Redox-Flow Batterien Ein System zur Langzeitspeicherung

Redox-Flow Batterien Ein System zur Langzeitspeicherung

Elektrische Energiespeicher
Netzoptimierung bei regenerativer Stromerzeugung
6. Dezember 2007 Nürnberg
Redox-Flow Batterien
Ein System zur Langzeitspeicherung
Andreas Jossen
Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung (ZSW)
Helmholtzstrasse 8, 89081 Ulm, Germany
andreas.jossen@zsw-bw.de
Übersicht
• Funktionsprinzip von Redox Flow Batterien
• Elektrochemische Systeme für Redox Flow Batterien
• Die wichtigsten Eigenschaften
• Beispielsysteme
• Weiterer Entwicklungsbedarf
• Kosten
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Funktionsprinzip
elektrochemischer Systeme
Elektrische Energie EE
EE
Chemische Energie CE
Elektrische Energie EE
EE
CE
Wandler
EEÆ CE
Elektrolyseur
Chemischer
Speicher
Tank
Wandler
CEÆ EE
Brennstoffzelle
Primärbatterie
Wiederaufladbare Batterie / Sekundärbatterie
-3-
Principle of redox-flow batteries
Chemical energy
CE
Chemical storage unit
• liquid phase
• storage in tanks
• Typically two tanks
are required
-4-
Electrical energy
EE
Converter: electrical
into chemical energy
• Electrochemical cells
• To increase the voltage a
large number of cells is necessary
Æ Stack
Principle of redox-flow batteries
Membran
Tank
Tank
Geladenes und
entladenes
Material
Cn / Cn+y
Geladenes und
entladenes
Material
An / An-x
Pumpe
Negative Elektrode:
An
-5-
discharge
Æ
An-x + x e-
Positive Elektrode:
Cn
+y
e-
discharge
Æ
Cn+y
Stackdesign
- Vier Zellen in bipolarer Anordnung Elektrolyt
Auslass
Elektroden
Endplatte
Elektroden
Endplatte
Bipolare
Elektrode
Einlass pos.
Elektrolyt
Einlass neg.
Elektrolyt
-6-
Membran
Systemdesign
Zellstack mit bipolaren Zellen
Pumpe
Pumpe
Tank
ZSW Vanadium Redox Flow Battery
-7-
Entkopplung von Energie- und Leistung
- Die beiden Komponenten Wandler (Stack) und Speicher (Tank) sind
separat.
Æ Flexible Auslegung ist möglich, je nach Dimensionierung beider
Komponenten
Leistung
Mögliche Auslegung:
(A) Kurzzeit, hohe Leistung
(B) Leistung und Energie
gekoppelt.
(C) Langzeit, kleine Leistung
Variante C führt zu den
niedrigsten spezifischen
Kosten (€/kWh)
(A)
(B)
(C)
Energie
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Entwicklungsgeschichte
¾ Die Entwicklung von Redox Flow Batterien begann mit dem Fe-Ti
System in den 70er Jahren. Verwendet wurde FeCl3 und TiCl2 ,
beide in einem alkalischen Elektrolyten.
¾ Zur Erzielung besserer Eigenschaften wurde Ti2+ durch Cr2+
ersetzt.
¾ Während der 80ger Jahre wurde hauptsächlich von der NASA das
Eisen Fe-Cr System weiterentwickelt.
¾ Es wurden Systeme mit bis zu 10 kW Leistung auf Basis Fe-Cr
gebaut. Wesentliche Nachteile waren die sehr teure Membran,
sowie das Altern der Membran.
¾ In den 80ger Jahren wurde von einer Australischen Gruppe um
Prof. Skyllas-Kazacos die Vanadium Redox Flow Batterie (VRB)
entwickelt.
¾ Mehrere Installationen des VRB Systems in Japan seit dieser Zeit.
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Mögliche Materialpaarungen
Halbzellspannungen unter Standardbedingungen
Hydrogen generation
Oxygen generation
V(2/3)
Cr(2/3)
Zn(2/0)
-1.0
V(4/5)
Fe(2/3)
Ni(2/3)
Br(1/0)
Ce(3/4)
S(0/1)
-0.5
0.0
0.5
Bsp.: Spannung des
Cr/Fe System
- 10 -
Mn(2/3)
1.0
1.5
2.0 Voltage
vs standard H2
Mögliche Systeme
Daten von verschiedenen Quellen
Zellspannung
in V
Stromdichte
in mA/cm²
Ah
Wirkungsgrad
in %
Energie
Wirkungsgrad
in %
1.03V
6.5
81
66
Bromine/
Polysulfide
1.53
60
90
67
Vanadium/
Vanadium
1.7
80
90
72 – 81%
Vanadium/
Brom
1.7
?
?
80%
System
Fe/Cr
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Vergleich mit anderen Systemen
energy density in Wh/l
500
400
Li-Ionen
300
NiMH
200
NiCd
100
DLC
Lead-acid
Redoxflow
0
0
50
100
specific energy in Wh/kg
- 12 -
150
200
Die Vanadium Redox Flow Battery (VRB)
- Die am meisten verbreitete Redox Flow Batterie -
PacifiCorp (Moab, Utah) 2MWh VRB-ESS (VRB Power Systems)
Pos: VO2+ +2H+ + e- Æ VO2+ + H2O
Neg:
V2+ Æ V3+ + e-
Lebensdauer: 10 000 Zyklen und mehr
(Herstellerangaben)
VFuel (Australien)
VRB Power Systems Inc. (Vancouver, Kanada)
Sumitomo Electric Industries (Japan)
Cellennium limited (Thailand)
Energy on Demand (Austria, Eisenstadt)
- 13 -
ZSW Vanadium redox
flow battery
VRB Projekte in Japan
- Sumitomo Electric -
- 14 -
VRB Projekte in Europa
- Bsp. Windpark Sorne Hill Irland -
32 MW Windpark, der auf 38 MW vergrößert werden soll
Zur Pufferung soll eine 2 MW/ 12 MWh VRB Batterie von
VRB Power Systems eingesetzt werden.
Gesamtkosten des Speichers: 6 Mio. € (500 €/kWh)
Ein wirtschaftlicher Betrieb soll nach 6-7 Jahren erzielt werden.
- 15 -
Die Brome/Polysulfid Flow Batterie
- Das Regenesys System -
 Energiewirkungsgrad ~ 70 %
 geschätzte Kosten:
- 16 -
175 € / kWh
Negative:
Na2S4 Æ 2 Na2S2
Positive:
3 NaBr Æ NaBr3
Die Brome/Polysulfid Flow Batterie
- Das Regenesys System Little Barford, Südengland
120MWh / 15 MW
XL-Module
mit je 100 kW
geplante Anzahl: 120 Module
Das Projekt wurde im Dezember
2003 aufgrund zahlreicher
Verzögerungen abgebrochen
- 17 -
Das Zinc / Brom System
Source of the figure: ESA
Die Zink Seite stellt kein echtes
Flow Prinzip dar, da Zink im
geladenen Zustand an der
Elektrode abgeschieden wird.
Æ Die Stack Größe beeinflusst
den Energieinhalt.
- 18 -
- Kommerziell verfügbar von einigen
Herstellern.
- Anwendungen im Bereich der Telekommunikation / USV sind bekannt.
- Zink preiswert, aber kritisch
bzgl. Der Lebensdauer
Die Blei-Flow Batterie
Negative Elektrode:
Pb Æ Pb2+ + 2e-
Positive Elektrode: PbO2 + 4H+ +2e- Æ Pb2+ 2H2O
Elektrolyt: Methan Sulfonsäure (CH3SO3H)
- Beide Elektroden sind nur Pseudo-Flow Elektroden
- Nur im entladenen Zustand ist das Aktivmaterial im Elektrolyten gelöst
- Da das entladenen Material an beiden Elektroden identisch ist
reicht ein gemeinsamer Tank.
- Heute nur kleinste Laborzellen entwickelt.
Prof. Pletcher, University of Southhampton
- 19 -
Kosten für Redox Flow Batterien
Kosten
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a
T
und
Kosten für den Stack, Pumpen etc.
Energieinhalt
- 20 -
Gegeben
durch die
Leistung
Kosten Schätzung
- Für 2 kW / 30 kWh VRB SystemData
Current density
52mA/cm²
Electrode area
1.75m²/kW
V2O5- Energy
6.0kg/kWh
Activation layer
3.5m²/kW
cost per unit
50 €/m²
350 €
Bipolar plate
65 €/kW
130 €
Frame, etc.
435 €/kW
870 €
Membrane
2.1 m² / kW 25 €/m²
105 €
Tanks
Each 550 l
185 € each
370 €
Pumps
160 € each
320 €
Control
500 €
500 €
V2O5
180 kg
Electrolyte manuf.
Tanks
Each 550 l
14.0 €/kg*
*: Mittlerer Preis 2006
2520 €
Converter costs
2315 €
Æ 1157 €/kW
Storage costs
3 €/kg
540 €
3430 €
185 € each
370 €
Æ 115 €/ kWh
5745 € Æ 192 € / kWh
TOTAL
- 21 -
Total costs
Daten von L. Jörissen, ZSW
Kostenpotential durch Großserie
500 $/kWh
345 $/kWh
Quelle: VRB Power Systems
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Entwicklungsstand der
unterschiedlichen Systeme
Zn/Br
Zn/Ce
Fe/Cr
Regenesys
Entwicklung gestoppt
VRB
Blei flow
Labor
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Prototyp
Demonstration
Produktion
Entwicklungsbedarf
- Bypass Ströme können den Wirkungsgrad reduzieren
- Hydrodynamik in großen System ist schwierig
- Dichtung großer Zellen ist kompliziert
- Vermischung der Elektrolyte resultiert in Energieverlust.
- Weiterentwicklung der Membranen notwendig.
- Umkristallisierungsprozesse können die Speicherzeiten limitieren
Zur Zeit in Deutschland und Europa wenig Entwicklungsaktivitäten.
Dies ist auch durch fehlende Fördermittel bedingt.
- 24 -
Zusammenfassung
• Verschiedene System sind möglich und werden von unterschiedlichen
Gruppen weiterentwickelt.
• VRB und Zink/Brom haben den höchsten Entwicklungsstand und
werden bereits in kleinen Stückzahlen produziert.
• Die flexible Dimensionierung zwischen Energie und Leistung ist ein
wichtiger Vorteil von Redox Flow Batterien.
• Das “Regenesys Problem” hat zu einer erhöhten Skepsis an
Redox Flow Batterien geführt.
• Die Kosten des Speichers sind stark von den Rohstoffkosten
abhängig.
• Das Up-Scaling von kleinen zu großen Systemen ist wichtig aber
möglich.
• Speicher in der 100 MWh Klasse sind prinzipiell möglich.
• Die Weiterentwicklung wird zu effizienteren und preiswerteren
Systemen führen.
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