Redox-Flow-Energiespeicher: Fortschritte und Potenziale

von | 30.09.2023

Redox-Flow-Batterien (RFB) haben sich als bedeutende Kandidaten für eine nachhaltige Energiespeicherung etabliert. Sie bieten eine hervorragende Skalierbarkeit, moderate Wartungskosten und eine lange Lebensdauer. Eine RFB besteht im Wesentlichen aus drei Hauptkomponenten: Energiespeichertanks, Stapel von elektrochemischen Zellen und dem Durchflusssystem. Abb. 1 zeigt eine typische Redox-Flow-Batterie – die Vanadium-Redox-Flow-Batterie.

Abb. 1 Schema eines VRFB-Systems

Vanadium-Redox-Flow-Batterie (VRFB)

Die erfolgreichste RFB ist die VRFB. Eine der größten VRF-Anlagen wurde im Jahr 2019 in Pfinztal am Fraunhofer ICT in Betrieb genommen und weist eine Leistung von 2 MW und eine Kapazität von 20 MWh auf. Die volumetrische Energiedichte von VRFB liegt im Bereich von 25 bis 35 Wh/L, was deutlich niedriger ist als bei Lithium-Ionen-Batterien mit 250 Wh/L und mehr. Deswegen sind VRFB nur bedingt für mobile Anwendungen geeignet. Allerdings kann eine VRFB 15.000 bis 20.000 Lade- und Entladezyklen durchführen, verglichen mit den üblichen 5.000 Zyklen anderer Batterien [1]. Der Wirkungsgrad beträgt bei kleinen Einzelzellen etwa 85-90 % [2, 3] und bei Pilotanlagen im kW-Bereich, die u.a. durch hydraulische Verluste beeinträchtigt werden, 57-75 % [4, 5]. Die Reaktionszeit von VRFB beträgt nur etwa eine Millisekunde, wenn die Elektroden ständig mit Elektrolyt gefüllt sind und die Pumpen im Bereitschaftsmodus verweilen [6, 7]. Ein Hersteller aus der Schweiz bietet aktuell Speichersysteme für Privat- und Gewerbekunden an und garantiert eine Restspeicherkapazität von 95 % nach 20 Betriebsjahren — unabhängig von der Zyklenzahl. Die Selbstentladung sei laut Herstellerangaben minimal. Aufgrund des hohen Wasseranteils von zwei Dritteln im Elektrolyt seien Brände oder Explosionen ausgeschlossen. Ein System mit 20 kWh Speicherkapazität besteht beispielsweise aus zwei kaskadierten Modulen und kostet ca. 30.000 €. Ein Modul hat ein Leergewicht (ohne Elektrolyt) von 310 kg, eine nominale Lade- und Entladeleistung von 4 kW mit einer Spitzenleistung von 5 kW und kann zu 100 % entladen werden [8]. Einerseits ist Vanadium ein strategisches Material, das weltweit nur in wenigen nicht-europäischen Ländern abgebaut wird. Die begrenzte Verfügbarkeit führt zu stark schwankenden Preisen [9-11]. Andererseits erfolgt kein Vanadiumverbrauch in VRFB, sodass es in zukünftigen Anlagen recycelt wiederverwertet werden kann [12].

Zink-Brom-Flussbatterie (ZBFB)

In der Zink-Brom-Flussbatterie werden zinkbromid-haltige Lösungen als Elektrolyt verwendet. Im Vergleich zur VRFB kann bei diesem Prozess Dendritenwachstum auftreten. Nach einigen Lade- und Entladezyklen kann dies entweder zu Leitungsblockaden führen, oder Dendriten durchstoßen den Separator und verursachen einen Kurzschluss. Kommerzielle Systeme weisen eine gravimetrische Energiedichte von 60 bis 85 Wh/kg und eine Lebensdauer von 11 bis 14 Jahren auf [13, 14]. Um das Wachstum von Dendriten zu verhindern, müssen die Zellen regelmäßig vollständig entladen werden. Außerdem müssen sie periodisch an den Anschlüssen kurzgeschlossen werden während die Elektrolytpumpe läuft, um Zinkablagerungen vollständig zu entfernen [15]. Brom ist zwar reichlich vorhanden und günstig, aber stark ätzend und hochgiftig [16].

Metall-Lösungs-basierte Redox-Paar-Flussbatterien

In metallbasierten Redox-Paar-Flussbatterien wird in der Regel ein kostengünstiges Metall wie Zink, Eisen, Kupfer oder Blei als Anode gewählt. Zink, Eisen und Kupfer sind reichlich vorhanden, leicht recycelbar, relativ umweltfreundlich und werden deswegen bevorzugt. Für die Kathode kommen unterschiedliche Elektrolytlösungen zum Einsatz. Die Hauptnachteile der Technologie sind die Dendritenbildung und das Auftreten von Nebenreaktionen, wie z. B. die Wasserstoffentwicklung [1]. Eine Forschungsgruppe behauptet, dass die Materialkosten einer Eisen-Salz-basierten Flussbatterie mit einer volumetrischen Energiedichte von 11,5 Wh/L unter 6 €/kWh liegen [17]. Voltstorage aus München hat nach eigenen Angaben einen kommerziell verfügbaren Eisen-Salz-Energiespeicher entwickelt, der nur etwa ein Zehntel so teuer sein soll, wie herkömmliche Lithium-Ionen-Batterien und kurz vor der Marktreife stünde [18, 19]. Lithium-Ionen-Batterien kosten derzeit etwa 90 €/kWh [20]. Der Marktpreis für anschlussfertige Li-Ionen-Speichersysteme liegt allerdings bei etwa 600 €/kWh [21].

Alternative Redox-Flow-Technologien

Um die vergleichsweise niedrige Energiedichte von VRFB zu steigern, den hohen Sicherheitsstandard und die Langlebigkeit zu erhalten und günstigere, gut verfügbare Rohstoffe einzusetzen, wird an unterschiedlichen alternativen Technologien geforscht. Dazu zählen anorganische oder organische Flussbatterien, membranlose Flussbatterien und Redox-Flow-Batterien, bei denen unlösliche Feststoffe als Aktivmaterialien eingesetzt werden [1].

Energietipp

Die Verbesserung der Komponenten, der Effizienz und der Leistungs- und Stromdichten von Redox-Flow-Batterien sind weiterhin Teil der Forschung. Dennoch gibt es bereits attraktive Energiespeicherlösungen auf dem Markt und wer über die Anschaffung eines Speichersystems nachdenkt, sollte sich vorher mit den Vor- und Nachteile verschiedener Speichertechnologien auseinandersetzen.

Quellen

[1] E. Sánchez-Díez, E. Ventosa, M. Guarnieri, A. Trovò, C. Flox, R. Marcilla, F. Soavi, P. Mazur, E. Aranzabe, R. Ferret, Redox flow batteries: Status and perspective towards sustainable stationary energy storage, Journal of Power Sources, Volume 481, 2021, https://doi.org/10.1016/j.jpowsour.2020.228804.
[2] R. Monteiro, J. Leiro ́s, M. Boaventura, A. Mendes, Insights into all-vanadium redox flow battery: a case study on components and operational conditions, Electrochim. Acta 267 (2018) 80–93, https://doi.org/10.1016/j.electacta.2018.02.054.
[3] D. Reynard, C. Dennison, A. Battistel, H.H. Girault, Efficiency improvement of an all-vanadium redox flow battery by harvesting low-grade heat, J. Power Sources 390 (2018) 30–37, https://doi.org/10.1016/j.jpowsour.2018.03.074.
[4] D. Bryans, V. Amstutz, H.H. Girault, L.E. Berlouis, Characterisation of a 200 kW / 400 kWh vanadium redox flow battery, Batteries 4 (2018) 54–69, https://doi.org/10.3390/batteries4040054.
[5] M. Guarnieri, A. Trovo`, F. Picano, Enhancing the efficiency of kW-class vanadium redox flow batteries by flow factor modulation: an experimental method, Appl. Energy 262 (2020) 114532–114542, https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2020.114532.
[6] R.L. Fares, J.P. Meyers, M.E. Webber, A dynamic model-based estimate of the value of a vanadium redox flow battery for frequency regulation in Texas, Appl, Energy 113 (2014) 189–198, https://doi.org/10.1016/j.apenergy.2013.07.025.
[7] A. Lucas, S. Chondrogiannis, Smart grid energy storage controller for frequency regulation and peak shaving, using a vanadium redox flow battery, Int. J. Elec. Power 80 (2016) 26–36, https://doi.org/10.1016/j.ijepes.2016.01.025.
[8] Prolux Solutions AG, Storac: Fakten zum Speicher für Eigenheime, https://www.prolux-solutions.com/de/de/produkte, Zugriff: 29.09.2023
[9] C. Minke, U. Kunz, T. Turek, Techno-economic assessment of novel vanadium redox flow batteries with large-area cells, J. Power Sources 361 (2017) 105–114, https://doi.org/10.1016/j.jpowsour.2017.06.066.
[10] M. Moore, C. Robert, J. Watson, A. Thomas, C. Sun, An analysis of the contributions of current density and voltage efficiency to the capital costs of an all vanadium redox-flow battery, J. Chem. Eng. Process Technol. 7 (2016) 288–292, https://doi.org/10.4172/2157-7048.1000288.
[11] V. Viswanathan, A. Crawford, D. Stephenson, S. Kim, W. Wang, B. Li, G. Coffey, E. Thomsen, G. Graff, P. Balducci, Cost and performance model for redox flow batteries, J. Power Sources 247 (2014) 1040–1051, https://doi.org/10.1016/j.jpowsour.2012.12.023.
[12] S. Weber, J.F. Peters, M. Baumann, M. Weil, Life cycle assessment of a vanadium redox flow battery, Environ. Sci. Technol. 52 (2018) 10864–10873, https://doi.org/10.1021/acs.est.8b02073.
[13] G.P. Rajarthnam, The Zinc/bromine Flow Battery: Fundamentals and Novel Materials for Technology Advancement, University of Sydney, Faculty of Engineering & Information Technologies, School of Chemical & Biomolecular Engineering, 2016.
[14] H. Lim, A. Lackner, R. Knechtli, Zinc-bromine secondary battery, J. Electrochem. Soc. 124 (1977) 1154–1157, https://doi.org/10.1149/1.2133517.
[15] G. Tomazic, M. Skyllas-Kazacos, Redox Flow Batteries, in: T. Moseley, J. Garche (Eds.), Electrochemical Energy Storage for Renewable Sources and Grid balancing, first ed., Elsevier (Newnes), 2015, pp. 309–336.
[16] K. Saadi, P. Nanikashvili, Z. Tatus-Portnoy, S. Hardisty, V. Shokhen, M. Zysler, D. Zitoun, Crossover-tolerant coated platinum catalysts in hydrogen/bromine redox flow battery, J. Power Sources 422 (2019) 84–91, https://doi.org/10.1016/j.jpowsour.2019.03.043.
[17] M.C. Tucker, A. Phillips, A.Z. Weber, All-iron redox flow battery tailored for off-grid portable applications, ChemSusChem 8 (2015) 3996–4004, https://doi.org/10.1002/cssc.201500845.
[18] Handelsblatt, Eisen-Salz-Batterien: So könnten die erneuerbaren Energien grundlastfähig werden, https://www.handelsblatt.com/unternehmen/energie/energiewende-eisen-salz-batterien-so-koennten-die-erneuerbaren-energien-grundlastfaehig-werden/28087334.html, Zugriff: 29.09.2023
[19] Voltstorage, Pressemitteilung, https://voltstorage.com/uploads/Presse/Pressemitteilung_Juni_2023.pdf, Zugriff: 29.09.2023
[20] Fraunhofer ISI, Preisschwankungen bei Batterie-Rohstoffen, https://www.isi.fraunhofer.de/de/blog/themen/batterie-update/batterie-rohstoffe-preis-schwankungen-wie-reagiert-automobil-industrie-auswirkungen-zellkosten.html, Zugriff: 29.09.2023
[21] Tesla, Powerwall, https://www.tesla.com/de_de/powerwall, Zugriff: 29.09.2023

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