El comisionamiento de una subestación, que en Colombia y España se llama puesta en servicio, es el conjunto ordenado de inspecciones y pruebas que demuestra que cada equipo llegó sano, quedó bien instalado y funciona con los demás antes y durante la energización. Avanza de lo individual a lo integrado: equipos primarios, transformadores de medida, cableado, protecciones, control y comunicaciones, pruebas de extremo a extremo y, al final, energización y verificaciones con carga.
Qué es el comisionamiento de una subestación
El comisionamiento de una subestación es la etapa que separa una instalación montada de una instalación en operación. Consiste en demostrar con pruebas documentadas que cada equipo llegó sano del transporte, quedó bien montado y conectado, y funciona en conjunto con los demás: transformadores, interruptores, seccionadores, transformadores de medida, protecciones, control, comunicaciones y servicios auxiliares. En qué se diferencia del precomisionamiento y de la puesta en marcha se explica en precomisionamiento, comisionamiento y puesta en marcha.
En Colombia y en España el sector eléctrico lo llama puesta en servicio; en México, Perú, Chile y en la industria de procesos de toda Latinoamérica se usa comisionamiento. En inglés es substation commissioning y en portugués comissionamento de subestação. Son la misma cosa: lo que cambia entre proyectos es el alcance que fija el contrato. Antes viene el precomisionamiento, con el equipo sin energizar, y en la industria se habla además de puesta en marcha cuando el proceso arranca.
No existe una sola norma que lo cubra de punta a punta. Cada equipo tiene su norma de producto; ANSI/NETA ATS cubre las pruebas de aceptación de cada equipo en campo y ANSI/NETA ECS el comisionamiento del sistema en conjunto; IEEE C37.233 y el folleto CIGRE TB 637 orientan las pruebas de protección y automatización. El cuadro completo está en normas para puesta en servicio, pruebas FAT y SAT.
Las etapas, de lo individual a lo integrado
El orden no es un capricho: cada etapa se apoya en la anterior. Probar una protección de extremo a extremo antes de verificar la relación y la polaridad de sus transformadores de corriente es perder el tiempo, porque cualquier error de abajo contamina las pruebas de arriba.
- 01Inspección y documentaciónPlanos vigentes, protocolos de fábrica y montaje terminado
- 02Equipos primariosTransformadores, interruptores, seccionadores, cables y malla
- 03CT, PT y cableadoRelación, polaridad, cargas y punto a punto de circuitos
- 04Protecciones por bahíaInyección secundaria con los ajustes aprobados y disparo real
- 05Control, SAS y comunicacionesMandos, enclavamientos, señales al HMI y al centro de control
- 06Extremo a extremoTeleprotección y esquemas entre subestaciones
- 07Energización y cargaFases, sincronismo, direccionalidad y medidas con carga
Inspección y revisión documental
Antes de medir nada se comprueba que la instalación corresponde a los planos aprobados en su última versión, que están los protocolos de fábrica de cada equipo y que el montaje terminó. Los protocolos de fábrica son la referencia contra la que se comparan las pruebas en sitio: sin ellos, una medición aislada dice poco.
Pruebas a equipos primarios
Cada equipo se prueba para confirmar que no sufrió daños en el transporte y el montaje. Al transformador de potencia se le miden, entre otras, la relación, la resistencia de devanados, el aislamiento y el factor de potencia; qué revela cada una está en prueba de relación, polaridad y grupo vectorial y en las guías de cada prueba. A los interruptores, tiempos, resistencia de contactos y, según la tecnología, el gas o el vacío. A los cables, pararrayos y malla de tierra, sus pruebas propias. La lista por equipo está en pruebas a equipos primarios de subestación, y el caso del transformador, con sus accesorios y su energización en vacío, en comisionamiento de un transformador de potencia.
Transformadores de medida y cableado
Los CT y PT alimentan toda la protección y la medida. Se verifican relación, polaridad, excitación en los núcleos de protección y la carga conectada, y se comprueba que cada circuito llega al borne correcto. Las pruebas punto a punto de las señales, del borne del equipo al IED y al SCADA, cierran esta etapa del lado del control.
Protecciones de cada bahía
Con los ajustes del estudio aprobado ya cargados, cada relé se prueba con inyección secundaria: que mide bien, que cada función opera dentro de lo esperado y que el disparo llega al interruptor correcto. Las pruebas que suele exigir el operador están en pruebas de protecciones que exige el CNO, y el recorrido completo de cada relé, en comisionamiento de relés de protección.
Control, SAS y comunicaciones
Se verifican los mandos local y remoto, los enclavamientos, la lista de señales hacia el HMI y el centro de control, la sincronización de tiempo y, en sistemas IEC 61850, los archivos de configuración y los mensajes GOOSE. Para preparar los casos de prueba de los enclavamientos puede usar nuestra herramienta gratuita de tabla de enclavamientos.
Extremo a extremo
Cuando una protección depende de la otra punta de la línea (teleprotección, diferencial de línea, disparos transferidos), las dos subestaciones se prueban a la vez con fuentes sincronizadas. Es la única forma de verificar el esquema completo, canal incluido.
Energización y pruebas con carga
La última etapa es la energización coordinada con el operador de red o el transportador. Hay verificaciones que solo se pueden hacer con tensión y carga: secuencia de fases, sincronismo, direccionalidad de las protecciones y coherencia de las medidas. El trámite ante el operador está en energización y puesta en servicio con el operador de red; qué se prueba sin tensión y qué con ella, en comisionamiento en frío y en caliente, y la secuencia de maniobras, en primera energización de una subestación.
Qué cambia según la subestación
| Factor | Qué agrega al comisionamiento |
|---|---|
| Nivel de tensión | Más equipos por bahía, pruebas dieléctricas más exigentes y protecciones redundantes en alta y extra alta tensión |
| Configuración | Barra sencilla, doble barra o interruptor y medio cambian los enclavamientos, la diferencial de barras y la falla de interruptor |
| Tecnología | En una subestación IEC 61850 se suman la verificación de los archivos SCL, GOOSE y, en la digital, los valores muestreados |
| Subestación nueva o ampliación | Una ampliación exige consignaciones y pruebas sobre protecciones existentes, como la diferencial de barras |
| Generación conectada | Las pruebas de las funciones de conexión que exige el operador, como las del Acuerdo CNO 2233 de 2026 en Colombia |
| Industria | Interfaces con tableros, motores, variadores y el SCADA de la planta |
Qué se entrega al final
El resultado de un comisionamiento es un conjunto de documentos, no solo una subestación energizada: plan de pruebas aprobado, protocolos por equipo y por función con sus valores medidos, registro de no conformidades y su cierre, copia de los ajustes cargados, listas de señales verificadas e informe final. Esos protocolos son además la línea base del mantenimiento. Para protecciones, el contenido mínimo está en qué pedir en un informe de pruebas de protecciones, y la organización completa de esos documentos, en dossier de comisionamiento.
El procedimiento de cada prueba, las secuencias de maniobra y los valores de aceptación de un proyecto dependen de la especificación del cliente, del fabricante y de la norma aplicable, y se fijan en el plan de pruebas.
Comisionamos su subestación
Nuestro equipo hace el comisionamiento completo, desde las pruebas a equipos primarios hasta la energización, en subestaciones de media, alta y extra alta tensión y en plantas industriales. Para el resto del alcance, conozca el servicio de pruebas y puesta en servicio y envíenos el unifilar por contacto: le proponemos un plan.
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Referencias
- ANSI/NETA ATS-2025, Standard for Acceptance Testing Specifications for Electrical Power Equipment and Systems.
- ANSI/NETA ECS-2024, Standard for Electrical Commissioning Specifications for Electrical Power Equipment and Systems.
- IEEE C37.233-2023, IEEE Guide for Power System Protection Testing.
- CIGRE TB 637, Acceptance, commissioning and field testing techniques for protection and automation systems, 2015.
- IEC 61850-4, System and project management.
- Serie IEC 60076, Power transformers; serie IEC 62271, High-voltage switchgear and controlgear; serie IEC 61869, Instrument transformers.
- Resolución CREG 025 de 1995, Código de Redes, Código de Conexión (numerales 10.3 y 10.7).
- Consejo Nacional de Operación, Acuerdo 2233 de 2026.
Preguntas frecuentes
¿Comisionamiento y puesta en servicio de una subestación son lo mismo?
Sí. Son dos nombres para la misma etapa del proyecto. En México, Perú y Chile se dice comisionamiento; en Colombia y España, puesta en servicio. En inglés es commissioning y en portugués comissionamento. El alcance lo define el contrato, no la palabra.
¿Qué norma rige el comisionamiento de una subestación?
No hay una norma única. Cada equipo tiene su norma de producto (IEC 60076, IEC 62271, IEC 61869), la práctica de campo la recogen ANSI/NETA ATS y ECS, la protección y el control se apoyan en IEEE C37.233 y CIGRE TB 637, y el operador de red o el transportador agrega sus propios requisitos para la conexión.
¿En qué orden se comisiona una subestación?
De lo individual a lo integrado: primero cada equipo primario y cada transformador de medida, luego el cableado y las protecciones de cada bahía, después el control, el SAS y las comunicaciones, las pruebas de extremo a extremo cuando hay teleprotección y, por último, la energización y las verificaciones con carga.