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Integrales Heizen und Kühlen mit Fokus auf elektrisch und thermisch angetriebene Wärmepumpen und Kältemaschinen

Das Projekt energy4buildings mit dem Fokus integrales Heizen und Kühlen mit elektrisch und thermisch angetriebenen Wärmepumpen und Kältemaschinen stellt eine Innovation für die Ausstattung im Labor und die Funktionsweise von Testständen der FH Burgenland und von AEE INTEC dar. Durch die Realisierung des Hardware-in-the-Loop -Prinzips können durch die Kopplung von Hardware (z.B. thermische Kältemaschine) und Software (z.B. Gebäude- und Anlagensimulationsprogramm TRNSYS) integrale Fragestellungen zum Thema Heizen und Kühlen eines Gebäudes analysiert werden. Der weitere Ausbau des Sonnenkollektorteststandes der AEE INTEC bietet zudem den heimischen Unternehmen die Möglichkeit, ihre Produktpalette auf fundierter Basis in Richtung neue Anwendungen zu erweitern. Mit der Teststanderweiterung können Kollektorprüfungen im Temperaturbereich von -20°C bis zu 200°C durchgeführt werden.

Abbildung 1: Hardware-in-the-Loop-Prinzip eines Teststandes für elektrisch und thermisch angetriebene Wärmepumpen und Kältemaschinen

Konkret adressiert das Projekt energy4buildings:

• Fragestellungen im Bereich der Versorgung des Gebäudes mit Wärme und Kälte basierend auf elektrisch und thermisch betriebenen Wärmepumpen und Kältemaschinen
• das Spannungsfeld zwischen Leistung unter Laborbedingungen und in der realen Praxis von Wärmepumpen und Kältemaschinen auf System- und Konzeptebene, d.h. in Verbindung mit anderen Technologien (z.B. Solarthermie) und Komponenten (z.B. Pumpen), dem Nutzerverhalten, mit thermischem und elektrischem Lastmanagement und dem Wetter
• Nutzerverhalten, mit thermischem und elektrischem Lastmanagement und dem Wetter die Entwicklung und Weiterentwicklung von in der Praxis oft fehlenden Regelungsstrategien auf System- und Konzeptebene mit Einbezug des Nutzers und des Wetters
• die Entwicklung intelligenter Sensorik-/ Regler-Netzwerke mit direkten Schnittstellen zu Simulationssoftware und Steuerungselektronik
• den Know-how-Aufbau zu Problemstellungen in Verbindung mit der Kombination von solarthermischen Anlagen mit thermischen Kältemaschinen bzw. Wärmepumpen

Durch die Synergien von FH Burgenland und AEE INTEC kann heimischen Unternehmen eine attraktive Forschungskooperation im Bereich der Gebäudetechnik und Solarthermie geboten werden.

Das Projekt energy4buildings wird im Rahmen der Programmschiene COIN von BMVIT/BMWFW gefördert. Das unterstützende Infrastruktur-Projekt der FH Burgenland „Test- und Demonstrationsstand: thermisches Kühlen“ wird über die Förderschiene EFRE von der Europäischen Union sowie dem Land Burgenland finanziert.

Auftraggeber

Bundesministerium für Verkehr, Innovation und Technologie/Bundesministerium für Wissenschaft, Forschung und Wirtschaft

Projektleitung

FH Burgenland, DI (FH) DI Werner Stutterecker, Diese E-Mail-Adresse ist vor Spambots geschützt! Zur Anzeige muss JavaScript eingeschaltet sein!

Ansprechperson

DI Roman Stelzer, Diese E-Mail-Adresse ist vor Spambots geschützt! Zur Anzeige muss JavaScript eingeschaltet sein!

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Kleinwindkraftanlagen zur Eigenlastabdeckung in Plusenergiegebäuden

Die Eigenversorgung von (Wohn-)Gebäuden mit Strom ist ein spannendes Thema, das viele Besitzer und Nutzer anspricht. Bis dato wird allerdings meist nur der Jahresenergieverbrauch betrachtet, und es werden Anlagen (meist in Form von Photovoltaik) realisiert, um diesen Verbrauch bilanzmäßig abzudecken. Auf das zeitliche Zusammenspiel von Verbrauch und Energieerzeugung wird mit dieser Betrachtungsweise allerdings keine Rücksicht genommen.

Von Daniel Reiterer

Abbildung 1: eco-vent-Anlage. Quelle: IG Windkraft

Ausangssituation

Der sogenannte Lastgang eines Gebäudes bzw. eines Haushalts bildet den Stromverbrauch in Abhängigkeit von der Tageszeit genau ab. Typischerweise ist der Stromverbrauch in Wohngebäuden an den Tagesrändern (früh, abend) am höchsten. Dieser Verbrauchslastgang, auch als H0 bezeichnet deckt sich daher vor allem in Wohngebäuden meist nicht mit dem Angebot, das aus Photovoltaik zur Verfügung steht (siehe Abbildung 3).

Langfristig ist es jedoch sinnvoll, den Verbrauch und die selbst erzeugte Energie zeitlich möglichst genau abzustimmen, um die Eigendeckung zu erhöhen. Im Projekt „K+“ wurde untersucht, welchen Beitrag Kleinwindkraft dafür leisten kann. Die Wärmeversorgung für Heizung und Warmwasser wurde in diesem Projekt nicht näher betrachtet.

Um den Einsatzbereich für Kleinwindkraft möglichst realistisch abzubilden, wurden mehrere Szenarien mit den wesentlichen Faktoren wie Standortqualität, zeitliche Erzeugungsprofile und Anlagenkennlinien erarbeitet und in einem Erzeugerprofilportfolio zusammengestellt. Das Zusammenspiel des Verbraucherlastgangs mit Kleinwindkraft und Photovoltaik wurde im Vergleich analysiert.

Methodik

Ausgangspunkt war die Überlegung, dass das Erzeugerprofil von Kleinwindkraft von jenem der Photovoltaik abweicht. Es gab bisher keine fundierten Untersuchungen, sondern nur die Mutmaßung, dass Kleinwindkraftanalgen Strom „eher“ im Winter und „auch“ in den Nachtstunden erzeugen. Im Projekt K+ wurden nun erstmals Erzeugerprofile für Kleinwindkraft berechnet. Sämtliche Lastprofildarstellungen wurden auf eine erzeugte bzw. verbrauchte Energiemenge von 1.000 kWh/a normiert. Da der Standort von Kleinwindkraftanlagen einen wesentlichen Einfluss auf das Erzeugerprofil hat, erfolgten die Erzeugerprofilberechnungen auf Basis von drei bereits vermessenen Kleinwindstandorten. Die Standorte wurden in Hinsicht auf Topographie und Ertrag so gewählt, dass sie eine Bandbreite von möglichen Kleinwindprojekten repräsentieren (siehe Abbildung 2). Die berechneten Profile bilden im Fall der Kleinwindkraft allerdings im Gegensatz zum bekannten Erzeugerprofil von Photovoltaik-Anlagen keine flächig gültige Referenz. Das Mikroklima in Bezug auf die Windverhältnisse ist dafür regional zu unterschiedlich.

Abbildung 2: Messstandorte

Abbildung 3: Durchschnittlicher Wintertag im Jänner. Verbrauch: Haushalt HO (Daten: VDE); Erzeugung aus PV

Ergebnis

Es konnte gezeigt werden, dass sich das Erzeugerprofil von Kleinwindkraft an allen untersuchten Standorten von jenem der Photovoltaik wesentlich unterscheidet. Dies ist positiv zu bewerten, da dadurch eine gute Ergänzung der beiden Technologien möglich wird. Umso erfreulicher ist, dass das Erzeugerprofil von Kleinwindkraft wie zuvor schon vermutet auch besser mit dem Lastgang von Haushalten (H0) harmoniert. Sowohl die Stromerzeugung im Winter, als auch an den Tagesrändern deckt den Haushaltsstromverbrauch vergleichsweise besser ab als Photovoltaik (vergleiche Abbildung 3 bzw. Abbildung 4).

Abbildung 4: Durchschnittlicher Wintertag im Jänner. Verbrauch Haushalt HO (Daten: VDE); Erzeugung Kleinwindkraftanlage südlich von Wien

Flächenkonkurrenz und Realisierbarkeit

Ausgehend von den ermittelten Erzeugerprofilen wurde anschließend am Beispiel von 3- und 7- geschossigen Wohnbauten errechnet, welcher Prozentsatz des Haushalts-Stromverbrauchs durch Photovoltaik und/oder Kleinwindkraft auf oder unmittelbar neben dem eigenen Gebäude gedeckt werden kann (siehe Abbildung 5). Es wurde nur die Option der Realisierung auf dem Gebäude selbst betrachtet. Die folgenden Schlussfolgerungen können aus diesen Berechnungen abgeleitet werden.

• Eine vollständige Eigenstromabdeckung vor Ort am Gebäude ist ohne nennenswerte Einsparungsmaßnahmen weder durch Photovoltaik noch durch Kleinwindkraft möglich.
• In ländlichen Gebieten mit niedriger Bauweise ist aufgrund der niedrigeren Bewohnerdichte eine höhere Deckung sowohl mit Photovoltaik als auch mit Wind möglich, darüber hinaus ist in ländlichen Gebieten (niedrigere Bauten) das Winddargebot üblicherweise besser.
• Die Kombination von Kleinwindkraft und Photovoltaik auf ein und demselben Gebäude führt zu einer drastischen Reduktion der Eigendeckungsfähigkeit, da aufgrund der gegenseitigen Beeinflussung (vor allem Schattenwurf auf die PV-Module durch Kleinwindkraft) weniger Erträge zu erwarten sind. Diese Kombination ist also nicht empfehlenswert. Sehr empfehlenswert hingegen ist die Kombination im gebäudeübergreifenden Kontext. So können in Gebäudeverbänden auf einem Gebäude Photovoltaik, und auf einem weiteren Kleinwindkraft realisiert werden. Die erzeugte Energie kann lokal verbraucht werden und die verfügbare Fläche wird dadurch effektiv genutzt.

Fazit

An guten Windstandorten und in geeignetem Umfeld ist Kleinwindkraft für die Eigenlastdeckung von Wohngebäuden eine interessante Alternative und hinsichtlich des Zusammenspiels von Erzeugerprofil und Verbraucherlastgang besser geeignet als Photovoltaik. Aufgrund topografischer Bedingungen bzw. der Verbauungsdichte und der damit verbundenen Einschränkungen sind Photovoltaikanlagen allerdings auf wesentlich mehr Gebäuden sinnvoll zu realisieren als Kleinwindkraftanlagen. An geeigneten Standorten ist Kleinwindkraft aus energiestrategischer Sicht jedoch eine gute Wahl. Eine optimale Abdeckung des Strombedarfs aus erneuerbaren Energien lässt sich durch eine Kombination von Photovoltaik und Kleinwindkraft erreichen, wobei gegenseitige Beeinträchtigungen zu vermeiden sind.

Weitere Informationen bzw. den Abschlussbericht finden Sie auf der Homepage der AEE NÖ-Wien (www.aee-noew.at) bzw. den Abschlussbericht: www.aee-noew.at/cms/fileadmin/downloads/projekte/Kleinwine%20Plus/Publizierbarer_endbericht%20KW%20 Plus.pdf (27.8.2014)

Autorenbeschreibung

Ing. Daniel Reiterer M.A. ist Projektleiter bei der AEE NÖ-Wien (Diese E-Mail-Adresse ist vor Spambots geschützt! Zur Anzeige muss JavaScript eingeschaltet sein!)

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Innovative Membrandestillation zur Wertstoff- und Energierückgewinnung in der kommunalen Abwasserbehandlung

Im Rahmen des Projektes wird die Technologie der Membrandestillation für den Einsatz in der Abwasserbehandlung weiterentwickelt. Bei diesem Verfahren wird Ammonium aus dem kommunalen Abwasser mittels energieeffizienter Membrandestillationverfahren abgetrennt und rückgewonnen. Die direkte Abwasserkonzentrierung verfolgt zudem das Ziel, den bisher exergieintensiven Prozess der aeroben Abwasserreinigung durch anaerobe Hochleistungsreaktoren zu ersetzen, die Energie in Form von Biogas erzeugen. Die Integration der Membrandestillation in den Kläranlagenbetrieb führt zur Entwicklung einer optimierten Regelstrategie und eines Gesamtenergiekonzeptes für kommunale Abwasserreinigungsanlagen.

Von Christian Platzer

Die konventionelle kommunale biologisch - aerobe Abwasserreinigung ist ein energieintensiver Prozess. In Österreich müssen pro Jahr rund 546.000 MWh elektrische Energie für die kommunale Abwasserreinigung aufgewandt werden. Die Senkung des hohen Energieverbrauchs für die kommunale Abwasserreinigung stellt daher das übergeordnete Projektziel dar. Durch Abtrennung und Rückgewinnung von Ammonium aus dem kommunalen Abwasser mittels energieeffizienter Membrandestillationverfahren kann der Sauerstoffbedarf und damit auch der Energiebedarf für die biologische Oxidation des Ammoniums massiv reduziert werden, wobei dessen Entnahme als Handelsware „Ammoniumwasser“ sowohl Erlöse generiert als auch Kosten spart.

Abbildung 1

Die Aufkonzentration des kommunalen Abwassers durch Abtrennung von Klarwasser bzw. Ammoniumwasser durch energieeffiziente Membrandestillation ermöglicht die Erhöhung der Kohlenstoffkonzentration und damit den effizienten Betrieb eines anaeroben Hochleistungsreaktors. Der Einsatz von anaeroben Reinigungstechnologien ermöglicht die energetische Verwertung der Abwasserinhaltstoffe in Form von Biogas und wird als weiteres Projektziel verfolgt.

Die Membrandestillation bietet eine energieeffiziente Alternative mit geringerem thermischen als auch elektrischen Energieverbrauch auf niedrigem Temperaturniveau und ermöglicht darüber hinaus die Nutzung von Abwärme oder Solarthermie.

Die Analyse des Verhaltens des Membrandestillations-Verfahrens unter realen Betriebsbedingungen wird durch die Installation und den Betrieb der Technikumsanlage direkt in einer Kläranlage ermöglicht. Hierbei kann auch das Langzeitverhalten der Membrandestillation bei der Ammoniumabtrennung und der Aufkonzentration von Abwasser umfassend betrachtet werden. Im Rahmen des Projektes wird ein Konzept für die Integration der Membrandestillations-Anlage zur Ammoniumabtrennung und Rückgewinnung aus Schlammwasser und der Abwasseraufkonzentration für den Betrieb eines Anaerob-Hochleistungsreaktor erarbeitet und die Potentiale für die Nutzung von Abwärme und Solarthermie dargestellt.

Das Ergebnis des Projektes wird eine optimierte Membrandestillations-Technikumsanlage und charakterisierte Membranmodule zur Abtrennung von Ammonium, Ammoniumwasser und Klarwasser mit genauen Kenntnissen über Prozessparameter wie Durchfluss, Temperaturen, Energieverbrauch etc. sein.

Auftraggeber

Programm: e!MISSION.at des Klima- und Energiefonds der Bundesregierung

Projektpartner

• ROTREAT Abwasserreinigung GmbH
• Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE
• Abwasserverband Gleisdorfer Becken
• Technische Universität Graz TUG – IPPT

Ansprechpartner

DI (FH) Christian Platzer, Diese E-Mail-Adresse ist vor Spambots geschützt! Zur Anzeige muss JavaScript eingeschaltet sein!

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Herausforderungen für die Nutzung solarer Prozesswärme in Chiles Bergbauindustrie

Auf Grund der hervorragenden klimatischen Bedingungen basierend auf einer hohen Direktstrahlung aufgrund der Höhenlage und dem dadurch ausgezeichneten solarer Ertrag und wurden die optimalen Voraussetzungen für den Einsatz der Solarthermie in Chile schon sehr früh erkannt. Im Jahr 1872 erbaute der schwedische Ingenieur Charles Wilson eine 5.000 m² große solarthermische Anlage, um aus Brackwasser Trinkwasser zu erzeugen. Die Anlage stellte im Durchschnitt 20.000 Liter Trinkwasser pro Tag zur Verfügung und war bis 1914 in Betrieb.

Von Christoph Brunner und Werner Weiss

Da die Atacama-Wüste, in der eine Vielzahl der Bergbauunternehmen angesiedelt sind, zwischen dem 18° und 25°südlichen Breitengrad liegt, ergeben sich wenig saisonale Schwankungen in der solaren Einstrahlung. Positiv ist ebenfalls die durchschnittliche Seehöhe der Hochplateaus von 2.000 bis 4.000 Metern, auf der man geringere solare Absorption, Diffusion und Dispersion vorfindet. Darüber hinaus bietet das sehr trockene Klima Chiles mit über 90% völlig klaren Tagen und einem durchschnittlichen „Clearness Index“ von über 0,7, zusätzlich hervorragende Bedingungen. Aufgrund dieser Vorteile sind die solaren Erträge Chiles durchschnittlich 30% besser als in Europa.

Abbildung 1: Weltweit größte Solaranlage: Minera Gabriela Mistral, Teil des Kollektorfelds der Kupfermine in Antofagasta, Chile. Quelle: Sunmark A/S

Aktuell sind drei solare Prozesswärmeanlagen im Bergbaubereich in Betrieb, welche die Wärme für die elektrolytische Gewinnung von Kupfer bereitstellen. Eine Anlage mit Parabolrinnenkollektoren mit 2 MW Leistung befindet sich in der „Minera El Tesoro“, eine in der „Constanza Mine“ mit 350 kW Flachkollektoren (solarer Deckungsgrad von 80%) und eine weitere in der „Minera Gabriela Mistral“ mit 39.000 m² Flachkollektoren (solarer Deckungsgrad von 80%). Weitere Projekte sind in Planung, in der Ausschreibungsphase oder es werden gerade erste Machbarkeitsuntersuchungen durchgeführt.

Anforderungen an den Bergbau

Im Norden des Landes beträgt der Energiebedarf des Bergbaus am chilenischen Gesamtenergiebedarf mehr als 80%, in Zentralchile ist dieser Anteil mit 30% deutlich geringer. Insgesamt plant die nationale Energiekommission den Anteil des Bergbausektors am Energiebedarf auf 60% auszuweiten. Für die Gewinnung von Kupfer in den Bergbaubetrieben wird Energie hauptsächlich für das Brechen und Mahlen von Erz, den Materialientransport, Pumpen sowie elektrolytische Kupfergewinnung benötigt. In manchen Prozessen, beispielsweise der elektrolytischen Prozessen ist Wärmeenergie auf niedrigem Temperaturniveau erforderlich.

Da der Markt und hier im speziellen die Industrie in der das Metall verarbeitet wird (zum Beispiel die Automobilindustrie) in fünf bis zehn Jahren verstärkt auf die Reduktion des CO2 Fußabdrucks setzen wird, müssen die Bergbaubetriebe bereits jetzt darauf reagieren. Die Energieversorgung der oft abgelegenen Betriebsstätten erfolgt mittels Tank-LKWs, die das Öl zu den Abbaugebieten transportieren. Außerdem sollen die Betriebskosten planbar bleiben, wodurch sich ein großer Vorteil für erneuerbare Energien und im speziellen für Solarthermie ergibt.

Es ist jedoch nicht einfach, den Bergbausektor zu überzeugen, neue Prozesse zu verwenden. Der erste Versuch Solarenergie in der elektrolytischen Veredelung zu nutzen war in der „Minera El Abra“ im Jahr 2002, die erste Umsetzung einer Anlage war Ende 2012. Daran ist zu sehen, dass sich der Bergbausektor, angesichts der Größe der Investitionen, nur vorsichtig bewegt. Aufgrund dessen muss eine besondere strategisch vorgegangen werden, um die Industrie zu überzeugen, dass Solaranlagen machbar, praktisch und von erheblichem Nutzen sind.

Abbildung 2: Erstes Solarfeld in Chile 1872 [1]

Weltweit größte Solaranlage - Minera Gabriela Mistral

Mitte Oktober 2013 eröffnete Chiles Präsident Sebastián Piñera das weltweit größte Solarfeld mit einer Leistung von 27,5 MWth und einer Kollektorfläche von 39.300 m². Das System liefert Wärme an die „Gaby copper mine“ der staatlichen Bergbaugesellschaft „Codelco“. Die Mine befindet sich in der hohen Zentralwüste, 100 km südlich der Stadt Calama, in einer Region, in der es kaum regnet. Die Größe der Anlage übertrifft die der Anlage in Riad, Saudi-Arabien, welche Ende 2011 fertiggestellt wurde.

Prozess der Kupfergewinnung

Abbildung 3 zeigt den grundlegenden Prozess einer Kupfermine, vom Bergwerk bis hin zum Metall. Bei der Kupfergewinnung wird zuerst das Kupfererz aus einer Tagbaumine gesprengt, verladen und zu den Vorbrechern transportiert. Danach wird das Erz zerkleinert und gesiebt, wobei das feine Sulfid-Erz (Korngröße ca. bis 0,5 mm) zu Schaumflotationszellen gebracht wird, um Kupfer rückzugewinnen. Aus dem gröberen Erz wird in einem Leachingprozess das Kupfer durch verdünnte Schwefelsäurelösung gelöst. Daraufhin wird die Leachinglösung mit dem gelösten Kupfer einer Lösungsmittelextraktion unterzogen. Die Lösungsmittelextraktion konzentriert und reinigt die Kupferlösung, sodass das Kupfer, bei einer hohen elektrischen Stromausbeute der elektrolytischen Veredelungszellen, rückgewonnen werden kann. Dies geschieht durch die Zugabe einer chemischen Substanz in den Extraktor, welche sich gezielt mit dem Erz bindet und Kupfer extrahiert. Dadurch ist das Kupfer leicht abzutrennen, wobei so viel Lösungsmittel wie möglich für die Wiederverwendung rückgewonnen wird. Die konzentrierte Kupferlösung wird in Schwefelsäure gelöst und zu Elektrolytzellen gebracht, um Kupferplatten (Elektroden) herzustellen. Aus den Kupferplatten werden z.B. Produkte für Elektroinstallationen und die allgemeine Versorgungstechnik hergestellt.

Der Hauptprozess in der Kupfermine ist die elektrolytische Veredelung, während der das Kupfer in einem Bad auf 46-51°C erhitzt wird und durch Elektrolyse, welche ebenfalls ein Prozess mit hohem Strombedarf ist, abgeschieden wird. Die Solaranlage bei Minera Gabriela Mistral speist die gewonnene Wärmeenergie in den Prozess der Elektrolyse ein. Der Primärkreis des Solarfeldes arbeitet bei 85/55°C, der Sekundärkreis bei 80/60°C. Die zusätzlich notwendige thermische Energie wird durch Erdöl zur Verfügung gestellt, das über LKWs zur Abbaustätte gebracht wird. Durch die 39.300 m² große Anlage werden täglich durchschnittlich 20.000 Liter Erdöl pro Tag eingespart, was 250 LKW Ladungen im Jahr entspricht [3].

Abbildung 3: Schema der grundlegenden Prozesse einer Kupfermine. Quelle: Talvivaara Mining Company [2]

Größte Herausforderungen

Da Wasser sehr knapp ist und praktisch alle Wasserrechte Bergbauunternehmen gehören, müssen bei der Errichtung und beim Betrieb von thermischen Anlagen langfristige Verträge mit den Unternehmen geschlossen werden, um einen reibungslosen Betrieb der Anlagen zu ermöglichen.

Sandstürme sind in dieser Gegend eine häufig auftretende Erscheinung, wobei sich feiner Staub auf Anlagenteilen absetzt. Des Weiteren stellt die salzige Umgebung große Herausforderungen an das Material auf Grund von Säuretropfenbildung. Neben diesen äußeren Einflüssen ist auch, wie bereits erwähnt, die konservative Grundhaltung vieler Bergbauunternehmen zu ihren Produktionstechnologie eine der größten Herausforderungen bei der Realisierung neuer solarthermischer Anlagen.

Zusammenfassend kann gesagt werden, dass die Rahmenbedingungen für den Einsatz für solare Prozesswärme in der Industrie hervorragend ist. Der Bergbau könnte sich auf nachhaltige Art und Weise entwickeln und die Solarenergie hätte eine große Chance hier eine entscheide Rolle zu spielen.

Autorenbeschreibung

DI Christoph Brunner ist Leiter des Bereichs Industrielle Prozesse und Energiesysteme bei AEE INTEC (Diese E-Mail-Adresse ist vor Spambots geschützt! Zur Anzeige muss JavaScript eingeschaltet sein!)

Dipl.-Päd. Ing. Werner Weiss ist Geschäftsführer von AEE INTEC

Literatur

1. [1] http://historiadelagua.files.wordpress.com/2011/07/wilson-1.jpg (2.9.2014)
2. [2] Talvivaara Production Process http://www.talvivaara.com/operations/Production_process (2.9.2014)
3. [3] Präsentation von Leo Holm (2014), The Gaby project: Large Scale Solar Plant for Chilean Copper Mines, online http://solarthermalworld.org/content/gaby-project-large-scale-solar-plant-chileean-copper-mines-2014 (27.8.2014)