La puesta en servicio de una subestación es el conjunto de inspecciones y pruebas que demuestran, antes de energizar, que cada equipo y el sistema completo funcionan como se diseñaron: pruebas a equipos primarios, pruebas de protecciones con los ajustes aprobados, verificación de control y comunicaciones, y la energización coordinada con el operador de red o el transportador. Su alcance depende del nivel de tensión, de la configuración, de la tecnología y de lo que exija quien otorga la conexión.
Qué es la puesta en servicio
La puesta en servicio (o comisionamiento) es la etapa que separa una subestación montada de una subestación operando. En ella se demuestra, con pruebas documentadas, que cada equipo llegó sano, quedó bien instalado y funciona en conjunto con los demás: transformadores, interruptores, seccionadores, transformadores de medida, protecciones, control, comunicaciones y servicios auxiliares. Termina con la energización coordinada con quien otorga la conexión.
No existe una única norma que la defina de punta a punta. Cada equipo tiene su norma de producto, la práctica de campo la recogen ANSI/NETA ATS y ECS, la guía IEEE C37.233 y el folleto CIGRE TB 637, y en Colombia el Código de Redes y la regulación de conexión ponen requisitos concretos. El detalle está en normas para puesta en servicio, pruebas FAT y SAT.
Esta guía es para quien está por contratarla: qué debería incluir una buena oferta, de qué depende el alcance y qué conviene exigir al final.
Qué incluye
Una puesta en servicio completa suele tener cinco bloques. Una oferta puede no incluirlos todos, pero debe decir con claridad cuáles sí y cuáles no.
| Bloque | Qué se demuestra |
|---|---|
| Revisión documental | Que planos, unifilares, listas de cableado, protocolos de fábrica y estudio de ajustes están completos y son la versión vigente |
| Pruebas a equipos primarios | Que transformadores, interruptores, seccionadores, CT, PT, cables, pararrayos y malla de tierra llegaron sanos y quedaron bien montados |
| Pruebas secundarias y de protecciones | Que cada relé mide bien, tiene los ajustes aprobados y dispara el interruptor correcto en el tiempo esperado |
| Control y comunicaciones | Que mandos, enclavamientos, señales y medidas llegan correctamente al HMI, al centro de control y, si aplica, al otro extremo de la línea |
| Energización | Que la instalación se energiza en el orden previsto, con maniobras y consignaciones acordadas y mediciones de verificación con carga |
Las pruebas a equipos primarios se explican en pruebas a equipos primarios de subestación; las de protecciones, en nuestra página de inyección secundaria. Cuando hay teleprotección o disparos transferidos entre subestaciones, se suman las pruebas de extremo a extremo.
De qué depende el alcance
El alcance, y por lo tanto el tiempo y el costo, cambia mucho entre una subestación y otra. Los factores que más pesan:
- Nivel de tensión y configuración. No se prueba igual una subestación compacta de media tensión que una de interruptor y medio en extra alta tensión. Cada bahía agrega equipos, protecciones y señales.
- Tecnología del sistema de control. En un sistema IEC 61850 se agregan la verificación de los archivos de configuración, los mensajes GOOSE y, en subestaciones digitales, los valores muestreados.
- Qué se hizo en fábrica. Una FAT completa de los tableros reduce lo que queda por descubrir en sitio, aunque no reemplaza la SAT. Vea nuestra página de pruebas FAT y SAT.
- Exigencias de quien otorga la conexión. En el STN, el Código de Conexión (Resolución CREG 025 de 1995, numeral 10.7) pide pruebas de la conexión coordinadas con el transportador, el CND y el centro regional; en distribución, el operador de red puede exigir protocolos recientes.
- Generación. Si la subestación conecta una planta, el Acuerdo CNO 2233 de 2026 fija pruebas mínimas a las funciones de protección durante las pruebas de puesta en servicio.
- Ampliación o subestación nueva. Una ampliación en una subestación energizada exige consignaciones, aislamiento de las bahías vecinas y pruebas de las protecciones existentes que se modifican, como la diferencial de barras.
- Ventanas de maniobra. Las fechas que conceda el operador para consignar equipos pueden marcar el ritmo más que las pruebas mismas.
Qué debe tener listo usted
Una puesta en servicio avanza al ritmo de la información disponible. Antes de que llegue el equipo de pruebas conviene tener:
- Planos aprobados en su última versión: unifilar, esquemáticos de control y protección, cableado y disposición física.
- Protocolos de fábrica de cada equipo y de los tableros: son la referencia contra la que se comparan las pruebas en sitio.
- Estudio de ajuste y coordinación de protecciones aprobado (lo preparamos en los estudios para la puesta en servicio) y los archivos de ajustes en el formato del fabricante.
- Listas de señales hacia el SCADA y el centro de control, con direcciones y protocolos acordados.
- Montaje terminado y cableado verificado punto a punto por el contratista de montaje.
- Servicios auxiliares disponibles: corriente continua y alterna estables en los tableros.
- Programa de energización preliminar y contacto con el operador de red o el transportador.
Si alguno falta, la oferta debería decir qué pasa: se pausa, se cobra la espera o se reprograma.
Señales de alerta al comparar ofertas
- «Puesta en servicio» sin lista de pruebas. Una oferta seria dice qué pruebas hará a cada equipo y bajo qué norma o especificación.
- Sin pruebas funcionales de disparo. Probar el relé sin verificar que abre el interruptor correcto deja fuera la parte que más falla: el cableado.
- Sin mención a la calibración de los equipos de prueba. La Resolución CREG 075 de 2021 permite al operador de red exigir equipos de prueba calibrados dentro del último año.
- Protocolos que se entregan «después». Sin protocolos firmados no hay energización: el operador los revisa antes de la visita.
- Exclusiones no dichas. Integración con el centro de control, pruebas de extremo a extremo, análisis de aceite en laboratorio o acompañamiento en la energización: si no aparecen, pregunte.
- Nadie se hace cargo de las desviaciones. Defina quién registra las no conformidades y quién verifica que se cierren.
Qué deben contener los entregables
- Plan de pruebas aprobado antes de empezar, con la norma o especificación de cada prueba.
- Protocolo por equipo y por función, con valores medidos, criterio de aceptación, instrumento usado y su certificado de calibración.
- Registro de no conformidades y su cierre.
- Copia de los ajustes cargados en cada relé, comparada con el estudio aprobado.
- Pruebas punto a punto de señales hacia el HMI y el centro de control.
- Informe final con el estado de cada bahía, firmado por el responsable de las pruebas.
Esos protocolos son además la línea base de mantenimiento: las mediciones futuras se comparan con ellos. El RETIE (Res. 40117 de 2024, modificada por la Res. 40284 de 2026), en su artículo 3.23.6, pide dejar registros y evidencias del mantenimiento que la autoridad puede pedir; conviene conservar los protocolos durante la vida del equipo.
La energización
Es la última etapa y la que más coordinación exige. El operador de red o el transportador verifica en sitio que la instalación corresponde a lo aprobado, que la certificación RETIE está vigente, que los protocolos están completos y que los ajustes coinciden con el estudio. El paso a paso del trámite está en energización y puesta en servicio con el operador de red y la certificación en certificación RETIE y dictamen de inspección.
Ponemos en servicio su subestación
Nuestro equipo hace pruebas primarias, pruebas de protecciones, verificación de control y comunicaciones y acompaña la energización en subestaciones de media, alta y extra alta tensión y en plantas industriales. Conozca el servicio de pruebas y puesta en servicio y envíenos el unifilar y el alcance por contacto; le proponemos un plan. Si los ajustes cambian durante la puesta en servicio o después, también los cargamos con configuración remota de relés.
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Referencias
- ANSI/NETA ATS-2025 y ANSI/NETA ECS-2024.
- IEEE C37.233, IEEE Guide for Power System Protection Testing.
- CIGRE TB 637, Acceptance, commissioning and field testing techniques for protection and automation systems (2015).
- Resolución CREG 025 de 1995, Código de Redes, Código de Conexión (numerales 10.3 y 10.7).
- Resolución CREG 075 de 2021.
- Acuerdo CNO 2233 de 2026, Anexo 2.
- RETIE, Resolución 40117 de 2024 del Ministerio de Minas y Energía, modificada por la Resolución 40284 de 2026.
Preguntas frecuentes
¿Qué diferencia hay entre pruebas SAT y puesta en servicio?
La SAT es la prueba en sitio de un sistema o tablero ya instalado. La puesta en servicio es más amplia: reúne las SAT, las pruebas a equipos primarios, las pruebas de protecciones, la integración con el SCADA y la energización final coordinada con el operador.
¿Cuánto tarda la puesta en servicio de una subestación?
No hay una duración estándar publicada. Depende del número de bahías, del nivel de tensión, de si el sistema es convencional o IEC 61850, de la calidad de la documentación y de las ventanas de maniobra que conceda el operador de red.
¿Quién aprueba la energización de una subestación nueva?
Quien otorga el punto de conexión: el operador de red en el sistema de distribución o el transportador en el STN. Revisa la certificación RETIE, los protocolos de prueba y que los ajustes cargados sean los del estudio aprobado.