JPWO2020026655A1 - レドックスフロー電池システム - Google Patents

レドックスフロー電池システム Download PDF

Info

Publication number
JPWO2020026655A1
JPWO2020026655A1 JP2020534112A JP2020534112A JPWO2020026655A1 JP WO2020026655 A1 JPWO2020026655 A1 JP WO2020026655A1 JP 2020534112 A JP2020534112 A JP 2020534112A JP 2020534112 A JP2020534112 A JP 2020534112A JP WO2020026655 A1 JPWO2020026655 A1 JP WO2020026655A1
Authority
JP
Japan
Prior art keywords
value
cell
electrolytic solution
voltage
battery system
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Granted
Application number
JP2020534112A
Other languages
English (en)
Other versions
JP7248029B2 (ja
Inventor
柴田　俊和
俊和 柴田
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Sumitomo Electric Industries Ltd
Original Assignee
Sumitomo Electric Industries Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Sumitomo Electric Industries Ltd filed Critical Sumitomo Electric Industries Ltd
Publication of JPWO2020026655A1 publication Critical patent/JPWO2020026655A1/ja
Application granted granted Critical
Publication of JP7248029B2 publication Critical patent/JP7248029B2/ja
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/18—Regenerative fuel cells, e.g. redox flow batteries or secondary fuel cells
    • H01M8/184—Regeneration by electrochemical means
    • H01M8/188—Regeneration by electrochemical means by recharging of redox couples containing fluids; Redox flow type batteries
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04082—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration
    • H01M8/04186—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration of liquid-charged or electrolyte-charged reactants
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04082—Arrangements for control of reactant parameters, e.g. pressure or concentration
    • H01M8/04201—Reactant storage and supply, e.g. means for feeding, pipes
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04276—Arrangements for managing the electrolyte stream, e.g. heat exchange
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04298—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
    • H01M8/04313—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by the detection or assessment of variables; characterised by the detection or assessment of failure or abnormal function
    • H01M8/04537—Electric variables
    • H01M8/04544—Voltage
    • H01M8/04567—Voltage of auxiliary devices, e.g. batteries, capacitors
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04298—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
    • H01M8/04313—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by the detection or assessment of variables; characterised by the detection or assessment of failure or abnormal function
    • H01M8/04537—Electric variables
    • H01M8/04574—Current
    • H01M8/04582—Current of the individual fuel cell
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04298—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
    • H01M8/04313—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by the detection or assessment of variables; characterised by the detection or assessment of failure or abnormal function
    • H01M8/04537—Electric variables
    • H01M8/04574—Current
    • H01M8/04597—Current of auxiliary devices, e.g. batteries, capacitors
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04298—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
    • H01M8/04313—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by the detection or assessment of variables; characterised by the detection or assessment of failure or abnormal function
    • H01M8/04537—Electric variables
    • H01M8/04604—Power, energy, capacity or load
    • H01M8/04611—Power, energy, capacity or load of the individual fuel cell
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04298—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
    • H01M8/04313—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by the detection or assessment of variables; characterised by the detection or assessment of failure or abnormal function
    • H01M8/04537—Electric variables
    • H01M8/04634—Other electric variables, e.g. resistance or impedance
    • H01M8/04641—Other electric variables, e.g. resistance or impedance of the individual fuel cell
    • H—ELECTRICITY
    • H01—ELECTRIC ELEMENTS
    • H01M—PROCESSES OR MEANS, e.g. BATTERIES, FOR THE DIRECT CONVERSION OF CHEMICAL ENERGY INTO ELECTRICAL ENERGY
    • H01M8/00—Fuel cells; Manufacture thereof
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • H01M8/04298—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems
    • H01M8/04694—Processes for controlling fuel cells or fuel cell systems characterised by variables to be controlled
    • H01M8/04746—Pressure; Flow
    • H01M8/04753—Pressure; Flow of fuel cell reactants
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30—Hydrogen technology
    • Y02E60/50—Fuel cells

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Manufacturing & Machinery (AREA)
  • Sustainable Development (AREA)
  • Sustainable Energy (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Electrochemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Fuel Cell (AREA)

Abstract

電解液の供給により充放電を行うセルと、前記電解液と共通の電解液が供給されるモニタセルと、前記セルに入出力される電流を測定する電流計測部と、前記モニタセルの開放電圧を測定する電圧計測部と、前記電解液の充電状態を演算する演算部と、を備え、前記演算部は、第一の処理部と、第二の処理部と、第三の処理部とを有し、前記第一の処理部は、前記電流計測部により測定された電流値を予め定めた時定数分の時間だけ積分した積分値を演算し、前記第二の処理部は、前記電圧計測部により測定された電圧実測値と前記積分値とに基づいて電圧補正値を演算し、前記第三の処理部は、前記電圧補正値から前記電解液の第一の充電状態の値を算出する、レドックスフロー電池システム。

Description

本開示は、レドックスフロー電池システムに関する。
本出願は、２０１８年７月３０日付の日本国出願の特願２０１８−１４２９５１号に基づく優先権を主張し、前記日本国出願に記載された全ての記載内容を援用するものである。
レドックスフロー電池は、充放電を行うセル（メインセル）と電解液を貯留するタンクとを備える。レドックスフロー電池は、電解液をタンクとセルとの間で循環させてセルに電解液を供給して、電解液に含有する金属イオンの価数変化により充放電を行う。電解液には、代表的には、酸化還元により価数が変化する金属イオン（例えばバナジウムイオンなど）を活物質として含有する水溶液が使用されている。
レドックスフロー電池において、電力変換装置に接続されて充放電を行うメインセルとは別に、電解液の充電状態（ＳＯＣ：Ｓｔａｔｅ Ｏｆ Ｃｈａｒｇｅ）を計測するためのモニタ用の補助セル（モニタセル）を備えるものがある（例えば、特許文献１、２を参照）。モニタセルは、電力変換装置に接続されず、メインセルと共通の電解液が供給される。モニタセルを備える場合、モニタセルの開放電圧（起電力）を測定する。これにより、電解液の電位差を測定することで、メインセルに供給される電解液の充電状態を計測することが可能である。これは、図３に示すように、モニタセルの開放電圧（以下、モニタセル電圧という場合がある）と電解液の充電状態（ＳＯＣ）とは相関関係があり、モニタセル電圧から充電状態を求めることができるためである。図３中、横軸は充電状態（ＳＯＣ［％］）を示す。図３中、縦軸はモニタセル電圧［Ｖ］を示す。
特開２００３−３１７７８８号公報 特開２０１３−３７８５７号公報
本開示のレドックスフロー電池システムは、
電解液の供給により充放電を行うセルと、
前記電解液と共通の電解液が供給されるモニタセルと、
前記セルに入出力される電流を測定する電流計測部と、
前記モニタセルの開放電圧を測定する電圧計測部と、
前記電解液の充電状態を演算する演算部と、を備え、
前記演算部は、第一の処理部と、第二の処理部と、第三の処理部とを有し、
前記第一の処理部は、
前記電流計測部により測定された電流値を予め定めた時定数分の時間だけ積分した積分値を演算し、
前記第二の処理部は、
前記電圧計測部により測定された電圧実測値と前記積分値とに基づいて電圧補正値を演算し、
前記第三の処理部は、
前記電圧補正値から前記電解液の第一の充電状態の値を算出する。
図１は、実施形態１に係るレドックスフロー電池システムの概略構成図である。 図２は、セルスタックの概略構成図である。 図３は、モニタセル電圧と電解液の充電状態（ＳＯＣ）との関係の一例を示すグラフである。 図４は、実施形態１に係るレドックスフロー電池システムを充電運転したときのモニタセル電圧の変化の一例を示すグラフである。 図５は、変形例２に係るレドックスフロー電池システムの概略構成図である。 図６は、試験例１のレドックスフロー電池システムを運転したときの演算部によって求められた電解液の充電状態（ＳＯＣ）を示すグラフである。
［本開示が解決しようとする課題］
従来、レドックスフロー電池システムにおいて、電解液の充電状態に基づいてセルの充放電を制御することが行われている。代表的には、レドックスフロー電池システムにおける電解液の充電状態は、上記モニタセルの開放電圧を測定し、その実測値から電解液の充電状態を求めることにより管理されている。モニタセル電圧と電解液の充電状態とは、図３に示すような関係があり、充電状態（ＳＯＣ）が高くなるに従ってモニタセル電圧が高くなる。図３に示すように、充電状態（ＳＯＣ）が０％に近い範囲及び１００％に近い範囲では、充電状態に対するモニタセル電圧の傾き（変化率）が大きくなる。また、充電状態が低い範囲と高い範囲との間の中間の範囲では、モニタセル電圧の傾きが略一定になり、充電状態に対してモニタセル電圧が直線的に変化する。一般的に、レドックスフロー電池システムは、モニタセル電圧の傾きが略一定になる充電状態の範囲内となるように制御されている。例えば、電解液の充電状態が１５％〜８５％の範囲内で使用されている。以下では、使用される電解液の充電状態の範囲を、充電状態の使用範囲と呼ぶ場合がある。図３中、ＳＯＣｍｉｎ及びＳＯＣｍａｘはそれぞれ、充電状態の使用範囲（ＳＯＣ使用範囲）の最小値（下限値）及び最大値（上限値）を示している。また、Ｅｍｉｎ及びＥｍａｘは、充電状態がＳＯＣｍｉｎ及びＳＯＣｍａｘのときのモニタセル電圧をそれぞれ示している。Ｅｍａｘはモニタセル電圧の最大値、Ｅｍｉｎはモニタセル電圧の最小値となる。
レドックスフロー電池システムは、セルの充放電に対してモニタセルの電圧変化に時間遅れが生じる問題がある。そのため、レドックスフロー電池システムは、システム全体の電解液の充電状態を適切に把握することが困難である。
レドックスフロー電池システムは、タンクとセルとの間で電解液を循環させる循環流路を備えている。電解液は循環流路を通ってタンクからセルに送られてセルで充放電された後にタンクに戻される。タンクに戻された電解液は再び循環流路を通ってタンクからセルに送られる。つまり、セルに電解液が供給され、セルで電解液が充放電されてから、充放電された電解液が再びセルに供給されるまでに時間を要する。そのため、モニタセルで電解液の充電状態を測定する場合、セルで充放電された電解液の充電状態が、モニタセルの電圧に反映されるまでに時間遅れが生じる。よって、セルの充放電に対してモニタセルの電圧変化に時間遅れが生じることになる。
レドックスフロー電池システムを太陽光発電や風力発電などの自然エネルギー発電の出力平滑化用途に適用した場合、数秒単位で充放電が切り替わる。従来のレドックスフロー電池システムでは、セルに送られた電解液の充電状態をモニタセルにより計測している。しかし、上述したように充放電に対してモニタセルの電圧変化に時間遅れが生じることから、数秒後、数十秒後にセルに送られてくる電解液の充電状態を予測できない。そのため、数秒単位で充放電を制御する場合、電解液の充電状態を使用範囲内に管理することが難しい。そこで、循環流路やタンク内を含むシステム全体の電解液の充電状態を把握することが望まれる。
本開示は、システム全体の電解液の充電状態を把握できるレドックスフロー電池システムを提供することを目的の一つとする。
［本開示の効果］
本開示のレドックスフロー電池システムは、システム全体の電解液の充電状態を把握できる。
［本開示の実施形態の説明］
モニタセルの電圧変化に時間遅れが生じる要因としては、以下のものが挙げられる。
（１）電解液がセル（モニタセルを含む）を通過してセル内の電解液が入れ替わるのに要する時間。
（２）電解液が循環流路を通過するのに要する時間。
（３）タンク内に戻された電解液がタンク内の電解液中に拡散するのに要する時間。
モニタセルの電圧変化の遅れ時間（時定数）は、レドックスフロー電池の構成や運転条件、具体的には、セルのサイズ、循環流路の長さや径、タンク容量、ポンプ流量などにもよるが、通常は数分以上（例えば６分以上）である。
本発明者は、モニタセルを備えるレドックスフロー電池システムについて上記要因を考慮しつつ鋭意検討した結果、次のような知見を得た。モニタセルの開放電圧を測定する電圧計測部により測定された電圧値（電圧実測値）を、モニタセルの電圧変化の遅れ時間（時定数）に基づいて補正する。そして、補正して得られた電圧補正値から電解液の充電状態を求めることで、システム全体の電解液の充電状態を適切に把握できることを見出した。電解液の充電状態は、充放電によってセルに流れた電荷量（電流の積分値）に比例する。よって、モニタセルの電圧実測値に、現時点から遅れ時間前までの間（時定数分の時間）にセルに流れた電流の積分値を加算することで、充放電に対するモニタセル電圧の時間遅れを補正することができる。そして、補正したモニタセルの電圧補正値から電解液の充電状態を算出することにより、システム全体の電解液の充電状態を把握することが可能である。ここでは、電圧補正値から算出した電解液の充電状態の値を、電解液の第一の充電状態の値とする。最初に本開示の実施態様を列記して説明する。
（１）本開示の実施形態に係るレドックスフロー電池システムは、
電解液の供給により充放電を行うセルと、
前記電解液と共通の電解液が供給されるモニタセルと、
前記セルに入出力される電流を測定する電流計測部と、
前記モニタセルの開放電圧を測定する電圧計測部と、
前記電解液の充電状態を演算する演算部と、を備え、
前記演算部は、第一の処理部と、第二の処理部と、第三の処理部とを有し、
前記第一の処理部は、
前記電流計測部により測定された電流値を予め定めた時定数分の時間だけ積分した積分値を演算し、
前記第二の処理部は、
前記電圧計測部により測定された電圧実測値と前記積分値とに基づいて電圧補正値を演算し、
前記第三の処理部は、
前記電圧補正値から前記電解液の第一の充電状態の値を算出する。
上記レドックスフロー電池システムは、演算部（第一の処理部、第二の処理部及び第三の処理部）により電解液の充電状態を演算することで、システム全体の電解液の充電状態をリアルタイムに把握できる。演算部は、電流計測部により測定された電流値を時定数で積分し、電圧計測部により測定された電圧実測値を電流の積分値に基づいて補正することにより、充放電に対するモニタセル電圧の時間遅れを補正する。具体的には、電流計測部により測定された電流値を時定数分の時間だけ積分した積分値を演算し、電圧実測値と積分値とに基づいて電圧補正値を演算する。時定数は、モニタセルの電圧変化の時間遅れに基づいて定めることができる。上記レドックスフロー電池システムは、演算部によって電圧補正値から電解液の充電状態（第一の充電状態の値）を算出することにより、システム全体の電解液の充電状態をリアルタイムに把握することが可能である。
（２）上記レドックスフロー電池システムの一形態として、
前記時定数は、前記レドックスフロー電池システムを運転することにより予め測定されたものであることが挙げられる。
時定数は、個々のレドックスフロー電池システムによって異なる。上記形態は、レドックスフロー電池システムを実際に運転して時定数を測定することにより、時定数を精度よく容易に求めることができる。時定数は、充電又は放電運転を行い、充電又は放電開始からモニタセル電圧が変化するまでの時間を測定することによって求めることができる。
（３）上記レドックスフロー電池システムの一形態として、
前記電解液を貯留するタンクと前記セルとの間で前記電解液を循環させる循環流路と、
前記循環流路に設けられ、前記電解液を圧送するポンプと、
前記ポンプの流量を制御するポンプ制御部と、を備え、
前記時定数を前記ポンプの流量に応じて変えることが挙げられる。
ポンプの流量が変わると、電解液がセルや循環流路を通過する時間が変わるため、時定数も変わる。よって、時定数をポンプの流量に応じて変えることで、モニタセル電圧の時間遅れを適切に補正することができる。つまり、モニタセル電圧の時間遅れに応じた適切な電圧補正値を演算で求めることができる。よって、上記形態は、電圧補正値から電解液の充電状態（第一の充電状態の値）を算出することにより、システム全体の電解液の充電状態をより正確に把握できる。
（４）上記レドックスフロー電池システムの一形態として、
前記第一の充電状態の値を一定時間間隔で記録するロギング部を備えることが挙げられる。
上記形態は、ロギング部を備えることで、電解液の第一の充電状態の値を記録しておくことができる。ロギング部で記録された電解液の第一の充電状態の値は、例えば、レドックスフロー電池システムの運転解析などに有効に利用できる。
（５）上記レドックスフロー電池システムの一形態として、
前記第一の充電状態の値が、所定の範囲か否かを判定し、所定の範囲でないと判定した場合には、異常信号を発する第一の判定部を備えることが挙げられる。
上記形態は、第一の判定部が電解液の第一の充電状態の値が所定の範囲でないと判定した場合に異常信号を発することで、電解液の充電状態の異常を通知できる。上記形態は、異常信号により、例えば、セルの充放電を停止したり、オペレータに警報を発報することができる。所定の範囲としては、具体的には、充電状態の使用範囲が挙げられる。
（６）上記レドックスフロー電池システムの一形態として、
前記演算部は、前記電圧計測部により測定された電圧実測値から前記電解液の第二の充電状態の値を算出する第四の処理部を有し、
前記第二の充電状態の値が、所定の範囲か否かを判定し、所定の範囲でないと判定した場合には、異常信号を発する第二の判定部を備えることが挙げられる。
上記形態は、演算部が第四の処理部を有しており、第四の処理部により電圧実測値から第二の充電状態の値を算出する。第二の充電状態の値は、上述した積分値を用いずに、電圧実測値から電解液の充電状態を直接的に算出して求めたものである。上記形態は、演算部によって電圧実測値から電解液の充電状態（第二の充電状態の値）を算出することにより、セルに送られる電解液の充電状態をリアルタイムに把握できる。更に、上記形態は、第二の判定部が電解液の第二の充電状態の値が所定の範囲でないと判定した場合に異常信号を発することで、セルを過充電や過放電による損傷から保護できる。上記形態は、異常信号により、例えば、セルの充放電を停止したり、オペレータに警報を発報することができる。
（７）上記レドックスフロー電池システムの一形態として、
前記セルに接続される電力変換装置を備え、
前記電流計測部は、前記セルに入出力される電流を、前記電力変換装置で測定された交流電流値と、前記電力変換装置の変換効率と、前記セルの抵抗値から算出する電流計算部を有することが挙げられる。
電流計算部によりセルに入出力される電流を算出することで、セルに流れる電流を直接測定する必要がなく、セルに流れる電流を直接測定することが困難な場合に有効である。
（８）上記（７）のレドックスフロー電池システムの一形態として、
前記電流計算部で用いる前記セルの抵抗値を前記電解液の温度に応じて変えることが挙げられる。
セルの抵抗値は電解液の温度によって変化する。よって、電流計算部で用いるセルの抵抗値を電解液の温度に応じて変えることで、セルに入出力される電流を精度よく算出することができる。
（９）上記（７）又は（８）のレドックスフロー電池システムの一形態として、
前記電流計算部で用いる前記電力変換装置の変換効率を前記電力変換装置の運転出力に応じて変えることが挙げられる。
電力変換装置の変換効率は運転出力によって変化する。よって、電流計算部で用いる電力変換装置の変換効率を運転出力に応じて変えることで、セルに入出力される電流を精度よく算出することができる。
［本開示の実施形態の詳細］
本開示の実施形態に係るレドックスフロー電池システムの具体例を、以下に図面を参照しつつ説明する。以下では、「レドックスフロー電池」を「ＲＦ電池」と呼ぶ場合がある。図中の同一符号は同一名称物を示す。なお、本発明は、これらの例示に限定されるものではなく、特許請求の範囲によって示され、特許請求の範囲と均等の意味及び範囲内での全ての変更が含まれることが意図される。
［実施形態１］
＜ＲＦ電池システムの概要＞
図１〜図４を参照して、実施形態１に係るＲＦ電池システム１を説明する。実施形態１のＲＦ電池システム１は、図１に示すように、セル（メインセル）１０と、タンク２０、３０と、循環流路２１、３１と、電力変換装置（ＰＣＳ：Ｐｏｗｅｒ Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｉｎｇ Ｓｙｓｔｅｍ）４０と、電池制御装置（ＢＭＳ：Ｂａｔｔｅｒｙ Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ Ｓｙｓｔｅｍ）５０と、モニタセル６０とを備える。ＲＦ電池システム１は、電力変換装置４０を介して電力系統９０に接続され、発電部９１で発電された電力を充電したり、充電した電力を負荷９２に放電することが可能である。発電部９１は、太陽光発電や風力発電などの自然エネルギーを利用した発電所である。ＲＦ電池システム１は、代表的には、自然エネルギー発電の出力平滑化用途に利用される。
実施形態１のＲＦ電池システム１の特徴の１つは、図１に示すように、電流計測部７１と、電圧計測部６１と、演算部５１とを備える点にある。演算部５１は、第一の処理部５１ａと、第二の処理部５１ｂと、第三の処理部５１ｃとを有する。演算部５１は、第一の処理部５１ａ、第二の処理部５１ｂ及び第三の処理部５１ｃによって、電圧補正値から電解液の充電状態（第一の充電状態の値）を算出する。演算部５１の詳細は後述する。以下、主に図１を参照して、ＲＦ電池システム１の構成について詳しく説明する。
（セル）
セル１０は、電解液の供給により充放電を行うメインセルである。セル１０は、正極電極１０４と、負極電極１０５と、両電極１０４、１０５間に介在される隔膜１０１とを有し、隔膜１０１を挟んで正極セル１０２と負極セル１０３とが形成されている。隔膜１０１は、例えば水素イオンを透過するイオン交換膜である。正極セル１０２には正極電極１０４が内蔵され、負極セル１０３には負極電極１０５が内蔵されている。セル１０（正極セル１０２及び負極セル１０３）には、電解液（正極電解液及び負極電解液）が供給される。図１に示すＲＦ電池システム１では、セル１０に循環流路２１、３１が接続され、循環流路２１、３１を通して正極セル１０２及び負極セル１０３に正極電解液及び負極電解液がそれぞれ循環する。図１では、バナジウムイオンを含有する電解液を用いたバナジウム系ＲＦ電池を例示している。図１中のセル１０内の実線矢印は充電反応を、破線矢印は放電反応をそれぞれ示している。
セル１０は、単数のセル１０を備える単セルで構成されていてもよいし、複数のセル１０を備える多セルで構成されていてもよい。多セルの場合、図２に示すような、セル１０を複数積層してなるセルスタック１００と呼ばれる形態が利用される。セルスタック１００は、図２の下図に示すように、サブスタック２００をその両側から２枚のエンドプレート２２０で挟み込み、両側のエンドプレート２２０を締付機構２３０で締め付けることで構成されている。図２では、複数のサブスタック２００を備える形態を例示している。サブスタック２００は、図２の上図に示すように、セルフレーム１３、正極電極１０４、隔膜１０１、及び負極電極１０５を順に複数積層してなり、その積層体の両端に図２の下図に示す給排板２１０が配置された構成である。給排板２１０には、図１に示す循環流路２１、３１の供給配管２３、３３及び排出配管２５、３５が接続される。セルスタック１００におけるセル１０の積層数は適宜選択できる。
セルフレーム１３は、図２の上図に示すように、正極電極１０４と負極電極１０５との間に配置される双極板１３１と、双極板１３１の周囲に設けられる枠体１３２とを有する。双極板１３１の一面側には、正極電極１０４が配置される。双極板１３１の他面側には、負極電極１０５が配置される。枠体１３２の内側には、正極電極１０４及び負極電極１０５が双極板１３１を挟んで収納される。隣接する枠体１３２同士は、各々の一面側と他面側とが互いに対向して突き合わされる。サブスタック２００（セルスタック１００）では、隣接する各セルフレーム１３の双極板１３１の間に、隔膜１０１を挟んで正極電極１０４及び負極電極１０５が配置されることによって、１つのセル１０（正極セル１０２及び負極セル１０３）が形成されることになる。
セルフレーム１３の枠体１３２には、図２の上図に示すように、給液マニホールド１３３、１３４及び排液マニホールド１３５、１３６と、給液スリット１３３ｓ、１３４ｓ及び排液スリット１３５ｓ、１３６ｓが形成されている。この例では、正極電解液が、枠体１３２の下部に設けられた給液マニホールド１３３から枠体１３２の一面側に形成された給液スリット１３３ｓを介して正極電極１０４に供給される。正極電極１０４に供給された正極電解液は、枠体１３２の上部に形成された排液スリット１３５ｓを介して排液マニホールド１３５に排出される。同様に、負極電解液は、枠体１３２の下部に設けられた給液マニホールド１３４から枠体１３２の他面側に形成された給液スリット１３４ｓを介して負極電極１０５に供給される。負極電極１０５に供給された負極電解液は、枠体１３２の上部に形成された排液スリット１３６ｓを介して排液マニホールド１３６に排出される。給液マニホールド１３３、１３４及び排液マニホールド１３５、１３６は、枠体１３２に貫通して設けられており、セルフレーム１３が積層されることによって電解液の流路を構成する。これら流路は、図２の下図に示す給排板２１０を介して図１に示す循環流路２１、３１の供給配管２３、３３及び排出配管２５、３５にそれぞれ連通している。セルスタック１００は、上記流路によって、セル１０に正極電解液及び負極電解液を流通させることが可能である。
（タンク）
タンク２０、３０は、正極電解液及び負極電解液をそれぞれ貯留する。図１では、タンク２０が正極電解液を貯留する正極電解液タンクである。また、タンク３０が負極電解液を貯留する負極電解液タンクである。この例では、正負の電解液にバナジウムイオンを含有する電解液が使用されている。電解液としては、その他、マンガンイオン又はチタンイオン、或いはマンガンイオン及びチタンイオンの双方を含有する電解液などが挙げられる。
（循環流路）
循環流路２１、３１はそれぞれ、タンク２０、３０とセル１０との間で電解液を循環させる。図１では、循環流路２１がタンク２０とセル１０との間で正極電解液を循環させる正極用循環流路である。また、循環流路３１がタンク３０とセル１０との間で負極電解液を循環させる負極用循環流路である。循環流路２１、３１は、タンク２０、３０から電解液をセル１０に送る供給配管２３、３３と、セル１０から電解液をタンク２０、３０に戻す排出配管２５、３５とを有する。各供給配管２３、３３には、電解液を圧送するポンプ２４、３４が設けられている。ポンプ２４、３４は、回転数を制御可能な可変ポンプであり、回転数によって電解液の流量を調整できる。
電力変換装置４０は、セル１０に接続され、セル１０を充放電する。電力変換装置４０は、電力系統９０とセル１０との間で交流と直流を変換する交直変換を行う交流／直流変換器である。電力変換装置４０は、電力系統９０との間で交直変換を行ってセル１０に電流を入出力することで、セル１０の充放電を行う。電力変換装置４０には、ＣＰＵ（中央処理装置）やメモリが搭載された図示しない制御ボードが内蔵されている。電力変換装置４０は、電力変換装置４０に流れる電流を測定する図示しない電流計などを備えている。
電池制御装置５０は、電力変換装置４０を制御して、セル１０の充放電を制御する。電池制御装置５０は、ＲＦ電池システム１の各種制御を行うもので、電力変換装置４０の他、モニタセル６０やポンプ２４、３４などにも繋がっている。電池制御装置５０には、ＣＰＵやメモリが搭載された図示しない制御ボードが内蔵されている。電池制御装置５０としては、例えば、ＰＬＣ（Ｐｒｏｇｒａｍｍａｂｌｅ Ｌｏｇｉｃ Ｃｏｎｔｒｏｌｌｅｒ）やパソコン（Ｐｅｒｓｏｎａｌ Ｃｏｍｐｕｔｅｒ）などのコンピュータが利用できる。実施形態１のＲＦ電池システム１では、図１に示すように、電池制御装置５０に、演算部５１やポンプ２４、３４の流量を制御するポンプ制御部５３などの各種制御処理部を備える。各種制御処理部は、電池制御装置５０の制御ボードに設けられている。
（モニタセル）
モニタセル６０は、セル１０に供給される電解液と共通の電解液が供給される。モニタセル６０は、セル１０と同様の構成であり、正極電極１０４（正極セル１０２）と負極電極１０５（負極セル１０３）と隔膜１０１とを構成要素とする。モニタセル６０（正極セル１０２及び負極セル１０３）には、循環流路２１、３１から分岐した分岐流路２６、３６が接続されており、分岐流路２６、３６を介してセル１０と共通の電解液（正極電解液及び負極電解液）が循環する。モニタセル６０は、電力変換装置４０に接続されておらず、充放電を行わない。
（電圧計測部）
電圧計測部６１は、モニタセル６０の開放電圧を測定する。モニタセル６０の開放電圧（起電力）を測定することにより、電解液の電位差の測定が可能であり、電解液の充電状態（ＳＯＣ）を求めることができる。電解液の電位差とは、正極電解液と負極電解液との電位差をいう。図１に示す電圧計測部６１は、電圧計であり、モニタセル６０に取り付けられている。この例では、電圧計測部６１により測定された電圧値（電圧実測値）が電池制御装置５０に送信され、演算部５１が電解液の充電状態を演算する。電池制御装置５０には、図３に示すようなモニタセル電圧と電解液の充電状態（ＳＯＣ）との関係がメモリに格納されている。
（電流計測部）
電流計測部７１は、セル１０に入出力される電流を測定する。図１に示す電流計測部７１は、電流計である。電流計には、直流電流を検出する直流電流検出器（ＤＣＣＴ）を用いることができ、例えば、ホール素子を用いたＤＣＣＴが好適に利用できる。この例では、電流計測部７１により測定された電流値が電池制御装置５０に送信される。
（演算部）
演算部５１は、電解液の充電状態（ＳＯＣ）を演算する。演算部５１は、第一の処理部５１ａ、第二の処理部５１ｂ及び第三の処理部５１ｃを有する。この例では、演算部５１が第四の処理部５１ｄも有する。第一の処理部５１ａは、電流計測部７１により測定された電流値を予め定めた時定数分の時間だけ積分した積分値を演算する。第二の処理部５１ｂは、電圧計測部６１により測定された電圧実測値と上記積分値とに基づいて電圧補正値を演算する。第三の処理部５１ｃは、電圧補正値から電解液の充電状態（第一の充電状態の値）を算出する。一方、第四の処理部５１ｄは、電圧実測値から電解液の充電状態（第二の充電状態の値）を算出する。本例では、演算部５１の演算処理はコンピュータのプロセッサで実行される。
演算部５１は、第一の処理部５１ａにより、電流値を時定数で積分した積分値を演算し、第二の処理部５１ｂにおいて、電圧実測値と電流の積分値とに基づいて、電圧補正値を演算する。具体的には、モニタセル６０の電圧実測値に、時定数分の時間にセル１０に入出力された電流の積分値を加算することにより、充放電に対するモニタセル電圧の時間遅れを補正する。この演算処理によって、モニタセル６０の電圧補正値が得られる。電圧補正値を演算するアルゴリズムを数式で表すと［数１］のようになる。
Figure 2020026655
 ＶＭＣα（ｔ）：モニタセル６０の電圧補正値［Ｖ］
ＶＭＣ（ｔ）：モニタセル６０の電圧実測値［Ｖ］
τ：モニタセル６０の電圧変化の遅れ時間（時定数）［秒］
ｎ：セルスタック１００におけるセル１０の数［個］
Ｋ：比例定数
Ｉ（ｔ）：時定数分の時間にセル１０に入出力された電流の積分値（平均値）［Ａ］
演算部５１（第一の処理部５１ａ）で用いる時定数は、モニタセル６０の電圧変化の時間遅れに基づいて定めたものである。この例では、時定数は、ＲＦ電池システム１を運転することにより予め測定されたものである。時定数は、充電又は放電運転を行い、充電又は放電開始からモニタセル電圧が変化するまでの時間を測定することによって求めることができる。図４は、ＲＦ電池システム１を充電運転したときのモニタセル電圧の変化を示している。図４中、横軸は経過時間ｔを示す。図４中、左側の縦軸はモニタセル電圧、右側の縦軸は入出力される交流電力を示す。交流電力が正の場合、放電である。交流電力が負の場合、充電である。図４中、実線のグラフはモニタセル電圧を示す。図４中、二点鎖線のグラフは交流電力を示す。ＲＦ電池システム１では、図４に示すように、充電開始後、一定時間が経過してからモニタセル電圧が上昇しはじめている。充電開始時刻（ｔ１）からモニタセル電圧が変化する時刻（ｔ２）までの時間が時定数（τ）となる。このように、ＲＦ電池システム１を実際に運転して時定数を測定することによって、時定数を精度よく容易に求めることができる。時定数は、電池制御装置５０のメモリに格納しておくことが挙げられる。
セル１０に入出力された電流の積分値（Ｉ（ｔ））は、電流計測部７１によりセル１０に入出力される電流（充放電電流）を測定しておき、充放電電流を時定数分の時間だけ積分することによって求めることができる。
比例定数Ｋは、充放電によってセル１０に入出力された電流の積算値に対するモニタセル電圧の変化量として求めることができる。ＲＦ電池システム１において、使用される電解液の充電状態の範囲は、図３に示すモニタセル電圧の傾きが略一定になる直線領域である。電解液の充電状態は電流の積算値と等価とみなせる。そのため、充電状態の使用範囲におけるモニタセル電圧の傾きを変化量とみなすことができる。よって、比例定数Ｋは、図３に示すようなモニタセル電圧と充電状態（ＳＯＣ）との関係から充電状態の使用範囲（ＳＯＣ使用範囲）でのモニタセル電圧の傾きを計算して求めることができる。比例定数Ｋは、［数２］のように表される。
Figure 2020026655
 Ｅｍａｘ：モニタセル電圧の最大値［Ｖ］
Ｅｍｉｎ：モニタセル電圧の最小値［Ｖ］
ＳＯＣｍａｘ：充電状態の使用範囲の最大値［％］
ＳＯＣｍｉｎ：充電状態の使用範囲の最小値［％］
Ａｈ：電解液に含まれる全バナジウムイオン量［ｍ３］
ＲＦ電池システム１において、充電状態の使用範囲は決められている。そのため、ＳＯＣｍａｘ及びＳＯＣｍｉｎは予め設定されている。Ｅｍａｘ及びＥｍｉｎは、ＳＯＣｍａｘ及びＳＯＣｍｉｎのときのモニタセル６０の開放電圧をそれぞれ測定することによって求めることができる。比例定数Ｋは、上記［数２］により予め計算して求めておき、電池制御装置５０のメモリに格納しておくことが挙げられる。
全バナジウムイオン量Ａｈは、［数３］により求められる。
Figure 2020026655
 Ｖ：バナジウムイオンのモル濃度［ｍｏｌ／Ｌ］
Ｌ：（正極電解液又は負極電解液の）電解液量［ｍ３］
Ｆ：ファラデー定数［Ｃ／ｍｏｌ］
演算部５１は、第一の処理部５１ａ及び第二の処理部５１ｂにおいて、上記［数１］の演算を行い、電圧実測値を時定数に基づいて補正して電圧補正値を求める。そして、演算部５１は、第三の処理部５１ｃによって、電圧補正値から電解液の充電状態を算出する。具体的には、第三の処理部５１ｃは、メモリに格納されたモニタセル電圧と充電状態（ＳＯＣ）との上記関係を参照して、モニタセル電圧が電圧補正値であるときの充電状態を求める。第三の処理部５１ｃにより電圧補正値から算出した充電状態の値を、第一の充電状態の値と呼ぶ。更に、演算部５１は、第四の処理部５１ｄによって、電圧実測値から電解液の充電状態を算出する。第四の処理部５１ｄは、メモリに格納されたモニタセル電圧と充電状態（ＳＯＣ）との上記関係を参照して、電圧実測値に対応する充電状態を直接的に求める。第四の処理部５１ｄにより電圧実測値から算出した充電状態の値を、第二の充電状態の値と呼ぶ。
ポンプ制御部５３によりポンプ２４、３４の流量を変える場合は、時定数も変わる。そのため、演算部５１では、時定数をポンプ２４、３４の流量に応じて変えることが好ましい。ポンプ２４、３４の流量に応じた時定数は、ポンプ２４、３４の流量を変えてＲＦ電池システム１を運転することにより予め測定しておき、電池制御装置５０のメモリに格納しておけばよい。時定数をポンプ２４、３４の流量に応じて変えることで、モニタセル電圧の時間遅れに応じた適切な電圧補正値を求めることができる。よって、第一の充電状態の値を適正化することができる。
その他、実施形態１のＲＦ電池システム１は、ロギング部５４と、第一の判定部５５と、第二の判定部５６とを備える。ロギング部５４、第一の判定部５５及び第二の判定部５６は、電池制御装置５０に設けられている。
（ロギング部）
ロギング部５４は、演算部５１（第三の処理部５１ｃ）によって算出された上記第一の充電状態の値を一定時間間隔でメモリに記録する。ロギング部５４で記録された第一の充電状態の値は、例えばＲＦ電池システム１の運転解析などに有効に利用できる。
（第一の判定部）
第一の判定部５５は、上記第一の充電状態の値が、所定の範囲か否かを判定し、所定の範囲でないと判定した場合には、異常信号を発する。所定の範囲としては、充電状態の使用範囲が挙げられる。第一の充電状態の値が所定の範囲でない場合に第一の判定部５５が異常信号を発することで、電解液の充電状態の異常を通知できる。例えば、電池制御装置５０が異常信号を受け取ることにより、電池制御装置５０がセル１０の充放電を停止したり、ディスプレイでの警告表示、ランプの点灯、又はブザーの鳴動などによりオペレータに警報を発報したりすることが可能である。
（第二の判定部）
第二の判定部５６は、演算部５１（第四の処理部５１ｄ）によって算出された上記第二の充電状態の値が、所定の範囲か否かを判定し、所定の範囲でないと判定した場合には、異常信号を発する。第二の充電状態の値が所定の範囲でない場合に第二の判定部５６が異常信号を発することで、電池制御装置５０がセル１０の充放電を停止することにより、セル１０を過充電や過放電による損傷から保護できる。また、異常信号により、ディスプレイでの警告表示、ランプの点灯、又はブザーの鳴動などによりオペレータに警報を発報することも可能である。
｛実施形態の効果｝
上述した実施形態１のＲＦ電池システム１は、次の作用効果を奏する。
ＲＦ電池システム１は、演算部５１を備え、第一の処理部５１ａ、第二の処理部５１ｂ及び第三の処理部５１ｃによって電圧補正値から電解液の充電状態（第一の充電状態の値）を算出することで、システム全体の電解液の充電状態をリアルタイムに把握できる。また、ＲＦ電池システム１は、演算部５１が第四の処理部５１ｄを有することから、第四の処理部５１ｄによって電圧実測値から電解液の充電状態（第二の充電状態の値）を算出することで、セル１０に供給される電解液の充電状態をリアルタイムに把握できる。
［変形例１］
実施形態１では、電池制御装置５０が演算部５１を備える場合を説明したが、これに限られるものではない。例えば、演算部５１は電力変換装置４０に備える構成としてもよい。
［変形例２］
実施形態１では、電流計測部７１として、セル１０に入出力される電流を直接側定する電流計を用いる構成を説明したが、これに限られるものではない。セル１０に入出力される電流は、例えば、電力変換装置４０に流れる電流に基づいて計算で求めることも可能である。変形例２では、図５を参照して、電流計測部として、電流計算部５７を有する構成を説明する。電流計算部５７は、セル１０に入出力される電流を、電力変換装置４０で測定された交流電流値と、電力変換装置４０の変換効率と、セル１０の抵抗値から算出する。図５に示す変形例２のＲＦ電池システム１は、電流計に代えて、電池制御装置５０に電流計算部５７を備える点が図１に示す実施形態１と相違する。また、変形例２では、電力変換装置４０で測定された交流電流値が電池制御装置５０に送信される。
電流計算部５７を有する場合、電流計算部５７によりセル１０に入出力される電流を算出することができる。そのため、電流計を取り付けることが難しく、セル１０に入出力される電流を直接測定することが困難な場合に有効である。また、この場合、電流計算部５７で用いるセル１０の抵抗値を電解液の温度に応じて変えたり、電力変換装置４０の変換効率を電力変換装置４０の運転出力に応じて変えたりすることが好ましい。セル１０の抵抗値は電解液の温度によって変化する。そのため、電流計算部５７で用いるセル１０の抵抗値を電解液の温度に応じて変えることで、セル１０に入出力される電流を精度よく算出することができる。一方、電力変換装置４０の変換効率は運転出力によって変化する。そのため、電流計算部５７で用いる電力変換装置４０の変換効率を運転出力に応じて変えることで、セル１０に入出力される電流を精度よく算出することができる。電解液の温度に応じたセル１０の抵抗値や、電力変換装置４０の運転出力に応じた変換効率は、実験により予め測定しておき、電池制御装置５０のメモリに格納しておけばよい。電流計算部５７は電力変換装置４０に備える構成としてもよい。
［試験例１］
上述した実施形態１と同様の構成のＲＦ電池システムを用いて、実際に充放電運転を行い、演算部５１による電解液の充電状態の値について検証した。その結果を図６に示す。図６は、ＲＦ電池システムを運転したときの演算部５１（第三の処理部５１ｃ）によって電圧補正値から算出した第一の充電状態の値（第１のＳＯＣ値）と、演算部５１（第四の処理部５１ｄ）によって電圧実測値から算出した第二の充電状態の値（第２のＳＯＣ値）とを比較して示している。図６中、横軸は時刻を示す。図６中、左側の縦軸は充電状態（ＳＯＣ）、右側の縦軸は交流電力を示す。図６中、細実線のグラフは第２のＳＯＣ値を示し、太実線のグラフは第１のＳＯＣ値を示す。図６中、二点鎖線のグラフは交流電力を示す。
試験例１のＲＦ電池システムにおいて、演算部で用いる各パラメータの設定値は次のとおりである。
時定数（τ）：１２００秒
セル数（ｎ）：９６個
モニタセル電圧の最大値（Ｅｍａｘ）：１．４８Ｖ
モニタセル電圧の最小値（Ｅｍｉｎ）：１．３０Ｖ
充電状態の使用範囲の最大値（ＳＯＣｍａｘ）：７４．８％
充電状態の使用範囲の最小値（ＳＯＣｍｉｎ）：１６．４％
バナジウムイオンのモル濃度（Ｖ）：１．７ｍｏｌ／Ｌ
電解液量（Ｌ）：４０ｍ３
ファラデー定数（Ｆ）：９６４８５Ｃ／ｍｏｌ
比例定数Ｋは、上記の値を［数２］に代入することにより、次の［数４］のようになる。
Figure 2020026655
図６に示す結果から、細実線で示される第２のＳＯＣ値は、放電時に放電開始から一定時間遅れて下がる方向に、充電時には充電開始から一定時間遅れて上がる方向にそれぞれ変化しており、充放電に対して時間遅れが生じていることが分かる。また、充電停止後の１１：００以降では、時間遅れの影響により、徐々にＳＯＣが上昇している。一方、太実線で示される第１のＳＯＣ値は、放電時に放電開始直後から下がる方向に、充電時には充電開始直後から上がる方向にそれぞれ変化しており、充放電に対して時間遅れがほとんど生じていないことが分かる。また、充電停止後の１１：００以降では、略変化せず、一定になっている。本結果から、演算部によって電圧補正値から第一の充電状態の値（第１のＳＯＣ値）を算出することにより、システム全体の電解液の充電状態をリアルタイムに把握できることが分かる。
以上説明した本開示の実施形態に関連して、更に以下の付記を開示する。
［付記１］
電解液の供給により充放電を行うセルと、前記電解液と共通の電解液が供給されるモニタセルとを備えるレドックスフロー電池システムにおいて、前記電解液の充電状態を算出する方法であって、
前記セルに入出力される電流を測定する第一のステップと、
前記モニタセルの開放電圧を測定する第二のステップと、
前記電解液の充電状態を演算する第三のステップと、を備え、
前記第三のステップは、
前記第一のステップにより測定した電流値を予め定めた時定数分の時間だけ積分した積分値を演算する第一の処理と、
前記第二のステップにより測定した電圧実測値と前記積分値とに基づいて電圧補正値を演算する第二の処理と、
前記電圧補正値から前記電解液の第一の充電状態の値を算出する第三の処理と、を含む、
電解液の充電状態の算出方法。
上記付記１に記載の電解液の充電状態の算出方法は、充電状態（ＳＯＣ）を演算する第三のステップを備え、第一のステップにより測定した電流値を時定数で積分し、第二のステップにより測定した電圧実測値を電流の積分値に基づいて補正する。これにより、充放電に対するモニタセル電圧の時間遅れを補正することができる。そして、電圧実測値と積分値に基づいて演算した電圧補正値から電解液の充電状態（第一の充電状態の値）を算出することで、システム全体の電解液の充電状態をリアルタイムに把握できる。
１ ＲＦ電池システム
１０ セル（メインセル）
１０１ 隔膜 １０２ 正極セル １０３ 負極セル
１０４ 正極電極 １０５ 負極電極
１００ セルスタック
１３ セルフレーム
１３１ 双極板 １３２ 枠体
１３３、１３４ 給液マニホールド
１３５、１３６ 排液マニホールド
１３３ｓ、１３４ｓ 給液スリット
１３５ｓ、１３６ｓ 排液スリット
２００ サブスタック
２１０ 給排板
２２０ エンドプレート ２３０ 締付機構
２０ タンク（正極電解液タンク）
２１ 循環流路（正極用循環流路）
３０ タンク（負極電解液タンク）
３１ 循環流路（負極用循環流路）
２３、３３ 供給配管
２４、３４ ポンプ
２５、３５ 排出配管
２６、３６ 分岐流路
４０ 電力変換装置（ＰＣＳ）
５０ 電池制御装置（ＢＭＳ）
５１ 演算部
５１ａ 第一の処理部 ５１ｂ 第二の処理部
５１ｃ 第三の処理部 ５１ｄ 第四の処理部
５３ ポンプ制御部
５４ ロギング部
５５ 第一の判定部
５６ 第二の判定部
５７ 電流計算部
６０ モニタセル
６１ 電圧計測部
７１ 電流計測部
９０ 電力系統 ９１ 発電部 ９２ 負荷

Claims (9)

  1. 電解液の供給により充放電を行うセルと、
    前記電解液と共通の電解液が供給されるモニタセルと、
    前記セルに入出力される電流を測定する電流計測部と、
    前記モニタセルの開放電圧を測定する電圧計測部と、
    前記電解液の充電状態を演算する演算部と、を備え、
    前記演算部は、第一の処理部と、第二の処理部と、第三の処理部とを有し、
    前記第一の処理部は、
    前記電流計測部により測定された電流値を予め定めた時定数分の時間だけ積分した積分値を演算し、
    前記第二の処理部は、
    前記電圧計測部により測定された電圧実測値と前記積分値とに基づいて電圧補正値を演算し、
    前記第三の処理部は、
    前記電圧補正値から前記電解液の第一の充電状態の値を算出する、
    レドックスフロー電池システム。
  2. 前記時定数は、前記レドックスフロー電池システムを運転することにより予め測定されたものである請求項１に記載のレドックスフロー電池システム。
  3. 前記電解液を貯留するタンクと前記セルとの間で前記電解液を循環させる循環流路と、
    前記循環流路に設けられ、前記電解液を圧送するポンプと、
    前記ポンプの流量を制御するポンプ制御部と、を備え、
    前記時定数を前記ポンプの流量に応じて変える請求項１又は請求項２に記載のレドックスフロー電池システム。
  4. 前記第一の充電状態の値を一定時間間隔で記録するロギング部を備える請求項１から請求項３のいずれか１項に記載のレドックスフロー電池システム。
  5. 前記第一の充電状態の値が、所定の範囲か否かを判定し、所定の範囲でないと判定した場合には、異常信号を発する第一の判定部を備える請求項１から請求項４のいずれか１項に記載のレドックスフロー電池システム。
  6. 前記演算部は、前記電圧計測部により測定された電圧実測値から前記電解液の第二の充電状態の値を算出する第四の処理部を有し、
    前記第二の充電状態の値が、所定の範囲か否かを判定し、所定の範囲でないと判定した場合には、異常信号を発する第二の判定部を備える請求項１から請求項５のいずれか１項に記載のレドックスフロー電池システム。
  7. 前記セルに接続される電力変換装置を備え、
    前記電流計測部は、前記セルに入出力される電流を、前記電力変換装置で測定された交流電流値と、前記電力変換装置の変換効率と、前記セルの抵抗値から算出する電流計算部を有する請求項１から請求項６のいずれか１項に記載のレドックスフロー電池システム。
  8. 前記電流計算部で用いる前記セルの抵抗値を前記電解液の温度に応じて変える請求項７に記載のレドックスフロー電池システム。
  9. 前記電流計算部で用いる前記電力変換装置の変換効率を前記電力変換装置の運転出力に応じて変える請求項７又は請求項８に記載のレドックスフロー電池システム。
JP2020534112A 2018-07-30 2019-06-26 レドックスフロー電池システム Active JP7248029B2 (ja)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2018142951 2018-07-30
JP2018142951 2018-07-30
PCT/JP2019/025503 WO2020026655A1 (ja) 2018-07-30 2019-06-26 レドックスフロー電池システム

Publications (2)

Publication Number Publication Date
JPWO2020026655A1 true JPWO2020026655A1 (ja) 2021-08-02
JP7248029B2 JP7248029B2 (ja) 2023-03-29

Family

ID=69230933

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
JP2020534112A Active JP7248029B2 (ja) 2018-07-30 2019-06-26 レドックスフロー電池システム

Country Status (6)

Country Link
US (1) US11251449B2 (ja)
EP (1) EP3832767A4 (ja)
JP (1) JP7248029B2 (ja)
CN (1) CN112470315B (ja)
TW (1) TWI799622B (ja)
WO (1) WO2020026655A1 (ja)

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN116195100A (zh) * 2020-09-29 2023-05-30 住友电气工业株式会社 氧化还原液流电池系统以及氧化还原液流电池的运行方法

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2003173812A (ja) * 2001-12-04 2003-06-20 Sumitomo Electric Ind Ltd レドックスフロー電池の容量低下検出方法
JP2014514704A (ja) * 2011-03-29 2014-06-19 エナボールト コーポレーション レドックスフロー電池システムにおける電解質濃度のモニタリング
WO2015122390A1 (ja) * 2014-02-17 2015-08-20 住友電気工業株式会社 レドックスフロー電池システム、及びレドックスフロー電池の運転方法
WO2018003554A1 (ja) * 2016-07-01 2018-01-04 住友電気工業株式会社 レドックスフロー電池、電気量の測定システム、及び電気量の測定方法

Family Cites Families (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1990003666A1 (en) * 1988-09-23 1990-04-05 Unisearch Limited State of charge of redox cell
JP4140691B2 (ja) 2002-04-23 2008-08-27 住友電気工業株式会社 レドックスフロー電池の運転方法
JP4320686B2 (ja) * 2007-11-26 2009-08-26 トヨタ自動車株式会社 燃料電池システムおよびその電流制限方法
JP4998609B2 (ja) * 2010-05-25 2012-08-15 トヨタ自動車株式会社 燃料電池システムおよびその制御方法
JP5772366B2 (ja) * 2011-08-05 2015-09-02 住友電気工業株式会社 レドックスフロー電池
ES2778108T3 (es) * 2011-12-28 2020-08-07 Asahi Chemical Ind Uso de una membrana de electrolito en una batería secundaria de flujo rédox
SG11201406940YA (en) * 2012-04-27 2014-11-27 California Inst Of Techn An imbedded chip for battery applications
JP2014137898A (ja) * 2013-01-16 2014-07-28 Sumitomo Electric Ind Ltd レドックスフロー電池システム、レドックスフロー電池システムの制御方法、発電システム、及び発電システムの制御方法
US20140272653A1 (en) * 2013-03-14 2014-09-18 Robert Bosch Gmbh Flow Battery System and Method of SOC Determination
KR101574410B1 (ko) * 2014-02-12 2015-12-11 오씨아이 주식회사 레독스 플로우 전지 평가 방법 및 장치
JP2015225787A (ja) * 2014-05-28 2015-12-14 住友電気工業株式会社 レドックスフロー電池システム、及びレドックスフロー電池システムの運転方法
KR101637683B1 (ko) * 2014-09-25 2016-07-07 현대자동차주식회사 연료전지 스택 셀 전압 측정 시스템 및 그 방법
JP2016072167A (ja) * 2014-10-01 2016-05-09 Ｌｅシステム株式会社 レドックスフロー電池およびその運転方法
JP6403009B2 (ja) * 2015-02-09 2018-10-10 住友電気工業株式会社 レドックスフロー電池システム、及びレドックスフロー電池の運転方法
US10396375B2 (en) * 2016-03-24 2019-08-27 International Busniess Machines Corporation System and method for condition monitoring of redox flow batteries using data analytics
CN105929334B (zh) * 2016-04-07 2018-09-18 华北电力大学（保定） 一种全钒液流电池正极电解液荷电状态测定方法
JP6812767B2 (ja) * 2016-11-30 2021-01-13 スズキ株式会社 燃料電池装置
JP7090423B2 (ja) 2017-02-24 2022-06-24 キヤノン株式会社 通信装置、通信方法、及びプログラム
KR20190007573A (ko) * 2017-07-12 2019-01-23 오씨아이 주식회사 레독스 흐름 전지 및 이의 충전도 측정 방법
US10312699B2 (en) * 2017-07-31 2019-06-04 Robert Bosch Gmbh Method and system for estimating battery open cell voltage, state of charge, and state of health during operation of the battery

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2003173812A (ja) * 2001-12-04 2003-06-20 Sumitomo Electric Ind Ltd レドックスフロー電池の容量低下検出方法
JP2014514704A (ja) * 2011-03-29 2014-06-19 エナボールト コーポレーション レドックスフロー電池システムにおける電解質濃度のモニタリング
WO2015122390A1 (ja) * 2014-02-17 2015-08-20 住友電気工業株式会社 レドックスフロー電池システム、及びレドックスフロー電池の運転方法
WO2018003554A1 (ja) * 2016-07-01 2018-01-04 住友電気工業株式会社 レドックスフロー電池、電気量の測定システム、及び電気量の測定方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN112470315A (zh) 2021-03-09
WO2020026655A1 (ja) 2020-02-06
TW202014724A (zh) 2020-04-16
EP3832767A4 (en) 2022-04-27
TWI799622B (zh) 2023-04-21
US11251449B2 (en) 2022-02-15
EP3832767A1 (en) 2021-06-09
CN112470315B (zh) 2024-01-09
JP7248029B2 (ja) 2023-03-29
US20210151782A1 (en) 2021-05-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
KR102245525B1 (ko) 레독스 플로우 전지 시스템 및 레독스 플로우 전지의 운전 방법
JP6403009B2 (ja) レドックスフロー電池システム、及びレドックスフロー電池の運転方法
JP2006351346A (ja) レドックスフロー電池システム
JP6549566B2 (ja) 動作用のフロー電池、電気化学スタック、電気化学システム及び動作用のフロー電池の使用方法
JP5772366B2 (ja) レドックスフロー電池
WO2015182339A1 (ja) レドックスフロー電池システム、及びレドックスフロー電池システムの運転方法
JP6491347B2 (ja) フロー電池システムの荷電状態の監視測定方法とそのシステム、ｓｏｃ検出装置の冗長設計に基づくフロー電池、フロー電池の実容量確定方法とその装置、及びフロー電池の交流側の入出力特性見積方法とそのシステム
JP2014137898A (ja) レドックスフロー電池システム、レドックスフロー電池システムの制御方法、発電システム、及び発電システムの制御方法
CN109417184B (zh) 氧化还原液流电池、电量测量系统和电量测量方法
JP2006114360A (ja) レドックスフロー電池システムの運転方法
JP7248029B2 (ja) レドックスフロー電池システム
KR20190007573A (ko) 레독스 흐름 전지 및 이의 충전도 측정 방법
JP2016072167A (ja) レドックスフロー電池およびその運転方法
JP2020187939A (ja) レドックスフロー電池システム、及びレドックスフロー電池の運転方法
JP2022143641A (ja) レドックスフロー電池システム及びレドックスフロー電池システムの運転方法
JP7286063B2 (ja) レドックスフロー電池セル、セルスタック、及びレドックスフロー電池システム
WO2024101018A1 (ja) レドックスフロー電池システム、およびレドックスフロー電池システムの運転方法
WO2021009928A1 (ja) レドックスフロー電池セル、セルスタック、及びレドックスフロー電池システム
KR20220075024A (ko) 축전지 내부 임피던스 측정 및 셀 밸런싱 장치 및 방법

Legal Events

Date Code Title Description
A621 Written request for application examination

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A621

Effective date: 20220121

TRDD Decision of grant or rejection written
A01 Written decision to grant a patent or to grant a registration (utility model)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A01

Effective date: 20230214

A61 First payment of annual fees (during grant procedure)

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: A61

Effective date: 20230227

R150 Certificate of patent or registration of utility model

Ref document number: 7248029

Country of ref document: JP

Free format text: JAPANESE INTERMEDIATE CODE: R150