Energietechnik/-Anwendungen
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Elektrotechnik
Energie speichern mit Redox-Flow-Batterien
ep10/2008, 4 Seiten
Elektropraktiker, Berlin 62 (2008) 10 FÜR DIE PRAXIS Energieversorgung Energie speichern mit Redox-Flow-Batterien W.-D. Sieberth, Berlin Der vermehrte Einsatz flukturierender, regenerativer, elektrischer Energiequellen ist eng verbunden mit dem Bedarf, nicht unmittelbar benötigte elektrische Energie zwischenzuspeichern. So sollen zum einen Lastwechsel ausgeglichen und zum anderen Zwischenspeicher-Möglichkeiten für Zeiten reduzierten Bedarfs geschaffen werden. Lösungsansätze hierfür bringen beispielsweise Redox-Flow-Batterien. Lösungsprinzip Bei bekannten Batterielösungen sind die elektrochemische Energiewandlung und der Energiespeicher in einer kompakten Einheit zusammen fest angeordnet. Schon die Brennstoffzelle bezieht alternativ hierzu als elektrochemischer Speicher ihre Energie aus externen Speichern. Ein weiterer elektrochemischer Energiespeicher mit externem Speicher, die Redox Flow Batterie, erlangt zunehmend Bedeutung. Flow-Batterien bestehen aus zwei flüssigen (Redox-Flow) oder einem flüssigen und einem festen (Hybrid-Flow) Elektrolyten, die durch eine Membran getrennt sind. Die Bezeichnung leitet sich aus „Reduktion“ und „Oxydation“ für Laden/Entladen und „Flow“ für Durchfluss ab. Im deutschsprachigen Raum werden deshalb die Batterien auch als Durchflussbatterien bezeichnet. Bei der Redox-Flow-Batterie wird das aktive Material aus in einem flüssigen Elektrolyten gelösten Salzen gebildet. Es befindet sich in externen Tanks und wird bei anliegendem Bedarf mittels Pumpen der Reaktionseinheit zugeführt. Danach fließt es wieder in die Tanks zurück. Dabei haben die Redox-Flow-Batterien üblicherweise für jede der beiden Elektroden einen eigenen Elektrolyttank. Bild zeigt eine schematische Darstellung einer Vanadium-Redox-Batterie. Die zentrale Reaktionseinheit ist eine Serie von elektrochemischen Zellen. Ihre Arbeitsweise ist ähnlich der einer Brennstoffzelle oder der eines Elektroliseurs. Beim Lade- und Entlade-Vorgang wird die Wertigkeit der Ionen des Salzes geändert, ohne dass ein merkbarer Materialverbrauch stattfindet. Verschiedene Materialkombinationen wurden bisher getestet, zum Beispiel Fe/Cr, Br2Cr, Vanadium und NaBr+Na2S4/Na2S2+NaBr2. Die Vanadium-Batterie ist deshalb sehr interessant und deshalb Anwendungsschwerpunkt, weil Vanadium in vier verschiedenen Wertigkeiten vorliegen und somit in beiden Elektroden Verwendung finden kann [1]. Beim Wechsel der Wertigkeit erfolgt ein Elektronenfluss, d. h. Ladung oder Entladung. Die Zellenspannung liegt unter 1,6 V, sodass in der aktiven Einheit mehrere Zellen zu einem Stack zusammengeschaltet werden. Die Energiedichte liegt bedingt durch die begrenzte Löslichkeit der Salze im Elektrolyten in der Größenordnung von Bleibatterien. Autor Dipl.-Ing. Wulf-Dietrich Sieberth ist freier Fachautor, Berlin. Elektrode Elektrode Pumpe Pumpe - + Laderegler Inverter Stromquelle Verbraucher Tank negativer Elektrolyt Tank positiver Elektrolyt ionenleitende Membran elektrochemischer Energiewandler Schematische Darstellung einer Vanadium Redox Batterie Quelle: Cellstrom EP1008-914-917 19.09.2008 15:34 Uhr Seite 914 Durch die Trennung von Elektrolyten und Reaktionseinheit bei Redox-Flow-Batterien besteht die Möglichkeit, die Batterie nach Leistung und Energie zu dimensionieren. Je größer die Elektrolyttanks sind, desto größer ist die speicherbare elektrische Energie (Bild ). Die Ausgangsleistung steigt somit mit der Größe der Reaktionseinheit (Wandler mit Stack [2]). Technische Parameter Herstellerangaben zu technischen Parametern sind derzeit noch zurückhaltend, da beispielsweise nicht auf Langzeiterfahrungen zurückgegriffen werden kann. Aus Sicht der Hersteller sollen Redox-Flow-Batterien: · in einem „Kaltstart“ innerhalb von 10 min, im Stand-by-Betrieb innerhalb von 2 min die elektrische Energie bereitstellen können; · während des Betriebes innerhalb kurzer Zeit zwischen Lade- und Entladevorgang umschaltbar sein; · Komplettentladungen keine Schäden an Elektroden und Elektrolyten verursachen und · eine Mindestzyklenzahl von 10 000 bis 13 000 aufweisen, wobei als Verschleißteil allenfalls die Membran anzusehen sei. Eine Vermischung der Elektrolyten ist insbesondere bei Vanadium-Batterien unschädlich. Im Laufe der Lebenszeit verbraucht sich der Elektrolyt nicht und kann jederzeit extern regeneriert werden. Die Anlieferung des Elektrolyts erfolgt mit Tankwagen. Eine nahezu Wartungsfreiheit soll zu einer 98 %igen Gebrauchsdauer führen. Wirkungsgradangaben schwanken von 65 % bis 75 % (Labor 85 %). Hersteller Redox-Flow-Batterien wurden bereits in den 70er und 80er Jahren des vergangenen Jahrhunderts erforscht, aber schon 1949 war ein modernes Redox-Durchflusspatent Prof. Walther Kangro erteilt worden [3]. Die NASA brachte zwischen 1975-1984 brauchbare Redox-Batterien auf Basis von FeCr heraus. Der entscheidende Durchbruch gelang im Jahr 1984 Prof. Maria Skyllas-Kazaros mit der Erfindung der Vanadium-Redox-Durchflussbat- Energieversorgung FÜR DIE PRAXIS Energie Leistung (A) (C) (B) Mögliche Auslegung (A) Kurzzeit, hohe Leistung (B) Leistung und Energie gekoppelt (C) Langzeit, kleine Leistung Quelle: Jossen EP1008-914-917 19.09.2008 15:34 Uhr Seite 915 916 FÜR DIE PRAXIS Energieversorgung terie an der Universität von New South Wales (UNSW) in Australien. Die grundlegenden Patente wurden über die australische Pinnacle VRB für Sumitomo Electric Industries (SEI) lizenziert und an VRB Power Systems Inc., Vancouver/Kanada (außer für Japan) weitergegeben. Ein weiterer Produzent für kleinere Anlagen ist die Cellenium Company Ltd. in Bangkok, Thailand. Die im Jahr 2000 gegründete Cellstrom Gmb H in Österreich gründet ihre Arbeiten auf UNSW-Entwicklungen und hat eine eigene Vanadium Redox-Flow-Batterie zur Serienreife geführt. Eine alternative Entwicklung mit einer Brome/ Polysulfid-Flow-Batterie wurde unter der Bezeichnung „Regenesys-System“ von einer englischen RWE-Tochter entwickelt und der Bau von zwei Musteranlagen weit vorangetrieben. Die Projekte Little Barford, Südengland und in der USA wurden im Dezember 2003 wegen zahlreicher Verzögerungen jedoch abgebrochen. Vorgesehen waren 120 Module mit je 100 kW für 120 MWh/15 MW. Das Verfahren mit allen Patenten wurde 2004 an die kanadische VRB Power System Inc. verkauft [5]. UNSW hat eine weitere Variante, die Vanadium-Bromid-Redox-Flow-Batterie entwickelt, die durch V.-Fuel Pty Ltd., Sydney, Australien, weitergeführt wird. Das Angebot umfasst derzeit Batterien von 5 bis 50 kW. In Deutschland bestehen begrenzte Aktivitäten zur Entwicklung von Redox-Flow-Systemen. Fraunhofer-Wissenschaftler haben zur Hannover-Messe 2008 eine Laborzelle ausgestellt, mit der verschiedene Elektrodenmaterialien, Elektrolyte und Membranen getestet werden können. Anwendungsbezogener erscheinen Arbeiten am Institut für Stromrichtertechnik und Antriebe der RWTH zusammen mit der Solon AG [1], [4], [6]. Die Arbeiten am ZSW Ulm wurden offensichtlich zwischenzeitlich eingestellt. Einsatz Die Einsatzfälle von Redox-Flow-Batterien sind derzeit noch begrenzt, da sich die Kosten auf etwa 350 bis 700 Dollar/kWh belaufen. Die meisten Anwendungen von Vanadium-Redox-Flow-Batterien (VRB) verzeichnet Sumitomo Electric. Serienähnliche Anlagen bietet das Unternehmen VRB Power Systems mit seiner ESS-Reihe an, die für Telekom-Anwendungen konzipiert sind und hier Bleibatterien ersetzen sollen. Sie können für mehrere Stunden 2,5 bis 10 kW bereitstellen. VRB Power Systems erste große kommerzielle Anwendung in Nordamerika ist eine 2-MWh-Anlage (250 kW × 8 h) zum Spitzenlastabbau in Utah. In Verbindung mit Windkraftanlagen wurde auf der Insel King Island eine Anlage mit 200 kW × 4 h (800 kWh) installiert. In Europa wird im Nordosten der irischen Insel zur Pufferung des 32-MW-Windparks Sorne Hill Irland (Ausbau auf 38 MW geplant) eine 2 MW- (12 MWh)- Anlage realisiert. Die Investition von 6 Mio. Dollar soll sich insbesondere durch den Verkauf von in Schwachabnahmezeiten produziertem Strom in Spitzenzeiten in 6-7 Jahren amortisieren [5]. Schon im September 2006 hatte der Stromversorger American Electric Power (AEP) mit Sitz in Ohio von VRB Power Systems die ersten drei Systeme bestellt, die jeweils mehrere MWh speichern können. Bis 2010 will man insgesamt 25 MWh und bis 2020 sogar 1 GWh Speicherkapazität erreichen. Damit soll das amerikanische Energieversorgungsnetz effizienter und ausfallsicherer gestaltet werden. Cellstrom hat Pilotanlagen seiner 10-kW-Produktreihe in Betrieb, davon eine in Berlin-Adlershof. Neue Einsätze werden mit der in diesem Jahr erreichten Serienreife hinzukommen, weshalb in Abschnitt 5 auf diese europäischen Anlagen detailliert eingegangen wird. Bitte besuchen Sie uns auf der Security in Essen Halle 9 Stand 152 - vom 7.-10. Oktober 2008 EP1008-914-917 19.09.2008 15:34 Uhr Seite 916 Energieversorgung FÜR DIE PRAXIS Die Hersteller können zunehmend auf Erfahrungen ihrer ersten Einsatzfälle zurückgreifen, sodass eine zunehmende Modularisierung der Komponenten verbunden mit einer Preisdegression erwartet wird. Zudem sollen die derzeit prognostizierte Mindest-Gebrauchsdauer von 10-13 Jahren voraussichtlich auf 20 Jahre erweitert, und zur Erhöhung des Wirkungsgrades Shunt- und Strömungswiderstände reduziert werden. Weitere Energieeinsparungen sind durch Nutzung der Abwärme der Batterien möglich. Herstellerspezifische Lösung Cellstrom war im Juni 2008 Aussteller auf der Fachmesse Intersolar in München und machte auf seine Serienprodukte und spezifische Anwendungsmöglichkeiten aufmerksam. Die Cellstrom Gmb H hat ihren Firmensitz mit Forschung und Entwicklung im österreichischen Eisenstadt. Produktion und Vertrieb befinden sich in Brunn am Gebirge nahe Wien. Kernstück des im Jahr 2000 gegründeten Unternehmens ist das Energiespeichersystem FB 10/100 (Bild ), das neben einer Vanadium-Redox-Durchfluss- (Flow) Batterie 10 kW/100 kWh auch einen Laderegler und Inverter enthält. Zum Erreichen des höchstmöglichen Wirkungsgrades und somit der bestmöglichen Ausnutzung schaltet das System automatisch und bedarfsabhängig einzelne Leistungsmodule hinzu oder ab (Multistage Betrieb). Bei einer Entnahme von 85 % der Gesamtkapazität beträgt nach Angaben des Herstellers die Zyklusfestigkeit mehr als 10000 Lade-/Entladezyklen. Die Lebensdauer kann damit zwischen 10 und 20 Jahren angesetzt werden. Der Elektrolyt ist nahezu unbegrenzt haltbar. Das Laden ist ein endothermer Prozess. Auch bei starker Entladebeanspruchung der Batterie kann sofort wieder mit hohen Ladeströmen nachgeladen werden, da das System dabei abkühlt. Eine 100 %ige Tiefentladung führt zu keinen Schäden an Elektroden und Elektrolyt. Der Ladezustand und damit die Reichweite des Energievorrats lassen sich exakt messen. Durch Fernübermittlung des Ladezustands wird eine hohe Betriebssicherheit des Gesamtsystems garantiert, da die verbleibende Reichweite des Energievorrats jederzeit bestimmt werden kann. Die genaue Kenntnis über die Restkapazität erlaubt maximale Ausnützung des gespeicherten Energievorrats. Eine Überladung und die damit verbundene Wasserstoffbildung sind durch das spezielle Design ausgeschlossen. Im Kurzschlussfall werden die Zellen nicht beschädigt. Es kommt zu keiner Überhitzung. Das Unternehmen bietet zusammen mit seinen Partnern vorhabenpezifische Komplettlösungen beispielsweise für netzferne Häuser, Telekom-Anlagen, Notstromversorgungen oder Solartankstellen an. Fazit Redox-Flow-Batterien haben einen Entwicklungsstand erreicht, der insbesondere Anlagen zur Speicherung großer Energien über lange Zeiten realisierbar macht. Die Einsatzentscheidung kann von strategischen Gesichtspunkten, z. B. Stützung schwacher Netze, getragen werden und wird zunehmend auch aus ökonomischen Gründen insbesondere bei flukturierendem Energieangebot erfolgen. Im kleineren Leistungsbereich liegen Vorteile gegenüber Bleibatterien vor allem in der hohen Zyklenzahl und langen Gebrauchsdauer. Steigende Einsatzzahlen und daraus abgeleitete Erkenntnisse ermöglichen permanente Weiterentwicklungen und Effektivitätserhöhungen. Damit ist auch zukünftig der Einsatz in Anlagen zu erwarten, die gegenwärtig noch von Bleibatterien dominiert werden. Gerade hierbei werden aber auch weiterentwickelte Lithium-Ionen-Batterien ein sehr ernstzunehmender Wettbewerber sein die zukünftig auch in höhere Leistungssektoren eindringen werden. Entsprechende Forschungs- und Entwicklungsarbeiten haben begonnen. Im großen Leistungsbereich haben Pumpspeicherwerke Vorteile, die zumindest in Deutschland wegen fehlender geeigneter Standorte kaum zum Tragen kommen werden. Interessant sind auch Druckluftspeicher und deren Weiterentwicklung. Literatur [1] Sauer, D. U.: Optionen zur Speicherung elektrischer Energie, Vortrag zur Eurosolar-Tagung 2006 [2] Jossen, A.: Redox-Flow-Batterien. Ein System zur Langzeitspeicherung. Vortrag auf der Tagung Elektrische Energiespeicher am 6.12.2007 in Nürnberg [3] Firmenunterlagen von Cellstrom, VRB Power System Inc., Cellenium Company Ltd., V-Fuel Pty Ltd., jeweils veröffentlicht im Internet. [4] Presseinformation vom 9.04.08 der Fraunhofergesellschaft [5] Finanznachrichten.de vom 27.09.04 [6] 3sat.de/nano: Günstige Speicher für Elektroautos und Solaranlagen [7] Ahmia, T.: „Ökostrom aus der Konserve“ taz.de, 09.02.07 Energiespeichersystem Das System FB 10/100 beinhaltet neben einer Vanadium-Redox-Durchfluss- (Flow) Batterie auch einen Laderegler und Inverter Quelle: Christian Pichler eee SZa]RS 5Ohd]`ROPSW 3URGXNWQHXKHLWHQëYRQë(/62ë DXIëGHUëEHOHNWURëHQWGHFNHQ "ESUCHEN 3IE UNS (ALLE 3TAND n "ERLIN EP1008-914-917 19.09.2008 15:34 Uhr Seite 917
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- W.-D. Sieberth
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