Variadores de frecuencia: liberar capacidad de la red reduciendo la carga de los motores

Unos 50 millones de motores eléctricos accionan los ventiladores, las bombas y los compresores de las fábricas y los edificios de EE. UU. En conjunto consumen una cantidad de electricidad equivalente a casi un tercio de la demanda eléctrica total del país. Un reportaje de IEEE Spectrum sostiene que muchos de estos motores consumen bastante más de lo que exigen sus cargas y que los variadores de frecuencia (VFD) son la forma más barata de cerrar esa brecha.

El planteamiento de partida de esta historia necesita una corrección. Un VFD no hace pasar más corriente por las líneas de transmisión o distribución existentes. Hace lo contrario: reduce la carga al final de la línea. El efecto sobre una red congestionada puede parecer similar, porque la capacidad que ya no se consume queda disponible para otro usuario. Sin embargo, el mecanismo y los límites de ingeniería son distintos, y conviene no confundirlos.

01Qué hace realmente un variador

Un motor de inducción estándar alimentado a una frecuencia fija de 50 o 60 Hz funciona a una velocidad casi constante. Cuando un ventilador o una bomba necesita menos que la salida plena, la solución habitual es el estrangulamiento mecánico mediante compuertas, válvulas o recirculación. El motor sigue girando a toda velocidad y la energía sobrante se disipa.

Un VFD es un convertidor electrónico de potencia. Rectifica la corriente alterna entrante hacia un bus de CC y luego emplea un inversor para sintetizar corriente alterna con la frecuencia y la tensión que el motor necesita. Al reducir la frecuencia, disminuye la velocidad del eje. Un lazo de control, que suele usar una consigna de presión o de temperatura, ajusta la velocidad de forma continua para adaptarse a la demanda.

El ahorro procede de la física de las cargas centrífugas. Según las leyes de afinidad, el caudal es proporcional a la velocidad y la altura manométrica a su cuadrado, de modo que la potencia en el eje es proporcional al cubo. Al 80 % de la velocidad, la potencia cae a 0,8³ = 0,512 de la potencia a velocidad plena, un recorte del 49 % para una reducción del caudal del 20 %. Al 60 % de la velocidad, la potencia baja a solo el 22 % de la demanda a velocidad plena.

Neal Elliott, director emérito del American Council for an Energy-Efficient Economy, sitúa el ahorro típico de energía de un motor con VFD en torno al 40-60 %, según el reportaje de Spectrum. Es un rango para aplicaciones adecuadas, no una garantía para todos los motores.

02Dónde el ahorro es real y dónde no

La ley cúbica solo se cumple en cargas que se comportan como pura fricción. Una bomba que eleva agua contra una altura estática, por ejemplo, tiene un trabajo mínimo que ninguna reducción de velocidad puede eliminar. Una guía de ingeniería señala que, en sistemas con una altura estática significativa, el ahorro real será menor que el calculado. Otra afirma que el ahorro puede ser inferior a la mitad de la cifra de la ley cúbica y que, para conocerlo con precisión, hay que superponer la curva de la bomba a la curva del sistema.

Hay otras limitaciones:

• Pérdidas del variador. Un inversor suele perder entre el 2 y el 4 % de la potencia transferida en forma de calor, de modo que un variador que mantiene un motor a plena velocidad todo el día no ahorra nada.
• Cargas de par constante. Las cintas transportadoras y los compresores de desplazamiento positivo no obtienen el beneficio cúbico. En ellos, el ahorro procede de un mejor ajuste a la carga, no de las leyes de afinidad.
• Comportamiento del motor a carga parcial. La eficiencia del motor cae de forma significativa cuando la carga desciende por debajo del 40 %, por lo que suele evaluarse conjuntamente el dimensionamiento correcto y los variadores.
• Calidad de la energía. Los variadores absorben corriente no sinusoidal. El filtrado de armónicos y las consideraciones sobre los cables y el aislamiento del motor deben formar parte de cualquier especificación de modernización. Las fuentes que revisé no cuantifican estos costes.

03La brecha de adopción

La oportunidad existe porque el despliegue es bajo. Spectrum, que cita la evaluación de mercado de 2021 del Lawrence Berkeley National Laboratory, informa de que solo el 16 % de los sistemas de motores industriales y el 4 % de los motores del sector comercial usan VFD. Lo atribuye en parte a la molestia percibida de la modernización y a que, por lo general, los variadores no son obligatorios.

El informe del Volumen 1 de LBNL añade detalles útiles para decidir dónde actuar. La adopción de variadores crece con el tamaño de la instalación: el 17 % de la capacidad de los sistemas de motores de las grandes instalaciones industriales está en un VFD, frente al 8 % en las pequeñas. El mismo informe concluye que casi la mitad del consumo eléctrico de los sistemas de motores procede de unas 3500 instalaciones, el 1,5 % de las plantas manufactureras de EE. UU. Por tanto, un programa dirigido a unos pocos miles de grandes emplazamientos podría alcanzar una parte considerable de la carga.

El margen de mejora también se aprecia en los datos de carga. LBNL halló que el 47 % de los sistemas de motores industriales y el 50 % de los comerciales funcionan por debajo del 75 % de su capacidad plena. La agencia estimó que dimensionar correctamente los motores o instalar un VFD podría ahorrar 115 000 GWh al año entre ambos sectores.

Como conversión aproximada, 115 000 GWh repartidos de manera uniforme a lo largo de 8760 horas equivalen a un promedio de unos 13 GW. Es un cálculo propio, no una cifra de LBNL. El alivio de capacidad en la red depende de la demanda máxima coincidente, que una cifra anual de energía no refleja. Conviene tomar los «gigavatios» como un orden de magnitud, no como un pronóstico.

04Por qué importa para las colas de interconexión

El argumento de Spectrum es que una menor demanda de los motores liberaría capacidad de red para grandes usuarios como los centros de datos y los vehículos eléctricos. También ayudaría a las fábricas que están pasando de la calefacción con combustibles fósiles a soluciones electrificadas basadas en motores, como las bombas de calor, mientras suben los precios de la electricidad industrial. Spectrum añade que la tecnología de los VFD se ha vuelto más sofisticada y más barata de instalar que la de generaciones anteriores.

Para un ingeniero que se enfrenta a un alimentador o una subestación con restricciones, resulta instructivo compararlo con las opciones del lado de la oferta. Las tecnologías de mejora de la red actúan sobre la propia red:

Ambos enfoques son complementarios, no competidores. Un dispositivo a escala de transmisión puede añadir 100 MW en una subestación. Un programa de variadores, en cambio, se distribuye entre miles de emplazamientos y hay que medirlo motor por motor. Su ventaja es que no requiere permisos de la compañía eléctrica ni acceso a corredores. Además, reduce la factura del propio cliente y, como disminuye tanto los kWh como los kW, evita la generación que de otro modo sería necesaria.

05Lo que sigue sin demostrarse

Destacan tres aspectos. Primero, buena parte de la evidencia de ahorro procede de modelos de ingeniería y de fuentes próximas a los fabricantes. El ahorro realmente logrado depende del ciclo de trabajo, de la altura estática y de la calidad del control, por lo que la medición y la verificación son importantes. Segundo, el beneficio para la red no es automático. Las reducciones de carga solo alivian una restricción si se producen en el nodo adecuado y en las horas adecuadas. Un alimentador limitado por un pico de tarde de verano solo se beneficia si los motores están en marcha a esa hora. Tercero, la economía de la adopción sigue sin resolverse. Spectrum señala que los variadores normalmente no son obligatorios, y los datos de LBNL sugieren que las barreras son en parte organizativas.

Las compañías eléctricas y los reguladores se enfrentan a una versión del mismo problema con el equipamiento de red. El Center on Global Energy Policy de Columbia afirma que el despliegue de tecnologías de mejora de la red está limitado por incentivos desalineados de las compañías, barreras de acceso a los datos y una regulación que premia la inversión intensiva en capital. La lección del lado de la demanda es parecida. El equipamiento está maduro, y las incógnitas pendientes son quién paga, quién mide el resultado y quién se queda con la capacidad que se libera.