IT202000005263A1

IT202000005263A1 - Sistema di gestione per batterie di flusso redox

Info

Publication number: IT202000005263A1
Application number: IT102020000005263A
Authority: IT
Inventors: Massimo Guarnieri; Andrea Trovò
Original assignee: Univ Degli Studi Padova
Priority date: 2020-03-11
Filing date: 2020-03-11
Publication date: 2021-09-11
Also published as: WO2021181214A1

Description

SISTEMA DI GESTIONE PER BATTERIE DI FLUSSO REDOX

DESCRIZIONE

CAMPO TECNICO

La presente invenzione si riferisce al settore delle batterie. In particolar modo, l?invenzione si riferisce a batterie elettrochimiche basate su ossidoriduzione, indicate nella tecnica come batterie di flusso redox o RFB (Redox Flow Battery). Nello specifico, l'invenzione riguarda un sistema di gestione per batterie di flusso redox, preferibilmente basate su ioni di vanadio o VRFB.

STATO DELL'ARTE

Le batterie di flusso redox sono dispositivi per l'accumulo di energia elettrica basate su una reazione di ossidoriduzione reversibile. Le RFB comprendono una pluralit? di celle, nel loro insieme definite come pila o stack. Ciascuna semi-cella ? separata in una coppia di semi-celle da una membrana scambio protonico e un serbatoio per ciascun elettrolita idraulicamente collegato alle celle per fornire alle e rimuovere dalle celle il corrispondente elettrolita.

Durante il funzionamento, in una semi-cella l'ossidazione di un elettrolita presso un elettrodo rimuove elettroni dagli ioni compresi nell'elettrolita, mentre nell'altra semi-cella la riduzione dell'altro elettrolita presso un corrispondente elettrodo ricombina elettroni e ioni. Gli ioni, ioni idrogeno tipicamente, migrano da anodo a catodo attraverso la membrana, mentre gli elettroni attraversano un circuito elettrico cos? da fornire potenza elettrica a un carico esterno.

Per esempio, le batterie di flusso redox basate su vanadio o VRFB in ciascuna cella comprendono come rispettivo elettrolita una soluzione di pentossido di vanadio (V2O5) in acido solforico (H2SO4), il quale in una prima semi-cella (positiva) contiene un'elevata concentrazione di ioni VO2<+ >- indicati anche come ioni V(IV) ? e VO<2+ >- indicati anche come ioni V(V), mentre l'elettrolita nella seconda semi-cella (negativa) contiene un'elevata concentrazione di ioni V<2+ >-indicati anche come ioni V(II) ? e di ioni V<3+ >- indicati anche come ioni V(III).

L'energia massima immagazzinabile in una RFB dipende dalla concentrazione dei reagenti ? ossia, delle specie di ioni ? e dal volume di elettroliti immagazzinati nei serbatoi. Per esempio, sono note VRFB in grado di immagazzinare energia nell'ordine dei MWh. Diversamente, la potenza elettrica erogata da una RFB dipende dal numero e dalle dimensioni delle celle che formano la pila. Per esempio, sono note VRFB in grado di erogare una potenza nell'ordine delle decine di kW. In altre parole, la quantit? di energia immagazzinabile e la potenza erogabile sono indipendenti tra loro. Pertanto, le RFB possono essere progettate e/o adattate in modo semplice ed efficiente a una molteplicit? di applicazioni pratiche.

Le RFB risultano particolarmente adatte per immagazzinare e erogare energia elettrica in funzione di una richiesta di energia da parte di un carico della stessa, come per esempio un impianto industriale, una rete di distribuzione di energia elettrica, ecc. Inoltre, le RFB risultano particolarmente adatte nella stabilizzazione dell'energia elettrica resa disponibile da sistemi di generazione di energia elettrica con produzione intermittente o irregolare, come ad esempio generatori eolici, fotovoltaici e altri generatori basati su fonti rinnovabili.

In particolare, le RFB sono in grado di rispondere a variazioni di assorbimento di energia da parte di un carico in modo molto rapido, per esempio nell'ordine dei millisecondi nel caso delle VRFB.

Tuttavia, un'elevata concentrazione delle specie reagenti nelle RFB ? necessaria per garantire un elevato immagazzinamento di energia ? ? legata all'occorrenza di reazioni reversibili e irreversibili indesiderate, in particolare durante periodi di inattivit?, o stand-by della batteria, ossia quando non ? erogata energia elettrica da un carico n? assorbita energia elettrica da un generatore.

Per esempio, nelle VRFB, durante fasi di stand-by della batteria si verificano reazioni di auto-scarica, o self-discharge, esotermiche dovute alle ricombinazioni di ioni presenti normalmente in ciascuna semi-cella tra loro e con ioni che transitano da una semi-cella all'altra ? fenomeno definito effetto crossover nel gergo tecnico.

Inoltre, lo ione VO2<+ >reagisce con altri ioni dell'elettrolita in prossimit? del corrispondente elettrodo portando alla generazione e precipitazione del sale V2O5 riducendo in modo irreversibile l'energia immagazzinabile ed erogabile dalla VRFB. Inoltre, tali sali possono accumularsi in corrispondenza delle porosit? degli elettrodi, riducendo una capacit? degli stessi di causare le reazioni di ossidazione e riduzione e quindi un'efficienza della VRFB.

Tali reazioni sono descritte in dettaglio in Trov?, A., Marini, G., Sutto, A., Alotto, P., Giomo, M., Moro, F. and Guarnieri, M. "Standby thermal model of a vanadium redox flow battery stack with crossover and shunt-current effects", 2019 Applied Energy, vol. 240, pagine 893-906, e in Trov?, A., Picano, F. and Guarnieri, M. "Comparison of energy losses in a 9 kW vanadium redox flow battery", 2019 Journal of Power Sources, vol. 440, pagine 227-144.

In aggiunta, si vengono a formare correnti di shunt negli elettroliti contenuti nei condotti idraulici di alimentazione delle semi-celle, dato che quest'ultime si trovano, in generale, a potenziali elettrici differenti come descritto in Moro, F., Trov?, A., Bortolin, S., Del Col, D., and Guarnieri, M. "An alternative low-loss stack topology for vanadium redox flow battery: Comparative assessment", 2017 Journal of Power Sources, vol.340, pagine 229-241, e in Trov?, A., Marini, G., Sutto, A., Alotto, P., Giomo, M., Moro, F. and Guarnieri, M. "Standby thermal model of a vanadium redox flow battery stack with crossover and shunt-current effects" 2019 Applied Energy, vol. 240, pagine 893-906.

Per ovviare a tali inconvenienti, ? stato proposto di svuotare almeno parzialmente le celle durante i periodi di stand-by per limitare questo effetto. Tuttavia, tale espediente introduce ritardi sostanziali nel tempo di risposta della batteria a una richiesta di energia elettrica da parte di un carico dovuti alla necessit? di riempire le celle con gli elettroliti prima che la RFB sia in grado di erogare o assorbire nuovamente energia elettrica.

Inoltre, durante lo svuotamento delle celle vi ? il rischio che la depressione che viene a crearsi nelle celle provochi l'aspirazione di aria dall'ambiente esterno per via di una tenuta stagna non ottimale del circuito idraulico della RFB riducendo l'efficacia di funzionamento della RFB e portando a ossidoriduzioni indesiderate tra l'ossigeno contenuto nell'aria e gli elettroliti.

In aggiunta o in alternativa, ? noto sottoporre le RFB a una ventilazione forzata in modo da ridurre una reattivit? degli elettroliti. Tuttavia, tale espediente richiede l'utilizzo di impianti di ventilazione complessi ed energivori, aumentando i costi sia di realizzazione sia di funzionamento di un impianto comprendente una o pi? RFB e riducendone l'efficienza energetica complessiva.

WO 2016/105130 propone invece di monitorare un valore di resistenza interna di una cella di una VRFB e imporre un flusso di corrente elettrica tra gli elettrodi, quando ? rilevata una variazione di resistenza interna maggiore di un valore di riferimento, al fine di prevenire la precipitazione di sali.

Tuttavia, questa soluzione richiede di mantenere una differenza di potenziale specifica tra gli elettrodi delle celle della VRFB sostanzialmente differente dalla differenza di potenziale nominale caratteristica delle stesse dovuta alla differente concentrazione di ioni nelle semi-celle. Questo comporta una riduzione dell'efficienza della batteria e costante consumo di energia immagazzinata nella VRFB per mantenere tale differenza di potenziale.

SCOPI E RIASSUNTO DELL'INVENZIONE

? scopo della presente invenzione quello di superare gli inconvenienti dell?arte nota.

In particolare ? scopo della presente invenzione presentare un metodo di controllo di una batteria di flusso redox configurato per garantire un mantenere la carica immagazzinata anche durante lunghi periodi di stand-by.

Uno scopo aggiuntivo della presente invenzione ? quello di proporre un metodo adatto a evitare la generazione e precipitazione di sali nelle celle durante periodi di stand-by della batteria di flusso redox in modo pratico ed efficace.

Uno scopo aggiuntivo della presente invenzione ? di presentare un metodo di controllo di una batteria di flusso redox configurato per controllare una temperatura degli elettroliti nelle celle della batteria.

Questi ed altri scopi della presente invenzione sono raggiunti mediante un dispositivo incorporante le caratteristiche delle rivendicazioni allegate, le quali formano parte integrante della presente descrizione.

Un aspetto della presente invenzione riguarda un La presente invenzione riguarda un metodo di controllo di una batteria di flusso redox. La batteria comprende:

- una pluralit? di celle elettrolitiche, ciascuna cella essendo suddivisa in una coppia di semi-celle separate da un setto a scambio ionico, ciascuna semi-cella alloggiando una prima quantit? di un rispettivo elettrolita ed un rispettivo elettrodo;

- un sistema di gestione della potenza connesso a detti elettrodi e configurato per erogare energia elettrica generata dalla batteria un carico connesso alla stessa o assorbire energia elettrica da un generatore connesso alla batteria

- una coppia di serbatoi, ciascun serbatoio alloggiando una seconda quantit? di un corrispondente elettrolita ed essendo idraulicamente connesso alla semi-cella che alloggia il medesimo elettrolita;

- uno o pi? elementi sensori configurati per acquisire almeno uno stato di carica della batteria, una temperatura della pluralit? di celle, e una temperatura ambiente in cui ? immersa la batteria, e

- un sistema di gestione della batteria configurato per controllare il funzionamento della batteria.

Il metodo prevede che il sistema di gestione della batteria esegua i passi di: a. identificare un inizio di un periodo di inattivit?, laddove durante detto periodo di inattivit? la batteria non eroga energia elettrica a un carico e non assorbe energia elettrica da un generatore,

b. attivare una modalit? operativa configurata per mantenere la carica immagazzinata nella batteria durante un periodo di inattivit?.

Vantaggiosamente, durante detto periodo di inattivit?, detta modalit? operativa prevede di:

c. annullare un flusso degli elettroliti dalla pluralit? di celle ai serbatoi o, viceversa, dai serbatoi verso la pluralit? di celle;

d. verificare il raggiungimento di una condizione di soglia, indicativa di una precipitazione di sali in uno o in entrambi gli elettroliti contenuti nella pluralit? di celle, e

e. nel caso sia verificato l'insorgere di detta condizione di soglia, sostituire gli elettroliti contenuti nella pluralit? di celle con elettroliti contenuti nei serbatoi.

Grazie a questa soluzione ? possibile ridurre in modo sostanziale le perdite di self-discharge, anche nel caso di periodi di inattivit?, o stand-by, di lunga durata, allo stesso tempo.

In una forma di realizzazione, il metodo ulteriormente comprendente il passo di: - rilevare un valore dello stato di carica della batteria, della temperatura della pila, e della temperatura ambiente in cui ? immersa la batteria, preferibilmente, prima di arrestare il flusso di elettroliti.

Inoltre, il passo di verificare il raggiungimento di una condizione di soglia comprende:

- determinare detta condizione di soglia sulla base dei valori rilevati

Il metodo permette di ridurre al minimo le operazioni di lavaggio delle celle con conseguenti risparmi nel consumo di energia e allungando la vita utile dei componenti meccanici, elettronici ed elettromeccanici della batteria, ma, allo stesso tempo, previene l'occorrenza delle condizioni in cui avviene la generazione e la precipitazione di sali nell'elettrolita.

Infine, i passi del metodo proposto permettono di mantenere la temperatura della pluralit? di celle entro valori di funzionamento ottimali.

In una forma di realizzazione, il passo di determinare detta condizione di soglia sulla base dei valori rilevati comprende:

- determinare un intervallo di tempo di intervento, detto intervallo di tempo di intervento essendo inferiore di un tempo di induzione alla reazione dello ione dell'elettrolita che genera detto sale precipitato.

Inoltre, il passo di verificare il raggiungimento di una condizione di soglia comprende ulteriormente:

- identificare il trascorrere di detto intervallo di tempo di intervento dall'inizio del periodo di inattivit? o da una precedente iterazione del passo e.

Preferibilmente, detto intervallo di tempo di intervento ? calcolato sulla base di un parametro di precipitazione, laddove detto parametro di precipitazione ? definito come:

dove ? ? il tempo di induzione all'ossidazione di detto ione dell'elettrolita, t0 ? l'istante di tempo iniziale della condizione di inattivit? e t ? un istante di tempo trascorso in cui il parametro di precipitazione raggiunge un valore di soglia, l'intervallo di tempo di intervento corrispondendo alla differenza tra detto istante di tempo iniziale e detto istante di tempo trascorso.

In questo modo ? possibile prevedere efficacemente l'insorgere dei fenomeni di precipitazione dei sali in uno o entrambi gli elettroliti contenuti nelle celle. Allo stesso tempo il parametro di precipitazione permette di ottenere informazioni sull'andamento delle reazioni all'interno degli elettroliti durante il periodo di stand-by e, di conseguenza, imporre un lavaggio prima che tali reazioni abbassino eccessivamente la concentrazione delle specie reagenti e/o la temperatura della pluralit? esca dall'intervallo di valori ottimali, in particolare che si surriscaldi.

In una forma di realizzazione, il passo di verificare il raggiungimento di una condizione di soglia prevede di:

- verificare il trascorrere dell'intervallo di tempo di intervento calcolato per un valore del parametro di precipitazione ? uguale o maggiore a un valore di soglia compreso tra 0,7 e 0,9, preferibilmente uguale a 0,8.

Test svolti dalla richiedente hanno permesso di determinate che tale valore di soglia per il parametro di precipitazione permette di ottenere un mantenimento della carica ottimale durante periodi di inattivit? anche particolarmente estesi, per esempio dell'ordine delle centinaia di ore.

In una forma di realizzazione, il sistema di gestione della batteria memorizza una matrice in cui sono ? memorizzata una pluralit? di terne di valori dello stato di carica della batteria, della temperatura della pluralit? di celle, e della temperatura ambiente in cui ? immersa la batteria, laddove ciascuna terna ? associata a un corrispondente valore di detto intervallo di tempo di intervento.

In questo modo ? possibile memorizzare un andamento dell'intervallo di tempo di intervento in funzione delle temperature e dello stato di carica con una risoluzione elevata occupando uno spazio di memoria limitata.

Preferibilmente, in questo caso, il passo di determinare un intervallo di tempo di intervento comprende:

- identificare una corrispondenza tra i valori dello stato di carica della batteria, della temperatura della pluralit? di celle, e della temperatura ambiente in cui ? immersa la batteria rilevati e una terna di valori compresi nella matrice, e

- selezionare il valore dell'intervallo di tempo di intervento associato alla terna di valori corrispondente ai valori rilevati.

Grazie a questa soluzione ? possibile identificare il corretto del valore del dell'intervallo di tempo di intervento in modo particolarmente rapido ed efficiente cos? da garantire una risposta efficace della batteria all'avvicinarsi della condizione critica di precipitazione. Infatti, l'intervallo di tempo di intervento corretto ? ottenuto con un costo computazionale estremamente contenuto, molto inferiore al costo computazionale necessario per calcolare tale parametro in tempo reale.

In una forma di realizzazione, il passo verificare il raggiungimento di una condizione di soglia, prevede di:

- determinare il trascorrere di un periodo di tempo predeterminato dall'inizio del periodo di inattivit? o da una precedente iterazione del passo e.

In questo modo ? possibile evitare l'insorgere dei fenomeni di precipitazione dei sali in uno o entrambi gli elettroliti contenuti nelle celle, cos? come impedire la riduzione della concentrazione di una o pi? specie di ioni oltre un valore limite, con una soluzione particolarmente semplice che richiede risorse hardware minime.

In una forma di realizzazione, il metodo comprende i seguenti passi ulteriori: - selezionare tra la modalit? operativa e una modalit? operativa alternativa configurata per mantenere la carica immagazzinata nella batteria, e

- se selezionata, attivare detta modalit? operativa alternativa durante un periodo di inattivit?.

Vantaggiosamente, durante detto periodo di inattivit?, detta modalit? operativa alternativa prevede di:

- mantenere un flusso costante di circolazione degli elettroliti tra i serbatoi e la pluralit? di celle.

Grazie a questa soluzione ? possibile garantire una reattivit? estremamente rapida, per esempio nell'ordine dei millisecondi, all'inserzione di un carico o di un generatore, requisito fondamentale nel caso di funzioni di stabilizzazioni di una rete o di regolazione della frequenza di rete (grid frequency regulation).

Preferibilmente, la portata di detto flusso costante di circolazione degli elettroliti ? selezionata in modo che

a. sia limitata a un valore desiderato una riduzione di concentrazione di uno ione predeterminato in almeno una delle semi-celle di ciascuna delle celle, laddove detto ione ? lo ione V(II) nel caso di una batteria di flusso redox al vanadio

b. una differenza tra uno stato di carica degli elettroliti nella pluralit? di celle e uno stato di carica degli elettroliti nei serbatoi sia uguale o minore a un valore differenza prefissato;

c. sia mantenuta una temperatura degli elettroliti uguale o minore valore di temperatura obiettivo, laddove detta temperatura obiettivo ? selezionata in modo tale che la sovratemperatura degli elettroliti nella pluralit? di celle rispetto ai serbatoi sia non maggiore di 5? C, nel caso di una batteria di flusso redox al vanadio e

d. sia maggiore di una minima portata supportabile da pompe che generano detto flusso degli elettroliti costante di circolazione degli elettroliti.

Selezionando una portata che rispetti tali requisiti ? possibile garantire la responsivit? ottimale ottenibile in base alle caratteristiche operative della batteria e, allo stesso tempo, in grado di garantire un mantenimento delle condizioni operative degli elettroliti ottimali durante il periodo dello stand-by, mantenendo ridotte le perdite energetiche, che risultano sostanzialmente dominate dall'azionamento delle pompe che generano il flusso degli elettroliti.

Un differente aspetto della presente invenzione propone una batteria di flusso redox comprendente:

- un sistema di gestione della potenza connesso a detti elettrodi e configurato per erogare energia elettrica generata dalla batteria a un carico connesso alla stessa o assorbire energia elettrica da un generatore connesso alla batteria;

Vantaggiosamente, il sistema di gestione della batteria ? configurato per implementare il metodo secondo una qualsiasi delle forme di realizzazione sopra esposte.

Preferibilmente, detta batteria ? una batteria di flusso redox al vanadio.

Tale batteria permette di ottenere vantaggi corrispondenti a quanto sopra espresso in riferimento al metodo.

Ulteriori caratteristiche e scopi della presente invenzione appariranno maggiormente chiari dalla descrizione che segue.

BREVE DESCRIZIONE DEI DISEGNI

L?invenzione verr? descritta qui di seguito con riferimento ad alcuni esempi, forniti a scopo esplicativo e non limitativo, ed illustrati nei disegni annessi. Questi disegni illustrano differenti aspetti e forme di realizzazione della presente invenzione e, dove appropriato, numeri di riferimento illustranti strutture, componenti, materiali e/o elementi simili in differenti figure sono indicati da numeri di riferimento similari.

La Figura 1 ? uno schema a blocchi di una batteria di flusso redox configurata per operare secondo una forma di realizzazione della presente invenzione;

la Figura 2 ? uno schema a blocchi di un particolare della batteria di flusso redox di Figura 1;

la Figura 3 ? un diagramma di flusso di una procedura di gestione di batterie di flusso redox secondo una forma di realizzazione della presente invenzione;

le Figure 4a e 4b sono grafici dell'andamento dello stato di carica in funzione del tempo in stand-by per una batteria di flusso redox controllata tramite una tecnica nota e secondo una forma di realizzazione della presente invenzione, rispettivamente, e

le Figure 5a ? 5c sono grafici dell'andamento della concentrazione dello ione V(II) nell'elettrolita, delle perdite di moli di ione V(II) e della temperatura media nella pila di celle, rispettivamente, in funzione della portata di circolazione degli elettroliti, misurate dopo periodo di tempo di stand-by predeterminato.

DESCRIZIONE DETTAGLIATA DELL?INVENZIONE

Mentre l?invenzione ? suscettibile di varie modifiche e costruzioni alternative, alcune forme di realizzazione preferite sono mostrate nei disegni e saranno descritte qui di seguito in dettaglio. Si deve intendere, comunque, che non vi ? alcuna intenzione di limitare l?invenzione alla specifica forma di realizzazione illustrata, ma, al contrario, l?invenzione intende coprire tutte le modifiche, costruzioni alternative, ed equivalenti che ricadano nell?ambito dell?invenzione come definito nelle rivendicazioni.

L?uso di ?ad esempio?, ?ecc.?, ?oppure? indica alternative non esclusive senza limitazione a meno che non altrimenti indicato. L?uso di ?include? significa ?include, ma non limitato a? a meno che non sia altrimenti indicato.

Con rifermento alla Figura 1 ? uno schema a blocchi di una batteria di flusso redox, o RFB 1 (acronimo dell'espressione inglese 'Redox Flow Battery') secondo la presente invenzione. La RFB 1 comprende pluralit? di celle ? di cui una sola cella 10 ? illustrata in dettaglio Figura 1 ?, la pluralit? di celle 10 ? definita pila, o stack, nel gergo. Inoltre, la RFB 1 comprende una coppia di serbatoi 20 e 30, una coppia di pompe 40 e 50, un sistema di gestione della potenza, o PMS 60 (acronimo dell'espressione inglese 'Power Managment System'), e un sistema di gestione della batteria, o BMS 70 (acronimo dell'espressione inglese 'Battery Managment System').

In dettaglio, la cella 10 comprende un setto 11 configurato per operare come membrana a scambio ionico (per esempio, a scambio cationico). Il setto 11 suddivide la cella 10 in due semi-celle: una prima semi-cella 13 (semi-cella positiva) e una seconda semi-cella 15 (semi-cella negativa). In ciascuna semi-cella 13 e 15 ? disposto un corrispondente elettrodo 17 e 19. Gli elettrodi 17 delle semicelle 13 di tutte le celle 10 della pila sono collegati elettricamente in serie tra loro e, in modo analogo, gli elettrodi 19 delle semi-celle 15 di tutte le celle 10 della pila sono collegati elettricamente in serie tra loro. Infine, la serie di elettrodi 17 e la serie di elettrodi 19 sono elettricamente collegati al PMS 60.

Inoltre, la prima semi-cella 13 di ciascuna cella 10 della pila ? idraulicamente connessa a un primo serbatoio 20 della coppia di serbatoi. Un condotto di carico 21 collega in serie tra loro il primo serbatoio 20, la pompa 40 e la semi-cella 13, mentre un condotto di scarico 23 collega tra loro la prima semi-cella 13 e il primo serbatoio 20. Analogamente, la seconda semi-cella 15 di ciascuna cella 10 della pila ? idraulicamente connessa a un secondo serbatoio 30 della coppia di serbatoi. Un condotto di carico 31 collega in serie tra loro il secondo serbatoio 30, la pompa 50 e la semi-cella 15, mentre un condotto di scarico 33 collega tra loro la seconda semi-cella 15 e il secondo serbatoio 30. Naturalmente i condotti 21, 23, 31 e 33 possono comprendere una o pi? valvole di esclusione e/o di sicurezza (non mostrati).

Nella forma di realizzazione preferita, la RFB 1 ? una batteria di flusso redox basata sul Vanadio (V). Di conseguenza, la prima semi-cella 13 e il primo serbatoio 20 contengono un primo elettrolita (positivo) ottenuto da una soluzione di pentossido di vanadio (V2O5, per esempio, 1,6 M) in acido solforico (H2SO4, per esempio 4,5 M) comprendente ioni VO<2+>, o V(IV), e VO2<+>, o V(V), in elevata concentrazione, per esempio compresa tra 0,8 mol/L e 2,5 mol/L, come uguale 1,6 mol/L. Diversamente, la seconda semi-cella 15 e il secondo serbatoio 30 contengono un secondo elettrolita (negativo) basato sulla medesima soluzione di vanadio in acido solforico ma comprendente, ma comprendente gli ioni V<2+>, o V(II), e V<3+>, o V(III), in elevata concentrazione, per esempio anche in questo caso compresa tra 0,8 mol/L e 2,5 mol/L, come uguale 1,6 mol/L.

Il BMS 70 ? connesso alle pompe 40 e 50 cos? come al PMS 60 per controllarne il funzionamento. A tale scopo il BMS 70 (come illustrato in Figura 2) comprende un'unit? di elaborazione 71 ? ad esempio, uno o pi? tra un PLC, un microcontrollore, un microprocessore, un'ASIC, un DSP, e una FPGA ? e un'unit? di memoria 73 configurata per memorizzare dati e/o istruzioni da eseguire (in modo volatile e/o non volatile) e, eventualmente, circuiteria ancillare (non illustrata) per garantirne il funzionamento di tali componenti. Preferibilmente, il BMS comprende un'interfaccia utente 75 e/o un modulo di comunicazione 77 per scambiare dati con un'unit? di elaborazione remota (non illustrata). Vantaggiosamente, il BMS 70 ? connesso anche a uno o pi? sensori 80 (illustrati in Figura 2) configurati per fornire segnali indicativi di parametri operativi della RFB 1 e/o parametri ambientali. Nell'esempio considerato i sensori 80 comprendono almeno un sensore di temperatura in grado di fornire un segnale (elettrico) indicativo di una temperatura di almeno uno dei due elettroliti nelle celle 10 della pila, una tensione di circuito aperto o OCV (acronimo dell'espressione inglese 'Open Circuit Voltage') della pila di celle 10, una temperatura dell'ambiente esterno. Preferibilmente, i sensori 80 sono configurati per fornire anche un'indicazione di una tensione tra gli elettrodi di ciascuna cella e/o una tensione complessiva esibita dalla pila di celle 10 della RFB 1 ? in particolare, una tensione di circuito aperto di ciascuna cella 10, una corrente erogata/assorbita da ciascuna cella e/o dalla pila di celle 10 della RFB 1, un livello/volume di elettrolita nei serbatoi 20 e 30, una pressione all'interno delle semi-celle 13 e 15 e/o nei serbatoi 20 e 30, una portata di elettrolita in uno o pi? dei condotti 21, 23, 31 e 33, una temperatura degli elettroliti nei serbatoi 20 e 30, una temperatura della pila di celle 10 e/o una potenza assorbita da una o entrambe le pompe 40 e 50.

Infine, il PMS 60 ? configurato per regolare l'erogazione e l'assorbimento di energia elettrica, in particolare i livelli di tensione e corrente erogati o assorbiti. A tale scopo, il PMS 60 (come illustrato in Figura 2) comprende uno o pi? tra un convertitore DC/DC 61 e un inverter DC/AC 63, cos? come un'unit? di controllo 65, preferibilmente connessa al BMS 70 per governarne il funzionamento del PMS 60 e, eventualmente, circuiteria ancillare (non illustrata) per garantirne il funzionamento di tali componenti.

Come noto, durante il funzionamento in scarica il PMS 60 ? collegato a un carico L per erogare potenza elettrica generata dalle reazioni di ossidoriduzione che avvengono in prossimit? degli elettrodi 17 e 19 nelle semi-celle 13 e 15, rispettivamente. Diversamente, durante il funzionamento in carica il PMS 60 ? collegato a un generatore di energia elettrica G per immagazzinare energia elettrica sotto forma energia chimica generando le specie di ioni V(II), V(III), V(IV) e V(V). Inoltre, gli elettroliti nelle semi-celle 13 e 15 sono progressivamente sostituiti dai corrispondenti elettroliti immagazzinati nei serbatoi 20 e 30 in modo da, in fase di scarica, erogare la totalit? dell'energia accumulata dalla RFB 1 o, in fase di carica, per assorbire la massima quantit? di energia possibile dalla RFB 1.

Avendo descritto la struttura della RFB 1 verr? ora descritto una procedura 900 di controllo configurata per governare il funzionamento della RFB 1 durante un periodo di stand-by della stessa (rappresentata dal diagramma di flusso di Figura 3). In particolare, il termine stand-by ? qui inteso indicare una condizione operativa della RFB 1 durante la quale non ? assorbita energia elettrica dal generatore G e non ? erogata energia elettrica al carico L.

La procedura 900 prevede un passo preliminare di selezionare una modalit? operativa (blocco 901). Nell'esempio considerato, il BMS 70 ? configurato per eseguire una prima modalit? M1 o una seconda modalit? M2, memorizzate nella memoria 73 del BMS 70.

In dettaglio, la prima modalit? M1 ? selezionata quando la durata dei periodi di stand-by e/o un istante di uscita dallo stand-by ? nota o prevedibile ? per esempio, nel caso la RFB 1 alimenti un impianto o macchinario di cui sono noti i periodi di attivit? o inattivit?. La seconda modalit? M2 ? selezionata quando la RFB 1 deve essere operativa in un intervallo di tempo dell'ordine dei millisecondi ? per esempio, quando la RFB 1 ? utilizzata per stabilizzare l'energia fornita a un carico da un convertitore di energia eolica caratterizzato da una generazione di energia irregolare.

Per esempio, il BMS 70 ? configurato per effettuare tale selezione sulla base di istruzioni fornite da un operatore attraverso l'interfaccia utente 75 del BMS 70 e/o da un'unit? di elaborazione remota (non illustrata) attraverso un canale di comunicazione stabilito dal modulo di comunicazione 77. In aggiunta o in alternativa, il BMS 70 pu? essere configurato per selezionare la modalit? operativa sulla base di un'analisi di durata e/o frequenza di alternanza dei periodi di attivazione e di stand-by.

La procedura 900 vera e propria ? avviata quando ? rilevato l'inizio di un periodo di stand-by. Nell'esempio considerato, l'inizio di un periodo di stand-by ? determinato dal BMS 70 come un istante di tempo iniziale t0 in qui ? rilevato che sia il generatore G sia il carico L non scambiano potenza elettrica con il PMS 60 (blocco 903).

Di conseguenza, ? eseguita la modalit? operativa selezionata (blocco decisionale 905).

Nel caso sia stata selezionata la prima modalit? M1 (ramo di uscita M1 del blocco 905), ? previsto di acquisire uno stato di carica della batteria SOC (acronimo del termine inglese State of Charge), una temperatura della pila Ts (per esempio misurata in corrispondenza di un condotto idraulico che fornisce elettrolita alle celle 10), e una temperatura ambiente Ta dell'ambiente in cui ? immersa la RFB 1 a partire dall'istante di tempo iniziale t0 dello stand-by (blocco 907) e, quindi, ? previsto di spegnere le pompe 40 e 50 (blocco 909).

Preferibilmente, il valore di stato di carica della batteria SOC ? un valore percentuale calcolato attraverso la seguente espressione, derivata dalla legge di Nernst:

dove OCV ? la tensione di circuito aperto, ai capi della pila di celle 10, rilevata in un istante di tempo t considerato, OCV50 ? la tensione di circuito aperto calcolata quando la carica della RFB 1 ? al 50% (SOC = 50%), n ? il numero di elettroni trasferiti nella reazione (n = 1), F ? la costante di Faraday, R ? la costante dei gas e T ? la temperatura della pila all'istante di tempo t (ossia, T = Ts(t)).

Il valore della tensione di circuito aperto OCV, il valore della temperatura Ts e il valore della temperatura Ta sono rilevati per mezzo di corrispondenti sensori 80.

I valori di stato di carica della batteria SOC, della temperatura iniziale della pila Ts, e della temperatura ambiente Ta misurati all'inizio dello stand-by, sono confrontati con terne di valori memorizzate in una matrice MA di riferimento ? o tabella di look-up ? per identificare una terna di valore sostanzialmente corrispondenti a quelli misurati e individuare un valore di un parametro di precipitazione, o downfall ? associato a tale terna (blocco 911). In altre parole, la matrice MA comprende una pluralit? di terne di valori di stato di carica della batteria SOC, della temperatura iniziale della pila Ts, e della temperatura ambiente Ta ? compresi all'interno di un intervallo di valori simulati ?, ciascuna di tali terne ? associata un corrispondente intervallo di tempo di intervento ?t. In una forma di realizzazione, la matrice MA comprende la pluralit? di terne di valori comprende valori di stato di carica della batteria SOC compresi tra 5% e 95%, valori della temperatura iniziale della pila Ts compresi tra 15? e 45? C, e valori della temperatura ambiente Ta compresi tra 10? e 35? C.

Vantaggiosamente, la matrice MA ? memorizzata in modo non volatile nella memoria 73 del BMS 70.

In dettaglio, l'intervallo di tempo di intervento ?t ? basato su un parametro di downfall ? compreso tra 0 e 1 (ossia, 0 < ? ? 1) calcolato sulla base di un modello della RFB 1. Il parametro di downfall ? fornisce un'indicazione che permette di identificare il raggiungimento di una condizione di generazione e precipitazione dei sali di vanadio all'interno delle semi-cella 13. In particolare, il parametro di downfall ? ? uguale a uno (? = 1) indica che ? innescata la generazione e precipitazione del pentossido di vanadio V2O5 nell'elettrolita.

Nell'esempio considerato, il parametro di downfall ? ? determinato tramite la seguente relazione:

dove ? ? il tempo di induzione all'ossidazione per lo ione V(V) oltre al quale avviene la generazione e la precipitazione del pentossido di vanadio V2O5. In accordo a quanto descritto in Oboroceanu D., Quill N., Lenihan C., Eidhin N. D., Sergiu P. Albu, P. Lynch, R. and D. Noel B., "Effects of Temperature and Composition on Catholyte Stability in Vanadium Flow Batteries: Measurement and Modeling", Journal of The Electrochemical Society, 2017, vol. 164 (9), pagg. A2101-A2109 ? indicato sinteticamente come 'Oboroceanu' nel seguito, il cui testo ? incorporato per riferimento -, il tempo di induzione ? ? calcolato tramite la seguente relazione:

dove ? e ?st sono il tempo di induzione all'ossidazione per lo ione V(V) e il tempo di induzione all'ossidazione per lo ione V(V) standard come indicato in Oboroceanu, m ? il coefficiente angolare del tempo di induzione ? in funzione della temperatura T, ? e ?st il coefficiente di concentrazione effettiva, ossia misurata o stimata per la RFB 1, e il coefficiente di concentrazione standard come indicato in Oboroceanu, rispettivamente, della soluzione solfato compresa negli elettroliti, CS e CS|st sono valori di concentrazione effettiva, ossia misurata o stimata per la RFB 1, e standard come indicato in Oboroceanu, rispettivamente, della soluzione solfato, CV e CV|st sono valori di concentrazione (in termini di molarit?) effettiva, determinata sulla base del valore SOC, e standard come indicato in Oboroceanu, rispettivamente, degli ioni V(V) in soluzione nell'elettrolita della semi-cella 13 delle celle 10, e T ? la temperatura dell'elettrolita calcolata in Kelvin (ossia T = Ts [K]).

Vantaggiosamente, i valori della temperatura iniziale della pila Ts, e della temperatura ambiente Ta associati a ciascun valore del parametro di downfall ? a sua volta associato a un corrispondente valore dell'intervallo di tempo di intervento ?t compreso nella matrice MA sono determinati a partire da un modello termico dinamico della RFB 1 in stand-by - basato sull'analisi delle celle 10 critiche della pila, ossia le celle 10 poste agli estremi della pila ? come descritto in Trov?, A., Marini, G., Sutto, A., Alotto, P., Giomo, M., Moro, F. and Guarnieri, M. "Standby thermal model of a vanadium redox flow battery stack with crossover and shunt-current effects" Applied Energy, 2019, vol.240, pagg. 893-906, Trov?, A., Picano, F. and Guarnieri, M. "Comparison of energy losses in a 9 kW vanadium redox flow battery", Journal of Power Sources, 2019, vol. 440, pagg. 227-144, e Moro, F., Trov?, A., Bortolin, S., Del Col, D., and Guarnieri, M. "An alternative low-loss stack topology for vanadium redox flow battery: Comparative assessment", Journal of Power Sources, 2017, vol. 340, pagg. 229-241, qui incorporati per riferimento.

In particolare, secondo gli insegnamenti dei testi indicati, modellizzando le transizioni di ioni per effetto crossover con la legge di Flick e risolvendo il modello elettrico equivalente della pila delle celle 10, ? possibile definire il bilancio di massa per la semi-cella 13 e la semi-cella 15 della n-esima cella 10 come:

(4)

dove Vc ? il volume della n-esima cella 10, Cj dove j = {II, III, IV, V} si riferisce alla concentrazione di ione considerato V(II), V(III), V(IV), V(V), Sco rappresenta il tasso di transizioni spurie attraverso il setto 11, Scn ? la componente delle correnti di shunt dove Ssc =Ii,n/F per j = II e j =V, e Ssc= - Ii,n/F per j = III and j = IV con Ii,n che rappresenta la corrente di shunt positive durante la carica e negative durante la scarica, e Sfl ? la componente del flusso dell'elettrolita al tasso di flusso di elettrolita Qc ossia Sfl,n=Qc,+(Cj,t+ - Cj,n+) per j = IV e j = V nella semi-cella 13 e Sfl,n=Qc,- (Cj,t- - Cj,n-) per j = II e j = III nella semicella 15.

Inoltre, a partire dall'equazione di bilancio di massa ? possibile definire il modello termico dinamico della n-esima cella 10 come segue - in accordo a Trov?, A, Saccardo, A., Giomo, M., and Guarnieri, M. "Thermal modeling of industrialscale vanadium redox flow batteries in high current operations", Journal of Power Sources, 2019, vol. 424, pagg. 204-214:

(5)

dove ?, CP sono la densit? e il calore specifico a pressione costante dell'elettrolita, rispettivamente, Tn ? la temperatura della n-esima cella, Wtr,n ? il calore scambiato tra n-esima cella e ambiente esterno, Wco,n ? il calore generato dalle reazioni dovute alle transizioni per effetto crossover, Wsc,n ? il calore generato per effetto joule dalle correnti di shunt, Wre,n ? il calore generato all'interno della n-esima cella per variazioni di entropia, ed ? trascurabile nel caso di stand-by, e infine Wfl,n ? il calore generato da flussi di circolazione dell'elettrolita nella n-esima cella.

Come sar? evidente, il modello termico dinamico per la n-esima cella 10 pu? essere quindi esteso all'intera pila di celle 10 della RFB 1 e utilizzato per popolare la matrice MA. In particolare, a partire dalla relazione (2) ? possibile determinare una pluralit? di valori dell'intervallo di tempo di intervento ?t per un valore del parametro di downfall ? desiderato e una pluralit? di valori di carica della batteria SOC, della temperatura iniziale della pila Ts, e della temperatura ambiente Ta predeterminati.

Nella forma di realizzazione preferita, i valori dell'intervallo di tempo di intervento ?t contenuti nella matrice MA sono calcolati per un valore del parametro di downfall ? uguale o maggiore di un valore di soglia, preferibilmente compreso tra 0,7 e 0,9, per esempio 0,8 (ossia, ? ? 0,8).

In altre parole, l'intervallo di tempo di intervento ?t corrisponde all'intervallo di tempo a partire dall'istante di tempo iniziale t0 per cui il valore del parametro di downfall ? ? calcolato a partire dalla terna di valori di carica della batteria SOC, della temperatura iniziale della pila Ts, e della temperatura ambiente Ta misurati ? equivale al valore di soglia (ossia, ?t = t ? t0, con ?(t) = 0,8).

Ritornando alla procedura 900, ? previsto di verificare se l'intervallo di tempo trascorso ?tT dall'istante di tempo iniziale t0 ? uguale o maggiore dell'intervallo di tempo di intervento ?tI (blocco decisionale 913).

In caso negativo (ossia, ?tT < ?tI, ramo di uscita N del blocco 913), ? verificato il permanere in stand-by della RFB 1 (blocco decisionale 915). In altre parole, il BMS 70 ? configurato per verificare che il carico L o il generatore G non ricomincino a assorbire o erogare, rispettivamente, energia elettrica attraverso il PMS 60.

In caso affermativo (ramo di uscita Y del blocco decisionale 915), il monitoraggio del tempo di intervento ?tI ? interrotto ed ? previsto di riavviare le pompe 40 e 50 (blocco 917) in modo da garantire una portata operativa della RFB e, quindi, reiterare la procedura 900 a partire dal monitorare il funzionamento della RFB 1 per identificare l'istante di inizio del prossimo stand-by come descritto in relazione al blocco 903.

In caso la RFB 1 permanga in stand-by (ramo di uscita N del blocco decisionale 915), ? previsto monitorare l'intervallo di tempo trascorso ?tT reiterando la procedura 900 dal blocco 913 sopra descritto.

In caso, invece, l'intervallo di tempo trascorso ?tT dall'istante di tempo iniziale t0 dello stand-by sia uguale o superiore al tempo di intervento ?tI (ossia, ?tT ? ?tI, ramo di uscita Y del blocco 913), ? previsto di avviare un lavaggio delle celle 10 della RFB 1 (blocco 919). In altre parole, le pompe 40 e 50 sono attivate al fine di rimuovere gli elettroliti contenuti nelle celle 10 della RFB 1 e sostituirli con una corrispondente quantit? di elettroliti contenuti nei serbatoi 20 e 30. Preferibilmente, il BMS 70 ? configurato per azionare le pompe 40 e 50 in modo da provocare un flusso di elettroliti con portata Q1 in grado di effettuare un lavaggio della pila di celle 10 entro un tempo di lavaggio desiderato, ad esempio 2 minuti. Per esempio, la portata Q1 ? selezionata sostanzialmente pari a 10 L/min<-1 >nel caso di una pila di celle 10 con capacit? 0.018 m<3 >in modo da completare un lavaggio della pila di celle 10 entro 2 minuti.

Terminato il lavaggio, ? previsto di reiterare la procedura 900 dal passo di acquisire una nuova terna di valori di carica della batteria SOC, della temperatura iniziale della pila Ts, e della temperatura ambiente Ta, come descritto sopra in relazione al blocco 907.

Test svolti dalla Richiedente hanno mostrato come la prima modalit? M1 permetta di ridurre i fenomeni di self-discharge e quindi contenere la riduzione di SOC della RFB 1 durante lo stand-by anche nel caso quest'ultimo si protragga per periodi prolungati, come evidente della Figura 4a, la quale riporta andamenti della SOC in funzione del tempo durante un periodo di stand-by, nel caso siano effettuati lavaggi con periodicit? predeterminata ? secondo una forma di realizzazione alternativa della presente invenzione ? con la Figura 4b la quale riporta andamenti della SOC in funzione del tempo durante un periodo di standby, nel caso sia implementata la prima modalit? M1.

Ritornando al blocco decisionale 905, nel caso sia stata selezionata la seconda modalit? M2 operativa (ramo di uscita M2 del blocco 905), ? previsto di mantenere attive le pompe 40 e 50 durante lo stand-by della RFB 1 (921).

In particolare, ? previsto di azionare le pompe 40 e 50 per provocare un flusso di circolazione degli elettroliti avente una portata Qr di ricircolo predeterminata in base alle caratteristiche specifiche della RFB 1. Nell'esempio considerato, la portata Qr ? la portata che rispetta una o pi? delle seguenti quattro condizioni.

a. La portata Qr deve essere tale da contenere il fenomeno di auto-scarica, o selfdischarge, legate allo ione V(II) durante lo stand-by. In particolare, lo ione V(II) ha la molarit? maggiore tra gli ioni degli elettroliti e, pertanto, la ricombinazione dello ione V(II) ? la principale causa di perdita di carica nella fase iniziale dello stand-by. In una forma di realizzazione, la portata Qr ? selezionata in modo da mantenere una concentrazione desiderata di ione V(II) maggiore o uguale a un valore minimo in ciascuna delle semi-cella 15 delle celle 10.

b. La portata Qr deve essere sufficientemente elevata per garantire che il valore di SOC degli elettroliti nelle semi-celle 13 e 15 non si discosti dal valore di SOC degli elettroliti nei serbatoi 20 e 30 di un valore differenza ?SOC, al fine di garantire una risposta rapida all?inserzione di un carico.

c. La portata Qr deve essere sufficientemente elevata per evitare un surriscaldamento degli elettroliti, in particolare deve essere dimensionata per mantenere la temperatura degli elettroliti sotto un valore di temperatura obiettivo TOBJ, ad esempio tale che la sovratemperatura rispetto ai serbatoi sia non maggiore di 5? C, nel caso della RFB 1 basata su vanadio. In dettaglio, la temperatura degli elettroliti nelle celle 10 della RFB 1 dipende principalmente dal calore Wco,s generato dalle ricombinazioni generate per effetto crossover e dal calore Wsc,s generato dalle correnti di shunt; di conseguenza, mantenendo la temperatura degli elettroliti pari o inferiore alla temperatura obiettivo TOBJ assicura che tali fenomeni siano di portata contenuta.

d. Infine, la portata Qr deve essere maggiore della minima portata supportabile dalle pompe 40 e 50.

Le pompe 40 e 50 sono mantenute in funzione per pompare gli elettroliti alla portata Qr per tutta la durata dello stand-by (blocco decisionale 923, e ramo di uscita N del blocco 923) per reiterare la procedura 900 a partire dal monitorare il funzionamento della RFB 1 per identificare l'istante di inizio del prossimo standby come descritto in relazione al blocco 903 (ramo di uscita Y del blocco 923).

Test svolti dalla Richiedente hanno mostrato come sia possibile identificare una portata Qr = 3 L/<min-1 >ottimale ? nel caso di una pila di volume pari a 0.018 m<3 >? con cui azionare le pompe nella seconda modalit? M2 tale da:

- garantire una differenza di concentrazione minima tra l'elettrolita immagazzinato nel serbatoio 30 e l'elettrolita nella semi-cella 15 delle celle 10 della pila ? come mostrato in Figura 5a, dove VII,s ? la concentrazione dello ione V(II) nella pila, mentre VII,t ? la concentrazione dello ione V(II) nel serbatoio dopo un periodo di stand-by di 6 ore in funzione della portata;

- mantenere contenuta la riduzione di concentrazione dello ione V(II) nell'elettrolita della semi-cella 15 delle celle 10 della RFB 1 ? come mostrato in Figura 5b dove ? tracciato un grafico della riduzione di concentrazione dello ione V(II) dopo un periodo di stand-by di 6 ore in funzione della portata, e

- mantenere una temperatura della pila inferiore a 30? C ? come mostrato in Figura 5c dove ? tracciato un grafico della temperatura della pila dopo un periodo di stand-by di 6 ore in funzione della portata.

L?invenzione cos? concepita ? suscettibile di numerose modifiche e varianti tutte rientranti nell?ambito della presente invenzione quale risulta dalle rivendicazioni allegate.

Ad esempio, la RFB 1 pu? essere provvista di un apparato di rilevazione comprendente gli uno pi? sensori e una circuiteria di pre-elaborazione configurata per adattare e fornire i segnali generati dai sensori al BMS 70.

In forme di realizzazione alternative (non illustrate), due o pi? tra lo stato di carica della batteria SOC, la temperatura della pila Ts e la temperatura ambiente Ta possono essere combinati tra loro e/o con altri parametri operativi rilevati dai sensori 80 per determinare un parametro di confronto corrispondente a uno specifico valore di downfall ? e, di conseguenza, un corrispondente tempo di intervento ?t. In tale caso, anzich? la matrice MA sar? memorizzata una look-up table comprendente una pluralit? di valori di tale parametro di confronto e una pluralit? di corrispondenti valori del tempo di intervento ?t.

Diversamente, nulla vieta di prevedere una matrice MA pi? ampia comprendente anche uno o pi? valori di parametri operativi rilevati dai sensori 80 in aggiunta allo stato di carica della batteria SOC, alla temperatura della pila Ts e alla temperatura ambiente Ta. In questo caso, ciascun valore del tempo di intervento ?t - derivato da un corrispondente valore di downfall ? - memorizzato nella matrice MA sar? associato a un corrispondente insieme di valori dello stato di carica della batteria SOC, della temperatura della pila Ts, della temperatura ambiente Ta e di uno o pi? di tali parametri operativi.

In una forma di realizzazione alternativa, come sopra accennato ? possibile prevedere una procedura semplificata in cui il lavaggio ? attivato periodicamente durante lo stand-by. Preferibilmente, ? determinato un intervallo di tempo di lavaggio ?tL, per esempio un intervallo di tempo inferiore a un tempo medio necessario per avere una riduzione della concentrazione dello ione V(II) oltre un valore di soglia. Di conseguenza, durante lo stand-by, ? avviato un lavaggio della pila di celle periodicamente, ogni volta che ? trascorso intervallo di tempo di lavaggio ?tL.

Ancora, come sar? evidente al tecnico del settore, la procedura 900 sopra presentata pu? fare parte di un metodo per il controllo della RFB 1 che prevede procedure per la gestione dell'erogazione di energia elettrica al carico L, per l'assorbimento di energia elettrica dal generatore G e una o pi? procedure aggiuntive come procedure di attivazione e di sicurezza. In aggiunta, uno o pi? passi della medesima procedura o di differenti procedure possono essere eseguite in parallelo tra loro o con un ordine differente da quello sopra presentato. Analogamente, uno o pi? passi opzionali possono essere aggiunti o rimossi da una o pi? delle procedure.

Infine, tutti i dettagli sono sostituibili da altri elementi tecnicamente equivalenti.

In conclusione, i materiali impiegati, nonch? le forme e le dimensioni contingenti, potranno essere qualsiasi secondo le specifiche esigenze implementative senza per questo uscire dall?ambito di protezione delle seguenti rivendicazioni.

Claims

RIVENDICAZIONI 1. Metodo (900) di controllo di una batteria (1) di flusso redox, detta batteria (1) comprendendo: - una pluralit? di celle (10) elettrolitiche, ciascuna cella (10) essendo suddivisa in una coppia di semi-celle (13, 15) separate da un setto (11) a scambio ionico, ciascuna semi-cella (13, 15) alloggiando una prima quantit? di un rispettivo elettrolita ed un rispettivo elettrodo (17, 19); - un sistema di gestione della potenza (60) connesso a detti elettrodi (17, 19) e configurato per erogare energia elettrica generata dalla batteria (1) a un carico connesso alla stessa o assorbire energia elettrica da un generatore connesso alla batteria (1); - una coppia di serbatoi (20, 30), ciascun serbatoio alloggiando una seconda quantit? di un corrispondente elettrolita ed essendo idraulicamente connesso alla semi-cella (13, 15) che alloggia il medesimo elettrolita; - uno o pi? elementi sensori (80) configurati per acquisire almeno uno stato di carica della batteria (1), una temperatura della pluralit? di celle (10), e una temperatura ambiente in cui ? immersa la batteria (1), e - un sistema di gestione della batteria (70) configurato per controllare il funzionamento della batteria (1), il metodo prevedendo che il sistema di gestione della batteria (70) esegua i passi di: a. identificare (903) un inizio di un periodo di inattivit?, laddove durante detto periodo di inattivit? la batteria non eroga energia elettrica a un carico e non assorbe energia elettrica da un generatore, b. attivare (905) una modalit? operativa configurata per mantenere la carica immagazzinata nella batteria (1) durante il periodo di inattivit?, laddove, durante detto periodo di inattivit?, detta modalit? operativa prevede di: c. annullare (907) un flusso degli elettroliti dalla pluralit? di celle (10) ai serbatoi (20, 30) o, viceversa, dai serbatoi (20, 30) verso la pluralit? di celle (10); d. verificare (911; 913) il raggiungimento di una condizione di soglia, indicativa di una precipitazione di sali in uno o in entrambi gli elettroliti contenuti nella pluralit? di celle, e e. nel caso sia verificato l'insorgere di detta condizione di soglia, sostituire (919) gli elettroliti contenuti nella pluralit? di celle (10) con elettroliti contenuti nei serbatoi (20, 30).
2. Metodo (900) secondo la rivendicazione 1, ulteriormente comprendente il passo di: - rilevare (907) un valore dello stato di carica della batteria (1), della temperatura della pila, e della temperatura ambiente in cui ? immersa la batteria (1) prima di arrestare il flusso di elettroliti, e in cui il passo di verificare (911; 913) il raggiungimento di una condizione di soglia comprende: - determinare (911) detta condizione di soglia sulla base dei valori rilevati.
3. Metodo (900) secondo la rivendicazione 1, in cui il passo di determinare (911) detta condizione di soglia sulla base dei valori rilevati comprende: - determinare (911) un intervallo di tempo di intervento, detto intervallo di tempo di intervento essendo inferiore di un tempo di induzione alla reazione dello ione dell'elettrolita che genera detto sale precipitato, e in cui il passo di verificare (911; 913) il raggiungimento di una condizione di soglia comprende ulteriormente: - identificare (913) il trascorrere di detto intervallo di tempo di intervento dall'inizio del periodo di inattivit? o da una precedente iterazione del passo e.
4. Metodo (900) secondo la rivendicazione 3, in cui detto intervallo di tempo di intervento ? calcolato sulla base di un parametro di precipitazione, laddove detto parametro di precipitazione ? definito come:

dove ? ? il tempo di induzione all'ossidazione di detto ione dell'elettrolita, t0 ? l'istante di tempo iniziale della condizione di inattivit? e t ? un istante di tempo trascorso in cui il parametro di precipitazione raggiunge un valore di soglia, l'intervallo di tempo di intervento corrispondendo alla differenza tra detto istante di tempo iniziale e detto istante di tempo trascorso.
5. Metodo (900) secondo la rivendicazione 4, in cui il passo di verificare (911; 913) il raggiungimento di una condizione di soglia prevede di: - verificare il trascorrere dell'intervallo di tempo di intervento calcolato per un valore del parametro di precipitazione ? uguale o maggiore a un valore di soglia compreso tra 0,7 e 0,9, preferibilmente uguale a 0,8.
6. Metodo (900) secondo una qualsiasi delle rivendicazioni da 3 a 5, in cui il sistema di gestione della batteria (70) memorizza una matrice in cui ? memorizzata una pluralit? di terne di valori dello stato di carica della batteria (1), della temperatura della pluralit? di celle (10), e della temperatura ambiente in cui ? immersa la batteria (1), laddove ciascuna terna ? associata a un corrispondente valore di detto intervallo di tempo di intervento, e in cui il passo di determinare (911) un intervallo di tempo di intervento comprende: - identificare una corrispondenza tra i valori dello stato di carica della batteria (1), della temperatura della pluralit? di celle (10), e della temperatura ambiente in cui ? immersa la batteria (1) rilevati e una terna di valori compresi nella matrice, e - selezionare il valore dell'intervallo di tempo di intervento associato alla terna di valori corrispondente ai valori rilevati.
7. Metodo (900) secondo la rivendicazione 1, in cui il passo verificare (911; 913) il raggiungimento di una condizione di soglia, prevede di: - determinare il trascorrere di un periodo di tempo predeterminato dall'inizio del periodo di inattivit? o da una precedente iterazione del passo e.
8. Metodo (900) secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti, ulteriormente comprendente i passi di: - selezionare (901) tra la modalit? operativa e una modalit? operativa alternativa configurata per mantenere la carica immagazzinata nella batteria (1), e - se selezionata, attivare (905) detta modalit? operativa alternativa durante un periodo di inattivit?, laddove, durante detto periodo di inattivit?, detta modalit? operativa alternativa prevede di: - mantenere (921) un flusso costante di circolazione degli elettroliti tra i serbatoi (20, 30) e la pluralit? di celle (10).
9. Metodo (900) secondo la rivendicazione 8, in cui la portata di detto flusso costante di circolazione degli elettroliti ? selezionata in modo che a. sia limitata a un valore desiderato una riduzione di concentrazione di uno ione predeterminato in almeno una delle semi-celle (13, 15) di ciascuna delle celle (10); b. una differenza tra uno stato di carica degli elettroliti nella pluralit? di celle (10) e uno stato di carica degli elettroliti nei serbatoi (20, 30) sia uguale o minore a un valore differenza prefissato; c. sia mantenuta una temperatura degli elettroliti uguale o minore a un valore di temperatura obiettivo, e d. sia maggiore di una minima portata supportabile da pompe (40, 50) che generano detto flusso costante di circolazione degli elettroliti .
10. Batteria (1) di flusso redox, preferibilmente al vanadio, comprendente: - una pluralit? di celle (10) elettrolitiche, ciascuna cella (10) essendo suddivisa in una coppia di semi-celle (13, 15) separate da un setto (11) a scambio ionico, ciascuna semi-cella (13, 15) alloggiando una prima quantit? di un rispettivo elettrolita ed un rispettivo elettrodo (17, 19); - un sistema di gestione della potenza (60) connesso a detti elettrodi (17, 19) e configurato per erogare energia elettrica generata dalla batteria (1) a un carico connesso alla stessa o assorbire energia elettrica da un generatore connesso alla batteria (1); - una coppia di serbatoi (20, 30), ciascun serbatoio alloggiando una seconda quantit? di un corrispondente elettrolita ed essendo idraulicamente connesso alla semi-cella (13, 15) che alloggia il medesimo elettrolita; - uno o pi? elementi sensori (80) configurati per acquisire almeno uno stato di carica della batteria (1), una temperatura della pluralit? di celle (10), e una temperatura ambiente in cui ? immersa la batteria (1), e - un sistema di gestione della batteria (70) configurato per controllare il funzionamento della batteria, in cui il sistema di gestione della batteria (70) ? configurato per implementare il metodo secondo una qualsiasi delle rivendicazioni precedenti.