Elektrische Energiespeicher Netzoptimierung bei regenerativer Stromerzeugung 6. Dezember 2007 Nürnberg

Transkript

1 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, Ulm, Germany

2 Übersicht Funktionsprinzip von Redox Flow Batterien Elektrochemische Systeme für Redox Flow Batterien Die wichtigsten Eigenschaften Beispielsysteme Weiterer Entwicklungsbedarf Kosten -2-

3 Funktionsprinzip elektrochemischer Systeme Elektrische Energie EE Chemische Energie CE Elektrische Energie EE EE Wandler EE CE CE Chemischer Speicher Wandler CE EE EE Elektrolyseur Tank Brennstoffzelle Primärbatterie Wiederaufladbare Batterie / Sekundärbatterie -3-

4 Principle of redox-flow batteries Chemical energy Electrical energy CE EE Chemical storage unit liquid phase storage in tanks Typically two tanks are required Converter: electrical into chemical energy Electrochemical cells To increase the voltage a large number of cells is necessary Stack -4-

5 Principle of redox-flow batteries Tank Membran Tank Geladenes und entladenes Material A n / A n-x Geladenes und entladenes Material C n / C n+y Pumpe Negative Elektrode: Positive Elektrode: A n discharge A n-x + x e - C n + y e - discharge C n+y -5-

6 Stackdesign - Vier Zellen in bipolarer Anordnung - Elektrolyt Auslass Elektroden Endplatte Elektroden Endplatte Bipolare Elektrode Einlass pos. Elektrolyt Membran Einlass neg. Elektrolyt -6-

7 Systemdesign Zellstack mit bipolaren Zellen Pumpe Pumpe Tank ZSW Vanadium Redox Flow Battery -7-

8 Entkopplung von Energie- und Leistung - Die beiden Komponenten Wandler (Stack) und Speicher (Tank) sind separat. Flexible Auslegung ist möglich, je nach Dimensionierung beider Komponenten Leistung (A) Mögliche Auslegung: (A) Kurzzeit, hohe Leistung (B) Leistung und Energie gekoppelt. (C) Langzeit, kleine Leistung (B) Variante C führt zu den niedrigsten spezifischen Kosten ( /kwh) (C) Energie -8-

9 Entwicklungsgeschichte Die Entwicklung von Redox Flow Batterien begann mit dem Fe-Ti System in den 70er Jahren. Verwendet wurde FeCl 3 und TiCl 2, beide in einem alkalischen Elektrolyten. Zur Erzielung besserer Eigenschaften wurde Ti 2+ durch Cr 2+ ersetzt. Während der 80ger Jahre wurde hauptsächlich von der NASA das Eisen Fe-Cr System weiterentwickelt. 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. In den 80ger Jahren wurde von einer Australischen Gruppe um Prof. Skyllas-Kazacos die Vanadium Redox Flow Batterie (VRB) entwickelt. Mehrere Installationen des VRB Systems in Japan seit dieser Zeit. -9-

10 Mögliche Materialpaarungen Halbzellspannungen unter Standardbedingungen Hydrogen generation Oxygen generation V(2/3) V(4/5) Mn(2/3) Cr(2/3) Zn(2/0) S(0/1) Fe(2/3) Br(1/0) Ce(3/4) Ni(2/3) Voltage vs standard H 2 Bsp.: Spannung des Cr/Fe System -10-

11 Mögliche Systeme Daten von verschiedenen Quellen System Fe/Cr Zellspannung in V Stromdichte in ma/cm² Ah Wirkungsgrad in % Energie Wirkungsgrad in % 1.03V Bromine/ Polysulfide Vanadium/ Vanadium % Vanadium/ Brom 1.7?? 80% -11-

12 Vergleich mit anderen Systemen 500 energy density in Wh/l DLC Lead-acid NiCd NiMH -12- Redoxflow specific energy in Wh/kg Li-Ionen

13 Die Vanadium Redox Flow Battery (VRB) - Die am meisten verbreitete Redox Flow Batterie - PacifiCorp (Moab, Utah) 2MWh VRB-ESS (VRB Power Systems) Pos: VO H + + e - VO 2+ + H 2 O Neg: V 2+ V 3+ + e - Lebensdauer: Zyklen und mehr (Herstellerangaben) VFuel (Australien) VRB Power Systems Inc. (Vancouver, Kanada) Sumitomo Electric Industries (Japan) Cellennium limited (Thailand) Energy on Demand (Austria, Eisenstadt) ZSW Vanadium redox flow battery -13-

14 -14- VRB Projekte in Japan - Sumitomo Electric -

15 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-

16 Die Brome/Polysulfid Flow Batterie - Das Regenesys System - Energiewirkungsgrad ~ 70 % geschätzte Kosten: 175 / kwh Negative: Na 2 S 4 2 Na 2 S 2 Positive: 3 NaBr NaBr 3-16-

17 Die Brome/Polysulfid Flow Batterie - Das Regenesys System - Little Barford, Südengland 120MWh / 15 MW -17- XL-Module mit je 100 kw geplante Anzahl: 120 Module Das Projekt wurde im Dezember 2003 aufgrund zahlreicher Verzögerungen abgebrochen

18 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. Die Stack Größe beeinflusst den Energieinhalt. - Kommerziell verfügbar von einigen Herstellern. - Anwendungen im Bereich der Telekommunikation / USV sind bekannt. - Zink preiswert, aber kritisch bzgl. Der Lebensdauer -18-

19 Die Blei-Flow Batterie Negative Elektrode: Pb Pb e - Positive Elektrode: PbO 2 + 4H + +2e - Pb 2+ 2H 2 O Elektrolyt: Methan Sulfonsäure (CH 3 SO 3 H) - 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-

20 -20- Kosten Kosten für Redox Flow Batterien Gesamtkosten Kosten konventioneller Batterien Kosten für Elektrolyt und Tanks Kosten für den Stack, Pumpen etc. Energieinhalt Gegeben durch die Leistung

21 Current density Electrode area V 2 O 5 - Energy Kosten Schätzung - Für 2 kw / 30 kwh VRB System- Data cost per unit Total costs 52mA/cm² 1.75m²/kW 6.0kg/kWh Activation layer 3.5m²/kW 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 V 2 O kg 14.0 /kg* 2520 Electrolyte manuf. 3 /kg 540 Tanks Each 550 l 185 each 370 Converter costs /kw Storage costs / kwh -21- TOTAL *: Mittlerer Preis 2006 Daten von L. Jörissen, ZSW / kwh

22 Kostenpotential durch Großserie 500 $/kwh 345 $/kwh Quelle: VRB Power Systems -22-

23 Entwicklungsstand der unterschiedlichen Systeme Zn/Br Zn/Ce Fe/Cr Regenesys VRB Blei flow Entwicklung gestoppt Labor Prototyp Demonstration Produktion -23-

24 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-

25 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. -25-