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FACULDADE DE CIÊNCIAS E TECNOLOGIA

ENGENHARIA ELÉTRICA

RELATÓRIO FINAL DE ESTÁGIO SUPERVISIONADO CURRICULA R

PEDRO VICTOR GOMES CABRAL DE BRITO

LÁZARO EDMILSON BRITO SILVA

ORIENTADOR

SALVADOR-BA

DEZEMBRO/2011

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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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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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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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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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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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3. ATIVIDADES DESENVOLVIDAS

CONTROLE E PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS DE POTÊNC IA

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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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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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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� 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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� 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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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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� 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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Relé Outro Fab.

Subestação B

SEL-2030

SEL-2030

Relé Outro Fab.

Canal Dedicado de Comunicação (Rádio, Fibra Ótica, etc...)

Canal Dedicado de Comunicação (Rádio, Fibra Ótica, etc...)

SEL-2030

COD 1

PC Hub

SEL-2030

COD n

PC Hub

REDE CORPORATIVA COELBANET

ETHERNET

CGP ESTAÇÃO CENTRAL

PC1

Hub

PC2 PC3

Processador Comunicação

Processador Comunicação

SEL-2030

Relé SEL

Relé Outro Fab.

Subestação A Processador Comunicação

Processador Comunicação

Processador Comunicação

Linha Discada

SEL-2030

Relé Outro Fab.

Relé SEL

Subestação C Processador Comunicação

Modem

Figura 08: Arquitetura Geral do Sistema

Relé SEL

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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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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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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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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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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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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.

12J3

12J4 11T22

11T12

32T12

02T12

02T22

32T22

21-3ªz 0,4s

21-3ªz 0,4s

12B1

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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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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

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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

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

12J3

12J4 11T22

11T12 32T12

02T12

02T22

32T22

12B12

51N

aberto2

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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.

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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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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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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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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.