Ekologiczne systemy grzewcze Paradigma

Polskie Przedstawicielstwo Paradigma-Duel

Senftenberg – pierwsze doświadczenia z eksploatacji. Część 1

Sieć cieplna w Senftenberg dostarcza mieszkańcom około 110 GWh ciepła rocznie i co najmniej 3,8 MW mocy. Instalacja solarna zapewnia maksymalnie 4,5 MW i do 4 GWh, czyli około 4% zapotrzebowania rocznego. W lipcu i sierpniu w ciągu dnia http://duel.com.pl/ecoquent/senftenberg-pierwsze-doswiadczenia-z-eksploatacji/  przez około 6 godzin zasila sieć z nadwyżką prawie 20% . W tym okresie jest jedynym źródłem energii. Ze względu na pojemność około 2000 m³ ponad 33 kilometrowej sieci, instalacja solarna nie potrzebuje dodatkowego bufora grzewczego pomimo nadwyżek pozyskiwanej energii słonecznej.

Niniejszy tekst jest tłumaczeniem wybranych fragmentów prezentacji dr Rolfa Meissnera CEO Ritter XL Solar wygłoszonej na 21 Drezdeńskiej Konferencji Ciepłownictwa w dniach 20-21 września 2016 roku. Tematem prezentacji jest opis funkcjonowania i publikacja pierwszych wyników eksploatacji unikalnej w skali światowej instalacji solarnej zasilającej sieć cieplną miasta Senftenberg (Brandenburgia).

Poniższy obraz pokazuje ważne proporcje. System solarny zajmuje mniej niż 1/3000 obsługiwanego obszaru dostaw. Gdyby miał zaspokajać do 100% potrzeb, to zawsze wystarczałoby nawet mniej niż 1/100 powierzchni. Mimo to, w Niemczech, znalezienie i wykorzystanie odpowiednich obszarów dla termiki solarnej jest większym problemem niż udowodnienie jej skuteczności.

Sieć cieplna Senftenberg:

  • długość 33 km
  • pojemność 2000 m3
  • zapotrzebowanie energii 100 GWh rocznie
  • minimalna wymagana moc 3,8 MW (w południe w lipcu i sierpniu)

Instalacja solarna:

  • powierzchnia 0,0083 km2
  • pojemność 20 m3
  • energia 4 GWh rocznie
  • moc szczytowa 4,6 MW (lipiec w godzinach 10:30 – 14:30)

Można by też miasto Senftenberg zaopatrywać w ciepło z biomasy, na przykład z oleju rzepakowego lub
zrębków drewnianych. Jednak do tego potrzeba około 350 razy większych terenów, czyli trzykrotności obszaru dostaw.

Na produkcję biomasy już przeznaczono w Niemczech powierzchnię ponad 20.000 kilometrów kwadratowych. Natomiast dla wielkopowierzchniowych instalacji solarnych prawie nic. Z powierzchni 20.000 km² słonecznych instalacji grzewczych można by w pełni zaspokoić potrzeby cieplne wszystkich odbiorców w Niemczech ponad 40 razy.

Obieg solarny podłączono do obiegu sieci za pośrednictwem dwóch przyłączy, w taki sposób, że ciepło może być podawane w obu kierunkach. Żeby poza godzinami szczytu zasilać całą sieć, zamontowano w głównej ciepłowni przełączany bypass. Przy czym układ solarny może też być przełączony w tryb podnoszenia temperatury powrotu sieci cieplnej.

Układ solarny napełniono wodą w połowie sierpnia 2016 roku. . Przy dziennych zyskach do 30 MWh zasilił odbiorców
przez pierwsze 14 dni w około 1/10 gwarantowanego uzysku rocznego. Ogólna dzienna sprawność, liczoną jako stosunek ilości ciepła wprowadzanego do sieci do ilości ciepła słonecznego, była większą niż 50%,  to jest około cztery razy więcej niż możliwości fotowoltaiki w tym czasie (obraz początkowy).

Przebiegi zarejestrowane 24 sierpnia 2016 roku

Moc [MW] Energia cieplna [MWh]

  • Moc promieniowania słonecznego [MW]
  • Moc zasilania sieci cieplnej [MW]
  • Energia słoneczna [MWh]
  • Energia dostarczona do sieci [MWh]
  • Sprawność instalacji [%]

Temperatura [C]

  • Faza bezpośredniego zasilania [1/0]
  • Faza podnoszenia temperatury powrotu [1/0]
  • Temperatura kolektora [C]
  • Temperatura otoczenia [C]
  • Temperatura zasilania sieci przez układ solarny [C]
  • Temperatura powrotu sieci [C]
  • Temperatura żądana w sieci cieplnej [C]

Na powyższym wykresie pokazano warunki pracy systemu dnia 24 sierpnia 2016. Żółtym kolorem oznaczono promieniowanie słoneczne z wyraźnie zauważalnym wpływem niewielkiego zachmurzenia przed południem.
Kolor zielony prezentuje  moc, brązowy skumulowane natężenie promieniowania słonecznego. Skumulowana energia (kolor ciemnozielony) dostarczona do sieci tego dnia to około 27 MWh. Sprawność (fioletowa krzywa) rośnie w ciągu dnia do 51%.

Żądana temperatura zasilania sieci (czarna linia) około 85 ° C. Przez około 11 godzin, to jest przez większość dnia, system solarny dostarczał energię do sieci, w tym przez dziewięć godzin bezpośrednio na zasilaniu (pomarańczowa linia). W ciągu pierwszej godziny rano i dwóch ostatnich wieczorem, w celu maksymalnego wykorzystania słońca, dostarczano ciepła w trybie podnoszenia temperatury powrotu temperaturami nieco niższym niż żądana na zasilaniu.

Przebiegi zarejestrowane 4 września 2016 roku

Moc [MW] Energia cieplna [MWh]

  • Moc promieniowania słonecznego [MW]
  • Moc zasilania sieci cieplnej [MW]
  • Energia słoneczna [MWh]
  • Energia dostarczona do sieci [MWh]
  • Sprawność instalacji [%]

Temperatura [C]

  • Faza bezpośredniego zasilania [1/0]
  • Faza podnoszenia temperatury powrotu [1/0]
  • Temperatura kolektora [C]
  • Temperatura otoczenia [C]
  • Temperatura zasilania sieci przez układ solarny [C]
  • Temperatura powrotu sieci [C]
  • Temperatura żądana w sieci cieplnej [C]

04 września było duże zachmurzenie i przed południem zaczął padać deszcz. Niemniej jednak, system osiągnął łatwo temperaturę docelową i zasilał sieć przez prawie 8 godzin, co więcej, przez 3 godziny dostarczał ciepło bezpośrednio na zasilanie. Mimo tak trudnych warunków pogodowych do wieczora pozyskał około 8 MWh energii słonecznej i osiągnął prawie 40% sprawności.

Układ hydrauliczny w trybie bezpośredniego zasilania temperaturami żądanymi przez sieć cieplną
  • Solarfeld – pole kolektorów
  • Sprzęgło hydrauliczne o pojemności 10 m3

Układ hydrauliczny systemu jest niezwykle prosty. System solarny używa wody grzewczej zgodnie z Wytycznymi VDI 2035. Wymiennik ciepła jest konieczny, ponieważ woda sieciowa zawiera różne dodatkowe składniki, których zachowania w przypadku stagnacji cieplnej i temperatur około 350 ° C w kolektorze nie sposób przewidzieć,  tym bardziej wziąć za to odpowiedzialność.

Przy dobrej pogodzie sprzęgło hydrauliczne jest naładowane z pola kolektorów w 2 i pół minuty. W trybie pracy bezpośrednio na zasilanie, pompy solarne potrzebują maksymalnie 35 kW, a pompy obiegu wtórnego 45 kW. Maksymalna moc wynosi 85 kW, roczny pobór energii elektrycznej jest mniejszy niż 80 MWh lub 2% szacunkowej wydajności energetycznej. W trybie bezpośredniego zasilania, pompy obiegu wtórnego muszą pokonać 5 bar nadciśnienia. W miarę jak rośnie ładowanie z obiegu solarnego, wydajność pomp obiegowych w głównej kotłowni jest regulowane w dół aż do całkowitego wyłączenia. Energia elektryczna nie musi być więc w całości zaliczana w koszty systemu słonecznego, ponieważ częściowo zostanie zaoszczędzona w kotłowni. W rzeczywistości taki układ solarny potrzebuje około 1% swojej wydajności energetycznej jako energii elektrycznej do eksploatacji. Jako pompa ciepła, ma zatem współczynnik COP 100.

Układ hydrauliczny w trybie podnoszenia temperatury powrotu sieci cieplnej
  • Solarfeld – pole kolektorów
  • Sprzęgło hydrauliczne o pojemności 10 m3

W trybie podnoszenia temperatury powrotu sieci potrzeba tylko 1/10 mocy wymaganej przy ładowaniu energii bezpośrednio do zasilania. Dlatego też w tym trybie używa się drugiej, mniejszej pompy. Podczas zasilania bezpośredniego krążenie wymuszane jest równocześnie w dwóch kierunkach – południowym i północnym. W trybie podnoszenia powrotu krążenie wymuszane jest tylko w kierunku – południowym.

Prace montażowe na polu kolektorów
 

Prace budowlane prowadzono zgodnie z harmonogramem od kwietnia do sierpnia 2016 roku między innymi za sprawą sprzyjającej pogody. Nie obyło się jednak bez pewnych utrudnień. W niektórych rejonach, ze względu na liczne pozostałości odpadów budowlanych, nie można było zastosować techniki wbijania, zastępując ją bardziej pracochłonnym wierceniem w gruncie. W porze nocnej wszystkie prace musiały być zawieszone. W pierwszej kolejności zostały ułożone w ziemi rury, a następnie zbudowano konstrukcję wsporczą i zamontowano panele słoneczne.

Prace ziemne i układanie rurociągu
 

Roboty ziemne i użycie ciężkiego sprzętu transportowego nie były na szczęście zbyt uzależnione od pogody.

Stacja pomp i wymiennikownia
 

Jednocześnie budowano stację pomp i wymiennikownię. Budynek usytuowano bezpośrednio przy polu kolektorów.

 

Schemat układu hydraulicznego w polu kolektorów
 

Układ hydrauliczny pola kolektorów jest zbudowany asymetrycznie, a więc nie według zasady Tichelmanna.
W efekcie można zaoszczędzić na orurowaniu i sprawić, że kolektory najbardziej odległe od głównej magistrali są najgorętsze. Taka asymetria natężenia przepływu i temperatury w całym polu kolektorów jest bardzo niewielka, ale też nie przypadkowa, lecz ściśle stopniowana i będąca wynikiem dokładnych obliczeń matematycznych. Pole kolektorów jest napełniane automatycznie, ma właściwość samoczynnego odpowietrzania się, jest zrównoważone hydraulicznie we wszystkich kierunkach. Zastosowano rury o średnicach od DN 25 do DN 200. Można taki układ porównać do obiegu krwi w organizmie, który jest także optymalnie skonstruowany i nie wymaga żadnych korekt lub odpowietrzania.

Rozkład temperatur w polu kolektorów dnia 24 sierpnia 2016 o godzinie 13:35:41
  • Temperatura otoczenia: 24,7 C
  • Promieniowanie słoneczne: 882 W/m2
  • Temperatura żądana w sieci: 85,0 C
  • Moc układu solarnego: 4,13 MW
  • Temperatury pracy: 87,9 C / 68,4 C
  • Przepływ: 182,5 m3/h

Niemal idealnie zrównoważone hydraulicznie pole kolektorów, całkowicie bez zaworów,  regulatorów przepływu, odpowietrzników wykazuje się równomiernością temperatur roboczych na całej powierzchni o wymiarach około 170 m x 120 m. Całe pole jest napełniane przez pompy solarne i w ciągu mniej niż 10 minut uzyskuje maksymalną wielkość przepływu 220 m³/h, będąc jednocześnie w ten sposób całkowicie pozbawione pęcherzyków powietrza.

 

Stan stagnacji temperaturowej
  • Pole kolektorów
  • Sprzęgło hydrauliczne o pojemności 10 m3
  • MAG – naczynie rozszerzalne 20 m3
  • Przed-naczynie 5 m3
  • Temperatury pracy: 87,9 C / 68,4 C
  • Przepływ: 182,5 m3/h
W tym samym dniu, kiedy uruchamiano system, wystąpił stan stagnacji przy bardzo zmiennym natężeniu promieniowania słonecznego. Następnego dnia nasłonecznienie osiągnęło prawie maksimum. Jeśli w instalacji solarnej wystąpi stan wrzenia, to układ opróżnia się rurami powrotnymi, przy czym para kondensuje w dyfuzorze bez jakichś szczególnie niepokojących odgłosów. Temperatury w rurach sięgają wtedy prawie 140 ° C. Z racji obecności chemii w wodzie sieciowej, niezbędny jest wymiennik ciepła oraz własny zbiornik wyrównawczy wraz z automatyką utrzymania ciśnienia. Podczas skraplania pary przez krótki czas zwiększa się moc instalacji solarnej do 15 MW. W czasie kiedy system jest w stanie stagnacji, ciepło ze sprzęgła hydraulicznego jest stale pobierane.

 

Roczne uzyski ciepła dla różnych konstrukcji kolektorów w Wurzburgu wg Solar-Keymark (ScenoCalk)

  • Wykres lewy – Kolektor próżniowo-rurowy ze zwierciadłem parabolicznym CPC XL 19/49P
  • Wykres prawy – Kolektor płaski z podwójnym oszkleniem
  • Neigungswinkel – nachylenie kolektora
  • Ausrichtunk – ustawienie wg kierunków geograficznych
 

Wyniki badań:

  • Kolektory CPC VRK przy średniej temperaturze 75 C pozyskują energię słoneczną przy dowolnym nachyleniu i dowolnym ukierunkowaniu względem południa
  • Maksymalny uzysk 613 kWh/m2 możliwy jest przy nachyleniu 35 stopni i skierowaniu na południe
  • przy ustawieniu pionowym i skierowaniu na północ możliwy jest uzysk 86 kWh/m2
  • Mniejsze wykresy ukazują zależność uzysków dla obu konstrukcji w zależności od nachylenia i skierowania wg głównych kierunków geograficznych

Wnioski:

Kolektory próżniowo-rurowe ze zwierciadłem parabolicznym wykazują się najwyższą wydajnością niezależnie od nachylenia i ustawienia względem kierunków geograficznych

W Certyfikacie Solar Keymark podane są maksymalne uzyski kolektorów w Würzburgu skierowanych na południe z nachyleniem 35° . Na powyższym wykresie współrzędnych biegunowych pokazano uzyski dwóch różnych kolektorów dla każdego nachylenia i każdego odchylenia od południa, dla średniej temperatury kolektora 75° C. Na mniejszych wykresach pokazano dodatkowo skumulowane uzyski w podziale na 4 główne kierunki geograficzne.

Model próżniowo-rurowy z lustrami parabolicznymi CPC pozyskuje energię z dowolnego kierunku, w dowolnym nachyleniu, nawet w pozycji pionowej skierowany na północ dostarcza prawie 100 kWh/m². Względna zależność uzysku od nachylenia jest tak mała, że w intencji niższego obciążenia wiatrem, krótszego orurowania, mniejszej strefy zabudowy i mniejszego zacienienia wybrano kąt nachylenia 20° zamiast optymalnego 35°. Zmniejszona wydajność około 3% do 5% dotyczy głównie zimy, jednak w odniesieniu do zajętej powierzchni terenu uzysk jest znacząco wyższy.
Kolektory płaskie mają uzyski znacznie niższe i silnie zależne od nachylenia i odchylenia od południa. W układzie pionowym nie przynoszą prawie nic, a skierowane na północ w ogóle nic. Aby jak najmniej energii słonecznej nie stracić, należałoby ustawić je z nachyleniem przynajmniej 35° godząc się na większy rozstaw rzędów.

 

Porównanie przydatności różnych typów kolektorów dla ciepłownictwa sieciowego
  • zielony – Kolektory próżniowo-rurowe CPC Ritter XL50F
  • brązowy – najwydajniejsze kolektory płaskie
  • niebieski – standardowe kolektory wielkopowierzchniowe
  • czerwony – próżniowe heat-pipe
  • żółty – fotowoltaika w zastosowaniu grzewczym

Osie wykresu:

  • górna [%] – straty systemu przy nasłonecznieniu 1242 kWh/rok (rury, małe zbiorniki, inne)
  • lewa [%] – sprawność kolektora w odniesieniu do powierzchni brutto (uzysk/nasłonecznienie)
  • prawa [kWh/m2/a]- uzysk roczny na 1 m2 powierzchni brutto kolektora
    (Wurzburg, nachylenie 30 stopni, kierunek południowy)
    (ważne tylko dla wody, w przypadku glikolu wartości mniejsze o 3..5%)
  • dolna [°C] – temperatura średnia kolektora lub temperatura wymagana w sieci cieplnej

Obszary zastosowań:

  • niebieski – sieci duńskie
  • czerwony – sieci niemieckie
 

Analiza ekonomiczna zaczyna się od analizy wydajności cieplnej. Jakiej sprawności lub jakich mocy można oczekiwać od kolektorów próżniowo-rurowych CPC w zależności od średniej temperatury zasilania?

  •  Dla średniej temperatury kolektora 70° C sprawność około 45% lub 550 kWh/m² w Würzburgu.
  • To jest dość dużo dla niemieckiej sieci rozległej. W sieciach duńskich, gdzie jest niższa temperatura byłoby to znacznie więcej.
  • Taki uzysk opiera się na wydajności kolektora wg Certyfikatu Solar Keymark , od którego jeszcze odjęto szacunkowe straty systemu: w temperaturze 70 ° C, na przykład 5% rocznego nasłonecznienia.
  • Najlepszy kolektor płaski ma znacznie mniejsze uzyski. Wszystkie dane zawsze odnoszą się tylko do wody.
    A większość kolektorów pracuje tylko z glikolem, co oznacza jeszcze mniejsze uzyski.
  • Druga oś temperatur jest konieczna, gdy zastosowany jest wymiennik ciepła – kolektory pracujące z glikolem zawsze potrzebują wymiennika – tutaj, na przykład z przesunięciem o 5 K .
  • Standardowe kolektory płaskie mają bardzo niskie uzyski.
  • Kolektory rurowe heat-pipe marnują 1/4 do 1/3 swojej powierzchni brutto, dlatego mają niekorzystny stosunek ich niskiej wydajności do stosunkowo wysokiego kosztu.
  • Ilość energii z fotowoltaiki zastosowanej do ogrzewania przy wysokich temperaturach przekracza możliwości większości kolektorów cieplnych.

 

Uzysk energii różnych kolektorów przeznaczonych do pracy w instalacjach wielkopowierzchniowych
  • pomarańczowe – kolektory próżniowo-rurowe
  • niebieskie – kolektory płaskie

Warunki pracy:

Informacje ACO (Annual Collector Output) na stronie 2 certyfikatów Solar Keymark odnoszą się do pracy na wodzie dla wszystkich kolektorów! Podczas pracy z glikolem należy przyjąć znacznie gorsze wartości w praktyce. Certyfikaty zawierają dane o uzyskach dla średnich temperatur kolektora:

  • 25 ° C,
  • 50 ° C,
  • 75 ° C,

w lokalizacjach:

  • Sztokholm
  • Würzburg
  • Davos
  • Ateny

Pod tym adresem można pobrać narzędzie ScenoCalc Solar-Keymark, aby obliczyć roczne uzyski (ACO) dla dowolnej temperatury i lokalizacji: http://www.sp.se/en/index/

 

AQUA SYSTEM – tylko czysta woda w układzie solarnym przez cały rok
  1. Dlaczego woda: minimalizacja strat ciepła, energii elektrycznej, kosztów eksploatacji całego systemu
  2. Dlaczego wysokowydajne kolektory próżniowo-rurowe CPC: instalacja solarna jako drugie równoległe całoroczne źródło ciepła, najwyższe uzyski roczne
  3. Strategia: umiarkowane nakłady roczne, wysoka kompensacja strat ciepła
  4. Odporność na stagnację pozwala na optymalizację wielkości buforów grzewczych
  5. Aktywna ochrona przed zamarzaniem potrzebuje zaledwie 1%-2% rocznego uzysku energii
  1. Instalacje solarne pracują na czystej wodzie i w miarę możliwości bez wymiennika ciepła.
  2. Stosując kolektory o dużej wydajności nie trzeba przebudowywać obiektów by korzystać z energii słonecznej, obniżać temperatury lub tylko wprowadzać energię do powrotu. Zapewniają ciepło do 130° C nawet przy nieoptymalnej pogodzie, ponieważ kolektory mogą osiągnąć niemal 350° C. Przy tym, sama sieć cieplna może służyć również jako bufor grzewczy.
  3. Głównym celem jest pokrycie strat sieci cieplnej oraz stosując małe zasobniki ciepła zaspokojenie rocznego zapotrzebowania do 20% i letnich oszczędności do 80%. Większy udział energii słonecznej w pracy sieci cieplnej wiąże jeszcze z poważnymi komplikacjami.
  4. Instalacje wodne są odporne na stagnację. Oznacza to, że bezproblemowo przechodzą okresy, gdy nie ma odbioru ciepła i wykorzystują przy tym bufory grzewcze o ekonomicznie dobranej pojemności.
  5. Tylko niewielka część pozyskanej energii słonecznej służy do aktywnej ochrony przed zamarzaniem.Dla tych samych warunków temperaturowych i wielkości przepływu, woda w porównaniu z glikolem wymaga rur o mniejszej średnicy. Oznacza to istotną redukcję strat ciepła, po pierwsze ze względu na ogólną powierzchnię, a po drugie i przede wszystkim ze względu na jedynie połowę zawartości rurociągu. Ponieważ głównie jest tracona energia podczas włączania i wyłączania układu solarnego czyli na ogrzewanie i chłodzenie kolektorów i rur!

 

AQUA SYSTEM vs system glikolowy

Aqua System:

  • rury o mniejszej średnicy -> mniejsze straty ciepła
  • Znacznie mniej pomp, zaworów, odpowietrzników, regulatorów i innego osprzętu -> znacznie mniejsze zużycie energii elektrycznej

Elementy zielone: -> wymagane w kompletnym układzie glikolowym
Źródło: Rekomendacja AEE Intec (A) dla dużych systemów solarnych

Duży system solarny z mieszanką glikolową zawiera (oprócz tego co posiada duży system z wodą):
wymiennik ciepła słonecznego,
– naczynia rozszerzalne oraz urządzenia do przechwytywania glikolu,
odpowietrzniki i zawory bezpieczeństwa we wszystkich odgałęzieniach pola kolektorów,
– zawory dławiące do równoważenia hydraulicznego,
– połączenia w układzie Tichelmanna,
– urządzenia do gromadzenia, separacji, napełniania glikolem,
jeśli jednak dochodzi do stagnacji, to niezbędne są:
– duże bufory grzewcze,
– system awaryjnego wychładzania kolektorów w uzupełnieniu do wymaganej ciągłej pracy pompy solarnej w letnie noce,
– zgodnie z niemieckimi warunkami temperaturowymi praca w trybie podwyższenia powrotu,
– coraz częściej również pompa ciepła,
– mieszanina wody i glikolu.

Zasilanie awaryjne – instalacja solarna o mocy 50 MW:

  • glikolowa – wymaga do zasilania awaryjnego dla zapobieganie stratom stagnacji generatora o mocy około 1 MW.
  • wodna – do ochrony przed zamarzaniem wymaga generatora o mocy około 50 kW.

 

Firma Ritter XL Solar należy do Grupy Ritter, która powstała w roku 1988 roku z inicjatywy Pana Alfreda
Rittera, producenta czekolad Ritter Sport, jako bezpośrednia reakcja na awarię w Czarnobylu. Wielkopowierzchniowe instalacje solarne budujemy od 1994 roku. Po około 2000 dużych systemów z glikolem i kolektorami płaskimi, przeszliśmy w 2004 roku do Systemu Aqua i odtąd stosujemy tylko kolektory o dużej wydajności. Zbudowaliśmy około 600 instalacji o łącznej powierzchni około 65.000 m² kolektorów w 22 krajach. Firmę Ritter XL Solar założono w 2010 roku. Prawie każda kolejna instalacja zawierała pewne nowe nieznane dotąd rozwiązania.  Powstało wiele projektów flagowych. Dla przykładu można wskazać instalację w Chicago dla firmy farmaceutycznej, ministerstwa w Berlinie, prawie 6000 m2 obiektu naszej spółki joint venture w Chinach, duży system chłodzenia w Stambule, stadion pływacki naszej spółki joint venture w Jinan, jednostka badawcza w Tokio, dom w Korei, betoniarnia w Polsce, elektrociepłownia w Szwecji, kompleks mieszkalny w Polsce, hotel w Honolulu, chłodzenie i ogrzewanie w Stuttgart.

Więcej przykładów na stronie: http://ritter-xl-solar.com/en/applications/

 

Firmy zaangażowane w projekt

Stadtwerke Senftenberg Inwestor
E u. G Energiebau GmbH Generalny Wykonawca
Ritter XL Solar GmbH Projekt i dostawa techniki solarnej
   
Integral Planowanie techniczne i nadzór
P. Jähne Budowa
WVG Budowa rurociągu
L & T Roboty ziemne i budowlane
Niemiecki Bank AG / DKB Finanse Finansowanie
AVAT Automation GmbH Automatyka
Zimmermann / Evios Konstrukcja wsporcza

 

 

 

 

Nie ma nic potężniejszego niż idea, której czas nadszedł

Victor Hugo
(1802 – 1885)

 

Ciąg dalszy prezentacji: Senftenberg – doświadczenia z eksploatacji. Część 2

Categories: Duże instalacje solarne, Public, Solarne sieci cieplne