Projeto de Estação de Medição de Gás Natural

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UNP – UNIVERSIDADE POTIGUAR 
CTGÁS-ER – CENTRO DE TECNOLOGIA DO GÁS & ENERGIAS 
RENOVÁVEIS 
CURSO DE ESPECIALIZAÇÃO EM AUTOMAÇÃO DE PROCESSOS A 
GÁS NATURAL 
 
 
 
DANIEL CÂMARA GADÊ DE VASCONCELOS 
 
 
 
 
 
 
PROJETO PARA ESTAÇÃO DE MEDIÇÃO DE GÁS NATURAL 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
NATAL 
2010 
 
 
 
 
 
DANIEL CÂMARA GADÊ DE VASCONCELOS 
 
 
 
 
 
 
 
 
PROJETO PARA ESTAÇÃO DE MEDIÇÃO DE GÁS NATURAL 
. 
 
 
 
 
Monografia de especialização 
apresentada a banca examinadora do 
curso de Automação de Processos a Gás 
Natural da Universidade Potiguar e do 
Centro de Tecnologia do Gás como 
requisito necessários para a obtenção do 
título de Especialista em Automação de 
Processos a Gás Natural. 
 
ORIENTADOR: Prof. Ms. Marcos 
Ferreira de Lima 
 
 
 
 
 
 
 
NATAL 
2010 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
V331p Vasconcelos, Daniel Câmara Gadê de. 
 Projeto para estação de mediação de gás natural. / Daniel 
Câmara Gadê de Vasconcelos. – Natal, 2010. 
 109f. 
 
 Monografia (Pós-Graduação em Automação de Processos à 
Gás Natural / CTGÁS). – Universidade Potiguar. Pró-Reitoria de 
Pesquisa e Pós-Graduação. 
 Bibliografia. f. 83-85. 
 
 1. Automação de Processo à Gás Natural – Monografia. 2. 
Medição de gás natural. 3. Tipos e redes de computadores. I. 
Título. 
 
 
RN/UnP/BSRF CDU: 553.981(043) 
 
 
 
 
 
 
DANIEL CÂMARA GADÊ DE VASCONCELOS 
 
 
 
PROJETO PARA ESTAÇÃO DE MEDIÇÃO DE GÁS NATURAL 
 
Monografia de especialização 
apresentada a banca examinadora do 
curso de Automação de Processos a Gás 
Natural da Universidade Potiguar e do 
Centro de Tecnologia do Gás como 
requisito necessários para a obtenção do 
título de Especialista em Automação de 
Processos a Gás Natural. 
 
 
 
Aprovado em:____/____/_____ 
 
 
 
 
BANCA EXAMINADORA 
 
 
 
 
____________________________________ 
Profº Ms. Marcos Ferreira de Lima 
Orientador 
Universidade Potiguar – UnP 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
AGRADECIMENTOS 
 
 
 
 
A minha família e aos meus amigos que me deram força para continuar este 
trabalho. 
Aos professores que se dedicaram a transferir todo o conhecimento necessário para 
que este trabalho fosse realizado. Em especial ao meu orientador, que me guiou 
nesta empreitada. 
A Deus. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Não podemos construir uma máquina do tempo para mudar o passado porque 
se o passado fosse mudado não construiríamos uma máquina do tempo. [...] 
Todos nós temos máquinas do tempo. As que nos levam ao passado são 
nossas lembranças, e as que nos fazem ir em frente são os nossos sonhos. 
Herbert George Wells – “A Máquina do Tempo” 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
RESUMO 
 
 
Este trabalho tem como objetivo elaborar um projeto para instalação de uma 
estação de medição de gás natural típica (também conhecida como EMED de gás), 
utilizando dados de processos genéricos, buscando elaborar um comparativo entre 
os diversos instrumentos usados neste tipo de instalação, bem como os tipos de 
redes e de computadores de vazão utilizados. Também serão especificados todos os 
instrumentos usados neste projeto, a partir dos dados de processo gerados, 
incluindo toda documentação para detalhamento dos métodos de cálculos gerados 
para os instrumentos selecionados e todo o embasamento teórico das normas 
vigentes no Brasil para a execução destes cálculos. O sistema de filtragem e de 
regulação da vazão e da pressão do gás para a EMED não é escopo deste projeto. 
 
Palavras-chave: EMED. Gás Natural. Automação. Instrumentação. Projeto. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ABSTRACT 
 
 
This study have a objective to develop a project to install of a monitoring 
station of natural gas typical (also known as gas EMED), using data from generic 
processes, seeking to draw a comparison between the various instruments used in 
this type of installation, and types of networks and flow computers used. Also be 
specified all the instruments used in this project, from process data generated, 
including all documentation for details of the calculation methods generated for the 
selected instruments and all the theoretical foundation of rules in Brazil for a 
execution of this calculations. The filtration system and regulation of flow and 
pressure of gas for EMED is not scope of this project. 
 
Keywords: EMED. Natural Gas. Automation. Instrumentation. Design. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
LISTA DE FIGURAS 
 
 
 
Figura 1 - Exemplo de cadeia de transporte do gás natural. ..................................... 15 
Figura 2 - A ANP e o Inmetro são responsáveis por regular a medição de petróleo e 
gás natural no Brasil. ................................................................................................. 18 
Figura 3 - A API, a ISA e a AGA São as agências reguladoras internacionais. ........ 18 
Figura 4 - Medidor do tipo turbina de forma eletrônica. ............................................. 21 
Figura 5 - Medidor do tipo turbina de forma mecânica. ............................................. 22 
Figura 6 - Diferentes tamanhos de medidores do tipo turbina. .................................. 22 
Figura 7 - Modo de operação medidor de efeito Doppler. ......................................... 23 
Figura 8 - Modo de operação medidor de tempo de trânsito. .................................... 24 
Figura 9 - Diferentes tipos de montagem de transdutores. ....................................... 25 
Figura 10 - Medidor do tipo Pitot, placa de orifício e tubo Venturi respectivamente .. 25 
Figura 11 - Esquema de funcionamento de um transmissor de vazão (SMAR LD300)
 .................................................................................................................................. 27 
Figura 12 - Detalhe de funcionamento do transmissor de pressão do tipo indutivo .. 28 
Figura 13 - Transmissor eletrônico de pressão Indutivo ............................................ 29 
Figura 14 - Transmissor eletrônico de pressão piezoelétrico .................................... 30 
Figura 15 - Transmissor eletrônico de pressão piezoresistivo................................... 31 
Figura 16 - Detalhe de funcionamento do transmissor de pressão do tipo 
piezoresistivo ............................................................................................................. 32 
Figura 17 - Detalhe de funcionamento do transmissor de pressão do tipo capacitivo
 .................................................................................................................................. 33 
Figura 18 - Componentes da célula capacitiva.......................................................... 33 
Figura 19 - Funcionamento básico do sensor ........................................................... 35 
Figura 20 - Transmissor de pressão manométrico e diferencial, respectivamente, do 
tipo capacitivo. ...........................................................................................................35 
Figura 21 - Esquema de montagem do transmissor de vazão para fluidos líquidos . 36 
Figura 22 - Esquema de montagem do transmissor de vazão para fluidos gasoso e 
vapores ..................................................................................................................... 36 
Figura 23 - Montagem do elemento secundário para medição de vazão de gás ...... 37 
 
 
 
 
 
Figura 24 - Montagem de flanges de orifício ............................................................. 37 
Figura 25 - Exemplos de porta-placas e flanges de orifício ....................................... 38 
Figura 26 - Exemplo de computador de vazão instalado em painel. ......................... 46 
Figura 27 - Modelo do computador de vazão da Smar ............................................. 47 
Figura 28 - Computador de vazão Floboss™ 103 da Emerson ................................ 48 
Figura 29 - Floboss 103 da Emerson/Fisher ............................................................. 49 
Figura 30 - Estrutura de um projeto de instrumentação ............................................ 50 
Figura 31 - Configuração de ERP ............................................................................. 53 
Figura 32 - Configuração da EMED. ......................................................................... 54 
Figura 33 - Exemplo de arquitetura de sistema de medição ..................................... 57 
Figura 34 - Na transmissão de dados analócos (esquerda), cada instrumento tem 
que ser conectado individualmente, na digital (direita), todos podem ser ligados em 
um único barramento, criando uma malha. ............................................................... 59 
Figura 35 - Diferença de sinal entre transmissões de dados analógicos e digital. .... 59 
Figura 36 - Exemplo de montagem do computador de vazão da Smar em painel. ... 61 
Figura 37 - Exemplo de diagrama lógico ................................................................... 63 
Figura 38 - Exemplo de instalação ao processo. ....................................................... 65 
Figura 39 - Exemplo de instalação ao processo (foto anterior – vista de trás). ......... 66 
Figura 40 - Exemplo de detalhe de instalação pneumática. ...................................... 67 
Figura 41 - Modelo de lista de cabos. ....................................................................... 70 
Figura 42 - Programa de cálculo de vazão utilizado pela Petrobras. ........................ 74 
Figura 43 - Condicionador de fluxo do tipo feixe tubular. .......................................... 76 
Figura 44 - Exemplos de selos remotos e selo diafragma, respectivamente. ........... 80 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
LISTA DE TABELAS 
 
 
 
 
Tabela 1 - Montagem do transmissor de vazão. ....................................................... 36 
Tabela 2 - Comparativo entre rede Hart e Foundation Fieldbus. ............................... 58 
Tabela 3 - Critérios de dimensionamento de placa de orifício. .................................. 73 
Tabela 4 - Dimensões do trecho reto calibrado, de acordo com a AGA 3. ................ 75 
Tabela 5 - Dimensões do trecho reto calibrado com condicionador de fluxo, de 
acordo com a AGA 3. ................................................................................................ 76 
Tabela 6 - Diferenças de limites entre as normas de medição de vazão de gás 
natural. ...................................................................................................................... 77 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
LISTA DE SIGLAS 
 
 
ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis 
INMETRO Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade 
Industrial 
ABNT Associação Brasileira de Normas Técnicas 
OIML Organização Internacional de Metrologia Legal 
ISO International Organization for Standardization 
API American Petroleum Institute 
AGA American Gas Association 
ASTM American Society for Testing and Materials 
CNP Conselho Nacional do Petróleo 
INPM Instituto Nacional de Pesos e Medidas 
RBC Rede Brasileira de Calibração 
CLP Controlador Lógico Programável 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
SUMÁRIO 
 
 
 
 
1. INTRODUÇÃO ............................................................................................................... 13 
2. DISTRIBUIÇÃO E MEDIÇÃO DO GÁS NATURAL ................................................ 15 
3. ESTAÇÃO DE MEDIÇÃO ............................................................................................ 17 
3.1 MEDIÇÃO DE ÓLEO .............................................................................................. 18 
3.2 MEDIÇÃO DE GÁS NATURAL ............................................................................. 19 
4. MEDIDORES DE VAZÃO ............................................................................................ 21 
4.1 MEDIDOR DE VAZÃO TIPO TURBINA .............................................................. 21 
4.2 MEDIDOR DE VAZÃO TIPO ULTRA-SÔNICO ................................................. 23 
4.3 MEDIDOR DE VAZÃO TIPO DIFERENCIAL DE PRESSÃO COM PLACA 
DE ORIFÍCIO ...................................................................................................................... 25 
4.3.1 Transmissor Eletrônico de Pressão Tipo Indutivo ............................... 28 
4.3.2 Transmissor Eletrônico de Pressão Tipo Piezoelétrico ...................... 29 
4.3.3 Transmissor Eletrônico de Pressão Tipo Piezoresistivo ou Strain-
Gage ............................................................................................................................ 30 
4.3.4 Transmissor Eletrônico de Pressão Tipo Capacitivo .......................... 32 
4.3.5 Montagem dos Equipamentos ................................................................... 35 
4.4 PARÂMETROS DE SELEÇÃO ............................................................................. 38 
4.4.1 Dados da Vazão ............................................................................................. 39 
4.4.2 Custo ................................................................................................................. 39 
4.4.3 Função .............................................................................................................. 40 
4.4.4 Desempenho ................................................................................................... 40 
4.4.5 Instalação ......................................................................................................... 41 
4.4.6 Fluido ................................................................................................................ 41 
4.4.7 Perda de Carga ............................................................................................... 41 
5. COMPENSAÇÕES ........................................................................................................ 43 
6. COMPUTADOR DE VAZÃO ....................................................................................... 44 
7. PROJETANDO A EMED .............................................................................................. 50 
7.1 PROJETO BÁSICO ................................................................................................ 51 
7.1.1 Critérios do Projeto ....................................................................................... 51 
7.1.2 Fluxograma de Engenharia ......................................................................... 54 
7.1.3 Folha de Dados de Processo ..................................................................... 55 
 
 
 
 
 
7.1.4 Listas de Instrumentos................................................................................ 55 
7.1.5 Memorial Descritivo ...................................................................................... 55 
7.1.6 Matriz de Causa e Efeito .............................................................................. 56 
7.1.7 Arquitetura de Automação .......................................................................... 57 
7.2 PROJETO EXECUTIVO ........................................................................................ 61 
7.2.1 Diagrama Lógico ............................................................................................ 62 
7.2.2 Diagrama de Malha ........................................................................................ 63 
7.2.3 Detalhamento Típico de Instrumentos (Detalhes de Instalação) ...... 64 
7.2.4 Planta de Instrumentação e Encaminhamento de Cabos ................... 68 
7.2.5 Lista de Cabos ................................................................................................ 68 
7.2.6 Memorial de Cálculo ..................................................................................... 71 
7.2.7 Folhas de Dados dos Instrumentos ......................................................... 77 
8. CONCLUSÃO ................................................................................................................ 82 
9. REFERÊNCIAS ............................................................................................................. 83 
APÊNDICE A – FLUXOGRAMA DE ENGENHARIA ...................................................... 86 
APÊNDICE B – FOLHAS DE DADOS DE PROCESSO ................................................ 87 
APÊNDICE C – LISTA DE INSTRUMENTOS .................................................................. 90 
APÊNDICE D – ARQUITETURA DE AUTOMAÇÃO ...................................................... 91 
APÊNDICE E – DIAGRAMA DE MALHA ......................................................................... 92 
APÊNDICE F – DETALHE DE INSTALAÇÃO AO PROCESSO .................................. 94 
APÊNDICE G – DETALHE DE INSTALAÇÃO ELÉTRICA ........................................... 95 
APÊNDICE H – DETALHE DE INSTALAÇÃO DE SUPORTES .................................. 98 
APÊNDICE I – MEMORIAS DE CÁLCULO ..................................................................... 99 
APÊNDICE J – FOLHAS DE DADOS ............................................................................. 101 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
13 
 
 
 
 
1. INTRODUÇÃO 
 
 
Nos últimos anos, o gás natural tem se tornado um importante insumo 
energético com participação crescente na matriz energética nacional. As suas 
qualidades e vantagens frente às outras fontes de energia fomentaram as aplicações 
industriais, domiciliares e automotivas do gás natural, notadamente nos grandes 
centros urbanos e industriais das regiões Sul, Sudeste e Nordeste. Com efeito, 
somente o volume de gás transportado através de tubulações em terra já ultrapassa 
os 22 milhões de metros cúbicos por dia. [2] 
O gás natural é um combustível fóssil encontrado em rochas porosas no 
subsolo, podendo estar associado ou não ao petróleo. A sua formação advém das 
eras pré-históricas, como resultado do acúmulo de energia solar sobre matérias 
orgânicas soterradas em grandes profundidades ao longo o processo de 
acomodação da crosta terrestre. O gás natural é composto por gases inorgânicos e 
hidrocarbonetos saturados, predominando o metano e, em menores quantidades o 
propano e o butano, entre outros. Geralmente, apresenta baixos teores de 
contaminantes como o nitrogênio, CO2, água e compostos de enxofre. O gás natural 
permanece no estado gasoso, sobre pressão atmosférica e temperatura ambiente. 
Mais leve que o ar, o gás natural dissipa-se facilmente na atmosfera em caso de 
vazamento. Para que se inflame, é preciso que seja submetido a uma temperatura 
superior a 620°C. A título de comparação, vale lemb rar que o álcool se inflama a 
200°C e a gasolina a 300°C. Além disso, é incolor e inodoro, queimando com uma 
chama quase imperceptível. Por questões de segurança, o gás natural 
comercializado é odorizado com compostos que possuem enxofre natural como o 
metil-mercaptana ou o t-butil-mercaptana. [2] 
São inúmeras as vantagens econômicas do uso do gás natural, mas sua 
maior contribuição está ligada diretamente à melhoria dos padrões ambientais. 
Devido à sua pureza, produz uma queima limpa e uniforme, sem a presença de 
fuligem e de outras substâncias que prejudicam o meio ambiente. O gás natural é 
usado como combustível para fornecimento de calor, geração de eletricidade e de 
força motriz; como matéria-prima nas indústrias siderúrgica, química, petroquímica e 
de fertilizantes. Na área de transportes é utilizado como substituto da gasolina e do 
14 
 
 
 
 
álcool. Tais fatores permitem a utilização quase irrestrita do produto em vários 
segmentos, atendendo as determinações ambientais e contribuindo de forma eficaz 
e eficiente no controle dos processos, segurança e qualidade. Desta forma, o gás 
natural participa direta ou indiretamente da vida de toda a população. [2] 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
15 
 
 
 
 
2. DISTRIBUIÇÃO E MEDIÇÃO DO GÁS NATURAL 
 
 
Para chegar ao consumidor final, o gás natural passa por uma série de etapas 
que vão desde a exploração da jazida, passando pela produção, processamento, 
transporte, e chegando finalmente à distribuição. Nesse caminho, que se assemelha 
ao percurso do sangue através das artérias e capilares do corpo humano, o gás é 
comprimido, processado e transportado ao longo de centenas de quilômetros de 
tubulações que compõem as malhas de gasodutos que cruzam fronteiras de estados 
e de municípios, passando por estações de regulagem e medição até chegar às 
distribuidoras e seus consumidores. Na fase de distribuição, o gás já deve estar 
atendendo a padrões rígidos de especificação, e praticamente isento de 
contaminantes para não causar problemas aos equipamentos onde será utilizado 
como combustível ou matéria-prima. [2] 
 
 
Figura 1 - Exemplo de cadeia de transporte do gás natural. [2] 
16 
 
 
 
 
 
A medição é um dos pontos chaves na utilização e na exploração do gás 
natural. É com ela que se obtêm o lucro proveniente da sua utilização. A medição 
eficiente e precisa do gás natural é de importância vital no gerenciamento de energia 
do mundo atual. [1] 
A medição de gás é baseada em uma combinação de leis da física, da 
química, da engenharia e do balanço de massa, e não é uma ciência exata. É uma 
ciência aplicada, que muda com as altercações da tecnologia, negócios e meio 
ambiente. 
Devido ao aumento da demanda e a tendência para cobranças automáticas, 
forçaram a indústria de gás a se mover rapidamente na direção da medição 
eletrônica. Embora os elementos primários de medição de vazão de gás não tendem 
a mudar no futuro próximo, os equipamentos secundários convergem para 
instrumentos eletrônicos modernos. 
As principais atividades onde podemos encontrar estações de medição de 
gás são na transferência de custódia onde o gás é vendido de uma empresa para 
outra, e a medição fiscal onde o gás extraído é medido para fins de fiscalização e 
pagamento de impostos. Essa medição é regida pelo decreto nº 2.705 da ANP. 
Existem também as medições de apropriação (similar a anterior, utilizada para o 
pagamento dos royalties aos responsáveis pelas terras onde o gás foi extraído) e a 
medição operacional que possui instrumentos de medição com precisão menor que 
o exigido pelos tipos de medições anteriores e é utilizado apenas para o controle da 
produção do gás. 
Todosestes tipos de medição são regidos normas rígidas a fim de definir um 
padrão para o sistema de medição e reduzir ao máximo o grau de incerteza (erro 
entre o que é medidor e o que realmente é transferido) na medição dando mais 
confiabilidade ao processo. Por isso, no Brasil esses tipos de medição são 
normatizados pela portaria conjunta nº 1 do Inmetro e da ANP onde especifica os 
principais critérios adotados no Brasil para a medição de gás e de petróleo. Como o 
objetivo deste trabalho é apresentar um modelo de um projeto para a especificação 
de uma estação de medição de gás natural (EMED), será abordado principalmente 
as características da medição fiscal na abordagem dos tópicos a seguir. 
 
17 
 
 
 
 
3. ESTAÇÃO DE MEDIÇÃO 
 
 
Por definição, uma EMED é uma estação de medição que delimita fisicamente 
o sistema de medição no campo. O sistema de medição é um conjunto de 
equipamentos dedicados a medição de um fluido tais como: transmissores de campo 
(vazão, temperatura e pressão), computadores de vazão, IHM (Interface Homem-
Máquina), gateway (interface entre as redes dos computadores de vazão e a rede de 
automação), linhas e periféricos (analisadores de BS&W (“basic sediment and water” 
- relação percentual entre volume de água/sedimentos e volume total de líquido) e 
densidade, amostradores manuais e automáticos, filtros, condicionadores de fluxo, 
válvulas, etc.) destinados à medição fiscal e transferência de custódia. 
Os locais de instalação das estações de medição de gás natural devem ser 
aprovados pela ANP e devem se localizar imediatamente após as instalações de 
separação e condicionamento e antes de quaisquer instalações de transferência, 
processamento ou transporte. 
Os instrumentos de medição e os sistemas de medição utilizados devem ser 
submetidos ao controle metrológico do INMETRO ou comprovar rastreabilidade aos 
seus padrões. 
Ainda, de acordo com o INMETRO, os sistemas de medição fiscal da 
produção de petróleo e gás natural devem ser protegidos contra acessos não 
autorizados, de forma a evitar dano, falha ou perda de calibração dos instrumentos e 
componentes do sistema. Devem ser instalados selos para evitar acesso não 
autorizado às operações que possam afetar o desempenho dos instrumentos e dos 
sistemas de medição. Para operações realizadas através de programação, devem 
ser incluídas palavras-chave ou outros meios para impedir o acesso não autorizado 
aos sistemas e programas de configuração, ajustes, calibração, alarmes, históricos e 
eventos. 
Os cálculos dos volumes produzidos a partir de medidores de vazão devem 
ser realizados por computadores de vazão ou dispositivos do tipo PLC e os seus 
algoritmos de vazão de gás deverão atender ao API MPMS Chapter 14 (AGA-3 e 
AGA-8), comprovados por certificação independente. Os sistemas de medição de 
petróleo e gás natural para efeito fiscal e de apropriação da produção devem incluir 
18 
 
 
 
 
dispositivos para compensação automática das variações de pressão estática 
(absoluta no caso de gás natural) e de temperatura. 
 
 
Figura 2 - A ANP e o Inmetro são responsáveis por regular a medição de petróleo e gás natural no 
Brasil. 
 
 
 
Figura 3 - A API, a ISA e a AGA São as agências reguladoras internacionais. 
 
A seguir serão especificados os principais instrumentos de medição utilizados 
nas EMED’s. 
 
 
3.1 MEDIÇÃO DE ÓLEO 
 
 
Os sistemas de medição de óleo em linha devem, pelo menos, segundo a 
ANP e o INMETRO, ser constituídos dos seguintes equipamentos: 
 
• Medidores de fluidos do tipo deslocamento positivo ou do tipo turbina, ou 
medidores mássicos tipo coriolis, com indicação de volume. Outros tipos 
de medidores podem ser utilizados, desde que sua utilização seja 
19 
 
 
 
 
previamente autorizada pela ANP. Os medidores devem ser providos com 
totalizador sem dispositivo de retorno a zero ou, no caso de dispositivos 
eletrônicos, cujo retorno a zero não seja possível sem operar ajustes 
protegidos por meio de selos ou de outras proteções contra acesso não 
autorizado; 
• Um instrumento ou sistema de medição de temperatura ou de 
compensação automática de temperatura; 
• Um instrumento ou sistema de medição de pressão ou de compensação 
automática da pressão; 
• Um sistema de amostragem proporcional à vazão; 
• E um sistema de calibração fixo ou móvel. 
 
 
3.2 MEDIÇÃO DE GÁS NATURAL 
 
 
Os sistemas de medição de gás natural em linha devem, pelo menos, 
segundo a ANP e o INMETRO, ser constituídos dos seguintes equipamentos: 
 
• Medidores de gás natural do tipo placa de orifício, turbina ou medidor do 
tipo ultra-sônico. Outros tipos de medidores podem ser utilizados, desde 
que sua utilização seja previamente autorizada pela ANP. Pode ser 
utilizado sistema de porta placa para a troca da placa de orifício da 
tubulação; 
• Os instrumentos de medição de vazão, pressão diferencial e pressão e 
temperatura de fluxo devem ser selecionados e operados para que o valor 
medido esteja na faixa de medição e sua exatidão seja compatível com 
aquela necessária para se obter a incerteza especificada na resolução 
conjunta nº1 do INMETRO e ANP; 
• Todos estes instrumentos serão mais bem detalhados a frente. 
 
20 
 
 
 
 
Como se está tratando especificamente de medição de gás natural, agora 
iremos nos deter em detalhar os instrumentos e os métodos de medição 
regulamentados para este fim. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
21 
 
 
 
 
4. MEDIDORES DE VAZÃO 
 
 
4.1 MEDIDOR DE VAZÃO TIPO TURBINA 
 
 
O medidor de vazão do tipo turbina funciona através na rotação de suas pás 
inseridas dentro da tubulação causada pelo fluxo do fluido. A indicação da vazão 
instantânea e da vazão total pode ser realizada mecanicamente, através da rotação 
do eixo da turbina fazendo girar engrenagens de acordo com a vazão, ou 
eletronicamente através da indução magnética da passagem das pás próximo a um 
contator magnético no corpo do medidor, gerando pulsos que são interpretados 
pelos circuitos eletrônicos do mesmo, podendo ser transmitido até o supervisório da 
estação. 
 
 
Figura 4 - Medidor do tipo turbina de forma eletrônica. [5] e [6] 
 
 
22 
 
 
 
 
 
Figura 5 - Medidor do tipo turbina de forma mecânica. [7] e [8] 
 
 
Figura 6 - Diferentes tamanhos de medidores do tipo turbina. [9] e [10] 
 
A característica mais importante da turbina é sua altíssima precisão, podendo 
ater ser usada como padrão de calibração de outros medidores como o magnético e 
o ultra-sônico e sua instalação requer basicamente um trecho reto a jusante (antes 
do medidor) de 10 vezes e a montante (após o medidor) de 5 vezes o diâmetro da 
tubulação. 
As desvantagens deste medidor referem-se ao seu alto custo em tubulações 
de diâmetros elevados (a partir de 6 polegadas) visto que ele necessita de um 
carretel para a passagem do fluxo, e a necessidade de trabalhar com fluidos 
extremamente limpos e pouco viscosos, já que as impurezas nos fluidos causam um 
desgaste excessivo nas palhetas, no rotor e nas engrenagens da turbina. O mesmo 
acontece com fluidos muito viscosos. Em instalações onde pode-se conter sujeiras 
no gás, a manutenção constante desses medidores pode inviabilizar a sua 
instalação. 
23 
 
 
 
 
Nas medições de gás com turbinas devem ser atendidos os requisitos da 
norma AGA Measurement of Gas by Turbine Meters, A.G.A. Report n.º. 7. Além 
desta norma, pode-se obter mais informações sobre instalação e calibração de 
medidores do tipo turbina na norma ISO 9951. 
 
 
4.2 MEDIDOR DE VAZÃO TIPO ULTRA-SÔNICO 
 
 
Existem dois tiposde medidores ultrassônicos: efeito Doppler e tempo de 
trânsito, este último sendo o mais usado. Em todos os medidores ultrassônicos, a 
energia elétrica é usada para excitar um cristal piezelétrico em sua frequência de 
ressonância. Esta frequência de ressonância é transmitida na forma de onda, 
viajando à velocidade do som, no fluido e no material onde o cristal está tocando. 
Normalmente o medidor ultrassônico utiliza dois transdutores para envio e 
recebimento do sinal na linha, mas, dependendo da precisão necessária e do 
diâmetro da tubulação, pode-se utilizar 1, 4, 6 ou até 8 transdutores para fazer essa 
medição. 
O medidor tipo Doppler é utilizado em tubulações onde o fluido a ser medidor 
possui impurezas ou não está totalmente preenchido porque ele utiliza a reflexão da 
onda sonora no fluido em movimento para realizar a medição da vazão. Esses 
medidores geralmente não são usados em fluidos limpos e possuem precisão entre 
2 e 5%. 
 
 
Figura 7 - Modo de operação medidor de efeito Doppler. [11] 
 
24 
 
 
 
 
O medidor de vazão ultrassônico a diferença de tempo ou tempo de trânsito 
mede a vazão, medindo o tempo gasto pela energia ultrassônica atravessar a seção 
do tubo, indo a favor e contra a vazão do fluido dentro da tubulação. Os tempos de 
propagação da onda, através do fluido, são diferentes quando no sentido da vazão e 
quando no sentido contrario [1]. Como outros medidores de vazão, o medidor de 
tempo de trânsito necessita que o fluido preencha totalmente a tubulação e que ele 
contenha poucas impurezas para não resultar em erro na medição. A sua precisão 
pode variar de 1 a 5%. 
 
 
Figura 8 - Modo de operação medidor de tempo de trânsito. [11] 
 
Outro fator que influencia a escolha do medidor ultrassônico,é o tipo de 
instalação usada nos transdutores. Atualmente existem três modelos diferentes de 
instalação: o tipo permanente (onde os transdutores são integrados ao carretel do 
medidor na tubulação), os de inserção à tubulação (onde os carretéis já possuem 
entradas definidas a partir de seu diâmetro para receber os transdutores, e esses 
podem ser facilmente retirados para manutenção) e os do tipo “clamp-on” (que 
podem ser moveis ou fixos). Este último se caracteriza pela facilidade de instalação, 
visto que não é necessária nenhuma intervenção na linha para a sua instalação 
(desde que respeitados os limites de trecho reto a montante e a jusante), sendo os 
transdutores fixados externamente a uma distância predefinida entre eles (de forma 
permanente ou temporária), dependendo do diâmetro da tubulação, e muito usada 
em tubulações de grandes diâmetros devido ao seu baixo custo em comparação aos 
medidores com carretel. Para uma especificação completa devem ser consultada a 
norma AGA Reports n° 9. 
 
25 
 
 
 
 
 
Figura 9 - Diferentes tipos de montagem de transdutores. [12] e [13] 
 
 
4.3 MEDIDOR DE VAZÃO TIPO DIFERENCIAL DE PRESSÃO COM PLACA DE 
ORIFÍCIO 
 
 
O sistema de medição de vazão é formado por dois elementos separados e 
combinados: um elemento primário e um elemento secundário (sensor ou 
transmissor). 
O elemento primário está em contato direto com o fluido e produz a pressão 
diferencial. Os principais tipos de elementos primários são: placa de orifício, tubo 
Venturi e Pitot. 
 
 
Figura 10 - Medidor do tipo Pitot, placa de orifício e tubo Venturi respectivamente [16] 
 
O uso destes tipos de medidores para medição de vazão é bastante antigo. 
De acordo com registros históricos, têm-se notícias que os romanos, na Roma 
antiga, usavam a placa de orifício para a medição da água de consumo. 
De acordo com a portaria conjunta Inmetro/ANP deve-se usar apenas placa 
de orifício em medições de vazão do tipo pressão diferencial e será nele que o 
projeto irá se basear. 
O uso do medidor de vazão por pressão diferencial de deve a vários fatores: 
26 
 
 
 
 
 
• Simplicidade na confecção; 
• Baixo custo; 
• Possibilidade de medir grandes volumes de fluidos a grandes 
velocidades; 
• Facilidade de calibração; 
• Grande acervo de informações acumulados e registrados; 
• É o tipo de medição de vazão mais utilizado no mundo (estima-se que 
cerca de 50% dos medidores sejam do tipo pressão diferencial). 
 
Com relação especificamente à placa de orifício, algumas observações 
devem ser feitas: 
 
• Ela consiste basicamente de uma chapa metálica, normalmente de aço 
inoxidável, perfurada de forma precisa e calculada, a qual é instalada 
perpendicularmente ao eixo da tubulação entre flanges ou em dispositivos 
porta-placas, para gerar uma diferença de pressão do fluido antes e 
depois da placa. 
• O diâmetro do orifício é calculado de modo que seja o mais preciso 
possível, e suas dimensões sejam suficientes para produzir, à máxima 
vazão, uma pressão diferencial máxima adequada, de acordo com a 
norma AGA n°3. 
• Normalmente o orifício da placa é concêntrico, quer dizer, ele se localiza 
no centro da placa e é utilizada para todos os tipos de fluidos sem sólidos 
em suspensão. No caso do fluido possuir sólidos em suspensão, pode-se 
utilizar os orifícios concêntricos ou segmental, conforme figura abaixo. 
• A face de entrada deverá ser polida, o ângulo de entrada do orifício 
deverá ser de 90° e totalmente isenta de rebarbas e imperfeições. Na 
saída o ângulo pode variar, sendo mais comum o uso de 45°. 
 
27 
 
 
 
 
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. [1] 
O instrumento usado para fazer esse tipo de medição é o transmissor de 
vazão por pressão diferencial. Ele pode ter, como elemento sensor, os seguintes 
dispositivos: elemento indutivo, piezoelétrico, piezoresistivo ou strain-gauge e célula 
capacitiva, para citar os mais utilizados, para medir a pressão diferencial causada 
pela placa de orifício ou por qualquer outro elemento de vazão produtor de pressão 
diferencial (depriogênico). Esses instrumentos medem uma pressão diferencial 
relativamente baixa, medidas normalmente em mmH2O ou polegadas de H2O. 
O elemento secundário (sensor de pressão diferencial) detecta a diferença de 
pressão gerada pelo elemento primário. A pressão diferencial gerada pelo elemento 
primário é medida através das tomadas de impulso, geralmente localizada nos 
flanges da placa de orifício, pelo elemento secundário. O elemento secundário ainda 
pode ser do tipo analógico, para indicação local, ou eletrônica, para transmissão do 
valor da vazão medida. Todos os transmissores geram um sinal analógico e podem 
convertê-los em sinais digitais para envia-los em redes digitais (como rede 
Foundation Fieldbus ou rede Hart), se necessário. Abaixo está um esquema do 
funcionamento do medidor e transmissor de vazão por pressão diferencial eletrônico: 
 
 
Figura 11 - Esquema de funcionamento de um transmissor de vazão (SMAR LD300). [28] 
 
Abaixo serão detalhados os diversos sensores citados para o transmissor de 
pressão diferencial ou manométrico. 
28 
 
 
 
 
 
4.3.1 Transmissor Eletrônico de Pressão Tipo Indutivo 
 
A pressão do processo, aplicada no elemento metálico elástico (fole), 
movimenta/deforma-o; este movimento é transmitido à barra de força ou alavanca 
transmissora por intermédio da lâmina de articulação. A barra de força ou alavanca 
transmissora é acoplada ao diafragma de selagem que também funciona como seu 
ponto de apoio (pivô). Esta força é transmitida ao disco de rearme, através da 
alavanca de deflexão, aproximando o disco de rearme do detector. Esta 
aproximação gera um aumento da indutância, com um consequente aumento no 
consumo de corrente e um aumento no sinal de saída do detector. Paralelamenteà 
aproximação do disco de rearme, acontece o afastamento da bobina de 
realimentação do imã permanente; ao mesmo tempo, o sinal se saída do detector é 
amplificado e retificado na unidade amplificadora, resultando no sinal de saída do 
transmissor (4 a 20 mA). Este sinal também é aplicado na bobina de realimentação, 
aumentando a força para equilíbrio do sistema. [34] 
 
 
Figura 12 - Detalhe de funcionamento do transmissor de pressão do tipo indutivo. [34] 
 
29 
 
 
 
 
Esta força age sobre o braço de rearme, em sentido contrário à variação do 
sinal anterior, afastando o disco de rearme do detector; deste modo, o sistema 
atinge um novo equilíbrio, com o sinal de saída do transmissor ficando proporcional 
ao valor da pressão medida naquele momento. O sinal de saída do instrumento é 
transmitido para um receptor eletrônico de faixa compatível, seja para fins de 
indicação, registro ou controle. [34] 
Devido a sua elevada complexidade e a ter dispositivos mecânicos móveis, 
este tipo de transmissor é pouco utilizado. 
 
 
Figura 13 - Transmissor eletrônico de pressão Indutivo. [34] 
 
4.3.2 Transmissor Eletrônico de Pressão Tipo Piezoelétrico 
 
A medição de pressão utilizando este tipo de sensor se baseia no fato dos 
cristais assimétricos ao sofrerem uma deformação elástica ao longo do seu eixo 
axial, produzirem internamente um potencial elétrico causando um fluxo de carga 
elétrica em um circuito externo. A quantidade elétrica produzida é proporcional à 
pressão aplicada, sendo então essa relação linear o que facilita sua utilização. Outro 
fator importante para sua utilização está no fato de se utilizar o efeito piezoelétrico 
de semi-condutores, reduzindo assim o tamanho e peso do transmissor, sem perda 
de precisão. Cristais de turmalina, cerâmica Policristalina Sintética, quartzo e quartzo 
cultivado podem ser utilizado na sua fabricação, porém o quartzo cultivado é o mais 
empregado por apresentar características ideais de elasticidade e linearidade. [34] 
 
30 
 
 
 
 
 
Figura 14 - Transmissor eletrônico de pressão piezoelétrico. [34] 
 
4.3.3 Transmissor Eletrônico de Pressão Tipo Piezoresistivo ou Strain-Gage 
 
Este tipo de instrumento tem o funcionamento de seu transdutor baseado na 
variação de comprimento e diâmetro, e, portanto, na variação da resistência, que 
ocorre quando um fio de resistência sofre uma deformação elástica proveniente de 
uma tensão mecânica gerada por uma pressão. Neste tipo de instrumento, a 
pressão do processo atua no elemento mecânico elástico (diafragma) que se 
movimenta/deforma e, em consequência, movimenta a alavanca onde estão 
instalados os sensores strain-gage, esticando-os ou comprimindo-os de acordo com 
a pressão do processo e a disposição que o fabricante tenha adotado para sua 
instalação. [34] 
 
31 
 
 
 
 
 
Figura 15 - Transmissor eletrônico de pressão piezoresistivo. [34] 
 
Os strain-gage (extensômetros) fazem parte de uma ponte de Wheatstone, na 
qual se aplica uma tensão, de forma que a pequena corrente que circula pelas 
resistências ocasione uma queda de tensão e a ponte se equilibre para estas 
condições. Neste sistema, qualquer variação na pressão do processo moverá o 
diafragma metálico, que, por sua vez, variará a posição da alavanca e, em 
consequência, variará a resistência dos sensores strain-gage, desequilibrando a 
ponte e fazendo variar o sinal de saída do instrumento (4 a 20 mA). Na ponte com 
dois braços ativos, o elemento sensor que funciona como medidor fica montado na 
parte deformada do dispositivo, enquanto o elemento utilizado para comparação fica 
montado na parte não deformada. Com este arranjo, obtém-se a compensação da 
expansão térmica dos suportes e da modificação da resistência dos elementos, em 
consequência da alteração de temperatura. [34] 
Na ponte com quatro braços ativos, dois elementos sensores são montados 
de modo a serem tensionados pelo aumento de pressão e os outros dois são 
montados em compressão, ou sem qualquer tensão. Esta configuração aumenta a 
sensibilidade do transdutor e mantém a característica de compensação de 
temperatura. [34] 
32 
 
 
 
 
 
 
Figura 16 - Detalhe de funcionamento do transmissor de pressão do tipo piezoresistivo. [34] 
 
4.3.4 Transmissor Eletrônico de Pressão Tipo Capacitivo 
 
Este tipo de instrumento tem seu funcionamento baseado na variação de 
capacitância que se introduz em um capacitor quando se desloca uma de suas 
placas em consequência de aplicação de pressão. Neste instrumento, a pressão de 
processo é transmitida através do movimento/deslocamento do elemento mecânico 
elástico (diafragma isolador), cujo interior é cheio de óleo ou silicone, para o 
diafragma sensor localizado no centro da célula. A pressão atmosférica de 
referência é transmitida da mesma maneira pelo segundo diafragma isolador para o 
outro lado do diafragma sensor. O deslocamento do diafragma sensor (o movimento 
máximo é da ordem de 0,004 polegada) é proporcional ao diferencial de pressão 
aplicado sobre ele e que, por sua vez, variará em função da pressão aplicada nos 
diafragmas isoladores. [34] 
 
33 
 
 
 
 
 
Figura 17 - Detalhe de funcionamento do transmissor de pressão do tipo capacitivo. [34] 
 
A posição do diafragma sensor (placa móvel) é detectada pelas placas do 
capacitor colocadas nos dois lados do diafragma sensor. O valor da capacitância 
diferencial existente entre o diafragma sensor e as placas do capacitor 
(aproximadamente 150 pf) é convertido eletronicamente, resultando no sinal de 
saída do transmissor (4 a 20 mA), que é transmitido para um receptor eletrônico 
para fins de indicação, registro e/ou controle. [34] 
 
 
Figura 18 - Componentes da célula capacitiva. [34] 
34 
 
 
 
 
 
A principal característica dos sensores capacitivos é a completa eliminação 
dos sistemas de alavancas na transferência da força/deslocamento entre o processo 
e o sensor. Este tipo de sensor resume-se na deformação de uma das armaduras do 
capacitor. Tal deformação altera o valor da capacitância total, que é medida por um 
circuito eletrônico. Esta montagem, se por um lado elimina os problemas mecânicos 
das partes móveis, expõe a célula capacitiva às rudes condições do processo, 
principalmente à temperatura do processo. Esse inconveniente pode ser superado 
através de circuitos sensíveis à temperatura montados juntos ao sensor. Outra 
característica inerente à montagem é a falta de linearidade entre a capacitância e a 
distância das armaduras devido à deformação não linear, sendo necessário, 
portanto, uma compensação (linearização) a cargo do circuito eletrônico. O sensor é 
formado pelos seguintes componentes: [34] 
 
• Armaduras fixas metalizadas sobre um isolante de vidro fundido; 
• Dielétrico formado pelo óleo de enchimento (normalmente silicone); 
• Armadura móvel (diafragma sensor). 
 
Uma diferença de pressão entre as câmaras de alta (High) e de baixa (Low) 
produz uma força no diafragma isolador, que é transmitida pelo líquido de 
enchimento. A força atinge a armadura flexível (diafragma sensor) provocando sua 
deformação alterando, portanto, o valor das capacitâncias formadas pelas 
armaduras fixas e a armadura móvel. Esta alteração é medida pelo circuito 
eletrônico que gera um sinal proporcional à variação de pressão aplicada à câmara 
da cápsula de pressão diferencial capacitiva. [34] 
 
 
Figura 
 
Este tipo de transmissor de pressão é o mais utilizado pela indústria por ter 
um custo relativamente baixo e nã
Por isso, este tipo de sensor é o que será escolhido para ser utilizado nos 
transmissores de pressão deste projeto.
 
Figura 20 - Transmissor de pressão manométrico e diferencial, respectivamente, do tipo capacitivo
 
4.3.5Montagem dos Equipamentos
 
Para a montagem das linhas de impulso do fluido e do sensor, deve
obedecer a tabela abaixo:
 
Figura 19 - Funcionamento básico do sensor. [34] 
Este tipo de transmissor de pressão é o mais utilizado pela indústria por ter 
um custo relativamente baixo e não possuir partes mecânicas (menos manutenção). 
Por isso, este tipo de sensor é o que será escolhido para ser utilizado nos 
transmissores de pressão deste projeto. 
Transmissor de pressão manométrico e diferencial, respectivamente, do tipo capacitivo
Montagem dos Equipamentos 
Para a montagem das linhas de impulso do fluido e do sensor, deve
obedecer a tabela abaixo: 
35 
 
 
 
Este tipo de transmissor de pressão é o mais utilizado pela indústria por ter 
o possuir partes mecânicas (menos manutenção). 
Por isso, este tipo de sensor é o que será escolhido para ser utilizado nos 
 
Transmissor de pressão manométrico e diferencial, respectivamente, do tipo capacitivo. 
Para a montagem das linhas de impulso do fluido e do sensor, deve-se 
36 
 
 
 
 
 
Tabela 1 - Montagem do transmissor de vazão. 
Fluido do 
Processo 
Localização das 
Tomadas 
Localização do Transmissor em Relação às 
Tomadas 
Gás Superior ou 
Lateral 
Acima 
Líquido Lateral Abaixo ou no Mesmo Nível 
Vapor Lateral Abaixo com o uso de pode de condensado 
 
 
 
Figura 21 - Esquema de montagem do transmissor de vazão para fluidos líquidos. [29] 
 
 
Figura 22 - Esquema de montagem do transmissor de vazão para fluidos gasoso e vapores. [29] 
 
37 
 
 
 
 
 
Figura 23 - Montagem do elemento secundário para medição de vazão de gás. [17] 
 
A figura anterior mostra a montagem da placa de orifício diretamente na 
tubulação através do uso de flanges especiais que sustentam a placa e possuem as 
tomadas de pressão diferencial, são os chamados flanges de orifício. 
 
 
Figura 24 - Montagem de flanges de orifício. [29] 
 
Caso o processo exija, pode-se utilizar porta-placas para que seja feita a 
substituição das placas de orifício sem que a tubulação seja desmontada e sem que 
o processo seja parado, porém ela tem um custo bem superior. 
38 
 
 
 
 
 
 
Figura 25 - Exemplos de porta-placas e flanges de orifício. [18] 
 
O elemento secundário consegue fazer a medição de vazão através de 
algumas fórmulas matemáticas que, de acordo com John Bernoulli (quem 
desenvolveu o teorema básico das equações hidráulicas), a pressão diferencial 
gerada através do orifício é proporcional ao quadrado da vazão que passa através 
da placa. Esta relação ainda é válida, com algumas modificações para fluidos 
compressíveis. 
Se observa que a teoria de funcionamento da medição de vazão por placa de 
orifício é bastante simples porém seu comissionamento e seleção são bastantes 
complexos. Eles são regidos pelas normas ISO 5167 e AGA Report n° 3 . Elas 
também trazem informações sobre o tamanho do trecho reto a montante e a jusante 
do elemento primário necessária para a medição, localização das tomadas de 
pressão, diâmetro do orifício, material da placa, número de orifícios, geometria do 
orifício, etc. 
 
 
4.4 PARÂMETROS DE 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 
39 
 
 
 
 
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 deve-se limitar a uma tabela 
bidimensional. [1] 
Os parâmetros que devem ser considerados na escolha e na especificação do 
medidor de vazão são os seguintes: 
 
4.4.1 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. [1] 
É necessário o conhecimento dos seguintes dados da vazão: 
 
• O tamanho da linha a ser usada; 
• A faixa de medição vazão máxima, mínima e normal; 
• A precisão requerida; 
• A função do instrumento (indicação, registro, controle ou totalização); 
• O tipo de vazão (pulsante, constante, com golpe de aríete, turbulenta ou 
laminar); 
• As características e tipo do fluido medido (líquido, vapor ou gás); 
• Os efeitos de corrosão química do fluido. 
 
4.4.2 Custo 
 
40 
 
 
 
 
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. [1] 
Os custos de um sistema de medição com placa de orifício incluem: 
 
• Placa (dimensionamento, confecção); 
• Instalação da placa (flange de orifício ou furos na tubulação); 
• Transmissor eletrônico, convencional ou inteligente; 
• Tomada do transmissor à tubulação; 
• Instrumento sensor, indicador ou transmissor com circuito para cálculo da 
vazão; 
• Trecho reto calibrado e retificado de fluxo, caso necessário; 
• Perda de carga aceitável; 
• Manutenção e calibração. 
 
4.4.3 Função 
 
A função associada à vazão, a ser fornecida pelo instrumento receptor 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. [1] 
 
4.4.4 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. [1] 
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 
41 
 
 
 
 
diferentes precisões em função do fabricante, projeto de construção e materiais 
empregados. [1] 
 
4.4.5 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. [1] 
 
4.4.6 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. [1] 
 
4.4.7 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 consequência, 
maior a pressão de bombeamento.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. [1] 
Um detalhe deve ser levado em consideração com relação à perda do fluido 
causada pela placa de orifício, quanto maior a perda de carga causada, maior será o 
diferencial de pressão e, com isso, será mais fácil para o medidor de vazão detectar 
a pressão diferencial. Por outro lado, quanto menor for a perda de carga causada, 
42 
 
 
 
 
menor será o diferencial de pressão e será mais difícil para o transmissor de vazão 
detectar a pressão diferencial. 
Esses dados estão relacionados com o β da placa de orifício, que nada mais 
é que a relação entre o diâmetro do orifício da placa e o diâmetro interno da 
tubulação. 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. Quanto maior o β, 
menor a pressão diferencial gerada. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
43 
 
 
 
 
5. COMPENSAÇÕES 
 
 
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. Como os 
gases são compreensíveis, é necessário fazer a compensação da pressão estática e 
da temperatura do processo. [1] 
A temperatura influi na densidade, na viscosidade e na compressibilidade dos 
fluidos. Por isso, na medição da vazão volumétrica de gases é mandatória a 
compensação da temperatura. [1] 
Para que seja feita a compensação da pressão estática, basta acrescentar um 
medidor de pressão manométrica na linha em que está sendo feita a medição a uma 
distância definida em norma no elemento primário. O mesmo processo deve ser feito 
para a medição da temperatura, sendo, desta vez, instalado um poço com um 
elemento sensor para que seja feita a medição, normalmente utilizam-se bimetal 
para indicação local e resistência metálica ou termopar para transmissores. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
44 
 
 
 
 
6. COMPUTADOR DE VAZÃO 
 
 
O computador de vazão é projetado para a solução instantânea e continua 
das equações de vazão dos elementos geradores de pressão diferencial (placa, 
venturi, bocal) e dos medidores lineares de vazão (turbina, medidor magnético, 
vortex.) O computador de vazão recebe sinais analógicos proporcionais à pressão 
diferencial, temperatura, pressão estática, densidade, viscosidade e/ou pulsos 
proporcionais à vazão e os utiliza para computar, totalizar e indicar a vazão 
volumétrica compensada ou não compensada e a vazão mássica. [1] 
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 a prova de chama. [1] 
Ele também pode ser um CLP destinado especificamente para o cálculo das 
vazões, neste caso, nenhum outro instrumento que não esteja na medição poderá 
ser acrescentado a ele. 
Nas medições de vazão volumétrica de gás o computador de vazão pode 
receber até 5 sinais diferentes por medição: 
 
• O sinal do transmissor de vazão, proporcional ao quadrado da vazão 
medida; 
• O sinal do transmissor de pressão, proporcional à pressão absoluta 
estática do processo; 
• O sinal do transmissor de temperatura, proporcional à temperatura 
absoluta do processo. Opcionalmente, pode-se recebe o sinal de 
resistência de um RTD ou a milivoltagem de um termopar. 
• Opcionalmente, pode receber o sinal de um transmissor de densidade, 
para corrigir a densidade do gás. 
• Opcionalmente, também pode-se receber o sinal de pulsos dos medidores 
tipo ultrassônico e turbina para totalização da vazão. 
45 
 
 
 
 
 
Para medidores de pressão diferencial todas as contagens devem ser 
totalizadas. A quantidade volumétrica nas condições de medição deve ser calculada 
e a somatória executada, no mínimo em um intervalo equivalente à unidade de 
tempo. 
O projeto de norma da ABNT 04:005.10-023, de Março de 2002, estabelece: 
 
• Os elementos necessários e a formulação dos algoritmos tanto para o 
cálculo da medição através de diferencial de pressão, como também para medidores 
lineares. A composição dos algoritmos estabelecem sistemáticas de amostragem, 
metodologias de cálculo e técnicas de estabelecimento de valores médios 
representativos. Cada elemento constituinte do algoritmo é aplicável à determinada 
equação de vazão, no entanto, a formulação global do algoritmo é estabelecida de 
maneira a assegurar confiabilidade a um sistema de medição de gás. Ao aplicar 
estes métodos à medição através de placa de orifício. as equações de vazão 
apropriadas são encontradas na última revisão da API NPMS, capítulo 14.3 , parte 1 
a parte 4; 
• Que a frequência mínima de amostragem para qualquer variável dinâmica 
é de uma vez a cada segundo; 
• Que uma vazão mínima de corte para medição pela pressão diferencial 
deve ser estabelecida contratualmente entre as partes envolvidas tomando como 
base a realidade das condições operacionais; 
• As fórmulas para se detectar as quantidades de fluido medidos, além da 
forma de disponibilização das informações; 
• As formas de registro e de realização de auditorias das informações 
processadas. Esse registro deve conter a data e hora das medições, o tipo de 
algoritmo de cálculo utilizado, o registro de alterações no algoritmo, dados da placa 
de orifício e da tubulação, além das informações do fluido; 
• As instalações dos equipamentos de medição; 
• A frequência e os procedimentos de calibração dos instrumentos. 
 
46 
 
 
 
 
 
Figura 26 - Exemplo de computador de vazão instalado em painel. 
 
Existem diversos fabricantes que produzem computadores de vazão, entre 
eles a Smar Equipamentos Industriais Ltda. (com sua linha FC302) e a Emerson 
Eletric Co. (com sua linha Floboss™). O objetivo de ambas é o mesmo, coletar as 
informações dos sensores do campo, fazer os cálculos de vazão com compensação 
e cálculo de incerteza, elaborar relatórios e permitir segurança contra alterações não 
autorizadas em seu código. 
O FC302, computador de vazão da Smar, possui, entre outras, as seguintes 
vantagens: 
 
• Compatível com todos os métodos de medição (pressão diferencial, 
coliolis, turbina, ultrassônico, etc.); 
• Pode controlar o processo (válvulas e atuadores); 
• Possui registro de atividades, podendo identificar usuários e níveis de 
acesso; 
• Pode se comunicar através de Foundation Fieldbus, Modbus, Ethernet ou 
Hart; 
47 
 
 
 
 
• Realiza medições de líquidos e gases com compensação; 
• Capacidade de criar relatórios em acordo com as normas API 21.1 e API 
21.2; 
• Pode detectar falha de leitura dos instrumentos; 
• Possui hardware modular, quer dizer, ele é instalado em chassi que pode 
incorporar outros computadores ou outros controladores para receber a 
quantidade de malhas de controle e de medição adequadas, podendo, 
através apenas da compra de cartões extras, ampliar sua capacidade. 
 
A figura abaixo mostra um exemplo de montagem do computador de vazão da 
Smar com 2 racks, 1 fonte de alimentação, 1 móduloprocessador (FC302) e 6 
módulos de entrada e saída para receber as informações e controlar os instrumentos 
de campo. Ele ainda pode conter toda a gama de módulos para o controlador LC700 
com E/S discretas e analógicas, barreiras de segurança intrínsecas, fontes de 
alimentação e módulos de conversão de sinal (Hart/Foundation Fieldbus, por 
exemplo). 
 
 
Figura 27 - Modelo do computador de vazão da Smar. [30] 
 
A Emerson, por sua vez, possui uma ampla gama de opções de 
computadores de vazão da linha Floboss, entre eles destacam-se o Floboss 103 e o 
Floboss 407. 
48 
 
 
 
 
O Floboss 103 é o computador de vazão mais “simples” da linha da Emerson, 
isso porque ele permite apenas a medição de uma malha de vazão de gás por 
pressão diferencial, porém é o mais econômico e prático, visto que ele é muito 
parecido com um transmissor de vazão mutivariável, quer dizer, ele possui as 
seguintes características: 
 
• Ele é compacto; 
• Possui invólucro em alumínio e é a prova de explosão (deve ser instalado 
junto ao processo); 
• Possui sensores para medir a pressão diferencial e a pressão estática; 
• Possui entrada para as informações da termorresistência via 2 ou 3 fios; 
• Possui microcontrolador de 32 bits; 
• Possui conexão para alimentação via painel solar; 
• Possui comunicação via protocolo RS-232 ou RS-485; 
• Possui visor de cristal líquido para visualização local; 
• Efetua cálculo de vazão de acordo com a norma AGA-8; 
• Possui registro de alarmes e eventos e arquivos as informações por até 
60 dias; 
• Possui controle de energia para economizar bateria; 
• E o nível de acesso do usuário é configurável. 
 
 
Figura 28 - Computador de vazão Floboss™ 103 da Emerson. [31] 
49 
 
 
 
 
 
Entretanto o Floboss 407 é um computador de vazão com as funções 
parecidas com o 103, mas que possui como diferenças sua estrutura física em forma 
de caixa, a possibilidade de interligar até 4 medidores de vazão, pode fazer a 
medição de vazão a partir de medidores tipo turbina utilizando a norma AGA 8 
(dependendo da versão) e possui maior capacidade de armazenamento . 
 
 
Figura 29 - Floboss 103 da Emerson/Fisher. [32] 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
50 
 
 
 
 
7. PROJETANDO A EMED 
 
 
A estrutura sequencial de um projeto de instrumentação consiste de etapas a 
serem cumpridas de acordo com a evolução do projeto. Estas etapas podem ser 
visualizadas no fluxograma mostrado a seguir: [14] 
 
 
Figura 30 - Estrutura de um projeto de instrumentação. [14] 
 
Será detalhada apenas etapas referentes à concepção do projeto da EMED 
(Projeto básico e projeto executivo). 
Devido ao enorme volume de documentos gerados em um projeto, é 
necessário existir um sistema para manter o controle e rastreabilidade destes 
papéis. Além de controlar os desenhos e documentos criados, faz-se necessário 
controlar as revisões destes documentos. Muitos dos desenhos foram iniciados na 
fase preliminar do projeto e serão modificados na fase de detalhamento da 
engenharia, o que prova que nenhum documento é realmente um documento final. 
Um sistema de controle de documentação pode ser simples ou complexo, 
porém recomenda-se que o mesmo seja o mais descomplicado possível. Será 
necessário criar um sistema que contemple as seguintes informações relacionadas 
ao documento : [14] 
 
• Número 
• Título 
• Tipo 
• Tamanho 
• Data de criação 
• Data de Revisões 
• Nota das revisões 
51 
 
 
 
 
 
7.1 PROJETO BÁSICO 
 
 
O projeto básico detalha o projeto para análise, quer dizer, define todo o 
processo, determina-se o layout e lista-se os equipamentos e instrumentos. Para a 
instrumentação, os documentos mais importantes a serem desenvolvidos nesta fase 
são: 
 
• Critérios de projeto (projeto conceitual) 
• Fluxograma de engenharia 
• Folha de dados do processo 
• Lista de instrumentos 
• Memorial descritivo 
• Matriz de causa e efeito 
• Arquitetura de Automação 
 
7.1.1 Critérios do Projeto 
 
Neste projeto será utilizado o medidor do tipo diferencial de pressão utilizando 
placa de orifício, pois este é o método mais barato e mais usado no mundo, apesar 
das tecnologias de ultrassom e turbina estarem se popularizando e exigirem menor 
gasto ao se calcular suas especificações. 
Será usado uma arquitetura com dois tramos de medição igualmente 
montados para possibilitar uma redundância de medidores, muito necessário caso 
algum instrumento apresente defeito e a medição não pode ser interrompida, 
fazendo o procedimento para desviar o fluxo para o tramo de medição que esteja 
funcionando corretamente até que o outro seja consertado. 
Os dados de processo gerados nos documentos são hipotéticos, mas 
baseiam-se em processos reais. 
 
Essa EMED será composta por duas partes: 
52 
 
 
 
 
• A primeira será composta por válvulas responsáveis por regular a pressão 
e a vazão no medidor de vazão. Esta unidade de regulagem e 
condicionamento do gás a ser medido é chamada de Estação de 
Redução de Pressão (ERP). Ela é composta por: 
 
1 - Válvula de Bloqueio: 
É o elemento inserido em pontos estratégicos da rede, com o objetivo de 
propiciar o isolamento de uma parte deste sistema, para que possa ser 
efetuada a sua manutenção ou facilitar a drenagem de impurezas 
acumuladas. 
Tipos de válvulas utilizados: 
Válvula Tipo Esfera, Válvula Tipo Macho, Válvula Tipo Globo e Válvula 
Tipo Borboleta. 
 
2 - Filtro e Coletor de Líquidos 
O filtro tem como função primordial reter as partículas sólidas em 
suspensão e o vaso coletor aprisionar as substâncias liquefeitas, que são 
purgadas manualmente para o ambiente. 
 
3 - Válvula de Bloqueio Automático: 
É um dos dispositivos de proteção recomendado pela norma, que atua 
rapidamente caso ocorra uma anormalidade no setor em que se encontra 
instalado, decorrente do aumento excessivo da pressão (falha no regulador 
de pressão) ou do aumento exagerado do fluxo de gás (rompimento da 
tubulação). 
 
4 - Válvula Reguladora de Pressão: 
Esta válvula é utilizada para manter os níveis de pressão dentro de uma 
faixa satisfatória, e similarmente a válvula de bloqueio automática, pode ser 
acionada diretamente ou por piloto. 
No acionamento direto, o grau de abertura da válvula, é obtido pelo 
equilíbrio obtido entre as forças que atuam no conjunto mola-diafragma, 
53 
 
 
 
 
quanto maior a pressão menor a abertura, o que compatibiliza o fluxo do gás 
passante com a demanda deste combustível. 
O piloto é um dispositivo secundário que permite um controle mais 
preciso do perfil da pressão. 
 
5 - Válvula de Alívio de Pressão e de Segurança: 
A válvula de alívio de pressão normalmente é aplicada como retaguarda 
para a válvula de bloqueio automático, pois a sua graduação de atuação é 
superior a de atuação desta. 
A válvula de segurança tem uma função similar ao de alívio de pressão, 
ou seja, a de atuar quando um determinado nível de pressão pré-estabelecido 
é ultrapassado, diferindo somente pela vazão de escoamento. Na válvula de 
segurança esta vazão é superior, pois somente fecha caso a pressão diminua 
para um valor abaixo do disparo, enquanto que na válvula de alívio é 
restabelecida assim que a pressão retorne ao valor de disparo. 
 
6 - Válvula de Retenção: 
É adotada em Estação Reguladora de Pressão que possui a 
configuração By Pass, para permitir que haja a seletividade entre as válvulas 
de bloqueio. 
 
 
Figura 31 - Configuração de ERP. [22] 
 
1 
3 5 4 6 
2 
54 
 
 
 
 
• A segunda será composta especificamente pelos instrumentos de vazão e 
compensação da medição do gás. Ela é composta por: válvulas de 
bloqueio, transmissoresde pressão (PT) para a compensação da pressão 
estática, transmissores de temperatura (TT) para compensação da 
temperatura do gás, placa de orifício (FT) para gerar a pressão diferencial 
que será medida pelo transmissor de pressão diferencial (PDT). 
 
 
Figura 32 - Configuração da EMED. 
 
Como apenas a EMED é escopo deste projeto, a Estação de Redução de 
Pressão não será detalhada. Apenas a Estação de Medição terá seu detalhamento 
aplicado neste projeto. 
 
7.1.2 Fluxograma de Engenharia 
 
O fluxograma de engenharia inclui detalhes do processo e dos equipamentos 
incluindo todos os tubulações, motores, válvulas, instrumentos para controle, e seus 
respectivos tags (identificações). As malhas de controle são mostradas de forma 
detalhada indicando a instrumentação de campo e de painel (local ou remota). A 
simbologia usada no fluxograma deverá estar de acordo com a norma ISA 5.1. O 
fluxograma deste projeto encontra-se no Apêndice A. 
 
55 
 
 
 
 
7.1.3 Folha de Dados de Processo 
 
As folhas de dados de processo são fundamentais para a correta seleção e 
dimensionamento dos instrumentos. Ela deve ser elaborada em formulários 
padronizados e devem conter o tipo de serviço, condições mínimas, normais e 
máximas das principais variáveis (pressão, vazão, temperatura, etc.), condições de 
alarme, segurança, salinidade, características químicas e físicas dos materiais, etc. 
Abaixo temos um modelo de folha de dados de processo de temperatura. As folhas 
de dados normalmente são gerados em folhas de formato A4. No Apêndice B estão 
as folhas de dados de processo dos instrumentos deste projeto (instrumentos de 
temperatura, pressão e vazão) e foram elaboradas prevendo um hipotético sistema 
fiscal de medição de gás. Lembrando que os instrumentos na Estação de Redução 
de Pressão não serão especificadas visto que não é parte do escopo deste projeto. 
 
7.1.4 Listas de Instrumentos 
 
Uma Lista de Instrumentos tem a função de referenciar e ordenar todos os 
instrumentos de uma planta industrial, ordenando suas identificações e fazendo 
referencia aos documentos que contém todas as informações que lhes são 
pertinentes: serviços, fluxograma, equipamentos ou linha onde estão instalados, 
desenhos dos detalhamentos de instalação elétrica, pneumática, de processo, 
diagrama de malha, planta de instrumentação, etc. O tamanho deste documento 
normalmente é do formato A3. Os instrumentos deverão ser grupados por variável e 
ordenados por malhas ou serviço que estão executando, seguindo a ordem 
numérica de identificação (tag). A lista de instrumentos do projeto está no Apêndice 
C. 
 
7.1.5 Memorial Descritivo 
 
O memorial descritivo para instrumentação divide-se em dois: o memorial 
descritivo das malhas de controle e o memorial descritivo do sistema de 
instrumentação. 
56 
 
 
 
 
O Memorial Descritivo do Sistema de Instrumentação deve conter as 
informações que permitam o entendimento do projeto de instrumentação/automação 
como um todo, o escopo de fornecimento de materiais, equipamentos e serviços e a 
descrição dos diversos elementos dos sistemas de instrumentação, individualmente. 
O Memorial Descritivo das Malhas de Controle deve conter explicações sobre 
o objetivo e forma de funcionamento das malhas de controle, bem como explicitar as 
equações, parâmetros e algoritmos a serem ajustados nas funções envolvidas 
nestas malhas. 
Ambos os memoriais podem ser unidos em um único documento no formato 
A4. 
 
7.1.6 Matriz de Causa e Efeito 
 
A matriz de causa e efeito deve mostrar o inter-relacionamento entre os 
eventos (causa) e as ações (efeito), que devem ocorrer de forma automática e 
controlada pelo sistema (SIS, SDCD etc.). Deve ser apresentado em uma forma 
matricial com as causas nas linhas e os efeitos nas colunas. 
A matriz de causa e efeito é criada a partir do Memorial Descritivo e é um dos 
principais documentos para a criação do diagrama lógico durante o desenvolvimento 
do projeto executivo, no futuro. Como foi dito anteriormente, ele é dividido em linhas 
e colunas. Nas linhas são identificados os sensores que irão transmitir as 
informações do processo, a descrição da variável que ele está transmitindo (“vazão 
alta”, “pressão baixa”, por exemplo), e o set de ajuste em que o processo deve ser 
atuado. Na coluna devem ser inseridos a identificação dos atuadores do processo 
(válvulas, bombas, etc.) bem como sua descrição (“liga bomba”, fecha válvula”, por 
exemplo). 
No centro da matriz deve ser assinalado o item em que há interrelação entre o 
sensor e o atuador. Quer dizer, no ponto de intercessão entre a linha do sensor e a 
coluna do atuador do processo, este será acionado ao se atingir o ponto de ajuste 
indicado para o sensor. A forma de atuação será descrita na coluna do atuador e 
melhor detalhada no diagrama lógico e no memorial descritivo. 
Além da atuação direta, pode-se descrever acionamentos temporizados e 
com retardo, além de lógicas de programação na matriz. Não se deve inserir ações 
57 
 
 
 
 
de alarme na matriz de causa e efeito. Neste projeto da EMED Fiscal não há 
elaboração de matriz de causa e efeito, visto que não há ações de controle 
automático. 
 
7.1.7 Arquitetura de Automação 
 
A arquitetura de automação mostra, de forma pictográfica, os equipamentos 
de automação, sua localização física e a maneira que se interligam. Deve estar claro 
os tipos de rede, os meios de comunicação e os protocolos utilizados, bem como a 
especificação de equipamentos que já estão definidos (rádios, controladores, etc). 
Abaixo há um desenho que representa um modelo de arquitetura de sistema de 
automação. 
 
 
Figura 33 - Exemplo de arquitetura de sistema de medição. [30] 
 
Neste projeto serão utilizadas redes Foundation Fieldbus para interligar os 
instrumentos ao computador de vazão da Smar, o FC302, devido a ele ser mais 
flexível e permitir o controle posterior da unidade de controle e redução da pressão e 
da vazão do gás natural. 
58 
 
 
 
 
A rede Foundation Fieldbus foi escolhida por ser uma rede digital, 
amplamente utilizada em todo mundo, com diversas vantagens em relação às 
transmissões de dados analógicas, como: 
 
• Maior confiabilidade; 
• Maior número de funções dos instrumentos; 
• Menor custo de instalação do cabeamento; 
• Maior segurança, com as barreiras intrínsecas; 
• Maior velocidade no tráfego de dados, entre outros. 
 
Com relação a outras redes digitais, como a HART, por exemplo, a tabela 
abaixo mostra um comparativo: 
 
Tabela 2 - Comparativo entre rede Hart e Foundation Fieldbus. 
CARACTERÍSTICA HART FOUNDATION FIELDBUS 
Aceitação de 
Tecnologia 
Base instalada bastante 
numerosa. Fácil manutenção. 
Base instalada em 
crescimento. 
Comunicação 100 bits/s. No modelo H1 se 
comunica a 31.250 bits/s 
Diagnóstico Apenas do próprio dispositivo Do próprio dispositivo e 
dos outros da rede. 
Comunicação entre 
Dispositivos 
Não possui. Possui. 
Número de dispositivos 
conectados na rede 
(Max.) 
15 teórico – 3 real. 32 teórico – 16 real. 
Barreira de Segurança 
Intrínseca 
Possui. Possui. 
Aplicações de controle 
avançado no campo 
Não suporta. Suporta blocos de 
funções. 
Plug and Play Não. Sim. 
 
59 
 
 
 
 
Quer dizer, no geral, a rede Foundation Fieldbus possui, tecnicamente, mais 
vantagens que a rede HART, em compensação, a rede HART possui uma base 
instalada de instrumentos bem maior e mais técnicos habilitados nesta tecnologia. 
Com relação à transmissão de dados analógica (4 a 20mA), a diferença é 
ainda maior visto que estes instrumentos devem ser ligados diretamente ao CLP, 
cada um individualmente. Isto causa um aumento grande no cabeamento usado 
para interligar os instrumentos. Outra