Relatório Final - Estágio Supervisionado - Pedro Victor Gomes

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

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Relatório Final - Estágio Supervisionado - Pedro Victor Gomes

  1. 1. FACULDADE DE CIÊNCIAS E TECNOLOGIA ENGENHARIA ELÉTRICARELATÓRIO FINAL DE ESTÁGIO SUPERVISIONADO CURRICULAR PEDRO VICTOR GOMES CABRAL DE BRITO LÁZARO EDMILSON BRITO SILVA ORIENTADOR SALVADOR-BA DEZEMBRO/2011 1
  2. 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 2
  3. 3. SUMÁRIO1. Introdução. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 02 1.1 Objetivo do Estágio Supervisionado. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 032. Apresentação da Empresa. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .04 2.1 Missão da Empresa. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 043. Atividades Desenvolvidas. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . 054. Conclusão. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . .25 4.1 Recomendações. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . ... . . . . . .255. Referências. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26 3
  4. 4. 1. INTRODUÇÃO O estágio é um momento de fundamental importância no processo de formaçãoprofissional. Constitui-se em um treinamento que possibilita ao estudante vivenciar oaprendido na Faculdade, tendo como função integrar as inúmeras disciplinas que compõem ocurrículo acadêmico. Promovendo um nível de consistência e o grau de entrosamento. Pormeio dele o estudante pode perceber as diferenças do mundo organizacional e exercitar suaadaptação ao meio profissional. O Estágio Supervisionado desempenha de forma eficiente o papel de elo entre os mundosacadêmico e profissional ao possibilitar ao estagiário a oportunidade de conhecimento dasdiretrizes e do funcionamento das organizações e suas relações com a comunidade, criandooportunidades de exercitar a prática profissional, além de enriquecer e atualizar a formaçãoacadêmica desenvolvida. 4
  5. 5. 1.1 OBJETIVOS DO ESTÁGIO SUPERVISIONADO O Estágio Supervisionado é uma atividade fundamental no processo de aprendizagem eintegrante na formação profissional do aluno. Tendo como objetivo complementar aaprendizagem e os conceitos desenvolvidos durante o curso, constituindo um aperfeiçoamentotécnico e científico. Além disso, tem o papel de promover profissionalmente o estudantediante do intercâmbio de conhecimentos com profissionais experientes capacitados. 5
  6. 6. 2. APRESENTAÇÃO DA EMPRESA A Coelba - Companhia de Eletricidade do Estado da Bahia - atende a cerca de 4,5milhões de clientes que demandaram mais de 12.908 GWh em 2008, marcas que garantem aprimeira posição entre as empresas de distribuição de energia do Nordeste. A empresa foifundada em março de 1960 e privatizada em 31 de Julho de 1997, tornando-se a primeiraaquisição do Grupo Neoenergia, cuja participação atual no total de ações da Companhia é de87,84%. Responsável pelo fornecimento de 60% da energia elétrica total consumida naBahia. A energia da Coelba está presente em 415 dos 417 municípios baianos e atende a maisde 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 energiaelétrica. A energia da Coelba é um dos principais agentes de transformação do estado. É porisso que a empresa atua de forma socialmente responsável e investe em iniciativas quepromovem o desenvolvimento sustentável, envolvendo os colaboradores, acionistas,fornecedores, parceiros e comunidades numa relação pautada no respeito, na atenção aosinteresses das partes envolvidas, na preservação do meio ambiente e na perspectiva de umavida melhor. 6
  7. 7. 3. ATIVIDADES DESENVOLVIDASCONTROLE E PROTEÇÃO DE SISTEMAS ELÉTRICOS DE POTÊNCIA Os controladores de sistemas elétricos lidam no seu dia-a-dia com um grande volume deinformações vindas do sistema. Grande parte dessas informações está relacionada com asproteções. 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 importantena tomada de decisões rápidas, quando o objetivo é tentar normalizar o sistema, dandocontinuidade de suprimento de energia, se não totalmente ao menos a maior parte possível dascargas para aquele momento de ação. Com a digitalização das subestações da Coelba, vislumbrou-se a possibilidade de secomunicar remotamente com os relés microprocessados para a realização de atividadesespecíficas da área de Proteção, contemplando um maior controle da extensa área deconcessão. A partir do momento que a Coelba decidiu alterar o modelo de automação de suassubestações, passando a utilizar relés microprocessados em vez de adaptar os reléstradicionais já existentes nas instalações, verificou-se que a digitalização das subestaçõespossibilitaria agregar novos valores além do tradicional sistema SCADA – SupervisoryControl and Data Aquisition. Contudo, num Estado de grande extensão territorial como aBahia, as locomoções de equipes de campo são dispendiosas e demandam tempo, assimestudou-se um sistema que atendesse as necessidades da área de Proteção para efetuar ajustesnas proteções e obter dados sobre ocorrências. Dessa forma, concebeu-se um sistema de controle que atendesse as necessidades da áreade proteção, utilizando-se canais de comunicação em tempo real para realizar remotamenteatividades que antes requeriam o deslocamento de pessoal. O instrumento para tal controle foio CGP – Centro de Gestão de Proteção. 7
  8. 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 deprovidências evitando possíveis re-incidências da mesma, com a identificação de falhasem 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 8
  9. 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 analógicaspreviamente filtradas e com taxas que variam de 4 a 128 amostras por ciclo. 9
  10. 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 debancos de capacitores e reatores, relés reguladores de tensão, etc.) através de canais detelecomunicação dedicados e notificar automaticamente a ocorrência do evento ao CGP.Essas informações são armazenadas em um banco de dados, com softwares em ambienteWindows. Esses dados dão subsídios para avaliar certas ocorrências, tabelando essasinformações e gerando gráficos de dispersão. Essa informações servem como indicativo paraauxiliar na manutenção , indicando e localizando possíveis problemas nos alimentadores elinhas 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. 10
  11. 11. Implantação, alteração e verificação remota de ajustes. As novas funcionalidades trazidas pelos relés digitais permitem uma maior interação coma engenharia de proteção e de manutenção. Uma dessas funcionalidades extras é apossibilidade de se implantar e programar os ajustes e lógicas remotamente. Diversas funçõese equações lógicas são parametrizadas pelo CGP ou localmente sempre que necessário. Osrequisitos 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 correntesecundárias aos relés de proteção digitais, por meio de medições instantânea capazes demostrar valores de componentes simétricos e assimétricos, como componentes de sequênciapositiva, negativa e zero, fator de potência, potência ativa e reativa, corrente e tensões e suas 11
  12. 12. amplitudes e ângulos de defasagens. Além de confirmar se as equações lógicas estãocorretamente 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 daSEL, seja de forma manual seja automaticamente através de pooling pré-programado ou pornotificação automática, coletando sumários de eventos e arquivos de oscilografia earmazenando-os em banco de dados. Estas informações podem ser capturadas através decomandos manuais ou de forma automática (polling e/ou notificação). Apesar de o sistema tersido 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 umsistema. Na Figura 03 podemos observar o Software da fabricante SEL – SchweitzerEngineering Laboratories. O gerenciador que coleta automaticamente as informações de tipode evento (Event Type), data e hora (Event Time), modelo do equipamento (Relay Type),localização do defeito (Location), quantidade de religamentos automáticos (Shot Count) e aregional onde o equipamento está inserido. Figura 06: Tela principal do software SEL-5040 12
  13. 13. Teste de comunicação com os IEDs Cada subestação utiliza processadores de comunicação para permitir a comunicaçãoremota com os IEDs. Em cada COD também existem processadores de comunicação parapossibilitar que a Estação Central do CGP se comunique com as subestações. Estesprocessadores se comunicam com cada subestação através de um único canal decomunicação. O CGP por sua vez se comunica com os processadores de comunicação detodos 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 passapelo processador de comunicação do COD da região, sendo que entre o referido processadoraté a subestação utiliza-se o canal dedicado, e do processador até o CGP utiliza-se a própriaRede Coelbanet. O hardware do sistema é composto de microcomputadores, processadores decomunicação e relés digitais. Entretanto, para o CGP, o elemento chave ao nível dasubestação e do COD é o processador de comunicação SEL-2030, que dispõe de 16 portasseriais. As múltiplas portas seriais do processador podem ser configuradasindependentemente, possibilitando ao usuário estabelecer comunicação mesmo par IEDs quenão sejam da SEL, permitindo realizar remotamente leitura e alteração de ajustes, coleta deoscilografia e sequência de eventos, visualização de medições e estados. Figura 07: Processador de comunicação SEL-2030. 13
  14. 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 HubProcessador Processador SEL-2030 SEL-2030Comunicação 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 14
  15. 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 oscasos de ocorrências no sistema elétrico. As informações do sistema, obtidas a partir dos relésdigitais, proporcionam verdadeiras mudanças dos esquemas de proteção. Através de canais eprotocolos de comunicação distintos, os relés digitais são acessados remotamente para seobter as informações de medidas, estado de disjuntor, alarmes e sinalizações, coleta dearquivos 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 eventosdestacados pelo equipamento “SAM-21P5”. 15
  16. 16. Figura 10: Tela principal do Software SEL-5040Na Figura 11, observamos a oscilografia de TRIP (comando de abertura) . Fica claro asupressão instantânea do defeito após a abertura do disjuntor. Figura 11: Oscilografia colhida pelo software do fabricante 16
  17. 17. Figura 12: Janela da oscilografia evidenciando as informações de corrente Por meio desse software, também é possível conceber os fasores associados a cadagrandeza (tensão ou corrente) bem como suas taxas de distorção harmônica. Através da própria oscilografia, assinalamos os níveis de corrente do sistema no momentoda falta: IG: 293(A). Existem diversas maneiras de saber qual elemento de proteção queatuou, mas vamos acessar o relé para visualizar seus ajustes. Figura 13: Ajustes e variáveis lógicas do relé digital em estudo 17
  18. 18. E50G Enable Residual Ground Overcurrent Elements Este ajuste define o número de elemento de sobrecorrente residual de terra instantâneo oude 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 terrainstantâneo 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 definidoCurrent and Potential Transformer RatiosCTR Phase (IA, IB, IC) CT Ratio, CTR:1Este ajuste determina a relação dos TCs das fases (A,B,C).CTRN Neutral (IN) CT Ratio, CTRN:1Determina a relação do TC de neutro. 18
  19. 19. No relé, assinala-se CTR = 100. Logo, a corrente mínima de trip para atuação da proteçãoinstantânea é de 240 (A). Como a corrente excedeu o ajuste parametrizado, a proteção atuoudevidamente. 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 mesmotempo, confirmando o fato da atuação do elemento residual de terra. 67G1T é o ajuste quedefine o tempo de retardo do elemento de sobrecorrente residual de terra. Indicado na Figura14. O estado do disjuntor é representado por 52A. É possível também investigar o tempo deatuação da proteção: 3.75 ciclos (0.0625 s). • Analisando outra ocorrência:Ocorreu uma falta interna na Subestação Camamu provocada por isoladores danificados nachave seccionadora 32T1 – lado 69kV do trafo 02T1. (Figura 16) 19
  20. 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 UnifilarO quadro abaixo mostra o evento conforme descrição no RDOT – Relatório Diário deOcorrências da Transmissão. Figura 17: Quadro de descrição de ocorrência do RDOTA oscilografia abaixo é uma combinação das correntes dos terminais 12J3 e 12J4 com astensões 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. 20
  21. 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 enrolamentoprimário dos trafos. Nesse evento houve atuação correta da 3ª zona (0,4s). Funções 51também protegem a barra, mas o tempo de atuação ficaria em torno de 0,57s. As correntes porterminal atingiram 3000 A, totalizando 6000 A no ponto de falta. Isso caracteriza uma faltafranca 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 dosrelés 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. Ascorrentes têm níveis significativamente inferiores aos ocorridos para a falta anterior,demonstrando falta com resistência. Tal resistência contribui para que a falta saia do alcancedas proteções 21-3ª zona, ficando a eliminação sob a responsabilidade das proteções desobrecorrente. 21
  22. 22. Figura 19: Oscilografia capturada após a manobra As correntes permanecem praticamente constantes durante toda a falta e seus respectivosvalores são: IA = 678 (A), IB = 786 (A), IC = 266 (A), IG = 256 (A). Levando em conta amáxima corrente de fase, IB = 786 A, e a corrente de neutro IG = 256 A, podemos levantar ostempos 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. 23. Pode-se verificar que a proteção 51N – 12J3 é mais rápida que a 51F, 1,2s e 2,0srespectivamente. 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 manualCerca de 13s após, o disjuntor 12J4 é fechado e a falta novamente se estabelece da mesmaforma que da vez anterior, AB-T, bifásica à terra, com correntes semelhantes. Figura 22: Oscilografia capturada após a segunda manobra 23
  24. 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 aconclusão de uma esperada atuação para a 51N.Alarme TEI (Tempo Excessivo de Interrupção) para o 12J4Foi observado também que para a primeira abertura do 12J4, houve o alarme de tempoexcessivo de interrupção. Esse alarme está ajustado em 5,5 ciclos. Assim, podemos verificarque o tempo ultrapassou esse ajuste. No entanto, na segunda vez que o disjuntor abriu, ouseja, na tentativa de normalização pelo 12J4, o tempo de abertura registrado foi menor que 5,0ciclos. Isso não significa que a indicação do TEI esteja incorreta. Segundo a manutenção, écomum a diminuição do tempo de abertura do disjuntor após a sua retirada da inatividadeprolongada. Figura 23: Oscilografia evidenciando o tempo de abertura do disjuntor. 24
  25. 25. Resumo da ocorrência: Uma falta trifásica franca na chave 32T1 se localiza dentro da 21-3ª zona reversa dos doisterminais de chegada 69kV, 12J3 e 12J4. A atuação dessa função para os terminais 12J3 e12J4 em 0,4s é considerada correta. Com o fechamento remoto do terminal 12J3 a falta serestabelece, porém, assume a característica bifásica-terra e os níveis inferiores de correnteindicam uma falta com resistência. O terminal 12J3-CMU abre pela correta atuação daproteção 51N em 1,2s. Após 13s, o disjuntor 12J4 é fechado remotamente, e novamente afalta se restabelece com as mesmas características do fechamento do 12J3: bifásica-terra comcorrentes semelhantes. O terminal 12J4-CMU abre também pela atuação proteção 51N. Casos como esses se inserem naqueles que, por realimentação de novas ferramentasdisponíveis atualmente, como registros digitais, é possível elucidar e promover os ajustesfinos de coordenação. Através do CGP, é feito um diagnóstico detalhado das ocorrênciasatravés de oscilografias, histórico de eventos, medições e da visualização em tempo real dosajustes implantados em cada equipamento. Cada situação deve ser analisada de uma formaespecífica. A situação da rede do sistema é examinada e o ajuste de cada relé também éimplantado 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 chamadode OG - Ordem de Graduação. O estudo de coordenação define ajustes de modo que asproteções dos alimentadores coordenam com as proteções do disjuntor do trafo para todos ostipos e níveis de curto-circuito. 25
  26. 26. Teste de Comissionamento dos relés digitais Para que as proteções projetadas e instaladas sejam testadas em campo, para verificarse estão de acordo com as necessidades e requisitos operacionais do sistema, é feito umdocumento que é enviado aos centros de manutenção para os operadores realizarem osexames necessários. Essa planilha é gerada a partir do projeto e do Diagrama Unifilar daSubestação. No diagrama, são mostrados todos os relés digitais inseridos na subestação esuas respectivas funções de proteção. Ficam evidentes também, todas as funções deretaguarda de cada proteção, chaves para manobras, equipamentos de medição, banco decapacitores, reatores, etc. Cada documento contempla as proteções intrínsecas de cada equipamento bem comoseus 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 pelodocumento para realizar os testes. Figura 24: Diagrama unifilar de uma Subestação e suas respectivas proteções 26
  27. 27. 4. CONCLUSÃO No início do estágio, meus conhecimentos eram limitados à teoria aprendida em sala deaula. Obtive dificuldades para compreender alguns conceitos ainda não vistos na sala e devidoà complexidade do sistema de distribuição frente às diversas funções de proteção querequerem experiência para dominar a engenharia de coordenação e controle do sistemaelétrico de potência. Adquiri conhecimentos em múltiplas áreas de atuação da EngenhariaElétrica: controles digitais microprocessados de relés de proteção, análise de ocorrências,programações de lógicas para permitir inteligência local, automatismos e interfaces parasupervisão, controle e integração para monitoramento do sistema elétrico, projetos deproteção em subestações, supervisão dos sistemas de corrente contínua e UPS emSubestações, etc. Depois de determinados treinamentos fornecidos pela Empresa, consegui mais segurançapara estudar e compreender os diversos procedimentos de supervisão remota e automação desistemas elétricos de potência, cruzando as experiências adquiridas com os ensinamentosteóricos obtidos durante o curso. O estágio propiciou a complementação do ensino e daaprendizagem e, por isso, se constitui em instrumento de integração, em termos detreinamento prático, de aperfeiçoamento técnico e científico.4.1 Recomendações O aprendizado obtido no Estágio Supervisionado é de integral importância para o alunograduando em Engenharia Elétrica. No ramo de Sistemas Elétricos de Potência, verifica-se anecessidade de experiência nos diversos segmentos. O estágio fornecesse o primeiro contatocom o mercado de trabalho e ilustra o cenário real com o qual o aluno irá se deparar ao seformar. 27
  28. 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 DistributionFeeders, AIEE Transactions, 1941. 28

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