Una solución de almacenamiento de energía que fluye como un helado suave | Noticias del MIT



Las baterías hechas de una mezcla conductora de electricidad con la consistencia de la melaza podrían ayudar a resolver una pieza crítica del rompecabezas de la descarbonización. Un equipo interdisciplinario del MIT ha descubierto que una tecnología electroquímica llamada batería de flujo semisólido puede ser una forma rentable de almacenamiento y respaldo de energía para fuentes de energía renovable variable (ERV) como la eólica y la solar. La investigación del grupo se describe en un artículo publicado en Joule.

“La transición a energías limpias requiere sistemas de almacenamiento de energía de diferentes duraciones cuando el sol no brilla y el viento no sopla”, dice Emre Gençer, investigador de MIT Energy Initiative (MITEI) y miembro del equipo. “Nuestro trabajo demuestra que una batería de flujo semisólido puede ser una opción económica y que salve vidas cuando estas fuentes de ERV no pueden generar electricidad durante un día o más, en caso de desastres naturales, por ejemplo. »

Dióxido de zinc-manganeso recargable (Zn-MnO2) la batería que crearon los investigadores venció a los demás competidores por el almacenamiento de energía a largo plazo. «Hicimos un análisis completo de abajo hacia arriba para comprender cómo la composición de la batería afecta el rendimiento y el costo, analizando cualquier compensación», dice Thaneer Malai Narayanan SM ’18, PhD ’21. “Hemos demostrado que nuestro sistema puede ser más económico que otros y se puede ampliar. »

Narayanan, quien realizó este trabajo en el MIT como parte de su doctorado en ingeniería mecánica, es el autor principal del artículo. Otros autores incluyen a Gençer, Yunguang Zhu, becario postdoctoral en el Laboratorio de Energía Electroquímica del MIT; Gareth McKinley, profesor de innovación educativa en la Escuela de Ingeniería y profesor de ingeniería mecánica en MIT; y Yang Shao-Horn, profesor de ingeniería de JR East, profesor de ingeniería mecánica y ciencia e ingeniería de materiales, y miembro del Laboratorio de Investigación Electrónica (RLE), que dirige el laboratorio de energía electroquímica en el MIT.

Ir con el flujo

En 2016, Narayanan comenzó sus estudios de posgrado uniéndose al Laboratorio de Energía Electroquímica, un foco de investigación y exploración de soluciones para mitigar el cambio climático, enfocado en la química innovadora de baterías y la descarbonización de combustibles y químicos. Una oportunidad emocionante para el laboratorio: desarrollar sistemas de energía de respaldo bajos en carbono y sin carbono adaptados a las necesidades a escala de la red cuando la generación de ERV está inactiva.

Cuando el laboratorio lanzó una gran red, estudiando la conversión y el almacenamiento de energía utilizando celdas de combustible de óxido sólido, baterías de iones de litio y baterías de metal-aire, entre otras, Narayanan se interesó particularmente en las baterías de flujo. En estos sistemas, dos soluciones químicas diferentes (electrolitos) que contienen iones negativos o positivos se bombean desde depósitos separados, que se unen a través de una membrana (llamada batería). Aquí, las corrientes de iones reaccionan, convirtiendo la energía eléctrica en energía química, de hecho, cargando la batería. Cuando existe una demanda de esta energía almacenada, la solución se bombea a la celda para convertir la energía química de nuevo en energía eléctrica.

La cantidad de tiempo que las baterías de flujo pueden descargar, liberando la electricidad almacenada, está determinada por el volumen de soluciones de electrolitos cargadas positiva y negativamente que pasan a través de la celda. En teoría, mientras estas soluciones continúen fluyendo, reaccionando y convirtiendo la energía química en energía eléctrica, los sistemas de baterías pueden proporcionar electricidad.

«Para una copia de seguridad que dura más de un día, la arquitectura de las baterías de flujo sugiere que pueden ser una opción barata», explica Narayanan. “Se recarga la solución en los embalses de fuentes de energía solar y eólica. Esto hace que todo el sistema esté libre de carbono.

Pero si bien la promesa de las tecnologías de baterías de flujo se ha estado gestando durante al menos una década, el rendimiento desigual y el costo de los materiales necesarios para estos sistemas de baterías han ralentizado su implementación. Por lo tanto, Narayanan se embarcó en un ambicioso viaje: diseñar y construir una batería de flujo que pudiera respaldar los sistemas ERV durante un día o más, almacenando y descargando energía con igual o mayor eficiencia que sus competidores. y determinar, mediante un riguroso análisis de costos, si dicho sistema podría resultar económicamente viable como opción energética a largo plazo.

Colaboradores multidisciplinares

Para afrontar este reto polifacético, el proyecto de Narayanan reunió, según sus propias palabras, «tres gigantes, científicos muy conocidos en sus campos»: Shao-Horn, especialista en física química y ciencias electroquímicas y diseño de materiales; Gençer, quien crea modelos económicos detallados de sistemas energéticos emergentes en MITEI; y McKinley, experto en reología, la física del flujo. Estos tres también se desempeñaron como supervisores de tesis.

“Estaba encantado de trabajar en un equipo tan interdisciplinario, que brindó una oportunidad única para crear una nueva arquitectura de batería mediante el diseño de la transferencia de carga y el transporte de iones dentro de electrodos semisólidos de fluidos, y para guiar la ingeniería de baterías utilizando la tecnoeconomía de estos fluidos baterías. «Dice Shao-Horn.

Si bien otros sistemas de baterías de flujo de la competencia, como la batería de flujo redox de vanadio, ofrecen la capacidad de almacenamiento y la densidad de energía para respaldar megavatios y sistemas de energía más grandes, dependen de « ingredientes químicos costosos que los convierten en malas apuestas para fines duraderos ». Narayanan estaba buscando productos químicos más baratos que también tuvieran un gran potencial energético.

A través de una serie de experimentos de banco, los investigadores desarrollaron un nuevo electrodo (conductor eléctrico) para el sistema de la batería: una mezcla que contiene dióxido de manganeso disperso (MnO2) partículas, atravesadas por un aditivo conductor de electricidad, el negro de carbón. Este compuesto reacciona con una solución de zinc conductora o una placa de zinc en la batería, lo que permite una conversión electroquímica eficiente de energía. Las propiedades fluidas de esta batería son muy diferentes de las soluciones acuosas utilizadas por otras baterías de flujo.

“Es un semisólido, una suspensión”, explica Narayanan. “Como pintura negra espesa, o tal vez helado suave”, sugiere McKinley. El negro de carbón agrega pigmento y golpe eléctrico. Para llegar a la mezcla electroquímica óptima, los investigadores modificaron su fórmula varias veces.

«Estos sistemas deben poder fluir a presiones razonables, pero también deben tener un límite elástico bajo para que el MnO activo2 las partículas no se hunden en el fondo de los tanques de flujo cuando el sistema no está en uso, ni se separan en una batería / fase líquida aceitosa clara y una pasta densa de partículas de carbón y MnO2«Dice McKinley.

Esta serie de experimentos informó el análisis tecnoeconómico. Al «conectar los puntos entre composición, rendimiento y costo», explica Narayanan, él y Gençer pudieron realizar cálculos de costo y eficiencia a nivel de sistema para Zn-MnO.2 tambores.

“Evaluar el costo y el rendimiento de las primeras tecnologías es muy difícil y fue un ejemplo de cómo desarrollar un método estándar para ayudar a los investigadores del MIT y de otros lugares”, dice Gençer. “Un mensaje aquí es que cuando incluye el análisis de costos en la etapa de desarrollo de su trabajo experimental, obtiene una comprensión temprana importante de las implicaciones financieras de su proyecto. »

En su última serie de estudios, Gençer y Narayanan compararon Zn-MnO2 batería a un conjunto de baterías electroquímicas equivalentes y sistemas de respaldo de hidrógeno, examinando los costos de capital de operarlos por períodos de ocho, 24 y 72 horas. Sus hallazgos los sorprendieron: para descargas de baterías que duran más de un día, su batería de flujo semisólido supera a las baterías de iones de litio y a las baterías de flujo redox de vanadio. Esto era cierto incluso teniendo en cuenta los elevados gastos de bombeo del MnO.2 lechada del tanque a la pila. “Era escéptico y no esperaba que esta batería fuera competitiva, pero una vez que hice el cálculo del costo, fue plausible”, dice Gençer.

Pero la batería de respaldo sin carbono es un negocio muy similar a Goldilocks: diferentes situaciones requieren soluciones de diferente duración, ya sea una pérdida esperada de energía solar durante la noche o una pérdida de energía ». Una interrupción a largo plazo de la red vinculada al clima. “El ión de litio es excelente para una copia de seguridad de ocho horas o menos, pero los materiales son demasiado caros para períodos más largos”, dice Gençer. «El hidrógeno es muy caro por períodos muy cortos y bueno por períodos muy largos, y los necesitaremos todos». Esto significa que tiene sentido seguir trabajando en Zn-MnO2 sistema para ver dónde podría encajar.

“El siguiente paso es tomar nuestro sistema de baterías y construirlo”, dice Narayanan, quien ahora trabaja como ingeniero de baterías. “Nuestra investigación también allana el camino para otras químicas que podrían desarrollarse bajo la plataforma de batería de flujo semisólido, por lo que podríamos ver este tipo de tecnología utilizada para el almacenamiento de energía a lo largo de nuestras vidas”.

Esta investigación fue apoyada por Eni SpA a través de MITEI. Thaneer Malai Narayanan recibió una beca de MIT Energy patrocinada por Eni durante su trabajo en el proyecto.

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