A2 Transformadores de Potência e Reatores
PS1: Principais desafios para a indústria de transformadores de potência
Avaliação de estudo de caso real dos benefícios técnicos, ambientais, sociais e financeiros da tecnologia de reator a núcleo de ar do tipo seco
| Leonardo do Nascimento PEREIRA* | Abreha ASGEDOM | Minglin LIU | Jie WANG |
| TEEE | TEEE | TEEE | TEEE |
| Brasil | China | China | China |
RESUMO
Este artigo apresenta um estudo de caso do primeiro reator de compensação (shunt) a núcleo de ar do tipo seco, de torre única, de 550 kV do mundo, fornecendo uma avaliação multidisciplinar de seu desempenho técnico, econômico e ambiental em um modelo financeiro de longo prazo. Utilizando uma estrutura completa de custo de ciclo de vida (LCC), o estudo apresenta uma avaliação do custo total de propriedade (TCO) baseada em experiência, voltada a apoiar decisões de investimento das concessionárias em aplicações de transmissão de alta tensão.
Este modelo conservador compara o primeiro reator de compensação a núcleo de ar do tipo seco, de torre única, de 550 kV, com alternativas convencionais imersas em óleo. A configuração de torre única permite uma pegada (footprint) equivalente entre as tecnologias. No entanto, o dispêndio de capital é reduzido, principalmente devido a menores requisitos de obras civis, menor massa estrutural e transporte e montagem simplificados. Além disso, o dispêndio operacional é reduzido pela eliminação de acessórios, manuseio de óleo, testes periódicos de óleo, sistemas de prevenção de vazamento e infraestrutura dedicada de combate a incêndio, resultando em menor esforço de manutenção e maior disponibilidade.
Além disso, a tecnologia do tipo seco oferece benefícios ambientais e sociais significativos, incluindo a eliminação de riscos de contaminação por óleo e de incêndio. Do ponto de vista social, a configuração intrinsecamente mais segura favorece a aceitação pública em áreas densamente povoadas ou ambientalmente sensíveis. Para quantificar esses benefícios multidisciplinares em nível de sistema, um modelo baseado em dados reais, utilizando simulação de Monte Carlo, foi aplicado a toda a frota brasileira de reatores de compensação de alta tensão, capturando incertezas tanto determinísticas quanto probabilísticas. Todas as análises foram implementadas em uma estrutura baseada em Python para garantir transparência e reprodutibilidade. Em geral, os resultados demonstram que a tecnologia a núcleo de ar do tipo seco proporciona vantagens de ciclo de vida mensuráveis e multidimensionais em sistemas de transmissão do mundo real.
PALAVRAS-CHAVE
Custo de ciclo de vida (LCC), Custo total de propriedade (TCO), Reatores a núcleo de ar do tipo seco, Subestações sustentáveis, Análise ambiental, Gestão de ativos, Modelagem financeira, Avaliação do ciclo de vida (LCA).
1 Introdução
Atualmente, há uma demanda mundial por equipamentos de potência de baixa manutenção e ecologicamente corretos, a fim de reduzir o prazo de entrega (lead-time) e o custo total de propriedade. Esse cenário tem impulsionado o desenvolvimento de soluções inovadoras sem comprometer a confiabilidade ou a segurança. Nesse contexto, os reatores de compensação a núcleo de ar do tipo seco têm ganhado atenção devido aos seus benefícios em comparação com as tecnologias imersas em óleo. As vantagens dos reatores a núcleo de ar do tipo seco foram relatadas em Sessões recentes do CIGRÉ [1]–[3]. Este artigo se diferencia de seus pares em dois aspectos fundamentais. Primeiro, ele apresenta um estudo de caso do primeiro reator de compensação a núcleo de ar do tipo seco de torre única do mundo, aplicado no nível de tensão de 550 kV. Tradicionalmente, os reatores a núcleo de ar do tipo seco nesse nível de tensão adotam uma configuração de duas torres por fase para gerenciar as tensões mecânicas e dielétricas, o que resulta em uma pegada de instalação substancialmente maior. Essa limitação restringiu historicamente a aplicação da tecnologia a núcleo de ar do tipo seco em 550 kV. A configuração de torre única supera essa limitação, alcançando uma ocupação de terreno de aproximadamente 40–50% em comparação com projetos convencionais do tipo seco, e equivalente à dos reatores imersos em óleo.
Em segundo lugar, este artigo fornece uma avaliação do custo total de propriedade da solução proposta baseada em dados reais, derivada de uma implantação real em uma concessionária. Artigos anteriores não se concentraram em avaliações baseadas em dados reais. Ao quantificar uma avaliação multidisciplinar dos fatores de custo, o estudo fornece um modelo financeiro transparente. O objetivo é fornecer às concessionárias de transmissão um modelo conservador orientado por dados para apoiar decisões tecnológicas relativas a reatores de compensação.
No Brasil, o operador nacional do sistema coordena a operação de todos os ativos com tensão nominal ≥230 kV. O sistema interligado possui atualmente mais de 487 GVA de capacidade total de transformação e 246 GW de capacidade de geração instalada, distribuídos ao longo de 176.000 km de linhas de transmissão [4]. Esses números colocam o Brasil entre os seis maiores países produtores de eletricidade do mundo [5]. Para fornecer suporte adequado de potência reativa, a rede opera mais de 120 GVAr de capacidade distribuída em mais de 1.120 bancos de reatores de compensação [6].
A distribuição dos novos reatores de compensação instalados no Brasil é mostrada na Fig. 1.
Figura 1 – Novos reatores de compensação instalados por ano no Brasil
A Tabela 1 indica a distribuição dos reatores de compensação por nível de tensão. Quase 60% (669 bancos de reatores de compensação) da frota operacional possuem tensão nominal de 550 kV [6]. Em termos de potência reativa, essa parcela é ainda maior. 80% da capacidade de potência reativa de compensação (96,7 GVAr) está no nível de tensão de 550 kV. Isso ocorre principalmente porque esse nível de tensão atua como a espinha dorsal da rede brasileira, conectando praticamente todo o país em um mesmo sistema interligado síncrono.
É importante notar também que, antes deste projeto, todos os reatores de compensação de 550 kV em operação eram do tipo imerso em óleo. Nesse nível de tensão, a configuração mais tradicional no Brasil é um reator monofásico por fase, com uma unidade reserva adicional. Consequentemente, o arranjo mais comum de banco de reatores consiste em quatro reatores monofásicos por banco. Com base nesse arranjo, estima-se que a rede nacional brasileira opere atualmente entre 2.000 e 2.500 reatores monofásicos imersos em óleo no nível de tensão de 550 kV.
Tabela 1 – Total de reatores de compensação no Brasil por nível de tensão
| Nível de Tensão [kV] | Quantidade [bancos de reatores] | Potência Reativa Total [MVAr] |
| 13,8 | 70 | 1666,0 |
| 34,5 | 7 | 268,5 |
| 69 | 10 | 1952,0 |
| 230 | 281 | 5803,2 |
| 345 | 27 | 2050,2 |
| 440 | 37 | 5199,2 |
| 550 | 669 | 96761,0 |
| 765 | 19 | 6104,0 |
O aspecto mais significativo revelado é que aproximadamente 25% da frota nacional de reatores de compensação está em serviço há mais de 35 anos e, portanto, está se aproximando ou ultrapassando sua vida útil esperada. Os reatores de compensação no Brasil estão sujeitos a um período regulatório de depreciação econômica de 36 anos, estabelecido pela autoridade reguladora nacional. Essa estrutura foi concebida para promover a acessibilidade tarifária, incentivando investimentos com baixo custo total de ciclo de vida. Se um reator falhar antes do final desse período, os custos de substituição associados são arcados integralmente pela concessionária. Após o período de depreciação, no entanto, as concessionárias têm direito a recuperar o valor econômico da substituição do ativo por meio de remuneração regulada.
O envelhecimento de equipamentos de potência não é incomum [7]-[9]. Dados recentes da IEA (Agência Internacional de Energia) indicam que, na União Europeia, mais de 50% da rede está em operação há mais de 20 anos, e essa parcela ultrapassa 60% no Japão. Embora estatísticas globais abrangentes sobre o perfil de idade dos reatores de compensação sejam limitadas, tendências análogas estão bem documentadas para transformadores de potência. Na Noruega, a idade média dos transformadores de potência é de aproximadamente 32 anos, com quase 15% ultrapassando 50 anos de serviço. Nos Estados Unidos, os grandes transformadores têm uma idade média de cerca de 40 anos, e quase 70% da frota instalada está em operação há mais de 25 anos. Assim, há uma demanda mundial por renovação de ativos. No caso dos reatores de compensação, os proprietários de ativos precisam decidir entre a tecnologia imersa em óleo ou a do tipo seco.
Nesse contexto, o presente artigo tem como objetivo fornecer às concessionárias informações quantitativas, baseadas em experiência, para apoiar decisões de seleção tecnológica. Em um ambiente de transmissão competitivo, no qual os reguladores buscam minimizar as tarifas mantendo altos níveis de confiabilidade, avaliações abrangentes de custo total de propriedade constituem um elemento central das estratégias de gestão de ativos de longo prazo. O modelo implementado não tem como objetivo indicar o momento exato de substituição, já que, pelo menos no Brasil, a substituição de ativos envelhecidos que ainda estão operacionais precisa de aprovação do órgão regulador. Em vez disso, o principal objetivo é apoiar a tomada de decisão quanto à tecnologia de reatores de compensação (seja em projetos greenfield ou em retrofits), avaliando não apenas o custo de aquisição do ativo, mas também o TCO ao longo de 36 anos de serviço operacional.
2 Metodologia
Para avaliar o TCO de equipamentos de potência, tanto o dispêndio de capital (CAPEX) para instalação quanto o dispêndio operacional (OPEX) ao longo da vida útil do ativo devem ser modelados de forma abrangente e com alto nível de detalhe. As premissas de CAPEX adotadas neste estudo são baseadas em dados reais de engenharia e aquisição do primeiro reator de compensação a núcleo de ar do tipo seco de torre única de 550 kV do mundo, instalado na Subestação Silvânia, Fig. 2, de propriedade da State Grid Brazil Holding, uma subsidiária da State Grid Corporation of China. Os reatores mostrados na Fig. 2 são de 20 MVAr cada, constituindo um banco de 60 MVAr. O projeto de torre única consiste em uma estrutura modular com oito bobinas empilhadas, resfriadas naturalmente a ar e conectadas em série.
Figura 2 – Primeiro reator de compensação a núcleo de ar do tipo seco de torre única de 550 kV
Antes da modelagem, é importante enfatizar que a estrutura adotada prioriza intencionalmente premissas conservadoras, particularmente em áreas com maior incerteza. Essa abordagem foi adotada porque, por um lado, o reator de compensação imerso em óleo de 550 kV é uma tecnologia madura, com modos de falha conhecidos e décadas de experiência. Por outro lado, a tecnologia do tipo seco de torre única nesse nível de tensão é uma solução inovadora.
Embora o modelo seja desenvolvido com alto nível de detalhe, ele se baseia em um conjunto de premissas definidas neste documento (Tabelas 2-7), e aplicações do mundo real podem apresentar variações específicas do local. Por exemplo, fatores específicos da subestação, como condições do solo, altitude e logística, afetam diretamente os custos de obras civis. Para tratar essa incerteza, os custos de engenharia civil foram modelados como percentuais da tecnologia equivalente imersa em óleo, enquanto outros parâmetros foram considerados independentes do local. Os custos de operação e manutenção (O&M) foram estimados de forma conservadora, com base nas práticas padrão para reatores de compensação de alta tensão. Além da modelagem técnica, outros parâmetros, como a penalidade financeira em caso de falha ou a penalidade financeira em caso de desastre ambiental, podem variar de acordo com as regulamentações de cada país.
Nesse contexto, os resultados apresentados na próxima seção não devem ser interpretados apenas como valores absolutos. Em vez disso, os resultados devem ser analisados como uma estrutura de comparação entre duas tecnologias diferentes.
Portanto, em condições que diferem significativamente daquelas definidas neste estudo, é essencial replicar o modelo com parâmetros atualizados. Todos os cálculos apresentados nesta seção, bem como as figuras na seção de resultados, foram desenvolvidos utilizando um script em Python. O código é totalmente parametrizado e pode ser disponibilizado mediante solicitação, não apenas para concessionárias interessadas em realizar análises de avaliação financeira para tomada de decisão orientada por dados, mas também para facilitar a transparência e a reprodutibilidade.
Além disso, o reator de compensação a núcleo de ar do tipo seco de torre única de 550 kV é aproximadamente 70% mais leve do que uma unidade equivalente imersa em óleo. Assim, na Subestação Silvânia, as obras civis alcançaram reduções de 82% no volume de escavação, 47% no volume de concreto e 79% no peso de aço estrutural, Tab. 2.
Além disso, o equipamento é transportado desmontado, permitindo um transporte mais rápido. Na montagem em campo, tipicamente uma fase é montada e comissionada em três dias, enquanto o equipamento imerso em óleo necessita de pelo menos 15 dias devido ao enchimento de óleo e aos testes de comissionamento.
Operacionalmente, o reator é totalmente passivo, sem painéis de controle, sistemas de comunicação ou componentes auxiliares (por exemplo, respiradores de sílica, membranas do tanque de expansão, ventiladores, radiadores, válvulas de alívio de pressão ou buchas). Consequentemente, a análise de óleo, os testes de buchas e a substituição de sílica são eliminados, reduzindo as intervenções em campo.
Do ponto de vista ambiental, a ausência de óleo elimina os riscos de contaminação, os muros corta-fogo, os sistemas de separação óleo-água e as estruturas de contenção de vazamentos, além de reduzir as emissões de carbono relacionadas a materiais e aumentar a reciclabilidade para mais de 90%, em conformidade com as regulamentações de sustentabilidade.
Tabela 2 – Ganhos na infraestrutura de engenharia civil
| Item | Imerso em óleo | Tipo seco |
| Volume de escavação (m³) | 317 | 56 |
| Volume de concreto (m³) | 131 | 69 |
| Aço estrutural (toneladas) | 14 | 3 |
Para avaliar todas essas características, a modelagem de Monte Carlo é feita com base nas definições mostradas nas Tabelas 2-7. Este método trata eventos determinísticos e estocásticos ao longo da vida útil do ativo. Nessa abordagem, o custo de ciclo de vida de um único reator é simulado repetidamente por meio da amostragem aleatória de todos os eventos probabilísticos, de acordo com seu modelo especificado. Cada simulação representa uma possível realização dos 36 anos de vida operacional do reator. Matematicamente, o TCO em cada simulação “k” é calculado como:
Na Eq. 1, “C0” é o dispêndio de capital inicial, “Ct,k” é a soma de todos os custos ocorridos no ano “t” da simulação “k”, e “r” é a taxa de desconto real. Após 10.000 iterações, obtém-se uma distribuição de probabilidade empírica dos custos de ciclo de vida, e os indicadores estatísticos são derivados. Os parâmetros gerais são indicados na Tab. 3.
Tabela 3 – Modelagem geral
| Tipo* | Descrição |
| D | Cada iteração de Monte Carlo modela o custo de ciclo de vida completo de um reator de compensação e é agregada em 1.120 unidades independentes, sem correlação entre eventos. |
| D | A análise considera uma vida útil de 36 anos, consistente com a depreciação regulatória. Não são modelados valor residual, extensão de vida ou reforma além desse horizonte. |
| D | Os eventos estocásticos são estatisticamente independentes (sem efeitos em cascata/condicionais). |
| D | Todo o CAPEX é incorrido no ano zero e agregado em um único custo inicial, cobrindo aquisição, obras civis, logística, comissionamento e contingências. |
| P | As falhas são modeladas como um processo de Bernoulli sem memória, sem envelhecimento, desgaste ou degradação baseada em condição. |
| D | Múltiplos eventos independentes de falha e reparo podem ocorrer para o mesmo ativo ao longo do horizonte de 36 anos, de forma consistente com um processo estocástico sem memória. |
| D | Cada falha resulta na substituição completa do equipamento; reparos parciais não são considerados, e o horizonte de simulação permanece fixo. |
| D | Os eventos relacionados a óleo são independentes das falhas. Uma falha maior não aumenta nem reduz a probabilidade de vazamento ou tratamento de óleo. |
| D | A manutenção preventiva não afeta a probabilidade ou o custo de falha e está limitada à conformidade regulatória. |
| D | Toda a manutenção programada é considerada planejada, sem penalidade regulatória ou operacional. |
| D | As penalidades financeiras devido a interrupções são consideradas lineares com a duração e independentes das condições de operação do sistema ou dos preços de mercado (em conformidade com a regulamentação brasileira). |
| D | Os desastres ambientais são modelados como uma penalidade fixa de valor único. |
| D | Em todo evento de falha, é necessário realizar novo transporte e comissionamento. |
| D | Os custos de engenharia civil são considerados como ocorrendo apenas na instalação inicial e não são repetidos após a substituição de equipamentos decorrente de falha. |
| D | Os desastres ambientais são considerados independentes dos eventos de manutenção e falha. |
| D | Todos os custos relacionados a falhas incorridos dentro de 36 anos são classificados como OPEX e arcados integralmente pela concessionária de transmissão, uma vez que não são recuperáveis via tarifa. |
* P – Probabilístico e D – Determinístico
Segundo o conhecimento dos autores, várias premissas adotadas no modelo são conservadoras. Por exemplo, embora os ganhos de engenharia civil em materiais da tecnologia do tipo seco estejam incorporados no modelo, o ganho de um cronograma acelerado de projeto greenfield não foi modelado. Além disso, os efeitos de aprendizado e a maturação tecnológica ao longo do tempo não são considerados para nenhuma das duas tecnologias, o que não é realista. O reator imerso em óleo de 550 kV é uma tecnologia madura, enquanto os reatores de compensação a núcleo de ar do tipo seco de torre única nesse nível de tensão são uma inovação. Para ilustrar, enquanto o primeiro possui uma metodologia completa e bem estudada para monitoramento de condição, o segundo ainda está desenvolvendo suas tecnologias de manutenção preditiva.
Em relação aos reatores imersos em óleo, Tab. 4, a taxa de falha adotada foi de 2%, em linha com a Pesquisa de Confiabilidade de Transformadores do CIGRÉ [10]. No entanto, a experiência de campo no Brasil indica taxas de falha superiores a 2%. Além disso, as taxas de falha são consideradas constantes e independentes da idade, apesar do perfil de idade heterogêneo da frota (Fig. 1), no qual 25% dos reatores têm mais de 35 anos — uma faixa etária tradicionalmente associada a uma maior probabilidade de falha.
Tabela 4 – Modelagem do reator imerso em óleo
| Tipo* | Descrição |
| D | A taxa de falha dos reatores imersos em óleo foi adotada em 2% ao ano para todos os reatores, independentemente da idade. |
| P | Probabilidade de vazamento de óleo de 18%, uniformemente distribuída ao longo de 36 anos (0,5% ao ano). |
| D | Teste programado de buchas (fator de potência e Tan δ) a cada 6 anos – Duração: 6h |
| D | Análise programada de óleo (DGA) a cada 6 meses – Duração: 0,25h |
| P | Probabilidade de 70% de substituição planejada (sem penalidade) de buchas após o ano 25. Modelada como uma probabilidade anual uniforme entre os anos 25–36. Duração: 12 horas |
| P | Tratamento de óleo planejado (sem penalidade) ocorre pelo menos uma vez, com probabilidade de 40%. Distribuído uniformemente ao longo de 36 anos, permitindo múltiplas ocorrências. Duração: 48 horas |
| P | Ruptura não planejada (com penalidade) da membrana do tanque de expansão, com probabilidade de 10% ao longo de 36 anos (0,27% ao ano). Duração: 8 horas |
| D | Substituição de ventiladores a cada 9 anos, nos anos 9, 18, 27 e 36 – Duração: 4h |
| D | Substituição de sílica a cada 4 meses (108 vezes em 36 anos) – Duração: 0,25 horas |
| D | Tempo para restabelecer a operação em caso de falha: 20 dias úteis (240 horas) |
| D | Tempo para montagem e comissionamento: 3 dias úteis (36 horas) |
* P – Probabilístico e D – Determinístico
Além disso, diferentemente dos reatores imersos em óleo, uma falha em um reator do tipo seco de torre única normalmente requer a substituição apenas da bobina defeituosa, o que reduz tanto a duração da interrupção quanto o custo de substituição, pois os reparos podem ser realizados no local por meio da substituição da bobina, sem a necessidade de transportar o equipamento até uma fábrica para rebobinamento. No entanto, no presente modelo, os custos de substituição são conservadoramente considerados iguais para ambas as tecnologias. A modelagem da tecnologia a núcleo de ar do tipo seco é mostrada na Tab. 5.
Tabela 5 – Modelagem do reator a núcleo de ar do tipo seco
| Tipo* | Descrição |
| D | Manutenção programada a cada 6 anos, obrigatória para todas as unidades. A manutenção ocorre deterministicamente nos anos 6, 12, 18, 24, 30 e 36 – Duração: 36 horas |
| P | Reparos não planejados (com penalidade), com probabilidade de 45%, uniformemente distribuídos ao longo de 36 anos |
| D | Não existem eventos relacionados a óleo. Vazamento, tratamento de óleo e substituições de buchas estão ausentes. |
| D | Tempo para restabelecer a operação em caso de falha: 3 dias |
| D | Tempo para montagem e comissionamento: 3 dias úteis (36 horas) |
* P – Probabilístico e D – Determinístico
Na modelagem financeira, Tab. 6, todos os valores foram convertidos para dólares americanos (USD) para melhorar a interpretação internacional dos resultados obtidos. Os preços dos reatores imersos em óleo e a núcleo de ar do tipo seco foram, de forma conservadora, considerados iguais. Além disso, os efeitos da inflação são capturados implicitamente pela taxa de desconto real e não são considerados no modelo.
Tabela 6 – Modelagem Financeira
| Tipo* | Descrição |
| D | Custo de aquisição: o custo de aquisição do reator imerso em óleo e do reator a núcleo de ar do tipo seco é considerado o mesmo |
| D | Custo de logística: o transporte do reator de compensação a núcleo de ar do tipo seco é considerado 10% mais barato do que o equivalente imerso em óleo. Custo de instalação para o imerso em óleo: 40.000 USD |
| D | Custos de montagem e comissionamento: o custo de montagem e comissionamento do reator de compensação a núcleo de ar do tipo seco é considerado 70% mais barato do que o equivalente imerso em óleo. Custo de montagem e comissionamento para o imerso em óleo: 30.000 USD |
| D | Custo de hora de mão de obra para serviços e atividades de manutenção: 50 USD/h |
| D | Custo de serviço e material de tratamento de óleo: 30.000 USD |
| D | Custo de serviço e material de substituição de buchas: 50.000 USD |
| D | Custo de serviço e material de substituição de ventiladores: 500 USD |
| D | Eficiência de escavação: 100 m³/h |
| D | Custo de serviço e material de concreto: 60 USD/m³ |
| D | Custo de serviço e material de aço: 2.500 USD/tonelada |
| D | Penalidade financeira em caso de falha ou reparo/manutenção não planejados: 2.000 USD/hora |
| D | Penalidade financeira em caso de desastre ambiental: 800.000 USD |
| D | Taxa de desconto real constante de 7%, aplicada uniformemente a todos os custos, sem inflação, diferenciação de WACC regulatório ou incerteza temporal. |
* P – Probabilístico e D – Determinístico
No aspecto ambiental, Tab. 7, os eventos de desastre são modelados como processos de Bernoulli anuais independentes, com probabilidade constante, refletindo uma exposição a risco recorrente, porém de baixa probabilidade, ao longo da vida útil do ativo. Além disso, a penalidade para desastre ambiental é considerada muito baixa. Normalmente, eventos associados a equipamentos imersos em óleo (vazamento de óleo em fontes de água ou propagação de incêndio na subestação) causam impactos regulatórios, sociais e econômicos tremendos.
Para ilustrar, dois eventos de 2025 foram causados por falhas em equipamentos imersos em óleo e resultaram em impactos significativos: 1) o incêndio na subestação de Hayes, no Reino Unido (o fechamento do aeroporto de Heathrow por cerca de 16 horas levou ao cancelamento de mais de 1.000 voos e à interrupção das viagens de cerca de 200.000 passageiros [11]) e 2) o incêndio na subestação de Bateias, no Brasil (causando um apagão de 10 GW no sistema interligado brasileiro [12]). Além disso, os ganhos financeiros decorrentes da economia de emissões de gases de efeito estufa devido à menor utilização de concreto, aço e ferro não são modelados.
Tabela 7 – Modelagem Social e Ambiental
| Tipo* | Descrição |
| P | Probabilidade de vazamento de óleo contaminando águas subterrâneas, rios e lagos, sendo considerado um desastre ambiental: 1% de probabilidade ao ano, aplicada independentemente a cada ano. |
| P | Probabilidade de propagação de incêndio sendo considerada um desastre ambiental: 1% de probabilidade ao ano, aplicada independentemente a cada ano. |
| D | Nenhum valor de logística reversa ou receita de recuperação de material de fim de vida útil é creditado a nenhuma das tecnologias ao final dos 36 anos de simulação. |
* P – Probabilístico e D – Determinístico
3 Resultados
Após a implementação da simulação de Monte Carlo, uma população de 1.120 reatores de compensação foi avaliada em dois cenários independentes: um composto exclusivamente por reatores imersos em óleo e o outro composto por reatores a núcleo de ar do tipo seco de torre única. Cada cenário foi simulado utilizando 10.000 iterações de Monte Carlo, com todos os eventos estocásticos tratados como estatisticamente independentes. Os resultados obtidos são apresentados nas Figs. 3–5.
A Figura 3 ilustra o custo total de propriedade (TCO) mediano por unidade para ambas as tecnologias, desagregado nos componentes de CAPEX, OPEX e custo ambiental. Nesta simulação, a taxa de falha da tecnologia do tipo seco é considerada de 2%.
Figura 3 – Análise de detalhamento de custo – Tecnologia imersa em óleo vs. tipo seco
Para os reatores imersos em óleo, o CAPEX constitui a parcela dominante do custo de ciclo de vida, representando aproximadamente 71% do TCO mediano. Quando se considera uma vida útil de 36 anos, o dispêndio operacional passa a ser não desprezível, representando aproximadamente 16,2% do custo total. Os custos ambientais, embora associados a eventos de baixa probabilidade, contribuem com os aproximadamente 12,86% restantes do TCO mediano.
Para os reatores a núcleo de ar do tipo seco, o TCO mediano é substancialmente menor e apresenta uma composição de custo diferente. Embora o CAPEX permaneça o maior componente, seu valor absoluto é reduzido devido aos requisitos de engenharia civil significativamente menores e aos procedimentos de instalação e comissionamento simplificados. As contribuições de OPEX também são marcadamente menores, refletindo a eliminação das atividades de manutenção relacionadas a óleo e um número reduzido de componentes auxiliares. Em geral, a tecnologia do tipo seco apresenta uma redução mediana de TCO de aproximadamente 72% em comparação com os reatores imersos em óleo. Em termos de OPEX isoladamente, a redução ultrapassa 67%, evidenciando o impacto econômico de longo prazo da manutenção simplificada e da menor duração das interrupções.
A Figura 4 apresenta a distribuição do TCO para ambas as tecnologias por meio de um boxplot combinado.
Figura 4 – Boxplot – Custo total de propriedade das tecnologias imersa em óleo e do tipo seco
Para os reatores imersos em óleo, o TCO mediano da base instalada brasileira é de 0,834 bilhão de USD, com um valor médio de 0,962 bilhão de USD, indicando uma assimetria à direita impulsionada por custos mais elevados em caso de falha e pela existência de eventos de desastre ambiental. Os quartis superiores enfatizam ainda mais essa dispersão, com o terceiro quartil atingindo 1,244 bilhão de USD e um percentil 90 de 1,650 bilhão de USD.
Em contraste, os reatores a núcleo de ar do tipo seco apresentam uma distribuição muito mais concentrada. O TCO mediano é de 0,471 bilhão de USD, com uma média de 0,557 bilhão de USD. Mesmo em percentis mais elevados, os reatores do tipo seco permanecem economicamente favoráveis, com um percentil 90 de 0,865 bilhão de USD e um percentil 95 de 0,962 bilhão de USD, valores próximos à média do TCO da tecnologia imersa em óleo. Notavelmente, em 50% de todos os casos simulados, a solução do tipo seco é pelo menos aproximadamente 56% mais barata do que a alternativa imersa em óleo, confirmando que a vantagem econômica não se limita a um pequeno subconjunto de realizações favoráveis. A sobreposição parcial observada nas caudas superiores das distribuições evidencia o papel das falhas estocásticas e dos eventos ambientais, mas não anula a vantagem sistemática de custo do projeto do tipo seco.
Por fim, a Fig. 5 apresenta a análise de sensibilidade na qual a taxa de falha anual da tecnologia a núcleo de ar do tipo seco (as Figs. 3-4 assumem taxa de falha igual) é variada, mantendo-se todos os demais parâmetros constantes. O ponto de equilíbrio (breakeven) é identificado quando o TCO mediano da população do tipo seco se iguala ao da população imersa em óleo.
A taxa de falha de equilíbrio resultante é de 6,3%, que é mais de três vezes superior à taxa de falha adotada para os reatores imersos em óleo neste estudo (2%). Abaixo desse limiar, a solução do tipo seco permanece economicamente superior, enquanto, acima dele, os custos corretivos crescentes, associados à confiabilidade reduzida, erodem progressivamente sua vantagem. Esse resultado fornece um parâmetro de referência quantitativo para concessionárias e reguladores, relacionando explicitamente o desempenho de confiabilidade à competitividade do custo de ciclo de vida sob premissas de modelagem conservadoras e transparentes.
Figura 5 – Análise de sensibilidade – Taxa de falha de equilíbrio da tecnologia do tipo seco
4 Conclusão
Este trabalho apresenta uma comparação de custo de ciclo de vida entre o reator imerso em óleo convencional e o primeiro reator de compensação a núcleo de ar do tipo seco de torre única de 550 kV. Uma estrutura de Monte Carlo foi aplicada para quantificar o TCO ao longo de uma vida útil regulatória de 36 anos para todos os reatores de compensação de alta tensão em operação no Brasil. Todas as premissas do modelo foram explicitamente definidas, e escolhas conservadoras foram adotadas onde havia incerteza. Apesar dos custos de aquisição teoricamente iguais, o reator a núcleo de ar do tipo seco demonstrou um LCC significativamente menor. O TCO mediano da tecnologia imersa em óleo atingiu 0,834 bilhão de USD, em comparação com 0,471 bilhão de USD para a solução do tipo seco, correspondendo a uma redução de aproximadamente 44%.
A análise probabilística destaca ainda mais as diferenças estruturais na exposição ao risco entre as tecnologias. Os reatores imersos em óleo apresentaram uma distribuição de TCO ampla e assimétrica à direita, criada por falhas e eventos ambientais, enquanto a alternativa do tipo seco apresentou uma distribuição muito mais estreita. O TCO do percentil 90 do reator do tipo seco permanece abaixo do TCO médio da solução imersa em óleo, e em 50% dos casos simulados a opção do tipo seco é pelo menos 61% mais barata, confirmando a robustez de sua vantagem econômica. Várias premissas, incluindo taxas de falha constantes, preços de equipamentos iguais e modelagem conservadora de substituição, tendem a subestimar os benefícios da tecnologia do tipo seco, reforçando a natureza conservadora dos resultados.
Conforme discutido na seção de metodologia, o modelo implementado neste artigo possui um alto nível de detalhe. Devido ao elevado número de variáveis, é inviável analisar o impacto de todas elas no TCO. Entre todas as entradas, a taxa de falha é uma das variáveis que mais suscita preocupações quanto à adoção da solução inovadora em detrimento da tradicional. Assim, seu impacto é explicitamente avaliado por meio de análise de sensibilidade, a fim de identificar o ponto de equilíbrio da taxa de falha. O modelo mostra que a solução do tipo seco permanece economicamente favorável mesmo quando sua taxa de falha é aumentada para mais de três vezes o valor assumido para os reatores imersos em óleo.
Em geral, os resultados indicam que os reatores de compensação a núcleo de ar do tipo seco de torre única oferecem uma alternativa econômica e resiliente a riscos para a compensação de potência reativa em alta tensão. O modelo desenvolvido neste estudo é totalmente reprodutível, apoiando a tomada de decisão orientada por dados no planejamento de sistemas de transmissão e na gestão de ativos.
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