Para un operador energético, un activo remoto se reduce al ingreso neto que es capaz de generar. Cuanta más energía produce, durante más tiempo y con menos costo, más atractivo es el activo. Por eso las inspecciones pesan tanto sobre estas estructuras: cuestan mucho, porque hay que transportar personas hasta la estructura, y el activo no puede producir mientras un técnico en cuerdas o un helicóptero está en el sitio. Y por eso combinar las inspecciones con el monitoreo remoto permite al operador decidir el momento adecuado para una inspección y reducir el costo de la intervención.

El costo de las inspecciones

Inspeccionar una estructura remota es un desafío logístico. Un proveedor estadounidense de inspecciones con drones cotiza de 3,000 a 5,000 USD por turbina por una inspección en cuerdas de la torre de un aerogenerador, con 8 a 12 horas de parada. Una cuadrilla que escala una torre de celosía puede costar de 800 a 1,500 USD por estructura y completa una o dos al día. El patrullaje en helicóptero de una línea de transmisión cuesta de 1,200 a 2,000 USD por milla, y una cuadrilla terrestre con camiones canasta de 2,500 a 4,000 USD por milla. Estas cifras reducen el ingreso neto del activo, así que normalmente se evitan hasta que son necesarias.

Los intervalos escritos en las normas y en los planes de O&M reflejan esta lógica. La ANSI/TIA-222, referencia estadounidense para torres de telecomunicaciones y estructuras de acero similares, recomienda una evaluación de condición cada tres años para los mástiles arriostrados y cada cinco años para las estructuras autosoportadas, más una visita después de eventos severos de viento o hielo. La mayoría de los planes de O&M de parques eólicos prevé una inspección anual de fisuras en la cimentación y el retensado de los pernos de anclaje después de las primeras 500 horas de operación y luego cada cinco años. Las torres de transmisión se cubren con patrullajes terrestres o sobrevuelos a intervalos de años, y una inspección en altura se programa solo cuando un patrullaje ha reportado algo. Ninguno de estos intervalos se deriva de la velocidad con que una cimentación se degrada o una brida atornillada pierde precarga. Se derivan de lo que el propietario puede gastar en acceso.

Lo que ocurre entre medio puede salir caro. En febrero de 2016 un deslizamiento en Badong, Hubei, fisuró la cimentación de una torre de transmisión de 500 kV en la ladera de Yanzi, sobre el Yangtsé, y la línea quedó fuera de servicio durante 100 días. Un estudio en Scientific Reports (2024) estima en unos 9.4 millones de euros la reconstrucción y reubicación de las tres torres afectadas, con pérdidas indirectas, incluidas 34.5 horas de cierre de la navegación fluvial y la evacuación de 352 residentes, mayores que las directas. La ladera era un deslizamiento conocido. Su monitoreo comenzó después de que se encontraron las fisuras. A menor escala, la cuadrilla de mantenimiento de un parque eólico en el sur de Europa notó durante una visita de rutina fisuras más anchas que el límite de 0.3 mm del Eurocódigo 2 en la losa de cimentación, con el agua ya llegando al refuerzo. La cimentación se reparó con un collar de concreto. Encontrada una visita más tarde, se habría reemplazado, con un costo de varios cientos de miles de euros y meses de producción perdida.

Hay maneras de extender el tiempo entre inspecciones y de limitar los costos asociados a detener la operación de un activo. El monitoreo remoto ofrece un flujo continuo de datos con el que seguir el estado de un activo sin poner en riesgo su integridad. Un daño repentino causado por el clima y un largo declive de la integridad estructural son observables mediante sensores que lo reportan por comunicación inalámbrica.

Alternativas remotas

Instalar en un activo sensores de monitoreo inalámbricos como acelerómetros o inclinómetros es una solución rápida y económica para observarlo sin necesidad de inspecciones constantes. Los sensores entregan datos sobre la integridad general, pero también sobre las condiciones climáticas y sobre partes específicas de la estructura.

Los sensores no necesitan alimentación. Un inclinómetro o un acelerómetro MEMS en un enlace LoRaWAN transmite unos pocos bytes por lectura y funciona cinco años o más con una celda de litio a bajas frecuencias de muestreo. El único elemento que requiere alimentación continua es el gateway, que en una subestación o en la base de una turbina se conecta a la alimentación auxiliar y en otros sitios funciona con un panel solar de 50 a 100 W y una batería dimensionada para el invierno local. El gateway GW-PRO integra su propio módem 4G/LTE, así que el sitio necesita cobertura celular únicamente en la posición del gateway. Los sensores lo alcanzan por LoRaWAN desde varios cientos de metros hasta unos pocos kilómetros según el terreno, de modo que un solo gateway en la torre que tiene señal móvil puede recolectar los datos de sus vecinas.

Los datos llegan a MyMove, donde los umbrales se configuran sobre un solo parámetro o sobre combinaciones, por ejemplo inclinación junto con temperatura, para que una ola de frío no dispare una visita. El voltaje de la batería se transmite con cada lectura, así que un nodo en agotamiento se señala meses antes de detenerse y el reemplazo entra en la orden de trabajo de una visita ya planificada. Qué miden los sensores, y qué debe observar el operador, depende del tipo de activo.

Postes y torres de transmisión

Una torre de celosía suele fallar en la cimentación, y la causa es el movimiento del terreno. La reptación de la ladera, la socavación, el levantamiento por congelamiento, la subsidencia minera o una excavación vecina desplazan una pata respecto a las otras y la estructura se deforma. El cambio toma meses y no es visible desde el suelo hasta que está muy avanzado.

Con inclinómetros se mide y se sigue la tendencia de la inclinación. Una torre que se ha inclinado 3 mrad desde su construcción y no se ha movido desde entonces está en condición estable. Una torre que se ha movido 1 mrad en las últimas seis semanas necesita una visita, cualquiera sea su inclinación absoluta. La alerta debe configurarse, por lo tanto, sobre la tasa de cambio en una ventana definida y no sobre un valor absoluto y, una vez que existe un año de datos, sobre la desviación respecto a la línea base estacional.

Con inclinómetros fijados a las patas cerca de la cimentación, el operador sigue las tendencias de inclinación con resolución sub-milirradián durante años y sin ninguna intervención física. En una línea que cruza terreno inestable, basta instrumentar las torres del tramo expuesto. Nuestro inclinómetro también reporta con cada lectura el RMS y el pico de vibración entre 0.1 y 31.25 Hz, así que un salto de inclinación que coincide con un impacto o una voladura cercana se distingue de un movimiento lento de la cimentación. Donde la preocupación es la ladera y no la torre, los inclinómetros van en la ladera, el enfoque que se usa en muros de contención y terraplenes.

Torres eólicas

Una torre tubular de acero falla en sus bridas o en la cimentación. Los pernos de las bridas pierden precarga por relajación y ciclos térmicos, y una junta con precarga reducida tiene menor rigidez rotacional. En la base, el mortero se tritura, los pernos de anclaje pierden tensión o el suelo bajo la losa se ablanda de un lado. Cada uno de estos fenómenos modifica la frecuencia fundamental de la torre o la inclinación de su base, y ambas pueden medirse con la turbina en operación.

El primer modo de flexión longitudinal de una torre onshore moderna está por debajo de 0.5 Hz. Xing et al. (Frontiers in Built Environment, 2026) midieron 0.249 Hz en una torre híbrida de concreto y acero y encontraron que, con temperaturas ambiente de 17 a 35.8 °C, la correlación entre la temperatura y las primeras tres frecuencias modales estaba entre 0.03 y 0.10, mientras que la dirección del viento las desplazaba menos del 2%. Un cambio de frecuencia mayor que esa dispersión, sostenido durante varias semanas, proviene de la estructura. Dai, Rotea y Kehtarnavaz (Sensors, 2025) estimaron la rigidez rotacional de la cimentación con un error inferior al 7% usando solo datos de aceleración y velocidad del viento, así que el estado de la cimentación puede seguirse sin excavarla.

Con acelerómetros se sigue la primera frecuencia natural respecto a su propia historia. Un DECKAXE-SHM en la plataforma bajo la góndola, muestreando a 40 Hz, resuelve un modo de 0.25 Hz con amplio margen, y el Modal Analysis Tool de MyMove sigue la frecuencia identificada durante semanas, de modo que una deriva del 2 al 3% destaca sobre la variación diaria una vez descontados la velocidad del rotor, la orientación y el paso de las palas. Un inclinómetro en la brida de base cubre la cimentación. Dos sensores por turbina son una primera instalación típica, y ambos pueden montarse durante una parada de mantenimiento programada sin agregar tiempo de inactividad.

Estructuras de planta en operación

Los pipe racks, las antorchas, las carcasas de torres de enfriamiento y los marcos de soporte de equipos dentro de una planta en operación son remotos en otro sentido. El sitio tiene energía y red, pero la estructura no puede alcanzarse sin una parada.

Con inclinómetros en las columnas y acelerómetros en la plataforma se siguen entre una parada y la siguiente tanto el asentamiento de zapatas individuales bajo equipos vibrantes como la pérdida de sección por corrosión, que se manifiesta como un cambio de rigidez. Los sensores se instalan durante una parada y reportan hasta la siguiente. Los nodos alimentados por batería también evitan tender una bandeja de cables por un área clasificada como peligrosa, lo que en una unidad en operación suele ser la parte más lenta de una instalación cableada.

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