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Vieillissement des batteries lors de cycles de charge superficiels : quel rôle jouent la température et les matériaux d’électrodes ?
Les systèmes de stockage stationnaire par batterie ne sont souvent pas complètement chargés ou déchargés. Au lieu de cela, ils compensent les fluctuations entre la production et la consommation d’énergie. Les cycles de charge et de décharge superficiels qui en résultent sont considérés comme relativement doux. Cependant, des études scientifiques montrent qu’une faible profondeur de décharge n’entraîne pas nécessairement un vieillissement moindre de la batterie.
Une étude à long terme de Naumann et al. (2020) sur des cellules lithium-fer-phosphate/graphite (LFP/graphite) a montré une perte de capacité marquée, partiellement réversible, lors de cycles de charge superficiels dans des plages d’état de charge moyennes. Ce résultat souligne qu’en plus de la profondeur de décharge, l’état de charge moyen, la température et la charge de courant doivent également être pris en compte.
L’élément décisif est ce qui se passe à l’intérieur de la cellule de la batterie : quelles réactions chimiques entraînent réellement la perte de capacité utile ? Quel rôle jouent les matériaux d’électrodes et comment les changements thermiques peuvent-ils être étudiés à l’aide d’un calorimètre de batterie ?
Structure et formats de cellules des batteries lithium-ion
Pour comprendre les processus de vieillissement, il faut d’abord distinguer la composition chimique de la structure mécanique d’une cellule de batterie.
Une cellule lithium-ion se compose essentiellement d’une électrode positive, d’une électrode négative, d’un électrolyte conducteur d’ions et d’un séparateur. Pendant le processus de charge et de décharge, les ions lithium sont transportés entre les électrodes et y sont insérés dans des matériaux électrochimiquement actifs, ou libérés à nouveau.
Les matériaux d’électrodes utilisés déterminent de manière décisive les caractéristiques électriques et électrochimiques de la cellule. Ainsi, les cellules LFP/graphite et NMC/graphite diffèrent, par exemple, par leurs potentiels d’électrode, leur densité énergétique et leur comportement au vieillissement.
Indépendamment de la chimie de la cellule, il existe différentes formes de construction qui diffèrent principalement par la géométrie, le boîtier, la disposition des électrodes et la stabilité mécanique.
Cellules cylindriques, cellules prismatiques et cellules poche (pouch)
Les cellules cylindriques possèdent un boîtier généralement métallique et de forme cylindrique. Les électrodes et le séparateur sont typiquement enroulés en une structure bobinée. Les formats connus sont par exemple 18650 et 21700. Le boîtier stable offre une protection mécanique, tandis que la géométrie cylindrique influence la dissipation thermique et la répartition de la température.
Les cellules prismatiques possèdent un boîtier rectangulaire, principalement rigide. Grâce à leur forme compacte, elles peuvent être regroupées en modules de batterie pour un gain de place. Selon la construction de la cellule, les électrodes sont empilées ou enroulées. Les cellules prismatiques sont notamment utilisées dans les véhicules électriques et les systèmes de stockage d’énergie stationnaires.
Les cellules poche (pouch) utilisent, au lieu d’un boîtier métallique rigide, un film d’emballage flexible multicouche. Cette forme de construction relativement légère permet une utilisation élevée de l’espace. En même temps, la stabilité mécanique moindre et les variations d’épaisseur possibles pendant le fonctionnement nécessitent un support mécanique approprié.
Les piles boutons (coin cells) sont des cellules particulièrement compactes dans un boîtier métallique plat. En recherche sur les batteries, elles sont fréquemment utilisées pour étudier de nouveaux matériaux d’électrodes et des compositions d’électrolytes dans de petites cellules expérimentales.
Cependant, la forme de la cellule ne détermine pas à elle seule le vieillissement. Deux cellules géométriquement différentes peuvent utiliser la même chimie d’électrode, tandis que des cellules de même forme peuvent contenir des systèmes de matériaux totalement différents.
Pour l’étude thermique, les deux aspects sont importants : la chimie de la cellule influence le développement de la chaleur, tandis que la géométrie, le boîtier et les conditions de contact thermique influencent le transfert de chaleur vers le système de mesure.
Figure 1 : Comparaison des principales formes de construction des cellules de batterie lithium-ion.
L’illustration montre des piles boutons (coin cells), des cellules cylindriques (cylindrical cells), des cellules prismatiques (prismatic cells) et des cellules poche (pouch cells). Les formes de construction diffèrent notamment par leur géométrie, la conception du boîtier et la stabilité mécanique. Ces propriétés influencent, entre autres, le transfert de chaleur et le contact thermique lors des études calorimétriques. La chimie de la cellule est indépendante de la forme extérieure.
Source : Propre représentation schématique, créée avec l’aide de l’IA. Non à l’échelle.
Comment les batteries lithium-ion vieillissent-elles ?
Le vieillissement d’une batterie lithium-ion ne peut pas être attribué à un seul processus chimique. Plusieurs réactions et changements structurels peuvent se produire simultanément et s’influencer mutuellement.
Les principales conséquences sont la perte de capacité utile et l’augmentation de la résistance interne électrique ou électrochimique.
Au niveau des matériaux, on peut distinguer notamment trois changements fondamentaux : la perte de lithium cyclable, la perte de matériau électrochimiquement actif et les modifications des propriétés de transport et d’interface.
Croissance de la SEI : le lithium est lié chimiquement
L’anode en graphite joue un rôle central.
Lors de la première charge d’une batterie lithium-ion, l’électrolyte est partiellement réduit à la surface de l’électrode négative. Cela crée des produits de réaction solides qui forment une couche de passivation : ce qu’on appelle la Solid Electrolyte Interphase (SEI).
Cette couche est nécessaire car elle protège la surface du graphite contre une décomposition ultérieure et incontrôlée de l’électrolyte, tout en permettant le transport des ions lithium.
La SEI se compose de différents composés organiques et inorganiques. Les composants possibles incluent le carbonate de lithium (Li₂CO₃), le fluorure de lithium (LiF) ainsi que des produits de réaction organiques contenant du lithium. Sa composition réelle dépend, entre autres, de l’électrolyte et des conditions de fonctionnement.
Lors de la formation de ces composés, les ions lithium sont liés dans les produits de réaction. Ils ne sont alors plus disponibles pour l’échange de charge régulier entre l’électrode positive et l’électrode négative.
Le lithium ne disparaît donc pas de la cellule, mais se présente en partie sous forme chimiquement liée.
Ce processus est appelé Loss of Lithium Inventory (LLI), soit la perte de l’inventaire de lithium. Il s’agit de la perte de la part de lithium disponible pour le stockage et la libération réversibles d’énergie électrique.
Même après la formation initiale de la SEI, d’autres réactions peuvent avoir lieu. Des températures élevées, de longs temps de stockage et des modifications de la surface de l’électrode peuvent favoriser une croissance supplémentaire de la SEI. Ce faisant, du lithium et des composants de l’électrolyte sont à nouveau liés ou consommés.
Keil et al. (2016) ont montré que le vieillissement calendaire dépend, entre autres, du potentiel de l’anode en graphite. À un état de charge élevé, le graphite est plus lithié. Le potentiel d’anode plus bas qui en résulte peut favoriser une réduction supplémentaire de l’électrolyte et la croissance de la SEI.
Placage de lithium : quand le lithium se dépose sous forme métallique
Un autre mécanisme de vieillissement est le placage de lithium (lithium plating).
Lors d’une charge régulière, les ions lithium sont insérés dans la structure du graphite. Cependant, dans des conditions défavorables, l’insertion peut se faire trop lentement. Cela est possible, par exemple, à basse température, avec des courants de charge élevés ou sur des anodes déjà fortement lithiées.
Au lieu de pénétrer complètement dans le graphite, les ions lithium peuvent alors capter des électrons et se déposer sous forme de lithium métallique sur la surface de l’anode.
Une partie de ce lithium métallique peut être à nouveau convertie électrochimiquement lors de la décharge suivante. D’autres parties réagissent avec l’électrolyte ou perdent le contact électrique avec l’électrode.
Ce lithium électriquement isolé est souvent appelé lithium mort (dead lithium). Il ne peut plus participer au processus régulier de charge et de décharge.
Le placage de lithium contribue donc à la perte de lithium cyclable et peut favoriser d’autres réactions secondaires ainsi que la modification de la SEI.
Le dépôt métallique est également pertinent pour la sécurité, en particulier si des structures de dépôt défavorables se forment. Cependant, le placage de lithium ne peut pas être prouvé de manière univoque uniquement à partir d’un flux thermique modifié.
Dommages mécaniques et perte de matériau actif
Pendant la charge et la décharge, la teneur en lithium des électrodes change. Cela peut s’accompagner de modifications du réseau cristallin et du volume du matériau.
Des processus répétés d’expansion et de contraction peuvent générer des contraintes mécaniques. Selon le matériau de l’électrode et la construction de la cellule, cela peut entraîner des fissures, des pertes de contact ou des modifications de la structure des particules.
Si des particules actives sont séparées électriquement du réseau conducteur de l’électrode, elles ne peuvent plus participer pleinement au processus électrochimique malgré leur capacité de stockage de lithium existante.
Cet effet est appelé Loss of Active Material (LAM), soit la perte de matériau actif.
Les fissures peuvent en outre exposer de nouvelles surfaces d’électrode. Si l’électrolyte atteint ces surfaces, des réactions d’interface supplémentaires peuvent se produire. La dégradation mécanique et le vieillissement chimique se renforcent ainsi mutuellement en partie.
Modifications à la cathode et dans l’électrolyte
Des processus de vieillissement se produisent également à l’électrode positive.
Pour les cathodes à base de NMC, des potentiels d’électrode élevés et des températures accrues peuvent favoriser, entre autres, l’oxydation de l’électrolyte, des modifications de la structure de surface et la dissolution des métaux de transition.
Les ions métalliques dissous peuvent migrer à travers l’électrolyte et influencer d’autres réactions indésirables à l’électrode négative.
Une couche d’interface peut également se former à la surface de la cathode, appelée Cathode Electrolyte Interphase (CEI).
Pour les cellules LFP, d’autres propriétés structurelles et électrochimiques sont déterminantes. La structure LFP de type olivine est considérée comme relativement stable, mais ici aussi, des réactions d’interface, la dégradation de l’électrolyte et la perte de lithium cyclable peuvent contribuer au vieillissement.
Qiao et al. (2025) ont étudié des cellules poche LFP/graphite à différentes températures et états de charge. Dans les conditions considérées, des températures plus élevées et des états de charge plus élevés ont entraîné une perte de capacité plus importante.
Figure 2 : Structure schématique d’une cellule lithium-ion conventionnelle et d’une batterie à l’état solide.
L’illustration montre la structure de principe des deux concepts de cellules avec les électrodes, les collecteurs de courant et les électrolytes ainsi que les couches d’interface SEI et CEI. L’illustration sert à visualiser la structure de la cellule et ne représente pas une chimie de cellule LFP/graphite spécifique.
Source : 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.
Vieillissement calendaire et cyclique
Les processus chimiques et mécaniques mentionnés peuvent se produire aussi bien pendant le stockage qu’en fonctionnement actif.
Dans le vieillissement calendaire, la température, la durée de stockage et l’état de charge jouent un rôle particulier. Une cellule peut donc perdre de la capacité même si elle est peu utilisée sur une longue période.
Dans le vieillissement cyclique, s’ajoutent les contraintes dues aux charges et décharges répétées. Celles-ci incluent des changements de concentration à l’intérieur des électrodes, des contraintes mécaniques et des charges de courant.
Les deux formes de vieillissement ne peuvent pas être totalement séparées en fonctionnement réel. Une cellule peut, par exemple, vieillir simultanément par la croissance de la SEI dépendante du temps et par la sollicitation répétée des électrodes lors d’un test de cycle.
Cycles de charge superficiels : pourquoi une faible profondeur de décharge ne suffit pas toujours
La profondeur de décharge (Depth of Discharge, DoD) décrit la part de la capacité utile qui est convertie lors d’un processus de charge ou de décharge.
Lors de cycles superficiels, l’état de charge (State of Charge, SoC) ne varie que dans une plage limitée. Un accumulateur fonctionnant par exemple entre 40 et 60 % de SoC subit une variation de charge de 20 points de pourcentage.
Les cycles superficiels peuvent réduire la contrainte mécanique par rapport à des variations de charge plus importantes. Cependant, leur effet réel sur le vieillissement dépend également de l’état de charge moyen, de la température et du profil de courant.
Naumann et al. (2020) ont étudié pendant 29 mois des cellules LFP/graphite commerciales sous différentes conditions de fonctionnement. Ils ont notamment observé une perte de capacité marquée, partiellement réversible, lors de cycles superficiels dans des plages d’état de charge moyennes.
Une telle perte de capacité ne doit donc pas être totalement assimilée à des changements chimiques irréversibles. Les processus de relaxation et les conditions de la mesure de référence peuvent également influencer la capacité mesurée.
Il ne s’ensuit pas que les cycles profonds soient fondamentalement plus favorables. Pour une évaluation fiable, la profondeur de décharge, la fenêtre de SoC, la température, la charge de courant et le débit d’énergie doivent être considérés ensemble.
Figure 3 : Comparaison de différentes fenêtres d’état de charge pour des cycles de charge superficiels et profonds.
La représentation schématique montre que des profondeurs de décharge (DoD) identiques peuvent se produire à différents états de charge moyens (SoC). Inversement, différentes variations de charge peuvent présenter le même SoC moyen. Pour évaluer le vieillissement de la batterie, les deux variables d’influence doivent donc être prises en compte.
Source : Propre représentation schématique, créée avec l’aide de l’IA. Aucune donnée de mesure expérimentale.
Que mesure un calorimètre de batterie ?
Pendant la charge et la décharge, des effets thermiques se produisent dans une cellule de batterie en plus des processus électriques et électrochimiques.
Un calorimètre de batterie mesure le flux thermique transféré d’une cellule de batterie à son environnement ou au système de mesure dans des conditions de fonctionnement définies.
Avec le calorimètre de batterie isotherme, la cellule est étudiée dans des conditions de température aussi constantes et contrôlées que possible. Le flux thermique évacué est enregistré avec une résolution temporelle.
Contrairement à une simple mesure de température, on n’observe pas seulement à quel point la cellule s’échauffe. La calorimétrie fournit une information quantitative sur l’échange d’énergie thermique.
Quels effets thermiques se produisent pendant le fonctionnement ?
Le développement de chaleur d’une batterie se compose de plusieurs contributions.
La chaleur irréversible est générée, entre autres, par les résistances ohmiques et la polarisation électrochimique. Ces pertes dépendent par exemple de l’intensité du courant, de l’état de la cellule et de la température.
La chaleur réversible est liée aux changements entropiques de la réaction électrochimique de la cellule. Selon l’état de charge et le sens du courant, cette contribution thermique peut être exothermique ou endothermique.
Le flux thermique parasite peut résulter de réactions secondaires indésirables, par exemple la décomposition progressive de l’électrolyte ou des réactions d’interface.
Le bilan énergétique fondamental de tels processus a été décrit par Bernardi, Pawlikowski et Newman (1985).
Pour l’interprétation, il est crucial que le calorimètre mesure d’abord la contribution thermique totale superposée. Les réactions individuelles ne peuvent pas être identifiées de manière univoque uniquement sur la base d’une certaine valeur de flux thermique.
Cependant, grâce à des protocoles de mesure appropriés, des mesures électriques d’accompagnement et des modèles physiques, les différentes contributions thermiques peuvent être étudiées de plus près.
Que peut mesurer le LINSEIS IBC L91 ?
Le LINSEIS IBC L91 est un calorimètre de batterie isotherme permettant d’étudier le flux thermique des cellules de batterie dans des conditions de température contrôlées.
Le système de mesure fonctionne avec des plaques de mesure régulées en température et des capteurs de flux thermique. La batterie est couplée thermiquement au dispositif de mesure, tandis que son comportement de charge et de décharge est dicté par une source électrique appropriée ou un cycleur de batterie.
Le flux thermique mesuré peut être analysé conjointement avec les données de courant, de tension et de température.
Cela permet par exemple d’étudier l’influence de différents taux de charge (C-rates), des fenêtres d’état de charge et des températures de mesure, ainsi que les modifications du comportement thermique au fil de mesures répétées.
La cellule de mesure de l’IBC L91 est de conception modulaire et peut être adaptée à différentes tailles et géométries de cellules.
Le système prend en charge, entre autres, les piles boutons et les cellules cylindriques, pour lesquelles des adaptateurs correspondants sont disponibles. Les cellules poche plates et les cellules prismatiques peuvent également être étudiées avec une configuration de plaques de mesure appropriée.
L’aptitude concrète dépend des dimensions de la cellule, du contact thermique, de la géométrie des plaques de mesure et du flux thermique attendu.
Quelles informations la mesure fournit-elle ?
Différentes informations peuvent être tirées des données de flux thermique résolues dans le temps.
Il est ainsi possible d’étudier comment le développement de chaleur évolue avec différents courants de charge et de décharge. En même temps, des conditions de température définies peuvent servir à rendre visibles les différences de comportement thermique des cellules.
En intégrant le flux thermique sur une période définie, il est possible de déterminer l’échange d’énergie thermique correspondant.
Associés aux données de mesure électriques, ces résultats peuvent contribuer à l’évaluation du bilan énergétique d’une cellule de batterie.
Pour l’interprétation, il faut toutefois tenir compte de la convention de signe du flux thermique, de la réponse dynamique du système de mesure ainsi que des procédures de correction et d’étalonnage utilisées.
Comment étudier le vieillissement des batteries avec un calorimètre ?
Un calorimètre de batterie ne mesure pas directement le vieillissement d’une cellule comme une grandeur physique unique. Il fournit cependant des informations supplémentaires sur les changements thermiques qui peuvent être liés à des processus électrochimiques et chimiques.
Pour une étude de vieillissement, une comparaison de cellules identiques dans des conditions de fonctionnement définies est par exemple appropriée.
D’abord, l’état thermique initial d’une cellule est caractérisé. Pour ce faire, des mesures de flux thermique peuvent être effectuées pendant un profil de charge et de décharge standardisé.
Ensuite, la cellule est sollicitée sur un nombre défini de cycles ou stockée pendant une période prolongée à un état de charge et une température définis.
À intervalles réguliers, le même programme de mesure calorimétrique est à nouveau effectué.
Si le flux thermique change pour un SoC comparable, une température et une charge de courant identiques, cela indique que le comportement thermique ou électrochimique de la cellule a changé.
Les causes peuvent être, par exemple, une résistance interne accrue, des pertes de polarisation modifiées ou des réactions secondaires supplémentaires.
Peut-on mesurer directement la croissance de la SEI et le placage de lithium ?
La calorimétrie isotherme peut contribuer à l’étude des réactions liées à la croissance de la SEI, à la dégradation de l’électrolyte ou au placage de lithium.
Cependant, l’attribution est complexe.
Lors de la croissance de la SEI, des réactions chimiques secondaires peuvent générer de la chaleur supplémentaire. Les signaux correspondants peuvent être très faibles et se superposer aux contributions thermiques réversibles et irréversibles.
Downie, Hyatt et Dahn (2016) ont montré, à l’aide de cellules NMC442/graphite, que la microcalorimétrie isotherme peut détecter des différences de réactions parasites entre différents systèmes d’électrolytes.
Le placage de lithium peut également influencer le comportement thermique d’une cellule. Cependant, une courbe de flux thermique caractéristique ne prouve pas à elle seule que le lithium s’est déposé sous forme métallique.
Pour une attribution univoque, des méthodes complémentaires sont nécessaires, par exemple la spectroscopie d’impédance électrochimique, des analyses spéciales de relaxation de tension ou des analyses de matériaux.
Le calorimètre de batterie ne fournit donc pas une identification chimique directe de toutes les réactions de vieillissement, mais un accès expérimental supplémentaire à leurs effets thermiques.
Exemple pratique : flux thermique à différents courants de charge et de décharge
Un exemple d’application du LINSEIS IBC L91 montre le flux thermique d’une seule cellule de batterie lithium-ion en fonction de la capacité convertie à différents taux de charge (C-rates).
Les mesures ont été effectuées à 0,4 C, 0,6 C et 0,8 C.
Les courbes illustrent que la charge de courant affecte le profil du flux thermique. Avec des courants de charge et de décharge plus élevés, des flux thermiques plus importants en valeur absolue apparaissent dans l’essai présenté. En même temps, les capacités atteintes diffèrent.
Ainsi, l’étude montre comment différentes conditions de fonctionnement électrique peuvent être comparées par calorimétrie.
Cependant, une conclusion immédiate sur le taux de vieillissement à long terme n’est pas possible à partir de cette mesure unique. Des mesures répétées et des informations supplémentaires sur l’évolution de la capacité et de l’impédance seraient nécessaires pour cela.
Figure 4 : Influence de différents courants de charge et de décharge sur le flux thermique d’une batterie lithium-ion.
Le flux thermique est représenté en fonction de la capacité convertie d’une seule cellule de batterie lithium-ion à différents taux de charge (0,4 C, 0,6 C et 0,8 C). Les courbes de mesure montrent que la charge de courant influence à la fois le profil du flux thermique et la capacité atteinte. En particulier avec des courants de charge et de décharge plus élevés, des flux thermiques plus importants en valeur absolue apparaissent. Les résultats soulignent le lien entre la charge électrique, le comportement thermique et la capacité utile. Pour une détermination quantitative de l’efficacité énergétique, des données d’énergie électrique supplémentaires et un bilan thermique correspondant sont nécessaires.
Source : Propres mesures, LINSEIS MESSGERAETE GMBH.
Comment réduire le vieillissement des systèmes de stockage stationnaires par batterie ?
Les résultats des études scientifiques sur le vieillissement montrent que la durée de vie des accumulateurs lithium-ion stationnaires peut être influencée par une stratégie de fonctionnement appropriée.
Un point de départ important est la gestion de la température. Des températures élevées peuvent accélérer de nombreuses réactions chimiques secondaires indésirables. En même temps, des températures trop basses doivent être prises en compte lors du choix du profil de charge, car elles peuvent favoriser le placage de lithium dans des conditions défavorables.
La fenêtre d’état de charge joue également un rôle important. Des temps de séjour prolongés à des états de charge élevés peuvent favoriser notamment le vieillissement calendaire. Les valeurs limites appropriées dépendent de la chimie de la cellule utilisée et du profil d’application.
Lors du choix des courants de charge et de décharge, la charge thermique et la puissance souhaitée doivent être mises en balance. Des courants élevés peuvent entraîner des pertes de chaleur irréversibles accrues et, dans certaines conditions, favoriser des mécanismes de vieillissement supplémentaires.
Enfin, la profondeur de décharge ne doit pas être considérée isolément. Les cycles de charge superficiels peuvent être avantageux, mais leur effet dépend de l’état de charge moyen et des autres conditions de fonctionnement.
Les mesures calorimétriques peuvent contribuer à comparer quantitativement le développement de chaleur de différentes stratégies de fonctionnement. Associées à des tests de vieillissement électrochimiques, elles fournissent ainsi une base supplémentaire pour le développement de systèmes de stockage par batterie durables.
Conclusion : comprendre le vieillissement des batteries au niveau des matériaux et des cellules
Le vieillissement des batteries lithium-ion résulte de l’interaction de processus chimiques, électrochimiques et mécaniques. Ceux-ci incluent notamment la croissance des couches d’interface, la liaison irréversible du lithium, le dépôt de lithium métallique et la perte de matériau électrochimiquement actif.
Les cycles de charge superficiels peuvent réduire la sollicitation, mais ne garantissent pas automatiquement un faible taux de vieillissement. La chimie de la cellule ainsi que la combinaison de la température, de l’état de charge, de la charge de courant et de la profondeur de décharge sont déterminantes.
La calorimétrie de batterie complète les études électriques et électrochimiques par des informations résolues dans le temps sur le développement de la chaleur. Le LINSEIS IBC L91 permet d’étudier ces changements thermiques dans des conditions de fonctionnement définies et de les mettre en relation avec les données de mesure électriques.
Ce n’est que par la combinaison des résultats calorimétriques avec des analyses de vieillissement et de matériaux appropriées que les processus de dégradation sous-jacents peuvent être évalués de manière plus complète et les stratégies de fonctionnement améliorées de manière ciblée.
Littérature scientifique
- 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. Documentation technique du produit. https://www.linseis.com/messgeraete/kalorimetrie/ibc-l91-isothermal-battery-calorimeter/
