Vanadium-Redox-Akkumulator

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Prinzipaufbau einer Vanadium-Redox-Flussbatterie. Die beiden dazugehörigen Vorratstanks sind im Bild außen gezeichnet. In der Mitte die eigentliche galvanische Zelle, darüber zusätzliche Wechselrichter zur Erzeugung von Wechselspannung.
Vorgänge beim Entladen
Vorgänge beim Laden

Der Vanadium-Redox-Akkumulator (Vanadium-Redox-Flussbatterie, VRFB) gehört – wie alle Akkumulatoren – zu den wiederaufladbaren Energiespeichern. Er ist ein Typ eines Flussakkumulators, der in beiden Elektrolyten Vanadiumverbindungen in wässrigen Lösungen nutzt. Dadurch wird das Problem einer gegenseitigen Verunreinigung infolge von der Diffusion von Ionen durch die Membran verhindert.

Historisches[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Die Idee, Vanadiumverbindungen in einer Batterie zur Energiespeicherung zu nutzen, stammt von 1933.[1] 1976 patentierte ein NASA-Mitarbeiter erstmals die Verwendung eines Vanadiumsalzes in Redoxflusszellen, wobei er damals Vanadiumchlorid vorschlug.[2] Die Paarung Vanadium-Vanadium wurde 1978 als Patent angemeldet.[3][4] Eine erfolgreiche Demonstration und kommerzielle Entwicklung fand erst in den 1980er Jahren an der University of New South Wales durch Maria Skyllas-Kazacos und ihre Mitarbeiter statt.[5][6] 1998 verkaufte die Universität die Patente an eine australische Firma (Pinnacle VRB). Nach einigen Umstrukturierungen und Übernahmen wurden die Patente schließlich von Prudent Energy übernommen.

Allgemeines[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Der Vanadium-Redox-Akkumulator in seiner gegenwärtigen Form mit Schwefelsäure-Elektrolyten wurde 1986 von der University of New South Wales in Australien patentiert[7]. Die ursprünglichen Patente liefen 2006 aus, was einen freien Markt ermöglichte und zu kommerziellen Entwicklungen führte.[8]

Der Vanadium-Redox-Akkumulator nutzt die Fähigkeit von Vanadium aus, in Lösung vier verschiedene Oxidationsstufen annehmen zu können, so dass statt zweien nur ein elektroaktives Element für den Akkumulator benötigt wird. Die Nennspannung pro Zelle liegt ohne Belastung im Bereich von 1,15 V bis 1,55 V. Bei 25 °C beträgt sie 1,41 V.

Wie bei allen Flussbatterien ist ein Hauptvorteil des Vanadium-Redox-Akkumulators (VRFB), dass Leistung und Energie im Gegensatz zu gewöhnlichen Sekundärzellen voneinander unabhängig sind. Durch modularen Aufbau ermöglicht dies die Konstruktion einer Batterie beliebig hoher Leistung und Kapazität. Die Leistung ist v.a. durch die Elektrodenfläche, die Speicherkapazität durch die Elektrolytmenge regulierbar. Auch ist eine Tiefentladung problemlos. So kann der VRFB-Akkumulator lange Zeit komplett entladen sein, ohne dass es dabei zu nennenswerten Alterungseffekten kommt. Jedoch besitzt er eine vergleichsweise geringe Energiedichte von ca. 15 Wh/l bis 25 Wh/l Elektrolytflüssigkeit.[9] Zum Vergleich: Herkömmlicher Dieselkraftstoff weist mit ca. 10 kWh/l eine ca. 400-fache Energiedichte auf. Der Hauptnachteil der Vanadium-Redox-Akkumulator-Technologie sind neben dem schlechten Volumen-Energie-Speicherverhältnis das im Vergleich zu herkömmlichen Akkumulatoren komplexe Gesamtsystem, bestehend aus Pumpen und Vorratstanks. Zu den wichtigsten Vorteilen zählt die ausgezeichnete Stabilität über viele Lade-Entlade-Zyklen: Eine VRB-Batterie in Japan hat innerhalb einer dreijährigen Testphase über 200000 solcher Zyklen durchlaufen.[10]

Reaktionsgleichungen[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Wässrige Lösungen von Vanadiumsalzen in verschiedenen Oxidationsstufen: [V(H2O)6]2+ (violett), [V(H2O)6]3+ (grün), [VO(H2O)5]2+ (blau) and [VO(H2O)5]3+ (gelb)

Der Vanadium-Redox-Akkumulator nutzt in beiden Halbzellen Redoxpaare des Vanadiums. Die Lösung auf der Pluspolseite enthält Vanadylsulfat (Vanadin(IV)-oxidsulfat, VOSO4, blau), das zum gelben fünfwertigen Ion oxidiert werden kann: [11]

Positive Elektrode, Pluspol, V(4+) und V(5+): VO2+ + H2O ⇌ VO2+ + 2 H+ + e (E0 = 0.995 V vs. SHE)

Die Lösung der Minuspolseite enthält Vanadium(III)-sulfat (grün), das zum zweiwertigen, violetten Vanadiumsalz reduziert werden kann:

Negative Elektrode, Minuspol: V3+ + e ⇌ V2+(E0 = −0.255 V vs. SHE).

Nebenreaktionen[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Während des Ladens können – vor allem bei großen Stromdichten – an den Elektroden unerwünschte Nebenprodukte entstehen: Auf der Pluspolseite (Anode) Sauerstoffgas (O2) oder durch Reaktion mit dem Kohlenstoff der Stromzuführung Kohlenstoffdioxid. An der Minuspolseite (Laden: Kathode) Wasserstoffgas (H2):

Positive Elektrode, Pluspol: 6 H2O ⇌ O2 + 4 H3O+ + 4 e

Positive Elektrode, Pluspol: 6 H2O + C ⇌ CO2 + 4 H3O+ + 4 e

Negative Elektrode, Minuspol: 2 H3O+ + 2 e ⇌ H2 + H2O

Diese Reaktionen erniedrigen die Effizienz der Energiespeicherung. Die Nebenreaktion am Minuspol muss auch vermieden werden, um eine Ansammlung des brennbaren Wasserstoffgases zu verhindern.

Betriebssicherheit[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Vanadium-Redoxflusszellen bieten gegenüber anderen Speichersystemen (insbesondere den Lithium-Ionen-Akkumulatoren) eine sehr hohe Betriebssicherheit, da der Elektrolyt aufgrund seines hohen Wasseranteils weder brennbar noch explosiv ist. In einem Test überstand eine VRFB einen absichtlich herbeigeführten Kurzschluss unbeschadet.[12] Aufgrund der Trennung zwischen den leistungsbestimmenden elektrochemischen Zellen und dem Vorratstanks, die die Kapazität bestimmen, ist immer nur ein geringer (Prozent)Teil des Elektrolyten in der Wandlereinheit (Stack). Ebenso sind auch andere für Lithium-Ionen-Zellen typische Alterungs- und Versagensmechanismen wie die dort mögliche Bildung von Dendriten und Elektrolytmangel und thermisches Durchgehen für wässrige Redoxflusszellen nicht relevant. Zur Erhöhung der Sicherheit im Hinblick auf eventuelle Risiken durch auslaufenden Elektrolyten gibt es z.B. Systeme mit doppelwandigem Tank.[13] Standard sind außerdem eine ständige Überwachung der Zellspannung und Sensorik zur Überwachung des Elektrolyten. Beim Laden mit großen Stromdichten kann durch Wasserelektrolyse etwas Wasserstoffgas als Nebenprodukt entstehen, so dass entsprechende Sicherungsmaßnahmen zur Strombegrenzung und zur Ablüftung getroffen werden.

Anwendungen von Vanadium-Redox-Flow-Akkumulatoren[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Beispiel zweier Vanadium-Redox-Flow-Batterien in Pullman (Washington) mit einer Speicherkapazität von je 1,6 MWh

Die momentan erhältlichen kommerziellen Batterien werden ausschließlich stationär verwendet, z.B. in den Bereichen der regenerativen Energiequellen für die Abdeckung von Spitzenlast und als Lastausgleich, außerdem im Bereich unterbrechungsfreie Stromversorgungen.[14] Mit Stand Mai 2017 sind weltweit über 40 große Vanadium-Redox-Flow-Akkumulatoren im Betrieb.[15] Davon haben 10 eine Leistung von 1 MW und mehr; 10 befinden sich in China, 5 in den USA und 5 in Japan.[15] Die meisten großen Vanadiumakkus wurden in der Nähe von Windparks oder großen Photovoltaikfeldern errichtet. Die größte derartige Batterie steht in Japan und leistet bis zu 15 MW. Auch in Deutschland sind einige Vanadium-Redox-Flow-Systeme im Einsatz, darunter drei mit Leistungen von 200 kW bis 325 kW, sowie mehrere Systeme von 10 kW (z.B. im Alten Land) oder 20 kW (z.B. in Freiberg am Neckar).[15] Weltweit werden viele solcher kleineren Systeme betrieben, allein über 100 davon stammen von Gildemeister (Stand Januar 2016[16], Oktober 2015: 89[17], August 2014: 65[18]).

Die größten VRFB-Anlagen[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Die größte Vanadiumflussbatterie Deutschlands, eine Flusszellensystem mit 660 m3 Tankinhalt und zunächst 1 MW Leistung und 10 MWh Energiespeicherkapazität, steht kurz vor der Inbetriebnahme.[19][20] Die größte Batterie der Welt soll ebenfalls eine Vanadium-Redoxflusszellenbatterie werden. Sie soll 200 MW leisten können und 800 MWh Energie speichern können. Sie wird im Nordosten Chinas auf der Halbinsel bei Dalian installiert werden und soll aus zehn Einheiten mit je 20 MW und 80 MWh bestehen. Geliefert wird sie von den Industriepartnern Rongke Power und UniEnergy Technologies (UET); die Kosten liegen bei 500 Millionen Dollar.[21]

Die leistungsstärksten Vanadium-Redoxflussbatterien in Deutschland (ab 0,2 MW) und weltweit (ab 1 MW)
Batteriespeicherwerk Standort Leistung

MW

Energie

MWh

Zeit

h

Inbetriebnahme

Datum

Betreiber Hersteller Primärenergie Belege
Minami Hayakita JapanJapan Japan, Hokkaidō, Abira 15 60 4 06.01.2016 Hokkaido Electric Power (HEPCO) Sumitomo Electric Industries Solar (111 MW[22]) [23][24]
GuoDian LongYuan China VolksrepublikVolksrepublik China Volksrepublik China, Liaoning 5 10 2 15.03.2013 Longyuan Power Rongke Power Wind (Windpark Woniushi) [25][26][27]
Tomamae JapanJapan Japan, Hokkaido, Tomamae 4 6 1,5 01.01.2005 Hokkaido Electric Power (HEPCO) Sumitomo Electric Industries Wind 30,6 MW [28]
Sumitomo Densetsu JapanJapan Japan, Kinki, Osaka 3 0,8 0,27 01.02.2000 Sumitomo Electric Industries [29]
Zhangbei National V China VolksrepublikVolksrepublik China Volksrepublik China, Hebei, Zhangbei 2 8 4 01.12.2011 State Grid Corporation of China (SGCC) Prudent Energy Wind (100 MW) und Solar (40 MW)[30] [31][32]
Everett Vereinigte StaatenVereinigte Staaten Vereinigte Staaten, Washington, Everett 2 8 4 28.03.2017 Snohomish County PUD UniEnergy Technologies [33]
San Diego Vereinigte StaatenVereinigte Staaten Vereinigte Staaten, Kalifornien, San Diego 2 8 4 16.03.2017 San Diego Gas and Electric (SDG&E) Sumitomo Electric (SEI) [34][35]
Tottori Sanyo Electric JapanJapan Japan, Präfektur Tottori, Tottori 1,5 1,5 1 01.04.2001 Sumitomo Electric Industries [36][37][38]
Yokohama JapanJapan Japan, Kanagawa, Yokohama 1 5 5 24.07.2012 Sumitomo Electric Industries Solar 0,2 MW [39]
Avista Pullman Vereinigte StaatenVereinigte Staaten Vereinigte Staaten, Washington, Pullman 1 3,2 3,2 17.06.2015 Avista UniEnergy Technologies [40]
Braderup DeutschlandDeutschland Deutschland, Schleswig-Holstein, Braderup 0,325 1 3 15.09.2014 Energiespeicher Nord Vanadis Power (Rongke Power) Wind (19,8 MW, Bürgerwindpark) [41][42]
Bielefeld DeutschlandDeutschland Deutschland, Nordrhein-Westfalen, Bielefeld 0,26 0,65 2,5 15.09.2011 Gildemeister Energy Solutions Wind (1 MW) [43]
Pellworm DeutschlandDeutschland Deutschland, Schleswig-Holstein, Pellworm 0,2 1,6 8 09.09.2013 Gildemeister Energy Solutions Wind 0,3 MW und Solar 0,77 MW (Hybridkraftwerk Pellworm) [44]
RedoxWind Pfinztal DeutschlandDeutschland Deutschland, Baden-Württemberg, Pfinztal 1 10 10 ??.??.2017 Fraunhofer-Institut für Chemische Technologie Wind (2 MW) [19][20]

Sehr begrenzte Eignung zum Einsatz in Fahrzeugen[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Die auf das Gewicht bezogene Energiedichte der Vanadium-Redox-Batterie VRFB ist für Batterien mit 90 kW und mehr höher als die einer Bleibatterie.[45] Außerdem könnte man sie theoretisch bei Bedarf durch Austausch der Elektrolyte schnell wieder aufladen, beispielsweise an speziellen Tankstellen.[45] Daher wurde die VRFB eine Zeit lang als Energiespeicher für Elektroautos diskutiert. 1994 wurde ein Golfplatzfahrzeug in Sydney mit einer VRFB ausgestattet.[46] Leichtelektromobile, die bisher mit Bleibatterien betrieben wurden, oder anspruchslose Elektrofahrzeuge können also mit einer VRFB ausgestattet werden. Für leistungsstarke Elektroautos ist die VRFB aber keine Option: Die volumetrische Energiedichte der VRFB ist viel zu klein, d.h. sie braucht zu viel Platz.[45] Außerdem wird die VRFB von heutigen Lithiumionenbatterien, die eine stürmische Entwicklung durchlaufen haben, in vielerlei Hinsicht übertroffen: Die Energiedichten der Lithiumionenbatterie sind sowohl volumenbezogen als auch gewichtsbezogen deutlich besser[45], ihre Energieeffizienz ist höher und sie sind wartungsfrei.

Forschung und Entwicklung[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Weiter erforscht werden momentan kostengünstige Membranen[47] als Alternative zu Nafion und hochkonzentrierte über weite Temperaturbereiche stabile Elektrolyte[48]. Auch werden Katalysatoren zur Erhöhung der Austauschstromdichte und damit zur Effizienzsteigerung entwickelt.

Weblinks[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Einzelnachweise[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

  1. P. A. Pissoort, im französischen Patent Nummer 754065 vom 30.10.1933
  2. Patent US3996064: Electrically rechargeable REDOX flow cell. Angemeldet am 22. August 1975, veröffentlicht am 7. Dezember 1976, Anmelder: National Aeronautics And Space Administration NASA, Erfinder: Lawrence H. Thaller.
  3. Patent GB2030349: Process and Accumulator, for Storing and Releasing Electrical Energy. Angemeldet am 10. Juli 1978, veröffentlicht am 2. April 1980, Anmelder: Oronzio de Nora Impianti Elettrochimici S.p.A., Erfinder: Alberto Pellegri, Placido M. Spaziante.
  4. Patent DE2927868: Verfahren zur Speicherung und Freisetzung von elektrischer Energie und dafür geeigneter Akkumulator. Veröffentlicht am 31. Januar 1980, Anmelder: Oronzio de Nora Impianti Elettrochimici S.p.A., Erfinder: Alberto Pellegri, Placido M. Spaziante.
  5. M. Rychcik, M. Skyllas-Kazacos: Evaluation of electrode materials for vanadium redox cell. In: Journal of Power Sources. Band 19, Nr. 1, Januar 1987, S. 45–54, doi:10.1016/0378-7753(87)80006-x (elsevier.com).
  6. M. Rychcik, M. Skyllas-Kazacos: Characteristics of a new all-vanadium redox flow battery. In: Journal of Power Sources. Band 22, Nr. 1, Januar 1988, S. 59–67, doi:10.1016/0378-7753(88)80005-3 (elsevier.com).
  7. M. Skyllas-Kazacos, M. Rychcik und R. Robins, im australischen Patent Nummer 575247 (1986), der Unisearch Ltd.
  8. Spelters, Oliver (2010): Betrachtung zur Dynamik von Redox-Flow-Zellen, München: Grin
  9. Redox-Flow-Batterien. Abgerufen am 27. Juli 2014.
  10. Yitao Yan, Yifeng Li, Maria Skyllas-Kazacos, Jie Bao: Modelling and simulation of thermal behaviour of vanadium redox flow battery. In: Journal of Power Sources. Band 322. Elsevier B.V., 1. August 2016, S. 116–128, doi:10.1016/j.jpowsour.2016.05.011 (sciencedirect.com).
  11. Jens Tübke, Peter Fischer, Jens Noack: Redox-Flow-Batterien als stationäre Energiespeicher – Stand und Perspektiven. Abgerufen am 26. Mai 2017.
  12. A. H. Whitehead, T. J. Rabbow, M. Trampert, P. Pokorny: Critical safety features of the vanadium redox flow battery. In: Journal of Power Sources. Band 351. Elsevier B.V., 31. Mai 2017, S. 1–7, doi:10.1016/j.jpowsour.2017.03.075 (sciencedirect.com).
  13. Beispiel für ein containerbasiertes System mit doppelwandigem Tank.
  14. M. Skyllas-Kazacos, M. H. Chakrabarti, S. A. Hajimolana, F. S. Mjalli, M. Saleem: Progress in Flow Battery Research and Development. In: Journal of The Electrochemical Society. Band 158, Nr. 8, 1. August 2011, ISSN 0013-4651, S. R55–R79, doi:10.1149/1.3599565 (ecsdl.org [abgerufen am 28. Mai 2017]).
  15. a b c DOE Global Energy Storage Database. In: DOE Global Energy Storage Database. Sandia Corporation, U.S. Department of Energy, Strategen Consulting LLC, 26. Mai 2016; abgerufen am 26. Mai 2017 (englisch, Diese Datenbank des DOE erfasst die meisten größeren Energiespeicher.).
  16. Pressemeldung vom 11. Januar 2016
  17. Pressemeldung vom 20. Oktober 2015
  18. Pressemeldung vom 14. August 2014
  19. a b Der Rotor steht noch still. Abgerufen am 26. Mai 2017.
  20. a b Großprojekt »RedoxWind«. Fraunhofer-Institut für Chemische Technologie; abgerufen am 26. Mai 2017.
  21. Pressemitteilung zur geplanten größten Batterie der Welt
  22. Junko Movellan: Hokkaido Is the New Solar Capital of Japan. In: Featured News. RenewableEnergyWorld.com, 1. Mai 2014; abgerufen am 26. Mai 2017 (englisch).
  23. Minami Hayakita Substation Hokkaido Electric Power- Sumitomo. In: DOE Global Energy Storage Database. Sandia Corporation, U.S. Department of Energy, Strategen Consulting LLC, 20. September 2016; abgerufen am 26. Mai 2017 (englisch).
  24. Kenji Kaneko: 60MWh Redox Flow Battery Starts Operations to Deal With Renewable Energy - News - Solar Power Plant Business. In: Solar Power Plant Business, News. Nikkei Business Publications, 5. Januar 2016; abgerufen am 26. Mai 2017 (englisch).
  25. Projekt für Windpark-Energiespeicherung Guodian Longyuan Woniushi. In: Markt und Anwendung, Integration erneuerbarer Energie. Rongke Power; abgerufen am 26. Mai 2017.
  26. Zonghao Liu, Huamin Zhang, Sujun Gao, Xiangkun Ma, Yufeng Liu: The world's largest all-vanadium redox flow battery energy storage system for a wind farm. Energy Storage Science and Technology, 2014; abgerufen am 26. Mai 2017 (englisch).
  27. GuoDian LongYuan Wind Farm VFB. In: DOE Global Energy Storage Database. Sandia Corporation, U.S. Department of Energy, Strategen Consulting LLC, 26. Mai 2016; abgerufen am 26. Mai 2017 (englisch).
  28. Tomamae Wind Farm. In: DOE Global Energy Storage Database. Sandia Corporation, U.S. Department of Energy, Strategen Consulting LLC, 6. August 2014; abgerufen am 26. Mai 2017 (englisch).
  29. Sumitomo Densetsu Office. In: DOE Global Energy Storage Database. Sandia Corporation, U.S. Department of Energy, Strategen Consulting LLC, 23. Juni 2013; abgerufen am 26. Mai 2017 (englisch).
  30. http://www.cleanenergyministerial.org/Portals/2/pdfs/CEM5-RT-EnergyStorage-Pres.pdf
  31. Zhangbei National Wind and Solar Energy Storage and Transmission Demonstration Project (V). In: DOE Global Energy Storage Database. Sandia Corporation, U.S. Department of Energy, Strategen Consulting LLC, 26. Mai 2016; abgerufen am 26. Mai 2017 (englisch).
  32. A. Lee Barker: Sparton Resources Inc.: Special Shareholder Meeting Results November 3, 2016. In: News Room. Marketwired/Sparton Resources Inc., 7. November 2016; abgerufen am 26. Mai 2017 (englisch).
  33. Megan Geuss: Washington state’s new 8 megawatt-hour flow battery is the largest of its kind. In: Biz&IT. Ars Technica, WIRED Media Group, 6. April 2017; abgerufen am 26. Mai 2017 (englisch).
  34. Tom Kenning: SDG&E and Sumitomo unveil largest vanadium redox flow battery in the US. In: Energy Storage News. Solar Media Limited, 17. März 2017; abgerufen am 17. Juni 2017 (englisch).
  35. Sumitomo Electric Starts Demonstration of Storage Battery System for Power Grid in California. In: Company Information > Press Release. Sumitomo Electric Industries, Ltd., 17. März 2017; abgerufen am 17. Juni 2017 (englisch).
  36. History of Vanadium Redox Battery. In: Vanadium Redox Battery. University of New South Wales; abgerufen am 4. Juni 2017 (englisch).
  37. Vanadium Redox Flow Batteries. In: The Energy Blog. 21. Januar 2006; abgerufen am 4. Juni 2017 (englisch).
  38. 4.1 Vanadium Redox Battery, Sumitomo Electric Industries Ltd. In: Review of Electrical Energy Storage Technologies and Systems and of their Potential for the UK. DTI Technology Programme, Future Energy Solutions, EA Technolog, 21. Januar 2006; abgerufen am 4. Juni 2017 (englisch).
  39. Demonstrating Megawatt-Class Power Generation/Storage System at Yokohama Works. In: Press Release > 2012. Sumitomo Electric Industries, Ltd., 17. April 2012; abgerufen am 26. Mai 2017 (englisch).
  40. Eric Wesoff, Jeff St. John: Largest Capacity Flow Battery in North America and EU Is On-Line and Commissioned. In: Biz&IT. Greentech Media, 19. Juni 2015; abgerufen am 26. Mai 2017 (englisch).
  41. Vanadis Power liefert Batteriespeicher für Hybridsystem. 3. April 2017 (energieregion.de [abgerufen am 26. Mai 2017]).
  42. IWR: Bürgerwindpark setzt Europas größte Megawatt-Hybridbatterie ein. In: IWR. (iwr.de [abgerufen am 26. Mai 2017]).
  43. DOE Global Energy Storage Database. Abgerufen am 26. Mai 2017.
  44. The use of efficient storage systems on the Island of Pellworm. Abgerufen am 26. Mai 2017 (englisch).
  45. a b c d Álvaro Cunha, Jorge Martins, Nuno Rodrigues, F. P. Brito: Vanadium redox flow batteries: a technology review. Review. In: International Journal of Energy Research. Band 39, Nr. 7. John Wiley & Sons, 10. Juni 2015, ISSN 1099-114X, S. 889–918, doi:10.1002/er.3260 (englisch).
  46. Battery Pioneers: Maria Skyllas-Kazacos. Batteries International, 22. September 2016; abgerufen am 29. Mai 2017.
  47. Hongzhang Zhang, Huamin Zhang, Fengxiang Zhang, Xianfeng Li, Yun Li: Advanced charged membranes with highly symmetric spongy structures for vanadium flow battery application. In: The Royal Society of Chemistry (Hrsg.): Energy & Environmental Science. Band 6, Nr. 3, 20. Februar 2013, ISSN 1754-5706, S. 776–781, doi:10.1039/c3ee24174b (rsc.org).
  48. Liyu Li, Soowhan Kim, Wei Wang, M. Vijayakumar, Zimin Nie, B. Chen, J. Zhang, G. Xia, J. Hu, G. Graff, J. Liu, Zhenguo Yang: A Stable Vanadium Redox-Flow Battery with High Energy Density for Large-Scale Energy Storage. In: Advanced Energy Materials. Band 1, Nr. 3. Wiley-VCH, 1. Mai 2011, ISSN 1614-6840, S. 394–400, doi:10.1002/aenm.201100008.