Plantas de energía solar concentrada para selección de sitio y tecnología en Egipto

El objetivo de esta investigación es investigar la implementación de dos tecnologías de energía solar concentrada (CSP) en los 28 lugares dedicados en Egipto, con el fin de seleccionar la tecnología CSP óptima para cada sitio. Esto se puede lograr mediante una simulación termoeconómica validada de centrales eléctricas utilizando el modelo de asesoramiento Sam y una investigación de las configuraciones de las dos tecnologías CSP propuestas para satisfacer la demanda térmica de la central eléctrica. Las simulaciones toman en consideración los aspectos ambientales, técnicos, financieros y económicos de los proyectos. Entre los muchos parámetros simulados, se consideran tres para comparar las configuraciones de las dos tecnologías propuestas en las 28 ubicaciones utilizando la ayuda del sistema de información geográfica. Esos parámetros son la producción anual de energía, el costo nivelado de la energía y el consumo de agua. Un análisis comparativo indicó que la torre solar requiere un 25% más de terreno que la cilindroparabólica. El área de recolección adicional aumentó el costo de capital neto del sistema de torre solar en un 15% con respecto al modelo cilindroparabólico. Como resultado, la disposición de la torre solar reduce el costo nivelado de la energía al tiempo que aumenta la energía generada anualmente y el agua requerida por la planta de energía. Los resultados de la simulación favorecieron la configuración de torre solar propuesta sobre la de cilindroparabólico y recomendaron la implementación de proyectos de energía solar concentrada en las zonas central y oriental de Egipto.

Una de las preocupaciones más apremiantes del mundo es satisfacer las crecientes demandas de energía de una manera ecológica y sostenible (Dincer y Acar 2015), especialmente en países en desarrollo progresivo con poblaciones en auge como Egipto. En este sentido, es imprescindible ofrecer opciones de energía renovable. La Visión 2030 de Egipto se centra en el desarrollo sostenible del país y considera que la energía es el segundo pilar más importante de los diez pilares del desarrollo sostenible (https://mped.gov.eg/EgyptVision?lang=en). El informe de visión enfatiza el uso óptimo y doméstico de los recursos energéticos, así como la diversificación del mix de suministro energético para incorporar energías renovables para producir electricidad. Además, el informe enfatiza la mitigación de las emisiones de dióxido de carbono del sector energético. En consecuencia, en 2016 se emitió un decreto presidencial para dedicar 28 ubicaciones (http://nrea.gov.eg/test/en/Home), que se clasifican en 6 zonas principales, para ser desarrolladas a través de proyectos de energía renovable por parte de la Nueva y Autoridad de Energía Renovable (NREA) y Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, como se muestra en la Fig. 1 (Moharram et al. 2022).

El recurso de energía renovable más abundante en Egipto es la energía solar (Aliyu et al. 2018). Por lo tanto, gran parte del énfasis en la energía renovable se centra en las tecnologías de energía solar óptimas y específicas del sitio que se implementarán. Existe la posibilidad de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) en Egipto entre un 80% y un 95% si se sigue el Plan de Política Energética para Oriente Medio y Norte de África (MENA), que busca reducir el cambio climático limitando el aumento de la temperatura global a no más de 2 °C (Menichetti et al. 2018; Elshafey et al. 2018). La integración de tecnologías de energía solar concentrada (CSP) con plantas de energía térmica (fósil) ya existentes presenta una de las soluciones tecnológicas de energía baja en carbono que pueden adoptarse (Cioccolanti et al. 2019). Aunque la CSP tiene un número relativamente grande de elementos independientes, lo que la convierte en una tecnología compleja, esta limitación se ve contrarrestada por el hecho de que la tecnología proporciona flexibilidad de aplicación para adaptarse a la demanda. La conversión a energía térmica distingue a la CSP de otras tecnologías principales de energía renovable, como la energía hidroeléctrica, la energía eólica y las células fotovoltaicas (PV). Además, la CSP es particularmente atractiva debido a sus ventajas en términos de alta eficiencia, bajos costos operativos y buen potencial de ampliación (Zhang et al. 2013). La selección del sitio para la construcción de una central termosolar está sujeta a ciertas condiciones importantes que deben cumplirse para garantizar la producción económica de electricidad. La NREA consideró estos criterios durante la selección de las 28 ubicaciones y verificó la viabilidad de implementar tecnologías CSP. Los requisitos generales del sitio son los siguientes:

Al considerar el aprovechamiento de la energía solar, se utilizan cuatro tecnologías CSP principales: un colector cilindroparabólico (PTC), una torre solar central (CST), un reflector lineal de Fresnel (LFR) y un plato parabólico (Fernández et al. 2019; Hayat et al. otros 2019). Las plantas de energía solar de concentración están ganando cada vez más interés, principalmente mediante el uso del sistema de colectores cilindroparabólicos (PTC), aunque las torres de energía solar están ocupando progresivamente una posición importante en el mercado debido a sus ventajas en términos de mayor eficiencia, menores costos operativos y buena escala. potencial.

Una planta PTC consta de un grupo de reflectores curvados en una dimensión en forma parabólica para enfocar la radiación solar directa a lo largo de un tubo absorbente que está montado en la línea focal de la parábola. Para evitar la pérdida de calor al aire ambiente, el tubo absorbente está envuelto por un tubo de vidrio al vacío. Los reflectores y los tubos absorbentes se mueven en conjunto con el sol utilizando un mecanismo de seguimiento de eje lineal desde el amanecer hasta el atardecer (Zhang et al. 2013). Por otro lado, los sistemas CST utilizan un gran campo de espejos implementados con un mecanismo de seguimiento solar en dos ejes, denominados helióstatos. La luz solar se enfoca en la parte superior de la torre hacia la cavidad del receptor central (Gadalla y Saghafifar 2018), donde la energía solar concentrada es absorbida por el fluido de trabajo en circulación, convirtiendo la energía solar en energía térmica (Shatnawi et al. 2019 ).

Se han realizado varios estudios recientes que analizan las principales características, principios operativos, ventajas y desafíos asociados con los sistemas PTC y CST, como se evidencia en la Tabla 1. Aunque es innegable que las plantas CST están menos extendidas que las plantas PTC, existe un debate abierto en la literatura. sobre qué tecnología CSP puede tener las mejores perspectivas de florecimiento (Boretti et al. 2019). Teniendo en cuenta el grado de madurez, la facilidad de implementación y las revisiones de la literatura realizadas por los investigadores, los PTC representan una tecnología competitiva que suministra una cantidad adecuada de calor para hacer funcionar las centrales eléctricas de vapor convencionales en Egipto (Moharram et al. 2021a).Tabla 1 Contribuciones de investigaciones previas sobre sistemas de energía solar de concentración

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Aportaciones de investigaciones previas sobre sistemas de energía solar de concentración.

Al contemplar el despliegue de CSP, vale la pena señalar que muy pocos de los estudios realizados anteriormente han integrado selecciones de ubicación y tecnología para lograr una estrategia de toma de decisiones para la selección óptima, como se muestra en la Tabla 2.Tabla 2 Contribuciones de investigaciones previas sobre técnicas de simulación para la selección óptima de sitio y tecnología

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Aportes de investigaciones previas sobre técnicas de simulación para la selección óptima de sitio y tecnología.

Pocos estudios investigaron la tecnología CSP, que dependía principalmente de colectores cilindroparabólicos, mientras que los demás se concentraron únicamente en la tecnología fotovoltaica. Con base en los objetivos de cada evaluación y la estrategia seleccionada para abordar el problema, se puede argumentar que varias investigaciones emplearon distintas metodologías y supuestos basados ​​en los objetivos gubernamentales en cada ubicación. No parece haber un estudio exhaustivo en la literatura que combine el costo nivelado de la energía, la productividad energética y el impacto ambiental de dos tecnologías CSP distintas (PTC y CST) en un enfoque de toma de decisiones que tenga en cuenta los distintos recursos locales. y características geográficas de los diferentes sitios.

La novedad de este estudio es el desarrollo de una herramienta de predicción mediante software SAM para anticipar el rendimiento de las plantas de energía solar de concentración en Egipto. Se examinan las dos tecnologías CSP más maduras (PTC y CST) para determinar la opción ideal para implementar en varios lugares con condiciones climáticas favorables, teniendo en cuenta el mínimo impacto ambiental, la rentabilidad y la alta productividad energética. En consecuencia, esto significa la viabilidad y confiabilidad de emplear plantas CSP para operar en Egipto, reemplazando las plantas de energía de vapor convencionales, teniendo en cuenta los datos meteorológicos del sitio, los puntos de referencia de los componentes y las regulaciones financieras e impositivas locales. Además, el modelo propuesto se desarrolla para ayudar a los planes estratégicos del gobierno dirigidos al desarrollo sostenible en Egipto.

Desde la revisión anterior, se ha centrado más atención en la implementación de plantas de energía termosolar en Egipto, utilizando diversas tecnologías CSP en diferentes lugares. En la Fig. 2 se ilustran los diagramas esquemáticos de las dos configuraciones propuestas que se investigan en este estudio, que emplean colectores cilindroparabólicos y tecnologías de torre solar central, respectivamente (modelos Csp y modelo System Advisor 2021). La planta propuesta se puede desmontar en tres componentes principales. En primer lugar, el campo solar actúa como fuente de calor para la planta, ya sea mediante PTC o CST. En segundo lugar, los tanques de almacenamiento de energía térmica son obligatorios para cubrir la demanda térmica de la planta durante los períodos de baja irradiancia solar y durante la noche. El tercer componente es el ciclo Rankine de vapor, que consta del intercambiador de calor, la turbina de vapor, el generador y el condensador.

Las previsiones de producción y las proyecciones financieras de las plantas de CSP ahora se pueden realizar utilizando una variedad de herramientas gratuitas diseñadas para mediciones rápidas, como “Greenius”, desarrollada por el Instituto de Investigación Solar, o System Advisor Model (SAM), desarrollado por NREL y distribuido como una plataforma de software gratuita para pronosticar la producción de energía horaria y subhoraria de diversas fuentes de energía renovables (Polo et al. 2017; Blair et al. 2014). Como consecuencia de la versatilidad y capacidades de SAM, se está convirtiendo en un método básico para la evaluación del rendimiento de plantas CSP y fotovoltaicas en muchos estudios (Avila-Marin et al. 2013; Vasallo y Bravo 2016; Bishoyi y Sudhakar 2017). En la investigación que se presenta en este documento, se realizaron dos simulaciones SAM de una planta CSP de 115 MW en las áreas bajo investigación, utilizando tecnologías cilindroparabólicas y de torre solar individualmente. Los parámetros de entrada se presentarán en esta sección y pueden clasificarse como datos ambientales, financieros y económicos.

La disponibilidad de datos de radiación solar es esencial, junto con otros datos, para la simulación de cualquier proyecto CSP. Los valores horarios de DNI y GHI para una ubicación específica en un formato estándar, más comúnmente TMY3 (año meteorológico típico versión 3), son necesarios para ser utilizados por cualquier software (Cebecauer y Suri 2015). Algunas de las fuentes de los conjuntos de datos se presentan en la Tabla 3. Los datos obligatorios solares, eólicos y ambientales (meteorológicos) durante un período de dos décadas se han recopilado de la base de datos Meteonorm (https://meteonorm.com/en/meteonorm -parámetro).Tabla 3 Fuentes de datos ambientales

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Se aplican las terminologías de múltiplo solar (SM) y horas equivalentes de almacenamiento a carga completa (EFLSH), que se utilizan ampliamente para expresar la configuración básica de las plantas CSP. El SM es la proporción del rendimiento del campo solar en las condiciones de diseño con respecto a la potencia nominal de la turbina, mientras que el EFLSH representa la relación entre la capacidad de almacenamiento de diseño y la capacidad nominal de la turbina. Los parámetros de diseño de entrada de las plantas de energía de torre solar y colectores cilindroparabólicos propuestos se presentan en la Tabla 4. Los diseños primarios se basaron en datos predeterminados de SAM, luego se aplicaron modificaciones, como la selección de colectores, tubos receptores, plantas de energía y otros parámetros. con el objetivo de reducir el LCOE y el consumo de agua.Tabla 4 Parámetros de entrada de diseño de plantas de colectores cilindroparabólicos y de torre solar central

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Los principales parámetros de insumos financieros se resumen en el Cuadro 5. Se ha seleccionado una tasa de interés común del 3,0% anual (préstamo blando). Además, se supone que el período de deuda y la vida operativa de la planta son de 18 y 25 años, respectivamente.Tabla 5 Parámetros de insumos financieros (https://www.cbe.org.eg/en/Pages/default.aspx)

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Para determinar si la planta propuesta es práctica y rentable, es esencial realizar una evaluación económica para evaluar la planta en comparación con las alternativas convencionales. En la Tabla 6 se presenta una descripción general de los costos operativos y de inversión de torres solares y cilindroparabólicas según los valores predeterminados de SAM, los datos recopilados de proyectos recientes similares y los puntos de referencia locales.Tabla 6 Parámetros de insumos económicos (https://sam.nrel.gov/sites/sam.nrel.gov/files/content/case_studies/sam_case_csp_physical_trough_andasol-1_2013-1-15.pdf)

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El software System Advisor Model (SAM) ha sido ampliamente validado con datos experimentales para instalaciones de energía solar concentrada por Boretti et al. (2020). Su validación se basó en datos de las instalaciones cilindroparabólicas de 250 MW de Genesis, Mojave y Solana, y de la instalación de torre solar de 110 MW de Crescent Dunes en EE. UU., y concluyó que SAM puede considerarse una herramienta fiable para modelar tecnologías CSP. Además, ambos campos solares (PTC y CST) presentados en este artículo han sido validados con los siguientes modelos matemáticos básicos.

El siguiente modelo matemático presentado por Moharram et al. (2021b) para modelar colectores cilindroparabólicos se ha utilizado para validar los resultados obtenidos del campo solar en el modelo propuesto.

La eficiencia instantánea de los colectores cilindroparabólicos se puede calcular a partir de su curva característica para el modelo eurocanal utilizando la ecuación. 1. En consecuencia, la cantidad de calor ganado se puede deducir como se muestra en la ecuación. 2.

?PTC=0.75?4.5×10?5(Tcol?Tamb)?0.039(Tcol?TambG)?3×10?4×G(Tcol?TambG)2

(1)

Q=Acampo×?PTC×G

(2)

El área cilindroparabólica se puede deducir utilizando la ecuación. 3 mediante los estándares de referencia para el ancho del colector y el diámetro de la envoltura de vidrio.

APTC=LPTC×(Wcol?Denv)

(3)

Además, al asignar el caudal másico del colector y el caudal másico hidráulico como parámetros de entrada, el número de bucles, el área del bucle, el ancho del bucle y el número de colectores cilindro-parabólicos se calculan utilizando las ecuaciones. 4 a 7, respectivamente.

Nloop=m.colm.hyd

(4)

Aloop=bucle APTCN

(5)

Wloop=AloopLm

(6)

NPTC=APTCLm×(Wcol?Denv)

(7)

Las pérdidas de presión totales se calculan posteriormente en función de las pérdidas mayores y menores a lo largo del campo. La ecuación de pérdida general se presenta en la ecuación. 8.

Ptloss=Nbucle×?Ploop

(8)

El modelo matemático para CST presentado en la siguiente sección se utilizó para anticipar los parámetros básicos de rendimiento de salida necesarios para validar los datos obtenidos utilizando el software SAM. El campo de helióstatos es el componente más costoso cuando se considera la implementación de CST; por lo tanto, los helióstatos deben ubicarse cuidadosamente en el campo para obtener la máxima eficiencia. Por tanto, la eficiencia del campo solar se deduce utilizando la ecuación. 9 (Moukhtar et al.2021). En consecuencia, la cantidad de energía térmica disponible se puede obtener utilizando la ecuación. 10 (Reddy et al.2014).

?campo=?refl×?att×?cos×?sh&bl

(9)

Q=Acampo×?campo×G

(10)

La temperatura superior de la cavidad se calcula en función de la relación de efectividad de la cavidad entre la temperatura del receptor y las temperaturas de entrada y salida, como se expresa en la ecuación. 11.

Trec=(A?Ti?cav)+Ti

(11)

El procedimiento de validación se llevó a cabo utilizando intensidades solares variables para medir la energía térmica de salida disponible de ambas tecnologías CSP. Se procesaron parámetros de entrada y datos climáticos similares utilizando el software SAM y se compararon con los resultados obtenidos utilizando el software MATLAB para resolver el modelo matemático de cada campo solar. Los resultados preliminares considerando la energía térmica de salida se calcularon utilizando ambos modelos, arrojando un error estándar de 2,38% y 3,62% para el modelo PTC y el modelo CST, respectivamente. Además, se realizó la validación SAM en dos plantas termosolares de referencia en España: Andasol-1 como cilindroparabólica y Gemasolar como planta solar de torre de sales fundidas. Para Andasol-1 y Gemasolar, la incertidumbre de producción anual fue del 2,6% y 2,4%, respectivamente (https://sam.nrel.gov/sites/sam.nrel.gov/files/content/case_studies/sam_case_csp_physical_trough_andasol-1_2013-1- 15.pdf).

Se realizó un estudio comparativo para las dos configuraciones propuestas descritas anteriormente, lo que arrojó una evaluación del desempeño para los 28 diferentes lugares de implementación. Teniendo en cuenta la eficiencia de conversión de ambos captadores, junto con las horas efectivas de funcionamiento que rigen la capacidad de almacenamiento térmico de ambas tecnologías, la superficie de terreno calculada necesaria para la torre solar es un 25% superior a la de cilindroparabólico. Este aumento en el área de los colectores aumentó el costo de capital neto de la configuración de torre solar sobre el costo de capital neto de cilindro-parabólico en un 15%. Por otro lado, la energía producida anualmente y el agua consumida por la central con la configuración de torre solar son aproximadamente un 20% superiores a los de la misma central con la configuración de colectores cilindroparabólicos; así, en el caso de la torre solar se denota una reducción en el costo nivelado de la energía, sin embargo, surgen preocupaciones respecto a los impactos ambientales. Entre muchos parámetros simulados, sólo se han considerado tres factores principales para evaluar las dos configuraciones propuestas con ayuda de SIG. Esos parámetros son la producción anual de energía, el consumo de agua y el LCOE, que se presentan en la Tabla 7.Tabla 7 Resultados de las simulaciones PTC y CST para las 28 ubicaciones dedicadas a proyectos de energía renovable

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Además de los resultados ilustrados en la Fig. 3, los mapas SIG visualizados en las Figs. 4, 5 y 6 revelan que el consumo de agua de las plantas ubicadas en la zona norte (Mediterráneo y Golfo de Suez) es menor en comparación con las de las zonas central, este y sur, respectivamente, para las configuraciones de ambas tecnologías. Además, el LCOE ha sido impulsado por la producción anual estimada de energía. El costo nivelado de energía más bajo se puede lograr en las zonas centrales, seguidas por las zonas este y sur, respectivamente. Finalmente, el LCOE más alto se encuentra en las zonas norte para las configuraciones de ambas tecnologías.

La energía anual producida por las plantas ubicadas en la zona central (zonas del Nilo) es mayor que la de las plantas en la región sur (Asuán), zona oriental (Mar Rojo) y zonas norte (Mar Mediterráneo y Golfo de Suez), respectivamente. Los resultados obtenidos cumplen con la naturaleza operativa de las centrales eléctricas de vapor en regiones cálidas y áridas, ya que el agua que se utiliza para enfriar el bloque de energía tiene en consecuencia una temperatura alta, lo que reduce la producción y la eficiencia (Hoffmann et al. 2013). La zona este mostró resultados prometedores cercanos a las zonas centrales, teniendo una alta producción anual de energía junto con una cantidad adecuada de consumo de agua y un bajo LCOE, a diferencia de los resultados de la zona norte para las configuraciones de ambas tecnologías, como se ilustra en la Fig. 7. Vale la pena mencionar que partes de las ubicaciones del sur han sido seleccionadas para proyectos fotovoltaicos que ya están instalados, como la planta de energía fotovoltaica Benban (Mohamed y Maghrabie 2022), y partes de las ubicaciones del norte han sido seleccionadas para proyectos eólicos que ya están en funcionamiento. operación, como los parques eólicos de Zaafarana y Gabal Elzeit (Aliyu et al. 2018).

En resumen, el estudio paramétrico demuestra que las regiones orientales son el lugar más adecuado para implementar ambas configuraciones propuestas. Sin embargo, los resultados revelan que la torre solar central (CST) genera una producción de energía anual significativamente mayor en comparación con la configuración del colector cilindroparabólico (PTC), lo que es consistente con los hallazgos informados por Amani et al. (2022). No obstante, los resultados del modelo propuesto están de acuerdo con la investigación realizada por Ahmad y Zeeshan (2023), declarando que el uso de CST resulta en un mayor consumo de agua, por lo que la decisión de utilizar CST depende de la disponibilidad de agua en la región. Además, los mapas SIG presentados en la Fig. 6 brindan información valiosa a la Autoridad de Energía Nueva y Renovable (NREA) y al Ministerio de Electricidad y Energía Renovable de Egipto, permitiéndoles tomar decisiones informadas con respecto a la selección de sitios y tecnologías para proyectos de energía renovable en los 28 lugares destinados al desarrollo sostenible.

Se ha establecido un modelo termoeconómico utilizando el software SAM para investigar la viabilidad de implementar plantas de energía solar concentrada en varios lugares de Egipto. Se examinaron dos modelos propuestos para indicar la tecnología CSP óptima específica del sitio que se empleará en cada lugar dedicado al desarrollo de energías renovables en Egipto. Además, anualmente se realizó un estudio comparativo entre los tres principales parámetros que afectan la toma de decisiones al considerar la implementación, que son la productividad energética, el consumo de agua y el LCOE. Se utilizó el Sistema de Información Geográfica para ilustrar los resultados de las 28 ubicaciones con el fin de establecer una guía de planificación estratégica para el desarrollo sostenible de Egipto. Los hallazgos clave de las simulaciones fueron los siguientes:

En conclusión, establecer una herramienta de predicción que anticipe la cantidad de energía disponible en diferentes lugares tiene la capacidad de proporcionar a Egipto una fuente de energía renovable respetuosa con el medio ambiente, fomentando la rápida expansión urbana de ciudades sostenibles.

A pesar de que la productividad energética, el consumo de agua y el LCOE se consideran parámetros confiables para seleccionar la tecnología CSP óptima para un sitio específico, se recomienda realizar más investigaciones para investigar los resultados presentados utilizando varias herramientas de evaluación de la sostenibilidad, incluidas las exergoeconómicas y exergoeconómicas. enfoques ambientales, como se elabora en estudios recientes realizados por Rahnama et al. (2019), Aghbashlo et al. (2020). Además, establecer un análisis determinista puede allanar el camino para agregar modificaciones complementarias a los modelos propuestos. Por ejemplo, Moharram et al. (2021a; b) investigaron plantas híbridas de cogeneración que pueden producir energía y agua dulce simultáneamente.

No aplica.

A : Área, m2 G : Irradiancia solar, W/m2 N : Número P : Presión, bar Q : Potencia térmica, WT : Temperatura, °CW : Ancho, m CSP: Energía solar concentrada CST: Torre solar central DNI: Normal directa irradiación EFLSH: Horas equivalentes de almacenamiento a carga completa EPC: Ingeniería, adquisiciones y construcción GHG: Gas de efecto invernadero GHI: Irradiación horizontal global GIS: Sistema de información geográfica HTF: Fluido de transferencia de calor TIR: Tasa interna de retorno LCOE: Costo nivelado de energía LEC: Nivelado costo de energía LFR: Reflector lineal de Fresnel MACRS: Sistema de recuperación de costos acelerado modificado MENA: Medio Oriente y África del Norte NREA: Autoridad de energía nueva y renovable PTC: Colector cilindro-parabólico SAM: Modelo de asesoramiento Sam SM: Amb solar múltiple: Att ambiental: Factor de atenuación atmosférica cav: Cavidad col: Colector cos: Factor coseno e: Electricidad env: Envoltura de vidrio hyd: Hidráulico i: Entrada m: Módulo o: Salida refl: Factor de reflectividad del espejo sh&bl: Factor de sombra y bloqueo t: Pérdida térmica: ¿Pérdida total? : Eficiencia, % ? : Efectividad

Descargar referencias

Financiamiento de acceso abierto proporcionado por la Autoridad de Financiamiento de Ciencia, Tecnología e Innovación (STDF) en cooperación con el Banco Egipcio de Conocimiento (EKB). Sin financiación.

SB, NAM, AIS: Conceptualización, Metodología y discusión de resultados. WME-M y MMI: discusión de resultados y redacción de artículos.

Correspondencia a WM El-Maghlany.

Los autores declaran no tener ningún conflicto de intereses.

Aprobado.

Aprobado.

Aprobado.

Responsabilidad editorial: Maryam Shabani.

Acceso abierto Este artículo tiene una licencia internacional Creative Commons Attribution 4.0, que permite su uso, intercambio, adaptación, distribución y reproducción en cualquier medio o formato, siempre y cuando se dé el crédito apropiado a los autores originales y a la fuente, se proporcione una enlace a la licencia Creative Commons e indique si se realizaron cambios. Las imágenes u otro material de terceros en este artículo están incluidos en la licencia Creative Commons del artículo, a menos que se indique lo contrario en una línea de crédito al material. Si el material no está incluido en la licencia Creative Commons del artículo y su uso previsto no está permitido por la normativa legal o excede el uso permitido, deberá obtener permiso directamente del titular de los derechos de autor. Para ver una copia de esta licencia, visite http://creativecommons.org/licenses/by/4.0/.

Reimpresiones y permisos

Bayoumi, S., Moharram, NA, Shehata, AI et al. Una evaluación del desempeño multicriterio de plantas de energía solar concentrada para la selección de sitio y tecnología en Egipto. En t. J. Medio Ambiente. Ciencia. Tecnología. (2023). https://doi.org/10.1007/s13762-023-05114-1

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10-08-2023|Categorías: ÚLTIMA HORA, NOTICIAS, Sin categoría, Principales noticias|Etiquetas: Energía solar por concentración, CSP, Egipto, termosolar

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