Login processing...

Trial ends in Request Full Access Tell Your Colleague About Jove

Chemistry

L'effetto di carica e Scarica di celle di litio ferro fosfato-grafite a diverse temperature sulla degradazione

doi: 10.3791/57501 Published: July 18, 2018

Summary

Questo articolo viene descritto l'effetto delle temperature di carica/Scarica dissimili sulla degradazione delle cellule del sacchetto al litio ferro fosfato-grafite, che mira a simulare vicino scenari casi reale. In totale, 10 combinazioni di temperatura sono studiate nell'intervallo da -20 a 30 ° C al fine di analizzare l'impatto della temperatura sulla degradazione.

Abstract

L'effetto di carica e Scarica di celle di litio ferro fosfato-grafite a diverse temperature sulla loro degradazione è valutato sistematicamente. La degradazione delle cellule è valutata usando 10 di carica e Scarica permutazioni di temperatura che vanno da-20 ° C a 30 ° C. Questo permette un'analisi dell'effetto delle temperature di scarico e della carica su invecchiamento e le loro associazioni. Un totale di 100 cicli di carica e Scarica sono stati effettuati. Ogni 25 cicli è stato eseguito un ciclo di riferimento per valutare la degradazione di capacità reversibile e irreversibile. È stato utilizzato un multi-fattore di analisi della varianza, e i risultati sperimentali sono stati montati risultati: i) una relazione quadratica tra la velocità di degradazione e la temperatura della carica, ii) una relazione lineare con la temperatura di scarico e iii) un correlazione tra la temperatura della carica e scarico. È stato trovato che la combinazione di temperatura per la ricarica a + 30 ° C e a-5 ° C di scarico hanno portato a più alto tasso di degradazione. D'altra parte, il ciclismo in una gamma di temperatura da-20 ° C a 15 ° C (con varie combinazioni di temperature di carica e Scarica), ha condotto ad una degradazione molto inferiore. Inoltre, quando la temperatura della carica è di 15 ° C, è stato trovato che il tasso di degradazione è nondependent dalla temperatura di scarico.

Introduction

Durata nel tempo è diventato uno degli argomenti cardine di interesse agli ioni di litio batterie (LIB)1,2,3 ricerca, non trascurando il costo, le prestazioni e il comportamento di sicurezza. Degrado della batteria rappresenta una sfida particolare per applicazioni di mobilità elettrica come una vita relativamente lunga è richiesto4,5,6 , rispetto ad altre applicazioni (ad esempio, alcuni anni per consumatore elettronica). Le prestazioni iniziali del LIBs (ad es., in termini di capacità e resistenza) si deteriora nel tempo a causa di elettrochimica e invecchiamento del calendario. Molti fattori (ad es., materiale dell'elettrodo, condizioni ambientali, carichi di corrente e tensione di cut-off) possono essere decisivi nella degradazione. La letteratura identifica la temperatura come uno dei principali fattori che influenzano il degrado dei materiali attivi elettrodo ed elettrodo-elettrolita lato reazioni7. Nonostante la grande quantità di pubblicazioni nella letteratura si occupa di durevolezza della batteria a temperature diverse1,8,9,10,11, 12, questi studi rappresentano solo le cellule specifiche, metodi e impostazioni utilizzate. Quindi, estrapolazione ad altre cellule non è banale, facendo un confronto quantitativo tra diversi studi molto difficili.

Si può prevedere che il ciclismo alle differenti di carica e Scarica può avere qualche influenza sul comportamento di degrado della batteria perché molti dei processi di degrado sono temperatura-dipendenti. Inoltre, in un certo numero di applicazioni, differenti di carica e Scarica le temperature rappresentano uno scenario più convincente [ad esempio, la batteria di una e-bike praticati in un ambiente a temperatura controllata (al coperto) e l'e-bike pedalato (cioè , scariche) a varie temperature (all'aperto); escursioni termiche stagionali e giornaliere sono esperti in molte applicazioni]. Tuttavia, risultati di test di invecchiamento pubblicati nella letteratura di solito studiano alla stessa temperatura per il carico e lo scarico di passaggi. Inoltre, norme13,14,15,16,17 e test metodo manuali18,19,20 utilizzare la stessa temperatura. Abbiamo trovato nell'una esempio letteratura del ciclismo a temperature diverse (ad es., 45 ° C, 65 ° C)21 per la carica e Scarica. Gli autori di questo lavoro descritto una dissolvenza più alta nella capacità al più alta temperatura di scarico, che è stato attribuito alla crescita di livello di elettrolita solido interfaccia (SEI) e litio placcatura21. La valutazione del degrado della batteria sotto rappresentante condizioni di scenari realistici è desiderabile. Regolamenti e norme future potrebbero beneficiare dei risultati presentati in questo lavoro sui test della carica e scarico alle diverse temperature22.

Come regola generale, più alte temperature test accelerano la degradazione1,11,12, che permettono di migliorare la crescita delle SEI11,23,24e promuovono variazioni in SEI 11,23. D'altra parte, bassa temperatura ciclismo risultati in improbabili sfide: crescita di dendrite e placcatura sono facilitati (diffusione lenta dello litio-ione)25,26,27,28. Al litio-metallo può reagire ulteriormente con l'elettrolito che conduce a una durata ridotta e ridotta sicurezza grado28,29.

Wang et al. 8 pubblicato che il fade in capacità seguito un rapporto di legge di potenza con il throughput di carica (temperature comprese tra 15 ° C e 60 ° C). Altri autori hanno descritto una radice quadrata del tempo rapporto con dissolvenza in capacità10,30,31,32,33,34. Questo dovrebbe per rappresentare la perdita irreversibile di capacità attribuita alla crescita di SEI30,31 dove viene consumato al litio attivo. Capacità degrado anche può avere una quota di degradazione lineare con tempo33,34,35. Infine, alcune simulazioni di fade in capacità a varie temperature sono state convalidate con i risultati sperimentali e i dati hanno mostrato una dipendenza esponenziale di degradazione e temperatura8,10.

In questo lavoro, l'effetto delle differenti temperature di carica e Scarica sul comportamento di degradazione di litio ferro fosfato (LFP) / cellule di grafite progettate per temperature sub-ambiente è descritto. Il numero di combinazioni possibili di temperatura è stato minimizzato usando un disegno dell'esperimento (DOE) metodo36; un approccio comunemente utilizzato nei processi di ottimizzazione industriale. Questo metodo è stato applicato anche da Forman et al. 37 per studiare il degrado della batteria, che fornisce l'errore di stima minima (D-ottimale). In alternativa, Muenzel et al. 38 ha sviluppato un modello di previsione più fattori vita riutilizzando dati da Omar et al. 12. i dati è stati montati, ed è stata ottenuta una matrice di degradazione.

Nel lavoro attuale, i dati ottenuti è stati montati da un raccordo di minimi quadrato non lineari (polinomio) che comprende il primo ordine interazioni tra temperature di carica e Scarica. L'analisi della varianza (ANOVA) è stata usata per valutare i coefficienti e il grado del polinomio. Il metodo aiuta a comprendere l'effetto delle temperature di carica e Scarica e loro possibili interazioni. Queste informazioni possono essere rilevanti per sostenere la creazione di futuri fit per scopo e realistici protocolli e standard.

Protocol

Nota: Il protocollo seguito in quest'opera è spiegato in dettaglio in Ruiz et al. 39. una sintesi dei punti importanti è descritto di seguito.

1. preparazione delle cellule e la formazione del sacchetto

  1. Forgia il sacchetto celle nel formato B5, avendo la dimensione di 250 x 164 mm con uno spessore di circa 4 mm, con la grafite artificiale come materiale dell'anodo, litio ferro fosfato (LFP) come materiale del catodo e un separatore in polipropilene spessore da 25 µm.
  2. Utilizzare 80 g di elettrolita: 1m LiPF6 in carbonato di carbonato: dietil etilene (2:3 w/w) contenente 1% vinylene carbonato.
    Nota: La fabbricazione di celle del sacchetto è stata effettuata in una linea pilota industriale semi-automatica che consiste dei seguenti passaggi: ho) una preparazione slurry contenente il seguente materiale: grafite per l'anodo e LFP per il catodo, un raccoglitore e conduttivo additivi in un mixer su scala di laboratorio, ii) un rivestimento di liquami su collettori di corrente (foglio di alluminio e rame della stagnola, per elettrodi catodo e anodo, rispettivamente), iii) una calandratura per una performance di elettrodo ottimizzato in termini di, ad esempio, elettrodo densità, porosità, spessore, conducibilità elettronica e impedenza, seguita da iv) l'Assemblea, elettrolita di riempimento e chiusura.
  3. Svolgere la formazione della cella. Creare un protocollo in bicicletta con il software del ciclatore batteria attenendosi alla seguente procedura.
    1. Utilizzare la funzione di Test compilazione del software ciclatore batteria. Fare clic sull'icona nuovo file (vedere la freccia blu in File supplementari 1a).
    2. Ogni riga del codice di protocollo fa riferimento a un parametro del ciclismo (ad es., tempo e cut-off tensione di riposo) (File supplementari 1b). Compilare ogni passo che necessari per eseguire una due fasi corrente costante tensione costante (CC-CV) carica a C 0,1 fino a 3,6 V, con un taglio di 10 mA di corrente e un CC di scarico a 0,1 C fino a 2.5 V. Dopo la fase di formazione, caricare la batteria in uno stato di 30% di carica (SOC). Fare clic sul pulsante Salva e specificare un nome di file.
    3. Selezionare la cella a essere pedalato cliccando sul relativo canale corrispondente (vedi freccia blu n ° 1 in 2 File supplementari). Quel canale è marcato nella colonna "Stato" come "selezionati". Quindi fare clic sul pulsante di esecuzione (vedi freccia blu n ° 2 in 2 File supplementari) nella parte superiore della barra degli strumenti.
    4. Selezionare il protocollo (vedi freccia blu n ° 1 in complementare 3 File), impostare la capacità (Ah) della cella (vedi freccia blu n ° 2 in 3 File supplementari) e assegnare una camera (vedi freccia blu n. 3 in 3 File supplementari). Definire un nome di file valido e fare clic sul pulsante start .

2. cellula Fixture prima dell'analisi elettrochimica

  1. Posizionate ogni cella nei corrispondenti supporti costituito da due placche rigide (con una larghezza e una lunghezza di 300 mm x 300 mm, rispettivamente e uno spessore di 12 mm) in policarbonato.
  2. Posizionare una termocoppia al centro di uno dei lati di ogni cella all'interno i titolari per monitorare le variazioni di temperatura superficiale.
  3. Posizionare le cellule e gli impianti all'interno di una camera a temperatura per controllare la temperatura dell'ambiente in tutto l'esperimento. Posizionare due cellule seguono un protocollo identico nella stessa camera di temperatura.
  4. Collegare le celle tramite un collegamento a 4 fili il ciclatore.

3. elettrochimica ciclismo

  1. Condizionata cella
    1. Impostare la temperatura a 25 ° C in camera climatica. Consentire almeno 12 h garantire un equilibrio termico.
    2. Eseguire tre cicli di carica/scarica utilizzando un cycler batteria.
      1. Creare un protocollo per il ciclatore batteria, 1.3.1 e 1.3.2 come segue. In questo caso, regolare la procedura di protocollo per un CC-CV ricarica a 0,1 C (dalla capacità nominale) fino a 3,7 V (fase di CV fino a 0,01 C o 1 h), quindi scarico CC a 0,1 C fino a 2,7 V. uso un 30 min di attesa dopo ogni passaggio in bicicletta.
      2. Seguire i passaggi 1.3.3 e 1.3.4 per la selezione canale e protocollo.
      3. Quando due cellule sono collocate nella stessa camera di temperatura (due cellule seguono lo stesso protocollo), è possibile selezionare due canali corrispondenti allo stesso tempo. Questo garantisce la sincronizzazione dello stato temperatura ciclismo e alloggiamento per le due celle.
    3. Eseguire un ciclo di riferimento (punto 3.2) e utilizzarlo per valutare la capacità iniziale (Ci) (tabella 1).
  2. Riferimento in bicicletta
    1. Eseguire il riferimento del ciclismo come parte del condizionamento delle cellule (punto 3.1.3) e a intervalli periodici (cioè, seguenti 25 a lungo termine invecchiamento cicli, vedi sotto).
    2. Impostare la temperatura della camera a 25 ° C, quando il test viene eseguito ad una temperatura diversa e concedere tempo sufficiente per una stabilizzazione termica (< 1 Kh-1).
    3. Eseguire due cicli di carica/Scarica CC utilizzando un cycler batteria.
      1. Creare un protocollo per il ciclatore batteria con il software, seguendo passi 1.3.1. e 1.3.2. In questo caso, regolare la procedura di protocollo per un CC carico-scarico a 0,3 C (ad es., IEC 62660-1: 2011)13. Dopo ogni passaggio in bicicletta, consentire più tempo per una stabilizzazione della temperatura (< 1 Kh-1).
      2. Seguire i passaggi 1.3.3 e 1.3.4 per la selezione canale e protocollo.
      3. Quando due cellule sono collocate nella stessa camera di temperatura (due cellule seguono lo stesso protocollo), è possibile selezionare due canali corrispondenti allo stesso tempo. Questo garantisce la sincronizzazione dello stato temperatura ciclismo e alloggiamento per le due celle.
  3. A lungo termine (invecchiamento)
    1. Eseguire 100 cicli di carica/scarica. Creare un protocollo per il ciclatore batteria con il software, seguendo i passaggi 1.3.1 e 1.3.2. In questo caso, regolare la procedura di protocollo per un CC-CV di ricarica di 1 C fino a 3,7 V (fase di CV fino a 0,1 C o 1 h) e un CC di scarico di 1 C corrente fino a 2.7 V con una temperatura costante durante la carica (Tc) e durante lo scarico (Td).
    2. Seguire i passaggi 1.3.3 e 1.3.4 per la selezione canale e protocollo.
    3. Svolgere l'invecchiamento a lungo termine alle diverse combinazioni di temperatura (10) per i 100 cicli di carica/scarica dal punto 3.3.1, della temperatura vanno da-20 ° C a 30 ° C (vedere la matrice di test nella tabella 1) sviluppato attraverso DOE D-ottimizzazione36 (un minimo errore di previsione). Impostare un tempo di riposo nel protocollo di prova di 30 min dopo ogni carica o la Scarica passo quando Tc e Td sono gli stessi (test n. 1 e 2, 3 e 4, 9 e 10, 13 e 14 e 19 e 20, tabella 1). Tuttavia, quando Tc e Td sono diversi (test n ° 11 e 12, 5 e 6, 7 e 8, 15 e 16 e 17 e 18, tabella 1), impostare un tempo di riposo fino a quando la temperatura è stabile all'interno di 1 Kh-1.
    4. Eseguire un ciclo di riferimento dopo ogni set di 25 cicli (Vedi punto 3.2).
    5. Ripetere ogni test una volta su un'altra cella fresca per valutare la sua ripetibilità.
  4. Tasso di degradazione
    1. Valutare la degradazione [capacità ritenzione (CR)] cella utilizzando: i) l'ultimo ciclo di riferimento e il primo ciclo, CRref di riferimento (Vedi punto 3.2) e ii) la conservazione a lungo termine di capacità di confronto con il primo ciclo, CR a lungo termine (Vedi punto 3.3) e le seguenti equazioni (1 e 2):
      (1)Equation 1
      (2)Equation 2
      1. Utilizzare il ciclatore batteria software Client per accedere ai dati in bicicletta. In primo luogo, selezionare il modello per la visualizzazione (file aperto in complementare 4 File) e selezionare il nome del file definito nel passaggio 3.1.2 o 3.2.3 ove opportuno.
        Nota: Complementare File 5 Mostra un esempio di dati in bicicletta, con il mantenimento di capacità in funzione del numero di cicli (5 File supplementari, grafico in alto) e la variazione di potenziale e la corrente e la temperatura in funzione della tempo (5 File supplementari, grafico in basso). Equazioni (1) e (2) può essere determinata direttamente dai terreni utilizzando le funzionalità del software.
    2. Le tariffe di degradazione in forma (DR) utilizzando CRref e il totale numero di cicli (cioè, i cicli di riferimento e cicli a lungo termine), supponendo che il DR dipende dalla carica Tc e scarico Td temperature fino al termine quadratico e interazione tra quelle temperature come segue nell'equazione (3):
      (3)Equation 3
      Nota: Ai parametri e loro significato statistico sono determinati da un raccordo di minimi quadrati e un'ANOVA, supponendo che l'incertezza di misura (err) con una varianza σ segue una distribuzione normale. Quest'ultimo dovrebbe essere confermato dalla distribuzione del residuo della fit.
      1. Per questo scopo, è necessario utilizzare un software con la funzione 'Fit modello'. Selezionare l'opzione Stepwise (freccia blu n ° 1 in 6 File supplementari) e scegliere la funzione Max K-Fold RSquare (freccia blu n ° 2 in 6 File supplementari) e fare clic su Vai. Questo divide il set di dati a un sottoinsieme di una formazione equivalente e il montaggio è fatto su ogni sottoinsieme separatamente. Selezionare il miglior valore complessivo di RSquare per evitare l'overfitting.
      2. Fare clic su marca modello. 7 File supplementari vengono illustrati i risultati del raccordo. Calcola anche il significato (PValue) di ciascun parametro (unio). Nella tabella "Riepilogo" effetto", eliminare i parametri meno significativi. In questo caso, un4 (la dipendenza quadratica della temperatura di compressione) è stato indicato come non significativo. Di conseguenza, è stato rimosso da un'ulteriore analisi. Complementare File 8 Mostra la misura finale con i dati effettivi.

4. post-mortem analisi

  1. Smontare le cellule. Eseguire questo passaggio all'interno di un vano portaoggetti (< 5 ppm di O2 e H2O) per evitare la contaminazione nell'aria. Tagliare le cellule di sacchetto con le forbici in ceramica. Tagliare piccole parti degli elettrodi anodo e catodo (5 x 5 mm) e montarli su microscopio elettronico a scansione (SEM) esempio stub.
  2. Evitare la contaminazione inserendo il portacampioni di SEM in un contenitore sigillato e trasferirlo direttamente la camera del campione SEM attraverso, ad esempio, l'uso di un guanto sacchetto attaccato all'ingresso della camera che è riempita di gas inerte.
    1. Al fine di ridurre l'esposizione all'aria, mantenere una pressione di gas inerte nel sacchetto guanto.
  3. Per esaminare approfondita la morfologia degli elettrodi prima e dopo escursioni in bicicletta, eseguire imaging SEM utilizzando due rivelatori per gli elettroni secondari: un rivelatore di in-lente e un rivelatore standard secondaria dell'elettrone. Uso come accelerando la tensione per il rivelatore in-lente e il rivelatore di elettroni secondari 1 kV e 15 kV, rispettivamente.
  4. Per ogni campione, caratterizzare almeno cinque diverse location della superficie del campione di avere rappresentanza micrografi di SEM e di identificare potenziali disomogeneità della superficie. Per ogni posizione, eseguire formazione immagine SEM presso i seguenti ingrandimenti: 1 kX, kX 3, 5 kX, kX 10, 20 kX, kX 50, 75 kX, kX 100, kX 150 e 200 kX.
  5. Analizzare la composizione chimica di ogni elettrodo utilizzando uno spettrometro Energy Dispersive x-ray (EDX), con un rilevatore SDD-80mm2 (SDD).
    1. Utilizzare una tensione di accelerazione di 15 kV e una distanza di 13 mm per eseguire l'analisi elementare utilizzando immagini di elettroni secondari.
    2. Selezionare per ogni materiale almeno cinque diverse località sulla superficie del campione e analizzare un minimo di 5 punti per generare gli spettri.
    3. Utilizzare diversi livelli di ingrandimento, che vanno da 2 kX a 25 kX, per eseguire un'analisi semi-quantitativa e anche per meglio indirizzare specifiche particelle o modifiche strutturali. Di conseguenza, per ogni campione, è possibile raccogliere un minimo di 25 spettri EDX per studiare la composizione elementare.
    4. Prima di iniziare l'analisi chimica su un determinato luogo di un esemplare, usano il rame per la taratura spettrale. Infine, valori medi misurati in vari punti di ciascun campione, per quanto riguarda la mappatura di EDX, utilizzano 2 h di tempo di acquisizione.

Representative Results

Sacchetto celle (range di tensione operativa tra 2,50-3.70 V) di una capacità nominale di 6 Ah sono state utilizzate per questo studio. I risultati ottenuti dalla loro caratterizzazione elettrochimica sono divisi in tre sezioni: i) Ciclismo presso la stessa carica e scarico temperature (punto 1.1), ii) bicicletta a diverse temperature di Scarica (e stessa temperatura della carica) (passo 1.2) e iii) in bicicletta a diverse temperature di ricarica (e stessa temperatura di scarico) (punto 1.3).

La capacità ritenzione vs il numero totale di ciclo quando Tc = Td viene visualizzato in Figura 1un. Un divario può essere osservato dopo ogni 25 cicli (per 4 cicli) corrispondente al ciclismo test di riferimento. Un'osservazione supplementare basata sul grafico di è il comportamento abbastanza raro a Tc = Td -20 ° c condizioni di prova. Dopo ogni blocco di 25 cicli, non c'è un drastico decadimento della capacità e quindi un riposo durante il riferimento in bicicletta (fatto a 25 ° C). Per le altre combinazioni di temperatura visualizzate nel grafico, decadimento della capacità è osservato. Questo è più pronunciato per le (30 ° C, 30 ° C) combinazione. Allo stesso modo, fare riferimento a ciclismo colpisce la tendenza di degradazione delle prove a lungo termine. Il CR gocce 0.5 - 1.0% dopo il test del ciclo di riferimento è > 12 ° C e aumenta leggermente quando il ciclismo è < 12 ° C.

Nel complesso, il CRa lungo termine segue l'ordine (valore medio per le prove di duplicati) da più a meno dannosi rispetto le prestazioni di partenza della cella: 86% (30 ° C, 30 ° C), 90% (-20 ° C, -20 ° C), 96% (12 ° C, 12 ° C), 97% (5 ° C, 5 ° C) , 100% (-5 ° C, -5 ° C). Quando il test del ciclo di riferimento è considerato, la degradazione segue l'ordine: 86% (30 ° C, 30 ° C), 94-95% (5 ° C, 5 ° C), (12 ° C, 12 ° C) e (-5 ° C,-5 ° C) e 96,5% (-20 ° C, -20 ° C) (tabella 1).

Figura 1 b Visualizza invecchiamento in termini di ritenzione di capacità (%) contro la temperatura del ciclismo per tutti i campioni valutati quando Tc = Td. Entrambi il riferimento in bicicletta e l'invecchiamento a lungo termine vengono visualizzati e montati su un'equazione polinomiale di secondo grado secondo l'equazione (3). Il risultato corrispondente il CRa lungo termine per (-20 ° C,-20 ° C) è stata scartata dal raccordo a causa del comportamento osservato peculiare, che chiaramente non seguono la tendenza.

Figura 2 una Mostra i profili di scarico durante il ciclismo a lungo termine. Un basso tasso di C [0,3 C (riferimento in bicicletta) rispetto a 1 C (ciclismo a lungo termine)] e temperatura elevata [25 ° C (riferimento in bicicletta) rispetto ai-5 ° C (ciclismo a lungo termine)], extra caratteristiche appaiono nella curva di scarico (Figura 2b ), con tre altipiani che vanno V 3.15-3.30. Quando il ciclismo si evolve, c'è una mossa degli altipiani a bassa capacità e una piccola modifica la tensione del potenziale altipiani.

Figura 3 una Mostra l'evoluzione di capacità con escursioni in bicicletta per le cellule n. 17 e 18 e n. 19 e 20, dove Tc = 30 ° C e Td =-5 ° C e 30 ° C, rispettivamente. I dati per i test duplicati vengono presentati con l'intenzione di dimostrare la ripetibilità. Un comportamento simile è stato osservato per i duplicati, così in seguito, verrà visualizzato un solo test risultato e i valori di CR si riferiscono al valore medio. A lungo termine in bicicletta rende la capacità della cella per ridurre per le combinazioni di due temperature, con una maggiore degradazione a (30 ° C, 30 ° C) rispetto ai (30 ° C,-5 ° C), 86% rispetto al 90% (tabella 1). La tendenza opposta è trovata quando il confronto tra il riferimento cicli [cellule n. 19 e 20 (30 ° C, 30 ° C al 86% e cellule n ° 17) e 18 (30 ° C, -5 ° C) al 82%, tabella 1]. Alla fine del ciclismo, alcuni dossi apparso su cellule n. 17 e 18. Una valutazione post mortem di campioni raccolti dalla cella n. 17 è stata effettuata per comprendere la natura di quelle protuberanze. I risultati sono mostrati e discussi nei risultati. Deve essere notato che urti sviluppata nel corso del tempo ed erano visibili anche in diverse altre cellule testate alle varie combinazioni di temperatura (non mostrati qui).

Figura 3 b vengono visualizzati i risultati corrispondenti alle celle n. 3 e n. 5, con la stessa Tc =-5 ° C e un diverso Td =-5 ° C e 30 ° C, rispettivamente. Dopo 100 cicli, il mantenimento di capacità (100% e 91%, rispettivamente) è superiore a (-5 ° C,-5 ° C) rispetto a (-5 ° C, 30 ° C). Test eseguiti quando vengono utilizzati la stessa Tc e diversi Td vengono visualizzati in Figura 3c [cellule n ° 11 (12 ° C, -10 ° C) e n. 13 (12 ° C, 12 ° C)]. Dopo 100 cicli, il mantenimento di capacità Mostra quasi nessuna degradazione per la prima cella e 96% per il secondo.

Quando vengono utilizzati la stessa Td (30 ° C) e diversi Tc (-5 ° C e 30 ° C), la capacità viene illustrato il comportamento visualizzato nella Figura 4un (cellule n ° 5 e n. 19). Dopo 100 cicli, il mantenimento della capacità è maggiore per le celle pedalate a diverse temperature (circa il 91%) che nel caso di cellule pedalate alla stessa temperatura (86% circa) (Tabella 1).

Una valutazione a lungo termine a Td =-5 ° C e Tc = 30 ° C e -5 ° C, rispettivamente (cellule n ° 3 e n. 17) è presentato in Figura 4b. Presso la stessa Td, Tc = 30 ° C è più dannoso di Tc =-5 ° C, come accennato in precedenza. Il mantenimento della capacità dopo 100 cicli è vicino a 100% per il ciclismo a (-5 ° C,-5 ° C) e 90% per il ciclismo a (30 ° C,-5 ° C) (tabella 1).

Infine, le prestazioni quando Td =-20 ° C viene visualizzato in Figura 4c (cellule n. 1, n ° 7 e n ° 15 con Tc =-20 ° C, 0 ° C e 15 ° C, rispettivamente). I dati quando si pedala a (-20 ° C,-20 ° C) è stato spiegato in precedenza. Un risultato piuttosto simile si verifica in questa figura, ma a un grado inferiore. Questo effetto inoltre è stato rilevato dagli altri40. Il mantenimento nella gamma di capienza è 90-102% relativo a CRa lungo termine e ∼96% rispetto alla CRref.

Un esame visivo della cella n. 17 (Tc = 30 ° C, Td =-5 ° C) ha mostrato significativamente grande bump parti (le frecce bianche in figure 5a e 5b). Inoltre, una zona della struttura increspata nella parte inferiore del sacchetto e grafite elettrodi è stata osservata (il cerchio rosso, figure 5a e 5b). Questa cella ha presentato il più alto tasso di degradazione e la ritenzione minima capacità rispetto al CRref (tabella 1).

Campioni dagli elettrodi, anodo e catodo sono state raccolte in 3 aree separate; l'urto, l'increspata e le zone centrali (quest'ultime con nessuna imperfezioni visibili). Cellule fresche (dopo formazione) sono state anche aperte e studiate per scopi di confronto.

Figura 6 Mostra immagini di SEM dei materiali raccolti anodo. Dalla figura, è evidente che le differenti caratteristiche morfologiche sono distinguibili.

Figure 1
Figura 1 . Capacità ritenzioni. (un) questo pannello mostra la capacit di ritenzione dopo 100 cicli allo stesso caricamento e scaricano di temperature. (b) questo pannello mostra il mantenimento di capacità (rispetto al riferimento e invecchiamento a lungo termine in bicicletta) vs temperatura. Test di cella: n ° 1 (-20 ° C, -20 ° C), n. 3 (-5 ° C, -5 ° C), Nr. 9 (5 ° C, 5 ° C), n. 13 (12 ° C, 12 ° C) e n. 19 (30 ° C, 30 ° C). Questa figura è stata modificata da Ruiz et al. 39. Clicca qui per visualizzare una versione più grande di questa figura.

Figure 2
Nella figura 2. Profili per le celle di scarico: No. 17 (30 ° C, -5 ° C). (un) questo pannello mostra il ciclismo a lungo termine con (un C-tasso di 1C) e una temperatura di-5 ° C. (b) questo pannello mostra il riferimento in bicicletta con (un C-tasso di 0,3 C) e una temperatura di 25 ° C. Questa figura è stata modificata da Ruiz et al. 39. Clicca qui per visualizzare una versione più grande di questa figura.

Figure 3
Nella figura 3. Conservazione di capacità per le celle con lo stesso TC e diversi Td. Questi pannelli mostrano le ritenzioni di capacità e l'effetto di diverse temperature di scarico delle cellule (un) n. 17 e 18 (30 ° C, -5 ° C) e n. 19 e 20 (30 ° C, 30 ° C), (b), n. 3 (-5 ° C, -5 ° C) e n ° 5 (-5 ° C, 30 ° C) e (c) n ° 11 (12 ° C, -10 ° C) e n. 13 (12 ° C, 12 ° C). Questa figura è stata modificata da Ruiz et al. 39. Clicca qui per visualizzare una versione più grande di questa figura.

Figure 4
Nella figura 4. Conservazione di capacità per le celle con diverse TC e lo stesso TD . Questi pannelli mostrano le ritenzioni di capacità e l'effetto diverse temperature di carica delle cellule (un) n ° 5 (-5 ° C, 30 ° C) e n ° 19 (30 ° C, 30 ° C), (b) n ° 3 (-5 ° C, -5 ° C) e n. 17 (30 ° C, -5 ° C) e (c) n ° 1 (-20 ° C Da-20 ° C), n ° 7 (0 ° C, -20 ° C) e n. 15 (15 ° C, -20 ° C). Questa figura è stata modificata da Ruiz et al. 39. Clicca qui per visualizzare una versione più grande di questa figura.

Figure 5
Nella figura 5. Valutazioni post-mortem per cellulare n. 17. Questi pannelli mostrano (un) una cella sacchetto dopo 100 cicli e (b) un anodo elettrodo dopo la apertura/raccolta. Le frecce bianche indicano urti test e il cerchio rosso indica una zona di ripple. Entrambe le funzionalità sono state generate durante i test elettrochimico. Le dimensioni esterne della cella sacchetto sono 250 x 164 mm. Questa figura è stata modificata da Ruiz et al. 39. Clicca qui per visualizzare una versione più grande di questa figura.

Figure 6
Nella figura 6. Formazione immagine di SEM. Questi pannelli mostrano SEM di imaging ad alti e bassi ingrandimenti per (un) un anodo fresco (cella n. 17) presso la zona di urto (b) e (c) la zona centrale e per la zona (d) l'anodo raccolto (cella n. 17) presso il bump (e) e (f ) zona centrale. I pannelli successivi Visualizza gli elettroni secondari SEM imaging per (g) un fresco e per l'anodo raccolto da cellulare n. 17 a zona di urto (h) e (mi) zona centrale (inserire: indica un mapping con EDX Cu-ricco nanoparticelle). Questa figura è stata modificata da Ruiz et al. 39. Clicca qui per visualizzare una versione più grande di questa figura.

Figure 7
Figura 7 . Superficie montata [EQ. (4)] e sperimentalmente calcolato i tassi di degradazione (puntini) nello spazio di carica/Scarica temperatura dai cicli di riferimento (R2 = 0,92). n = numero di cicli. Rosso indica un minor tasso di degradazione e blu un più alto tasso di degradazione. Questa figura è stata modificata da Ruiz et al. 39. Clicca qui per visualizzare una versione più grande di questa figura.

Cella di prova No TC / ° C TD / ° C ΔT / ° C C1 /Ah CRa lungo termine (%) Cho /Ah R@1000Hz/ Ohm CRref (%) DR (Ah n-1) / Ah
1 -20 -20 0 3.00 89,86 5.60 0.90 96,45 -0.00208
2 -20 -20 0 3.00 90.21 5,61 0.93 96.46 -0.00208
3 -5 -5 0 4,52 98.10 5.62 0.93 94.44 -0.00349
4 -5 -5 0 4,51 102.00 5,72 1.00 96.40 -0.00235
5 -5 30 35 5,26 91.66 5,74 0.91 88.95* -0.00627
6 -5 30 35 5.29 90,82 5,72 0,82 89.14* -0.00642
7 0 -20 20 3,03 101.54 5.62 0.85 96.42 -0.00219
8 0 -20 20 3.04 99.00 5,65 0.93 96,22 -0.00223
9 5 5 0 5,33 97.27 5,67 0.93 94.08 -0.00239
10 5 5 0 5,35 97.00 5,64 0.84 94.31 -0.00233
11 12 -10 22 4,02 100.36 5.49 0.92 91.83 -0.00335
12 12 -10 22 4,03 99.30 5,51 0.90 90.41 -0.00379
13 12 12 0 5,53 95.47 5,65 0.90 94,51 -0.00331
14 12 12 0 5,51 96,09 5,64 0.88 94.90 -0.00299
15 15 -20 35 3,03 102.21 5,77 0.94 95.68* -0.00379
16 15 -20 35 3.01 102.11 5,72 0.95 95.60* -0.00406
17 30 -5 35 4,61 90.80 5,55 0.92 81,85 -0.00994
18 30 -5 35 4,62 90.00 5.60 0.95 81.20 -0.01027
19 30 30 0 5.50 85.50 5,61 0.92 85.42 -0.00794
20 30 30 0 5,48 86.00 5,57 0.90 86.09 -0.00766
* dopo 95 cicli, zona grigia indica i protocolli di test dove Tc = Td

Tabella 1. Nominale e parametri calcolati per le celle testato a varie combinazioni di temperatura. [Tc/ ° c: temperatura di carica, Td/ ° c: temperatura di scarico, ΔT/ ° c: | Td - Tc |, C1/Ah: primo ciclo capacità di invecchiamento a lungo termine, CRa lungo termine (%): conservazione di capacità rispetto al primo ciclo, Cho/Ah: capacità calcolata da iniziale il fare riferimento a ciclo, CRref (%): conservazione di capacità rispetto al primo ciclo di riferimento, DR (Ah n-1) / Ah: tasso di degradazione calcolati dal ciclo di riferimento dopo 100 cicli (tendenza lineare assunta), n = numero di cicli.]

Supplementary Files
File supplementari. Screenshot per l'utilizzo del software. Per favore clicca qui per scaricare questo file.

Discussion

Il comportamento per il ciclismo (-20 ° c,-20 ° C) (Figura 1a) può essere attribuito a (i) restrizioni cinetiche durante la carica (una diffusione di ioni ridotta, una resistenza al trasferimento di carica indigenti all'interfaccia di elettrodo/elettrolita41, un ridotta conduttività ionica, un squilibrio di carica, ecc.) e/o (ii) al litio placcatura quando carica a basse temperature può diffondere rapidamente quando in bicicletta alle alte temperature42. Quando la temperatura è a 25 ° C, è aumentata la diffusione di ioni e c'è un equilibrio dello stato sbilanciato. Ciò porterebbe ad un recupero di capacità. Un simile comportamento non è stato trovato nella letteratura. Per il tipo di cellule sotto inchiesta, questa combinazione di temperatura non è raccomandata per una pedalata continua a causa di deperimento veloce capacità, anche se c'è qualche parziale recupero della capacità dopo un certo tempo di recupero a temperatura ambiente.

D'altra parte, cellule pedalate (12 ° c, 30 ° C) indesiderabilmente hanno risentite l'interruzione del ciclo la valutazione di riferimento (ciò indubbiamente prolunga il tempo di prova generale) (Figura 1a). Questi campioni hanno sofferto dal degrado fin dall'inizio del ciclismo e potrebbero essere più suscettibili di ulteriore degrado quando confrontandoli con i campioni in bici a < 12 ° C.

L'invecchiamento a lungo termine con Tc = Td ha mostrato un vicino alla seconda relazione polinomiale di ordine tra il mantenimento della capacità e la temperatura di prova (per la gamma di-5 ° C a 30 ° C, Figura 1b). Omar et al. 12 ha mostrato un comportamento simile (nel campo di temperatura da-18 ° C a 40 ° C). Il valore a (-20 ° C,-20 ° C) non è stato tenuto conto come il suo comportamento è drasticamente diverso dalla tendenza generale. Dalle misure di capacità del CRref, risulta che in bicicletta nell'intervallo da-20 ° C a 15 ° C infligge il piccolo degrado (Figura 1b). Il diverso comportamento dimostrato da CRref e CRa lungo termine può essere spiegato come sono calcolati su test eseguiti a diverse temperature e diverse tariffe di C. Pertanto, essi sono sensibili a diversi processi: irreversibile invecchiamento (le conseguenze del degrado sono perpetual)12,43 e invecchiamento reversibile [la conseguenza di invecchiamento può essere ripristinato (ad es., esteso il resto volte)]. Può essere considerato che, da un lato, CRref è sensibile alla degradazione irreversibile e, d'altra parte, CRa lungo termine è sensibile alla degradazione sia reversibile e irreversibile.

Profili di scarico durante la prova a lungo termine rimangono comparabili (Figura 2a); la differenza principale è > 3 Ah (un calo della capacità di scarico)8. Per il riferimento in bicicletta (Figura 2b), i tre altipiani possono essere osservati nella gamma V 3.15-3.30, corrispondente alla differenza di tensione tra il catodo (3,43 V corrispondente alla redox coppia Fe3 +/Fe2 +)44 e le fasi di intercalazione del anodo45,46. Quando va in bicicletta, c'è uno spostamento per abbassare i valori di portata, a causa del consumo di litio cyclable, o di un degrado del materiale a causa di invecchiamento47.

Quando si pedala a un dato Tc, è stato trovato che la stabilità a lungo termine è superiore a un' inferiore Td. Ciò è coerente con la tendenza generale che temperature più elevate portano ad una maggiore degradazione. Ciò è stata osservata per le tre coppie di combinazioni valutata e visualizzata in figure 3a - 3C. Così, in bicicletta a Td = 30 ° C conduce a una maggiore degradazione rispetto a Td =-5 ° C, Tc , essendo lo stesso. Allo stesso modo, Td = 12 ° C è più esigente di Td =-10 ° C quando Tc è la stessa (12 ° C).

In alcune circostanze, la tendenza di degradazione trovato per il riferimento in bicicletta è opposta a quella indicata per il ciclismo a lungo termine. Questo è il caso per (30 ° C,-5 ° C) vs (30 ° C, 30 ° C) e (12 ° C,-10 ° C) vs (12 ° C, 12 ° C) in bicicletta. La valutazione del ciclo di riferimento Mostra solo il degrado irreversibile, considerando che l'invecchiamento a lungo termine è influenzato da effetti irreversibili sia reversibili. Inoltre, 1C in bicicletta conduce a gocce ohmici maggiore (superiore a temperature più basse). Se il comportamento delle cellule testato a (30 ° C,-5 ° C) è confrontato alle cellule testate a (-5 ° C, 30 ° C), si può concludere che, in entrambi i casi, c'è una degradazione comparabile [CRa lungo termine circa il 90% (tabella 1)]. Tuttavia, il CRref dimostra una degradazione inferiore a (-5 ° C, 30 ° C). In queste condizioni (cioè, un determinato Td), una più alta Tc significa maggiore degradazione, come dimostrato da figure 4a e 4b. TC = 30 ° C in bicicletta si riduce le cellule in più rispetto al Tc =-5 ° C (quando Td è lo stesso). Ciò è coerente con l'interpretazione dei dati per le altre condizioni di ciclismo discussi in precedenza.

In sintesi, si può concludere che in bicicletta a (-5 ° C,-5 ° C), (0 ° C,-20 ° C), (5 ° C, 5 ° C), (12 ° C, -10 ° C) e (15 ° C,-20 ° C) oltre 100 cicli hanno portato a quasi nessuna degradazione. I campioni testati a Td =-20 ° C ha dimostrato di essere stabile (recupero della capacità a + 25 ° C, Figura 4c), rendendo questi campioni adatti per applicazioni con temperature sub-camera. Questo recupero di capacità è meno impressionante quando si aumenta la Tc. Il comportamento mostrato da questo set di campioni indica che c'è una grande componente di degradazione reversibile a basse temperature (componente cinetica).

La condizione iniziale della superficie del materiale dell'anodo (grafite) è in genere liscio (figure 6a e 6D). Dopo escursioni in bicicletta, si irruvidisce la superficie, osservata anche da altri48. Il cambiamento nella morfologia è più evidente nella zona urtata (figure6b e 6e) rispetto alla parte centrale dell'elettrodo (figure 6C e 6f). Maggiore è l'ingrandimento, particelle emisferiche sono visibili nella zona urtata (Figura 6e). Queste strutture hanno un diametro medio di 35 fino a 175 nm e sono stati osservati anche da altri49,50,51. In questi studi, sono stati assegnati per la placcatura di granulare metallico Li particelle49,50 su cui lo strato SEI cresce50. Una spiegazione possibile per questa platting può essere assegnata a: (i) un certo grado di sovraccarico come descritto da Lu et al. 49 (10% overlithiation) o (ii) compressione non omogeneo sugli elettrodi come studiato da Bach et al. 52.

L'elettrone secondario SEM raffigura particelle luminose, distribuite in un anodo ciclato (Figura 6i). Queste particelle sono meno visibili nella zona increspata (dati supplementari, FiguraS1) e non sono visibili nella zona di urto (Figura 6 h). Le indagini EDX identificato queste particelle come Cu metallico (vedere Inserire nella Figura 6io e dati supplementari in Figura S2). È possibile che il Cu (collettore di corrente) si dissolve e precipita sull'elettrodo (ad es., alla corrosione collettore corrente accade dovuto la reattività con l'elettrolita e quando il potenziale dell'anodo è troppo positivo vs Li/Li+) 28. nella zona urtata, tracce di Cu con una concentrazione di sopra del segnale di fondo sono stati anche abserved. È possibile ipotizzare che per qualche motivo, le condizioni in quella zona non favorisce la precipitazione di Cu. Infine, tracce di Fe inoltre sono state misurate. Questo può essere attribuito alla dissoluzione del ferro dal materiale del catodo (LiFePO4), come identificato da altri48,53,54. LiPF6 base di elettroliti (HF tracce)55, una valutazione del catodo ciclato ha mostrato senza alterazioni rispetto al materiale fresco (materiale supplementare, Figura S3). Ulteriori esperimenti sono in corso al fine di caratterizzare ulteriormente questi materiali catodici.

I tassi di degradazione (DRs) dalla tabella 1 calcolati da CRref sono stati tracciati vs test temperature (carica e Scarica), poi montate dal metodo dei minimi quadrati (2D). Figura 7 Visualizza il superficie-raccordo generato, dove i puntini sono misurati DRs. Il dataset è stato diviso nei DataSet di apprendimento e di verifica per il montaggio. Una funzione polinomiale è stato selezionato (best R2). Le condizioni di rosso rappresenta con inferiore DRs e il blu rappresenta le condizioni con maggiore DRs. L'equazione del modello risultante è:

(4)Equation 4Equation 5

La significatività statistica dei coefficienti polinomiali, confermato mediante ANOVA, conduce ad una relazione quadratica di DR con Tc e una relazione lineare con il Td.

Altre osservazioni che possono essere utili se è necessario selezionare le applicazioni adatte: quando Tc è intorno a15 ° C, DR non è-dipendente del Td; Quando Tc < 15 ° C, una maggiore degradazione accade a un superiore Td; Quando Tc > 15 ° C, un degrado inferiore a una superiore Td; il più basso DR corrisponde a (Tc =-7 ° C, Td =-20 ° C); il più alto DR corrisponde a (Tc = 30 ° C, Td =-20 ° C) o (Tc =-20 ° C, Td = 30 ° C).

I risultati presentati in questo lavoro possono essere di importanza per la progettazione delle future norme e regolamenti al fine di rappresentare gli scenari più realistici. Ulteriori esperimenti utilizzando altri processi chimici sono necessari per verificare la validità di queste conclusioni al fine di trovare un intervallo operativo ottimale a seconda dell'applicazione. Lavoro aggiuntivo valuterà gli effetti dell'invecchiamento del calendario.

Disclosures

Gli autori Matteo Destro e Daniela Fontana sono dipendenti di Lithops S.r.l che produce le celle delle batterie utilizzate in questo articolo. Gli altri autori non hanno nulla a rivelare.

Acknowledgments

Gli autori ringraziano Marc Steen e Lois Brett per il loro eccellente sostegno rivedere questo manoscritto.

Materials

Name Company Catalog Number Comments
artificial graphite  IMERYS D50 about 6 µm. Catalog number cannot be disclosed for propietary reasons
lithium iron phosphate BASF D50 about 11 µm. Catalog number cannot be disclosed for propietary reasons
Cu foil    Schlenk 16 µm thickness. Catalog number cannot be disclosed for propietary reasons 
Al foil Showa Denko 20 µm thickness. Catalog number cannot be disclosed for propietary reasons 
separator  Celgard separator. Catalog number cannot be disclosed for propietary reasons
Maccor cycler Maccor Maccor Series 4000  Battery cycler
BIA chamber BIA BIA MTH 4.46  environmental temperature chambers
SEM Carl Zeiss, Germany ZEISS SUPRA 50 Scanning Electron Microscope
EDAX Oxford Instruments, UK  Oxford X-MaxN 80  Energy Dispersive X-ray spectrometer
SDD Oxford Instruments, UK AZtec software Drift detector 

DOWNLOAD MATERIALS LIST

References

  1. Conte, M., et al. Ageing testing procedures on lithium batteries in an international collaboration context. 25th World Battery, Hybrid and Fuel Cell Electric Vehicle Symposium & Exhibition. November 5 - 8, 2010 (2010).
  2. Barré, A., et al. A review on lithium-ion battery ageing mechanisms and estimations for automotive applications. Journal of Power Sources. 241, 680-689 (2013).
  3. Danzer, M., Liebau, V., Maglia, F. Aging of Lithium-ion Batteries for Electric Vehicles. Woodhead Publishing. Amsterdam, The Netherlands. (2015).
  4. International Energy Agency (IEA). Technology Roadmap. Electric and Plug-in Hybrid Electric Vehicles. Economic Co-operation and Development Publishing. Paris, France. (2011).
  5. Battery R&D Roadmap 2030. Battery Technology for Vehicle Applications. Eurobat E-Mobility. Available from: http://www.eurobat.org/sites/default/files/eurobat_emobility_roadmap_lores_2.pdf (2015).
  6. SET Plan Secretariat. European Commission. Issues Paper No. 7 "Become competitive in the global battery sector to drive e-mobility forward". Available from: http://setis.ec.europa.eu/system/files/integrated_set-plan/action7_issues_paper.pdf (2016).
  7. Shi, W., et al. Analysis of thermal aging paths for large-format LiFePO4/graphite battery. Electrochimica Acta. 196, 13-23 (2016).
  8. Wang, J., et al. Cycle-life model for graphite-LiFePO4 cells. Journal of Power Sources. 196, (8), 3942-3948 (2011).
  9. Steffke, K., Inguva, S., Van Cleve, D., Knockeart, J. SAE J1548: accelerated life test methodology for Li-ion batteries in automotive applications. SAE 2013 World Congress & Exhibition. Detroit, MI (April 16 - 18, 2013) (2013).
  10. Ecker, M., et al. Development of a lifetime prediction model for lithium-ion batteries based on extended accelerated aging test data. Journal of Power Sources. 215, 248-257 (2012).
  11. Ramadass, P., Haran, B., White, R., Popov, B. N. Capacity fade of Sony 18650 cells cycled at elevated temperatures: Part I. Cycling performance. Journal of Power Sources. 112, (2), 606-613 (2002).
  12. Omar, N., et al. Lithium iron phosphate based battery - Assessment of the aging parameters and development of cycle life model. Applied Energy. 113, 1575-1585 (2014).
  13. International Electrotechnical Commission. Secondary lithium-ion cells for the propulsion of electric road vehicles - Part 1: performance testing. Geneva, Switzerland. IEC 62660-1 (2011).
  14. International Organization for Standardization. Electrically propelled road vehicles - Test specification for lithium-ion traction battery packs and systems - Part 1: high-power applications. Geneva, Switzerland. ISO 12405-1 (2011).
  15. International Organization for Standardization. Electrically propelled road vehicles - Test specification for lithium-ion traction battery packs and systems - Part 2: high-energy applications. Geneva, Switzerland. ISO 12405-2 (2012).
  16. The Engineering Society for Advancing Mobility Land Sea Air and Space International. Life Cycle Testing of Electric Vehicle Battery Modules. Warrendale, PA. SAE J2288 (2008).
  17. The Engineering Society for Advancing Mobility Land Sea Air and Space International. Recommended Practice for Performance Rating of Electric Vehicle Battery Modules. Warrendale, PA. SAE J1798 (2008).
  18. Idaho National Laboratory. Battery Calendar Life Estimator Manual: Modeling and Simulation. Idaho Falls, ID. INL-EXT-08-15136. Rev 1 (2012).
  19. Idaho National Laboratory. Battery Technology Life Verification Test Manual Revision 1. Idaho Falls, ID. INL-EXT-12-27920 (2012).
  20. United States Advanced Battery Consortium LLC. USABC Electric Vehicle Battery Test Procedures Manual Revision 2. Southfield, MI. (1996).
  21. Jalkanen, K., et al. Cycle aging of commercial NMC/graphite pouch cells at different temperatures. Applied Energy. 154, 160-172 (2015).
  22. Ruiz, V., et al. A review of international abuse testing standards and regulations for lithium ion batteries in electric and hybrid electric vehicles. Renewable and Sustainable Energy Reviews. 81, Part I 1427-1452 (2017).
  23. Inaba, M., Tomiyasu, H., Tasaka, A., Jeong, S. -K., Ogumi, Z. Atomic force microscopy study on the stability of a surface film formed on a graphite negative electrode at elevated temperatures. Langmuir. 20, (4), 1348-1355 (2004).
  24. Richard, M. N., Dahn, J. R. Accelerating rate calorimetry study on the thermal stability of lithium intercalated graphite in electrolyte. I. Experimental. Journal of the Electrochemical Society. 146, (6), 2068-2077 (1999).
  25. Broussely, M., et al. Main aging mechanisms in Li ion batteries. Journal of Power Sources. 146, (1-2), 90-96 (2005).
  26. Burns, J. C., Stevens, D. A., Dahn, J. R. In-situ detection of lithium plating using high precision coulometry. Journal of the Electrochemical Society. 162, (6), 959-964 (2015).
  27. Fleischhammer, M., Waldmann, T., Bisle, G., Hogg, B. -I., Wohlfahrt-Mehrens, M. Interaction of cyclic ageing at high-rate and low temperatures and safety in lithium-ion batteries. Journal of Power Sources. 274, 432-439 (2015).
  28. Vetter, J., et al. Ageing mechanisms in lithium-ion batteries. Journal of Power Sources. 147, (1), 269-281 (2005).
  29. Arora, P., White, R. E., Doyle, M. Capacity fade mechanisms and side reactions in lithium-ion batteries. Journal of the Electrochemical Society. 145, (10), 3647-3667 (1998).
  30. Spotnitz, R., Franklin, J. Abuse behavior of high-power, lithium-ion cells. Journal of Power Sources. 113, (1), 81-100 (2003).
  31. Broussely, M., et al. Aging mechanism in Li ion cells and calendar life predictions. Journal of Power Sources. 97-98, 13-21 (2001).
  32. Niikuni, T., Koshika, K., Kawai, T. Evaluation of the influence of JC08-based cycle stress on batteries in plug-in hybrid electric vehicle. EVS25 (World Battery, Hybrid and Fuel Cell Electric Vehicle Symposium). Shenzhen, China, November 5 - 9, 2010 (2010).
  33. Betzin, C., Wolfschmidt, H., Luther, M. Long time behavior of LiNi0.80Co0.15Al0.05O2 based lithium-ion cells by small depth of discharge at specific state of charge for primary control reserve in a virtual energy storage plant. Energy Procedia. 99, 235-242 (2016).
  34. Schmalstieg, J., Käbitz, S., Ecker, M., Sauer, D. U. A holistic aging model for Li(NiMnCo)O2 based 18650 lithium-ion batteries. Journal of Power Sources. 257, 325-334 (2014).
  35. Belt, J., Utgikar, V., Bloom, I. Calendar and PHEV cycle life aging of high-energy, lithium-ion cells containing blended spinel and layered-oxide cathodes. Journal of Power Sources. 196, (23), 10213-10221 (2011).
  36. Atkinson, A., Donev, A., Tobias, R. Optimum Experimental Designs, with SAS. Oxford University Press. Oxford, UK. (2007).
  37. Forman, J. C., Moura, S. J., Stein, J. L., Fathy, H. K. Optimal experimental design for modeling battery degradation. ASME 2012 5th Annual Dynamic Systems and Control Conference Joint with the JSME 2012 11th Motion and Vibration Conference. 1, DSCC 2012-MOVIC 2012 309-318 (2012).
  38. Muenzel, V., De Hoog, J., Brazil, M., Vishwanath, A., Kalyanaraman, S. A multi-factor battery cycle life prediction methodology for optimal battery management. e-Energy 2015 - Proceedings of the 2015 ACM 6th International Conference on Future Energy Systems. 57-66 (2015).
  39. Ruiz, V., et al. Degradation studies on lithium iron phosphate - graphite cells. The effect of dissimilar charging - discharging temperatures. Electrochimica Acta. 240, This is an open access article under the CC BY license (http://creativeccommons.org/Licenses/by/4.0 495-505 (2017).
  40. Eddahech, A., Briat, O., Vinassa, J. M. Lithium-ion battery performance improvement based on capacity recovery exploitation. Electrochimica Acta. 114, 750-757 (2013).
  41. Zhang, S., Xu, K., Jow, T. Low-temperature performance of Li-ion cells with a LiBF4-based electrolyte. Journal of Solid State Electrochemistry. 7, (3), 147-151 (2003).
  42. Fan, J., Tan, S. Studies on charging lithium-ion cells at low temperatures. Journal of the Electrochemical Society. 153, (6), 1081-1092 (2006).
  43. Franco, A. A., Doublet, M. L., Bessler, W. G. Physical Multiscale Modeling and Numerical Simulation of Electrochemical Devices for Energy Conversion and Storage. Springer-Verlag. London, UK. (2016).
  44. Padhi, A. K., Nanjundaswamy, K. S., Goodenough, J. B. Phospho-olivines as positive-electrode materials for rechargeable lithium batteries. Journal of the Electrochemical Society. 144, (4), 1188-1194 (1997).
  45. Dubarry, M., Liaw, B. Y. Identify capacity fading mechanism in a commercial LiFePO4 cell. Journal of Power Sources. 194, (1), 541-549 (2009).
  46. Kassem, M., et al. Calendar aging of a graphite/LiFePO4 cell. Journal of Power Sources. 208, 296-305 (2012).
  47. Physical Multiscale Modeling and Numerical Simulation of Electrochemical Devices for Energy Conversion and Storage. Franco, A. A., Doublet, M. L., Bessler, W. G. Springer. London, UK. (2016).
  48. Zheng, Y., et al. Deterioration of lithium iron phosphate/graphite power batteries under high-rate discharge cycling. Electrochimica Acta. 176, 270-279 (2015).
  49. Lu, W., et al. Overcharge effect on morphology and structure of carbon electrodes for lithium-ion batteries. Journal of the Electrochemical Society. 159, (5), 566-570 (2012).
  50. Stark, J. K., Ding, Y., Kohl, P. A. Nucleation of electrodeposited lithium metal: dendritic growth and the effect of co-deposited sodium. Journal of the Electrochemical Society. 160, (9), 337-342 (2013).
  51. Honbo, H., Takei, K., Ishii, Y., Nishida, T. Electrochemical properties and Li deposition morphologies of surface modified graphite after grinding. Journal of Power Sources. 189, (1), 337-343 (2009).
  52. Bach, T. C., et al. Nonlinear aging of cylindrical lithium-ion cells linked to heterogeneous compression. Journal of Energy Storage. 5, 212-223 (2016).
  53. Klett, M., et al. Non-uniform aging of cycled commercial LiFePO4//graphite cylindrical cells revealed by post-mortem analysis. Journal of Power Sources. 257, 126-137 (2014).
  54. Amine, K., Liu, J., Belharouak, I. High-temperature storage and cycling of C-LiFePO4/graphite Li-ion cells. Electrochemistry Communications. 7, (7), 669-673 (2005).
  55. Koltypin, M., Aurbach, D., Nazar, L., Ellis, B. More on the performance of LiFePO4 electrodes-The effect of synthesis route, solution composition, aging, and temperature. Journal of Power Sources. 174, (2), 1241-1250 (2007).
L'effetto di carica e Scarica di celle di litio ferro fosfato-grafite a diverse temperature sulla degradazione
Play Video
PDF DOI DOWNLOAD MATERIALS LIST

Cite this Article

Ruiz Ruiz, V., Kriston, A., Adanouj, I., Destro, M., Fontana, D., Pfrang, A. The Effect of Charging and Discharging Lithium Iron Phosphate-graphite Cells at Different Temperatures on Degradation. J. Vis. Exp. (137), e57501, doi:10.3791/57501 (2018).More

Ruiz Ruiz, V., Kriston, A., Adanouj, I., Destro, M., Fontana, D., Pfrang, A. The Effect of Charging and Discharging Lithium Iron Phosphate-graphite Cells at Different Temperatures on Degradation. J. Vis. Exp. (137), e57501, doi:10.3791/57501 (2018).

Less
Copy Citation Download Citation Reprints and Permissions
View Video

Get cutting-edge science videos from JoVE sent straight to your inbox every month.

Waiting X
simple hit counter