La digitalización de la infraestructura eléctrica avanza en Latinoamérica, pero el principal desafío ya no pasa por incorporar sensores, comunicaciones o plataformas de análisis. La discusión comienza a trasladarse hacia otro terreno: la capacidad de las empresas para tomar decisiones operativas basadas en información remota y en tiempo real.
Mientras durante décadas el mantenimiento se apoyó en inspecciones presenciales y pruebas periódicas fuera de servicio, las nuevas tecnologías permiten supervisar el comportamiento de transformadores, generadores y líneas de forma permanente. El objetivo es identificar desvíos antes de que se conviertan en fallas y reducir los tiempos de respuesta cuando ocurre una contingencia.
“Con la tecnología que hay, lo más probable es que se pueda tomar buena información a distancia y no tener que ir a campo a ver qué está pasando”, afirmó Facundo Gagliardo, Gerente LATAM de Monitoreo Online de Activos Eléctricos de Megger, empresa fabricante con más de 130 años de experiencia en mantenimiento eléctrico,
Sin embargo, el ejecutivo sostiene que la principal barrera para avanzar en esta dirección no es tecnológica, sino más bien el cambio de filosofía.
“Ese cambio de filosofía, esa reubicación de puestos de trabajo, ese perfil que el cliente tiene que armar para poder manejar la información de esa forma, lleva tiempo. Es un cambio a nivel compañía”, comentó el entrevistado.
La transición implica abandonar una lógica basada en diagnósticos puntuales para pasar a una gestión continua del estado de los activos. Megger incorporó hace alrededor de siete años una división específica de monitoreo online para responder a esta evolución del mercado.
Actualmente, las soluciones permiten supervisar redes de media tensión, transformadores de potencia, generadores y líneas de transmisión. Ante eventos como sobrecorrientes, aperturas de circuito o fallas de impedancia, los sistemas identifican rápidamente la ubicación del problema mediante algoritmos de análisis.
La información también permite trabajar sobre modelos predictivos. En lugar de intervenir equipos únicamente cuando aparece una falla o cuando corresponde una inspección programada, las empresas pueden seguir la evolución de variables críticas y anticipar deterioros.
“Cuando hablamos de un generador o de un transformador, es entender con la tendencia del monitoreo la vida útil de esa máquina y a dónde va a atender su posible falla para intervenir antes de que pase”, explica.
La necesidad de este tipo de herramientas se vuelve cada vez más relevante a medida que aumenta la participación de renovables en la matriz energética, ya que la incorporación de generación eólica y solar obliga a distribuidoras y transportistas a garantizar una mayor disponibilidad de sus instalaciones.
Según Gagliardo, estas tecnologías presionan a las redes porque exigen que la capacidad de transporte permanezca disponible de forma constante para evacuar la generación.
En ese contexto, aparecen además nuevos desafíos operativos. Mientras que en una central convencional buena parte de la atención se concentra en equipos de generación, en un parque eólico uno de los activos más sensibles puede ser la red de cables enterrados.
Infraestructura envejecida y monitoreo en tiempo real
La necesidad de evolucionar hacia modelos predictivos también está vinculada al estado de gran parte de la infraestructura eléctrica regional. En numerosos mercados latinoamericanos continúan operando instalaciones construidas hace varias décadas.
Frente a ese escenario, Megger impulsa Sentrisense, una tecnología desarrollada originalmente en Argentina y que actualmente se exporta a distintos mercados internacionales. El sistema permite monitorear el comportamiento de líneas de transmisión para detectar envejecimiento, fatiga mecánica de conductores, riesgos de rotura e incluso intentos de robo de infraestructura.
“Tenemos sistemas muy buenos, fabricados y diseñados en Argentina mediante una división de negocio que compró Megger y hoy la estamos exportando a nivel mundial, con resultados ya en Europa”, indicó Gagliardo.
“Sentrisense va a prevenir muchos problemas, sobre todo en envejecimiento de líneas, que por caso Argentina tiene obras de más de 40 años, entender la fatiga del conductor, cuándo ese cable se puede cortar, cuándo se puede dañar, además de los robos”, agregó.
La solución ya se encuentra disponible para Latinoamérica y forma parte de una estrategia global de la compañía para ampliar el monitoreo continuo de activos críticos.
La pregunta de fondo, sin embargo, trasciende a la tecnología. La capacidad de obtener información en tiempo real ya existe. El próximo paso será determinar qué tan rápido las empresas eléctricas de la región logran adaptar sus estructuras, procesos y equipos humanos para operar bajo una lógica cada vez más digital y predictiva.
Por Florencia Guglielmetti
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