Relatório Final do Estágio Supervisionado contemplando as atividades desenvolvidas diariamente no estágio.

1. FACULDADE DE CIÊNCIAS E TECNOLOGIA
ENGENHARIA ELÉTRICA
RELATÓRIO FINAL DE ESTÁGIO SUPERVISIONADO CURRICULAR
PEDRO VICTOR GOMES CABRAL DE BRITO
LÁZARO EDMILSON BRITO SILVA
ORIENTADOR
SALVADOR-BA
DEZEMBRO/2011
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2. RELATÓRIO FINAL DE ESTÁGIO SUPERVISIONADO
CURRICULAR
Relatório do estágio supervisionado
apresentado por Pedro Victor Gomes Cabral
de Brito, como requisito para a conclusão do
curso de Graduação em Engenharia Elétrica,
tendo como orientador o professor Lázaro
Edmilson Brito Silva.
SALVADOR-BA
DEZEMBRO / 2011
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3. SUMÁRIO
1. Introdução. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 02
1.1 Objetivo do Estágio Supervisionado. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 03
2. Apresentação da Empresa. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .04
2.1 Missão da Empresa. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 04
3. Atividades Desenvolvidas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . 05
4. Conclusão. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . .25
4.1 Recomendações. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . ... . . . . . .25
5. Referências. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
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4. 1. INTRODUÇÃO
O estágio é um momento de fundamental importância no processo de formação
profissional. Constitui-se em um treinamento que possibilita ao estudante vivenciar o
aprendido na Faculdade, tendo como função integrar as inúmeras disciplinas que compõem o
currículo acadêmico. Promovendo um nível de consistência e o grau de entrosamento. Por
meio dele o estudante pode perceber as diferenças do mundo organizacional e exercitar sua
adaptação ao meio profissional.
O Estágio Supervisionado desempenha de forma eficiente o papel de elo entre os mundos
acadêmico e profissional ao possibilitar ao estagiário a oportunidade de conhecimento das
diretrizes e do funcionamento das organizações e suas relações com a comunidade, criando
oportunidades de exercitar a prática profissional, além de enriquecer e atualizar a formação
acadêmica desenvolvida.
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5. 1.1 OBJETIVOS DO ESTÁGIO SUPERVISIONADO
O Estágio Supervisionado é uma atividade fundamental no processo de aprendizagem e
integrante na formação profissional do aluno. Tendo como objetivo complementar a
aprendizagem e os conceitos desenvolvidos durante o curso, constituindo um aperfeiçoamento
técnico e científico. Além disso, tem o papel de promover profissionalmente o estudante
diante do intercâmbio de conhecimentos com profissionais experientes capacitados.
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6. 2. APRESENTAÇÃO DA EMPRESA
A Coelba - Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia - atende a cerca de 4,5
milhões de clientes que demandaram mais de 12.908 GWh em 2008, marcas que garantem a
primeira posição entre as empresas de distribuição de energia do Nordeste. A empresa foi
fundada em março de 1960 e privatizada em 31 de Julho de 1997, tornando-se a primeira
aquisição do Grupo Neoenergia, cuja participação atual no total de ações da Companhia é de
87,84%. Responsável pelo fornecimento de 60% da energia elétrica total consumida na
Bahia. A energia da Coelba está presente em 415 dos 417 municípios baianos e atende a mais
de 13,5 milhões de habitantes em uma área de concessão de 563 mil km².
2.1. Missão da Empresa
A Coelba tem como missão ser uma empresa de referência na área distribuição de energia
elétrica. A energia da Coelba é um dos principais agentes de transformação do estado. É por
isso que a empresa atua de forma socialmente responsável e investe em iniciativas que
promovem o desenvolvimento sustentável, envolvendo os colaboradores, acionistas,
fornecedores, parceiros e comunidades numa relação pautada no respeito, na atenção aos
interesses das partes envolvidas, na preservação do meio ambiente e na perspectiva de uma
vida melhor.
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7. 3. ATIVIDADES DESENVOLVIDAS
CONTROLE E PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS DE POTÊNCIA
Os controladores de sistemas elétricos lidam no seu dia-a-dia com um grande volume de
informações vindas do sistema. Grande parte dessas informações está relacionada com as
proteções. Como as proteções atuam em resposta a um comportamento anormal do sistema,
um conhecimento básico do seu modo de operação torna-se um subsídio adicional importante
na tomada de decisões rápidas, quando o objetivo é tentar normalizar o sistema, dando
continuidade de suprimento de energia, se não totalmente ao menos a maior parte possível das
cargas para aquele momento de ação.
Com a digitalização das subestações da Coelba, vislumbrou-se a possibilidade de se
comunicar remotamente com os relés microprocessados para a realização de atividades
específicas da área de Proteção, contemplando um maior controle da extensa área de
concessão.
A partir do momento que a Coelba decidiu alterar o modelo de automação de suas
subestações, passando a utilizar relés microprocessados em vez de adaptar os relés
tradicionais já existentes nas instalações, verificou-se que a digitalização das subestações
possibilitaria agregar novos valores além do tradicional sistema SCADA – Supervisory
Control and Data Aquisition. Contudo, num Estado de grande extensão territorial como a
Bahia, as locomoções de equipes de campo são dispendiosas e demandam tempo, assim
estudou-se um sistema que atendesse as necessidades da área de Proteção para efetuar ajustes
nas proteções e obter dados sobre ocorrências.
Dessa forma, concebeu-se um sistema de controle que atendesse as necessidades da área
de proteção, utilizando-se canais de comunicação em tempo real para realizar remotamente
atividades que antes requeriam o deslocamento de pessoal. O instrumento para tal controle foi
o CGP – Centro de Gestão de Proteção.
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8. Atividades desenvolvidas no CGP:
Aquisição remota de oscilografias, sequência de eventos, históricos e medições diversas,
possibilitando subsidiar com maior rapidez a análise de ocorrências e a adoção de
providências evitando possíveis re-incidências da mesma, com a identificação de falhas
em sistemas de proteção.
Figura 01: Exemplo de uma oscilografia coletada por um relé digital acessada pelo CGP
Figura 02: Tensões e Correntes de Pré-Falta em um Disjuntor
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9. Figura 03: Tensões e Correntes de Falta em um Disjuntor
Figura 04: Registro de Oscilografia com ilustrando as variáveis analógicas e digitais que
fazem parte das equações lógicas do relé.
Os relatórios de eventos oscilográficos são disponibilizados com grandezas analógicas
previamente filtradas e com taxas que variam de 4 a 128 amostras por ciclo.
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10. Analisar os eventos através de tabelas e gráficos de dispersão.
A operação em modo varredura (polling) pode servir para coletar os dados dos IEDs –
Intelligent Electronic Devices (relés de proteção, retificadores, relés de controle automático de
bancos de capacitores e reatores, relés reguladores de tensão, etc.) através de canais de
telecomunicação dedicados e notificar automaticamente a ocorrência do evento ao CGP.
Essas informações são armazenadas em um banco de dados, com softwares em ambiente
Windows. Esses dados dão subsídios para avaliar certas ocorrências, tabelando essas
informações e gerando gráficos de dispersão. Essa informações servem como indicativo para
auxiliar na manutenção , indicando e localizando possíveis problemas nos alimentadores e
linhas de transmissão.
Figura 05: Tabela e gráfico gerado com os dados obtidos pela consulta de eventos.
Verificação das ligações dos TCs e TPs aos relés através das medições (módulo e ângulo)
existentes neles, de modo a verificar se as mesmas estão corretas, principalmente nos relés
de distância, direcionais e diferenciais.
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11. Implantação, alteração e verificação remota de ajustes.
As novas funcionalidades trazidas pelos relés digitais permitem uma maior interação com
a engenharia de proteção e de manutenção. Uma dessas funcionalidades extras é a
possibilidade de se implantar e programar os ajustes e lógicas remotamente. Diversas funções
e equações lógicas são parametrizadas pelo CGP ou localmente sempre que necessário. Os
requisitos específicos funcionais e operacionais dependem de cada relé.
Funções de Proteção:
• 50/51 – Sobrecorrente de fase instantânea e temporizada;
• 50/51G - Sobrecorrente residual instantânea e temporizada;
• 50/51N - Sobrecorrente instantânea e temporizada de neutro;
• 50/51Q - Sobrecorrente instantânea e temporizada de sequência negativa ;
• 27/67G/67Q – Sobrecorrente direcional de fase, residual e de sequência negativa;
• 67N – Sobrecorrente direcional de neutro;
• 25 – Verificação de sincronismo;
• 79 – Religamento automático (até quatro tentativas);
• 27/59 – Subtensão e sobretensão fase-neutro e entre fases;
• 59G – Sobretensão residual;
• 59Q – Sobretensão de sequência negativa;
• 50/62BF – Falha de disjuntor;
• 60 – Perda de potencial;
• 81 – Sub / Sobrefrequência e taxa de variação de freqüência;
• 32P – Direcional de potência ativa;
• 32Q/40 – Direcional de potência reativa;
• 85 – Esquemas de controle ou teleproteção;
Realização de Comissionamento remoto.
O CGP vem ajudando a detectar anormalidades em ligações de tensão e corrente
secundárias aos relés de proteção digitais, por meio de medições instantânea capazes de
mostrar valores de componentes simétricos e assimétricos, como componentes de sequência
positiva, negativa e zero, fator de potência, potência ativa e reativa, corrente e tensões e suas
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12. amplitudes e ângulos de defasagens. Além de confirmar se as equações lógicas estão
corretamente configuradas. Alguns dos procedimentos desenvolvidos são:
• Confrontação das ordens de ajustes com os ajustes implantados nos relés.
• Verificação das equações lógicas de alarme e desligamento e das configurações das
entradas e saídas digitais.
• Testar comunicação com os IEDs
Diagnóstico dos equipamentos que foram à lockout (bloqueio de religamento
automático devido à persistência do defeito).
O Software Gerenciador de Eventos (SEL-5040) se comunica com os relés de proteção da
SEL, seja de forma manual seja automaticamente através de pooling pré-programado ou por
notificação automática, coletando sumários de eventos e arquivos de oscilografia e
armazenando-os em banco de dados. Estas informações podem ser capturadas através de
comandos manuais ou de forma automática (polling e/ou notificação). Apesar de o sistema ter
sido fornecido pela SEL, este permite acesso transparente a relés de outros fabricantes,
inclusive relés de regulação de tensão, controle de reativos e retificadores, não sendo um
sistema. Na Figura 03 podemos observar o Software da fabricante SEL – Schweitzer
Engineering Laboratories. O gerenciador que coleta automaticamente as informações de tipo
de evento (Event Type), data e hora (Event Time), modelo do equipamento (Relay Type),
localização do defeito (Location), quantidade de religamentos automáticos (Shot Count) e a
regional onde o equipamento está inserido.
Figura 06: Tela principal do software SEL-5040
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13. Teste de comunicação com os IEDs
Cada subestação utiliza processadores de comunicação para permitir a comunicação
remota com os IEDs. Em cada COD também existem processadores de comunicação para
possibilitar que a Estação Central do CGP se comunique com as subestações. Estes
processadores se comunicam com cada subestação através de um único canal de
comunicação. O CGP por sua vez se comunica com os processadores de comunicação de
todos os CODs, através da Rede Corporativa Coelbanet (Ethernet TCP/IP). Até o momento,
tem sido utilizados linha discada física/modem, celular, rádio digital, fibra ótica e satélite.
Ao se utilizar canal dedicado (rádio digital, fibra ótica, satélite), a comunicação passa
pelo processador de comunicação do COD da região, sendo que entre o referido processador
até a subestação utiliza-se o canal dedicado, e do processador até o CGP utiliza-se a própria
Rede Coelbanet. O hardware do sistema é composto de microcomputadores, processadores de
comunicação e relés digitais. Entretanto, para o CGP, o elemento chave ao nível da
subestação e do COD é o processador de comunicação SEL-2030, que dispõe de 16 portas
seriais. As múltiplas portas seriais do processador podem ser configuradas
independentemente, possibilitando ao usuário estabelecer comunicação mesmo par IEDs que
não sejam da SEL, permitindo realizar remotamente leitura e alteração de ajustes, coleta de
oscilografia e sequência de eventos, visualização de medições e estados.
Figura 07: Processador de comunicação SEL-2030.
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14. CGP
ESTAÇÃO CENTRAL
PC1 PC2 PC3
Subestação C
Processador
Comunicação
SEL-2030
Linha Discada
Modem
Hub Relé SEL
Relé Outro Fab.
REDE CORPORATIVA COELBANET
ETHERNET
COD 1 COD n
PC Hub PC Hub
Processador Processador
SEL-2030 SEL-2030
Comunicação Comunicação
Canal Dedicado de Comunicação Canal Dedicado de Comunicação
(Rádio, Fibra Ótica, etc...) (Rádio, Fibra Ótica, etc...)
Subestação A Subestação B
SEL-2030 Processador
Processador
Comunicação
Comunicação
SEL-2030
SEL-2030
Relé Processador
SEL
Comunicação
Relé SEL
Relé Outro Fab. Relé Outro Fab.
Relé Outro Fab.
Figura 08: Arquitetura Geral do Sistema
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15. Figura 09: Terminal do Software SEL-5010 para comunicação com os IEDs.
O Centro de Gestão de Proteção fornece as ferramentas necessárias para analisar os
casos de ocorrências no sistema elétrico. As informações do sistema, obtidas a partir dos relés
digitais, proporcionam verdadeiras mudanças dos esquemas de proteção. Através de canais e
protocolos de comunicação distintos, os relés digitais são acessados remotamente para se
obter as informações de medidas, estado de disjuntor, alarmes e sinalizações, coleta de
arquivos de oscilografias, histórico de eventos, etc.
• Análise de uma ocorrência através do CGP:
Na Figura 10, através do Software SEL 5040, notamos uma sequência de eventos
destacados pelo equipamento “SAM-21P5”.
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16. Figura 10: Tela principal do Software SEL-5040
Na Figura 11, observamos a oscilografia de TRIP (comando de abertura) . Fica claro a
supressão instantânea do defeito após a abertura do disjuntor.
Figura 11: Oscilografia colhida pelo software do fabricante
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17. Figura 12: Janela da oscilografia evidenciando as informações de corrente
Por meio desse software, também é possível conceber os fasores associados a cada
grandeza (tensão ou corrente) bem como suas taxas de distorção harmônica.
Através da própria oscilografia, assinalamos os níveis de corrente do sistema no momento
da falta: IG: 293(A). Existem diversas maneiras de saber qual elemento de proteção que
atuou, mas vamos acessar o relé para visualizar seus ajustes.
Figura 13: Ajustes e variáveis lógicas do relé digital em estudo
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18. E50G Enable Residual Ground Overcurrent Elements
Este ajuste define o número de elemento de sobrecorrente residual de terra instantâneo ou
de tempo definido, que será habilitado para operação. No relé, está habilitado um nível.
Nesse relé, estão disponíveis seis níveis de elemento de sobrecorrente residual de terra
instantâneo ou de tempo definido. Os diferentes níveis são habilitados com o ajuste de E50G,
como mostrado na Figura 14.
Figura 14: Níveis um e dois dos Elementos de Sobrecorrente de Terra Instantâneo/ Tempo
definido
Current and Potential Transformer Ratios
CTR Phase (IA, IB, IC) CT Ratio, CTR:1
Este ajuste determina a relação dos TCs das fases (A,B,C).
CTRN Neutral (IN) CT Ratio, CTRN:1
Determina a relação do TC de neutro.
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19. No relé, assinala-se CTR = 100. Logo, a corrente mínima de trip para atuação da proteção
instantânea é de 240 (A). Como a corrente excedeu o ajuste parametrizado, a proteção atuou
devidamente. A seguinte oscilografia confirma a análise.
Figura 15: Oscilografia do equipamento em estudo
Observa-se que as variáveis 67G1T e TRIP foram para o nível lógico alto ao mesmo
tempo, confirmando o fato da atuação do elemento residual de terra. 67G1T é o ajuste que
define o tempo de retardo do elemento de sobrecorrente residual de terra. Indicado na Figura
14. O estado do disjuntor é representado por 52A. É possível também investigar o tempo de
atuação da proteção: 3.75 ciclos (0.0625 s).
• Analisando outra ocorrência:
Ocorreu uma falta interna na Subestação Camamu provocada por isoladores danificados na
chave seccionadora 32T1 – lado 69kV do trafo 02T1. (Figura 16)
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20. 12J4 32T2 11T2
2 2
21-3ªz
02T2
0,4s
2
12B1
12J3 32T1 11T1
2 2
21-3ªz 02T1
0,4s 2
Figura 16: Diagrama Unifilar
O quadro abaixo mostra o evento conforme descrição no RDOT – Relatório Diário de
Ocorrências da Transmissão.
Figura 17: Quadro de descrição de ocorrência do RDOT
A oscilografia abaixo é uma combinação das correntes dos terminais 12J3 e 12J4 com as
tensões da barra 69kV. A falta se inicia na fase B e rapidamente evolui para trifásica,
ocasionando a danificação de isoladores nas 3 fases da seccionadora.
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21. Figura 18: Oscilografia de 30 ciclos antes do momento de atuação da proteção.
Os relés SEL311C dos terminais 12J3 e 12J4 possuem três zonas de distancia habilitadas,
sendo 1ª e 2ª voltadas para a LT e a 3ª no sentido reverso, cujo alcance vai até o enrolamento
primário dos trafos. Nesse evento houve atuação correta da 3ª zona (0,4s). Funções 51
também protegem a barra, mas o tempo de atuação ficaria em torno de 0,57s. As correntes por
terminal atingiram 3000 A, totalizando 6000 A no ponto de falta. Isso caracteriza uma falta
franca com resistência desprezível. O disjuntor de barra 12B1 não possui proteções próprias,
apenas recebe trip quando da atuação das proteções associadas aos trafos. Não recebe trip dos
relés dos terminais 12J3 e 12J4.
A unidade de operações efetuou a seguinte manobra: Fechamento manual 12J3 -
10h:59min:25,391s.
O disjuntor 12J3 é fechado sob falta que se caracteriza agora como AB-T, bifásica à terra. As
correntes têm níveis significativamente inferiores aos ocorridos para a falta anterior,
demonstrando falta com resistência. Tal resistência contribui para que a falta saia do alcance
das proteções 21-3ª zona, ficando a eliminação sob a responsabilidade das proteções de
sobrecorrente.
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22. Figura 19: Oscilografia capturada após a manobra
As correntes permanecem praticamente constantes durante toda a falta e seus respectivos
valores são: IA = 678 (A), IB = 786 (A), IC = 266 (A), IG = 256 (A). Levando em conta a
máxima corrente de fase, IB = 786 A, e a corrente de neutro IG = 256 A, podemos levantar os
tempos para as proteções 51 e 51N nas suas respectivas curvas, como mostra a figura abaixo:
Figura 20: Esboço da curva inversa da função de sobrecorrente temporizada
22

23. Pode-se verificar que a proteção 51N – 12J3 é mais rápida que a 51F, 1,2s e 2,0s
respectivamente. Donde se conclui que a atuação da 51N foi a esperada para o caso.
Fechamento manual 12J4 - 10h:59min:38,709s
12J4 32T22 11T22
51N 02T22
12B12
12J3 32T12 11T12
aberto2
02T12
Figura 21: Diagrama Unifilar após manobra de fechamento manual
Cerca de 13s após, o disjuntor 12J4 é fechado e a falta novamente se estabelece da mesma
forma que da vez anterior, AB-T, bifásica à terra, com correntes semelhantes.
Figura 22: Oscilografia capturada após a segunda manobra
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24. Os valores de correntes são respectivamente: IA = 710 (A), IB = 783 (A), IC = 257 (A), IG =
222 (A). Fazendo-se a mesma análise anterior para as curvas de tempo chegamos também a
conclusão de uma esperada atuação para a 51N.
Alarme TEI (Tempo Excessivo de Interrupção) para o 12J4
Foi observado também que para a primeira abertura do 12J4, houve o alarme de tempo
excessivo de interrupção. Esse alarme está ajustado em 5,5 ciclos. Assim, podemos verificar
que o tempo ultrapassou esse ajuste. No entanto, na segunda vez que o disjuntor abriu, ou
seja, na tentativa de normalização pelo 12J4, o tempo de abertura registrado foi menor que 5,0
ciclos. Isso não significa que a indicação do TEI esteja incorreta. Segundo a manutenção, é
comum a diminuição do tempo de abertura do disjuntor após a sua retirada da inatividade
prolongada.
Figura 23: Oscilografia evidenciando o tempo de abertura do disjuntor.
24

25. Resumo da ocorrência:
Uma falta trifásica franca na chave 32T1 se localiza dentro da 21-3ª zona reversa dos dois
terminais de chegada 69kV, 12J3 e 12J4. A atuação dessa função para os terminais 12J3 e
12J4 em 0,4s é considerada correta. Com o fechamento remoto do terminal 12J3 a falta se
restabelece, porém, assume a característica bifásica-terra e os níveis inferiores de corrente
indicam uma falta com resistência. O terminal 12J3-CMU abre pela correta atuação da
proteção 51N em 1,2s. Após 13s, o disjuntor 12J4 é fechado remotamente, e novamente a
falta se restabelece com as mesmas características do fechamento do 12J3: bifásica-terra com
correntes semelhantes. O terminal 12J4-CMU abre também pela atuação proteção 51N.
Casos como esses se inserem naqueles que, por realimentação de novas ferramentas
disponíveis atualmente, como registros digitais, é possível elucidar e promover os ajustes
finos de coordenação. Através do CGP, é feito um diagnóstico detalhado das ocorrências
através de oscilografias, histórico de eventos, medições e da visualização em tempo real dos
ajustes implantados em cada equipamento. Cada situação deve ser analisada de uma forma
específica. A situação da rede do sistema é examinada e o ajuste de cada relé também é
implantado no equipamento via CGP conforme documento enviado pela unidade de estudo.
Com os cálculos de curto-circuito e os demais cálculos de carga e impedância da linha,
definem-se os parâmetros a serem implantados nos equipamentos. Esse documento é chamado
de OG - Ordem de Graduação. O estudo de coordenação define ajustes de modo que as
proteções dos alimentadores coordenam com as proteções do disjuntor do trafo para todos os
tipos e níveis de curto-circuito.
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26. Teste de Comissionamento dos relés digitais
Para que as proteções projetadas e instaladas sejam testadas em campo, para verificar
se estão de acordo com as necessidades e requisitos operacionais do sistema, é feito um
documento que é enviado aos centros de manutenção para os operadores realizarem os
exames necessários. Essa planilha é gerada a partir do projeto e do Diagrama Unifilar da
Subestação. No diagrama, são mostrados todos os relés digitais inseridos na subestação e
suas respectivas funções de proteção. Ficam evidentes também, todas as funções de
retaguarda de cada proteção, chaves para manobras, equipamentos de medição, banco de
capacitores, reatores, etc.
Cada documento contempla as proteções intrínsecas de cada equipamento bem como
seus respectivos alarmes e comando de abertura (ou fechamento) para os demais. Assim,
promovendo uma ajuda para o operador em campo, pois ele poderá se guiar pelo
documento para realizar os testes.
Figura 24: Diagrama unifilar de uma Subestação e suas respectivas proteções
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27. 4. CONCLUSÃO
No início do estágio, meus conhecimentos eram limitados à teoria aprendida em sala de
aula. Obtive dificuldades para compreender alguns conceitos ainda não vistos na sala e devido
à complexidade do sistema de distribuição frente às diversas funções de proteção que
requerem experiência para dominar a engenharia de coordenação e controle do sistema
elétrico de potência. Adquiri conhecimentos em múltiplas áreas de atuação da Engenharia
Elétrica: controles digitais microprocessados de relés de proteção, análise de ocorrências,
programações de lógicas para permitir inteligência local, automatismos e interfaces para
supervisão, controle e integração para monitoramento do sistema elétrico, projetos de
proteção em subestações, supervisão dos sistemas de corrente contínua e UPS em
Subestações, etc.
Depois de determinados treinamentos fornecidos pela Empresa, consegui mais segurança
para estudar e compreender os diversos procedimentos de supervisão remota e automação de
sistemas elétricos de potência, cruzando as experiências adquiridas com os ensinamentos
teóricos obtidos durante o curso. O estágio propiciou a complementação do ensino e da
aprendizagem e, por isso, se constitui em instrumento de integração, em termos de
treinamento prático, de aperfeiçoamento técnico e científico.
4.1 Recomendações
O aprendizado obtido no Estágio Supervisionado é de integral importância para o aluno
graduando em Engenharia Elétrica. No ramo de Sistemas Elétricos de Potência, verifica-se a
necessidade de experiência nos diversos segmentos. O estágio fornecesse o primeiro contato
com o mercado de trabalho e ilustra o cenário real com o qual o aluno irá se deparar ao se
formar.
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28. REFERÊNCIAS
[1] MANUAL DE INSTRUÇÕES SEL-351-6-7. Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.
[2] Coordenação e Aplicação do Elemento de Sobrecorrente na Proteção de Distribuição.
Schweitzer Engineering Laboratories, Inc.
[3] E. T. B. Gross. Sensitive Fault Protection for Transmission Lines and Distribution
Feeders, AIEE Transactions, 1941.
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