WO2022270107A1 - 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
WO2022270107A1
WO2022270107A1 PCT/JP2022/015671 JP2022015671W WO2022270107A1 WO 2022270107 A1 WO2022270107 A1 WO 2022270107A1 JP 2022015671 W JP2022015671 W JP 2022015671W WO 2022270107 A1 WO2022270107 A1 WO 2022270107A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
banks
soc
bank
state
charge
Prior art date
Application number
PCT/JP2022/015671
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
宏一 加來
勇人 藤田
恭裕 内藤
Original Assignee
住友電気工業株式会社
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 住友電気工業株式会社 filed Critical 住友電気工業株式会社
Priority to EP22828026.9A priority Critical patent/EP4362145A1/en
Priority to JP2023529611A priority patent/JPWO2022270107A1/ja
Priority to US18/572,433 priority patent/US20240291006A1/en
Priority to AU2022296096A priority patent/AU2022296096A1/en
Publication of WO2022270107A1 publication Critical patent/WO2022270107A1/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
    • H01M8/18—Regenerative fuel cells, e.g. redox flow batteries or secondary fuel cells
    • 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
    • H01M8/04925—Power, energy, capacity or load
    • H01M8/04932—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
    • H01M8/04082—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
    • H01M8/04298—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
    • H01M8/18—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
    • H01M8/24—Grouping of fuel cells, e.g. stacking of fuel cells
    • H01M8/249—Grouping of fuel cells, e.g. stacking of fuel cells comprising two or more groupings of fuel cells, e.g. modular assemblies
    • 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 disclosure relates to redox flow battery systems.
  • This application claims priority based on Japanese Patent Application No. 2021-102299 dated June 21, 2021, and incorporates all the descriptions described in the Japanese application.
  • Patent Document 1 discloses a method of operating a redox flow battery system in which a positive electrode electrolyte and a negative electrode electrolyte are supplied to battery cells for charging and discharging.
  • Patent Literature 1 describes controlling variation in voltage between banks in a redox flow battery system having a plurality of banks.
  • the redox flow battery system of the present disclosure includes a plurality of banks, a power conversion device provided in each of the plurality of banks, and a control that controls the power conversion device to control the charging state of each of the plurality of banks.
  • each of the plurality of banks includes a battery cell that charges and discharges by supplying an electrolytic solution, the plurality of banks includes a plurality of first banks controlled to a first state of charge; one or more second banks other than the first bank, and the controller controls the state of charge of the second bank to a second state of charge different from the first state of charge.
  • FIG. 1 is a schematic configuration diagram showing the configuration of a redox flow battery system according to an embodiment.
  • FIG. 2 is a schematic configuration diagram showing the basic configuration of a bank.
  • Redox flow battery systems are required to have higher energy densities. If the energy density can be increased, the battery capacity can be increased. However, if the energy density is increased, side reactions tend to occur during charging or discharging. There is a risk that the performance of the battery will deteriorate, such as the deterioration of the electrolyte due to side reactions.
  • the range of usage of the state of charge (SOC) is restricted in order to suppress deterioration of battery performance due to side reactions.
  • the technique described in Patent Document 1 makes the SOC of each bank as equal as possible by performing voltage control to reduce the voltage difference between banks.
  • the technique described in Patent Document 1 operates so that the SOCs of all banks are equal within the SOC range in which side reactions do not occur, so the SOC utilization range cannot be expanded.
  • One of the purposes of the present disclosure is to provide a redox flow battery system that can improve battery performance degradation due to side reactions while achieving high energy density.
  • the redox flow battery system of the present disclosure can improve battery performance degradation due to side reactions while achieving high energy density.
  • One of the means to increase the energy density of redox flow batteries is to expand the range of SOC utilization.
  • SOC range of use of SOC expands, side reactions may occur, which may adversely affect battery performance.
  • redox flow batteries are managed so that the SOC is kept within a certain range in order to suppress deterioration of battery performance due to side reactions.
  • active material ions contained in the electrolytic solution may precipitate due to side reactions. If the active material ions are precipitated, the active material may not function. Precipitation of active material ions deteriorates the electrolytic solution and causes a decrease in battery capacity. In addition, deposits of active material ions may cause deterioration of the battery cell by adhering to the electrodes constituting the battery cell. Thus, when charging or discharging is performed in a high SOC region or a low SOC region, side reactions such as precipitation of active material ions are promoted.
  • the product of the side reaction can sometimes be redissolved as ions in the electrolytic solution through a reversible reaction.
  • a precipitate of active material ions occurs due to a side reaction in a region with a high SOC, it may be possible to return the precipitate as ions again in a region with a low SOC.
  • a precipitate of active material ions occurs due to a side reaction in the low SOC region, it may be possible to return the precipitate as ions again in the high SOC region.
  • the present inventors propose to shift the SOC between banks in a redox flow battery system with multiple banks. More specifically, the configuration is such that the SOCs of some banks are controlled to be different, instead of controlling the SOCs of all the banks to be equal.
  • a redox flow battery system includes: a plurality of banks; a power converter provided in each of the plurality of banks; each of the plurality of banks includes a battery cell that charges and discharges by supplying an electrolytic solution, and the plurality of banks is controlled to the first state of charge a plurality of first banks; and one or more second banks other than the first bank, wherein the controller sets the state of charge of the second bank to a second state of charge different from the first state of charge. to control.
  • the redox flow battery system of the present disclosure can improve the deterioration of battery characteristics due to side reactions while achieving high energy density.
  • the state of charge of the bank means the state of charge of the battery cells forming the bank. When there are a plurality of battery cells, the state of charge of the battery cell is the average value of the state of charge of the plurality of battery cells. Hereinafter, the state of charge is simply referred to as "SOC".
  • the first bank is a bank that charges from a power source such as power generation equipment and discharges to a load.
  • the SOC of the first bank fluctuates due to charging and discharging.
  • the SOC of the first bank is controlled by the first SOC.
  • the first SOC is a specific value within an expanded range of use of the normal SOC.
  • the normal use range of SOC is a range of SOC in which side reactions are unlikely to occur even if charging and discharging are repeated, and side reactions are unlikely to be generated.
  • the second bank is a bank for recovering the electrolytic solution, such as redissolving the by-reactants.
  • a second bank is controlled by a second SOC.
  • the second SOC is a specific value within the range of SOC that allows the product of the side reaction to be redissolved by the reversible reaction.
  • the redox flow battery system of the present disclosure it is possible to increase the energy density by expanding the range of utilization of the SOC in the first bank. Then, the battery capacity can be secured for the entire system.
  • the SOC of the second bank By controlling the SOC of the second bank to an SOC at which the by-reactant is redissolved, the electrolytic solution of the second bank can be recovered. Therefore, deterioration of battery performance due to side reactions can be improved.
  • the redox flow battery system of the present disclosure can recover the electrolyte in the second bank while charging or discharging in the first bank. Since the electrolyte recovery work can be performed without stopping the system, there are few operational restrictions.
  • the side reaction product is redissolved is broadly defined as restoring the state of the electrolytic solution, which has changed due to charging or discharging within a specific SOC range, to its original state. This is not limited to returning solid precipitates to ions in the electrolytic solution, and may or may not involve a gas/solid/liquid phase change.
  • an electrolytic solution containing a solid active material such as zinc it also includes controlling the amount of electrodeposition.
  • An active material may deposit on the surface of an electrode by a side reaction. When deposits from side reactions adhere to the electrode, the reactivity of the electrode deteriorates. That is, the battery performance is degraded.
  • a catalyst or the like may be adhered to the surface of the electrode.
  • the second state of charge may differ from the first state of charge by ⁇ 2% or more.
  • the redox flow battery system described above controls the SOC of the second bank to deviate from the SOC of the first bank by ⁇ 2% or more.
  • the state in which the difference between the SOC of the first bank and the SOC of the second bank is ⁇ 2% or more can be realized by intentionally shifting the SOC of the second bank from the SOC of the first bank.
  • the first state of charge has a first state of charge range defined by an upper limit and a lower limit
  • the second state of charge has an upper limit and a lower limit.
  • the redox flow battery system described above facilitates recovery of the electrolyte in the second bank.
  • the ratio of the number of the second banks to the total number of the plurality of banks may be 30% or less.
  • the number of second banks is smaller than that of the first bank.
  • the first bank is the majority. Since the number of the first banks for charging and discharging is larger than the number of the second banks for recovering the electrolytic solution, it is easy to secure the battery capacity of the system as a whole.
  • the controller includes a time slot for the first state of charge and a time slot for the second state of charge for each of the plurality of banks. It may be controlled as follows.
  • the above redox flow battery system can perform electrolyte recovery work for all banks.
  • the bank functions as the first bank during the time period in which the battery is in the first state of charge.
  • the bank functions as a second bank during the time period in which the battery is in the second state of charge.
  • each bank has a time slot for the first bank in which charging and discharging are performed and a time slot for the second bank in which the recovery work of the electrolyte solution is performed.
  • the recovery work of the electrolyte can be performed for each bank at predetermined time intervals.
  • the ratio of the time to be in the second state of charge to the total time of the time to be in the first state of charge and the time to be in the second state of charge The percentage may be 30% or less.
  • the time for electrolyte recovery work for each bank is set relatively short.
  • the controller when the controller causes a specific bank among the plurality of first banks to transition from the first charged state to the second charged state, the specified may be charged or discharged from one bank to the second bank.
  • charging or discharging is performed between banks without charging or discharging with an external power supply or load, so that a specific bank can be charged from a first state of charge. It can be moved to a second state of charge.
  • the second bank can also be simultaneously transitioned from the second state of charge to the first state of charge.
  • the ratio of the number of the second banks to the total number of the plurality of banks is x
  • the controller controls a specific bank among the plurality of first banks , when shifting from the first state of charge to the second state of charge, the value of the amount of discharge or the amount of charge for the plurality of first banks is divided by the total number of the plurality of banks, and the average value is 1/ It may be discharged or charged with a value of (1-x) times or more.
  • the ratio of the time in the second state of charge to the total time of the time in the first state of charge and the time in the second state of charge is y. wherein, when a specific bank among the plurality of first banks is shifted from the first charged state to the second charged state, the controller controls the amount of discharge or the amount of charge for the plurality of first banks. may be discharged or charged to a value 1/(1-y) times or more the average value obtained by dividing the value of by the total number of the plurality of banks.
  • each of the plurality of banks may have a counter that quantifies the amount of side reactants produced in the electrolytic solution.
  • the redox flow battery system described above can appropriately determine the timing of electrolyte recovery work.
  • the counter measures the amount of side reaction product produced in the electrolytic solution, the value of the state of charge in each of the plurality of banks, and the amount of the electrolytic solution. It may be quantified as a function of temperature and time.
  • the above redox flow battery system can appropriately determine the amount of side-reactants produced.
  • FIG. RF battery system 1 As shown in FIG. System 6 6.
  • Each bank 2 comprises battery cells 10 .
  • the RF battery system 1 is typically connected to an external power source 91 and a load 92 via a substation facility 90 .
  • the RF battery system 1 can charge the power supplied from the power source 91 and discharge the charged power to the load 92 .
  • the power source 91 is power generation equipment using natural energy such as solar power generation or wind power generation, or other general power plants.
  • a load 92 is a power system, a consumer, or the like.
  • the RF battery system 1 is used, for example, for load leveling applications, voltage sag compensation, emergency power supply applications, and output smoothing applications for natural energy power generation.
  • the plurality of banks 2 includes a first bank 2a and a second bank 2b.
  • a controller 60 for controlling the SOC of each bank 2 is provided.
  • the controller 60 controls the SOC of the second bank 2b to be different from the SOC of the first bank 2a.
  • Bank 2 includes battery cells 10 , electrolyte tank 20 , and power converter 7 .
  • the battery cell 10 is supplied with electrolyte from an electrolyte tank 20 .
  • the electrolytic solution tank 20 stores the electrolytic solution.
  • the electrolyte tank 20 has a positive electrode electrolyte tank 22 and a negative electrode electrolyte tank 23 .
  • the positive electrode electrolyte tank 22 stores the positive electrode electrolyte.
  • the negative electrode electrolyte tank 23 stores the negative electrode electrolyte.
  • the bank 2 performs charging and discharging by supplying the battery cell 10 with the electrolyte from the electrolyte tank 20 .
  • the bank 2 can function as a secondary battery by itself.
  • the battery cell 10 is a secondary battery cell. That is, the battery cells 10 are charged and discharged by supplying the electrolyte.
  • the battery cell 10 has a positive electrode 14, a negative electrode 15, and a diaphragm 11 arranged between the positive electrode 14 and the negative electrode 15, as shown in FIG.
  • a battery cell 10 is separated into a positive electrode cell 12 and a negative electrode cell 13 by a diaphragm 11 .
  • a positive electrode 14 is incorporated in the positive electrode cell 12 .
  • a negative electrode 15 is incorporated in the negative electrode cell 13 .
  • the positive electrode cell 12 is supplied with a positive electrode electrolyte.
  • a negative electrode electrolyte is supplied to the negative electrode cell 13 .
  • the bank 2 of this example includes an outward pipe 42 and a return pipe 44 that connect between the battery cell 10 and the positive electrode electrolyte tank 22 .
  • the bank 2 includes outward piping 43 and return piping 45 that connect between the battery cells 10 and the negative electrode electrolyte tank 23 .
  • Pumps 46 and 47 are provided in each of the outbound pipes 42 and 43 .
  • the positive electrode electrolyte is supplied from the positive electrode electrolyte tank 22 to the positive electrode cell 12 by the pump 46 through the outgoing pipe 42 .
  • the positive electrode electrolyte discharged from the positive electrode cell 12 through the positive electrode cell 12 is returned to the positive electrode electrolyte tank 22 through the return pipe 44 .
  • the negative electrode electrolyte is supplied from the negative electrode electrolyte tank 23 by the pump 47 to the negative electrode cell 13 through the outgoing pipe 43 .
  • the negative electrode electrolyte discharged from the negative electrode cell 13 through the negative electrode cell 13 is returned to the negative electrode electrolyte tank 23 through the return pipe 45 . That is, the electrolyte is circulated between the electrolyte tank 20 and the battery cell 10 .
  • the bank 2 may be configured to include a cell stack 100 in which a plurality of battery cells 10 are stacked.
  • the cell stack 100 includes a laminate in which a cell frame 5, a positive electrode 14, a diaphragm 11, and a negative electrode 15 are repeatedly laminated in this order, and two end plates 101 sandwiching the laminate from both ends.
  • the cell stack 100 is constructed by sandwiching the laminate between two end plates 101 and tightening between the end plates 101 with a tightening member 102 .
  • the cell stack 100 generally has a structure in which a predetermined number of battery cells 10 form a sub-stack (not shown) and a plurality of sub-stacks are laminated.
  • the cell frame 5 has a bipolar plate 51 arranged between the positive electrode 14 and the negative electrode 15 and a frame 50 provided around the bipolar plate 51 .
  • the positive electrode 14 and the negative electrode 15 are housed inside the frame 50 with the bipolar plate 51 interposed therebetween.
  • One battery cell 10 is configured by arranging the positive electrode 14 and the negative electrode 15 with the diaphragm 11 interposed between the bipolar plates 51 of the adjacent cell frames 5 .
  • a sealing member 55 is arranged between the frames 50 to prevent the electrolyte from leaking from the battery cells 10 .
  • Bank 2 may be configured to include a plurality of cell stacks 100 .
  • a plurality of cell stacks 100 may be connected in series or in parallel.
  • the bank 2 may be configured to include one electrolytic solution tank 20 or a plurality of electrolytic solution tanks 20 for the plurality of cell stacks 100 .
  • one electrolytic solution tank 20 is provided, one positive electrode electrolytic solution tank 22 and one negative electrode electrolytic solution tank 23 are provided.
  • multiple electrolyte tanks 20 are provided, multiple positive electrode electrolyte tanks 22 and multiple negative electrode electrolyte tanks 23 are provided.
  • each battery cell 10 is supplied with an electrolytic solution having a uniform SOC.
  • the electrolytic solution is typically a solution containing active material ions.
  • An active material ion is an ion that functions as an active material.
  • metal ions whose valence is changed by oxidation-reduction can be used.
  • Active material ions are, for example, ions of elements selected from the group consisting of manganese, vanadium, iron, chromium, titanium, and zinc.
  • At least one of the positive electrode electrolyte and the negative electrode electrolyte has the following characteristics. (1) A side reaction occurs depending on the range of SOC during charging or discharging, and a side reaction product is generated. (2) It is possible to redissolve the side reactants by a reversible reaction.
  • the electrolytic solution is, for example, an electrolytic solution in which a side reaction occurs in a high SOC region where the SOC is high and a side reaction occurs in a region where the SOC is relatively low, and the side reaction is redissolved through a reversible reaction.
  • the electrolytic solution is an electrolytic solution in which a side reaction occurs in a low SOC region where the SOC is low, and the side reaction is redissolved in a relatively high SOC region through a reversible reaction. Even if a side reaction occurs in such an electrolytic solution, it is possible to recover the original state by redissolving the side reaction by controlling the SOC.
  • a side reaction product produced by a side reaction is, for example, a deposit of active material ions.
  • the electrolytic solution is, for example, an electrolytic solution containing manganese ions.
  • manganese oxide may precipitate in the positive electrode electrolyte in the high SOC region during charging.
  • Manganese oxide can be decomposed into manganese ions in the low SOC region and redissolved in the positive electrode electrolyte.
  • the positive electrode electrolyte is an electrolyte containing manganese ions
  • the negative electrode electrolyte is an electrolyte containing titanium ions, for example.
  • the power conversion device 7 controls charging and discharging of the battery cells 10 .
  • the battery cells 10 are charged and discharged via the power conversion device 7 .
  • Each bank 2 can independently control charging and discharging of the battery cells 10 by the power conversion device 7 .
  • the power conversion device 7 is controlled by the battery control device 6 .
  • an AC/DC converter can be used as the power conversion device 7 .
  • Each bank 2 includes a monitor cell 30 for measuring SOC, as shown in FIG.
  • the monitor cell 30 is supplied with an electrolytic solution common to the electrolytic solution supplied to the battery cell 10 . That is, the electrolytic solution supplied to the battery cells 10 and the electrolytic solution supplied to the monitor cells 30 are supplied from the same electrolytic solution tank 20 .
  • a single cell having basically the same configuration as the battery cell 10 described above can be used for the monitor cell 30 .
  • the monitor cell 30 does not charge or discharge.
  • the SOC of bank 2 can be obtained from the open circuit voltage (OCV) of monitor cell 30 .
  • the monitor cell 30 may be provided separately from the battery cell 10, or some cells of the above-described cell stack 100 may be configured as monitor cells.
  • the monitor cell 30 is preferably provided upstream of the battery cell 10 . Electrolyte solution before being charged or discharged in the battery cell 10 is supplied to the monitor cell 30 provided upstream of the battery cell 10 . This is because if the monitor cell 30 is provided downstream of the battery cell 10 , the SOC detected by the monitor cell 30 will deviate from the SOC of the electrolyte in the electrolyte tank 20 .
  • the monitor cell 30 measures the average SOC of the multiple battery cells 10 .
  • the RF battery system 1 includes a plurality of banks 2 and a battery control device 6, as shown in FIG.
  • the number of banks 2 is, for example, four or more. As the number of banks 2 increases, the battery capacity of the entire system can be increased.
  • the number of banks 2 may be 11 or more, or 16 or more. If the number of banks 2 is large, the entire system becomes huge, and management of the banks 2 becomes complicated.
  • the upper limit of the number of banks 2 is, for example, 100 or less, and further 50 or less.
  • the number of banks 2 may be, for example, 11 or more and 100 or less, or 16 or more and 50 or less.
  • each bank 2 is No. 1, No. 2 . . . are written as No.n. n is a natural number.
  • the multiple banks 2 include multiple first banks 2a and one or more second banks 2b.
  • the first bank 2a is one of the plurality of banks 2 controlled by the first SOC.
  • the second bank 2b is a bank among the plurality of banks 2 excluding the first bank 2a.
  • the second bank 2b is a bank controlled by a second SOC different from the first SOC.
  • the first bank 2a and the second bank 2b are not physically fixed.
  • Each bank 2 functions as a first bank 2a and can also function as a second bank 2b. Therefore, during the operation of the RF battery system 1, at a certain point in time, there may be a state in which all the banks 2 are operating as the first banks 2a, that is, only a plurality of first banks 2a exist.
  • the RF battery system 1 of the present embodiment not only always has the second bank 2b, but also has one or more second banks 2b only at a certain point during operation.
  • the first bank 2a is a bank that performs charging and discharging between an external power source 91 and a load 92 .
  • the SOC of the first bank 2a fluctuates due to charging and discharging.
  • the SOC of the first bank 2a is controlled to the first SOC.
  • the first SOC has a first SOC range.
  • the first SOC is a specific value within the range of the first SOC.
  • the range of the first SOC is a numerical range defined by the upper and lower limits of the first SOC. That is, the range of the first SOC is the difference between the upper limit and the lower limit of the range that the first SOC can take.
  • the first SOC range is an expanded range of the normal SOC utilization range.
  • the normal use range of SOC is a range of SOC in which side reactions are less likely to occur and side reaction products are less likely to be produced. In other words, it is the SOC range in which deterioration of the electrolytic solution due to side reactions hardly progresses and the battery performance can be maintained.
  • the range of SOC in which the above-described side reaction products are unlikely to be generated is, for example, when charging and discharging for one week within a certain SOC range, the total amount of elements that will be active materials contained in the electrolytic solution is 100 mol%. , the ratio of the active material consumed in the production of the by-product is 10 mol % or less.
  • the period of charging and discharging within the above SOC range is preferably two weeks, more preferably one month.
  • the ratio of the active material consumed in the production of the above side reaction products is preferably 5 mol % or less, more preferably 1 mol % or less.
  • the expanded range of normal SOC utilization includes, in addition to the normal SOC utilization range, the SOC range in which side reactions occur due to charging or discharging and side reaction products are generated.
  • the first SOC includes at least one of a high SOC region and a low SOC region.
  • the high SOC region is a region in which the SOC is higher than the upper limit of the normal SOC utilization range.
  • the low SOC region is a region in which the SOC is lower than the lower limit of the normal SOC utilization range. Side reactants may be generated in the high SOC region and the low SOC region.
  • the first SOC is a range obtained by combining the normal SOC utilization range and at least one of the high SOC region and the low SOC region.
  • the above-mentioned normal SOC usage range varies depending on the electrolyte used.
  • a normal SOC utilization range is determined in advance by a test using the electrolytic solution to be used.
  • a range that is wider than the normal SOC utilization range that is, each range of the high SOC region and the low SOC region may be set as appropriate.
  • the range of the high SOC region or the range of the low SOC region is, for example, 5% or more, further 10% or more, or 15% or more of the normal SOC utilization range.
  • the utilization range is the difference between the upper limit and the lower limit of the utilization range.
  • the normal SOC utilization range is 20% to 80%
  • the range of the high SOC region is 10% of the utilization range
  • the SOC utilization range combining the normal SOC utilization range and the high SOC region is from 20% to 86%.
  • the SOC utilization range is expanded by 10% from the normal SOC utilization range, so the battery capacity of the first bank 2a is increased by 10%.
  • the range of the low SOC region is 10% of the utilization range
  • the utilization range of SOC is from 14% to 80%.
  • the battery capacity of the first bank 2a is increased by 10%. The reason why the energy density of the entire system is improved will be explained in detail in the section ⁇ Energy Density Trial Calculation> below.
  • the number of first banks 2a is, for example, 10 or more, and further 15 or more. The larger the number of first banks 2a, the easier it is to secure the battery capacity for the entire system.
  • the plurality of first banks 2a are controlled so that the SOC of each first bank 2a does not deviate during charging and discharging. In other words, all the first banks 2a are controlled to have the same SOC. Specifically, the difference in SOC between the first banks 2a is less than ⁇ 2%, and further less than ⁇ 1%.
  • the SOC difference between the first banks 2a is the difference between the average SOC value of all the first banks 2a and the SOC value of each first bank 2a.
  • the second bank 2b is a bank for recovering the electrolytic solution.
  • the SOC of the second bank 2b is controlled to the second SOC.
  • the second SOC has a second SOC range.
  • the second SOC is a specific value within the range of the second SOC.
  • the second SOC range is a numerical range defined by the upper and lower limits of the second SOC. That is, the range of the second SOC is the difference between the upper limit and the lower limit of the range that the second SOC can take.
  • the second SOC range is the SOC range in which the above-mentioned side reactants can be redissolved by a reversible reaction.
  • the range of SOC in which the above-mentioned side reaction products are redissolved varies depending on the electrolyte solution used.
  • the range of SOC in which the by-reactant is redissolved is determined in advance by testing using the electrolytic solution to be used. For example, when the by-reactant re-dissolves in a region where the SOC is 30% or less, the second SOC may be 30% or less, and may be 20% or less. In this case, the lower the SOC, the higher the rate of the reversible reaction, so that the side reactants tend to be easily re-dissolved.
  • the second SOC may be 70% or higher, and may be 80% or higher.
  • the second SOC may be a specific value within the range of SOC at which the side reactants are redissolved, and may partially overlap with the range of the first SOC. For example, when the first SOC range is 20% to 86%, the second SOC range may be 20% to 30% or 0 to 30%.
  • the second bank 2b may charge and discharge in the overlapping range. That is, in the second bank 2b, the battery cells 10 can be charged and discharged during the restoration work of the electrolyte. Of course, in the second bank 2b, the battery cells 10 do not need to be charged and discharged.
  • the second SOC range is, for example, smaller than the first SOC range.
  • the second SOC range may be, for example, 30% or less of the first SOC range. If the first SOC range is, for example, 66% as described above, 30% is about 20%. If the second SOC range is, for example, 20% to 30% and the difference between the upper and lower limits is 10%, then the second SOC range is about 15% of the first SOC range. . That is, the second SOC range is 30% or less of the first SOC range.
  • the number of second banks 2b is less than the number of first banks 2a.
  • a ratio x of the number of the second banks 2b to the total number of the plurality of banks 2 is, for example, 30% or less.
  • the number of second banks 2b is small.
  • the number of first banks 2a is large. Since the number of the first banks 2a is large, it is easy to secure the battery capacity for the entire system.
  • the ratio x may be, for example, 20% or less, or even 10% or less.
  • first SOC and second SOC Specific examples of first SOC and second SOC
  • first SOC and second SOC Examples of specific ranges of the first SOC and the second SOC are shown.
  • a titanium/manganese-based electrolytic solution is used as the electrolytic solution.
  • the cathode electrolyte contains manganese ions
  • the anode electrolyte contains titanium ions.
  • the typical SOC utilization range is roughly 20% to 80%.
  • manganese oxide may precipitate in the positive electrode electrolyte as a by-reactant.
  • the range of the high SOC region is, for example, 3% or more, 6% or more, or 12% or more.
  • the larger the range of the high SOC region the wider the range of SOC utilization than the normal SOC utilization range, so the usable battery capacity increases.
  • the usable range of SOC during charging and discharging, that is, the first SOC range is, for example, 20% to 83%, further 20% to 86%, and 20% to 92%.
  • the higher the SOC the higher the speed of the side reaction, so the amount of manganese oxide deposited increases.
  • the upper limit of the first SOC range is, for example, 100% and even 95%. If the upper limit of the first SOC range is 95%, it is easy to suppress deterioration in battery efficiency due to an increase in internal resistance.
  • the range of SOC in which the manganese oxide in the positive electrode electrolyte can be redissolved by a reversible reaction is generally 30% or less. That is, the range of SOC in which the side-reactant can be redissolved by the reversible reaction, that is, the range of the second SOC is, for example, 0% to 30%, and further 0% to 20%.
  • the lower the SOC the higher the speed of the reversible reaction, so the manganese oxide is easily redissolved.
  • the second SOC may be lower than the normal SOC utilization range described above.
  • the second SOC may be less than 20%. If the upper limit of the second SOC range is less than 20%, it is easier to redissolve the manganese oxide.
  • the second SOC may partially overlap with the use range of the normal SOC described above.
  • the second SOC may be, for example, 20% to 30%.
  • vanadium-based electrolytic solutions are, for example, vanadium-based electrolytic solutions.
  • both the positive electrode electrolyte and the negative electrode electrolyte contain vanadium ions.
  • the vanadium ions in the positive electrode electrolyte and the vanadium ions in the negative electrode electrolyte have different valences.
  • the usual range of SOC utilization is roughly 5% to 95%.
  • the battery control device 6 not only controls the operation of the RF battery system 1, but also monitors the state of each bank 2 and controls operations necessary for improvement.
  • the battery control device 6 manages charging and discharging of each bank 2 independently. Therefore, it is possible to recover the electrolyte in the second bank 2b while charging or discharging the first bank 2a.
  • the battery control device 6 issues an operation command to the power conversion device 7 of each bank 2 .
  • the power conversion device 7 of each bank 2 controls charging and discharging of the battery cells 10 based on operation commands from the battery control device 6 .
  • the battery control device 6 issues a charge/discharge command to the power conversion device 7 of each first bank 2a when charging and discharging between the power source 91 and the load 92, for example.
  • the battery cells 10 are charged or discharged according to the requested charge amount or discharge amount.
  • the battery control device 6 issues a recovery work command to the power conversion device 7 of the second bank 2b.
  • an electrolyte recovery operation is performed.
  • the battery control device 6 is typically composed of a computer.
  • a computer includes a processor, memory, timers, and the like.
  • the memory stores control programs to be executed by the processor and various data.
  • the processor reads and executes the control program stored in the memory.
  • the program contains instructions for processing by controller 60 .
  • the battery control device 6 has a controller 60 .
  • the controller 60 controls the power converter 7 to control the SOC of each bank 2 .
  • the controller 60 performs SOC control to control the SOC of the second bank 2b to a second SOC different from the first SOC.
  • the second SOC differs from the first SOC by ⁇ 2% or more. Therefore, in the SOC control, the SOC of the second bank 2b is controlled to deviate from the SOC of the first bank 2a by ⁇ 2% or more.
  • the state in which the difference between the SOC of the first bank 2a and the SOC of the second bank 2b is ⁇ 2% or more can be realized by intentionally shifting the SOC of the second bank 2b.
  • the second SOC may differ from the first SOC by ⁇ 3% or more, and may also differ by ⁇ 4% or more.
  • the SOC of the second bank 2b is controlled to a second SOC different from the first SOC.
  • the by-reactant in the electrolytic solution of the second bank 2b is redissolved.
  • the electrolytic solution in the second bank 2b can be recovered.
  • a decrease in battery performance in the second bank 2b can be improved.
  • the second bank 2b may perform charging and discharging within the second SOC range described above, or may stand by or stop without performing charging and discharging.
  • the second SOC is maintained for a time during which the side reaction products in the electrolyte of the second bank 2b are redissolved and the electrolyte returns to its original state. It is more than the time to recover to. The longer the time held at the second SOC, the more the by-reactants in the electrolytic solution are re-dissolved and reduced. After the electrolyte recovers to its original state, the second SOC may be maintained, but the side reactants cannot be redissolved any further.
  • the holding time at the second SOC is, for example, 1 minute or more and 24 hours or less, 2 hours or more and 16 hours or less, or 4 hours or more and 12 hours or less.
  • the pump for circulating the electrolytic solution may or may not be stopped in the second bank 2b where charging and discharging are not performed. Power consumption by the pump can be reduced by stopping the pump.
  • the controller 60 may perform rotational control so that each of the plurality of banks 2 includes a first SOC time period and a second SOC time period.
  • bank 2 is a bank that performs charging and discharging.
  • the bank 2 is a bank in which the recovery work of the electrolytic solution is performed. In other words, each bank 2 has a time slot for the first bank 2a for charging and discharging, and a time slot for the second bank 2b for recovering the electrolyte.
  • each bank 2 functions as the first bank 2a and another bank 2 functions as the second bank 2b in a certain time period.
  • one bank 2 transitions from the state of the first bank 2a to the state of the second bank 2b, and another bank 2 transitions from the state of the second bank 2b to the state of the first bank 2a.
  • the recovery work of the electrolytic solution can be performed on all of the plurality of banks 2 in rotation.
  • the time period for the first SOC is set, for example, within the time required for the amount of side-reactants produced in the electrolytic solution in the first bank 2a to reach a predetermined amount. If the amount of side-reactants produced in the electrolytic solution is less than a predetermined amount, the battery performance of the first bank 2a can be maintained even if a certain amount of side-reactants is produced.
  • the time period for the second SOC is set to be longer than or equal to the time until the electrolyte of the second bank 2b recovers to its original state by re-dissolving the side reaction product in the electrolyte of the second bank 2b. .
  • the expression that the electrolytic solution recovers to its original state refers to a state in which the amount of side reaction products produced in the electrolytic solution is below a certain level.
  • the time required for the electrolytic solution to recover to its original state is determined in advance by testing using the electrolytic solution to be used.
  • the ratio y of the second SOC time to the total time of the first SOC time and the second SOC time is, for example, 30% or less. If the ratio y of the time for the second SOC is 30% or less, the time during which the second bank 2b functions is short. That is, the recovery work time of the electrolyte in each bank 2 is relatively short.
  • the ratio y may be, for example, 20% or less, or even 10% or less.
  • ⁇ Example of rotation control> For example, assume that the total number of banks 2 is 11. The number of first banks 2a is ten. The number of second banks 2b is one. In this case, the ratio x of the number of second banks 2b is 1/11 ⁇ 9.1%. Let each bank 2 be No. 1, No. 2...No. 11. At a certain time, among the plurality of banks 2, No. 1 to No. 10 is the first bank 2a controlled by the first SOC, and the remaining Nos. 11 is the second bank 2b controlled by the second SOC. Suppose that each bank 2 is periodically switched to the second bank 2b in turn. Here, it is assumed that the time period for the second SOC is one day.
  • No. 11 is switched from the second bank 2b to the first bank 2a.
  • No. 11 no. 1, No. 2...No. 10 is switched from the first bank 2a to the second bank 2b.
  • No. 10 to the second bank 2b No. 10 to the second bank 2b.
  • No. 10 to the second bank 2b No. Except for 10, no. 1 to No. 9 and No. 11 is the first bank 2a.
  • the number of first banks 2a and the number of second banks 2b remain unchanged.
  • No. 11 ⁇ No. 10 ⁇ No. 9 ⁇ No. 1 ⁇ No. By switching from the first bank 2a to the second bank 2b in order such as 11 ⁇ .
  • the time period during which the specific bank 2 is continuously set to the first SOC is 10 days. That is, the chargeable/dischargeable time of the first bank 2a is 10 days.
  • the cycle from the state of the second bank 2b to the state of the second bank 2b for each bank 2 is 11 days.
  • the ratio y of the time of the second SOC to the total time of the time of the first SOC and the time of the first SOC is 1 (days)/11 (days) ⁇ 0.091.
  • the controller 60 may perform transition control to transition from the first SOC to the second SOC for a specific first bank 2a among the plurality of first banks 2a. Shifting from the first SOC to the second SOC means switching a specific first bank 2a to the second bank 2b. When the SOC of the specific first bank 2a is higher than the second SOC, the specific first bank 2a is discharged to lower the SOC of the specific first bank 2a to the second SOC. Conversely, if the SOC of the specific first bank 2a is lower than the second SOC, the specific first bank 2a is charged to raise the SOC of the specific first bank 2a to the second SOC.
  • transition control for example, one of the following first transition control, second transition control, and third transition control is performed.
  • a first transition control charges or discharges from a specific first bank 2a to a second bank 2b.
  • the second transition control preferentially discharges or charges a specific first bank 2 a over other banks 2 when discharging or charging between an external power source 91 and a load 92 .
  • a value that is 1/(1 ⁇ x) times or more than the average value obtained by dividing the values of the amount of discharge or the amount of charge for the plurality of first banks 2a by the total number of the plurality of banks 2 is the specific first bank.
  • Discharge or charge bank 2a is the ratio of the number of the second banks 2b to the total number of the plurality of banks 2. As shown in FIG.
  • No. 1 to No. 11 is the first bank 2a
  • No. 11 is the first bank 2a. 11
  • No. No. 11 is preferentially discharged. 11 is increased.
  • No. is a value greater than the average value obtained by dividing the values of the discharge amounts for the plurality of first banks 2a by the number of all the banks 2a. discharge 11; For example, when receiving a discharge command of 1000 kW, No. 11 is discharged at a rated output of 100 kW.
  • No. 10 is shifted from the first SOC to the second SOC to switch from the first bank 2a to the second bank 2b.
  • No. No. 10 is preferentially discharged. Increase the allocation of the amount of discharge to 10.
  • No. is a value equal to or greater than the average value obtained by dividing the discharge amount values for a plurality of first banks 2a by the number of first banks 2a. discharge 10; For example, when receiving a discharge command of 550 kW, No. 10 is discharged at a rated output of 100 kW.
  • No. No. 11 assumes that the transition from the second SOC to the first SOC has not been completed. 11 shall not be discharged.
  • the first bank 2a No. No. except 10. 1 to No. 9 discharges at a value obtained by averaging the remaining discharge amount of 450 kW, that is, at 50 kW.
  • the transition time can be shortened.
  • No. 11 is shifted from the second SOC to the first SOC and switched from the second bank 2b to the first bank 2a.
  • the No. No. 11 is preferentially charged. Increase the allocation of the amount of charge to 11.
  • No. is a value equal to or greater than the average value obtained by dividing the values of the amount of charge for a plurality of first banks 2a by the number of first banks 2a. 11 to charge. For example, when a charge command for 550 kW is received, No. 11 is charged at the rated output of 100 kW. At this time, No. 10 shall not be charged.
  • ⁇ Third transition control> In the third transition control, similar to the second transition control described above, when discharging or charging between the external power supply 91 and the load 92, the specific first bank 2a is compared with the other banks 2. discharge or charge preferentially.
  • 1/(1- y) discharging or charging a specific first bank 2a with a value greater than or equal to double;
  • y is the ratio of the time of the second SOC to the total time of the time of the first SOC and the time of the second SOC.
  • No. 11 is a value exceeding the average value obtained by dividing the discharge amount values for the plurality of first banks 2 a by the number of all the banks 2 .
  • the basic idea of discharging 11 is the same as the second transition control. For example, when receiving a discharge command of 1000 kW, No. 11 is discharged at a rated output of 100 kW. No. 1, which is the first bank 2a. 1 to No. 10 discharges at a value obtained by averaging the remaining discharge amount of 900 kW, that is, at 90 kW.
  • the average value obtained by dividing the discharge command value by the total number of banks 2 is 1000/11 ⁇ 90.9 kW. No. mentioned above.
  • the transition time can be shortened.
  • each bank 2 is provided with a counter 80 for quantifying the amount of side reactants produced in the electrolytic solution, as shown in FIG.
  • the controller 60 can appropriately determine the timing of shifting from the first bank 2a to the second bank 2b based on the amount of the by-reactant produced.
  • the amount of side reaction products produced can be obtained, for example, by measuring the optical properties and physical properties of the electrolyte, or as a function of the SOC value, the temperature of the electrolyte, and time.
  • the optical properties of the electrolyte include, for example, the color and transparency of the electrolyte. Depending on the electrolyte, the color and transparency may change due to the formation of side reactions. The greater the amount of side-reactants produced, the greater the tendency is for changes in color and transparency to be greater. Therefore, by measuring the optical properties of the electrolytic solution, it is possible to quantitatively determine the production amount of the side reaction product.
  • the optical properties of the electrolytic solution can be measured, for example, by processing an image taken with a camera or using a spectrophotometer.
  • Physical properties of the electrolytic solution include, for example, viscosity, conductivity, and density.
  • the viscosity, conductivity, and density may change due to the formation of side reactions.
  • the amount of side reactions produced depends on the parameters of the SOC value, the temperature of the electrolyte, and the time. The higher the SOC or the lower the SOC, the more easily side reactions occur and the more side reactions are produced. The higher the temperature of the electrolytic solution, the faster the side reaction rate and the more side reaction products are produced. The longer the time held in the SOC at which side reactions occur, the more side reactions are produced. Therefore, it is possible to quantitatively determine the amount of side reaction products produced as a function of each of the above parameters.
  • the SOC is managed from electrical information such as the amount of electricity during charging or discharging in each bank 2 and the charging/discharging time.
  • ⁇ Energy density trial calculation example> The energy density in the RF battery system 1 of the embodiment was calculated.
  • the energy densities of the implementation model using the embodiment and the comparison model of the conventional design are calculated and compared.
  • the energy density is determined as the battery capacity per unit amount of electrolytic solution.
  • the comparative model is an RF battery system with multiple banks, all of which are configured to charge and discharge. That is, the comparative model differs from the embodiment in that all banks are first banks and there are no second banks.
  • the comparison model sets the SOC utilization range from 20% to 80%.
  • Table 1 shows the basic specifications of the comparison model.
  • the effective number of banks is the number of banks used for charging and discharging. In the comparative model, the effective number of banks is the same as the total number of banks.
  • the working model has the same number of banks as the comparison model.
  • the number of first banks is fifteen.
  • the number of the second bank is one.
  • the implementation model sets the SOC utilization range from 20% to 86%.
  • the working model's SOC coverage is 10% greater than the comparative model. Therefore, the time capacity of the working model is increased by 10% compared to the comparative model.
  • Table 2 shows the basic specifications of the implementation model.
  • the number of effective banks is the same as the number of primary banks. In other words, the number of effective banks is the total number of banks minus the number of second banks.
  • Table 2 of "t+ ⁇ " representing the time capacity, " ⁇ " indicates the expansion width of the time capacity due to the expansion of the SOC utilization range.
  • the implementation model has a smaller number of effective banks than the comparison model, but the energy density is higher than that of the comparison model.
  • the reason for this is that the working model has an increased time capacity due to the expanded range of SOC utilization compared to the comparative model. From the energy density calculation formula, it can be said that the larger the number of first banks, the easier it is to obtain the effect of improving the energy density.
  • the conditions under which more effects can be obtained are, for example, when the total number of banks n is large, when the expansion width ⁇ of the time capacity is large, and the like. Specifically, when the number of banks n is, for example, 30 or more, it is more effective when the expansion width ⁇ is, for example, 20% or more.
  • the RF battery system 1 of the embodiment described above can improve the deterioration of battery characteristics due to side reactions while achieving high energy density.
  • the electrolytic solution in the second bank 2b can be recovered by controlling the SOC of the second bank 2b to an SOC at which the by-reactants are redissolved. Therefore, deterioration of battery performance due to side reactions can be improved. Furthermore, it is possible to recover the electrolyte in the second bank 2b while charging or discharging the first bank 2a. Since the electrolyte recovery work can be performed without stopping the system, there are few operational restrictions. By switching each bank 2 to the second bank 2b in order at predetermined time intervals by the rotation control by the controller 60, the recovery work of the electrolytic solution can be performed on all of the plurality of banks 2 in rotation.

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

複数のバンクと、前記複数のバンクのそれぞれに設けられた電力変換装置と、前記電力変換装置を制御して前記複数のバンクのそれぞれの充電状態を制御する制御器とを備え、前記複数のバンクのそれぞれは、電解液の供給により充電及び放電を行う電池セルを備え、前記複数のバンクは、第一の充電状態に制御された複数の第一バンクと、前記第一バンクを除く１つ以上の第二バンクとを備え、前記制御器は、前記第二バンクの充電状態を前記第一の充電状態と異なる第二の充電状態に制御する、レドックスフロー電池システム。

Description

レドックスフロー電池システム
　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、２０２１年６月２１日付の日本国出願の特願２０２１－１０２２９９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。
　特許文献１は、電池セルに正極電解液及び負極電解液を供給して充電及び放電を行うレドックスフロー電池システムの運転方法を開示する。特許文献１には、複数のバンクを備えるレドックスフロー電池システムにおいて、バンク間の電圧のばらつきを制御することが記載されている。
特開２００６－４０６４８号公報
　本開示のレドックスフロー電池システムは、複数のバンクと、前記複数のバンクのそれぞれに設けられた電力変換装置と、前記電力変換装置を制御して前記複数のバンクのそれぞれの充電状態を制御する制御器とを備え、前記複数のバンクのそれぞれは、電解液の供給により充電及び放電を行う電池セルを備え、前記複数のバンクは、第一の充電状態に制御された複数の第一バンクと、前記第一バンクを除く１つ以上の第二バンクとを備え、前記制御器は、前記第二バンクの充電状態を前記第一の充電状態と異なる第二の充電状態に制御する。
図１は、実施形態に係るレドックスフロー電池システムの構成を示す概略構成図である。 図２は、バンクの基本構成を示す概略構成図である。
　［本開示が解決しようとする課題］
　レドックスフロー電池システムにおいて、エネルギー密度を高めることが求められている。エネルギー密度を高めることができれば、電池容量を増やすことが可能である。しかし、エネルギー密度を高めようとすると、充電時又は放電時に副反応が生じ易くなる。副反応によって電解液が劣化するなど、電池性能の低下を招くおそれがある。
　一般的に、レドックスフロー電池では、副反応による電池性能の低下を抑えるため、充電状態（ＳＯＣ：Ｓｔａｔｅ　Ｏｆ　Ｃｈａｒｇｅ）の利用範囲が制限されている。特許文献１に記載された技術は、バンク間の電圧差を小さくする電圧制御を行うことで、各バンクのＳＯＣを極力等しくするものである。特許文献１に記載された技術では、副反応が生じないＳＯＣの範囲で、全てのバンクのＳＯＣが等しくなるように運用するので、ＳＯＣの利用範囲を拡大することができない。
　本開示は、高エネルギー密度を実現できながら、副反応による電池性能の低下を改善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、高エネルギー密度を実現できながら、副反応による電池性能の低下を改善できる。
　［本開示の実施形態の説明］
　本発明者らは、レドックスフロー電池の高エネルギー密度化と、高エネルギー密度化による電池性能への影響について鋭意研究を重ねた結果、次のような知見を得た。
　レドックスフロー電池のエネルギー密度を高める手段の１つは、ＳＯＣの利用範囲を拡大することである。しかし、ＳＯＣの利用範囲の拡大に伴って副反応が生じてしまい電池性能に悪影響を与えることがある。
　通常、レドックスフロー電池では、副反応による電池性能の低下を抑えるため、ＳＯＣが一定の範囲で保たれるように管理されている。ＳＯＣが高い領域、或いはＳＯＣが低い領域では、電解液に含まれる活物質イオンが副反応によって析出することがある。活物質イオンが析出すると、活物質として機能しなくなるおそれがある。活物質イオンの析出は、電解液を劣化させ、電池容量の低下を招く原因となる。また、活物質イオンの析出物は、電池セルを構成する電極に付着するなどして、電池セルを劣化させる原因となる。このように、ＳＯＣが高い領域、或いはＳＯＣが低い領域で充電又は放電を行うと、活物質イオンの析出などの副反応が促進される。活物質イオンの析出物などの副反応物の生成量が増加すると、電池性能が低下する。そこで、従来のレドックスフロー電池では、副反応が生じ難いＳＯＣの範囲で充電及び放電を行うように制御されているのが一般的である。つまり、ＳＯＣの利用範囲が制限されている。
　副反応による生成物は、可逆反応により再びイオンとして電解液中に溶解させることが可能である場合があることを、本発明者らは見出した。例えば、ＳＯＣが高い領域で副反応によって活物質イオンの析出物が生じる場合、ＳＯＣが低い領域で析出物を再びイオンとして戻すことが可能である場合がある。或いは、ＳＯＣが低い領域で副反応によって活物質イオンの析出物が生じる場合、ＳＯＣが高い領域で析出物を再びイオンとして戻すことが可能である場合がある。このような場合、定期的にＳＯＣが低い領域、或いはＳＯＣが高い領域に一定時間保持するようにＳＯＣを制御することで、活物質イオンの析出物をイオンとして再溶解させることが可能である。したがって、副反応が生じても、活物質イオンの析出物などの副反応物をＳＯＣの制御によって再溶解して、電解液を回復させることが可能である。副反応による電池性能の低下を改善できる可能性がある。しかしながら、副反応物を再溶解するＳＯＣの制御は、強制的にＳＯＣを特定の範囲に制御することから、充電又は放電と同時に行うことはできない。そのため、上記ＳＯＣの制御は、電池セルが充電及び放電を行ってないときに行う必要がある。上記ＳＯＣの制御を実行する場合は、レドックスフロー電池の運転を停止するため、運転に制約が生じる。ユーザにとって運用の自由度が低くなる。
　本発明者らは、高エネルギー密度を実現するため、複数のバンクを備えるレドックスフロー電池システムにおいて、バンク間でＳＯＣをずらすことを提案する。詳しくは、全てのバンクのＳＯＣが等しくなるように制御することはせず、一部のバンクのＳＯＣが異なるように制御する構成とする。
　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、複数のバンクと、前記複数のバンクのそれぞれに設けられた電力変換装置と、前記電力変換装置を制御して前記複数のバンクのそれぞれの充電状態を制御する制御器とを備え、前記複数のバンクのそれぞれは、電解液の供給により充電及び放電を行う電池セルを備え、前記複数のバンクは、第一の充電状態に制御された複数の第一バンクと、前記第一バンクを除く１つ以上の第二バンクとを備え、前記制御器は、前記第二バンクの充電状態を前記第一の充電状態と異なる第二の充電状態に制御する。
　本開示のレドックスフロー電池システムは、高エネルギー密度を実現できながら、副反応による電池特性の低下を改善できる。バンクの充電状態とは、バンクを構成する電池セルの充電状態を意味する。電池セルが複数ある場合、電池セルの充電状態は複数の電池セルの充電状態の平均値である。以下、充電状態を単に「ＳＯＣ」と称する。
　本開示のレドックスフロー電池システムにおいて、第一バンクは、発電設備などの電源から充電を行ったり、負荷に放電を行ったりするバンクである。第一バンクのＳＯＣは充電及び放電によって変動する。第一バンクのＳＯＣは、第一のＳＯＣに制御される。第一のＳＯＣは、通常のＳＯＣの利用範囲を拡大した範囲内の特定の値である。通常のＳＯＣの利用範囲とは、充電及び放電を繰り返しても副反応が生じ難く、副反応物が生成され難いＳＯＣの範囲である。第二バンクは、副反応物を再溶解するなどの電解液の回復作業を行うバンクである。第二バンクは、第二のＳＯＣに制御される。第二のＳＯＣは、副反応による生成物を可逆反応により再溶解させることが可能なＳＯＣの範囲内の特定の値である。
　本開示のレドックスフロー電池システムでは、第一バンクにおけるＳＯＣの利用範囲を拡大することで、エネルギー密度を高めることが可能である。そして、システム全体として電池容量を確保できる。第二バンクのＳＯＣを副反応物が再溶解するＳＯＣに制御することで、第二バンクの電解液を回復させることができる。そのため、副反応による電池性能の低下を改善できる。本開示のレドックスフロー電池システムは、第一バンクで充電又は放電を行いながら、第二バンクの電解液の回復作業を行うことが可能である。システムを停止することなく、電解液の回復作業を行うことができるので、運転制約が少ない。
　なお、副反応物が再溶解するとの上記記載は、広義には、特定のＳＯＣ範囲での充電又は放電によって電解液の状態が変化したものを、元の状態に戻すこととして定義される。これは、固体の析出物を電解液中でイオンに戻すことだけに限られず、気体・固体・液体の相変化を伴ってもよいし、伴わなくてもよい。また、亜鉛などの固体の活物質を含む電解液である場合は、その電析量を制御することも含まれる。副反応によって電極の表面に活物質が析出することがある。副反応による析出物が電極に付着すると、電極の反応性が劣化する。つまり、電池性能が低下する。電極の反応性を向上させる目的で、電極の表面に触媒などを付着させることもある。副反応による析出物が触媒などを覆うように析出しても、電池性能の低下を招く。電極の表面に付着した析出物を再溶解することで、電極の表面の状態を維持することができる。これにより、電池性能の低下を抑制できる。
　（２）本開示のレドックスフロー電池システムにおいて、前記第二の充電状態は前記第一の充電状態に対して±２％以上異なることでもよい。
　上記のレドックスフロー電池システムは、第二バンクのＳＯＣを第一バンクのＳＯＣから±２％以上ずれるように制御する。第一バンクのＳＯＣと第二バンクのＳＯＣとの差が±２％以上である状態は、第二バンクのＳＯＣを第一バンクのＳＯＣと意図的にずらすことで実現できる。
　（３）本開示のレドックスフロー電池システムにおいて、前記第一の充電状態は、上限と下限で規定される第一の充電状態の範囲を有し、前記第二の充電状態は、上限と下限で規定される第二の充電状態の範囲を有し、前記第二の充電状態の範囲は、前記第一の充電状態の範囲の３０％以下であることでもよい。
　上記のレドックスフロー電池システムは、第二バンクの電解液の回復作業を行い易い。
　（４）本開示のレドックスフロー電池システムにおいて、前記複数のバンクの合計数に対する前記第二バンクの数の割合は３０％以下であることでもよい。
　上記のレドックスフロー電池システムは、複数のバンクのうち、第二バンクが第一バンクよりも少数である。換言すれば、第一バンクが多数である。電解液の回復作業を行う第二バンクよりも、充電及び放電を行う第一バンクの数が多いので、システム全体として電池容量を確保し易い。
　（５）本開示のレドックスフロー電池システムにおいて、前記制御器は、前記複数のバンクのそれぞれについて、前記第一の充電状態とする時間帯と、前記第二の充電状態とする時間帯とを含むように制御することでもよい。
　上記のレドックスフロー電池システムは、全てのバンクについて電解液の回復作業を行うことができる。第一の充電状態とする時間帯では、当該バンクは第一バンクとして機能する。第二の充電状態とする時間帯では、当該バンクは第二バンクとして機能する。つまり、それぞれのバンクは、充電及び放電を行う第一バンクである時間帯と、電解液の回復作業を行う第二バンクである時間帯とが存在する。それぞれのバンクについて所定時間ごとに電解液の回復作業を行うことができる。
　（６）上記（５）に記載のレドックスフロー電池システムにおいて、前記第一の充電状態とする時間と前記第二の充電状態とする時間との合計時間に対する前記第二の充電状態とする時間の割合は３０％以下であることでもよい。
　上記のレドックスフロー電池システムは、それぞれのバンクについて電解液の回復作業を行う時間が相対的に短く設定されている。
　（７）本開示のレドックスフロー電池システムにおいて、前記制御器は、前記複数の第一バンクのうち特定のバンクについて、前記第一の充電状態から前記第二の充電状態に移行させるとき、前記特定のバンクから前記第二バンクへ充電又は放電することでもよい。
　上記のレドックスフロー電池システムは、外部の電源や負荷との間で充電又は放電が行われなくても、バンク同士の間で充電又は放電を行うことで、特定のバンクについて第一の充電状態から第二の充電状態に移行させることができる。上記の形態では、第二バンクを第二の充電状態から第一の充電状態に移行せることも同時にできる。
　（８）本開示のレドックスフロー電池システムにおいて、前記複数のバンクの合計数に対する前記第二バンクの数の割合がｘであり、前記制御器は、前記複数の第一バンクのうち特定のバンクについて、前記第一の充電状態から前記第二の充電状態に移行させるとき、前記複数の第一バンクに対する放電量又は充電量の値を前記複数のバンクの合計数で割った平均値よりも１／（１－ｘ）倍以上の値で放電又は充電することでもよい。
　上記のレドックスフロー電池システムは、複数の第一バンクを放電又は充電させる際、特定のバンクを他のバンクに比べて優先的に放電又は充電することで、第二バンクに移行させる。そのため、上記平均値で全てのバンクを充電または放電させる場合に比べて、移行時間が短くて済む。
　（９）本開示のレドックスフロー電池システムにおいて、前記第一の充電状態とする時間と前記第二の充電状態とする時間との合計時間に対する前記第二の充電状態とする時間の割合がｙであり、前記制御器は、前記複数の第一バンクのうち特定のバンクについて、前記第一の充電状態から前記第二の充電状態に移行させるとき、前記複数の第一バンクに対する放電量又は充電量の値を前記複数のバンクの合計数で割った平均値よりも１／（１－ｙ）倍以上の値で放電又は充電することでもよい。
　上記のレドックスフロー電池システムは、複数の第一バンクを放電又は充電させる際、特定のバンクを他のバンクに比べて優先的に放電又は充電することで、第二バンクに移行させる。そのため、上記平均値で全てのバンクを充電または放電させる場合に比べて、移行時間が短くて済む。
　（１０）本開示のレドックスフロー電池システムにおいて、前記複数のバンクのそれぞれは、前記電解液中の副反応物の生成量を数値化するカウンタを有することでもよい。
　上記のレドックスフロー電池システムは、電解液の回復作業を行うタイミングを適切に判断できる。
　（１１）上記（１０）に記載のレドックスフロー電池システムにおいて、前記カウンタは、前記電解液中の副反応物の生成量を、前記複数のバンクのそれぞれでの充電状態の値、前記電解液の温度、及び時間の関数として数値化することでもよい。
　上記のレドックスフロー電池システムは、副反応物の生成量を適切に求めることができる。
　［本開示の実施形態の詳細］
　本開示のレドックスフロー電池システムの具体例を、図面を参照して説明する。以下、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又は相当部分を示す。
　なお、本発明はこれらの例示に限定されるものではなく、請求の範囲によって示され、請求の範囲と均等の意味および範囲内でのすべての変更が含まれることが意図される。
　＜ＲＦ電池システムの概要＞
　図１、図２を参照して、実施形態に係るＲＦ電池システム１を説明する。ＲＦ電池システム１は、図１に示すように、複数のバンク２と、複数のバンク２のそれぞれに設けられた電力変換装置（ＰＣＳ：Ｐｏｗｅｒ　Ｃｏｎｄｉｔｉｏｎｉｎｇ　Ｓｙｓｔｅｍ）７と、電池制御装置（ＢＭＳ：Ｂａｔｔｅｒｙ　Ｍａｎａｇｅｍｅｎｔ　Ｓｙｓｔｅｍ）６とを備える。各バンク２は、電池セル１０を備える。
　ＲＦ電池システム１は、代表的には、変電設備９０を介して、外部の電源９１と負荷９２とに接続される。ＲＦ電池システム１は、電源９１から供給された電力を充電したり、充電した電力を負荷９２に放電したりすることが可能である。電源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設備やその他一般の発電所などである。負荷９２は、電力系統や需要家などである。ＲＦ電池システム１は、例えば、負荷平準化用途、瞬低補償、非常用電源などの用途、自然エネルギー発電の出力平滑化用途に利用される。
　実施形態のＲＦ電池システム１の特徴の１つは、複数のバンク２において、全てのバンクのＳＯＣが揃っておらず、一部のバンクのＳＯＣがずれている点にある。具体的には、複数のバンク２は、第一バンク２ａと第二バンク２ｂとを備える。そして、各バンク２のＳＯＣを制御する制御器６０を備える。制御器６０は、第二バンク２ｂのＳＯＣが第一バンク２ａのＳＯＣと異なるように制御する。
　以下、先に、ＲＦ電池システム１を構成するバンク２の基本構成を説明する。その後、ＲＦ電池システム１の特徴について詳しく説明する。
　＜バンク＞
　個々のバンク２は、電池セル１０の充電及び放電を独立して制御することができる。バンク２は、電池セル１０と、電解液タンク２０と、電力変換装置７とを備える。電池セル１０は電解液タンク２０から電解液が供給される。電解液タンク２０は電解液を貯留する。電解液タンク２０は、正極電解液タンク２２と、負極電解液タンク２３とを有する。正極電解液タンク２２は正極電解液を貯留する。負極電解液タンク２３は負極電解液を貯留する。バンク２は、電解液タンク２０から電解液を電池セル１０に供給することで、充電及び放電を行う。バンク２は、単体でも二次電池として機能することができる。
　（電池セル）
　電池セル１０は二次電池のセルである。つまり、電池セル１０は電解液の供給により充電及び放電を行う。電池セル１０は、図２に示すように、正極電極１４と、負極電極１５と、正極電極１４と負極電極１５との間に配置される隔膜１１とを有する。電池セル１０は、隔膜１１によって正極セル１２と負極セル１３とに分離されている。正極セル１２には正極電極１４が内蔵されている。負極セル１３には負極電極１５が内蔵されている。
　正極セル１２は正極電解液が供給される。負極セル１３は負極電解液が供給される。本例のバンク２は、電池セル１０と正極電解液タンク２２との間を接続する往路配管４２及び復路配管４４を備える。また、バンク２は、電池セル１０と負極電解液タンク２３との間を接続する往路配管４３及び復路配管４５を備える。各往路配管４２、４３には、ポンプ４６、４７が設けられている。正極電解液は、正極電解液タンク２２からポンプ４６によって往路配管４２を通って正極セル１２に供給される。正極セル１２を通り正極セル１２から排出された正極電解液は、復路配管４４を通って正極電解液タンク２２に戻される。負極電解液は、負極電解液タンク２３からポンプ４７によって往路配管４３を通って負極セル１３に供給される。負極セル１３を通り負極セル１３から排出された負極電解液は、復路配管４５を通って負極電解液タンク２３に戻される。つまり、電解液は、電解液タンク２０と電池セル１０との間で循環される。
　バンク２は、複数の電池セル１０が積層されたセルスタック１００を備える構成でもよい。セルスタック１００は、セルフレーム５、正極電極１４、隔膜１１、負極電極１５の順に繰り返し積層された積層体と、積層体を両端から挟む２枚のエンドプレート１０１とを備える。セルスタック１００は、上記積層体を２枚のエンドプレート１０１で挟み、エンドプレート１０１間を締付部材１０２によって締め付けることで構成されている。セルスタック１００は、所定の数の電池セル１０でサブスタック（図示せず）を構成し、複数のサブスタックを積層した構造が一般的である。
　セルフレーム５は、正極電極１４と負極電極１５との間に配置される双極板５１と、双極板５１の周囲に設けられる枠体５０とを有する。枠体５０の内側には、双極板５１を挟んで正極電極１４と負極電極１５とが収納される。隣り合う各セルフレーム５の双極板５１の間に、隔膜１１を挟んで正極電極１４及び負極電極１５が配置されることにより、１つの電池セル１０が構成される。枠体５０の間には、電池セル１０から電解液が漏洩することを抑制するためにシール部材５５が配置される。
　バンク２は、複数のセルスタック１００を備える構成でもよい。複数のセルスタック１００は、直列に接続されていてもよいし、並列に接続されていてもよい。バンク２が複数のセルスタック１００を備える場合、複数のセルスタック１００に対し、１つの電解液タンク２０を備える構成でもよいし、複数の電解液タンク２０を備える構成でもよい。１つの電解液タンク２０を備える場合、正極電解液タンク２２及び負極電解液タンク２３をそれぞれ１つずつ備える。複数の電解液タンク２０を備える場合、正極電解液タンク２２及び負極電解液タンク２３を複数ずつ備える。バンク２が複数の電池セル１０を備える場合、各電池セル１０には、ＳＯＣが均一な電解液が供給される。
　（電解液）
　電解液は、代表的には、活物質イオンを含む溶液である。活物質イオンは、活物質として機能するイオンである。活物質イオンは、酸化還元により価数が変化する金属イオンが利用できる。活物質イオンは、例えば、マンガン、バナジウム、鉄、クロム、チタン、及び亜鉛からなる群より選択される元素のイオンである。
　〈電解液の特性〉
　正極電解液及び負極電解液の少なくとも一方の電解液は、以下の特性を有する。
（１）充電時又は放電時のＳＯＣの範囲によって副反応が生じ、副反応物が生成される。
（２）副反応物を可逆反応により再溶解させることが可能である。
　電解液は、例えば、ＳＯＣが高い高ＳＯＣ領域で副反応によって副反応物が生じると共に、相対的にＳＯＣが低い領域で可逆反応によって副反応物を再溶解することが可能な電解液である。或いは、電解液は、ＳＯＣが低い低ＳＯＣ領域で副反応によって副反応物が生じると共に、相対的にＳＯＣが高い領域で可逆反応によって副反応物を再溶解することが可能な電解液である。このような電解液は、副反応が生じても、ＳＯＣの制御によって副反応物を再溶解することで、元の状態に回復させることが可能である。副反応により生成される副反応物は、例えば、活物質イオンの析出物である。
　電解液は、例えば、マンガンイオンを含有する電解液である。マンガンイオンを含有する正極電解液を使用した場合、充電時に高ＳＯＣ領域で正極電解液中にマンガン酸化物が析出し得る。マンガン酸化物は、低ＳＯＣ領域でマンガンイオンに分解され、正極電解液中に再溶解し得る。正極電解液がマンガンイオンを含有する電解液である場合、負極電解液は、例えばチタンイオンを含有する電解液である。
　（電力変換装置）
　電力変換装置７は電池セル１０の充電及び放電を制御する。電池セル１０は電力変換装置７を介して充電及び放電が行われる。各バンク２は、電力変換装置７によって、電池セル１０の充電及び放電を独立して制御可能である。電力変換装置７は電池制御装置６によって制御される。電力変換装置７は、例えば交流／直流変換装置が利用できる。
　（モニタセル）
　各バンク２は、図１に示すように、ＳＯＣを測定するためのモニタセル３０を備える。モニタセル３０は、電池セル１０に供給される電解液と共通の電解液が供給される。つまり、電池セル１０に供給される電解液と、モニタセル３０に供給される電解液とは、同じ電解液タンク２０から供給される。モニタセル３０は、上述した電池セル１０と基本的に同じ構成の単セルが利用できる。モニタセル３０は充電及び放電を行わない。モニタセル３０の開放電圧（ＯＣＶ：Ｏｐｅｎ　Ｃｉｒｃｕｉｔ　Ｖｏｌｔａｇｅ）からバンク２のＳＯＣを求めることができる。
　モニタセル３０は電池セル１０とは別途設けてもよいし、上述したセルスタック１００の一部のセルをモニタセルとして構成してもよい。モニタセル３０を別途設ける場合、モニタセル３０は電池セル１０よりも上流側に設けるとよい。電池セル１０よりも上流に設けられたモニタセル３０には、電池セル１０で充電又は放電される前の電解液が供給される。電池セル１０の下流にモニタセル３０を設けると、そのモニタセル３０で検知されるＳＯＣは電解液タンク２０内の電解液のＳＯＣと乖離が生じるからである。バンク２が複数の電池セル１０を備える場合、モニタセル３０は、複数の電池セル１０のＳＯＣの平均値を測定する。
　＜ＲＦ電池システムの特徴＞
　ＲＦ電池システム１は、図１に示すように、複数のバンク２と、電池制御装置６とを備える。バンク２の数は、例えば４以上である。バンク２の数が多いほど、システム全体の電池容量を増加させることができる。バンク２の数は、更に１１以上、１６以上でもよい。バンク２の数が多いと、システム全体が巨大化したり、バンク２の管理が煩雑化したりする。バンク２の数の上限は、例えば１００以下、更に５０以下である。バンク２の数は、例えば１１以上１００以下、１６以上５０以下でもよい。図１では、各バンク２をＮｏ.１、Ｎｏ．２…Ｎｏ.ｎと表記している。ｎは自然数である。
　（複数のバンク）
　複数のバンク２は、複数の第一バンク２ａと、１つ以上の第二バンク２ｂとを備える。第一バンク２ａは、複数のバンク２のうち、第一のＳＯＣに制御されたバンクである。第二バンク２ｂは、複数のバンク２のうち、第一バンク２ａを除くバンクである。第二バンク２ｂは、第一のＳＯＣと異なる第二のＳＯＣに制御されたバンクである。ここで、第一バンク２ａと第二バンク２ｂとは物理的に固定されているものではない。個々のバンク２は、第一バンク２ａとしても機能するし、第二バンク２ｂとしても機能し得る。よって、ＲＦ電池システム１の運転中、ある時点において、全てのバンク２が第一バンク２ａとして稼働している状態、即ち複数の第一バンク２ａのみが存在している状態があり得る。つまり、第二バンク２ｂとして機能するバンク２が存在せず、第二バンク２ｂの数がゼロとなる状態があり得る。本実施形態のＲＦ電池システム１では、常に第二バンク２ｂを備えた状態となるだけでなく、運転中のある時点においてのみ、１つ以上の第二バンク２ｂを備えた状態となることが含まれる。
　〈第一バンク〉
　第一バンク２ａは、外部の電源９１や負荷９２との間で充電及び放電を行うバンクである。第一バンク２ａのＳＯＣは充電及び放電によって変動する。充電時及び放電時、第一バンク２ａのＳＯＣは、第一のＳＯＣに制御される。第一のＳＯＣは、第一のＳＯＣの範囲を有する。第一のＳＯＣは、第一のＳＯＣの範囲内の特定の値である。第一のＳＯＣの範囲は、第一のＳＯＣの上限と下限で規定される数値幅である。即ち、第一のＳＯＣの範囲は、第一のＳＯＣが取り得る範囲の上限と下限との差である。第一のＳＯＣの範囲は、通常のＳＯＣの利用範囲を拡大した範囲である。通常のＳＯＣの利用範囲とは、副反応が生じ難く、副反応物が生成され難いＳＯＣの範囲である。換言すれば、副反応による電解液の劣化が進行し難く、電池性能を維持することができるＳＯＣの範囲である。上述した副反応物が生成され難いＳＯＣの範囲は、例えば、一定のＳＯＣの範囲内で１週間充電及び放電した場合に、電解液中に含まれる活物質となる元素の合計量を１００モル％としたとき、副反応物の生成に消費された活物質の割合が１０モル％以下となる範囲である。上記ＳＯＣの範囲内で充電及び放電する期間は、２週間、更に１か月が好ましい。上記副反応物の生成に消費された活物質の割合は、５モル％以下、更に１モル％以下が好ましい。例えば、活物質としてマンガンイオンを含有する正極電解液において、副反応物としてマンガン酸化物が生成される場合、マンガンが副反応物の生成に消費される。通常のＳＯＣの利用範囲を拡大した範囲は、通常のＳＯＣの利用範囲に加えて、充電又は放電によって副反応が生じ、副反応物が生成されるＳＯＣの範囲を含む。第一のＳＯＣは、高ＳＯＣ領域及び低ＳＯＣ領域の少なくとも一方を含む。高ＳＯＣ領域は、通常のＳＯＣの利用範囲の上限値よりもＳＯＣが高い領域である。低ＳＯＣ領域は、通常のＳＯＣの利用範囲の下限値よりもＳＯＣが低い領域である。高ＳＯＣ領域及び低ＳＯＣ領域では、副反応物が生成され得る。第一のＳＯＣは、通常のＳＯＣの利用範囲と、高ＳＯＣ領域及び低ＳＯＣ領域の少なくとも一方とを合わせた範囲である。
　上述した通常のＳＯＣの利用範囲は、使用する電解液によって異なる。通常のＳＯＣの利用範囲は、使用する電解液を用いて予め試験により求められる。通常のＳＯＣの利用範囲よりも拡大する範囲、即ち高ＳＯＣ領域及び低ＳＯＣ領域のそれぞれの範囲は、適宜設定すればよい。第一バンク２ａにおけるＳＯＣの利用範囲を拡大することにより、第一バンク２ａの電池容量が増える。その結果、システム全体のエネルギー密度を高めることができる。高ＳＯＣ領域の範囲又は低ＳＯＣ領域の範囲は、例えば、通常のＳＯＣの利用範囲の５％以上、更に１０％以上、１５％以上である。上記利用範囲は、利用範囲の上限と下限との差である。例えば、通常のＳＯＣの利用範囲が２０％から８０％であるとすると、その上限と下限との差は８０％－２０％＝６０％である。そして、高ＳＯＣ領域の範囲を利用範囲の１０％とした場合、高ＳＯＣ領域の範囲は６０％×１０％＝６％である。通常のＳＯＣの利用範囲と高ＳＯＣ領域とを合わせたＳＯＣの利用範囲は２０％から８６％になる。この場合における第一のＳＯＣの範囲は８６％－２０％＝６６％である。この場合、通常のＳＯＣの利用範囲よりもＳＯＣの利用範囲が１０％拡大することになるため、第一バンク２ａの電池容量は１０％増加する。低ＳＯＣ領域の範囲を利用範囲の１０％とした場合は、ＳＯＣの利用範囲は１４％から８０％になる。この場合における第一のＳＯＣの範囲は８０％－１４％＝６６％である。この場合も同じように、第一バンク２ａの電池容量は１０％増加することになる。システム全体のエネルギー密度が向上する理由は、後述する＜エネルギー密度の試算例＞の項で詳しく説明する。
　第一バンク２ａの数は、例えば１０以上、更に１５以上である。第一バンク２ａの数が多いほど、システム全体として電池容量を確保し易い。
　複数の第一バンク２ａは、充電時及び放電時に、各第一バンク２ａのＳＯＣがずれないように制御されている。換言すれば、全ての第一バンク２ａのＳＯＣが揃うように制御されている。具体的には、第一バンク２ａ間のＳＯＣの差が±２％未満、更に±１％以下である。第一バンク２ａ間のＳＯＣの差とは、全ての第一バンク２ａのＳＯＣの平均値と、各第一バンク２ａのＳＯＣの値との差である。
　〈第二バンク〉
　第二バンク２ｂは、電解液の回復作業を行うバンクである。第二バンク２ｂのＳＯＣは、第二のＳＯＣに制御される。第二のＳＯＣは、第二のＳＯＣの範囲を有する。第二のＳＯＣは、第二のＳＯＣの範囲内の特定の値である。第二のＳＯＣの範囲は、第二のＳＯＣの範囲は、第二のＳＯＣの上限と下限で規定される数値幅である。即ち、第二のＳＯＣの範囲は、第二のＳＯＣが取り得る範囲の上限と下限との差である。第二のＳＯＣの範囲は、上記副反応物を可逆反応により再溶解させることが可能なＳＯＣの範囲である。
　上述した副反応物が再溶解するＳＯＣの範囲は、使用する電解液によって異なる。副反応物が再溶解するＳＯＣの範囲は、使用する電解液を用いて予め試験により求められる。例えば、ＳＯＣが３０％以下の領域で副反応物が再溶解する場合、第二のＳＯＣは３０％以下であればよく、２０％以下でもよい。この場合、ＳＯＣが低いほど、可逆反応の速度が大きくなるため、副反応物が再溶解し易くなる傾向がある。ＳＯＣが７０％以上の領域で副反応物が再溶解する場合、第二のＳＯＣは７０％以上であればよく、８０％以上でもよい。この場合、ＳＯＣが高いほど、可逆反応の速度が大きくなるため、副反応物が再溶解し易くなる傾向がある。第二のＳＯＣは、上記副反応物が再溶解するＳＯＣの範囲内の特定の値であればよく、上記第一のＳＯＣの範囲と一部重なっていてもよい。例えば、第一のＳＯＣの範囲が２０％から８６％であるとき、第二のＳＯＣの範囲は２０％から３０％であってもよいし、０から３０％であってもよい。第二のＳＯＣの範囲が第一のＳＯＣの範囲と少なくとも一部が重複する場合、その重複する範囲において、第二バンク２ｂは充電及び放電を行ってもよい。つまり、第二バンク２ｂにおいて、電解液の回復作業中に、電池セル１０が充電及び放電を行うことも可能である。勿論、第二バンク２ｂでは、電池セル１０が充電及び放電を行わなくてもよい。
　第二のＳＯＣの範囲は、例えば、第一のＳＯＣの範囲に比べて小さい。第二のＳＯＣの範囲は、例えば、第一のＳＯＣの範囲の３０％以下でもよい。第一のＳＯＣの範囲が、上述したように例えば６６％であれば、その３０％は約２０％である。第二のＳＯＣの範囲が、例えば２０％から３０％であり、その上限と下限との差が１０％である場合、第二のＳＯＣの範囲は第一のＳＯＣの範囲の約１５％である。つまり、第二のＳＯＣの範囲が、第一のＳＯＣの範囲の３０％以下である。
　第二バンク２ｂの数は第一バンク２ａの数よりも少ない。複数のバンク２の合計数に対する第二バンク２ｂの数の割合ｘは、例えば３０％以下である。複数のバンク２のうち、第二バンク２ｂが少数である。換言すれば、第一バンク２ａが多数である。第一バンク２ａの数が多いので、システム全体として電池容量を確保し易い。上記割合ｘは、例えば２０％以下、更に１０％以下でもよい。
　　（第一のＳＯＣ、第二のＳＯＣの具体例）
　第一のＳＯＣ及び第二のＳＯＣの具体的な範囲の例を示す。ここでは、電解液としてチタン／マンガン系の電解液を使用する場合の例である。チタン／マンガン系の電解液は、正極電解液がマンガンイオンを含有し、負極電解液がチタンイオンを含有する。チタン／マンガン系の電解液の場合、通常のＳＯＣの利用範囲は概ね２０％から８０％である。ＳＯＣが８０％超の高ＳＯＣ領域では、副反応物として、正極電解液中にマンガン酸化物が析出し得る。高ＳＯＣ領域の範囲は、例えば３％以上、更に６％以上、１２％以上である。高ＳＯＣ領域の範囲が大きいほど、通常のＳＯＣの利用範囲よりもＳＯＣの利用範囲が拡大するため、利用可能な電池容量が増える。充電時及び放電時のＳＯＣの利用範囲、即ち第一のＳＯＣの範囲は、例えば２０％から８３％、更に２０％から８６％、２０％から９２％である。ＳＯＣが高いほど、副反応の速度が大きくなるため、マンガン酸化物の析出量が増える。第一のＳＯＣの範囲の上限は、例えば１００％、更に９５％である。第一のＳＯＣの範囲の上限が９５％であれば、内部抵抗の増大による電池効率の低下を抑制し易い。
　正極電解液中のマンガン酸化物を可逆反応により再溶解させることが可能なＳＯＣの範囲は概ね３０％以下である。つまり、副反応物を可逆反応により再溶解させることが可能なＳＯＣの範囲、即ち第二のＳＯＣの範囲は、例えば０％から３０％、更に０％から２０％である。ＳＯＣが低いほど、可逆反応の速度が大きくなるため、マンガン酸化物が再溶解し易い。第二のＳＯＣは、上述した通常のＳＯＣの利用範囲よりも低くてもよい。第二のＳＯＣは、２０％未満でもよい。第二のＳＯＣの範囲の上限が２０％未満であれば、マンガン酸化物をより再溶解させ易い。第二のＳＯＣは、上述した通常のＳＯＣの利用範囲と一部重なっていてもよい。第二のＳＯＣは、例えば２０％から３０％であってもよい。
　その他の電解液は、例えば、バナジウム系電解液である。バナジウム系電解液は、正極電解液及び負極電解液の両方がバナジウムイオンを含有する。正極電解液のバナジウムイオンと負極電解液のバナジウムイオンとは、価数が異なる。バナジウム系電解液の場合、通常のＳＯＣの利用範囲は概ね５％から９５％である。
　（電池制御装置）
　電池制御装置６は、ＲＦ電池システム１の運転の制御を行うことは勿論、各バンク２の状態を監視し、改善するために必要な動作の制御を行うことも含む。電池制御装置６は、各バンク２の充電及び放電を独立して管理する。そのため、第一バンク２ａで充電又は放電を行いながら、第二バンク２ｂの電解液の回復作業を行うことが可能である。電池制御装置６は、各バンク２の電力変換装置７に動作指令を出す。各バンク２の電力変換装置７は、電池制御装置６からの動作指令に基づいて、電池セル１０の充電及び放電を制御する。電池制御装置６は、例えば電源９１や負荷９２との間で充電及び放電を行う際に、各第一バンク２ａの電力変換装置７に充放電指令を出す。第一バンク２ａでは、要求された充電量又は放電量に応じて電池セル１０が充電又は放電を行う。電池制御装置６は、第二バンク２ｂの電力変換装置７に回復作業指令を出す。第二バンク２ｂでは、電解液の回復作業が実行される。
　電池制御装置６は、代表的には、コンピュータにより構成される。コンピュータは、プロセッサ、メモリ、タイマなどを備える。メモリは、プロセッサに実行させるための制御プログラムや、各種データが格納されている。プロセッサは、メモリに格納された制御プログラムを読み出して実行する。プログラムは、制御器６０による処理に関する命令群を含む。
　〈制御器〉
　　（ＳＯＣ制御）
　電池制御装置６は制御器６０を有する。制御器６０は、電力変換装置７を制御して、各バンク２のＳＯＣを制御する。制御器６０は、第二バンク２ｂのＳＯＣを第一のＳＯＣと異なる第二のＳＯＣに制御するＳＯＣ制御を行う。第二のＳＯＣは第一のＳＯＣに対して±２％以上異なることが好ましい。そのため、ＳＯＣ制御では、第二バンク２ｂのＳＯＣが第一バンク２ａのＳＯＣから±２％以上ずれるように制御されている。第一バンク２ａのＳＯＣと第二バンク２ｂのＳＯＣとの差が±２％以上である状態は、第二バンク２ｂのＳＯＣは意図的にずらすことで実現できる。第二のＳＯＣは第一のＳＯＣに対して±３％以上異なっていてもよし、更に±４％以上異なっていてもよい。
　上記ＳＯＣ制御によって、第二バンク２ｂのＳＯＣは、第一のＳＯＣと異なる第二のＳＯＣに制御される。第二バンク２ｂのＳＯＣが第二のＳＯＣに一定時間保持されることで、第二バンク２ｂの電解液中の副反応物を再溶解させる。これにより、第二バンク２ｂの電解液を回復させることができる。第二バンク２ｂにおける電池性能の低下を改善できる。第二バンク２ｂは、上述した第二のＳＯＣの範囲で充電及び放電を行ってもよいし、充電及び放電を行わずに待機又は停止していてもよい。第二バンク２ｂのＳＯＣが第二のＳＯＣに達した後、第二のＳＯＣに保持する時間は、第二バンク２ｂの電解液中の副反応物が再溶解して、電解液が元の状態に回復するまでの時間以上である。第二のＳＯＣに保持する時間が長いほど、電解液中の副反応物が再溶解して減少する。電解液が元の状態に回復した後は、第二のＳＯＣを維持してもよいが、副反応物をそれ以上再溶解させることはできない。第二のＳＯＣに保持する時間は、例えば１分以上２４時間以下、更に２時間以上１６時間以下、４時間以上１２時間以下である。第二バンク２ｂのＳＯＣが第二のＳＯＣに達した後、充電及び放電を行わない第二バンク２ｂでは、電解液を循環させるポンプは停止してもよいし、停止しなくてもよい。ポンプを停止することで、ポンプによる電力消費を削減できる。
　　（輪番制御）
　制御器６０は、複数のバンク２のそれぞれについて、第一のＳＯＣとする時間帯と、第二のＳＯＣとする時間帯とを含むように制御する輪番制御を行ってもよい。制御器６０がバンク２のＳＯＣを第一のＳＯＣとする時間帯では、そのバンク２は充電及び放電を行うバンクである。制御器６０がバンク２のＳＯＣを第二のＳＯＣとする時間帯では、そのバンク２は電解液の回復作業を行うバンクである。つまり、各バンク２は、充電及び放電を行う第一バンク２ａである時間帯と、電解液の回復作業を行う第二バンク２ｂである時間帯とが存在する。例えば、ある時間帯において、あるバンク２が第一バンク２ａとして機能し、別のバンク２が第二バンク２ｂとして機能していたとする。別の時間帯では、あるバンク２が第一バンク２ａの状態から第二バンク２ｂの状態に移行し、別のバンク２が第二バンク２ｂの状態から第一バンク２ａの状態に移行する。上記輪番制御によって、所定時間ごとに各バンク２を順番に第二バンク２ｂに切り替えることで、複数の全てのバンク２に対して輪番で電解液の回復作業を行うことができる。
　第一のＳＯＣとする時間帯は、例えば、第一バンク２ａにおける電解液中の副反応物の生成量が所定の量に達するまでの時間以内に設定される。電解液中の副反応物の生成量が所定の量よりも少なければ、副反応物が一定量生成されても、第一バンク２ａの電池性能を維持できる。第二のＳＯＣとする時間帯は、第二バンク２ｂの電解液中の副反応物が再溶解して、第二バンク２ｂの電解液が元の状態に回復するまでの時間以上に設定される。電解液が元の状態に回復するとは、電解液中の副反応物の生成量が一定以下である状態をいう。電解液が元の状態に回復するまでの時間は、使用する電解液を用いて予め試験により求められる。
　第一のＳＯＣとする時間と第二のＳＯＣとする時間との合計時間に対する第二のＳＯＣとする時間の割合ｙは、例えば３０％以下である。第二のＳＯＣとする時間の割合ｙが３０％以下であれば、第二バンク２ｂとして機能している時間が短い。つまり、各バンク２での電解液の回復作業時間が相対的に短い。上記割合ｙは、例えば２０％以下、更に１０％以下でもよい。
　　〈輪番制御の例〉
　例えば、複数のバンク２の合計数を１１とする。第一バンク２ａの数は１０とする。第二バンク２ｂの数は１とする。この場合、第二バンク２ｂの数の割合ｘは１／１１≒９．１％である。それぞれのバンク２をＮｏ．１、Ｎｏ．２・・・Ｎｏ．１１とする。ある時間において、複数のバンク２のうち、Ｎｏ．１からＮｏ．１０が第一のＳＯＣに制御された第一バンク２ａであり、残りのＮｏ．１１が第二のＳＯＣに制御された第二バンク２ｂであるとする。定期的に各バンク２を順番に第二バンク２ｂに切り替えるとする。ここでは、第二のＳＯＣとする時間帯を１日とする。
　ある時間から１日経過したとき、Ｎｏ．１１を第二バンク２ｂから第一バンク２ａに切り替える。Ｎｏ．１１に代えて、Ｎｏ．１、Ｎｏ．２・・・Ｎｏ．１０のうちのいずれかを第一バンク２ａから第二バンク２ｂに切り替える。ここでは、Ｎｏ．１０を第二バンク２ｂに切り替える。このとき、Ｎｏ．１０を除く、Ｎｏ．１からＮｏ．９とＮｏ．１１が第一バンク２ａとなる。第一バンク２ａの数及び第二バンク２ｂの数は変化しない。更に１日に経過したとき、Ｎｏ．１０を第一バンク２ａに切り替えると共に、Ｎｏ．９を第二バンク２ｂに切り替える。このように、時間の経過にしたがって、Ｎｏ．１１→Ｎｏ．１０→Ｎｏ．９→・・・Ｎｏ．１→Ｎｏ．１１→・・・というように順番に第一バンク２ａから第二バンク２ｂに切り替えることで、全てのバンク２について電解液の回復作業を行うことができる。上記条件では、特定のバンク２が連続して第一のＳＯＣとされる時間帯は１０日である。つまり、第一バンク２ａによる充放電可能時間は１０日間である。個々のバンク２が第二バンク２ｂの状態から次に第二バンク２ｂの状態になるまでの周期は１１日間である。第一のＳＯＣとする時間と第一のＳＯＣとする時間との合計時間に対する第二のＳＯＣとする時間の割合ｙは１（日）／１１（日）≒０．０９１である。
　　（移行制御）
　制御器６０は、複数の第一バンク２ａのうち特定の第一バンク２ａについて、第一のＳＯＣから第二のＳＯＣに移行させる移行制御を行ってもよい。第一のＳＯＣから第二のＳＯＣに移行させるとは、特定の第一バンク２ａを第二バンク２ｂに切り替えることを意味する。特定の第一バンク２ａのＳＯＣが第二のＳＯＣよりも高い場合、特定の第一バンク２ａを放電して、特定の第一バンク２ａのＳＯＣを第二のＳＯＣまで下げる。逆に、特定の第一バンク２ａのＳＯＣが第二のＳＯＣよりも低い場合、特定の第一バンク２ａを充電して、特定の第一バンク２ａのＳＯＣを第二のＳＯＣまで上げる。移行制御は、例えば、以下に示す第一の移行制御、第二の移行制御、及び第三の移行制御のうち、１つを行う。
　　〈第一の移行制御〉
　第一の移行制御は、特定の第一バンク２ａから第二バンク２ｂへ充電又は放電する。
　　〈第一の移行制御の例〉
　特定の第一バンク２ａのＳＯＣが第二のＳＯＣよりも高い場合における第一の移行制御の例を説明する。ここでは、上述した輪番制御の例で説明したように、ある時間から１日経過したときを考える。つまり、Ｎｏ．１０について、第一のＳＯＣから第二のＳＯＣに移行させて、第一バンク２ａから第二バンク２ｂに切り替えることを考える。このとき、Ｎｏ．１１を第二バンク２ｂから第一バンク２ａに切り替える場合、Ｎｏ．１０を放電してＮｏ．１１を充電するように、それぞれの電力変換装置７に指令を出す。Ｎｏ．１０を放電することにより、Ｎｏ．１０が第一バンク２ａから第二バンク２ｂになる。Ｎｏ．１１を充電することにより、Ｎｏ．１１が第二バンク２ｂから第一バンク２ａになる。特定の第一バンク２ａと第二バンク２ｂとの間で充電又は放電を行うことから、外部の電源９１や負荷９２との間で充電又は放電が行われなくても、移行制御を行うことが可能である。
　　〈第二の移行制御〉
　第二の移行制御は、外部の電源９１や負荷９２との間で放電又は充電を行う際に、特定の第一バンク２ａを他のバンク２に比べて優先的に放電又は充電する。具体的には、複数の第一バンク２ａに対する放電量又は充電量の値を複数のバンク２の合計数で割った平均値よりも１／（１－ｘ）倍以上の値で特定の第一バンク２ａを放電又は充電する。ここでのｘは複数のバンク２の合計数に対する第二バンク２ｂの数の割合である。
　　〈第二の移行制御の例〉
　全てのバンク２が第一バンク２ａとして稼働している状態から特定のバンク２のみを第二バンク２ｂに移行する例を説明する。複数のバンク２の合計数を１１とする。移行後の第一バンク２ａの数は１０とする。移行後の第二バンク２ｂの数は１とする。第二バンク２ｂの数の割合ｘは１／１１≒０．０９１である。１／（１－ｘ）は１．１である。１つのバンク２の定格出力は１００ｋＷとする。第二バンク２ｂを差し引いたシステム全体の定格出力は１００（ｋＷ）×１０＝１０００ｋＷとする。
　ここでは、輪番制御の例で説明したＮｏ．１からＮｏ．１１が第一バンク２ａである状態から、Ｎｏ．１１について、第一のＳＯＣから第二のＳＯＣに移行させて、第一バンク２ａから第二バンク２ｂに切り替えることを考える。この場合、外部の負荷９２に放電する際に、Ｎｏ．１１を優先的に放電するように、Ｎｏ．１１への放電量の配分を増やす。具体的には、複数の第一バンク２ａに対する放電量の値を全てのバンク２の数で割った平均値超の値でＮｏ．１１を放電する。例えば、１０００ｋＷの放電指令を受けた場合、Ｎｏ．１１を定格出力の１００ｋＷで放電する。第一バンク２ａであるＮｏ．１からＮｏ．１０は、残りの放電量９００ｋＷを平均した値、即ち９０ｋＷで放電する。各バンク２への放電量を均等に配分する場合、放電指令値をバンク２の合計数で割った平均値は１０００／１１≒９０．９ｋＷである。上述したＮｏ．１１の放電量１００ｋＷをこの平均値で割った値は１００／（１０００／１１）＝１．１である。Ｎｏ．１１の放電量１００ｋＷは上記平均値よりも１／（１－ｘ）＝１．１倍以上である。上記平均値の１．１倍以上の値で優先的にＮｏ．１１を放電するので、移行時間を短くできる。
　更に、別の第二の移行制御の例として、上述した輪番制御の例で説明したように、ある時間から１日経過したときを考える。つまり、Ｎｏ．１０について、第一のＳＯＣから第二のＳＯＣに移行させて、第一バンク２ａから第二バンク２ｂに切り替えることを考える。この場合、外部の負荷９２に放電する際に、Ｎｏ．１０を優先的に放電するように、Ｎｏ．１０への放電量の配分を増やす。具体的には、複数の第一バンク２ａに対する放電量の値を第一バンク２ａの数で割った平均値以上の値でＮｏ．１０を放電する。例えば、５５０ｋＷの放電指令を受けた場合、Ｎｏ．１０を定格出力の１００ｋＷで放電する。このとき、Ｎｏ．１１は第二のＳＯＣから第一のＳＯＣへの移行が完了していないものとし、Ｎｏ．１１を放電しないものとする。第一バンク２ａのうち、Ｎｏ．１０を除くＮｏ．１からＮｏ．９は、残りの放電量４５０ｋＷを平均した値、即ち５０ｋＷで放電する。各バンク２への放電量を均等に配分する場合、放電指令値をバンク２の合計数で割った平均値は５５０／１１＝５０ｋＷである。上述したＮｏ．１０の放電量１００ｋＷをこの平均値で割った値は１００／（５５０／１１）＝２である。Ｎｏ．１０の放電量１００ｋＷは上記平均値よりも１／（１－ｘ）＝１．１倍以上である。上記平均値の１．１倍以上の値で優先的にＮｏ．１０を放電するので、移行時間を短くできる。
　Ｎｏ．１１については、第二のＳＯＣから第一のＳＯＣに移行させて、第二バンク２ｂから第一バンク２ａに切り替えることになる。この場合、外部の電源９１から充電する際に、Ｎｏ．１１を優先的に充電するように、Ｎｏ．１１への充電量の配分を増やす。具体的には、複数の第一バンク２ａに対する充電量の値を第一バンク２ａの数で割った平均値以上の値でＮｏ．１１を充電する。例えば、５５０ｋＷの充電指令を受けた場合、Ｎｏ．１１を定格出力の１００ｋＷで充電する。このとき、Ｎｏ．１０は充電しないものとする。Ｎｏ．１からＮｏ．９は、残りの充電量４５０ｋＷを平均した値、即ち５０ｋＷで充電する。各バンク２への充電量を均等に配分する場合、充電指令値をバンク２の合計数で割った平均値は５５０／１１＝５０ｋＷである。上述したＮｏ．１０の移行制御と同じように、上記平均値の１．１倍以上の値で優先的にＮｏ．１１を充電するので、移行時間を短くできる。
　　〈第三の移行制御〉
　第三の移行制御は、上述した第二の移行制御と同様に、外部の電源９１や負荷９２との間で放電又は充電を行う際に、特定の第一バンク２ａを他のバンク２に比べて優先的に放電又は充電する。第三の移行制御では、第二の移行制御とは異なり、複数の第一バンク２ａに対する放電量又は充電量の値を複数のバンク２の合計数で割った平均値よりも１／（１－ｙ）倍以上の値で特定の第一バンク２ａを放電又は充電する。ここでのｙは第一のＳＯＣとする時間と第二のＳＯＣとする時間との合計時間に対する第二のＳＯＣとする時間の割合である。
　　〈第三の移行制御の例〉
　第二の移行制御の例と同じように、全てのバンク２が第一バンク２ａとして稼働している状態から特定のバンク２のみを第二バンク２ｂに移行する例を説明する。複数のバンク２の合計数を１１とする。移行後の第一バンク２ａの数は１０とする。移行後の第二バンク２ｂの数は１とする。第一のＳＯＣとする時間と第二のＳＯＣとする時間との合計時間に対する第二のＳＯＣとする時間の割合ｙは、上述した輪番制御の例で説明したように、１（日）／１１（日）≒０．０９１とする。１／（１－ｙ）は１．１である。１つのバンク２の定格出力は１００ｋＷとする。第二バンク２ｂを差し引いたシステム全体の定格出力は１００（ｋＷ）×１０＝１０００ｋＷとする。
　第二の移行制御の例と同じように、Ｎｏ．１１について、第一のＳＯＣから第二のＳＯＣに移行させて、第一バンク２ａから第二バンク２ｂに切り替えることを考える。第三の移行制御において、複数の第一バンク２ａに対する放電量の値を全てのバンク２の数で割った平均値超の値でＮｏ．１１を放電するという基本的な考え方は、第二の移行制御と同様である。例えば、１０００ｋＷの放電指令を受けた場合、Ｎｏ．１１を定格出力の１００ｋＷで放電する。第一バンク２ａであるＮｏ．１からＮｏ．１０は、残りの放電量９００ｋＷを平均した値、即ち９０ｋＷで放電する。各バンク２への放電量を均等に配分する場合、放電指令値をバンク２の合計数で割った平均値は１０００／１１≒９０．９ｋＷである。上述したＮｏ．１１の放電量１００ｋＷをこの平均値で割った値は１００／（１０００／１１）＝１．１である。Ｎｏ．１１の放電量１００ｋＷは上記平均値よりも１／（１－ｙ）＝１．１倍以上である。上記平均値の１．１倍以上の値で優先的にＮｏ．１１を放電するので、移行時間を短くできる。
　（カウンタ）
　本実施形態では、各バンク２は、図１に示すように、電解液中の副反応物の生成量を数値化するカウンタ８０を備えている。カウンタ８０を備えることで、副反応物の生成量に基づいて、制御器６０による第一バンク２ａから第二バンク２ｂに移行させるタイミングを適切に判断できる。
　副反応物の生成量は、例えば、電解液の光学的特性や物性などを測定することにより求めたり、ＳＯＣの値、電解液の温度、及び時間の関数として求めたりすることができる。電解液の光学的特性は、例えば、電解液の色や透明度などがある。電解液によっては、副反応物が生じることによって、色や透明度が変わることがある。副反応物の生成量が多いほど、色や透明度の変化が大きい傾向がある。よって、電解液の光学的特性を測定することで、副反応物の生成量を定量的に求めることができる。電解液の光学的特性は、例えば、カメラで撮影した画像を画像処理したり、分光光度計を用いたりするなどして測定することができる。電解液の物性は、例えば、粘度、導電率、密度などがある。電解液によっては、副反応物が生じることによって、粘度、導電率、密度が変わることがある。副反応物の生成量が多いほど、粘度、導電率、密度の変化が大きい傾向がある。よって、電解液の物性を測定することでも、副反応物の生成量を定量的に求めることが可能である。
　また、副反応の生成量は、ＳＯＣの値、電解液の温度、時間の各パラメータに依存する。ＳＯＣが高い又はＳＯＣが低いほど、副反応が生じ易く、副反応物の生成量が増える。電解液の温度が高いほど、副反応の速度が大きくなり、副反応物の生成量が増える。副反応が生じるＳＯＣに保持される時間が長いほど、副反応物の生成量が増える。よって、上記各パラメータの関数として、副反応物の生成量を定量的に求めることができる。本実施形態では、各バンク２における充電時又は放電時の電気量や充放電時間などの電気的な情報からＳＯＣを管理する。
　＜エネルギー密度の試算例＞
　実施形態のＲＦ電池システム１におけるエネルギー密度を試算した。ここでは、実施形態を用いた実施モデルと従来設計の比較モデルのそれぞれのエネルギー密度を試算して比較する。エネルギー密度は、単位電解液量あたりの電池容量として求める。
　（比較モデル）
　比較モデルは、複数のバンクを備えるＲＦ電池システムであって、全てのバンクが充電及び放電を行うように構成されている。つまり、比較モデルは、全てのバンクが第一バンクであり、第二バンクを備えていない点で実施形態と異なる。
　比較モデルは、ＳＯＣの利用範囲を２０％から８０％に設定する。
　比較モデルの基本仕様を表１に示す。実効バンク数とは、充電及び放電に利用されるバンクの数である。比較モデルでは、実効バンク数は全バンク数と同じである。
　（実施モデル）
　実施モデルは、比較モデルと同じ数のバンクを備える。第一バンクの数が１５である。第二バンクの数が１である。
　実施モデルは、ＳＯＣの利用範囲を２０％から８６％に設定する。実施モデルのＳＯＣの利用範囲は、比較モデルよりも１０％拡大している。そのため、実施モデルの時間容量は比較モデルに比べて１０％増加する。
　実施モデルの基本仕様を表２に示す。実施モデルでは、実効バンク数は第一バンクの数と同じである。換言すれば、実効バンク数は全バンク数から第二バンクの数を引いた値である。表２中、時間容量を表す「ｔ＋δ」のうち、「δ」は、ＳＯＣの利用範囲を拡大したことによる時間容量の拡大幅を示す。
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000001
Figure JPOXMLDOC01-appb-T000002
　表１と表２から、実施モデルでは、比較モデルに比べて実効バンク数が少ないが、エネルギー密度は比較モデルよりも向上することがわかる。その理由は、実施モデルでは比較モデルよりもＳＯＣの利用範囲を拡大したことにより、時間容量が増加したからである。エネルギー密度の計算式から、第一バンクの数が多い方がエネルギー密度を向上する効果が得られ易いといえる。実施モデルにおいて、より効果が得られる条件は、例えば、全バンク数ｎが多い場合、時間容量の拡大幅δが大きい場合などである。具体的には、バンク数ｎが例えば３０以上である場合、上記拡大幅δが例えば２０％以上である場合により効果的である。
　＜実施形態の作用効果＞
　上述した実施形態のＲＦ電池システム１は、以下の理由から、高エネルギー密度を実現できながら、副反応による電池特性の低下を改善できる。
　第一バンク２ａにおけるＳＯＣの利用範囲が拡大されることで、エネルギー密度を高めることが可能である。第二バンク２ｂのＳＯＣを副反応物が再溶解するＳＯＣに制御することで、第二バンク２ｂの電解液を回復させることができる。そのため、副反応による電池性能の低下を改善できる。更に、第一バンク２ａで充電又は放電を行いながら、第二バンク２ｂの電解液の回復作業を行うことが可能である。システムを停止することなく、電解液の回復作業を行うことができるので、運転制約が少ない。制御器６０による輪番制御によって、所定時間ごとに各バンク２を順番に第二バンク２ｂに切り替えることで、複数の全てのバンク２を輪番で電解液の回復作業を行うことができる。
　１　ＲＦ電池システム
　２　バンク
　２ａ　第一バンク、２ｂ　第二バンク
　１０　電池セル
　１１　隔膜
　１２　正極セル、１３　負極セル
　１４　正極電極、１５　負極電極
　２０　電解液タンク
　２２　正極電解液タンク、２３　負極電解液タンク
　３０　モニタセル
　４２，４３　往路配管、４４，４５　復路配管
　４６，４７　ポンプ
　５　セルフレーム、５０　枠体、５１　双極板、５５　シール部材
　１００　セルスタック、　１０１　エンドプレート、１０２　締付部材
　６　電池制御装置
　６０　制御器
　７　電力変換装置
　８０　カウンタ
　９０　変電設備、９１　電源、９２　負荷

Claims (11)

  1. 　複数のバンクと、
    　前記複数のバンクのそれぞれに設けられた電力変換装置と、
    　前記電力変換装置を制御して前記複数のバンクのそれぞれの充電状態を制御する制御器とを備え、
    　前記複数のバンクのそれぞれは、電解液の供給により充電及び放電を行う電池セルを備え、
    　前記複数のバンクは、
    　　第一の充電状態に制御された複数の第一バンクと、
    　　前記第一バンクを除く１つ以上の第二バンクとを備え、
    　前記制御器は、前記第二バンクの充電状態を前記第一の充電状態と異なる第二の充電状態に制御する、
    　レドックスフロー電池システム。
  2. 　前記第二の充電状態は前記第一の充電状態に対して±２％以上異なる、請求項１に記載のレドックスフロー電池システム。
  3. 　前記第一の充電状態は、上限と下限で規定される第一の充電状態の範囲を有し、
    　前記第二の充電状態は、上限と下限で規定される第二の充電状態の範囲を有し、
    　前記第二の充電状態の範囲は、前記第一の充電状態の範囲の３０％以下である、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. 　前記複数のバンクの合計数に対する前記第二バンクの数の割合は３０％以下である、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. 　前記制御器は、前記複数のバンクのそれぞれについて、前記第一の充電状態とする時間帯と、前記第二の充電状態とする時間帯とを含むように制御する、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. 　前記第一の充電状態とする時間と前記第二の充電状態とする時間との合計時間に対する前記第二の充電状態とする時間の割合は３０％以下である、請求項５に記載のレドックスフロー電池システム。
  7. 　前記制御器は、前記複数の第一バンクのうち特定のバンクについて、前記第一の充電状態から前記第二の充電状態に移行させるとき、前記特定のバンクから前記第二バンクへ充電又は放電する、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. 　前記複数のバンクの合計数に対する前記第二バンクの数の割合がｘであり、
    　前記制御器は、前記複数の第一バンクのうち特定のバンクについて、前記第一の充電状態から前記第二の充電状態に移行させるとき、前記複数の第一バンクに対する放電量又は充電量の値を前記複数のバンクの合計数で割った平均値よりも１／（１－ｘ）倍以上の値で放電又は充電する、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。
  9. 　前記第一の充電状態とする時間と前記第二の充電状態とする時間との合計時間に対する前記第二の充電状態とする時間の割合がｙであり、
    　前記制御器は、前記複数の第一バンクのうち特定のバンクについて、前記第一の充電状態から前記第二の充電状態に移行させるとき、前記複数の第一バンクに対する放電量又は充電量の値を前記複数のバンクの合計数で割った平均値よりも１／（１－ｙ）倍以上の値で放電又は充電する、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。
  10. 　前記複数のバンクのそれぞれは、前記電解液中の副反応物の生成量を数値化するカウンタを有する、請求項１から請求項９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。
  11. 　前記カウンタは、前記電解液中の副反応物の生成量を、前記複数のバンクのそれぞれでの充電状態の値、前記電解液の温度、及び時間の関数として数値化する、請求項１０に記載のレドックスフロー電池システム。
PCT/JP2022/015671 2021-06-21 2022-03-29 レドックスフロー電池システム WO2022270107A1 (ja)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP22828026.9A EP4362145A1 (en) 2021-06-21 2022-03-29 Redox flow battery system
JP2023529611A JPWO2022270107A1 (ja) 2021-06-21 2022-03-29
US18/572,433 US20240291006A1 (en) 2021-06-21 2022-03-29 Redox flow battery system
AU2022296096A AU2022296096A1 (en) 2021-06-21 2022-03-29 Redox flow battery system

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
JP2021102299 2021-06-21
JP2021-102299 2021-06-21

Publications (1)

Publication Number Publication Date
WO2022270107A1 true WO2022270107A1 (ja) 2022-12-29

Family

ID=84545424

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
PCT/JP2022/015671 WO2022270107A1 (ja) 2021-06-21 2022-03-29 レドックスフロー電池システム

Country Status (6)

Country Link
US (1) US20240291006A1 (ja)
EP (1) EP4362145A1 (ja)
JP (1) JPWO2022270107A1 (ja)
AU (1) AU2022296096A1 (ja)
TW (1) TW202304045A (ja)
WO (1) WO2022270107A1 (ja)

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2006040648A (ja) 2004-07-23 2006-02-09 Kansai Electric Power Co Inc:The レドックスフロー電池システムの運転方法
JP2006147375A (ja) * 2004-11-19 2006-06-08 Kansai Electric Power Co Inc:The レドックスフロー電池およびその運転方法
JP2016119258A (ja) * 2014-12-22 2016-06-30 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、及びレドックスフロー電池システム
JP2021102299A (ja) 2019-12-25 2021-07-15 コニカミノルタ株式会社 画像形成装置

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
JP2006040648A (ja) 2004-07-23 2006-02-09 Kansai Electric Power Co Inc:The レドックスフロー電池システムの運転方法
JP2006147375A (ja) * 2004-11-19 2006-06-08 Kansai Electric Power Co Inc:The レドックスフロー電池およびその運転方法
JP2016119258A (ja) * 2014-12-22 2016-06-30 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、及びレドックスフロー電池システム
JP2021102299A (ja) 2019-12-25 2021-07-15 コニカミノルタ株式会社 画像形成装置

Also Published As

Publication number Publication date
TW202304045A (zh) 2023-01-16
JPWO2022270107A1 (ja) 2022-12-29
US20240291006A1 (en) 2024-08-29
EP4362145A1 (en) 2024-05-01
AU2022296096A1 (en) 2024-01-04

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Price et al. A novel approach to utility-scale energy storage
EP2387092B1 (en) Redox flow battery
Cheng et al. Preliminary study of single flow zinc–nickel battery
US4797566A (en) Energy storing apparatus
US10050297B2 (en) Method and system for operating a flow battery system based on energy costs
US20070072067A1 (en) Vanadium redox battery cell stack
EP1385226A1 (en) Secondary cell and method of operating the secondary cell
JP2007330057A (ja) 二次電池付太陽光システムの充電制御方法
Chen et al. Analysis and optimization of module layout for multi-stack vanadium flow battery module
CN112805868A (zh) 金属空气电化学电池构架
JP2001292532A (ja) 電池電力貯蔵システム
Yan et al. Failure mechanism of valve-regulated lead–acid batteries under high-power cycling
JP5769071B2 (ja) レドックスフロー電池
US10483568B2 (en) Module system of redox flow battery
WO2022270107A1 (ja) レドックスフロー電池システム
JPH0534784B2 (ja)
CN111354966B (zh) 全钒液流电池系统的储能单元以及提高储能单元直流侧电压的方法
JP7088587B1 (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
JP2020178517A (ja) 蓄電池システム
JP2019161755A (ja) レドックスフロー型二次電池システム
WO2022270108A1 (ja) レドックスフロー電池システム
CN110611109A (zh) 电解液的调控方法和系统以及液流电池储能系统
JPS6286667A (ja) 電解液流通型電池システム及びその運転方法
WO2024038726A1 (ja) レドックスフロー電池システム
JPH01264178A (ja) 電解液流通型電池の自己放電防止方法

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: 22828026

Country of ref document: EP

Kind code of ref document: A1

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2023529611

Country of ref document: JP

Kind code of ref document: A

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2022296096

Country of ref document: AU

Ref document number: AU2022296096

Country of ref document: AU

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 18572433

Country of ref document: US

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2022296096

Country of ref document: AU

Date of ref document: 20220329

Kind code of ref document: A

WWE Wipo information: entry into national phase

Ref document number: 2022828026

Country of ref document: EP

NENP Non-entry into the national phase

Ref country code: DE

ENP Entry into the national phase

Ref document number: 2022828026

Country of ref document: EP

Effective date: 20240122