How Non-Uniform Temperatures Influence the Performance and Ageing of Lithium-Ion Batteries
Creators: name: Paarmann, Sabine
Publisher: name: Karlsruher Institut für Technologie (KIT)
Year: 2021
Subjects: Lithium-Ionen Batteries
Energy storage
Temperature
Inhomogeneity
Ageing
Performance

description: Lithium-Ionen Batterien (LIB) finden aufgrund ihrer Vorteile hinsichtlich Energie- und Leistungsdichte sowie ihrer Zuverlässigkeit verbreitete An-wendung als elektrochemische Energiespeicher. Sie spielen im Rahmen des Klimawandels und der dadurch bedingten Energiewende eine zentrale Rolle in der Elektrifizierung der Mobilität. In LIB laufen eine Vielzahl komplexer multi-physikalischer Prozesse und elektrochemischer Reaktionen zeitgleich und in enger Wechselwirkung miteinander ab. Neben vielen anderen Faktoren hat die Temperatur wesent-lichen Einfluss auf diese und folglich auf das resultierende Leistungs- und Alterungsverhalten der Batteriezelle. Während des Betriebs einer Zelle liegt ihr „Wohlfühlbereich“ bei etwa 25 °C. Bei höheren Temperaturen steigt zwar die Leistungsfähigkeit, aber es intensivieren sich auch parasitäre Nebenreaktionen und die Degradation der Zelle. Bei niedrigeren Temperatu-ren hingegen verlangsamen sich die Prozesse, es kommt zu erhöhten Über-spannungen und die Leistungsfähigkeit nimmt ab. Hinzu kommt die Gefahr von Lithium-Plating, was ebenfalls zu einer beschleunigten Alterung führt. Durch die im Betrieb ablaufenden Verlustprozesse kommt es zusätzlich zu einer Erwärmung. Um diese interne Wärmeentwicklung auszugleichen, werden bei größeren Batteriepacks Temperiersysteme eingesetzt. Diese wiederum induzieren einen Temperaturgradienten sowohl im Modul als auch in jeder einzelnen Batteriezelle. Wie sich solche Temperaturgradienten auf das elektrochemische Verhalten auswirken, wird im Rahmen dieser Dissertation zunächst integral anhand von Spannungsverläufen und elektrochemischen Impedanzspektren unter-sucht. Bisher wurden Impedanzspektren an Zellen mit aufgeprägtem Tempe-raturgradienten mit dem Ziel aufgenommen, diese Methode als schnelles Diagnosewerkzeug für Batteriemanagementsysteme zu nutzen. Die Ergeb-nisse zeigen bei Temperaturgradienten auf niedrigem Temperaturniveau eine Verschiebung des Zellverhaltens in Richtung des Verhaltens der Zelle bei einer höheren Temperatur. Damit hat der wärmere Teil gegenüber dem kälteren Teil der Zelle einen etwas größeren Einfluss auf das Gesamtverhal-ten. Bei höheren Temperaturen und höheren Strömen zeigt sich dieses Verhalten nicht, da die Stromdichte lokal ähnlich ist bzw. auch im Bereich hoher Temperaturen Überspannugen auftreten und die Stromdichte begren-zen. Der Einfluss von Temperaturgradienten auf das integrale Batteriever-halten ist damit weniger stark ausgeprägt als die weit verbreitete Restriktion bezüglich des maximalen Temperaturunterschiedes von 5 K vermuten lässt. Weiterhin werden diese Zusammenhänge über die temperaturabhängige Stromverteilung in der Zelle vertiefend analysiert. Um diese zuverlässig zu quantifizieren, wird ein neuartiger Versuchsablauf entwickelt und imple-mentiert. Er bietet Vorteile gegenüber bisher durchgeführten Methoden, welche auf instrumentierten Multitabzellen oder auf Parallelverschaltung mehrerer Zellen basieren. Die entwickelte Methode ermöglicht die Messung der Stromverteilung an einer Einzelzelle und ist damit unabhängig von Variationen zwischen den Zellen und dem Messaufbau. Validiert wird diese mit einer parallelen Verschaltung von Zellen desselben Zelltyps mit indivi-dueller Temperierung. Zusätzlich wird das Alterungsverhalten unter definierten thermischen Inhomogenitäten untersucht. Neben dem Kapazitätsverlust und Impedanzan-stieg mit zunehmender Zyklenzahl wird die Temperaturabhängigkeit über eine äquivalente Alterungstemperatur quantifiziert und die auftretenden Alterungsmodi mit Hilfe der „Differential Voltage Analysis“ betrachtet. Um die Alterungsursachen und die lokalen Mechanismen zu identifizieren, werden ausgewählte repräsentative Zellen geöffnet und die Elektroden individuell über Halbzellmessungen charakterisiert. Zusätzlich wird die Elektrodendicke gemessen, Bilder der Oberfläche mit dem Rasterelektro-nenmikroskop aufgenommen und Messungen mittels Röntgenphotoelektro-nenspektroskopie durchgeführt. Die Kristallstruktur wird über Röntgenbeu-gung analysiert und die Konzentration der Übergangsmetalle, Lithium und Phosphor an der Anode mit Hilfe der optischen Emissionsspektrometrie mit induktiv gekoppeltem Plasma gemessen. Die auftretenden Veränderungen werden anschließend mit den Randbedingungen korreliert. Die Messungen zeigen eine starke Inhomogenität der Alterungsmechanismen, während das integrale Alterungsverhalten durch Temperaturgradienten nicht signifikant verändert wird. Zeitliche Temperaturänderungen hingegen induzieren eine ausgeprägte Alterung. Mit diesen Ergebnissen ergibt sich ein umfassendes Bild, wie sich thermi-sche Inhomogenitäten auf die Batteriezelle, ihr elektrochemisches Verhalten und die Alterung auswirken.