Flowbatteriet: Nu gemmer de strøm fra sol og vind
more_vert
close
close

Vores nyhedsbreve

close
Ved at tilmelde dig accepterer du vores Brugerbetingelser, og at Mediehuset Ingeniøren og IDA-gruppen lejlighedsvis kan kontakte dig om arrangementer, analyser, nyheder, tilbud mm via telefon, SMS og email. I nyhedsbreve og mails fra Mediehuset Ingeniøren kan findes markedsføring fra samarbejdspartnere.

Flowbatteriet: Nu gemmer de strøm fra sol og vind

Rongke Power i Dalian i Kina producerer batterikapacitet på 300 MWh med udgangen af året og har planlagt en årsproduktion på 3 GWh i 2020. Foto: Rongke Power

Kina sætter strøm på en ny stor batteriinstallation til lagring af energi i elnettet. Et anlæg på 200 MWh er under opførelse i havnebyen Dalian i det nordøstlige Kina, der har knap syv millioner indbyggere. De første 100 MWh installeres i år, mens resten kommer til i 2018.

Batterierne fremstilles af virksomheden Rongke Power. Fabrikken er på vej til at levere kapacitet på 300 MWh med udgangen af året, og planen er at nå op på en årsproduktion på tre GWh i 2020.

Teknologien bygger på grundstoffet vanadium og er såkaldte flowbatterier. Kort fortalt fungerer flowbatterier ved at have elektrolytterne opløst i væske i to tanke, der pumpes forbi en 'stack', som det kendes fra brændselsceller.

Læs også: Forskere vil optimere flowbatterier til energilagring i stor skala

Vanadium har været anvendt til flowbatterier siden 1980’erne, men havde problemer med lav energitæthed og temperaturforhold. De problemer er blevet løst undervejs, siger forsker Anders Bentien fra Aarhus Universitet:

»Vanadium-batterier er en moden teknologi, som virker, og prispotentialet er ikke dårligt.«

Lang levetid slår lithium-ion på prisen

Han sidder også i bestyrelsen for firmaet Visblue.com, der ser på kommercielle anvendelser af flowbatterier i Europa.

Vanadium-batteriteknologi er moden til lagring af strøm fra vedvarende energikilder, mener forsker Anders Bentien fra Aarhus Universitet. Foto: Aarhus Universitet

Vanadium produceres i store mængder ved minedrift af jernmalm og er relativt billigt. For elektrolyt-delen ligger prisen på 750 til 900 kroner pr. lagret kilowatttime.

Oven i elektrolytten kommer stack'en, der aflader og oplader batteriet ved at omforme kemisk energi til elektrisk energi og vice versa. Dertil kommer tanke, pumper og styring, som alle kan masseproduceres.

Den nedre grænse for prisen ligger på 900 kroner pr. kilowatttime, og det er billigt i forhold til lithium-ion-teknologi, mener Anders Bentien. Pumper og elektronik kræver dog vedligeholdelse over tid, men der er ikke tale om store beløb.

»Så har du et produkt med 20-30 års levetid, som også kan genbruges - i modsætning til lithium-ion-batterier, hvor der er store problemer med at genbruge materialerne, blandt andet fordi det er svært at skille dem ad.«

Anders Bentien har for nyligt været på besøg på fabriksanlægget i Dalian:

»Det er kæmpestort, og de er i gang med at bygge en ny produktionshal. Det er investeringer i milliardklassen.«

Når vanadium-batterierne skal sammenlignes med lithium-ion, så handler det om, hvad det vil koste forbrugeren at lagre en kWh og nyttiggøre den igen. Ét parameter er prisen, og en anden er levetiden. Lithium-ion har mange år bag sig og er udviklet til mobile anvendelser, så i den teknologi er der fokus på høj energitæthed og ikke i samme omfang på prisen som ved vanadium.

Ingen brandfare giver billigere anlæg

Et andet forhold er sikkerhed. I modsætning til lithium-ion er vanadium-batterier ikke forbundet med brandfare, hvilket kan gøre visse installationer billigere end lithium-ion, for eksempel i forbindelse med anlæg til solcellestrøm i bebyggelser.

Ulempen ved vanadium er stoffets giftighed, som dog ikke er værre, end at det indgår som komponent i håndværktøj. Derudover er vanadium opløst i svovlsyre. Miljøbelastningen for andre typer batterier, såsom blybaserede, er værre, lyder Anders Bentiens vurdering.

Han ser vanadium og lithium som diesel- og benzinmotorer med hver deres fordele og ulemper.

»Begge teknologier kommer til at eksisterer side om side.«

Det kan være forskellige scenarier i forhold til opladning og afladning, der gør den ene teknologi attraktive for en type forbruger og mindre egnet for andre typer forbrugere.

I virksomheden Visblue.com, hvor Anders Bentien som sagt sidder i bestyrelsen, ser man på kommercielle anvendelser af flowbatterier i Europa.

Solcellestrøm i boliger giver bedste forretningsmodel

»Vi kigger efter boligforeninger og etageejendomme i størrelsesorden 100 kWh, med tanke på lagring af solcellestrøm.«

Det er der, forretningsmodellen hænger bedst sammen i øjeblikket, men længere ude i fremtiden kan batterierne også tænkes placeret ved transformatorstationer i forsyningsnettet.

På den del af fabriksanlægget i Dalian, der producerer elektrolytten, er der ansat omkring 200 arbejdere. Anders Bentien kunne godt forestille sig et tilsvarende antal fremtidige arbejdspladser i Danmark, i hvert fald på stack-delen. Både i Sverige, Tjekkiet og USA er der projekter på vej i pilotskala.

På længere sigt er organiske elektrolytter interessante, mener han. Det kan gøre elektrolytten mere miljøvenlig og sænke prisen. Anders Bentien deltager også i det udviklingsprojekt, som Ingeniøren skrev om tidligere på ugen.

Udover organiske elektrolytter kigger forskningen på faststof-batterier, der bygger på billige stoffer som mangan og zink.

»Der er en masse forskellige kemier, som er ret interessante. Man har hele tiden gået efter højere energitæthed med lithium-ion, men til stationære applikationer gør det ikke noget, at batteriet fylder dobbelt så meget, hvis bare prisen er lav, og det kan holde længe.«

Måske er jeg for pessimistisk, men jeg tænker at der skal ske en del med priserne på de her batterier hvis de skal være konkurrencedygtige.

Til korttidslager skal man vel have en del effekt, og selvom det lager Tesla har leveret til Australien for nylig har væsentligt højere pris per kWh end de i artiklen nævnte (50 mio. $/129 MWh ~ 2400 kr/kWh lager - de 50 mio. var lige hvad jeg fandt hurtigt med Google) så er det for en komplet løsning med en effekt på 100 MW.

Folk der regner på Teslas ellastbil når frem til at Tesla i 2019 må kunne levere batterier til noget i omegnen af 750 DKK/kWh:

https://arstechnica.com/cars/2017/11/tesla...

Nu er der jo et par år til 2019, men der står også i den kilde at Tesla sidste år var under 1200 DKK/kWh.

  • 6
  • 1

Traditionel batteriteknologi er udfordret på prisen når kapaciteten (energiindholdet) forøges. Der er cirka proportionalitet.

Et flow batteri benytter elektrolyt, og det er volumen af elektrolytten som betinger kapaciteten.
Det er nærliggende at tro, at tankene er relativt billige (og alt andet udstyr er uændret), så prisen er sikkert langt fra proportional. En dobbelt-størrelse tank koster næppe mere end +25-50%.
Men hvor fysisk volumen kan være en udfordring i private husholdninger, så er det næppe tilfældet for sol- og vindmølle-farme.

Spørgsmål:
Er der en læser som kan forklare noget om elektrolytterne ? Hvor slemme er de ?
Hvad sker der hvis en elektrolyt-tank brister ?

  • 4
  • 0