• Trabajar con sistemas desgastados puede provocar fallas en el suministro  de energía, imponer riesgos a la seguridad y ocasionar pérdidas económicas.
• El mantenimiento predictivo permite adelantarse a la necesidad y evitar paradas no programadas que le cuestan a la industria manufacturera US$650.000 anuales, por mencionar un ejemplo.

San José, Costa Rica. XX de noviembre de 2026. Eran las 3 de la madrugada del 8 de abril de 2021 cuando empezó el fuego en las naves de dos empresas de plásticos en la zona franca de El Coyol, en Alajuela. Diez horas después, los bomberos lograron controlarlo. Para entonces, se habían quemado 4.866 metros cuadrados. El Departamento de Ingeniería del Cuerpo de Bomberos de Costa Rica revisó durante cuatro días muestras de laboratorio, videos y testimonios, y concluyó que todo empezó con unos cables dañados, sin protección, que tocaron producto terminado de polietileno. Los trabajadores que estaban dentro, salieron ilesos.

El caso es que en muchas fábricas, bodegas y plantas de la región, los tableros y transformadores solo reciben atención cuando se averían. Para ese momento, cualquier reparación se hace con la prisa de resolver lo antes posible y a costos superiores por la emergencia. Celdas de media tensión, tableros, interruptores y transformadores están diseñados para durar décadas, pero a pesar de su expectativa de vida operativa, quedan rezagados frente a las normas y tecnologías vigentes.

“Un equipo puede encender con normalidad y aún así presentar desgaste -Lady Campos, gerente de Nuevos Negocios para Centroamérica de Schneider Electric. La mayoría de los tableros de distribución en operación fueron diseñados para durar entre 10 y 30 años. Pasado ese tiempo, quedan desfasados respecto de las normas técnicas vigentes”. Y señala: “Las inspecciones, las pruebas y las evaluaciones técnicas permiten detectar señales tempranas, como conexiones que se calientan, contactos desgastados, aislamiento degradado o protecciones mal coordinadas, y programar las correcciones antes de una avería.”

Impactos en seguridad y costos económicos
Algunas fallas se originan fuera de las instalaciones, en la red de distribución o en la generación; sin embargo, el estado y la protección de los equipos propios influyen en el daño que deja cada perturbación.

“En las instalaciones antiguas estas fallas pueden ser más frecuentes y poner en riesgo la seguridad de quienes trabajan cerca. Una inspección termográfica, por ejemplo, puede revelar una conexión recalentada que a simple vista luce normal. Lo mismo pasa con contactos gastados, aislamientos envejecidos o protecciones que ya no se coordinan entre sí”, ejemplifica Campos.

Además de los riesgos vinculados con daños a infraestructuras o riesgos para la salud, la obsolescencia de los equipos de energía y de sus componentes incluye un costo económico. La Encuesta de Empresas del Banco Mundial permite poner esas cifras en contexto. Las compañías que sufrieron cortes de energía estiman que han afrontado en promedio pérdidas del 2,1 % de sus ventas anuales en Panamá y del 1,7 % en Costa Rica. En Guatemala, la cifra fue de 1,4 % en 2017. A nivel mundial, Schneider Electric retoma una estimación de la International Society of Automation (ISA) que sitúa en unos US$650.000 millones al año el costo de las paradas no programadas en la manufactura.

Por eso, adelantarse a la obsolescencia siempre va a resultar más barato en términos de cumplimiento de los tiempos acordados con los clientes, la producción no se frenará de manera abrupta, la atención no se verá interrumpida y no se pondrá en riesgo la seguridad de las personas, como podría suceder en el caso de un corte de energía en centros de salud. 

Un paso adelante: el software predictivo

La mayoría de las plantas trabajan con dos modelos de mantenimiento. El correctivo repara cuando algo se rompe. El preventivo se revisa por calendario, cada seis meses o cada año, haya o no señales de problema. “Pero ambos esquemas exponen a las empresas a paradas innecesarias, a gastar recursos donde no hacen falta y a costos más altos -detalla Campos. La alternativa es el mantenimiento basado en la condición de los equipos”.

En este caso entran en escena sensores instalados en tableros, transformadores, sistemas de enfriamiento o unidades de respaldo (UPS) que envían en tiempo real datos de temperatura, vibración, presión o desgaste. Un software de análisis, con herramientas de inteligencia artificial y aprendizaje automático, compara esas lecturas con el comportamiento habitual de cada equipo y detecta patrones que suelen ocurrir antes de una falla, como una conexión que se calienta un poco más cada semana.

Es entonces cuando el sistema genera una alerta y el equipo de mantenimiento programa la intervención antes de que realmente se concrete la avería. De este modo, los técnicos pueden revisar el estado de los activos a distancia desde una aplicación, sin esperar a la próxima visita programada.

¿Qué hacer para evitar que el desgaste lleve a una falla? “El primer paso es que ingenieros certificados realicen un diagnóstico, con prioridad para los equipos que superan los 15 años y para los que, si fallaran, detendrían una línea de producción, un cuarto frío, un horno o un centro de datos -detalla Campos-. Ese diagnóstico permite separar lo que basta con mantener, lo que conviene actualizar y lo que ya debe reemplazarse. Al elegir componentes nuevos, tiene sentido optar por equipos conectables, que más adelante puedan alimentar un sistema de monitoreo predictivo y avanzar por fases, empezando por los activos más críticos.”

Y concluye: “En definitiva, es importante ser conscientes de que aunque un equipo esté funcionando dentro de la expectativa de su vida útil, es imprescindible realizar un mantenimiento de tipo predictivo que analice sus condiciones internas. El fin es prevenir fallas que, de materializarse, acarrean costos en la economía, impactos en la seguridad y en la reputación y atrasos o interrupción en la cadena de producción y de servicios de organizaciones e industrias”.