CD 5407

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como propias las creaciones de terceras personas.
Respeto hacia sí mismo y hacia los demás.

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y

ELECTRÓNICA
DISEÑO DE LOS SISTEMAS SCADA Y DE CONTROL PARA LA

MICROCENTRAL HIDROELÉCTRICA “TANQUE BELLAVISTA
ALTO” DE LA EMPRESA PÚBLICA METROPOLITANA DE AGUA
POTABLE Y SANEAMIENTO EPMAPS
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE

INGENIERO EN ELECTRÓNICA Y CONTROL
JUAN PABLO RAMOS MEDINA

juan.ramos02@est.epn.edu.ec
DIRECTOR: DR. LUIS ANÍBAL CORRALES PAUCAR

luis.corrales@epn.edu.ec
Quito, Febrero 2014

i
DECLARACIÓN
Yo, Juan Pablo Ramos Medina, declaro bajo juramento que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún
grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas
que se incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual

correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo
establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la
normatividad institucional vigente.
Juan Pablo Ramos Medina

ii
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Juan Pablo Ramos Medina,
bajo mi supervisión.
Dr. Luis Corrales

DIRECTOR DEL PROYECTO
iii
AGRADECIMIENTO
El desarrollo de este proyecto ha demandado una gran cantidad de

investigación y aprendizaje por mi parte, que ha sido guiada paso a paso por
profesionales con amplia experiencia en cada una de sus ramas a fin, y a quienes
extiendo todo mi agradecimiento.
Primeramente a la Escuela Politécnica Nacional, por acogerme como un
estudiante más, y permitiéndome demostrar mis aptitudes y cualidades al pasar
por sus aulas. Gracias al Dr. Luis Corrales, quien ha sido una guía indispensable
en la elaboración de este trabajo, enfocado siempre hacia la búsqueda del
conocimiento.
No podré olvidar que todo esto fue posible gracias al apoyo que la Empresa
Pública Metropolitana de Agua Potable y Saneamiento EPMAPS me ha brindado,
a través de la Dirección de Hidroelectricidad con el Ing. Antonio Villagómez como
su Director, la Ing. Rosario Rosero, el Ing. Jorge Córdova, el Ing. Nelson Calero y
el Dr. Ricardo Ordóñez como sus funcionarios, aportando con su conocimiento y
brindándome las facilidades necesarias para cumplir con los objetivos propuestos.
Gracias también a la Unidad de Mantenimiento, con el Ing. Carlos Yánez
como su principal, al Ing. José Littuma y al Ing. Juan Carlos Romero, quienes me
supieron enseñar con paciencia todo aspecto técnico necesario para la realización
de este trabajo. En cada lugar de esta gran empresa, me han hecho sentir
bienvenido y apreciado a cada momento, valorándome como persona y
respetándome como un futuro profesional.
A estas grandes instituciones mi eterno agradecimiento. Puedo decirles con
toda confianza que he dado mi mayor esfuerzo para cada una, porque lo que las
hace reconocidas y muy respetadas son las personas que las representan, y me
siento muy orgulloso de ser parte de ellas.
iv
DEDICATORIA
Con la presentación de mi tesis, he dado por concluida una etapa más en

mi vida, que me ha dejado recuerdos y sentimientos que han definido mi
personalidad y carácter, y gracias a ello, he podido sobrellevar todas las
adversidades presentes en mi camino hacia la realización personal, porque con
mi constante deseo de superarme cada vez más, los obstáculos nunca dejaran de
venir, pero con cada uno que atravieso, un poco más sabio y decidido me vuelvo.
Ha sido un largo recorrido hasta llegar aquí, en donde mi vida ha tomado
un rumbo definitivo, que solamente dependía de mi valentía y coraje para
levantarme después de cada derrota, cada decepción, cada problema. Ahora
simplemente puedo decir que todo ha valido la pena. Todo lo que he conseguido
ha sido con mi esfuerzo, dedicación y, por sobre todo, por las personas que
estuvieron a mi lado mientras luchaba por alcanzar una meta más en mi vida.
Mis padres, Oswaldo y Gladys, quienes con su ejemplo de trabajo duro me
enseñaron a luchar por todo en la vida, con su humildad me enseñaron que las
virtudes de un hombre son el legado más importante que entrega; con su amor
me hicieron sentir alguien capaz de alcanzar todo lo que se propone.
Ellos con su paciencia han sabido apoyarme en mis momentos de mayor
debilidad, en esos momentos en donde nadie más podría dar un mejor consejo
que el que ellos siempre me han dado. Su lección más importante: “Siempre hay
que tomar decisiones en la vida hijo, y sin importar lo difíciles que sean,
simplemente confía en ti mismo, que al final del camino vas a encontrar tu
felicidad. Recuerda, tu sabes cuál es el camino adecuado, lo difícil es tener el
valor para caminarlo”.
Mi familia, brindándome cariño y apoyo siempre, siendo un motivante más
para alcanzar mis objetivos. Mis amigos, r&d, que juntos hemos cursado esta
etapa universitaria llenándola de momentos inolvidables, creando lazos de
amistad que perdurarán toda la vida.
A todos ellos les dedico este pequeño aporte al desarrollo de la ciudad,
deseando que a futuro se transforme en una puerta hacia la proliferación de este
tipo de proyectos, aprovechando al máximo todos nuestros recursos hídricos.
v
CONTENIDO
DECLARACIÓN ....................................................................................................... i
CERTIFICACIÓN .................................................................................................... ii
AGRADECIMIENTO .............................................................................................. iii
DEDICATORIA ...................................................................................................... iv
RESUMEN ............................................................................................................. ix
PRESENTACIÓN .................................................................................................... x
1. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA PAPALLACTA INTEGRADO Y DE LA
MICROCENTRAL HIDROELÉCTRICA “TANQUE BELLAVISTA ALTO”............. 1
1.1. SISTEMA PAPALLACTA INTEGRADO (SPI) ........................................................................... 2
1.1.1. SISTEMA PAPALLACTA I .............................................................................................. 3
1.1.2. OPTIMIZACIÓN SISTEMA PAPALLACTA ...................................................................... 4
1.1.3. TÚNEL QUITO ............................................................................................................. 5
1.1.4. CENTRAL HIDROELÉCTRICA RECUPERADORA ............................................................ 5
1.2. PROYECTO DE LA MICROCENTRAL HIDROELÉCTRICA “TANQUE BELLAVISTA ALTO” (M.H.
TBA) ............................................................................................................................................ 7
1.2.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO M.H. TBA .................................................... 8
1.2.2. UBICACIÓN DEL PROYECTO ........................................................................................ 9
1.2.3. ESPECIFICACIÓN DE LA TURBINA ............................................................................. 11
1.2.3.1. Turbina Crossflow de dos Celdas...................................................................... 12
1.2.4. ESPECIFICACIÓN DEL GENERADOR........................................................................... 15
1.2.4.1. Excitatriz ........................................................................................................... 15
1.2.4.2. AVR (Automatic Voltage Regulator) ................................................................. 16
1.3. SISTEMAS SCADA .............................................................................................................. 17
1.4. PROTOCOLO MODBUS TCP/IP.......................................................................................... 19
1.4.1. PROTOCOLO MODBUS ............................................................................................. 19
1.4.1.1. Códigos de las Funciones de MODBUS............................................................. 20
1.4.2. EL MODELO OSI ........................................................................................................ 22
1.4.3. EL MODELO TCP/IP ................................................................................................... 23
1.4.4. MODBUS COMO CAPA DE APLICACIÓN ................................................................... 24
1.4.5. CAPA DE TRANSPORTE ............................................................................................. 25
1.4.5.1. Protocolo TCP ................................................................................................... 26
vi
1.4.6. CAPA DE RED ............................................................................................................ 27

1.4.6.1. Protocolo IP ...................................................................................................... 27
1.4.7. REDES ETHERNET...................................................................................................... 29
1.4.7.1. Capa de Enlace de datos .................................................................................. 29
1.4.7.2. Capa Física ........................................................................................................ 32
1.4.8. ETHERNET INDUSTRIAL ............................................................................................ 32
2. DISEÑO DEL ALGORITMO PARA EL PLC DE MAQUINARIA EN EL GRUPO
TURBINA-GENERADOR ...................................................................................... 35
2.1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................ 36
2.2. VARIABLES A SER MEDIDAS EN LA MICROCENTRAL HIDROELÉCTRICA............................ 36
2.2.1. BYPASS DE CONDUCCIÓN DEL AGUA ....................................................................... 36
2.2.1.1. Bypass de apertura y cierre de las válvulas ...................................................... 39
2.2.2. GRUPO HIDROMECÁNICO: TURBINA ....................................................................... 40
2.2.2.1. Control de Velocidad de la Turbina .................................................................. 41
2.2.2.2. Governor de la turbina ..................................................................................... 43
2.2.3. GRUPO ELÉCTRICO: GENERADOR ............................................................................. 44
2.2.3.1. Medición de temperatura de los devanados ................................................... 45
2.2.4. PROTECCIONES ELÉCTRICAS ..................................................................................... 47
2.2.4.1. Protecciones eléctricas del generador ............................................................. 48
2.2.4.2. Protecciones eléctricas del transformador de fuerza ...................................... 50
2.2.5. SERVICIOS AUXILIARES DE LA MICROCENTRAL ........................................................ 50
2.3. ALGORITMO DE CONTROL DEL PLC DE MAQUINARIA ..................................................... 53
2.3.1. REQUERIMIENTOS PARA EL PERMISIVO DE ARRANQUE.......................................... 54
2.3.2. REQUERIMIENTOS PARA EL PERMISIVO DE OPERACIÓN DEL BYPASS ..................... 55
2.3.3. FALLAS ELÉCTRICAS Y MECÁNICAS EN LA MICROCENTRAL...................................... 56
2.3.4. ALGORITMO DE ARRANQUE DE LA MICROCENTRAL ............................................... 57
2.3.4.1. Arranque de la Turbina..................................................................................... 61
2.3.4.2. Generación de energía eléctrica ...................................................................... 62
2.3.4.3. Potencia entregada a la barra infinita .............................................................. 63
2.3.5. ALGORITMO DE OPERACIÓN CONTINUA DE LA MICROCENTRAL ............................ 64
2.3.5.1. Regulación por el caudal de ingreso................................................................. 64
2.3.5.2. Regulación por el nivel del Tanque Bellavista Alto .......................................... 66
2.3.5.3. Regulación de Velocidad .................................................................................. 67
2.3.6. ALGORITMO DE PARO DE LA MICROCENTRAL ......................................................... 68
vii
2.4. PROGRAMACIÓN DE LOS ALGORITMOS DE CONTROL .................................................... 71

3. DISEÑO DE LA HMI PARA LA SUPERVISIÓN DEL FUNCIONAMIENTO DE
LA MICROCENTRAL HIDROELÉCTRICA........................................................... 73
3.1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................ 74
3.2. SISTEMA SCADA DE LA LÍNEA DE CONDUCCIÓN PAPALLACTA ........................................ 74
3.2.1. TANQUE DE DISTRIBUCIÓN DE BELLAVISTA ............................................................. 75
3.3. INTERFAZ HUMANO-MÁQUINA DE LA MICROCENTRAL HIDROELÉCTRICA TANQUE
BELLAVISTA ALTO ......................................................................................................................... 76
3.3.1. PANTALLA DE LOGIN ................................................................................................ 76
3.3.2. PANTALLA DE LA LÍNEA DE CONDUCCIÓN ............................................................... 77
3.3.3. PANTALLA DE SUPERVISIÓN GENERAL: CASA DE MÁQUINAS ................................. 78
3.3.4. SUPERVISIÓN DE FALLAS DENTRO DE LA OPERACIÓN DE LA MICROCENTRAL ........ 78
3.3.4.1. Pantalla de Histórico de Reconocimiento de Alarmas ..................................... 81
3.3.5. PARÁMETROS MEDIDOS REFERENTE AL PROCESO DE GENERACIÓN
HIDROELÉCTRICA ...................................................................................................................... 82
3.3.5.1. Históricos respecto al tratamiento y distribución del agua potable ................ 82
3.3.5.2. Variables Eléctricas de Generación y Media Tensión....................................... 83
3.3.6. PANTALLA DE CONTROL DE OPERACIONES DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA ....... 85
4. INSERCIÓN DE LA HMI DISEÑADA AL SISTEMA SCADA OPERATIVO DE
LA EPMAPS ......................................................................................................... 87
4.1. ESTRATEGIA DE INSERCIÓN .............................................................................................. 88
4.2. RED DE COMUNICACIÓN CENTRAL HIDROELÉCTRICA RECUPERADORA .......................... 89
4.3. CONEXIÓN DEL EQUIPO SUPERVISOR CON LA RED SCADA DEL SPI ................................. 91
4.4. ADQUISICIÓN DE DATOS MEDIANTE EL PLC_QUANTUM RECOVERY CENTRAL
HIDROELÉCTRICA .......................................................................................................................... 92
4.5. ADQUISICIÓN DE DATOS PARA SU VISUALIZACIÓN EN EL HMI ....................................... 94
4.6. RESULTADOS DEL ACOPLAMIENTO A LA RED DE COMUNICACIONES ............................. 98
4.6.1. PRUEBAS DE CONECTIVIDAD DE LA ESTACIÓN SUPERVISORA CON LOS
DISPOSITIVOS DE CONTROL ..................................................................................................... 98
4.6.2. ANÁLISIS DEL ENLACE ENTRE EL CENTRO DE CONTROL BELLAVISTA CON LA
CENTRAL HIDROELÉCTRICA RECUPERADORA ........................................................................ 100
4.6.3. CAÍDA DEL ENLACE DURANTE EL TIEMPO DE EVALUACIÓN DE LA INTERFAZ
ACOPLADA .............................................................................................................................. 102
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................................. 105
5.1. CONCLUSIONES .............................................................................................................. 106
viii
5.2. RECOMENDACIONES ...................................................................................................... 107

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................... 108
ix
RESUMEN
El objetivo de este proyecto es el diseño de un sistema de control para

automatizar y supervisar, local y remotamente, la microcentral hidroeléctrica que
se está construyendo para aprovechar los sistemas de captación y conducción de
agua potable.
Con este objetivo se desarrollaron algoritmos de control que de forma local,

controlan automáticamente la operación de las secuencias de arranque, paro,
operación continua y regulación de la energía generada por la microcentral.
Además, se ha desarrollado un sistema supervisorio y de adquisición de datos,
SCADA, que de manera remota permitirá administrar toda la información de las
variables de operación de la central, incluyendo la generación de registros e
históricos que permitirán supervisar su estado a todo momento.
Por ser una tarea futura, la implementación de la propuesta no fue posible, por lo
que se procedió a probar los enlaces de comunicación del sistema de conducción
de Papallacta a través del SCADA desarrollado, así como también su
funcionalidad. Los resultados fueron superiores al 90% en cuanto a la
confiabilidad del enlace y una aceptación total para la HMI de parte de los
operadores.
x
PRESENTACIÓN
Una vez definido el objetivo de generar ingresos económicos paralelos al del

tratamiento y distribución de agua potable, la EPMAPS ha decidido incorporar
microcentrales hidroeléctricas a sus plantas de tratamiento, una en Carcelén y
otra en Bellavista. Con el objetivo de controlar las microcentrales con tecnología
moderna, se ha proyectado el diseño e implementación de sistemas de control
tanto locales como remotos de supervisión.
Este proyecto está relacionado con el sistema de control para la microcentral de

Bellavista, por lo que ha sido desarrollado en diversos capítulos, en donde se han
abarcado todos los aspectos tanto referenciales como técnicos para satisfacer las
necesidades de la microcentral hidroeléctrica y su operación.
El primer capítulo contiene una reseña descriptiva de la línea de captación y

conducción Papallacta, desembocando en la planta de tratamiento Bellavista para
su potabilización. Se definen las necesidades de la microcentral hidroeléctrica y
cómo solucionarlas.
El capítulo dos explica la instrumentación y equipo electrónico a ser utilizado,

específicamente, su modo de funcionamiento, haciendo énfasis en la forma de
control a ser aplicado. Tomando esta información, se han desarrollado los
algoritmos de funcionamiento de la microcentral tanto en diagramas de flujo como
codificados para el PLC correspondiente.
En el tercer capítulo se describe el desarrollo de la interfaz humano-máquina por

medio de la plataforma de software InTouch, en donde se presenta la
visualización del estado de funcionamiento, registros o históricos de las variables
medidas, y el control de los diferentes elementos dispuestos para la generación y
conducción.
xi
En el capítulo cuatro se realiza la explicación de la comunicación del HMI

desarrollado con la central hidroeléctrica Recuperadora al momento de ser
acoplado con el sistema actual.
Finalmente, las conclusiones y recomendaciones se han expuesto en el quinto

capítulo, reflejando el análisis de los resultados obtenidos.
CAPÍTULO 1.
DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA PAPALLACTA

INTEGRADO Y DE LA MICROCENTRAL
HIDROELÉCTRICA “TANQUE BELLAVISTA ALTO”
2
La Empresa Pública Metropolitana de Agua Potable y Saneamiento de Quito

EPMAPS, posee varios sistemas de captación 1 , conducción 2 y tratamiento 3 del
agua cruda con el único fin de brindar el servicio de agua potable para la
ciudadanía. Pero, gracias a la estructura física de la conducción del agua, y la
geografía del terreno por donde atraviesa la misma, se ha previsto optimizar los
recursos instalados mediante la implementación de sistemas micro generadores
de energía eléctrica.
Para entender de mejor manera el proceso de generación eléctrica del proyecto

hidroeléctrico mencionado en este documento, se hará una introducción al
sistema de captación y conducción del cual se alimenta la planta de tratamiento, y
por ende, del grupo turbina-generador a ser instalado.
1.1. SISTEMA PAPALLACTA INTEGRADO (SPI)
Se trata de uno de los sistemas de captación más importantes para el suministro

de agua cruda a las plantas de tratamiento respectivas en la ciudad de Quito. Su
objetivo principal es el de suministrar de agua cruda a las plantas de tratamiento
de Bellavista y de Paluguillo, que brindan el servicio de agua potable a los
sectores residenciales en el norte de la ciudad, pero se ha visualizado un
agregado extra, que es el de la generación de energía eléctrica mediante la
Estación Recuperadora de Energía “Sistema Papallacta”, o Central Hidroeléctrica
“Recuperadora”, que tiene una potencia nominal de 14.76 [MW].
El SPI está conformado por dos etapas fundamentales: Sistema Papallacta I y

Optimización Papallacta, cuyo propósito es el de llevar agua cruda hasta el Túnel
“Quito”, el cual se encuentra a 3725 [msnm], con el fin de que, mediante
gravedad, se atraviese la Central Hidroeléctrica Recuperadora, y se alcance hasta
las plantas de tratamiento respectivas.
1
Obras civiles en el cauce de los ríos para receptar el agua.
2
La conducción hace referencia al sistema de tuberías instalado para el transporte de fluidos.
3
Es el proceso químico para potabilizar el agua, pasando a ser apta para el consumo humano.
3
OPTIMIZACIÓN PAPALLACTA
Captaciones
QUILLUGSHA 2
Captación
QUILLUGSHA 3 GUAYTALOMA
CHALPI
QUILLUGSHA TÚNEL GUAYTALOMA
MOGOTES
SUCOS
SALVE FACCHA
Presa Captación
Presa
Presa Tanque SAN JUAN
TÚNEL QUITO
ESTACIÓN
BOOSTER II
CENTRAL
Captaciones TUMINGUINA HIDROELÉCTRICA
ESTACIÓN RECUPERADORA
BOOSTER I
BLANCO CHICO
ESTACIÓN Estaciones de Bombeo
PLANTA TRATAMIENTO BELLAVISTA
ELEVADORA
PAPALLACTA
PLANTA TRATAMIENTO PALUGUILLO
SISTEMA PAPALLACTA I
Figura Nº 1.1. Esquema de Conducción General del Sistema Papallacta Integrado
1.1.1. SISTEMA PAPALLACTA I
El Sistema Papallacta I obtiene agua cruda desde las captaciones

correspondientes a los ríos: Tuminguina, Blanco Chico y Papallacta, en donde
cada una de estas captaciones tiene capacidad de 2.2, 0.7 y 1.7 [m3/s]
respectivamente, entregando así un total de 4.6 [m3/s].
Mediante sistemas de tuberías, se transporta el fluido hasta la pileta de la

Estación “Elevadora”, de 34000 [m3] de volumen, en donde es impulsado a una
altura de 20 [m] hasta la estación de bombeo siguiente denominada “Booster I”.
En Booster I, mediante un bypass en la tubería de la captación del Tuminguina, se

administra directamente agua cruda hasta la chimenea, en donde se almacena el
agua previa a su bombeo. Al tener la cantidad de fluido adecuada, se procede a
bombear a una altura aproximada de 300 [m] hasta la última estación de bombeo,
denominada “Booster II”.
4
En Booster II se realiza el bombeo final para alcanzar la cota a la que se

encuentra el Túnel Quito, lo que implica elevar el agua 300 [m] aproximadamente,
llegando así a los 3725 [msnm].
Cota: 3725 msnm
TÚNEL “QUITO”
2140 m 48'' Φ
ESTACIÓN “BOOSTER II”
E-13 E-12 E-14 E-16 E-15
3940 m 48'' Φ
5 Unidades de Bombeo
Cota: 3416 msnm
ESTACIÓN “BOOSTER I”
BOMBAS ESTACIÓN BOOSTER I & II
Caudal: 0.75 [m3/s]/bomba
E-10 E-8 E-11 E-9 E-7
Potencia: 2800 [kW]/bomba
Cota: 3142 msnm
600 m 48'' Φ
ESTACIÓN “ELEVADORA”
BOMBAS ESTACIÓN ELEVADORA
Caudal: 0.75 [m3/s]/bomba
Potencia: 500 [kW]/bomba
Cota: 3122 msnm
RESERVORIO
605 m desnivel
Cota: 3120 msnm
Figura Nº 1.2. Esquema de las Estaciones de Bombeo del Sistema Papallacta I

(Fuente: Juan Pablo Peña Yaguache, “Análisis Técnico-Comercial de las Centrales Hidroeléctricas
Recuperadora y El Carmen de la Empresa Pública Metropolitana de Agua Potable y Saneamiento
bajo el Marco Regulatorio derivado del Mandato Constituyente No. 15”, Primer Capítulo, Quito,
Noviembre 2010)
1.1.2. OPTIMIZACIÓN SISTEMA PAPALLACTA
Es un sistema compuesto por presas y captaciones que no requiere de etapas de

bombeo para alcanzar el nivel del Túnel Quito, y que se une al SPI para entregar
un caudal adicional de 1.8 [m3/s] en promedio.
El sistema empieza en la presa de Salve Faccha, que tiene un embalse de

12500000 [m3], y que abastece al sistema con un caudal de 1.2 [m3/s]. A partir de
ahí, la conducción se realiza a través de dos túneles: Guaytaloma, con una
longitud de 2602 [m], y el túnel Baños, con una longitud de 1150 [m]. Además,
cabe mencionar, el dique de regulación Mogotes con un volumen útil de 6000000
5
[m3] y un caudal de 0.410 [m3/s], y la laguna de Sucos, que aporta con un

embalse de 1172000 [m3] y un caudal de 0.335 [m3/s].
(a) (b)
Figura Nº 1.3. (a) Presa Salve Faccha, (b) Línea de conducción Optimización
1.1.3. TÚNEL QUITO
Ubicado a una altura de 3725 [msnm], es el encargado de recibir toda el agua de

las captaciones correspondientes al sistema de bombeo, de optimización, y
adicionalmente, del tramo Sucos-San Juan, que fue implementado para que
alimente directamente al túnel. Todos estos sistemas convergen a este último, el
cual es un canal abierto, cuyo perímetro está revestido por hormigón y una
armadura de acero, que permite asegurar un caudal de 4 [m3/s].
A la salida se tiene una tubería de 48’’ empalmada con la salida del canal, y que
recorre una distancia de 35 [km] hasta llegar a la planta de tratamiento Bellavista;
a los 12 [km] del recorrido a partir del túnel, se tiene la Central Hidroeléctrica
“Recuperadora”.
1.1.4. CENTRAL HIDROELÉCTRICA RECUPERADORA
Ubicada en el sector de Paluguillo, cantón Quito, esta central hidroeléctrica está a

una altura de 3110 [msnm], aprovechando de esta manera el recurso hídrico y
geográfico presente en el sistema.
6
Figura Nº 1.4. Grupo Turbina-Generador
Con una potencia instalada de 14.76 [MW], es la central generadora de mayor

potencia bajo el cargo de la EPMAPS, que es la encargada de alimentar las
estaciones de bombeo para el Sistema Papallacta I, el mismo que consume una
energía aproximada de 36500 [MWh] al año, según el balance de energía para el
año 2012.
Tabla Nº 1.1. Datos de la turbina y el generador de la Central Hidroeléctrica

Recuperadora
DATOS DEL GENERADOR
Marca SCHORCH
Tipo DF 8342 K – BB 10
Número 46 447 703
Año de Fabricación 1989
Tipo TRIFÁSICO SINCRÓNICO
Voltaje Nominal 6 900 +/- 5% Y [V]
Corriente Nominal 1 500 [A]
Potencia Nominal 17.9 [MVA]
Régimen S1
Factor de Potencia 0.8
Frecuencia 60 [Hz]
Número de Polos 10
Protección IP 23
Velocidad Sincrónica 720 [RPM]
2
Momento de Inercia 10 778 [kgm ]
7
DATOS DE LA TURBINA
Marca SULZER-ESCHER WYSS
Ciudad de Fabricación RAVENSBURG ALEMANIA
Número 12222
Tipo PELTON
Caída Bruta Máxima 606.9 [m]
Caída Neta de diseño 561.4 [m]
3
Caudal Nominal 3 [m /s]
Potencia Nominal 14.76 [MW]
Velocidad Sincrónica 720 [RPM]
Velocidad de desbloque 1 355 [RPM]
Sentido de Giro ANTI HORARIO
diámetro Medio del Rotor 1 270 [mm]
Al hablar del sistema de control, se debe tener claro su modo de funcionamiento.

En el cuarto de máquinas se tiene la metodología del control local: un PLC es el
encargado de tomar las acciones de control requeridas, mediante la adquisición
de datos por parte de la instrumentación. Además, toda esta información es
enviada al Centro de Control Bellavista (CCB) mediante enlaces de fibra óptica y
alta frecuencia (inalámbricos) para poder realizar control supervisorio, conocido
como sistema SCADA. El desarrollo de una HMI permite a los operadores revisar
todas las variables físicas involucradas en el proceso, y también tomar acciones
básicas de control.
1.2. PROYECTO DE LA MICROCENTRAL HIDROELÉCTRICA

“TANQUE BELLAVISTA ALTO” (M.H. TBA)
Este es un proyecto en desarrollo por parte de la Empresa Pública Metropolitana

de Agua Potable y Saneamiento, EPMAPS, con el fin de aprovechar los recursos
hídricos existentes gracias a la infraestructura hidráulica instalada para la
captación, conducción, tratamiento y distribución del agua potable para la ciudad
de Quito. En particular se mencionará el sistema de captación Papallacta
Integrado, porque este desemboca en la planta de tratamiento de Bellavista,
ubicada en el Parque Metropolitano, al noroccidente de la ciudad de Quito, debido
a que es el lugar en donde se va a implementar el proyecto.
8
1.2.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO M.H. TBA
Desde la central hidroeléctrica Recuperadora parte una tubería de 48’’ hasta

llegar a la Planta de Tratamiento “Bellavista”, en donde el agua es potabilizada
para su consumo. Luego de este proceso, el líquido es almacenado en el Tanque
de Distribución Bellavista, que está compuesto por tres unidades: tanque antiguo,
de 10000 [m3], y las unidades norte y sur que juntas poseen un volumen de 20000
[m3]; es desde aquí donde parten varias líneas hacia sectores diferentes de la
ciudad, como se muestra en el siguiente diagrama.
Figura Nº 1.5. Diagrama de distribución del Agua Tratada desde Planta de

Bellavista
La línea Bellavista es la que desemboca en el Tanque Bellavista Alto, a través de

una tubería de 24’’; es aquí en donde se va a colocar el grupo turbina-generador.
9
1.2.2. UBICACIÓN DEL PROYECTO
La implementación de la central hidroeléctrica se va a realizar en el interior del

Parque Metropolitano, ubicado en la parroquia El Batán, cantón Quito. A
continuación se muestra la ubicación y los alrededores del sector.
Figura Nº 1.6. Localización del Proyecto

(Fuente: EneResearch, Estudios de Factibilidad y Diseños Definitivos de la Microcentral
Hidroeléctrica “Tanque Bellavista Alto”, Quito, 2012)
10
Figura Nº 1.7. Ubicación de la Casa de Máquinas con Perfil de Elevación
La casa de máquinas será dispuesta de la siguiente manera:

11
Figura Nº 1.8. Vistas Frontal y Superior de la Casa de Máquinas de la

Microcentral Hidroeléctrica
1.2.3. ESPECIFICACIÓN DE LA TURBINA
Para establecer el mejor tipo de turbina, la misma que debe responder con una
alta eficiencia, se deben tener en cuenta los siguientes parámetros:
Tabla Nº 1.2. Parámetros de diseño de la Turbina

PARÁMETROS DE DISEÑO
PARÁMETRO VALOR
Altura Neta [m] 55
3
Caudal de diseño [m /s] 0.750
Potencia Hidráulica [kW] 404.75
El caudal de diseño fue determinado a través de un análisis del registro del

período marzo 2011-2012 provisto por la EPMAPS, en donde se tiene el historial
de caudales medidos que circulan a través de la tubería de 24’’ que desemboca
12
en el Tanque Bellavista Alto. El diseño se lo realizó utilizando el caudal más alto

que puede presentarse en la línea de conducción.
Figura Nº 1.9. Registro de Caudales diarios en la Tubería de distribución

La potencia hidráulica (que es equivalente a la eléctrica en términos generales) es

calculada mediante la siguiente ecuación:
•[••] = ••• !•["] × #• $••["% /&] × '!•()$•$["/& * ] (1)
Reemplazando los valores de la Tabla 1.2 en (1) tenemos:
•[••] = 55["] × 0.750["% /&] × 9.812["/& * ]
•[••] = 404.75
1.2.3.1. Turbina Crossflow de dos Celdas
Con el análisis de caudales realizado, se puede notar que existe un amplio rango
de variación, lo que implica que se debe mantener una eficiencia relativamente
alta, sin importar del caudal que está ingresando a la turbina.
13
Es por esta característica en particular que se ha optado por la turbina crossflow

de dos celdas, cuya eficiencia se observa en la Figura 1.10.
Figura Nº 1.10. Eficiencia de la Turbina Hidráulica Crossflow de dos Celdas

(Fuente: CINK Hydro Energy, 2-cell Crossflow Turbines, República Checa)
Esta turbina es de inyección tangencial; es decir, la inyección del agua va

directamente hacia los álabes del rodete. Su diseño provee una división de 1:2 de
sus celdas internas para el ingreso al agua; es decir, la celda mayor es 2 veces la
celda menor, las cuales poseen deflectores que dirigen al fluido a través de cada
una de las celdas, y sirven además como el dispositivo de cierre de paso del
fluido hacia el rodete. Estos deflectores son controlados para determinar a qué
celda ingresa el fluido, y con qué caudal lo hace.
14
Figura Nº 1.11. Estructura Mecánica de la Turbina Hidráulica Crossflow de dos

Celdas
(Fuente: CINK Hydro Energy, 2-cell Crossflow Turbines, República Checa)
El rodete es de eje horizontal, de acero reforzado o acero inoxidable, que

generará una pequeña cantidad de fuerza axial (fuerza ejercida perpendicular al
plano de rotación del eje), lo que hace que los rodamientos solamente deban
soportar carga radial (fuerza ejercida en el plano de rotación del eje).
Tabla Nº 1.3. Características Técnicas de la Turbina

DATOS TURBINA CROSSFLOW
Marca ORENGINE
Tipo CROSSFLOW
Número 12 24 3602
Tipo de Eje Horizontal
Caída Neta 55 [m]
3
Caudal de diseño 0.750 [m ]
Potencia Nominal 227 [kW]
Eficiencia 0.86
Velocidad Nominal 900 [RPM]
diámetro Tubería de diseño 650 [mm]
Número de Reflectores 2
15
1.2.4. ESPECIFICACIÓN DEL GENERADOR
A través del acoplamiento del eje principal, se une mecánicamente a la turbina

con el generador, con el fin de transformar la energía mecánica a energía
eléctrica. Este principio es la base fundamental de la generación hidroeléctrica de
energía, por lo que el generador presenta las siguientes características:
Tabla Nº 1.4. Características Técnicas del Generador

DATOS DEL GENERADOR
Marca MARELLI GENERATORS
Tipo MJB 400 SB8
Número 46 447 703
Tipo TRIFÁSICO SINCRÓNICO
Voltaje Nominal 480 +/- 0.5% Y [V]
Corriente Nominal 500 [A]
Potencia Nominal 400 [kVA]
Régimen S1
Factor de Potencia 0,8
Frecuencia 60 [Hz]
Número de Polos 8
Protección IP 23
Velocidad
900 [RPM]
Sincrónica
2
Momento de Inercia 16.2 [kgm ]
Eficiencia 0.92
1.2.4.1. Excitatriz
Es el dispositivo encargado de alimentar la corriente en el devanado de campo del

generador, lo que permite controlar de manera directa el voltaje generado por el
mismo. Mecánicamente se encuentra conectado en el eje del generador,
formando así una configuración en cascada de máquinas eléctricas (Figura 1.12).
El principio de control está dispuesto de la siguiente manera: el AVR (Automatic
Voltage Regulator) es el dispositivo electrónico encargado de sensar los voltajes
de salida del generador, y según una referencia establecida, se enviará la acción
correctiva a la excitatriz.
16
EXCITATRIZ GENERADOR
RECTIFICACIÓN
V Alimentación inducido
AC/DC inducido R
devanado de
campo devanado de
campo
AVR
ESTATOR
ROTOR
S
ROTOR
ESTATOR T
TP
Figura Nº 1.12. Esquema eléctrico de la excitatriz
Esta acción será una señal eléctrica, que generará una corriente de excitación
para el rotor de la excitatriz. En el estator de la misma se tendrá la generación
alterna de energía, la cual es rectificada, y es la que alimenta al devanado de
campo del generador propio; en pocas palabras, es un sistema en cascada de
generadores.
1.2.4.2. AVR (Automatic Voltage Regulator)
Este dispositivo electrónico será el encargado de sensar los diferentes parámetros

eléctricos del generador, compararlos con los valores de referencia, y tomar las
acciones de control requeridas. Utilizará el algoritmo de control PID, el cual al
sensar la salida de voltaje obtenida y compararla con el setpoint establecido,
según su ajuste, suavizará la respuesta transitoria y en estado estable del
generador.
17
SISTEMA 3Φ
GENERADOR CARGA
Se puede presentar una

conexión directa de las líneas a
Transformadores Transformadores
la salida del generador con los
de Corriente de Potencial
terminales de medición del AVR
cuando el voltaje es bajo
Excitación del
Campo
Fuente de
AVR Alimentación
AC/DC
Puerto RS 232 Conexión con PC para la

(COM) configuración de parámetros
Figura Nº 1.13. Diagrama de Bloques del AVR
Este control lo hace a través de la corriente de campo del generador,

conectándose a la excitatriz, y enviando la señal de control a la misma para
regular la cantidad de corriente presente en el devanado de excitación o campo.
Generalmente las variaciones de voltaje se presentan al momento de tomar
carga, lo que implica un aumento o disminución de potencia a ser entregada por
el generador.
1.3. SISTEMAS SCADA
Sus siglas significan “supervisory control and data adquisition” (control supervisor
y de adquisición de datos). Su objetivo principal: supervisar el funcionamiento de
un proceso.
A través del equipo de monitoreo (generalmente un computador), se realiza la

supervisión del sistema (de manera remota o local), misma que es presentada en
interfaces gráficas representativas de la planta, que permiten a los usuarios u
operadores interpretar fácilmente el funcionamiento en tiempo real.
18
SISTEMA SCADA
USUARIO U OPERADOR
HMI
Sistema Supervisor y de
Adquisición de datos
(SCADA)
Ethernet
Industrial
PLC
Bridge
dispositivos para adquisición
de datos, controladores
programables
Profibus,
Modbus, etc.
Sensores, actuadores,
medidores, etc.
Figura Nº 1.14. Diagrama Sistema SCADA

(Fuente: Interfaces de Comunicación Industrial, Sistemas SCADA, Dr. Luis Corrales, Quito, 2007)
La adquisición de datos se la hace a través de dispositivos dedicados o de

controladores programables (PLCs) en campo, obteniendo la información de
sensores, medidores, entre otros para su procesamiento y toma de acciones de
control, además de su envío para ser visualizada.
La red de comunicaciones de los equipos manejará en muchos casos varios

protocolos (Ethernet, Modbus) que necesitarán de dispositivos que permitan
trasladar la información de un protocolo a otro (bridges). La variedad de
protocolos se debe a las condiciones físicas (ambiente y de trabajo) a las cuales
estará sometido el equipo.
Además, se podrá generar archivos históricos de todas las variables adquiridas

durante la operación del sistema. Esta información resulta valiosa al momento de
realizar programas de mantenimiento predictivo.
19
1.4. PROTOCOLO MODBUS TCP/IP
Cuando se habla de instrumentación electrónica y de control de procesos,

también se debe saber cómo estos dispositivos se van a comunicar entre ellos; es
decir, cuáles son las reglas a seguir al momento de transmitir información: el
protocolo de transmisión de datos a ser utilizado.
MODBUS TCP/IP es el protocolo MODBUS implementado y transmitido a través

del protocolo TCP/IP, que pueden ser enviados físicamente a través de redes
Ethernet. Se ha hecho esta adaptación del protocolo debido a que las redes
Ethernet son las más implementadas a nivel mundial, tanto en el sector de redes
de información como de redes industriales. Por todo esto, primero es necesaria
una explicación del protocolo MODBUS antes de entrar en detalles del protocolo
más completo.
1.4.1. PROTOCOLO MODBUS
Es un estándar que fue desarrollado por Modicon Inc. para la automatización de

procesos y comunicación entre controladores. En la actualidad, es uno de los
protocolos de mayor aceptación a nivel industrial para la transmisión de
información de entradas/salidas análogas/discretas, entre los dispositivos de
control y los de monitoreo.
Este protocolo utiliza la técnica de comunicación maestro-esclavo, en donde

solamente el dispositivo maestro puede realizar peticiones (queries) de
información, en cambio, el resto de dispositivos son denominados esclavos, cuya
función es la de verificar si la petición fue hecha a uno de ellos, y responder con
lo solicitado por parte del maestro, lo cual puede ser: entregar información acerca
del proceso o realizar accionamiento de dispositivos requeridos. A este método de
comunicación se lo conoce como el Ciclo de Petición-Respuesta.
20
Figura Nº 1.15. Ciclo de petición-respuesta

(Fuente: Interfaces de Comunicación Industrial, Sistemas SCADA, Dr. Luis Corrales, Quito, 2007)
Los maestros pueden dirigirse con una petición a un solo esclavo, o pueden
enviar un mensaje tipo broadcast hacia todos los esclavos; cabe recalcar que un
esclavo responde con un mensaje al maestro a todas las peticiones que se le hizo
directamente, pero no responde a mensajes de tipo broadcast.
1.4.1.1. Códigos de las Funciones de MODBUS
Las peticiones y las respuestas siguen un formato establecido, conteniendo

información necesaria para que en el caso del esclavo entienda que acción debe
tomar o que información debe recoger; y en el caso del maestro, determinar si la
información recibida fue correcta. La trama se ha especificado de la siguiente
manera:
TRAMA PROTOCOLO MODBUS
dirección del dispositivo Código de la Función DATOS Chequeo de Error
- Dirección del dispositivo: (2 caracteres ASCII u 8 bits RTU) Contiene la

dirección del esclavo para que el maestro envíe las peticiones respectivas
según el dispositivo con el que quiere comunicarse. Las direcciones válidas
van de 1 a 247 decimal; la dirección 0 es la dirección de broadcast. Como se
habla de un método de comunicación maestro-esclavo, no es necesaria una
dirección para el maestro, porque todas las respuestas son dirigidas a este.
21
- Código de la Función: (2 caracteres ASCII u 8 bits RTU) Contiene la acción

que debe ser desempeñada por el esclavo. Los códigos válidos van de 1 a
255 (decimal). Los códigos de mayor importancia son:
Tabla Nº 1.5. Funciones dentro del Protocolo MODBUS

CÓDIGOS DE LAS FUNCIONES DE MODBUS
CÓDIGO FUNCIÓN
Lectura del estado de una bobina
1 (01H)
Lee el estado ON/OFF de una salida discreta en el esclavo
Lectura del estado de una bobina
2 (02H)
Lee el estado ON/OFF de una entrada discreta en el esclavo
Lectura de Registros de Salida
3 (03H)
Lee el estado de varios registros análogos de salida del esclavo
Lectura de Registros de Entrada
4 (04H)
Lee el estado de varios registros análogos de entrada del esclavo
Forzamiento de una bobina
5 (05H)
Se determina un estado (ON u OFF) en una salida discreta del esclavo
Predeterminar Valor de un Registro
6 (06H)
Establece un valor predeterminado en un registro análogo de salida
Forzar Múltiples bobinas
15 (0FH)
Establece el estado (ON u OFF) en una secuencia de bobinas de salida
Predeterminar Valor En Múltiples Registros
16 (10H)
Establece valores predeterminados a una secuencia de registros análogos de salida
Reportar identificación del Esclavo
17 (11H)
Retorna información del tipo de controlador y su estado de funcionamiento al maestro
- DATOS: Este campo contiene la información adicional para que el esclavo

pueda ejecutar la acción asignada. En caso de ocurrir un error, envía
respuestas de excepción en este campo. Puede ocupar una cantidad de n
bytes, dependiendo de la función que deba ejecutar.
- Chequeo de Error: Se utilizan dos procedimientos de chequeo,

dependiendo del modo de transmisión de la información:
RTU: CRC (Cyclical Redundancy Check)
ASCII: LRC (Longitudinal Redundancy Check)
22
1.4.2. EL MODELO OSI
Fue desarrollado por la ISO (International Standardization Organization). Su

objetivo fue el de crear una base en la cual nuevos protocolos sean desarrollados
con una visión de compatibilidad global, sin tener en cuenta la propiedad o la
dependencia a las organizaciones que lo desarrollen. En otras palabras: un
protocolo “abierto” (no propietario), al cual todos los dispositivos podrán basarse y
poder comunicarse entre sí.
Este modelo explica de manera detallada cada una de las funciones que debe
realizar cada capa dentro del tratamiento a la información creada desde diferentes
aplicaciones: (a) segmentación de la información para tener versatilidad al
momento de correr varias aplicaciones; (b) encapsulación, la cual contiene
información que identifica el tipo de información que es, a qué aplicación está
destinada y a qué equipo se dirige; (c) de qué manera va a ser transportada a
través del medio físico, entre otras más.
Capa de •Proporciona los medios necesarios

(interfaces) para establecer conectividad
Aplicación entre usuarios finales (individuos) .
Capa de •Entrega una representación común

(formato) a la información que se
Presentación transfiere entre aplicaciones.
•Inicia, controla y finaliza conversaciones

Capa de Sesión entre aplicaciones para intercambio de
información.
Capa de •Segmenta, transfiere , y reemsambla la

información entre diferentes nodos de la
Transporte red.
•Identifica a los segmentos de información

Capa de Red a través de direcciones lógicas asignadas a
los dispositivos finales.
•Se describen los métodos para el

Capa de Enlace de intercambio de información, encapsulada
datos en tramas, entre dispositivos que tienen
un medio físico común.
•describe los medios físicos para establecer,

Capa Física mantener y terminar conexiones entre los
dispositivos de la red.
Figura Nº 1.16. Esquema del Modelo OSI

23
1.4.3. EL MODELO TCP/IP
Consiste en un modelo de 4 capas o funciones que deben ser aplicadas con el fin
de garantizar la conexión, y el intercambio exitoso de información entre usuarios
dentro de una red. Fue desarrollado en los años 70 y es conocido como el modelo
del internet. Ha sido desarrollado de manera abierta, es decir, no es propiedad de
alguna compañía en particular, por lo que ha sido tomado e implementado por
prácticamente la totalidad de fabricantes de dispositivos de comunicación.
•Presenta la información al usuario,

Capa de y además, la genera y codifica al
Aplicación momento de intercambiarla con
otros nodos de la red.
Capa de •Establece conexiones y garantiza el

intercambio de información entre
Transporte aplicaciones .
•determina el mejor camino que

Internet deben seguir los datos a través de
la red.
Capa de Acceso •Controla los dispositivos y el medio

a la Red físico de los que esta hecho la red.
Figura Nº 1.17. Esquema del Modelo TCP/IP
La aplicación de este protocolo se ha extendido de manera global, y hoy en día

tanto redes informáticas como industriales utilizan este estándar al momento de
intercambiar información gracias a su facilidad para transportarla mediante la
segmentación, multiplexación, y el direccionamiento único que proveen estos
protocolos entre aplicaciones y dispositivos.
24
Figura Nº 1.18. Comparación entre los Modelos OSI y TCP/IP

(Fuente: CCNA Network Fundamentals, Chapter 2 Curriculum: Communicating Over the Network)
1.4.4. MODBUS COMO CAPA DE APLICACIÓN
Al protocolo MODBUS se lo ha adaptado a las redes de tipo Ethernet, a través de

los stacks del protocolo TCP/IP. A toda la información generada por los
controladores, se la especifica como la información de capa de aplicación, la
misma que pasa a ser encapsulada por las capas siguientes, siendo posible su
transporte a través de los medios físicos, sin importar cuáles sean.
Figura Nº 1.19. Construcción de un Segmento TCP para MODBUS

(Fuente: ACROMAG Incorporated, Technical Reference: Introduction to Modbus TCP/IP)
25
Cuando se prepara la información de los controladores, los campos de dirección y

chequeo de error son eliminados de la unidad de datos debido a que TCP/IP
utiliza sus propios campos para cumplir con las mismas funciones que garantizan
la integridad y arribo de los datos. Por esto, los campos del código de la función y
los datos adicionales pasan a formar una trama denominada Modbus TCP/IP ADU
(unidad de datos de aplicación). En el encabezado, denominado MBAP Header,
contiene los siguientes campos:
- ID de Transacción: Se utiliza para identificar múltiples conversaciones por

parte del usuario, y se utiliza la misma conexión TCP.
- ID del Protocolo: Su valor es de 0 para Modbus. Los otros valores están
reservados para un uso futuro.
- Longitud: Es un contador de bytes de los siguientes campos: ID de la
unidad, código de la función y los datos.
- ID de la Unidad: Este campo se lo utiliza para identificar a un dispositivo
localizado en una red externa, o de características diferentes a las de
TCP/IP, por ejemplo, en conexiones seriales a redes distintas (serial
bridging). Cuando no se requiere de esta ID, se coloca el valor 00 o FF.
Una vez encapsulada la información, el protocolo TCP utiliza el número de puerto

502, destinado específicamente para las aplicaciones Modbus. Cabe recalcar que
todo este proceso es transparente para el usuario.
1.4.5. CAPA DE TRANSPORTE
Una vez que se ha desarrollado la ADU (application data unit), se toma toda esta
información para que sea manejada por la capa de transporte, que cumple con las
siguientes funciones:
- Identificación de la aplicación que ha generado la información a través del

número de puerto. Este número es único, generado para la aplicación
respectiva, y lo que me permite es el ensamblaje de la información debido a
que su envío es por partes, es decir, segmentada.
26
- Segmentación de la información generada por la aplicación, y su

encapsulación en un PDU (unidad de datos del protocolo) denominado
segmento. Esto me permite etiquetar a que aplicación va dirigida, y además,
multiplexar la información de varias aplicaciones que necesiten enviar datos
simultáneamente.
1.4.5.1. Protocolo TCP
El protocolo TCP (transmission control protocol) presenta un encabezado extenso,

que garantiza la integridad de la información enviada a través de los campos
implementados, que son:
Figura Nº 1.20. Esquema del Encabezado del Protocolo TCP

(Fuente: CCNA Network Fundamentals, Chapter 4 Curriculum: The Transport Layer)
- Número de Puerto: (Fuente y Destino) Es el que identifica a la aplicación

creadora de la información. En el caso de MODBUS, el número de puerto es
el 502.
- Número de Secuencia: Permite etiquetar el orden en el que la información
debe ser ensamblada. Este campo, conjuntamente con el número de puerto,
son los que me permiten tener múltiples conversaciones de aplicaciones
diferentes (multiplexación de la información).
- Número de Acuse de Recibo: (Acknowledge) Con este número, se puede
establecer si la información enviada ha sido recibida correctamente. Este
parámetro me da alta confiabilidad de entrega de información.
27
- Checksum: Se refiere al algoritmo utilizado para la comprobación de errores

en el segmento enviado. El nodo receptor del segmento enviado ejecuta el
mismo algoritmo y compara la respuesta obtenida. Si se tiene una
coincidencia, la información es correcta y por ende pasa a la capa superior.
Es importante recalcar el establecimiento de sesión que realiza el protocolo, que

consiste en entablar una conexión entre usuarios de la red a nivel de esta capa
antes de empezar la transferencia de los datos. Este proceso garantiza que el
usuario receptor está conectado en la red, y que además, la aplicación a la cual
va dirigida la información esté presente y lista para su operación.
1.4.6. CAPA DE RED
Esta capa permite identificar a todos los nodos de comunicación dentro de una
red a través de una dirección única configurable, haciendo que los paquetes de
datos lleguen a su destino. En concreto, cumple con las siguientes funciones:
- Direccionamiento de cada uno de los dispositivos finales de comunicación

para hacer posible el intercambio de información.
- Encapsulación de los segmentos de datos, para ser denominados como
paquetes de datos. También cumple con el proceso inverso, para que los
datos pasen a capas superiores.
- Los direccionamientos establecidos hacen posible que se puedan dividir las
redes en subredes más pequeñas, por lo que el intercambio de información
entre ellas requiere de dispositivos específicos que lleven la información de
red en red. A este proceso se lo denomina enrutamiento.
1.4.6.1. Protocolo IP
Existen algunos protocolos que entregan direccionamiento dentro de una red,

pero el de mayor aceptación a nivel mundial es el protocolo IP, debido a
características como: a) no requiere establecimiento de una sesión para
28
garantizar la conexión, b) no depende del medio físico en el que sea trasladado y

c) no realiza acuse de recibo de su información.
Figura Nº 1.21. Esquema del Encabezado del Protocolo IP

(Fuente: CCNA Network Fundamentals, Chapter 5 Curriculum: The Network Layer)
Los campos de mayor importancia son:
- Tipo de Servicio: Cuando se habla de calidad de servicio o QoS (quality of

service), se refiere a que se da una priorización a los paquetes dependiendo
del tipo información que llevan (voz, video o datos).
- Protocolo: Identifica al protocolo de capa 4 que se está enviando. En el
caso de TCP, se coloca el valor de 06.
- Tiempo de Vida: Para evitar la divagación de paquetes a través de las
redes, sin encontrar su dispositivo destino, se coloca el valor de 255 saltos
que puede dar ese paquete, antes de ser descartado completamente.
- Checksum: Como en TCP, este campo me permite verificar que la
información del paquete es correcta.
El direccionamiento de este protocolo implementa direcciones formadas por

cuatro octetos de bits (255.255.255.255 en decimal), que permiten dar una
identificación única a cada equipo. Para poder dividir en subredes a los
dispositivos en la red, se implementa el valor de la máscara (192.168.1.10/24), el
cual identifica la red a la que pertenece el equipo. Haciendo el análisis, sería:
29
192.168.1.10/24
/24 = 11111111.11111111.11111111.00000000=255.255.255.0
11000000.10101000.00000001.00001010
La máscara indica que los 24 bits a partir del lado izquierdo, pertenecen a la
dirección de la red. En cambio, el resto de bits, identifica a la dirección del equipo
en sí. Para identificar la dirección de red del equipo, se realiza la operación AND
entre la dirección completa y la máscara, resultando en:
192.168.1.10 AND 255.255.255.0

DIRECCIÓN DEL EQUIPO: 192.168.1.10
MÁSCARA: 255.255.255.0 = /24
DIRECCIÓN DE RED: 192.168.1.0
1.4.7. REDES ETHERNET
Cuando se hace referencia a redes Ethernet, se habla de las capas de enlace de

datos y física del modelo OSI porque estas son las que realizan la encapsulación
de la información en tramas que estén acordes con el medio físico por el cual van
a ser transportadas.
1.4.7.1. Capa de Enlace de datos
En general, la capa de enlace de datos se encarga de realizar dos tareas

fundamentales:
- Es el medio de conexión entre las capas superiores con el medio físico; lo
hace a través del entramamiento de datos (framing).
- Controla como los datos son colocados y recibidos dentro del medio físico,
usando técnicas de control de acceso al medio, MAC (media access control),
y detección de errores.
Es lógico pensar que en un sistema SCADA, se van a cubrir grandes distancias

desde el lugar específico en donde se desenvuelve el proceso hasta el centro de
30
control, en donde se concentra toda la información con respecto al proceso

supervisado.
Por esto, se sabe que para comunicarse a través de largas distancias, se

encapsulan los datos en tramas diferentes con respecto a nodos cercanos porque
el medio físico es completamente diferente. He aquí la importancia de esta capa;
su función es la de enviar y receptar la información a través del medio, sin
importar cuál este sea, liberando así a las otras capas de esa labor.
Figura Nº 1.22. Capa de Acceso al Medio del Modelo TCP/IP
El protocolo de comunicaciones TCP/IP fue diseñado de manera que: la

identificación de aplicaciones, la segmentación de la información, el
direccionamiento de los equipos a comunicarse, sea realizado a través de
software presente en los equipos. En cambio, el hardware respectivo, en el caso
de Ethernet son las NICs (network interface cards), es el responsable de enviar la
información, debidamente encapsulada en tramas, a través de las conexiones
físicas.
Para cumplir de manera apropiada con esta función, la capa de enlace de datos
sigue dos protocolos fundamentales:
31
- LLC: (Logical Link Control) Este software es el encargado de tomar la

información de capa tres para ponerle datos de control que le permitan ser
identificada por otros puntos de información. En este caso, identifica a la
información como paquete IP. Se lo considera como el driver (software de
control) de las NICs.
- MAC: (Media Access Control) cumple con dos funciones: (a) encapsulación
de datos, en donde se añade el direccionamiento de capa dos (direcciones
MAC), delimitador de trama y campo de chequeo de errores; y (b) el control
de acceso al medio, que consiste en colocar la información dentro del medio
físico, y recogerla al momento de recibirla por parte de otros nodos de
comunicación.
Figura Nº 1.23. Encapsulamiento de la Información realizada por el Protocolo

TCP/IP
Para el entramamiento (framing) de la información, se tiene una variedad de

protocolos debido a varios factores como: las distancias físicas que la información
debe atravesar, número de usuarios o nodos de comunicación, o la tecnología a
ser utilizada. Los protocolos IEEE 802.2 y 802.3, o Ethernet es para redes de área
local (LAN) que manejan un gran ancho de banda. Otros protocolos como PPP
(point-to-point protocol), que son específicos para redes de área extendida
(WAN), se encargan de asegurar la transmisión/recepción de información, con un
ancho de banda reducido.
32
1.4.7.2. Capa Física
Una vez que la trama ha sido desarrollada, la capa física se encarga de tomar la
información binaria para su codificación a señales eléctricas, ópticas, o de
microonda, que pueden ser enviadas y recibidas a través del medio físico que
conecta a los nodos de comunicación.
El intercambio de información se realiza a través de los siguientes elementos:

circuitos electrónicos encargados de la transmisión/recepción de datos (network
interface card NIC), el medio físico de transporte (cobre, fibra, inalámbrico) y los
respectivos conectores.
Figura Nº 1.24. Elementos de la capa física

(Fuente: CCNA Network Fundamentals, Chapter 8 Curriculum: The Physical Layer)
En las conexiones para redes LAN según el estándar de ethernet (IEEE 802.3), se
puede utilizar cobre (par trenzado) o fibra óptica. Como el cobre entrega
velocidades desde 10 [Mbps] hasta 10 [Gbps] y es de bajo costo, es el más
optado al momento de la implementación.
1.4.8. ETHERNET INDUSTRIAL
Es la unión de los protocolos de campo (Modbus, Profibus, entre otros) con el

protocolo de mayor aceptación en el medio (Ethernet). En este caso particular,
Modbus TCP/IP es uno de los de mayor popularidad debido a que es simple en
33
cuanto a entendimiento, adaptación, implementación y troubleshooting (monitoreo

y solución de problemas como parte de la administración de la red) se refiere.
Figura Nº 1.25. Ciclo de petición-respuesta del protocolo Modbus TCP/IP

(Fuente: EtherCAT Technology Group, Industrial Ethernet Technologies, USA, 2011)
La principal diferencia con ethernet tradicional es la tecnología desarrollada para

la capa física, es decir, el tipo de hardware que se utiliza para la transmisión de
datos. Es vital que el equipo sea capaz de trabajar en ambientes industriales con
interferencia tanto en la red de comunicaciones como en su alimentación,
temperaturas extremas, vibración.
Los protocolos de las capas de transporte, red y enlace de datos no sufren

ninguna alteración si es que se trata de una red administrativa o una de tipo
industrial. Esto ha permitido que se puedan manejar ambas redes, sin el
requerimiento de una especialización o preparación dedicada a cada una.
Una característica importante es la de tener una red industrial conmutada a través

de switches (dispositivos de capa dos), dando apertura de acceso a múltiples
usuarios a la vez debido a que no existe una compartición del medio en la
transmisión de información.
34
Figura Nº 1.26. Red ethernet industrial

(Fuente: Rockwell Automation Web Exclusive: THE JOURNAL, “Top 10 Recommendations for
deploying plant-wide Ethernet/IP”, USA, 2011)
La estandarización es lo que se ha logrado a través de las redes industriales

incorporadas al modelo TCP/IP; más importante aún, ha permitido acercar la
información que se maneja en el campo industrial con el ámbito administrativo, lo
que aumenta la eficiencia en los procesos internos dentro de una empresa.
Se ha realizado el análisis de los aspectos fundamentales concernientes al

proyecto de micro generación hidroeléctrica, haciendo énfasis en el aspecto
técnico presente; además, se han citado los conceptos teóricos generales que
abarcan el concepto global del sistema a ser implementado.
CAPÍTULO 2.
DISEÑO DEL ALGORITMO PARA EL PLC DE

MAQUINARIA EN EL GRUPO TURBINA-GENERADOR
36
El sistema de control de la microcentral hidroeléctrica comprende la adquisición

de datos de las variables tanto de conducción como de generación, siendo
indispensables para la toma de acciones durante su funcionamiento. Este capítulo
comprende el equipo a ser instalado y controlado en el sistema de generación, así
como los algoritmos de funcionamiento que controlan la operación de todo el
sistema.
2.1. INTRODUCCIÓN
El funcionamiento de la microcentral hidroeléctrica requiere del monitoreo de un

gran número de variables, como por ejemplo: presión de trabajo para las válvulas
(apertura y cierre), energía generada y entregada a la red eléctrica, temperatura
en devanados y rodamientos, niveles de voltaje y corriente a nivel de generador y
transformador, presencia de energía eléctrica a nivel de servicios auxiliares,
acciones de control en actuadores para el generador y turbina, comunicaciones
entre la casa de máquinas y la sala de control de la EPMAPS.
Todas estas variables son necesarias para tener un funcionamiento automatizado

de toda la central, y la supervisión remota de su desempeño, lo que significa que
todo esto debe ser adquirido y procesado para tomar las acciones respectivas.
2.2. VARIABLES A SER MEDIDAS EN LA MICROCENTRAL

HIDROELÉCTRICA
Las variables a medirse dependen del dispositivo al que se va a supervisar, en

este caso se tiene dos grandes equipos: la turbina y el generador. Además, se
debe tener en cuenta el bypass de conducción del agua, los servicios auxiliares,
entrega de energía a la red eléctrica de la EEQ S.A. y el sistema de
comunicaciones con la sala remota de control.
2.2.1. BYPASS DE CONDUCCIÓN DEL AGUA
Para poder direccionar el fluido hacia la microcentral, se construirá un bypass que

se conecta, a través de una junta de desmontaje, a la tubería de entrada de la
37
turbina. Una vez turbinada4 el agua, a través de un tanque de descarga, se dirige

hacia el tanque de distribución Bellavista Alto. En caso de paro de emergencia de
la central, o por mantenimiento, se establece la conducción a través de la tubería
presente que le conecta directamente con el tanque.
BYPASS TUBERÍA GENERACIÓN (VÁLVULA MARIPOSA)
LÍNEA DE CONDUCCIÓN ORIGINAL (VÁLVULA DE GLOBO) TANQUE DE DISTRIBUCIÓN
UBICACIÓN DE LAS VÁLVULAS
CASA DE MÁQUINAS
MICROCENTRAL
TANQUE BELLAVISTA ALTO
Figura Nº 2.1. Estructura de la tubería de conducción para el proyecto
Se puede establecer el camino de conducción del fluido gracias al accionamiento

adecuado de las válvulas respectivas. Para el bypass de la turbina se ha provisto
de una válvula con las siguientes características: válvula de tipo mariposa de 16’’
de diámetro de la tubería de ingreso, con accionamiento eléctrico a través de
servo motor (debido al tipo de válvula), el cual realiza un desplazamiento del
obturador de 0° a 90° con respecto a la posición de cierre.
Figura Nº 2.2. Válvula mariposa con accionamiento eléctrico

(Fuente: Tyco International Ltd, Valves & Controls, Butterfly Valves, 2002)
4
Término que hace referencia al paso del agua a través del rodete de la turbina, generando así energía
mecánica a ser aprovechada.
38
El control de operación de esta válvula se lo puede hacer analógicamente por

señales tanto de corriente (4-20mA) como de voltaje (0-10V), siendo estas
proporcionales al porcentaje de apertura. Otros actuadores solamente necesitan
un pulso en la operación indicada (apertura o cierre). Además, a través de
interfaces de comunicación, todo se lo puede hacer remotamente.
La válvula de la tubería actual es una válvula reguladora de nivel (altitud) del

tanque Bellavista Alto, que actúa a través de un seteo de presión en máximo y
mínimo nivel del fluido.
Figura Nº 2.3. Válvula de globo de la línea de distribución Bellavista
Esta es una válvula de globo con actuador hidráulico para su apertura y cierre.
Posee en serie una válvula de guardia que permite realizar el mantenimiento
respectivo desde ese punto en adelante. El enfoque se lo hace solamente a la
válvula de globo para establecer el paso del agua.
Figura Nº 2.4. Sistema hidráulico válvula de globo línea de distribución Bellavista

(Fuente: ROSS Valve, Automatic Control Valves for Water Industries Catalogue)
39
Al observar la Figura 2.4 se tiene la cámara de operación (línea roja), la cual es la

parte más importante para entender el funcionamiento de la válvula. Actualmente
el accionamiento se da a través de un presóstato que permite evitar el desborde
del tanque de distribución, al setear la presión en la que se presenta este
problema.
Figura Nº 2.5. Diagramas de apertura y cierra válvula de altitud

(Fuente: ROSS Valve, Automatic Control Valves for Water Industries Catalogue)
Al momento de apertura, se permite el flujo del agua a través del bypass de

vaciado de la cámara de operación, haciendo que la presión sobre el obturador
baje, y que el fluido mismo sea el causante de la apertura. En cambio, para el
cierre, se opera la válvula piloto (número 1 en la Figura 2.4) y se la cierra,
haciendo que la cámara se llene con el agua, creando mayor presión sobre el
obturador, cerrando la válvula.
La operación de esta válvula piloto permitirá la automatización del sistema, con lo

cual se puede hacer de manera remota que la conducción del agua sea a través
del bypass de generación o por la tubería existente.
2.2.1.1. Bypass de apertura y cierre de las válvulas
Es importante recalcar que para la apertura y cierre de las válvulas, se debe

igualar la presión en ambos lados de la misma. Esto se realiza mediante la
apertura de un bypass que conecta el lado aguas arriba de la válvula con el otro
extremo. Esta válvula de menores proporciones generalmente es de tipo aguja,
40
que permite un paso del fluido con una mínima apertura. Su actuador debe aplicar
una fuerza determinada para ser abierta.
Figura Nº 2.6. Bypass para igualar presión en ambos lados de la válvula
Al tener en cuenta la siguiente expresión:

•••••• = ••!"#$ × %••• (2)
Y observando la Figura 2.6 se puede ver que el diámetro de la tubería, en

consecuencia su área, es muchísimo menor que el de la válvula principal, por lo
que la fuerza a aplicar para su apertura se reduce considerablemente, siendo
posible el uso de un actuador eléctrico.
Su accionamiento es sencillo debido a su funcionamiento simple, el cual es a

través de una señal de energización que inicia el proceso de apertura. Una vez
que se ha llegado a igualar las presiones para la operación de la válvula principal,
se desenergiza al actuador, lo que mecánicamente cierra al obturador, volviendo
a su posición inicial.
2.2.2. GRUPO HIDROMECÁNICO: TURBINA
Una vez derivada la conducción de agua hacia la microcentral, se debe

transformar toda la energía cinética presente a energía mecánica. Esto se logra a
través de la turbina.
41
2.2.2.1. Control de Velocidad de la Turbina
Para poder entregar una velocidad constante de giro del rodete de la turbina, se
necesita medir el estado de algunas variables para tomar la acción respectiva. Por
el tipo de turbina, se tiene que manipular la apertura o cierre de los deflectores,
dependiendo de la velocidad a la que giran, y además, del caudal entregado en la
línea de conducción.
Esta turbina permite trabajar con una de dos celdas, dependiendo del caudal al
que se desplaza el fluido. Cuando el caudal se encuentra en un rango del 10% al
40% se trabaja con la celda menor; hasta el 70% se puede trabajar solo con la
celda mayor, y para caudales mayores se trabaja con ambas. Además, para
regular la velocidad de manera adecuada, se manipula el porcentaje de apertura o
cierre de los deflectores de cada celda.
Figura Nº 2.7. Deflectores de la turbina crossflow
La medición de velocidad se la realiza al eje que conecta la turbina con el

generador, en el cual se coloca un encoder incremental, emitiendo una cantidad
de pulsos establecida por cada revolución, lo que se interpreta a través del PLC.
Este encoder permite determinar posición, velocidad y sentido de giro del eje en
sí.
42
Figura Nº 2.8. Encoder incremental

(Fuente: TR Electronic, Incremental Encoders Catalogue)
Este dispositivo tiene establecido el número de pulsos por cada revolución, es

decir 1000 [ppr] (pulsos por revolución), por lo cual, 360°/1000=0.36° por cada
pulso, obteniendo así su posición. La velocidad se determina al contar la cantidad
de pulsos en un lapso de tiempo dentro del controlador. En cuanto al sentido de
giro, se tiene dos emisores de luz separados físicamente denominados A y B,
creando un desfase de 90° en sus señales de pulsos, por lo que cuando el pulso
de A llega antes que el de B, se está girando en un sentido determinado, siendo lo
contrario cuando el pulso de B llega primero.
La prioridad es la medición de velocidad y sentido de giro para el funcionamiento

de la turbina. No se necesita saber la posición a la que se encuentra el eje.
El caudal se lo obtendrá a través de un caudalímetro a ser instalado en la línea de

conducción de la microcentral. Con este dato, se establece la celda o celdas a
manipular.
En cuanto a la velocidad, se la compara con una referencia establecida dentro del

controlador, porque el generador a ser usado es de velocidad sincrónica (no se
presenta el seteo de velocidad al operador), para tomar la acción respectiva, que
es la apertura o cierre en un porcentaje de los deflectores.
43
2.2.2.2. Governor de la turbina
En otras palabras, es la central oleohidráulica que manipula la apertura y cierre de

los deflectores de la turbina a través de un sistema de brazos hidráulicos, en los
cuales, la circulación correcta por cada cámara del pistón generará un movimiento
en dos sentidos, que son interpretados mecánica y adecuadamente por el
deflector.
Figura Nº 2.9. Central oleohidráulica de regulación
Está constituido por bombas (motores) de corriente alterna, encargadas de

generar el flujo del aceite que se encuentra almacenado en el tanque del
governor. Esta circulación se encuentra limitada por válvulas comandadas a
través del PLC de maquinaria.
En estos sistemas se monitorea la temperatura, presión y nivel del fluido, que en

caso de no presentar valores de operación, sacarían del paralelismo al grupo de
generación de energía eléctrica (microcentral). Cabe mencionar que se alterna el
funcionamiento de las bombas para evitar un degaste desequilibrado.
44
Figura Nº 2.10. Funcionamiento del brazo hidráulico

En cuanto a las electroválvulas direccionales, se puede observar de mejor manera

en la Figura 2.10 su funcionamiento. Posee dos solenoides (apertura proporcional
al nivel de energía de alimentación) que, dependiendo del que ha sido activado,
genera una circulación del aceite hacia el brazo hidráulico o el tanque reservorio
del governor.
En la microcentral hidroeléctrica a ser implementada este grupo permite manipular

el porcentaje de apertura o cierre de los deflectores de la turbina, por lo tanto, son
parte del algoritmo de regulación de velocidad.
2.2.3. GRUPO ELÉCTRICO: GENERADOR
El eje de la turbina es acoplado al generador, transmitiendo este movimiento

mecánico a la parte giratoria de la máquina, el rotor. Aquí se tiene la parte
denominada excitatriz, explicada anteriormente, la cual inyecta la corriente de
campo necesaria para la generación de voltaje.
45
Figura Nº 2.11. Generador sincrónico trifásico de 8 polos

(Fuente: Marelli Synchronous Generators, MJB 400 Series)
Para garantizar el voltaje a bornes del generador, a través de TPs

(transformadores de potencial), se puede medir el voltaje generado, y compararlo
con el setpoint respectivo. Es aquí donde entra en funcionamiento el AVR,
procesando estas variables y aplicando el algoritmo de control PID interpreta y
comanda la corriente de campo a ser aplicada al rotor.
Figura Nº 2.12. AVR (automatic voltage regulator)

(Fuente: Marelli Generators, Marelli Energy Controller User Manual MEC - 100)
Este dispositivo está incluido dentro de la adquisición del generador, debido a que
es recomendable utilizar los dispositivos del mismo fabricante para no tener
problemas de compatibilidad. El PLC de maquinaria no se incluye dentro del
algoritmo de regulación de voltaje.
2.2.3.1. Medición de temperatura de los devanados
A través de la conducción de corriente por los devanados, se genera el efecto

joule, en el cual parte de la energía conducida se transforma en calor. A mayor
46
corriente generada, mayor es el calor disipado por los conductores, por lo que se
debe monitorear su temperatura evitando un sobrecalentamiento y posterior daño
del mismo.
Figura Nº 2.13. RTD de platino (PT100)
El sensor RTD (resistance temperatura detector) es uno de los sensores de

temperatura industrialmente más utilizados. Su principio es el de una variación
prácticamente lineal de resistencia con respecto a las variaciones de temperatura.
El mejor material para su construcción es el platino, dando razón a su nombre de

PT100, que además significa que entrega una resistencia de 100 [Ω] a 0 °C de
temperatura. Otro factor que lo hace muy utilizado es su rango de temperatura,
que va de -200 °C hasta 850 °C.
Figura Nº 2.14. Curva lineal de trabajo del PT100

(Fuente: Honeywell: Sensing & Control, RTDs Reference and Application data)
47
El valor de resistencia a entregar a una cierta temperatura se la puede determinar

mediante la ecuación:
•• = •• (1 + •∆°•) (3)
• → !"#$%!%#&'# ,# '#-.#/0'2/0 ,#3 .30'%&"

• = 0.00385 °9 :; (4)
Citando un ejemplo: Una temperatura de 200 °C, reemplazándola en la ecuación

(3) con el valor definido en (4), determina el valor de resistencia del sensor:
•• = 100[Ω] × (1 + 0.00385°9 :; × (200°9))

•• = 177[Ω]
Actualmente los PLCs poseen módulos analógicos que permiten conectar

directamente los RTDs sin necesidad de un transductor de señal. Con esto
simplemente la preocupación es configurar adecuadamente el módulo con el tipo
de sensor que va a ser conectado, y dentro del software se escalará la señal
según el requerimiento.
2.2.4. PROTECCIONES ELÉCTRICAS
Los equipos deben ser protegidos para resistir cambios bruscos de sus señales
eléctricas de alimentación o de conducción, por lo que es necesario utilizar
dispositivos electrónicos que sean capaces de detectar estas fallas, y tomar
acciones al respecto.
Los sensores fundamentales en esta función son conocidos como

transformadores de potencial (TP) y transformadores de corriente (TC). Su
función es la de entregar una señal eléctrica de menor amplitud, pero
directamente proporcional a la que es generada en los conductores. Esto se lo
hace debido a que las protecciones están diseñadas para trabajar con imágenes
de las señales eléctricas medidas de menor valor.
48
2.2.4.1. Protecciones eléctricas del generador
Mientras se encuentre en arranque, al entrar en sincronismo con la barra infinita, y

en operación, se debe proteger al equipo de las siguientes condiciones:
PROTECCIÓN
FALLA DE TIERRA ESTATOR
64 GENERADOR
U2 U1 TC R
TC
TP
Transformador
V2 TC TC V1 TC S
TP
W2 W1 TC T
TP
PROTECCIÓN PROTECCIÓN PROTECCIÓN

DIFERENCIAL SOBRECORRIENTE BAJO VOLTAJE 27
87 51 – 51N ALTO VOLTAJE 59
PROTECCIÓN
POTENCIA INVERSA
32
U2 U1
V2 V1
GENERADOR
W2 W1
PÉRDIDA DE EXCITACIÓN
40
devanado de campo
Figura Nº 2.15. Diagrama de protecciones eléctricas del generador
- Protección de Sobrecorriente (51/51N): Mediante las señales de corriente

de las 3 fases, se puede establecer el valor máximo que debe circular por
cada una de ellas (una corriente de cortocircuito generalmente es de
3×Inominal en adelante). El dispositivo también realiza la suma fasorial de las
señales, lo que con carga prácticamente balanceada da un resultado
cercano a cero, pero de exceder un valor en un 0.25×Inominal, se produce el
disparo del relé, siendo esta la protección de sobrecorriente al neutro.
49
- Protección de Potencia Inversa (32): La función del generador es la de

entregar energía, es por esto que su diseño eléctrico como mecánico no
permite que la máquina empiece a trabajar como motor, como sería el caso
de tener una potencia inversa (recibir energía).
- Relé diferencial (87): Este relé está diseñado para proteger los bobinados
del generador. Lo que hace es comparar si la corriente en un extremo es la
misma en el otro, porque de no ser así, se está hablando de una anomalía
dentro de la máquina, lo que requiere de un paro inmediato para evitar
daños mayores.
- Pérdida de Excitación (40): El generador necesita de la corriente de campo

para crear un campo magnético rotativo, que induzca voltaje en los
bobinados del estator, la cual es controlada por el AVR. Es por esto que la
alimentación de este dispositivo es monitoreada para poder regular el voltaje
generado.
- Falla de Tierra Al Estator (64): Como se puede ver en el generador se tiene

un extremo en configuración en Y con el neutro aterrizado. Lo que se hace
es monitorear las señales eléctricas para evitar desbalances dentro del
equipo eléctrico.
- Relé de Sobre Voltaje (59) & Bajo Voltaje (27): Como su nombre lo indica,
su función es comparar el voltaje generado con valores mínimos y máximos
seteados, que no se pueden presentar al momento de alimentar cargas y
entregar energía.
- Relé de Frecuencia: El sistema eléctrico está diseñado para que la

generación alterna sea a 60 Hz de frecuencia, siendo de mucha importancia
al momento de trabajar en paralelo con la red eléctrica.
50
2.2.4.2. Protecciones eléctricas del transformador de fuerza
El transformador de fuerza es el que toma la energía a bornes del generador, y la

acopla al sistema eléctrico de distribución de la EEQ S.A. elevando el voltaje para
que exista compatibilidad. Durante su funcionamiento, se debe tener las
protecciones ajustadas que se muestran en la Figura 2.16.
PROTECCIÓN
DIFERENCIAL
87
TRANSFORMADOR
U2
SECUNDARIO EN Y
U1 TC R
PRIMARIO EN DELTA
TC TC TP
V1 TC S
V2
TP
W2 W1 TC T
TP
PROTECCIÓN
SOBRECORRIENTE NEUTRO TC
51N PROTECCIÓN PROTECCIÓN
SOBRECORRIENTE BAJO VOLTAJE 27
Transformador
51 ALTO VOLTAJE 59
Figura Nº 2.16. Diagrama de protecciones eléctricas del transformador
Las protecciones que han sido descritas para el generador cumplen las mismas
funciones en el transformador, protegiendo al equipo de transitorios eléctricos y
garantizando una larga vida útil.
Todas estas funcionalidades pueden ser incorporadas en su solo equipo,

conocido como relé multifunción, al cual le lleguen todas las señales de TCs y
TPs correspondientes, siendo esta la mejor alternativa a ser implementada.
2.2.5. SERVICIOS AUXILIARES DE LA MICROCENTRAL
Todo el equipo electromecánico, eléctrico y electrónico de la microcentral requiere

de la alimentación de energía para su funcionamiento. Lo que se hace en este
51
tipo de sistemas es colocar un transformador específico en la barra de generación

para servicios auxiliares, como se muestra en la Figura 2.17.
BARRA DE 6.3 kV
15/27 kV
s
100 A
TRAFOMIX
Medición A MT
PARARRAYOS TRANSFORMADOR DE FUERZA

6 kV
480/6300 V
250 kVA
0.9 fp
60 hz
3Φ
480/120
Protecciones:
51, 51N, 87
300/5
480 V
3P-300 A
BARRA DE 480 V
3P-40 A 3P-40 A
TRANSFORMADOR DE SS.AA.
480/210-121 V
Protecciones: 15 kVA
480/120 60 hz
51, 32, 40, 64, 87
AVR 3Φ
300/5
3P-80 A
devanado de campo
G
SERVICIOS AUXILIARES
300/5 51N
277 V
<500W
1-5Ω
Figura Nº 2.17. Diagrama unifilar del sistema eléctrico de la microcentral

52
Estas cargas se clasifican en grupos diferentes, dependiendo de la función que

van a cumplir, y el tipo de señal eléctrica que necesitan. Para la microcentral
hidroeléctrica se tendrá los siguientes parámetros:
Servicios
Auxiliares
Equipo de Tomas e Control &

Fuerza Iluminación Comunicaciones Reservas
(210 Vac) (210-121 Vac) (110 Vdc)
Tomacorrientes y Tomas adicionales

Calefactor del
luminarias en la Equipo Electrónico para equipo
Generador
Casa de Máquinas auxiliar
Bombas,
Electrovalvulas
Governor de la Turbina Telecomunicaciones
(HPU)
Controladores,
Actuadores &
Actuadores &
Instrumentación
Instrumentación
AVR (Regulador
Cargador de
Automático de
Baterías
Voltaje)
Figura Nº 2.18. Diagrama de los componentes de los servicios auxiliares
Dentro de los equipos de fuerza se tiene el accionamiento del HPU (hydraulic

power unit) o governor, que es en otras palabras el sistema oleohidráulico de la
turbina, que sirve para poder maniobrar los deflectores de la turbina. Se escoge
este tipo de accionamiento debido a que con centrales hidroeléctricas se trabaja
con presiones considerables (caídas de agua mayores a 50 [m]).
Es necesario considerar estos parámetros porque son los que permiten operar de
manera adecuada el grupo turbina-generador. Es por este sistema que se
alimentan todos los dispositivos de control y supervisión.
53
En el algoritmo de control se verifica la presencia de señal eléctrica en la barra de

480 [V] y el estado (ON/OFF) de los breakers de circuitos auxiliares antes de
poder iniciar la operación.
2.3. ALGORITMO DE CONTROL DEL PLC DE MAQUINARIA
Es necesario identificar de manera clara los diferentes dispositivos de control que

posee el grupo turbina-generador. Son necesarios varios tipos de controladores
para poder operar correctamente al equipo, es por esto que se hace mención de
los siguientes elementos:
CONTROL TURBINA-GENERADOR
PLC de
AVR ETR
Maquinaria
Figura Nº 2.19. Diagrama de dispositivos de control del grupo turbina-generador
En cuanto al AVR se refiere, es un dispositivo que se adquiere conjuntamente con

el generador, y cuya función es la de regular la señal eléctrica generada (puede
ser regulada por voltaje, frecuencia, corriente de excitación, factor de potencia y
por generación de reactivos), en arranque y en funcionamiento en paralelo con la
red eléctrica.
El ETR (electronic turbine regulator) es el dispositivo regulador de la velocidad de

la turbina. Como se está utilizando un generador sincrónico, se debe mantener la
velocidad sincrónica. La regulación se la realiza a través de la medición de la
velocidad de la turbina, y el accionamiento de los deflectores de la turbina, que
son los encargados del paso del agua hacia el rodete.
Dependiendo del tamaño de la turbina, mayor complejidad requiere su

funcionamiento y control. Como se está trabajando con una potencia máxima de
400 [kW] en la turbina, esta es de un tamaño relativamente pequeño, cuyo
accionamiento solo requiere de la manipulación de los deflectores a través del
54
governor en cuanto a regulación de velocidad se refiere. Lo que se hace es

activar las bombas para crear la circulación del aceite, y se manipula
electroválvulas que permiten el paso del fluido a través del brazo hidráulico de
cada deflector.
El PLC de maquinaria es el encargado de tomar todas las variables auxiliares que

requieren de monitoreo para la operación adecuada del equipo. Este equipo es el
que da los permisivos para el arranque, activa a los otros dos dispositivos de
control para que entren en funcionamiento, entrega datos y gestiona las alarmas y
paradas de emergencia en caso de existir alguna anomalía.
Este último dispositivo requiere de varios algoritmos de control debido a que

monitorea un sinfín de variables y el proceso en general. Teniendo todo lo
mencionado en cuenta, se han desarrollado diagramas de flujo que muestran de
manera clara todos los procedimientos para el arranque, paro, operación y
entrada en paralelo con la red eléctrica de todo el sistema.
Además, se ha desarrollado un programa mediante el software STEP Basic v10.5,

de la marca SIEMENS, utilizando el lenguaje de programación FBD (function
block diagram). Este programa ha sido dirigido hacia el PLC modelo S7 1214C.
2.3.1. REQUERIMIENTOS PARA EL PERMISIVO DE ARRANQUE
Como uno de los aspectos fundamentales para la operación del grupo turbina-
generador, se tiene el monitoreo de algunas variables que garantizan un correcto
arranque, que al cumplir con los parámetros establecidos entregarán el permisivo
respectivo para poder dar la orden de arranque.
55
PERMISIVO DE ARRANQUE DE LA MICROCENTRAL
INICIO
presencia 480 V alterna

breakers de circuitos de 210-121 Vac
breakers de circuitos de 110 Vdc
switch del tablero en posición de marcha
switch de parada de emergencia desactivado
estado posición de marcha SCADA activado
estado parada de emergencia SCADA desactivado
alimentación del freno de la máquina
no existe falla eléctrica
no existe falla mecánica
nivel de agua en el tanque de distribución
nivel de agua en el tanque bellavista alto
caudal en la salida del tanque bellavista alto
completa apertura válvula de línea de bellavista
accionamiento de los deflectores OK
deflectores de la turbina cerrados
presión en la válvula mariposa
válvula de globo cerrada
Permisivo NO Se cumplen todos

Arranque OFF
los parámetros?
SI
desactivación
del Permisivo
Activación del
Permisivo
Permisivo
Arranque ON
FIN
Figura Nº 2.20. Diagrama de flujo del algoritmo para el permisivo del arranque
2.3.2. REQUERIMIENTOS PARA EL PERMISIVO DE OPERACIÓN DEL

BYPASS
La válvula de globo, que es la que actualmente se encuentra en operación, va a

pasar a ser la válvula del bypass de la microcentral una vez que ésta entre en
funcionamiento. Son pocos los parámetros a ser monitoreados, pero que deben
ser tomados en cuenta porque la operación de esta válvula resulta fundamental al
momento de establecer el modo de funcionamiento de la línea de conducción
(paso a través de generación o paso simple del fluido).
56
PERMISIVO DE OPERACIÓN DE LA VÁLVULA DE GLOBO
INICIO
presencia 480 V alterna

breakers de circuitos de 210-121 Vac
breakers de circuitos de 110 Vdc
nivel de agua en el tanque de distribución
nivel de agua en el tanque bellavista alto
presión a la entrada de la válvula
caudal en la salida del tanque bellavista alto
control manual tablero de control
control manual sistema SCADA
válvula mariposa cerrada
deflectores de la turbina cerrados
Permisivo NO
Se cumplen todos
bypass OFF
los parámetros?
SI
desactivación
del Permisivo Activación del
Permisivo
Permisivo
bypass ON
FIN
Figura Nº 2.21. Diagrama de flujo del algoritmo para el permisivo de la válvula de

bypass
2.3.3. FALLAS ELÉCTRICAS Y MECÁNICAS EN LA MICROCENTRAL
Como es normal dentro de todo proceso, se tiene que monitorear sus elementos
en fin de que cumplan con los parámetros necesarios para su operación. En este
caso existe equipo electrónico, eléctrico y mecánico que pueden llegar a tener
problemas de funcionamiento, por lo que de manera obligatoria se hace una
adquisición de su estado dentro del algoritmo de control, y en caso de presentarse
una falla, se pasa adelante con el algoritmo de paro de la microcentral.
57
ALGORITMO DE FALLAS ELÉCTRICAS EN LA ALGORITMO DE FALLAS MECÁNICAS EN LA

MICROCENTRAL MICROCENTRAL
INICIO INICIO
fallas de la línea de conducción fallas de la línea de conducción

actuador de la válvula mariposa baja presión válvula mariposa
actuador bypass de la válvula mariposa fallas del governor de los deflectores
actuador válvula de globo alta temperatura del aceite HPU (governor)
fallas del governor de los deflectores nivel bajo aceite HPU
falla bomba no. 1 governor nivel alto aceite HPU
falla bomba no. 2 governor baja presión aceite HPU
fallas del transformador fallas de la turbina
protección diferencial trafo 250 kVA alta temperatura rodamiento lado acoplado
protección puesta a tierra trafo 250 kVA alta temperatura rodamiento lado no acoplado
protección sobrecorriente trafo 250 kVA alta vibración rodamiento lado acoplado
fallas del generador alta vibración rodamiento lado no acoplado
protección diferencial gen Velocidad >120% de la nominal
protección puesta a tierra gen fallas del transformador
protección sobrecorriente gen nivel alto de aceite trafo 250 kVA
protección de voltaje (bajo & alto) MT nivel bajo de aceite trafo 250 kVA
protección conexión del estator a tierra sobrepresión aceite trafo 250 kVA
protección de frecuencia alta temperatura aceite trafo 250 kVA
protección de potencia inversa alta temperatura devanados trafo 250 kVA
protección falla de excitación gen fallas del generador
falla calefactor del generador alta temperatura devanados gen
NO NO
Indicadores OFF Se ha presentado Indicadores OFF Se ha presentado
alguna falla? alguna falla?
SI SI
Indicador de la Indicador de la
Falla ON Falla ON
SECUENCIA SECUENCIA
DE PARO DE PARO
Figura Nº 2.22. Diagramas de flujo de las fallas eléctricas y mecánicas
2.3.4. ALGORITMO DE ARRANQUE DE LA MICROCENTRAL
Una vez que se ha monitoreado y seteado todos los equipos, llegando así a los
parámetros de funcionamiento, se puede empezar con el proceso de arranque.
Para garantizar un arranque adecuado, evitando el menor desgaste mecánico
posible, se estableció el siguiente esquema:
58
ALGORITMO DE ARRANQUE DE LA MICROCENTRAL
INICIO
NO
Se cumplen todos
los parámetros?
SI
Permisivo
Indicador del Estado del
Arranque ON Permisivo
Pulso de
Pulso dado a través del SCADA
Comando: o del tablero de control
Arranque
Auto Manual
Encendido Pulso:
Encendido
Bomba del Bomba del
Governor Governor
NO
Suficiente presión
aceite del governor?
SI
Auto Manual
Apertura Pulso: Apertura

bypass Válvula bypass Válvula
Mariposa Mariposa
NO apertura total de la
válvula?
SI
Válvula bypass
Indicador del Estado de la
Mariposa OPEN Válvula de bypass
NO
Presión igual en
válvula mariposa?
SI
2
59
Auto Manual
Apertura Pulso:
Válvula Apertura
Mariposa Válvula
(Servomotor) Mariposa
válvula?
SI
Válvula
Mariposa OPEN Válvula Mariposa
Auto Manual
Cierre bypass Pulso: Cierre

Válvula bypass Válvula
Mariposa Mariposa
NO Cierre total de la
válvula?
SI
Válvula bypass
Mariposa Indicador del Estado de la
CLOSE Válvula de bypass
NO
NO
NO se encuentran listos
los deflectores? se encuentra listo el
SI
governor? setpoint de velocidad
SI
correcto?
SI
Auto Manual
El proceso de arranque Arranque de la

de la turbina se lo Turbina Pulso: Arranque
explica detalladamente (Operación de de la Turbina
en otro algoritmo deflectores)
ALGORITMO
ARRANQUE
TURBINA
3
60
NO
velocidad ha
alcanzado el 90%?
SI
Se conecta la alimentación
Entrada de
del AVR y se da el pulso de
START al mismo Excitación

Excitación del Campo del
Excitación ON
Generador
NO velocidad ha
alcanzado el 96%?
SI
Se activa el equipo sensor de Activación

parámetros que permite poner el
generador en paralelo con la red equipo de
eléctrica paralelismo
Cierre del
disyuntor del
Generador
NO el disyuntor esta
cerrado?
SI
disyuntor ON
FIN
Figura Nº 2.23. Diagrama de flujo del algoritmo de arranque
Es importante recalcar que para el arranque del grupo turbina-generador, el agua

debe circular a través de la tubería de la casa de máquinas, así que por medidas
de seguridad, y para verificación de los parámetros, antes de que se pueda
empezar, se debe maniobrar la válvula de globo de la línea de conducción
original.
61
Lo que se procede a hacer es mandar el comando de cierre de esta válvula, que a

su vez dará una señal habilitando al permisivo de arranque cuando se encuentre
completamente cerrada, garantizando la conducción a través de la casa de
máquinas. Luego de esto, se procede a manipular las válvulas de entrada hacia la
turbina, encender las bombas del governor que manipulará los deflectores y
verificar su estado.
2.3.4.1. Arranque de la Turbina
Se ha separado esta parte del algoritmo de arranque principal debido a que

contiene un aspecto muy importante a ser recalcado. El arranque de la turbina se
refiere al punto en particular cuando el agua se encuentra a puertas de la turbina,
separada por los deflectores, y es la manipulación adecuada de estos la que va a
permitir llevar al rodete a que gire a la velocidad nominal.
ALGORITMO DE ARRANQUE DE LA TURBINA
INICIO
Apertura de los
deflectores al
10%
NO
deflectores abiertos
hasta el 10%?
SI
Adquisición de
Velocidad de la
Turbina
NO
Turbina en 30% de su
velocidad nominal?
SI
Cierre
deflectores
hasta el 2%
FIN
Figura Nº 2.24. Diagrama de flujo del arranque de la turbina

62
Lo que primero se realiza es una apertura del deflector del 10%, permitiendo un
ingreso masivo del fluido hasta el rodete. Esto tiene la finalidad de dar la energía
suficiente para sacar de su inercia al elemento.
Una vez que se ha dado esta apertura, se procede a sensar la velocidad, que irá
aumentando gradualmente de una manera rápida conforme siga fluyendo el agua.
Ahora es cuando se debe llegar a un valor de velocidad por debajo del 30% de la
velocidad nominal, para proceder a colocar los deflectores en una posición
mínima de apertura.
Cuando se ha sacado a la máquina de su inercia, ya no es necesario una gran

cantidad de fluido para hacerla llegar a su velocidad nominal, es por esto que se
cierran los deflectores; además, hace que el arranque de la turbina sea progresivo
y genere menor desgaste.
2.3.4.2. Generación de energía eléctrica
El momento en el que se llega al 90% de la velocidad nominal, se procede al

accionamiento del AVR (Automatic Voltage Regulator) con el fin de empezar a
generar energía eléctrica. El regulador inyectará la corriente al devanado de
campo de la excitatriz, siendo este a su vez el que inyecte corriente al devanado
de campo del generador en sí.
Empieza la regulación de voltaje, y lo que hace es a través de una rampa, eleva la

corriente y por ende el voltaje generado, hasta llegar al valor de referencia
establecido (en nuestro caso es de 480 [V]). Alcanzado este valor, y el de
velocidad nominal, se empieza por conectar al generador en paralelo con la barra
infinita de EEQ S.A.
El dispositivo de paralelismo es el que a través de los datos eléctricos de la red y

del generador realiza la comparación de igualdad de frecuencia, voltaje y
secuencia de fase. Una vez que se han alcanzado estos valores, toma la señal
63
eléctrica generada y trata de colocarse en fase con la barra infinita, y que al

lograrlo, cierra el disyuntor que conecta al generador con la barra de 480 [V].
BARRA DE 480 V
Fusible
disyuntor
TP (Transformador de Potencial)
480/120
TC (Transformador de Corriente)
300/5
G
300/5
277 V
<500W
1-5Ω
Figura Nº 2.25. Diagrama unifilar barra de 480
2.3.4.3. Potencia entregada a la barra infinita
Cuando el generador se encuentra en paralelo con la red eléctrica, es cuando

empieza la entrega de energía. Conforme se da una apertura de los deflectores,
se está entregando una cantidad mayor de agua, que en sí consiste en una
cantidad mayor de energía cinética a ser aprovechada.
Una mayor apertura da a entender que la turbina comenzará a girar a mayor

velocidad de la nominal, generando una frecuencia mayor de 60 [Hz], pero esto va
a ser contrarrestado con la corriente de campo inyectada en el devanado de
campo del generador, la cual va a aumentar, haciendo que el sistema vuelva a
tender al estado normal de funcionamiento.
64
Esta es la forma en que se opera la cantidad de potencia que se desea generar. A

partir de la etapa de diseño, se estimó que la potencia máxima a ser entregada es
de 400 [kW] (sin tomar en cuenta la eficiencia de la turbina y el generador), lo que
significa que físicamente sería imposible entregar un valor más alto al indicado.
2.3.5. ALGORITMO DE OPERACIÓN CONTINUA DE LA MICROCENTRAL
Mientras el equipo se encuentre en funcionamiento, el PLC de maquinaria es el

encargado de monitorear el estado de la velocidad de la turbina, enviar esta señal
a la regulación de velocidad, y según el parámetro a ser controlado, se realizarán
los accionamientos respectivos.
2.3.5.1. Regulación por el caudal de ingreso
La planta de producción de agua potable Bellavista es capaz de procesar 3 [m 3/s],

destinada a la mayoría de los sectores del norte de Quito. Según la demanda, se
aumenta o se disminuye dicha producción, lo que genera cambios en las variables
de caudal y nivel del sistema. Es por esto que la regulación de energía se la hace
a través de estas variables, porque además la prioridad como empresa es el
servicio de agua potable, y no el de generación de energía eléctrica.
Al inicio de la línea de conducción de Bellavista, se tiene el dato de caudal de

salida dirigido hasta la microcentral, por lo que se lo aprovecha para poder regular
el proceso de generación hidroeléctrica. Se ha implementado la opción de
establecer una referencia por parte del operador, pero se debe tener en cuenta
que la prioridad es generar con toda el agua entregada por la planta, sin opción a
limitarla, debido a que causaría un desabastecimiento en muchos sectores de la
ciudad.
65
ALGORITMO DE OPERACIÓN CONTINUA REGULACIÓN POR CAUDAL
INICIO
NO
disyuntor en estado
ALGORITMO
ON?
Se tiene caudal NO
SECUENCIA
mínimo para DE PARO
SI operación?
Adquisición del SI
caudal de
ingreso COMPARACIÓN CON
SETPOINT DE
CAUDAL
apertura/cierre de la
REGULACIÓN
válvula de ingreso
DE CAUDAL
(mariposa)
NO
caudal requiere NO caudal requiere NO caudal requiere

apertura del apertura del apertura de ambos
deflector 1/3? deflector 2/3? deflectores?
SI SI SI
a a a
Se encuentra el Se encuentra el Se encuentran

deflector 1/3 deflector 2/3 ambos deflectores
operativo? SI operativo? SI operativos? S
SI Algoritmo de
funcionamiento de la
turbina crossflow de dos
NO NO NO celdas
Actuador(es) de
el(los) deflector(es)
pertinente(s) ON
ALGORITMO
REGULACIÓN
DE
VELOCIDAD
ALGORITMO
SI FALLAS
Existe alguna falla en la
ELÉCTRICAS
operación?
& MECÁNICAS
NO
SCADA Manual
Pulso: Paro
Paro de la
de la
Microcentral Microcentral
ALGORITMO
NO SI
Se ha dado alguna SECUENCIA
orden de paro? DE PARO
Figura Nº 2.26. Diagrama de flujo operación continua mediante el caudal de

ingreso
66
2.3.5.2. Regulación por el nivel del Tanque Bellavista Alto
En un sistema de distribución de agua potable es importante mantener un nivel

alto en sus tanques. La función de estos es la de mantener una conducción
continua del fluido en las tuberías, y evitar que, debido a una excesiva demanda,
existan transitorios en donde no se transporte fluido, e ingrese aire dentro de las
mismas.
ALGORITMO DE OPERACIÓN CONTINUA REGULACIÓN POR NIVEL
INICIO
NO
disyuntor en estado ALGORITMO
ON?
Se tiene nivel para NO SECUENCIA
operación? DE PARO
SI
SI
Adquisición del
nivel del
tanque
SI
Se ha alcanzado el
nivel máximo?
NO
COMPARACIÓN CON
SETPOINT DE NIVEL
Establecimiento
Se establece una relación
del caudal de
inversamente proporcional entre
caudal y nivel ingreso
El objetivo es tener un llenado
caudal
constante durante la operación
Limitador de de la microcentral (evita
caudal operación ON/OFF del sistema)
limitadores
apertura/cierre de la
REGULACIÓN DE válvula de ingreso
CAUDAL (mariposa)
nivel
NO
Algoritmo de
caudal requiere NO caudal requiere NO caudal requiere funcionamiento de la
apertura del apertura del apertura de ambos turbina crossflow de dos
deflector 1/3? deflector 2/3? deflectores? celdas
SI SI SI
a a a
Se encuentra el Se encuentra el Se encuentran

deflector 1/3 deflector 2/3 ambos deflectores
operativo? SI operativo? SI operativos? SI
NO NO NO
Actuador(es) de
el(los) deflector(es)
pertinente(s) ON
b a 2
67
b 2
ALGORITMO
REGULACIÓN
DE
VELOCIDAD
ALGORITMO
SI FALLAS
Existe alguna falla en la
ELÉCTRICAS
operación?
& MECÁNICAS
NO
SCADA Manual
Pulso: Paro
Paro de la
de la
Microcentral Microcentral
ALGORITMO
NO SI
Se ha dado alguna SECUENCIA
orden de paro? DE PARO
Figura Nº 2.27. Diagrama de flujo operación continua mediante el nivel del tanque
Es un algoritmo similar al de regulación por caudal, debido a que al tener niveles

bajos, se aumenta el caudal de ingreso, y viceversa. Lo que se ha planteado es
una relación inversamente proporcional entre caudal y nivel, permitiendo
determinar el caudal, añadiendo límites superiores e inferiores que ayudan a
evitar una operación a sobre esfuerzo o un llenado excesivo del tanque.
2.3.5.3. Regulación de Velocidad
La potencia va a estar relacionada directamente con la cantidad de agua (caudal)

que va a atravesar la turbina. El caudal de ingreso estará comandado por el tipo
de regulación especificado; ahora, independientemente de los dos, se debe
mantener la velocidad nominal de la turbina (900 [RPM]).
El aumento o disminución de agua va a influir directamente en la velocidad, lo que

ocasionará acciones de control para mantenerla constante, siendo este parámetro
importante para el proceso de generación.
68
ALGORITMO DE OPERACIÓN CONTINUA REGULACIÓN DE VELOCIDAD
INICIO
Se mide la velocidad
Adquisición de
en campo a través del
la velocidad encoder
El setpoint es un valor
COMPARACIÓN
fijo de 900 RPM,
CON SETPOINT
acorde con el
DE VELOCIDAD
generador
NO Se requiere acción
de control?
Se activara los
solenoides
SI proporcionales de
las válvulas de paso
en el governor
SI
alta velocidad?
Se activaran los
brazos hidráulicos
correspondientes a NO Operación de
los deflectores en deflectores
operación (Cierre)
SI
baja velocidad?
Operación de NO
deflectores la turbina ha alcanzado NO
(Apertura) la velocidad deseada?
a
SI
NO la turbina ha alcanzado SI
la velocidad deseada?
FIN
Figura Nº 2.28. Diagrama de flujo de la regulación de velocidad
2.3.6. ALGORITMO DE PARO DE LA MICROCENTRAL
Teniendo presente fallas en la operación o en la línea de conducción,

programación de mantenimiento o cualquier circunstancia o calamidad, se debe
tener una secuencia de paro que permita aislar al grupo turbina-generador, y que
además, habilita el bypass de conducción, sin afectar la entrega de agua potable
hacia la población. El algoritmo de control que se muestra a continuación se
encarga de las tareas mencionadas.
69
ALGORITMO DE PARO DE LA MICROCENTRAL
INICIO
Control Manual
La señal puede
Pulso: Paro
producirse por Paro de la
de la
operador o por falla Microcentral Microcentral
en el sistema
Reducción de Se cierra los deflectores y

se disminuye el caudal de
Potencia ingreso, lo que reduce la
Generada potencia generada
NO potencia generada
en 3%?
SI
Apertura
disyuntor del
Generador
disyuntor OFF
Este calefactor evita que la Encendido

humedad dañe los bobinados de Calefactor del
la máquina
Generador ON
Se da el pulso de STOP al
AVR, luego se desactiva el Salida de la
pulso de START, y finalmente Excitación
se deshabilita la alimentación
Auto Manual
Cierre Válvula Pulso:

Cierre
Mariposa Válvula
(Servomotor) Mariposa
NO cierre total de la
válvula?
SI
Válvula Mariposa
CLOSE Válvula Mariposa
2
70
Auto Manual
Cierre total de
los deflectores
Pulso:
Apertura Válvula
Apertura
de Globo (bypass
Válvula de
de conducción)
Globo
Válvula de la conducción
NO Velocidad en el primaria hacia el Tanque
25%? Bellavista Alto
SI válvula?
SI
Aplique del
freno mecánico
Válvula de Globo
OPEN
NO el freno se encuentra
aplicado? FIN
SI
Freno Mecánico
ON
NO
Velocidad en el 1%?
SI
El governor es el encargado de Apagado

manipular apertura/cierre de los Bombas del
deflectores de la turbina
Governor
Microcentral
STANDBY
FIN
Figura Nº 2.29. Diagrama de flujo del algoritmo de paro
Al tener claro todos los procedimientos necesarios para la operación y control de

la microcentral hidroeléctrica, se puede pasar todo esto a lenguaje de
programación que sea entendido por el PLC, siendo esta la última etapa previa a
la implementación física de todo el sistema.
71
2.4. PROGRAMACIÓN DE LOS ALGORITMOS DE CONTROL
Considerando todos los aspectos a ser monitoreados y controlados, se han

desarrollado los diagramas de flujo con todo el proceso de funcionamiento de la
microcentral hidroeléctrica.
Paralelamente se ha realizado toda la programación para el PLC Siemens S7

1214C de todos los algoritmos desarrollados. Como es debido, se han añadido
comentarios (explicaciones) de la función de los bloques de programación y de su
significado dentro de cada proceso.
Tabla Nº 2.1. Características técnicas del PLC SIEMENS S7 1214C

TIPO DESCRIPCIÓN
Ejecución Operación Booleana:
0.1 µs/instrucción
Ejecución Operación Word (16 bits):
PROCESADOR
12 µs/instrucción
Ejecución Operación Real (32 bits):
18 µs/instrucción
Entradas:
Tipo Fuente (24 VDC a 4mA)
I/O DIGITALES Salidas:
Tipo Relé (AC o DC hasta 2 A)
Tipo Fuente (20.4 a 28.8 VDC a 0.5 A)
Entradas/Salidas:
0 a 20mA
±10VDC
I/O ANALÓGICAS
Resolución:
Voltaje: -27648 hasta 27648 (double-integer)
Corriente. 0 hasta 27648 (double-integer)
Load Memory:
No volátil. Guarda el programa de usuario (2 MB)
Work Memory:
ALMACENAMIENTO Volátil. Ayuda en procesamiento del programa de usuario (50 kB)
Retentive Memory:
No volátil. Almacena cantidad limitada de datos en caso de pérdida
de potencia (2 kB)
Interfaz: PROFINET
Soporte: Open-Communication (TCP - ISO on TCP - UDP)
Conexiones:
COMUNICACIONES
3 - pantallas HMI
1 - centro de programación (computador)
8 - comunicación abierta entre usuarios e instrucciones I/O
72
La instrumentación electrónica para la adquisición de datos demanda una gran

disponibilidad en cuanto a puertos I/O análogos/digitales se refiere. El software de
programación me ha permitido dimensionar el número de módulos plug-in
necesarios para la implementación del sistema.
El puerto de comunicaciones me permite manejar protocolos abiertos basados en

el modelo TCP/IP, además de ser interfaces físicas tipo Ethernet Industrial. Con
estas propiedades, el controlador se adapta al tipo de red que se encuentra
implementado en la empresa.
Por todas las características técnicas descritas (véase Tabla 2.1) se puede
concluir que el equipo está en las capacidades técnicas para ejecutar, con alto
rendimiento, los algoritmos de funcionamiento programados.
La automatización se ha centrado en el desarrollo de los procesos de operación

que presenta el sistema de generación hidroeléctrica. Se han previsto todas las
situaciones posibles, con la apertura debida a una operación secuencial en casos
explícitos (operación manual). A continuación se tiene el sistema de supervisión y
de adquisición de datos (SCADA) que comprende monitoreo y control de los
aspectos fundamentales del grupo turbina-generador.
CAPÍTULO 3.
DISEÑO DE LA HMI PARA LA SUPERVISIÓN DEL

FUNCIONAMIENTO DE LA MICROCENTRAL
HIDROELÉCTRICA
74
Todo proceso de generación hidroeléctrica posee interfaces de visualización que

comprenden una variedad de aspectos a ser monitoreados y controlados. En este
capítulo se presenta el trabajo desarrollado referente al sistema de supervisión
diseñado para cumplir con los parámetros de la microcentral hidroeléctrica a ser
instalada.
3.1. INTRODUCCIÓN
La supervisión de los sistemas de operación de la EPMAPS se la realiza en la

sala de control de la planta de tratamiento Bellavista, en donde se supervisa la
conducción del agua cruda de los diferentes puntos de captación, que son 4
sistemas fundamentales: La Mica, Papallacta, Orientales (El Pita) y Occidentales.
Además, la empresa tiene 2 centrales hidroeléctricas de generación:
Recuperadora y El Carmen, que son monitoreadas las 24 horas por los
operadores de turno.
Por todo esto está demás señalar que la nueva microcentral hidroeléctrica
también requiere de su visualización e históricos de todo el proceso como
apertura y cierre de válvulas, velocidad de la turbina, estado de los deflectores,
potencia generada, entre otros. Esta central hidroeléctrica se ha considerado
dentro del sistema SCADA de Papallacta debido a que en este se tiene los datos
de los tanques de distribución que van a alimentar al grupo turbina-generador.
3.2. SISTEMA SCADA DE LA LÍNEA DE CONDUCCIÓN

PAPALLACTA
El sistema de captación y conducción de Papallacta ha sido explicado en detalle

en el capítulo introductorio, pero se hará un breve repaso: al captar el agua cruda
de diferentes fuentes, específicamente de presas construidas por la empresa y de
ríos a través de bombeo, se la trae a través de un sistema de conducción
compuesto por tuberías y túneles, hasta llegar a la planta de tratamiento de
Bellavista, pasando a través de la central hidroeléctrica Recuperadora.
75
La HMI (interfaz humano-máquina) desarrollada para este sistema consiste en los

diagramas generales de optimización (por gravedad) y bombeo, pantallas
específicas por cada presa, captación y estación de bombeo, la central
hidroeléctrica Recuperadora con su funcionamiento, históricos de todas las
variables medidas. El alcance parte desde la captación del agua hasta los
tanques de distribución de la planta de tratamiento.
Figura Nº 3.1. HMI del sistema de bombeo de Papallacta
3.2.1. TANQUE DE DISTRIBUCIÓN DE BELLAVISTA
Una vez que el agua cruda ha pasado por el proceso de potabilización, es

almacenada en tanques de hormigón, en donde empieza el proceso de
distribución. A partir de este punto, entra el desarrollo de las pantallas de
visualización referente al proyecto de la microcentral hidroeléctrica.
76
Figura Nº 3.2. HMI de los tanques de distribución de la planta de tratamiento
3.3. INTERFAZ HUMANO-MÁQUINA DE LA MICROCENTRAL

HIDROELÉCTRICA TANQUE BELLAVISTA ALTO
Se ha desarrollado un interfaz que comparte las características del sistema actual

en cuanto a paneles superiores e inferiores y alarmas se refiere, siendo
destinadas a entregar información de los parámetros de funcionamiento del grupo
turbina-generador.
Además se han agregado paneles de control para el arranque/paro de la

microcentral, visualización de parámetros para el permisivo de operación y la
apertura/cierre de las válvulas presentes en la línea de conducción.
3.3.1. PANTALLA DE LOGIN
En primer lugar se presenta una pantalla de “login” que permite ingresar y

autentificar un usuario registrado para poder tomar acciones de control. Todo
usuario sin autentificase podrá supervisar el proceso, pero solo un usuario que ha
77
ingresado su información podrá maniobrar los diferentes dispositivos de la

microcentral.
Figura Nº 3.3. Pantalla de autentificación o login
El propósito de incluir esta autentificación es de dar seguridad al equipo para que

sea manipulado solamente por personas que conocen del proceso, y de qué
acciones tomar en caso de paro o de mantenimiento.
3.3.2. PANTALLA DE LA LÍNEA DE CONDUCCIÓN
En la HMI actual están desarrolladas pantallas en donde se muestran líneas de

conducción y representaciones de estaciones de bombeo, generadores,
captaciones, entre otros. Con esta premisa, se ha realizado una pantalla de
similares características que sea una entrada previa dentro del proceso de
supervisión y control de la microcentral.
Figura Nº 3.4. Pantalla de conducción y generación

78
3.3.3. PANTALLA DE SUPERVISIÓN GENERAL: CASA DE MÁQUINAS
A través de la pantalla de conducción y generación se puede acceder a la

representación en general del grupo turbina-generador, en donde se puede
observar las variables de mayor importancia dentro del proceso.
Figura Nº 3.5. Pantalla de supervisión general
Esta pantalla contiene los enlaces para acceder a múltiples pantallas que
muestran el estado de los equipos, el historial de las variables medidas, el control
sobre las válvulas de la línea de conducción, permisivos de operación,
arranque/paro de la microcentral, diagramas de la conexión eléctrica.
3.3.4. SUPERVISIÓN DE FALLAS DENTRO DE LA OPERACIÓN DE LA

MICROCENTRAL
En el proceso de generación, y en referencia a las centrales hidroeléctricas

existentes dentro de la EPMAPS, se han divido el tipo de fallas existentes en
eléctricas y mecánicas, por lo que se han creado pantallas para monitorear el
estado de las mismas.
79
Figura Nº 3.6. Pantallas de fallas en la microcentral
Con esta ayuda se puede determinar cuál es el dispositivo que no presenta un

buen funcionamiento, o qué condiciones son las que no se cumplen, pero se debe
tener en cuenta que estas alarmas solamente tienen un fin supervisorio; es decir,
que la corrección de las mismas requerirá en la mayoría de veces de la
intervención de operadores en la casa de máquinas.
80
Figura Nº 3.7. Pantallas presentando una falla específica dentro del proceso
Al momento de presentarse una falla, se presentará por sobre cualquier pantalla

el banner de “FALLA EN LA MICROCENTRAL” que se puede observar en la
Figura 3.7. Esta es la indicación de que se deben revisar tanto las fallas eléctricas
como mecánicas para encontrar el problema que se ha presentado.
81
Además se presenta la opción de restablecimiento de alarmas, en donde se da el

acuse de recibo o “acknowledge”, el cual se utiliza como una herramienta dentro
de la supervisión del proceso, porque el recuadro que muestra el error presente
no cambiará de estado inclusive si es que la falla se ha solventado, sino hasta el
momento que se da el acknowledge. Esto sirve como un recordatorio de la falla
suscitada, y de que ha sido solventada y confirmada.
3.3.4.1. Pantalla de Histórico de Reconocimiento de Alarmas
A través de esta pantalla se pueden observar datos importantes con respecto a la

falla producida que son la fecha y la hora a la que se presentó, el tipo de falla que
ha sucedido conforme a la prioridad dada, e información añadida que entregue en
detalle la situación ocurrida.
Figura Nº 3.8. Pantalla histórica de alarmas en la microcentral
Al presentarse una falla en el proceso, además de ser mostrada en las ventanas

descritas anteriormente (fallas eléctricas y mecánicas), también se lo hará en esta
ventana histórica, siendo algo redundante pero importante gracias al tipo de
información que almacena y provee al operador.
82
De la misma manera se deberá realizar el acknowledge respectivo una vez

solventado el problema, a través de la botonera “RESTABLECER ALARMAS”
colocada en cada una de las ventanas que han sido descritas.
3.3.5. PARÁMETROS MEDIDOS REFERENTE AL PROCESO DE

GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA
Dentro de este proceso de generación se tiene un sin número de variables a ser

medidas y supervisadas. Debido a que el objetivo principal de la EPMAPS es el
abastecimiento de agua potable a la ciudadanía, los niveles de tanques y flujo de
agua hacia líneas de distribución es la prioridad.
Otro aspecto importante es la medición de parámetros eléctricos a nivel de

generación y de media tensión (barra de la EEQ S.A.) para poder tener una base
de datos que indique la cantidad de energía entregada y consumida por la
microcentral, necesaria para realizar cuadros paralelos a los de la empresa
eléctrica con respecto al ingreso económico por lo generado.
3.3.5.1. Históricos respecto al tratamiento y distribución del agua potable
Para tener muy en claro el comportamiento del sistema de conducción del agua al
atravesar el sistema de generación eléctrica, se ha tomado los datos de nivel del
tanque de distribución en la planta de Bellavista, su caudal de ingreso, la
operación de las válvulas (apertura y cierre) y el nivel de presión a la entrada de
las mismas.
83
Figura Nº 3.9. Pantalla histórica de los niveles presentes en el tanque de

distribución
Siempre es importante tener históricos de las variables medidas en cualquier

proceso, porque en caso de fallo, o en caso de programación de mantenimiento,
esta información resulta valiosa al momento de determinar daños en el equipo, o
un comportamiento en el tiempo del sistema indicando puntos altos y bajos de
generación, de operación de válvulas, entre otros elementos.
3.3.5.2. Variables Eléctricas de Generación y Media Tensión
Es importante tener los datos de funcionamiento del generador, que consisten en

la temperatura a la que se encuentran sus devanados, el estado y modo de
funcionamiento del AVR, voltajes y corrientes del devanado de campo así como
en bornes de la máquina (energía generada).
84
Figura Nº 3.10. Pantalla de supervisión de parámetros del generador
En cuanto a media tensión, se hace referencia a la conexión que va a tener el

generador con la red eléctrica a un voltaje de 6.3 [kV]. Debido a que la entrada en
paralelo de la máquina requiere del monitoreo de la red, se toman todos estos
datos y se los muestra como una referencia de su estado.
Figura Nº 3.11. Pantalla de supervisión de parámetros línea de media tensión

85
Se han generado históricos de todos los parámetros eléctricos medidos, siendo

esta una medida de monitoreo constante del equipo en operación, en donde se
pueden presentar transitorios o fallas dentro de la red, causando daños o salidas
del grupo de generación.
3.3.6. PANTALLA DE CONTROL DE OPERACIONES DE LA CENTRAL

HIDROELÉCTRICA
A pesar de que se tiene en la casa de máquinas el tablero de control de operación

de la microcentral hidroeléctrica, también se ha desarrollado una interfaz que
permite manipular los diferentes modos de funcionamiento.
Se va a disponer de un computador tanto en el Centro de Control de Bellavista

como en la casa de máquinas de la microcentral. Por esto, se ha dado las
opciones de control local y remoto (Figura 3.12).
Figura Nº 3.12. Pantalla de control de operación
En la opción de control manual, en el modo de operación, se puede manipular las

válvulas que corresponden al bypass de conducción y de generación, selección
86
de bombas del governor, tipo de regulación de la energía generada, arranque y

paro de la microcentral.
Se puede visualizar el estado del permisivo para arranque, conjuntamente con las
condiciones para poder operar la microcentral. Además, se tiene acceso a las
fallas presentes en el equipo previo o durante funcionamiento.
Siendo el desarrollo de la HMI uno de los principales objetivos de este proyecto,

se ha presentado todo el material desarrollado, explicando detalladamente su
propósito y funcionamiento dentro del sistema de micro generación hidroeléctrica.
Ahora, para propósitos de configuración y veracidad, se ha implementado este
sistema SCADA en conjunto con el sistema operativo actual de la EPMAPS, por lo
que a continuación se presenta tanto el análisis como los resultados obtenidos en
la pruebas respectivas.
CAPÍTULO 4.
INSERCIÓN DE LA HMI DISEÑADA AL SISTEMA SCADA

OPERATIVO DE LA EPMAPS
88
La HMI ha sido diseñada para cumplir funciones de supervisión y adquisición de

datos debido a que la EPMAPS tiene un sistema similar en funcionamiento que
supervisa el estado de sus centrales hidroeléctricas. En este capítulo se
presentan las características de la red de comunicaciones entre la central
hidroeléctrica Recuperadora con el centro de control de Bellavista, y cómo se ha
establecido una conexión paralela para confirmar conectividad y funcionalidad de
la HMI elaborada.
Para el desarrollo de este proyecto se ha establecido una guía de los pasos a

seguir, cumpliendo de esta manera con los objetivos establecidos.
4.1. ESTRATEGIA DE INSERCIÓN
El diseño de la interfaz de supervisión requería primero de un análisis de los

sistemas existentes en la empresa, estableciendo a cuál de ellos se lo va a
acoplar. Esto ha servido para realizar un ambiente en las pantallas similar al de
acople, lo que permitió una familiarización de la microcentral como parte del
sistema de Papallacta.
Una vez desarrollado el sistema de control supervisorio y de adquisición de datos

para la microcentral hidroeléctrica, se procedió a acoplarlo al SCADA actual del
SPI (Sistema Papallacta Integrado), el cual supervisa las líneas de conducción por
gravedad, bombeo, y la generación hidroeléctrica en la Central Recuperadora.
Para lograr este objetivo, primero se hizo el análisis de cómo está conformada la
red de comunicación que conecta la central con la sala de control. Por medio de
un diagrama se puede resaltar los dispositivos que conforman la red, su
direccionamiento y relevancia dentro de la misma, y más importante, el análisis
del enlace que se ha implementado para la obtención de datos.
Luego se buscó lograr conectividad entre los dispositivos con el computador

destinado para ejecutar la HMI. Esto se lo hizo analizando los protocolos de
comunicación que intervienen e instalando herramientas (software) que permitan
89
comunicarse. No se pudieron realizar pruebas reales de acciones de control por

no ser estos objetivos de este proyecto y por políticas empresariales; solamente
se realizó la adquisición de datos.
4.2. RED DE COMUNICACIÓN CENTRAL HIDROELÉCTRICA

RECUPERADORA
La central hidroeléctrica está aproximadamente a 22 [km] del este de la ciudad de

Quito con referencia al centro de control, motivo por el cual se tiene un sistema de
comunicación inalámbrica punto a punto, desde la Antena Repetidora de
Bellavista hacia la Antena de Recuperadora.
CENTRAL HIDROELÉCTRICA RECUPERADORA
REPETIDOR BELLAVISTA
Unidad Base
(Radio+Modem) enlace point-to-point
Unidad Base
(Radio+Modem)
172.20.10.26 172.20.10.10
Switch
Medidor Medidor
138 kV 6.6 kV
Switch
172.20.10.22 172.20.10.36 172.20.10.35 fibra óptica

PLC_AB 172.20.10.30
RECOVERY PLC_Quantum
RECOVERY Switch
Access Point
Red Privada del Sistema SCADA
Network: 172.20.0.0 172.20.10.2 HMI SCADA
Microcentral
Mask: 255.255.0.0 CPU 172.20.10.235
Gateway: 172.20.10.1 Ingeniería
172.20.10.4 172.20.10.3
PLC_AB PLC_Quantum 172.20.10.7
COM COM
CENTRO DE CONTROL BELLAVISTA
Figura Nº 4.1. Diagrama de comunicaciones desde la central hidroeléctrica hasta

el centro de control
El enlace está establecido por medio de un equipo de transmisión en alta

frecuencia (5.7 GHz), modulación de tipo OFDM, lo que permite multiplexar la
información en canales de 20 [MHz] (en este modelo). Se maneja una velocidad
de hasta 20 [Mbps], full dúplex, con un alcance de hasta 60 [km].
90
Un aspecto importante es que maneja el protocolo IP, lo que permite asignarle

una dirección para motivos de configuración remota (telnet o ssh) o de monitoreo
(Simple Network Manager Protocol SNMP).
Tabla Nº 4.1. Coordenadas Geográficas de la Central Hidroeléctrica

Recuperadora
COORDENADAS GEOGRÁFICAS
LUGAR LATITUD LONGITUD
Central Hidroeléctrica Recuperadora 0°16'2.78'' S 78°17'12.14'' O
Repetidor Bellavista 0°10'57.5'' S 78°27'36.5'' O
Figura Nº 4.2. Ubicación y línea de vista del enlace inalámbrico
La red LAN (local area network) en la central hidroeléctrica es de tipo Ethernet

industrial, con la cual se puede interconectar dispositivos controladores,
medidores y de supervisión. Los equipos PLC_AB RECOVERY (Allen-Bradley) y
PLC_Quantum RECOVERY (Schneider) de la Figura 4.1 son los principales
91
controladores de la central, teniendo también los medidores en media tensión (6.6

kV) y en alta tensión (138 kV).
En el centro de control Bellavista se tiene controladores idénticos a los de

Recuperadora que cumplen la función de adquirir la información de su equipo
similar, evitando así la acumulación de tráfico en el enlace inalámbrico debido a
que esta información se direcciona a distintos departamentos dentro de la
EPMAPS.
4.3. CONEXIÓN DEL EQUIPO SUPERVISOR CON LA RED

SCADA DEL SPI
Dentro de la red LAN del centro de control Bellavista es que se dispuso la

conexión del equipo supervisor (computador) para la nueva microcentral
hidroeléctrica con la red SCADA a través del access point ubicado en la sala de
control.
(a) (b)
Figura Nº 4.3. (a) Equipo supervisor, (b) Access point para la conexión
inalámbrica con la red SCADA
El access point está configurado para filtrar el acceso a través de reconocimiento

de direcciones MAC, además, se ha desactivado el DHCP (dynamic host control
protocol) para asignación automática de direcciones IP; todo esto con el fin de
92
evitar cualquier intrusión dentro de la red. Debido a esto se procedió a asignar

una dirección IP mediante configuración manual para el equipo dentro de la red
de control.
Figura Nº 4.4. Estado de la conexión con la red de control “SCADA”
Una vez que se hizo la configuración adecuada, se verificó que la estación

supervisora se encontraba dentro de la red a través del access point, el cual
indica tanto el estado activo del equipo como su direccionamiento.
4.4. ADQUISICIÓN DE DATOS MEDIANTE EL PLC_QUANTUM

RECOVERY CENTRAL HIDROELÉCTRICA
Tanto los controladores específicos (AVR, ETR) como la instrumentación

electrónica adquieren los datos de las variables para ser enviadas al
PLC_Quantum RECOVERY (172.20.10.30) dentro de la planta. El objetivo de este
último es el de adquirir toda la información para su comunicación con el
PLC_Quantum COM (172.20.10.3) en el centro de control de Bellavista.
93
Figura Nº 4.5. Bloque de comunicación PLC_Quantum RECOVERY
En la Figura 4.5 se tiene el bloque de comunicación para la adquisición de un dato

específico dentro del proceso (velocidad de la turbina). A través de esta función
se puede direccionarlo a un espacio específico de memoria del PLC_Quantum
RECOVERY (DATABUF), evitando pérdida de información principalmente. Este
proceso se lo realiza de la misma manera desde el PLC_Quantum COM del
centro de control.
Figura Nº 4.6. Procesamiento del dato para su visualización
Cabe añadir que el dato recibido pertenece al conteo del encoder en sitio; por lo
tanto, a fin de mostrar un dato más significante para el operador, es sujeto a
operaciones matemáticas para convertirlo a RPM (revoluciones por minuto).
Ahora este dato puede ser utilizado en la HMI ubicada en la sala local de control
de la central hidroeléctrica Recuperadora. Como se mencionó anteriormente, se
94
hace lo mismo en el centro de control de Bellavista con toda la información que se

recibe de todas las estaciones tanto de bombeo como de generación
pertenecientes a las líneas de captación y conducción.
4.5. ADQUISICIÓN DE DATOS PARA SU VISUALIZACIÓN EN

EL HMI
Los controladores, además de los medidores, manejan el protocolo de

comunicación Modbus TCP/IP, lo que hace que se requiera una aplicación propia
del software desarrollador de interfaces InTouch para configurar la toma de datos
de estos dispositivos hacia la HMI.
La aplicación MBTCP DAServer permite, a través del System Management

Console (paquete conjunto con el desarrollador de InTouch), levantar en el
computador un servidor del protocolo de comunicación Modbus TCP/IP. Como se
mencionó anteriormente, Modbus es un protocolo de la capa de aplicación, y este
software es la interfaz para que el usuario pueda establecer comunicación con el
dispositivo.
Figura Nº 4.7. System Management Console con la aplicación de servidor

instalada
95
La configuración de la adquisición de datos que se realiza mediante los comandos

de lectura/escritura se la hizo de una manera sencilla por medio de la interfaz
amigable del servidor que se muestra en la Figura 4.7. Lo que es fundamental es
el direccionamiento que se le da al dispositivo en sí y la definición del espacio de
memoria del cual se va a extraer el dato del dispositivo.
Figura Nº 4.8. Configuración del número de puerto
El primer paso es determinar el número de puerto de la aplicación para la capa de

transporte, el cual por default es el 502 (Figura 4.8). A partir de aquí, se pasa a
configurar el PLC_Quantum COM que se encuentra en el centro de control de
Bellavista. En esta configuración se determina la dirección IP, la cual debe estar
dentro de la red predeterminada (Figura 4.9).
Figura Nº 4.9. Configuración del PLC_Quantum COM

96
Para conectar esta aplicación con la visualización, se debe definir el grupo del
dispositivo o device group (Figura 4.10 a). En cuanto a la configuración en
InTouch, se establece un nombre de acceso o access name (Figura 4.10 b). Estos
nombres deben coincidir para establecer el enlace requerido.
(a)
(b)
Figura Nº 4.10. (a) Configuración del grupo del dispositivo, (b) Configuración del
nombre de acceso
Una vez hecho esto, se procede a la definición de una variable o tag, en la cual se
determina su nombre y descripción, el tipo de variable que es, el access name al
que pertenece, y la dirección de memoria del PLC en donde se encuentra
almacenada (Figura 4.11).
97
Figura Nº 4.11. Configuración del tag (variable) a ser visualizada
Una vez terminada la configuración descrita, se utiliza el tag respectivo y se lo

asocia con un objeto de texto en el cual se puede mostrar el valor de la variable. A
estos objetos además se les puede agregar cualquier tipo de animación cuando
se cumplen ciertas condiciones, resaltando así a la vista del operador (Figura
4.12).
Figura Nº 4.12. Velocidad de la turbina mostrada en el HMI

98
4.6. RESULTADOS DEL ACOPLAMIENTO A LA RED DE

COMUNICACIONES
Finalizada la configuración se levantó la interfaz desarrollada, acoplándola al

sistema SCADA de la empresa para determinar resultados tanto de confiabilidad
como de funcionalidad.
4.6.1. PRUEBAS DE CONECTIVIDAD DE LA ESTACIÓN SUPERVISORA

CON LOS DISPOSITIVOS DE CONTROL
Primeramente se realizó una prueba de conectividad con los equipos dentro de la

red que permita establecer la calidad de los enlaces para la adquisición de datos.
Para esto se realizó un ping (intercambio de paquetes ICMP de solicitud y envío)
desde el equipo supervisor (computador) hasta el dispositivo requerido.
Tabla Nº 4.2. Resultados de conectividad dentro de la red de control

EQUIPO RESPUESTA
PLC_AB
RECOVERY
PLC_Quantum
RECOVERY
Medidor PowerLogic
(6.6 kV)
99
Medidor ION
(138 kV)
PLC_AB
COM
(Bellavista)
PLC_Quantum
COM
(Bellavista)
Como se puede ver, se tiene acceso a todos los equipos que controlan el proceso
de generación y adquieren la información de toda la instrumentación dispuesta en
el sistema.
Esta prueba determinó que los tiempos de comunicación entre equipos a nivel de
la capa de red están alrededor de los 4 [ms], por lo tanto se puede decir que la
latencia de la red es considerablemente baja.
Por otro lado, los tiempos de adquisición a nivel de la capa de aplicación

resultaron adecuados para el procesamiento de la información y la toma de
acciones. Para corroborar esto se hicieron varias pruebas de manipulación de una
variable en la central hidroeléctrica, y se verificó su cambio de estado en el centro
de control. El resultado fue instantáneo, reafirmando así las garantías que el
enlace presenta.
100
4.6.2. ANÁLISIS DEL ENLACE ENTRE EL CENTRO DE CONTROL

BELLAVISTA CON LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA
RECUPERADORA
Primero se determinó la calidad del enlace que se tiene entre la casa de

máquinas de la central hidroeléctrica con el centro de control para supervisión y
control.
A través del software SNMPc Network Management se puede monitorear el

estado de las comunicaciones en nodos específicos de la red. Los puntos en los
cuales se analiza de manera crítica el enlace son: a) el radio en el Repetidor
Bellavista, y b) el radio en la central hidroeléctrica Recuperadora.
Esta herramienta entrega de manera detallada estadísticas tanto de transmisión

como de recepción de información en el nodo definido. Con esto se hace una
comparación del porcentaje de datos enviados/recibidos exitosos entre dos
puntos para establecer la confiabilidad del enlace.
Figura Nº 4.13. Monitoreo del nodo de comunicación “Repetidor Bellavista”

101
En la Figura 4.13 se puede observar la confiabilidad del radio en el Repetidor de

Bellavista, que en términos generales, con respecto al 100% de la información
manipulada, se tiene:
- 1.2% de tramas duplicadas que han sido descartadas.

- 2.8% de tramas recibidas erróneas.
- 3.5% de tramas retransmitidas.
- 92.5% de transmisión/recepción exitosa.
Figura Nº 4.14. Monitoreo del nodo de comunicación “Central Hidroeléctrica

Recuperadora”
Así mismo, la Figura 4.14 presenta las siguientes características en el radio de la

central hidroeléctrica:
- 0.7% de tramas duplicadas que han sido descartadas.
- 1.5% de tramas retransmitidas.
- 97.8% de transmisión/recepción exitosa.
102
Los porcentajes demuestran que el enlace tiene una confiabilidad superior al

90%. La naturaleza de los datos y del proceso en sí permite calificar al enlace
como de alto rendimiento, con una pérdida mínima de información.
4.6.3. CAÍDA DEL ENLACE DURANTE EL TIEMPO DE EVALUACIÓN DE

LA INTERFAZ ACOPLADA
La interfaz fue acoplada a partir del 5 de Agosto hasta el 18 de Septiembre del

2013. En este periodo se observó el correcto funcionamiento de la interfaz, así
como de la red de comunicaciones en cuanto a la adquisición de datos se refiere.
Como cualquier sistema industrial, la red presentó fallas e interrupción en la

transmisión/recepción de datos debido a ciertos factores, analizados en la
siguiente tabla:
Tabla Nº 4.3. Fallas en la red de comunicaciones

FECHA DETALLE
Pérdida Enlace de Comunicaciones BELLAVISTA - LA VIRGEN
TIEMPO DE CAÍDA DEL ENLACE:

Aproximadamente 10 horas
16/Agosto/2013
OBSERVACIONES:
a) Revisión completa de los equipos de comunicación del enlace:
radio, switch, access point, patch cords y conexiones entre ellos.
b) Cambio de la frecuencia de trabajo (actual en 5750 MHz)
Pérdida Enlace de Comunicaciones LA VIRGEN - REPETIDOR

GUAYTALOMA - REPETIDOR ENTRADA TÚNEL QUITO
TIEMPO DE CAÍDA DEL ENLACE:

12/Septiembre/2013 Aproximadamente 12 horas
OBSERVACIONES:
a) Revisión completa de los equipos de comunicación del enlace:
radio, switch, access point, patch cords y conexiones entre ellos.
Estos nodos de comunicación son importantes debido a que contienen la

información de los sistemas de captación, tanto por bombeo como por gravedad
de la línea de Papallacta. Con esta información, el SCADA global monitorea la
103
cantidad total de agua cruda que se provee a las plantas de tratamiento; además,
la HMI desarrollada esta insertada en este SCADA, por lo que existió pérdida de
información.
El motivo del fallo del enlace se debió al mismo hecho en ambos casos: las bajas
temperaturas a las que se encuentran los equipos generan un error en su
funcionamiento. La solución ha sido la manipulación de los mismos a través de un
cambio de lugar físico dentro de una pequeña área establecida en donde sea
menos propensa la exposición a bajas temperaturas.
Lamentablemente las condiciones climáticas a las que los equipos de

comunicación están sometidos se manejan por debajo de los 0°C (por sobre los
4000 [msnm]). Su posición geográfica es ideal para tener línea de vista con los
diferentes nodos, por lo que una reubicación no se considera.
Una vez solucionado el problema, como medidas preventivas se realizó la

verificación de la configuración de cada uno de los dispositivos así como también
una reconexión de todos los cables, tanto de alimentación como de comunicación.
Cabe recalcar el hecho del tiempo que el enlace ha estado caído, y es debido a
que ambos casos se presentaron en horas de la madrugada, siendo reportados a
las 7:00 am; además, se debe tener en cuenta el traslado del personal hasta el
lugar en donde están instalados los equipos de comunicación.
A pesar de los problemas suscitados con el enlace de comunicaciones, se han

dado soluciones al momento para solventar la falta de información. La parte más
importante ha sido mantener el registro en sitio de las estaciones de bombeo,
generación y gravedad, haciendo que las conducciones funcionen acorde a la
demanda de las diferentes plantas de tratamiento.
Se ha mostrado tanto el análisis de la red de comunicaciones como los resultados

de las pruebas realizadas al acoplar la interfaz desarrollada con el sistema
104
existente, comprendiendo de esta manera la implementación planteada dentro de

este proyecto.
CAPÍTULO 5.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
106
De los resultados obtenidos durante las pruebas se pueden obtener las

conclusiones siguientes:
5.1. CONCLUSIONES
· Con el análisis realizado tanto del sistema de conducción como de la

microcentral hidroeléctrica a ser instalada se comprobaron los algoritmos de
control para la operación del equipo. Por lo tanto, a pesar de no realizar las
pruebas de campo, se puede afirmar que los algoritmos codificados para el
controlador funcionarán acorde con las especificaciones establecidas al
momento de ser implementados.
· En la etapa de diseño de los algoritmos de control y configuración del

controlador se analizaron diversos equipos. Como resultado se determinó
que el PLC S7 1214C de Siemens presenta la versatilidad necesaria tanto
para manipular la diversa cantidad de variables a ser monitoreadas como
para dar soporte a un programa complejo. Los resultados permiten concluir
que su selección fue acertada.
· La HMI del sistema SCADA fue puesta a consideración de personal a fin de

la empresa. De sus apreciaciones se puede concluir que la HMI posee
compatibilidad, funcionalidad, fácil uso e interpretación de la información
mostrada.
· Los resultados que se han obtenido en cuanto a adquisición de datos,

generación de históricos, registro de eventos y alarmas se refiere, permiten
concluir que Modbus TCP/IP es el protocolo correcto tanto para el sistema
desarrollado como para la red de telecomunicaciones de la empresa.
· Los resultados de las pruebas del enlace de comunicaciones permiten

afirmar que, mientras este opera correctamente, se puede ejecutar y/o
supervisar todas las tareas normales de operación, garantizando la
integridad de la información y rapidez en la transferencia de los datos. Sin
embargo, se han presentado caídas del enlace debido a factores
107
ambientales, pero estos no presentan un problema mayor porque son

eventos esporádicos durante los cuales el PLC local controla la operación de
la microcentral. Por todo esto se puede concluir que el enlace se encuentra
en óptimas condiciones.
De la experiencia adquirida durante la ejecución de este proyecto se puede

extraer las recomendaciones siguientes:
5.2. RECOMENDACIONES
· El personal de la empresa que ha operado la HMI ha recomendado destinar

toda una estación (computador) de supervisión para la microcentral
hidroeléctrica, evitando así confusiones al momento de acceder a través del
sistema compuesto. Cabe aclarar que el diseño fue realizado pensado en la
adaptación al sistema SCADA de la línea de captación y conducción del
sistema Papallacta, pero no hay ningún inconveniente en adaptarlo para
funcionar como un sistema único.
· Por experiencia en fallas de comunicación en ciertos dispositivos, se

recomienda que todo equipo electrónico a ser adquirido debe ser
seleccionado tomando en cuenta no solo sus características técnicas, sino
también su disponibilidad, accesibilidad al software de operación, tiempo de
respuesta del proveedor en cuanto a asesoramiento y/o soporte técnico se
refiere.
· El enlace inalámbrico de la central hidroeléctrica Recuperadora con el centro

de control Bellavista sufre de constantes interferencias que afectan a la
adquisición de información en las bases de datos de la empresa. Como la
microcentral hidroeléctrica a ser construida se encuentra a 800 [m] del centro
de control, para garantizar la comunicación se recomienda usar un enlace de
fibra óptica que elimine los problemas de interferencia presentes en los
enlaces inalámbricos.
108
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] ACROMAG, INC. Technical Reference: MODBUS TCP/IP, “Introduction to

MODBUS TCP/IP”, Acromag Incorporated, USA, 2005.
[2] MODICON, INC. PI-MBUS-300 Rev. J, “Modicon Modbus Protocol Reference
Guide”, USA, 1996.
[3] CISCO. Cisco Networking Academy, CCNA: Network Fundamentals, “Network
Fundamentals Curriculum”, USA, 2007.
[4] SIEMENS. Siemens Simatic, S7-1200 Programmable Controller System
Manual, Germany, 2012.
[5] MARELLI GENERATORS. Three Phase Synchronous Generators, Catalogue
and User Manuals, Italy, 2007.
[6] ROSS VALVES INC. Automatic Control Valves, Single Action Altitude Valve
User Manual, USA.
[7] ASME. Hydro Power Technical Committee. “The Guide to Hydropower
Mechanical Design”, HCI Publications, USA, 1996.
[8] CLEMEN David M. “Hydro Plant Electrical Systems”, HCI Publications, USA,
1999.
[9] EneResearch. Estudios de Factibilidad y Diseños Definitivos de la Microcentral
Hidroeléctrica “Tanque Bellavista Alto”, Quito, 2012.
[10] PEÑA YAGUACHE Juan Pablo. “Análisis Técnico-Comercial de las Centrales
Hidroeléctricas Recuperadora y El Carmen de la Empresa Pública Metropolitana
de Agua Potable y Saneamiento bajo el Marco Regulatorio derivado del Mandato
Constituyente No. 15”, Quito, Noviembre 2010.
[11] CORRALES PAUCAR Luis. “Interfaces de Comunicación Industrial”, Quito,
Octubre 2007.

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Los derechos de autor han sido entregados a la “ESCUELA POLITÉCNICA

· No se podrá obtener ningún beneficio comercial y las obras derivadas tienen

El Libre Acceso a la información, promueve el reconocimiento de la originalidad

Respeto hacia sí mismo y hacia los demás.

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y

DISEÑO DE LOS SISTEMAS SCADA Y DE CONTROL PARA LA

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE

JUAN PABLO RAMOS MEDINA

DIRECTOR: DR. LUIS ANÍBAL CORRALES PAUCAR

Quito, Febrero 2014

A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual

Juan Pablo Ramos Medina

Dr. Luis Corrales

El desarrollo de este proyecto ha demandado una gran cantidad de

Con la presentación de mi tesis, he dado por concluida una etapa más en

1.4.6. CAPA DE RED ............................................................................................................ 27

2.4. PROGRAMACIÓN DE LOS ALGORITMOS DE CONTROL .................................................... 71

5.2. RECOMENDACIONES ...................................................................................................... 107

El objetivo de este proyecto es el diseño de un sistema de control para

Con este objetivo se desarrollaron algoritmos de control que de forma local,

Una vez definido el objetivo de generar ingresos económicos paralelos al del

Este proyecto está relacionado con el sistema de control para la microcentral de

El primer capítulo contiene una reseña descriptiva de la línea de captación y

El capítulo dos explica la instrumentación y equipo electrónico a ser utilizado,

En el tercer capítulo se describe el desarrollo de la interfaz humano-máquina por

En el capítulo cuatro se realiza la explicación de la comunicación del HMI

Finalmente, las conclusiones y recomendaciones se han expuesto en el quinto

DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA PAPALLACTA

La Empresa Pública Metropolitana de Agua Potable y Saneamiento de Quito

Para entender de mejor manera el proceso de generación eléctrica del proyecto

1.1. SISTEMA PAPALLACTA INTEGRADO (SPI)

Se trata de uno de los sistemas de captación más importantes para el suministro

El SPI está conformado por dos etapas fundamentales: Sistema Papallacta I y

Figura Nº 1.1. Esquema de Conducción General del Sistema Papallacta Integrado

1.1.1. SISTEMA PAPALLACTA I

El Sistema Papallacta I obtiene agua cruda desde las captaciones

Mediante sistemas de tuberías, se transporta el fluido hasta la pileta de la

En Booster I, mediante un bypass en la tubería de la captación del Tuminguina, se

En Booster II se realiza el bombeo final para alcanzar la cota a la que se

Cota: 3725 msnm

E-13 E-12 E-14 E-16 E-15

Figura Nº 1.2. Esquema de las Estaciones de Bombeo del Sistema Papallacta I

1.1.2. OPTIMIZACIÓN SISTEMA PAPALLACTA

Es un sistema compuesto por presas y captaciones que no requiere de etapas de

El sistema empieza en la presa de Salve Faccha, que tiene un embalse de

[m3] y un caudal de 0.410 [m3/s], y la laguna de Sucos, que aporta con un

1.1.3. TÚNEL QUITO

Ubicado a una altura de 3725 [msnm], es el encargado de recibir toda el agua de

1.1.4. CENTRAL HIDROELÉCTRICA RECUPERADORA

Ubicada en el sector de Paluguillo, cantón Quito, esta central hidroeléctrica está a

Figura Nº 1.4. Grupo Turbina-Generador

Con una potencia instalada de 14.76 [MW], es la central generadora de mayor

Tabla Nº 1.1. Datos de la turbina y el generador de la Central Hidroeléctrica

Al hablar del sistema de control, se debe tener claro su modo de funcionamiento.

1.2. PROYECTO DE LA MICROCENTRAL HIDROELÉCTRICA

Este es un proyecto en desarrollo por parte de la Empresa Pública Metropolitana

1.2.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL PROYECTO M.H. TBA