Redox-Flow-Batterie

Grundprinzip und Bedeutung

Die Redox-Flow-Batterie (RFB), auch Redox-Flussbatterie, Flüssigbatterie oder Nasszelle genannt, ist eine besondere Form eines Akkumulators. Sie speichert elektrische Energie in chemischen Verbindungen, die in einem Lösungsmittel gelöst sind und daher flüssig vorliegen. Zwei verschiedene energiespeichernde Elektrolyte zirkulieren jeweils in einem eigenen Kreislauf. In der galvanischen Zelle sind diese Kreisläufe durch eine Membran getrennt, über die Ionen ausgetauscht werden. Dabei werden die gelösten Stoffe chemisch reduziert beziehungsweise oxidiert. So kann elektrische Energie gespeichert oder wieder abgegeben werden.

Wichtig ist diese Technik vor allem für stationäre Energiespeicher, weil Energiemenge und Leistung unabhängig voneinander ausgelegt werden können. Die Energiemenge hängt vor allem von der Größe der Tanks und der Menge der Elektrolytflüssigkeit ab, nicht direkt von der Größe der Zelle. Die Leistung hängt dagegen stärker von der Zelle, den Elektroden und dem Durchfluss ab. Dadurch lassen sich Redox-Flow-Batterien besonders gut für große Speicheranlagen anpassen, zum Beispiel zur Zwischenspeicherung von Wind- oder Solarstrom.

Im Vergleich zu Akkumulatoren ohne Stoffaustausch ist die Konstruktion aufwändiger. Benötigt werden Tanks, Rohrleitungen, mindestens zwei Pumpen zur Umwälzung der Elektrolyte sowie Steuer- und Kontrolleinrichtungen. Deshalb eignen sich Flussbatterien nicht für kleine Verbraucher. Der Einsatz in der Elektromobilität ist Gegenstand von Forschung. Der wichtigste und bisher am häufigsten eingesetzte Typ ist der Vanadium-Redox-Akkumulator. Weitere Typen sind unter anderem Polysulfid-Bromid-, Natriumchlorid-, Zink-Brom- und Uran-Redox-Akkumulatoren sowie neuere Systeme auf Basis von Lignin oder mit flüssiger Membran.

Aufbau und Arbeitsweise

Die energiespeichernden Elektrolyte werden außerhalb der eigentlichen Zelle in getrennten Tanks gelagert. Von dort werden sie durch die Zelle gepumpt. Die Redox-Flow-Zelle ist damit ein elektrochemischer Energiespeicher, bei dem Tanks und Zelle unterschiedliche Aufgaben haben: Die Tanks speichern die chemische Energie, die Zelle wandelt sie elektrochemisch um. Ähnlich wie bei einer Brennstoffzelle befinden sich die Stoffe, die Energie tragen, außerhalb des eigentlichen Reaktionsraums.

Die galvanische Zelle ist durch eine Membran in zwei Halbzellen geteilt. An der Membran fließt der jeweilige Elektrolyt vorbei. Jede Halbzelle wird durch eine Elektrode begrenzt. An den Elektroden laufen die eigentlichen chemischen Reaktionen ab: Reduktion bedeutet Aufnahme von Elektronen, Oxidation bedeutet Abgabe von Elektronen. Die Membran soll verhindern, dass sich die beiden Elektrolyte direkt vermischen, ermöglicht aber den für den Stromkreis nötigen Ionenaustausch.

Je nach Zelltyp kann die Membran unterschiedlich aufgebaut sein. Sie kann ein mikroporöser Separator sein, der alle Ionen passieren lässt, eine selektive Anionen- oder Kationentauschermembran oder eine Größenausschlussmembran, die große Polymermoleküle zurückhält und kleine Ionen passieren lässt. Die Elektroden bestehen in wässrigen Lösungen meist aus Graphit, weil dieses Material ein hohes elektrochemisches Spannungsfenster besitzt. Für hohe spezifische Leistung werden häufig Graphitfilze mit großer spezifischer Oberfläche verwendet.

Grundsätzlich könnten die Tanks manuell befüllt werden, sodass der Akkumulator durch Austausch von Stoffen geladen wird. Auch wäre es möglich, Elektrolytflüssigkeiten an einem Ort zu laden und an einem anderen Ort zu entladen. In der Praxis werden die Systeme jedoch möglichst als geschlossene Kreisläufe ausgeführt.

Elektrolyt und Kennwerte

Der Elektrolyt besteht aus einem Salz, das in einem Lösungsmittel gelöst ist. Seine Zusammensetzung, besonders die Konzentration, bestimmt zusammen mit der Zellenspannung maßgeblich die Energiedichte der Batterie. Als Lösungsmittel werden häufig anorganische oder organische Säuren verwendet. In neueren Systemen, zum Beispiel bei polymerbasierten Batterien, können auch einfache Kochsalzlösungen eingesetzt werden.

Als Redoxpaare kommen verschiedene chemische Systeme infrage. Beispiele sind Vanadium(V)-oxid beim Vanadium-Redox-Akkumulator, Natriumbromid beim Natriumbromid-Redox-Akkumulator oder Eisen in Kombination mit weiteren chemischen Verbindungen bei Eisen-Redox-Flow-Batterien. Auch organische Stoffe wie Lignin beziehungsweise Ligninsulfonat-Lösungen werden untersucht. Eine Eisen-Salz-Variante auf Basis von Eisenchlorid kommt ebenfalls in Betracht und könnte Grundlastfähigkeit bei Photovoltaik- und Windkraftanlagen unterstützen.

Die Zellenspannung wird durch die Nernst-Gleichung beschrieben und liegt bei praktisch realisierbaren Systemen bei 1 V bis 2,2 V. Je nach Baugröße und Typ können Redox-Flow-Zellen Leistungen von einigen 100 Watt bis zu mehreren Megawatt bereitstellen. Der Wirkungsgrad liegt im Bereich von 75 bis 80 Prozent. Vorteile sind geringe Selbstentladung und hohe Standzeit. Die lange Standzeit hängt damit zusammen, dass das Elektrodenmaterial bei der Reaktion des Elektrolyten selbst chemisch nicht reagiert und deshalb nicht degeneriert.

Ein Nachteil ist die vergleichsweise geringe Energiedichte. Beim Vanadium-Redox-Akkumulator auf Sulfatbasis werden üblicherweise etwa 25 Wh pro Liter Elektrolytflüssigkeit erreicht, auf Bromidbasis etwa 50 Wh pro Liter. Unter idealen Laborbedingungen sind geringfügig höhere Werte möglich. Diesel weist mit etwa 10 kWh pro Liter eine ungefähr 400-fache Energiedichte gegenüber dem Elektrolyt von Vanadium-Redox-Akkumulatoren auf. Handelsübliche Bleiakkumulatoren erreichen rund 42 Wh/kg bezogen auf die gesamte Masse; nur auf den Elektrolyt bezogen, der etwa 50 % des Akkus ausmacht, ergibt sich etwa 80 Wh pro Liter Elektrolytflüssigkeit. Im Vergleich zu einem Pumpspeicherwerk mit 0,272 Wh/(l 100m), normiert auf 100 m Höhendifferenz, ist die Energiedichte jedoch deutlich höher.

Beispiele für Zellspannung und Energiedichte sind: Vanadium-Redox-Akkumulator 1,25 V und 15–25 Wh/l, Polysulfid-Bromid-Akkumulator 1,54 V und 25–50 Wh/l, Zink-Brom-Akkumulator 1,85 V und 50–80 Wh/l.

Entwicklung und Forschung

Die Grundprinzipien der Redox-Flow-Batterie sind seit den 1880er-Jahren bekannt, zunächst ohne praktische Anwendungen. Mitte des 20. Jahrhunderts erarbeitete Walther Kangro an der Technischen Universität Braunschweig Grundlagen für Redox-Flow-Zellen, als die Energiespeicherung mit Redox-Paaren untersucht wurde. In den 1970er Jahren arbeitete die NASA an der Entwicklung der Technik. Eine reine Vanadium-Lösung wurde 1978 erstmals vorgeschlagen und in den 1980er Jahren an der University of New South Wales von Maria Skyllas-Kazacos und ihren Mitarbeitern entwickelt. Dieser Typ wurde 1986 patentiert und ist bis heute am verbreitetsten. Eine Weiterentwicklung zur Vanadium-Bromid-basierten Zelle ermöglicht eine doppelt so hohe Energiedichte.

Seit 2014 wurden mehrere neue Forschungsrichtungen beschrieben. Forscher der Harvard University stellten im Januar 2014 eine Redox-Flow-Zelle auf Basis organischer Chinone vor, die ohne seltene und daher vergleichsweise teure Stoffe auskommt. Unter Laborbedingungen wurde bei Prototypen eine Leistungsdichte von 600 mW/cm² gemessen; außerdem wurde an der Langzeitstabilität geforscht.

2015 stellte die Friedrich-Schiller-Universität Jena eine polymerbasierte Redox-Flow-Batterie (pRFB) vor, die vollständig auf Metalle verzichtet. Dabei werden an Anode und Kathode organische Polymere mit redoxaktiven Eigenschaften eingesetzt. Als Lösungsmittel dient statt einer korrosiven Säure eine Kochsalzlösung. Die großen Polymermoleküle können die Dialysemembran nicht passieren, während kleine Natrium- und Chloridionen hindurchgelangen. Eine Flüssigmembran-Idee aus Spanien wurde später von einem Startup in der Schweiz aufgegriffen; 2024 entstand in Thalwil eine Versuchsanlage. Das Unternehmen Unbound Potential erhielt 2022/23 Gelder aus der Bundesagentur für Sprunginnovationen.

2018 wurde Lignin als Anolyt untersucht. Wegen seiner chemischen Eigenschaften, Umweltfreundlichkeit, weiten Verfügbarkeit und niedrigen Kosten gilt Lignin als vielversprechender Rohstoff für metallfreie Redox-Flow-Batterien. Im März 2018 wurden unter Laborbedingungen 20 mA/cm² Stromdichte und ein Polarisationswiderstand von 15 Ω/cm² auf Basis von Ligninsulfonat berichtet. 2020 beschrieb eine Forschergruppe der TU Graz das redoxaktive 2-Methoxyhydrochinon, das durch Oxidation von aus Ligninsulfonat zugänglichem Vanillin erhältlich ist. In 0,5 M Phosphorsäure (H_{3}PO_{4} in H_{2}O) konnten über 250 Lade-Entlade-Zyklen ohne nennenswerte Effizienzeinbußen erreicht werden. Ein technischer Test im Mürztal wurde mit Stand Februar 2024 durchgeführt. Weitere Entwicklungen betreffen Systeme auf Eisenbasis, Mangan statt Vanadium und 2022 einen Prototyp der Utah State University mit Viologen-Anode, mehr als 40 Wh pro Liter Elektrolyt, damaligen Kosten unter 100 USD je kWh und nach 1000 Ladezyklen angeblich 100 % erhaltener Kapazität.

Anlagen und Anwendungen

Redox-Flow-Batterien eignen sich besonders als stationäre Batteriespeicher. In Pilotprojekten werden sie zum Beispiel als Reservequelle für Mobilfunk-Basisstationen oder als Pufferbatterie für Windkraftanlagen eingesetzt. Auf Hokkaido in Japan wurde 2005 zusätzlich zu 19 bereits vorhandenen Standorten eine Vanadium-Redox-Flow-Batterie mit 6 MWh Speicherfähigkeit und 4 MW Lade- und Entladeleistung zur Unterstützung einer Windkraftanlage installiert.

Seit Ende September 2018 erforscht das Fraunhofer ICT in Pfinztal in einem praxisnahen Applikationszentrum die Pufferung stark schwankender Windenergie. Eine 2-MW-Windkraftanlage wird dort mit einer 20-MWh-Redox-Flow-Batterie kombiniert. Zusätzlich sollte bis 2021 eine 500-kW-Solaranlage installiert werden. Ziel ist eine kontinuierliche Stromversorgung der Verbraucher zu Hauptbedarfszeiten. Eine besondere Anwendung ist das Flow Battery Research Collective (FBRC), das gemeinsam mit dem FAIR Battery Project Open-Source-Hardware für Redox-Flow-Batterien dokumentiert und unter CERN-OHL lizenziert.

Ein weiteres Beispiel ist der Vanadium-Redox-Akkumulator des Hybridkraftwerks Pellworm. Er hatte eine Speicherfähigkeit von 1,6 MWh und eine Lade-/Entladeleistung von 200 kW. Die Testanlage war für die Versorgung von rund 600 Haushalten ausgelegt.

Zu den größten Anlagen gehören mehrere sehr große Speicherprojekte. In Dalian in der Volksrepublik China ist seit Mai 2022 ein Vanadium-Redox-Akkumulator mit 100 MW Leistung und 400 MWh Kapazität in Betrieb; im Endausbau sind 200 MW und 800 MWh geplant. Entwickelt wurde die Anlage von Rongke Power (RKP) und dem Dalian Institute of Chemical Physics (DICP). Im Dezember 2024 nahm Rongke Power außerdem das Xinhua Ushi Energy Storage Project in Betrieb, eine Vanadium-Redox-Flow-Batterie mit 175 MW Leistung und 700 MWh Speicherkapazität. In Laufenburg im Schweizer Kanton Aargau entsteht seit 2025 ein Speicher mit über 800 MW Leistung und 1.600 MWh Speicherkapazität, der 2029 in Betrieb gehen soll. In Boxberg in Sachsen plant die Lausitz Energie Kraftwerke AG einen Batteriespeicher mit 50 MW Leistung und 500 MWh Kapazität auf Basis von Lithium-Ionen- und Eisen-Redox-Flow-Akkumulatoren; die Inbetriebnahme ist für 2027 geplant.