DesagregaGD: uma ferramenta computacional para desagregação da curva de carga em redes com geração distribuída
DOI:
https://doi.org/10.18265/2447-9187a2026id9216Palavras-chave:
fluxo de potência, geração distribuída, mascaramento da carga, OpenDSS, ferramenta para computadorResumo
A expansão da Micro e Minigeração Distribuída (MMGD) no Brasil impõe o desafio do mascaramento da carga, fenômeno no qual a geração junto ao consumo oculta o comportamento real dos consumidores, alterando o perfil de demanda medido pelas distribuidoras. Após refutar a hipótese inicial de que o fenômeno degradava as previsões de carga do Operador Nacional do Sistema (ONS), a pesquisa foi redirecionada para o objetivo de desenvolver e validar uma ferramenta computacional, denominada DesagregaGD, para estimar a curva de carga real e quantificar o mascaramento. A metodologia baseou-se na geração de dados controlados por meio de simulações de fluxo de potência no software OpenDSS, modelando sistemas-teste do IEEE com e sem geração fotovoltaica. A partir desses dados, a ferramenta foi desenvolvida em JavaScript, aplicando a operação matemática fundamental: Carga Real = Carga Mascarada + Geração Distribuída. A validação foi estruturada em duas etapas para testar a robustez do método. Primeiramente, em sistemas-teste ideais, a ferramenta alcançou um Coeficiente de Determinação (R²) de 0,9958 e um erro médio percentual de 1,5%. Em seguida, a validação foi estendida a um estudo de caso complexo, utilizando um modelo de alimentador real da Neoenergia com alta penetração de GD. Mesmo neste cenário, a aplicação manteve a alta precisão, atingindo um R² de 0,9929 e um erro médio percentual de 0,74%, confirmando sua eficácia em condições práticas. Como principal contribuição, o estudo entrega a aplicação web DesagregaGD, de código aberto, gratuita e com registro de software, oferecendo uma solução validada para o planejamento, a operação e o monitoramento de redes com alta presença de GD, contribuindo para uma gestão mais segura e eficiente do sistema elétrico.
Downloads
Referências
ANEEL – AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA. Resolução Normativa nº 482, de 17 de abril de 2012. Estabelece as condições gerais para o acesso de microgeração e minigeração distribuída aos sistemas de distribuição de energia elétrica, o sistema de compensação de energia elétrica, e dá outras providências. Brasília, DF: ANEEL, 2012. Disponível em: https://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren2012482.pdf. Acesso em: 30 out. 2025.
ANEEL – AGÊNCIA NACIONAL DE ENERGIA ELÉTRICA. Resolução Normativa nº 1.000, de 7 de dezembro de 2021. Estabelece as Regras de Prestação do Serviço Público de Distribuição de Energia Elétrica; revoga as Resoluções Normativas nº 414, de 9 de setembro de 2010; nº 470, de 13 de dezembro de 2011; e nº 901, de 8 de dezembro de 2020 e dá outras providências. Brasília, DF: ANEEL, 2021. Disponível em: https://www2.aneel.gov.br/cedoc/ren20211000.pdf. Acesso em: 30 out. 2025.
BRASIL. Lei nº 14.300, de 6 de janeiro de 2022. Institui o marco legal da microgeração e minigeração distribuída, o Sistema de Compensação de Energia Elétrica (SCEE) e o Programa de Energia Renovável Social (PERS); altera as Leis nºs 10.848, de 15 de março de 2004, e 9.427, de 26 de dezembro de 1996; e dá outras providências. Brasília, DF: Presidência da República, 2022. Disponível em: https://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2019-2022/2022/lei/l14300.htm. Acesso em: 30 out. 2025.
BU, F.; DEHGHANPOUR, K.; YUAN, Y.; WANG, Z.; ZHANG, Y. A Data-Driven Game-Theoretic Approach for Behind-the-Meter PV Generation Disaggregation. IEEE Transactions on Power Systems, v. 35, n. 4, p. 3133-3144, jul. 2020. DOI: https://doi.org/10.1109/TPWRS.2020.2966732.
CAISO – CALIFORNIA ISO. What the duck curve tells us about managing a green grid. Folsom, CA: CAISO, 2016. Disponível em: https://www.caiso.com/Documents/FlexibleResourcesHelpRenewables_FastFacts.pdf. Acesso em: 22 ago. 2025.
CASTILHOS, L. P.; DONADEL, C. B. Impactos de Geradores Fotovoltaicos Distribuídos em uma Rede de Distribuição de Energia Elétrica de Baixa Tensão. The Journal of Engineering and Exact Sciences, v. 8, n. 6, 14685, 2022. DOI: https://doi.org/10.18540/jcecvl8iss6pp14685-01i.
CHAI, T.; DRAXLER, R. R. Root mean square error (RMSE) or mean absolute error (MAE)? – Arguments against avoiding RMSE in the literature. Geoscientific Model Development, v. 7, n. 3, p. 1247-1250, 2014. DOI: https://doi.org/10.5194/gmd-7-1247-2014.
CHEN, X.; HAJI, M. M.; ARDAKANIAN, O. A Data-Efficient Approach to Behind-the-Meter Solar Generation Disaggregation. arXiv preprint arXiv:2105.08122, 2021. DOI: https://doi.org/10.48550/arXiv.2105.08122.
COSTA, G. H. Estudo dos impactos da penetração da geração distribuída fotovoltaica de uma rede de distribuição utilizando o software OpenDSS. 2023. 39 f. Trabalho de Conclusão de Curso (Graduação em Engenharia Elétrica) – Universidade Federal do Ceará, Fortaleza, 2023. Disponível em: http://repositorio.ufc.br/handle/riufc/73904. Acesso em: 30 out. 2025.
DUGAN, R. C.; MCDERMOTT, T. E.; BALL, G. J. Planning for distributed generation. IEEE Industry Applications Magazine, v. 7, n. 2, p. 80-88, mar./abr. 2001. DOI: https://doi.org/10.1109/2943.911193.
EPE – EMPRESA DE PESQUISA ENERGÉTICA. Painel de Dados de Micro e Minigeração Distribuída (PDGD). Rio de Janeiro: EPE, [2025]. Disponível em: https://dashboard.epe.gov.br/apps/pdgd. Acesso em: 30 out. 2025.
ERDENER, B. C.; FENG, C.; DOUBLEDAY, K.; FLORITA, A.; HODGE, B.-M. A review of behind-the-meter solar forecasting. Renewable and Sustainable Energy Reviews, v. 160, 112224, maio 2022. DOI: https://doi.org/10.1016/j.rser.2022.112224.
GAO, D. W.; MULJADI, E.; TIAN, T.; MILLER, M. Software Comparison for Renewable Energy Deployment in a Distribution System. Golden, CO: National Renewable Energy Laboratory (NREL), 2017. DOI: https://doi.org/10.2172/1345057.
GAO, X.; ZHANG, J.; SUN, H.; LIANG, Y.; WEI, L.; YAN, C.; XIE, Y. A review of voltage control studies on low voltage distribution networks containing high penetration distributed photovoltaics. Energies, v. 17, n. 3, 3058, 2024. DOI: https://doi.org/10.3390/en17133058.
GUERRA, G.; MARTÍNEZ-VELASCO, J. A. A review of tools, models and techniques for long-term assessment of distribution systems using OpenDSS and parallel computing. AIMS Energy, v. 6, n. 5, p. 764-800, 2018. DOI: https://doi.org/10.3934/energy.2018.5.764.
HARIRI, A.; NEWAZ, A.; FARUQUE, M. O. Open-source python-OpenDSS interface for hybrid simulation of PV impact studies. IET Generation, Transmission & Distribution, v. 11, n. 12, p. 3125-3133, 2017. DOI: https://doi.org/10.1049/iet-gtd.2016.1572.
HONG, T.; FAN, S. Probabilistic electric load forecasting: A tutorial review. International Journal of Forecasting, v. 32, n. 3, p. 914-938, 2016. DOI: https://doi.org/10.1016/j.ijforecast.2015.11.011.
HYNDMAN, R. J.; KOEHLER, A. B. Another look at measures of forecast accuracy. International Journal of Forecasting, v. 22, n. 4, p. 679-688, 2006. DOI: https://doi.org/10.1016/j.ijforecast.2006.03.001.
IFPE – INSTITUTO FEDERAL DE EDUCAÇÃO, CIÊNCIA E TECNOLOGIA DE PERNAMBUCO. Repositório do Grupo de Pesquisa em Sistemas Elétricos do IFPE Campus Garanhuns. Garanhuns: IFPE, 2025. Disponível em: https://github.com/gsel-ifpe. Acesso em: 16 ago. 2025.
KERSTING, W. H. Radial distribution test feeders. In: IEEE POWER ENGINEERING SOCIETY WINTER MEETING, 2001, Columbus. Proceedings [...]. Columbus, OH: IEEE, 2001. v. 2, p. 908-912. DOI: https://doi.org/10.1109/PESW.2001.916993.
MAJEED, I. B.; NWULU, N. I. Impact of Reverse Power Flow on Distributed Transformers in a Solar-Photovoltaic-Integrated Low-Voltage Network. Energies, v. 15, n. 23, 9238, 2022. DOI: https://doi.org/10.3390/en15239238.
MARCON, A. C. K. L. Desagregação de carga e geração em unidades consumidoras com micro e minigeração solar fotovoltaica conectadas à rede. 2021. Trabalho de Conclusão de Curso (Bacharelado em Engenharia de Energia) – Escola de Engenharia, Universidade Federal do Rio Grande do Sul, Porto Alegre, 2021. Disponível em: https://lume.ufrgs.br/bitstream/handle/10183/224394/001128128.pdf. Acesso em: 30 out. 2025.
MARTINS, V. A.; CASTELO BRANCO, D. A.; HALLACK, M. C. M . Economic Effects of Micro- and Mini-Distributed Photovoltaic Generation for the Brazilian Distribution System. Energies, v. 15, n. 3, 737, 2022. DOI: https://doi.org/10.3390/en15030737.
MONTENEGRO, D.; HERNANDEZ, M.; RAMOS, G. A. Real Time OpenDSS framework for Distribution Systems Simulation and Analysis. In: IEEE/PES TRANSMISSION AND DISTRIBUTION: LATIN AMERICA CONFERENCE AND EXPOSITION (T&D-LA), 6., 2012, Montevideo. Proceedings […]. Montevideo: IEEE, 2012. DOI: https://doi.org/10.1109/TDC-LA.2012.6319069.
OLIVEIRA, E. M. C. S.; OLIVEIRA, M. E.; SILVA, L. G. W. Impacts of Photovoltaic Systems on a Brazilian Distribution Feeder using OpenDSS. Renewable Energy and Power Quality Journal, v. 19, n. 3, p. 310-315, set. 2021. DOI: https://doi.org/10.24084/repqj19.283.
PEREIRA, J. M. A. Impactos para a operação do sistema elétrico após a inserção massiva de micro e minigeração distribuída. 2022. Trabalho de Conclusão de Curso (Especialização em Fontes Renováveis: Geração, Operação e Integração) – Universidade Federal de Minas Gerais, Belo Horizonte, 2022. Disponível em: https://repositorio.ufmg.br/items/1f531b1e-8557-43bd-9659-a591ab3b731a. Acesso em: 30 out. 2025.
QU, Z.; GE, X.; LU, J.; WANG, F. Unsupervised disaggregation of aggregated net load considering behind-the-meter PV based on virtual PV sample construction. Applied Energy, v. 381, 125007, mar. 2025. DOI: https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2024.125007.
RAZAVI, S.-E.; RAHIMI, E.; JAVADI, M. S.; NEZHAD, A. E.; LOTFI, M.; SHAFIE-KHAH, M.; CATALÃO, J. P. S. Impact of Distributed Generation on Protection and Voltage Regulation of Distribution Systems: A Review. Renewable and Sustainable Energy Reviews, v. 105, p. 157-167, maio 2019. DOI: https://doi.org/10.1016/j.rser.2019.01.050.
SAEEDI, R.; SADANANDAN, S. K.; SRIVASTAVA, A. K.; DAVIES, K. L.; GEBREMEDHIN, A. H. An Adaptive Machine Learning Framework for Behind-the-Meter Load/PV Disaggregation. IEEE Transactions on Industrial Informatics, v. 17, n. 10, p. 7060-7069, out. 2021. DOI: https://doi.org/10.1109/TII.2021.3060898.
SALIMON, S. A.; ADEPOJU, G. A.; ADEBAYO, I. G.; HOWLADER, H. O. R.; AYANLADE, S. O.; ADEWUYI, O. B. Impact of Distributed Generators Penetration Level on the Power Loss and Voltage Profile of Radial Distribution Networks. Energies, v. 16, n. 4, 1943, fev. 2023. DOI: https://doi.org/10.3390/en16041943.
SANTOS, T. L. Análise dos impactos da geração distribuída por painéis solares fotovoltaicos no sistema de baixa tensão: uma avaliação dos efeitos no gerenciamento da rede elétrica. 2023. 35 f. Trabalho de Conclusão de Curso (Bacharelado em Engenharia Civil) – Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia da Paraíba, Cajazeiras, 2023. Disponível em: https://repositorio.ifpb.edu.br/jspui/handle/177683/3413. Acesso em: 30 out. 2025.
SILVA, F.; BARROS, R. Diagnóstico e Correção da BDGD Ordinária para Execução de Fluxo de Carga em um Alimentador da Neoenergia Pernambuco. In: SEMINÁRIO NACIONAL DE DISTRIBUIÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA (SENDI), 25., 2025, Belo Horizonte. Anais [...]. Belo Horizonte: ABRADEE, 2025. Disponível em: https://sendi.org.br/trabalhostecnicos/DIARIA27/9232%20-%20FELIPE%20SILVA.zip. Acesso em: 30 out. 2025.
SMITH, J.; RÖNNBERG, S.; BOLLEN, M.; MEYER, J.; BLANCO, A.; KOO, K.-L.; MUSHAMALIRWA, D. Power quality aspects of solar power: results from CIGRE JWG C4/C6.29. In: INTERNATIONAL CONFERENCE & EXHIBITION ON ELECTRICITY DISTRIBUTION (CIRED), 2017, Glasgow. Proceedings […]. Glasgow: IET, 2017. n. 1. DOI: https://doi.org/10.1049/oap-cired.2017.0351.
SOSSAN, F.; NESPOLI, L.; MEDICI, V.; PAOLONE, M. Unsupervised Disaggregation of Photovoltaic Production From Composite Power Flow Measurements of Heterogeneous Prosumers. IEEE Transactions on Industrial Informatics, v. 14, n. 9, p. 3904-3913, set. 2018. DOI: https://doi.org./10.1109/TII.2018.2791932.
SPEARMAN, C. The proof and measurement of association between two things. American Journal of Psychology, v. 15, n. 1, p. 72-101, 1904. Disponível em: https://www.jstor.org/stable/pdf/1412159.pdf. Acesso em: 30 out. 2025.
STRATMAN, A.; HONG, T.; YI, M.; ZHAO, D. Net Load Forecasting with Disaggregated Behind-the-Meter PV Generation. In: IEEE INDUSTRY APPLICATIONS SOCIETY ANNUAL MEETING (IAS), 2022, Detroit. Proceedings […]. Detroit: IEEE, 2022. DOI: https://doi.org/10.1109/IAS54023.2022.9940025.
TELLO-MAITA, J.; MARULANDA, A.; PAVAS, A. Simulation of Modern Distribution Systems Using Matlab and OpenDSS. In: FISE-IEEE/CIGRE CONFERENCE – LIVING THE ENERGY TRANSITION, 2019, Medellín. Proceedings [...]. Medellín: IEEE, 2019. DOI: https://doi.org/10.1109/FISECIGRE48012.2019.8984949.
TORRES, I. C.; NEGREIROS, G. F.; TIBA, C. Theoretical and Experimental Study to Determine Voltage Violation, Reverse Electric Current and Losses in Prosumers Connected to Low-Voltage Power Grid. Energies, v. 12, n. 23, 4568, 2019. DOI: https://doi.org/10.3390/en12234568.
UZUM, B.; ONEN, A.; HASANIEN, H. M.; MUYEEN, S. M. Rooftop Solar PV Penetration Impacts on Distribution Network and Further Growth Factors – A Comprehensive Review. Electronics, v. 10, n. 1, 55, 2021. DOI: https://doi.org/10.3390/electronics10010055.
WERON, R. Electricity price forecasting: A review of the state-of-the-art with a look into the future. International Journal of Forecasting, v. 30, n. 4, p. 1030-1081, 2014. DOI: https://doi.org/10.1016/j.ijforecast.2014.08.008.
Downloads
Publicado
Como Citar
Edição
Seção
Licença
Copyright (c) 2026 Bruno Henrique da Silva Lima, Rafael Mendonça Rocha Barros
Este trabalho está licenciado sob uma licença Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Esta revista, seguindo as recomendações do movimento de Acesso Aberto, proporciona seu conteúdo em Full Open Access. Assim os autores conservam todos seus direitos permitindo que a Revista Principia possa publicar seus artigos e disponibilizar pra toda a comunidade.
A Revista Principia adota a licença Creative Commons 4.0 do tipo atribuição (CC-BY). Esta licença permite que outros distribuam, remixem, adaptem e criem a partir do seu trabalho, inclusive para fins comerciais, desde que lhe atribuam o devido crédito pela criação original.
Os autores estão autorizados a enviar a versão do artigo publicado nesta revista em repositório institucionais, com reconhecimento de autoria e publicação inicial na Revista Principia.
Demais informações sobre a Política de Direitos Autorais da Revista Principia encontram-se neste link.
(precisa estar logado)
