Ponte al día en almacenamiento de energía (4)

Finalizamos esta serie inspirada por Twenergy sobre almacenamiento energético hablando de las baterías de flujo.

Las baterías de flujo se diferencian de las baterías tradicionales en que el electrolito circula a través de las celdas de la batería (donde se encuentran los electrodos) mediante su bombeo desde depósitos de acumulación. Es decir, en lugar de ser un sistema cerrado, el electrolito está continuamente introduciéndose y extrayéndose de las celdas de la batería según se va agotando la especie iónica al producirse la reacción química.

Este diseño permite realizar baterías personalizables, donde el tamaño de los depósitos de acumulación de electrolito define la capacidad de almacenamiento energético y el número de celdas define la potencia nominal de la batería.

El siguiente esquema representa la configuración de una batería de flujo. Se observa como existen dos electrolitos, cada uno cargado con una especie química distinta que participa en la reacción redox (que dependen del tipo de batería de flujo). Entre ambos electrolitos, se sitúa una membrana que solo permite el paso de los iones correspondientes a la reacción química.

Actualmente, existen dos tipos de batería de flujo, las de zinc- bromo (Zn-Br) y las de vanadio (VRB), una tecnología comercialmente viable

Las baterías de vanadio, también llamadas VRB (Vanadium Redox Battery), son una de las tecnologías de acumulación para aplicaciones estacionarias más interesantes. En los últimos años se están realizando proyectos de demostración en todo el mundo que demuestran sus óptimas propiedades para su uso en todas las aplicaciones estacionarias mencionadas en la primera sección de la guía:

1. Alta capacidad de respuesta en carga/descarga: son capaces de dar incluso el doble de su potencia nominal durante cortos periodos de tiempo. De esta manera pueden complementar a energías renovables o actuar como generadores en sistemas de alimentación ininterrumpida y sirven como ayuda para la calidad de suministro.
2. Diseño de capacidad energética y potencia independiente: se pueden ajustar caso a caso a las particularidades del proyecto. Al almacenar el electrolito en tanques, se puede incrementar la capacidad de almacenamiento para descargas durante largos periodos de tiempo.
3. Bajas pérdidas por autodescarga: al mantener los electrolitos almacenados en tanques independientes, se producen pocas pérdidas por autodescarga cuando la batería no está en carga o descarga. Por tanto, se pueden diseñar sistemas para almacenamiento por largos periodos de tiempo.

Las VRB usan la oxidación y reducción de iones de vanadio en ambos electrodos. En el electrodo negativo se utiliza el par V2+/V3+ (oxidación en descarga) y en el positivo el par V4+/V5+ en forma de VO2+/VO2+ (reducción en descarga). Como ya se ha explicado, en las baterías de flujo estos iones se encuentran disueltos en el electrolito y no almacenados como parte del electrodo.

En el caso de las VRB, los iones de vanadio se encuentran disueltos en una solución ácida (generalmente de ácido sulfúrico, aunque recientes innovaciones incluyen también iones cloruro) y los electrodos que transmiten o recogen los electrones están fabricados en grafito. La separación entre ambos electrodos se realiza a través de una membrana de intercambio protónico (que permite la transmisión de iones H+).

Los principales inconvenientes son debidos a que presentan bajas densidades energéticas (energía por unidad de masa del equipo) y que requieren espacios para acoger todo el sistema (celdas + tanques + distribución del electrolito). En cualquier caso, los dos inconvenientes no son de gran importancia en aplicaciones estacionarias. En España, el proyecto existente en el Centro Nacional de Energías Renovables (CENER), que lleva operando varios años una batería VRB de 50 kW de potencia y 200 kWh de capacidad nominal para gestionar la microrred Atenea que alimenta la iluminación de varios edificios colindantes y parte del alumbrado exterior del polígono industrial en que se encuentra. A nivel internacional, en Estados Unidos y Japón se han llegado a instalar baterías VRB en el rango de los MW/MWh.

De acuerdo con el informe elaborado por Sandia National Laboratories para el Departamento de Energía del Gobierno de Estados Unidos, presentan unos costes más elevados que tecnologías más maduras como las baterías de plomo-ácido o NaS, pero casi en rango con las tecnologías comercialmente maduras.

A modo de conclusión decir que el almacenamiento energético es necesario para responder de forma eficaz a los retos de gestionar redes eléctricas más sostenibles, con mayor penetración de las energías renovables y aplicando criterios de suavizado de la curva de demanda. Sin embargo, actualmente su uso generalizado aún no es una realidad.

En cambio los avances en investigación y desarrollo auguran un futuro prometedor conforme se reduzcan los costes de las tecnologías innovadoras, ya en disposición de ser comercializadas, como las baterías redox de vanadio.

Y no lo olvidéis, podéis acceder a la guía completa de Twenergy en nuestro fondo documental ecointeligente o desde este enlace: Guía de Almacenamiento de Energía de Twenergy.