Redox-Flow-Pilotanlage in Pfinztal läuft nach anfänglichen Problemen gut

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Materialien für Redox-Flow-Batterien werden untersucht und weiterentwickelt.
Quelle: Fraunhofer ICT

Der Betrieb der größten Flüssigkeitsbatterie in Deutschland hat die Wissenschaftler des Fraunhofer-Instituts in Pfinztal bei Karlsruhe vor zum Teil unerwartete Probleme gestellt. „Es ist keine Sache, von der man sagt, alles läuft super, das ist aber wahrscheinlich nicht ungewöhnlich für eine Pilotanlage“, sagte der Sprecher des Fraunhofer-Instituts für Chemische Technologie, Stefan Tröster, nach dem ersten Betriebsjahr.

Ein Preisanstieg für Vanadium habe den Ausbau der Speicherkapazität gebremst, sagte Professor Jens Tübke, der für Elektrochemie zuständig ist. Nach monatelangen Verzögerungen und einem ersten Probebetrieb war die aus einem Windrad und der Flüssigkeitsbatterie bestehende Anlage am 25. September 2017 eingeweiht worden. „Es gab einige Probleme, die nicht absehbar waren“, sagte Tübke. Viele Komponenten gab es nicht auf dem Markt zu kaufen, das kostete Zeit, wie Tübke sagte.

Batterie soll bis Ende 2018 bis zu 10 MWh Windstrom speichern können

Ziel des 19 Mio. € teuren Projekts ist es, die erneuerbare Energie aus der Windkraftanlage mit dem Speicher der Redox-Flow-Batterie so zu kombinieren, dass ein Teil des Strombedarfs des Instituts daraus gedeckt werden kann. Das Windrad hat eine installierte Leistung von zwei Megawatt, die Batterie soll bis zum Jahresende in der Lage sein, bis zu zehn Megawattstunden Strom zu speichern.

Positive Aspekte gibt es aus Sicht der Forscher aber auch: Die Anlage funktioniert inzwischen gut, allerdings noch nicht vollautomatisch. Zum Beispiel das Zusammenspiel von Windenergieanlage und einem bestehenden Blockheizkraftwerk auf dem Gelände muss immer noch per Hand gesteuert werden. „Es gibt noch einige Entwicklungsaufgaben zu lösen, um zu einer Speichereinheit zu kommen, die automatisch arbeitet“, sagte der Professor.

Kapazität könnte verdoppelt werden

Der Unterschied zu anderen Speichern wie Lithium-Ionen-Batterien ist die Trennung von Wandler und Speicher. Im Erdgeschoss der Halle stehen die Stacks, mit denen Strom in eine Vanadium-Elektrolytlösung eingespeichert oder aus ihr herausgeholt wird. Der flüssige Stromspeicher befindet sich im Keller in riesigen Tanks. Größe und Zahl der Tanks und damit die Kapazität der Batterie können nach Bedarf geplant werden. Aktuell sind es in Pfinztal etwa 300.000 Liter. Platz wäre für die doppelte Menge und 20 Megawatt. Das würde reichen, ein ganzes Dorf zehn Stunden lang mit Strom zu versorgen.

Auch wenn noch nicht alle Schwierigkeiten überwunden sind, denken die Fraunhofer-Forscher schon an den nächsten Schritt. Windrad und Batterie sollen um eine Photovoltaikanlage mit etwa einem Megawatt Leistung ergänzt werden. Dann könnte sich das Institut zu 80 bis 90 Prozent selbst mit Strom versorgen. Im ersten Jahr mit unvollständigem Betrieb seien es noch weniger als zehn Prozent des Strombedarfs gewesen.

Kosten für Vanadium hoch und stark schwankend

Die Arbeit der Fraunhofer-Wissenschaftler in Pfinztal stößt nach Tübkes Angaben auf Interesse im In- und Ausland. Ein erster Kooperationspartner hat eine eigene Anlage in den Gebäuden installiert. Angesichts hoher und stark schwankender Kosten für Vanadium werde auch an alternativen Elektrolyten geforscht, berichtete Tübke.

Die Pfinztaler Forschung fügt sich in eine ganze Reihe von Möglichkeiten zur Stromspeicherung. Wasserkraftwerke mit Pumpspeicherbecken gehören seit Jahrzehnten dazu. Sie nutzen das natürliche Gefälle in bergigen Regionen. Auf der Nordseeinsel Pellworm wurde einige Jahre lang das Zusammenspiel einer kleineren Redox-Flow-Batterie und Lithium-Ionen-Batterien mit Wind- und Sonnenenergie erprobt. In Heilbronn kooperiert der Energiekonzern EnBW mit Bosch beim Betrieb einer Lithium-Ionen-Batterie mit fünf Megawattstunden Leistung zum Ausgleich von Netzschwankungen. (dpa)

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