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Batería de flujo

Batería de flujo redox
Una batería de flujo típica consta de dos tanques de líquidos que se bombean a través de una membrana colocada entre dos electrodos. [1]

Una batería de flujo , o batería de flujo redox (después de reducción-oxidación ), es un tipo de celda electroquímica donde la energía química es proporcionada por dos componentes químicos disueltos en líquidos que se bombean a través del sistema en lados separados de una membrana. [2] [3] La transferencia de iones dentro de la celda (acompañada por el flujo de corriente a través de un circuito externo) ocurre a través de la membrana mientras los líquidos circulan en sus respectivos espacios.

Se han demostrado varias baterías de flujo, incluidas formas inorgánicas [4] y orgánicas. [5] El diseño de la batería de flujo se puede clasificar además en flujo completo, semiflujo y sin membrana.

La diferencia fundamental entre las baterías convencionales y las de flujo es que en las baterías convencionales la energía se almacena en el material del electrodo , mientras que en las baterías de flujo se almacena en el electrolito .

Una batería de flujo se puede utilizar como una celda de combustible (donde se agregan al sistema un nuevo reductor o combustible y un nuevo fosfato cargado (también conocido como oxidante)) o como una batería recargable (donde una fuente de energía eléctrica impulsa la regeneración del reductor y el oxidante).

Las baterías de flujo tienen ciertas ventajas técnicas sobre las baterías recargables convencionales con materiales electroactivos sólidos, como la escala independiente de potencia (determinada por el tamaño de la pila) y de energía (determinada por el tamaño de los tanques), una larga vida útil y un calendario de vida útil [6], y un costo total de propiedad potencialmente menor . Sin embargo, las baterías de flujo sufren de una baja eficiencia energética del ciclo (50-80%). Este inconveniente se debe a la necesidad de operar las baterías de flujo a densidades de corriente altas (>= 100 mA/cm2) para reducir el efecto del cruce interno (a través de la membrana/separador) y para reducir el costo de la energía (tamaño de las pilas). Además, la mayoría de las baterías de flujo (Zn-Cl2, Zn-Br2 y H2-LiBrO3 son excepciones) tienen una energía específica menor (mayor peso) que las baterías de iones de litio . El mayor peso resulta principalmente de la necesidad de utilizar un solvente (generalmente agua) para mantener las especies activas redox en la fase líquida. [7]

Las clasificaciones de patentes para baterías de flujo no se habían desarrollado por completo hasta 2021. La Clasificación Cooperativa de Patentes considera a las RFB como una subclase de celdas de combustible regenerativas (H01M8/18), aunque es más apropiado considerar a las celdas de combustible como una subclase de baterías de flujo. [ cita requerida ]

El voltaje de la celda se determina químicamente mediante la ecuación de Nernst y varía, en aplicaciones prácticas, de 1,0 a 2,43 voltios . La capacidad energética es una función del volumen del electrolito y la potencia es una función del área superficial de los electrodos . [8]

Historia

Número logarítmico de publicaciones relacionadas con fuentes de energía electroquímica por año. También se muestra como línea magenta el precio del petróleo ajustado por inflación en dólares estadounidenses por litro en escala lineal.















La batería de flujo de zinc-bromo (Zn-Br2) fue la batería de flujo original. [9] John Doyle presentó la patente US 224404  el 29 de septiembre de 1879. Las baterías de Zn-Br2 tienen una energía específica relativamente alta y se demostraron en automóviles eléctricos en la década de 1970. [10]

Walther Kangro, un químico estonio que trabajó en Alemania en la década de 1950, fue el primero en demostrar baterías de flujo basadas en iones de metales de transición disueltos: Ti–Fe y Cr–Fe. [11] Después de los experimentos iniciales con la química de baterías de flujo redox (RFB) Ti–Fe, la NASA y grupos en Japón y otros lugares seleccionaron la química Cr–Fe para un mayor desarrollo. Se utilizaron soluciones mixtas (es decir, que comprendían especies de cromo y hierro en el nególito y en el posolito) para reducir el efecto de la concentración variable en el tiempo durante el ciclado.

A finales de la década de 1980, Sum, Rychcik y Skyllas-Kazacos [12] de la Universidad de Nueva Gales del Sur (UNSW) en Australia demostraron la química de las RFB de vanadio . La UNSW presentó varias patentes relacionadas con las VRFB, que luego fueron licenciadas a empresas japonesas, tailandesas y canadienses, que intentaron comercializar esta tecnología con éxito variable. [13]

Las baterías de flujo redox orgánico surgieron en 2009. [14]

En 2022, Dalian , China, comenzó a operar una batería de flujo de vanadio de 400 MWh y 100 MW, la más grande de su tipo en ese momento. [15]

Diseño

Una batería de flujo es una pila de combustible recargable en la que un electrolito que contiene uno o más elementos electroactivos disueltos fluye a través de una celda electroquímica que convierte reversiblemente la energía química en energía eléctrica . Los elementos electroactivos son "elementos en solución que pueden participar en una reacción de electrodo o que pueden adsorberse en el electrodo". [16]

El electrolito se almacena externamente, generalmente en tanques, y normalmente se bombea a través de la celda (o celdas) del reactor. [17] Las baterías de flujo se pueden "recargar" rápidamente reemplazando el líquido electrolítico descargado (de manera análoga a la recarga de combustible de los motores de combustión interna ) mientras se recupera el material gastado para recargarlo. También se pueden recargar in situ . Muchas baterías de flujo utilizan electrodos de fieltro de carbono debido a su bajo costo y conductividad eléctrica adecuada, a pesar de su densidad de potencia limitada debido a su baja actividad inherente hacia muchas parejas redox. [18] [19] La cantidad de electricidad que se puede generar depende del volumen de electrolito.

Las baterías de flujo se rigen por los principios de diseño de la ingeniería electroquímica . [20]

Evaluación

Las baterías de flujo redox, y en menor medida las baterías de flujo híbridas, tienen las ventajas de:

Algunos tipos ofrecen una fácil determinación del estado de carga (a través de la dependencia del voltaje de la carga), bajo mantenimiento y tolerancia a la sobrecarga/sobredescarga.

Son seguros porque normalmente no contienen electrolitos inflamables y los electrolitos pueden almacenarse lejos de la pila de energía.

Las principales desventajas son: [21]

Las baterías de flujo suelen tener una mayor eficiencia energética que las pilas de combustible , pero menor que las baterías de iones de litio . [22]

Las baterías de flujo tradicionales tienen una energía específica baja (lo que las hace demasiado pesadas para vehículos totalmente eléctricos) y una potencia específica baja (lo que las hace demasiado caras para el almacenamiento de energía estacionaria ). Sin embargo, se demostró una alta potencia de 1,4 W/cm 2 para las baterías de flujo de hidrógeno-bromo, y una energía específica alta (530 Wh/kg a nivel del tanque) para las baterías de flujo de hidrógeno-bromato [23] [24] [25]

Baterías de flujo tradicionales

La celda redox utiliza especies activas redox en medios fluidos (líquidos o gaseosos). Las baterías de flujo redox son celdas recargables ( secundarias ). [26] Debido a que emplean transferencia de electrones heterogénea en lugar de difusión o intercalación en estado sólido, son más similares a las celdas de combustible que a las baterías convencionales. La razón principal por la que las celdas de combustible no se consideran baterías es porque originalmente (en el siglo XIX) las celdas de combustible surgieron como un medio para producir electricidad directamente a partir de combustibles (y aire) a través de un proceso electroquímico sin combustión. Más tarde, particularmente en los años 1960 y 1990, las celdas de combustible recargables (es decir, H
2/ El
2, como las células de combustible regenerativas unificadas del Prototipo Helios de la NASA ).

La química de Cr–Fe tiene desventajas, incluyendo la isomería de hidratos (es decir, el equilibrio entre los complejos de cloro Cr3+ electroquímicamente activos y el complejo hexa-agua inactivo y la evolución de hidrógeno en el negode. La isomería de hidratos se puede aliviar añadiendo ligandos amino quelantes, mientras que la evolución de hidrógeno se puede mitigar añadiendo sales de Pb para aumentar el sobrevoltaje de H 2 y sales de Au para catalizar la reacción del electrodo de cromo. [27]

Las químicas tradicionales de las baterías de flujo redox incluyen vanadio , polisulfuro-bromuro (Regenesys), hierro (IRFB) y uranio . [28] Las celdas de combustible redox son menos comunes comercialmente, aunque se han propuesto muchas. [29] [30] [31] [32]

Vanadio

Las baterías de flujo redox de vanadio son las líderes comerciales. Utilizan vanadio en ambos electrodos, por lo que no sufren contaminación cruzada. Sin embargo, la solubilidad limitada de las sales de vanadio contrarresta esta ventaja en la práctica. Las ventajas de esta química incluyen cuatro estados de oxidación dentro de la ventana de voltaje electroquímico de la interfaz grafito-ácido acuoso y, por lo tanto, la eliminación de la dilución de mezcla, perjudicial en las RFB Cr-Fe. Más importante para el éxito comercial es la coincidencia casi perfecta de la ventana de voltaje de la interfaz carbono/ácido acuoso con la de los pares redox de vanadio. Esto extiende la vida útil de los electrodos de carbono de bajo costo y reduce el impacto de las reacciones secundarias, como las evoluciones de H2 y O2, lo que resulta en una durabilidad de muchos años y muchos ciclos (15.000-20.000) de vida, lo que a su vez da como resultado un costo nivelado de energía (LCOE, costo del sistema dividido por energía utilizable, vida útil del ciclo y eficiencia de ida y vuelta) récord. Estas largas vidas útiles permiten la amortización de su costo de capital relativamente alto (impulsado por el vanadio, los fieltros de carbono, las placas bipolares y las membranas). El LCOE es del orden de unas pocas decenas de centavos por kWh, mucho más bajo que el de las baterías de estado sólido y cerca de los objetivos de 5 centavos establecidos por las agencias gubernamentales de EE. UU. y la CE. [33] Los principales desafíos incluyen: baja abundancia y altos costos de V 2 O 5 (> $ 30 / Kg); reacciones parásitas que incluyen la evolución de hidrógeno y oxígeno; y precipitación de V 2 O 5 durante el ciclo.

Híbrido

La batería de flujo híbrido (HFB) utiliza uno o más componentes electroactivos depositados como una capa sólida. [34] La principal desventaja es que esto reduce la energía y la potencia desacopladas. La celda contiene un electrodo de batería y un electrodo de celda de combustible. Este tipo está limitado en energía por el área de superficie del electrodo.

Las HFB incluyen baterías de flujo de zinc-bromo , zinc-cerio , [35] plomo-ácido soluble , [36] y sal de hierro. Weng et al. informaron sobre una batería de flujo híbrida de vanadio- hidruro metálico con un OCV experimental de 1,93 V y un voltaje de operación de 1,70 V, valores relativamente altos. Consiste en un electrodo positivo de fieltro de grafito que opera en una solución mixta de VOSO
4y H
2ENTONCES
4, y un electrodo negativo de hidruro metálico en solución acuosa de KOH . Los dos electrolitos de diferente pH están separados por una membrana bipolar. El sistema demostró buena reversibilidad y altas eficiencias en coulomb (95%), energía (84%) y voltaje (88%). Informaron mejoras con mayor densidad de corriente, inclusión de electrodos más grandes de 100 cm2 y operación en serie. Los datos preliminares que utilizan una entrada de potencia simulada fluctuante probaron la viabilidad hacia el almacenamiento a escala de kWh. [37] En 2016, se propuso una batería de flujo híbrida Mn(VI)/Mn(VII)-Zn de alta densidad de energía. [38]

Poliyoduro de zinc

Un prototipo de batería de flujo de poliyoduro de zinc demostró una densidad de energía de 167 Wh/L. Las celdas de zinc-bromuro más antiguas alcanzan los 70 Wh/L. A modo de comparación, las baterías de fosfato de hierro y litio almacenan 325 Wh/L. Se afirma que la batería de poliyoduro de zinc es más segura que otras baterías de flujo debido a su ausencia de electrolitos ácidos, su no inflamabilidad y su rango de funcionamiento de −4 a 122 °F (−20 a 50 °C) que no requiere circuitos de enfriamiento extensos, lo que agregaría peso y ocuparía espacio. Un problema sin resolver es la acumulación de zinc en el electrodo negativo que puede permear la membrana, reduciendo la eficiencia. Debido a la formación de dendritas de Zn, las baterías de haluro de Zn no pueden funcionar a alta densidad de corriente (> 20 mA/cm 2 ) y, por lo tanto, tienen una densidad de potencia limitada. Agregar alcohol al electrolito de la batería de ZnI puede ayudar. [39] Las desventajas de la RFB Zn/I son el alto costo de las sales de yoduro (> $20/Kg); la capacidad limitada del área de deposición de Zn, lo que reduce la energía y potencia desacopladas; y la formación de dendritas de Zn.

Cuando la batería está completamente descargada, ambos tanques contienen la misma solución electrolítica: una mezcla de iones de zinc cargados positivamente ( Zn2+
) y el ion yoduro cargado negativamente, ( I−
). Cuando está cargado, un tanque contiene otro ion negativo, poliyoduro, ( I−
3). La batería produce energía bombeando líquido a través de la pila donde los líquidos se mezclan. Dentro de la pila, los iones de zinc pasan a través de una membrana selectiva y se transforman en zinc metálico en el lado negativo de la pila. [40] Para aumentar la densidad de energía, los iones de bromuro ( Br
–) se utilizan como agente complejante para estabilizar el yodo libre, formando iones yodo-bromuro ( I
2Es−
) como un medio para liberar iones de yoduro para el almacenamiento de carga. [41]

Flujo de protones

Las baterías de flujo de protones (PFB) integran un electrodo de almacenamiento de hidruro metálico en una celda de combustible de membrana de intercambio de protones reversible (PEM) . Durante la carga, las PFB combinan iones de hidrógeno producidos a partir de la división del agua con electrones y partículas metálicas en un electrodo de una celda de combustible. La energía se almacena en forma de un sólido de hidruro metálico. La descarga produce electricidad y agua cuando el proceso se invierte y los protones se combinan con el oxígeno ambiental. Se pueden utilizar metales menos costosos que el litio y que proporcionan una mayor densidad energética que las celdas de litio. [42] [43]

Orgánico

En comparación con las baterías de flujo redox inorgánicas, como las de vanadio y Zn-Br 2 , la ventaja de las baterías de flujo redox orgánicas son las propiedades redox ajustables de sus componentes activos. A partir de 2021, las baterías de flujo redox orgánicas experimentaron una baja durabilidad (es decir, vida útil o ciclo de vida, o ambos) y no se han demostrado a escala comercial. [14]

Las baterías de flujo redox orgánico se pueden clasificar en acuosas (AORFB) y no acuosas (NAORFB). [44] [45] Las AORFB utilizan agua como disolvente para los materiales electrolíticos, mientras que las NAORFB emplean disolventes orgánicos. Las AORFB y las NAORFB se pueden dividir en sistemas totales e híbridos. Las primeras utilizan solo materiales de electrodos orgánicos, mientras que las segundas utilizan materiales inorgánicos para el ánodo o el cátodo. En el almacenamiento de energía a mayor escala, el menor costo del disolvente y la mayor conductividad dan a las AORFB un mayor potencial comercial, además de ofrecer las ventajas de seguridad de los electrolitos a base de agua. En cambio, las NAORFB proporcionan una ventana de voltaje mucho más grande y ocupan menos espacio.

AORFB de pH neutro

Los AORFB de pH neutro se operan en condiciones de pH 7, utilizando típicamente NaCl como electrolito de soporte. En condiciones de pH neutro, las moléculas orgánicas y organometálicas son más estables que en condiciones ácidas y alcalinas corrosivas. Por ejemplo, K4[Fe(CN)], un catolito común utilizado en los AORFB, no es estable en soluciones alcalinas, pero sí lo es en condiciones de pH neutro. [46]

Los AORFB utilizaron metilviológeno como anolito y 4-hidroxi-2,2,6,6-tetrametilpiperidin-1-oxilo como catolito en condiciones de pH neutro, además de NaCl y una membrana de intercambio aniónico de bajo costo. Este sistema MV/TEMPO tiene el voltaje de celda más alto, 1,25  V, y, posiblemente, el costo de capital más bajo ($180/kWh) informado para AORFB a partir de 2015. Los electrolitos líquidos acuosos fueron diseñados como un reemplazo directo sin reemplazar la infraestructura. Una batería de prueba de 600 milivatios fue estable durante 100 ciclos con casi un 100 por ciento de eficiencia a densidades de corriente que oscilaban entre 20 y 100 mA/cm 2 , con un rendimiento óptimo clasificado a 40–50  mA, en el que se mantuvo aproximadamente el 70% del voltaje original de la batería. [47] [48] Las baterías de flujo AORFB neutras pueden ser más respetuosas con el medio ambiente que las alternativas ácidas o alcalinas, al tiempo que muestran un rendimiento electroquímico comparable al de las baterías de flujo de radiofrecuencia corrosivas. La AORFB MV/TEMPO tiene una densidad de energía de 8,4  Wh/L con la limitación del lado TEMPO. En 2019, se informó que las baterías de flujo basadas en Viologen que utilizan una AORFB de sulfonato -viologen/ ferrocianuro ultraligera eran estables durante 1000 ciclos a una densidad de energía de 10 Wh/L, la AORFB más estable y con mayor densidad de energía hasta esa fecha. [49]

AORFB ácidos

Las quinonas y sus derivados son la base de muchos sistemas redox orgánicos. [50] [51] [52] En un estudio, se emplearon ácido 1,2-dihidrobenzoquinona-3,5-disulfónico (BQDS) y ácido 1,4-dihidrobenzoquinona-2-sulfónico (BQS) como cátodos, y Pb/ PbSO 4 convencional fue el anolito en un AORFB de ácido híbrido. Las quinonas aceptan dos unidades de carga eléctrica, en comparación con una en el catolito convencional, lo que implica el doble de energía en un volumen dado.

Se evaluó otra quinona, el ácido 9,10-antraquinona-2,7-disulfónico (AQDS). [53] El AQDS sufre una reducción rápida y reversible de dos electrones/dos protones en un electrodo de carbono vítreo en ácido sulfúrico . Una batería de flujo acuoso con electrodos de carbono económicos, que combina la pareja quinona/hidroquinona con el Br
2/ Es−
 par redox , produce una densidad de potencia galvánica pico que excede los 6000 W/m 2 a 13 000 A/m 2 . El ciclado mostró una retención de capacidad de almacenamiento de > 99 % por ciclo. La densidad de energía volumétrica fue superior a 20 Wh/L. [54] El ácido antraquinona-2-sulfónico y el ácido antraquinona-2,6-disulfónico en el lado negativo y el ácido 1,2-dihidrobenzoquinona-3,5-disulfónico en el lado positivo evitan el uso de Br 2 peligroso . Se afirmó que la batería duraba 1000 ciclos sin degradarse. [55] Tiene un voltaje de celda bajo (aproximadamente 0,55  V) y una densidad de energía baja (< 4  Wh/L).

Reemplazar el ácido bromhídrico por una solución alcalina menos tóxica (1  M KOH ) y ferrocianuro [56] fue menos corrosivo, lo que permitió el uso de tanques de polímero económicos . La mayor resistencia eléctrica en la membrana se compensó aumentando el voltaje a 1,2  V. [57] [58] La eficiencia de la celda superó el 99%, mientras que la eficiencia de ida y vuelta midió el 84%. La batería ofreció una vida útil esperada de al menos 1000 ciclos. Su densidad de energía teórica fue de 19  Wh/L. [59] No se verificó la estabilidad química del ferrocianuro en una solución de KOH de pH alto.

La integración de anolito y catolito en la misma molécula, es decir, analitos bifuncionales [60] o combi-moléculas [61] permiten utilizar el mismo material en ambos tanques. En un tanque es un donador de electrones, mientras que en el otro es un receptor de electrones. Esto tiene ventajas como la disminución de los efectos cruzados. [62] Por lo tanto, las moléculas de quinona diaminoantraquinona [62] y de índigo [60] , así como TEMPO/ fenazina [61] son ​​electrolitos potenciales para dichas baterías de flujo redox simétrico (SRFB).

Otro método adoptó un radical Blatter como donante/receptor. Soportó 275 ciclos de carga y descarga en pruebas, aunque no era soluble en agua. [63]

Alcalino

Las moléculas de quinona y fluorenona se pueden rediseñar para aumentar la solubilidad en agua. En 2021, una celda de demostración de (des)hidrogenación reversible de cetonas funcionó de forma continua durante 120 días a lo largo de 1111 ciclos de carga a temperatura ambiente sin catalizador, conservando el 97 % de su capacidad. La celda ofrecía más del doble de densidad energética que los sistemas basados ​​en vanadio. [64] [65] El principal desafío fue la falta de un catolito estable que mantuviera densidades energéticas por debajo de los 5 Wh/L. Las AORFB alcalinas utilizan un exceso de catolito de ferrocianuro de potasio debido al problema de estabilidad del ferrocianuro en soluciones alcalinas.

Las baterías de flujo metal-orgánicas utilizan ligandos orgánicos para mejorar las propiedades redox. Los ligandos pueden ser quelatos como EDTA , y pueden permitir que el electrolito esté en condiciones neutras o alcalinas bajo las cuales los complejos acuosos metálicos de otra manera precipitarían. Al bloquear la coordinación del agua con el metal, los ligandos orgánicos pueden inhibir las reacciones de división del agua catalizadas por el metal , lo que resulta en sistemas acuosos de mayor voltaje. Por ejemplo, el uso de cromo coordinado con 1,3-propanodiaminotetraacetato (PDTA), dio potenciales de celda de 1,62 V frente al ferrocianuro y un récord de 2,13 V frente al bromo . [66] Las baterías de flujo metal-orgánicas pueden conocerse como baterías de flujo de química de coordinación, como la tecnología Gridstar Flow de Lockheed Martin . [67]

Oligómero

Se propusieron especies redox de oligómeros para reducir el cruce, permitiendo al mismo tiempo membranas de bajo costo. Estos oligómeros redox activos se conocen como redoxímeros. Un sistema utiliza polímeros orgánicos y una solución salina con una membrana de celulosa . Un prototipo se sometió a 10.000 ciclos de carga mientras conservaba una capacidad sustancial. La densidad de energía fue de 10 Wh/L. [68] La densidad de corriente alcanzó ,1 amperios/cm 2 . [69]

Otro RFB oligómero empleó viológeno y redoxímeros TEMPO en combinación con membranas de diálisis de bajo costo . Las macromoléculas funcionalizadas (similares al vidrio acrílico o al poliestireno ) disueltas en agua fueron el material del electrodo activo. La membrana nanoporosa selectiva por tamaño funcionó como un colador y se produce mucho más fácilmente y a un menor costo que las membranas selectivas de iones convencionales. Bloquea las grandes moléculas de polímero similares a "espaguetis", al tiempo que permite el paso de pequeños contraiones. [70] El concepto puede resolver el alto costo de la membrana tradicional de Nafion . Los RFB con especies redox de oligómeros no han demostrado una potencia competitiva específica del área. La baja densidad de corriente de operación puede ser una característica intrínseca de las grandes moléculas redox. [ cita requerida ]

Otros tipos

Otras baterías de tipo flujo incluyen la batería de zinc-cerio , la batería de zinc-bromo y la batería de hidrógeno-bromo .

Sin membrana

Una batería sin membrana [71] se basa en un flujo laminar en el que se bombean dos líquidos a través de un canal, donde experimentan reacciones electroquímicas para almacenar o liberar energía. Las soluciones pasan en paralelo, con poca mezcla. El flujo separa los líquidos de forma natural, sin necesidad de una membrana. [72]

Las membranas suelen ser los componentes de batería más costosos y menos confiables, ya que están sujetas a corrosión por exposición repetida a ciertos reactivos. La ausencia de una membrana permite el uso de una solución de bromo líquido e hidrógeno: esta combinación es problemática cuando se utilizan membranas, porque forman ácido bromhídrico que puede destruir la membrana. Ambos materiales están disponibles a bajo costo. [73] El diseño utiliza un pequeño canal entre dos electrodos. El bromo líquido fluye a través del canal sobre un cátodo de grafito y el ácido bromhídrico fluye bajo un ánodo poroso. Al mismo tiempo, el gas hidrógeno fluye a través del ánodo. La reacción química se puede revertir para recargar la batería, una novedad para un diseño sin membrana. [73] Una de estas baterías de flujo sin membrana anunciada en agosto de 2013 produjo una densidad de potencia máxima de 795 kW/cm 2 , tres veces más que otros sistemas sin membrana y un orden de magnitud mayor que las baterías de iones de litio. [73]

En 2018, se demostró una batería RFB sin membrana a macroescala capaz de recargar y recircular las corrientes de electrolitos. La batería se basaba en líquidos catolíticos orgánicos inmiscibles y anolitos acuosos, que exhibieron una alta retención de capacidad y eficiencia coulombiana durante el ciclo. [74]

Basado en suspensión

Batería de flujo semisólido [75]

Un sistema de litio y azufre dispuesto en una red de nanopartículas elimina el requisito de que la carga entre y salga de las partículas que están en contacto directo con una placa conductora. En cambio, la red de nanopartículas permite que la electricidad fluya por todo el líquido, lo que permite extraer más energía. [76]

En una batería de flujo semisólido , las partículas de electrodos positivos y negativos están suspendidas en un líquido portador. Las suspensiones fluyen a través de una pila de cámaras de reacción, separadas por una barrera como una membrana delgada y porosa. El enfoque combina la estructura básica de las baterías de flujo acuoso, que utilizan material de electrodo suspendido en un electrolito líquido, con la química de las baterías de iones de litio tanto en suspensiones libres de carbono como en lodos con una red de carbono conductora. [1] [77] [78] Las baterías de flujo redox semisólidas libres de carbono también se conocen como baterías de flujo redox de dispersión sólida . [79] La disolución de un material cambia significativamente su comportamiento químico. Sin embargo, la suspensión de trozos de material sólido preserva las características del sólido. El resultado es una suspensión viscosa. [80]

En 2022, Influit Energy anunció un electrolito de batería de flujo que consiste en un óxido metálico suspendido en una solución acuosa. [81] [82]

Las baterías de flujo con sólidos dirigidos a redox (ROTS), también conocidas como potenciadores de energía sólida (SEB) [83] [84] [85] [86] [87] [88] [89] ya sea el posolito o el negolito o ambos (también conocidos como fluidos redox), entran en contacto con uno o más materiales electroactivos sólidos (SEM). Los fluidos comprenden una o más parejas redox, con potenciales redox que flanquean el potencial redox del SEM. Tales SEB/RFB combinan la ventaja de alta energía específica de las baterías convencionales (como el ion-litio ) con la ventaja de energía-potencia desacoplada de las baterías de flujo. Los RFB SEB(ROTS) tienen ventajas en comparación con los RFB semisólidos, como la falta de necesidad de bombear lodos viscosos, la ausencia de precipitación/obstrucción, una mayor potencia específica del área, una mayor durabilidad y un espacio de diseño químico más amplio. Sin embargo, debido a las pérdidas de energía dobles (una en la pila y otra en el tanque entre el SEB(ROTS) y un mediador), estas baterías sufren de una baja eficiencia energética. A nivel de sistema, la energía específica práctica de las baterías de iones de litio tradicionales es mayor que la de las versiones de flujo SEB(ROTS) de baterías de iones de litio . [90]

Comparación

Aplicaciones

Las ventajas técnicas hacen que las baterías de flujo redox sean adecuadas para el almacenamiento de energía a gran escala. Las baterías de flujo suelen considerarse para aplicaciones estacionarias relativamente grandes (1 kWh – 10 MWh) con ciclos de carga y descarga de varias horas. [94] Las baterías de flujo no son rentables para tiempos de carga y descarga más cortos. Los nichos de mercado incluyen:

Véase también

Referencias

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