蓄电池应用领域与分类：
免维护无须补液； UPS不间断源；
内阻小大流放性能好； 消防备用源；
适应温度广； 安全防护报警系统；
自放小； 应急照明系统；
使用寿命长； 力邮通信系统；
安全防爆； 动工具,动玩具；
独特配方深放恢复性能好； 便携式子设备；
蓄电池售后服务：
1. 对售出的电池我们建立《顾客档案》，实行跟踪服务。
2. 电池售出后，实行随时电话跟踪，并执行每年至少一次的**巡检，并向顾客报告蓄电池使用情况，让顾客用的放心。
3. 发生顾客投诉时，一小时内提供解决方案。包括现场恢复方案及退货处理方案，直到顾客满意。宗旨是将客户的麻烦降到-小。
4. 正常情况下，退回电池在到货两周内出具检测报告，确属我司原因我司承担责任；非我司电池原因，我们出具相应报告，对顾客的使用加以指导
质保规则：
质量保证期限：视使用方法及使用客户，质保期为三年。
使用说明：铅酸蓄电池长时间放置三个月要为电池补充电量，放置半年让电池充放一次，达到一个循环；使用过 程中，切忌把电放干再充电，对电池影响很大，要 随用随充电，充满为止，但也不要过充、过放电。
包装：为纸箱，根据运输距离可打扎带，可打木箱。 纸箱包装：1只/箱，采用物流长途运输或两箱打一个包 装，节约运输费用。
运输：样品可采用快递方式，批 量货，可采用物流或客车， 部分地区根据长期经销商情况可采用代收款的方 式或预付30%--70%定金，余款代收的方式。
验收：不管采用哪种方式运输货物，请客户和收货人一定在承运单位当事人在场时当场查验收货，查看外包 装，是否破损，变形，是否沾水，小件可拿起来晃动，听听内部是否有配件脱落，用手捏一捏内部是否有 碎屑或裂缝等，确保我们的货物和产品安全到达目的地。若遇到不可抗因素，我们三方可协调解决运输问 题 。
供方责任：
38AH（含38AH）以上蓄电池，质保期为三年，三年出现任何非人为质量问题，免费更换全新的同品牌同型号规格的蓄电池。非人为质量问题包括：运输过程中造成的电池破损、鼓包、漏液、电池电压范围异常、接线端子变形等。
客户责任：
1.客户可凭我公司的采购合同编号，并提供破损蓄电池详细照片，客服通过验证后立即向客户免费派发指定型号的蓄电池。
2.客户在收到更换的全新蓄电池后，请立即将损坏的蓄电池发往供货公司。
亲爱的顾客，感谢您的关注与支持。为了我们能够更好的沟通和拥有愉快的交易，请购物前多花几分钟看看下面的文字，祝您购物愉快！
安全SECURE蓄电池SB12800 12V80AH参数及规格
目前，随着光伏发电成本和蓄电池价格的不断下降，为保持光热发电技术的竞争力，光热开发商们开始日益注重电站的性能改善、标准化以及通过大规模部署以降低发电成本。
在全球可再生能源不断发展的当下，风电和光伏装机量不断上涨，为确保电网保持平衡，必然需要增加额外的可调配电力或者配置蓄电池等储能系统以消除间断性可再生能源的短板。是选择可配置高性价比储热系统的光热电站作为基础负载进行调峰，还是选择光伏或风电等间歇性能源配置蓄电池进行储能，-终可能将由它们各自的经济性决定。因此，光热开发商必须全力以赴降低发电成本，这样才能与天然气发电、光伏以及蓄电池系统进行抗衡。
据国际可再生能源机构（IRENA）预测，至2025年，槽式光热发电技术的平准化发电成本（LCOE）将下降37%至$90/MWh，塔式光热发电技术的成本将下降43%至$80/MWh；而光伏发电成本将下降至$60/MWh，下降幅度为59％；陆上风电成本将下降至$50/MWh，下降幅度为26％，后两者的发电成本将继续保持在光热发电之下。
在太阳辐照资源较好的地方，配备几小时储能系统的光伏发电技术目前被视为-具经济效益的太阳能解决方案，而光热电站则可以配置更长时间的储热系统而使发电成本进一步降低，这也是光热发电技术的一个关键优势。
ACWA业务发展执行董事Andrea Lovato表示：“带四小时锂离子储能电池的光伏系统目前的发电成本约为10美分/kWh，而储能型光热发电系统的发电成本则为14美分/kWh。同时，蓄电池价格下降速度很快，这对光热发电技术而言，其在储能方面的优势将受到影响。所以，储能型光热发电的成本亟需大幅下降。”
沙特阿美石油公司可再生能源部门总经理Tim Polega在迪拜举行的2016年MENA Sol大会上介绍说：“据我们公司预测，若给光伏系统配备7小时的电池储能系统，其成本将低于储热型光热发电系统之下。尽管预测显示，新型光热电站的投资成本将会不断下降，但到2026年之前，一旦光伏系统的电池储能时长达到15个小时，其成本还将低于新型光热电站的发电成本。”
沙特阿美石油公司还预测，在未来十年，储热时长达6小时的光热电站的投资成本将呈直线下降趋势——从2016年的$5.32/W，到2021年的$4.28/W，甚至可低至$3.80/W左右。
全球光热电站的现有装机容量约为5GW，据沙特阿美石油公司的预测，到2021年之前，将有望再新增4GW装机，在2022~2026年之间，装机量将再增8GW。
技术顾问公司Atarenewables的战略和业务拓展部门总监Belen Gallego则表示：“尽管目前的电网调配需求为光热打开了一扇窗，但是光伏系统的成本下降幅度使之保持了优先地位。因此，我们必须要努力使光热发电成本的下降速度赶超光伏蓄电储能的发展速度。”
市场化竞争是光热成本下降的重要推手
竞争性招标促进了光热发电项目投标电价的降低，Abengoa于2014年以$115/MWh的价格投标智利装机110MW的Atacama1光热-光伏混合电站，这也是迄今为止全球-低的光热报价。
2015年，针对装机100MW的Redstone光热电站的开发，SolarReserve和ACWA电力牵头的联合体与南非签署协议，该项目配有12小时的储热系统，投标电价为$124/MWh。
-近一段时间，中东地区的光热发电行业发展日趋活跃，对光热发电成本的进一步下降产生了积极影响。今年6月，迪拜水电局（DEWA）主导开发的装机800MW的DEWA III光伏太阳能公园项目的-终采购电价确定为$29.9/MWh，这是有史以来-低的光伏中标价格。迪拜水电局也表示，在今年晚些时候为装机规模为200MW的光热发电项目招标时，期望收到$80/MWh左右的报价。
“其实，影响光热项目电价的两大首要因素就是项目的巨额投资费用以及建设电站所耗费的时间。”ACWA电力公司的总裁兼执行官Paddy Padmanathan表示，“时间是至关重要的，因为三到四年的建设周期，就意味着我们要分期偿还建设过程中所产生的利息，这无疑增加了发电成本。而要寻求发电成本的有效降低，实现电站设计环节的简化和标准化将是很好的出路。”