Cada cuánto se hace mantenimiento a la subestación de un conjunto

En 30 segundos

• El RETIE exige mantenimientos periódicos y un plan de mantenimiento que diga qué equipos se revisan y cada cuánto, con registros de cada visita (Res. 40284 de 2026, art. 3.23.6) [1].
• No hay una frecuencia única. Depende del tipo de subestación, del ambiente del lugar y de lo que recomiende el manual que entregó el constructor.
• Cuando el fabricante no da recomendaciones, la norma estadounidense NFPA 70B recomienda inspección visual y termografía cada 12 meses, y cada 6 meses si los equipos están en mal estado [4].
• Si el transformador es en aceite, el propietario debe tener la prueba de PCB de cada equipo (Res. 222 de 2011, art. 5) [5].
• La lista 2026 de EPM, operador de red de Antioquia, pone un preventivo de subestación entre $6,1 y $16,4 millones con IVA, según la región y el nivel. Es una referencia pública, no un precio de mercado en Bogotá [7].

HOME hace mantenimiento de subestaciones y entrega un informe técnico con lo encontrado en cada equipo.

Hablemos del conjunto

Qué exige el RETIE

El RETIE es el Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas del Ministerio de Minas y Energía. La versión vigente es la de la Resolución 40117 de 2024, modificada por la Resolución 40284 de 2026, publicada en el Diario Oficial el 1 de julio de 2026 [1]. Sobre el mantenimiento de la subestación dice cuatro cosas.

1. Mantenimientos periódicos y un plan

   A las subestaciones se les deben hacer mantenimientos periódicos que aseguren la continuidad del servicio y la seguridad de los equipos y de quien trabaja en ellas. Quien opera la subestación debe tener un plan que incluya todos los equipos y la periodicidad de cada uno (Libro 3, art. 3.23.6) [1].

2. Personal especializado y registros

   La revisión de los equipos de potencia, control, protección, alarma y comunicación, cuando aplique, la hace personal especializado. De cada mantenimiento y limpieza quedan registros y evidencias, que cualquier autoridad de control puede pedir (art. 3.23.6) [1].

3. Un manual que entrega el constructor

   Quien construyó la instalación debe entregar al propietario un manual de operación y mantenimiento con la periodicidad recomendada (Libro 3, título 6, y art. 3.23.6) [1]. Ese manual es el punto de partida del plan. Si el conjunto no lo tiene, el plan se arma con un levantamiento de los equipos.

4. La responsabilidad es del propietario

   El propietario o tenedor de la instalación es responsable de operarla y mantenerla en condiciones seguras, apoyado en personas competentes (Libro 3, título 6) [1]. Por eso lo mismo aplica a un edificio de oficinas o una bodega con subestación propia. En un conjunto, las instalaciones generales de servicios públicos son bienes comunes esenciales (Ley 675 de 2001, art. 3) [2], y cuidarlos es función del administrador (art. 51, numeral 7) [2].

Sobre lo que pasa si no se hace, la norma dice que los registros pueden ser requeridos por cualquier autoridad de control y vigilancia (art. 3.23.6) y que la responsabilidad de mantener la instalación segura es del propietario o tenedor (Libro 3, título 6) [1].

Hay un caso especial. Si el transformador es de tipo poste o pedestal, su plan de mantenimiento puede estar incluido en el de la red de distribución (art. 3.23.6) [1]. Eso no significa que el conjunto quede por fuera. Antes de sacar el transformador del presupuesto, conviene confirmar de quién es y quién lo mantiene, con el acta de entrega del constructor o con una constancia escrita del operador de red.

Cada cuánto, equipo por equipo

Dentro de la subestación, el RETIE fija intervalos máximos para la puesta a tierra en la tabla 3.12.6.a. Para los demás equipos remite al plan y al manual del constructor (art. 3.23.6) [1]. Cuando el manual no da ese dato, una referencia técnica internacional es la NFPA 70B, la norma de mantenimiento de equipos eléctricos de Estados Unidos. Su edición de 2023 fija intervalos según el estado del equipo, y los aplica cuando el fabricante no da recomendaciones y una falla implica un riesgo inaceptable [3] [4]. Es una norma de Estados Unidos y no hace parte del RETIE.

Tabla propia con datos del RETIE [1], de la tabla 9.2.2 de la NFPA 70B de 2023, según la reproducción de Vertiv [4], y de la Resolución 222 de 2011 [5]. En la NFPA 70B, «cada 3 a 5 años» es cada 36 meses para la condición 2 y cada 60 meses para la condición 1 (equipo como nuevo). El «mal estado» es la condición 3. Para un transformador nuevo, en lugar del ensayo de PCB vale la certificación del proveedor si el aceite no se ha intervenido. Los intervalos de la puesta a tierra pueden acortarse por clima, fallas o exigencias de las aseguradoras, según el mismo RETIE.

Un dato de la NFPA 70B sirve para el conjunto que lleva años sin mantenimiento. Un equipo que se saltó los dos últimos ciclos del plan se clasifica en la condición 3 y pasa a los intervalos más cortos de la tabla [4]. En ese caso conviene empezar con un diagnóstico completo y no con la revisión liviana de un año normal.

Qué incluye un mantenimiento preventivo

Cada plan es distinto, pero un preventivo completo suele repartirse en cuatro momentos. La lista de servicios de EPM nombra por separado la termografía, las pruebas al transformador y los análisis del aceite [7], así que conviene que cada cotización diga cuáles incluye.

El corte de energía es lo que más se siente en un conjunto. Durante unas horas pueden quedar sin servicio los ascensores, las bombas de agua, las puertas eléctricas y la portería. Conviene programarlo con anticipación, avisar a los residentes y confirmar qué sigue funcionando con la planta de emergencia, si el conjunto tiene una.

El mantenimiento tampoco reemplaza la inspección RETIE. El dictamen de inspección lo expide un organismo acreditado por ONAC [10], y el informe de mantenimiento es otro documento. La guía del RETIE explica la diferencia.

La prueba de PCB del transformador

Los PCB (bifenilos policlorados) son compuestos tóxicos que se usaron en aceites de transformadores antiguos. La Resolución 222 de 2011 del Ministerio de Ambiente obliga al propietario a comprobar, con un ensayo de laboratorio, cuánto PCB tiene cada equipo, y a marcarlo para el inventario (arts. 4, 5 y 8) [5]. Para un equipo nuevo vale la certificación del proveedor de que está libre de PCB, siempre que el aceite no se haya intervenido después [5].

Los plazos los fijó la Resolución 1741 de 2016. El propietario debía garantizar que no tuviera equipos en uso contaminados con PCB al 31 de diciembre de 2025, y debe eliminar todas sus existencias contaminadas antes del 31 de diciembre de 2028 (art. 4, que modificó el art. 7 de la Res. 222) [6]. La resolución se refiere a equipos con fluido aislante, así que un transformador seco normalmente no requiere esta prueba. Conviene confirmarlo con la placa y el manual.

La Resolución 222 de 2011 considera libre de PCB lo que tiene menos de 50 ppm (art. 3) [5]. Si el laboratorio reporta un equipo contaminado, el plazo para tenerlo en uso venció el 31 de diciembre de 2025 y debe eliminarse antes del 31 de diciembre de 2028 [6]. En ese caso conviene informarlo al consejo y planear el retiro con el laboratorio, un gestor autorizado y la autoridad ambiental. Si el conjunto no tiene el resultado de esa prueba o la certificación del proveedor, conviene pedirlo en el próximo mantenimiento. La toma de muestras la hace personal certificado y el análisis, un laboratorio acreditado por el IDEAM [6].

Cuánto cuesta el mantenimiento de una subestación

Una referencia pública de precios es la lista de servicios técnicos de EPM, operador de red de Antioquia, vigente para 2026. Estos son sus valores con IVA incluido [7].

Lista de precios de servicios técnicos de EPM vigentes para 2026, IVA incluido, consultada el 18 de octubre de 2026 [7]. La página no explica qué son los niveles II y III ni qué trae cada servicio.

Hay que leer la tabla con cuidado. Es la lista de EPM para sus servicios técnicos, no un precio de mercado en Bogotá ni una cotización, y la página no detalla qué incluye cada servicio. Por eso no sirve como presupuesto para la asamblea. Sirve para dos cosas. Muestra que, en esa lista, un preventivo de subestación cuesta millones de pesos y no cientos de miles, aunque en Bogotá el valor puede ser distinto. Y muestra que EPM lista la termografía y las pruebas del aceite como servicios separados, sin aclarar si el preventivo los incluye, así que conviene comparar cotizaciones con el mismo alcance.

El precio real depende de la capacidad del transformador en kVA, de si es seco o en aceite, de cuántas celdas y tableros tiene la subestación y del estado en que estén.

Cómo presupuestarlo y llevarlo a la asamblea

La asamblea aprueba el presupuesto anual y las cuotas ordinarias y extraordinarias (Ley 675 de 2001, art. 38, numerales 2 y 4) [2], y el administrador presenta un presupuesto detallado de gastos para el nuevo año (art. 51, numeral 1) [2]. El preventivo es un gasto planeado, así que va en ese presupuesto ordinario. El fondo de imprevistos, que se forma con un recargo no inferior al 1 % del presupuesto anual de gastos comunes, es para lo no previsto, como una reparación urgente, y el administrador dispone de él previa aprobación de la asamblea, en su caso, y según el reglamento (art. 35) [2].

La asamblea ordinaria se reúne al menos una vez al año, en la fecha del reglamento o, si no la fija, dentro de los tres meses siguientes al cierre del periodo presupuestal (art. 39) [2]. Llevar a la reunión el plan, el último informe y dos o tres cotizaciones con el mismo alcance permite aprobar el mantenimiento del año sin discutir cifras sueltas.

Este artículo es informativo. No reemplaza el manual de la instalación, el plan de mantenimiento, la revisión de un profesional con matrícula ni la asesoría legal para las decisiones de la asamblea.

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