ESPAÑA y EL SOL ++ thermische Solarkraftwerke + PV + Projekte + Techniken + Infos + AG´s ++ ( Seite 4)

Antwort auf Beitrag Nr.: 26.631.387 von Lanzalover am 02.01.07 00:26:48Ist doch intereesant, daß ABG auch an dieser Technik arbeitet. Das wäre schon etwas für Dich in Lanzarote.

Ich wünsche Dir ein gutes und erfolgreiches neues Jahr.

Saludos, bossi

PS: hat schon sehr gut angefangen.

Antwort auf Beitrag Nr.: 26.634.770 von bossi1 am 02.01.07 11:55:21ja, sage ich doch, ich will so eine stirling-dish haben

... durch die stirling-technik und meine suche nach entsprechenden aktien bin ich auf abengoa aufmerksam geworden

muchas plusvalias!

mfg.

ABG Abener wird in Algerien das erste Hybridkraftwerk der Welt, die Solar Power Plant One (SPP1), bauen und über 25 Jahre nutzen und betreiben. Das anteilige Solarkarftwerk in Parabolrinnentechnik hat eine Leistung von 25 MW, das parallel betriebene Kombikraftwerk 130 MW. Die Turbinen im Kombikraftwerk werden auch vom Solarkraftwerk mit Wasserdampf versorgt. Das reduziert die Kosten beider Kraftwerke. Beim Solarkraftwerk betragen die Spiegelflächen 180.000m².

Algerien hat ergeizige Ziele in dem Bereich und möchte bis 2010 5% seiner elerktrischen Energie mit erneuerbaren Energien erzeugen und auf längere Sicht sogar Europa mit grüner Energie versorgen. Dazu sind verschiedene Projekte mit Seekaben etc. nach Europa im Planungsstadium. ABG Abener könnte dann mit diesem Projekt weltweit Erfahrungen in allen Bereichen von Solarthermischen Kraftwerken vorweisen. Auch eine Reihe von Folgeaufträge wäre möglich, bei den ergeizigen Plänen in Algerien. ...Es gibt noch mehr Infos zum Projekt.

Da machen evt. auch die beiden neuen Werke für 36 Mill.€ von Schott in Sevilla für Solarspiegel und Receiver Glasröhren für Parabolrinnenkraftwerke Sinn so nahe bei Abengoa.

-------------

Abener firma el contrato de la primera Central Híbrida solar-ciclo combinado del mundo en Argelia


El acto solemne estuvo presidido por el Ministro de Energía y Minas de Argelia, Chakib Khelil y contó con la presencia del Vicepresidente de Sonatrach, el Presidente de Sonelgaz, el Presidente de NEAL y Manuel J. Valverde Delgado, Director General de Abener.

El proyecto, promovido por la sociedad conjunta entre Abener y NEAL, Solar Power Plant One (SPP1), constituida al efecto, operará y explotará la central durante un período de 25 años, comprando la totalidad de la energía producida, la sociedad estatal argelina Sonatrach.

La planta estará dotada con un campo solar de tecnología cilindro parabólica de 25 MW y proporcionará energía térmica complementaria a un ciclo combinado de 130 MW. La superficie reflectante del campo solar superará los 180.000 m2, siendo la novedad del proyecto el aprovechamiento eléctrico del calor generado en la misma turbina de vapor que aprovecha el calor residual de la turbina de gas. Esta configuración es doblemente eficiente: minimiza la inversión asociada al campo solar, dados los elementos comunes con el ciclo combinado, a la vez que reduce las emisiones de CO2 asociadas a la planta convencional.

Argelia fue, en Marzo de 2004, el primer país fuera del marco de la OCDE en implantar un esquema de incentivos a la producción de energía eléctrica termosolar con el objetivo de diversificar sus fuentes de energía y aprovechar la potencialidad que ofrecen sus recursos de energías renovables, con el objetivo de cubrir en 2010 un 5% de sus producción eléctrica con fuentes renovables y con vistas a convertirse en el largo plazo en uno de los suministradores de energía verde a Europa a través de los varios proyectos de interconexión eléctrica submarina en estudio. Es de destacar que el aprovechamiento del 1% de la superficie del Sahara con plantas termosolares, podría alimentar con energía eléctrica a todo el planeta, siendo Argelia el país que mayor potencialidad ofrece en esta área.

Esta nueva Central, referente mundial en su tecnología, consolida a Abener como el primer constructor mundial con referencias en todas las tecnologías termosolares en desarrollo.

ABG Solucar mit neuer US Tochtergesellschaft auf den US Solarmarkt. Die Industrial Solar Technology (IST)in Denver wird von ihnen übernommen. Sie haben über 20 Jahre Erfahrung mit Parabolrinnen Systemen.
Sie werden die Technik auch in Algerien brauchen. Interessanter US Berater mit Dr. Fred Morse. Wieder kein Wort von Abengoa zur US Tochtergesellschaft und Übernahme....

Abengoa Creates Solar Energy in U.S.
Washington, DC [RenewableEnergyAccess.com]

Abengoa S.A., a Spanish-based $3 billion diversified energy company, has created Solucar Power, Inc., a new U.S. subsidiary that will handle market development in solar energy. Solucar Power will respond to utility requests for electricity using concentrating solar power (CSP) technologies.

"It seems clear that CSP is now poised to grow rapidly in the southwestern states due to the growing need for power from clean energy source."

-- Dr. Fred Morse, Abengoa, Senior Advisor for U.S. activities in concentrating solar power (CSP)

"It seems clear that CSP is now poised to grow rapidly in the southwestern states due to the growing need for power from clean energy source," said Fred Morse, who was appointed Senior Advisor for Abengoa's U.S. activities in CSP.

Morse, who served as Executive Director of the White House Assessment of Solar Energy in the late 1960s, and furthered solar energy R&D at the U.S. Department of Energy, is co-Chairman of the Western Governors Association Solar Task Force and Chairman of the CSP Division of the U.S. Solar Energy Industries Association (SEIA).

Abengoa will propose solutions based on parabolic troughs as the principle component of the CSP plant. Future plants may offer other CSP technologies as justified by cost, performance and risk profiles. Solucar Power will leverage the parent company's resources and expertise in conventional and solar power plant engineering, construction and operation, as well as in control systems and biofuels.

Solucar Power also purchased Industrial Solar Technology (IST) Corporation's assets and technology in solar troughs. IST, based in Denver, Colorado, has 20 years' experience in CSP with trough systems for industrial and commercial steam applications.

Since its founding in 1941, Abengoa has expanded to include solar energy, bioenergy, environmental services and information technology. Operating in more than 70 countries, it recently completed an 11 MW central receiver plant in Spain and has started construction of a 20 MW plant. Abengoa is also a producer of biofuels, with three ethanol plants in the U.S. and others under development and construction.

For further Information
» Abengoa

Solarthermie

Einleitung
Die Solarthermie ist die am weitesten verbreitete Technik zur Nutzung der Solarstrahlung. Sie wandelt die langwelligen Strahlungsanteile der einfallenden Sonnenstrahlung in Nutzwärme um und findet hauptsächlich im Bereich Brauchwasser-Erwärmung Verwendung. Im Niedertemperatur-Bereich kann man Solarthermie-Anlagen noch zur Heizungsunterstützung oder Schwimmbaderwärmung verwenden. Im Hochtemperatur-Bereich besteht die Möglichkeit Prozesswärme für die Industrie und elektrischen Strom mit Hilfe solarthermischer Kraftwerke zur Verfügung zu stellen. Die Brauchwasser-Erwärmung ist die am weitesten entwickelte Form der Solarthermie und mit einer richtig dimensionierten Anlage lassen sich 50 - 70% pro Jahr der Heizkosten für Wasser-Erwärmung einsparen. Von Mai bis September beträgt der solare Deckungsanteil 100% und für die restliche Zeit des Jahres ist er kleiner 60%.

Technik
Die Solarthermie kann in Nieder- und Hochtemperatur-Bereich unterschieden werden, woraus sich die unterschiedlichen Anwendungen ergeben.

Niedertemperatur-Bereich
Um die einfallende Solarstrahlung nutzbar zu machen verwendet man Absorber, die in verschiedenen Bauformen angewendet werden, einmal die am weitesten verbreiteten Flachkollektoren und die Vakuum-Röhrenkollektoren. Für die Schwimmbaderwärmung werden nur sehr einfache Kollektoren benötigt. Hier genügen oftmals schon einfache schwarze Kunststoff-Rohre oder Schläuche, die fest auf eine Dachfläche montiert sind. So werden mit ca. 22 - 25°C ausreichende Temperaturen für Schwimmbäder erreicht und es lassen sich enorme Mengen an CO2 einsparen, welches mit herkömmlicher Heizung entstehen würde.

Flachkollektor:
Das Herzstück eines jeden Kollektors ist der Absorber. Er besteht aus einem Metallrohr kleinen Durchmessers, welches mit Wärmeleitblechen verlötet, verschweißt oder verpresst ist. Als Absorber-Materialien werden hauptsächlich Aluminium, Kupfer oder Stahl verwendet. Durch die Metallröhren fließt ein Wasser-Glykol-Gemisch, was im Winter die Frostsicherheit garantiert und mit einer handelsüblichen Umwälzpumpe befördert wird. Um die Abstrahlungsverluste der kompletten Absorber möglichst gering zu halten, werden diese mit sehr dünnen so genannten Selektiven Schichten versehen. Diese bestehen meist aus Schwarz-Nickel- o. Schwarz-Chrom-Pigmenten oder auch aus Titan-Oxid-Nitrid.

Die Absorber befinden sich in einem Gehäuse, was aus Blech oder Kunststoff besteht und sind mit einer speziellen Frontscheibe luftdicht abgedeckt. Die geforderten Eigenschaften der Scheibe sind ein guter Transmissionswert für die einfallende Strahlung und gute reflektierende Eigenschaften für die von den innen liegenden Absorbern kommende Wärme. Die Kollektor-Rückenwände sind mit gut isolierenden Dämmmaterial, wie fester Mineralwolle ausgekleidet um die Abstrahlungsverluste so klein wie möglich zu halten.

Vakuum-Röhrenkollektor:
Der Aufbau des Absorbers ist im Prinzip gleich zum Flachkollektor. In dem etwas dünnerem Metallrohr (Heatpipe) befindet sich ein Medium mit einem niedrigem Siedepunkt, wie zum Beispiel Methanol (kocht bei 64,6°C). Dieses verdampft bei Erwärmung und steigt nach oben in einen Wärmetauscher, wo es unter Wärmeabgabe an die Wärmeträgerflüssigkeit wieder kondensiert und nach unten zurück fließt. Um noch geringere Wärmeverluste zu erzielen befindet sich die sogenannte Heatpipe mit Wärmeleitblech in einer evakuierten Glasröhre. Das hat zum Vorteil, dass die Vakuum-Röhrenkollektoren vor allem in sonnenärmeren Zeiten mehr Energie als Flachkollektoren "ernten" können. Die Glasröhren lassen sich nicht 100 prozentig abdichten und somit verlieren sie über einen großen Zeitraum ihr Vakuum und dadurch die guten isolierenden Eigenschaften des Vakuums.

Mit Flachkollektoren werden Spitzen-Wirkungsgrade von bis zu 85% erreicht. Im Durchschnitt liegt der Wirkungsgrad bei 50-75% leicht darunter. Vakuum-Röhrenkollektoren haben dagegen einen höheren Wirkungsgrad um die 80%.


Hochtemperatur-Bereich
Die Hauptanwendung für die Hochtemperatur liegt eindeutig in der großtechnischen, solarthermischen Stromerzeugung. Zweite wichtige Anwendung liegt in der Bereitstellung von Prozesswärme für energieintensive, großtechnische Verfahren in der Industrie. Die hier vorherrschenden und benötigten Temperaturen liegen im Bereich von ca. 80 bis 1200°C.

Um diese hohen Temperaturen zu erzeugen, werden die einfallenden Sonnenstrahlen mit unterschiedlichen Varianten auf geeignete Absorber konzentriert.

Parabolrinne (80 - 400°C)
Paraboloid (400 - 1200°C)
Solarturm ( bis zu 1200°C Absorbertemperatur)
Fresnel-Linsensysteme

Solarthermische Kraftwerke
Die großtechnische solarthermische Stromerzeugung ist seit den Achtzigern im Betrieb erprobt. Die Erfindung mittels Parabolrinnen die Sonnenstrahlen direkt zu nutzen um damit Dampf zu erzeugen, wurde 1907 in Stuttgart zum Patent angemeldet. Da mit der Kohle am Anfang des 20. Jahrhunderts nicht die Notwendigkeit bestand, Sonnenenergie zu nutzen verschwand diese Technik wieder in der Schublade. Mit der Ölkrise in den Siebzigern wurden sehr viele totgeglaubte Erfindungen wieder entdeckt. So auch die Parabolrinnen-Technik. Nach einiger Entwicklungszeit ging 1981 der erste Prototyp eines solarthermischen Kraftwerks mit 500kW(el.) in Betrieb. In Kalifornien wurden dann von 1984 bis 1991 insgesamt 9 Solarkraftwerke mit einer Gesamtleistung von 354MW ans Netz genommen. Bis jetzt haben diese Anlagen zuverlässig knapp über 10 Milliarden Kilowattstunden sauberen Solarstrom erzeugt.

Eine weitere Möglichkeit die Sonnenenergie zu nutzen ist das Solarturm-Kraftwerk. Hierbei werden die einfallenden Strahlen mit sehr vielen 2-achsig nachgeführten Spiegeln auf einen Absorber konzentriert, wobei aufgrund des hohen Konzentrationsverhältnisses Temperaturen über 1000°C entstehen. Mittels angeschlossenem Dampfkraftwerk wird dann Strom erzeugt.

Dish-Stirling-Anlagen erzeugen, wie der Name schon sagt, mit einem Stirling-Motor elektrische Energie. Hier wird die Solarwärme mit einem Paraboloid direkt auf einen im Brennpunkt befindlichen Stirling-Motor fokussiert. Auch hier können Temperaturen von bis zu 1000°C auftreten.

Das Aufwindkraftwerk ist eine weitere Form eines solarthermischen Kraftwerkes. Unter einer riesigen Kollektor-Fläche, zur Mitte leicht ansteigend, erwärmt die einfallende Solarstrahlung die darunter befindliche Luft. Diese steigt mit ca. 60km/h in einem Kamin nach oben und treibt ein Windrad mit angeschlossenem Generator am Fuße des Kamins an. Unter dem Kollektordach befinden sich große Wasserschläuche, welche die am Tag einfallende Strahlung speichern und somit auch einen Betrieb in der Nacht garantieren. Von dieser deutschen Erfindung wurde Anfang der Achtziger in Spanien ein Prototyp mit einer elektrischen Leistung von 50kW erbaut. Der Kamin hatte eine Höhe von 195m und einen Durchmesser von ca. 5m. Diese Anlage lieferte zuverlässig 9 Jahre Strom und musste aufgrund von Witterungsschäden wieder abgebaut werden.

Derzeit wird in Australien mit 1000m Kaminhöhe das höchste Bauwerk der Erde, ein Aufwindkraftwerk, errichtet. Um eine elektrische Leistung der geplanten Anlage von 200MW zu erreichen ist ein Kamin-Durchmesser von 130m und eine Kollektor-Fläche von 78,5 km² notwendig und Ende 2005 soll dieses gigantische Projekt fertig gestellt werden.

Pro & Kontra
Die Solarthermie macht es uns möglich das große Strahlungsangebot unserer Sonne großtechnisch zu nutzen. Mit dieser Technik lassen sich riesige Mengen an Schadstoffemissionen vermeiden und leisten somit einen wichtigen Beitrag für den Klimaschutz.

Die Spiegel des Solarturm-Kraftwerkes und die Dish-Stirling-Anlage haben zum Nachteil, dass sie sehr genau und somit aufwendig dem Sonnenstand nachgeführt werden müssen, während beim Parabolrinnen-Kraftwerk nur einachsig nachgeführt werden muss. Das ist wiederum ein Vorteil der Parabolrinnen-Technik, denn die Flächenausnutzung ist um ein Vielfaches besser.

Solarthermische Anlagen werden mittlerweile perfekt in Serie gefertigt und das garantiert einen wirtschaftlichen Betrieb in fast ganz Europa und Regionen mit ähnlich klimatischen Bedingungen. Die solarthermischen Kraftwerke sind nur dort wirtschaftlich, wo eine durchschnittliche Sonneneinstrahlung von mehr als 1400kWh/m²/a einfällt. Nord- und Südafrika, die arabische Halbinsel, der Nordwesten Australiens aber auch das große Gebiete in Nord- und Südamerika eignen sich mit bis zu 2250kWh/m²/a hervorragend für die Errichtung solarthermischer Kraftwerke im großen Maßstab.

Zukunft
Mit dem Marktanreiz-Programm der Bundesregierung, dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) und der Möglichkeit zinsverbilligte Kredite zu bekommen, ist eine gute Basis für bestehende und zukünftige solarthermische Anlagen geschaffen worden. Mit den immer weiter steigenden Preisen der Primärenergieträger, wie Öl, werden solarthermische Anlagen mit ihrem enormen Einsparungspotential immer interessanter. Mit der steigenden Nachfrage werden die Kosten von ca. 450...1400 EUR pro Quadratmeter für kleine, komplett montierte Anlagen weiter sinken und eine umweltschonende Solaranlage erschwinglich machen.

Im globalen Vergleich belegt Deutschland Spitzenpositionen im Bereich regenerative Energien und als Technologie-Lieferant werden zukünftig viele neue Arbeitsplätze in Deutschland und Europa entstehen und somit den wirtschaftlich armen und sonnenreichen Regionen dieser Welt aussichtsreiche Perspektiven und Wohlstand bringen.

Pressemitteilung vom 11.12.2006
Mainz erstellt Solaratlas


Umfassenden Solaratlas für Mainz erstellen
Das soll sich nun ändern. Die Mainzer Bürgerinnen und Bürger sind aufgerufen, ihre Solaranlagen zu melden. Ziel ist es, einen möglichst umfassenden Solaratlas für Mainz zu erstellen. Unterstützung erfährt die Stadt Mainz dabei von der Firma Schott AG, die die Diplomarbeit von Michael Wilhelm zum Thema "Solarstadtkonzept Mainz" an der FH Bingen betreut und fördert. Heute stellten Günther Neuhaus in Vertretung des erkrankten Umweltdezernenten Wolfgang Reichel sowie der stellvertretende Umweltamtsleiter Martin Witzel und Klaus Hofmann, Leiter Corporate Public Relations der Schott AG, und Dr. Jürgen Steiner, PR-Manager Corporate Public Relations Schott AG, das Vorhaben vor.

"Wir wollen Solarstadt werden. Auf diesem Weg sind wir bereits gut vorangekommen", sagten Günther Neuhaus und Martin Witzel. Der gute 8. Platz unter den Großstädten in der Solarbundesliga sei in erster Linie der großen Zahl von Photovoltaik-Anlagen zu verdanken: "Die können statistisch sehr einfach erfasst werden: aufgrund des Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) wird der produzierte Strom in das Netz der Stadtwerke eingespeist und vergütet. Daher haben die Stadtwerke hier einen guten Überblick. Aktuell sind dies 26,9 Watt installierte Leistung pro Einwohner, also insgesamt über 5 Megawatt." Fast jede Woche könne man eine neue Photovoltaik-Anlage in Mainz einweihen, so rasant sei inzwischen die Entwicklung. Günther Neuhaus: "Außer auf Schuldächern sieht man im Stadtgebiet schon viele Anlagen auf privaten Gebäuden, auf landwirtschaftlichen Anwesen und auf Firmendächern."

Wenn man die regenerativen Energien betrachte, stehen neben der Photovoltaik, der Windenergie oder der Biomassenutzung zur Stromerzeugung auch die Sonnenenergie zur Wärmenutzung zur Verfügung. "Warmes Wasser zum Duschen und Händewaschen sowie für die Heizung kann durch Sonnenkollektoren erzeugt werden", erläuterte Martin Witzel.

Bei der Nutzung dieser Solarthermie gab es in den vergangenen Jahren große Fortschritte: Noch 1995 waren in Mainz nur etwa 30 Kollektoranlagen dokumentiert. Martin Witzel: "Damals waren die Akteure noch Solarpioniere und Bastler." Längst gebe es Sonnenkollektoren serienreif von Markenherstellern zu kaufen. Derzeit dürften bereits mehrere 100 Anlagen in Mainz installiert sein, schätzt der stellvertretende Umweltamtsleiter: "Ihr Bestand lässt sich leider nur grob schätzen, da es keine zentrale Erfassung dieser Kollektoren gibt."

Allein für Bretzenheim dürfen etwa 70 der Sonnensammler angenommen werden. Die größten Anlagen befinden sich in Mainz auf öffentlichen oder gewerblichen Gebäuden, die Mehrzahl jedoch auf Privatgebäuden. Die größte Anlage ist die Absorberanlage beim Schwimmbad Großer Sand in Mombach mit 1.200 Quadratmetern. Weitere größere Flachkollektoranlagen finden sich bei den Stadtwerken Mainz oder beim Theresianum.

Diplomarbeit zum 'Solarstadtkonzept Mainz'
Das Umweltamt hatte sich bemüht, mittels Luftbildauswertung eine entsprechende Erfassung durchzuführen, doch scheiterte diese am Aufwand und der Verwechslungsgefahr z.B. mit großen Dachfenstern. Daher fehlt bislang für die solarthermischen Kollektoranlagen ein aktueller Überblick. "Ich freue mich daher, dass es durch die Diplomarbeit von Michael Wilhelm zum 'Solarstadtkonzept Mainz' die Chance gibt, unsere Daten zu aktualisieren", sagte Martin Witzel. Er freue sich zudem, dass das Mainzer Unternehmen SCHOTT AG diese Arbeit fördere: "Denn unter den Herstellern ist zweifelsohne der SCHOTT-Konzern, der von Mainz aus mit der 'Business Unit Solar' weltweit etwa 500 Beschäftigte im Solarbereich koordiniert, der bedeutendste." Im fränkischen Alzenau produzierten etwa 400 Mitarbeiter Solarstrom-Module. Im bayerischen Mitterteich erstelle ein 60-köpfiges Team Glasröhren bei der Firma SCHOTT Rohrglas für Kollektoren von thermischen Solaranlagen sowie als Receiver von Parabolrinnen-Kraftwerken, die im Mittelmeerraum mittels Dampf elektrische Energie erzeugen sollen. Selbst in den USA, in Nevada sei Schott ganz vorne engagiert mit dem Bau eines 64-Megawatt-Parabolrinnenkraftwerk, so Günther Neuhaus und Martin Witzel.

"Um die Daten zur Sonnenwärmenutzung in Mainz zu aktualisieren, sind wir auf die Mitwirkung der Bürger angewiesen. Daher wollen wir eine Erhebung speziell zur Solarthermie mittels Erhebungsbogen starten", sagten sie. Dieser Erhebungsbogen wird auf den Internetseiten der Stadt Mainz bereitgestellt, aber auch im UmweltInformationsZentrum der Stadt ausgegeben. Selbstverständlich können auch die Mainzer Hausbesitzer teilnehmen, deren Anlagen bereits 1995 erfasst wurden. Es ist im Rahmen der Erhebung auch von Interesse, ob diese Anlagen noch in Betrieb sind und funktionieren.

Oben eine Grafik vom neuem ABG Technikzentrum mit 50.000m² Nutzfläche. Es sollte zuerst ein 105m Hochhaus mit 28 Stockwerken werden. Das wollte die Baubehörde jedoch nicht genehmigen. Daher plante die Gruppe des englischen Architekten R. Rogers den 4 stöckigen Gebäudekompex aus 7 Blocks mit Innenhof. Die Fassaden sind komplett verglast und mit Sonnenschutz versehen.

Es wird besonders Wert auf modernstes, energiesparendes Bauen mit der neusten Technik und eine unabhängige Stromversorgung des Gebäudes gelegt. Ca. 1,2 Mill.€ wird in ein 3-faches Energieversorgungssystem investiert. Auf den Dächern ist eine 400 KW PV Anlage angebracht, die mit mit einem eignem Energiezentrum im Gebäude mit Erdgasbetrieb gekoppelt ist. Von dort werden auch die Klimanalagen in den Decken zental mit gekühltem Wasser versorgt. In 5 Jahren sollen sich die Kosten der Energieversorgung bezahlt gemacht haben.

Abengoa ensaya su modelo de sostenibilidad en su nueva sede en
Sevilla

Diario de Sevilla -10.1.2007
SEVILLA. Abengoa ya tiene el diseño de su nueva sede en Palmas Altas –en la zona Sur de Sevilla–, que se perfila como el primer gran complejo de la ciudad sostenible y de vanguardia tecnológica. Según explica la propia multinacional, las instalaciones contarán con sistemas de última generación que no sólo evitarán que la compañía tenga que comprar electricidad, sino que minimizarán el consumo energético del complejo.

El proyecto diseñado por el equipo de arquitectos liderado por el británico Richard Rogers Partnership presenta un total de siete bloques de oficinas, distribuidos en dos grandes edificios agrupados en torno a un parque central. Cada bloque tendrá un máximo de cuatro plantas (baja más tres en altura), después de que la Junta obligara a la Gerencia de Urbanismo de Sevilla a abandonar la idea de construir un edificio de 28 plantas. El modelo contrasta, por tanto, con la torre de 30 plantas y 105 metros de altura proyectada por el grupo Alar también en la zona Sur de la ciudad.

La inversión de Abengoa rondará los 100 millones de euros, parte de los cuales se recuperarán con el alquiler de 16.300 metros cuadrados –el 32,6 por ciento de la superficie edificable– a empresas e instituciones que pretendan instalarse en el complejo. La multinacional sevillana se quedará con unos 30.000 del total de 50.000 metros cuadrados de edificabilidad (el 60 por ciento), espacio en el que aglutinará sus áreas de energía, medio ambiente, telecomunicaciones, administración pública y sanidad, tráfico y transporte, servicios e industria. Los 3.700 metros cuadrados restantes serán para servicios comunes, contemplándose la instalación de una guardería, un gimnasio, agencias de viajes, salas de ocio...

Abengoa hace especial hincapié en las medidas que propiciarán el ahorro y la eficiencia energética del complejo. Así, el proyecto habla de un sistema de trigeneración, concepto que hace referencia a que existirá una planta de generación de electricidad movida por gas natural y que a ella se sumará la instalación de paneles solares fotovoltaicos de 400 kilovatios de potencia, un sistema de refrigeración de vigas frías (radiadores instalados en los techos de las oficinas que conducen en su interior agua fría) y medidas tales como la construcción de fachadas totalmente acristaladas para que la luz natural entre en el interior de las oficinas. La inversión en el sistema de trigeneración ascenderá a 1,2 millones de euros, coste que Abengoa pretende amortizar en cinco años.

--------

Es würde nicht wundern, wenn ABG dieses Energiekonzept für Gewerbe-oder Großbauten später in Spanien vermarktet. Mit der neuen solaren Baupflicht seit Sept. 2006 gibt es strenge Vorschriften zum Energieverbrach bei Wohnhäusern und besonders bei Gebäuden ab 4000m² Nutzfläche. Dabei müssen große Teile der Wärme/Energie von den Häusern selbst erzeut werden.

Die von ABG Solucar Inc. USA übernommene Industrial Solar Technology (IST)in Denver USA bietet Parabolrinnensysteme, Solarkollektoren und Speichertanks für die Installation auf Dächern an, die zur Wärmeerzeugung bzw. Kühlung von Gebäuden genutzt werden können. Ein erster Schritt in Richtung Gebäude Energieversorgung, wie auch die sorgfätige Planung ihres Technikzentrums in Selvilla zeigt.

Bei uns ist Conergy in diesem Bereich der Gebäude Energieversorgung tätig, wo von Hamburg aus solche Projekte geplant werden. Für ABG wäre es von Planung, der verfügbaren Technik bis zur Montage und Vermarktung kein Problem, das "Conergy Modell" einfach umzusetzen für ihre Solardivision. Spanien und die USA wären ideale Zielmärkte für den Anfang...

IST Parabolrinnensystem für den Dachbereich


IST Solarthermischer Kollektor


Link IST Dachsysteme (Parabolrinnentechnik)
http://www.industrialsolartech.com/rmt.htm

IST Hauptlink
http://www.industrialsolartech.com/index.htm

Solarthermie > Parabolrinnensysteme > Receiver Glasrohre > Borosilicate glass


BOROFLOAT® 33 Borosilicatglas ist weltweit ein Begriff für ein anerkanntes, hochwertiges Markenprodukt, das für Multifunktionalität und Qualität steht.

Dieses einzigartige Spezialfloatglas wird von SCHOTT JENAer GLAS nach dem Microfloat Verfahren unter Einsatz modernster Technologien hergestellt.

Die Vielzahl seiner besonderen Produkteigenschaften, wie beispielsweise seine hohe Temperaturbeständigkeit und seine gute Oberflächenqualität, eröffnen BOROFLOAT® 33 Borosilicatglas ein breites Spektrum von Anwendunggebieten.

Neben den traditionellen Anwendungen erschließen sich heute für BOROFLOAT® 33 zunehmend neue Einsatzgebiete in modernen Applikationen und Technologien, wie beispielsweise in der Medizintechnik und der Photovoltaik.
Herstellungsprozess

Microfloat Verfahren

Das Floatverfahren, das in den 50er Jahren von einem britischen Unternehmen entwickelt und erstmals realisiert wurde, revolutionierte die damalige Glaswelt. Seit dieser Zeit ist der Begriff „Floatglas“ ein Synonym für ein makelloses Flachglas mit perfekter spiegelglasähnlicher Oberfläche, das in großen Dimensionen erhältlich ist.



Beim Floatprozess fließt geschmolzenes Glas kontinuierlich aus dem Schmelzofen über ein flüssiges Zinnbad. Dort verteilt es sich gleichmäßig und wird anschließend durch eine gezielte mechanische Beeinflussung in die gewünschte Dicke gebracht. Am Ende des Zinnbades angekommen, wird das schon „feste“ Glas von der Metalloberfläche abgehoben und danach spannungsarm abgekühlt. Nach dem Verlassen des Ofens wird das Glasband durch eine automatische Vorrichtung in die gewünschten Scheibenmaße geschnitten.

1993 errichtete SCHOTT - in Kooperation mit einem japanischen Partner - in Jena die erste Microfloat Anlage der Welt zur Produktion von BOROFLOAT® 33 - dem einzigartigen Borosilicat-Spezialfloatglas.

Chemische Eigenschaften

BOROFLOAT® 33 besteht aus natürlichen Rohstoffen und gilt als unbedenklich für Mensch und Umwelt. Durch Stoffrecycling kann das Glas wiederverwendet werden.





BOROFLOAT® 33 enthält weniger als 190 ppm färbende Fe2O3-Ionen und ist dadurch ein klares, durchsichtiges Weißglas.

Die chemische Zusammensetzung von BOROFLOAT® 33 entspricht der eines typischen Borosilicatglases gemäß der DIN ISO 3585 bzw. EN 1748 T1.

BOROFLOAT® 33 zeigt wie alle Borosilicatgläser eine hohe Resistenz gegenüber Wasser, vielen Alkalien und Säuren sowie organischen Substanzen. Auch über einen längeren Zeitraum und bei Temperaturen über 100 °C übertrifft es in seiner chemischen Widerstandsfähigkeit die meisten Metalle sowie andere Werkstoffe (Anwendung als Schauglas in der chemischen Industrie). Durch die Einwirkung von Wasser und Säuren werden nur geringe Mengen Ionen aus dem Glas gelöst (Anwendung in Medizin- und Analysetechnik).

Class
Wasserbeständigkeit gemäß ISO 719 / DIN 12 111 HGB 1
gemäß ISO 720 HGA 1
Säurebeständigkeit gemäß ISO 1776 / DIN 12 116 1
Laugenbeständigkeit gemäß ISO 695 / DIN 52 322 A2

Zinnrückstände:
Das Phänomen der Rückstände von Zinnpartikeln auf der Oberfläche ist von der Herstellung von Kalk-Natron-Floatglas bekannt. Ursache dafür sind Verdampfungs- erscheinungen in der Floatbadatmosphäre. Für BOROFLOAT® 33 liegen diese Werte sowohl an der Zinnkontaktseite als auch auf der Atmosphärenseite erheblich unter denjenigen von Kalk-Natron-Floatglas.

Thermische Eigenschaften

Die geringe thermische Ausdehnung, die hohe Temperatur- abschreckfestigkeit und eine Langzeittemperaturbelastbarkeit von 450 °C machen BOROFLOAT® 33 zu einer guten Wahl für Anwendungen, die eine gute Temperaturstabilität erfordern (z.B. Innenscheibe in pyrolytisch selbstreinigenden Herden oder Vorsatzscheiben für Hochleistungsstrahler).

Nominaler mittlerer thermischer Längenausdehnungskoeffizient
α (20 - 300 °C) 3.25 x 10-6 K-1
(to ISO 7991)

Spezifische Wärmekapazität
cp (20 - 100 °C) 0.83 KJ x (kg x K)-1

Spezifische Wärmeleitfähigkeit
λ (90 °C) 1.2 W x (m x K)-1

Maximale Einsatztemperaturen
bei Kurzzeitbelastung δ max (< 10 h) 500 °C
bei Langzeitbelastung δmax (≥ 10 h) 450 °C

Optische Eigenschaften

BOROFLOAT® 33 ist ein klares, durchsichtiges Weißglas. Durch die hervorragende Transparenz sowohl im ultravioletten als auch im sichtbaren und nahen infraroten Bereich des Lichtes eignet sich BOROFLOAT® 33 als Vorsatzscheibe für viele Scheinwerfervarianten, Hochleistungsstrahler und Sonnenbänke (bis zu Einsatztemperaturen von 450 °C). Die zusätzlich geringe Eigenfluoreszenz (Lichtemission), kombiniert mit einer sehr guten Oberflächenqualität, Planität und Homogenität, eröffnet für BOROFLOAT® 33 vielfältige Anwendungsmöglichkeiten in Optik, Opto-Elektronik, Photonik und Analytik.

Parabolrinnen-Receiver

Mit der Entwicklung und Produktion des SCHOTT-Parabolrinnen-Receiverrohres avanciert SCHOTT zu einem der weltweit führenden Anbieter solarthermischer Kraftwerkskomponenten. Gleichzeitig rundet dieses junge Geschäftsfeld das Leistungsspektrum von SCHOTT in der Nutzung der Sonnenenergie eindrucksvoll ab.

.