Was wir über den Brand in einer APS-Batterieanlage wissen und was nicht

Für den Brand in einer Batteriefabrik in Arizona, der am Freitag vier Feuerwehrleute ins Krankenhaus schickte, wurde keine Ursache genannt.

Michael Selmer, Sprecher der Peoria-Feuerwehr, beschrieb „eine Explosion“, als die Einsatzkräfte versuchten, das Batteriegehäuse zu überprüfen, was die Frage aufwarf, ob die Batterien oder andere Geräte dieses Ereignis ausgelöst hatten. Lithium-Ionen-Batterien waren schon früher an Bränden beteiligt, allerdings nur wenige Male im Zusammenhang mit der US-amerikanischen Netzinfrastruktur.

Der Energieversorger Arizona Public Service, dem das Gelände gehört, und Fluence, der das Batteriesystem bereitgestellt hat, untersuchen seit Samstag die Ursache des Feuers.

Nach Angaben der Abteilung wurden vier Mitglieder der Peoria-Feuerwehr mit Verbrennungen durch Chemikalien und durch Inhalation von Chemikalien ins Krankenhaus eingeliefert. Der Zustand der Einsatzkräfte habe sich am Samstagabend stabilisiert, berichtete die örtliche Nachrichtenagentur AZ Central.

Diese Katastrophe kommt zu einem sensiblen Zeitpunkt für die junge Speicherbranche, die laut Daten von Wood Mackenzie Power & Renewables in diesem Jahr ihren Einsatz verdoppeln und im Jahr 2020 verdreifachen wird.

Der Arizona Public Service übernahm die Technologie schneller als fast alle seine Mitbewerber und kündigte im Februar Pläne an, bis 2025 850 Megawatt mehr zu installieren, die bisher größte von einem US-Versorgungsunternehmen angekündigte Beschaffung. Das Unternehmen möchte mithilfe von Batterien Solarenergie in die Nachtstunden verlagern, wenn sie für das Netz wertvoller wird. Diese Strategie bietet eine sauberere und kostengünstigere Alternative zur Abhängigkeit von Erdgas-Peak-Anlagen.

Das Ergebnis der Untersuchung ist daher von großer Bedeutung dafür, ob der Batterieausbau in Arizona wie geplant verläuft. Es könnte Staaten wie Kalifornien, New York und Massachusetts beeinflussen, die die Speicherung in den Mittelpunkt ihrer Netzplanung gestellt haben. Die Ergebnisse werden auch für die anderen Gerichtsbarkeiten von Bedeutung sein, die Batterien als Instrument zur Dekarbonisierung ihrer elektrischen Systeme nutzen wollen.

Hier sind die großen Fragen, die sich die Branche im Verlauf der Untersuchung stellen wird. GTM wird Aktualisierungen bereitstellen, während sich die Geschichte weiterentwickelt.

Insider der Speicherbranche befürchten manchmal, dass unerfahrene Integratoren und Betreiber einen Batterieausfall verursachen und dem Speicher einen schlechten Ruf einbringen könnten. Diese Sorge besteht in Arizona nicht, da beide Teilnehmer erfahrene Fachleute im Batterieeinsatzbereich sind.

Öffentlicher Dienst von Arizona ist der größte Energieversorger im Bundesstaat und ein begeisterter Anwender der Batterietechnologie als Netzanlage. Das Unternehmen hat Batterien in seine Netzplanung auf Makroebene integriert, und das zu einer Zeit, in der sich viele Versorgungsunternehmen noch nicht ernsthaft mit der Technologie auseinandergesetzt haben.

APS installierte die betreffende Anlage im Jahr 2017 im Rahmen des Solar Partner-Programms, bei dem der Energieversorger zwei netzgroße Batterien verwendet, um die Auswirkungen zahlreicher Solaranlagen auf dem Dach auf eine bestimmte Verteilereinspeisung auszugleichen. Basierend auf den Erkenntnissen von APS aus diesem Projekt entschied man sich für eine Batterielösung im Punkin Center und kompensierte damit eine teurere Verkabelungsmodernisierung, um die Zuverlässigkeit in dieser abgelegenen Stadt aufrechtzuerhalten.

Seitdem hat APS seine Batterieambitionen ausgeweitet und sie zu einem Kernstück seiner Strategie gemacht, reichlich Solarenergie in die Abendspitzen zu verlagern, anstatt sich auf teure Gas-Peak-Anlagen zu verlassen. Eine mit Solarenergie aufgeladene 50-Megawatt-Batterie gewann 2018 eine Ausschreibung. APS kündigte im Februar an, bis 2025 weitere 850 Megawatt zu bauen.

Fluence,das das System an APS geliefert hat, kann auf eine jahrzehntelange Erfolgsgeschichte im Bau und Betrieb von Großspeichern zurückblicken.

Das Unternehmen begann als interne Einheit innerhalb des Stromerzeugers AES mit der Aufgabe, Speichergeschäftsmöglichkeiten im Portfolio dieses Unternehmens zu finden. Nach jahrelanger Projektentwicklung hat AES sein Speichergeschäft als Joint Venture mit dem deutschen Industrieriesen Siemens ausgegliedert. Fluence startete Anfang 2018 mit dem Schwerpunkt auf der Bereitstellung seiner Advancion-Plattform im Versorgungsmaßstab für Speicherprojekte auf der ganzen Welt.

Fluence gibt an, an 80 Standorten in 17 Ländern 760 Megawatt installiert zu haben, womit das Unternehmen fest in der Spitzengruppe der Speicheranbieter liegt. Dies gelang mit einer sauberen Erfolgsbilanz.

„Bis zum jüngsten Vorfall hat die Fluence-Flotte mehr als 6,3 Millionen Megawattstunden an Netzdienstleistungen bereitgestellt, ohne dass es zu größeren Sicherheitsvorfällen oder Bränden kam“, sagte ein Unternehmenssprecher gegenüber GTM.

Die Antwort auf diese entscheidende Frage kennen wir noch immer nicht.

„Was wir zu diesem Zeitpunkt wissen, ist, dass wir einen Geräteausfall hatten“, sagte APS-Sprecherin Anne DeGraw am Montag in einer E-Mail an GTM. „Eine gründliche Untersuchung wird uns helfen herauszufinden, was genau fehlgeschlagen ist und warum.“

Diese Untersuchung ist im Gange und Mitarbeiter von APS und Fluence sind vor Ort. Die offene Frage ist, ob der Brand im Batteriesystem selbst oder in einem anderen Teil des Umspannwerks am selben Standort entstanden ist.

Brände von Netzbatterien sind in den USA äußerst selten (dazu später mehr), aber ein katastrophaler Ausfall ist für jede leistungsstarke Netzausrüstung ein Risiko, das nicht bei Null liegt.

„Brände und Explosionen sind in Energiesystemen keine Seltenheit“, sagte Ben Kellison, Leiter der Netzforschung bei Wood Mackenzie.

Transformatorexplosionen beispielsweise ereignen sich oft genug – manchmal mehrmals im Jahr –, sodass Energieversorger spezielle Wände verwenden, um große Leistungstransformatoren voneinander zu trennen, um kaskadierende Ausfälle zu verhindern, bemerkte er.

Es liegt an den Ermittlern, die Brandquelle anhand der verschiedenen Arten von Netzgeräten im Umspannwerk zu ermitteln.

Selmer sagte, dass es „zu einer Explosion kam“, als die Feuerwehrleute die Batterieanlage betraten (AZ Central verfügt über ein Video der Aussage). Er wies auch darauf hin, dass die Ursache der Explosion unbekannt sei.

Lithium-Ionen-Akkus können unter bestimmten Bedingungen Feuer fangen. Bei einem Kurzschluss können die Zellen in einen sogenannten „Thermal Runaway“-Zustand geraten, in dem sie sich weiter aufheizen, bis sie sich schließlich entzünden können.

Allerdings entwickeln sich Batteriebrände in der Regel als Flammen und nicht als Explosionen.

Auch hier kennen wir die Ursache der Explosion nicht, aber die Beschreibung der Feuerwehr vom Unfallort erinnert an eine Passage aus einer Batterie-Brandschutzstudie aus dem Jahr 2017, die DNV GL im Auftrag von New Yorker Interessenvertretern durchgeführt hat. Die Autoren gehen genau auf die Frage ein, ob Lithium-Ionen-Batterien explodieren:

„In diesem Programm testete DNV GL Dutzende von Lithium-Ionen-Batterien und konnte nicht schlüssig sagen, dass eine von ihnen ‚explodiert‘ war“, heißt es in dem Bericht. „DNV GL hat Hunderte von Missbrauchstests an Zellen in anderen Programmen durchgeführt und kein schlüssiges Ereignis beobachtet, bei dem eine Batterie explodierte oder die Quelle eines schnellen Energieereignisses war.“

Das Unternehmen stellte jedoch einen „sehr wiederholbaren Zustand“ fest, bei dem Batteriezellen, die Hitze ausgesetzt waren, brennbare Gase freisetzten.

„Die Explosionsgefahr liegt nicht in der Batterie selbst, sondern in den Gasen, die sie erzeugen kann“, heißt es in dem Bericht.

Abhängig vom Verhältnis der Gase, die vor dem Eintreten der Einsatzkräfte im Gehäuse vorhanden waren, könnte der Zustrom von Außenluft Verbrennungsbedingungen geschaffen haben, die vorher nicht gegeben waren.

GTM besichtigte 2017 McMickens Schwesterstandort, das Batteriesystem Festival Ranch; Die beiden sind identisch, außer dass McMicken an einem Umspannwerk sitzt.

Das rechteckige Gehäuse beherbergt zwei Reihen Batteriezellen-Racks hinter Gittertüren auf beiden Seiten eines zentralen Laufgangs. Es ähnelt eher einem kleinen Rechenzentrum als einem Kraftwerk, aber die Stapel von LG Chem-Batterien summieren sich auf 2 Megawatt und 2 Megawattstunden Speicherkapazität.

Der Innenraum wurde klimatisiert, um die Batterien trotz der Hitze, die der Sommer in Arizona mit sich bringt, in einem sicheren Betriebsbereich zu halten. Ein roter Tank mit Feuerlöschmittel war so breit und fast so hoch wie ein erwachsener Mensch und mit einer Reihe von Sensoren verbunden, die Anzeichen von Problemen erkennen sollten, bevor Gefahr entstand.

„Zu den Sicherheitssystemen dieser Batterieeinheiten gehören ein eingebauter Alarm und ein selbstaktivierendes Feuerlöschsystem sowie ein Behälter, der so ausgelegt ist, dass er einigen erheblichen Hitze- und Druckparametern standhält“, sagte DeGraw.

DeGraw bestätigte am Freitag nicht, ob die Sicherheitssysteme ausgelöst wurden.

Der Energieversorger hat seinen Energiespeicherbetrieb eingestellt, während die Untersuchung andauert.

„Wir haben keinen Grund zu der Annahme, dass es bei ähnlichen Energiespeicheranlagen Sicherheitsprobleme gibt, aber aus großer Vorsicht haben wir unsere anderen Batteriesysteme vorübergehend vom Netz genommen“, sagte DeGraw. „Dies ist ein typischer Schritt für ein sicherheitsorientiertes Unternehmen wie unseres.“

Zu den weiteren Systemen gehören die identische Festival Ranch-Batterie und das Punkin Center-System, beide von Fluence geliefert.

In den USA wurden nur eine Handvoll Brände in Batterieanlagen im Netzmaßstab gemeldet.

APS erlebte seinen ersten Brand im Jahr 2012. Eine 1,5-Megawatt-Anlage, die das Unternehmen in Flagstaff besaß und betrieb und die von Electrovaya geliefert wurde, fing Feuer.

Ebenfalls im Jahr 2012 brannte an der Nordküste von Oahu, Hawaii, ein 15-Megawatt-Kraftwerk. Diese Anlage wurde von der von VC unterstützten Firma Xtreme Power geliefert, die statt Lithium-Ionen-Technologie fortschrittliche Blei-Säure-Batterien verwendete. Xtreme Power ging zwei Jahre später bankrott.

S&C Electric Company erlebte 2016 einen Brand in seiner internen Batterietestanlage und veröffentlichte einen detaillierten Bericht darüber, wie das Problem behoben wurde. Allerdings war diese Anlage vor Ort nicht als Netzanlage in Betrieb und gehört daher in eine andere Kategorie.

Die Energiespeicherdatenbank von WoodMac verfolgt insgesamt 200 Batteriesysteme im Versorgungsmaßstab, die in den USA installiert sind. Damit liegt das Verhältnis von Bränden zu Batterien bei zwei oder drei von 200, je nachdem, ob der jüngste Vorfall auf das Speichersystem oder etwas anderes zurückzuführen ist .

In absoluten Zahlen mag es in den USA nur wenige Brände bei Batteriebatterien geben, aber relativ gesehen ist die Häufigkeit nicht trivial, insbesondere wenn die Branche in den kommenden Jahren eine massive Expansion plant.

„Das Verhältnis muss mindestens um eine Größenordnung sinken, wenn nicht sogar noch mehr“, sagte Ravi Manghani, Forschungsdirektor für Energiespeicherung bei WoodMac. „Die Branche muss sich besser darum bemühen, sicherere Verkäufe zu gewährleisten, Systeme mit ausreichender Redundanz zu entwickeln und über eine Echtzeitüberwachung mit prädiktiven Analysen zu verfügen.“

Das wird alles auf die Ursache des Feuers zurückzuführen sein. Wenn sich herausstellt, dass es sich um ein anderes Teil der Umspannwerksausrüstung handelt, dreht sich die Frage möglicherweise um die Frage, wie das Batteriegehäuse ordnungsgemäß vor externen Bedrohungen isoliert werden kann.

Sollte die Untersuchung das Batteriesystem selbst betreffen, würde dies eine Reihe schwieriger Fragen für die beteiligten Parteien aufwerfen und könnte dazu führen, dass die Pläne von APS für einen dramatischen Ausbau der Batterieinstallationen noch einmal überdacht werden.