A modernização tecnológica dos ativos de geração associada à consolidação dos centros de operação vem transformando a forma de operar as usinas hidrelétricas no Brasil. Nesse contexto, a teleassistência ganha espaço como modelo capaz de combinar operação centralizada, melhor uso de recursos e resposta coordenada.
Sua adoção, porém, exige muito mais do que instalar um sistema de automação que permita supervisão e comandos a distância.
De acordo com os Procedimentos de Rede do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), a assistência de uma instalação pode ser local ou remota, a partir de um centro de operação ou outra instalação, e pressupõe a utilização de recursos ininterruptos para as atividades de supervisão, comando e execução da operação.
A assistência remota é denominada teleassistência. O procedimento não admite que uma instalação da Rede de Operação seja operada sem recursos de operação local ou remota, ou seja, de maneira desassistida.
Essa distinção entre teleassistência e desassistência é essencial.
Da presença permanente à assistência por uma cadeia de recursos
Durante décadas, a presença de equipes trabalhando na localidade em regime de escala de revezamento foi a solução predominante para a operação de usinas hidrelétricas.
A evolução dos sistemas de supervisão e controle, das telecomunicações, da instrumentação, das proteções e do monitoramento por imagens permitiu redistribuir funções entre a instalação, o centro de operação e as equipes de atendimento local.
As experiências compartilhadas pelas associadas da Abrage mostram que essa transição ocorreu de formas diferentes. Há instalações com operação exclusivamente local, outras com operação remota e operadores na planta em tempo integral ou operadores na planta apenas no horário comercial. A modalidade adequada depende das características da usina, de sua função no Sistema Interligado Nacional (SIN), dos riscos existentes e do tempo efetivo de resposta presencial.
A confiabilidade da teleassistência depende ainda de identificar o elo mais vulnerável de uma cadeia formada pela instalação, telecomunicações, centro de operação e atendimento local. Um portfólio heterogêneo não comporta uma solução única.
As discussões recentes ocorridas no Comitê de Operação e Manutenção da Abrage evidenciaram que os desafios associados à teleassistência deixaram de se limitar à viabilidade do telecomando e passaram a incluir percepção remota, segurança das intervenções, prontidão local, continuidade operacional e evidências de desempenho.
Os desafios para os agentes de geração
A percepção das empresas nas discussões recentes mostrou que o primeiro desafio é reconstruir, no centro de operação, a percepção que o operador teria na usina. O sistema de automação tradicional possui grandezas, estados e alarmes, mas nem sempre identifica ruído, odor, fumaça, vazamento, vibração anormal, presença de pessoas ou sinais ainda insuficientes para gerar um alarme. Desta forma, o sistema de monitoramento por câmeras (CFTV), sensores para detecção de incêndio e inundação, instrumentação e comunicação precisam funcionar como recursos complementares.
O segundo é assegurar resiliência. Por isso, telecomunicações com rotas distintas, fontes de alimentação elétrica com autonomia, redundância de sistemas críticos e planos de contingência devem ser periodicamente testados em condições representativas. Redundâncias e planos de contingência não comprovados podem produzir uma falsa sensação de segurança, segundo os relatos das empresas.
O terceiro desafio está no atendimento local. O tempo de deslocamento deve integrar a análise de riscos, junto com o intervalo disponível antes que uma ocorrência se agrave. Planos de contingência precisam definir responsáveis, formas de acionamento, limites de atuação, situações que exigem o retorno à assistência local e exercícios simulados. Condições hidrológicas extremas, falha de sistemas críticos, perda de comunicação, rompimento de tubulações de água, incêndio ou indisponibilidade dos serviços auxiliares exigem respostas específicas.
As empresas geradoras também demonstraram preocupação especial com a segurança das pessoas durante as intervenções. O processo de liberação de um equipamento em operação para manutenção envolve identificar e isolar todas as fontes de energia, confirmar fisicamente a condição, bloquear, sinalizar e controlar configurações temporárias. Na teleassistência, essas funções passam a ser distribuídas entre operadores do centro, profissionais locais e equipes de manutenção. A transferência de responsabilidade deve ser formal, registrada e acompanhada de verificações independentes, sobretudo quando a mesma equipe executa o isolamento das fontes de energia e a manutenção.
Há ainda o desafio humano, de acordo com as geradoras. O centro de operação precisa estar dimensionado para a quantidade e a complexidade das instalações sob sua responsabilidade, inclusive durante perturbações simultâneas.
Capacitação, certificação e contato periódico com as usinas ajudam a preservar o conhecimento prático. A mudança do modelo também requer gestão cuidadosa das equipes, clareza nas interfaces contratuais e retenção do conhecimento quando atividades críticas dependem de fornecedores. Por isso, a experiência operacional (fator humano) continua sendo um ativo crítico. Embora a tecnologia amplie a capacidade de supervisão e comando, a tomada de decisão diante de situações inéditas ou complexas permanece fortemente dependente do conhecimento e do julgamento dos profissionais envolvidos.
Por fim, a teleassistência moderniza a operação e permite ampliar a padronização operacional, concentrar competências especializadas em centros de operação e aumentar a visibilidade sobre o desempenho de um portfólio de ativos dispersos geograficamente.
Segmentação de redes de telecomunicações, controles de acesso, gestão de vulnerabilidades, registro de eventos, resposta a contingências e recuperação precisam fazer parte da arquitetura operacional e da rotina de testes, na percepção das empresas. Em outras palavras, a teleassistência não elimina riscos operacionais: ela transforma a forma como esses riscos são identificados, avaliados e controlados.
Conformidade documental é necessária, mas deve vir acompanhada de evidências de que as barreiras técnicas e organizacionais funcionam no dia a dia, segundo o que foi discutido.
Uma agenda de eficiência responsável
A teleassistência pode elevar a eficiência operacional e permitir uma visão integrada do portfólio de geração. Seu valor, contudo, depende da preservação da segurança das pessoas, das instalações e do Sistema Interligado Nacional. De acordo com as empresas geradoras, a decisão deve partir dos riscos específicos de cada ativo, da confiabilidade das barreiras e da capacidade de resposta, e não apenas de metas de redução de custos.
O setor já reúne experiência suficiente para avançar na comparação de modelos, critérios mínimos e indicadores. Ao mesmo tempo, a diversidade das instalações recomenda cautela com soluções padronizadas. O melhor caminho combina requisitos comuns de segurança com avaliações individualizadas, aprendizado a partir das ocorrências e revisão contínua dos procedimentos.
Mais do que uma tendência tecnológica, a teleassistência representa uma mudança de paradigma na operação das instalações de geração. Seu sucesso dependerá da capacidade do setor de combinar inovação, segurança operacional, capacitação das equipes e gestão de riscos. Nesse contexto, a iniciativa da Abrage de aprofundar o tema e discutir diretrizes de melhores práticas poderá contribuir significativamente para uma implementação da teleassistência cada vez mais segura, eficiente e sustentável nas usinas hidrelétricas brasileiras.
Em 2026, a teleassistência foi um dos temas escolhidos pelo Comitê de Operação e Manutenção da Abrage para aprofundamento das discussões e avaliação sobre a elaboração de um guia de melhores práticas. A iniciativa pretende contribuir para a melhoria da segurança das instalações e das pessoas e para a eficiência do setor elétrico brasileiro.
Autores: representantes do Comitê de Operação e Manutenção da Abrage (CO&M)