tesis jose alfonso valenzuela romero diseño e implementacion de un monitor trifasico de componente...

UNIVERSIDAD DE SONORADIVISIÓN DE INGENIERÍA

Departamento de Ingeniería Industrial

DISEÑO E IMPLEMENTACIÓN DIGITAL DE UN MONITORTRIFÁSICO DE COMPONENTE SIMÉTRICA CERO

TESIS

Que para obtener el Título de:

INGENIERO MECATRÓNICO

PRESENTA:

JOSÉ ALFONSO VALENZUELA ROMERO

HERMOSILLO, SONORA JUNIO 2013

Documentación de tesis: Diseño e implementación digital de un monitor trifásico decomponente simétrica cero

Valenzuela Romero ii

Agradecimientos

Por medio de este apartado quiero aprovechar para agradecer a todas las personas

involucradas de manera directa e indirecta que me han ayudado a culminar de manera

satisfactoria mis estudios.

Primeramente doy gracias a Dios por permitirme terminar mi carrera universitaria y

ayudarme a superar todos los retos y desafíos que se me han presentado a lo largo de este

tiempo de mucho aprendizaje y trabajo.

Quiero agradecer a mi madre María Esperanza Romero quien me ha apoyado

incondicionalmente a través de su esfuerzo y su arduo desempeño, ella me ha inculcado que

la educación es lo que define a una persona y te prepara ante los constantes cambios que se

viven en la actualidad, muchas gracias por todo el soporte que me has brindado a través de

tantos años y espero que a partir de estos tiempos poder retribuirte un poco de lo que me

has dado.

Agradezco también a mis abuelos Ladislao Romero y Ernestina Chocoza, a mi tío Jesús

Romero, por toda la sabiduría que me inculcaron cuando viví bajo su techo, la alimentación

que me proveían en mis tiempos de estudio y el interés hacia mi persona para que nada me

faltara.


Valenzuela Romero iii

Un reconocimiento muy grande para toda la plantilla del personal académico de la División

de Ingeniería, les estoy muy agradecido por todos los conocimientos que me han

transmitido mediante una excelente forma de educar.

A mi director de tesis Dr. Víctor Hugo Benítez quién ha sido una persona clave en el

desarrollo de este documento, muchas gracias por su tiempo y sabios consejos que me

fueron aportados por su persona en asesorías y en el aula de clases.

Al Departamento de Protecciones Eléctricas de la Comisión Federal de Electricidad en la

Gerencia Regional de Transmisión Noroeste, donde recibí asesorías y utilicé sus

instalaciones para desarrollar mi proyecto.

Un agradecimiento muy especial para la familia López Meléndres, para mi mejor amiga y

compañera Adilene Hernández quién siempre estuvo conmigo en tiempos difíciles y me

animó a siempre seguir adelante.

A mis compañeros de clase con quienes aprendí a trabajar en equipo y hacer proyectos

desafiantes, difíciles y de calidad, y nos demostramos a nosotros mismos que podemos

hacer cosas muy grandes, gracias por esa convivencia de juegos, risas y trabajo.

A mis sinodales: Dr. Víctor Hugo Benítez, M.C. Rodrigo Parada Ruíz, M.C. Héctor Mario

Ramírez, Ing. Gustavo Ozuna Huerta, les agradezco por su tiempo y consejos en la revisión

de este documento.

José Alfonso Valenzuela Romero


Valenzuela Romero iv

Dedicatoria

Este documento lo dedicó con mucho afecto a mi familia quien me ha guiado con consejos

y recomendaciones por un camino de bien, me ha brindado los recursos necesarios desde

vestido, educación, alimentos, apoyo emocional y económico para que me fuera posible

culminar mis estudios de licenciatura de una forma completa y poder obtener aspirar a un

título de profesionista.

"Instruye al niño en su camino, y aun cuando fuere viejo no se apartará de él." Proverbios

22:6



Valenzuela Romero v

Resumen

Diseño e implementación digital de un monitor trifásico de secuencia cero

Junio 2013


Director de tesis: Ph. D. Víctor Hugo Benítez Baltazar

Se diseñó un prototipo de un monitor para medir y detectar parámetros eléctricos, este

proyecto nació de la necesidad de implementar un dispositivo de protección para prevenir

fallos en una subestación eléctrica de transmisión. Este monitor se conecta en el devanado

secundario de los transformadores de instrumento de potencial capacitivo que a la vez están

conectados directamente a la red eléctrica en su devanado primario y sirve para detectar si

existen cambios de magnitudes de las tensiones o algún movimiento en el ángulo de fase

entre las señales.

Un fallo puede ocasionarse por degradación del transformador capacitivo o por

perturbaciones en el sistema eléctrico, al haber condiciones de falla se genera una tensión

de secuencia cero que es un parámetro indeseable del sistema, el dispositivo lo detecta y

manda una señal de que existe falla, además cuenta con una pantalla display que despliega

los valores de magnitud y de ángulo de cada una de las tres líneas.


Valenzuela Romero vi

Las señales del sistema trifásico pasan por los transformadores de potencial capacitivo, los

secundarios de este se conectan en estrella y se conectan al dispositivo, el cual tiene en su

interior componentes electrónicos para acondicionar las señales y procesarlas con un

microcontrolador para conocer el estado del sistema, las tarjetas internas fueron

desarrolladas en base a circuitos de prueba que se simularon en el software NI Multisim,

posteriormente se armaron los circuitos en protoboard y una vez realizadas las pruebas, se

procedió a la construcción de las tarjetas.

Para la lectura de las señales se utilizó un microcontrolador ATMEGA328P-PU de Atmel,

en el cual se configuraron sus puertos para ser utilizados con las tarjetas electrónicas

fabricadas. Se desarrolló un algoritmo computacional para los cálculos y se implementó un

display LCD para mostrar los valores medidos por el monitor, además se adicionó una

fuente de poder para que el dispositivo sea autoalimentado.

Su funcionamiento está basado en teorías de ingeniería eléctrica, principios de electrónica

digital y analógica, microcontroladores, máquinas eléctricas e instrumentación. Para su

desarrollo se aplicaron diversas herramientas que fueron adquiridas a lo largo de la carrera

de Ingeniería Mecatrónica.


Valenzuela Romero vii

Índice

Página

AgradecimientosDedicatoriaResumen

1. Planteamiento del problema1.1 Antecedentes1.2 Problemática Actual1.3 Objetivo General1.4 Objetivos Específicos1.5 Hipótesis1.6 Justificación1.7 Delimitación y alcance1.8 Limitaciones1.9 Metodología

2. Estado del Arte2.1 Introducción2.2 Relevadores de protección eléctrica

2.2.1 Relevadores de protección típicos y sistemas de relevadores2.2.2 Clasificación general de relevadores

2.2.2.1 Relevadores de protección2.2.2.2 Relevadores de regulación2.2.2.3 Relevadores de reconexión, verificación de sincronismo y sincronización2.2.2.4 Relevadores de monitoreo

iiivv

10101215161617181819

232324252626262627


Valenzuela Romero viii

2.2.2.5 Relevadores auxiliares2.2.2.6 Otras clasificaciones de relevadores

2.3 El mercado actual en los relevadores de protección2.3.1 Protección automática para corriente de línea diferencia SEL-411L

2.3.1.1 Protección diferencial de corriente de línea2.3.1.2 Corriente de entrada dual2.3.1.3 Algoritmo plano alfa generalizado2.3.1.4 Sincrofasores2.3.1.5 Detector de fallas externas2.3.1.6 Protocolos de comunicación2.3.1.7 Sincronización de datos2.3.1.8 Características adicionales2.3.1.9 Capacidad de medición

2.3.2 Relevador de protección multifunción con tecnología digital smART P5002.3.2.1 Software proART®2.3.2.2 Comunicación2.3.2.3 Funciones de protección y automatismos2.3.2.4 Características2.3.2.5 Registro y medición de parámetros

2.3.3 Protección de tensión y frecuencia Siemens SIPROTEC Compact 7RW802.3.3.1 Funcionalidades2.3.3.2 Funciones de control de lógica programables2.3.3.3 Funciones de monitoreo2.3.3.4 Interfaces de comunicación2.3.3.5 Hardware

2.3.4 Sistema de fase de línea GE L602.3.4.1 Características y beneficios clave2.3.4.2 Monitoreo y medición2.3.4.3 Comunicación

3. Marco teórico3.1 Preliminares matemáticos

3.1.1 Vectores y matrices3.1.2 Vector renglón de n componentes3.1.3 Vector columna de n componentes

3.2 Matrices3.2.1 Transpuesta de una matriz3.2.2 Determinante de una matriz 3 x 33.2.3 Cofactores de una matriz 3 x 33.2.4 Matriz adjunta3.2.5 Determinante, matriz adjunta y matriz inversa (A-1)

3.3 Vectores en el plano3.3.1 Vectores y su relación con los fasores3.3.2 Suma fasorial3.3.3 Multiplicación y división fasorial

3.4 Teoría de Componentes Simétricas3.5 Amplificadores operacionales

3.5.1 Amplificador no inversor3.5.2 Amplificador inversor3.5.3 Seguidor unitario

2727282828292930303030313132323333333435363737373738383940

4141414142424243434343444445454549515152


Valenzuela Romero ix

3.5.4 Configuración de circuito MAV (Valor Absoluto Medio)3.6 Microcontroladores

3.6.1 Convertidor analógico digital (ADC) de un microcontrolador3.7 Diagrama de flujo del proceso

4. Desarrollo del proyecto4.1 Identificación del escenario4.2 Diseño de un algoritmo computacional4.3 Diseño de la etapa de acondicionamiento de señal4.4 Implementación mediante una microcontrolador ATMEGA328P-PU y una pantalla LCD4.5 Elaboración de circuitos de prueba en protoboard4.6 Elaboración de código en microcontrolador4.7 Pruebas de integración del sistema electrónico con el microcontrolador4.8 Elaboración de tarjetas de circuito impreso (Printed Circuit Board PCB)4.9 Pruebas y ajustes al sistema4.10 Montaje en gabinete

5. Notas finales5.1 Conclusiones5.2 Recomendaciones5.3 Retroalimentación5.4 Fortalezas y debilidades5.5 Trabajo futuro

BibliografíaANEXOS

A.1 Lista de figurasA.2 Lista de ecuaciones

52535354

5757585962636464656667

686869697070

72757678


Valenzuela Romero 10

Capítulo 1

Planteamiento del problema

1.1 Antecedentes

En la actualidad existe un número bastante grande de dispositivos de medición que se

utilizan para monitorear diversos parámetros en la industria eléctrica e informar del estado

del sistema mediante alarmas o indicadores a través de un sistema de comunicación. Este

proyecto se desarrollará con el fin de diseñar, probar e implementar en un sistema eléctrico

trifásico un prototipo de un dispositivo para medir parámetros eléctricos como magnitudes

de tensiones y ángulos de fase. Para sustentar los antecedentes de este proyecto se mostrará

un breve recorrido por la historia de los sistemas trifásicos.

En 1878, Thomas Alva Edison empezó a trabajar en el alumbrado eléctrico y formuló el

concepto de una estación de energía ubicada centralmente para abastecer una determinada

área con un alumbrado distribuido. En 1879 perfeccionó su alumbrado y se abrió su

primera estación, la Estación de Pearl Street en la ciudad de Nueva York. Se utilizaban

generadores de corriente directa (CD) conocidos en aquel entonces como dínamos, los

cuales eran impulsados por máquinas de vapor, para alimentar una carga inicial de 30

kilowatts (kW) para lámparas incandescentes de 110 volts (V) a 59 clientes en una milla



cuadrada. Tomando este suceso como primer antecedente en 1882 hasta la actualidad, la

industria eléctrica está creciendo a un ritmo notable, un crecimiento basado en reducciones

de costos en la electricidad debido a importantes logros tecnológicos y la creatividad de la

ingeniería para poner en práctica formas alternativas de producir energía [1].

Otro antecedente importante es la introducción del motor práctico de CD por parte de la

Sprague Electric y el crecimiento del alumbrado incandescente. El desarrollo de sistemas

de CD de 220 V de tres conductores, permitió incrementar la carga, pero a medida que las

distancias de transmisión y las cargas crecían aparecieron problemas con la tensión

eléctrica. En 1885, William Stanley desarrolló un transformador comercialmente práctico

para superar dichas limitaciones, Stanley instaló un sistema de distribución de corriente

alterna (CA) en Massachusetts para alimentar 150 lámparas. Con el transformador, la

capacidad de transmitir energía eléctrica a alta tensión, con una corriente más baja y con

caídas más bajas en la tensión de línea hicieron más atractiva la corriente alterna que la

corriente directa. La primera línea de CA que se puso en operación fue de Oregon a

Portland en Estados Unidos el año de 1889, el largo de la línea era de 21 kilómetros (km) a

4 kilovolts (kV).

En 1888, Nikola Tesla presentó un artículo en una reunión del American Institute of

Electrical Engineer describiendo los motores bifásicos, de inducción y síncronos, lo cual

hizo evidentes las ventajas de los sistemas polifásicos en comparación con los arreglos

monofásicos. La primera línea trifásica se puso en 1891 en Alemania, transmitía 12 kV a

179 km, fue en ese entonces que el motor trifásico de inducción de Tesla se convirtió en el

caballo de trabajo de la industria. Desde ese entonces la mayor parte de la energía eléctrica

es generada por vapor y turbinas eléctricas. Los combustibles de las plantas de vapor son

principalmente carbón mineral, combustóleo, gas y uranio. En 1957 se instalaron unidades

nucleares con turbinas de vapor con capacidad de 90 megawatts (MW).

Los primero sistemas de CA se operaron a diversas frecuencias, incluyendo 25, 50, 60 y

133 hertz (Hz). Hoy en día la frecuencia de 60 Hz es utilizada en Estados Unidos, México,

Brasil, Canadá y Japón, mientras que en muchas partes de Europa y Sudamérica se utiliza



la frecuencia de 50 Hz, la ventaja de los sistemas de 60 Hz es que los generadores, motores

y transformadores son más pequeños y con las mismas capacidades nominales que los de

50 Hz, pero las reactancias en las líneas de transmisión y transformadores son menores que

cuando se utilizan 60 Hz.

Los desarrollos tecnológicos que han ocurrido a la par de la transmisión de CA incluyen

desarrollos en el aislamiento, protección y control, entre los que podemos citar el aislador

de suspensión, el sistema de relevadores de alta velocidad que detectan corrientes de

cortocircuito en menos de un ciclo de 60 Hz, interruptores de alta velocidad y extra alta

tensión (EHV, por sus siglas en inglés) que interrumpen corrientes hasta de 63 kiloamperios

(kA) en menos de dos ciclos, apartarrayos contra descargas atmosféricas, ondas portadoras

sobre líneas de energía, microondas y fibra óptica en la comunicación para protección y

control de las líneas de transmisión, control supervisorio y sistemas de adquisición de datos

(SCADA, por sus siglas en inglés), relevadores digitales capaces de realizar control de los

interruptores registrando datos, monitoreando parámetros eléctricos y llevar a cabo análisis

de fallas [1]. Son numerosos los desarrollos tecnológicos en la industria eléctrica, todos con

el fin de mejorar la calidad de la energía y tener un control más riguroso sobre los sistemas

eléctricos.

Actualmente se están implementando otros tipos de generación de energía eléctrica como

generadores de turbina de viento, plantas geotérmicas, arreglos de celdas solares, sistemas

de helióstatos y plantas donde se aprovechan las mareas. No se pueden ignorar estas fuentes

de energía, porque se está considerando que con la ayuda de la tecnología aporten un gran

porcentaje de las necesidades futuras de energía del mundo.

1.2 Problemática actual

En una subestación de energía eléctrica es indispensable contar con equipo de protección y

medición de diversos parámetros de la red eléctrica con el fin de conocer el estado del

sistema eléctrico y de esta manera evitar fallas que pueden ocasionar repercusiones severas

en gran parte de la red. Se utilizan los transformadores de instrumento para separar las altas



tensiones de los dispositivos que realizan acciones importantes en la red como relevadores,

equipos de medición, contadores, protecciones, entre otros [2]. Estás máquinas reciben el

nombre de transformadores de instrumento debido a que los niveles de alta tensión los

reducen a niveles manejables y proporcionales a las tensiones y corrientes primarias. En las

subestaciones eléctricas de transmisión existen unos transformadores de instrumento con el

nombre de transformadores de potencial capacitivo (TPC), el cual recibe su nombre por un

arreglo de capacitores conectados en serie en su devanado primario, en estas máquinas se

ha descubierto que con el paso del tiempo sufren un deterioro en su arreglo capacitivo. Este

arreglo capacitivo forma un divisor de tensión, el cual sufre un estrés mayor para el que fue

diseñado si existen irregularidades en el arreglo, es decir, si existe degradación en el

material dieléctrico de los capacitores, lo que puede ocasionar una explosión y dañar equipo

e instalaciones aledañas aumentando el tamaño del problema.

Figura 1.1 Imagen con detalles de un Transformador de Potencial Capacitivo [2]



Una descripción gráfica de un TPC se muestra en la Figura 1.1 que es una vista segmentada

que muestra el arreglo capacitivo interno y los componentes generales del transformador, el

cual, está compuesto por la terminal primaria, un aislante cerámico que permite aislar las

líneas de alta tensión, un compartimento de aceite que realiza la labor de aislamiento y de

evitar arcos eléctricos [3]. Otras partes del TPC son tomas de tensión media (derivaciones),

terminales de alta frecuencia y de carrier para transmisión de señales de comunicación,

indicador de nivel de aceite y toma de muestras para monitorear la calidad del aceite,

terminales secundarias y un transformador de potencial inductivo que es el que reduce el

nivel de tensión que se encuentra a la salida del arreglo de condensadores y que se usa para

conectar instrumentos.

Figura 1.2 Esquema interno de un Transformado de Potencial Capacitivo [2]

En la Figura 1.2 se muestra un esquema de un TPC con sus partes principales, la terminal

(1) se conecta a la parte de alta tensión y los componentes indicados con los números (2) y

(3) son el arreglo capacitivo el cual es el que se deteriora con el tiempo y es uno de los

principales puntos que se consideran en el desarrollo de este prototipo. La terminal de alta

frecuencia (4) es usada para transmitir señales a frecuencias mayores a la de operación del



sistema como son los sistemas de comunicación, el transformador de potencial inductivo

(5) es el que reduce la tensión que pasa a través del arreglo capacitivo para obtener niveles

más manejables con los que trabajan los diversos dispositivos de medición. El circuito de

supresión de ferroresonancia (6) sirve para amortiguar las fluctuaciones producidas por el

arreglo capacitivo, la caja de bornes secundarios (7) contiene las conexiones para poder

utilizar derivaciones del secundario del transformador y así tener varios niveles de tensión

disponibles; la reactancia de compensación (8) ayuda a estabilizar los efectos de retraso de

señales debido a los arreglos capacitivos [2].

El problema sobre el que se trabaja es el desarrollo de un prototipo de un monitor digital de

un parámetro indeseable en los sistemas eléctricos trifásicos conocido como tensión de

secuencia cero o 3V0, el cual es una tensión que se genera en un sistema trifásico al existir

desbalances en las líneas, los cuales pueden ser generados por anomalías con los TPC. Si el

medidor detecta un desbalance se puede conocer si el desbalance es generado en los

sistemas de generación que son casos muy improbables o por una falla de un TPC, si este

último se daña, las protecciones, relevadores y demás equipos gobernados por el TPC no

realizarían su función causando un mal funcionamiento del sistema, afectando todo el

proceso de transmisión de energía eléctrica.

1.3 Objetivo general

Se plantea como objetivo principal el diseño y la implementación hasta la etapa de pruebas

de un dispositivo autoalimentado capaz de medir la magnitud y los ángulos de cada una de

las fases en un sistema trifásico basado en la teoría de componentes simétricas, capaz de

detectar y desplegar las mediciones en una pantalla “display” de 16 columnas y dos

renglones (16 X 2), la tensión de secuencia cero, utilizando herramientas de electrónica

analógica, electrónica digital, instrumentación y microcontroladores. Además de ello, si

existe una falla o desbalance en alguna de las tres fases se enviará una señal de alarma que

será representada por un indicador.



1.4 Objetivos específicos

Identificación de parámetros que se desean monitorear y estudio de ecuaciones en

que se rigen estos parámetros que conllevan a la determinación de la tensión de

secuencia cero.

Análisis matemático de las ecuaciones vectoriales en un sistema trifásico para el

cálculo del 3V0 y definición de un punto de control (set-point).

Diseño de un algoritmo computacional considerando el número de entradas y

salidas derivado del análisis matemático previo.

Diseño de circuitos de acoplamiento de señal y acondicionamiento de señales.

Simulación de circuitos en software NI Multisim.

Implementación de un microcontrolador ATMEGA328P-PU y una pantalla de

cristal líquido 16 X 2 (LCD, por sus siglas en inglés).

Elaboración de circuitos de prueba en protoboard una vez validados los resultados

de simulación.

Elaboración de código en microcontrolador.

Pruebas de integración del sistema electrónico con el microcontrolador.

Elaboración de tarjetas de circuito impreso utilizando software LiveWire.

Pruebas y ajustes al sistema, depuración de errores.

Montaje en gabinete y prototipo final.

1.5 Hipótesis

Se espera que el monitor de secuencia cero sea capaz de realizar una medición eficiente y

adecuada para detectar fallas en el sistema o en el transformador de potencial capacitivo.

Además de esto que le sea posible desplegar en un indicador la magnitud de tensión de cada

una de las fases así como el ángulo de fase con respecto a una de ellas. Se considera un

punto de control del +/-10% de desviación del total del sistema (+/-6.7 a +/-6.9 kV) sobre el

3V0. Esta referencia podrá ser modificada en el programa que gobernará el funcionamiento

del dispositivo, este desbalance se calcula basándose en la normatividad de NEMA [4] e



IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers) [5] que calculan un porcentaje de

desbalance estándar en los sistemas eléctricos trifásicos.

1.6 Justificación

Se ha descubierto que los transformadores de potencial capacitivos con el paso del tiempo

comienzan a presentar problemas con los capacitores que forman el divisor de tensión

capacitivo. Este problema consiste en que las terminales del capacitor deteriorado se

cortocircuitan. Esto causa que el divisor de tensión no funcione correctamente, lo que se

refleja en un aumento en la tensión secundaria del TPC. Al cortocircuitarse uno de los

capacitores del divisor de tensión, los demás capacitores sufren un estrés mayor para el que

están diseñados y por ende tienden a cortocircuitarse agravando el problema del aumento

en la tensión del secundario. Si este degradamiento de los componentes es continuo, es muy

posible que llegue el punto en que el TPC no soporte la tensión que tiene en el

arrollamiento primario, y explote. La explosión de uno de estos dispositivos puede resultar

en un disturbio de una magnitud considerable, ya que al momento de estallar, el equipo

puede dañar otros dispositivos que se encuentren alrededor y aumentar la magnitud del

problema, dado que el lugar donde están los TPC existe equipo que realiza otras funciones

importantes para el correcto funcionamiento del sistema eléctrico. Una de las

consideraciones muy importantes de este tipo de eventos, es que hasta este momento no se

puede saber cuándo van a ocurrir, y se puede dar el caso de que coincida cuando se estén

realizando trabajos en las instalaciones y ponga en peligro la integridad física del personal

que este laborando en ese momento.

El prototipo se realizará con el fin de implementarlo en las subestaciones eléctricas en los

TPC para prevenir sucesos que puedan alterar el buen funcionamiento de los sistemas

eléctricos, esperando una buena aceptación de los especialistas en redes eléctricas.



1.7 Delimitación y alcance

Se busca realizar un prototipo que detecte las magnitudes y los ángulos de fase en un

sistema trifásico el cual se realizará con el fin de detectar desbalances en los sistemas

trifásicos y verificar que el equipo al que está conectado funcione de manera adecuada. El

diseño se realizará utilizando componentes electrónicos disponibles en la ciudad de

Hermosillo, Sonora y el algoritmo para el cálculo estará basado en microcontroladores para

su posterior procesamiento, los resultados los desplegará en una pantalla display LCD. Se

utilizarán principios de electrónica analógica, electrónica digital, instrumentación,

microcontroladores, máquinas eléctricas, como principales herramientas.

Los valores que se tendrán en un sistema balanceado son de 67 V ángulo de 0° para la fase

A, 67 V ángulo de 120° para la fase B y para la fase C será de 67 V ángulo de -120° o 240°,

se utilizarán transformadores de instrumento y arreglos de amplificadores operacionales

para realizar el acondicionamiento de señales. Para un diseño más preciso y exacto se

requerirían de componentes más costosos por lo que se deja en claro que este proyecto es

un prototipo.

El sistema será autoalimentado y desplegará en una pantalla de cristal líquido el valor de las

magnitudes de las tensiones, así como el valor del ángulo de cada una de las fases, cuando

exista un 3V0 enviará una alarma que será representada con un diodo LED (Light-Emitting

Diode). Otro LED indicará la puesta en marcha del sistema. Se puede añadir un protocolo

de comunicación al medidor para recibir la alarma en otras áreas donde se necesite.

1.8 Limitaciones

Las principales limitaciones para este proyecto recaen en los recursos económicos

disponibles para adquirir los diversos componentes, el tiempo del que se dispone para

realizar el prototipo, las velocidades de procesamiento del microcontrolador y las pocas

referencias bibliográficas disponibles.



El uso de un microcontrolador ATMEL requiere de investigar el lenguaje ensamblador para

este tipo de microcontroladores, si se usa un traductor, en este caso se usa lenguaje C, que

es un lenguaje de más alto nivel, el lenguaje C necesita de mayor cantidad de tiempo para el

procesamiento de cada instrucción, por ello existen limitantes de velocidad debido a que se

manejan tiempos de algunos microsegundos (μs) en la parte de medición de ángulos de

fase.

Si se quisiera anexar un protocolo de comunicación para hacer más eficiente el prototipo

sería necesario implementar otro microcontrolador con un mayor número de entradas y

salidas. Los componentes electrónicos disponibles son de propósito general, porque los

recursos económicos fueron aportados por el diseñador del prototipo, si se requiere mayor

precisión se necesitaría electrónica de grado más avanzado lo que implica en una inversión

económica más grande y un aumento en el tiempo de obtención de los componentes.

Una de las limitaciones que es importante destacar es que el acceso a la subestación está

restringido a determinado personal y se trabajará creando un sistema trifásico con fuentes

de tensión donde se puede manipular tanto la magnitud como el ángulo de fase.

1.9 Metodología

La metodología de trabajo se basará en la recolección de datos mediante investigación e

información obtenida mediante consultas a personal especializado para posteriormente

tomar decisiones de cuál será la mejor forma de realizar el proyecto.

Se seguirá el orden que se presenta en los objetivos específicos del proyecto asignando un

tiempo para lograr cumplir cada uno de ellos hasta llegar a completar satisfactoriamente el

objetivo general. En ocasiones será necesario utilizar técnicas basadas en la

experimentación, la observación y la experiencia del diseñador del prototipo, siempre

cumpliendo con las reglas y normas de las leyes científicas.



Se comenzará considerando el valor de salida del secundario de un TPC de instrumento,

uno por cada fase, por lo tanto son 3 TPC, por ello consideramos 3 entradas para conocer la

magnitud de fase y otras 3 entradas, en las cuales se realiza una comparación de tiempos de

detección de cada una de las fases para convertirlos a valores angulares.

Una vez obtenidos los valores de magnitud y ángulos se realizará un análisis matemático

aplicando las ecuaciones vectoriales en las que se fundamentan la teoría de componentes

simétricas y obtener la tensión de secuencia cero.

Al determinar las ecuaciones necesarias se diseñará un algoritmo y tomando en cuenta los

requerimientos necesarios, se dimensionará un microcontrolador con las prestaciones

adecuadas para implementarlo en la creación de un código que se programará en el chip

para que realice las funciones deseadas considerando un display LCD, dos alarmas, un

convertidor analógico digital, entradas analógicas y digitales, así como entradas y salidas

adicionales.

En lo que se refiere a la parte electrónica, se utilizarán arreglos de amplificadores

operacionales para el acoplamiento y acondicionamiento de señal. Primeramente se

utilizarán 3 transformadores reductores para reducir las tensiones de salida de cada TPC de

instrumento para tener niveles de tensión manejables para utilizarlos en los rangos de +/-

12V que serán proporcionados por una fuente de poder que también se integrará para que

el sistema sea autoalimentado. La conexión de los transformadores de la etapa de

acoplamiento (transformadores reductores) con la etapa de potencia (TPC) es estrella-

estrella, tomando la unión de la estrella como referencia. Es muy importante destacar que

para emular los secundarios de los TPC se utilizarán 3 fuentes trifásicas que se sincronizan

y suministran las señales de acuerdo a parámetros que se pueden configurar.

Se utilizará el software NI Multisim para la simulación de circuitos electrónicos y realizar

las primeras pruebas del comportamiento de las señales al pasar por arreglos de

amplificadores operacionales y compararlos con futuras pruebas que se harán de manera

física.



Cuando se considere que las señales en simulación son adecuadas se pasará a la etapa de

pruebas en tablilla protoboard, con un osciloscopio se observarán las señales del sistema

para compararlas con los resultados de la simulación, si se obtienen los resultados

esperados se procederá al diseño de las pistas en el software LiveWire que nos ayudará a

crear el circuito impreso para manufacturar las tarjetas electrónicas, las cuales serán

perforadas y se montarán los componentes necesarios para soldarlos.

Una vez que se tengan las tarjetas, se conectarán a los transformadores para recibir las

señales que se acondicionarán, nuevamente, se realizará una serie de pruebas con

osciloscopio y multímetro para revisar las señales verificando que los niveles sean

compatibles con los del microcontrolador 0 – 5 V. Al cerciorase que las señales están

acondicionadas para trabajar con el microcontrolador, se integran los componentes y se

realiza la conexión adecuada del display LCD con el circuito integrado del ATMEGA328P-

PU.

Cuando se tienen las tarjetas y el display LCD conectados al microcontrolador, se procede a

encender las fuentes trifásicas las cuales alimentarán al sistema con 3 fases de la misma

magnitud y con un desfasamiento de 120° entre cada una de las señales, lo que representa

una sistema trifásico balanceado.

El sistema deberá estar funcionando de acuerdo a los cálculos realizados por el

microcontrolador y será posible leer las magnitudes RMS y los ángulos entre fases para

realizar la suma vectorial del 3V0, dichos valores serán desplegados por la pantalla LCD y

si existe un desbalance de +/-10 % un LED rojo indicará que existe una falla en el sistema,

caso contrario un LED verde es el indicador de un buen funcionamiento y que el sistema

esta balanceado. Cabe mencionar que un cambio en el ángulo de fase o en la magnitud de la

tensión de cualquier fase causará un desequilibrio que se verá reflejado en un aumento en la

tensión de secuencia cero, si el desbalance es causado por un movimiento en el ángulo de

fase de algunas de las líneas se desplegará en la pantalla LCD la fase que causa el

desequilibrio, de igual manera si se debe a la magnitud se mostrará la línea que está

fallando.



Finalmente se montarán las tarjetas, el microcontrolador y la fuente de poder en una carcasa

metálica, la cual debe tener las dimensiones suficientes para alojar todos los componentes

electrónicos y al mismo tiempo que sea posible realizar el montaje del display LCD en la

parte frontal de la carcasa, una vez ya realizados todos estos pasos se tendrá como producto

final el prototipo del monitor digital.



Capítulo 2

Estado del arte

2.1 Introducción

Antes de comenzar con el desarrollo del proyecto se considera muy conveniente realizar

una investigación que proporcione información del panorama actual en cuanto a los

dispositivos que se utilizan en la industria eléctrica para la medición y monitoreo de los

parámetros más importantes que influyen de manera directa e indirecta en el buen

funcionamiento de los sistemas eléctricos. Los resultados que se obtengan de la

investigación se utilizarán como base para hacer comparaciones y mejoras a futuro en la

implementación del prototipo que se pretende desarrollar.

Se ha encontrado que existe una amplia gama de dispositivos basados en distintas

herramientas para monitorear parámetros eléctricos, dichos dispositivos se pueden utilizar

en diversas áreas de los sistemas eléctricos, dependiendo del fin para el que fueron

desarrollados. También se observó que los equipos utilizan diversas herramientas como

microprocesadores, circuitos integrados, protocolos de comunicación, pantallas display,

entre otras utilidades para otorgarles más funcionalidades a sus equipos y con ello tener

mayor demanda de sus productos. Sin embargo, es importante destacar un punto a favor de



las innovaciones como el proyecto que se realizará, esto es que se debe utilizar un equipo

para dar solución al problema que se está atacando y que se ajuste a los requerimientos del

problema y que no esté sobrado en funcionalidades, porque quizá ya existe equipo capaz de

medir y monitorear la infinidad de parámetros que pueden existir en un sistema eléctrico,

pero este dispositivo sería la solución menos económica para resolver el problema, es por

ello que se realizará un prototipo de acuerdo a las especificaciones requeridas.

2.2 Relevadores de protección eléctrica

El Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos (IEEE) define el relevador eléctrico

como “un dispositivo eléctrico que está diseñado para responder a ciertas condiciones de

entrada y después de que sean conocidas las condiciones causar una operación de

conmutación o un cambio abrupto asociado con los circuitos eléctricos de control [6]”. Las

entradas son usualmente eléctricas, pero pueden ser térmicas, mecánicas u otro tipo de

entradas o combinación de entradas, los interruptores finales de carrera y dispositivos

similares simples no se consideran relevadores. Los relevadores son utilizados en muchas

partes donde se utilice la electricidad: hogares, comunicaciones, industrias, transporte,

comercio, por nombrar algunos y tienen una gran variedad de aplicaciones como

calefacciones, elevadores, controles de tráfico, vehículos, robótica, actividades espaciales,

procesos automáticos, etc. Este proyecto se enfoca en una aplicación que consiste en la

protección de los sistemas eléctricos de potencia, más específicamente en el monitoreo de

parámetros eléctricos.

Un relevador de protección es un relevador cuya función es detectar líneas defectuosas,

dispositivos, máquinas o cualquier otra condición del sistema de potencia que sea anormal

o peligrosa para iniciar una acción adecuada en el circuito de control [7]. Actualmente,

debido a la tecnología que se ha desarrollado se asocia a los relevadores de protección a

dispositivos electrónicos compactos, analógicos, con componentes discretos de estado

sólido, amplificadores operacionales y redes de microprocesadores digitales conectados al

sistema de potencia para detectar anomalías. Estos son frecuentemente abreviados



simplemente como relés y sistemas de relés, y son utilizados en todas las partes del sistema

de potencia para la detección de condiciones indeseables y con mayor frecuencia de fallas.

2.2.1 Relevadores de protección típicos y sistemas de relevadores

La lógica de representación de un relevador eléctrico se muestra en la Figura 2.1, los

componentes pueden ser electromecánicos, electrónicos o mixtos. Los diseños específicos y

funcionalidades varían ampliamente con los requerimientos de la aplicación, los diferentes

fabricantes, temporización, etcétera. Originalmente, los relevadores eran de tipo

electromecánico, después se introdujeron los de tipo electrónico analógico con

componentes discretos y actualmente los relevadores basados en microprocesadores, siendo

éstos últimos los que proveen mayores beneficios como alto grado de exactitud, reducción

de espacio, menor equipamiento, bajo costo de instalación, mayores capacidades de

configuración y de aplicaciones, además de otras funcionalidades como lógica de control,

comunicación remota y de pares (peer-to-peer), adquisición de datos, localización de fallas,

registro de eventos, auto-monitoreo y revisiones [8].

Figura 2.1 Representación lógica de un relevador eléctrico

Muchos de los relevadores basados en microprocesadores utilizan una pantalla LCD donde

se muestran configuraciones, mediciones, eventos, e información de prueba del relevador,

incluso se puede cambiar la configuración a través de una interfaz LCD sin necesidad de

una computadora. La información del relevador es mostrada comúnmente mediante LEDs

que identifican las funciones que realiza el relevador o cualquier otra información como

encendido, detección de falla, comunicación, modo de prueba, etcétera. También es común

un diagrama de bloques en la parte trasera del relevador para indicar las conexiones de las

entradas requeridas y las terminales de salida para el correcto funcionamiento del

dispositivo, además incluyen puertos de comunicación para transmitir datos digitales [9].



2.2.2 Clasificación general de relevadores

Los relevadores pueden ser clasificados de muchas maneras, por su funcionalidad, entradas,

características de funcionamiento o principio de operación, donde la clasificación por

funcionalidad es la más común. Existen cinco tipos funcionales básicos: (1) relevadores de

protección, (2) regulación, (3) reconexión, verificación de sincronismo y sincronización, (4)

monitoreo y (5) auxiliares.

2.2.2.1 Relevadores de protección

Los relevadores de protección operan en condiciones abruptas del sistema de potencia, es

decir, en circunstancias donde se presenten valores o parámetros indeseables y son

aplicados en todas las partes de la red: generadores, buses, transformadores, líneas de

transmisión, líneas de distribución, alimentadores, motores, bancos de capacitores y

reactores, en la actualidad, la mayoría de los relevadores de protección se conectan a través

de transformadores de corriente o de potencial al sistema de potencia [10].

2.2.2.2 Relevadores de regulación

Estos relevadores son asociados con los cambiadores de derivación (taps) en los

transformadores y con los reguladores de tensión del equipo de generación para controlar

los niveles de tensión con cargas variables. Los relevadores de regulación son utilizados

durante la operación normal del sistema y no responden a fallas a menos que estas

permanezcan tiempos prolongados en el sistema.

2.2.2.3 Relevadores de reconexión, verificación de sincronismo y sincronización

Los relevadores de reconexión, verificación de sincronismo y sincronización fueron

primeramente clasificados como relevadores de programación, pero debido a que este

término se utiliza en un contexto diferente relacionado a las computadoras, su nombre se ha

cambiado a relevadores de reconexión y sincronismo. Los relevadores de este tipo son



utilizados en la energización o restauración de líneas para servicios después de una falla y

en la interconexión de partes pre-energizadas del sistema.

2.2.2.4 Relevadores de monitoreo

Este tipo de relevadores son utilizados para verificar las condiciones del sistema así como

del sistema de protección. Algunos ejemplos en los sistemas de potencia son aplicaciones

de detectores de falla, revisión de niveles de tensión o unidades de monitoreo direccional

para confirmar las condiciones del sistema. En un sistema de protección se utilizan para el

monitoreo continuo de los circuitos, líneas de transmisión, circuitos de disparo y estado de

ciertos equipos, en general como unidades de alarma con funciones de monitoreo.

2.2.2.5 Relevadores auxiliares

Las unidades auxiliares son utilizadas en todo el sistema de protección para diferentes

propósitos. Generalmente hay dos categorías, multiplicación de contactos y circuitos de

aislamiento. En los sistemas de control y de protecciones eléctricas existen requerimientos

frecuentes de mayor número de salidas para disparos múltiples, alarmas y para operar otros

equipos como grabación y adquisición de datos, bloqueos, así como contactos para manejar

mayores corrientes o tensiones en otros subsistemas, entre otras aplicaciones.

2.2.2.6 Otras clasificaciones de relevadores

Los relevadores de protección clasificados por el tipo de entrada son conocidos como

relevadores de corriente, tensión, potencia, frecuencia y temperatura. Otra clasificación es

por el principio de operación que incluyen los electromecánicos, de estado sólido, digital,

porcentaje diferencial, de restricción múltiple y de unidad de producto. Aquellos

clasificados por características de funcionamiento son relevadores de distancia, reactancia,

sobre corriente direccional, tiempo inverso, fase, tierra, alta velocidad, baja velocidad,

comparación de fase, sobre tensión, pérdida de tensión, etcétera.



2.3 El mercado actual en los relevadores de protección.

Actualmente existen diversas compañías que desarrollan tecnología en el ramo de la

industria eléctrica como transformadores, bancos de capacitores, reactores, interruptores,

dispositivos de automatización para sistemas de potencia, entre otras aplicaciones. Un área

que es fundamental y que tiene muchos desafíos debido a que con ella es posible detectar

fallas de diversos tipos es la que implica a la cuestión de protecciones eléctricas. Existe

diversa tecnología en el desarrollo de protecciones dependiendo de la parte del sistema

eléctrico donde se vaya a utilizar, para ello muchos especialistas como ABB, Siemens,

Arteche, Schweitzer Engineering Laboratories (SEL), por mencionar algunos, desarrollan

diversos dispositivos que utilizan desde principios electromecánicos donde se requiera

robustez en el sistema hasta principios de microcontroladores para automatizar y hacer más

compactos los diseños de los dispositivos. A continuación se presentan algunos modelos de

diversos fabricantes con una descripción breve de sus principios de funcionamiento.

2.3.1 Protección automática para corriente de línea diferencial SEL-411L

Figura 2.2 Relevador SEL-411L [11]

2.3.1.1 Protección diferencial de corriente de línea.

Una de las más notables funciones del SEL-411L es la 87L de los relevadores de protección

diferencial [12], que como lo mencionan las normas del IEEE ofrece protección para

cualquier línea de transmisión con un máximo de tres terminales a través de comunicación



serial. El SEL-411L aplica un algoritmo en el plano alfa (complejo) generalizado que se

puede utilizar para aplicaciones como corrientes múltiples en la zona diferencial,

aplicaciones con frenado por armónicos o bloqueo en la línea de transformadores y

compensación de carga en líneas de corriente.

2.3.1.2 Corriente de entrada dual.

Para aplicaciones de interrupción de medio-bus, bus-anillo o doble-bus, el SEL-411L

ofrece seguridad adecuada soportando dos entradas de corriente para mediciones

individuales de cada interruptor. A través del uso de las ecuaciones de control SELOGIC®

[11] se puede incluir o excluir dinámicamente cada corriente de entrada de la zona

diferencial. Con esta capacidad se puede utilizar el SEL-411L en aplicaciones tan

avanzadas como la sustitución del interruptor en una configuración doble-bus con

interruptor sencillo o configuraciones de transferencia del bus.

2.3.1.3 Algoritmo plano alfa generalizado.

Útil para fases segregadas, de secuencia negativa y elementos diferenciales de secuencia

cero que utilizan comparadores patentados en el plano alfa generalizado. Combinado con la

supervisión de sobre-corriente, detección de fallas externas, compensación opcional de

corriente de carga, y la lógica de detección de alteraciones que proporcionan una seguridad

excepcional y alta sensibilidad. Una característica adaptativa aumenta la seguridad de la

función si:

Un fallo externo es detectado.

La sincronización de comunicaciones se degrada.

Carga de compensación de corriente está activada pero momentáneamente

imposible debido a la pérdida de potencial u otras condiciones.



2.3.1.4 Sincrofasores.

Tomar decisiones informadas de suministro de carga basadas en mediciones reales de

fasores en tiempo real de los relevadores SEL-411L a través del sistema de potencia.

Registro de datos de los sincrofasores en los relevadores SEL-411L con registro de

perturbaciones en todo el sistema.

2.3.1.5 Detector de fallas externas.

El algoritmo de detección de fallas externas asegura los elementos de control contra errores

del transformador de corriente interno cuando se detecta una de las dos condiciones

siguientes:

Incremento de corrientes en la zona que se va a proteger, que es un factor típico de

una falla externa.

La componente de corriente directa de intensidad excede el umbral preestablecido

comparado con la componente de corriente alterna sin ningún cambio en la corriente

diferencial.

2.3.1.6 Protocolos de comunicación.

El dispositivo SEL-411L permite comunicación serial a través de los siguientes medios:

Fibra óptica punto a punto (directa).

IEEE C37.94 basada en fibra óptica multiplexada

EIA-422, que es similar a RS-422.

Estándar G.703.

2.3.1.7 Sincronización de datos.

Se puede utilizar una fuente de base de tiempo externa vía IRIG-B compatible con Sistema

de Posicionamiento Global (GPS, por sus siglas en inglés) o se puede utilizar el sistema

interno de SEL.



2.3.1.8 Características adicionales.

Se integra un transformador de acoplamiento capacitivo de tensión patentado por SEL.

Incluye elementos programables para control local, remoto, protección de enclavamiento y

enclavamiento automático. Mediciones con formato amplio, panel frontal LCD. Utiliza

comunicación serial y Ethernet para eficientar la transmisión de información clave que

incluye, mediciones, estados de entradas y salidas, sincrofasores IEEE C37.18, reportes de

eventos, estado del relevador y sincronización de tiempos. Incluye opciones para

configurarse y poder establecer comunicación con otros relevadores. Permite el acceso a

todas las funciones del relevador con la tarjeta opcional de Ethernet y usar el protocolo de

red distribuida (DNP3) o el protocolo IEC 61850 para interconectarse directamente con

sistemas de automatización.

2.3.1.9 Capacidades de medición.

Tensiones de fases Va, Vb, Vc (conexión en delta).

Tensiones de fases Va, Vb, Vc (conexión en zig-zag, que es un tipo de conexión que

se utiliza para eliminar armónicas en transformadores).

3V0 tensión de secuencia cero.

3V2 tensión de secuencia negativa.

Corrientes de fase Ia, Ib, Ic.

3I0 corriente de secuencia cero.

3I2 corriente de secuencia negativa.

Megawatts (MW), Megawatts - hora (MWh), Megavoltamperes reactivos (MVAR),

Megavoltamperes reactivos – hora (MVARh), Megavoltamperes (MVA), factor de

potencia [11].



2.3.2 Relevador de protección multifunción con tecnología digital smART P500

.

Figura 2.3 Relevador smART P500 [13].

Los dispositivos de la serie smART P500 son relevadores de protección multifunción con

tecnología digital, que permiten realizar funciones de protección, control, medición y

comunicación de sistemas eléctricos. Pueden utilizarse como elementos autónomos o

integrados dentro de un sistema, además, disponen de múltiples posibilidades para

configuración y exploración de datos, registros de eventos, fallas y análisis oscilográficos,

soportado por el software de configuración y comunicación proART® que es un software

propio de la empresa Arteche [13].

2.3.2.1 Software proART®

El software proART®, desarrollado sobre la plataforma Visual Studio.net, permite

configurar e interrogar cualquier equipo dentro de la familia de relevadores smART P500,

de una forma muy sencilla y rápida, lo cual facilita su puesta en servicio. Es el responsable

de llevar a cabo la comunicación entre un ordenador y la familia de protecciones smART

P500. Es una aplicación Windows multilenguaje, compatible con los sistemas operativos:

Windows 2000, Windows XP, Windows Vista y Windows 7 y hace un uso eficiente de la

programación orientada a objetos, logrando un diseño armónico y escalable.



2.3.2.2 Comunicación

Estos relés disponen de una gran variedad de protocolos de comunicación, los cuales

pueden ser seleccionados por el usuario a través del teclado o mediante el software

proART® en los diferentes puertos del mismo:

Puerto Frontal: Protocolo propietario ArtCom®, DNP 3.0 Nivel 2 esclavo,

MODBUS RTU, Harris 5000, IEC-60870-5-101 y PROCOME.

Puertos posteriores (2): Protocolo propietario ArtCom®, DNP 3.0 Nivel 2 esclavo,

MODBUS RTU, Harris 5000, IEC-60870-5-101, PROCOME y Smart P2P (Peer to

Peer).

Puerto Ethernet: Protocolo propietario ArtCom®, DNP 3.0 TCP/IP y UDP/IP,

MODBUS TCP/IP, IEC 60870-6-5-104.

2.3.2.3 Funciones de protección y automatismos

Sobre intensidades instantáneas de fases, neutro y residual.

Sobre intensidades temporizadas de fases, neutro y residual.

Dirección de las funciones de sobre intensidad.

Fase abierta.

Sobre intensidad de secuencia negativa, de tiempo inverso y de tiempo definido.

Fallo de interruptor.

Desbalance entre intensidades.

Subtensión y sobretensión.

Verificación de sincronismo

Localización de fallas

2.3.2.4 Características.

Supervisión de la batería externa.

Autodiagnóstico y supervisión de temperatura interna.



4 Salidas digitales, 3 entradas digitales.

1 Puerto frontal RS-232, 1 puerto posterior RS-232 y 1 RS-485.

Comunicación por mensajes SMS con un modem GSM externo (opcional).

Puerto Ethernet (RJ45) que incluye 4 salidas/9 entradas digitales (opcional).

Módulo de 8 entradas y 7 salidas digitales (opcional).

Puerto Bluetooth y USB que reemplaza al RS-232 frontal (opcional).

Display LCD 4X20 con contraste ajustable.

Sincronización horaria IRIG-B.

12 LEDs configurables

Teclas de función programables.

2.3.2.5 Registro y medición de parámetros.

Los relés smART P500 permiten el registro y medición de los siguientes parámetros:

Valores instantáneos de corrientes de las tres fases, neutro, y neutro sensible.

Valores instantáneos de las tensiones de fase y línea.

Tensión auxiliar y tensión de la batería.

Potencia activa, reactiva, aparente, por fases y trifásica.

Energía activa recibida y entregada.

Energía reactiva en los cuatro cuadrantes.

Factor de potencia por fase y trifásico.

Frecuencia y secuencia de fases.

Demandas de intensidades, tensiones, factor de potencia, potencia activa, reactiva y

aparente por fase y trifásica.

Componentes de secuencia en las señales de tensiones e intensidades.

Componentes armónicas, THD, fasores, factor de distorsión de las intensidades y

tensiones por fase.

Eventos de calidad de energía (PQ): caídas, incrementos, desequilibrios de tensiones

e intensidades; pérdidas de tensión de fase y de alimentación; variaciones de

frecuencia.



Temperatura del equipo.

Datos estadísticos relativos a la operación y supervisión del interruptor.

Histórico de medición.

Permite almacenar en memoria no volátil hasta 25 parámetros seleccionables por el

usuario, dentro de los grupos de valores instantáneos o acumuladores de energía, en

intervalos de tiempo entre 1 y 60 minutos, con pasos de 1 minuto. En total se

pueden guardar 3.000 registros [13].

2.3.3 Protección de tensión y frecuencia Siemens SIPROTEC Compact 7RW80

Figura 2.4 Relevador SIPROTEC Compact 7RW80 [14].

Siemens 7RW80 es un relevador de multifunción numérico para la conexión de los

transformadores de tensión. Se puede utilizar en sistemas de distribución, en

transformadores y máquinas eléctricas industriales. Forma parte de la familia SIPROTEC

de Siemens y es capaz de detectar cualquier desviación de la tensión admisible, frecuencia,

o valores como sobretensión y sobre corriente y es capaz de responder de acuerdo con los

valores establecidos. El relé puede aplicarse en partes del sistema para funciones de



desacoplamiento y de desconexión de carga si alguna vez hay un riesgo de un colapso del

sistema como resultado de altos valores de frecuencia [14].

Una función de restauración de carga integrada permite el restablecimiento del sistema de

energía después de la recuperación de la frecuencia del sistema. El 7RW80 ofrece

"funciones de protección flexibles" que son 20 funciones de protección adicionales que

pueden ser creadas por el usuario. El relé proporciona control de interrupción del circuito,

dispositivos de conmutación primarios adicionales (conmutadores de puesta a tierra,

interruptores de transferencia y seccionadores), que también pueden controlarse desde el

relevador. Tiene integrada la funcionalidad lógica de automatización de un PLC, además

permite al usuario añadir funciones propias, por ejemplo, la automatización de conmutación

incluyendo: interconexión, transferencia y eliminación de esquemas de cargas. También se

le permite al usuario generar mensajes definidos por el usuario. El módulo de comunicación

es independiente de la protección. Fácilmente se puede cambiar o actualizar los protocolos

de comunicación en el futuro [14].

2.3.3.1 Funcionalidades.

Protección de sobretensión y de sub tensión, basado en tensiones de secuencia

positiva y negativa.

Tensión de desplazamiento.

Protección de sobre frecuencia y sub frecuencia.

Restauración de carga.

Protección de sobre excitación.

Saltos en el vector de tensión.

Monitoreo de secuencia de fases.

Revisión de sincronía.

Tasa de cambio de frecuencia.

Tasa de cambio de tensión.

Bloqueo.



2.3.3.2 Funciones de control de lógica programables

Comandos para el control de conmutación, desconexión y conexión de

interruptores.

Control a través de teclado, entradas binarias, USB DIGSI 4 o sistemas SCADA.

Lógica PLC definida por el usuario.

2.3.3.3 Funciones de monitoreo.

Variables operacionales de medición de tensión y frecuencia.

Valores mínimos y máximos.

Supervisión de circuitos de disparo.

Monitoreo de fallas de fusibles.

Bitácora de 8 oscilogramas de fallas.

2.3.3.4 Interfaces de comunicación.

Interfaces de servicio/sistema

o IEC 61850

o IEC 60870-5-103

o PROFIBUS-DP

o DNP 3.0

o MODBUS RTU

Interfaz Ethernet para DIGSI 4

Interfaz USB frontal para DIGSI 4

2.3.3.5 Hardware

3 Transformadores de tensión.

3/7 Entradas binarias con márgenes configurables a través de software.



5/8 Salidas binaras.

Terminales para conexión.

2.3.4 Sistema de comparación de fase de línea GE L60.

Figura 2.5 Relevador de protección de líneas GE L60 [15].

El GE L60 ofrece protección de comparación de fase de forma rápida y segura, tanto para

líneas de dos terminales y tres terminales, líneas con compensación en serie y para

aplicaciones de disparo unipolares y tripolares. El GE L60 puede funcionar con el protocolo

de portadoras de Línea de Corriente (Power Line Carrier) existente o comunicaciones de

fibra óptica, y compensa la asimetría de canal y las corrientes de carga. Puede proporcionar

soporte completo de terminales de línea de doble interruptor con múltiples entradas de

corriente [15].

2.3.4.1 Características y beneficios clave

Protección de comparación de fase extremadamente rápida y segura con un tiempo

de disparo típico de ¾ ciclo de potencia.

La comunicación extremo a extremo por portadora en línea eléctrica proporciona

una solución rentable.



Algoritmos avanzados para inmunidad de canal al ruido, precisión por canal en

señal con asimetría, compensación de corriente de carga y compensación de retardo

en canal

Seguridad de red robusta que permite la protección de infraestructuras críticas a

través de registro de comandos del usuario, y el control de los permisos de acceso.

Registro avanzado de perturbaciones, incluidas las señales de funcionamiento

interno del relé, eliminando así la necesidad de dispositivos externos de grabación.

Flexibilidad de aplicación - Múltiples opciones de entrada/salida, lógica

programable (FlexLogic ™), modularidad y personalización de requerimientos

específicos.

Protocolo IEC61850 embebido.

Control de la temperatura ambiente con alarma cuando la temperatura exterior

supera los umbrales superiores.

Idiomas: inglés, francés, ruso, chino y turco en el panel frontal LCD.

Comparación de fase simple o doble.

Detección de sobrecorriente de fase, neutro y de secuencia negativa.

Detección de sobretensión y subtensión

Detección de insuficiencia en transformadores de corriente, fallos de fusible en

transformadores de tensión.

Función direccional wattimétrica de secuencia cero.

2.3.4.2 Monitoreo y medición

El GE L60 incorpora características avanzadas de automatización de gran alcance,

incluyendo la lógica programable FlexLogic™ que es propia de General Electric, la

comunicación y las capacidades SCADA superan por mucho lo que se encuentra en el relé

diferencial de línea media, además es posible integrar perfectamente con otros relés para la

protección completa del sistema. Entre los parámetros de monitoreo se encuentran:

Monitoreo de la condición del interruptor incluyendo interruptor de corriente de

arco y el contador de disparos.



Medición de corrientes, tensiones, potencia, energía y frecuencias.

Oscilografía: 64 muestras/ciclo, hasta 64 registros.

Bitácora de eventos: 1024 eventos con estampa de tiempo, con 0,5 ms en la

exploración de las entradas digitales.

Registrador de datos de hasta 16 canales con frecuencia de muestreo seleccionable

por el usuario.

Localizador de fallas.

2.3.4.3 Comunicación

El relevador GE L60 proporciona información remota seguro y permite el acceso de la

ingeniería, por lo que es flexible, fácil de usar y de integrar en infraestructuras nuevas y

existentes. El Ethernet por fibra óptica proporciona comunicaciones de banda ancha que

permitan controles de baja latencia y transferencia de alta velocidad de archivos de falla del

relé y la información de registro de eventos. Las tres opciones disponibles de Ethernet

proporcionan los medios de creación de arquitecturas de comunicación tolerantes a fallos

de una manera fácil y rentable. Además, es compatible con los protocolos estándar de la

industria más populares que permiten fácil integración directa en los sistemas de control y

Control Supervisorio y Adquisición de Datos (SCADA, por sus siglas en inglés) [15].

IEC 61850

DNP 3.0

Ethernet Global Data (EGD)

IEC 60870-5-104

Modbus RTU, Modbus TCP / IP

IEEE 1588, para el tiempo de sincronización SNTP



Capítulo 3

Marco teórico

El diseño de este prototipo de monitoreo de parámetros eléctricos se basa en la Teoría de

Componentes Simétricas, la cual tiene sus principios matemáticos en la utilización de matrices, para

hacer autocontenido el documento de tesis se agregan conceptos clave acerca de los componentes

principales como convertidores analógicos-digitales, elementos de electrónica analógica y digital,

arreglos de amplificadores operacionales y el uso de microcontroladores. Se incluye además

terminología de ingeniería eléctrica que está muy ligada al funcionamiento del equipo, con la

finalidad de que los conceptos sean más claros para los lectores.

3.1 Preliminares matemáticos

3.1.1 Vectores y matrices.

El estudio de vectores es el fundamento del álgebra lineal, debe su origen a los cuaterniones que

fueron utilizados para representar ciertos objetos en el plano y en el espacio por el matemático Sir

William Hamilton (1805 - 1865). Normalmente tienen diferentes notaciones, entre las más

utilizadas es la notación en mayúsculas cursiva que es la representación que se utilizará en este

documento ( ) [16].



3.1.2 Vector renglón de n componentes.

Se define un vector renglón de n componentes como un conjunto ordenado de n números escritos de

la siguiente manera: = ( , ,… , ) (3.1)

3.1.3 Vector columna de n componentes.

Se define un vector columna de n componentes como un conjunto ordenado de n números escritos

de la siguiente manera:

= ⎝⎜⎛ .. ⎠⎟⎞

(3.2)

, se llama la primera componente en el vector renglón o en el vector columna, la segunda

componente y así sucesivamente. El orden es esencial en los vectores, dos vectores con las mismas

componentes ordenadas en distinto orden son dos vectores diferentes. Un vector cero es aquel que

todas sus componentes son igual a cero [16].

3.2 Matrices.

Las matrices se representan generalmente con mayúsculas, una matriz A de m x n, es un arreglo

rectangular de mn números dispuestos en m renglones y n columnas.

=⎣⎢⎢⎢⎢⎡

⋯ ⋯⋯ ⋯⋮ ⋮ ⋮ ⋮⋯ ⋯⋮ ⋮ ⋮ ⋮⋯ ⋯ ⎦⎥⎥⎥⎥⎤ (3.3)

La componente o elemento de A, denotado por es el número que aparece en el renglón y la

columna de A.



3.2.1 Transpuesta de una matriz.

Sea A una matriz de m x n, entonces la transpuesta de A, que se escribe A’, es la matriz de n x m

obtenida al intercambiar los renglones por las columnas de A.

= ⋯⋯⋮ ⋮ ⋮⋯ = ⋯⋯⋮ ⋮ ⋮⋯ (3.4)

3.2.2 Determinante de una matriz 3 x 3.

Determina la unicidad de la solución de un sistema de ecuaciones lineales. La forma principal que

muestran los libros de texto es la de expansión de cofactores.

det = − + (3.5)

3.2.3 Cofactores de una matriz 3 x 3.

El cofactor de A denotado por se obtiene tomado el determinante del menor y

multiplicándolo por (−1) . Dónde:

(−1) = 1 +−1 −= , = , = (3.6)

Por lo que podemos obtener el determinante de una matriz de 3 x3 de la siguiente manera:

det = − + (3.7)

3.2.4 Matriz adjunta.

Sea A una matriz de n x n y sea B la matriz de cofactores de A. Entonces la adjunta de A (adj A) es

la transpuesta de la matriz B [16].



3.2.5 Determinante, matriz adjunta y matriz inversa ( ).

Sea A una matriz n x n. Entonces A es invertible si y sólo si det A 0. Si det A 0, entonces:= adj (3.8)

3.3 Vectores en el plano.

Un vector ⃗ en el plano xy es un par ordenado de números reales (a, b). Los números a y b se

llaman elementos o componentes del vector, estos componentes pueden ser reales y complejos

dependiendo de la naturaleza del sistema que se desee analizar, por ejemplo, se utilizando para

representar fasores en ingeniería eléctrica.

Figura 3.1 Componentes de un vector de dos dimensiones.

3.3.1 Vectores y su relación con los fasores.

En ingeniería eléctrica es muy común utilizar los vectores para analizar fasores, un fasor tiene una

parte real y una compleja por lo que es necesario tener conocimientos acerca de números complejos,

representación rectangular y representación polar, y la conversión de una representación a otra [17].

Un vector de dos dimensiones puede ser representado con la notación siguiente:= (3.9)

Donde es la magnitud del vector y es el ángulo que forma con el eje real. Esta notación es

conocida como forma polar y es comúnmente utilizada en el análisis fasorial, la cual es equivalente

a lo siguiente: = = + (3.10)



donde representa la parte real de un fasor y la parte imaginaria, y juntos componen

la forma rectangular.

3.3.2 Suma fasorial.

La suma fasorial se debe realizar en la forma rectangular, sumando las componentes reales de los

fasores que se quieran suma y pasa lo mismo con las componentes complejas.

cos + + cos + = ( cos + cos ) + ( + )(3.11)

3.3.3 Multiplicación y división fasorial.

La multiplicación y la división de fasores se lleva a cabo en representación polar, en la

multiplicación las magnitudes (longitudes) de los fasores se multiplican mientras que los ángulos se

suman [18]. En la división, las magnitudes se dividen y los ángulos se restan, al numerador se le

sustrae el denominador:

( )( ) = ( + ) (3.12)

= ( − ) (3.13)

3.4 Teoría de Componentes Simétricas

En la actualidad, debido a razones técnicas y económicas los sistemas de potencias son trifásicos y

en condiciones normales de operación están balanceados, es decir, sus fasores de tensión en

cualquier punto, poseen igual magnitud, con un desfasamiento entre las fases. En diversas ocasiones

el sistema se ve expuesto a estados de operación que producen desbalances como fallas asimétricas,

cargas, fenómenos naturales, etcétera [20]. Una de las técnicas que ha simplificado el estudio de

sistemas desbalanceados, es la teoría de componentes simétricas la cual permite analizar un sistema

desbalanceado como si estuviera balanceado.

En 1918, en una reunión de lo que actualmente se conoce como IEEE, el investigador C. L.

Fortescue, presentó un trabajo que demuestra que un sistema desequilibrado de n vectores



relacionados entre sí, puede descomponerse en n sistemas de vectores equilibrados denominados

Componentes Simétricas de los vectores originales [19].

En esta técnica se utiliza el famoso operador , que es muy utilizado en el ámbito de la ingeniería

eléctrica el cual es un fasor de magnitud 1 con un ángulo de 120°, recordemos que un fasor es una

representación en el dominio de la frecuencia de una variable eléctrica.⃗ = 1120° = − + √ (3.14)

De acuerdo con Fortescue, tres fasores desbalanceado de un sistema trifásico se pueden

descomponer en tres sistemas balanceados de fasores, los conjuntos balanceados de componentes

son:

1. Componentes de secuencia positiva: consisten en 3 fasores de igual magnitud, desplazados

uno de otro por una fase de 120º y que tienen secuencia de fase igual que los fasores

originales en sentido horario, Figura 3.2.

Figura 3.2 Componentes simétricas positivas.

2. Componentes de secuencia negativa: consisten en 3 fasores de igual magnitud, desplazados

uno de otro por una fase de 120º y que tienen secuencia de fase opuesta que los fasores

originales en sentido antihorario, Figura 3.3.

Figura 3.3 Componentes simétricas negativa.



3. Componentes de secuencia cero: consisten en 3 fasores de igual magnitud y con un

desplazamiento de fase cero uno de otro, Figura 3.4, se le llama de secuencia cero debido a

que no existe ángulo entre las componentes de cada fase.

Figura 3.4 Componentes simétricas cero.

Cada secuencia se indica con un subíndice, 1 para secuencia positiva, 2 para secuencia negativa y 0

para secuencia cero. Las fases son representadas por , y . De acuerdo con Fortescue y

utilizando herramientas de álgebra tenemos que:

= + + (3.15)= + + (3.16)= + + (3.17)

y observamos en los diagramas de los fasores que:

= = (3.18)= 240° = 120° (3.19, 3.20)= 120° = 240° (3.21, 3.22)

Utilizando el operador ⃗ = 1120° que por convención en este texto solo se representará de la

forma cursiva a, podemos representar las ecuaciones en las componentes de una sola fase y queda

de la siguiente manera:

= (1120°)(1120°) = = (1120°) = (3.23, 3.24)= (1120°) = = (1120°)(1120°) = (3.25, 3.26)

con lo cual se obtiene el siguiente sistema de ecuaciones:

= + + (3.27)



= + + (3.28)= + + (3.29)

Utilizamos herramientas matemáticas y tenemos el siguiente sistema:

= 1 1 111 (3.30)

donde: = 1 1 111 (3.31)

Obtenemos la matriz inversa de :

= adj (3.32)

Para lo que necesitamos la adjunta y el determinante, obtenemos el determinante y después por la

adjunta:

det = − + (3.33)

Utilizando el operador algebraicamente de la siguiente manera:= 1360° = 10°, = = 1120° (3.34)det = 1 − 1 11 + 1 11det = ( − ) − ( − ) + ( − )= − 3 + 2 = 3 − 3 = 3( − ) (3.35)

Matriz de cofactores = −− −− (3.36)

La adjunta es la transpuesta de :

= = − , = , : − = −− = − 11 = −( − ) = −



= 11 = −− = − 1 1 = −( − ) = −= 1 11 = − 1 = − = ( − )− = − 1 11 = −( − 1) = 1 − = − = ( − )= 1 1 = −− = − 1 11 = −( − 1) = 1 − = − = ( − )= 1 11 = − 1 = − = ( − )= − − −− ( − ) ( − )− ( − ) ( − ) (3.37)

La adjunta es la transpuesta de cofactores. Así que quedan de la misma forma y como se puede

observar, todos los elementos tiene como factor común − , así que la inversa de es:= 1det adj = 13( − ) ( − ) 1 1 111= 1 1 111 (3.38)

Por lo que podemos concluir que:

= 1 1 111 = (3.39)

De aquí partimos para obtener el siguiente sistema de ecuaciones:= ( + + ) (3.40)= ( + + ) (3.41)= ( + + ) (3.42)

donde la ecuación en círculo es en la que se rige el sistema que es el valor de la tensión de

secuencia cero o 3V0.



3.5 Amplificadores operacionales

Uno de los dispositivos electrónicos de mayor uso y versatilidad en aplicaciones lineales es el

amplificador operacional, al cual se le llama, especialmente en libros en inglés, “op-amp”. El

amplificador operacional goza de gran popularidad porque su costo es bajo, es fácil de utilizar y

divertido trabajar con él. Permite construir circuitos útiles sin la necesidad de conocer la

complejidad de la circuitería interna. Los posibles errores de cableado no tienen consecuencias pues

están previstos de circuitos internos para autoprotección [21].

Un amplificador operacional es un amplificador diferencial de muy alta ganancia que posee una alta

impedancia de entrada y baja impedancia de salida. Por lo general el amplificador operacional se

utiliza para proporcionar cambios en la amplitud de voltaje (amplitud y polaridad), en osciladores,

en circuitos de filtro y en muchos otros circuitos de instrumentación. Un op-amp contiene varias

etapas de amplificador diferencial para obtener una ganancia de voltaje muy alta [22]. El símbolo

del amplificador operacional es el siguiente:

Figura 3.5 Símbolo del amplificador operacional

donde las terminales son:

- V(+): Entrada no inversora

- V(-): Entrada inversora

- VOUT: Voltaje de salida

- VS+: Alimentación positiva

- VS-: Alimentación negativa



3.5.1 Amplificador no inversor.

La señal de entrada Vin se conecta a la entrada inversora del op-amp, es generalmente la más

utilizada por su estabilidad en frecuencia. Dado que la tensión diferencial, que es la diferencia de

tensiones entre las entradas inversora y no inversora, es aproximadamente cero por el concepto de

tierra virtual, la tensión a través de R1 es Vin que debe ser igual a la tensión de salida (Vout) a

través un divisor de tensión de R1 y R2, de forma que:

= 11 + 2= 1 + 21 = 1 + 21

Figura 3.6 Configuración general del amplificador no inversor [21].

3.5.2 Amplificador inversor.

Es un circuito amplificador con ganancia constante, establecida por el resistor de entrada R1 y el de

retroalimentación R2, la salida se invierte y se rige por la siguiente ecuación:

= − 21

Figura 3.7 Configuración general del amplificador inversor



3.5.3 Seguidor unitario.

Proporciona una ganancia unitaria 1, sin inversión de polaridad o fase, la salida tiene la misma

polaridad que la entrada. El circuito opera como un emisor o fuente seguidor, excepto que la

ganancia es unitaria.

=

Figura 3.8 Configuración de seguidor unitario

3.5.4 Configuración de circuito MAV (Valor Absoluto Medio).

Es una arreglo de amplificadores operacionales, el cual es un rectificador de precisión que si en su

entrada existe una tensión de corriente alterna (CA), a su salida se tendrá el valor rms de la entrada,

solamente que ahora en un nivel de corriente directa (CD), para este caso es favorable ya que si a la

entrada del circuito rectificador se tienen 5 Vrms de CA, a la salida se tendrán 5 V de CD, esto

debido a que el MAV de una onda de voltaje es aproximadamente igual al valor eficaz de la onda

(rms) [21], el circuito se muestra a continuación:

Figura 3.9 Circuito MAV rectificador de precisión.



3.6 Microcontroladores

Son circuitos integrados que contienen toda la estructura de una microcomputadora, CPU (Unidad

de Procesamiento Central), memoria RAM, ROM, circuitos I/O y otros módulos con aplicaciones

específicas, micro por lo pequeño y controlador porque se utiliza para controlar otros circuitos o

dispositivos eléctricos, mecánicos, etc. Se concibió como un dispositivo programable que puede

ejecutar un sinnúmero de tareas y procesos, una pequeña computadora para todas las aplicaciones

[23].

Figura 3.10 Configuración general del funcionamiento de un microcontrolador.

3.6.1 Convertidor analógico digital (ADC) de un microcontrolador.

Estos módulos son muy importantes para la gran mayoría de diseños en instrumentación y control

de procesos, debido a que permiten leer variables analógicas de sistemas reales y registrarlas en la

memoria. Para realizar esa tarea, el conversor ADC (Analog-to-Digital Converter - Conversor

Analógico Digital) tiene que efectuar los siguientes procesos:

1. Muestreo de la señal analógica (sampling). Es tomar diferentes muestras de tensiones o voltajes

en diferentes puntos de la señal que se quiere digitalizar. La frecuencia a la que se realiza el



muestreo se denomina razón, tasa o también frecuencia de muestreo, a mayor número de muestras,

se tendrá más información de la señal.

2. Cuantización de la propia señal. En esta parte del proceso los valores continuos de la señal se

convierten en series de valores numéricos decimales discretos correspondientes a los diferentes

niveles o variaciones de voltajes que contiene la señal analógica original. Por tanto, la cuantización

representa el componente de muestreo de las variaciones de valores de tensiones o voltajes tomados

en diferentes puntos de la señal que permite medirlos y asignarles sus correspondientes valores en el

sistema numérico decimal, antes de convertir esos valores en sistema numérico binario.

3. Codificación del resultado de la cuantización, en código binario. Después de realizada la

cuantización, los valores de las tomas de voltajes se representan numéricamente por medio de

códigos y estándares previamente establecidos. Lo más común es codificar la señal digital en

código numérico binario, y dependiendo de la resolución del ADC, es decir, el número de bits (n

bits), se podrán representar 2n niveles de cuantización tomando en cuenta el nivel de tensión de

referencia y el nivel de alimentación del ADC [24].

3.7 Diagrama de flujo del proceso

En la figura 3.9 se muestra una secuencia general del proceso de funcionamiento del prototipo,

primeramente se muestra el sistema eléctrico, el cual maneja niveles de 67 000 a 69 000 volts,

después están conectados los transformadores de instrumento de potencial capacitivo que reducen la

tensión en un factor de 1000:1 por lo que se tendrá 67 o 69 volts en cada una de las fases, estos

transformadores se conectan en estrella y el centro de la estrella se utiliza como referencia, las otras

tres terminales se conectan al dispositivo que internamente tiene otros tres transformadores que

disminuyen los niveles a valores manejables con la electrónica del monitor.

El monitor tiene una fuente de poder interna para que se autoalimentado y poder suministrar las

tensiones de operación de los amplificadores. Una vez que se tienen los niveles adecuados en las

señales, estas se acondicionan convirtiendo a ondas cuadradas, ajustando ganancias, rectificando

señales y convirtiendo niveles de corriente alterna en corriente directa para poderlos utilizar con un

microcontrolador.



Figura 3.11 Diagrama de flujo del proceso de monitoreo del prototipo.

Para poder monitorear las magnitudes se utiliza un rectificador de precisión y un circuito devalor absoluto, el cual convierte un nivel de CA en un nivel de CD, es decir si a la entradase tiene 4 VCA a la salida se tendrían 4 VCD, en el caso de los ángulos se convierten lasondas senoidales de las 3 fases a ondas cuadradas, después se rectifican y se mandan almicrocontrolador.

El microcontrolador al tener las 6 señales, utiliza su convertidor analógico digital paraprocesar los niveles de las ondas de CD y utilizar los valores con el algoritmo delmicrocontrolador y calcular las magnitudes de las tensiones. Para calcular los ángulos defase, se detectan los tiempos (en microsegundos) entre flancos de subida de las ondascuadradas y se convierte a un valor angular, de esta manera se tienen los valores necesarios



para hacer la suma vectorial y calcular el 3V0, el dispositivo es capaz de desplegar losvalores medidos en un display, el cual puede ser visto por el usuario.

Si el valor del 3V0 es mayor al 10% de las tensiones de línea que deberían de ser de 67 - 69kV, el microcontrolador manda una señal de alarma a un LED mediante una de sus salidasy es aquí donde se puede aprovechar un protocolo de comunicación para poder enviar laseñal de alarma de forma remota. El dispositivo verifica cual parámetro es el que seencuentra fuera de su rango, ya sea una magnitud o un ángulo de fase, por lo que se debeverificar si el desbalance es provocado por una falla en la generación o por una falla en elarreglo capacitivo del transformador de instrumento.



Capítulo 4

Desarrollo del proyecto

4.1 Identificación del escenario.

El escenario es una parte de un sistema eléctrico trifásico en el cual se pueden presentar desbalances

de tensión o desfasamiento entre las señales. Esta parte del sistema eléctrico se encuentra en la parte

de transmisión de energía eléctrica, en la cual se utilizan transformadores de instrumento para

conectar dispositivos de medición y monitorear el estado de la energía recibida desde el proceso de

generación. De manera más específica, se pretende desarrollar un prototipo de monitoreo en los

transformadores de potencial capacitivos que se encuentran en las líneas de transmisión. La tensión

que se maneja en el primario del transformador es de alrededor de 69 kV, dicho transformador tiene

una relación de reducción de 1000:1 por lo que en el secundario se pueden medir 69 V, esta tensión

es de valor cuadrático medio rms (root mean square, por su traducción al inglés). El arreglo que

existe es un TPC por cada fase y en el sistema de transmisión existen tres transformadores, los

secundarios de los TPC se conectarán en estrella para tener las tres fases que estarán separadas a

120° eléctricos y con la misma magnitud y un cable neutro que será la referencia, las magnitudes

serán iguales considerando que el sistema está balanceado, se utilizarán otros tres transformadores

para disminuir el nivel de tensión de 69 V a valores manejables que sean compatibles con la

electrónica que se diseñará.

Con esta información se puede deducir que necesitamos un microcontrolador con una velocidad de

procesamiento aceptable, alrededor de 16 MHz, que contenga como mínimo un convertidor



analógico digital, 6 entradas disponibles, 3 de las cuales corresponden a la magnitud de cada fase y

3 al ángulo de fase.

En cuanto a las salidas, se proponen las adecuadas para el funcionamiento de una pantalla display

LCD, y dos salidas más para la indicación de falla que por razones de diseño serán LEDs pero

pueden ser cualquier tipo de indicadores, el circuito integrado que se utilizará será el chip

ATMEGA328P-PU, debido a que este cuenta con los requerimientos necesarios de diseño.

4.2 Diseño de un algoritmo computacional.

Con base en el marco teórico, idealmente se tendría que cada una de las fases tiene una magnitud de

69 V con desfasamiento de 120º, se identificarán cada una de las fases de la siguiente manera:

3 0 = 0 + 120 + 2403 0 = 690 + 69120 + 69240Ahora llamaremos y a las respectivas componentes, para lo cual se

tienen que convertir los fasores a representación rectangular.

= 69 cos 0 + 69 cos 120 + 69 cos 240 = 69 − 34.5 − 34.5 = 0= 69 sen 0 + 69 sen 120 + 69 sen 240 = 0 + 69√32 − 69√32 = 0Como se puede apreciar, la suma de las componentes del 3V0 son cero por lo que el programa

indicará que el sistema esta balanceado y si hay un cambio en las fases o en el ángulo, el

microcontrolador lo detectará. La lectura de la magnitud la hará con el ADC interno del chip, y la

lectura de ángulos se hace por medio de las diferencias entre los tiempos que tarda en detectar los

flancos de subida de tres ondas cuadradas que representarán las fases, teniendo el tiempo entre fases

y la frecuencia de las señales que es de 60 Hz y sabiendo que el período de la señal es de 1/60 =

0.016 s = 16.66 ms, se hace la conversión a ángulo asignando los 16.66 ms a 2π = 360º, por lo que

cada fase debe ser detectada cada 5.55 ms que equivalen a 120º, con estos datos y utilizando

herramientas matemáticas, es sencillo hacer la conversión y las ecuaciones dentro del código del

microcontrolador. La onda cuadrada se explicará posteriormente en el acondicionamiento de la



señal. Es importante mencionar que el microcontrolador utilizado maneja una tensión de 5 VCD en

sus entradas/salidas. Cuando se detecta una anomalía o desbalance, el código del microcontrolador

enviará una alarma que se indica con un LED.

4.3 Diseño de la etapa de acondicionamiento de señal.

La tensión de salida del TPC es de 69 V por lo que se utilizarán 3 transformadores de instrumento

que irán dentro de la carcasa del prototipo, esto con el fin de trabajar a niveles adecuados para la

electrónica que se está manejando, la tensión en el secundario de cada transformador es de 2.83

VCA. El circuito esta autoalimentado, para ello se construyó una fuente dual +/-12 V para alimentar

los arreglos de amplificadores operacionales que se utilizarán.

Figura 4.1 Circuito de la fuente de alimentación electrónica



Para leer las magnitudes, primero se amplifica la señal de 2.83 VCA a 4 VCA, después se utiliza un

circuito rectificador de precisión de valor absoluto medio para tener un nivel de CD equivalente a 4

VCD, en el código del microcontrolador se diseñó para que cuando detecte un nivel de 4 VCD en el

ADC este sea equivalente a 69 V y poder realizar los cálculos.

Figura 4.2 Configuración para leer las magnitudes de las fases.

En el caso de los ángulos se convirtió la señal senoidal de 2.83 VCA en cuadrada de 12 Vpico,

después se rectifica la parte positiva con un arreglo de rectificador de precisión y por último se



reduce la onda cuadrada de 12 Vpico a una onda cuadrada de 5 Vpico, lo mismo se hizo con cada

una de las señales, debido a la tensión de operación del microcontrolador, y antes de comunicar al

microcontrolador, se hizo pasar la señal por un arreglo seguidor unitario, esto porque se presentaba

un abatimiento de señal debido a la alta impedancia de entrada del microcontrolador.

Figura 4.3 Configuración para leer los ángulos de fase.



Figura 4.4 Transformadores de instrumento para acondicionamiento de señales

4.4 Implementación mediante un microcontrolador ATMEGA328P-PU y una pantalla LCD.

Se utilizó un microcontrolador ATMEGA328P-PU, debido a que cumple con los requerimientos

necesarios de hardware para el sistema, además por su costo y su versatilidad de compatibilidad.

Este chip opera a 5 VCD en sus entradas y salidas, permite una corriente de 20 mA como máximo

en sus puertos, es compatible con protocolos I2C, RS-232, SPI, entre los más conocidos pero

también es posible utilizar comunicación inalámbrica (Bluetooth, XBEE) combinando el uso de

placas especiales (shields). Tiene un ADC de 10 bits, velocidad de reloj de 16 MHz, programación

en circuito (ICSP) entre otras muchas prestaciones.

Además, se incorporó un display LCD 16 X 2 que desplegará el valor de las magnitudes de las fases

así como sus ángulos, después el algoritmo realizará el cálculo y mostrará el valor 3V0 que en

condiciones normales debe ser aproximadamente cero. El display se agregó para saber el estado de

operación del sistema, el código del microcontrolador puede ser mejorado, pero por ser un prototipo

solamente se diseñó para las especificaciones necesarias.



Figura 4.5 Display para mostrar el estado de las fases y los ángulos

4.5 Elaboración de circuitos de prueba en protoboard.

Una vez realizado el diseño en software, se procedió a ensamblar en una tablilla de pruebas

protoboard, para lo cual fue necesario adquirir varios componentes para dimensionar

adecuadamente los circuitos, con la ayuda de un osciloscopio fue posible verificar si las señales

estaban en los rangos adecuados, después de esto se procedió a realizar circuitos impresos.

Figura 4.6 Ensamble y pruebas en protoboard



4.6 Elaboración de código en microcontrolador.

El código del microcontrolador se basó en la suma de fasores, separando las componentes reales e

imaginarias, y la conversión analógica a digital de un nivel de CD en el cual se consideró una

tolerancia del 10 %, como el ADC es de 10 bits (1024 valores) que en este caso representarán 5 V y

la señal de entrada de cada una de las fases es de 4 V este será equivalente a aproximadamente al

valor de 820, por lo que la tolerancia se cumple ya que el 10 % de 69 V es casi de 77 V que

equivale al valor aproximado de 915 y en valor de tensión es de 4.46 V que no sobrepasan los 5 V

de operación.

4.7 Pruebas de integración del sistema electrónico con el microcontrolador.

Se realizó una serie de pruebas utilizando un osciloscopio para verificar las señales en cada etapa

del diseño electrónico, una vez verificado que los niveles de las señales fueran adecuados para

trabajar con el microcontrolador, se conectaron las señales a las entradas y se verificó que el código

realizará las funciones para las que se programó, se revisó que los valores desplegados en el display

fueran correctos, para simular el sistema trifásico se utilizó un generador de señales trifásica, en el

cual es posible modificar las magnitudes y los ángulos entre fases.

Figura 4.7 Etapa de pruebas del microcontrolador



4.8 Elaboración de tarjetas de circuito impreso (Printed Circuit Board PCB).

Una vez finalizado el sistema completo se pasó al diseño del circuito impreso, el cual fue realizado

en el software Livewire, además se verificaron varias veces las pistas y el tamaño de los

componentes. Se fabricaron 2 tarjetas, una para la etapa de magnitud de fases y otra para la parte de

los ángulos.

Figura 4.8 Circuito impreso de la etapa que detecta los ángulos de fase

Figura 4.9 Circuito impreso de la etapa de medición de magnitud de fases



Figura 4.10 Circuito impreso de la fuente de alimentación.

4.9 Pruebas y ajustes al sistema.

Cuando se fabricaron los PCB se probó de nuevo el funcionamiento del microcontrolador con las

tarjetas, se realizaron algunos ajustes y depuraciones en el código para hacerlos más eficiente. Con

el generador de señales trifásico fue posible realizar las pruebas y se observó que el sistema

funcionaba de acuerdo a los objetivos que se plantearon.

Figura 4.11 Sistema en etapa de pruebas



4.10 Montaje en gabinete.

Finalmente se consiguió una carcasa metálica, la cual se acondicionó para insertar todo el sistema,

se hicieron orificios para atornillar las tarjetas, los transformadores y el microcontrolador.

Figura 4.12 Sistema ensamblado y funcionando.



Capítulo 5

Notas finales

5.1 Conclusiones.

Es muy grato para mi persona el haber concluido este documento y compartirlo con ustedes

lectores, espero y algún día mis notas les puedan servir de referencia a otros alumnos para

desarrollar este tipo de tecnologías en nuestro país con ideas, investigaciones, proyectos y demás

aspectos que puedan enriquecer el acervo tecnológico de los universitarios.

Considero que durante el lapso de tiempo de realización de este proyecto y la redacción de esta tesis

fue de mucho aprendizaje y de amplia adquisición de conocimientos en mi formación profesional,

esto debido a que me he demostrado lo que un futuro profesionista de la carrera de Ingeniería en

Mecatrónica de la Universidad de Sonora es capaz de hacer, además me sirvió para conocer cuáles

son las áreas donde tengo los conocimientos más fuertes que he adquirido a lo largo de la carrera

como son el uso de microcontroladores, bases de electrónica analógica y digital, aplicación de

instrumentación, algoritmos matemáticos, programación, teoría de máquinas eléctricas, entre las

principales herramientas.

Es muy importante para mí, reconocer la capacidad que tiene la Universidad de Sonora en la

División de Ingeniería para formar profesionistas con muchas cualidades y aptitudes, estoy muy

contento que todo lo que he aprendido y mejorado como persona y como alguien que en un futuro



se incorporará a la vida productiva y sé, que esto, se debe en gran manera al gran equipo de

maestros que forman parte de la plantilla académica de mi carrera.

En lo referente al proyecto, mi opinión es que es un prototipo del cual se pueden obtener algunos

beneficios para el área donde se implementará debido a que proporciona un aumento en la

seguridad del sistema, mayor prevención de fallas al detectar desbalances y enviar señales de

alarma, monitoreo de diversos parámetros, compatibilidad con otros sistemas de protección, una

relación costo-beneficio muy considerable, por mencionar algunos aspectos.

Mi punto de vista general es que es un proyecto donde podría haber más inversión para mejorarlo y

aumentar sus funcionalidades de comunicación y velocidad de respuesta.

5.2 Recomendaciones.

Como recomendación a las instituciones de México es que se debería de dar más apoyo a los

proyectos de este tipo porque es una manera de desarrollar innovaciones y diseños hechos por

personas de nuestro país, de esta manera se aumentará el nivel tecnológico de investigación de los

profesionistas mexicanos, esta es mi principal recomendación porque he observado que los equipos

que se utilizan para estos fines son adquiridos en otros países y ese capital que sale fuera del país

pudiera aprovecharse si se invirtiera en programas de capacitación, innovación, investigación y

desarrollo tecnológico para México.

En lo que se refiere a la Universidad de Sonora en la División de Ingeniería recomendaría que se

aumentara el número de prácticas relacionadas con temas de sistemas eléctricos como diversos tipos

de motores y aplicaciones, conexiones trifásicas, transformadores, generadores, solución y

simulación de circuitos, entre otros temas, además de asesorar a los alumnos acerca de esta

terminología porque es muy utilizada en el campo laboral, además de ayudar a abrir muchas puertas

para los profesionistas egresados de la universidad y con el paso de tiempo convertirse en una de las

mejores universidades del noroeste del país.

5.3 Retroalimentación.

Desde mi punto de vista el llevar a cabo un proyecto desde cero hasta la consumación con éxito de

integrar un prototipo fue una experiencia muy grata, con mucha adquisición de conocimiento para



mi persona, he desempolvado y reforzado varios conocimientos que adquirí en mi formación

profesional y que me han ayudado a darme una idea de mis capacidades y mi nivel profesional.

Al desarrollar este prototipo he adquirido nuevas herramientas que me serán muy útiles para futuros

proyectos y nuevos desarrollos, y que me hacen un mejor profesionista, además de esto me di

cuenta que mi área favorita es la integración de proyectos y espero ansiosamente en un futuro,

participar en el desarrollo de prototipos y de nuevos sistemas con retos diferentes para explotar

todas mis capacidades.

Para finalizar esta sección observé que la carrera de Ingeniería en Mecatrónica de la Universidad de

Sonora se ha posicionado en muy buenos conceptos en las instituciones donde realicé la

investigación para desarrollar este proyecto, lo que me motivó a mejorar mi desempeño y hacer las

cosas de la mejor manera posible, esto fue observado por el personal que interactuó conmigo y en

un futuro espero que los esfuerzos que realicé para dejar en alto el nombre de mi universidad

puedan ser útiles a los futuros egresados de mi carrera y que igualmente puedan incursionar en el

desarrollo de este tipo de tecnologías.

5.4 Fortalezas y debilidades.

Considero como fortalezas que las herramientas y habilidades que adquirí en la Universidad de

Sonora fueron de altísima utilidad porque con ellas logré resolver los problemas y dificultades que

se me presentaron al desarrollar este proyecto, considero que el plan de estudios es muy bueno y

que cubre con los requisitos que necesito como profesionista.

La debilidad que encontré es el presupuesto con el que realicé este proyecto, algunos componentes

fueron donados por cierta institución de la industria eléctrica, pero la mayor parte de componentes

salió de mi bolsillo.

5.5 Trabajo futuro.

Como trabajo futuro, sería importante reforzar las materias relacionadas con ingeniería eléctrica en

lo que se refiere a sistemas trifásicos y las máquinas eléctricas, realizando más actividades prácticas

como diseño, cálculos y simulaciones en MATLAB, de esta manera existirían más oportunidades

para los ingenieros en Mecatrónica de acoplarse e incorporarse a la industria eléctrica, esto en lo



que se refiere a la Universidad de Sonora. Hablando estrictamente del proyecto las áreas de

oportunidad que se presentan son:

Modificar el código del microcontrolador y realizar los algoritmos adecuados para calcular

otros parámetros como las secuencias positivas y negativas del sistema trifásico.

Reemplazar el microcontrolador con otro de mayores prestaciones para incorporar una

interfaz programable.

Incorporación de un protocolo de comunicación como MODBUS, I2C, RS-232, Ethernet,

Zig-Bee o Bluetooth, para poder monitorear el prototipo de forma remota.

Remanufacturar las tarjetas electrónicas con componentes de mayor precisión y de menor

tamaño, mejorando los aspectos de peso, tamaño y forma.

Incorporar una carcasa inmune a interferencias electromagnéticas.

Modularización para poder incorporar nuevas funciones al prototipo.

Display de mayor tamaño y con prestaciones touch para mejorar la visualización de menús

y de parámetros.

Actualización constante y mejoras al código del microcontrolador.

Estos puntos mencionados son los aspectos donde hay mayor área de oportunidad para mejoras en

el futuro, con esto doy por finalizada mi tesis, esperando que haya sido de interés para usted lector.



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[24] Tocci, Ronald y Widmer, Neal. Sistemas digitales: principios y aplicaciones. México:

sexta edición, Prentice Hall Hispanoamericana, 2003.

[25] Pallás, Ramón. Sensores y acondicionadores de señal. España: Cuarta edición,

Marcombo editorial, 2003. Bibliografía de solo consulta, sin citar.

[26] Chapman, Stephen. Máquinas eléctricas. México: tercera edición, MC-Graw Hill,

1998. Bibliografía de solo consulta, sin citar.

[27] Boylestad, Robert. Introducción al análisis de circuitos. México: décima edición,

Pearson-Prentice Hall, 2004. Bibliografía de solo consulta, sin citar.



ANEXOS



A.1 Lista de figuras

Figura Descripción Página

1.11.2

2.12.22.32.42.5

3.13.23.33.43.53.63.73.83.9

Imagen detallada de un Transformador de Potencial Capacitivo.Esquema interno de un Transformado de Potencial Capacitivo.

Representación lógica de un relevador eléctricoRelevador SEL-411L.Relevador smART P500.Relevador SIPROTEC Compact 7RW80.Relevador de protección de líneas GE L60.

Componentes de un vector de dos dimensiones.Componentes simétricas positivas.Componentes simétricas negativas.Componentes simétricas cero.Símbolo del amplificador operacional.Configuración general del amplificador no inversor.Configuración general del amplificador inversor.Configuración de seguidor unitario.Circuito MAV rectificador de precisión.

1314

2528323538

444646475051515252



3.103.11

4.14.24.34.44.54.64.74.84.94.104.114.12

Configuración general del funcionamiento de un microcontrolador.Diagrama de flujo del proceso de monitoreo del prototipo.

Circuito de la fuente de alimentación electrónica.Configuración para leer las magnitudes de las fases.Configuración para leer los ángulos de fase.Transformadores de instrumento para acondicionamiento de señales.Display para mostrar el estado de las fases y los ángulos.Ensamble y pruebas en protoboard.Etapa de pruebas del microcontrolador.Circuito impreso de la etapa que detecta los ángulos de fase.Circuito impreso de la etapa de medición de magnitud de fases.Circuito impreso de la fuente de alimentación.Sistema en etapa de pruebasSistema ensamblado y funcionando.

5355

596061626363646565666667



A.2 Lista de ecuaciones

Ecuación Descripción Página

3.13.23.33.43.53.63.73.83.93.103.113.123.133.143.153.163.173.183.19

Representación de un vector renglón de n componentes.Representación de un vector columna de n componentes.Matriz m x n.Matriz traspuesta.Obtención de un determinante de una matriz 3 x 3.Cofactores de una matriz 3 x 3.Obtención de un determinante de una matriz 3 x 3 con cofactores.Matriz inversa.Representación polar de un fasor.Representación rectangular de un fasor.Suma fasorial.Multiplicación fasorial.División fasorial.Operador “a” en su valor polar y complejo.Fasor de línea a de tensión representada en sus componentes simétricas.Fasor de línea b de tensión representada en sus componentes simétricas.Fasor de línea b de tensión representada en sus componentes simétricas.Las componentes simétricas cero de las líneas son iguales para las tres fases.Equivalencia de tensión de secuencia positiva b con tensión de secuencia positiva a.

42424243434343444444454545464747474747



3.203.213.223.23

3.24

3.25

3.26

3.273.283.293.303.313.323.333.343.353.363.373.383.39

3.403.413.42

Equivalencia de tensión de secuencia positiva c con tensión de secuencia positiva a.Equivalencia de tensión de secuencia negativa b con tensión de secuencia negativa a.Equivalencia de tensión de secuencia negativa c con tensión de secuencia negativa a.Equivalencia de tensión de secuencia positiva b con tensión de secuencia positiva autilizando operador “a”.Equivalencia de tensión de secuencia positiva c con tensión de secuencia positiva autilizando operador “a”.Equivalencia de tensión de secuencia negativa b con tensión de secuencia negativa autilizando operador “a”.Equivalencia de tensión de secuencia negativa b con tensión de secuencia negativa autilizando operador “a”.Suma de componentes simétrica de tensión a.Suma de componentes simétrica de tensión b.Suma de componentes simétrica de tensión c.Sistema de ecuaciones de componentes simétricas.Matriz auxiliar de componentes simétricas.Fórmula para calcula la inversa de una matriz utilizando el determinante y la matriz adjunta.Obtención de la inversa de una matriz utilizando cofactores.Equivalencias del operador “a”.Resolución del determinante de la matriz auxiliar de componentes simétricas en cofactores.Matriz de cofactores auxiliar para resolver sistema general.Matriz de cofactores convertidos a valores con el operador “a”.Inversa de la matriz que equivale a una tercera parte de la matriz de cofactores auxiliar.Sustitución de matriz auxiliar y de matriz inversa para obtener los valores de lascomponentes simétricas de la tensión a.Componente simétrica cero de tensión a.Componente simétrica positiva de tensión a.Componente simétrica negativa de tensión a.

474747

47

47

47

47474848484848484848484949

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tesis jose alfonso valenzuela romero diseño e implementacion de un monitor trifasico de componente...

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