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Envejecimiento de las baterías en ciclos de carga poco profundos: ¿qué papel juegan la temperatura y los materiales de los electrodos?
Los sistemas de almacenamiento de baterías estacionarios a menudo no se cargan ni descargan por completo. En su lugar, compensan las fluctuaciones entre la generación y el consumo de energía. Los ciclos de carga y descarga poco profundos que se producen en este proceso se consideran comparativamente suaves. Sin embargo, las investigaciones científicas demuestran que una baja profundidad de ciclo no conlleva necesariamente un menor envejecimiento de la batería.
Un estudio a largo plazo de Naumann et al. (2020) en celdas de fosfato de hierro y litio/grafito (LFP/grafito) mostró una pérdida de capacidad pronunciada y parcialmente reversible en ciclos de carga poco profundos en rangos de estado de carga medios. El resultado pone de manifiesto que, además de la profundidad del ciclo, también deben tenerse en cuenta el estado de carga medio, la temperatura y la carga de corriente.
Lo decisivo es lo que ocurre dentro de la celda de la batería: ¿qué reacciones químicas provocan realmente la pérdida de capacidad utilizable? ¿Qué papel desempeñan los materiales de los electrodos y cómo pueden estudiarse los cambios térmicos mediante un calorímetro de baterías?
Estructura y formatos de celda de las baterías de iones de litio
Para comprender los procesos de envejecimiento, primero hay que distinguir entre la composición química y la estructura mecánica de una celda de batería.
Una celda de iones de litio consta esencialmente de un electrodo positivo, un electrodo negativo, un electrolito conductor de iones y un separador. Durante el proceso de carga y descarga, los iones de litio se transportan entre los electrodos y se intercalan o liberan de nuevo en materiales electroquímicamente activos.
Los materiales de los electrodos utilizados determinan de forma decisiva las características eléctricas y electroquímicas de la celda. Por ejemplo, las celdas LFP/grafito y NMC/grafito difieren en cuanto a sus potenciales de electrodo, densidad de energía y comportamiento de envejecimiento.
Independientemente de la química de la celda, existen diferentes diseños que difieren principalmente en geometría, carcasa, disposición de los electrodos y estabilidad mecánica.
Celdas cilíndricas, celdas prismáticas y celdas tipo bolsa (pouch)
Las celdas cilíndricas poseen una carcasa cilíndrica, generalmente metálica. Los electrodos y el separador suelen estar enrollados en una estructura de bobina. Los formatos conocidos son, por ejemplo, 18650 y 21700. La carcasa robusta ofrece protección mecánica, mientras que la geometría cilíndrica influye en la disipación de calor y la distribución de la temperatura.
Las celdas prismáticas poseen una carcasa rectangular, predominantemente rígida. Gracias a su diseño compacto, pueden agruparse en módulos de batería para ahorrar espacio. Dependiendo de la construcción de la celda, los electrodos se apilan o se enrollan. Las celdas prismáticas se utilizan, entre otros, en vehículos eléctricos y sistemas de almacenamiento de energía estacionarios.
Las celdas tipo bolsa (pouch) utilizan una lámina de embalaje flexible y multicapa en lugar de una carcasa metálica rígida. Su diseño comparativamente ligero permite un alto aprovechamiento del espacio. Al mismo tiempo, la menor estabilidad mecánica y los posibles cambios de grosor durante el funcionamiento requieren un soporte mecánico adecuado.
Las celdas de botón (coin cells) son celdas especialmente compactas en una carcasa metálica plana. En la investigación de baterías, se utilizan con frecuencia para estudiar nuevos materiales de electrodos y composiciones de electrolitos en pequeñas celdas de ensayo.
Sin embargo, la forma de la celda por sí sola no determina el envejecimiento. Dos celdas geométricamente diferentes pueden utilizar la misma química de electrodos, mientras que celdas del mismo diseño pueden contener sistemas de materiales completamente diferentes.
Para el estudio térmico, ambos aspectos son importantes: la química de la celda influye en la generación de calor, mientras que la geometría, la carcasa y las condiciones de contacto térmico influyen en la transferencia de calor al sistema de medición.
Figura 1: Comparación de los diseños más importantes de celdas de baterías de iones de litio.
La representación muestra celdas de botón (coin cells), celdas cilíndricas (cylindrical cells), celdas prismáticas (prismatic cells) y celdas tipo bolsa (pouch cells). Los diseños difieren especialmente en cuanto a su geometría, construcción de la carcasa y estabilidad mecánica. Estas propiedades influyen, entre otras cosas, en la transferencia de calor y el contacto térmico en los estudios calorimétricos. La química de la celda es independiente del diseño exterior.
Fuente: Representación esquemática propia, creada con apoyo de IA. No a escala.
¿Cómo envejecen las baterías de iones de litio?
El envejecimiento de una batería de iones de litio no puede atribuirse a un único proceso químico. Varias reacciones y cambios estructurales pueden ocurrir simultáneamente e influirse mutuamente.
Las consecuencias más importantes son la pérdida de capacidad utilizable y el aumento de la resistencia interna eléctrica o electroquímica.
A nivel de material, se pueden distinguir especialmente tres cambios fundamentales: la pérdida de litio ciclable, la pérdida de material electroquímicamente activo y cambios en las propiedades de transporte y de interfaz.
Crecimiento de la SEI: el litio se une químicamente
El ánodo de grafito desempeña un papel central.
Durante la primera carga de una batería de iones de litio, el electrolito se reduce parcialmente en la superficie del electrodo negativo. Esto produce productos de reacción sólidos que forman una capa de pasivación: la denominada Solid Electrolyte Interphase (interfase de electrolito sólido o SEI).
Esta capa es necesaria porque protege la superficie del grafito de una mayor descomposición incontrolada del electrolito y, al mismo tiempo, permite el transporte de iones de litio.
La SEI consta de diferentes compuestos orgánicos e inorgánicos. Entre los posibles componentes se encuentran el carbonato de litio (Li₂CO₃), el fluoruro de litio (LiF), así como productos de reacción orgánicos que contienen litio. Su composición real depende, entre otros factores, del electrolito y de las condiciones de funcionamiento.
Durante la formación de estos compuestos, los iones de litio quedan ligados en los productos de reacción. Posteriormente, ya no están disponibles para el intercambio de carga regular entre el electrodo positivo y el negativo.
Por tanto, el litio no desaparece de la celda, sino que se encuentra parcialmente en forma químicamente ligada.
Este proceso se denomina Loss of Lithium Inventory (pérdida de inventario de litio o LLI). Se refiere a la pérdida de la proporción de litio que está disponible para el almacenamiento y la liberación reversible de energía eléctrica.
Incluso después de la formación inicial de la SEI, pueden producirse más reacciones. Las temperaturas elevadas, los largos tiempos de almacenamiento y los cambios en la superficie del electrodo pueden favorecer un crecimiento adicional de la SEI. En este proceso, se vuelven a ligar o consumir litio y componentes del electrolito.
Keil et al. (2016) demostraron que el envejecimiento calendárico depende, entre otros factores, del potencial del ánodo de grafito. Con un estado de carga alto, el grafito está más litiado. El potencial de ánodo más bajo asociado a esto puede favorecer una mayor reducción del electrolito y el crecimiento de la SEI.
Lithium-Plating: cuando el litio se deposita de forma metálica
Otro mecanismo de envejecimiento es el denominado lithium-plating (deposición de litio).
En la carga regular, los iones de litio se intercalan en la estructura del grafito. Sin embargo, en condiciones desfavorables, la intercalación puede producirse con demasiada lentitud. Esto es posible, por ejemplo, a bajas temperaturas, con corrientes de carga elevadas o con ánodos que ya están fuertemente litiados.
En lugar de penetrar completamente en el grafito, los iones de litio pueden entonces captar electrones y depositarse como litio metálico en la superficie del ánodo.
Una parte de este litio metálico puede volver a convertirse electroquímicamente durante la descarga posterior. Otras partes reaccionan con el electrolito o pierden el contacto eléctrico con el electrodo.
Este litio eléctricamente aislado se denomina frecuentemente dead lithium (litio muerto). Ya no puede participar en el proceso regular de carga y descarga.
El lithium-plating contribuye, por tanto, a la pérdida de litio ciclable y puede fomentar otras reacciones secundarias, así como la alteración de la SEI.
La deposición metálica es, además, relevante para la seguridad, especialmente si se forman estructuras de deposición desfavorables. Sin embargo, el lithium-plating no puede detectarse de forma inequívoca solo a partir de un flujo de calor alterado.
Daños mecánicos y pérdida de material activo
Durante la carga y la descarga, el contenido de litio de los electrodos cambia. Esto puede ir acompañado de cambios en la red cristalina y en el volumen del material.
Los procesos repetidos de expansión y contracción pueden generar tensiones mecánicas. Dependiendo del material del electrodo y de la construcción de la celda, esto puede provocar grietas, pérdidas de contacto o cambios en la estructura de las partículas.
Si las partículas activas se separan eléctricamente de la red conductora del electrodo, ya no pueden participar plenamente en el proceso electroquímico a pesar de tener capacidad de almacenamiento de litio.
Este efecto se denomina Loss of Active Material (pérdida de material activo o LAM).
Además, las grietas pueden exponer nuevas superficies de electrodo. Si el electrolito llega a estas superficies, pueden producirse reacciones de interfaz adicionales. De este modo, la degradación mecánica y el envejecimiento químico se refuerzan mutuamente en parte.
Cambios en el cátodo y en el electrolito
También en el electrodo positivo se producen procesos de envejecimiento.
En los cátodos basados en NMC, los altos potenciales de electrodo y las temperaturas elevadas pueden favorecer, entre otros, la oxidación del electrolito, cambios en la estructura de la superficie y la disolución de metales de transición.
Los iones metálicos disueltos pueden migrar a través del electrolito e influir en otras reacciones no deseadas en el electrodo negativo.
En la superficie del cátodo también puede formarse una capa de interfaz denominada Cathode Electrolyte Interphase (interfase de electrolito de cátodo o CEI).
En las celdas LFP, otras propiedades estructurales y electroquímicas son determinantes. La estructura de LFP tipo olivino se considera comparativamente estable; no obstante, también aquí las reacciones de interfaz, la degradación del electrolito y la pérdida de litio ciclable pueden contribuir al envejecimiento.
Qiao et al. (2025) estudiaron celdas tipo bolsa LFP/grafito a diferentes temperaturas y estados de carga. En las condiciones consideradas, las temperaturas más altas y los estados de carga más elevados provocaron una mayor pérdida de capacidad.
Figura 2: Estructura esquemática de una celda de iones de litio convencional y de una batería de estado sólido.
La representación muestra la estructura básica de ambos conceptos de celda con electrodos, colectores de corriente y electrolitos, así como las capas de interfaz SEI y CEI. La figura sirve para ilustrar la estructura de la celda y no representa una química de celda LFP/grafito específica.
Fuente: Amiri, A. K.; Morgan, L. M.; Michael, M. P.; Edge, J. S. (2021): Structures of conventional and solid state lithium ion batteries. Zenodo. DOI: 10.5281/zenodo.5013913.
Envejecimiento calendárico y cíclico
Los procesos químicos y mecánicos mencionados pueden producirse tanto durante el almacenamiento como en el funcionamiento activo.
En el envejecimiento calendárico, juegan un papel importante especialmente la temperatura, la duración del almacenamiento y el estado de carga. Por tanto, una celda puede perder capacidad incluso si apenas se utiliza durante un largo periodo de tiempo.
En el envejecimiento cíclico, se añaden las cargas por cargas y descargas repetidas. Esto incluye cambios de concentración dentro de los electrodos, tensiones mecánicas y cargas de corriente.
Las dos formas de envejecimiento no pueden separarse completamente entre sí en el funcionamiento real. Una celda puede envejecer, por ejemplo, durante una prueba de ciclos simultáneamente por el crecimiento de la SEI dependiente del tiempo y por el esfuerzo repetido de los electrodos.
Ciclos de carga poco profundos: por qué una baja profundidad de ciclo no siempre es suficiente
La profundidad de descarga (Depth of Discharge, DoD) describe la proporción de la capacidad utilizable que se convierte durante un proceso de carga o descarga.
En los ciclos poco profundos, el estado de carga (State of Charge, SoC) solo cambia dentro de un rango limitado. Un acumulador que se opera, por ejemplo, entre el 40 y el 60 % de SoC, experimenta un recorrido de carga de 20 puntos porcentuales.
Los ciclos poco profundos pueden reducir el esfuerzo mecánico en comparación con recorridos de carga mayores. Sin embargo, su efecto real de envejecimiento también depende del estado de carga medio, la temperatura y el perfil de corriente.
Naumann et al. (2020) estudiaron durante 29 meses celdas comerciales de LFP/grafito bajo diferentes condiciones de funcionamiento. Observaron, entre otros fenómenos, una pérdida de capacidad pronunciada y parcialmente reversible en ciclos poco profundos en rangos de estado de carga medios.
Tal pérdida de capacidad no tiene por qué equipararse completamente a cambios químicos irreversibles. También los procesos de relajación y las condiciones de la medición de referencia pueden influir en la capacidad medida.
De esto no se deduce que los ciclos profundos sean fundamentalmente más favorables. Para una evaluación sólida, deben considerarse conjuntamente la profundidad del ciclo, la ventana de SoC, la temperatura, la carga de corriente y el rendimiento energético.
Figura 3: Comparación de diferentes ventanas de estado de carga en ciclos de carga poco profundos y profundos.
La representación esquemática aclara que profundidades de descarga (DoD) idénticas pueden ocurrir en diferentes estados de carga (SoC) medios. A la inversa, diferentes recorridos de carga pueden presentar el mismo SoC medio. Por lo tanto, para la evaluación del envejecimiento de la batería deben tenerse en cuenta ambas magnitudes de influencia.
Fuente: Representación esquemática propia, creada con apoyo de IA. Sin datos de medición experimentales.
¿Qué mide un calorímetro de baterías?
Durante la carga y la descarga, además de los procesos eléctricos y electroquímicos, también se producen efectos térmicos en una celda de batería.
Un calorímetro de baterías mide el flujo de calor que se transfiere desde una celda de batería a su entorno o al sistema de medición durante condiciones de funcionamiento definidas.
En el calorímetro de baterías isotérmico, la celda se estudia bajo condiciones de temperatura controladas y lo más constantes posible. El flujo de calor disipado se registra con resolución temporal.
A diferencia de una simple medición de temperatura, con esto no solo se observa cuánto se calienta la celda. La calorimetría proporciona información cuantitativa sobre el intercambio de energía térmica.
¿Qué efectos térmicos se producen durante el funcionamiento?
La generación de calor de una batería se compone de varias contribuciones.
El calor irreversible se genera, entre otros, por resistencias óhmicas y polarización electroquímica. Estas pérdidas dependen, por ejemplo, de la intensidad de corriente, el estado de la celda y la temperatura.
El calor reversible está asociado a cambios entrópicos de la reacción electroquímica de la celda. Dependiendo del estado de carga y de la dirección de la corriente, esta contribución de calor puede ser exotérmica o endotérmica.
El flujo de calor parásito puede generarse por reacciones secundarias no deseadas, por ejemplo, por la descomposición progresiva del electrolito o reacciones de interfaz.
El balance energético fundamental de tales procesos fue descrito por Bernardi, Pawlikowski y Newman (1985).
Para la interpretación es decisivo que el calorímetro mida primero la contribución térmica total superpuesta. Las reacciones individuales no pueden identificarse de forma inequívoca basándose únicamente en un determinado valor de flujo de calor.
Sin embargo, mediante protocolos de medición adecuados, mediciones eléctricas complementarias y modelos físicos, se pueden estudiar más a fondo las diferentes contribuciones de calor.
¿Qué puede medir el LINSEIS IBC L91?
El LINSEIS IBC L91 es un calorímetro de baterías isotérmico para el estudio del flujo de calor de celdas de baterías bajo condiciones de temperatura controladas.
El sistema de medición funciona con placas de medición termorreguladas y sensores de flujo de calor. La batería se acopla térmicamente a la disposición de medición, mientras que su comportamiento de carga y descarga se predefine mediante una fuente eléctrica adecuada o un ciclable de baterías.
El flujo de calor medido puede evaluarse conjuntamente con datos de corriente, tensión y temperatura.
De este modo se pueden estudiar, por ejemplo, la influencia de diferentes tasas C, ventanas de estado de carga y temperaturas de medición, así como cambios en el comportamiento térmico a través de mediciones repetidas.
La celda de medición del IBC L91 tiene un diseño modular y puede adaptarse a diferentes tamaños y geometrías de celda.
El sistema admite, entre otras, celdas de botón y celdas cilíndricas, para las cuales hay adaptadores disponibles. También se pueden estudiar celdas tipo bolsa planas y celdas prismáticas con una configuración de placa de medición adecuada.
La idoneidad concreta depende de las dimensiones de la celda, el contacto térmico, la geometría de las placas de medición y el flujo de calor esperado.
¿Qué información proporciona la medición?
A partir de los datos de flujo de calor con resolución temporal se puede obtener diversa información.
Así, se puede estudiar cómo cambia la generación de calor con diferentes corrientes de carga y descarga. Al mismo tiempo, unas condiciones de temperatura definidas pueden servir para hacer visibles las diferencias en el comportamiento térmico de la celda.
Mediante la integración del flujo de calor durante un periodo de tiempo determinado, se puede determinar el intercambio de energía térmica correspondiente.
Junto con los datos de medición eléctricos, tales resultados pueden contribuir a la evaluación del balance energético de una celda de batería.
Sin embargo, para la interpretación deben tenerse en cuenta la convención de signos del flujo de calor, la respuesta dinámica del sistema de medición, así como los procedimientos de corrección y calibración utilizados.
¿Cómo se puede estudiar el envejecimiento de las baterías con un calorímetro?
Un calorímetro de baterías no mide el envejecimiento de una celda directamente como una única magnitud física. Sin embargo, proporciona información adicional sobre cambios térmicos que pueden estar relacionados con procesos electroquímicos y químicos.
Para un estudio de envejecimiento, resulta útil, por ejemplo, una comparación de celdas idénticas bajo condiciones de funcionamiento definidas.
Primero se caracteriza el estado térmico inicial de una celda. Para ello, se pueden realizar mediciones de flujo de calor durante un perfil de carga y descarga estandarizado.
A continuación, la celda se somete a carga durante un número determinado de ciclos o se almacena durante un tiempo prolongado a un estado de carga y temperatura definidos.
A intervalos regulares, se vuelve a realizar el mismo programa de medición calorimétrica.
Si el flujo de calor cambia con un SoC comparable, la misma temperatura y carga de corriente, esto indica que el comportamiento térmico o electroquímico de la celda ha cambiado.
Las causas pueden residir, por ejemplo, en un aumento de la resistencia interna, cambios en las pérdidas por polarización o reacciones secundarias adicionales.
¿Se pueden medir directamente el crecimiento de la SEI y el lithium-plating?
La calorimetría isotérmica puede contribuir al estudio de reacciones relacionadas con el crecimiento de la SEI, la degradación del electrolito o el lithium-plating.
Sin embargo, la asignación es compleja.
En el crecimiento de la SEI, las reacciones químicas secundarias pueden generar calor adicional. Las señales correspondientes pueden ser muy pequeñas y superponerse con contribuciones de calor reversibles e irreversibles.
Downie, Hyatt y Dahn (2016) demostraron, mediante celdas NMC442/grafito, que la microcalorimetría isotérmica puede detectar diferencias en las reacciones parásitas entre diferentes sistemas de electrolitos.
También el lithium-plating puede influir en el comportamiento térmico de una celda. Sin embargo, una evolución característica del flujo de calor por sí sola no prueba que el litio se haya depositado de forma metálica.
Para una asignación inequívoca se requieren procedimientos complementarios, por ejemplo, espectroscopia de impedancia electroquímica, análisis especiales de relajación de tensión o estudios analíticos de materiales.
El calorímetro de baterías no proporciona, por tanto, una identificación química directa de todas las reacciones de envejecimiento, sino un acceso experimental adicional a sus efectos térmicos.
Ejemplo práctico: flujo de calor con diferentes corrientes de carga y descarga
Un ejemplo de aplicación del LINSEIS IBC L91 muestra el flujo de calor de una única celda de batería de iones de litio en función de la capacidad convertida a diferentes tasas C.
Las mediciones se realizaron a 0,4 C, 0,6 C y 0,8 C.
Las curvas aclaran que la carga de corriente afecta a la evolución del flujo de calor. Con corrientes de carga y descarga más altas, se producen flujos de calor de mayor magnitud en el ensayo mostrado. Al mismo tiempo, las capacidades alcanzadas en cada caso difieren.
De este modo, el estudio muestra cómo se pueden comparar calorimétricamente diferentes condiciones de funcionamiento eléctrico.
Sin embargo, no es posible realizar una afirmación inmediata sobre la tasa de envejecimiento a largo plazo a partir de esta medición individual. Para ello se requerirían mediciones repetidas e información adicional sobre la evolución de la capacidad y la impedancia.
Figura 4: Influencia de diferentes corrientes de carga y descarga en el flujo de calor de una batería de iones de litio.
Se representa el flujo de calor en función de la capacidad convertida de una única celda de batería de iones de litio a diferentes tasas C (0,4 C, 0,6 C y 0,8 C). Las curvas de medición muestran que la carga de corriente influye tanto en la evolución del flujo de calor como en la capacidad alcanzada. Especialmente con corrientes de carga y descarga más altas, se producen flujos de calor de mayor magnitud. Los resultados ponen de manifiesto la relación entre la carga eléctrica, el comportamiento térmico y la capacidad utilizable. Para una determinación cuantitativa de la eficiencia energética se requieren datos de energía eléctrica adicionales y un balance de calor correspondiente.
Fuente: Mediciones propias, LINSEIS MESSGERAETE GMBH.
¿Cómo se puede reducir el envejecimiento de los sistemas de almacenamiento de baterías estacionarios?
Los resultados de los estudios científicos de envejecimiento muestran que la vida útil de los sistemas de almacenamiento de iones de litio estacionarios puede verse influida por una estrategia de funcionamiento adecuada.
Un punto de partida importante es la gestión de la temperatura. Las temperaturas elevadas pueden acelerar numerosas reacciones químicas secundarias no deseadas. Al mismo tiempo, deben tenerse en cuenta las temperaturas demasiado bajas al elegir el perfil de carga, ya que pueden favorecer el lithium-plating en condiciones desfavorables.
También la ventana de estado de carga juega un papel importante. Los tiempos de permanencia prolongados en estados de carga altos pueden fomentar especialmente el envejecimiento calendárico. Los valores límite adecuados dependen de la química de la celda utilizada y del perfil de aplicación.
Al elegir las corrientes de carga y descarga, deben sopesarse la carga térmica y la potencia deseada. Las corrientes altas pueden provocar un aumento de las pérdidas de calor irreversibles y, bajo ciertas condiciones, favorecer mecanismos de envejecimiento adicionales.
Por último, la profundidad del ciclo no debe considerarse de forma aislada. Los ciclos de carga poco profundos pueden ser ventajosos, pero su efecto depende del estado de carga medio y de las demás condiciones de funcionamiento.
Las mediciones calorimétricas pueden contribuir a comparar cuantitativamente la generación de calor de diferentes estrategias de funcionamiento. En combinación con las pruebas de envejecimiento electroquímicas, proporcionan así una base adicional para el desarrollo de sistemas de almacenamiento de baterías duraderos.
Conclusión: comprender el envejecimiento de las baterías a nivel de material y de celda
El envejecimiento de las baterías de iones de litio se produce por la interacción de procesos químicos, electroquímicos y mecánicos. Esto incluye especialmente el crecimiento de capas de interfaz, la unión irreversible de litio, la deposición de litio metálico y la pérdida de material electroquímicamente activo.
Los ciclos de carga poco profundos pueden reducir el esfuerzo, pero no garantizan automáticamente una baja tasa de envejecimiento. Lo decisivo es la química de la celda, así como la combinación de temperatura, estado de carga, carga de corriente y profundidad del ciclo.
La calorimetría de baterías complementa los estudios eléctricos y electroquímicos mediante información con resolución temporal sobre la generación de calor. El LINSEIS IBC L91 permite estudiar tales cambios térmicos bajo condiciones de funcionamiento definidas y relacionarlos con datos de medición eléctricos.
Solo mediante la combinación de los resultados calorimétricos con análisis de envejecimiento y de materiales adecuados se pueden evaluar de forma más exhaustiva los procesos de degradación subyacentes y mejorar de forma específica las estrategias de funcionamiento.
Literatura científica
- Naumann, M.; Spingler, F.; Jossen, A. (2020): Analysis and modeling of cycle aging of a commercial LiFePO₄/graphite cell. Journal of Power Sources, 451, 227666. https://doi.org/10.1016/j.jpowsour.2019.227666
- Keil, P. et al. (2016): Calendar Aging of Lithium-Ion Batteries: I. Impact of the Graphite Anode on Capacity Fade. Journal of The Electrochemical Society, 163(9), A1872–A1880. https://doi.org/10.1149/2.0411609jes
- Qiao, X. et al. (2025): Deciphering the Calendar Aging Degradation Mechanism of LiFePO₄–Graphite Pouch Cells. ACS Applied Energy Materials, 8(4), 2209–2218. https://doi.org/10.1021/acsaem.4c02761
- Wang, J. et al. (2014): Degradation of lithium ion batteries employing graphite negatives and nickel–cobalt–manganese oxide + spinel manganese oxide positives: Part 1, aging mechanisms and life estimation. Journal of Power Sources, 269, 937–948. https://doi.org/10.1016/j.jpowsour.2014.07.030
- Downie, L. E.; Hyatt, S. R.; Dahn, J. R. (2016): The Impact of Electrolyte Composition on Parasitic Reactions in Lithium Ion Cells Charged to 4.7 V Determined Using Isothermal Microcalorimetry. Journal of The Electrochemical Society, 163(2), A35–A42. https://doi.org/10.1149/2.0081602jes
- Bernardi, D.; Pawlikowski, E.; Newman, J. (1985): A General Energy Balance for Battery Systems. Journal of The Electrochemical Society, 132(1), 5–12. https://doi.org/10.1149/1.2113792
- Edge, J. S. et al. (2021): Lithium ion battery degradation: what you need to know. Physical Chemistry Chemical Physics. https://doi.org/10.1039/D1CP00359C
- Fraunhofer ISI (2022): Development perspectives for lithium-ion battery cell formats. https://www.isi.fraunhofer.de/content/dam/isi/dokumente/cct/2022/Development_perspectives_for_lithium-ion_battery_cell_formats_Fraunhofer_2022.pdf
- LINSEIS Messgeräte GmbH: IBC L91 – Isothermal Battery Calorimeter. Technische Produktdokumentation. https://www.linseis.com/messgeraete/kalorimetrie/ibc-l91-isothermal-battery-calorimeter/
