Manutenção de subestação: o que inclui, quem responde, quem pode fazer e o que o relatório deve trazer

A manutenção preventiva de subestação é a revisão programada de todos os equipamentos entre o ramal de entrada e o quadro geral de baixa tensão (QGBT). A instalação fica desligada nas etapas que exigem contato. Em maio de 2026, o manual de rotinas de uma universidade federal pediu inspeção visual detalhada do cubículo de medição, do ramal de média tensão, dos transformadores e do QGBT. Pediu também termografia para achar conectores aquecidos.^[6]

Os ensaios do óleo isolante e do próprio transformador têm rotina à parte, descrita em manutenção de transformador. No termo de referência de Porto Alegre (RS), de julho de 2026, a preventiva da subestação é um serviço próprio, com lista de verificação. Cada ensaio do transformador é um item separado.^[8]

Somando os dois documentos públicos de 2026, uma visita preventiva cobre:^[6][8]

• seccionadoras de média tensão: contatos, comando mecânico, abertura e fechamento, isoladores, bloqueio e intertravamento;^[8][6]
• disjuntor de média tensão: câmaras de ruptura, contatos, mecanismo de operação, nível de óleo quando houver, número de operações e resistência de isolamento;^[8][6]
• relés de proteção: parametrização conferida com os ajustes informados e ensaio de atuação por corrente injetada nos TCs;^[6]
• transformadores de corrente e de potencial, muflas, para-raios e barramentos, com reaperto das conexões;^[6][8]
• aterramento: medição da resistência de terra da instalação e dos para-raios, corrosão e continuidade das ligações;^[8][6]
• abrigo: portas, grades, placas de advertência, iluminação, ventilação, limpeza, tapete isolante, extintores e estado dos EPIs e do bastão de manobra.^[8][6]

A empresa responde pela própria subestação. Pela Resolução Normativa ANEEL nº 1.000/2021, a distribuidora deve operar e manter o seu sistema elétrico até o ponto de conexão. Esse ponto marca o limite da sua responsabilidade (art. 26). Cabe ao consumidor manter a adequação técnica e a segurança das suas instalações (art. 40).^[1]

A distribuidora não pode vistoriar as instalações internas do consumidor (art. 34). A exceção são as instalações necessárias à conexão e à medição, ou os casos em que a vistoria for indispensável à prestação do serviço. A mesma resolução permite contratar a distribuidora para operar e manter as instalações do consumidor, quando ela oferece esse serviço (art. 41).^[1]

A NR-10 traça a mesma linha. Ela define o Sistema Elétrico de Potência (SEP) como as instalações de geração, transmissão e distribuição "até a medição, inclusive" (glossário, item 26). A subestação depois da medição fica fora do SEP. A nova redação da NR-10 entra em vigor em 1º de junho de 2027. Ela separa o SEP do Sistema Elétrico de Consumo (SEC).^[2][3]

Só trabalhadores autorizados podem intervir. Pela NR-10 em vigor, intervenções a partir de 50 V em corrente alternada exigem trabalhador qualificado, habilitado ou capacitado com anuência formal da empresa (itens 10.6.1 e 10.8.4). Ele faz o curso básico do Anexo III, de no mínimo 40 horas. A reciclagem vem a cada dois anos (itens 10.8.8 e 10.8.8.2).^[2]

No texto em vigor, tensão superior a 1.000 V em corrente alternada é alta tensão (glossário, item 1). Quem intervém em instalação energizada nessa tensão, dentro das zonas controlada e de risco, faz também o curso complementar de segurança no SEP (itens 10.7.1 e 10.7.2). O curso tem 40 horas. Esses serviços não podem ser feitos individualmente e exigem ordem de serviço específica para data e local (itens 10.7.3 e 10.7.4).^[2]

Todo serviço segue procedimento de trabalho escrito, assinado por profissional que atenda ao item 10.8. Segue também ordem de serviço aprovada por trabalhador autorizado, com tipo, data, local e procedimentos (itens 10.11.1 e 10.11.2). Como serviço de engenharia, a manutenção contratada exige ART do responsável técnico (Lei nº 6.496/1977, arts. 1º e 2º).^[2][5]

A partir de 1º de junho de 2027, a nova NR-10 chama a faixa de 1.000 V a 36.200 V de média tensão. Ela cria o treinamento "Complementar de Média e Alta Tensão - SEC", de 16 horas. O treinamento vale para quem trabalha em média e alta tensão no sistema elétrico de consumo (glossário e itens 10.9.2 e 10.9.6). A empresa que atua em média tensão passa a manter o Prontuário das Instalações Elétricas (item 10.15.6).^[3][4]

A NR-10 não fixa intervalo para a manutenção da subestação. Ela manda manter o prontuário atualizado (item 10.2.6). Nos estabelecimentos com mais de 75 kW de carga instalada, manda ter relatório técnico das inspeções atualizadas com recomendações e cronograma (item 10.2.4, alínea g).^[2]

Na prática, os contratos públicos de 2026 usam ciclo anual. Porto Alegre previu a preventiva da subestação a cada 12 meses e a termografia do transformador a cada 6 meses. O manual da universidade federal pede anualmente a medição da resistência de isolamento dos barramentos e dos disjuntores. Pede também a calibração dos relés e a análise do óleo dos transformadores.^[8][6]

O mesmo manual manda seguir o manual do fabricante e o histórico de cada equipamento quando o documento não cobre um componente. Assim, o intervalo se ajusta à condição real de cada subestação.^[6]

Precisa, para tudo o que exige contato com partes de média tensão. Pela NR-10 em vigor, a instalação só é considerada desenergizada depois de seis etapas (item 10.5.1). São elas o seccionamento, o impedimento de reenergização, a constatação da ausência de tensão, o aterramento temporário com equipotencialização, a proteção das partes energizadas próximas e a sinalização. A partir de 1º de junho de 2027, essa sequência passa ao item 10.13.1.^[2][3]

Na prática, a termografia e a medição de tensões são feitas com o sistema em carga. O restante da preventiva cabe na janela de desligamento. O manual da universidade federal manda programar a preventiva considerando as redundâncias e no período de menor risco e movimento de pessoas. O termo de Porto Alegre prende o prazo de execução ao período de desligamento informado pelo fiscal.^[6][8]

Do lado da distribuidora, a regra é a norma técnica da distribuidora local. O termo de Porto Alegre manda observar a NR-10 e as normas da concessionária nos serviços em subestação. Pergunte à distribuidora, antes de marcar a data, como pedir a manobra no ponto de conexão quando o serviço exigir abrir a entrada.^[8][1]

O relatório deve registrar o que foi feito, o estado em que cada equipamento ficou e o que falta corrigir, com prazo. Porto Alegre pede o relatório técnico em até 10 dias úteis após a preventiva. A NR-10 em vigor pede, nos estabelecimentos com mais de 75 kW, relatório das inspeções com recomendações e cronogramas de adequações (item 10.2.4, alínea g). Pelos termos públicos de 2026, os itens são estes:^[8][2]

• identificação da subestação, data e horário dos serviços e lista de verificação preenchida;^[8]
• serviços feitos, condição das instalações e peças trocadas, com fotos antes, durante e depois;^[8]
• valores medidos: resistência de isolamento, resistência de aterramento, tensões e termogramas com os pontos quentes;^[6]
• anomalias encontradas e recomendações técnicas;^[8]
• diagrama unifilar atualizado quando um componente ou um ajuste de proteção mudou;^[8][2]
• assinatura do responsável técnico e ART do serviço.^[8][5]

No registro de preços de Porto Alegre (RS), homologado em 13 de agosto de 2026, o item mais caro entre os serviços de subestação foi a manutenção corretiva, a R$ 2.681,65. O mais barato foi a vistoria técnica, a R$ 1.098,76. A preventiva saiu a R$ 1.763,08 por subestação, para transformadores de 100 a 300 kVA a óleo.^[7][8]

Fontes:^[7][8]