Cuando la temperatura cambia, algo está pasando. La diferencia no está en “si” lo vamos a ver, sino en cuándo lo detectamos.
En entornos críticos —desde un perímetro extenso hasta una planta industrial, un laboratorio o un data center— muchos riesgos no aparecen a simple vista. Se anuncian de manera silenciosa, como una variación mínima de temperatura que todavía no se ve en una cámara óptica… pero que ya está ahí.
Ahí es donde la tecnología térmica deja de ser “ver en la oscuridad” y pasa a ser algo más valioso: anticiparse.
Ver lo invisible: qué aporta la detección basada en calor
Una cámara térmica detecta radiación infrarroja (calor) y convierte esa información en una imagen y, en el caso de cámaras termométricas, en mediciones de temperatura utilizables para umbrales y alertas.
Esto permite operar con una ventaja clave: independencia de la visibilidad. Oscuridad total, humo, niebla o bajo contraste dejan de ser un límite para detectar eventos. Axis lo resume así en su propuesta de cámaras térmicas: monitoreo de temperatura y detección basada en calor “sin importar la visibilidad”.
“Detectar antes”: el valor operativo de la temperatura
En la práctica, muchos incidentes siguen el mismo patrón: antes del problema visible, aparece una señal térmica.
En mantenimiento y continuidad, esa “señal antes” es crítica porque el costo de una falla rara vez es solo el repuesto. Para dimensionarlo: el reporte True Cost of Downtime 2024 (Siemens) estima que, en las 500 compañías más grandes del mundo, el downtime no planificado equivale a ~11% de los ingresos (aprox. US$1,4 trillones anuales). Y aterrizado a planta, estiman que una instalación grande promedio pierde US$253 millones al año por paradas no planificadas; en automotriz, una hora de downtime puede costar US$2,3 millones.
Con ese contexto, tiene sentido que el “antes” sea un diferencial real. Pensemos en tres escenas típicas:
- Un tablero eléctrico que empieza a calentarse en un punto específico. Nadie lo nota porque todo “funciona”, pero ese hotspot suele estar asociado a causas concretas (conexiones flojas, desbalance, sobrecarga). Un paper técnico citado por ASHRAE/BCx señala que ~25% de las fallas eléctricas mayores se atribuyen a conexiones flojas o defectuosas. Ese es exactamente el tipo de condición que aparece como temperatura anómala antes de convertirse en un incidente.
- Un motor o equipo crítico que se va corriendo fuera de su rango normal. La máquina sigue operando, pero cada hora en esa condición aumenta desgaste, consumo y riesgo de parada no planificada. La termometría permite establecer umbrales y actuar antes de que el problema “escale”.
- Una presencia térmica que se distingue antes de ser visible. En seguridad perimetral, esto puede significar detección incluso con oscuridad total o condiciones ambientales complejas.
La diferencia operativa no está en tener más video. Está en transformar una variación de temperatura en una alerta accionable, antes de que el evento sea evidente.
No reemplaza a los sistemas existentes: los potencia. En video, la térmica suma una capa robusta cuando la visibilidad es mala (oscuridad, humo, niebla). En mantenimiento, la termometría ayuda a priorizar intervenciones con evidencia: qué revisar primero, qué está fuera de patrón y qué conviene resolver hoy para evitar un impacto mayor mañana.
Caso real: cuando el objetivo no era “seguridad”, sino continuidad
Un ejemplo claro es el uso en investigación y operaciones: el centro IAAPS (Reino Unido, asociado a la Universidad de Bath) trabajaba con pruebas vinculadas a propulsión marina basada en metanol. El desafío no era únicamente vigilar: era supervisar condiciones térmicas, identificar comportamientos anómalos y generar información útil antes de que una falla impacte en el sistema.
Este enfoque aparece cada vez más en entornos donde la continuidad manda: laboratorios, utilities, manufactura, oil & gas, logística y data centers.
Normativa y buenas prácticas: por qué “medir y prevenir” también es cumplimiento
En Argentina, la seguridad en instalaciones y entornos de trabajo se apoya en el marco de Higiene y Seguridad (Ley 19.587) y su reglamentación (Decreto 351/79), que incluye lineamientos sobre condiciones de seguridad y prevención en instalaciones.
Desde el lado eléctrico, la SRT estableció protocolos obligatorios relacionados con puesta a tierra y verificación de continuidad (Resolución SRT 900/2015), reforzando la lógica de prevención y control sistemático de condiciones de riesgo.
A nivel de buenas prácticas internacionales, NFPA 70B consolida el mantenimiento de equipamiento eléctrico como un estándar orientado a reducir el riesgo de fallas, extender vida útil y mejorar seguridad.
Cómo se implementa en el mundo real
Una implementación efectiva suele seguir este camino:
- Definir puntos críticos: tableros, transformadores, salas técnicas, líneas de proceso, áreas de riesgo, perímetros.
- Establecer umbrales y reglas: qué es normal, qué es “alerta” y qué es “crítico”, y qué acción dispara cada caso.
- Integrar con el resto del sistema: VMS, analíticas, notificaciones a operaciones/mantenimiento, reportes.
- Medir el resultado: reducción de paradas, incidentes evitados, tiempos de respuesta, mantenimiento mejor priorizado.
Contactar a un asesor especializado.
FAQs
¿Cuál es la diferencia entre una cámara térmica y una termométrica?
La térmica muestra diferencias de calor (imagen). La termométrica además permite medir temperatura en zonas/puntos y disparar eventos por umbrales, habilitando alertas operativas.
¿Sirve solo para seguridad perimetral?
No. Además de seguridad, se usa para mantenimiento preventivo, detección de sobrecalentamientos y monitoreo remoto en entornos industriales.
¿Reemplaza a las cámaras ópticas o a los sistemas existentes?
No. Se integra como una capa adicional: donde la óptica no alcanza por visibilidad, y donde la temperatura aporta detección temprana.
