科华蓄电池6-GFM-150 12V150AH安防系统

科华蓄电池6-GFM-150 12V150AH安防系统
科华蓄电池6-GFM-150 12V150AH安防系统

科华蓄电池性能与优势：
安全可靠性高
采用全自动的安全阀（VRLA），能防止气体被吸入蓄电池影响其性能，同时也可防止因充电等所产生的气体造成内压异常而损坏蓄电池。全密闭蓄电池在正常浮充下不会有电解液及酸雾排出。同时，采用自主技术的蓄电池托盘与蓄电池配套使用，确保蓄电池组使用更加安全。

使用寿命长
在20℃环境下，FM系列小型密封电池浮充寿命可达3～5年，FM固定型密封电池浮充寿命可达8～10年，FML系列电池浮充寿命可达10年，FMH系列电池浮充寿命可达10年，GFM系列电池浮充寿命可达15年。

自放电率低
采用特种铅钙多元合金，对隔板、电解液及各生产工序的杂质进行严格控制，在20℃的环境下，KSTAR蓄蓄电池在6个月内不必补充电能即可正常使用。

导电能力强
采用铜芯镀银端子及特别设计，保证极佳电气性能。

适应环境能力强
可在-20℃～+50℃的环境温度下使用，适用于沙漠、高原性气候。可用于的特殊电源。

方向性强
特别隔膜（AGM）牢固吸附电解液使之不流动。电池无论立放或卧放均不会泄露，保证了正常使用。

绿色无污染
静音、且无污染物排出。蓄电池房无需用耐酸防腐措施，可与电子仪器等设备同置一室。
所谓火电互补，在发达国家是气电互补。因为燃气电厂灵活调节性能好，发达国家所谓火电，大多是燃气电厂。我国情况有所不同，我国火电以煤电为主，按照“十三五”电力规划，到2020年煤电装机为11亿千瓦，天然气发电装机仅为1.1亿千瓦，煤电和气电比为10：1。气电装机数量少，并且气电中能用于与新能源电源互补的容量更少。“十三五”天然气发电规划中，“十三五”期间新增天然气发电装机容量5000万千瓦，调峰电站新增装机容量仅为500万千瓦，也就是说到2020年整个天然气发电中调峰容量仅约1000万千瓦左右，只占整个火电(煤电+气电)装机容量1%还不到，可见能与可再生能源电力和新能源电力互补的主要仍是煤电。

与化学储能和压缩空气储能相比，煤电投资约为储能装机的十分之一，煤电寿命约为储能的十倍。煤电的投资低、寿命长、成本低，可以在大多数条件下与风电、太阳能发电互补，而储能则必须依靠补贴投资及运行费用，这是煤电作为可再生能源与新能源电力互补的最大优势。煤电用于互补，最大的缺点是要排放污染物和二氧化碳。从“十二五”期间开始，我国煤电实行超低排放，排放的污染物大大减少，在“十三五”规划期间，还准备对煤电实行超低排放改造4.2亿千瓦，能进一步减少燃煤电厂污染物的排放。从中国的能源供需平衡上来看，煤电将在一定时间里存在，在储能技术尚未突破的情况下，煤电用于可再生能源、新能源发电的互补还是必要的、可行的。

煤炭用于可再生能源发电(主要是水电)和新能源电力的互补，与煤电利用率(煤电发电设备利用小时数)有很大关系，我国水电站多数调节性能较差，水电站丰水期大发，枯水期少发，需要煤电配合，水电大发时煤电少发，水电少发时煤电要大发，煤电与水电互补时与煤电长年承担基本负荷相比，利用率(即发电设备利用小时数)会下降。同样煤炭与风电、太阳光伏能发电互补时，也会降低发电设备利用小时数。

额定电压	2V	4V	6V	8V	10V	12V
实测电压	＞2.1V	＞4.2V	＞6.3V	＞8.4V	＞10.5	＞12.6V

电池充电：
一、循环充放使用模式
1、如果设备连接到电源上，充电饱和后就离开电源由电池供电，这种情况下就应当选择循环充放电方式。
2、循环充电时充电机器提供的最高电压应有限制：环境温度在25℃时，2V电池的充电充压为：2.35-2.45V；4V电池的充电电压为：4.70-4.90V；6V电池的充电电压为：7.05-7.35V;8V电池的充电电压为：9.40V-9.80V;10V电池的充电电压为：V;12V电池的充电电压为：14.1-14.7V。充电最大电流不大于额定容量值的25%A。
3、充电饱和时应立即停止充电，否则电池就会损坏或由于过量充电会容易引起电池外鼓。
4、充放电时，电池不可倒置。
5、循环使用的寿命取决于每次放电的深度，放电深度越大，电池可循环的次数就越少。
二、浮充使用模式
1、如果设备总是与电源连接，且处于充电状态，只是外电源停止时，由电池供电，这种情况下应当选择浮充充电模式。
2、电池组每节电池的浮充充电电压设定范围应严格控制：在环境20℃时，2V电池的浮充电压为：2.25-2.30V,最大充电电流不大于额定容量值的25%A。
3、浮充使用寿命主要受浮充电压和环境温度影响，浮充电压越高，电池寿命就越短。
三、放电
放电时电池端电压低于规定的终止电压或多次过放电，过放电将给蓄电池带来严惩损害，使电池寿命提前终止。

，而需求侧基本不参与电力供需平衡。这种供电方式，电力供应侧的供电能力除了满足需求侧最大负荷需要外，还要额外增加备用容量，有很多时间发电能力要放空，造成很大损失。20世纪70年代美国发现需求侧节省1个千瓦，比供应侧增加1千瓦的供电能力要便宜得多，于是提出了需求侧管理(DSM)，随着情况的变化，电力需求侧管理逐渐向需求响应(DR)发展。最著名的例子是美国加州2000年发生电力危机时，缺电严重，电价飞涨，加州采取了需求响应策略，谁能降低20%的电力需求，就给他的电价降低20%，一举解决了缺电问题。在大力发展可再生能源发电和新能源电力时，如果仍然采用供应侧实时跟踪用户负荷的变动，由于风电、光伏发电的间歇性和随机性，除了供应侧放空容量和电量外，还要为风电、光伏发电提供辅助电源。所以最好的办法是让需求侧的电力负荷来适应风电、光伏发电的形态，需求侧提供消耗水电、风电、光伏发电的柔性负荷。即水电、风电、光伏发电时，电力用户用电，水电、风电、光伏发电不能发电时，用户就不用电。这样做就不会造成供应侧放空容量和电量，也不会造成弃水、弃风和弃光。最好的例子就是我国“三北”地区利用风电、光伏发电的富裕电能就地搞供热。我们可以把这个经验推广到有过剩产能的耗电工业上去，这样做一方面把耗电工业的过剩产能利用起来，另一方面可以解决弃水、弃风和弃光。

现在利用柔性负荷来消纳可再生能源发电和新能源电力有两个有利条件，一是耗电工业有过剩产能;二是正在建设的智能电网。

在实际工作中，大家最关注的是电网建设，“三北”地区的风电、光伏发电当地消纳不掉，就希望大电网消纳。其实输变电设备并不具备消纳条件，输变电可以把可再生能源电力和新能源电力输送到有消纳能力的地方，消纳还是要靠火电的灵活电源，可再生能源电力和新能源电力的互补和柔性负荷。

在传统的电力系统里，为防止高峰负荷时拉闸限电，在电力规划中，要做调峰能力的供需平衡;现在为防止弃水、弃风、弃光，要做灵活电源规划，以满足火电、风电、太阳能光伏发电调节的需要，只有这样才能保证不弃水、不弃风、不弃光。“十三五”规划中灵活电源的规模是否能满足需要?大力压减煤电，是否会造成风电、光伏发电的辅助灵活电源不足?