ALMACENANDO ENERGÍA (II): La mecánica de la energía eléctrica.

En el anterior artículo analizamos bastante concienzudamente las posibilidades que existían en el almacenamiento de calor, como una de las formas de almacenamiento de energía, viendo que no sólo se podía aplicar el mismo a energías renovables como las termosolares, sino también al calor residual de líneas de generación y procesos productivos.

Pero quizás el mayor reto del almacenamiento de energía, si pensamos en la necesaria integración de las renovables, este en el propio almacenamiento de la electricidad, siendo la generación de energía eléctrica la base de las principales energías renovables (eólica y fotovoltáica) y el fin último al que se dirige la generación y distribución eléctrica.


Almacenar la energía eléctrica permitiría a cualquiera de las renovables independizarse del consumo y aprovechar todo el potencial de generación cuando este se da en la naturaleza, incrementando su competitividad y equiparándolas a las energías convencionales.

Sin embargo, y como ocurría con el almacenamiento del calor, el almacenamiento de la energía eléctrica es vital no sólo para las energías renovables, sino que se configura como una oportunidad de futuro en la generación y distribución de electricidad, siendo el actor esencial para la creación de las conocidas como redes inteligentes (o smart grids), y siendo la base para una correcta modernización, optimización y dimensionamiento de nuestras actuales redes de distribución, de forma que sean capaces de responder adecuadamente al consumo, moderando la producción de fluctuaciones (picos y valles en la red), perturbaciones y caídas de tensión, y actuando directamente en la calidad del suministro realizado de una forma racional y coherente.

Redes eléctricas - Fotografía de ACECA (Toledo-España). Fuente propia.

Los sistemas de almacenamiento de energía eléctrica se configurarían pues como sistemas reversibles, en los que lo importante a tener en cuenta es el rendimiento global alcanzado en la transformación y almacenamiento de la energía, teniendo siempre presente la variable temporal (para tener en cuenta aspectos como las pérdidas durante el almacenamiento, la potencia, el tiempo de respuesta, etc).

La forma más instintiva de almacenar la energía eléctrica es quizás la de convertirla en una energía mecánica que podamos almacenar de forma controlada, ya sea cinética o potencial, para luego aprovecharla.


USANDO LA GRAVEDAD.

Dentro de esta vertiente, la forma quizás más intuitiva y barata que exista actualmente es la del almacenamiento en forma de energía potencial gravitatoria, que además ocupa prácticamente el 90% del almacenamiento de energía eléctrica en España (similar porcentaje en otros países del mundo), y que básicamente consiste en usar la energía eléctrica generada en exceso para elevar algo a una mayor altura, ganando energía potencial, y dejando que descienda para volver a generar energía.

Evidentemente este algo tiene que ser un fluido manejable que presente una alta disponibilidad, y como no, lo suyo es utilizar agua, que además ya se tiene en muchas ocasiones almacenada en embalses. De esta forma, los clásicos embalses pueden ser reconvertidos en los conocidos como embalses hidráulicos reversibles, en los que el agua se bombea a un embalse superior cuando existe excedente de generación de energía eléctrica, y se deja caer, cuando es preciso, al embalse inferior, turbinándolo para recuperar esta energía (como si de una hidroeléctrica en circuito cerrado se tratase), siendo la configuración más habitual.

También se pueden dar las conocidas como centrales de bombeo puro, en las que el vaso superior no tiene aportaciones naturales y está hecho sólo para el bombeo de agua desde el inferior, con el único objetivo de almacenar energía en periodos de tiempo "cortos", que suelen ser diarios o semanales.

Y desde aquí las propuestas que surgen hoy en día son muy diversas, propias de una tecnología madura que busca su adaptación a diversas ubicaciones con potencial, y existen experiencias ya de almacenamiento utilizando el agua de mar o la existencia de cavernas profundas, como sistemas de almacenamiento inferior, entre otras.

En cualquiera de los casos, el uso de estos sistemas de embalse hidráulico reversible permite la acumulación de cantidades considerables de energía, dependiendo de las capacidades de almacenamiento adoptadas y del salto conseguido en la diferencia de cotas. Habitualmente este tipo de sistemas se mueve en potencias de turbinación de entre 50 y 800 MW (aunque algunas propuestas como la del Lago Michigan en USA alcanza los 2.000 MW) y capacidades de almacenamiento que van habitualmente desde las 8 horas hasta las 24 horas de suministro.

Central hidroeléctrica de bombeo de Cortes-La Muela. En Cortes de Pallás (Valencia)
La Muela I. Potencia: 630 MW en turbación / 540MW de bombeo. Salto de 850 m.
La Muela II (en puesta en marcha): Potencia: 850 MW en turbinación / 740 MW en bombeo.

Con un rendimiento global cercano al 80% en la conversión de la energía en las nuevas centrales, fundamentalmente debido a las pérdidas en la conversión y en la evaporación o infiltración al terreno dadas en el embalse superior, la tecnología hidráulica de bombeo es una propuesta sobradamente demostrada y con amplia experiencia de implantación en todo el mundo.

En España existen actualmente unos 5.300 MW de potencia instalada en hidráulica de bombeo, la mayoría de ellas de tipo mixto, con una potencia que aún se escapa y mucho de la instalada en otros países como Japón, donde equivale al 10% de la potencia total de generación instalada en el país, llegando a superar los 25.000 MW.

El principal problema de esta tecnología está en la limitada existencia de zonas aptas para ejecutar las infraestructuras necesarias, sobre las que se producen impactos ambientales elevados (de no ejecutarse aprovechando infraestructuras existentes), suponiendo además un elevado coste en la inversión inicial necesaria (aunque su coste de mantenimiento luego es muy bajo y presentan una larga vida útil). Por otro lado, aunque la tecnología es capaz de acumular grandes cantidades de energía, la entrega de la misma no es inmediata, requiriendo de cierto tiempo para el inicio de la generación y el suministro que puede ser de decenas de minutos.


COMPRIMIENDO LA ENERGÍA.

Además de la energía potencial gravitatoria, un sistema puede contar también con la energía potencial elástica debida a un estado de compresión generado en el mismo que, al ser liberado, genera energía.

De todos es conocido el potencial del aire comprimido para realizar multitud de trabajos, y su uso es extendido desde hace tiempo en máquinas, herramientas y hasta motores de turbina, y como no, se hace extensivo también a los sistemas de almacenamiento de energía conocidos en este caso como CAES (Compressed Air Energy Storage), que buscan en la compresión de este fluido la posibilidad de almacenar energía.

La idea sería la de utilizar la energía eléctrica sobrante para comprimir aire a unos 70 bares de presión y almacenarlo en cavernas profundas para, cuando sea preciso, descomprimirlo y aprovechar la energía liberada.

En este punto hay que tener en cuenta las leyes de los gases y la relación directamente proporcional que hay entre el producto presión y volúmen con la temperatura, siendo este uno de los caballos de batalla de la tecnología (el calor) y el factor fundamental que diferencia las distintas propuestas tecnológicas que existen ahora mismo en el mercado.

P x V = n x R x T
(ecuación de los gases perfectos o ideales)

Si incrementamos la presión de un gas ideal (en este caso el aire) en un volumen dado, comprimiéndolo, lo que hacemos es incrementar sustancialmente la temperatura, razón por la que los grandes compresores industriales requieren de refrigeración. Este incremento de la temperatura supone una "perdida" de energía sustancial que, a la hora de volver a utilizar la energía (descomprimiendo el aire), tiene que recuperarse para evitar la congelación en los sistemas de expansión y alcanzar la máxima generación, calentándolo de nuevo.

Los sistemas más clásicos de almacenamiento de energía en aire comprimido, y por lo pronto las dos únicas plantas de escala industrial que existen y las que se están planificando, lo que hacen es disipar esta energía mediante enfriadores, que ayudan a disipar temperaturas de 150 a 180ºC en comprensión, para permitir la inyección en cavernas de un aire comprimido a 40 o 50ºC.

De hecho, las plantas actualmente existentes en la práctica son como turbinas de gas convencional, en las que el trabajo de compresión del gas de combustión, que normalmente supone 2/3 de la capacidad de la turbina, es independiente y proviene del almacenamiento. Esto permite recuperar la energía almacenada en el aire comprimido, incrementando el rendimiento de generación de la turbina, en la que la inyección del aire comprimido supone una generación de energía que puede llegar a ser el triple de la obtenida en condiciones normales.

Estos sistemas de almacenamiento de energía en aire comprimido, conocidos como CAES Diabático, son sin embargo ineficientes en su conversión global de la energía respecto a otros sistemas vistos, alcanzando tan sólo rendimientos globales de conversión de la energía del 42%, que en algunas ocasiones se pueden incrementar hasta el 55% si se utilizan los gases de escape de la turbina para el precalentamiento del gas comprimido.

No obstante, como tecnología de generación eficiente y sistema de almacenamiento de energía es una solución interesante, que además dispone de experiencia de implementación con decadas de trayectoria de funcionamiento en Huntorf (Alemania). Fue aquí donde en 1978 se implementó la primera planta de aire comprimido, con 290 MW de generación de pico (durante 2 horas, con aire comprimido), ampliada en 2006 a 321 MW. La instalación permite almacenar aire comprimido durante 8 horas al día en una caverna de 300.000 m3 con presiones de hasta 72 bares (en carga completa), recuperándolo con una eficiencia del 48%.

Esta fue la primera planta, siendo la única planta hasta que en 1991 la Cooperativa Energética Power South implementó otra planta en McIntosh (Alabama), USA, con 110 MW de capacidad, y con un rendimiento en recuperación del 54%, al recuperar el calor residual de los gases de combustión. Hasta el momento estas son las dos únicas plantas de escala industrial existentes y, a pesar de sus enormes posibilidades de desarrollo, la tecnología ha permanecido dormida, a la espera de una revolución en el mercado que permita su implementación efectiva.

Algún avezado lector que esté siguiendo esta serie de artículos ya habrá caído en que el CAES Diabático puede ser mejorado considerablemente si tenemos en cuenta las opciones tecnológicas que analizábamos en el anterior artículo "Almacenando Energía I: Guardando el Calor"

Efectivamente, si en vez de dispersar el calor residual generado durante la compresión del aire, perdiendo toda esa energía, procediésemos a su almacenamiento, usándolo para calentar  el aire comprimido en su descompresión, podríamos incrementar los rendimientos hasta cerca del 70% de conversión global, según apuntan los primeros estudios que se están haciendo al respecto, acercando la tecnología a los niveles del bombeo hidráulico visto con anterioridad.

Este sistema de almacenamiento de aire comprimido se denomina CAES Adiabático, también conocido como AA-CAES o Advance Adiabatic CAES, y para el almacenamiento del calor en las propuestas actualmente en estudio (no existen plantas industriales), efectivamente se utilizan algunos de los sistemas vistos en el anterior artículo.

El proyecto ADELE, comandado por RWE Power en Alemania, y con socios tan relevantes con el DLR Alemán (referencia mundial en almacenamiento de energía) o General Eléctric, se lanzó en 2010 y está implementando actualmente una planta piloto de demostración de la tecnología de CAES Adiabático con 1GWh de capacidad de almacenamiento que podrá generar hasta 200 MW. 

Este proyecto pretende comprimir el aire por encima de los 100 bares, remitiéndolo como aire comprimido caliente (a cerca de 600 ºC) al sistema de almacenamiento de calor, consistente en unos depósitos de cerca de 40 metros de alto diseñados para aguantar las altas presiones y almacenar el calor en materiales cerámicos refractarios. Una vez capturado el calor, el aire comprimido se almacena en el subsuelo hasta que es preciso descomprimirlo, momento en el que se recupera el calor directamente en el sistema intercambiador.

El reto, según los promotores de la idea, está en conseguir diseñar compresores que sean capaces de soportar las características del aire a altas presiones y temperaturas, con un funcionamiento cíclico que puede llevar a una alta fatiga de los materiales, turbinas que se puedan adaptar a las presiones almacenadas, y que la configuración mecánica y térmica sea la óptima, desconociéndose aún muchos factores del diseño en los que se está trabajando.

Además del proyecto Alemán, existen otras iniciativas en marcha para probar y escalar esta tecnología para el almacenamiento de energía. Entre ellas encontramos interesantes propuestas como la de Alacaes, apoyada por el gobierno suizo, cuya idea es la de almacenar aire comprimido en túneles abandonados, disponiendo el sistema de almacenamiento térmico dentro del mismo contenedor de aire comprimido, y "escondiendo" todo el sistema de generación en la misma infraestructura, lo que supone un impacto ambiental muy inferior a las tecnologías habitualmente desarrolladas en este campo.

Puerta de entrada al tunel de la planta de demostración en los Alpes Suizos.
Fotografía gentileza de ALACAES una empresa de AIRLIGHT Energy.

Actualmente Alacaes tiene en desarrollo una planta de demostración consistente en un almacenamiento de aire comprimido con ciclos de funcionamiento de entre 27 y 33 bar, que aprovecharían un volúmen de 2.000 m3 de un túnel abandonado en la localidad de Pollegio (Suiza). La tecnología almacena el calor, al igual que la propuesta alemana, utilizando el propio aire como fluido de transferencia de calor, y escogiendo los rellenos cerámicos como el medio actualmente más económico y eficiente pare este intercambio.

La planta, que comenzará los primeros test de funcionamiento a finales de 2015, convirtiéndose así en la primera planta piloto en funcionamiento con esta tecnología, está previsto que de respuesta de generación en menos de 5 minutos, en los cuales será capaz de alcanzar una potencia nominal de 600 kW, durante más de 1 hora, lo que supone una capacidad de almacenamiento de 1 MWh.

Y aunque estas primeras cifras pudieran parecer pequeñas, la empresa tiene previsto un escalado a plantas comerciales que trabajen en ciclos de 70 a 100 bar, con capacidades de almacenamiento de entre 400 y 500 MWh, y costes asociados de entre 140 y 160 Euros/kWh. Estas plantas podrían estar proporcionando dentro de poco potencias nominales de generación de entre 50 y 100 MW en periodos de generación de entre 4 y 8 horas.

El surgimiento de originales alternativas para el almacenamiento de aire comprimido es precisamente una de las características fundamentales de los nuevos sistemas de CAES que se están diseñando actualmente en todo el planeta, que buscan alternativas a las "clasicas" cavernas de sales utilizadas hasta el momento para almacenar los enormes volúmenes de aire comprimido que se precisan en la escala industrial.

Existen de hecho alternativas al almacenamiento que proponen incluso almacenar aire comprimido en "globos" o estructuras dentro de almacenamientos subacuáticos, como la propuesta que están desarrollando los canadienses de Hydrostor en Ontario, con una planta piloto submarina de 1 MW de generación y 4 MWh de almacenamiento, una interesante alternativa que permitiría un almacenamiento modular escalable, sin las limitaciones que imponen las cavernas o los depósitos subterráneos, adaptando la tecnología al almacenamiento de renovables como la eólica offshore, y mejorando los rendimientos obtenidos al almacenar a presión constante, lo que permite optimizar la operación y mejorar los tiempos de respuesta.

Parque eólico offshore belga en los mares del norte. Wikipedia.

Por último, si seguimos la ecuación vista anteriormente, la teoría de gases nos dice que podemos comprimir el aire incrementando su presión y disminuyendo su volumen a la vez, sin que se produzca ningún incremento en la temperatura, y por lo tanto sin desperdiciar energía, siguiendo así la curva isoterma que nos daría la ecuación vista al principio de este capítulo en lo que se denomina como ICAES (Isothermal Compressed Aire Energy Storage).

Esta es la tercera derivada que buscan algunas empresas de almacenamiento de energía que proponen una compresión/descompresión del aire en múltiples etapas hasta llegar a presiones máximas de trabajo de unos 70 bar, enfriando o calentando progresivamente el aire, de forma que la pérdida de energía sea la mínima y la curva se asemeje lo máximo posible a la isotérmica.

El principal problema al que se enfrenta esta tecnología es que, al hacerlo de esta forma, los gradientes de temperatura son mínimos, y para garantizar un adecuado intercambio de calor que permita la retirada o aporte de la energía térmica necesaria de una forma rápida y eficiente, es necesario incrementar considerablemente la superficie de contacto.

Para solventar este problema la mayoría de las empresas proponen el uso de sistemas de compresión mediante cilindros neumáticos, en equipos que hacen a su vez de compresor y expansor, dosificando agua en spray durante las etapas de compresión y descompresión, de forma que el intercambio de calor se produza de forma rápida. Las microgotas que forman el agua dosificada, presentan la máxima superficie específica de contacto, y enfrían o calientan el aire durante las fases de compresión o descompresión realizadas en cada una de las carreras que realiza el pistón.

En el ámbito del ICAES la carrera está servida. Hoy por hoy las propuestas existentes en el mercado son aún pequeñas y responden a plantas piloto de demostración de unos 1,5 a 2 MW, como la puesta en marcha por SustainX en Seabrook (New Hampshire) en Septiembre de 2013, o la propuesta por General Compresion en Texas, o a pequeños módulos de almacenamiento de 750 kWh y 250 kW de generación, como los propuestos por LightSail Energy. Sin embargo, las altas eficiencias globales alcanzadas, del 80% o superiores, unido a la madurez de las tecnologías que conforman los componentes de estas propuestas, lo que genera un relativamente bajo riesgo tecnológico, hacen prever que sea una de las líneas de trabajo del CAES con mayor proyección a futuro.

Por último, y aunque no tiene que ver estrictamente con la compresión del aire, formando una derivada del mismo, cabe mencionar el potencial que tienen las tecnologías LAES (Liquid Air Energy Storage), que proponen comprimir, depurar y licuar el aire, mediante su enfriamiento, para almacenarlo a bajas presiones en tanques aislados que funcionan como almacenes de energía.

Cuando se quiere recuperar la energía, el aire se bombea a un sistema de alta presión que lo recalienta utilizando el propio aire ambiente o, en determinados casos, corrientes de calor residual de cualquier proceso, generando así un aire a alta presión que se pude turbinar.

Los sistemas LAES parece que podrían alcanzar eficiencias del 60%, o superiores si se combinasen con el aprovechamiento de flujos de calor / frío residual en procesos industriales, con costes que, una vez optimizados para grandes instalaciones, podrían estar entorno a los 165 Euros/kWh de almacenamiento, presentando una mayor posibilidad de escalado industrial a grandes capacidades que los sistemas de aire comprimido, dado que presentan densidades de almacenamiento hasta cinco veces superiores, siendo viable ya alcanzar con ellos capacidades de generación de entre 5 MW y 100 MW.


LA CINÉTICA DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA.

En vez de utilizar energía mecánica potencial podemos recurrir a la energía cinética, almacenando el movimiento en forma de velocidad de giro en lo que se conocen como volantes de inercia ("flywheels" en inglés), principio en el que se basa precisamente el famoso KERS de los Fórmula 1, más conocido como freno regenerativo (Kinetic Energy Recovery System), utilizado desde hace tiempo en otros medios de locomoción, como los trenes o tractores.

Tractor Landini con Volante de Inercia visible. Wikipedia.

La idea, aplicada al almacenamiento de energía es sencilla. Si yo hago girar una rueda (denominada "volante") cuya masa principal se encuentra en la parte exterior (más alejada del eje giro), se genera un momento de inercia que es directamente proporcional a la masa que se mueva y a la distancia al eje. La energía cinética generada equivaldrá a dicho momento de inercia y a la velocidad angular que le imprima al volante, atendiendo a la siguiente fórmula:


Como el factor que más influye en el incremento de la energía acumulada es la velocidad angular, que está al cuadrado, es justo sobre este mismo factor sobre el que se enfoca actualmente la tecnología y los nuevos desarrollos de I+D, pasando de los sistemas de baja velocidad (de entre 5.000 y 10.000 r.p.m.), con rotores de acero pesado, útiles para proporcionar potencia durante muy cortos periodos de tiempo, a los sistemas de alta velocidad fabricados en divesos composites, que alcanzan hasta 50.000 r.p.m., y que pueden ofrecer potencias que están actualmente entre los 100 kW y los 250 kW (potencias mayores se encuentran actualmente en fase de experimentación).

Lo importante en estos sistemas es evitar las pérdidas por autodescarga que se dan por el rozamiento, y que en determinados sistemas pueden ser de hasta el 20% diario de la energía cargada. Esto se consigue haciendo que el eje de rotación del volante gire sobre suspensores magnéticos, y aportando una cubierta que permita hacer el vacío y evitar así las pérdidas aerodinámicas en el giro, consiguiendo que los equipos más modernos dispongan de rendimientos globales incluso superiores al 85%.

La utilización de volantes de inercia para aplicaciones de almacenamiento de energía está también bastante extendida, especialmente en su uso a pequeña escala  y para el suministro en cortos periodos de tiempo en los Sistemas de Alimentación Ininterrumpida - SAIs (UPS, por sus siglas en inglés), utilizados para suministrar energía ante bajones repentinos en la red, amortiguando los saltos de frecuencia de la red y sirviendo como regulador del voltaje. Un sistema que se aplica tanto a equipos y sistemas eléctricos para los que se precisa el suministro continuado (e.g. equipos de hospital), grúas, etc.

Su uso a gran escala está aún pendiente de aplicación de forma extendida debido a que sus limitaciones físicas siguen impidiendo hoy en día la acumulación de grandes cantidades de energía, precisando además de fuertes inversiones económicas (del orden de 1.000 Euros por kW de potencia instalado).

El reto de esta tecnología está precisamente en reducir los costes cuando menos a la mitad, y esto pasa tanto por la propia reducción de los costes de fabricación como por el logro de mayores prestaciones energéticas, lo que requiere mayores prestaciones mecánicas, y con ello el desarrollo de nuevos materiales más resistentes a la deformación generada por las altas revoluciones.

El otro factor limitante actualmente son los motores / generadores eléctricos que se encargan de la carga y descarga de energía del sistema, actuales limitantes de la potencia disponible, y que podrían incrementar también considerablemente las prestaciones de estos equipos.

Sin embargo, estos sistemas de almacenamiento presentan varias ventajas que siguen haciendo muy atractivo su potencial de implementación para soluciones de almacenamiento energético, por delante incluso de algunas soluciones como las conocidas baterías:
  • Por un lado, su elevada densidad energética, siendo capaces de acumular grandes cantidades de energía en espacios mucho más pequeños que los requeridos por otros sistemas.
  • Por otro, la posibilidad de dar una respuesta rápida a las necesidades de suministro, en menos de un segundo, pudiendo además configurarse en su descarga a distintas potencias, en función de las necesidad de la red.
  • También es importante, el considerable número de ciclos de uso (cercano a los 100.000 ciclos de carga y descarga), lo que implica una larga vida útil, estimada en más de 20 años, con muy bajos costes de mantenimiento (prácticamente la mitad de coste de mantenimiento que una batería)
  • La ausencia de los productos químicos que componen otros sistemas como las baterías, también los hace unos sistemas más atractivos desde el punto de vista del impacto ambiental en su ciclo de vida.
La experiencia de implantación de grandes plantas de almacenamiento se reduce en la práctica a actuaciones puntuales llevadas a cabo por algunos pioneros, como la empresa Beacon Power, que cuenta en la actualidad con tres plantas operativas en Estados Unidos. La primera de ellas, instalada en Stephentown (Nueva York), en 2011, dispone de una potencia de 20 MW gracias a la instalación de 200 volantes de inercia. La planta realiza entre 3.000 y 5.000 descargas al año y permite la regulación de la tensión en el área de regulación con prácticamente un 95% de eficiencia.


Planta de almacenamiento de energía de Beacon Power en Stephentown, New York.
Gentileza de Beacon Power.

Special thanks for Giw Zanganeh, from Airlight Energy, and Dave Nickerson, from Beacon Power, and their interest in this post. !!!!



Algunos enlaces de interés:


Comentarios

  1. En relación a los sistemas de almacenamiento inercial mediante volantes mecánicos. En caso de que proliferáran en todo el mundo estos sistemas y suponiendo las grandes masas en movimiento giratorio, si tal vez debiera ser tenido en cuenta el efecto del spin de esas masas sobre el propio del planeta. Y si fuera procedente en ese hipotetico futuro orientar el plano rotatorio para todos esos almacenadores por igual, en función de eliminar la posibilidad de alterar en alguna medida la estabilidad del planeta y aparte tal vez mejorar la eficiencia global de estos sistemas. Esta observación podría ser hoy algo fantástica, pero antaño también hubiera parecido lo mismo hacer igual respecto a las energías tradicionales de hoy en cuanto a los efectos ambientales que se les asocian y tanto se discuten.

    ResponderEliminar
    Respuestas
    1. Gracias por el comentario Periscopio. La verdad es que no se qué número de estos equipos serían necesarios para llegar a desviar el eje de rotación de nuestro planeta, pero habría que ver también si sería lógica semejante proliferación, pues al fin y al cabo el uso de estos equipos esta muy limitado a ciertas circunstancias.

      Si te fijas, para cada una de la tecnologías que voy exponiendo hay pros / contras y campos de aplicación muy definidos. Los volantes de inercia son tecnologías en este sentido muy limitadas a necesidades de muy rápida respuesta y limitada potencia, por lo que su campo parece ser de los más reducidos.

      Bajo mi punto de vista, el futuro será mas bien un compendio de distintas tecnologías de almacenamiento de las que he ido exponiendo en estos capítulos.... mas las que me quedan de exponer en la tercera parte que un día de estos terminaré ;-)

      Un saludo y gracias por tu contribución.

      Eliminar

Publicar un comentario

Tus comentarios son siempre bienvenidos. Agrega aquí lo que desees en relación al artículo publicado.

Entradas populares de este blog

QUÉ SON LAS TIERRAS RARAS - Parte 1.

EL PROTOCOLO DE MADRID NO FUNCIONA

Luchando contra molinos de viento.