Lithiumionenbatterie – Frontis Energy Deutschland

Veröffentlicht am 31. Mai 20209. Juni 2020 von admin

Mikrobielles Power-to-Gas in erschöpften Ölfeldern als Brückentechnologie zwischen erneuerbarer und fossiler Energie

Ein aufgegebenes oder unproduktives Ölfeld kann für die Methanproduktion aus CO₂ mit erneuerbarer elektrischer Energie wiederverwendet werden. Man können erschöpfte Ölfelder z.B. in Reaktoren zur Umwandlung erneuerbarer Energien in Erdgas umwandeln, und zwar in geologischen Dimensionen. Um dies zu erreichen, muß ein Ölfeld elektrisch leitend und katalytisch aktiv gemacht werden. Dan kann man darin Erdgas aus erneuerbaren Energiequellen zu erzeugen. Der Einsatz von Erdgas ist jeder Batterie aufgrund der vorhandenen Infrastruktur, des Einsatzes in Verbrennungsmotoren, der hohen Energiedichte und der Widerverwertung von CO₂ überlegen. Ölfelder sind wegen ihrer der enormen Speicherkapazitäten der Produktion übertage überlegen. Sie sind bereits gut erforscht und wurden einer Umweltrisikobewertung unterzogen. Letztlich ist die mikrobielle Power-to-Gas-Technologie bereits jetzt verfügbar.

Ausgewählte Eckdaten

Gesamter Prozess (Methan als Endprodukt)	50% elektrische Effizienz
Energiedichte Methan	180 kWh / kg
Speicherkapazität eines Ölfeld	3 GWh / Tag
Lade- / Entladezyklen	Unbegrenzt
Investitionsvolumen	51.000 USD / MW
Kosten pro kWh (>5,000 h Lebensdauer)	<0,01 USD / kWh
Elektrolyt	Meerwasser

Problem

Um das Problem der Speicherung erneuerbarer Energien anzugehen, wurden Batterien als mögliche Lösung vorgeschlagen. Lithium-Ionen-Akkus haben eine maximale Energiespeicherkapazität von etwa 0,3 kWh / kg. Zur Zeit werden Li-Akkus als der beste Kompromiss zwischen Kosten und Effizienz angesehen. Dennoch sind sie immer noch zu ineffizient, um Benzin mit einer Speicherkapazität von etwa 13 kWh / kg zu ersetzen. Dies macht batteriebetriebene Autos schwerer als herkömmliche Autos. Lithium-Luft-Batterien werden als mögliche Alternative angesehen, da sie theoretische Kapazitäten von 12 kWh / kg erreichen können. Aufgrund technischer Hürden werden sie aber noch nicht auf den Straßen eingestzt.

Im Gegensatz dazu hat Methan eine Energiedichte von 52 MJ / kg, was 180 kWh / kg entspricht. Damit kommt das Gas gleich nach Wasserstoff mit 500 kWh / kg, ignoriert man die Kernenergie. Diese hohe Energiedichte von Methan und anderen Kohlenwasserstoffen sowie deren einfache Verwendung sind der Grund, warum sie in Verbrennungsmotoren und Strahltriebwerken eingesetzt werden. Elektroautos scheinen eine verlockende grüne Alternative zu sein. Allerdings ist die weltwiete Transportinfrastruktur auf Verbrennungsmotoren zurechtgeschnitten.

Neben der Schwierigkeit, Gewohnheiten zu ändern, benötigen Elektroautos andere begrenzte natürliche Ressourcen wie Lithium. Um alle 94 Millionen im Jahr 2017 weltweit produzierten Automobile auszurüsten, müßten jährlich 3 Megatonnen Lithiumcarbonat abgebaut werden⁠. Dies sind fast 10% der gesamten verfügbaren Lithiumressourcen von 35 Megatonnen weltweit. Obwohl Lithium und andere Metalle recycelt werden können, ist es klar, daß Batterien auf Metallbasis allein aufgrund der geringen Energiedichten von Metallen nicht die Brücke zwischen erneuerbarer Energie und traditionellen Transportmitteln schlagen werden. Dabei werden andere Energiebedürfnisse wie industrielle Stickstoffixierung, Luftfahrt oder Heizung nicht einmal berücksichtigt.

Für Deutschland mit seinem hohen Anteil an erneuerbaren Energien ist Kraftstoff für Autos nicht das einzige Problem. Da erneuerbare Energie im Norden erzeugt wird, aber viele Energieverbraucher im Süden sind gibt es ein Transportproblem. Zudem reicht die Netzlast während Spitzenproduktionszeiten häufig nicht aus, was zu Überproduktion führt. Eine bessere Energieverteilung kann durch Dezentralisierung der Produktion und durch Energiespeicherung erreicht werden. Um die Produktion zu dezentralisieren, wurden Land- und Hausbesitzer für die Installation von Photovoltaikanlagen oder Windrädern steuerlich entlohnt. Mit dem Auslaufen der steuerlichen Anreize stehen Hausbesitzer vor dem Problem der Energiespeicherung. Das bisher beste Produkt für diese Kundengruppe sind wieder Li-Akkus, aber Investitionskosten von 0,05 USD / kWh sind immer noch zu unattraktiv, insbesondere weil diese Produkte die Energie als Strom speichern, der nur für kurze Zeit genutzt werden kann und weniger effizient als natürlich ist Gas beim Heizen.

Erdgas wird heute häufig als Energiequelle verwendet. Die globale Energieinfrastruktur ist für Erdgas und andere fossile Brennstoffe ausgelegt. Die steigende Nachfrage und die begrenzten Ressourcen für diese fossilen Brennstoffe waren in den letzten Jahrzehnten die Hauptgründe für den Anstieg der Öl- und Gaspreise. Durch die jüngsten Wirtschaftskrisen und das Fracking sind diese jedoch wieder rückläufig. Der hohe Ölpreis zog damals Investoren an, Öl mithilfe von Techniken zu gewinnen, die immer teurer wurden, berücksichtigt man die Umweltrisiken, wie z.B. Tiefseebohrungen oder Teersandschürfung darstellen. Ironischerweise machte der hohe Ölpreis teure erneuerbare Energien zu einer wirtschaftlich realisierbaren Alternative und trug dazu bei, ihre Kosten zu senken. Da es jedoch schwierig ist, Gewohnheiten zu ändern und der Aufbau einer völlig neuen Infrastruktur nur für erneuerbare Energien heute wirtschaftlich nicht machbar erscheint, muß eine realistischere Lösung gefunden werden, um die globale Erwärmung zu verlangsamen.

Mikrobielles Power-to-Gas könnte eine realistische Übergangstechnologie sein, die erneuerbare Energien in die vorhandene Infrastruktur für fossile Brennstoffe integriert. Man kann mit der Technologie Gewinnschwelle in weniger als 2 Jahren erreichen, wenn bestimmte Voraussetzungen erfüllt sind. Dies wird durch die Integration von Methan aus erneuerbaren Energien in die derzeitige Infrastruktur zur Öl- und Gasförderung erreicht. Die Grundidee besteht darin, Kohlenstoff anstelle von Metallen als Energieträger zu verwenden, da er bei der Bindung an Wasserstoff eine hohe Energiedichte aufweist. Die Vorteile sind:

Hohe Energiedichte von 180 kWh / kg Methan
Geringe Investitionen aufgrund vorhandener Infrastruktur (Erdgas, Ölfeldausrüstung)
Kohlenstoff ist keine begrenzte Ressource
Geringe CO₂-Emissionen durch CO₂-Recycling
Methan ist ein Transporttreibstoff
Methan ist der Energieträger für das Haber-Bosch-Verfahren
Preiswerte Katalysatoren reduzieren die Anfangsinvestitionen
Niedrige Temperaturen durch Biokatalyse
Keine toxischen Verbindungen werden verwendet
Keine zusätzliche Umweltbelastung, da vorhandene Ölfelder wiederverwendet werden

Problemlösung

Methan kann durch Mikroben oder chemisch synthetisiert werden. Das Gas entsteht auf natürlichem Wege durch anaerobe (sauerstoffreie) mikrobielle Zersetzungsprozesse. Die Energie für die Biomassesynthese wird durch Sonnenlicht oder chemische Energie wie Wasserstoff bereitgestellt. Bei Methanogenen (methanproduzierende Mikroben) wird Energie gewonnen, nachdem CO₂ und Wasserstoff nach einem 1-zu-4-Verhältnis verschmolzen werden:

CO₂ + 4 H₂ → CH₄ + 2 H₂O

Ohne Mikroben wird Methan durch die mit dem Nobelpreis ausgezeichnete Sabatier-Reaktion hergestellt, und es werden derzeit mehrere Versuche unternommen, es im industriellen Maßstab einzusetzen. Es ist notwendig, Wasser in Wasserstoff aufzuspalten und damit CO₂ in der Gasphase zu reduzieren. Ein Hauptnachteil der Sabatier-Reaktion ist die Notwendigkeit hoher Temperaturen um 385°C. Zudem wird der Nickelkatalysator schnell verbraucht. Methanogene verwenden Eisen-Nickel-Enzyme, sogenannte Hydrogenasen, um Energie aus Wasserstoff zu gewinnen, dies jedoch bei Umgebungstemperaturen.

Zur Herstellung von abiotischem Wasserstoff wird Wasser mit Edelmetallkatalysatoren durch Elektrolyse gespalten. Mikroben spalten Wasser unter Verwendung von Hydrogenasen in umgekehrter Richtung und der erzeugte Wasserstoff wird durch Methanogene oxidiert, die im Elektrolyten oder auf Elektroden wachsen, um Methan zu erzeugen. Diese Reaktion findet im korrekten 1-zu-4-Verhältnis bei elektrischen Potentialen statt, die nahe am theoretischen Wasserstoffproduktionspotential von –410 mV liegen. Methanogene Mikroorganismen können das elektrochemische Überpotential weiter reduzieren und sparen somit Energie.

Power-to-Gas-Konzept für erschöpfte Ölfelder. Die Elektrolyse katalysiert die Wasserspaltung im Ölfeld und erzeugt Methangas und O₂.

Die zukünftige Herausforderung wird darin bestehen, die Methanproduktionsraten zu beschleunigen, wie dies für Hochtemperatur-Ölfeldkulturen berichtet wurde. Neben der Erhöhung der Temperatur besteht die naheliegendste Lösung darin, eine höher reaktive Oberfläche zu verwenden und beide Elektroden näher zusammenzubringen. Die Verwendung von Kohlebürsten, die schlechte Wasserstoffkatalysatoren sind, aber eine höhere Oberfläche für die mikrobielle Besiedlung bieten, ist eine Möglichkeit. Die Methanproduktion korreliert mit den mikrobiellen Zellzahlen in den Reaktoren:

Die Anzahl der Methanogene in mikrobiellen Elektrolysereaktoren korreliert mit der Elektrodenoberfläche.

Um das Problem teurer Kohlenstoff- (und auch Stahl-) Bürsten für Großanwendungen zu überwinden, könnten Gas- und Ölfelder verwendet werden. Sie bieten eine große Oberfläche und bringen in der Regel wirtschaftliche Verluste, stellen jedenfalls keine Vermögenswerte dar. Methanogene bewohnen Ölfelder, auf denen sie den letzten Schritt des anaeroben Erdölabbaus durchführen. Daher können Ölfelder im geologischen Maßstab als Bioreaktoren angesehen werden. Geologische Formationen bieten ideale Bedingungen für die Herstellung, Lagerung und Gewinnung von Methan.

Offene Fragen und mögliche Lösungen

Porenraumvolumen des Ölfeldes

Das kalifornische Ölfeld Summerland wurde bereits in der Vergangenheit aufgegeben und eingehend untersucht. Während seiner 90-jährigen Lebensdauer wurden 27 Milliarden Fässer Öl und 2,8 Milliarden m³ Methan gefördert. Diese Förderung von 3,5 Milliarden m³ hinterließ das gleiche mit Meerwasser gefüllte Porenvolumen. Nur 2% dieser Poren sind größer als 50 μm, was für das mikrobielle Wachstum erforderlich ist. Dazu nimmt man Abmessungen von 1 x 2 μm einer Methanogenzelle an. Experimente zeigten, daß der resultierende Porenraum ein Größe von ca. 70 Millionen m³ hätte und damit eine Speicherkapazität von 35.000 TW hat. Das ist viel Methan bei einer Löslichkeit von 0,74 kg Methan / m³ Meerwasser in 500 m Wassertiefe⁠. Alle deutschen Offshore-Windparks haben zusammen eine Leistung von 7.000 MW. Offensichtlich ist der begrenzende Faktor nicht die volumetrische Speicherkapazität eines Ölfeldes.

Mikrobielle Methanproduktionsraten

Aber wie schnell können Mikroben auf einem hypothetischen Ölfeld Methan produzieren? Unter optimalen Bedingungen können Methanogene, die auf Elektroden wachsen (typischerweise die Gattung Methanobacterium oder Methanobrevibacter), Methan mit einer Geschwindigkeit von 100-200 nmol / ml / Tag (also 2,2-4,5 ml / l / Tag) produzieren. Bei einer Produktionsrate von 15 J ml / Tag Methan (190 nmol / ml / Tag) hat das gesamte mikrobiell zugängliche Ölfeld (2%) eine Kapazität von 3,6 Millionen MBtu pro Jahr. Mikroben würden theoretisch 1 TWh pro Jahr für eine Methanproduktion von 3,6 Millionen MBtu verbrauchen, wenn es keine Verluste gäbe und die elektrische Energie 1:1 in Methan umgewandelt würde. Ein Stromgenerator von 121 MW würde ausreichen, um das gesamte Ölfeld mit diesen Raten zu versorgen. Alle deutschen Offshore-Windparks produzieren jedoch 7.000 MW, was bedeutet, daß unser Beispielölfeld nur 3% Überschußleistung schnell genug speciehern kann. Daher müssen die katalytische Oberfläche und die Aktivität erhöht werden, um die Methanumwandlungsraten zu beschleunigen.

Da Methanogene aus Wasserstoff Methan produzieren, kann nicht nur der für Zellen passende Porenraum von 2% genutzt werden, was zu einer Erhöhung der katalytischen Oberfläche auf fast 60% führt. Es muß ein Wasserstoffkatalysator gefunden werden, der das Methanogenwachstum nicht beschleunigt, um den pH-Wert des Reservoirs innerhalb der für das Methanogenwachstum erforderlichen Grenzen von 6 bis 8 zu halten. Dieser Wasserstoffkatalysator muß billig sein und ein Ölfeld elektrisch leitfähig machen. Eine Chemikalie, die die mikrobielle Wasserstoffkatalyse nachahmt, könnte verwendet werden. Diese hätte das Potential, ein nicht leitendes und nicht katalytisches Ölfeld in einen leitfähigen Wasserstoffkatalysator umzuwandeln. Dieser würde ausreichen, um die Methanproduktion so aufrechtzuerhalten, daß die Speicherung des gesamten deutschen Stroms von Offshore-Windparks möglich ist. Dieser Katalysator wäre zunächst inaktiv und in Wasser löslich. Um aktiv zu werden, beschichtet er mineralische Oberflächen durch Ausfällung, die durch einheimische Mikroben oder durch elektrische Polarisation ausgelöst werden kann. Die Investition würde 2,3 Mio. USD pro MW Speicherkapazität betragen (16 Mrd. USD für die gesamten 7.000 MW). Aufgrund des mikrobiellen Wachstums verbessert sich die katalytische Aktivität des Systems während des Betriebs. Die auf der Kathodenseite getätigten Investitionen würden dann nur 600 USD pro MW betragen (4,2 Mio. USD für 7.000 MW).

Anoden

Da die kathodische Seite der Reaktion als begrenzender Faktor ausgeschlossen werden kann, muss die Anode entworfen werden. Es könnten mehrere im Handel erhältliche Anoden wie gemischte Metalloxide (bis zu 750 A / m²) mit Platin auf Kohle- oder Niobanoden (Pt / C, 5–10 kA / m²) verwendet werden. Anoden auf Platinbasis sind das kostengünstigste Material auf dem Markt. Die Investitionen für Pt / C-Anoden (10%, 6 mg / cm²) belaufen sich auf 50.000 USD pro MW (350 Mio. USD für 7.000 MW). Die genaue Menge an Pt, die für die Reaktion benötigt wird, muß jedoch noch bewertet werden, da die Korrosionsrate bei 2 V Zellenspannung unbekannt ist. Ein häufig genannter Wert für die Lebensdauer von Brennstoffzellen beträgt 5.000 Stunden und wird hier zur Bestimmung der Kosten pro kWh verwendet. Für eine Lebensdauer von 5.000 Stunden liegen die Kosten pro kWh an der angestrebten Grenze von 0,01 USD, können jedoch deutlich darunter liegen, da Pt / C-Anoden wiederaufbereitet werden können und die Pt-Beladung auf 3 mg / cm² (5%) reduziert werden kann. Alternativ können Stahlanoden (SS316, 2,5 kA / m², 54.000 USD pro MW) verwendet werden, es ist jedoch unklar, wann Stahlanoden korrodieren. Zusammenfassend ist die anodische Seite der kostentreibende Faktor. Hoffentlich senken bessere Anoden diese Kosten in Zukunft. Bei Frontis Energy denken wir, daß die Forschung in diese Richtung gehen sollte.

Zusammenfassung der Kostenschätzung

Windfarm	Vorhanden
CO₂ Einspritzung	Vorhanden
Erdgasförderanlagen	Vorhanden
Mikrobielles Impfmaterial	Platformabwasser
Kathode	600 MW⁻¹ USD
Anode	50.000 MW⁻¹ USD
Elektrolyt (Meerwasser)	Kostenlos
Zusammen (>5.000 Studen Lebensdauer)	<0,01 kWh⁻¹ USD

Energie- und Umwandlungseffizienz

Die Gesamtzellenspannung für mikrobielle Power-to-Gas-Reaktionen variiert zwischen 0,6 und 2,0 V, abhängig von den Kathodenraten, der anodischen Korrosion und dem Vorhandensein einer Membran. Höhere Spannungen beschleunigen wiederum die Anodenkorrosion und machen Anoden zum Kostenfaktor. Mit abnehmender Spannung werden die Methanproduktionsraten langsamer, aber auch effizienter. Die Spannung hängt auch vom pH-Wert des Ölfeldes ab. Ein Ölfeld, das einer CO₂-Einspritzung (enhanced oil recovery) unterzogen wurde, hat einen niedrigen pH-Wert, bietet bessere Bedingungen für die Wasserstoffproduktion, jedoch nicht für das mikrobielle Wachstum und muß mit Meerwasser neutralisiert werden. Wie oben erwähnt, schränkt das Ölfeld als Kathode das System nicht ein. Die Verwendung von Pt / C-Anoden beseitigt das Überpotentialproblem auf der Anodenseite. Daher können wir ein ideales System annehmen, das Wasser mit 1,23 V spaltet. Aufgrund von Überpotentialen von Anode und Kathode beträgt die Spannung jedoch häufig 2 V. Optimierte Kulturen und Kathoden produzieren etwa 190 nmol / ml / Tag Methan, was 0,15 J / ml / Tag entspricht, wobei die Verbrennungsenergie von 0,8 MJ / mol verwendet wird. Dieselbe Elektrolysezelle verbraucht 0,2 mW bei einer Zellenspannung von 2 V, was 0,17 J / ml / Tag entspricht. Die resultierende Energieeffizienz beträgt 91%. Die Anoden können einfache Kohlebürsten sein. Die beiden Kammern der Zelle sind durch eine Nafion ™ -Membran getrennt. Das System kann weiterhin durch Verwendung von Pt / C-Anoden und durch Vermeidung von Membranen optimiert werden.

Der Gesamtwirkungsgrad von Strom, Methan und Elektrizität hängt auch vom verbrauchsseitigen Wirkungsgrad ab, also der Effizienz bei der Methan in Strom umgewandelt wird. Solche Gaskraftwerke arbeiten häufig mit Wirkungsgraden von 40 bis 60% (Kraft-Wärme-Kopplung). Bei einer Energieeffizienz von 80% (siehe oben) wird die gesamte elektrische Energierückgewinnung mit modernen Gaskraftwerken bis zu 50% betragen. Neben dem hohen Wirkungsgrad von Gaskraftwerken sind sie auch einfach zu bauen und tragen somit zu einem besseren Wirkungsgrad des Stromnetzes bei. Kohlekraftwerke können zu Gaskraftwerken umgerüstet werden.

Erster experimenteller Ansatz

Die Umwandlungseffizienzen der Ladung (in Coulomb), die über den Stromkreis transportiert werden, liegen in diesen Systemen normalerweise zwischen 70 und 100%, abhängig vom Elektrodenmaterial. Eine weitere Effizienzbeschränkung könnte sich aus Stofftransporthemmungen ergeben. Der Stofftransport kann durch Pumpen von Elektrolyt verbessert werden, wodurch zusätzliche Kosten für das Pumpen entstehen. Da jedoch die meisten Ölfelder zur verbesserten Ölrückgewinnung einer Meerwassereinspritzung unterzogen werden, können die zusätzlichen Kosten vernachlässigbar sein. Die Gesamteffizienz muß noch in Skalierungsexperimenten ermittelt werden und hängt von den oben genannten Faktoren ab.

Der Reaktor simuliert Ölfeldbedingungen unter Verwendung von Sand als Füllmaterial unter kontinuierlichem Elektrolytfluss.

Die Kontrolle des pH-Werts ist entscheidend. Alkalische pH-Werte behindern die Wasserstoffproduktion und damit die Methanogenese erheblich. Dies kann durch eine Software behoben werden, die den pH-Wert überwacht und das Potenzial entsprechend anpasst. Die Zugabe von Säuren ist nicht erwünscht, da dies die Kosten erhöht. Die Software kann auch als Potentiostat fungieren, der dann den Methanproduktionsprozess vollständig steuert. Um den Prozess unter realistischeren Bedingungen zu testen, sollte ein Bohrkern verwendet werden.

Die Ergebnisse zeigen die Methanproduktion im Simulationsreaktor. Das Auftreten von Methan im Anodenraum war ein Ergebnis des Flusses von der Kathode zur Anode, der produziertes Methan mit sich führte.

Rentabilität des mikrobiellen Power-to-Gas-Prozesses

Das mikrobielle Power-to-Gas-Verfahren in unproduktiven Ölfeldern ist aufgrund der geringen Anlauf- und Betriebskosten allen anderen Speicherstrategien wirtschaftlich überlegen. Dies wird erreicht, weil die Hauptinvestitionen, nämlich die Installation von Öl- und Gasförderanlagen sowie erneuerbaren Kraftwerken, bereits vorhanden sind. Die restlichen Investitionen machen sich in kurzer Zeit bezahlt.

Aber wie kann der mikrobielle Power-to-Gas-Prozess die Rendite von Investitionen in erneuerbare Energien beschleunigen? Nur 8 von 28 aktiven Windparks meldeten ihre Investitionskosten. Diese 8 produzieren ungefähr die Hälfte der Gesamtleistung von 3.600 MW, was 16 Milliarden US-Dollar entspricht. Während die maximale Produktion eines Ölfeldes mit unbegrenzter Stromversorgung hypothetische 3,6 Millionen MBtu Erdgas pro Jahr ergeben würde (was einer Rendite von 13 Millionen USD pro Jahr entspräche) wird die reale Produktion durch die Erzeugung erneuerbarer Energie außerhalb der Spitzenzeiten begrenzt. Unter der Annahme, daß die maximale jährliche Methanproduktion 10% überschüssiger elektrischer Energie entspricht, können 15 Mio. USD pro Jahr durch den Verkauf von 4,3 Mio. MBtu Methan pro Jahr auf dem Markt erzeugt werden. Dies sind 15 Millionen US-Dollar, die bei Stillständen außerhalb der Spitzenzeiten nicht verloren gehen. Diese konservative Schätzung kann also dazu beitragen, die Investitionen in erneuerbare Energien früher zu kompensieren. Dies verringert auch das Investitionsrisiko, da die Investitionsberechnungen für neue Windparks zuverlässiger durchgeführt werden können.

Im Beispiel aller deutschen Windparks (7.000 MW) verdoppelt sich diese Kompensation in etwa. Unter Verwendung der 60 Millionen US-Dollar, die durch Methanverkäufe pro Jahr generiert werden, werden die Investitionen von 4 Millionen US-Dollar für den kathodischen Katalysator und die 36 Millionen US-Dollar für die Pt / C-Anoden innerhalb von weniger als zwei Jahren kompensiert. Es sind keine weiteren Investitionen erforderlich, da das Ölfeld bereits Öl und Gas gefördert hat und alle erforderlichen Installationen in einwandfreiem Zustand sind. In das Ölfeld wird Meerwasser als sekundäre Extraktionsmethode eingespritzt. Zum kathodischen Schutz von Produktionsanlagen sind elektrische Anlagen vorhanden, um mikrobielle Korrosion zu verhindern, die jedoch möglicherweise verbessert werden muß, um die jetzt höheren Leistungsdichten zu erreichen. Darüber hinaus wird CO₂ aus der CO₂-Einspritzung als tertiäres Verfahren zur Ölrückgewinnung verwendet. Möglicherweise muß dann nur der pH-Wert angepaßt werden.

Und dies ist nicht das Ende der Ölfeldspeicherkapazität. Theoretisch kann ein Ölfeld die gesamte Menge an erneuerbarer Energie speichern, die in einem Jahr weltweit erzeugt wird, was mehr als genug Spielraum für zukünftige Entwicklungen und die CO₂-Verpressung bietet.

Veröffentlicht am 30. April 202030. April 2020 von admin

Energiespeicherung in den Niederlanden

Stromerzeugung

In unserem vorherigen Blogbeitrag der Frontis-Reihe zu europäischen Energiespeichermärkten haben wir uns Spanien genauer angesehen. Im letzten Beitrag unserer Reihe zeigen wir nun, wo die Niederlande positioniert sind. Die Niederlande sind neben Dänemark eines von nur zwei Netto-Gasexportländern in der EU. Der inländische Energieverbrauch spiegelt die Fülle der Ressource wider. Über 50% des in den Niederlanden erzeugten Stroms stammt aus Erdgas. Mit einem Anteil von weiteren 31% an Kohle konzentrieren sich die Niederlande stark auf fossilen Strom. Erneuerbare Energien machen weniger als 10% des erzeugten Stroms aus.

Bis 2020 sollen erneuerbare Energien 14% der gesamten niederländischen Energieversorgung ausmachen, wie von der EU in der Richtlinie über erneuerbare Energien (2009/28 / EG) vorgeschrieben. Dies entspricht einem Elektrizitätssektor mit über 30% erneuerbarer Energieerzeugung.

Gegen die Niederlande wurde Kritik an den erzielten Fortschritten geübt. Nach Prognosen in ihrem Nationalen Aktionsplan für erneuerbare Energien 2009 hätten die Niederlande 2014 fast 20% erneuerbaren Strom erreichen sollen. Diese schwachen Fortschritte führten zu einer Erklärung der EU-Kommission in ihrem zweiten Bericht von 2017 über den Zustand der Energieunion, in dem die Die EU-Kommission gab an, daß die Niederlande der einzige Mitgliedstaat waren, der 2013/2014 keine durchschnittlichen erneuerbaren Energieateile aufwies, die gleich oder höher waren als die entsprechenden Zielvorgaben des Aktionsplans.

Die EU-Kommission erklärte außerdem, daß die Niederlande eines der drei Länder (andere: Frankreich, Luxemburg) mit den größten Anstrengungen zur Erreichung der Ziele für 2020 seien.

Bestehende Energiespeicher

Bisher verfügen die Niederlande über eine Energiespeicherkapazität von fast 20 MW, die entweder in Betrieb (14 MW), vertraglich (1 MW) oder im Bau (4 MW) ist.

Alle Energiespeicher in den Niederlanden sind elektrochemisch, mit Ausnahme des vertraglich vereinbarten 1 MW Hydrostar-Unterwasser-Druckluftspeicherprojekts in Aruba (Karibik). Hydrostar ist ein kanadisches Unternehmen, das sich auf Unterwasser-Druckluftspeichertechnologien spezialisiert hat.

Die überwiegende Mehrheit der 20 MW installierten Energiespeicherkapazität in den Niederlanden verteilt sich auf nur drei Anlagen: das niederländische Advancion Energy Storage Array (10 MW Li-Ion), das Amsterdam ArenA (4 MW Li-Ion) und das Bonaire Wind-Diesel-Hybrid-Projekt (3 MW Ni-Cd-Batterie).

Das niederländische Advancion Energy Storage Array wurde Ende 2015 in Betrieb genommen und liefert dem niederländischen Übertragungsnetzbetreiber TenneT 10 MWh Speicher. Das Projekt, das 50% der gesamten niederländischen Energiespeicherkapazität ausmacht, bietet eine Frequenzregelung, indem in den Batterien gespeicherter Strom verwendet wird, um auf Ungleichgewichte im Netz zu reagieren.

Das 4 MW Amsterdam ArenA Lithium-Ionen-Projekt wurde 2017 für die PV-Integration und Backup-Stromversorgung in Auftrag gegeben. Das 3-MW-Wind-Diesel-Hybridprojekt Bonaire ist ein Batteriearray auf der niederländischen Karibikinsel Bonaire, das als Puffer zwischen intermittierender Windenergie und den Dieselkraftwerken auf der Insel dient.

Die verbleibenden 3 MW niederländischer Energiespeicherprojekte verteilen sich auf 21 Anlagen unter 100 kW, die hauptsächlich auf das Laden von Elektrofahrzeugen (EV) ausgerichtet sind. Mistergreen, ein führender Entwickler von Elektromobil-Ladestationen in den Niederlanden, hat an seinen verschiedenen Ladestationen für Elektrofahrzeuge 750 kW LI-Ionen-Energiespeicher gebaut.
Ausblick auf den Energiespeichermarkt

Angesichts des deutlichen Marktwachstums für Elektrofahrzeuge in den Niederlanden wurden erhebliche Anstrengungen unternommen, um das Netz der Schnelladestationen des Landes zu erweitern. Dieser Trend muß sich fortsetzen, um die Nachfrage nach den in den Niederlanden erwarteten 1 Million Elektrofahrzeugen bis 2025 zu befriedigen. Man kann also davon ausgehen, daß die Li-Ionen-Stationen unter 100 kW, die bereits in Betrieb sind, stark wachsen werden im ganzen Land.

Über den Bedarf an Energiespeichern in großem Maßstab liegen nur wenige Informationen vor, der Gesamtbedarf dürfte jedoch aufgrund der geringen Verbreitung erneuerbarer Energien im Elektrizitätssektor gering sein. Es liegt jedoch ein erheblicher Schwerpunkt auf energieeffizientem, unabhängigem und autarkem Wohnen.

Wie die Italiener sind auch die Niederländer sehr daran gewöhnt, Erdgas in ihren Häusern zu verwenden. Dies könnte zusammen mit dem Streben nach energieautarkem Wohnraum einen einzigartigen Markt für Strom-Gas-Systeme für Privathaushalte in den Niederlanden darstellen.

(Jon Martin, 2020, Foto: Fotolia)

Veröffentlicht am 30. Januar 202030. Januar 2020 von admin

Energiespeicherung in Dänemark

Dänemarks Stromportfolio

In unserem letzten Beitrag unserer Blogserie über Energiespeicher in Europa haben wir uns auf Italien konzentriert. Jetzt gehen wir zurück in den Norden Europas, nämlich nach Dänemark. Es überrascht nicht, daß Dänemark als Pionier der Windenergie bekannt ist. In den 1970er Jahren wurde fast ausschließlich Öl importiert, um den Energiebedarf zu decken. Die erneuerbaren Energien machen inzwischen mehr als die Hälfte des im Land erzeugten Stroms aus. Dänemark strebt bis 2035 100 Prozent erneuerbaren Strom und bis 2050 100% erneuerbaren Strom in allen Sektoren an.

Die Nähe zu Skandinavien und zum europäischen Festland macht den Export und Import von Strom für den dänischen Systembetreiber Energinet.dk ziemlich einfach. Dies gibt Dänemark die nötige Flexibilität, um eine signifikante Durchdringung von intermittierenden Energiequellen wie Wind zu erreichen und gleichzeitig die Netzstabilität zu gewährleisten.

Obwohl die bisherigen Ergebnisse vielversprechend sind, wird es immer noch eines erheblichen Sprunges bedürfen, um zu 100 Prozent erneuerbare Energie zu gewinnen, und die offiziellen Richtlinien, nach denen Dänemark diesen Übergang steuert, müssen erst noch umgesetzt werden. Es gab jedoch Hinweise darauf, wie die endgültigen Richtlinien aussehen könnten. In ihrem Bericht Energy Scenarios for 2020, 2035 and 2050 hat die dänische Energieagentur vier verschiedene Szenarien skizziert, um bis 2050 fossilfrei zu werden und gleichzeitig das 100%-ige Ziel für erneuerbaren Strom von 2035 zu erreichen oder Biomasse sind:

Windszenario − Wind als primäre Energiequelle, zusammen mit Solar-PV und Kraft-Wärme-Kopplung. Massive Elektrifizierung des Wärme- und Verkehrssektors.
Biomasse-Szenario − weniger Windeinsatz als im Wind-Szenario, wobei Kraft-Wärme-Kopplung Strom und Fernwärme liefert. Transport mit Biokraftstoffen.
Bio+ Szenario − Bestehende Kohle- und Gaserzeugung durch Bioenergie ersetzt, 50% des Stroms aus Wind. Wärme aus Biomasse und Strom (Wärmepumpen).
Wasserstoffszenario – Strom aus Wind, der zur Erzeugung von Wasserstoff durch Elektrolyse verwendet wird. Wasserstoff als Speichermedium für erneuerbare Energien sowie als Transportkraftstoff. Das Wasserstoffszenario würde eine massive Elektrifizierung des Wärme- und Transportsektors erfordern, während der Wind schneller eingesetzt werden müsste als das Windszenario.

Agora Energiewende und DTU Management Engineering haben postuliert, dass dieser Szenariobericht tatsächlich zeigt, dass die Umstellung des dänischen Energiesektors auf 100 Prozent erneuerbare Energien bis 2050 auf mehreren Wegen technisch machbar ist. Die dänischen Entscheidungsträger müssen jedoch vor 2020 entscheiden, ob sich das Energiesystem in ein auf Brennstoff basierendes Biomassesystem oder ein auf Strom basierendes Windenergiesystem umwandeln soll (sie müssen entscheiden, welches der vier Szenarien verfolgt werden soll).

Energiespeicher in Dänemark

Unabhängig davon, für welches energiepolitische Szenario Dänemark sich entscheidet, wird die Speicherung von Energie ein zentraler Aspekt einer erfolgreichen Energiewende sein. Derzeit sind in Dänemark drei EES-Anlagen in Betrieb, die alle elektrochemisch (Batterien) sind. Eine vierte EES-Anlage – das HyBalance-Projekt – befindet sich derzeit im Bau und wird den von Windkraftanlagen erzeugten Strom durch PEM-Elektrolyse (Protonenaustauschmembran) in Wasserstoff umwandeln.

Projektname	Technologie		Kapazität (kW)	Entladedauer (h)	Status	Nutzung
RISO Syslab Redox Flußbatterie	Elektrochemisch	Flußbatterie	15	8	In betrieb	Stabilisierung erneuerbarer Energien
Vestas Lem Kær ESS Demo 1.2 MW	Elektrochemisch	Lithiumionakku	1.200	0.25	In betrieb	Frequenzregulierung
Vestas Lem Kær ESS Demo 400 kW	Elektrochemisch	Lithiumionakku	400	0.25	In betrieb	Frequenzregulierung
HyBalance	Wasserstoffspeicher	Wasserstoff Power-to-Gas	1.250	−	In betrieb	Integration enerneuerbarer Energie
BioCat Power-to-Gas	Methanspeicher	Methan Power-to-Gas	1.000	−	Stillgelegt	Netzeinspritzung & Frequenzregulierung

Das HyBalance-Projekt ist das Pilotprojekt von Power2Hydrogen, einer Arbeitsgruppe, die sich aus wichtigen Akteuren der Industrie und akademischen Forschungseinrichtungen zusammensetzt, um das große Potenzial für Wasserstoff aus Windenergie zu demonstrieren. Die Anlage wird bis zu 500 kg Wasserstoff pro Tag produzieren, der für den Transport und den Netzausgleich verwendet wird.

Bemerkenswert ist das stillgelegte BioCat Power-to-Gas-Projekt, ein Pilotprojekt, das von 2014 bis 2016 in Hvidovre, Dänemark, betrieben wurde. Das Projekt, eine gemeinsame Zusammenarbeit von Electrochaea und mehreren Industriepartnern (finanziert von Energienet.dk), war eine 1 MWe Power-to-Gas-Anlage (Methan), die gebaut wurde, um die kommerziellen Möglichkeiten von Methan Power-to-Gas zu demonstrieren. Das BioCat-Projekt war Teil des Ziels von Electrochaea, die Kommerzialisierung Ende 2016 zu erreichen. Bis Anfang 2017 wurden jedoch keine weiteren Aktualisierungen vorgenommen.

Marktausblick für Energiespeicher – Dänemark

Der Energiespeichermarkt in Dänemark wird am stärksten auf Wachstum ausgerichtet sein, wenn die Politik dem Wasserstoffszenario folgt, in dem in allen Sektoren massive Mengen Wasserstoff erzeugt werden müssen, um den Einsatz fossiler Brennstoffe zu verhindern.

Durch erneuerbare Energien erzeugte Gase (Wasserstoff, Methan) haben das Potenzial, das Stromnetz auf zwei Arten auszugleichen: Ausgleich von Angebot und Nachfrage („intelligentes Netz“) und Ausgleich durch physische Speicherung. Das Smart Grid, ein intelligentes Stromnetz, in dem Produktion und Verbrauch zentral verwaltet werden, bietet Elektrolyse-Technologien eine bedeutende Chance als kurzfristiger „Pufferspeicher“ (Sekunden bis Minuten). Die Massenspeicherung von durch erneuerbare Energien erzeugten Gasen kann als langfristige Speicherlösung (Stunden, Tage, Wochen, Monate) dienen, um die Flexibilität in einem fossilfreien Energienetz aufrechtzuerhalten (Dänische Partnerschaft für Wasserstoff- und Brennstoffzellen).

Ohne das Wasserstoffszenario wird das Potenzial für wasserstoffbasierte Energiespeicher in Dänemark begrenzt sein. In ihrem Bericht „Potenzial von Wasserstoff in Energiesystemen“ aus dem Jahr 2016 kam die Power2Hydrogen-Arbeitsgruppe zu dem Schluß, daß:

Wasserstoffelektrolyseure würden keine wesentliche Verbesserung der Flexibilität für die Integration erneuerbarer Energien gegenüber dem heutigen ausreichend flexiblen System bewirken.
Bis zum Jahr 2035 wurde mit der Zunahme der Windproduktion der Schluss gezogen, dass Wasserstoffelektrolyseure tatsächlich die Systemflexibilität verbessern und eine noch umfassendere Penetration der Windenergie in das System ermöglichen würden.

Das Potenzial für durch erneuerbare Energien erzeugte Gase in Demark ist extrem hoch. Es ist sehr wahrscheinlich, dass Power-to-Gas-Systeme der Dreh- und Angelpunkt der Energiewende in Dänemark sein werden. Kurzfristig scheint es wenig Möglichkeiten zu geben, mittel- bis langfristig wird es jedoch umfangreiche Möglichkeiten geben, wenn sich die offizielle Energiewende auf das Wasserstoffszenario oder eine ähnliche Politik auf der Basis erneuerbarer Gase konzentriert.

(Jon Martin, 2019)

Veröffentlicht am 30. Dezember 201926. Januar 2020 von admin

Schnelles Aufladen von Lithiumakkus bei hoher Temperatur

Eine der größten Hürden bei der Elektrifizierung der Straßenverkehrs ist die lange Aufladezeit der Lithiumakkus in elektrischen Fahrzeugen. In einem aktuellen Forschungsbericht im Fachmagazin Joule wurde jetzt gezeigt, daß man die Ladezeit auf 10 Minuten verkürzen kann, während man den Akku erwärmt.

Ein Lithiumakku kann nach nur 10 Minuten Ladezeit eine 320 Kilometer lange Fahrt mit Strom versorgen − vorausgesetzt, ihre Temperatur wird beim Aufladen auf mehr als 60 °C erhöht.

Lithiumbatterien, bei denen Lithiumionen zur Stromerzeugung verwendet werden, werden bei Raumtemperatur langsam aufgeladen. Das Aufladen dauertof mehr als drei Stunden, im Gegensatz zu drei Minuten beim Volltanken.

Eine kritische Barriere für die Schnellaufladung ist die Lithiumbeschichtung, die normalerweise bei hohen Laderaten auftritt und die Lebensdauer und Sicherheit der Batterien drastisch beeinträchtigt. Die Forscher der Pennsylvania State University in University Park stellen wir eine asymmetrische Temperaturmodulationsmethode vor, die einen Lithiumakku bei einer erhöhten Temperatur von 60 °C auflädt.

Durch das Hochgeschwindigkeitsladen wird Lithium normalerweise dazu angeregt, eine der Elektroden der Batterie zu beschichten (Lithiumplattierung). Dadurch wird der Energiefluß blockiert und der Akku wird schließlich unbrauchbar. Um eine Ablagerung von Lithium auf der Anodenzu vermeiden, haben die Forscher die Expositionszeit bei 60 °C auf nur ~10 Minuten pro Zyklus begrenzt.

Dabei griffen die Forscher auf industriell verfügbare Materialien zurück und minimierten den Kapazitätsverlust bei 500 Zyklen auf 20%. Eine bei Raumtemperatur geladene Batterie konnte nur 60 Zyklen lang schnell geladen werden, bevor ihre Elektrode plattiert wurde.

Die asymmetrische Temperatur zwischen Laden und Entladen eröffnet einen neuen Weg, um den Ionentransport während des Ladens zu verbessern und gleichzeitig eine lange Lebensdauer zu erreichen.

Über viele Jahrzehnte wurde allgemein angenommen, daß Lithumakkus wegen des beschleunigten Materialabbau nicht bei hohen Temperaturen betrieben werden sollten. Im Gegensatz zu dieser herkömmlichen Weisheit stellten die Forscher nun ein Schnelladeverfahren vor, das eine Zelle bei 60 °C lädt und die Zelle bei einer kühlen Temperatur entlädt. Zudem wird durch Laden bei 60 °C der Batteriekühlungsbedarf um mehr als das 12-fache verringert.

Bei Batterieanwendungen hängen die Entladungsprofile vom Endverbraucher ab, während das Ladeprotokoll vom Hersteller festgelegt wird und daher speziell ausgelegt und gesteuert werden kann. Das hier vorgestellte Schnelladeverfahren eröffnet einen neuen Weg für den Entwurf elektrochemischer Energiesysteme, die gleichzeitig eine hohe Leistung und eine lange Lebensdauer erzielen können.

Bei Frontis Energy denken wir ebenfalls, daß es sich bei dem neuen einfachen Ladeverfahren um eine vielversprechende Methode handelt. Wir sind gespannt auf die Markteinführung dieser neuen Schnellademethode.

(Foto: iStock)

Veröffentlicht am 30. Juni 201928. Juli 2019 von admin

Möglichkeiten zur Energiespeicherung im EU-Markt

Elektrische Energiespeicher (EES) sind nicht nur wesentlicher Bestandteil für den zuverlässigen Betrieb moderner Stromnetze, sondern auch ein Schwerpunkt der globalen Energiewende. Energiespeicher sind die krtitische technologische Hürde bei der Einführung erneuerbarer Energie als alleinige Quelle der Stromversorgung. Hier werden ausgewählte Energiespeichermärkte in der EU bewertet. In den folgenden Blogbeiträgen werden diese detailliert beschrieben.

Deutschland ist mit über 80 MW installierter Wind- und Solarkapazität das absolut führende EU-Land in der Energiewende. Experten haben jedoch argumentiert, daß es unwahrscheinlich ist, den Gesamtbedarf Deutschlands an großtechnischen Energiespeichern in den nächsten 20 Jahren in nennenswerter Menge auszubauen. Dies ist auf eine Reihe von Faktoren zurückzuführen. Die geografische Lage Deutschlands und die zahlreichen Anschlüsse an benachbarte Stromnetze erleichtern den Export von Überschußstrom. Wenn Deutschland außerdem seine 2020-Ziele für Wind- und Solarkapazität (46 GW bzw. 52 GW) erreicht, würde das Angebot in der Regel 55 GW nicht überschreiten. Fast alles würde im Inland verbraucht und der Speicherbedarf wäre gering.

Bei der Bewertung der Energiespeicherung in Großbritannien stellt sich anders dar. Da es sich um einen isoliertes Inselstaat handelt, liegt der Schwerpunkt wesentlich stärker auf der Unabhängigkeit im Energiebereich. Dieses Bestreben ist nach Energieunabhängigkeit ist stärker, als das Ziel, einen kohlenstoffarmen Energiesektor aufzubauen. Die bestehende Gesetzgebung ist jedoch umständlich und birgt Hindernisse, die den Übergang zu einem kohlenstoffarmen Energiesektor − einschließlich Energiespeicherung − erheblich behindern. Die britische Regierung hat die Existenz gesetzgeberischer Hindernisse anerkannt und sich dazu verpflichtet, diese zu beseitigen. Im Rahmen dieser Bemühungen wird bereits eine Umstrukturierung ihres Strommarktes zu einem kapazitätsbasierten Markt durchgeführt. Die Aussichten für Energiespeicherung in Großbritannien sind vielversprechend, da nicht nur die Industrie, sondern auch die Öffentlichkeit und die Regierung erheblichen Druck ausüben, solche Anlagen in industriellem Maßstab weiterzuentwickeln. Der bevorstehende Brexit trübt diese Aussicht jedoch in merhfacher Hinsicht.

Italien, das einst stark von Wasserkraft abhängig war, bezieht derzeit 50% seines Stroms aus Erdgas, Kohle und Öl (34% Erdgas). Die Einführung einer Solar-FIT im Jahr 2005 führte zu einem deutlichen Wachstum in der Solarindustrie bevor das Programm im Juli 2014 endete. Italien belegt jetzt weltweit den 2. Platz bei der Pro-Kopf-Solarkapazität . In den letzten Jahren war ein deutlicher Anstieg der elektrochemischen Energiespeicherkapazität zu verzeichnen (>90 MW verfügbar). Dieser Anstieg wurde hauptsächlich von einzelnen TERNA Großprojekten angetrieben, TERNA ist Italiens Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB). Diese Kapazität hat Italien zum führenden Anbieter von Energiespeicherkapazitäten in der EU gemacht. Der Markt wird jedoch bislang von den großen ÜNB dominiert. Die Kombination aus Abhängigkeit von importiertem Erdgas und mehr als 500.000 Photovoltaikanlagen, die keine FIT-Prämien mehr erheben, sowie die Erhöhung der Stromtarife, machen Italien zu einem erfolgversprehcenden Markt für Power-to-Gas für Privathaushalte.

Dänemark verfolgt aggressiv ein zu 100% erneuerbares Energieziel für alle Sektoren bis zum Jahr 2050. Zwar gibt es noch keine offizielle Gesetzgebung. Die Richtung wurde jedoch im Wesentlichen auf eines von zwei Szenarien eingegrenzt: ein auf Biomasse basierendes Szenario oder ein Wind + Wasserstoff-basiertes Szenario. Unter dem wasserstoffbasierten Szenario wären weitreichende Investitionen in die Erweiterung der Windkapazität und in die Kopplung dieser Kapazität mit Wasserstoff-Power-to-Gas-Systemen zur Speicherung überschüssiger Energie erforderlich. Angesichts des dänischen Fachwissens und der damit verbundenen Investitionen in die Windenergie ist zu erwarten, daß das künftige dänische Energiesystem auf dieser Stärke aufbaut und daher erhebliche Power-to-Gas-Investitionen erfordert.

In Spanien stagnierte der Ausbau erneuerbarer Energien aufgrund rückwirkender Richtlinienänderungen und Steuern auf den Verbrauch von solarbetriebenem Strom, die 2015 eingeführt wurden. Die Umsetzung des Königlichen Dekrets 900/2015 über den Eigenverbrauch machte Photovoltaikanlagen unrentabel und führte zu zusätzlichen Gebühren und Steuern für die Nutzung von Energiespeichergeräten. Wir haben keinen Hinweis darauf gefunden, daß in naher Zukunft ein Markt für Energiespeicher in Spanien entstehen wird.

Das letzte untersuchte Land waren die Niederlande, die von der EU wegen mangelnder Fortschritte bei den Zielen für erneuerbare Energien kritisiert wurden. Da nur 10% des niederländischen Stroms aus erneuerbaren Quellen stammt, besteht derzeit nur eine geringe Nachfrage nach großtechnischen Energiespeichern. Während die Niederlande möglicherweise hinter den Zielen für erneuerbaren Strom zurückbleiben, waren sie führend bei der Einführung von Elektrofahrzeugen. Ein Trend, der sich bis 2025 fortsetzen wird. Es wird geschätzt, daß eine Million Elektrofahrzeuge auf niederländischen Straßen fahren werden. Parallel zum Anstieg der Elektrofahrzeuge gab es einen starken Anstieg von Li-Ionen-Anlagen mit einer Leistung von weniger als 100 kW zur Speicherung von Energie an Ladestationen für Elektrofahrzeuge. Es wird erwartet, daß diese Anwendungen weiterhin im Fokus der Energiespeicherung in den Niederlanden stehen werden.

Ähnlich wie in Italien sind die Niederländer in ihren Häusern in hohem Maße auf Erdgas angewiesen. Diese Tatsache, gepaart mit einem immer stärkeren Bedarf an energieunabhängigen und -effizienten Häusern, könnte die Niederlande zu einem Hauptmarkt für Power-to-Gas-Technologien für Privathaushalte machen.

Mehr zu dem Thema EES können Sie hier lesen.

Jon Martin, 2019

(Foto: NASA)

Veröffentlicht am 10. Juni 201928. Juli 2019 von admin

Intelligente Batterien durch künstliches Lernen

Erneuerbare Energie, z.B. Wind- und Solarenergie stehen nur intermediär zur Verfügung. Um das Ungleichgewicht zwischen Angebot und Nachfrage auszugleichen, können unter anderem Batterien von Elektrofahrzeugen aufgeladen werden und so als Energiepuffer für das Stromnetz fungieren. Autos verbringen den größten Teil ihrer Zeit im Stand und könnten ihren Strom in das Stromnetz zurückspeisen. Dies ist zwar zur Zeit noch Zukunftsmusik aber Vermarktung von Elektro- und Hybridfahrzeugen verursacht in jedem Fall eine wachsende Nachfrage nach langlebigen Batterien, sowohl für das Fahren als auch als Netzpufferung. Methoden zur Bewertung des Batteriezustands werden dadurch zunehmend an Bedeutung an Bedeutung gewinnen.

Die lange Testdauer des Akkzustands ist ein Problem, das die rasche Entwicklung neuer Akkus behindert. Bessere Methoden zur Vorhersage der Akkulebensdauer werden daher dringend benötigt, sind jedoch äußerst schwierig zu entwickeln. Jetzt berichten Severson und ihre Kollegen im Fachjournal Nature Energy, daß künstliches Lernen bei der Erstellung von Computermodellen zur Vorhersage der Akkulebensdauer helfen kann. Dabei werden Daten aus Lade- und Entladezyklen frühen Stadien verwendet.

Normalerweise beschreibt eine Gütezahl den Gesundheitszustand eines Akkus. Diese Gütezahl quantifiziert die Fähigkeit des Akkus, Energie im Verhältnis zu seinem ursprünglichen Zustand zu speichern. Der Gesundheitszustand ist 100%, wenn der Akku neu ist und nimmt mit der Zeit ab. Das aehnelt dem Ladezustand eines Akkus. Das Abschätzen des Ladezustands einer Batterie ist wiederum wichtig, um eine sichere und korrekte Verwendung zu gewährleisten. In der Industrie oder unter Wissenschaftlern besteht jedoch kein Konsens darüber, was genau Gesundheitszustand ist oder wie es bestimmt werden sollte.

Der Gesundheitszustand eines Akkus spiegelt zwei Alterserscheinungen wider: fortschreitender Kapazitätsabfall sowie fortschreitende Impedanzerhöhung (ein anderes Maß für den elektrischen Widerstand). Schätzungen des Ladezustands eines Akkus müssen daher sowohl den Kapazitätsabfall als auch den Impedanzanstieg berücksichtigen.

Lithiumionenbatterien sind jedoch komplexe Systeme in denen sowohl Kapazitätsschwund als auch Impedanzanstieg durch mehrere wechselwirkende Prozesse hervorgerufen werden. Die meisten dieser Prozesse können nicht unabhängig voneinander untersucht werden, da sie oft parallel stattfinden. Der Gesundheitszustand kann daher nicht aus einer einzigen direkten Messung bestimmt werden. Herkömmliche Methoden zur Abschätzung des Gesundheitszustands umfassen die Untersuchung der Wechselwirkungen zwischen den Elektroden einer Batterie. Da solche Methoden oft in das System “Batterie” direkt eingreifen, machen sie den Akku unbrauchbar, was wohl selten gewünscht ist.

Der Gesundheitszustand kann aber auch auf weniger invasive Weise mithilfe adaptive Modelle und experimentelle Techniken bestimmt. Adaptive Modelle lernen aus aufgezeichneten Akkuleistungsdaten und passen sich dabei selbst an. Sie sind nützlich, wenn keine systemspezifischen Informationen zum Akku verfügbar sind. Solche Modell eignen sich zur Diagnose der Alterungsprozessen. Das Hauptproblem besteht jedoch darin, daß sie mit experimentellen Daten trainiert werden müssen, bevor sie zur Bestimmung der aktuellen Kapazität einer Batterie verwendet werden können.

Experimentelle Techniken werden verwendet, um bestimmte physikalische Prozesse und Ausfallmechanismen zu bewerten. Dadurch kann die Geschwindigkeit des zukünftigen Kapazitätsverlusts abgeschätzt werden. Diese Methoden können jedoch keine zeitweilig auftretenden Fehler erkennen. Alternative Techniken nutzen die Geschwindigkeit der Spannungs- oder Kapazitätsänderung (anstelle von Rohspannungs- und Stromdaten). Um die Entwicklung der Akkutechnologie zu beschleunigen, müssen noch weitere Methoden gefunden werden, mit denen die Lebensdauer der Batterien genau vorhergesagt werden kann.

Severson und ihre Kollegen haben einen umfassenden Datensatz erstellt, der die Leistung von 124 handelsüblichen Lithiumionenbatterien während ihrer Lade- und Entladezyklen umfaßt. Die Autoren verwendeten eine Vielzahl von Schnelladebedingungen mit identische Entladungen, um die Lebensdauer der Batterien zu ändern. In den Daten wurde eine breite Palette von 150 bis 2.300 Zyklen erfaßt.

Anschließend analysierten die Forscher die Daten mithilfe von künstliches Lernalgorithmen und erstellten dabei Modelle, mit denen sich die Lebensdauer der Akkus zuverlässig vorhersagen lässt. Bereits nach den ersten 100 Zyklen jedes experimentell charakterisierten Akkus zeigten diese deutliche Anzeichen eines Kapazitätsschwunds. Das beste Modell konnte die Lebensdauer von etwa 91% der in der Studie untersuchten vorhersagen. Mithilfe der ersten fünf Zyklen konnten Akkus in Kategorien mit kurzer (<550 Zyklen) oder langer Lebensdauer eingeordnet werden.

Die Arbeit der Forscher zeigt, daß datengetriebene Modellierung durch künstliches Lernen ein zur Vorhersage des Gesundheitszustands von Lithiumionenbatterien ist. Die Modelle können Alterungsprozesse identifizierten, die sich in frühen Zyklen nicht in Kapazitätsdaten manifestieren. Dementsprechend ergänzt der neue Ansatz die bisheringen Vorhersagemodelle. Bei Frontis Energy sehen wir aber auch die Möglichkeit, gezielt generierte Daten mit Modellen zu kombinieren, die das Verhalten anderer komplexer dynamischer Systeme vorherzusagen.

(Foto: Wikipedia)