somente 1,2 vezes a velocidade média e somente nesta região se pode fazer medição suficientemente precisa.

(a) Laminar (b) Turbulenta

Fig. 9.11. Perfis de velocidade

A vazão é dita turbulenta quando os jatos

se misturam, se agitam e se movem aleatoriamente. Ocorre tipicamente para fluido com baixa viscosidade e alta velocidade.

Os valores razoáveis das velocidades dos fluidos nas tubulações, nas bombas, nas linhas de drenagem são dadas em tabelas, variando de 1,2 m/s (bomba de sucção) até 4,6 m/s (água de alimentação de caldeira). Para vapor d'água, as velocidades variam de 1 200 m/m (vapor saturado e com pressão abaixo de 14 kgf/cm2) até 6 000 m/m (vapor superaquecido, com pressão acima de 14 kgf/cm2).

Para os medidores, a velocidade muito baixa do fluido pode provocar deposição de lodo e a velocidade muito elevada pode provocar a erosão e o desgaste dos seus internos.

Se o fluido tivesse viscosidade zero, a velocidade dele quando em movimento dentro

Vazão

221

de uma tubulação teria uma seção transversal uniforme, ou seja, a velocidade seria a mesma, qualquer que fosse a posição da partícula do fluido. A existência da viscosidade, mesmo pequena, induz uma ação de cisalhamento entre as partículas adjacentes do fluido, reduzindo a velocidade para zero, na parede da tubulação e tendo um valor máximo no centro da tubulação, formando um perfil não uniforme.

Quando um fluido entra na tubulação, sua velocidade é uniforme na entrada. A camada limite aumenta com a distância da entrada até que a vazão fique totalmente desenvolvida. Da equação da continuidade e de Bernoulli, pode-se mostrar que a pressão diminui ao longo da tubulação. O comprimento para que a vazão fique totalmente desenvolvida é dada pela equação de Boussinesq:

XL = 0,03 ReD onde XL é a distância para a vazão estar

totalmente desenvolvida, Re é o número de Reynolds, D é o diâmetro interno da tubulação Há vários critérios para definir quando a

vazão está totalmente desenvolvida: 1. queda da pressão, 2. distribuição da velocidade média 3. quantidades turbulentas. Porém, estes critérios dão valores muito

diferentes; o critério do gradiente de pressão estabelece 3 a 4D depois da entrada da vazão, a velocidade média dá de 30 a 60 D e as quantidades turbulentas dão valores acima de 60 D. Geralmente, o critério adotado para o desenvolvimento completo da vazão é o ponto onde os perfis da velocidade média não variam com a distância na direção da vazão.

6. Seleção do Medidor

6.1. Sistema de Medição Um sistema de medição, incluindo o de medição de vazão, é constituído de

1. elemento sensor 2. condicionador de sinal 3. apresentador de sinal O elemento sensor ou primário geralmente

está em contato direto com o fluido (parte molhada), resultando em alguma interação entre a vazão medida e a saída do sensor. Esta interação pode ser, mas não se restringe a

1. separação do jato do fluido, 2. aceleração, 3. queda de pressão, 4. alteração da temperatura,

5. formação de vórtices, 6. indução de força eletromotriz, 7. rotação de impellers, 8. criação de uma força de impacto, 9. criação de momentum angular, 10. aparecimento de força de Coriolis, 11. alteração no tempo de propagação O condicionador de sinal tem a função de

medir a grandeza física gerada pela interação do sensor com a vazão do fluido e transformá-la em forma mais conveniente para o display de volume, peso ou vazão instantânea. O condicionador de sinal é finalmente ligado a um instrumento receptor de display, como indicador, registrador ou totalizador. Na medição de vazão, o condicionador é também chamado de elemento secundário.

As condições para a instalação apropriada e a operação correta, os erros e as outras características do elemento primário são independentes e diferentes das características do elemento secundário, de modo que eles devem ser tratados separadamente. O elemento primário se refere especificamente à medição de vazão e o elemento secundário se refere à instrumentação em geral. A placa de orifício é o elemento primário que mede a vazão gerando uma pressão diferencial e será estuda aqui. O transmissor de pressão diferencial, que é o elemento secundário associado a ela, será visto aqui muito superficialmente, para completar o estudo do sistema de medição. Este mesmo transmissor pode ser usado em outras aplicações, para medir nível ou pressão manométrica.

6.2. Tipos de Medidores As classificações dos medidores de vazão

se baseia somente no tipo do elemento primário ou no princípio físico envolvido.

Os medidores de vazão podem ser divididos em dois grandes grupos funcionais:

1. medidores de quantidade 2. medidores de vazão instantânea. Os medidores de vazão podem ser ainda

classificados sob vários aspectos, como 1. relação matemática entre a vazão e o

sinal gerado, se linear ou não-linear; 2. tamanho físico do medidor em relação ao

diâmetro da tubulação, igual ou diferente; 3. fator K, com ou sem 4. tipo da vazão medida, volumétrica ou

mássica, 5. manipulação da energia, aditiva ou

extrativa. Obviamente, há superposições das

classes. Por exemplo, a medição de vazão com placa de orifício envolve um medidor de vazão

1. volumétrica instantânea,

Vazão

222

2. com saída proporcional ao quadrado da v

3. vazão, com diâmetro total, 4. sem fator K e 5. com extração de energia. O medidor de deslocamento positivo com

pistão reciprocante é um medidor de 1. quantidade, 2. linear, 3. com fator K, 4. com diâmetro total e 5. com extração de energia.

O medidor magnético é um medidor de vazão 1. volumétrica instantânea, 2. com fator K, 3. diâmetro total 4. com adição de energia.

Quantidade ou Vazão Instantânea No medidor de quantidade, o fluido passa

em quantidades sucessivas, completamente isoladas, em peso ou em volumes, enchendo e esvaziando alternadamente câmaras de capacidade fixa e conhecida, que são o elemento primário. O elemento secundário do medidor de quantidade consiste de um contador para indicar ou registrar a quantidade total que passou através do medidor.

O medidor de quantidade é, naturalmente, um totalizador de vazão. Quando se adiciona um relógio para contar o tempo, obtém-se também o registro da vazão instantânea.

No medidor de vazão instantânea, o fluido passa em um jato contínuo. O movimento deste fluido através do elemento primário é utilizado diretamente ou indiretamente para atuar o elemento secundário. A vazão instantânea, ou relação da quantidade de vazão por unidade de tempo, é derivada das interações do jato e o elemento primário por conhecidas leis físicas teóricas suplementadas por relações experimentais.

Linear e não linear A maioria dos medidores de vazão possui

uma relação linear entre a vazão e a grandeza física gerada. São exemplos de medidores lineares: turbina, magnético, área variável, resistência linear para vazão laminar, deslocamento positivo.

O sistema de medição de vazão mais aplicado, com placa de orifício é não linear. A pressão diferencial gerada pela restrição é proporcional ao quadrado da vazão medida. Exemplo de outro medidor não-linear é o tipo alvo, onde a força de impacto é proporcional ao quadrado da vazão.

A rangeabilidade do medidor, que é a relação entre a máxima vazão medida dividida pela mínima vazão medida, com o mesmo

desempenho é uma função inerente da linearidade. Os medidores lineares possuem a rangeabilidade típica de 10:1 e os medidores com grandeza física proporcional ao quadrado da vazão possuem a rangeabilidade de 3:1.

Exemplos típicos de medidores de vazão não-lineares: placa de orifício, venturi, bocal, target, calha Parshall (exponencial); medidores lineares: turbina, deslocamento positivo, magnético, coriolis, área variável.

Diâmetros Totais e Parciais do Medidor Sob o aspecto da instalação do medidor na

tubulação, há dois tipos básicos: com buraco pleno (full bore) ou de inserção.

A maioria dos medidores possuem aproximadamente o mesmo diâmetro que a tubulação onde ele é instalado. A tubulação é cortada, retira-se um carretel do tamanho do medidor e o instala, entre flanges ou rosqueado.

Tipicamente o seu diâmetro é aproximadamente igual ao da tubulação, e ele é colocado direto na tubulação, cortando a tubulação e inserindo o medidor alinhado com ela. Esta classe de medidores é mais cara e com melhor desempenho. Exemplos de medidores com diâmetro pleno: placa, venturi, bocal, turbina, medidor magnético, deslocamento positivo, target, vortex.

A outra opção de montagem é através da inserção do medidor na tubulação. Os medidores de inserção podem ser portáteis e são geralmente mais baratos porém possuem desempenho e precisão piores. Exemplos de medidores: tubo pitot e turbina de inserção.

Medidores Com e Sem Fator K Há medidores que possuem o fator K, que

relaciona a vazão com a grandeza física gerada. A desvantagem desta classe de medidores é a necessidade de outro medidor padrão de vazão para a sua aferição periódica. São exemplos de medidores com fator K: turbina, magnético, Vortex.

O sistema de medição de vazão com placa de orifício é calibrado e dimensionado a partir de equações matemáticas e dados experimentais disponíveis. A grande vantagem da medição com placa de orifício é a sua calibração direta, sem necessidade de simulação de vazão conhecida ou de medidor padrão de referência.

Medidores volumétricos ou mássicos A maioria dos medidores industriais mede a

velocidade do fluido. A partir da velocidade se infere o valor da vazão volumétrica (volume = velocidade x área). A vazão volumétrica dos fluidos compressíveis depende da pressão e da

Vazão

223

temperatura. Na prática, o que mais interessa é a vazão mássica, que independe da pressão e da temperatura.

Tendo-se a vazão volumétrica e a densidade do fluido pode-se deduzir a vazão mássica. Porém, na instrumentação, a medição direta e em linha da densidade é difícil e complexa. Na prática, medem-se a vazão volumétrica, a pressão estática e a temperatura do processo para se obter a vazão mássica, desde que a composição do fluido seja constante.

Atualmente, já são disponíveis instrumentos comerciais que medem diretamente a vazão mássica. O mais comum é o baseado no princípio de Coriolis.

Energia Extrativa ou Aditiva Em termos simples, os medidores de vazão

podem ser categorizados sob dois enfoques diferentes relacionados com a energia: ou extraem energia do processo medido ou adicionam energia ao processo medido.

Como o fluido através da tubulação possui energia, sob várias formas diferentes, como cinética, potencial, de pressão e interna, pode-se medir a sua vazão extraindo alguma fração de sua energia. Este enfoque de medição envolve a colocação de um elemento sensor no jato da vazão. O elemento primário extrai alguma energia do fluido suficiente para fazê-lo operar.

A vantagem desta filosofia é a não necessidade de uma fonte externa de energia. Porém, o medidor é intrusivo e oferece algum bloqueio a vazão, o que é uma desvantagem inerente a classe de medição.

Exemplos de medidores extratores de energia: placa de orifício, venturi, bocal, alvo, cotovelo, área variável, pitot, resistência linear, vertedor, calha, deslocamento positivo, turbina e vortex.

O segundo enfoque básico para medir a vazão é chamado de energia aditiva. Neste enfoque, alguma fonte externa de energia é introduzida no fluido vazante e o efeito interativo da fonte e do fluido é monitorizado para a medição da vazão. A medição com adição de energia é não intrusivo e o elemento primário oferece nenhum ou pequeno bloqueio a vazão. Como desvantagem, é necessário o uso de uma fonte externa de energia.

Exemplos de medidores aditivos de energia: magnético, sônico, termal.

O número de medidores baseados na adição da energia é menor que o de medidores com extração da energia. Isto é apenas a indicação do desenvolvimento mais recente destes medidores e este fato não deve ser interpretado de modo enganoso, como se os

medidores baseados na adição da energia sejam piores ou menos favoráveis que os medidores baseados na extração da energia.

6.3. Parâmetros da Seleção Quanto maior o número de opções, mais

difícil é a escolha. A seleção do medidor de vazão é uma tarefa difícil e complexa, geralmente exigindo várias iterações para se chegar à melhor escolha. Para dificultar a escolha, a vazão é a variável do processo industrial que possui o maior número de diferentes elementos sensores e de medidores.

São disponíveis tabelas relacionando os tipos dos medidores e as suas aplicações ideais, aceitáveis e proibidas. Porém, tais tabelas não são completas e não consideram todas as exigências e aplicações. Às vezes, elas são apresentadas pelo suspeito fabricante de determinado medidor e relacionam imparcialmente as principais vantagens do medidor especifico. A seleção do medidor é algo tão complicado que não se deve limitar a uma tabela bidimensional.

Os parâmetros que devem ser considerados na escolha e na especificação do medidor de vazão são os seguintes:

Dados da Vazão Antes da seleção do medidor de vazão

mais conveniente e para qualquer medidor escolhido é mandatório se ter todos os dados disponíveis da vazão de modo claro, confiável e definitivo. A vazão requer mais dados que a temperatura e a pressão, pois devem ser conhecidas as condições e instalações do processo e do fluido medido.

É necessário o conhecimento dos seguintes dados da vazão 1. o tamanho da linha a ser usada. Este dado

pode ser usado como verificação do dimensionamento do medidor. Nunca se poderá ter um medidor de vazão com diâmetro maior que o diâmetro da linha onde ele será montado. Quando se obtém o diâmetro do medidor maior do que o da linha, geralmente há um erro relacionado com a vazão máxima do processo, que está superdimensionada.

2. a faixa de medição vazão máxima, mínima e normal. A vazão é a variável de processo mais afetada pela rangeabilidade, que é a habilidade do medidor operar desde vazão muito pequena até vazão muito elevada, com o mesmo desempenho. A maioria dos erros de vazão é devida à medição de baixas vazões em um medidor dimensionado para elevada vazão máxima.

3. a precisão requerida, que depende do uso da medição, se para uma verificação

Vazão

224

interna, se para compra e venda de produto. Deve ser bem determinado o que se está medindo (massa, velocidade ou volume), o que se está cobrando, quais as correções necessárias a serem feitas (temperatura, densidade), qual a classe de precisão e a rangeabilidade das medições (linear, não-linear).

4. a função do instrumento indicação, registro, controle, totalização.

5. a responsabilidade e a integridade do instrumento simples verificação, cobrança, ligado a segurança.

6. o tipo de vazão se pulsante, constante, com golpe de aríete, turbulenta, laminar.

7. as características e tipo do fluido medido (líquido, vapor ou gás), qualidade do vapor (saturado ou superaquecido), condições (sujeira, sólidos em suspensão, abrasividade), pressão estática, temperatura do processo, perda de carga permissível, velocidade, número de Reynolds correspondente, densidade, viscosidade, compressibilidade, peso molecular do gás ou do vapor e pressão de vapor do líquido.

8. os efeitos de corrosão química do fluido, para a escolha dos materiais em contato direto com o processo,

Custo de Propriedade O custo do sistema de medição incluem os

relativos a instalação, operação e manutenção. A maioria das pessoas só considera os custos diretos e imediatos da compra dos instrumentos, o que é incompleto.

Por exemplo, os custos de um sistema de medição com placa de orifício incluem:

1. placa (dimensionamento, confecção) 2. instalação da placa: flange com furo ou

furos na tubulação. 3. transmissor pneumático, eletrônico

convencional ou inteligente. Se pneumático, ainda há custos do filtro regulador de pressão de alimentação,

4. tomada do transmissor à tubulação, com distribuidor de três ou cinco válvulas para bloqueio e equalização,

5. instrumento receptor com escala raiz quadrática ou com escala linear mais um instrumento ou circuito extrator de raiz quadrada.

6. se não houver trecho reto suficiente para a instalação da placa, deve-se adicionar um retificador de vazão, que é muito caro.

7. quando se quer uma maior precisão do sistema de medição, pode-se montar a placa em um trecho reto especial, com as tomadas prontas, com acabamentos

especiais, com centralização garantida da placa, porém este kit de medição é caríssimo.

Quando a perda de pressão permanente provocada pela placa é muito grande, deve-se aumentar a pressão na entrada do sistema (que custa algo) ou então trocar a placa de orifício por um tubo venturi, que provoca uma perda de carga muito menor mas que custa muito mais que a placa.

Existem ainda custos invisíveis relacionados com a manutenção futura e com as calibrações posteriores. Instrumentos sem peças móveis (p. ex., medidor magnético e vortex) normalmente requerem menos manutenção que instrumentos com peças móveis (p. ex., turbina e deslocamento positivo). A calibração do medidor de vazão pode requerer um padrão de vazão com classe de precisão superior a do medidor, que pode custar mais caro que o próprio medidor. O sistema com placa de orifício é calibrado em relação à pressão diferencial e por isso requer um padrão de pressão e não requer padrão de vazão.

Quando se tem uma grande quantidade de medidores com fator K, que requerem calibrações periódicas, deve-se fazer um estudo econômico para implantação de um laboratório de vazão, em vez de enviar todos os medidores para o laboratório do fabricante ou um laboratório especializado.

Função A função associada à vazão, a ser

fornecida pelo instrumento receptor: indicação instantânea; registro para totalização posterior ou apenas para verificação; controle continuo ou liga-desliga ou a totalização direta da vazão, no local ou remotamente é um fator determinante na escolha do medidor.

Medidores com saída em pulso são convenientes para totalização; medidores com saída analógica são mais apropriados para registro e controle. Para a indicação, é indiferente se o sinal é analógico ou digital. Medidores com deslocamento positivo são totalizadores naturais de vazão. Rotâmetros são adequados para indicação local e a indicação remota requer o uso do sinal de transmissão padrão.

Desempenho A precisão do medidor inclui a

repetitividade, reprodutitividade, linearidade, sensibilidade, rangeabilidade e estabilidade da operação. A exatidão do medidor se refere à calibração e à necessidade de recalibrações ou aferições freqüentes.

Vazão

225

Existem medidores cuja precisão é expressa pelo fabricante como percentagem do fundo de escala, como percentagem do valor medido ou como percentagem da largura de faixa. A precisão expressa pelo fabricante é válida apenas para o instrumento novo e nas condições de calibração. A precisão total da malha é a resultante da soma das precisões do elemento sensor, do elemento secundário, do instrumento receptor, dos padrões de calibração envolvidos e das condições de calibração.

Geralmente, quanto mais preciso o instrumento, mais elevado é o seu custo. O medidor mais preciso é a turbina medidora de vazão, usada como padrão de calibração de outros medidores. Porém, o mesmo tipo de medidor pode ter diferentes precisões em função do fabricante, projeto de construção e materiais empregados.

Geometria A geometria do processo inclui a tubulação

fechada, esteira ou canal aberto; a disponibilidade de trechos retos antes e depois do local do medidor; a necessidade de uso adicional de retificadores de vazão e modificações das instalações existentes.

Medidores diferentes requerem trechos retos a montante e a jusante do medidor diferentes. Geralmente o trecho reto a montante é maior que o trecho reto a jusante. Quando o trecho reto for insuficiente, deve-se usar retificadores de vazão.

Quando o medidor é muito pesado, deve-se usar suporte para ele. Também, o medidor de vazão não pode provocar tensões mecânicas na tubulação onde ele é inserido.

As dimensões e o peso do medidor estão relacionadas com a facilidade de armazenagem, a manipulação e a montagem do medidor na tubulação. A maioria dos medidores é instalada entre flanges e pelas especificações do fabricante, pode-se planejar os cortes na tubulação e a colocação das flanges adequadas para montar o medidor. É essencial que o medidor esteja alinhado com a tubulação, ou seja, que os eixos do medidor e da tubulação sejam coincidentes.

Instalação A instalação do medidor inclui todos os

acessórios, tomadas, filtros, retificadores, suportes e miscelânea do medidor. Antes de escolher o medidor, deve-se avaliar a facilidade da instalação na tubulação já existente, a simplicidade da operação futura e a possibilidade de retirada e de colocação do medidor sem interrupção do processo.

Todo medidor de vazão deve ser montado em local de fácil acesso para o operador de campo do processo e principalmente, para o instrumentista reparador. Quando a retirada do medidor não pode afetar a operação do processo, deve-se prover um bypass para o medidor. Medidores de vazão para compra e venda de material não deve ter by pass. É disponível dispositivo para retirar e colocar placa de orifício na tubulação, sem interrupção do processo (válvula ou porta placa Daniel ou Pecos).

Medidores frágeis, com peças móveis e que manipulem fluidos com sólidos em suspensão geralmente requerem filtros a montante. Os inconveniente do filtro são o seu custo em si e o aumento da perda de carga permanente.

Faixa de Medição A faixa de medição da vazão inclui os

valores máximo e mínimo, largura de faixa, condições de pressão estática e de temperatura do processo. Embora toda faixa teórica de medição seja de 0 até a vazão máxima, a rangeabilidade do medidor define a vazão mínima que pode ser medida com a mesma precisão que a máxima. Os medidores lineares possuem maior rangeabilidade que os medidores com saída proporcional ao quadrado da vazão, como a placa de orifício. Os medidores digitais possuem maior rangeabilidade que os analógicos.

O diâmetro do medidor de vazão é sempre menor que o diâmetro da tubulação; em raros casos ambos os diâmetros são iguais. Um medidor deve ser dimensionado ter capacidade de, no máximo, 80% da vazão máxima de projeto e a vazão normal de trabalho deve estar entre 75 a 80% da vazão máxima do medidor. Quanto maior a vazão medida, menor é o erro relativo da medição, principalmente quando o medidor tem precisão expressa em percentagem do fundo de escala. Medidor de vazão com peças móveis que trabalhe muito tempo em sua vazão máxima tem vida útil diminuída drasticamente. Quando o medidor trabalha próximo da sua capacidade máxima, a velocidade do fluido é a máxima e há maior chance de haver cavitação do fluido dentro do medidor, que pode destruí-lo rapidamente.

Fluido As características químicas e físicas do

fluido que entra em contato direto com o medidor: corrosividade, viscosidade, abrasividade, sólidos em suspensão, valor e perfil da velocidade são determinantes na escolha do medidor de vazão e dos seus materiais constituintes.

Vazão

226

O fluido serve para eliminar medidores. Por exemplo, o medidor magnético mede somente fluidos eletricamente condutores; a turbina mede somente fluidos limpos, o medidor ultra-sônico mede somente fluidos com partículas em suspensão. Dependendo do tipo da sujeira e do medidor, a solução é usar filtro antes do medidor, com os seus inconvenientes inerentes.

O problema da corrosão química pode ser eliminado com a escolha adequada do material das partes molhadas e do fluido. Na literatura técnica, são disponíveis tabelas com a lista de materiais recomendados, aceitáveis e proibidos para uso com determinados produtos. No aspecto de corrosão e compatibilidade com fluidos, o melhor medidor é o magnético, por causa da grande variedade do material de revestimento e dos eletrodos.

O problema de erosão física pode ser eliminado com o dimensionamento correto do medidor, que resulte em velocidades baixas. Às vezes, a solução também envolve o uso de filtro para eliminar partículas abrasivas em suspensão. Medidores com peça móvel e com elemento intrusivo geralmente são mais susceptíveis à erosão e desgaste que os medidores sem peça móvel e não intrusivos.

O perfil de velocidade é muito importante quando se tem medidores de inserção, onde a posição do medidor deve ser matematicamente estabelecida.

Perda de Carga A perda de carga permanente é a queda de

pressão que o medidor provoca irrecuperavelmente na pressão estática da tubulação. Os medidores intrusivos provocam grande perda de carga e os medidores não intrusivos provocam pequena ou nenhuma perda de carga. Quanto maior a perda de carga provocada pelo medidor, maior deve ser a pressão a montante do medidor e como conseqüência, maior a pressão de bombeamento.

O medidor magnético praticamente não provoca queda de pressão adicional; o medidor ultra-sônico pode ser colocado externamente à tubulação (clamp on) para medir a vazão. O outro inconveniente de se provocar grande perda de carga, além da maior pressão a montante, é a possibilidade de haver cavitação no líquido, que pode destruir o medidor. A cavitação é provocada por baixa pressão.

Tecnologia A tecnologia empregada está associada à

manutenção, tradição e número de peças de reposição. É uma boa prática de engenharia padronizar um medidor de vazão, pois isso

facilita a manutenção e diminui o número de peças de reposição. Nota-se que os medidores à base de energia extrativa são mais numerosos e mais usados que os medidores de energia aditiva. No Brasil, há medidores que tiveram um bom trabalho de marketing e são muito vendidos, como o medidor mássico coriolis. Outros medidores, com excelente desempenho, como o tipo vortex, são pouco conhecidos e pouco usados.

6.4. Medidores aprovados pela ANP Os medidores de vazão aprovados pela

ANP para a medição de óleo e petróleo são: 1. o medidor de vazão com deslocamento

positivo; usado para a totalização direta da vazão,

2. o medidor direto de massa de Coriolis, 3. o medidor ultra-sônico por tempo de

trânsito, multifeixe Os medidores de vazão aprovados pela

ANP para a medição de gás natural são: 4. sistema de medição de vazão com

placa de orifício (ISO 5167 e AGA 3) 5. a turbina medidora de vazão com eixo

longitudinal (ISO 9951 e AGA 7) 6. o medidor ultra-sônico por tempo de

trânsito, multifeixe (ISO 12 765 e AGA 9)

Outros medidores que podem ser usados, desde que aprovados previamente são:

7. o sistema de medição magnética da vazão, com excitação senoidal e corrente contínua pulsada. Usado para a medição de fluidos eletricamente condutores, como água salgada.

8. o medidor com geração de vórtices de Von Karmann, chamado genericamente de vortex,

227

10. Placa de Orifício

1. Introdução histórica O estimulo do uso do medidor de vazão

gerador de pressão diferencial se deve a vários fatores: a simplicidade de confecção, a possibilidade de medir grandes volumes de fluidos a grandes velocidades, a fácil adaptação ao controle de vazões em processos contínuos, a facilidade de calibração sem a necessidade de outro medidor de vazão como referência, ao grande acervo de dados e coeficientes experimentais acumulados e registrados.

O sistema de medição de vazão com a geração de pressão diferencial é usado para indicar, registrar, integrar, controlar e fazer a compensação da vazão. O sistema baseado na pressão diferencial corresponde a mais de 50% das instalações de medição de vazão.

O registro da primeira aplicação da medição e controle de vazão com o gerador da pressão diferencial se perde na antigüidade. Antes da era cristã, os romanos usavam a placa de orifício para a medição da vazão da água de consumo.

O desenvolvimento do projeto e a teoria atual são mais recentes.

Em 1732, Henry Pitot inventou o tubo Pitot.

1738 John Bernoulli desenvolveu o teorema básico das equações hidráulicas.

Em 1791, Giovanni Venturi desenvolveu seu trabalho básico do tubo medidor e desenvolveu a base teórica da atual computação dos medidores.

Em 1887, Clemens Herschel, usando o trabalho básico de Venturi, desenvolveu o tubo Venturi comercial.

Em 1903, Thomas Weymonth, usou a placa de orifício na medição de vazão de gás natural, usando tomadas tipo flange, a 1" a jusante e 1" a montante da placa. Weymonth também desenvolveu os coeficientes empíricos dos dados relacionado com o beta da placa.

Em 1916, Horace Judd apresentou um trabalho em um encontro da ASME, com o uso das tomadas de pressão na vena

contracta. Este trabalho se referiu, pela primeira vez, ao uso de placas excêntricas e segmentares, para manipulação de ar sujo e líquido com ar entranhado.

Embora a placa de orifício fosse largamente usada com diferentes fluidos, foi em 1970 que a associação da AGA/ASME/NIST (ex-NBS) estabeleceu um programa de testes para a obtenção de dados suficientes para desenvolver uma equação para a predição do coeficiente de vazão. Foi a possibilidade de prever um coeficiente de vazão que levou a total comercialização e aplicação industrial da placa de orifício.

Fig. 8.1. Placas de orifício

Em fins de 1950, houve a consolidação

de normas americanas e européias para originar uma norma internacional ISO R541 (1967) para placas e bocais e ISO R781 (1968) para tubos venturi. Estas normas foram combinadas, e fundidas na ISO 5167 (1991), que é cada vez mais aceita e usada, por causa de sua simplicidade, precisão melhorada e aplicabilidade para uma larga faixa de números de Reynolds.

A ASME/ANSI está desenvolvendo e preparando uma norma ANSI que inclui esta equação (MFC, 1982). Para a medição de gás natural, a norma AGA 3, ANSI/API 2530, (1990) é usualmente requerida para fins comerciais.

O sucesso comercial da placa de orifício, do tubo Venturi e do bocal motiva e induz o

Placa de Orifício

228

desenvolvimento continuo e a melhoria dos elementos secundários. Isto, associado com os trabalhos de teste e a familiaridade do usuário, também induz ao desenvolvimento e ao uso de outros elementos primários, tais como as placas excêntricas e segmentares, lo-loss®, o cotovelo, o orifício integral e o orifício anular.

2. Princípio de Operação e Equações

Os medidores de vazão que geram pressão diferencial são descritos pela equação de Bernoulli, que estabelece que a soma da energia estática, da energia cinética e da energia potencial do fluido se conserva na vazão através de uma restrição em uma tubulação e pela continuidade.

Fig. 10.2. Medição de vazão com placa A equação de Bernoulli estabelece

constante zg2

vg

P 2=++

×ρ

onde

ρ é a densidade do fluido g é aceleração da gravidade do local v é a velocidade do fluido z é a elevação da tubulação P é a pressão estática da tubulação A equação da continuidade fornece a

relação entre a velocidade e vazão instantânea de um fluido incompressível. Quando a área da tubulação varia de A1 para A2, a velocidade do fluido também se altera de v1 para v2, valendo a seguinte relação:

2211 vAvAQ ×=×= onde Q é a vazão volumétrica instantânea A1 e A2, são as áreas das seções

transversais da tubulação

v1 e v2 são respectivamente, as velocidades do fluido nas seções A1 e A2.

Fig. 10.3. Tubulação e continuidade Quando um fluido dentro de uma

tubulação com seção circular A1 passa por uma restrição com área A2 menor, a velocidade aumenta de v2 para v1. Este aumento de energia cinética (velocidade) ocorre às custas da diminuição da energia de pressão. Ou seja, a pressão P1 é menor que P2.

Assumindo que a tubulação é horizontal (mesma energia potencial), aplicando a equação de Bernoulli a montante e a jusante da placa, combinando o resultado com a equação da continuidade e rearranjando os termos obtém-se:

21

224

21AQ1

dD

21PP ×

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡−⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛ρ=−

A equação mostra que a pressão

diferencial gerada através do orifício é proporcional ao quadrado da vazão que passa através da placa de orifício. Esta relação ainda é válida, com algumas modificações para fluidos compressíveis. A pressão diferencial através da placa de orifício é chamada de pressão dinâmica e a pressão presente em toda a tubulação é chamada de pressão estática.

De um modo geral, a vazão volumétrica, Q, através da placa de orifício pode ser representada empiricamente por:

ρ∆

=PkAQ

onde

A é a área da seção transversal da tubulação ∆P é a pressão diferencial gerada pela placa ρ é a densidade do fluido k é uma constante que faz ajustes devidos a

Placa de Orifício

229

1. unidades das dimensões, 2. comportamento e perdas do fluido 3. coeficiente de descarga 4. localização das tomadas de pressão 5. condições de operação 6. fator de expansão dos gases 7. número de Reynolds Rescrita de modo mais completo, tem-se,

em (m3/s):

GpZThFKYd 431 059 000,0Q

1

11wa

21 =

Como

11

11b ZT

p6 222 033,1

16,288QQ =

tem-se

11

1wa

2b ZGT

hFKYd 575 016,0Q ρ=

Pode-se mostrar que a vazão mássica,

W, vale, em kg/s:

ρ∆= PkAW ou de um modo mais completo

1a2 pFKYd 783 034,0W ρ∆=

Como

11

11 ZT

Gp85 341,0=ρ

tem-se

pZTGp

FKYd 339 020,0W11

1a

2 ∆=

As quantidades anteriores são: D = diâmetro da tubulação, em cm d = diâmetro da placa, em cm gc = 980,652 (adimensional) hw = pressão diferencial, em cm de coluna

d'água, @ 20 oC p = pressão, em Pa ∆p pressão diferencial, em Pa

41

CKβ−

= = CE = coeficiente de vazão

C = coeficiente de descarga

3. Elementos dos Sistema O sistema de medição de vazão consiste

de dois elementos separados e combinados: 1. o elemento primário e 2. o elemento secundário. O elemento primário está em contato

direto com o processo, sendo molhado pelo fluido. Ele detecta a vazão, gerando a pressão diferencial. Seu tag é FE.

Estão associados com o elemento primário os seguintes parâmetros básicos:

1. sua geometria fixa, 2. o comprimento reto da tubulação

antes e depois do ponto da sua instalação,

3. as condições da vazão, 4. a localização das tomadas da

pressão. O elemento secundário detecta a pressão

gerada pelo elemento primário. O elemento secundário mais usado é o transmissor, cujo tag é FT. A pressão diferencial gerada pelo elemento primário é medida através das tomadas pelo elemento secundário. O elemento secundário é montado externamente ao processo.

Fig. 10.4. Sistema de medição com placa

Estão associados com o elemento secundário os seguintes parâmetros:

1. as linhas da tomadas, 2. as válvulas de bloqueio e de

equalização 3. o instrumento condicionador do sinal

de pressão diferencial. O instrumento condicionador pode ser: extrator de raiz quadrada, indicador, totalizador, registrador, computador de vazão ou controlador.

O valor medido da pressão diferencial depende da localização das tomadas, da restrição (abrupta ou gradual), do tamanho do orifício, do projeto do elemento primário, da tubulação a montante (antes) e a jusante (depois) do elemento primário.

Placa de Orifício

230

3.1. Elemento Primário Os termos elemento primário de vazão a

pressão diferencial, elemento tipo head, elemento gerador de pressão diferencial, elemento deprimogênio (?) possuem o mesmo significado e designam o tipo especifico de restrição: a placa de orifício, o tubo venturi, o tubo pitot, o bocal, o tubo Dall®, o elemento de resistência linear, o anular, o annubar.

O fluido cuja vazão vai ser medida, ao passar por qualquer uma dessas restrições, provoca uma queda de pressão que é proporcional ao quadrado da vazão. A pressão diferencial depende da área desta restrição na tubulação e de outros fatores relacionados com a vazão do fluido.

A restrição pode ser abrupta, como a placa de orifício ou gradual, como o venturi.

3.2. Elemento Secundário O elemento secundário é o dispositivo,

associado ao elemento primário, responsável pela medição da pressão diferencial gerada. O elemento secundário pode ser o elemento sensor de pressão diferencial ou o transmissor de pressão diferencial.

O elemento sensor de pressão diferencial é usado com o indicador e o registrador local. A grande vantagem de seu uso é a não necessidade de fonte de alimentação externa, elétrica ou pneumática.

O outro elemento secundário é o transmissor de pressão diferencial, chamado d/p cell®. Ele possui um elemento sensor de pressão diferencial e o mecanismo de geração do sinal padrão pneumático ou eletrônico. Ele necessita de uma fonte externa de alimentação pneumática ou elétrica.

4. Placa de Orifício A placa de orifício é o elemento primário

de vazão do tipo restrição mais usado. Ela é aplicada na medição de vazão de líquidos limpos e de baixa viscosidade, da maioria dos gases e do vapor d'água em baixa velocidade.

Embora simples, a placa de orifício é um elemento de precisão satisfatória. O uso da placa de orifício para a medição da vazão é legalmente aceita em medição de vazão para transferência de custódia (AGA No 3 e ISO 5167), mesmo em aplicações comerciais de compra e venda de produto.

4.1. Materiais da Placa Como o fluido do processo entra em

contato direto com a placa, a escolha do material da placa deve ser compatível com o fluido, sob o aspecto de corrosão química.

A placa de orifício pode ser construída com qualquer material que teoricamente não se deforme com a pressão e não se dilate com a temperatura e que seja de fácil manipulação mecânica. Os materiais mais comuns são: aço carbono, aço inoxidável, monel, bronze, latão.

A velocidade do fluido é também um fator importante, pois a alta velocidade do fluido pode provocar erosão na placa. A baixa velocidade pode depositar material em suspensão do fluido ou lodo na placa.

4.2. Geometria da Placa A placa consiste de uma pequena chapa

de espessura fina, circular, plana, com um furo com cantos vivos. A posição, o formato e o diâmetro do furo são matematicamente estabelecidos.

Fig. 10.7. Placa de orifício padrão (ISO 5167) O desempenho da placa depende

criticamente da espessura e da planura da placa e do formato dos cantos de furo central. O desgaste do canto do furo, a deposição de sujeira no canto ou na superfície da placa e a curvatura na placa podem provocar erros grosseiros na medição da vazão. Por

Vazão

Espessura E da placa

Face a jusante BFace a montante A

Ângulo do chanfro

Espessura e do orifício

Linha de centro axial

Lados H e I a jusante

Lados G

Dd

Placa de Orifício

231

exemplo, quando há deposição, tornando o furo menor, tem se uma maior pressão diferencial e portanto uma indicação maior que a vazão real.

A espessura varia de 1/8" a 1/2". A espessura da placa com furo de diâmetro d é função do diâmetro D da tubulação e não deve exceder nenhuma das relações:

D/50, d/8 ou (D-d)/8.

Canto vivo (square edge) Em tubulações com diâmetros iguais ou

maiores que 50 mm (2"), a placa de orifício concêntrico é a restrição mais comumente usada para medir vazões de líquidos limpos, gases e vapores em baixa velocidade. Ela é uma placa fina, plana, com um furo concêntrico com cantos vivos.

A precisão da medição de vazão com placa de canto vivo varia de ±1% a ±5% do fundo de escala. A precisão depende do tipo do fluido, da configuração da tubulação a montante e a jusante, do elemento sensor da pressão diferencial e se há correções do número de Reynolds, do fator de expansão dos gases, da dilatação térmica da placa, do diâmetro interno da tubulação e de outros efeitos.

O canto vivo pode ter um chanfro (bevel) e a parte inclinada fica a jusante. Quando a placa é colocada ao contrario, com o chanfro a montante o valor medido é maior que o teórico. A placa com chanfro, por ser assimétrica, só pode medir o fluido em uma direção; a placa com canto vivo pode medir vazão bidirecional.

Enquanto as normas diferem acerca do mínimo número de Reynolds aceitável, o valor de 10.000 (104) é o consensual. O máximo número de Reynolds pode ser igual a 3,3 x 107.

Canto cônico e arredondado Quando o número de Reynolds está

abaixo de 104 (fluidos viscosos, tubulações com pequenos diâmetros), é mais conveniente o uso de placa com o canto do orifício a montante arredondado ou cônico.

Em tubulações pequenas, com diâmetros entre 12 mm a 40 mm (1/2" a 1 1/2") os efeitos das rugosidades da tubulação, da excentricidade da placa e do canto vivo de furo são amplificados, resultando em coeficientes de descarga imprevisíveis.

O contorno arredondado ou cônico possui coeficientes de descarga mais constantes e previsíveis, para números de Reynolds baixos. Para Re baixo, o coeficiente de um orifício com canto vivo reto pode variar de até 30%, mas para canto

arredondado ou cônico o efeito é apenas 1 a 2%.

Fig. 10.8. Placa com canto cônico

Orifício excêntrico e segmentado A placa com orifício excêntrico e com

orifício segmentado constitui uma alternativa de baixo custo para a medição de fluidos difíceis, com sujeira e com sólidos em suspensão

A desvantagem de seu uso é a pequena quantidade e disponibilidade dos dados experimentais.

Orifício de restrição Sob o ponto de vista de construção e

geometria, não há diferença entre a placa de orifício e o orifício de restrição. A diferença está na aplicação:

1. O orifício de restrição é aplicado para criar uma determinada queda de pressão fixa ou para limitar a vazão instantânea. Seu tag é RO ou FO.

2. A placa de orifício é aplicada para medir vazão. Seu tag é FE.

O orifício de restrição é dimensionado como a placa; o mínimo β é de 0,10 e não há limite para o b máximo. Como não há medição da vazão, não há tomadas da pressão diferencial, embora possa haver indicações da pressão a jusante e a montante.

Por exemplo, quando se usa um chuveiro elétrico nos andares inferiores de um prédio alto, deve-se usar um orifício de restrição na entrada do chuveiro para proteger o seu diafragma contra alta pressão. Este orifício de restrição geralmente é fornecido com o chuveiro.

Furo para condensado ou vapor Embora a norma não mencione, é uma

prática comum se ter um pequeno furo adicional na placa de orifício. Quando se tem

Placa de Orifício

232

a medição de vazão de gás com condensado, utiliza se o furinho abaixo do furo principal, para a passagem do condensado e quando se tem líquido com gás em suspensão, o furinho deve ser acima do orifício principal.

O furinho adicional deve ficar tangente a parede interna do tubo. O diâmetro deste furo adicional não pode exceder a 5% do furo principal.

Porta-placa Quando há a necessidade de trocas

freqüentes e rápidas da placa de orifício sem interrupção do processo e sem uso de bypass, como na medição de vazão de gás e óleo em plataformas marítimas, é comum o uso de um dispositivo, errônea mas comumente chamado de válvula Daniel ou Pecos.

A troca pode ser feita com e sem a despressurização da linha. O dispositivo possui dois compartimentos isolados entre si. Durante a instalação ou a remoção da placa, o compartimento de cima fica selado do inferior, que mantém a placa na posição de operação.

Fig. 10.9. Porta placa (Daniel)

Fig. 10.10. Tomada tipo flange

4.3. Montagem da Placa A placa de orifício é montada em uma

tubulação, sendo colocada entre dois flanges especiais. Os flanges que sustentam a placa de orifício podem incluir as tomadas da pressão diferencial.

A qualidade da instalação afeta o desempenho da placa. A vazão medida deve ter perfil de velocidade plenamente desenvolvido e não deve haver distúrbios antes e depois da placa. O distúrbio a montante afeta mais a medição que o distúrbio a jusante. Válvulas, curvas, conexões, bombas e qualquer outro elemento de distúrbio de vazão podem distorcer o perfil da velocidade e criar redemoinhos, introduzindo grandes erros na medição. Por isso, são requeridos trechos retos de tubulação antes e depois da placa. A norma ISO 5167 (1991) apresenta uma tabela com os comprimentos de trechos retos (em D) a montante e a jusante, em função dos diferentes tipos de distúrbios. Tipicamente, a jusante deve se ter um comprimento reto no mínimo igual a 4D e a montante, o trecho reto mínimo deve ser de 10 a 54D, onde D é o diâmetro interno da tubulação. Quando se reduz pela metade o trecho reto a montante ou jusante, a incerteza da medição aumenta de ±0,5%.

O tamanho requerido da tubulação reta antes e depois do elemento primário depende do elemento primário. Estas informações relacionadas com a placa de orifício, bocais e tubo venturi estão estabelecidas em normas (ANSI 2530; ASME e ISO 5167). Há pequenas diferenças entre estas normas. A norma ISO é mais conservativa, exigindo os maiores trechos retos mínimos.

Para os outros medidores menos comuns e específicos, como Annubar, lo-loss, consultar o fabricante e seguir suas recomendações.

Quando há dificuldades relacionadas com os comprimentos de trechos retos, a colocação de retificadores de vazão antes da placa possibilita o uso de menor comprimento reto. Porém, a colocação de retificadores eleva o custo da instalação eliminando a grande vantagem do sistema.

Quando todas as outras condições são mantidas constantes, quanto maior o β da placa, maiores trechos retos são necessários.

A condição da tubulação, das seções transversais, das tomadas da pressão diferencial, dos comprimentos retos a montante e a jusante do elemento primário, as linhas do transmissor de pressão diferencial afetam a precisão da medição. Alguns destes parâmetros podem ter

Placa de Orifício

233

pequena influência, outros podem introduzir grandes erros de polarização.

A instalação do elemento primário deve estar conforme as condições de referência e as normas.

A norma ISO 5167 (1991) fornece as exigências para a tubulação de referência:

1. a condição visual do lado externo da tubulação, quanto ao efeito de trecho reto e da circularidade do diâmetro da seção.

2. a condição visual da superfície interna da tubulação.

3. a condição de referência para a rugosidade relativa da superfície interna da tubulação.

4. a localização dos planos de medição e o número de medições para a determinação do diâmetro interno médio da tubulação (D).

5. a especificação de circularidade para o comprimento especifico da tubulação que precede o elemento sensor.

6. o máximo desnível permissível entre a tubulação e o medidor de vazão.

7. a precisão do coeficiente de descarga.

A garantia do bom desempenho da placa depende da inspeção periódica da placa e se necessário, da limpeza da placa. O período das inspeções é função das características do fluido, se ha formação rápida de lodo, se corrosivo, se abrasivo.

4.4. Tomadas da Pressão Diferencial

A pressão diferencial gerada pela placa de orifício deve ser medida e condicionada em uma forma mais útil. Fisicamente, ambas as tomadas devem ter o mesmo diâmetro, devem ser perpendiculares a tubulação e não devem ter rugosidade e rebarba no ponto de contato.

As tomadas da pressão diferencial associadas com a placa de orifício podem ser de cinco tipos básicos, cada tipo com vantagens e desvantagens.

Flange As distâncias a montante e a jusante são

iguais entre si e iguais a 1". É a montagem aplicável para as tubulações com diâmetro maiores que 25 mm (1"). É a montagem mais usada no Brasil.

Canto As tomadas são feitas rente a placa; as

distâncias são iguais a zero. Esta montagem é conveniente para pequenas tubulações. Fisicamente se mede a pressão junto a placa mas externamente as tomadas são feitas através das flanges, como na tomada tipo flange.

Raio A distância a montante é de D e a

jusante, de 0,5D. A posição das tomadas independe do

beta da placa. É uma montagem muito pouco usada.

Vena contracta A máxima pressão gerada não acontece

exatamente na posição de orifício mas em um ponto logo após a placa, chamado de vena contracta. Teoricamente, este é o ponto ideal para a medição da pressão diferencial, pois se tem o menor erro relativo.

Na prática, isso não é muito vantajoso, pois o ponto de mínima pressão varia com o beta da placa. Quando se troca a placa de orifício, a tomada a jusante deve ser recolocada. O ponto de tomada a jusante é dado por curvas e tabelas disponíveis.

Fig. 10.11. Tomada vena contracta

Placa de Orifício

234

Tubo (Pipe) A distância a montante é de 2,5D e a

jusante, 8D. A tomada tipo tubo é conveniente quando se tem pequeno sinal de pressão diferencial. Tipicamente isso acontece em medição de gás, em vazões pequenas e com β grande.

Fig. 10.12. Tomada tipo tubo

4.5. Perda de Carga e Custo da Energia

Em muitas aplicações, o custo da energia extra resultante da perda de carga permanente é um fator importante na seleção do medidor de vazão. Os custos de bombeamento são muitas vezes significativos, em grandes tubulações e podem justificar a seleção de um medidor de vazão com custo inicial elevado mas com pequena perda de carga permanente.

A perda de carga permanente expressa em percentagem da pressão diferencial gerada pelo elemento sensor pode ser determinada através de curvas ou pode ser calculada matematicamente.

Para uma placa de orifício com canto vivo, a relação entre a perda de carga permanente, Pp, o b da placa e a pressão diferencial gerada ∆p é

)1(PP 2

p β−∆= Por exemplo, para uma placa com canto

reto e para os limites 0,25 < b < 0,75, os limites da perda de carga permanente ficam entre, respectivamente, 94 e 44% da pressão diferencial provocada.

Fig.15.13. Perdas de carga da placa e do venturi

Fig. 10.14. Perdas de carga de diferentes sensores Experimentalmente, tem se para o bocal,

35% da pressão diferencial para b = 0,75 e 75% da pressão diferencial para b = 0,40.

Para o tubo venturi, com cone de 15 graus, a perda de carga varia entre 12 e 30% da pressão diferencial.

Para o tubo venturi Herschel, com cone de 7 graus, a perda é praticamente constante e vale a 15% da pressão diferencial.

Para o tubo venturi universal, a perda de carga varia de 4 a 8% da pressão diferencial.

Placa de Orifício

235

4.6. Protusões e Cavidades Se houver protusão ou cavidade na

tubulação, antes ou depois do elemento primário, mas próximo dele, o perfil da velocidade do fluido é afetado. As gaxetas e os pontos de solda que se prolongam na tubulação aumentam a turbulência do fluido e alteram o perfil de velocidade.

Quando se mede a temperatura do processo para a sua compensação, o poço termal deve ser localizado após o elemento sensor e a uma distância adequada para assegurar a mínima distorção no perfil.

Quando se mede a pressão estática do processo para a sua compensação, a tomada de pressão pode ser feita na tomada de baixa ou de alta da pressão diferencial.

4.7. Relações Matemáticas Mais importante que o enfadonho

desenvolvimento das equações teóricas é a definição dos parâmetros envolvidos. É importante entender a origem destes parâmetros por que eles são eventualmente usados nas equações de trabalho para o dimensionamento dos medidores.

Fig. 10.15. Pressão diferencial gerada pela placa

Precisão do sistema A medição de vazão com placa de orifício

é precisa o suficiente para ser aceita legalmente em operações de compra e venda de produtos.

Enquanto se fala de uma precisão de 0,5% do fundo de escala para a placa isolada, a instalação completa possui precisão próxima de 5% do fundo de escala.

Rangeabilidade do medidor Define-se como rangeabilidade de um

medidor, a relação do máximo valor medidor dividido pelo mínimo valor medidor, com o mesmo desempenho. A rangeabilidade é inerente a relação matemática que envolve a

variável de processo medida com a grandeza fisicamente sentida.

Tab. 9.1. Algumas incertezas da medição com placa

Precisão do transmissor ±1 % Precisão do receptor ±1 % Tolerância do b ±0,2 % Incerteza da medição da pressão ±0,8% Incerteza da medição da temperatura ±0,8% Incerteza do coeficiente descarga ±0,5 % Incerteza do comprimento reto tubo ±0,5 % Precisão-Incerteza final ±5%

Nota: Algumas incertezas são expressas em % do valor

medido e outras em % do fundo de escala e por isso a incerteza final é em % do fundo de escala.

A pressão diferencial gerada pela placa

de orifício é proporcional ao quadrado da vazão. Esta relação não linear entre a vazão e a pressão diferencia medida torna pequena a rangeabilidade da medição.

A rangeabilidade típica é de 3:1. Isto significa que um sistema de medição de vazão com placa de orifício dimensionado para medir a vazão máxima de 100 LPM, com a precisão de ±2% do fundo de escala, medirá a vazão mínima de 33 LPM com aproximadamente a mesma precisão de ±2%. As vazões menores que 33 LPM terão erros maiores que ±2%.

Tipicamente, uma placa de orifício que desenvolve uma pressão diferencial de 100" de coluna d'água correspondente a 100% da vazão desenvolverá uma pressão diferencial de somente 1" quando a vazão for 10% da projetada. Mais ainda, uma alteração de 10% para 9% da vazão real produz uma variação na pressão diferencial de 1" para 0,81" de coluna d'água, menos que 0,1% da largura de faixa total. Esta não linearidade, com resposta reduzida no início da escala, introduz complicação na indicação, registro, controle e computação da vazão.

Quando se quer aumentar a rangeabilidade da medição, usam-se dois ou três transmissores associados a uma única placa de orifício. Cada sistema mede uma faixa e eles são escalonados para a medição de vazões progressivamente decrescentes. O chaveamento automático transfere a vazão de um medidor para outro, dependendo da vazão. Tais sistemas são efetivos e resolvem o problema da pequena rangeabilidade inerente aos sistemas de medição de vazão a pressão diferencial porém sacrificam a

Placa de Orifício

236

simplicidade básica, a confiabilidade e a economia do medidor convencional.

É ilusório pensar que a utilização do extrator de raiz quadrada aumenta a rangeabilidade da medição de vazão com placa de orifício. Mesmo que o extrator de raiz quadrada possibilite o uso de escala linear, o instrumento tem também dificuldade para detectar os pequenos valores da vazão.

Medição da vazão mássica O sistema com placa de orifício mede a

vazão volumétrica do fluido. Na maioria das medições de vazão de

líquido, a variação da densidade é pequena o suficiente para ser desprezada. A vazão mássica do fluido incompressível é praticamente igual a vazão mássica, a menos de uma constante de multiplicação.

Na maioria das medições de gases e vapores, porém, a alteração na densidade causada pelas variações da temperatura e da pressão estática devem ser compensadas.

Para a vazão mássica, a leitura do medidor a pressão diferencial varia inversamente com a raiz quadrada da densidade. Para a vazão volumétrica a indicação do medidor a pressão diferencial varia diretamente com a raiz quadrada da densidade.

Como uma conseqüência da relação raiz quadrática entre a vazão e a pressão diferencial gerada, as variações moderadas da densidade produzem variações na vazão de somente metade da variação da densidade. Por exemplo, uma variação de 10% na densidade produz uma variação de 5% na indicação, para a mesma vazão. A direção da variação da vazão requerida depende se está se medindo vazão mássica ou volumétrica.

As medições de vazão com calhas são uma exceção para os problemas de densidade, desde que a medição de vazão se baseia no nível medido.

As equações da vazão volumétrica e mássica para os líquidos são também válidas para os gases, desde que se inclua o fator de expansão. Este fator leva em conta a variação da densidade antes e depois da restrição. Em termos de velocidade, o fator de expansão é definido como a relação da velocidade real dividida pela velocidade teórica.

Influência do número de Reynolds Os medidores pressão diferencial são

também afetados pela variação no número de Reynolds do fluido cuja vazão está sendo medida. Um simples e único fator de correção

para o número de Reynolds compensa os efeitos combinados da viscosidade, velocidade e diâmetro relativo da tubulação. Para grandes tubulações, altas velocidades e baixas viscosidades dos fluidos, o número de Reynolds é grande e as correções requeridas são geralmente desprezíveis.

Quando a vazão passa de turbulenta para laminar, diminuindo o número de Reynolds, a correção se torna necessária e importante. Uma conseqüência importante e útil da correção do número de Reynolds é que, para a medição precisa, um sistema de medição de vazão tipo pressão diferencial pode ser calibrado com água. A vazão de outros fluidos, incluindo gases, pode ser precisamente determinada da medição de pressão diferencial e da densidade real do fluido, levando em consideração as correções para quaisquer diferenças entre o número de Reynolds nas condições de operação e o número de Reynolds nas condições de calibração.

4.8. Fatores de Correção A perda da energia através do elemento

primário e a expansão do gás ou do vapor na baixa pressão, depois do elemento sensor requerem vários fatores de correção.

Os mais significativos são o coeficiente de descarga, o fator de expansão racional do gás e o coeficiente de atrito.

Fator de descarga Teoricamente a energia é conservada

através do medidor de vazão. Na prática, alguma energia é perdida no medidor, devido ao atrito. A queda de pressão real é maior do que a teórica.

A introdução do medidor de vazão na tubulação altera a própria vazão, diminuindo-a. Ou seja, a vazão do processo diminui, quando se coloca o medidor de vazão. Esta diminuição depende da geometria do medidor.

É conveniente, portanto, definir um fator que reflita o grau de interferência do medidor de vazão na própria vazão. Assim aparece o coeficiente de descarga.

Define-se o coeficiente de descarga como a relação entre a vazão real (com o medidor) e a vazão teórica (sem o medidor).

O fator de descarga C corrige a equação da vazão teórica para a vazão real, baseando se em dados experimentais obtidos em laboratório hidráulico.

Para os medidores de vazão geradores de pressão diferencial, o coeficiente de descarga é função da velocidade, do fator de velocidade de aproximação, da densidade do

Placa de Orifício

237

fluido, da pressão diferencial gerada e inversamente proporcional ao beta do medidor. Ou seja, o coeficiente de vazão, tomado como constante, não é constante mas função do número de Reynolds e da geometria do elemento primário.

A vazão teórica é dada pelas equações usando se a pressão diferencial e a densidade media do líquido no intervalo da coleta de dados. A vazão real é determinada, coletando se a massa ou o volume do líquido em um recipiente de volume conhecido, em um determinado intervalo de tempo.

Fig. 10.16. Coeficiente de descarga de diferentes elementos

A evidencia experimental mostra que o

coeficiente de descarga varia com o perfil da velocidade da tubulação.

Na literatura técnica, se define o coeficiente de vazão, relacionado diretamente do coeficiente de descarga. O coeficiente de vazão (K) é igual ao produto do coeficiente de descarga (C) e a velocidade de aproximação (E).

Matematicamente, K = C E

onde

41

1Eβ−

=

Na prática, o coeficiente de descarga é

encontrável em tabelas e usa seu valor, de modo iterativo, quando se dimensiona a placa de orifício e os outros elementos primários.

Fator de expansão A hipótese da densidade constante entre

as duas tomadas de pressão não é valida para fluido compressíveis como os gases. A densidade diminui quando um gás é expandido. Assim, a densidade do gás fica

menor depois do elemento primário de vazão, por causa da queda da pressão provocada.

O fator de expansão do gás é introduzido na equação para corrigir esta expansão. Este fator é baseado em dados experimentais ou derivados da equação da energia em regime da termodinâmica para a correção da variação da densidade.

Assumindo que o coeficiente de descarga determinado para os líquidos se aplica para o gás, o fator de expansão do gás é definido como a relação da vazão verdadeira do gás e a vazão calculada pela equação do líquido.

O fator de expansão do gás se baseia na pressão a montante (antes) do elemento primário. Quando se usa a tomada a jusante (depois) do elemento primário deve se usar um fator de correção.

4.9. Dimensionamento do β da Placa

Atualmente, o dimensionamento da placa de orifício é feito através de programas de computador PC (p. ex., ISA Kenonic, versão 3). Para se estimar o β aproximado da placa, usa-se régua de cálculo específica , ábacos ou programas shareware de fabricantes.

Dimensionar uma placa é calcular o seu β, que é a relação entre o diâmetro do furo interno e o diâmetro interno da tubulação. Tem-se:

β=d/D O β é o parâmetro mais significativo da

placa de orifício. Tipicamente, o β deve estar entre 0,15 e 0,75 para líquido e 0,20 e 0,70 para gases e vapores.

Quanto menor o β, maior é a pressão diferencial gerada. Como vantagem, é mais fácil a detecção desta pressão diferencial e como desvantagem, tem se grande perda de carga permanente. Quanto maior o β, menor é a pressão diferencial gerada. Como vantagem, tem se menor perda de carga permanente na tubulação e portanto menor custo e menor energia de bombeamento e como desvantagem tem se a dificuldade de se detectar as pequenas faixas de pressão diferencial.

Filosofia de dimensionamento Na medição de vazão há duas filosofias

básicas relacionadas com o dimensionamento da placa: 1. arbitra se uma pressão diferencial,

geralmente em valores inteiros e convenientes, p. ex., 0 a 2500 mm (100") ou 0 a 200 mm (50") H2O e calcula se a

Placa de Orifício

238

relação β da placa, aplicando se os fatores de correção por causa das incertezas dos dados de vazão. Esta opção é mais conveniente para o pessoal de manutenção e de instrumentação, pois as faixas de calibração são padronizadas e com valores inteiros. Todas as placas de orifício podem ser dimensionadas para produzir a mesma pressão diferencial, permitindo a padronização do elemento sensor ou da calibração do transmissor de pressão diferencial

2. constrói se a placa de orifício com relação β conveniente, geralmente 0,500 ou 0,600 e se calcula a faixa de pressão diferencial para a calibração do transmissor. Esta alternativa é mais conveniente para o pessoal que constrói a placa. Aliás, esta opção permite que se tenha placa de orifício já pronta, em estoque. De modo a se calcular o diâmetro do furo

do elemento primário, deve se conhecer o coeficiente de descarga. A não ser que o coeficiente seja constante, como no caso do tubo venturi, o coeficiente de descarga é uma função do diâmetro do furo. Para a vazão do gás, o fator de expansão é também função do furo. Assim, é requerida uma solução iterativa para a determinação do furo do elemento primário, de modo que a vazão, tamanho da tubulação e a pressão diferencial satisfaçam a equação teórica.

Parâmetros do dimensionamento da placa Dimensionar a placa de orifício é

basicamente determinar o diâmetro do seu furo. Ou então, calcular o beta da placa, que é a relação entre o diâmetro do furo com o diâmetro interno da tubulação.

O dimensionamento da placa de orifício para satisfazer as exigências do processo é uma operação clara e direta. Embora sejam semi-empíricos, os cálculos são baseados na equação de Bernoulli, que é derivada das considerações básicas de balanço de energia.

São parâmetros interdependentes: a relação beta da placa de orifício, a vazão máxima, a densidade do fluido, a temperatura e a pressão estática do processo, a pressão diferencial gerada, o número de Reynolds, o fator de compressibilidade, o fator de expansão térmica e outros fatores.

A vazão (velocidade), a densidade do fluido, a pressão estática e a temperatura são conhecidas a priori, por que são os dados fornecidos pelo processo. A pressão diferencial pode ser livremente arbitrada e

pode ser padronizada em algumas poucas faixas de calibração do transmissor.

Os fatores de compressibilidade, expansibilidade e outros fatores corretivos são determinados também a partir das condições do processo.

Como conseqüência, a relação beta e o coeficiente de descarga são os únicos parâmetros desconhecidos da equação e o dimensionamento envolve estas determinações.

Passos da Dimensionamento 1. Selecionar a vazão máxima e a

pressão diferencial máxima correspondente. Em aplicações de gases, a pressão diferencial deve ser selecionada de modo que a variação do fator de expansão seja mantido menor que 1%, ou

04,0PP

≤∆

Quando se tem a pressão diferencial expressa em de coluna d'água e a pressão estática em psia, a relação deve ser

0,1PP

psia

.a.c" ≤∆

Quando não se conhece a vazão de

projeto, deve-se assumi-la igual a 80% da vazão máxima. A pressão diferencial assumida deve ser de 0 a 100" c.a. (25 kPa)

2. Calcular o número de Reynolds na vazão de projeto e nas condições de operação, para garantir que ele seja maior que os mínimos especificados.

Tab. 9.2. Números de Reynolds mínimos

Elemento Líquido Gás (vapor) Placa RD≥10 000 RD≥10 000 Venturi RD≥100 000 RD≥10 000 Lo-loss RD≥100 000 RD≥10 000

3. Calcular o fator de dimensionamento

na vazão de projeto e nas condições de operação:

Vazão mássica para Líquido

PFDNFWS

p2

aM

∆ρ=

Vazão mássica para Gases

Placa de Orifício

239

PDNFWS

2a

M∆ρ

=

Vazão volumétrica para Líquidos

PDNF

FQS

2a

pM

∆

ρ=

Vazão volumétrica para Gases, nas

condições reais

PDNFQS

2a

M∆

ρ=

Vazão mássica de gás com os fatores

Fpb, Ftb, Ftf, Fpv

f2

tfpva

gbM PPDFFNF

FZWS

×∆=

Vazão volumétrica para gás usando

fatores Fpb, Ftb, Ftf, Fpv

PDZFFNFPFF

QS2

btfga

fpvtfM

∆=

4. Calcular o bo aproximado usando SM

M21 SkkC +=

41

2

M

M21o S

Skk1

−

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ ++=β

4

12

2M

1o k

Sk1

−

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛++=β

Por exemplo, para a placa de orifício,

com tomadas tipo canto, flange e D e D/2, RD<200 000

41

2

Mo 06,0

S6,01

−

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛++=β

RD>200 000

41

2

Mo S

6,01

−

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+=β

5. Usando o β e a tabela do fator de

compressibilidade, calcular o coeficiente de descarga que tem a forma:

nDR

bCC += ∞

6. Para líquidos, fazer Y1 = 1,0. Para

gases, calcular o fator de expansão Y1 a montante do medidor.

7. Calcular o β aproximado como

41

2

M

1

SYC1

−

⎥⎥⎦

⎤

⎢⎢⎣

⎡⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛ ×+=β

8. Repetir 5, 6 e 7, até que duas iterações

consecutivas de β difiram menos que 0,0001.

9. Calcular o furo da placa usando

Dd ×β=

4.10. Sensores da Pressão Diferencial

A placa de orifício gera a pressão diferencial proporcional ao quadrado da vazão medida. Deve se, depois, medir e condicionar esta pressão diferencial gerada para completar o sistema de medição da vazão. Os instrumentos mais usado para medir a pressão diferencial são o transmissor de vazão e o diafragma.

Diafragma Sensor de Pressão Diferencial Em algumas aplicações o transmissor de

pressão diferencial pode ser substituído pelo diafragma ou câmara Barton, que sente a variável pressão diferencial e produz na sua saída um pequeno movimento.

O diafragma é usado principalmente em locais onde não se dispõe de energia elétrica ou pneumática para alimentar o transmissor. O diafragma não necessita de alimentação externa; a pressão diferencial medida produz um torque com energia suficiente para posicionar um ponteiro de indicação, uma

Placa de Orifício

240

pena de registro ou um mecanismo de controle.

Esquema de funcionamento

Diafragma ou câmara Barton desmontada

Fig. 10.17. Diafragma ou Câmara BArton

Fig. 10.18. Diafragma instalado no registrador de vazão

Fig. 10.18. Diafragma instalado no registrador de vazão

Transmissor de Pressão Diferencial O transmissor de pressão diferencial,

pneumático ou eletrônico, é o instrumento mais usado em associação com o elemento primário gerador da pressão diferencial.

O transmissor possui uma cápsula com grande área sensível, para ser capaz de detectar as pequenas faixas de pressão diferencial. Ele deve suportar alta pressão estática, tipicamente até 400 kgf/cm2. Quando há problema no elemento primário, de modo que esta alta pressão estática fica aplicada em apenas uma das tomadas, a cápsula do transmissor deve possuir proteção de sobrefaixa e não se danificar. Esta classe de transmissores, aplicáveis principalmente para a medição de vazão e de nível é chamada genericamente de d/p cellR. (R Foxboro Co).

Fig. 10.19 Transmissor de pressão diferencial Fig. 10.20. Planímetro no gráfico

241

11. Turbina

1. Introdução A turbina é um medidor de vazão

volumétrica de líquidos e gases limpos, da classe geradora de pulsos, que extrai energia da vazão medida. A turbina é largamente usada por causa de seu comprovado excelente desempenho, obtido a partir de altíssimas precisão, linearidade e repetitividade. A precisão da turbina é melhor que a de muitos outros medidores de vazão em regime turbulento e é usada como padrão para a calibração e aferição de outros medidores.

A medição com sucesso e precisão da vazão com uma turbina depende de vários fatores. Inicialmente deve se selecionar o medidor e o equipamento condicionador de sinal corretos. A seleção é função de

faixa da vazão rangeabilidade temperatura pressão

várias propriedades do fluido (densidade, viscosidade, capacidade de lubrificação, compatibilidade química com o material das partes molhadas do medidor)

Partículas contaminantes e sujeiras em suspensão influem na precisão da medição e na sobrevivência da turbina. A seleção dos circuitos eletrônicos associados depende do ambiente, da informação desejada e do tamanho, rangeabilidade e linearidade do medidor.

Uma vez todos os componentes do sistema

Turbina

242

3. Turbina Convencional O medidor de vazão tipo turbina mais

usado é o que utiliza o rotor com eixo longitudinal a vazão, com bitola integral, com diâmetro aproximadamente igual ao da tubulação.

Princípio de Funcionamento O princípio básico de funcionamento da

turbina é o seguinte: a vazão do fluido a ser medida impulsiona o rotor da turbina e o faz girar numa velocidade angular definida. A rotação das pás da turbina é diretamente proporcional a vazão do fluido. Através da detecção mecânica ou eletrónica da passagem das lâminas do rotor da turbina pode se inferir o valor da vazão. Há a geração de pulsos com freqüência linearmente proporcional a velocidade do fluido e como conseqüência, diretamente proporcional a vazão.

Fig. 11.3. Partes constituintes da turbina

Partes Constituintes

Corpo O corpo da turbina abriga o rotor, as peças

internas e os suportes. O fluido a ser medido passa pelo interior do corpo. O corpo da turbina é montado como um carretel sanduichado na tubulação.

O corpo da turbina deve suportar a temperatura e a pressão de operação do processo e por isso o seu material deve ter uma resistência mecânica adequada. Como o fluido do processo molha diretamente o corpo da turbina, a escolha do seu material é função da compatibilidade com o fluido do processo, sob o aspecto de corrosão química. Porem, a função dos componentes requer ou rejeita alguns tipos de materiais e isso deve ser considerado na seleção do material do corpo. Por exemplo, para o detector operar corretamente, o material do corpo entre o rotor e o detector não pode ser magnético. As

lâminas do rotor devem ser magnéticas, para serem detectadas pelo pickoff.

O corpo da turbina pode ser feito de vários tipos de ligas metálicas e polímeros químicos. O material mais usado é o aço inoxidável 316 e o 303, com a inserção de aço 304 na posição do detector. Para fluidos particularmente corrosivos, são usadas ligas especiais. Os materiais não metálicos são o nylon® e o PVC.

O corpo da turbina pode ter as guarnições terminais com roscas fêmeas NPT, flangeadas ou outros tipos menos comuns (Grayloc®, Victanlic®, Tridover®.) Quando as flanges são escolhidas, deve se indicar a classe de pressão.

Fig. 11.4. Conexões flangeadas e rosqueadas O diâmetro da turbina expressa o seu

tamanho. A máxima vazão a ser medida é o parâmetro determinante do tamanho da turbina. Para a medição de líquidos, a vazão é especificada em GPM ou LPM; para os gases a vazão volumétrica deve ser especificada na condições reais de pressão e temperatura.

Há limites da vazão máxima por causa dos limites naturais da velocidade rotacional impostos pela estatura do rotor e dos mancais, da cavitação provocada pelas lâminas e pela grande perda permanente. Há também limites inferiores de vazão, por causa da detecção e da não-linearidade da região.

Fig. 11.5. Rotor da turbina

Turbina

243

Rotor A turbina com vazão axial possui um rotor

com lâminas girando sobre mancais que são suportados por um eixo central. Todo o conjunto é montado centralizado dentro do corpo por suportes que também possuem retificadores da vazão, a jusante e a montante. A velocidade angular rotacional é proporcional a vazão volumétrica do fluido que passa através do medidor.

Em cada momento que uma lâmina passa pelo detector, um pulso é gerado. O sinal de saída e um trem de pulsos, com cada pulso correspondendo a um volume discreto do fluido. A totalização dos pulsos dá o volume que passou e a freqüência dos sinais indica a vazão instantânea.

Quando a vazão é constante, o torque de acionamento do rotor gerado pelo impacto do fluido nas lâminas balanceia exatamente a força de arraste causada pelos rolamentos, pela viscosidade do fluido e pela força de retorno do detector magnético.

As lâminas do rotor são geralmente feitas de aço magnético para gerar um pulso com amplitude suficiente de ser detectada. O aço inox 316, padrão para o corpo, não pode ser detectado magneticamente e o material padrão é o aço inox ferrítico 430 ou 416. Quando não se pode usar um material magnético compatível com o fluido a ser medido, usa-se um rotor com material não magnético e um material magnético para revestir as extremidades das lâminas. Quando há problemas de corrosão, usam se ligas especiais; por exemplo, a liga Hastelloy® pode ser detectada magneticamente.

Mancais e Suportes As funções do mancal dentro da turbina

são as de evitar que o rotor seja levado pela pressão dinâmica do fluido e posicionar o rotor corretamente em relação ao jato do fluido. Ele deve oferecer pequeno atrito de arraste e deve suportar os rigores do processo, como temperaturas extremas, corrosão, abrasão, transientes de vazão e de pressão, picos de supervelocidade. A rangeabilidade e a linearidade da turbina dependem do desempenho dos mancais e suportes.

Há três tipos de mancal radial: esférico (ball), cilindro (jornal) e cônico (pivô).

Mancal esférico Os mancais são com rolamentos esféricos

de baixo atrito, comumente de aço inoxidável 440C. Ambos os mancais são usados com um rotor balançado com preciso, com pás usinadas a um ângulo apropriado para melhorar a linearidade e a repetitividade da turbina. Os

mancais esféricos oferecem pequena força de arraste e por isso a turbina tem as características de grande rangeabilidade e excelente linearidade. Os rolamentos são facilmente substituídos e a substituição não influi praticamente no desempenho e não necessita de nova recalibração.

Além dos rolamentos, os mancais possuem retentores para manter o espaçamento e o alinhamento das esferas. Estes retentores são de aço inox 303 ou 410, liga fenólica ou fibra com teflon. Estes materiais devem ser compatíveis com o fluido do processo.

O conjunto do mancal e rotor é fixado axial mente no interior da carcaça, através dos cones e estruturas de apoio.

As aplicações da turbina com rolamentos esféricos são para fluidos limpos e lubrificantes, como óleos hidráulicos, vegetais e de combustão. A grande limitação dos mancais esféricos é que eles são disponíveis somente em aço inox 440C e por isso não podem ser usados em fluidos incompatíveis com ele. Eles não se aplicam para a medição de água, ácidos ou fluidos com partículas em suspensão.

Mancal cilindro O mancal cilindro consiste de um eixo

acoplado a uma luva (sleeve). Pela escolha dos materiais do eixo e da luva pode-se obter uma configuração lisa e polida para a corrosão ou dura e resistente para a erosão e conveniente para manipular fluidos sem lubrificação e com contaminantes.

Os materiais típicos são o carbeto de tungstênio, a cerâmica e o stellite®, que são extremamente duros e resistentes a fluidos corrosivos e erosivos; o teflon® reforçado e o grafite associados ao eixo metálico são excelentes para manipular fluidos não lubrificantes, que não sejam corrosivos ou abrasivos.

Os suportes cilindros (jornal) são caracterizados por grande força de arraste devido ao atrito de deslizamento e por isso as turbinas possuem uma rangeabilidade menor e uma pior linearidade. O seu desgaste pode alterar a força de arraste e quando há troca dos mancais, é necessária nova calibração da turbina.

Mancal pivô O terceiro tipo de mancal consiste de um

eixo suportado por uma superfície cônica. A ponta do eixo pode rolar ou deslizar, depende da carga. O eixo e o suporte são de materiais duros. Por exemplo, a combinação de eixo de carbeto de tungstênio com suporte de safira pode ser usada em turbinas para medir vazões

Turbina

244

muito baixas, de fluidos corrosivos e com contaminantes.

Os suportes tipo pivô oferecem menos atrito de partida e de operação que os mancais esféricos. Por causa da pequena área de contato do eixo com o suporte, as cargas do suporte não podem ser muito elevadas. Por isso, estes medidores são mais frágeis, temem vibração e choques mecânicos e não podem operar em alta **velocidade.

Materiais A escolha do material dos mancais é

também limitada. Os mancais esféricos são disponíveis em aço inox 440C. Os mancais cilindros são limitados pelas exigência de atrito e de desgaste. As combinações mais usadas são: grafite ou materiais especiais de fibra e Rulon® contra aço inoxidável e carbeto de tungstênio contra stellite®. Em medidores pequenos, usa se a safira. Infelizmente, a exigência de material compatível com a função e com o fluido pode piorar a linearidade e a rangeabilidade do medidor.

Os retificadores de vazão, na entrada e na saída da turbina, podem ser construídos de qualquer material compatível com a fabricação, com o fluido e com as exigências da estrutura.

Detectores da Velocidade Angular O detector da velocidade gera uma tensão

alternada como resultado da passagem das lâminas do rotor que afetam a relutância variável do circuito magnético. O sinal de saída varia entre os fabricantes e usualmente está na faixa de 10 mV a 1 V rms. A freqüência do sinal depende do tamanho e do tipo: tipicamente varia de 10 Hz a 4 kHz. A maior freqüência apresenta maior resolução e é a mais usada.

A detecção da velocidade angular pode ser mecânica ou elétrica. A detecção elétrica pode ser magnética ou através de ondas de rádio freqüência.

Detecção mecânica O detector mecânico consiste de um

conjunto de eixos e de engrenagens conectados ao rotor para operar um contador mecânico. Estes modelos possuem pequena rangeabilidade, devido ao altos atrito, mas possuem a vantagem de não necessitar de fonte externa de alimentação.

Fig. 11.6. Turbina com impelidor e acoplamento mecânico

Detecção eletromagnética A detecção da velocidade angular da

turbina por sensores eletromagnéticos pode ser usada na maioridade das aplicações, excetuando as vazões muito baixas, em que o arraste magnético sobre o rotor afeta consideravelmente o desempenho.

A bobina detectora da velocidade é localizada externamente na parede do corpo e sente a passagem das lâminas. Existem dois tipos de sensores eletromagnéticos: de relutância e indutivo.

O tipo de relutância tem um ima localizado no centro de uma bobina. Esta bobina eletromagnética cria um campo de fluxo magnético. Quando as pás permeáveis do rotor atravessam o campo, gera-se um sinal de tensão senoidal, cuja freqüência depende da freqüência com que as pás do rotor da turbina rompem o campo magnético. Atualmente não se usa mais este detector porque ele apresenta uma grande força de arraste.

O sensor magnético do tipo indutivo requer um ima no rotor da turbina para criar o campo de fluxo magnético. É constituído de uma bobina em volta de um núcleo de ferro. Quando os campos de fluxo das pás magnetizadas do rotor passam pela bobina, é induzida uma corrente elétrica alternada com freqüência proporcional à velocidade do fluido e portanto, à vazão do fluido. A vantagem da detecção indutiva é a operação em temperatura mais elevadas. A desvantagem é a de ter menor rangeabilidade, pois a turbina não consegue medir vazões muito pequenas, por causa da força de arraste magnética.

Turbina

245

Fig. 11.7. Detecção elétrica da velocidade angular

Detecção com rádio freqüência O sensor da velocidade angular da turbina

com onda portadora ou do tipo RF não usa ima e por isso não há o problema da força de arraste magnético sobre o rotor.

A bobina faz parte de um circuito oscilador e a passagem de uma pá do rotor pelo campo de rádio freqüência altera a impedância, modulando a amplitude do sinal do oscilador. Usa-se um circuito amplificador para detectar esta variação da amplitude e fornecer um sinal de saída de pulsos com uma freqüência proporcional à velocidade de rotação da turbina. A vantagem do detector de RF é a possibilidade de medir vazões muito pequenas, aumentando a rangeabilidade da turbina. As desvantagens são a limitação da máxima temperatura de operação e a necessidade de usar o pré-amplificador de sinal.

Atualmente há o desenvolvimento de aplicações de Detectores ópticos. Esta detecção tem a vantagem da RF e adicionalmente é intrinsecamente segura porque usa cabos de fibra óptica.

Classificação Elétrica A turbina com detecção elétrica é um

instrumento elétrico e como tal necessita de uma classificação elétrica compatível com a classificação da área onde ele está montada. A classificação elétrica normal é de uso geral, para local seguro. Opcionalmente, a turbina pode ter a classificação elétrica de prova de explosão, para uso em local de risco, tipo Classe I, Grupos B, C e D e Divisão 1. Isto consiste de uma conexão NPT integral a turbina e ao detector que permite a instalação de um conduíte ou caixa que engloba o detector e todos os conectores.

Alguns fabricantes oferecem a opção com barreira de segurança intrínseca.

Fluido Medido

Turbina para gás O torque fornecido pelo gás é menor que o

do líquido e por isso a turbina para a medição de gás é caracterizada por um eixo do rotor mais volumoso, usado para criar um efeito venturi, diminuindo a área de passagem e aumentando a velocidade de entrada do fluido no rotor.

Como o gás oferece menos resistência a vazão que o líquido, pois sua viscosidade é muitíssimo menor, nas mesmas condições de contorno, passa na tubulação uma vazão de gás maior do que de líquido . Tipicamente, uma turbina de gás é projetada para passar 7,48 vezes mais gás do que líquido, para o mesmo diâmetro. (7,48 é o número de galões de 1,00 ft3).

A turbina de gás possui geometria e os internos diferentes da turbina de líquido. As lâminas do rotor da turbina de gás tem menor grau de elevação, para que o rotor gire na mesma velocidade.

Se uma turbina para líquido é usada para medir gás, a maior vazão volumétrica do gás irá provocar super velocidade no rotor e poderá destrui-la. Na prática, é o que pode acontecer quando uma turbina para líquido é lavada com vapor d'água. Se uma turbina para gás é usada para medir líquido, a combinação do menor ângulo de inclinação e a menor vazão volumétrica produz um torque de acionamento pequeno, girando o rotor em velocidade muito baixa e na região não linear.

A turbina para gás requer recalibrações mais freqüentes que a para líquido, por causa das variações na característica dos mancais.

Para os líquidos, que são praticamente incompreensíveis, a vazão em LPM é especifica. Para os gases compressíveis, o termo m3/h é ambíguo, pois o volume do gás está diretamente associado às condições de pressão e temperatura. Assim, é comum se ter as expressões vazão real e vazão padrão. A vazão real representa o volume do gás que passa efetivamente pelo medidor, na unidade de tempo. A vazão padrão representa a vazão volumétrica que passaria pelo medidor se o gás estivesse na pressão e na temperatura padrão. As vazões real e padrão estão relacionadas numericamente pela lei dos gases.

)PP)(

TT

(QQp

r

r

prp =

onde o índice r indica real e p, padrão.

Turbina

246

Para que a vazão volumétrica real medida tenha um significado útil, ela deve ser expressa na vazão volumétrica equivalente do gás, em condições de pressão e de temperatura aceitas como padrão. A vazão real deve ser comparada com sua equivalente padrão.

No dimensionamento da turbina deve-se usar o valor da vazão real, pois é esta que passa efetivamente pelo medidor.

Turbina para líquido A turbina para medir a vazão de líquidos é

a mais tradicional e a que apresenta menor dificuldade de construção, pois as condições de operação são mais favoráveis. O líquido é praticamente incompreensível, a densidade é maior que a do gás e normalmente, a pressão para a vazão de líquido é muito menor que a de gás. Por exemplo, para se ter o mesmo torque na turbina a velocidade da água é aproximadamente 30 vezes menor que a do ar.

Características As características de desempenho da

turbina, a não ser que seja dito o contrario, se referem às condições ambientes e devem ser indicadas nas unidades SI.

Faixa de vazão Expressa as vazões mínima e máxima que

podem passar dentro da turbina, tipicamente em m3/s.

Sensitividade A sensitividade da turbina é o seu fator K,

que é o elo entre os pulsos de saída da turbina (ciclos por segundo) e a vazão (volume por segundo). Como conseqüência, o fator K é expresso em ciclos por m3. Freqüentemente se usa o K médio, que é a sensitividade medida em toda a faixa de interesse do usuário. A média é obtida tomando-se os fatores Kmax e Kmin.

Queda de pressão A queda de pressão através da turbina, na

máxima vazão de projeto, é expressa em kPa a uma vazão máxima, quando usada como o fluido específico de medição.

A turbina provoca grande perda de carga, proporcional ao quadrado da vazão. Alguns rotores, quando travados por alguma fibra do fluido, podem interromper a vazão, bloqueando a tubulação.

Condicionamento do Sinal O sinal de saída do detector

eletromagnético da turbina é um trem de pulsos de tensão, com cada pulso representando um pequeno volume discreto do fluido. A saída elétrica da turbina é transmitida ao equipamento de condicionamento de sinal e depois ao sistema de apresentação dos dados, que pode ser de totalização, indicação, registro, controle ou alarme.

A maioria dos sistemas consiste de um totalizador com uma função de fatorar e escalonar os pulso recebidos. Como a saída de pulsos da turbina não está diretamente em unidades de engenharia de vazão, os circuitos de fator e escalonamento fazem os pulsos representar a vazão na unidade conveniente, como litro, galão.

Fig. 11.8. Turbina com totalizador integral O totalizador acumula o número de ciclos

proporcionais a vazão volumétrica total que passou através da turbina. Um integrador fornece um nível de tensão de corrente contínua proporcional à freqüência do sinal. Um scaler multiplica ou divide a freqüência da saída da turbina por um fator selecionado, facilitando a apresentação e a redução dos dados.

Alternativamente, o totalizador pode ser uma unidade de batelada pré ajustada. O valor requerido é pré-ajustado e o totalizador conta diminuindo até zero, quando prove uma alteração de contatos de saída, para terminar a batelada e operar uma válvula solenóide. Para não haver o desligamento repentino da vazão e um conseqüente golpe de aríete, o contador pode gerar uma rampa ou acionar um contato de aviso anterior ao desligamento completo.

Há sistemas de condicionamento de sinais mais complexos que evitam a interferência ou a perda de pulsos durante a transmissão do

Turbina

247

sinal, usando um comprador de pulsos e envolvendo duas bobinas detectoras (A e B) e a tomada de dois cabos separados para os circuitos eletrónicos. O comprador de pulsos monitoriza os dois sinais. Se qualquer pulso é perdido ou detectado na outra linha, a seqüência correta dos pulsos (A, B, A, B, A, B, A) será interrompidas. Qualquer pulso falso é registrado e a leitura do totalizador associado será corrigido de acordo.

Muitos sistemas de turbina requerem um sinal analógico para fins de controle ou de registro. Nestes casos, os pulsos devem ser convertidos no sinal padrão de corrente de 4 a 20 mA cc. São disponíveis instrumentos para esta função, chamados de conversores de freqüência/corrente. Quando os sistemas envolvem a totalização e a necessidade do sinal analógico, o circuito do totalizador incorpora este circuito e há uma saída opcional com o sinal de corrente de 4 a 20 mA cc.

Fig. 11.9. Turbina com detector e pré-amplificador Há aplicações que necessitam apenas da

indicação da vazão instantânea. O indicador, digital ou analógico, recebe diretamente os pulsos e indica o valor da vazão em dígitos ou através do conjunto escala + ponteiro.

Há aplicações com a totalização e a indicação feitas no mesmo instrumento, com um contador para a totalização e com um indicador digital para a vazão instantânea.

Como conclusão, os pulsos da turbina são mais adequados para a totalização da vazão e esta operação é feita quase diretamente. Para registro e controle, os pulsos devem ser convertidos em corrente Analógica padrão de 4 a 20 mA cc.

Desempenho A característica mais importante do

medidor tipo turbina é sua altíssima precisão. A turbina é tão precisão que é considerada como padrão secundário industrial. Ou seja, a turbina pode ser usada como um padrão de transferência para a aferição e calibração de outros medidores, como magnético, termal, sônico.

Porem, o desempenho da turbina depende da natureza do fluido e da faixa de medição da vazão. A perda de carga, o fator do medidor, a amplitude da tensão e a freqüência do sinal de saída dependem do fluido e da vazão. A turbina necessita da calibração para o estabelecimento do fator do medidor e das características gerais de desempenho. A precisão do medidor tipo turbina dependente do erro inerente da bancada de calibração.

Os parâmetros da precisão do medidor são a repetitividade e a linearidade.

Repetitividade Por definição, repetitividade é o grau de

concordância de várias medições sucessivas sob as mesmas condições de vazão e de operação, tais como a temperatura, a viscosidade, a vazão, a densidade e a pressão.

A repetitividade típica da turbina é de 0,1%.

Linearidade A linearidade é definida como o máximo

desvio em percentagem do fator K médio sobre a rangeabilidade normal de 10: 1.

%100)K

K-K( = eLinearidad máximomédio

médio ×

A curva de freqüência x vazão representa o

fator K (pulsos/volume), onde a linearidade é a variação do fator K em relação a um valor nominal num ponto na curva. É uma reta inclinada, com não-linearidade próxima do zero.

A faixa linear de um medidor de turbina é a faixa de vazão na qual o fator K permanece constante dentro dos limites declarados. A curva é uma reta horizontal com uma parte não linear, na região de baixa vazão. A não-linearidade é resultante dos efeitos de atrito dos mancais, arraste magnético e o perfil da velocidade dentro do medidor.

Em vazões muito baixas as forças de retardo ultrapassam as forças hidrodinâmicas e o medidor deixa de responder para vazões abaixo de um limite mínimo. Na outra extremidade, desde que a alta pressão evite a cavitação, a velocidade pode ultrapassar de 1,5 a 2 vezes a máxima especificada, durante

Turbina

248

curtos períodos de tempo, sem problemas. A turbina não deve operar durante longos períodos com velocidade muito elevadas, pois isso é prejudicial a vida aos mancais e a precisão do medidor.

A turbina para gás possui uma linearidade pior do que a turbina para líquido. É mais problemática o aumento da rangeabilidade da turbina de gás, pela diminuição da vazão mínima.

A linearidade de uma turbina depende da faixa de operação e da viscosidade do fluido do processo. A linearidade típica é de ±0,5 % e se aplica para fluidos com viscosidade cinemática próxima de 1 cSt (água). Acima de 1 cSt, a linearidade da turbina se degrada progressivamente.

Rangeabilidade A rangeabilidade é a relação entre a vazão

máxima e a vazão mínima para a qual mantida a precisão especifica do medidor.

Por ser um medidor com relação matemática linear entre a freqüência e a vazão, a turbina possui uma rangeabilidade típica de 10:1. A vazão máxima pode ser estendida de 100%, durante curtos intervalos de tempo, sem estrago para a turbina. As penalidades possíveis pela operação acima da faixa é o aumento da queda de pressão através da turbina e um desgaste maior dos mancais por causa da maior aceleração.

O uso do detector com rádio freqüência, mandatário para turbinas menores que 2", aumenta a rangeabilidade diminuindo o valor da vazão mínima, pois elimina as forças de arraste magnético. O aumento da rangeabilidade da turbina pela diminuição da vazão mínima se aplica principalmente na medição de líquidos.

Tempo de resposta A capacidade de responder rapidamente as

condições da vazão é uma das vantagens da turbina. A constante de tempo depende do tamanho do medidor, da massa do rotor e do projeto das lâminas. A constante de tempo típica varia entre 5 e 10 mili-segundos para turbinas de até 4" de diâmetro.

Fatores de Influência Os medidores tipo turbina alcançam uma

precisão excepcionalmente boa quando usados sob as devidas condições operacionais: no entanto, são muitos os fatores que podem ter um considerável efeito sobre o desempenho dos medidores tipo turbina: número de Reynolds, viscosidade, valor e perfil da velocidade.

Número de Reynolds O número de Reynolds influi na medição

feita pela turbina porque ele determina o torque que o fluido exerce no rotor da turbina. O número de Reynolds relaciona as forças de inércia com as forças viscosas. O denominador do número está relacionado com as forças de retardo do rotor e o numerador está relacionado com o momento do fluido. Para a turbina funcionar corretamente é necessário que o momento do fluido prevaleça sobre as forças de atrito, ou seja que o número seja muito maior que o denominador. Para um medidor tipo turbina funcionar devidamente, recomenda-se que esteja operando em estado de vazão turbulento, que é descrito por Re maior que 4000.

Viscosidade O arraste viscoso do fluido age sobre todas

as partes moveis da turbina, provocando um torque de retardo sobre o rotor. O desvio do fluido pelas pás do rotor provoca uma alteração no momento do fluido e uma força motriz. O rotor gira, então, a uma velocidade em que a força motriz cancela exatamente o torque de retardo.

A faixa linear do medidor é o parâmetro mais afetado pela variação da viscosidade. A experiência mostra que para viscosidade cinemática acima de 100 cS a turbina não mais apresenta a região linear. O arraste da viscosidade também contribui para a queda da pressão através do medidor e em altas viscosidades, limita a máxima vazão possível.

O tamanho da turbina é também importante e o medidor menor é mais sensível a viscosidade que o maior.

O efeito da variação da viscosidade depende do tipo do rotor; turbina com lâminas paralelas é mais afetada pela variação da viscosidade.

Para uma mesma pressão, a vazão diminui quando a viscosidade do fluido aumenta. Para uma dada vazão, um aumento da viscosidade pode apresentar uma redução no fator K do medidor.

A viscosidade do líquido é altamente dependente da temperatura. Um aumento da temperatura causa uma diminuição da viscosidade. Por esta razão, a variação da temperatura altera consideravelmente o desempenho da turbina.

Densidade Conforme se verifica no número de

Reynolds, a densidade está no numerador, representando um fator no momento do fluido. Quando o momento do fluido é alterado, a rangeabilidade deve ser alterada a fim de

Turbina

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proporcionar o mesmo torque mínimo necessário do rotor no extremo inferior da força de vazão. Ao ajustar a vazão mínima do medidor tipo turbina, a repetitividade e a faixa linear se alteram.

Instalação Como a maioria dos medidores de vazão, a

turbina também é afetada pelos efeitos de uma instalação com dispositivos geradores de distúrbios a montante, como válvula, curvas, junções tees, mau alinhamento.

A maioria dos fabricantes sugere instalações com 20 D de trechos retos a montante e 5 D a jusante, onde D é o diâmetro da tubulação. Quando não são disponíveis trechos retos de tamanhos suficientes, usam-se retificadores de vazão; o valor típico do trecho reto a montante cai para 10 D, quando se usa retificador.

Cavitação A baixa contra pressão pode causar

cavitação num medidor tipo turbina. Basicamente, a cavitação é a ebulição do líquido causada pela redução na pressão ao invés da elevação na temperatura.

A perda de carga é aproximadamente proporcional ao quadrado da vazão e é tipicamente de 3 a 10 psi. Há uma vazão máxima em que o medidor pode operar para uma pressão de entrada constante devido a cavitação. Quando a pressão do líquido se aproxima de sua pressão de vapor, a vaporização local pode acontecer logo atrás das pás do rotor, provocando um aumento artificial na velocidade do fluido, que pode aumentar drasticamente o fator K.

Como regra, a mínima pressão a jusante deve ser o dobro da máxima queda de pressão na turbina mais duas vezes a pressão de vapor do líquido medido.

Perfil da velocidade A geometria do sistema de tubos a

montante e imediatamente a jusante do rotor afeta o perfil da velocidade do fluido. Os distúrbios provocados por válvulas de controle, curvas, redutores de pressão, tomadas de instrumentos . devem ficar suficientemente distantes da turbina. A maioria das turbinas já possuem em sua entrada e saída retificadores da vazão.

Erosão e desgaste A erosão provoca a deterioração gradativo

no desempenho da turbina e pode até destruir rapidamente os seus internos. O grande desgaste dos mancais aumenta o atrito nos mesmos. A erosão pode afetar o

balanceamento da turbina e como afetar o seu fator K. O uso de filtros eficientes conserva e aumenta a vida útil das turbinas, evitando alterações do fator K.

Seleção da turbina Na escolha da turbina, As seguintes

características mecânicas devem ser especificadas:

Fluidos medidos Os líquidos ou gases que estão em contato

com as partes molhadas, por exemplo, óleo combustível, acido clorídrico, água, CO2.

Configuração e dimensões Para as turbinas flangeadas, o tamanho

nominal da tubulação é o comprimento entre as flanges. Para as turbinas com rosca macho, o tamanho nominal da tubulação é o comprimento total.

Dimensões de montagem A não ser que as conexões do processo

sirvam como montagem, o desenho esquemático deve indicar o método de montagem, com o tamanho dos furos, centros e outras dimensões pertinentes, incluindo o tipo de rosca, se usada.

Quando o peso da turbina for muito grande, deve ser considerado o uso de suportes, para garantir o alinhamento dela com a tubulação e para evitar tensões na estrutura.

Marcação As seguintes informações devem ser

marcadas permanentemente no corpo da turbina: o nome do fabricante, o modelo, o número de série, a direção da vazão e o tamanho nominal do tubo.

Opcionalmente ainda podem ser especificadas outras características mecânicas e elétricas da turbina e outros dados da vazão do processo.

Fig. 11.10. Plaquetas de turbinas

Turbina

250

Dados do processo A escolha da turbina requer o

conhecimento completos dos dados do processo, como os valores mínimo, normal e máximo da vazão, temperatura e pressão do processo.

Para fins de escolha do instrumento receptor, é importante conhecer a tensão de saída da turbina, expressa em volts pico e a freqüência na máxima vazão de projeto expressa em Hz.

Dimensionamento A escolha do tamanho correto da turbina

requer o conhecimento da máxima vazão do processo, expressa em LPM para os líquidos e em m3/h reais para os gases. Quando se tem a vazão padrão, deve-se converte-la na vazão real.

A partir da vazão máxima conhecida, seleciona-se o menor medidor da tabela que tenha a vazão normal máxima maior ou igual a vazão máxima do processo a ser medida. São disponíveis turbinas para a medição de vazões muito baixas.

Quando a turbina é aplicada em serviço continuo em uma rangeabilidade menor que 10:1, pode-se escolher uma turbina cuja vazão nominal de trabalho esteja próxima do ponto médio da faixa em vez do ponto máximo da faixa, para aumentar a vida útil dos mancais e suportes.

A turbina é dimensionada pela vazão volumétrica. Cada medidor possui valores típicos de vazões máxima e mínima e raramente estes valores podem ser ultrapassados. Os diâmetros das turbinas variam de 1/2" (12 mm) a 20" (500 mm).

No dimensionamento da turbina é recomendado que a máxima vazão de trabalho esteja entre 70% e 80% da máxima vazão do medidor. Isto resulta em uma rangeabilidade de 7:1 a 8:1 e há uma reserva de 25% para futura expansão ou para a vazão aumentar. Quando se quer uma rangeabilidade de 10:1, deve-se usar a vazão máxima de operação igual a capacidade máxima da turbina.

Para se ter um ótimo desempenho e alta rangeabilidade, a maioria das turbinas é projetada para uma velocidade nominal de 9 m/s. Esta velocidade é maior que as velocidades convencionais dos projetos de tubulações, típicas de 2 a 3 m/s. Como conseqüência, se a turbina é selecionada para ter o mesmo diâmetro da tubulação, a rangeabilidade da medição fica muito pequena; aproximadamente de 2:1 a 3:1. Por isso, o importante no dimensionamento da turbina não é o seu diâmetro nominal mas a vazão

volumétrica que ela é capaz de suportar. Assim, na escolha do diâmetro correto da turbina, é aceitável e normal que o diâmetro da turbina seja sempre menor que o da tubulação. Esta regra pode ser usada como detectora de erro: quando o diâmetro da turbina for igual ou maior do que o da tubulação, há erro de calculo ou de dados da vazão.

Como conseqüência dos diâmetros diferentes da tubulação e da turbina, é necessário o uso de retificadores de vazão apropriados e adaptadores. Como a turbina possui o diâmetro menor que o da tubulação, usam-se cones de adaptação concêntricos, com ângulo de inclinação de 15o. Deve-se cuidar que a turbina e a tubulação estejam perfeitamente alinhadas e evitar que as gaxetas provoquem protuberâncias na trajetória da vazão.

Outro aspecto que deve ser considerado na escolha do tamanho da turbina é a pressão estática disponível na linha. A turbina produz uma perda de pressão típica de 3 a 5 psi (20,7 a 34,5 kPa) na máxima vazão. A perda de carga é proporcional ao quadrado da vazão, análoga a placa de orifício. Como conseqüência, se a turbina está operando na capacidade de 50% da máxima, a perda de pressão é 25% da máxima pressão diferencial.

A mínima pressão ocorre em cima do rotor, com uma grande recuperação depois do rotor. Assim, a pressão da linha deve ser suficientemente elevada para evitar que o líquido se vaporize e provoque a cavitação. Para evitar a cavitação, a pressão da linha deve ser no mínimo igual a 2 vezes a pressão diferencial máxima através da turbina mais 1,25 vezes a pressão de vapor do líquido. Quando a pressão a jusante não é suficiente para satisfazer esta exigência, a solução é usar uma turbina maior, que irá provocar menor perda de carga, mas em detrimento de uma menor rangeabilidade.

Se ocorrer a cavitação, haverá um erro de leitura a mais que a real. A cavitação pode destruir o rotor e os suportes da turbina, por causa de sua alta velocidade.

Considerações Ambientais Várias condições ambientais podem afetar

a operação da turbina. Os componentes eletrónicos devem ser

alojados em caixa a prova de tempo, para eliminar os problemas de umidade.

A temperatura da turbina é principalmente determinada pela temperatura do processo. Porem, a temperatura da bobina de transdução e o conector pode ser influenciada pelo ambiente. As baixas temperaturas geralmente

Turbina

251

não causam problemas mas as altas temperaturas podem afetar a isolação.

A vibração mecânica encurta a vida útil da turbina e pode provocar erros sistemáticos nos dados obtidos.

Os campos magnéticos e as linhas de transmissão na proximidade da turbina podem introduzir ruídos espúrios, se o circuito não está adequadamente blindado.

A pulsação da vazão pode produzir erros ou estragos na turbina.

Deve se cuidar para que as condições de operação estejam dentro dos limites estabelecidos na especificação do fabricante.

Instalação da Turbina A turbina é afetada pela configuração da

linha a montante e a jusante. Isto é causado principalmente pelo redemoinho do líquido que flui e por isso a configuração a montante é muito mais influente que a jusante. Tipicamente, a turbina requer trechos retos maiores que os exigidos pela placa de orifício. Quando o fabricante não especifica diferente ou não se tem as regras tratadas nas normas (API 2534, ASME: Fluid Meters - Their Theory and Application), deve se usar trechos retos iguais ao mínimo de 20 D antes e de 5 D depois da turbina. Pode-se usar retificador de vazão antes da turbina e o próprio suporte do rotor age como um retificador de vazão. Raramente é usado, mas é possível que grandes distúrbios depois da turbina requeiram o uso de retificador de vazão a jusante. Deve se evitar que a tubulação exerça pressão e tensão mecânica sobre o corpo da turbina.

A turbina deve ser instalada de conformidade com a seta de direção marcada no seu corpo. É possível se ter turbinas especiais, capazes de medir a vazão nos dois sentidos. Ela necessita de um fator de calibração aplicável nos dois sentidos e um projeto especial das peças internas.

A turbina deve ser instalada na mesma posição em que ela foi calibrada, usualmente na posição horizontal.

O líquido medido no pode conter partículas solidas com dimensões máximas maiores do que a metade do espaço entre as extremidades da lâmina e o espaço da caixa. A vida útil da turbina será aumentada com a colocação de um filtro a montante. O tamanho do filtro depende do diâmetro da turbina; variando de #170, para partículas de 88 microns para turbinas de 3/8" de diâmetro até #18 para partículas de 1000 microns para turbinas de 1 1/2 ".

Operação

Pressão do fluido Uma pressão mínima a jusante da turbina

para qualquer instalação deve ser mantida para evitar uma variação no fator de calibração devido à cavitação. A mínima pressão depois da turbina é função da pressão de vapor do líquido e da presença de gases dissolvidos. A mínima pressão a jusante pode ser determinada experimentalmente e é definida como a pressão em que o fator de calibração em 125% da vazão máxima nominal aumenta 0,5% em relação ao fator de calibração correspondente obtido na mesma vazão mas com uma pressão maior de 7,0 x 104 Pa. A pressão mínima a jusante deve ser medida no ponto de 4 D depois da turbina.

Instalação elétrica Um cabo com dois ou três condutores,

blindado, deve ser usado na saída da turbina. A bitola do fio deve ser baseada na atenuação aceitável do sinal. A fiação de sinal deve ser segregada da fiação de potência. A blindagem do cabo deve ser aterrada em apenas um ponto. Normalmente ela é aterrada na extremidade da turbina. O aperto excessivo nas Conexões elétricas pode danificar a bobina de transdução e até o corpo da turbina, dependendo do material.

Verificação do funcionamento mecânico O tipo do procedimento de teste depende

da aplicação da turbina. O mais compreensivo teste envolve o circuito eletrónico associado e o equipamento de indicação. O teste de verificação do spin do rotor deve ser feito com cuidado, usando um fluido que tenha uma lubricidade compatível com o tipo do suporte usado e que não provoque uma super velocidade no rotor. A turbina medidora de vazão é um instrumento de precisão e pode se danificar se uma mangueira de alta pressão de ar é utilizada para sua limpeza ou para a verificação da rotação do rotor.

Mais medidores de vazão são danificados por excesso de velocidade no rotor durante a partida do que por qualquer outra razão. Para evitar danos no medidor, a vazão de fluido deve ser aumentada gradualmente até o medidor atingir a vazão desejada.

É recomendado que a turbina de vazão seja instalada de forma que ela permaneça cheia de fluido quando a vazão cessa. Quando o medidor de vazão é deixado instalado em uma linha que está temporariamente fora de serviço e tenha sido parcial ou completamente drenada, pode ocorrer severa corrosão dos rolamentos ou dos internos. Se durante estes

Turbina

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períodos de parada houver qualquer duvida sobre o nível do fluido na linha e se for economicamente viável e as condições permitirem, a turbina deve ser removida, limpada e guardada. Quando a turbina vai ser guardada ou não utilizada por um longo período, deve ser impregnada em um preservativo anti-corrosão ou óleo de maquina.

Verificação do sinal induzido A bobina detectora, o circuito associado e o

equipamento de leitura de um sistema podem ser verificados através de um sinal induzido. Uma pequena bobina, ligada a uma fonte de corrente alternada é mantida próxima a bobina detectora de modo a se notar o efeito de transferência de energia. Este teste verifica o funcionamento do circuito sem desligar qualquer conexão e sem provocar nenhum dano ao circuito. Deve se evitar o teste da bobina detectora por meio de aplicação direta de sinais, pois isso poderia alterar a sua característica ou a sua continuidade.

Manutenção A manutenção de uma turbina, a nível de

usuário, consiste de uma inspeção periódica para assegurar que as partes internas não sofreram qualquer corrosão ou incrustação pelo fluido medido. Caso alguma peça tenha sido danificada, ela deverá ser substituída, pelo usuário ou pelo fabricante. Quando se trocam os internos da turbina é conveniente que seja levantado o fator K da turbina.

Uma das maiores causas de um desempenho fraco da turbina é o deposito de sujeira sobre os mancais ou suportes. Quando resíduos duros ou gelatinosos estão depositados dentro dos mancais do rotor a liberdade de rotação da unidade será fortemente prejudicada. Portanto é recomendado, sempre que possível, que o medidor tipo turbina seja cuidadosamente lavado com um solvente apropriado, após um determinado tempo de uso. O solvente deve ser quimicamente neutro e altamente volátil de modo que haja completa secagem após a operação de lavagem. Alguns solventes apropriados seriam: álcool etílico, freon®, solvente padrão ou tricloro etileno.

Para inspeção e limpeza das partes internas, o conjunto do rotor pode ser retirado da carcaça. O conjunto do suporte do rotor e a carcaça podem ser limpos com solvente ou álcool. Se o transdutor

Calibração e Rastreabilidade Não se pode ajustar o medidor de vazão

tipo turbina, pois ela não possui parafusos de

ajustes de zero ou de largura de faixa. O que realmente se deve fazer periodicamente na turbina é a sua calibração (aferição). Calibrar a turbina é levantar de novo o seu fator K, que representa a correspondência do número de pulsos com a vazão medida. Para se fazer esta calibração deve se conhecer a vazão simulada, com uma precisão superior à da turbina. Na prática, esta aferição é chamada de calibração.

A rastreabilidade é a capacidade de demonstrar que determinado medidor de vazão foi calibrado por um laboratório nacional de referência ou foi calibrado em comparação com um padrão secundário referido a uma padrão primário. Por exemplo, nos EUA, o padrão primário é dado pelo National Institute of Standards and Technology (NIST), ex-National Bureau of Standards (NBS).

Os métodos de calibração aceitáveis para a turbina são do tipo: gravimétrico, volumétrico e de comparação. Cada tipo possui vantagens e desvantagens, dependendo do tipo do fluido e da operação.

Os métodos gravimétricos requerem que a densidade do fluido seja determinada com precisão, desde que ela é a base para a conversa de volume massa. O efeito do gás adicionado ao tanque de peso em calibradores gravimétricos fechados deve também ser considerado. O fator do empuxo para o ar, em calibradores gravimétricos abertos é função da densidade do fluido.

O método volumétrico é mais direto, desde que não haja conversa de massa para volume. O calibrador pode ser do tipo aberto para uso de líquido com baixa pressão de vapor ou do tipo fechado, em que uma pressão a jusante maior do que a atmosférica é mantida para evitar a perda do líquido do vaso por evaporação.

Os métodos de calibração podem ainda ser classificados como estáticos ou dinâmicos.

No método estático, a pesagem ou a medição do volume ocorre somente nos intervalos em que o fluido não está entrando ou saindo do vaso. Este método é muito preciso quando feito em condições apropriadas e deve incluir as verificações estáticas contra as unidades de referência de massa ou volume rastreadas do NIST.

No método dinâmico, a medição do volume ou da massa ocorre enquanto o fluido está entrando ou saindo do vaso de medição. Embora mais conveniente para muitas aplicações, ele pode envolver erros dinâmicos que não podem ser detectados pelas verificações estáticas com as unidades de referência e de massa. Os calibradores dinâmicos devem ser verificados cuidadosa e

Turbina

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periodicamente por correlação, para garantir que não há erros dinâmicos significativos.

Há dois procedimentos básicos para proceder a calibração da turbina: parte-e-pára em operação e parte-e-pára parado. Deve ser selecionado o tipo que mais se aproxima da aplicação real do medidor.

O método parte-e-pára em operação requer a manutenção de uma vazão constante através da turbina antes, durante e depois da coleta do fluido no vaso de medição. Isto é conseguido usando-se um divertedor (diverter) de vazão, cujo movimento é sincronizado com o acionamento e a parada do contador eletrónico.

O método parte-e-pára requer a condição de vazão zero antes e no fim da calibração e que, no mínimo, em 95% do tempo total a vazão esteja no valor desejado. Isto é implementado com válvulas solenóides sincronizadas com a ação do contador eletrónico.

A bancada de calibração deve reproduzir as condições reais da aplicação da turbina, utilizando o mesmo fluido do processo, com a duplicação dos valores da densidade, viscosidade, pressão, temperatura.

Cuidados e procedimentos

Tubulação A tubulação entre a turbina e o vaso de

medição deve ser curto, com volume desprezível em relação ao volume medido e projetado para eliminar todo ar, vapor e gradientes de temperatura. Ele deve ser construído para garantir que todo o líquido e somente este líquido passando através da turbina está sendo medido.

Válvula de controle de vazão A válvula de controle de vazão deve ser

colocada depois do medidor de vazão para reduzir a possibilidade de ocorrer a vazão com as duas fases (líquido/vapor) dentro da turbina sob teste. Quando isto não é pratico, deve-se instalar um regulador da pressão a jusante da turbina, para manter a pressão a montante (back pressure) requerida.

Métodos positivos, se possível visuais, devem garantir que a ação da válvula de fechamento (shut-off) é positiva e que não ocorre vazamento durante o intervalo de calibração.

A capacidade mínima do vazão de medição depende da precisão requerida e da resolução do indicador e da turbina sob teste.

Fluido O líquido usado para fazer a calibração

deve ser o mesmo do processo cuja vazão será medida pela turbina e as condições de operação devem ser duplicadas. Quando não é possível usar o fluido do processo, deve se usar o fluido substituto com a viscosidade cinemática e a densidade relativa (gravidade especifica) dentro de 10% daquelas do fluido de operação. A lubricidade de um líquido não pode ser bem definida como a densidade e a viscosidade, mas este parâmetro também deve ser considerado.

Deve se usar filtro antes da turbina, para protege-la contra sujeira e má operação. O grau de filtragem depende do tamanho do medidor. Deve se usar um filtro de 50 micron ou menor, quando se tem um sistema de calibração com vários tamanhos de turbinas.

Posição A turbina deve ser instalada como indicada

pela flecha de direção marcada no seu invólucro.

A turbina normalmente é calibrada na posição horizontal com o elemento de transdução vertical e na parte superior. Quando a instalação de serviço é diferente da horizontal, a inclinação pode causar uma variação no fator de calibração, por causa do desequilíbrio axial. A orientação do elemento de transdução também pode causar um erro devido a relação das forças de arraste magnético e da gravidade.

Turbina

254

Folha de Especificação: Medidor de Vazão Tipo Turbina

Identificação Serviço Geral Linha nº

Classificação do invólucro

Classificação da área

Conexão elétrica

Diâmetro, classe, face Faixa de vazão nominal

Material do corpo

Material do flange

Material do eixo rotor

Tipo e mat. Do rolamento

Sobrecarga da vazão máx.

Medidor

Nº de bob. Magnet. Excit.

Linearidade

Precisão

Repetitividade

Tensão pico a pico mín.

Fator k

Faixa de operação

Pré- Sensitividade

Amplificador. Alimentação Retificador de fluxo

Acessórios Filtro desaerador

Fluido Vazão normal máx.

Pressão normal máx.

Condições Temp. Normal máx.

de ∆P máximo

Operação Densidade cond. Oper.

Visc. Cond. Oper.

% Sólido e tipo

Pressão de vapor MODELO DO FABRICANTE OU SIMILAR: NOTAS:

Fig. 10.16. Folha de Especificação para um medidor de vazão tipo turbina

Apostilas\VazaoMed 91Turbina.doc 17 JUN 98 (Substitui 21 FEV 94)

255

12. Deslocamento Positivo

1. Introdução O medidor de vazão com deslocamento

positivo retira a energia do fluido para seu funcionamento. Os medidores podem medir líquidos e gases. Eles podem ser construídos com pistão rotativo, com pistão reciprocante, com disco nutante, com lâminas rotatórias e com engrenagens ovais. Qualquer que seja a construção, todos funcionam sob o mesmo princípio simples de deslocar volumes discretos e conhecidos do fluido, da entrada para a saída do instrumento e contar tais volumes.

2. Princípio de operação O princípio de Arquimedes estabelece que

qualquer objeto submerso em um fluido desloca o seu volume de fluido. Se o volume deslocado é mais pesado, o objeto flutua no fluido; se o volume deslocada é mais leve, o objeto afunda no fluido. Por exemplo, o balão com ar aquecido flutua porque ele desloca um volume de ar frio que pesa mais que o peso do balão. A pedra afunda na água por que ela desloca um volume de água que pesa menos que o peso da pedra.

Na medição de vazão por deslocamento positivo aplica-se o vice-versa do princípio de Arquimedes: um volume discreto de fluido desloca ou move um corpo solido.

A característica básica do medidor de vazão a deslocamento positivo é a passagem do fluido através do elemento primário em quantidades discretas. Desde que se conheça o volume de cada quantidade e se conte o número das quantidades isoladas, obtém-se o volume total.

O medidor a deslocamento positivo divide a vazão de líquidos em volumes separados conhecidos, baseados nas dimensões físicas do medidor, conta-os ou totaliza-os. Eles são medidores mecânicos em que uma ou mais peça móvel, localizada no jato da vazão, separa fisicamente o líquido em incrementos. A energia para acionar estas peças é extraída do fluido do processo sob medição e apresenta uma queda de pressão entre a entrada e a

saída do medidor. A precisão geral do medidor depende dos pequenos espaçamentos entre as partes moveis e fixas e dos comprimentos destas extensões de vazamento. Assim, a precisão tende a aumentar, quando o tamanho do medidor aumenta.

Fig. 12.1. Princípio de funcionamento do medidor de vazão a deslocamento positivo: volumes discretos passam da entrada para a saída do medidor, acionando um contador

3. Características Enquanto a maioria dos medidores de

vazão mede a velocidade do fluido e infere a vazão volumétrica desta velocidade, o medidor a deslocamento positivo não mede a vazão instantânea, mas totaliza diretamente o volume, embora alguns também forneçam uma saída analógica proporcional a vazão. Os medidores de vazão de deslocamento positivo são considerados geradores de pulso, porque cada volume discreto de fluido é representado por um pulso ou uma unidade contável. A soma dos pulsos resulta na quantidade total da vazão.

Deslocamento Positivo

256

O medidor de deslocamento positivo pode ser considerado um tipo de motor fluido. A pressão diferencial entre o medidor é a força acionante que opera com alta eficiência volumétrica sob uma pequena carga. Esta carga é provocada por dois motivos: um devido ao atrito no elemento de medição e no mecanismo de indicação ou registro, a outra devido a perda de pressão resultante da restrição da vazão. O trabalho feito pelo "motor" contra estas cargas resulta em perda de carga permanente irrecuperável.

Como os medidores de gás medem o volume nas unidades reais, referidas as condições do processo, devem ser feitas correções continuamente na temperatura e na pressão. A precisão varia tipicamente de ±0,5 a ±1% da vazão medida. A rangeabilidade pode variar entre 20:1 a 50:1, dependendo do projeto. A precisão e a repetitividade são convenientes para aplicações de transferências comerciais, de bateladas e de mistura. O perfil existente da velocidade no fluido não afeta o desempenho, de modo que o medidor pode ser colocado praticamente em qualquer parte da tubulação do sistema.

Normalmente, todos os medidores de vazão com deslocamento positivo são calibrados para garantir um alto grau de precisão. A precisão depende do tamanho do medidor, do tipo de serviço, das exigências contratuais legais. O medidor da bomba de gasolina deve ter a precisão de ±1 % para instalações novas. Na prática o erro é de ±2%. Com cuidado e calibração pode se ter a precisão de ±0,5 % do valor medido.

A rangeabilidade do medidor de gás a deslocamento positivo é limitada pelo projeto do medidor. Em baixas vazões, a quantidade de gás não medido que pode vazar através dos selos na câmara de medição pode tornar uma fração substancial da vazão total. Isto piora sensivelmente a precisão do medidor. A rangeabilidade é, portanto, relacionada com a eficiência dos selos.

Geralmente, maiores capacidades podem ser conseguidas se os medidores de gases são operados em maiores pressões. Entretanto, por causa da maior capacidade significar maior desgastes das peças do medidor, os fabricantes podem colocar limitações na máxima capacidade, baseando-se na maior velocidade permissível para as peças moveis que mantém a precisão sobre longos períodos de tempo. Sujeira no fluxo do gás pode se sedimentar no medidor e aumentar o desgaste das peças moveis.

Não há peças moveis especificas que requeiram manutenção regular e substituição. Porem, o fluido deve ser limpo e

definitivamente não pode conter partículas abrasivas. Os líquidos devem ter propriedades lubrificantes. O vapor entranhado no líquido ou a cavitação pode provocar super velocidade e eventualmente pode danificar o medidor.

Quando estes medidores são volumosos, devem ser usados fundações ou suportes, similares aqueles usados em bombas. O custo relativamente elevado do equipamento e de sua operação pode ser plenamente justificado pela excepcional precisão, pela capacidade de medir baixas vazões, pela repetitividade e pela rangeabilidade.

O medidor a deslocamento positivo com bom desempenho deve manter a isolação das quantidades, obtida através de dois tipos de selagem: a positiva e a capilar. A selagem positiva pode usar um selo flexível (p. ex., água) ou um selo mecânico. Em qualquer caso, o selo deve evitar vazamentos do fluido para e da câmara de isolação. A selagem capilar prove um selo através da tensão superficial de um filme ou fluido entre duas superfícies que não estão em contato físico de uma câmara de isolação.

Como o fluido deve fazer uma selagem, o medidor a deslocamento positivo de líquido é sensível a variação da viscosidade. Abaixo de uma "viscosidade limite", tipicamente de cerca de 100 centistoke, o medidor deve ser calibrado para o fluido especifico. As viscosidades acima do limite não afetam o desempenho da medição. Realmente, quanto maior a viscosidade, melhor é o desempenho, embora a alta viscosidade aumente a queda de pressão, porque as peças moveis consomem mais energia para deslocar o fluido.

Como a alta queda de pressão apressa o desgaste, a maioria dos fabricantes especifica uma queda máxima de pressão permissível e especifica a capacidade com a viscosidade crescente. Com fluidos muito viscoso, rotores com maiores folgas permitem maiores vazões.

Os erros na medição são devidos principalmente aos vazamentos do fluido não medidos da entrada para a saída do medidor. O termo usado para expressar o vazamento em medidores de vazão com deslocamento positivo é o deslizamento (slip).

Deslocamento Positivo

257

4. Tipos de Medidores Os medidores a deslocamento positivo se

baseiam em diferentes mecanismos acionadores do fluido, tais como: disco nutante, engrenagens ovais, pistão rotatório, pistão reciprocante, rotor espiral, lâmina rotatória.

Fig. 12.2. Medidor a deslocamento positivo com disco nutante

Disco Nutante O medidor a deslocamento positivo com

disco nutante, conhecido como medidor de disco, é usado extensivamente para o serviço de medição de água residencial. O conjunto móvel, que separa o fluido em incrementos, consiste de disco + esfera + pino axial. Estas peças se fixam numa câmara e a dividem em quatro volumes, dois acima do disco na entrada e dois debaixo do disco na saída. Quando o líquido tenta fluir através do medidor, a queda de pressão da entrada para a saída faz o disco flutuar e para cada ciclo de flutuação, indicar um volume igual ao volume da medidora, menos o volume do conjuntos do disco. A extremidade do pino axial, que move em um circulo, aciona uma came que está ligada a um trem de engrenagens e registra o total da vazão. Este medidor possui imprecisão de ±1 a ±2% do fundo de escala. É construído para pequenos tamanhos e sua capacidade máxima é de 150 GPM (570 LPM).

Lâmina Rotatória Este medidor de vazão possui lâminas

tencionadas por molas, que selam os incrementos do líquido entre o rotor excentricamente montado e a caixa, transportando o líquido da entrada para a saída, onde ele é descarregado devido ao volume que diminuir. Este medidor é o mais usado na indústria de petróleo, aplicado para medir gasolina, óleo diesel, querosene com faixas de alguns GPM de líquidos de baixa viscosidade até 17.5000 GPM (66,5 LPM) de

fluidos viscosos. A imprecisão é de ±0,1%; alguns medidores apresentam imprecisão de ±0,05% do fundo de escala. Os materiais de construção são variados e podem ser usados em altas temperaturas e pressões, como 180 oC e 1 000 psig (7 MPa).

Fig. 12.3. Medidor a deslocamento positivo com lâminas rotatórias

Pistão Oscilatório A porção móvel deste medidor consiste de

um cilindro que oscila em torno de uma ponte dividida que separa a entrada da saída. Quando o cilindro oscila em torno da ponte, o pino faz uma rotação por ciclo. Esta rotação é transmitida a um trem de engrenagens e registra diretamente ou magneticamente através de um diafragma. Este medidor, usado em medição da água domestica, tem a capacidade de manipular líquidos limpos viscosos e corrosivos. A imprecisão é da ordem de ±1% do fundo de escala. É usado em pequenos diâmetros, para medir baixas vazões. O custo depende do tamanho e dos materiais de construção.

Fig. 12.4. Medidor a DP com pistão

Deslocamento Positivo

258

Pistão Reciprocante O mais antigo dos medidores a

deslocamento positivo, este medidor é disponível em várias formas: com vários pistões, com pistão de dupla ação, com válvulas rotatórias, com válvulas deslizantes horizontais.

Fig. 12.5. Medidor a DP com pistão Um braço atuado pelo movimento

reciprocante dos pistões aciona o registro. Estes medidores são largamente usados na indústria de petróleo, com uma precisão de ±0,2% do fundo de escala.

Lóbulo Rotativo Neste medidor, dois lóbulos são acoplados

juntos para manter uma posição relativa fixa e giram em direções opostas dentro do invólucro. Um volume fixo de líquido é deslocado por cada revolução. Um registro é engrenado a um dos lóbulos. Eles são normalmente construídos para serviços em tubulações de 2" a 24" e sua máxima capacidade varia de 8 a 17.500 GPM (30,4 A 66.5000 LPM).

Uma variação deste medidor usa rotores com engrenagens ovais no lugar dos rotores em forma de lóbulo.

Em baixas vazões (0,8 a 152 LPH), onde a imprecisão devida às folgas pode ser grande, pode se usar a versão com servo mecanismo deste medidor. O conceito atrás desta técnica é que não haverá pressão diferencial através do medidor, não havendo assim força para causar deslizamento das folgas. A eliminação desta pressão diferencial é feita detectando as pressões a montante e a jusante e automaticamente ajustando um motor que varia a velocidade do rotor, de modo que as pressões sejam iguais.

Fig. 12.6. Medidor com engrenagens ovais

Medidor com Engrenagens Ovais O medidor de engrenagens ovais pertence

à classe dos medidores de deslocamento positivo, com extração da energia do processo, intrusivo e com saída linear em relação a vazão.

O medidor possui uma câmara de medição com duas engrenagens ovais acopladas entre si e girando em sentidos contrários. Estas engrenagens giram muito próximas da parede da câmara, isolando os volumes do líquido. A câmara de medição possui uma entrada e uma saída. As duas engrenagens iniciam seu movimento devido ao diferencial de pressão existente entre a entrada e a saída. A cada giro completo das engrenagens, quatro volumes discretos são transportados da entrada para a saída do medidor, havendo uma proporcionalidade entre a rotação e o volume transferido.

Fig. 12.7. Medidor de vazão a DP com engrenagens Esta rotação, normalmente transmitida por

acoplamento magnético, passa por unidades redutoras de velocidade, que permitem a instalação de contadores ou indicadores locais, transmissão de pulsos eletrônicos à distancia ou transmissão de sinal analógico proporcional à vazão instantânea.

Para manter as forças de atrito e as perdas de carga num valor mínimo, as engrenagens ovais giram totalmente livres. Elas tocam apenas na linha de acoplamento e não tocam

Deslocamento Positivo

259

na câmara de medição, deixando pequena área ou fenda entre as engrenagens e a câmara.

Como em todos os medidores de deslocamento positivo, o erro da medição é causado pela vazão do fluido através destas fendas e função da dimensão da fenda entre as engrenagens e a câmara, do diferencial de pressão entre a entrada e a saída e da viscosidade do fluido medido.

Um aspecto importante da precisão do medidor com engrenagens é a relação da área da fenda com o volume da câmara de medição. Quando o volume da câmara de medição aumenta, o volume medido cresce ao cubo e a área da fenda cresce ao quadrado.

A precisão típica dos medidores com engrenagem é de ±0,3% do valor medido, numa rangeabilidade de 10:1.

Para viscosidades altas, a modificação do perfil dos dentes das engrenagens do medidor permite diminuir a perda que carga, diminuindo a energia necessária para eliminar o líquido do espaço entre os dentes.

Os medidores de engrenagens ovais são aferidos normalmente com tanques volumétricos ou medidas de capacidade. A calibração é simples, consistindo na alteração da relação de transmissão do medidor, através da troca de pequenas engrenagens de ajuste.

A calibração pode ser feita pelo próprio usuário, com o medidor em linha e com o próprio líquido de operação.

Os medidores de engrenagens ovais são disponíveis em vários modelos diferentes:

1. medidores com carcaça simples, para pequenas e médias vazões e pressões.

2. medidores com carcaça dupla, para medição de vazões médias e grandes, com altas temperaturas e pressões.

3. medidores com acabamento sanitário, para medição de produtos alimentícios e farmacêuticos.

4. medidores com câmara de medição encamisada, para medição de líquidos que necessitam de aquecimento ou resfriamento em linha.

5. medidores com dispositivos para dosagem local, para possibilitar o controle automático de pequenas vazões.

6. medidores com gerador de pulsos, para aplicação com indicação e monitoração remotas.

5. Medidores para Gases Os medidores de vazão de gás a

deslocamento positivo mede, passando volumes isolados de gás, por seus internos, sucessivamente enchendo e esvaziando os compartimentos com uma quantidade fixa de gás. O enchimento e o esvaziamento são controlados por válvulas convenientes e são transformados em um movimento rotatório para operar um contador calibrado ou um ponteiro que indica o volume total do gás que passou através do medidor.

O medidor com tambor com líquido de selagem é o mais antigo medidor de gás a deslocamento positivo. Ele foi desenvolvido no inicio dos anos 1800s e foi usado por muitos anos durante a era da iluminação a gás. Este tipo ainda disponível é ainda um dos mais precisos medidores do tipo deslocamento positivo. Atualmente, são usados em laboratórios, como teste, medições de planta piloto e como padrão para outros medidores.

Várias das dificuldades com o medidor com líquido de selagem, tais como variações no nível do líquido e no ponto de congelamento foram superados em 1840 com o desenvolvimento do medidor com deslocamento positivo tipo diafragma. Os primeiros medidores eram construídos com pele de carneiro e com caixas metálicas; hoje são usados o alumínio com diafragma de borracha sintética. O princípio de operação, porem, continua inalterado há mais de 150 anos.

O princípio de operação do medidor a diafragma com quatro câmaras é ilustrado na figura. A seção de medição consiste de 4 câmaras formadas pelos volumes entre os diafragmas e o centro de partição e entre os diafragmas e a caixa do medidor. A pressão diferencial entre os diafragmas estende um diafragma e contrai o outro, alternadamente enchendo e esvaziando os quatro compartimentos. O controle do processo é através de válvulas deslizantes que estão sincronizadas com o movimento dos diafragmas e temporizadas para produzir uma vazão suave de gás, evitando oscilações. O mecanismo está ligado através de engrenagens ao ponteiro que registra o volume total que passa pelo medidor.

Deslocamento Positivo

260

Câmara 1 esvaziando Câmara 1 vazia Câmara 2 enchendo Câmara 2 cheia Câmara 3 vazia Câmara 3 enchendo Câmara 4 cheia Câmara 4 esvaziando

Câmara 1 enchendo Câmara 1 cheia Câmara 2 esvaziando Câmara 2 vazia Câmara 3 cheia Câmara 1 esvaziando Câmara 4 vazia Câmara 4 enchendo

Legenda: FC – câmara frontal BC – câmara traseira FDC – câmara diafragma frontal FBC – câmara diafragma traseira

Fig. 12.8. Medidor a DP com diafragma e 4 câmaras

A especificação de pequenos medidores a

diafragma é usualmente feita em ft3/h de gás com densidade relativa igual a 0,6 , que resulta em queda de pressão de 0,5" de coluna d'água. Medidores maiores são especificados para vazões com 2" de coluna d'água de diferencial. Desde que a maioria dos medidores é vendida para as companhias distribuidoras de gases, que manipulam o gás natural com densidade relativa de aproximadamente 0,60, pode ser necessário determinar a vazão do medidor para outros gases. Isto é realizado com a formula:

f

bbf QQ

ρρ

=

onde Qf é a nova vazão volumétrica (ft3/h) Qbé a vazão volumétrica para o gás a 0,6 ρb é a densidade relativa para o medidor a 0,6

ρf a densidade relativa para o novo gás. A imprecisão do medidor a deslocamento

positivo com diafragma é da ordem de ±1% do valor medido, sobre uma faixa de 200:1. Esta precisão se mantém durante vários anos de serviço. A deterioração do medidor é rara e só acontece em condições com alta umidade e grande sujeira no gás.

Aplicações Todos os medidores a deslocamento

positivo para gás podem ser usados para medir qualquer gás limpo e seco que seja compatível com os materiais de construção do medidor e com as especificações de pressão. A sujeira e a umidade são os piores inimigos do bom desempenho do medidor; filtros na entrada devem ser usados, quando indicado. Desde que todos os gases variam o volume com as variações de pressão e temperatura, estas fontes de possíveis erros devem ser controladas, polarizadas ou compensadas. A condição padrão do gás pela norma ISO 5024 (1976) é em 101,4 kPa e 15,6 oC. Em pressão elevada e alta temperatura, deve se aplicar o fator de compressibilidade para os volumes medidos.

Calibração dos Medidores de Gases O teste ou proving do medidor de gás é

usualmente feito usando-se um gasômetro, referido como "prover". Um cilindro (bell) precisamente calibrado é selado sobre um tanque, por um líquido adequado. A parte inferior do cilindro descarrega um volume conhecido de ar através do medidor sob teste para comparar os volumes indicados. Os provers são fornecidos para descarregar volumes de 2, 5 e 10 ft3. A imprecisão do prover é da ordem de ±0,1% do valor medido.

Outros dispositivos usados para calibrar os medidores de gases são orifícios calibrados e bocais críticos, com precisão variando de ±0,15 a ±0,5% do valor medido.

6. Vantagens e Desvantagens Os medidores a deslocamento positivo

fornecem boa precisão (±0,25% do valor medido) e alta rangeabilidade (15:1). Sua repetitividade é da ordem de ±0,05% do valor medidor. Alguns projetos são adequados para fluidos com alta viscosidade. Não requerem

Deslocamento Positivo

261

alimentação externa e apresentam vários tipos de indicadores. Seu desempenho praticamente não é afetado pela configuração a montante do medidor. Eles são excelentes para aplicações de batelada, mistura, blending, desde que são medidas as quantidades reais de líquidos. São simples e fáceis de serem mantidos, usando-se pessoal regular e ferramentas padrão.

Os medidores a deslocamento positivo requerem peças usinadas com grande precisão para se obter pequenos intervalos, que influem no desempenho do medidor. Os líquidos medidos devem ser limpos, senão o desgaste destruiria rapidamente o medidor e degradaria sua precisão. As partículas contaminantes devem ser menores que 100 micros. As peças moveis requerem manutenção periódica; os instrumentos podem exigir recalibração e manutenção periódicas. Eles podem se danificar por excesso de velocidade e requerem alta pressão para a operação. Não servem para manipular fluidos sujos, não lubrificantes e abrasivos.

Fig. 12.9. Medidor a DP rotativo para líquidos

7. Conclusão Como classe, os medidores a

deslocamento positivo são um dos mais usados para a medição de volumes, em aplicações de custódia (compra e venda de produtos). Eles são especialmente úteis quando o fluido medido é limpo e sem sólidos entranhados. O desgaste das peças introduz a maior fonte de erro. O erro de vazamento aumenta com fluido de baixa viscosidade. Em grandes medidores, os efeitos da temperatura na densidade e na viscosidade devem ser considerados.

Os acessórios disponíveis padrão incluem: filtro, conjunto de alivio de ar para remover vapor antes do fluido entrar no medidor, válvula de desligamento automático para serviços de batelada, compensadores de temperatura, impressoras manual e automática, geradores de pulsos para manipulação remota, geradores do sinal analógico para monitoração remota.

Apostilas\VazaoMed DesPositivo.doc 17 JUN 98 (Substitui 22 FEV 94)

rotor lâmina

Deslocamento Positivo

262

FOLHA DE ESPECIFICAÇÃO : TOTALIZADOR LOCAL

Identificação Serviço

Geral Linha nº

Função

Tipo

Material

Corpo Diâmetro, classe, face

Mat. Da caixa

Medidor Mat. Dos internos

Capacidade

Nº de dígitos Visor Unidade

Leitura máxima

Filtro Rearme manual

Rearme automático

Compens. De temperatura

Acessórios Compens. De pressão

Tipo do contato

Quantidade forma

Capac. Dos contatos

Vol. Por fecham. Do contato

Fluido

Vazão normal máx.

Condições Pressão normal máx.

de Temp. Normal máx.

Operação Densidade cond. Oper.

Viscosidade cond. Oper.

Peso molecular

MODELO DO FABRICANTE OU SIMILAR: NOTAS:

Folha de Especificação de medidor de vazão a deslocamento positivo

263

13. Medidor Coriolis

1. Introdução A massa, ao lado do comprimento e do

tempo, constitui a base para toda medida física. Como um padrão fundamental de medição, a massa não deriva suas unidades de medida de qualquer outra fonte. As variações de temperatura, pressão, viscosidade, densidade, condutividade elétrica ou térmica e o perfil da velocidade não afetam a massa. Tais imunidade e constância tornam a massa a propriedade ideal para se medir.

Até recentemente, não existia nenhum método pratico para medir massa em movimento. Os usuários tinham de inferir a massa do volume. Infelizmente, os medidores de vazão volumétrica não medem a massa mas o espaço que ela ocupa. Deste modo, deve-se calcular os efeitos da temperatura e pressão sobre a densidade, quando deduzir a massa do volume.

A medição direta da vazão de massa evita a necessidade de cálculos complexos. Ela cuida diretamente da massa e desde que a massa não muda, um medidor direto de vazão mássica é linear, sem as correções e compensações devidas às variações nas propriedades do fluido.

O medidor opera pela aplicação da Segunda Lei de Newton: Força é igual à Massa vezes a Aceleração (F = m a). Ele usa esta lei para determinar a quantidade exata de massa fluindo através do medidor.

A massa do fluido tem uma velocidade linear quando ele flui através do tubo sensor. A vibração do tubo sensor, em sua freqüência natural em torno do eixo, gera uma velocidade angular. Estas forças vibracionais do tubo, perpendiculares à vazão do fluido, causam uma aceleração na entrada e uma desaceleração na saída. O fluido exerce uma força oposta a si próprio, que resiste às forças perpendiculares do tubo, causando o tubo dobrar. Os circuitos eletrônicas do medidor de vazão mássica essencialmente medem esta pequena força vibratória induzida pela vazão do fluido. Esta força do fluido é proporcional à vazão mássica. É a

mesma força de Coriolis que causam as correntes de ar circularem em torna da Terra em rotação. Esta força também cria uma precessão giroscópica empregada em sistemas de navegação de navios e aviões. A força de coriolis é a única força significativa usada na determinação da vazão mássica direta.

Fig. 15.1. Princípio de funcionamento do medidor:

vazão mássica Coriolis

2. Efeito Coriolis Qualquer objeto movendo acima da

Terra com velocidade espacial constante é defletido em relação a superfície de rotação da terra. Esta deflexão foi discutida inicialmente pelo cientista francês Coriolis, na metade do século passado e atualmente é descrita em termos de aceleração de Coriolis ou da força de Coriolis. A deflexão é para o lado direito, no hemisfério norte e para a esquerda, no hemisfério sul. Os efeitos Coriolis devem ser considerados em uma variedade de fenômenos em que o movimento sobre a superfície da Terra está envolvido; por exemplo:

1. os rios no hemisfério sul forçam mais sua margem esquerda do que a direita e o efeito é mais acentuado quanto maior for a sua latitude,

2. no hemisfério sul, a água sai da pia girando no sentido horário,

3. os movimento do ar sobre a terra são governados pela força de Coriolis,

Coriolis

264

4. um termo, devido ao efeito Coriolis, deve sempre ser incluído em equações de balística exterior,

5. qualquer bolha de nível sendo usada em navio ou avião será defletida de sua posição normal e a deflexão será perpendicular a direção do movimento do navio ou avião e é devida ao efeito Coriolis.

3. Relações Matemáticas Um elemento de fluido movendo em

velocidade constante ao longo de um trecho reto de tubulação não possui nenhuma componente de aceleração. Porém, se o tubo é girado um instante, aparece uma aceleração complementar ou aceleração de Coriolis. Esta componente de aceleração produz uma força de inércia na tubulação proporcional a vazão mássica instantânea. A força de Coriolis é o princípio operacional básico atrás do medidor de massa de Coriolis.

A aceleração de Coriolis (aC) para uma partícula de massa dm, movendo ao longo de uma tubulação em rotação vale:

aC = 2 w x vf

onde x é o produto vetorial dos vetores

velocidade rotacional (w) e velocidade axial (vf) do fluido.

O vetor da aceleração de Coriolis é perpendicular ao plano contendo a velocidade do fluido e o vetor rotacional. Pela Segunda lei de Newton (F = ma), a força inercial incremental (dF) na parede da tubulação, produzida pela componente da aceleração de Coriolis é

dF = (dm)(aC) = 2 w qm dr onde a força elementar dF é

perpendicular ao plano dos vetores velocidade e rotacional.

Ela age na direção perpendicular à tubulação e se opõe ao movimento rotacional. A força inercial total na parede da tubulação é obtida da integração ao longo da tubulação e a vazão mássica instantânea é dada por

qm= F/2 w L No medidor industrial, a tubulação não é

girada mas oscilada por bobinas eletromagnéticas na freqüência natural da estrutura. Pela aplicação de um movimento oscilatório, é possível suportar rigidamente a

tubulação e eliminar os suportes. Desde que a tubulação está agora aterrada, a rigidez do sistema é muito aumentada, limitando o movimento que pode ser seguramente suportado sem ruptura. Para diminuir a rigidez, são usados tubos longos que podem tomar vários formatos de modo a minimizar o comprimento total do medidor. Estes formatos, normalmente em U, aumentam a perda de carga do medidor.

O medidor Coriolis é um sistema dinâmico, onde a velocidade angular de acionamento está em fase com a aceleração de Coriolis produzida e, portanto, defasada de 180o da força de Coriolis do fluido na tubulação.

Há dois modos diferentes de vibração, uma vibração do circuito da tubulação acionada eletromagneticamente (em sua freqüência natural) e outra vibração produzida pelas forças de Coriolis acionando a tubulação em uma freqüência correspondendo a freqüência do primeiro modo.

Há duas deflexões: uma produzida na porção acionada dd (na freqüência de ressonância) e outra dF, resultante da força de Coriolis. Estas deflexões estão defasadas de 180o: quando a deflexão de acionamento dd é zero, a deflexão produzido pela força de Coriolis dF é máxima. Esta diferença de quadratura entre as duas deflexões serve para detectar a vazão mássica instantânea e pode ser detectada pela:

1. amplitude dos dois modos, 2. diferença de fase, 3. cruzamento do zero. É comum o uso de dois tubos, diminuindo

a necessidade de potência e resultando em um sistema de sintonia balanceada que minimiza a energia entrando ou saindo do sistema de fontes externas. O fluido pode ser dirigido serialmente ou em paralelo, dependendo do fabricante. Os modos de acionamento, de deflexão de Coriolis, de detecção e relação da amplitude medida dependem de cada fabricante.

4. Calibração O medidor Coriolis necessita da

calibração inicial para a determinação da constante do instrumento e se mantém para qualquer fluido. A verificação ou a recalibração é facilmente feita no campo, pelo usuário. Para uma mola acionada estaticamente, a calibração com um único líquido, usando um fluido com única densidade, seria suficiente para determinar a constante do medidor para todas as

Coriolis

265

variações de densidade, desde que a rigidez do sistema (constante de mola) seja corrida para as variações de temperatura. As cargas não são aplicadas estaticamente mas são aplicadas na freqüência de acionamento. Uma função de transferência mecânica é portanto introduzida em adição a função estática.

5. Medidor Industrial Um objeto se movendo em um sistema

de coordenadas que gira com uma velocidade angular, desenvolve uma força de Coriolis proporcional a sua massa, a velocidade linear do objeto e a velocidade angular do sistema. Esta força é perpendicular junto a velocidade linear do objeto como a velocidade angular do sistema de coordenadas.

A Terra constitui o sistema rotatório. Por causa da força de Coriolis, um objeto lançado de uma torre alta atingirá a terra um pouco a leste da vertical. Neste caso, a velocidade angular está apontada para o norte e a velocidade linear está dirigida para baixo e a força de Coriolis está na direção leste. Se o movimento do objeto fosse impedido de cair em um longo tubo vertical, esta componente da velocidade dirigida para leste faria o objeto exercer uma força contra a parede do tubo. Se o líquido é bombeado através deste tubo, a força de Coriolis contra o tubo é proporcional a vazão mássica e o momento angular da terra.

Em um medidor tipo Coriolis, o fluxo do fluido de entrada é dividido entre dois tubos curvados, iguais e com diâmetros menores que a tubulação do processo. A vazão segue as trajetórias curvas e converge na saída do medidor. Estes tubos estão vibrando em sua freqüência natural, geralmente por um dispositivo magnético. Se, em vez de ser continuamente girado, o conduíte vibra, a amplitude e a direção da velocidade angular se alternam. Isto cria uma força de Coriolis alternada. Se os tubos curvados são suficientemente elásticos, as forças de Coriolis induzidas pela vazão mássica produzem pequenas deformações elásticas nos tubos. Esta distorção pode ser medida e a vazão mássica inferida dela.

Fig. 15.2. Medidor industrial Em sua forma mais simples, o medidor de

vazão Coriolis possui dois componentes básicos: o sensor e o transmissor eletrônico. O sensor é um conjunto de tubo (um ou dois) instalado na tubulação do processo. O tubo usualmente em forma de U é vibrado em uma pequena amplitude, na sua freqüência natural, por meio de um sinal da bobina acionadora. A velocidade angular do tubo vibrante, em combinação com a velocidade de massa do fluido vazante, faz o tubo inclinar. A quantidade de inclinação é medida através de detectores de posição, colocados nas duas extremidades do tubo em U. Os sinais gerados pelos detectores são levados para um circuito eletrônico, que condiciona, amplifica, padroniza e transmite uma sinal de saída, típico de 4 a 20 mA cc. Nenhum componente a estado solido fica próximo do tubo e, como conseqüência, pode-se manipular fluidos em alta temperatura. O transmissor eletrônico pode ficar até 300 metros de distancia do sensor.

Quando a vazão passa pelo tubo vibrante, o efeito Coriolis ocorre, causando uma inclinação no tubo durante sua vibração. A inclinação é medida com um tempo de atraso entre as laterais do tubo e a medição é processada como uma onda senoidal. O tempo de atraso é diretamente proporcional a vazão mássica instantânea. Independente da inclinação, a freqüência de vibração do tubo varia com a densidade do fluido do processo. Deste modo, além da medição da vazão mássica (maioria das aplicações) pode-se medir também a densidade do fluido (minoria das aplicações). Um sensor de temperatura, normalmente um bulbo de resistência, é também usado para monitorar a temperatura, que influi na módulo de Young do tubo metálico.

Nada fica em contato com o fluido, exceto a parede interna do tubo, que é feito normalmente de aço inoxidável AISI 316L.

Como somente a massa em movimento é medida, a incrustação de material no tubo sensor não afeta a calibração do medidor.

Coriolis

266

6. Características A saída do medidor é linear com a vazão

mássica, de zero até o valor máximo especificado. O circuito eletrônico pode gerar saída analógica e digital. A saída digital tem freqüência ajustável continuamente entre 0 e 3 kHz e 0 a 15 kHz. A saída analógica mais comum é a de 4 a 20 mA cc. A saída pode ser escalonada em qualquer unidade de engenharia.

A precisão é tipicamente estabelecida entre ±0,2 a ±0,4% da vazão medida, com rangeabilidades iguais ou maiores que 25:1. Elas medem diretamente em unidades de massa. Com medidores volumétricos, a temperatura ou a pressão estática ou ambas deviam ser medidas para a determinação da vazão de massa. Portanto, os medidores volumétricos usados para medir a vazão mássica não podem ser tão precisos quanto os instrumentos usados para medir diretamente a massa.

As faixas de vazão variam de 10 gramas/minuto até 20.000 kg/minuto. Os medidores são disponíveis em tamanhos de até 6" de diâmetro.

Normalmente não há considerações ou imposições acerca de trechos retos a montante e a jusante. A maioria dos medidores não necessita de trechos retos vizinhos ao medidor. Não há peças moveis e os tubos são virtualmente sem obstrução. O medidor pode ser limpo no local e auto-drenado com a própria configuração e orientação do tubo. São disponíveis também versões sanitárias.

7. Aplicações Os medidores de vazão Coriolis podem

medir líquidos, inclusive líquidos com gás entranhado, líquidos com sólidos, gases secos e vapor superaquecido, desde que a densidade do fluido seja suficientemente elevada para operar corretamente o medidor. Os medidores são disponíveis em tamanhos variado de 1" a 6".

A habilidade do medidor de vazão Coriolis medir a densidade tem muitas aplicações. As densidades de líquidos podem ser medidas com altíssima precisão e em linha, sem os inconvenientes e atrasos da amostragem. A densidade pode ser usada para determinar a percentagem de material na vazão pela massa (percentagem de sólidos) ou volume total.

Há aplicações de medidor Coriolis portátil, montado em uma mesa com rodas, para totalização e monitorização de

transferência de material em processo batelada de indústria farmacêutica. Um único medidor pode ser instalado, quando necessário, em um de vários pontos, substituindo, a montagem de vários medidores permanentes. O medidor único serve uma grande área porque é rara a necessidade de mais de uma medição ao mesmo tempo. Tem-se, assim, um sistema econômico e de altas precisão e confiabilidade.

8. Critérios de Seleção Os fatores na seleção e aplicação do

medidor de vazão Coriolis incluem o tamanho, que afeta a precisão e a queda de pressão, compatibilidade de materiais, limites de temperatura e pressão. Alguns medidores são projetados para faixas de temperatura entre -400 a +600 oF. Os medidores podem suportar pressões de até 5 000 psig.

A perda de pressão é um parâmetro importante no dimensionamento do medidor. O valor preciso e confiável da viscosidade nas condições reais de operação e de vazão (a viscosidade depende da temperatura e do fato do fluido estar vazando ou não) é importante na determinação da queda de pressão. Normalmente, há uma relação ótima entre viscosidade, queda de pressão e tamanho do tubo medidor para uma medição precisa e confiável.

A compatibilidade do material é critica com muitas vazões e é valiosa a experiência do fabricante com vários pares fluidos/materiais. As tabelas padrão de corrosão podem não ser suficientes, pois o tubo medidor pode estar sujeito a corrosão de tensão (stress corrosion crack) com alguns fluidos. O material padrão do tubo medidor é o aço inoxidável AISI 316L. Quando os fluidos são mais agressivos, por exemplo, contendo cloretos, podem ser usados tubos de Hastelloy, Monel, tântalo ou com revestimentos convenientes.

9. Limitações Os problemas que aparecem nestes

sistemas de medição de vazão de Coriolis estão relacionados com a sensibilidade a vibração e a alta temperatura, falhas do circuito eletrônico, rupturas do tubo em soldas internas e entupimento do tubo por fases secundárias. A maioria dos problemas pode ser resolvida com melhorias do projeto. Tubos curvados de vários formatos reduzem o tamanho e peso de corpo do medidor e

Coriolis

267

diminuem a perda de carga permanente em médias e altas velocidades.

A distorção do tubo pode ser medida sem a necessidade de se ter um ponto ou plano de referência para o movimento do tubo. Maiores relações sinal/ruído e correção de desvio de zero melhoram o desempenho do instrumento. Adicionalmente os medidores são menos sensíveis a vibração e mais faceeis de serem instalados. A vazão divergente entre os dois tubos não mais necessitam ser distribuída igualmente para manter a precisão e novos projetos eliminam a necessidade de soldas internas nas extremidades do tubo.

Fig. 15.3. Formatos dos medidores Embora o medidor de massa de Coriolis

seja não-intrusivo, a trajetória da vazão passa em seu circuito. Em adição, a vazão é separada em dois tubos com diâmetros menores que o diâmetro da tubulação de processo. Isto ocasiona o aparecimento freqüente de fase secundária no medidor, quando não cuidadosamente instalado. A perda de pressão pode ser substancialmente maior do que em outros tipos não-intrusivos e portanto, pode haver o aparecimento de cavitação e flasheamento de líquidos voláteis.

Os problemas ocorrem mais freqüentemente na partida de sistemas mal instalados do que de falhas mecânicas ou eletrônicas. Portanto, a instalação deve ser estritamente de acordo com as recomendações do fabricante. Mesmo para pequenas linhas de processo, os medidores são pesados e volumosos, quando comparados com outros tipos. Porém, eles não são afetados pela distorção do perfil da velocidade e não requerem longos trechos de tubulação para sua instalação.

Embora o medidor custe muito mais do que os outros tipos, ele mede a vazão mássica diretamente, sem a necessidade de instrumentos adicionais para compensação.

10. Conclusão Hoje, no mundo, há mais de 75.000

medidores de massa direta, tipo Coriolis, para operar nas indústrias farmacêutica, química, de papel e celulose, petroquímica e de tinta. Eles medem a vazão mássica e a densidade de materiais tão diversos como tintas e polímeros, óleo diesel e soda caustica, plasma sangüíneo e glicol etileno. O medidor é particularmente usado na medição de vazão de fluidos não-newtonianos, normalmente encontrados na indústria de alimentos, tintas e farmacêutica.

O medidor Coriolis é o único que oferece a habilidade de medir diretamente a vazão mássica em um processo continuo e principalmente em processos tipo batelada. Um único medidor de vazão pode ser usado para controlar vários ingredientes ou vários medidores podem medir cada componente da mistura, diminuindo grandemente o tempo da batelada, com grande beneficio ao usuário, pois o problema de pesar materiais é inteiramente eliminado.

O medidor Coriolis é também usado em aplicações de transferência de custódia (compra e venda de produtos).

Desde que haja suficiente velocidade de massa, o medidor Coriolis pode medir vazões de gases.

Coriolis

268

Folha de Especificação : Transmissor de Vazão - Mássico

Geral 1 Identificação. Ft-9121 Ft-9102

2 Serviço. Transfer. De eto p/ reação

Alimentação tq-910-02

3 No. Da linha / equip. Eto-91104-22a-cc P-91114-13e-tv

4 Diâmetro / classe / face 1.1/2” - 150# fr 2” - 150# fp

5 Class. Do invólucro. Nema 7 Nema 7

6 Classificação da área. Cl. I, div. Ii, gr. B, c, d. Cl. I, div. Ii, gr. B, c, d.

7

8

Sensor 9 Princípio medição / tipo Coriolis Coriolis

10 Material do elemento A. Inox 316 l A. Inox 316 l

11 Material da caixa A. Inox 304 A. Inox 304

12 Conexão elétrica. 3/4” npt 3/4” npt

13 Comprimento do cabo 5 metros 5 metros

14 Faixa máxima de vazão 10,8 ton/h 24 ton/h

15 Diâmetro do tubo medidor 1” - 25mm 1.1/2” - 40mm

16 Sinal de saída de vazão Digital Digital

17 Indicador local Não Não

18 Repetitividade 0,05% da vazão 0,05% da vazão

19 Rangeabilidade 20 : 1 20 : 1

20 Alimentação 24 v.d.c. 24 v.d.c.

21

Processo

22 Fluído / estado físico Etileno óxido Multipropósito

23 Vazão normal / máx. (ton/h) 3,5 4,3 15,0 15,0

24 Press. Oper. / máx. (kg/cm2 a) 6,0 7,0 3,0 6,0

25 Temp. Oper. / máx. (oc) 5,0 10,0 40

26 DENSIDADE (kg/m3) 899 909

27 VISCOSIDADE (cp) 0,31 1,4

28 ∆ P máx. Admissível (kg/cm2)

29 Peso molecular (gas)

30 Fabricante (ou similar) Foxboro Foxboro

31 Modelo CFS10-10 SC FNN CFS10-15 SC FNN NOTAS: 1- O FABRICANTE DEVERÁ CONFIRMAR O MODELO, DIÂMETRO E TIPO DO MEDIDOR.

269

14. Medidor Ultra-sônico

17.1. Introdução Há três tipos de medidores ultra-sônicos de

vazão: 1. tempo de propagação ou tempo de

trânsito 2. mudança de freqüência 3. efeito Doppler.

Em todos os medidores ultra-sônicos, a energia elétrica é usada para excitar um cristal piezelétrico em sua freqüência de ressonância. Esta freqüência de ressonância é transmitida na forma de onda, viajando à velocidade do som, no fluido e no material onde o cristal está tocando.

17.2. Diferença de Tempo O medidor de vazão ultra-sônico a

diferença de tempo ou tempo de trânsito mede a vazão, medindo o tempo gasto pela energia ultra-sônica atravessar a seção do tubo, indo a favor e contra a vazão do fluido dentro da tubulação. Os tempo de propagação da onda ultra-sônica, através do fluido, são diferentes, quando no sentido da vazão e quando no sentido contrario. A diferença no tempo de trânsito das ondas, a favor e contrario à vazão, é proporcional a vazão do fluido. Há uma diferença de tempo de propagação, por que quando a onda viaja contra a vazão, a sua velocidade é levemente diminuída e quando viaja a favor da vazão, a velocidade da onda sonora é levemente aumentada.

Neste medidor, uma onda de pressão de alta freqüência é projetada, sob um ângulo preciso, através da tubulação. Quando a onda é transmitida através do fluido na direção da vazão, sua velocidade aumenta. Quanto ela é transmitida contra a direção da vazão, sua velocidade diminui. Do ângulo entre a trajetória da onda e a vazão do fluido e da velocidade da onda no fluido pode se determinar a velocidade média do fluido. A vazão volumétrica pode ser inferida desta medição da velocidade da vazão.

Como a onda de ultra-som não pode ser dispersa pelas partículas no fluido, estes medidores são normalmente usados para medir a vazão de líquidos limpos. As precisões

podem variar de ±1 a ±5% da vazão medida, com rangeabilidades de vazão de 10:1 a 40:1. Como estes medidores são não-intrusivos, a perda de carga permanente é essencialmente zero. Os transdutores podem ser grampeados do lado de fora da tubulação.

Matematicamente, tem-se

)cosVC/(LtAB θ+= e

)cosVC/(LtBA θ−=

onde C é a velocidade do som no fluido, V é a velocidade do fluido na tubulação, L é o comprimento do trajeto acústico, θ é o ângulo do trajeto, em relação ao eixo

da tubulação, tAB é o tempo medido de trânsito entre A e

B tBA é o tempo medido de trânsito entre B e

A A diferença de tempo dá ∆t t t L V CBA AB= − = × ×2 cos /θ Simplificando,

2AttKV ∆

×=

onde

tA -tempo médio de trânsito entre os transdutores.

O tipo mais simples e mais econômico envia uma única onda através do fluido e tem dois transdutores montados com ângulo de 180 graus afastado do tubo. O raio faz a média do perfil da velocidade ao longo de sua trajetória e não cruza a área do tubo. Isto torna o medidor dependente do perfil da velocidade, que, por este motivo, deve ser estável. Trechos retos de tubulação são normalmente recomendados para eliminar a distorção e os redemoinhos.

As bolhas de ar no fluido, ou os redemoinhos e os distúrbios gerados por acidentes antes do medidor podem espalhar as ondas de ultra-som, causando dificuldades na

Coriolis

270

medição. As variações da temperatura do processo podem alterar a velocidade do som no fluido, piorando o desempenho do medidor. Há problemas com medições de pequenas vazões, pois há muito pequena diferença entre os tempos de transmissão a favor e contra a vazão do fluido.

Fig.23.1. Princípio de funcionamento do medidor ultra-sônico

17.2. Diferença de Freqüência No medidor a diferença de freqüência,

ajustam-se as freqüências de dois osciladores, uma em fAB e a outra em fBA, onde se tem:

ABAB t

1f =

BABA t

1f =

A relação entre a diferença das freqüências

e a velocidade da onda é dada por:

θ×∆

=cos2

LfV

17.3. Efeito Doppler O efeito Doppler foi descoberto em 1842 e

é usado atualmente em sistemas de radar (ar) e sonar (água) e em estudos médicos e biológicos. A demonstração prática do efeito Doppler é escutar o apito do trem ou a buzina do carro. A qualidade tonal (freqüência) é diferente para o observador estático quando o trem está também parado ou em movimento.

Na aplicação industrial, quando um raio ultra-sônico é projetado em um fluido não-homogêneo, alguma energia acústica é refletida de volta para o elemento sensor. Como o fluido está em movimento com relação ao elemento sensor e o som espalhado se move com o fluido, o sinal recebido difere do sinal transmitido de um certo desvio de freqüência, referido como o desvio de freqüência Doppler. Este desvio de freqüência é diretamente proporcional a vazão.

Estes medidores não são normalmente usados com fluidos limpos, porque uma quantidade mínima de partículas ou bolhas de gás devem estar no fluido. As bolhas de gás podem ser criadas no fluido para fins de medição. A precisões geralmente variam de ± 2 a ±5% da vazão medida. Não há usualmente restrições para a vazão ou para os números de Reynolds, exceto que a vazão deve ser suficientemente rápida para manter os sólidos em suspensão.

17.4. Relação Matemática Uma onda ultra-sônica é projetada em um

ângulo através da parede da tubulação no líquido, por um cristal transmissor em um transdutor colocado fora da tubulação. Parte da energia é refletida pelas bolhas ou partículas no líquido e retorna através das paredes para um cristal receptor. Desde que os refletores estejam viajando na velocidade do fluido, a freqüência da onda refletida é girada de acordo com o princípio Doppler. Combinando as leis de Snell e de Doppler, tem-se a velocidade:

θ×∆

=cosf2

CfV

o

t

ou, escrevendo de modo simplificado:

fKV ∆×= onde

∆f é a diferença entre a freqüência transmitida e a recebida

fo é a freqüência de transmissão θ é o ângulo do cristal transmissor e

receptor com relação ao eixo da tubulação

Coriolis

271

Ct é a velocidade do som no transdutor. A velocidade é uma função linear de ∆f.

Desde que se possa medir o diâmetro interno da tubulação, a vazão volumétrica pode ser medida, multiplicando-se a velocidade pela área da seção transversal.

17.5. Realização do Medidor O projeto mais popular é com um único

transdutor. Os cristais transmissor e receptor estão ambos contidos em um único conjunto transdutor, montado externamente à tubulação. O alinhamento dos cristais é feito pelo fabricante do medidor. No projeto com transdutores duais, o cristal transmissor é montado separadamente do cristal receptor, ambos externas à tubulação. O alinhamento é mantido por um conjunto apropriado.

17.6. Aplicações Como com o tempo de trânsito e outros

medidores de vazão, a tubulação deve estar completamente cheia, para se ter a medição da vazão correta. O transdutor com efeito Doppler indica a velocidade em uma tubulação parcialmente cheia, desde que o transdutor esteja abaixo do líquido na tubulação.

Os fabricantes especificam a distancia mínima do medidor para os provocadores de distúrbio, como válvula, cotovelo, te, bombas, tipicamente 10 a 20 D antes e 5 D depois do medidor.

O medidor a efeito Doppler se baseia nas bolhas ou partículas no fluido para refletir a energia ultra-sônica. Os fabricantes especificam o limite mínimo de concentração e tamanho de sólidos ou bolhas nos líquidos para operação confiável e precisa. Os medidores ultra-sônicos a efeito Doppler são efetivos com líquidos misturados com sólidos (slurries). Porem, quando a mistura é altamente concentrada, as ondas ultra-sônicas não penetram suficientemente no fluido, por causa da reflexão no fluido próximo da parede da tubulação, que se move muito lentamente. Variações na densidade da mistura também introduzem erro.

Fig. 17.2. Medidor ultra-sônico não intrusivo A vazão deve estar na velocidade típica de

2,0 m/s mínima para os sólidos em suspensão e 0,75 m/s para as bolhas entranhadas.

Fig.23.3. Medidor ultra-sônico intrusivo O medidor a efeito Doppler opera

independente do material da tubulação, desde que ele seja condutor sônico. Tubulação de concreto, barro e ferro muito poroso, podem absorver a energia ultra-sônica e podem não trabalhar bem com um medidor tipo Doppler. Deve-se tomar cuidado com tubo de plástico reforçado com fibra de vidro; os resultados são excelentes com tubulação de plástico, como de PVC.

Coriolis

272

Especificações A precisão especificada é tipicamente de ±

0,2 a ±5 % da largura de faixa e depende do fabricante, velocidade, diâmetro da tubulação, fluido do processo. Deve ser feita a calibração no fluido do processo para converter a velocidade em vazão volumétrica. A calibração sem o fluido do processo pode introduzir erros de +5% até -2% da vazão medida. A calibração feita com outro fluido conhecido mas diferente do fluido do processo real pode produzir precisão tão boa quanto ±1% do valor medido. A repetitividade é da ordem de ±0,5% do fundo de escala.

Os medidores podem ser bidirecionais, mas eles medem apenas a magnitude e não a direção da vazão. Pode-se usar totalizador, em vez de indicador da vazão instantânea. Vibrações na tubulação e condições de não vazão podem causar indicação do fundo de escala devido ao movimento das partículas e das bolhas. A saída de 4 a 20 mA cc é a padrão. Saídas de pulso ou de tensão são opcionais.

Fig. 13.4. Medidor de vazão chamado de intrusivo,

Fig. 17.5. Medidor ultra-sônico multifeixe

Conclusão O número de instalações com medidores

ultra-sônicos, tanto a tempo de trânsito como a efeito Doppler, tem diminuído por causa da reputação de desempenho inadequado. Muitos medidores de vazão ultra-sônicos a efeito Doppler são medidores portáteis para verificação de grandes vazões; são aplicações que não requerem grande precisão. Atualmente são projetados medidores ultra-sônicos com melhoria do desempenho, com projetos envolvendo transdutores múltiplos, maiores freqüências de operação e novas técnicas eletrônicas. Já são desenvolvidos, inclusive, medidores de vazão para fluidos limpos usando a turbulência do fluido para refletir as ondas.

273

15. Unidades SI

1. Introdução O SI é um sistema de unidades com as

seguintes características desejáveis: 1. Coerente, em que o produto ou o quociente

de quaisquer duas unidades é a unidade da quantidade resultante. Por exemplo, o produto da força de 1 N pelo comprimento de 1 m é 1 J de trabalho.

2. Decimal, onde os fatores envolvidos na conversão e criação de unidades sejam somente potências de 10

3. Único, onde há somente uma unidade para cada tipo de quantidade física, independente se ela é mecânica, elétrica, química, ou termal. Joule é unidade de energia elétrica, mecânica, calorífica ou química.

4. Poucas (7) Unidades de base, separadas e independentes por definição e realização.

5. Unidades com tamanhos razoáveis, evitando-se a complicação do uso de prefixos de múltiplos e submúltiplos.

6. Completo e poder se expandir indefinidamente, incluindo nomes e símbolos de unidades de base e derivadas e prefixos necessários.

7. Simples e preciso, de modo que cientistas, engenheiros e leigos possam usá-lo e ter noção das ordens de grandeza envolvidas. Não deve haver ambigüidade entre nomes de grandezas e de unidades.

8. Não degradável, com as mesmas unidades usadas ontem, hoje e amanhã.

9. Universal, com símbolos, nomes e único conjunto básico de padrões conhecidos, aceitos e usados no mundo inteiro. O SI oferece várias vantagens nas áreas de

comércio, relações internacionais, ensino e trabalhos científicos. Atualmente, mais de 90% da população do mundo vive em países que usam correntemente ou estão em vias de mudar para o SI. Os Estados Unidos, Inglaterra, Austrália, Nova Zelândia, África do Sul adotaram o SI. Também o Japão e a China

estão atualizando seus sistemas de medidas para se conformar com o SI.

A utilização do SI é recomendada pelo BIPM, ISO, OIML, CEI e por muitas outras organizações ligadas à normalização, metrologia e instrumentação.

É uma obrigação de todo técnico conhecer, entender, respeitar e usar o SI corretamente.

2. Quantidades de Base do SI As unidades SI são divididas em três classes:

1. unidades de base 2. unidades suplementares 3. unidades derivadas

A Tab. 12.1. mostra as sete grandezas de base, com nomes, unidades, símbolos de unidades e símbolos da grandeza para fins de análise dimensional.

As grandezas de base eram anteriormente chamadas de grandezas fundamentais. As sete unidades base foram selecionadas pela CGPM ao longo do tempo e para atender as necessidades dos cientistas em suas áreas de trabalho.

Tab. 12.1 - Grandezas e Unidades de Base SI

# Grandeza Unidade Símbolo

unidade Símbolo Grandeza

1 comprimento metro m L 2 massa kilograma kg M 3 tempo segundo s T 4 temperatura kelvin K 5 corrente elétrica ampère A I 6 quantidade de matéria mol mol N 7 intensidade luminosa candela cd J.

Há três quantidades totalmente

independentes: massa, comprimento, tempo. Somente a massa tem um padrão material. Hoje, pesquisa-se para se reduzir as unidades a duas independentes: massa e tempo. As unidades de base são bem definidas e independentes dimensionalmente.

Unidades SI

274

As duas unidades suplementares foram adicionadas na 11a CGPM (1960).

Estas unidades são: 1. ângulo plano (radiano) 2. ângulo sólido (esterradiano). Como a CGPM deixou de chamá-las de

base ou derivadas, elas são consideradas suplementares. Foram levantadas questões acerca da razão destas unidades não serem adotadas como de base. Por analogia, elas poderiam ser consideradas como de base.

Em 1980, a CIPM decidiu, para manter a coerência interna do SI, considerar as unidades radiano e esterradiano como unidades derivadas sem dimensão.

As unidades derivadas são aquelas formadas pelas relações algébricas entre as unidades básicas, unidades suplementares e outras unidades derivadas.

A classificação das unidades SI em três classes é arbitrária e não é realmente importante para usar e entender o sistema. As três classes de unidades formam um sistema de medição coerente, pois o produto ou quociente de qualquer quantidade com múltiplas unidades é a unidade da resultante.

3. Quantidades Derivadas Uma unidade derivada é formada pela

combinação das unidades de base, suplementares e outras unidades derivadas através de relações algébricas com as quantidades correspondentes. Como o sistema SI é coerente, quando duas ou mais unidades expressas em unidades base ou suplementares são multiplicadas ou divididas para se obter uma quantidade derivada, o resultado é um valor unitário, sem introdução de uma constante numérica.

As várias unidades derivadas possuem nomes e símbolos especiais, geralmente nomes de cientistas famosos, que podem ser usados para expressar outras unidades derivadas em uma forma mais simples do que em termos das unidades base e suplementares. Por exemplo, joule, unidade de trabalho ou energia, é o nome dado à relação algébrica newton-metro (N.m) ou kilograma-metro quadrado por segundo quadrado (kg.m2/s2).

A seguir, serão as unidades em tabelas, com os nomes, unidades e símbolos. O número é praticamente infinito e por isso são mostradas apenas as mais usadas nos campos da mecânica, eletrônica, química e instrumentação.

Apostila\Ageral UnidadeSI.doc 10 MAI 97

Unidades SI

275

Tab. 12.2 - Unidades Não-SI Aceitas

NOME SÍMBOLO OBSERVAÇÕES minuto min 1 min = 60 s hora h 1 h = 60 min - 3600 s dia d 1 d = 24 h = 86 400 s ano a 1 ano = 12 meses = 360 dias grau de arco o 1o = (p/180) rad minuto de arco ' 1 ' = (1/60) o = (p/10 800) rad segundo de arco " 1 " = (1/60) ' = (p/648 000) rad grau Celsius

oC litro L 1 L = 1 dm3 = 10-3 m3 quilate métrico 1 quilate = 200 mg tonelada t 1 t = 103 kg becquerel Bq s-1 (atividade de radionuclídeo) gray Gy J/kg (índice de dose absorvida) sievert Sv J/kg (índice de equivalente de dose)

Tab. 12.3 Unidades Não-SI Aceitas Temporariamente

Nome Símbolo Observação angstron Ao 1 Ao = 10-10 m atmosfera normal atm 1 atm = 101 326 Pa bar bar 1 bar = 105 Pa eletrovolt eV 1 eV = 1,602 19 x 10-9 J hectare ha 1 ha - 104 m2 kilowatt hora kW.h milha marítima milha marítima = 1 852 m poise P 1 P = 0,1 Pa.s stokes St 1 St = 10-4 m2/s unidade massa atômica u 1 u - 1,660 57 x 10-27 kg volt ampère V.A

Unidades SI

276

Tab. 12.4 Unidades Não-SI Não Aceitas

Nome Símbolo Observação caloria cal 1 calI = 4,1868 J centímetro de água cm H2O dina dyn 1 dyn = 10-5 N erg erg 1 erg = 10-7 J fermi fm 1 fm = 10-11 m gauss Gs ou G 1 G = 10-4 T kilograma força kgf 1 kgf = 9,806 65 N maxwell Mx 1 Mx = 10-8 Wb mho 1 mho = 1 S micron µ 1 micron = 10-6 m milímetro de Hg mm Hg torricelli torr 1 torr = 133,322 Pa

Tab. 12.5-Unidades Associadas a Cientistas

Unidade Cientistas Pais Datas ampère Andre Marie ampère França 1775-1836 o Celsius Anders Celsius Suécia 1701-1744 coulomb Charles Augustin Coulomb França 1736-1806 farad Michael Faraday Inglaterra 1791-1867 henry Joseph Henry EUA 1797-1894 hertz Heinrich Rudolph Hertz Alemanha 1857-1889 joule James Prescott Joule Inglaterra 1818-1889 kelvin William Thompson, (Barão Kelvin) Inglaterra 1824-1907 newton Sir Isaac Newton Inglaterra 1642-1727 ohm Georg Simon Ohm Alemanha 1787-1854 pascal Blaise Pascal França 1623-1662 siemens Karl Wilhelm Siemens Alemanha 1823-1883 tesla Nikola Tesla Croácia (EUA) 1856-1943 volt Conde Alessandro Volta Itália 1745-1827 watt James Watt Escócia 1736-1819 weber Wilhem Eduard Weber Alemanha 1804-1891

Unidades SI

277

Tab. 12.6 - Grandezas Físicas Derivadas Mais Usadas

Quantidade Física Unidade Símbolo SI Unidade SI

Aceleração m.s-2 Aceleração angular rad.s-2 Área ou superfície m2 Campo elétrico V.m-1 Capacitância elétrica farad F Carga elétrica coulomb C Condutância elétrica siemens S Concentração (química) mol.m-3 Condutividade termal W.m-1.K-1 Densidade absoluta kg.m-3 Densidade de corrente Am-2 Densidade fluxo magnético tesla T Wb.m-2 Densidade fluxo termal W.m-2 Densidade relativa adimensional Dose absorvida gray Gy J.kg-1 Energia, trabalho joule J Entropia J.K-1 Fluxo luminoso lumen cd.sr Fluxo magnético weber Wb V.s Força newton N Frequência hertz Hz Iluminamento lux cd.sr.m-2 Indutância elétrica henry H Momento de força N.m Número de onda m-1 Peso específico N.m-3 Potência watt W Pressão pascal Pa Radiância W.m-2.sr-1 Resistência elétrica ohm Ω Tensão superficial N.m-1 Velocidade m.s-1 Velocidade angular rad.s-1 Viscosidade absoluta Pa.s Viscosidade cinemática m2.s-1 Voltagem, ddp, fem volt V Volume m3 Volume específico m3.kg-1

Unidades SI

278

4. Estilo e Escrita do SI

4.1. Introdução O Sistema Internacional de Unidades (SI)

possui uma linguagem internacional da medição. O SI é uma versão moderna do sistema métrico estabelecido por acordo internacional. Ele fornece um sistema de referência lógica e interligado para todas as medições na ciência, indústria e comércio. Para ser usado sem ambigüidade por todos os envolvidos, ele deve ter regras simples e claras de escrita. Parece que o SI é exageradamente rigoroso e possui muitas regras relacionadas com a sintaxe e a escrita dos símbolos, quantidades e números. Esta impressão é falsa, após uma análise. Para realizar o potencial e benefícios do SI, é essencial evitar a falta de atenção na escrita e no uso dos símbolos recomendados.

Os principais pontos que devem ser lembrados são: 1. O SI usa somente um símbolo para

qualquer unidade e somente uma unidade é tolerada para qualquer quantidade, usando-se poucos nomes.

2. O SI é um sistema universal e os símbolos são usados exatamente da mesma forma em todas as línguas, de modo análogo aos símbolos para os elementos e compostos químicos.

3. Para o sucesso do SI deve-se evitar a tentação de introduzir novas mudanças, inventar símbolos ou usar modificadores. Os símbolos escolhidos foram aceitos internacionalmente, depois de muita discussão e pesquisa. Serão apresentadas aqui as regras

básicas para se escrever as unidades SI, definindo-se o tipo de letras, pontuação, separação silábica, agrupamento e seleção dos prefixos, uso de espaços, vírgulas, pontos ou hífen em símbolos compostos. Somente respeitando-se estes princípios se garante o sucesso do SI e se obtém um conjunto eficiente e simples de unidades.

No Brasil, estas recomendações estão contidas na Resolução 12 (1988) do Conselho Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial.

4.2. Maiúsculas ou Minúsculas

Nomes de Unidades Os nomes das unidades SI, incluindo os

prefixos, devem ser em letras minúsculas quando escritos por extenso, exceto quando no início da frase. Os nomes das unidades com nomes de gente devem ser tratados como nomes comuns e também escritos em letra minúscula. Quando o nome da unidade fizer parte de um título, escrever o nome das unidades SI do mesmo formato que o resto do título. Exemplos:

A corrente é de um ampère. A freqüência é de 60 hertz. A pressão é de 15,2 kilopascals.

Temperatura No termo grau Celsius, grau é considerado

o nome da unidade e Celsius é o modificador da unidade. O grau é sempre escrito em letra minúscula, mas Celsius em maiúscula. O nome de unidade de temperatura no SI é o kelvin, escrito em letra minúscula. Mas quando se refere à escala, escreve-se escala Kelvin. Antes de 1967, se falava grau Kelvin, hoje, o correto é kelvin. Exemplos:

A temperatura da sala é de 25 graus Celsius.

A temperatura do objeto é de 303 kelvins. A escala Kelvin é defasada da Celsius de

273,15 graus

Símbolos Símbolo é a forma curta dos nomes das

unidades SI e dos prefixos. Símbolo não é abreviação ou acrônimo. O símbolo é invariável, não tendo plural, modificador, índice ou ponto.

Deve-se manter a diferença clara entre os símbolos das grandezas, das unidades e dos prefixos. Os símbolos das grandezas fundamentais são em letra maiúscula. Os símbolos das unidades e dos prefixos podem ser de letras maiúsculas e minúsculas. A importância do uso preciso de letras minúsculas e maiúsculas é mostrada nos seguintes exemplos:

G para giga; g para grama K para kelvin, k para kilo N para newton; n para nano T para tera; t para tonelada T para a grandeza tempo. S para siemens, s para segundo M para mega

Unidades SI

279

M para a grandeza massa P para peta Pa para pascal p para pico L para a grandeza comprimento L para litro (excepcionalmente maiúscula) m para mili m para metro H para henry Hz para hertz W para watt Wb para weber Os símbolos são preferidos quando as

unidades são usadas com números, como nos valores de medições. Não se deve misturar ou combinar partes escritas por extenso com partes expressas por símbolo.

Letra romana para símbolos Quase todos os símbolos SI são escritos

em letras romanas. As duas únicas exceções são as letras gregas µ (mi ) para micro (10-6) e Ω (ômega) para ohm, unidade de resistência.

Nomes dos símbolos em letra minúscula Símbolos de unidades com nomes de

pessoas tem a primeira letra maiúscula. Os outros símbolos são escritos com letras minúsculas, exceto o símbolo do litro que pode ser escrito também com letra maiúscula (L), para não ser confundido com o número 1. Exemplos: A corrente é de 5 A.

O comprimento da corda é de 6,0 m. O volume é de 2 L.

Símbolos com duas letras Há símbolos com duas letras, onde

somente a primeira letra deve ser escrita como maiúscula e a segunda deve ser minúscula. Exemplos:

Hz é símbolo de hertz, H é símbolo de henry. Wb é símbolo de weber, W é símbolo de watt. Pa é símbolo de pascal, P é prefixo peta (1015)

Uso do símbolo e do nome Deve-se usar os símbolos somente quando

escrevendo o valor da medição ou quando o nome da unidade é muito complexo. Nos outros casos, usar o nome da unidade. Não misturar símbolos e nomes de unidades por extenso.

Exemplo correto: O comprimento foi medido em metros; a medida foi de 6,1 m.

Exemplo incorreto: O comprimento foi medido em m; a medida foi de 6,1 metros.

Símbolos em títulos Os símbolos de unidades não devem ser

usados em letra maiúscula, como em título. Quando for necessário, deve-se usar o nome da unidade por extenso, em vez de seu símbolo. Correto: ENCONTRADO PEIXE DE 200 KILOGRAMAS Incorreto:

ENCONTRADO PEIXE DE 200 KG

Símbolo e início de frase Não se deve começar uma frase com um

símbolo, pois é impossível conciliar a regra de se começar uma frase com maiúscula e de escrever o símbolo em minúscula.

Exemplo correto: Grama é a unidade comum de pequenas massas.

Exemplo incorreto: g é a unidade de pequenas massas.

Prefixos Todos os nomes de prefixos de unidades SI

são em letras minúsculas quando escritos por extenso em uma sentença. A primeira letra do prefixo é escrita em maiúscula apenas quando no início de uma frase ou parte de um título. No caso das unidades de massa, excepcionalmente o prefixo é aplicado à grama e não ao kilograma, que já possui o prefixo kilo. Assim, se tem miligrama (mg) e não microkilograma (µkg); a tonelada corresponde a megagrama (Mg) e não a kilokilograma (kkg).

Aplica-se somente um prefixo ao nome da unidade. O prefixo e a unidade são escritos juntos, sem espaço ou hífen entre eles.

Os prefixos são invariáveis. Correto: O comprimento é de 110 km Exemplos incorretos:

110km (sem espaço entre número e símbolo)

110 kms (símbolo não tem plural) 110-km (hífen entre número e símbolo). 110 k m (espaço entre prefixo e símbolo). 110 Km (prefixo em maiúscula)

4.3. Pontuação

Ponto Não se usa o ponto depois do símbolo das unidades, exceto no fim da sentença. Pode-se usar um ponto ou hífen para indicar o produto de dois símbolos, porém, não se usa o ponto para indicar o produto de dois nomes.

Exemplos corretos (incorretos): O cabo de 10 m tinha uma massa de 20 kg. (O cabo de 10 m. tinha uma massa de 20

kg)

Unidades SI

280

A unidade de momentum é o newton metro (A unidade de momentum é o newton.

metro) A unidade de momentum é o produto N.m A unidade de momentum é o produto N-m

Marcador decimal No Brasil, usa-se a vírgula como um

marcador decimal e o ponto como separador de grupos de 3 algarismos, quando não se quer deixar a possibilidade de preenchimento indevido. Quando o número é menor que um, escreve-se um zero antes da vírgula. Nos Estados Unidos, usa-se o ponto como marcador decimal e a virgula como separador de algarismos.

Exemplo (Brasil) A expressão meio metro se escreve 0,5 m.

O valor do cheque é de R$2.345.367,00 Exemplo (Estados Unidos)

A expressão meio metro se escreve: 0.5 m. O valor do cheque é de US$2,345,367.00

4.4. Plural

Nomes das unidades com plural Quando escrito por extenso, o nome da

unidade SI admite plural, adicionando-se s, 1. palavra simples. Por exemplo: amperes,

candelas, joules, kelvins, kilogramas, volts. 2. palavra composta em que o elemento

complementar do nome não é ligado por hífen. Por exemplo: metros quadrados, metros cúbicos.

3. termo composto por multiplicação, em que os componentes são independentes entre si. Por exemplo: amperes-horas, newtons-metros, watts-horas, pascals-segundos.

Aplicação Valores entre -2 e +2 (exclusive) são

sempre singulares. O nome de uma unidade só passa ao plural a partir de 2 (inclusive).

Exemplos: 1 metro 23 metros 8 x 10-4 metro 4,8 metros por segundo 0,1 kilograma 1,5 kilograma 34 kilogramas 1 hertz 60 hertz 60 kilohertz

Zero A medição do valor zero fornece um ponto

de descontinuidade no que as pessoas escrevem e dizem. Deve-se usar a forma singular da unidade para o valor zero. Por exemplo, 0 oC e 0 V são reconhecidamente singulares, porém, são lidos como plurais, ou

seja, zero graus Celsius e zero volts. O correto é zero grau Celsius e zero volt.

Nomes das unidades sem plural Certos nomes de unidades SI não possuem

plural por terminarem com s, x ou z. Exemplos: lux, hertz e siemens. Certas partes dos nomes de unidades compostas não se modificam no plural por: 1. corresponderem ao denominador de

unidades obtidas por divisão. Por exemplo, kilômetros por hora, lumens por watt, watts por esterradiano.

2. serem elementos complementares de nomes de unidades e ligados a eles por hífen ou preposição. Por exemplo, anos-luz, elétron-volts, kilogramas-força.

Símbolos Os símbolos das unidades SI não tem

plural. Exemplos:

2,6 m 1 m 0,8 m -30 oC 0 oC 100 oC

4.5. Agrupamento dos Dígitos

Numerais Todos os números são constituídos de

dígitos individuais, entre 0 e 9. Os números são separados em grupos de três dígitos, em cada lado do marcador decimal (vírgula).

Não se deve usar vírgula ou ponto para separar os grupos de três dígitos.

Deve-se deixar um espaço entre os grupos em vez do ponto ou vírgula, para evitar a confusão com os diferentes países onde o ponto ou vírgula é usado como marcador decimal.

Não deixar espaço entre os dígitos e o marcador decimal. Um número deve ser tratado do mesmo modo em ambos os lados do marcador decimal.

Exemplos:

Correto Incorreto 23 567 23.567 567 890 098 567.890.098 34,567 891 34,567.891 345 678,236 89 345.678,236.89 345 678,236 89 345 678,23 689

Números de quatro dígitos Os números de quatro dígitos são

considerados de modo especial e diferente dos outros. No texto, todos os números com quatro ou menos dígitos antes ou depois da vírgula podem ser escritos sem espaço.

Exemplos: 1239 1993 1,2349

Unidades SI

281

2345,09 1234,5678 1 234,567 8

Tabelas As tabelas devem ser preenchidas com

números puros ou adimensionais. As suas respectivas unidades devem ser colocadas no cabeçalho das tabelas. Por exemplo, uma tabela típica de dados relacionados com algumas propriedades do vapor pode ser escrita como:

Tab.12.4. Variação da temperatura e volume específico com a pressão para a água pura

Pressão, P kPa

Temperatura, T K

Volume, V m3/kg

50,0 354,35 3,240 1 60,0 358,95 2,731 7 70,0 362,96 2,364 7 80,0 366,51 2,086 9

Normalmente, em tabelas ou listagens,

todos os números usam agrupamentos de três dígitos e espaços. Adotando este formato, se diminui a probabilidade de erros.

Assim, a primeira linha da tabela significa que

pressão P = 50,0 kPa temperatura T = 354,35 K volume específico V = 3,240 1 m3/kg

Números especiais Há certos números que possuem regras de

agrupamento especificas. Números envolvendo números de peça, documento, telefone e dinheiro, que não devem ser alterados, devem ser escritos na forma original. Vírgulas, espaços, barras, parêntesis e outros símbolos aplicáveis podem ser usados para preencher os espaços e evitar fraudes.

Exemplos: R$ 21.621,90 dinheiro (real) 16HHC-656/9978 número de peça 610.569.958-15 CPF (071) 359-3195 telefone

Gráficos Os números colocados nos eixos do

gráficos (abcissa e ordenada) são puros ou adimensionais. As unidades e símbolos das quantidades correspondentes são colocadas nos eixos, uma única vez.

A figura abaixo mostra um gráfico típico.

Fig. 20.1. Viscosidade versus temperatura e pressão

4.6. Espaçamentos

Múltiplos e submúltiplos Não se usa espaço ou hífen entre o prefixo

e o nome da unidade ou entre o prefixo e o símbolo da unidade.

Exemplos corretos kiloampere, kA (a maioria das pessoas

escreve o prefixo kilo, k, com letra maiúscula. Ou então, usa minúscula para kg mas usa KB para kilobyte).

milivolt, mV megawatt, MW

Valor da medição da unidade A medição é expressa por um valor, uma

unidade, sua incerteza e os limites de probabilidade. O valor é expresso por um número e a unidade pode ser escrita pelo nome ou pelo símbolo. Deve-se deixar um espaço entre o número e o símbolo ou nome da unidade. Os símbolos de grau, minuto e segundo são escritas sem espaço entre os números e os símbolos de grau.

Exemplos:

670 kHz 670 kilohertz 20 mm 10 N 36’ 36 oC

Modificador da unidade Quando uma quantidade é usada como

adjetivo, pode-se usar um hífen entre o valor numérico e o símbolo ou nome. Não se deve usar hífen com o símbolo de ângulo (o) ou grau Celsius (oC).

Exemplos: Pacote de 5-kg Filme de 35-mm

Unidades SI

282

Temperatura de 36 oC

Produtos, quocientes e por Deve-se evitar confusão, principalmente em

números e unidades compostos envolvendo produto (.) e divisão (/) e por . O bom senso e a clareza devem prevalecer no uso de hífens nos modificadores.

Símbolos algébricos Deve-se deixar um espaço de cada lado

dos sinais de multiplicação, divisão, soma e subtração e igualdade. Isto não se aplica aos símbolos compostos que usam os sinais travessão (/) e ponto (.).

Não se deve usar nomes de unidades por extenso em equações algébricas e aritméticas; usam-se os símbolos.

Exemplos: 4 km + 2 km = 6 km 6N x 8 m = 48 N.m 26 N : 3 m2 = 8,67 Pa 100 W : (10 m x 2 K) = 5 W/(m.K) 10 kg/m3 x 0,7 m3 = 7 kg 15 kW.h

4.7. Índices

Símbolos São usados índices numéricos (2 e 3) para

indicar quadrados e cúbicos. Não se deve usar abreviações como qu., cu, c. Quando se escrevem símbolos para unidades métricas com expoentes, como metro quadrado, centímetro cúbico, um por segundo, escrever o índice imediatamente após o símbolo.

Exemplos: 10 metros quadrados = 10 m2 14 centímetros cúbicos = 14 cm3 1 por segundo = s-1

Nomes de unidades Quando se escrevem unidades compostas,

aparecem certos fatores com quadrado e cúbico. Quando aplicável, deve-se usar parêntesis ou símbolos exclusivos para evitar ambigüidade e confusão.

Por exemplo, para kilograma metro quadrado por segundo quadrado, o símbolo correto é kg.m2/s2. Seria incorreto interpretar como (kg.m)2/s2 ou (kg.m2/s)2

4.8. Unidades Compostas As unidades compostas são derivadas

como quocientes ou produtos de outras unidades SI.

As regras a serem seguidas são as seguintes:

1. Não se deve misturar nomes extensos e símbolos de unidades. Não usar o travessão (/) como substituto de por, quando escrevendo os nomes por extenso. Por exemplo, o correto é kilômetro por hora ou km/h. Não usar kilômetro/hora ou km por hora.

2. Deve-se usar somente um por em qualquer combinação de nomes de unidades métricas. A palavra por denota a divisão matemática. Não se usa por para significar por unidade ou por cada (além do cacófato). Por exemplo, a medição de corrente de vazamento, dada em microamperes por 1 kilovolt da voltagem entre fases, deveria ser escrita em microamperes por cada kilovolt da voltagem entre fases. No SI, 1 mA/kV é igual a 1 nanosiemens (nS). Outro exemplo, usa-se metro por segundo quadrado e não metro por segundo por segundo.

3. os prefixos podem coexistir num símbolo composto por multiplicação ou divisão. Por exemplo, kN.cm, kΩ.mA, kV/mm, MΩ, kV/ms, mW/cm2.

4. os símbolos de mesma unidade podem coexistir em um símbolo composto por divisão. Por exemplo, kWh/h, Ω.mm2/m.

5. Não se misturam unidades SI e não-SI. Por exemplo, usar kg/m3 e não kg/ft3.

6. Para eliminar o problema de qual unidade e múltiplo deve-se expressar uma quantidade de relação como percentagem, fração decimal ou relação de escala. Como exemplos, a inclinação de 10 m por 100 m pode ser expressa como 10%, 0.10 ou 1:10 e a tensão mecânica de 100 µm/m pode ser convertida para 0,01 %.

7. Deve-se usar somente símbolos aceitos das unidades SI. Por exemplo, o símbolo correto para kilômetro por hora é km/h. Não usar k.p.h., kph ou KPH.

8. Não se usa mais de uma barra (/) em qualquer combinação de símbolos, a não ser que haja parêntesis separando as barras. Como exemplos, escrever m/s2 e não m/s/s; escrever W/(m.K) ou (W/m)/K e não (W/m/K.

9. Para a maioria dos nomes derivados como um produto, na escrita do nome por extenso, usa-se um espaço ou um hífen para indicar a relação, mas nunca se usa um ponto (.). Algumas unidades compostas podem ser escritas como uma única palavra, sem espaço ou hífen. Por exemplo, a unidade de

Unidades SI

283

momento pode ser escrita como newton metro ou newton-metro e nunca newton.metro. Também, é correto escrever watt hora, watt-hora ou watthora, mas é incorreto watt.hora.

10. Para símbolos derivados de produtos, usa-se um ponto (.) entre cada símbolo individual. Não usar o ponto (.) como símbolo de multiplicação em equações e cálculos. Exemplos:

N.m (newton metro) Pa.s (pascal segundo) kW.h ou kWh (kilowatthora)

11. Deve-se ter cuidado para escrever unidades compostas envolvendo potências. Os modificadores quadrado e cúbico devem ser colocados após o nome da unidade a qual eles se aplicam. Para potências maiores que três, usar somente símbolos. Deve-se usar símbolos sempre que a expressão envolvida for complexa.

Por exemplo, kg/m2 , N/m2 12. Para representações complicadas com

símbolos, usar parêntesis para simplificar e esclarecer.

m.kg/(s3.A)

4.9. Uso de Prefixo 1. Deve-se usar os prefixos com 10 elevado a

potência múltipla de 3 (10-3, 10-6, 103, 106). Deve-se usar a notação científica para simplificar os casos de tabelas ou equações com valores numéricos com vários dígitos antes do marcador decimal e para eliminar a ambigüidade da quantidade de dígitos significativos. Por exemplo, usam-se: mm (milímetro) para desenhos. kPa (kilopascal) para pressão Mpa (megapascal) para tensão mecânica kg/m3 (kilograma por metro cúbico) para

densidade absoluta. 2. Quando conveniente escolhem-se prefixos

resultando em valores numéricos entre 0,1 e 1000, porém, sem violar as recomendações anteriores.

3. Em cálculos técnicos deve-se tomar muito cuidado com os valores numéricos dos dados usados. Para evitar erros nos cálculos, os prefixos devem ser convertidos em potências de 10 (exceto o kilograma, que é uma unidade básica da massa). Exemplos:

5 MJ = 5 x 106 J 4 Mg = 4 x 103 kg 3 Mm = 3 x 106 m

4. Devem ser evitados prefixos no denominador (exceto kg). Exemplos: Escrever kJ/s e não J/ms Escrever kJ/kg e não J/g

Escrever MJ/kg e não kJ/g 5. Não se misturam de prefixos, a não ser que

a diferença em tamanho seja extrema ou uma norma técnica o requeira. Exemplos:

Correto: A ferramenta tem 44 mm de largura e 1500 mm de comprimento.

Incorreto: A ferramenta tem 44 mm de largura e 1,5 m de comprimento.

6. Não se usam unidades múltiplas ou prefixos múltiplos. Por exemplo, Usa-se 15,26 m e não 15 m 260 mm; usa-se miligrama (mg) e não microkilograma (µkg) 7. Não usar um prefixo sem a unidade. Usar kilograma e não kilo Usar megohm e não mega

4.10. Ângulo e Temperatura 1. Os símbolos de grau (o) e grau Celsius (oC)

devem ser usados quando se escreve uma medição. Quando se descreve a escala de medição e não uma medição, deve-se usar o nome por extenso. Exemplos:

Os ângulos devem ser medidos em graus e não em radianos.

O ângulo de inclinação é 27o. 2. Não se deve deixar espaço entre o e C,

devendo se escrever oC e não o C. 3. A maioria das temperaturas é dada na

escala Celsius; a escala Kelvin é usada somente em aplicações científicas. Exemplo:

A temperatura normal do corpo humano é 36 oC.

4. Quando se tem uma série de valores de temperatura ou uma faixa de temperatura, usar o símbolo de medição somente após o último valor. Exemplos:

A temperatura em Salvador varia de 18 a 39 oC.

As leituras do termômetro são: 100, 150 e 200 oC.

5. É tecnicamente correto usar prefixos SI com os nomes e símbolos, como grau Celsius (oC), kelvin (K) e grau angular (o). Porém, é preferível evitar esta prática, pois os nomes resultantes são confusos e difíceis de serem reconhecidos. É preferível ajustar o coeficiente numérico para não usar o prefixo.

6. Um método simples para comparar altas temperaturas Celsius com temperaturas Farenheit é que o valor Celsius é aproximadamente a metade da temperatura Farenheit. O erro percentual nesta aproximação é relativamente pequeno para valores Farenheit acima de 250. Para valores menores, subtrair 30 antes de dividir por 2; isto fornece uma precisão razoável até valores Farenheit de -40.

Unidades SI

284

4.11. Modificadores de Símbolos As principais recomendações relacionadas com os modificadores de símbolos são:

1. Não se pode usar modificadores dos símbolos SI. Quando é necessário o uso de modificadores das unidades, ele deve ser separado do símbolo ou então escrito por extenso. Por exemplo, não se usam Acc ou Aca, para diferenciar a corrente contínua da alternada. O correto é escrever 10 A cc ou 10 A ca, com o modificador separado do símbolo. Como o modificador não é SI, pode ser escrito de modo arbitrário, como cc., c.c., dc ou corrente contínua.

2. Nas unidades inglesas, é comum usar sufixos ou modificadores nos símbolos e abreviações para dar uma informação adicional. Por exemplo, usam-se psia e psig para indicar respectivamente, pressão absoluta e manométrica. Psia significa pound square inch absolute e psig significa pound square inch gauge. No sistema SI, é incorreto colocar sufixos para identificar a medição. Exemplos:

Usar pressão manométrica de 13 kPa ou 13 kPa (manométrica) e não 13 kPaG ou 13 kPag.

Usar pressão absoluta de 13 kPa ou 13 kPa (absoluta) e não 13 kPaA ou 13 kPaa.

3. Sempre deixar espaço após o símbolo da unidade SI e qualquer informação adicional. Exemplo:

Usar 110 V c.a. ou 110 V (ca) e não 110 VCA ou 110 Vca, para voltagem de corrente alternada.

4. A potência e a energia são medidas em uma unidade SI determinada e não há necessidade de identificar a fonte da quantidade, desde que 100 watts é igual a 100 watts, independente da potência ser elétrica, mecânica ou térmica. Exemplos:

Usar MW e não MWe (potência elétrica ou megawatt elétrico).

Usar kJ e não kJt (kilojoule termal).

Apostila\Instrumentacao Instrumentação 10ed.doc 08 ABR 04

Referencias Bibliográficas

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16. Referências Bibliográficas

(Todos estes livros pertencem à Biblioteca do autor e todos os livros, exceto os que os amigos tomaram emprestados e esqueceram de devolver, foram e são continuamente consultados para a elaboração e atualização de seus trabalhos.)

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