WO2020130013A1 - レドックスフロー電池及びその運転方法 - Google Patents

レドックスフロー電池及びその運転方法 Download PDF

Info

Publication number
WO2020130013A1
WO2020130013A1 PCT/JP2019/049528 JP2019049528W WO2020130013A1 WO 2020130013 A1 WO2020130013 A1 WO 2020130013A1 JP 2019049528 W JP2019049528 W JP 2019049528W WO 2020130013 A1 WO2020130013 A1 WO 2020130013A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
redox flow
flow battery
electrode electrolyte
positive electrode
negative electrode
Prior art date
Application number
PCT/JP2019/049528
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
賢太郎 渡邉
Original Assignee
昭和電工株式会社
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 昭和電工株式会社 filed Critical 昭和電工株式会社
Publication of WO2020130013A1 publication Critical patent/WO2020130013A1/ja

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
    • H01M8/04—Auxiliary arrangements, e.g. for control of pressure or for circulation of fluids
    • 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
    • H01M8/0444—Concentration; Density
    • 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
    • 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
    • H01M8/04858—Electric variables
    • 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
    • H01M8/10—Fuel cells with solid electrolytes
    • H01M8/1016—Fuel cells with solid electrolytes characterised by the electrolyte material
    • H01M8/1018—Polymeric electrolyte materials
    • 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
    • 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

Definitions

  • the present invention relates to a redox flow battery and its operating method.
  • the redox flow battery is used as a measure for load leveling of electric power, measures against momentary stoppage, and the like, and is attracting attention as a new power storage battery.
  • Patent Document 1 Patent Document 1
  • the redox flow battery 100 includes a battery cell 110 in which a positive electrode cell 100A and a negative electrode cell 100B are separated by a diaphragm 101 made of an ion exchange membrane, electrolytic solution tanks 104A and 104B for storing an electrolytic solution, and electrolytic solution tanks 104A and 104B.
  • the positive electrode 100 has a positive electrode 102, and the negative cell 100B has a negative electrode 103. Further, a positive electrode electrolyte tank 104A for storing a positive electrode electrolyte solution is connected to the positive electrode cell 100A via a positive electrode electrolyte solution circulation pipe 106A, and a negative electrode electrolyte solution tank 104B for storing a negative electrode electrolyte solution is provided in the negative electrode cell 100B. It is connected through the negative electrode electrolyte circulation pipe 106B.
  • Circulation pumps 105A and 105B are provided in the circulation pipes 106A and 106B, respectively, and each electrolytic solution flows between the respective tanks and cells via the positive electrode electrolytic solution circulation pipe 106A and the negative electrode electrolytic solution circulation pipe 106B. Circulated.
  • V 4+ exists in VO 2+ and V 5+ exists in VO 2+ , and they exist in a hydrated state or a state in which sulfate radicals are coordinated. It is estimated that The positive electrode: V 4+ ⁇ V 5+ + e - ( charging) ⁇ V 4+ ⁇ V 5+ + e - ( discharge) Negative electrode: V 3+ + e ⁇ ⁇ V 2+ (charge) ⁇ V 3+ + e ⁇ ⁇ V 2+ (discharge)
  • Hydrogen ions (H + ) generated in the positive electrode during charging move to the negative electrode side through the diaphragm 101, and the electrical neutrality of the electrolytic solution is maintained.
  • Electric power supplied from a power generation unit (for example, a power plant) is stored in the electrolytic solution tank as a valence change of vanadium ions having different valences.
  • the stored electric power can be taken out by the reaction opposite to that at the time of charging and supplied to the load (customer or the like).
  • the state of charge (SOC) of the electrolytic solution is determined by the ratio of the ionic valence in the electrolytic solution.
  • SOC state of charge
  • the ratio of V 5+ in vanadium ions (V 4+ and V 5+ ) in the positive electrode electrolyte represented by the following formula (1)
  • the ratio of V 2+ in vanadium ions (V 2+ and V 3+ ) in the negative electrode electrolyte represented by the following formula (2).
  • V 4+ is oxidized to V 5+ at the positive electrode and V 3+ is reduced to V 2+ at the negative electrode in the battery cell.
  • the battery reaction during discharging is the reverse of that during charging.
  • the full charge voltage (charge end voltage, charge end voltage) and discharge end voltage are preset from the viewpoints of deterioration suppression and charge efficiency, etc. Charging/discharging is performed within the chargeable/dischargeable range from the end of discharge (for example, charge state: 20%) to full charge (for example, charge state: 80%).
  • the full-charge voltage is a voltage set to stop charging from the power system
  • the discharge end voltage is a voltage set to stop discharging to the power system.
  • JP 62-186473 A JP, 2006-147375, A Japanese Patent Laid-Open No. 11-204124 JP, 2001-43884, A U.S. Patent Application Publication No. 2014/0193673
  • the vanadium redox flow battery has an advantage that it can be regenerated by charging even if the positive electrode electrolytic solution and the negative electrode electrolytic solution are mixed because the active material in the electrolytic solution is a single element type.
  • various ions and solvents in the electrolytic solution move through the diaphragm, and the amount of the electrolytic solution in the positive electrode and the negative electrode increases or decreases.
  • the balance of the active material ions of the positive electrode electrolyte solution and the negative electrode electrolyte solution is lost, and the battery capacity is determined according to the capacity of the lower fully charged electrolyte solution. Therefore, if the balance of the active material ions is lost, there is a problem that the battery capacity is reduced.
  • a positive electrode electrolyte solution tank and a negative electrode electrolyte solution tank are connected by a communication pipe
  • a configuration has been proposed in which a valve is provided in this communication pipe, the valve is opened when the amount of the electrolytic solution in the tank decreases, and the positive electrode electrolytic solution and the negative electrode electrolytic solution are mixed via the communication tube.
  • Patent Document 5 (especially FIG. 3) discloses a method of reversing the polarity.
  • this method it is not necessary to provide equipment such as a communication pipe or a pump only by providing a changeover switch, but when the polarity is switched for rebalancing, a state in which no charging is performed (over-discharge state) occurs, During the rebalancing, there will be a period during which the battery cannot be discharged. For this reason, during the rebalancing work, it was not possible to meet sudden demands for output.
  • the balance of the active material ions of the positive electrode electrolyte and the negative electrode electrolyte is less likely to be upset, the frequency of rebalancing is reduced, or a redox flow battery that does not require rebalancing and its operation
  • the purpose is to provide a method.
  • the present invention has been invented to solve the above-mentioned problems in the prior art, and the present invention includes the following modes, for example.
  • PFSA perfluoropolysulfonic acid
  • the charge and discharge control means for controlling the charging and discharging of the redox flow battery.
  • the said charge/discharge control means is a redox flow battery which controls charge and discharge of the said redox flow battery so that an average SOC during operation of the said redox flow battery may be 10%-40%.
  • the redox flow battery has a battery cell, a positive electrode electrolyte solution tank storing a positive electrode electrolyte solution, and a negative electrode electrolyte solution tank storing a negative electrode electrolyte solution, and the positive electrode electrolyte solution and the negative electrode electrolysis solution.
  • a concentration measuring means for measuring the ion concentration of the liquid is provided, and the charge/discharge control means is based on the ion concentrations of the positive electrode electrolytic solution and the negative electrode electrolytic solution measured by the concentration measuring means, and the ion concentration of the positive electrode electrolytic solution.
  • the redox flow battery when it is higher than the ion concentration of the negative electrode electrolyte, the redox flow battery is charged and discharged so that the average SOC becomes low, and the ion concentration of the positive electrode electrolyte is the ion of the negative electrode electrolyte.
  • the charge/discharge control means ensures that the average SOC of the redox flow battery matches the SOC balance value, which is the SOC at which the ion concentration of the positive electrode electrolyte and the ion concentration of the negative electrode electrolyte do not change.
  • the redox flow battery according to item [2] which charges and discharges the redox flow battery.
  • PFSA perfluoropolysulfonic acid
  • the redox flow battery has a positive electrode cell in which a positive electrode electrolytic solution is stored and a negative electrode cell in which a negative electrode electrolytic solution is stored, and the ion concentrations of the positive electrode electrolytic solution and the negative electrode electrolytic solution are measured,
  • the redox flow battery is operated so that the average SOC becomes low, and the ion concentration of the positive electrode electrolyte is the negative electrode.
  • the redox flow battery is operated so that the average SOC of the redox flow battery matches the SOC balance value, which is the SOC at which the ion concentration of the positive electrode electrolyte and the ion concentration of the negative electrode electrolyte do not change.
  • the average SOC is controlled to operate at a low level of 10% to 40%, more preferably 20% to 35%, so that the balance of the active material ions of the positive electrode electrolyte and the negative electrode electrolyte is balanced. It is difficult to collapse and the frequency of rebalancing can be reduced, or rebalancing can be made unnecessary.
  • FIG. 1 is a schematic diagram illustrating the configuration of the redox flow battery in this example.
  • FIG. 2 is a schematic diagram for explaining a conventional redox flow battery.
  • FIG. 1 is a schematic diagram illustrating the configuration of the redox flow battery in this example.
  • a redox flow battery 10 includes a battery cell 20 separated into a positive electrode cell 10A and a negative electrode cell 10B by a diaphragm 11 made of an ion exchange membrane, and electrolytic solution tanks 14A and 14B for storing an electrolytic solution.
  • Circulating pipes 16A and 16B for circulating and supplying the electrolytic solution from the electrolytic solution tanks 14A and 14B to the battery cell 20, and circulating pumps 15A and 15B connected to the circulating pipes 16A and 16B for circulating the electrolytic solution are provided.
  • the positive electrode 10 is built in the positive electrode cell 10A, and the negative electrode 13 is built in the negative electrode cell 10B.
  • the battery cell 20 in the present invention may have a known configuration.
  • the battery cell 20 is connected to a power generation unit (for example, a power plant) or a load (for example, a customer) via an AC/DC converter, and stores the power supplied from the power generation unit or loads the load. Power is supplied to.
  • a power generation unit for example, a power plant
  • a load for example, a customer
  • the voltage measuring means 22 is provided between the battery cell 20 and the AC/DC converter.
  • the voltage measuring means 22 measures the terminal voltage during charging or discharging of the redox flow battery 10.
  • the voltage of the entire redox flow battery 10 may be measured.
  • the voltage measuring means 22 can also be configured to measure the open circuit voltage of the redox flow battery 10 by disconnecting the connection with the AC/DC converter.
  • the voltage measuring means 22 measures only the voltage value of the redox flow battery 10, but at the same time, a current measuring means may be provided so as to measure the current value as well.
  • the open circuit voltage may be measured by acquiring the voltage value when the current value is 0 as the open circuit voltage, without disconnecting the connection with the AC/DC converter.
  • the SOC is calculated from the open-circuit voltage of the redox flow battery 10 measured by the voltage measuring means 22, and based on this SOC, the average SOC during operation of the redox flow battery 10 is calculated, and the redox is performed, as described later.
  • the charging/discharging control means 24 which controls charging/discharging of the flow battery 10 is provided.
  • SOC refers to SOC obtained from measurement of open circuit voltage.
  • a calibration curve showing the relationship between the SOC and the open circuit voltage is prepared in advance and can be calculated by this.
  • the calibration curve can be created as follows. Prepare an electrolyte solution having an average valence of 3.5 of vanadium ions as a positive electrode electrolyte solution and a negative electrode electrolyte solution, respectively, and measure the amount of charge electricity using a Coulomb counter, and perform charging and open-circuit voltage measurement until full charge. repeat. Then, each vanadium ion concentration ratio is obtained from the charge electricity amount, and the SOC is calculated from this.
  • a calibration curve is created from the relationship between the SOC thus obtained and the open circuit voltage at that time.
  • the SOC obtained from the measurement of the open-circuit voltage has an error from the SOC calculated from the above-described formulas (1) and (2).
  • the balance of the active material ions of the positive electrode electrolytic solution and the negative electrode electrolytic solution is less likely to be lost, so that the error does not increase. That is, in the present invention, the SOC of the electrolytic solution can be obtained with high accuracy by measuring the open circuit voltage.
  • the positive electrode cell 10A and the negative electrode cell 10B are respectively provided with concentration measuring means 26A, 26B for measuring the ion concentrations of the positive electrode electrolytic solution and the negative electrode electrolytic solution.
  • the concentration measuring means 26A, 26B may be, for example, an analyzer using a general vanadium ion analysis method such as UV spectroscopic analysis, ion chromatography, and elemental analysis.
  • the diaphragm 11 uses an ion exchange membrane containing perfluoropolysulfonic acid (PFSA) as a main component.
  • PFSA perfluoropolysulfonic acid
  • the vanadium ions divalent, trivalent, tetravalent, and pentavalent
  • Ions are most likely to move across the diaphragm 11, and then tetravalent vanadium ions are most likely to move.
  • the redox flow battery 10 has a low SOC, that is, a low proportion of divalent vanadium ions in the negative electrode electrolyte and a high proportion of tetravalent vanadium ions in the positive electrode electrolyte.
  • the redox flow battery 10 is operated based on the average SOC during operation.
  • the voltage measuring unit 22 measures the open circuit voltage of the battery cell 20 at regular intervals
  • the charge/discharge control unit 24 calculates the SOC from the open circuit voltage
  • the average SOC is calculated for a predetermined period, for example, 1 It can be calculated by obtaining the arithmetic average in the period of charging or discharging once.
  • the SOC is calculated from the open circuit voltage of the battery cell 20, but the present invention is not limited to this. For example, the SOC at a certain point (at the start of charging/discharging) is found. If it is, then measure the amount of electricity charged and the amount of electricity discharged using a coulomb counter, etc. for a predetermined period (a period of one charge or discharge, during which the accumulated error value can be ignored), The SOC can also be calculated based on the amount of electricity.
  • the charge/discharge control means 24 charges and discharges the redox flow battery 10 so that the average SOC becomes 10% to 40%, and more preferably 20% to 35% based on the average SOC calculated in this way.
  • control Such control of charging and discharging of the redox flow battery 10 depends on the operating method of the redox flow battery 10, but specifically, when long continuous discharge is not required, charging is performed more than necessary. If the average SOC exceeds 40% without charging, the charging is stopped, or only when there is a plan to discharge immediately after charging, it is charged to a full charge or a state close to it. You can do it like this.
  • the average SOC becomes too high, for example, discharge to the load (for example, selling power to a power company) may be actively performed.
  • the discharge to the load may be reduced and power may be supplied from the power generation unit so that the average SOC falls within the range of 10% to 40%.
  • the SOC reaches the upper limit, that is, around 40%, the SOC of the redox flow battery 10 may temporarily exceed 40%. Therefore, when the redox flow battery 10 is charged, it is preferable that the SOC does not exceed 40%, which is the upper limit value of the average SOC.
  • the charge and discharge of the redox flow battery 10 is controlled by controlling the power supply from the power generation unit to the redox flow battery 10 and controlling the discharge to the load by the charge/discharge control means 24.
  • the flow rate of the electrolytic solution may be controlled by controlling the circulation pumps 15A and 15B at the same time.
  • the operation control of the redox flow battery 10 is automatically performed, but the present invention is not limited to this, and for example, the voltage measurement means. It is also possible to calculate the average SOC by the calculating means based on the open circuit voltage measured by 22 and manually control the charging and discharging of the redox flow battery 10 while checking the average SOC.
  • the concentration measuring means 26A and 26B it is preferable to measure the ion concentration of the positive electrode electrolytic solution and the negative electrode electrolytic solution using the concentration measuring means 26A and 26B at regular intervals.
  • the ion concentration of the positive electrode electrolytic solution is higher than the ion concentration of the negative electrode electrolytic solution, it is preferable to control the operation of the redox flow battery 10 so that the average SOC becomes low.
  • the ion concentration of the positive electrode electrolytic solution is lower than the ion concentration of the negative electrode electrolytic solution, it is preferable to control the operation of the redox flow battery 10 so that the average SOC becomes high.
  • SOC balance value When operated in this manner, the amount of movement of divalent vanadium ions and the amount of movement of tetravalent vanadium ions are balanced, and a change occurs in the total vanadium ion concentration in each electrolyte of the positive electrode cell 10A and the negative electrode cell 10B. There is no SOC (hereinafter, also referred to as “SOC balance value”).
  • the balance of vanadium ions (active material ions) in the positive electrode electrolyte solution and the negative electrode electrolyte solution is less likely to be lost, and the frequency of rebalancing is improved. It can be reduced or unnecessary.
  • the SOC balance value of the redox flow battery 10 is known, it is preferable to control the charging and discharging of the redox flow battery 10 so that the average SOC matches the SOC balance value.
  • Example 1 In the battery cell 20, carbon felt (AAF304ZS) manufactured by Toyobo Co., Ltd. having an area of 50 cm 2 (5 cm ⁇ 10 cm) was used as the positive electrode 12 and the negative electrode 13, and Nafion (registered trademark) 212 was used as the diaphragm 11.
  • AAF304ZS carbon felt manufactured by Toyobo Co., Ltd. having an area of 50 cm 2 (5 cm ⁇ 10 cm) was used as the positive electrode 12 and the negative electrode 13, and Nafion (registered trademark) 212 was used as the diaphragm 11.
  • the positive electrode electrolytic solution and the negative electrode electrolytic solution 50 ml each of an electrolytic solution having a sulfate ion concentration of 4.5 M, a vanadium ion concentration of 1.8 M, and an average valence of vanadium ions of 3.5 were prepared, and the positive electrode cell 10A and the negative electrode cell 10B were prepared. While circulating at a flow rate of 50 ml/min, charging/discharging was performed at a current of 10 A (current density 0.2 A/cm 2 ).
  • a value obtained by dividing the discharge capacity at the 100th cycle by the discharge capacity at the 10th cycle was defined as the capacity residual rate. Further, the SOC was calculated from the open circuit voltage every 10 seconds, and the arithmetic average was calculated to calculate the average SOC. Table 1 shows the results of Coulombic efficiency, capacity remaining rate, and average SOC.
  • Example 2 The Coulombic efficiency, the remaining capacity ratio, and the average SOC were obtained in the same manner as in Example 1 except that Fumasep (registered trademark) FS-930 was used as the diaphragm 11. The results are shown in Table 1.

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

［課題］正極電解液と負極電解液の活物質イオンのバランスが崩れにくく、リバランスの頻度を少なくする、あるいは、リバンランスを不要とするレドックスフロー電池及びその運転方法を提供する。 ［解決手段］レドックスフロー電池の運転中における平均ＳＯＣ（State Of Charge）が１０％～４０％となるように運転する。

Description

レドックスフロー電池及びその運転方法
　本発明は、レドックスフロー電池及びその運転方法に関する。
　レドックスフロー電池は、電力の負荷平準化や瞬間停止対策などとして利用され、新規の電力貯蔵用電池として注目されており、特に、バナジウム塩を活物質にしたレドックスフロー電池が知られている（例えば、特許文献１参照）。
　レドックスフロー電池の動作原理を図２に基づいて説明する。
　レドックスフロー電池１００は、イオン交換膜からなる隔膜１０１で正極セル１００Ａと負極セル１００Ｂとに分離された電池セル１１０と、電解液を貯留する電解液タンク１０４Ａ，１０４Ｂと、電解液タンク１０４Ａ，１０４Ｂから電池セル１１０に電解液を循環供給する循環配管１０６Ａ，１０６Ｂと、循環配管１０６Ａ，１０６Ｂに接続されて電解液を循環させる循環ポンプ１０５Ａ，１０５Ｂと、を備える。
　正極セル１００Ａには正極電極１０２が、また、負極セル１００Ｂには負極電極１０３がそれぞれ内蔵されている。
　また、正極セル１００Ａには、正極電解液を貯留する正極電解液タンク１０４Ａが正極電解液循環配管１０６Ａを介して接続され、負極セル１００Ｂには、負極電解液を貯留する負極電解液タンク１０４Ｂが負極電解液循環配管１０６Ｂを介して接続されている。循環配管１０６Ａ，１０６Ｂにはそれぞれ、循環ポンプ１０５Ａ，１０５Ｂが設けられており、正極電解液循環配管１０６Ａ、負極電解液循環配管１０６Ｂを介して、各電解液がそれぞれのタンクとセルとの間で循環される。
　各極電解液にはバナジウムイオンなど原子価が変化するイオンの水溶液が用いられ、ポンプ１０５Ａ，１０５Ｂで電解液を循環させながら、正極電極１０２、負極電極１０３におけるイオンの価数変化反応に伴って充放電が行われる。
　例えば、バナジウムイオンを含む電解液を用いた場合、セル内の正極および負極で充放電時に生じる反応は次の通りになる。なお、実際には、Ｖ4+はＶＯ2+で存在し、Ｖ5+はＶＯ2+で存在しているものと推定され、それぞれ水和した状態や硫酸根が配位した状態で存在しているものと推定される。
　正極：Ｖ4+　→　Ｖ5+　＋　ｅ-（充電）　・Ｖ4+　←　Ｖ5+　＋　ｅ-（放電）
　負極：Ｖ3+　＋　ｅ-　→　Ｖ2+（充電）　・Ｖ3+　＋　ｅ-　←　Ｖ2+（放電）
　充電時に正極で生成される水素イオン（Ｈ+）は、隔膜１０１を通って負極側に移動し、電解液の電気的中性が保たれる。発電部（例えば、発電所など）から供給された電力は、価数の異なるバナジウムイオンの価数変化として電解液タンクに貯蔵される。
　一方、放電時には、充電時とは逆の反応によって貯蔵した電力を取り出し、負荷（需要家など）に供給することができる。
　レドックスフロー電池では、電解液の充電状態（ＳＯＣ：State Of Charge）は、電解液中のイオン価数の比率によって決まる。
　例えば、バナジウム系レドックスフロー電池の場合、正極電解液では、下記式（１）に示す正極電解液中のバナジウムイオン（Ｖ4+及びＶ5+）におけるＶ5+の比率、負極電解液では、下記式（２）に示す負極電解液中のバナジウムイオン（Ｖ2+及びＶ3+）におけるＶ2+の比率で表される。
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000001
Figure JPOXMLDOC01-appb-M000002
 充電時の電池反応は、電池セル内で正極ではＶ4+がＶ5+に酸化され、負極ではＶ3+がＶ2+に還元される。放電時の電池反応は、充電時と逆の反応になる。
　バナジウム系レドックスフロー電池においては、劣化抑制や充電効率等の観点から満充電電圧（充電満了電圧、充電終了電圧）と放電末電圧が予め設定されており、電池の通常の運転時には、充電状態が放電末（例えば、充電状態：２０％）から満充電（例えば、充電状態：８０％）の充放電可能範囲内で充放電が行われる。ここで、満充電電圧は電力系統からの充電を停止するように設定された電圧であり、放電末電圧は電力系統への放電を停止するように設定された電圧である。
特開昭６２－１８６４７３号公報 特開２００６－１４７３７５号公報 特開平１１－２０４１２４号公報 特開２００１－４３８８４号公報 米国特許出願公開第２０１４／０１９３６７３号明細書
　バナジウム系レドックスフロー電池は電解液中の活物質が単一元素系であるため、正極電解液と負極電解液とが混合しても充電によって再生することができるという利点がある。しかしながら、レドックスフロー電池でも、充放電を繰り返すと隔膜を通して電解液中の各種イオンや溶媒が移動し、正極及び負極の電解液量の増減が生じる。これによって正極電解液と負極電解液の活物質イオンのバランスが崩れ、満充電状態の低い方の電解液の容量に合わせて電池容量が決定される。このため、活物質イオンのバランスが崩れると電池容量が低下してしまうという問題がある。
　このような活物質イオンのバランス崩れを解消するリバランスの方法としては、例えば、特許文献２～４に開示されるように、正極電解液タンクと負極電解液タンクとを連通管によって連通させ、この連通管にバルブを設け、タンク内の電解液量が減少したときにバルブを開いて、連通管を介して正極電解液と負極電解液とを混合する構成が提案されている。
　しかしながら、このように正極電解液と負極電解液とを混合する場合には、連通管やポンプなどの設備が必要となってくる。特に、タンクが多いと、そのペア数だけ連通管やポンプなどが必要となるため、大規模なレドックスフロー電池とする場合には、配管が複雑になってしまう。
　これに対して、特許文献５（特にＦｉｇ．３）には、極性を反転する方法が開示されている。この方法では、切替スイッチを備えるだけで、連通管やポンプなどの設備を設ける必要はないが、リバランスのために極性を切り替えると、全く充電されていない状態（過放電状態）を経るため、リバランス中に放電することができない期間が生じてしまう。このため、リバランス作業中は、突発的な出力の需要などに対応することができなかった。
　本発明では、このような現状に鑑み、正極電解液と負極電解液の活物質イオンのバランスが崩れにくく、リバランスの頻度を少なくする、あるいは、リバランスを不要とするレドックスフロー電池及びその運転方法を提供することを目的とする。
　本発明は、前述するような従来技術における課題を解決するために発明されたものであって、本発明は、例えば、以下の態様を含む。
　［１］　バナジウムを活物質とし、隔膜としてパーフルオロポリスルホン酸（ＰＦＳＡ）を主成分とするイオン交換膜を使用したレドックスフロー電池であって、前記レドックスフロー電池の開放電圧を測定する電圧測定手段と、前記開放電圧に基づいて、前記レドックスフロー電池の平均ＳＯＣ（State Of Charge）を算出するとともに、該平均ＳＯＣに基づき、前記レドックスフロー電池の充電及び放電を制御する充放電制御手段とを備え、前記充放電制御手段は、前記レドックスフロー電池の運転中における平均ＳＯＣが１０％～４０％となるように、前記レドックスフロー電池の充電及び放電を制御するレドックスフロー電池。
　［２］　前記レドックスフロー電池が、電池セルと、正極電解液が貯留される正極電解液タンクと、負極電解液が貯留される負極電解液タンクとを有するとともに、前記正極電解液及び前記負極電解液のイオン濃度を測定する濃度測定手段を備え、前記充放電制御手段は、前記濃度測定手段によって測定された前記正極電解液及び前記負極電解液のイオン濃度に基づき、前記正極電解液のイオン濃度が、前記負極電解液のイオン濃度よりも高い場合には、前記平均ＳＯＣが低くなるように前記レドックスフロー電池の充電及び放電を行い、前記正極電解液のイオン濃度が、前記負極電解液のイオン濃度よりも低い場合には、前記平均ＳＯＣが高くなるように前記レドックスフロー電池の充電及び放電を行う項［１］に記載のレドックスフロー電池。
　［３］　前記充放電制御手段は、前記レドックスフロー電池の平均ＳＯＣが、前記正極電解液のイオン濃度及び前記負極電解液のイオン濃度に変化が生じないＳＯＣであるＳＯＣバランス値と一致するように前記レドックスフロー電池の充電及び放電を行う項［２］に記載のレドックスフロー電池。
　［４］　バナジウムを活物質とし、隔膜としてパーフルオロポリスルホン酸（ＰＦＳＡ）を主成分とするイオン交換膜を使用したレドックスフロー電池の運転方法であって、前記レドックスフロー電池の運転中における平均ＳＯＣ（State Of Charge）が１０％～４０％となるように運転するレドックスフロー電池の運転方法。
　［５］　前記レドックスフロー電池が、正極電解液が貯留される正極セルと、負極電解液が貯留される負極セルとを有し、前記正極電解液及び前記負極電解液のイオン濃度を測定し、前記正極電解液のイオン濃度が、前記負極電解液のイオン濃度よりも高い場合には、前記平均ＳＯＣが低くなるように前記レドックスフロー電池を運転し、前記正極電解液のイオン濃度が、前記負極電解液のイオン濃度よりも低い場合には、前記平均ＳＯＣが高くなるように前記レドックスフロー電池を運転する項［４］に記載のレドックスフロー電池の運転方法。
　［６］　前記レドックスフロー電池の平均ＳＯＣが、前記正極電解液のイオン濃度及び前記負極電解液のイオン濃度に変化が生じないＳＯＣであるＳＯＣバランス値と一致するように前記レドックスフロー電池を運転する項［５］に記載のレドックスフロー電池の運転方法。
　本発明によれば、平均ＳＯＣを１０％～４０％、より好ましくは２０％～３５％と低い状態で運転するように制御することで、正極電解液と負極電解液の活物質イオンのバランスが崩れにくく、リバランスの頻度を少なくする、あるいは、リバランスを不要とすることができる。
図１は、本実施例におけるレドックスフロー電池の構成を説明する模式図である。 図２は、従来のレドックスフロー電池を説明するための模式図である。
　以下、本発明の実施の形態（実施例）を図面に基づいて、より詳細に説明する。以下の説明で用いる図面は、本発明の特徴をわかりやすくするために便宜上特徴となる部分を拡大して示している場合があり、各構成要素の寸法比率などは実際とは異なっていることがある。また、以下の説明において例示される材料、寸法等は一例であって、本発明はそれらに限定されるものではない。
　図１は、本実施例におけるレドックスフロー電池の構成を説明する模式図である。
　図１に示すように、レドックスフロー電池１０は、イオン交換膜からなる隔膜１１で正極セル１０Ａと負極セル１０Ｂとに分離された電池セル２０と、電解液を貯留する電解液タンク１４Ａ，１４Ｂと、電解液タンク１４Ａ，１４Ｂから電池セル２０に電解液を循環供給させる循環配管１６Ａ，１６Ｂと、循環配管１６Ａ，１６Ｂに接続されて電解液を循環させる循環ポンプ１５Ａ，１５Ｂと、を備える。正極セル１０Ａには正極電極１２が、また、負極セル１０Ｂには負極電極１３がそれぞれ内蔵されている。なお、本発明における電池セル２０としては、公知の構成を採用することができる。
　電池セル２０は、ＡＣ／ＤＣコンバータを介して、発電部（例えば、発電所など）や、負荷（例えば、需要家など）と接続されており、発電部から供給された電力の貯蔵や、負荷への電力の供給が行われる。
　本実施形態のレドックスフロー電池１０では、電池セル２０とＡＣ／ＤＣコンバータとの間に、電圧測定手段２２が設けられている。電圧測定手段２２では、レドックスフロー電池１０の充電又は放電中の端子電圧が測定される。なお、電池セル２０が積層されている場合は、レドックスフロー電池１０全体の電圧を測定するようにすればよい。また、電圧測定手段２２は、ＡＣ／ＤＣコンバータとの接続を切ることによって、レドックスフロー電池１０の開放電圧を測定することもできるように構成することもできる。
　なお、本実施形態では、電圧測定手段２２により、レドックスフロー電池１０の電圧値のみを測定しているが、同時に、電流値も測定するように、電流測定手段を設けることもできる。この場合、開放電圧の測定は、ＡＣ／ＤＣコンバータとの接続を切らずとも、電流値が０の時の電圧値を、開放電圧として取得するようにすることもできる。
　また、電圧測定手段２２によって測定されたレドックスフロー電池１０の開放電圧からＳＯＣを算出し、このＳＯＣに基づいて、後述するように、レドックスフロー電池１０の運転中の平均ＳＯＣを算出するとともに、レドックスフロー電池１０の充放電を制御する充放電制御手段２４を備えている。
　本実施形態においては、特に言及しない限り、「ＳＯＣ」とは、開放電圧の測定から得られるＳＯＣを示す。
　開放電圧の測定からＳＯＣを得るには、あらかじめＳＯＣと開放電圧との関係を示す検量線を作成しておき、これにより算出することができる。検量線の作成は、次のように行うことができる。バナジウムイオンの平均価数３．５の電解液をそれぞれ正極電解液及び負極電解液として用意し、クーロンカウンタを用いて充電電気量を測定しながら、満充電になるまで充電と開放電圧測定とを繰り返す。そして、充電電気量から各バナジウムイオン濃度比を求め、これによりＳＯＣを算出する。このようにして求めたＳＯＣと、その時の開放電圧との関係から検量線を作成する。
　なお、正極電解液と負極電解液とでＳＯＣが異なる場合、開放電圧の測定から得られるＳＯＣは、前述する式（１）及び（２）から算出されるＳＯＣとは誤差が生じることになるが、後述するように、本発明では、正極電解液と負極電解液の活物質イオンのバランスが崩れにくいため、誤差が大きくなることはない。すなわち、本発明では、開放電圧を測定することで、電解液のＳＯＣを高い確度で得ることができる。
　また、正極セル１０Ａ及び負極セル１０Ｂには、それぞれ、正極電解液及び負極電解液のイオン濃度を測定する濃度測定手段２６Ａ，２６Ｂが備えられている。濃度測定手段２６Ａ，２６Ｂとしては、例えば、ＵＶ分光分析、イオンクロマトグラフィー、元素分析など、一般的なバナジウムイオンの分析方法を用いた分析装置とすることができる。
　また、本実施例において、隔膜１１は、パーフルオロポリスルホン酸（ＰＦＳＡ）を主成分とするイオン交換膜を用いている。ＰＦＳＡを主成分とするイオン交換膜を用いることによって、レドックスフロー電池１０の運転に伴い生成されるバナジウムイオン（２価、３価、４価、５価）のうち、一般的に２価のバナジウムイオンが最も隔膜１１を超えて移動しやすく、次に４価のバナジウムイオンが移動しやすい。
　このため、一般的なレドックスフロー電池１０の運転条件であるＳＯＣが５０％となるように運転した場合、２価のバナジウムイオンが負極電解液から正極電解液に移動し、正極電解液が高濃度となってしまい、リバランスが必要となる。
　本実施形態では、低いＳＯＣ、すなわち、負極電解液中に２価のバナジウムイオンの割合は少なく、正極電解液中に４価のバナジウムイオンの割合が多い状態となるように、レドックスフロー電池１０の運転中における平均ＳＯＣに基づいて、レドックスフロー電池１０を運転するようにしている。
　なお、平均ＳＯＣとしては、例えば、電圧測定手段２２によって一定時間毎に電池セル２０の開放電圧を測定するとともに、充放電制御手段２４によって開放電圧からＳＯＣを算出して、所定期間、例えば、１回の充電または放電の期間における算術平均を求めることによって、算出することができる。
　なお、本実施形態においては、ＳＯＣを、電池セル２０の開放電圧から算出しているが、これに限定されるものではなく、例えば、ある時点（充放電開始時など）でのＳＯＣが判明している場合、その後はクーロンカウンタなどを用いて充電電気量と放電電気量を測定し、所定の期間（１回の充電または放電期間などであって、誤差の積算値が無視できる期間）、この電気量に基づいてＳＯＣを算出することもできる。
　そして、充放電制御手段２４は、このように算出された平均ＳＯＣに基づき、平均ＳＯＣが１０％～４０％、より好ましくは２０％～３５％となるように、レドックスフロー電池１０の充電及び放電を制御する。このようなレドックスフロー電池１０の充電及び放電の制御は、レドックスフロー電池１０の運用方法にもよるが、具体的には、連続して長時間の放電が要求されない場合には、必要以上に充電を行わず、平均ＳＯＣが４０％を超える場合には、充電を停止するようにしたり、充電後にすぐに放電の予定がある場合にのみ、満充電またはそれに近い状態まで充電を行うようにしたりするようにすればよい。
　また、平均ＳＯＣが高くなりすぎた場合には、例えば、負荷への放電（例えば、電力会社への売電など）を積極的に行うようにすればよい。一方で、平均ＳＯＣが低くなりすぎた場合には、負荷への放電を減らし、平均ＳＯＣが１０％～４０％の範囲となるように発電部から給電するようにすればよい。ただし、平均ＳＯＣが上限、すなわち４０％付近に達してしまうと、一時的にレドックスフロー電池１０のＳＯＣが４０％を超えてしまうことがある。このため、レドックスフロー電池１０の充電を行う際には、ＳＯＣが平均ＳＯＣの上限値である４０％を超えないようにすることが好ましい。
　なお、本実施形態において、レドックスフロー電池１０への充電及び放電の制御は、充放電制御手段２４により、発電部からレドックスフロー電池１０への給電を制御したり、負荷への放電を制御することによってのみ行っているが、循環ポンプ１５Ａ，１５Ｂの制御も同時に行って電解液の流量を制御するようにしてもよい。
　また、本実施形態では、充放電制御手段２４を設けることにより、自動的に、レドックスフロー電池１０の運転制御を行うように構成しているが、これには限定されず、例えば、電圧測定手段２２によって測定された開放電圧に基づき、演算手段によって平均ＳＯＣを算出し、この平均ＳＯＣを確認しながら手動で、レドックスフロー電池１０の充電及び放電を制御するようにしてもよい。
　また、レドックスフロー電池１０の運転中は、濃度測定手段２６Ａ，２６Ｂを用いて、一定時間毎に正極電解液及び負極電解液のイオン濃度を測定することが好ましい。正極電解液のイオン濃度が、負極電解液のイオン濃度よりも高い場合には、平均ＳＯＣが低くなるようにレドックスフロー電池１０の運転を制御することが好ましい。一方で、正極電解液のイオン濃度が、負極電解液のイオン濃度よりも低い場合には、平均ＳＯＣが高くなるようにレドックスフロー電池１０の運転を制御することが好ましい。
　このように運転したとき、２価のバナジウムイオンの移動量と、４価のバナジウムイオンの移動量が釣り合い、正極セル１０Ａと負極セル１０Ｂの各電解液中の各バナジウムイオン濃度総量の変化が生じないＳＯＣ（以下、「ＳＯＣバランス値」ともいう。）が存在する。
　レドックスフロー電池１０の運転中における平均ＳＯＣが、ＳＯＣバランス値と近くなるようにすることで、正極電解液と負極電解液のバナジウムイオン（活物質イオン）のバランスが崩れにくく、リバランスの頻度を少なくする、あるいは、不要とすることができる。
　このため、レドックスフロー電池１０のＳＯＣバランス値が判明した場合には、平均ＳＯＣがＳＯＣバランス値と一致するように、レドックスフロー電池１０の充電及び放電を制御することが好ましい。
　（実施例１）
　電池セル２０は、正極電極１２及び負極電極１３として、面積５０ｃｍ2（５ｃｍ×１０ｃｍ）の東洋紡（株）製カーボンフェルト（ＡＡＦ３０４ＺＳ）と、隔膜１１として、Ｎａｆｉｏｎ（登録商標）２１２を用いた。
　正極電解液及び負極電解液として、硫酸イオン濃度４．５Ｍ、バナジウムイオン濃度１．８Ｍ、バナジウムイオンの平均価数３．５の電解液をそれぞれ５０ｍｌずつ用意し、正極セル１０Ａ及び負極セル１０Ｂに、５０ｍｌ／分の流量で循環しながら、１０Ａの電流（電流密度０．２Ａ／ｃｍ2）で充放電を行った。
　最初に充電を行い、電池セル２０の電圧が１．５Ｖになったところで充電を停止し、次に放電を行い、電池セル２０の電圧が１．０Ｖになったところで放電を終了した。この充放電をさらに９９サイクル（全部で１００サイクル）繰り返し、１０サイクル目の放電容量を、１０サイクル目の充電容量で割った値をクーロン効率とした。
　また、１００サイクル目の放電容量を、１０サイクル目の放電容量で割った値を容量残存率とした。
　また、１０秒ごとに開放電圧からＳＯＣを算出し、その算術平均を求めることによって、平均ＳＯＣを算出した。クーロン効率、容量残存率、及び、平均ＳＯＣの結果を表１に示す。
　（実施例２）
　隔膜１１として、Ｆｕｍａｓｅｐ（登録商標）ＦＳ－９３０を用いたこと以外は、実施例１と同様にして、クーロン効率、容量残存率、及び、平均ＳＯＣを求めた。その結果を表１に示す。
　（比較例１）
　充電を停止する電圧を１．６Ｖにした以外は、実施例１と同様にして、クーロン効率、容量残存率、及び、平均ＳＯＣを求めた。その結果を表１に示す。
　（比較例２）
　充電を停止する電圧を１．６Ｖにした以外は、実施例２と同様にして、クーロン効率、容量残存率、及び、平均ＳＯＣを求めた。その結果を表１に示す。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000003
　実施例１，２及び比較例１，２の結果を比較して、本発明のように平均ＳＯＣが低くなるようにレドックスフロー電池を運転した方が、クーロン効率が高いままで、容量残存率が大きいことがわかる。
　以上、本発明の好ましい実施形態を説明したが、本発明はこれに限定されることはなく、本発明の目的を逸脱しない範囲で種々の変更が可能である。
１０　　　レドックスフロー電池
１０Ａ　　正極セル
１０Ｂ　　負極セル
１１　　　隔膜
１２　　　正極電極
１３　　　負極電極
１５Ａ　　循環ポンプ
１５Ｂ　　循環ポンプ
１６Ａ　　正極電解液循環配管
１６Ｂ　　負極電解液循環配管
２０　　　電池セル
２２　　　電圧測定手段
２４　　　充放電制御手段
２６Ａ　　濃度測定手段
２６Ｂ　　濃度測定手段
１００　　レドックスフロー電池
１００Ａ　正極セル
１００Ｂ　負極セル
１０１　　隔膜
１０２　　正極電極
１０３　　負極電極
１０４Ａ　正極電解液タンク
１０４Ｂ　負極電解液タンク
１０５Ａ　循環ポンプ
１０５Ｂ　循環ポンプ
１０６Ａ　正極電解液循環配管
１０６Ｂ　負極電解液循環配管
１１０　　電池セル

Claims (6)

  1. 　バナジウムを活物質とし、隔膜としてパーフルオロポリスルホン酸（ＰＦＳＡ）を主成分とするイオン交換膜を使用したレドックスフロー電池であって、
    　前記レドックスフロー電池の開放電圧を測定する電圧測定手段と、
    　前記開放電圧に基づいて、前記レドックスフロー電池の平均ＳＯＣ（State Of Charge）を算出するとともに、該平均ＳＯＣに基づき、前記レドックスフロー電池の充電及び放電を制御する充放電制御手段と、を備え、
    　前記充放電制御手段は、前記レドックスフロー電池の運転中における平均ＳＯＣが１０％～４０％となるように、前記レドックスフロー電池の充電及び放電を制御するレドックスフロー電池。
  2. 　前記レドックスフロー電池が、電池セルと、正極電解液が貯留される正極電解液タンクと、負極電解液が貯留される負極電解液タンクとを有するとともに、
    　前記正極電解液及び前記負極電解液のイオン濃度を測定する濃度測定手段を備え、
    　前記充放電制御手段は、前記濃度測定手段によって測定された前記正極電解液及び前記負極電解液のイオン濃度に基づき、
    　前記正極電解液のイオン濃度が、前記負極電解液のイオン濃度よりも高い場合には、前記平均ＳＯＣが低くなるように前記レドックスフロー電池の充電及び放電を行い、
    　前記正極電解液のイオン濃度が、前記負極電解液のイオン濃度よりも低い場合には、前記平均ＳＯＣが高くなるように前記レドックスフロー電池の充電及び放電を行う請求項１に記載のレドックスフロー電池。
  3. 　前記充放電制御手段は、前記レドックスフロー電池の平均ＳＯＣが、前記正極電解液のイオン濃度及び前記負極電解液のイオン濃度に変化が生じないＳＯＣであるＳＯＣバランス値と一致するように前記レドックスフロー電池の充電及び放電を行う請求項２に記載のレドックスフロー電池。
  4. 　バナジウムを活物質とし、隔膜としてパーフルオロポリスルホン酸（ＰＦＳＡ）を主成分とするイオン交換膜を使用したレドックスフロー電池の運転方法であって、
    　前記レドックスフロー電池の運転中における平均ＳＯＣ（State Of Charge）が１０％～４０％となるように運転するレドックスフロー電池の運転方法。
  5. 　前記レドックスフロー電池が、正極電解液が貯留される正極セルと、負極電解液が貯留される負極セルとを有し、
    　前記正極電解液及び前記負極電解液のイオン濃度を測定し、
    　前記正極電解液のイオン濃度が、前記負極電解液のイオン濃度よりも高い場合には、前記平均ＳＯＣが低くなるように前記レドックスフロー電池を運転し、
    　前記正極電解液のイオン濃度が、前記負極電解液のイオン濃度よりも低い場合には、前記平均ＳＯＣが高くなるように前記レドックスフロー電池を運転する請求項４に記載のレドックスフロー電池の運転方法。
  6. 　前記レドックスフロー電池の平均ＳＯＣが、前記正極電解液のイオン濃度及び前記負極電解液のイオン濃度に変化が生じないＳＯＣであるＳＯＣバランス値と一致するように前記レドックスフロー電池を運転する請求項５に記載のレドックスフロー電池の運転方法。
PCT/JP2019/049528 2018-12-18 2019-12-18 レドックスフロー電池及びその運転方法 WO2020130013A1 (ja)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2018-236225 2018-12-18
JP2018236225 2018-12-18

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2020130013A1 true WO2020130013A1 (ja) 2020-06-25

Family

ID=71101928

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2019/049528 WO2020130013A1 (ja) 2018-12-18 2019-12-18 レドックスフロー電池及びその運転方法

Country Status (1)

Country Link
WO (1) WO2020130013A1 (ja)

Citations (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS63166156A (ja) * 1986-12-26 1988-07-09 Mitsui Eng & Shipbuild Co Ltd レドツクス・フロ−型電池の運転方法
JP2003208916A (ja) * 2002-01-15 2003-07-25 Sumitomo Electric Ind Ltd バナジウムレドックスフロー電池の運転方法
JP2012009448A (ja) * 2010-03-12 2012-01-12 Sumitomo Electric Ind Ltd レドックスフロー電池
JP2013037857A (ja) * 2011-08-05 2013-02-21 Sumitomo Electric Ind Ltd レドックスフロー電池
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
JP2016146306A (ja) * 2015-02-09 2016-08-12 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
JP2017091617A (ja) * 2015-11-02 2017-05-25 旭化成株式会社 カーボンフェルト、二次電池、及び、カーボンフェルトの製造方法
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
JP2018503099A (ja) * 2014-11-03 2018-02-01 大連融科儲能技術発展有限公司 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
JP2018029009A (ja) * 2016-08-17 2018-02-22 株式会社ギャラキシー 負極電池活物質液及び負極電池活物質液管理方法

Patent Citations (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JPS63166156A (ja) * 1986-12-26 1988-07-09 Mitsui Eng & Shipbuild Co Ltd レドツクス・フロ−型電池の運転方法
JP2003208916A (ja) * 2002-01-15 2003-07-25 Sumitomo Electric Ind Ltd バナジウムレドックスフロー電池の運転方法
JP2012009448A (ja) * 2010-03-12 2012-01-12 Sumitomo Electric Ind Ltd レドックスフロー電池
JP2013037857A (ja) * 2011-08-05 2013-02-21 Sumitomo Electric Ind Ltd レドックスフロー電池
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
JP2018503099A (ja) * 2014-11-03 2018-02-01 大連融科儲能技術発展有限公司 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
JP2016146306A (ja) * 2015-02-09 2016-08-12 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
JP2017091617A (ja) * 2015-11-02 2017-05-25 旭化成株式会社 カーボンフェルト、二次電池、及び、カーボンフェルトの製造方法
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
JP2018029009A (ja) * 2016-08-17 2018-02-22 株式会社ギャラキシー 負極電池活物質液及び負極電池活物質液管理方法

Similar Documents

Publication Publication Date Title
JP6399361B2 (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
TWI670895B (zh) 氧化還原液流電池系統，泵控制部，及氧化還原液流電池的運轉方法
US10199672B2 (en) Method of operating redox flow battery, and redox flow battery system
US10629932B2 (en) Method and system for monitoring state of charge (SOC) of flow battery system
KR101809332B1 (ko) 플로우 배터리의 전해액 재생 모듈 및 이를 이용한 플로우 배터리의 전해액 재생 방법
JP2006147374A (ja) バナジウムレドックスフロー電池システムの運転方法
CN109417184A (zh) 氧化还原液流电池、电量测量系统和电量测量方法
JP7145883B2 (ja) レドックスフロー電池及びその運転方法
WO2020130013A1 (ja) レドックスフロー電池及びその運転方法
CN105572594A (zh) 液流电池系统荷电状态监测方法及其系统
AU2022339728A1 (en) Determining state of charge, molarity and oxidation state in a flow battery and controlling a flow battery
JP2003257467A (ja) レドックスフロー電池の運転方法
WO2019208431A1 (ja) レドックスフロー電池及びその運転方法
JP6944067B2 (ja) レドックスフロー電池及びその運転方法
JP2016072167A (ja) レドックスフロー電池およびその運転方法
JPH01146267A (ja) レドツクスフロー電池の運転方法
KR20160024499A (ko) 플로우 배터리의 잔존 용량 측정 장치
König et al. An innovative approach for the model-based flow rate optimization of vanadium redox flow batteries
Tanaka et al. Development of a 60 kW Class Redox Flow Battery System

Legal Events

Date Code Title Description
121 Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application

Ref document number: 19897752

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

122 Ep: pct application non-entry in european phase

Ref document number: 19897752

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: JP