UTILIZAÇÃO DE MEDIÇÃO FASORIAL PARA A SUPERVISÃO DE REDES ELÉTRICAS

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1 UTILIZAÇÃO DE MEDIÇÃO FASORIAL PARA A SUPERVISÃO DE REDES ELÉTRICAS Rui M. Moraes Milton B. Do Coutto Filho Julio C. Stacchini de Souza Universidade Federal Fluminense - UFF Brasil RESUMO Unidades de medição fasorial (UMFs) distinguem-se pela aquisição de medidas sincronizadas de tensão e corrente (ambas em magnitude e ângulo de fase) das barras da rede elétrica de um sistema de potência sob supervisão. As UMFs permitem a obtenção, com elevada exatidão e alta taxa de amostragem, de grandezas fasoriais pertencentes a barras geograficamente distantes, de forma sincronizada por meio de um sistema de posicionamento global (GPS - Global Positioning System). Recentemente, esta tecnologia de medição tem despertado interesse de pesquisadores sobre sua adoção em sistemas de gerenciamento de energia, notadamente em problemas relacionados à monitoração (e.g., Estimação de Estado) e análise de perturbações. Este Informe Técnico descreve os principais componentes de um sistema de medição fasorial, bem como discute potenciais benefícios da utilização de UMFs no processo de obtenção do estado operativo de redes elétricas de potência. PALAVRAS CHAVE estimação de estado, unidades de medição fasorial, sincrofasores. Rui Menezes de Moraes rui.moraes@gmail.com.

2 1. INTRODUÇÃO A operação de um sistema de potência congrega tarefas tão diversas quanto complexas, dentre as quais destaca-se a Estimação de Estado (EE). A função EE em Centros de Operação [1] responde pela construção de uma base de dados completa e confiável, necessária a outras funções, tais como, as de análise, controle e otimização. Basicamente, a EE tem por objetivo atuar como um filtro para suavizar erros estatisticamente pequenos, corriqueiros, inerentes à medição, bem como, e principalmente, suprimir erros grosseiros eventuais, causados pelo funcionamento inadequado do sistema de aquisição de dados. Como parte do processo de estimação, determina-se também a configuração atual da rede elétrica e sua observabilidade. Tal processo pode ser ampliado para incorporar a estimação de parâmetros de elementos que compõem a rede elétrica supervisionada. Na EE, valores de grandezas elétricas (usualmente, fluxos/injeções de potência ativa/reativa e magnitudes de tensões nodais) e status de dispositivos de manobra (chaves e disjuntores) são coletados por unidades terminais remotas (UTRs) para processamento. Tais dados são transferidos assincronamente por canais de telecomunicação para os Centros de Operação de empresas de energia, integrando os sistemas de controle supervisório e aquisição de dados (supervisory control and data acquisition SCADA). Deste processamento resulta uma estimativa do estado operativo (de regime quase permanente) mais provável do sistema (magnitudes e ângulos de fase das tensões das barras), para a configuração atual da rede elétrica supervisionada. Convencionalmente, inicia-se o processo de EE sob as seguintes hipóteses: os erros de medição são estatisticamente pequenos; a redundância dos dados é adequada; a configuração e os parâmetros da rede estão corretos. Entretanto, tais hipóteses não são completamente verdadeiras o que tem resultado na criação de algoritmos refinados para lidar com medidas espúrias e erros topológicos, até mesmo em condições desfavoráveis de redundância. Recentemente, a medição sincronizada de fasores [2] tem possibilitado a obtenção sincronizada de valores de grandezas elétricas com maior grau de exatidão e alta taxa de amostragem. Tais características têm originado propostas de instalação de UMFs para atender diferentes objetivos, tais como, o registro do desempenho dinâmico do sistema e aperfeiçoamento do processo de EE. No que concerne à EE, medidas fornecidas por UMFs são benéficas, pois além de ampliarem a redundância dos dados a serem processados, apresentam melhor qualidade já que estão sempre associadas a uma etiqueta de tempo. Deve-se também destacar que as UMFs permitem a medição direta do estado completo do sistema (ângulo de fase e magnitude das tensões). Diferentemente das medidas disponíveis em um sistema SCADA convencional, as UMFs obtêm fasores de tensão e corrente em módulo e ângulo de fase. Enquanto medidas obtidas por UTRs possuem tempos de varredura no intervalo de 2 a 5 segundos, medidas fornecidas por UMFs são recebidas a taxas de 5 a 30 fasores por segundo, estando sincronizadas a medidas adquiridas por outras UMFs localizadas em pontos remotos, espalhados na rede elétrica. Esta sincronização dos dados no tempo, a ampla distribuição das medidas ao longo da rede elétrica de grandes dimensões e a elevada freqüência com que os dados são apresentados resultam numa medição de qualidade bastante superior àquela obtida por sistemas SCADA convencionais. Como o conjunto de medidas oriundo de UMFs possui melhor qualidade do que aquele proveniente de UTRs, é natural que se proponha a utilização de apenas medidas de UMFs para o processo de EE. Entretanto, os custos envolvidos, principalmente os decorrentes de recursos de telecomunicação para a implantação de UMFs em larga escala num sistema elétrico de grandes dimensões, fazem com que tal proposição seja difícil de ser alcançada a curto prazo. 2

3 Sabe-se também que tem sido cada vez mais comum a inclusão da funcionalidade de medição sincronizada de fasores em dispositivos eletrônicos inteligentes, tais como: registradores digitais de perturbações, relés de proteção, medidores de qualidade de energia, etc. Certamente, a instalação destes dispositivos levará a uma mudança de paradigma em breve espaço de tempo. Quando hoje se procura justificar a instalação de UMFs para o aperfeiçoamento da medição, no futuro próximo poderá ser questionado o fato de que a despeito de diversos dispositivos eletrônicos inteligentes instalados no sistema já possuirem funcionalidades de medição fasorial estas ainda não estarem sendo convenientemente exploradas. Assim, imagina-se que um grupo selecionado de UMFs seja inicialmente instalado para atender necessidades específicas, tais como, o registro do desempenho dinâmico do sistema, mas que paralelamente, um número não menos significativo de dispositivos eletrônicos inteligentes com funcionalidades de UMFs também sejam instalados, aumentando consideravelmente a quantidade de medidas sincronizadas disponibilizadas no sistema elétrico. 2. PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS DE UMFs As UMFs foram desenvolvidas na década de 80, caracterizando-se pela precisa sincronização do processo de aquisição das grandezas elétricas através de uma única fonte de tempo externa, proveniente dos sistemas de posicionamento global por satélites (GPS). A Figura 1 representa esquematicamente os principais blocos funcionais de uma UMF. NAVSTAR Receptor GPS Relógio interno Tensões Correntes Filtragem, Condicionamento e Conversão A/D Processamento digital Fasores FIGURA 1 DIAGRAMA DE BLOCOS DE UMA UMF Atualmente, as UMFs disponíveis têm a capacidade de medir grandezas, tais como: tensão, corrente, potência, freqüência e variação de freqüência no tempo. Os valores medidos podem ser exteriorizados em componentes de fase ou em componentes simétricas, na forma polar ou retangular, representados por números inteiros ou no sistema de ponto flutuante. O protocolo de comunicação para a transmissão dos dados de uma UMF é padronizado por norma do IEEE [3]. A transmissão é realizada por quadros nos quais todos os fasores correspondem ao mesmo instante de tempo (etiqueta de tempo). Os quadros são transmitidos continuamente em taxas que variam de 5 a 30 quadros de fasores por segundo, estabelecendo um fluxo contínuo de dados. Estas taxas de exteriorização são bem superiores às taxas utilizadas por UTRs dos sistemas SCADA convencionais (geralmente, 1 medida a cada 4 segundos). Uma das características principais de uma UMF é a exatidão da sincronização de sua base de tempo. Uma diferença de 1 µs na base de tempo de duas medidas fasoriais corresponderá a uma diferença de fase de 0,022 (na freqüência de 60 Hz). Define-se a 3

4 exatidão das medidas de uma UMF [3] pelo erro vetorial total (EVT). Assim, para que uma UMF pertença à classe 1, seu EVT deverá ser de no máximo 1%, o que corresponde a um erro de fase máximo de 0,57 (se o erro de módulo f or considerado nulo). Este requisito de exatidão corresponde a um erro de tempo máximo de ±26 µs na freqüência de 60 Hz. Tais requisitos de exatidão de medidas fasoriais tornam imprescindível a sincronização de sua base de tempo, principalmente se as grandezas a serem medidas estiverem espalhadas por pontos remotos do sistema elétrico. Referências de tempo podem ser obtidas por GPS em qualquer ponto que se façam necessárias [4]. Integram os GPS diversos satélites (principalmente os destinados à navegação), sendo o NAVSTAR o mais utilizado atualmente; mantido pelos Estados Unidos da América para finalidades militares e liberado para uso civil. O NAVSTAR é composto por uma constelação de 30 satélites GPS que transmitem sinais precisos de tempo por ondas de rádio. Atualmente, não há alternativa prática ao uso do NAVSTAR. Relógios sincronizados por GPS com precisão da ordem de 1 µs estão disponíveis no mercado, e permitem a sincronização de bases de tempo em locais distintos, com exatidão adequada. Medidas de UMFs se diferenciam das obtidas por UTRs convencionais em alguns aspectos importantes. O primeiro está na medição do ângulo de fase das tensões nodais, utilizandose uma referência de tempo única. Isto leva à obtenção direta das diferenças angulares necessárias à determinação dos fluxos de potência nos ramos da rede. Com medidas convencionais, as diferenças angulares são obtidas indiretamente das medidas de fluxo/injeção, considerando-se a priori uma das barras do sistema como referência angular. O segundo aspecto importante diz respeito à amostragem. Considera-se que o sistema esteja operando em regime permanente e, portanto, invariante no intervalo de tempo entre duas medições consecutivas. Esta hipótese permite a utilização de instrumentos de medição com constantes de tempo mais lentas (e.g., UTRs). A integração ao longo de um período é uma técnica comumente utilizada em instrumentos de medição para obtenção de melhor exatidão. Por outro lado, UMFs são capazes de exteriorizar amostras de medidas em taxas elevadas, com boa exatidão, fazendo com que medidas oriundas de UMFs possuam constantes de tempo menores do que as de UTRs convencionais. Na prática, uma UTR mede o valor médio da grandeza de interesse no intervalo de tempo de varredura, enquanto que uma UMF obtém uma série de medidas instantâneas no mesmo intervalo de tempo. Esta diferença é muito bem ilustrada, através de medições realizadas pela Universidade Federal de Santa Catarina em pesquisa conjunta com a ELETROSUL [5], como mostra a Figura 2, para uma medida de fluxo de potência ativa. FIGURA 2 COMPARAÇÃO ENTRE MEDIDAS DE UMF (SPMS) E UTR (SCADA) A qualidade das medidas fornecidas por UMFs também encontra-se ilustrada na Figura 3. Os gráficos mostram os resultados de ensaios de variação da magnitude da tensão medida 4

5 (de 10 até 120% do valor nominal) de uma UMF comercial. No primeiro gráfico, encontramse os EVTs máximos, mínimos e médios. Estes erros são calculados utilizando os erros de magnitude (apresentados em por cento, no segundo gráfico) e os erros de ângulo de fase (apresentados em graus, no terceiro gráfico). Estes dois erros devem ser compostos para se obter o EVT que deve ser inferior a 1% para a variação da magnitude da grandeza medida na faixa especificada. Observando-se os três gráficos da Figura 3, nota-se que a UMF apresentou valores com variância baixa, o que enriquece um processo de EE que utilize medidas por ela fornecidas, já que estas serão consideradas com ponderação elevada. FIGURA 3 RESULTADOS DE ENSAIO DE VARIAÇÃO DE MAGNITUDE EM UMF 5

6 Destaca-se também que todas as medidas fornecidas por UMFs terão etiquetas de tempo o que permitirá alinhá-las à mesma referência. Isso não ocorre com as medidas de UTRs que são tomadas em instantes de tempo distintos (de forma assíncrona) pelo sistema SCADA. Considerando-se o sistema de potência em regime quase permanente de operação, usualmente admite-se que as grandezas de estado (tensões das barras) sejam mantidas pelos sistemas de controle em intervalos de +5 % do valor de operação desejado. Assim, medidas tomadas em instantes de tempo distintos estarão sujeitas a flutuações por conta dos mecanismos de controle do sistema, podendo não ser desprezíveis se comparadas com as exatidões típicas dos instrumentos de medição utilizados (da ordem de 1% para tensões). Assim, pode-se inferir que medidas de UMFs, embora com exatidões semelhantes às exatidões dos instrumentos convencionais, se beneficiam do fato de terem sido obtidas no mesmo instante de tempo e, portanto, estão imunes aos efeitos das variações dos mecanismos de controle do sistema. Desta forma, as medidas de UMFs se apresentam como um bom retrato do estado de operação do sistema no instante de tempo da medição. O efeito destas variações pode ser entendido como um erro adicional no processo de medição das UTRs convencionais sendo, entretanto, de difícil quantificação. 3. ESTIMAÇÃO DE ESTADO UTILIZANDO UMFs As primeiras propostas de utilização de UMFs no processo de EE remontam ao início dos anos oitenta [6]. Desde então, diversos outros estudos têm sido realizados, notadamente os que envolvem a localização otimizada da medição de sincrofasores para ampliar a capacidade de cobertura das redes supervisionadas [7]. Outros aspectos interessantes da inclusão de medidas oriundas de UMFs na EE podem ser encontrados em [8] e [9]. Encontram-se em fase de pesquisa [10] vários tópicos correspondentes à influência de medidas de UMFs no processo de EE: Filtragem (obtenção do estado mais provável de operação do sistema): uso das medidas diretas do estado (módulo e ângulo das tensões) como estimativas iniciais ou como medidas extras no processo de EE convencional; Observabilidade: avaliação em situações que envolvam criticalidades de medição (medidas individuais ou em grupos); Validação de dados: processamento de erros grosseiros de medição, com possibilidade de extensão para o tratamento de erros de configuração e de parâmetros da rede elétrica; No que diz respeito à utilização de UMFs no sistema interligado Nacional (SIN), o que tem sido considerado é que estas sejam instaladas tendo como primeiro objetivo o registro do desempenho dinâmico do sistema. Em etapa subsequente, foram realizados estudos para a instalação de possíveis UMFs adicionais considerando sua participação no processo de EE. Tais estudos [11] determinaram o número de UMFs adicionais, por nível de tensão, necessárias à obtenção de plena observabilidade da rede, considerando ainda critérios mínimos de redundância. Os resultados destes estudos estão sintetizados na Tabela I. Nível de Tensão (kv) TOTAL Registro do desempenho dinâmico Para observabilidade plena (adicional) Número total TABELA I UMFS NECESSÁRIAS AO SIN 6

7 Os resultados reunidos na Tabela I referem-se apenas aos níveis de tensão iguais ou superiores a 345 kv, considerados factíveis para implantação no SIN. Nota-se que é uma quantidade de UMFs considerável, que necessita de uma infraestrutura bem planejada, para sua integração aos sistemas SCADA e de gerenciamento de energia atuais. 4. INTEGRAÇÃO DE MEDIDAS DE UMFs A implantação de um sistema de medição sincronizada de fasores em uma rede de transmissão de energia elétrica de grande porte é uma tarefa complexa. Diversos requisitos devem ser atendidos para que o sistema implantado traga todos os benefícios operacionais esperados. No caso do sistema brasileiro, deve-se considerar a forma descentralizada de implantação, com as UMFs adquiridas, instaladas, mantidas e operadas por diferentes agentes de transmissão. A arquitetura do sistema de medição fasorial deve ser expansível para acomodar o crescimento do sistema, assim como permitir a integração de novas funcionalidades, dentre elas a utilização dos dados fasoriais pelas funções avançadas dos sistemas gerenciamento de energia. A arquitetura do sistema de medição fasorial do SIN [12] possui três níveis e compreende uma rede utilizando tecnologia Internet Protocol (IP), conforme ilustra a Figura 4. ARQUITETURA DO SISTEMA DE MEDIÇÃO FASORIAL CONCENTRADOR DE DADOS CENTRAL PRIMÁRIO CDC-1 (Brasília) CONCENTRADOR DE DADOS CENTRAL SECUNDÁRIO CDC-2 (Rio de Janeiro) Rede do ONS AGENTE A AGENTE Z CENTRO DE CONTROLE DO AGENTE Rede do agente... SUBESTAÇÃO 1... SUBESTAÇÃO X SUBESTAÇÃO 1... SUBESTAÇÃO Y FIGURA 4 ARQUITETURA DO SISTEMA DE MEDIÇÃO FASORIAL DO SIN Esta arquitetura foi projetada para atender principalmente os seguintes requisitos: a) flexibilidade, para atender às necessidades do ONS e dos agentes de transmissão; b) expansibilidade, para permitir o gradual aumento do número de UMFs; c) tolerância a falhas, para garantir que os dados registrados não sejam perdidos, quando ocorrer falhas nos canais de telecomunicações; d) Permitir o registro das oscilações típicas que ocorrem durante distúrbios, com freqüência máxima da ordem de 2 Hz; e) aplicabilidade ao ambiente de tempo real, garantindo que a latência dos dados não seja maior que 2 s; 7

8 f) Permitir o estabelecimento de requisitos adequados para a segurança das redes de informação do ONS e dos Agentes. O primeiro nível da arquitetura corresponde à rede local das diversas subestações onde as UMFs serão instaladas, sendo composto pelas UMFs e por concentradores de dados fasoriais da subestação (SPDC). O segundo nível corresponde à rede local dos centros de controle dos agentes, onde opcionalmente pode ser instalado um concentrador central de dados do agente (APDC). O terceiro nível corresponde à rede do ONS, onde está prevista a instalação de dois concentradores centrais de dados, o primário (PCDC), a ser instalado no Centro Nacional de Operação do Sistema CNOS, em Brasília, e o secundário (SCDC), a ser instalado num centro regional do ONS. Uma forma de integrar as medidas de UMFs aos sistemas SCADA e de gerenciamento de energia (EMS) é apresentada na Figura 5. Sync Phasor Data CDC PRIMÁRIO CDC SECONDÁRIO ICCP Fluxo de Fasores C Requisição de Dados Armazenados Dados Armazenados Requeridos SCADA EMS Fluxo de Fasores C Requisição de Dados Armazenados Dados Armazenados Requisitados SERVICE BUS Aplicativos Aplicativos Aplicativos EMS FIGURA 5 INTEGRAÇÃO DOS DADOS DE UMFS AOS SISTEMAS SCADA-EMS Dado que todas as medidas de UMFs convergirão para os concentradores de dados centrais, nos centros de controle, as medidas fasoriais serão integradas por meio de um conversor que trate os dados fasoriais armazenados e alinhados por suas etiquetas de tempo. Os dados fasoriais serão transmitidos pelo sistema de medição fasorial como se fossem obtidos por uma única UTR. A transmissão de dados é realizada utilizando-se um protocolo de comunicação padronizado como, por exemplo, o protocolo TASE.2/ICCP (Telecontrol Application Service Element Inter-Control Center Communications Protocol), definido na norma IEC O conversor realizará o tratamento dos dados fasoriais de forma a compatibilizar a diferença entre as taxas de exteriorização dos fasores e a taxa de varredura do sistema SCADA. Algumas possibilidades de utilização das medidas fasoriais são vislumbradas: a) A utilização de apenas uma medida fasorial que melhor represente a grandeza no instante de tempo da varredura do sistema SCADA; b) A utilização do valor mais provável da grandeza fasorial, obtido através da reamostragem da seqüência de fasores entre dois instantes de tempo da varredura do sistema SCADA; 8

9 c) A utilização de toda a seqüência de medidas fasoriais correspondentes ao intervalo de tempo da varredura do sistema SCADA como medidas independentes; d) A utilização das medidas de ângulo obtidas pelas UMFs, visando a redução do número de ilhas observáveis no processo de estimação de estado; e) A utilização das medidas de UMFs para a estimação também dos parâmetros da rede (estimador generalizado); Um ponto importante a ser analisado refere-se à determinação dos pesos a serem utilizados pelas medidas oriundas das UMFs. Conforme apresentado anteriormente, as medidas das UMFs possuem variâncias compatíveis com as variâncias das medidas das UTRs, mas a sincronização das medidas faz com que a variância do conjunto de medidas das UMFs seja bem menor que as variâncias das demais medidas. Este fato levaria à utilização de pesos elevados para as medidas das UMFs, que poderiam comprometer a convergência do processo de estimação de estado. Uma possibilidade seria selecionar pesos suficientemente diferentes para priorizar as medidas das UMFs, sem entretanto ocasionar problems de convergência. Outra possibilidade seria alterar o processo de estimação de estado para a consideração em separado das medidas oriundas das UMFs, realizando um processo de estimação em dois estágios. 5. CONCLUSÕES Do ponto de vista prático, para se utilizar atualmente UMFs em sistemas elétricos de potência, alguns aspectos devem ser considerados, tais como: desafios da integração de um elevado número de medidas fasoriais em um sistema de medição projetado para atender múltiplas aplicações, inclusive a função de estimação de estado; as diversas possibilidades de aperfeiçoamento do processo de estimação de estado, principalmente no que diz respeito à integração das medidas fasoriais sincronizadas, considerando-se diferentes graus de exatidão, taxas de exteriorização de fasores e tempos de varredura; caracterização das vantagens e expectativas da utilização de dados oriundos de UMFs. Neste Informe técnico forma apresentadas algumas considerações sobre a incorporação de medidas de UMFs nos estimadores de estado existentes nos sistemas SCADA-EMS atuais, com base nas seguintes premissas: A quantidade de medidas sincronizadas disponíveis nos sistemas elétricos de potência aumentará significativamente, seja para atendimento a funcionalidades específicas, seja como uma funcionalidade adicional encontrada em novos dispositivos eletrônicos inteligentes; Os sistemas SCADA-EMS convencionais não foram projetados para utilizar medidas sincronizadas no tempo, nem taxas de transmissão de dados elevadas; As medidas obtidas por UMFs possuem características bastante diversas (melhor precisão e taxas de amostragem mais elevadas) das medidas destinadas aos sistemas SCADA-EMS convencionais; As medidas de UMFs, além de fornecerem a medição direta do estado do sistema elétrico (magnitude e ângulo de fase das tensões nodais), podem ser consideradas como dados adicionais que sempre beneficiarão o processo de estimação de estado; O estado do sistema é observado diretamente nas barras onde existam UMFs instaladas, o que tem repercussão na análise de observabilidade da rede sob supervisão. 9

10 Busca-se o aperfeiçoamento dos estimadores de estado convencionais, de modo que estes forneçam resultados mais confiáveis em todas as suas etapas de processamento, podendo assim prover dados de qualidade para subsidiar as decisões de operação nos Centros de Controle. Finalmente, considera-se que a implantação de sistemas de medição sincronizada de fasores em grandes redes de transmissão não seja uma tarefa simples, principalmente considerando as múltiplas aplicações destes sistemas, e entende-se que a incorporação das medidas oriundas de UMFs sempre enriquecerá o processo de estimação de estado e que a forma de incorporação destas medidas se constitui em um campo de pesquisa a ser explorado. BIBLIOGRAFIA [1] A. Abur, A. G. Expósito, Power system state estimation: theory and implementation, Marcel Decker, [2] A. G. Phadke, Synchronized Phasor Measurements - A Historical Overview, Proc. of the Transmission & Distribution Conf. and Exhibition 2002: Asia/Pacific, Vol. 1, Oct./2002, pp [3] IEEE Power Engineering Society; IEEE Standard for Synchrophasors for Power Systems ; IEEE Std C (revision of IEEE Std ), Mar./2006. [4] IEEE PSRC-WG H-7; Synchronized Sampling and Phasor Measurements for Relaying and Control ; IEEE Trans. Power Delivery, Vol. 9, No. 1, Jan./1994, pp [5] I. C. Decker, A. S. Silva, Monitoring Events in the Brazilian Electrical Grid Using a System-Wide Network of PMUs The Experience of MEDFASEE Project ; Presentation at International Workshop on PMU Application, Universidade Federal do Pará, Belém, PA, Brasil, Mar./2009. [6] J. S. Thorp, A. G. Phadke, K. J. Karimi, Real Time Voltage-Phasor Measurements for Static State Estimation ; IEEE Transactions on PAS, Vol. PAS-104, No. 11, Nov./1985, pp [7] B. Xu, A. Abur, Observability Analysis and Measurement Placement for System with PMU ; IEEE Proc. of PES, Power Systems Conf. Exposition, New York, Oct./2004. [8] M. Zhou, V. A. Centeno, J. S. Thorp, A. G. Phadke, An Alternative for Including Phasor Measurements in State Estimators ; IEEE Trans. Power Systems, Vol. 21, No. 4, Nov./2006, pp [9] J. Zhu, A. Abur, Effect of Phasor Measurements on the Choice of Reference Bus for State Estimation ; IEEE Power Engineering Society General Meeting, Tampa, FL, USA, Jun./2007. [10] R. M. Moraes, Utilização de Medição Sincronizada de Fasores na Estimação de Estado em Sistemas de Potência ; Proposta de Tese de Doutorado, Universidade Federal Fluminense, IC/UFF, Mai./2007. [11] C. S. Araújo, R. F. Mano, D. P. M. Cruz, T. G. Ledo, J. M. Ordacgi Fº, R. M. Moraes, R. Giovanini, H. A. R. Volskis, A. C. Esteves, Utilização de Fasores no Sistema Interligado Nacional, VII SIMPASE, Bahia, Brasil, IT18, pp. 1-12, Ago./2008. [12] R. M. Moraes, H. A. R. Volskis, R. Giovanini, Y. Hu, R. Mano, C. Sardinha, D. Novosel, V. Centeno, Arquitetura do Sistema de Medição Sincronizada de Fasores do SIN Requisitos e Aplicações, SNPTEE, Out./