Neste ciclo de expansão da capacidade elétrica do país, temos vários movimentos que estão se repetindo em praticamente todo grupo do setor elétrico brasileiro. Em alguns casos, é um lote arrematado em leilão de transmissão, ou uma aquisição de ativos, uma fusão entre grupos, um reforço de rede construído para escoar geração eólica e solar, entre outros.
No papel, é crescimento. Na área de operação e manutenção, esses movimentos chegam de forma bem mais concreta: mais instalações sob a mesma estrutura, mais arranjos e filosofias de proteção diferentes para conhecer, equipes distribuídas por diversos estados e um intervalo curto entre a assinatura do contrato e a primeira manobra em um ativo que ninguém da equipe operou antes.
É nesse intervalo que os riscos na operação de subestações vão além de um capítulo do manual e podem se transformar em um problema de gestão. A instalação não entra em modo de adaptação porque mudou de dono. Ela continua energizada, continua sujeita a descarga atmosférica, continua com um transformador cuja bucha envelhece no mesmo ritmo de antes, e continua exigindo que alguém saiba exatamente qual é a sequência correta e qual é a consequência de inverter dois passos.
Vamos, agora, mapear os principais riscos na operação de subestações a partir de dados públicos brasileiros e internacionais, mostrar o que os grandes eventos recentes revelam sobre a origem desses riscos e detalhar onde um novo padrão de capacitação para operações do setor elétrico revoluciona de verdade no resultado operacional.
Um mapa dos riscos na operação de subestações
Não existe um ranking oficial único de riscos de subestação. O recorte mais útil para quem gerencia operação é separar duas categorias que se comportam de formas diferentes e cobram respostas diferentes: o risco que atinge a pessoa e o risco que atinge o ativo e a continuidade do serviço. Elas se cruzam com frequência, e é justamente no cruzamento que estão os eventos mais caros. Confira as áreas de risco mais frequentes:
| Categoria de risco | O que acontece na prática | Impacto operacional |
| Risco à pessoa | Choque por contato direto ou indireto, arco elétrico, queda de altura em pórticos e estruturas, espaço confinado em canaletas e casas de cabos, exposição a SF6 e a subprodutos após arco interno | Afastamento, fatalidade, interdição da instalação, passivo trabalhista e perda de profissional experiente |
| Risco ao ativo | Falha de transformador em bucha, comutador de derivação ou enrolamento, incêndio e explosão de óleo, falha de reator, falha de disjuntor e de transformadores de instrumento | Indisponibilidade, parcela variável, prazo longo de reposição de equipamento e reconfiguração da operação |
| Risco de proteção e controle | Ajuste incorreto, função não associada, proteção de barramento que não atua, esquema de religamento com lógica incompleta | Um defeito local se propaga, desligamentos múltiplos e possibilidade de separação de subsistemas |
| Risco de manobra | Sequência executada fora de ordem, leitura equivocada do estado do sistema, falha de comunicação entre campo e centro de operação | Desligamento acidental, exposição da equipe e atraso na recomposição |
| Risco externo | Descarga atmosférica, queimada e vegetação, fauna, furto de condutor e vandalismo | Perturbação sazonal recorrente e degradação silenciosa do ativo entre inspeções |
O risco que atinge as pessoas: o choque mata, o arco queima
Os números brasileiros de acidentes de origem elétrica vêm do Anuário Estatístico da Abracopel, a série pública mais completa do país. Na edição 2026, com dados consolidados de 2025, o Brasil registrou 2.322 acidentes de origem elétrica e 725 mortes. Entre os choques elétricos especificamente, foram 917 acidentes e 646 óbitos, contra 1.077 acidentes e 759 mortes em 2024. A queda é real, mas o dado que importa para quem opera alta tensão é outro: a taxa de letalidade do choque elétrico no Brasil permanece próxima de 70%, uma das mais altas do mundo. Consulte a série completa da Abracopel.
Setenta por cento de letalidade mudam a lógica da prevenção. Em atividades em que o acidente típico gera afastamento, treinar para responder bem depois do evento faz sentido. Em eletricidade de potência, a margem de correção depois do contato é quase nula. Toda a capacidade de reduzir o dano precisa estar concentrada antes, na decisão que evita o contato.
O segundo risco à pessoa é o arco elétrico, e ele é sistematicamente subestimado nas estatísticas. A razão é de registro: a vítima de arco chega ao hospital como queimado, e o prontuário raramente identifica a origem elétrica da queimadura. O relatório preparado por Richard Campbell e David Dini para a Fire Protection Research Foundation, com base em dados do Bureau of Labor Statistics, estima entre cinco e dez eventos de arco elétrico por dia nos Estados Unidos e registra explicitamente esse problema de classificação.
O mesmo estudo consolida a série ocupacional norte-americana: quase 6 mil mortes por eletricidade entre trabalhadores nos Estados Unidos entre 1992 e 2013, e 24.100 lesões não fatais entre 2003 e 2012. As mortes caíram de 334 em 1992 para 139 em 2013, mas a curva de lesões não fatais não acompanhou a mesma queda. Acesse o relatório completo em PDF.
No recorte setorial brasileiro, a referência é o Relatório de Estatísticas de Acidentes no Setor Elétrico Brasileiro, mantido pela Fundação COGE com base na ABNT NBR 14280 e alimentado mensalmente pelas áreas de segurança e saúde das próprias concessionárias. O acesso aos gráficos é restrito a empresas cadastradas, o que limita a consulta pública, mas a base já foi analisada academicamente. Um estudo publicado no Brazilian Journal of Development examinou o período de 2006 a 2013 e encontrou 590 fatalidades no trabalho no setor elétrico, sendo 83% com empregados terceirizados e 17% com empregados próprios. O contato acidental com eletricidade foi o tipo que mais vitimou trabalhadores.
Esse recorte de vínculo é relevante para quem está em ciclo de expansão. Operações novas costumam começar com forte participação de equipes contratadas, e é justamente essa categoria que aparece de forma desproporcional nas estatísticas de fatalidade do setor. O padrão de capacitação aplicado ao contratado precisa ser ancorado na instalação real, e não um treinamento genérico de admissão.
O risco que atinge o ativo: onde os equipamentos realmente falham
Do lado do patrimônio, a referência internacional é o Transformer Reliability Survey conduzido pelo CIGRE, uma comunidade global colaborativa comprometida com o principal programa de desenvolvimento de conhecimento do mundo para a criação e compartilhamento de conhecimento do sistema de energia. O levantamento reúne 964 falhas maiores ocorridas entre 1996 e 2010, reportadas por 58 concessionárias de 21 países. A brochura técnica está disponível no portal do CIGRE.
Três conclusões desse estudo mudam a forma de olhar para o risco de operação.
A taxa de falha é baixa, e é exatamente isso que cria o problema. As taxas gerais de falha de transformadores de transmissão e de elevadores de usina ficam abaixo de 1% ao ano. Uma equipe pode passar anos inteiros sem presenciar uma falha maior no ativo que opera. O evento é raro, mas quando acontece cobra uma resposta imediata de quem nunca o viu acontecer.
As falhas se concentram em poucos componentes. Enrolamentos, comutador de derivação e buchas respondem pela maior parte das falhas maiores, seguidos por falhas na saída de terminais. São componentes com sinais precursores conhecidos, detectáveis por análise de óleo, termovisão e monitoramento de condição.
A falha de bucha é a que mais frequentemente vira incêndio. O levantamento registra que falhas originadas em buchas estiveram associadas com frequência a consequências externas severas, incluindo incêndio e explosão. É o caminho mais curto entre um defeito de componente e um evento que expõe pessoas e derruba a instalação inteira.
No Brasil, a leitura equivalente vem dos painéis de qualidade do suprimento do ONS, que separam as causas de perturbação entre linhas de transmissão e equipamentos de subestação, incluindo transformadores, barramentos, reatores e bancos de capacitores. Os painéis também mostram a sazonalidade das causas externas, com descargas atmosféricas concentradas no primeiro e no quarto trimestres e queimadas no terceiro. Os painéis do ONS podem ser consultados aqui.
Quando o risco local vira evento sistêmico
A teoria fica mais clara nos casos. Três eventos recentes mostram como um problema restrito a um vão de subestação atravessa camadas de proteção e chega ao país inteiro.
Bateias, 14 de outubro de 2025
Segundo a análise preliminar do ONS, o evento zero foi um incêndio no reator de linha da LT 500 kV Ibiúna e Bateias C2, de propriedade da Eletrobras. A proteção atuou corretamente e desligou o circuito, mas houve o desligamento incorreto do circuito C1 da mesma linha. Em razão do incêndio, a falta se estendeu ao barramento da Subestação Bateias, da Copel, e deveria ter sido eliminada pela proteção de barramento, o que não ocorreu. O resultado foi o desligamento múltiplo das linhas conectadas à subestação. Leia o detalhamento da análise.
O incêndio desligou toda a subestação de 500 kV e abriu a interligação entre Sul e Sudeste/Centro-Oeste. As perdas de carga foram de aproximadamente 1.600 MW no Sul, 1.900 MW no Nordeste, 1.600 MW no Norte e 4.800 MW no Sudeste. Os números foram divulgados pelo ONS. Vale sublinhar o ponto de virada: o desligamento dos dois circuitos, isoladamente, não traria impacto para a operação do Sistema Interligado Nacional. O impacto veio da proteção de barramento que não atuou.
North Hyde e o fechamento de Heathrow, 20 de março de 2025
A análise forense conduzida pela National Grid Electricity Transmission e pelo London Fire Brigade, consolidada no relatório final do NESO, apontou falha catastrófica em uma bucha de alta tensão de transformador na subestação de 275 kV, muito provavelmente causada por entrada de umidade. O detalhe que interessa a qualquer gestor de manutenção: uma leitura elevada de umidade na bucha havia sido detectada em amostras de óleo em julho de 2018, e as ações mitigadoras compatíveis com a severidade não foram implementadas. O relatório final do NESO está disponível aqui.
O evento atingiu 66.919 clientes domésticos e comerciais, além de rodovias, ferrovias e o Hillingdon Hospital, e afetou mais de 270 mil viagens aéreas. Há ainda um elemento operacional que se repete no Brasil: a manutenção do transformador havia sido replanejada para setembro de 2024 e não ocorreu, porque um defeito na subestação vizinha de Iver, também de 275 kV, tornou North Hyde necessária para garantir o sistema e impediu a retirada de operação. Sinal detectado, janela de manutenção perdida por restrição sistêmica, falha sete anos depois.
Quixadá e Fortaleza II, 15 de agosto de 2023
A versão final do Relatório de Análise de Perturbação do ONS concluiu que a origem foi uma falha na atuação do mecanismo Switch Onto Fault do sistema de proteção principal do terminal, após a abertura da LT 500 kV Quixadá e Fortaleza II durante operação normal, sem incidência de curto-circuito no sistema. O relatório registra também erro de ajuste da função de sobrecorrente associada, cujo valor era inferior ao limite nominal da linha. A interrupção foi de aproximadamente 23.368 MW de carga. Veja o detalhamento do RAP.
| Evento | Origem | O que amplificou o evento |
| Bateias, 14/10/2025 | Incêndio em reator de linha de 500 kV | Proteção de barramento da subestação não atuou |
| North Hyde, 20/03/2025 | Bucha de transformador de 275 kV com entrada de umidade | Sinal identificado em 2018 sem ação e janela de manutenção perdida |
| Quixadá e Fortaleza II, 15/08/2023 | Abertura de linha de 500 kV em operação normal | Falha do mecanismo de proteção e ajuste incorreto de sobrecorrente |
O padrão que se repete nos três casos
Nenhum dos três eventos começou com um equipamento explodindo sem aviso. Em todos, houve uma etapa intermediária em que alguém precisava reconhecer um sinal, interpretar um estado ou executar uma sequência, e essa etapa não entregou o resultado esperado. Em North Hyde, o sinal existia em uma amostra de óleo desde 2018. Em Bateias, o arranjo era robusto e a proteção deveria ter contido a falta. Em Quixadá, o ajuste estava fora do que a implementação prevista exigia.
Esse é o território real dos riscos na operação. A camada física é conhecida, normatizada e razoavelmente bem coberta por equipamentos de proteção. A camada que decide o desfecho é a que envolve percepção, interpretação e decisão sob pressão, e ela é construída por formação, repetição e familiaridade com aquela instalação específica.
O problema é que essa camada tem um adversário estatístico. Como as falhas maiores de transformador ficam abaixo de 1% ao ano, e como grandes perturbações sistêmicas são eventos raros, a operação passa a maior parte do tempo em condição normal. A equipe acumula anos de rotina e minutos de exceção. Quando a exceção chega, ela cobra exatamente aquilo que a rotina não treinou.
Por que o treinamento tradicional não supera esses riscos
Entre reconhecer a necessidade e resolvê-la, existe uma distância que todo gestor de operação, manutenção ou segurança do trabalho conhece. Vale nomear as barreiras uma a uma.
Treinar equipes dispersas custa caro e mexe na escala. Instalações críticas costumam estar longe dos centros de operação. Cada turma deslocada significa passagens, hospedagem, diárias, instrutores e dias fora do posto. Multiplicado pelo número de ativos de um parque em expansão e pela obrigação de reciclagem periódica, isso vira uma linha permanente e crescente do custo operacional.
Não existe ensaio no equipamento real. Nenhuma transmissora desliga um vão para fins didáticos. A instalação opera continuamente, em tensões elevadas, e um desligamento acidental durante uma atividade de formação gera prejuízo direto, incluindo cobrança de parcela variável por indisponibilidade. A prática que a operação exige é justamente aquela que a operação não permite treinar.
A experiência leva anos para se formar. A documentação da Metodologia INTERACT, desenvolvida pela Ello XR, registra que mesmo um eletricista com boa formação técnica precisa de pelo menos três anos de prática supervisionada para operar e manter uma subestação com autonomia. Cada instalação tem arranjo, manual e filosofia de proteção próprios, e esse conhecimento não se transfere por apostila.
O formato passivo não fixa. Os estudos de referência utilizados na concepção da Metodologia INTERACT apontam retenção em torno de 5% para o ensino puramente teórico em sala de aula, contra até 75% em métodos participativos, que envolvem experimentação e vivência. Um certificado emitido após uma semana de slides atende ao requisito formal e diz pouco sobre o que aquele profissional vai lembrar diante de um alarme real seis meses depois.
A contingência rara não entra na rotina de treinamento. Eventos como incêndio em reator, falha de proteção de barramento ou perda de suprimento de serviços auxiliares são exatamente os que definem o desfecho e exatamente os que uma equipe pode nunca vivenciar em campo. Sem um ambiente onde eles possam ser provocados de forma controlada, a primeira vez do profissional será a vez que conta.
Uma resposta que nasceu dentro do próprio setor elétrico
Foi para responder a esse conjunto de dores que surgiu a Ello XR, uma startup brasileira totalmente concebida no âmbito do PROPDI ANEEL, em parceria com a TBE (Transmissoras Brasileiras de Energia). O desafio de origem era concreto e operacional: como capacitar, requalificar e certificar operadores e mantenedores de 12 subestações espalhadas pelo país, de maneira constante, segura e viável financeiramente.
Da pesquisa conduzida ao longo do PDI nasceram duas frentes complementares. A Metodologia INTERACT é a arquitetura de ensino e aprendizagem, fundamentada na Consciência Situacional de Mica Endsley, no ciclo de aprendizagem experiencial de David Kolb e nos princípios da andragogia. Em vez de transmitir conteúdo, ela organiza a formação em torno da ação: o profissional aprende executando, erra em ambiente controlado, recebe feedback imediato e reflete sobre a consequência de cada decisão.
A plataforma Entre Linhas materializa essa metodologia. Cada instalação do cliente é reconstruída como um gêmeo digital fiel, a partir do projeto técnico e do manual de procedimentos operacionais da unidade, e os procedimentos viram missões, com o treinando executando manobras, enfrentando falhas e decidindo sob pressão, sem risco para pessoas ou ativos.
A base científica não é acessória. É a mesma linha de raciocínio que sustenta os simuladores da aviação, um setor que resolveu há décadas o mesmo problema que a operação elétrica enfrenta hoje: como formar profissionais para eventos raros e de alta consequência, sem esperar que o evento aconteça.
Ponto a ponto: como a Ello XR reduz cada risco
A tabela abaixo cruza o mapa de riscos apresentado no início do artigo com a resposta prática da Metodologia INTERACT na plataforma Entre Linhas.
| Risco na operação | Onde ele se materializa | Como a Ello XR reduz os riscos |
| Contato com parte energizada | Aproximação indevida, desconhecimento da zona de risco daquele nível de tensão, avaliação prévia insuficiente | O treinando percorre a réplica da própria subestação, reconhece pátio, arranjo e distâncias e comete o erro no ambiente virtual, onde a consequência é visível e sem dano |
| Arco elétrico | Manobra sob condição impeditiva, ausência de leitura do estado do equipamento antes da ação | Missões de emergência colocam o profissional diante de sinais de degradação que ainda não produziram impacto, exigindo percepção e decisão antes do agravamento |
| Sequência de manobra fora de ordem | Liberação e normalização executadas em ordem incorreta ou com etapa omitida | Missões de liberação e de normalização reproduzem a sequência do manual da instalação, com checkpoint imediato quando um passo sai de ordem |
| Falha de proteção e de controle | Ajuste incorreto, função não associada, proteção que não atua na hora certa | Cenários que reproduzem a filosofia de proteção daquele ativo, permitindo praticar diagnóstico e resposta quando a proteção não se comporta como esperado |
| Contingência rara e evento sistêmico | Incêndio em equipamento, perda de barramento, separação de subsistema | Missões de ocorrência provocam o evento já instalado, com pressão, diagnóstico e resposta corretiva, quantas vezes for necessário |
| Comunicação entre campo e centro de operação | Ruído na coordenação da manobra, informação incompleta sobre o estado do sistema | Treinamento colaborativo, com participantes interagindo remotamente na mesma instalação simulada e praticando o fluxo de comunicação real |
| Perda de conhecimento por rotatividade | Aposentadoria e movimentação de especialistas que concentram o saber da instalação | O INTERACT Studio permite que os especialistas da empresa estruturem e atualizem as jornadas, convertendo experiência individual em acervo organizacional |
| Ativo novo ou modificado | Equipe assume instalação que não conhece, ou instalação muda de configuração | O gêmeo digital é atualizado e a equipe pratica a nova configuração antes de encontrá-la no pátio, sem deslocamento e sem interrupção de escala |
O conhecimento que permanece quando o profissional sai
Há um efeito da expansão que raramente aparece no plano de negócios. Quando um grupo assume novos ativos, ele não compra apenas subestações. Compra a necessidade de reproduzir, em pouco tempo, um conhecimento operacional que na empresa de origem levou anos para se formar e que costuma estar concentrado em um número pequeno de pessoas.
O conhecimento explícito, aquele registrado em manuais, procedimentos, diagramas e normas, pode ser transferido com relativa facilidade. Já o conhecimento tácito, construído ao longo de anos de exposição a situações reais, é o que permite ao operador experiente perceber que algo não está normal antes de o alarme disparar, e ao mantenedor reconhecer indícios de degradação em sinais que passariam despercebidos. É a parcela mais valiosa do patrimônio da organização e a mais vulnerável, porque reside nas pessoas.
A plataforma Entre Linhas foi concebida como o lugar onde esse conhecimento é integrado. Ao transformar o saber-fazer dos especialistas de cada instalação em missões, cenários, questionamentos e critérios de avaliação, a Metodologia INTERACT converte experiência individual em ativo organizacional. Quando um operador sênior se aposenta ou migra para o concorrente, o padrão técnico permanece na empresa, disponível para formar a próxima geração em meses, e não em anos.
O ganho de gestão vem junto. Cada sessão gera dados objetivos de precisão nas operações, tempo de resposta, conformidade com o procedimento e evolução da curva de aprendizado. Para o gestor, o resultado é um histórico auditável por profissional e por instalação, útil tanto para a decisão de escala quanto para a comprovação diante de auditoria e fiscalização.
Um roteiro para os próximos meses
Reveja o inventário de risco por instalação, e não por empresa. Arranjo, filosofia de proteção, idade dos transformadores e histórico de ocorrências variam de ativo para ativo. Um inventário consolidado esconde exatamente a instalação que precisa de atenção.
Cruze o histórico de manutenção com as janelas efetivamente executadas. O caso de North Hyde mostra que o risco não mora apenas no sinal detectado, mas na janela que foi perdida por restrição sistêmica. Mapear manutenções replanejadas e não realizadas costuma revelar mais do que o plano original.
Liste as contingências que a sua equipe nunca vivenciou. Falha de proteção de barramento, incêndio em reator, perda de serviços auxiliares. Se um cenário nunca foi praticado, ele é um risco de decisão, e não apenas um risco de equipamento.
Identifique onde o conhecimento crítico está concentrado. Se a saída de duas ou três pessoas comprometeria a operação de uma instalação, esse é um risco operacional tão concreto quanto um transformador em fim de vida.
Teste a capacitação imersiva em um ativo piloto. Um gêmeo digital de uma instalação crítica permite validar o modelo, medir resultados de precisão e tempo de resposta e escalar com segurança para o restante do parque.
Antes do risco, vem a capacitação
Os riscos na operação de subestações não desapareceram com a evolução dos equipamentos. Eles mudaram de lugar. A camada física está mais protegida do que nunca, e é justamente por isso que o desfecho passou a depender do que acontece entre o sinal e a decisão: quem percebe, quem interpreta e quem executa a sequência correta na hora certa.
Para um setor em expansão, com mais ativos por equipe e menos tempo de familiarização, essa camada precisa ser construída de forma deliberada. Concebida no PROPDI ANEEL em parceria com a TBE, a Ello XR desenvolveu com a Metodologia INTERACT e a plataforma Entre Linhas um caminho em que segurança e continuidade operacional avançam juntas: o profissional pratica antes de se expor, a empresa comprova cada etapa da formação e o conhecimento crítico da operação deixa de depender de quem está na escala amanhã.
Se a sua empresa está assumindo novas instalações ou revendo o programa de capacitação da operação, saiba como um gêmeo digital da sua subestação pode acelerar essa jornada. Fale com a Ello XR e agende uma demonstração.
