O Caso Econômico para Transformadores Digitais

Na rede elétrica em evolução de hoje, os transformadores enfrentam uma complexidade crescente devido à integração de energia renovável, variabilidade de carga industrial e infraestrutura envelhecida. Os transformadores digitais, equipados com monitoramento em tempo real e análises, prometem abordar esses desafios. No entanto, seus custos iniciais mais altos levantam questões sobre a viabilidade econômica. Este artigo explora a análise de custo-benefício dos transformadores digitais, baseando-se em pesquisas recentes para destacar suas vantagens a longo prazo.

A Necessidade de Gerenciamento Dinâmico de Ativos

Os transformadores são críticos para converter eletricidade de alta tensão em energia utilizável. No entanto, o dinamismo da rede moderna — como demandas flutuantes em indústrias como petróleo e gás, químicas e mineração — sobrecarregam as abordagens tradicionais de gerenciamento. Sem dados em tempo real, os operadores arriscam taxas de falha mais altas, interrupções não planejadas e reparos caros. Bhabha P. Das observa no artigo Investigating cost-benefit analysis for digital distribution transformers que "a necessidade de estratégias de gerenciamento dinâmico de ativos é muito evidente", especialmente em aplicações com grande variabilidade de carga.

Entendendo os Transformadores Digitais

Os transformadores digitais são equipados com sensores e unidades de processamento (IEDs) que monitoram continuamente parâmetros como temperatura, hidrogênio, umidade e corrente (condições de carga). Ao contrário dos transformadores tradicionais, que dependem de inspeções manuais periódicas, os transformadores digitais fornecem análise de dados em tempo real, alertas precoces de falhas e manutenção otimizada (estratégia de manutenção baseada na condição), permitindo inteligência acionável, por exemplo, como os seguintes tipos de análise e medições:

• Térmica,

• Carga,

• Envelhecimento,

• Distorção harmônica,

• Detecção e tendência de hidrogênio e umidade,

• Alarmes de vigilância – nível de óleo, pressão do tanque, tensão, corrente, temperatura do óleo e do enrolamento,

• Temperatura ambiente.

Essas capacidades podem reduzir falhas e estender a vida útil do equipamento, mas seus benefícios econômicos dependem de uma análise cuidadosa de custos e economias que exploraremos ao longo do artigo.

Variáveis Econômicas

Várias variáveis são críticas para avaliar o investimento em transformadores digitais:

1. Taxas de Falha

Os transformadores seguem um padrão de falha em "curva de banheira":

• Estágio Inicial: Altas taxas de falha devido a problemas de fabricação ou instalação.

• Estágio Normal: Baixas taxas de falha consistentes durante a meia-vida.

• Estágio de Desgaste: Taxas de falha crescentes à medida que o transformador envelhece.

Figura 1. Curva de falha do transformador [1].

O estágio de "vida normal" para transformadores industriais é de cerca de 16 anos, após a taxa de falha começa a aumentar, como mostrado na Figura 1. A taxa média de falha para transformadores é de 0,5-3% anualmente. Os transformadores digitais reduzem essa taxa ao permitir manutenção preditiva, que identifica e aborda problemas antes que causem falhas. A eficiência de um transformador digital pode ser estimada em 60%. A melhoria na eficiência calculada está listada na Tabela 1 e a distribuição típica de taxa de falha é mostrada na Figura 2.

Figura 2. Desagregação da probabilidade de falha [2].

Tabela 1. Melhorias feitas pela digitalização.

	Não-digital	Digital	Melhoria relativa absoluta
Falha ocorrendo	70%	28%	Diminuição em 86%
Falha prevenida	30%	72%	Aumento em 82%

"O benefício mais reconhecido da detecção precoce de falhas incipientes é a grande economia que pode ser alcançada nos custos de reparo. Nesse sentido, o propósito de um sistema de monitoramento on-line é prevenir falhas graves (ou catastróficas) e convertê-las em falhas que serão reparadas a um custo reduzido durante uma interrupção planejada [2]."

2. Custos de Manutenção Reduzidos

A estratégia de manutenção baseada na condição habilitada pelo transformador digital fornece sinais de alerta precoce, permitindo operações otimizadas e decisões baseadas em dados. O monitoramento digital reduz os custos de análise de gás dissolvido (DGA) estimados em R$ 28.800 para R$ 9.600 ao longo de 48 anos. Essa economia específica é atribuída à capacidade dos transformadores digitais de realizar avaliações contínuas da qualidade e gases no óleo, reduzindo a necessidade de amostragem manual e análise laboratorial. Com transformadores digitais, a amostragem manual de óleo pode ser estendida para uma vez a cada 3 anos em média.

3. Custos de Reparo ou Substituição Reduzidos

Quando um transformador falha, os custos de reparo ou substituição podem variar de milhares a milhões de Reais, dependendo do dano, que pode ser não catastrófico ou catastrófico. Os transformadores digitais reduzem esses custos ao diminuir a frequência de falhas por meio de monitoramento proativo e manutenção.

O método de Custos Anuais de Substituição ou Annual Replacement Costs (ARC) é uma abordagem usada para estimar o custo anualizado de substituição de transformadores ou outros equipamentos ao longo de sua vida útil esperada, considerando taxas de falha, custos de substituição e o valor do dinheiro no tempo. A decisão de investimento em transformadores digitais pode ser tomada comparando o ARC de um transformador não digital e um digital. O método ARC calcula o custo anual médio de substituição de transformadores com base em:

• Taxa de Falha (λ): A probabilidade de um transformador falhar em um determinado ano, que varia ao longo do ciclo de vida do transformador (por exemplo, 2% no estágio inicial, 1% no estágio normal, até 6,35% no estágio de desgaste conforme a Tabela 7 em [1]).

• Custo de Substituição (Cr): O custo para substituir um transformador falhado, incluindo preço de compra, instalação e custos de downtime.

• Número de Transformadores (N): O tamanho da frota de transformadores em consideração.

• Vida Esperada: A vida útil nominal ou a vida efetiva ajustada para falhas.

• Taxa de Desconto: Para contabilizar o valor do dinheiro no tempo, refletindo o custo de capital ou inflação.

O método anualiza o custo de substituição considerando a probabilidade de falha a cada ano e descontando custos futuros para o valor presente, depois calculando a média ao longo do período de avaliação (tipicamente a vida do transformador ou um horizonte padrão como 30 anos).

O ARC pode ser calculado usando uma de duas abordagens: um modelo de custo anual simplificado ou um método de valor presente. Usaremos o ARC simplificado:

Figura 3. Fórmula ARC simplificada

O primeiro passo é calcular o custo de substituição atual (Cr) e contabilizar a inflação a cada ano da vida esperada usando a fórmula do Custo de Substituição Ajustado à Inflação:

Figura 4. Custo de Substituição Ajustado à Inflação

Onde:

• Cr​ = Custo de substituição atual.

• i = Taxa de inflação anual (por exemplo, 2% ou 0,02).

• t = Ano de substituição (1 a 30).

4. Custos de Downtime

As falhas frequentemente levam a downtime operacional, custando perda de produção/h em ambientes industriais, com um downtime médio para substituir um transformador para falhas não catastróficas e catastróficas de 8 a 72 horas, respectivamente. Ao prevenir falhas ou permitir respostas mais rápidas, os transformadores digitais podem reduzir significativamente essas despesas.

5. Custo da Digitalização

O custo inicial de adicionar recursos digitais é aproximadamente de R$ 90.000,00 por transformador, conforme estimativas, dependendo do tipo de tecnologia aplicada. Esse investimento adicional deve ser compensado pelas economias de falhas reduzidas, reparos e downtime para justificar a despesa. Embora não apenas os custos listados acima façam parte do "business case", há dois outros fatores importantes: carregamento aprimorado e extensão de vida.

6. Carregamento Aprimorado

Custos de capital de upgrade diferidos devido ao crescimento de carga, habilitados pela capacidade aprimorada de carregamento em tempo real do transformador. Assim, permitindo que os transformadores operem em cargas mais altas (por exemplo, 2 MVA vs. 1 MVA) com base em condições em tempo real. Isso maximiza a utilização, reduz custos de capital e mantém a confiabilidade. A temperatura do hot spot e a taxa de envelhecimento em 50% e 60% de carregamento, para um transformador de 2 MVA, são mostrados na Tabela 2:

Tabela 2. Temperatura do hot spot e taxa de envelhecimento em diferentes carregamentos [1].

Carga %	Temperatura do hot spot (°C)	Taxa de envelhecimento	Vida esperada do transformador*
50%	69,6	0,038	395 anos
60%	77,3	0,091	136 anos

*Sob condição "livre de ar" e valores de 0,5% de umidade.

A vida útil desejada típica de um transformador é de 30 anos. Portanto, mesmo com uma perda adicional de vida do papel resultante de um carregamento extra de 10%, o fim técnico da vida do transformador ainda será a vida útil desejada de 30 anos. Consequentemente, o custo atribuído à perda de vida devido ao carregamento aprimorado só será aplicável se o carregamento reduzir a vida útil para abaixo de 30 anos, ou 50 anos como margem de segurança, ou seja, aproximadamente 85°C.

"Um transformador digital compreendendo por sensores de carga, temperaturas, hidrogênio e umidade; pode apoiar o usuário final a calcular a carga máxima segura que o transformador pode suportar a partir de uma perspectiva térmica [1].”

7. Extensão de Vida

O monitoramento on-line fornece visibilidade de problemas mais cedo (detecção precoce de falhas incipientes), reduzindo o risco de falhas inesperadas e interrupções não programadas, elevando assim a confiabilidade para um nível aceitável. Se metade das falhas graves puderem ser evitada e convertidas em falhas menores, a confiabilidade é aprimorada e o transformador pode ficar apto à operar por alguns anos adicionais antes que um nível inaceitável de probabilidade de interrupção não programada seja alcançado (veja a Figura 3).

Figura 5. Efeitos do monitoramento na duração da vida do transformador [2]

Sob a curva de taxa de falha para transformadores de distribuição não digitais, a idade aceitável é próxima de 25 anos, enquanto para um transformador digital com 50% de eficiência, essa idade é de cerca de 30 anos. Os transformadores digitais estendem a vida em 5 anos (25 para 30 anos), adiando custos de substituição.

Assim, há dois tipos de benefícios financeiros na extensão da vida do transformador: um é o gasto de capital diferido (CAPEX), permitindo o investimento de capital em outras áreas em vez de comprar um novo transformador; ou seja, ganhos de capital; e o outro é o período de depreciação estendido, reduzindo o custo anual do ativo; ou seja, o valor contábil.

"O benefício do adiamento da substituição é diretamente proporcional à taxa de juros atual e ao custo de capital de uma nova unidade [2]."

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Sensor Early Warning

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Métricas Econômicas

Para analisar o investimento, métricas padrão são usadas:

• Valor Presente Líquido (NPV): Mede a rentabilidade comparando o valor presente das economias com os custos. Um NPV positivo indica um bom investimento.

• Taxa Interna de Retorno (IRR): A taxa de desconto na qual o NPV é zero. Uma IRR acima do custo de capital sugere viabilidade.

• Período de Payback: O tempo necessário para que as economias recuperem o investimento inicial.

• Valor Futuro (FV): O valor de uma soma atual de dinheiro ou investimento em uma data futura especificada, baseado em uma taxa de juros assumida, contabilizando os efeitos de composição ao longo do tempo.

• Valor Presente (PV): O valor atual de uma soma futura de dinheiro, descontado de volta ao presente usando uma taxa de juros ou desconto específica, contabilizando o valor do dinheiro no tempo.

Essas métricas ajudam a quantificar o impacto econômico a longo prazo dos transformadores digitais.

Estudo de Caso: Impacto Econômico em Ação

Considere um cenário com as seguintes premissas:

Tabela 3. Parâmetros de Cálculo*

Dados do Transformador	3 MVA 69kV/13.8kV
A - Custo (fabricação e instalação)	R$ 1,250,000.00
B - Custo Corrigido (correção de inflação)	R$ 11,921,659.70
C - Vida Esperada	40 anos
D - Vida Estendida	8 anos (total de 48 anos)
E - Taxa de Desconto	12%
F - Taxa de Inflação	5.8%
G - Receita Média Anual	R$ 800 milhões
H - Horas de Produção/dia	16 horas

*Os parâmetros devem ser ajustados para refletir as variáveis econômicas locais. Neste estudo de caso, custos do Brasil, em Reais, serão usados para a avaliação.

• Transformador Não Digital:

  • Taxa de falha normal anual: 1% (variável durante os estágios inicial e de desgaste). Para modelar as mudanças na taxa de falha durante a vida útil do transformador, um fator de escala variável no tempo é usado baseado no modelo proposto em [5] e estatísticas de falha em [4] e estão listados na Tabela 4.

  • Custos de Reparo/Substituição: R$ 200,000.00-R$ 666,666.67 por falha (não catastrófica e catastrófica, respectivamente). Os custos de reparo/substituição não catastróficos são baseados no (B) Custo Corrigido do transformador, considerado 20% do Custo Corrigido, e os custos de reparo/substituição catastróficos são baseados em um Reparo Preditivo de R$ 317.910,93, estimado dividindo os custos de reparo/substituição por um fator de 7,5, multiplicado por um fator de 25, ambos os fatores são recomendados em [2].

  • Downtime: R$ 1,666,666.67-R$ 15,000,000.00, 8 a 72 horas (não catastrófica e catastrófica, respectivamente). A perda de produção é calculada com base na receita média anual (G) de uma indústria ou concessionária de energia, relacionada à interrupção do transformador, dividida pelo total de horas de produção por dia (H) e multiplicada por 8 e 72 horas.

    
    

• Transformador Digital:

  • Custo de monitoramento e instalação, incluindo os seguintes sensores: hidrogênio, umidade, temperatura, tensão, corrente, gateway e medidor de energia (tensão, corrente e harmônicas): R$90.000,00

  • Redução da taxa de falha: 60%

    
    

Tabela 4. Taxas de Falha por Ano

Ano	Estágio	Taxa de Falha
1	Inicial	2,00%
2 a 16	Normal	1,00%
17	Desgaste	1,03%
18	Desgaste	1,06%
19	Desgaste	1,10%
20	Desgaste	1,13%
21	Desgaste	1,17%
22	Desgaste	1,20%
23	Desgaste	1,24%
24	Desgaste	1,28%
25	Desgaste	1,32%
26	Desgaste	1,36%
27	Desgaste	1,40%
28	Desgaste	1,45%
29	Desgaste	1,49%
30	Desgaste	1,54%
31	Desgaste	1,59%
32	Desgaste	1,64%
33	Desgaste	1,69%
34	Desgaste	1,74%
35	Desgaste	1,80%
36	Desgaste	1,85%
37	Desgaste	1,91%
38	Desgaste	1,97%
39	Desgaste	2,03%
40	Desgaste	2,09%
41	Desgaste	2,16%
42	Desgaste	2,23%
43	Desgaste	2,30%
44	Desgaste	2,37%
45	Desgaste	2,44%
46	Desgaste	2,52%
47	Desgaste	2,60%
48	Desgaste	2,68%
49	Desgaste	2,76%
50	Desgaste	2,85%

O ARC deve ser calculado para transformadores não digitais e digitais com base nas taxas de falha projetadas da Tabela 4 para cada ano durante sua vida esperada e estendida. A Tabela 5, abaixo, demonstra o exemplo de cálculo para o estágio normal, usando uma taxa de falha de 1%. A fórmula ARC (figura 3) usa a probabilidade de falha para calcular os custos não catastróficos e catastróficos, usaremos as taxas de falha baseadas na Figura 2. Assim, os seguintes cálculos são realizados:

• Não Digital

  Não catastrófico: 1% x 70% x 99% = 0,693%

  Catastrófico: 1% x 70% x 1% = 0,007%

• Digital

  Não catastrófico: 1% x 70% x 60% x 99% = 0,416%

  Catastrófico: 1% x 70% x 60% x 1% = 0,004%

Após o cálculo da probabilidade das taxas de falha, os custos totais não catastróficos e catastróficos (incluindo perda de produção e reparo/substituição) para Não Digital e os custos totais não catastróficos e catastróficos (incluindo perda de produção, reparo/substituição e reparo preditivo) para Digital devem ser calculados, conforme abaixo, e multiplicados pela taxa de falhas:

ARC Não Digital = Custos totais não catastróficos x 0,693% + Custos totais catastróficos x 0,007%

ARC Digital = Custos totais não catastróficos x 0,416% + Custos totais catastróficos x 0,004%

Finalmente, a diferença entre os ARCs Não Digital e Digital é o benefício anual fornecido pela instalação de um sistema de monitoramento:

ARC Não Digital - ARC Digital = Benefício Anual

Tabela 5. Resultados de ARCs Não Digital e Digital

Custos	Não catastrófico	Catastrófico
Perda de produção	1,666,666.67	15,000,000.00
Reparo/Substituição	200,000.00	666,666.67
Reparo Preditivo	26,666.67	26,666.67
Não Digital			Total
Taxa de Falha	0,693%	0,007%	0,700%
ARC	12,936.00	1,096.67	14,032.67
Digital			Total	Benefício/Ano
Taxa de Falha	0,416%	0,004%	0,420%
ARC	7,872.48	659.12	8,531.60	5,501.07

Além disso, os ARCs (benefício de redução de falha) calculados por ano devem ser ajustados pela inflação, conforme abaixo. Depois, o próximo passo é projetar um Fluxo de Caixa, conforme abaixo na Tabela 6, incluindo o Benefício de Redução de Falhas, Redução de Amostragem de Óleo, Ganhos de CAPEX Diferidos e Valor Contábil. Todos os fluxos de caixa anuais devem ser convertidos para o Valor Presente (PV) usando uma taxa de desconto para uma avaliação precisa do investimento.

• ARC Ajustado pela Inflação / Benefício de Redução de Falhas

  O ARC de cada ano deve ser calculado usando o ARC Não Digital e o ARC Digital para determinar o valor futuro dos custos, usando a fórmula abaixo, por exemplo, segundo e terceiro anos:

  Benefício Anual = ARC Não Digital x (1 + i)^t-1 - ARC Digital x (1 + i)^t-1

  Benefício Anual (2) = R$ 14.032,67 x (1 + 5,8%)^2-1 - R$ 8.531,60 x (1 + 5,8%)^2-1

  Benefício Anual (2) = R$ 14.846,56 - R$ 9.026,43

  Benefício Anual (2) = R$ 5.820,13

  Benefício Anual (3) = R$ 14.032,67 x (1 + 5,8%)^3-1 - R$ 8.531,60 x (1 + 5,8%)^3-1

  Benefício Anual (3) = R$ 15.707,66 - R$ 9.549,97

  Benefício Anual (3) = R$ 6.157,70

• Redução de Amostragem de Óleo

  R$ 600,00 por análise de amostras (incluindo análise de gases dissolvidos e da qualidade do óleo)

  Não digital = R$ 600,00 x 40 = R$ 24.000,00

  Digital = (R$ 24.000,00 x 48) / 3 = R$ 9.600,00 (intervalo de 3 anos)

  R$ 24.000,00 - R$ 9.600,00 = R$ 14.400,00

  R$ 14.400,00 / 48 = R$ 300,00

  Nota: O custo de amostragem de óleo também deve ser ajustado pela inflação.

  
  

• Ganhos de CAPEX Diferido

  É calculado usando a fórmula de Valor Futuro (FV) por cada ano e o valor acumulado, por exemplo, o primeiro e segundo ano, o 41º e 42º anos, usando o valor de um novo transformador no futuro (parâmetro B - Custo Corrigido). Todos os anos devem ser calculados até o fim da vida do transformador.

  FV = PV × (1 + r)^n

  FV (41) = 11.921.659,70 x (1 + 12%)^1

  FV (41) = 1.430.599,16

  FV (42) = (11.921.659,70 + 1.430.599,16) x (1 + 12%)^1

  FV (42) = 1.602.271,06

  
  

• Valor Contábil

  Custo do Transformador = R$ 1.000.000,00 (sem custos de instalação)

  (Anos estendidos / Anos originais) x Custo do transformador

  8 / 40 x R$ 1.000.000,00 = R$ 200.000,00

  R$ 200.000,00 / 48 = R$ 4.166,67

  
  

• Fluxo de Caixa

  Fluxo de Caixa = Benefício de Redução de Falha + Redução de Amostragem de Óleo + Ganhos de CAPEX Diferido + Valor Contábil

  
  

• Valor Presente

  O Valor Presente (PV) de cada ano deve ser calculado usando cada Fluxo de Caixa para determinar o payback, usando a fórmula abaixo, por exemplo, primeiro e segundo anos:

  PV = FV / (1 + r)^n

  PV (1) = R$ 15,468.80 / (1 + 12%)^1

  PV (1) = R$ 13,811.43

  PV (2) = R$ 10,304.20 / (1 + 12%)^2

  PV (2) = R$ 8,214.44

Tabela 6. Fluxo de caixa para cálculos econômicos

Ano	Benefício de Falha	Amostra de Óleo	CAPEX Diferido	Valor Contá-bil	Fluxo de Caixa	PV	Acumula-do
0	0.00	0.00	0.00	0.00	-90,000	-90,000	-90,000
1	11,002.13	300.00	0.00	4,166.67	15,468.80	13,811.43	-76,188.57
2	5,820.13	317.40	0.00	4,166.67	10,304.20	8,214.44	-67,974.13
3	6,157.70	335.81	0.00	4,166.67	10,660.17	7,587.70	-60,386.43
4	6,514.84	355.29	0.00	4,166.67	11,036.80	7,014.08	-53,372.35
5	6,892.70	375.89	0.00	4,166.67	11,435.26	6,488.68	-46,883.67
6	7,292.48	397.69	0.00	4,166.67	11,856.84	6,007.04	-40,876.63
7	7,715.44	420.76	0.00	4,166.67	12,302.87	5,565.19	-35,311.43
8	8,162.94	445.16	0.00	4,166.67	12,774.77	5,159.52	-30,151.92
9	8,636.39	470.98	0.00	4,166.67	13,274.04	4,786.75	-25,365.17
10	9,137.30	498.30	0.00	4,166.67	13,802.27	4,443.96	-20,921.20
11	9,667.26	527.20	0.00	4,166.67	14,361.13	4,128.48	-16,792.72
12	10,227.97	557.78	0.00	4,166.67	14,952.41	3,837.91	-12,954.81
13	10,821.19	590.13	0.00	4,166.67	15,577.99	3,570.07	-9,384.74
14	11,448.82	624.36	0.00	4,166.67	16,239.84	3,322.99	-6,061.74
15	12,112.85	660.57	0.00	4,166.67	16,940.09	3,094.89	-2,966.85
16	12,815.39	698.89	0.00	4,166.67	17,680.95	2,884.15	-82.71
17	13,982.88	739.42	0.00	4,166.67	18,888.97	2,751.07	2,668.36
18	15,256.73	782.31	0.00	4,166.67	20,205.71	2,627.54	5,295.91
19	16,646.63	827.68	0.00	4,166.67	21,640.98	2,512.66	7,808.57
20	18,163.14	875.69	0.00	4,166.67	23,205.50	2,405.64	10,214.21
21	19,817.82	926.48	0.00	4,166.67	24,910.96	2,305.75	12,519.96
22	21,623.23	980.21	0.00	4,166.67	26,770.11	2,212.35	14,732.31
23	23,593.12	1,037.06	0.00	4,166.67	28,796.85	2,124.86	16,857.17
24	25,742.47	1,097.21	0.00	4,166.67	31,006.35	2,042.76	18,899.93
25	28,087.62	1,160.85	0.00	4,166.67	-46,584.86	-2,740.28	16,159.66
26	30,646.42	1,228.18	0.00	4,166.67	36,041.27	1,892.92	18,052.57
27	33,438.32	1,299.42	0.00	4,166.67	38,904.41	1,824.37	19,876.94
28	36,484.57	1,374.78	0.00	4,166.67	42,026.02	1,759.60	21,636.54
29	39,808.34	1,454.52	0.00	4,166.67	45,429.53	1,698.30	23,334.84
30	43,434.90	1,538.88	0.00	4,166.67	49,140.45	1,640.21	24,975.05
31	47,391.84	1,628.14	0.00	4,166.67	53,186.65	1,585.05	26,560.10
32	51,709.27	1,722.57	0.00	4,166.67	57,598.50	1,532.62	28,092.72
33	56,420.01	1,822.48	0.00	4,166.67	62,409.16	1,482.70	29,575.42
34	61,559.90	1,928.18	0.00	4,166.67	67,654.75	1,435.11	31,010.53
35	67,168.05	2,040.02	0.00	4,166.67	73,374.73	1,389.68	32,400.22
36	73,287.09	2,158.34	0.00	4,166.67	79,612.10	1,346.26	33,746.48
37	79,963.59	2,283.52	0.00	4,166.67	86,413.78	1,304.72	35,051.20
38	87,248.32	2,415.97	0.00	4,166.67	93,830.95	1,264.91	36,316.11
39	95,196.69	2,556.09	0.00	4,166.67	101,919.45	1,226.74	37,542.86
40	103,869.16	2,704.35	0.00	4,166.67	110,740.17	1,190.10	38,732.96
41	113,331.70	2,861.20	1,430,599.16	4,166.67	1,550,958.73	14,882.00	53,614.96
42	123,656.28	3,027.15	1,602,271.06	4,166.67	1,733,121.16	14,848.14	68,463.10
43	134,921.43	3,202.72	1,794,543.59	4,166.67	1,936,834.41	14,815.54	83,278.64
44	147,212.85	3,388.48	2,009,888.82	4,166.67	2,164,656.82	14,784.14	98,062.78
45	160,624.02	3,585.01	2,251,075.48	4,166.67	2,419,451.18	14,753.87	112,816.64
46	175,256.96	3,792.94	2,521,204.54	4,166.67	2,704,421.11	14,724.66	127,541.30
47	191,222.97	4,012.93	2,823,749.08	4,166.67	3,023,151.65	14,696.46	142,237.77
48	208,643.49	4,245.68	3,162,598.97	4,166.67	3,379,654.81	14,669.23	156,907.00

Com uma taxa de desconto de 12%, o período de retorno é de 17 anos. É quando a economia acumulada de menos falhas, custos de reparo mais baixos e tempo de inatividade reduzido é igual ao investimento adicional de R$ 90.000,00. Dependendo da tecnologia do sensor, haverá custos adicionais diferentes, por exemplo, custo de substituição do sensor de R$ 80.000,00 no meio da vida útil do transformador (ano 25) que foi adicionado neste estudo de caso. A IRR calculada é de 17,72%, acima da taxa de desconto, e o NPV resulta em R$ 156.907,00, mostrando que o transformador digital é mais econômico ao longo de sua vida útil.

Análise de Sensibilidade

O período de payback varia com diferentes premissas:

• Com uma taxa de desconto de 6%, o período de payback cai para 10 anos.

• Com uma taxa de desconto de 15%, ele se estende para 31 anos.

• Com uma taxa de falha de 2%, o período de payback encurta, pois taxas de falha mais altas amplificam as economias da digitalização.

Essa análise destaca quão sensível é a viabilidade do investimento a fatores como taxas de desconto e taxas de falha, ajudando as partes interessadas a avaliar riscos e benefícios sob diferentes condições.

Conclusão

Dadas as dinâmicas em evolução e a complexidade crescente das redes elétricas contemporâneas, o monitoramento se torna essencial para mitigar perdas de receita. Mesmo em ambientes industriais, onde a adoção generalizada de drives de velocidade variável e outras máquinas acionadas por eletrônica de potência destacam a necessidade de transformadores auto-monitorados. Os transformadores digitais oferecem vantagens econômicas convincentes ao reduzir taxas de falha, custos de substituição/reparo e downtime, apesar de seu investimento inicial. Finalmente, eles melhoram o gerenciamento de carga e estendem a vida útil.

O estudo de caso demonstra um período de payback de 17 anos com uma taxa de falha de 1% e taxa de desconto de 12%, com NPV positivo. A análise de sensibilidade mostra ainda que taxas de falha mais altas ou taxas de desconto mais baixas podem aprimorar esses benefícios. À medida que as redes se tornam mais complexas, o caso econômico para transformadores digitais se fortalece, tornando-os um investimento inteligente para operações confiáveis e custo-efetivas.

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Referências

1. Das, Bhaba. (2021). Transformers Magazine, Vol8, Issue 4, 2021 - Cost-benefit analysis for digital distribution transformers - part I and II.

2. "IEEE Guide for Application for Monitoring Equipment to Liquid-Immersed Transformers and Components," in IEEE Std C57.143-2012 , vol., no., pp.1-83, 19 Dec. 2012, doi: 10.1109/IEEESTD.2012.6387561.

3. CIGRE, (2022). Life Extension of Oil-Filled Transformers and Shunt Reactors (TB887).

4. CIGRE, (2024). Analysis of AC transformer reliability (TB939).

5. B. Retterath, S. S. Venkata and A. A. Chowdhury, "Impact of time-varying failure rates on

   distribution reliability," International Journal of Electrical Power & Energy Systems, vol. 27, pp.

   682-688, 2005.