COMPLEX ASSESSMENT OF EFFICIENCY OF POWER UNITS USING THE RENEWABLE POWER SOURCES
Rubrics: ENERGY PRODUCTION
Authors:
1.
Astrakhan State Technical University
(Doctor of Sciences in Technology, Professor; Professor of the Department of Technological Machines and Equipment)
Type:
Article
Pages:
from 59
to 66
Status:
Published
Received:
10.10.2014
Accepted:
15.10.2014
Published:
15.10.2014
Subject area:
UDK 620.97 (075.8)
GRNTI 20.01 Общие вопросы информатики
GRNTI 26.03 Общественно-политическая мысль
GRNTI 43.01 Общие вопросы естественных и точных наук
GRNTI 44.01 Общие вопросы энергетики
GRNTI 45.01 Общие вопросы электротехники
GRNTI 50.01 Общие вопросы автоматики и вычислительной техники
GRNTI 62.01 Общие вопросы биотехнологии
GRNTI 69.01 Общие вопросы рыбного хозяйства
GRNTI 70.01 Общие вопросы водного хозяйства
GRNTI 73.34 Водный транспорт
GRNTI 20.01 Общие вопросы информатики
GRNTI 26.03 Общественно-политическая мысль
GRNTI 43.01 Общие вопросы естественных и точных наук
GRNTI 44.01 Общие вопросы энергетики
GRNTI 45.01 Общие вопросы электротехники
GRNTI 50.01 Общие вопросы автоматики и вычислительной техники
GRNTI 62.01 Общие вопросы биотехнологии
GRNTI 69.01 Общие вопросы рыбного хозяйства
GRNTI 70.01 Общие вопросы водного хозяйства
GRNTI 73.34 Водный транспорт
Language:
Russian
Keywords:
solar water heaters, windmill, biogas installations, thermal energy, electrical energy, cost of installations
Abstract (English):
A comprehensive assessment of the efficiency of power plants using renewable energy sources (RES) is performed. Under the existing tariff for heat energy, the minimum allowable cost of solar collectors of solar heating units (SHU) at a payback period of 7.0 years should not exceed 2 300 rub/m2. The capital expenditures on the proposed SHU of gravitational type are 1.4-1.6 times lower than those on the traditional SHU of the circulation type, while the payback period does not exceed 5.0-5.7 years. When the electricity tariff in the Astrakhan region is 3.76 rub/(kW∙h), the minimum allowable specific capital investments in wind turbines with a payback period of 7.0 years should not exceed 46 000 rub/kW. The wind turbines produced by LLC "GRC-Vertical", American company "Falcon Euro" and the original proposed combinations of wind turbines have good technical and economical parameters. The calculations show that the cost of biogas produced at biogas installations (BI) with an average and high power is lower than the price of natural gas at domestic market reaching now 120 $/thousand m3. The cost price of the biogas produced by the BI of low power is 80-270 $/thousand m3, when used for heating the biomass of renewable energy sources it decreases up to 30-100 $/thousand m3. Taking into account the significant capital expenditures on construction and exploitation of gas networks in far rural areas in many regions in Russia, the use of the biogas installations of not only high and average power but also of low power can be economically profitable even now for heat and gas supply for many consumers. Key words: solar water heaters, windmill, biogas installations, thermal energy, electrical energy, cost of installations.
A comprehensive assessment of the efficiency of power plants using renewable energy sources (RES) is performed. Under the existing tariff for heat energy, the minimum allowable cost of solar collectors of solar heating units (SHU) at a payback period of 7.0 years should not exceed 2 300 rub/m2. The capital expenditures on the proposed SHU of gravitational type are 1.4-1.6 times lower than those on the traditional SHU of the circulation type, while the payback period does not exceed 5.0-5.7 years. When the electricity tariff in the Astrakhan region is 3.76 rub/(kW∙h), the minimum allowable specific capital investments in wind turbines with a payback period of 7.0 years should not exceed 46 000 rub/kW. The wind turbines produced by LLC "GRC-Vertical", American company "Falcon Euro" and the original proposed combinations of wind turbines have good technical and economical parameters. The calculations show that the cost of biogas produced at biogas installations (BI) with an average and high power is lower than the price of natural gas at domestic market reaching now 120 $/thousand m3. The cost price of the biogas produced by the BI of low power is 80-270 $/thousand m3, when used for heating the biomass of renewable energy sources it decreases up to 30-100 $/thousand m3. Taking into account the significant capital expenditures on construction and exploitation of gas networks in far rural areas in many regions in Russia, the use of the biogas installations of not only high and average power but also of low power can be economically profitable even now for heat and gas supply for many consumers. Key words: solar water heaters, windmill, biogas installations, thermal energy, electrical energy, cost of installations.
Keywords:
solar water heaters, windmill, biogas installations, thermal energy, electrical energy, cost of installations
solar water heaters, windmill, biogas installations, thermal energy, electrical energy, cost of installations
Введение Анализ данных по тарифам на тепловую и электрическую энергию и ценам на ряд топливно-энергетических ресурсов (ТЭР), таких как газ, мазут, уголь и др., показывает их неуклонный рост. Именно поэтому энергоустановки с возобновляемыми источниками энергии (ВИЭ), в которых экономия ТЭР может составлять до 60-70 % и более, станут достаточно привлекательными для значительной части потребителей, т. к. в ряде случаев позволят избежать зависимости от естественных монополий - производителей тепловой энергии и поставщиков ТЭР [1-5]. Разработанная нами методика оценки экономической эффективности энергоустановок с ВИЭ заключается в определении таких основных технико-экономических показателей (ТЭП), как капитальные вложения, себестоимость получаемой тепловой энергии и срок окупаемости энергоустановок: солнечных водонагревательных установок (СВУ), ветроэнергоустановок (ВЭУ) и биогазовых установок (БГУ) [6]. Целью исследований являлась комплексная оценка эффективности энергоустановок, использующих ВИЭ, в конкретных условиях, в частности в Астраханской области, на основе определения их ТЭП и разработка рекомендаций по их применению и совершенствованию. Солнечные водонагревательные установки Срок экономической окупаемости СВУ может быть определен по полученной нами универсальной формуле (1) где - коэффициент, учитывающий долю капитальных вложений в солнечные коллекторы в общих капитальных вложениях в гелиоустановку; kF - удельные капитальные вложения, зависящие от типа гелиоколлектора, руб./м; - удельное годовое количество солнечной энергии, поступающей на гелиоколлектор, ГДж/(м∙год); - энергетический КПД СВУ; - стоимость замещаемой тепловой энергии, руб./ГДж. Коэффициент зависит от типа гелиоколлектора, конструкции теплового аккумулятора, вида металлоконструкций и циркуляционных трубопроводов. Анализ литературных данных [7, 8] показывает, что коэффициент = 1,5-2,5 ≈ 2,0. Формула (1) может быть использована для выбора оптимальной конструкции СВУ в зависимости от конструкции гелиоколлектора (солнечного коллектора). Гелиоколлектор характеризуется коэффициентами и , величиной удельного годового количества солнечной энергии, поступающей на гелиоколлектор , зависящей от географического расположения СВУ, и стоимостью замещаемой энергии, зависящей от типа альтернативного энергоисточника и стоимости используемого ТЭР. Результаты расчетов по формуле (1) для Астраханской области при значении коэффициента= 2,0, удельном годовом количестве солнечной энергии, поступающей на гелиоколлектор в теплый период года (с апреля по октябрь) = 4,016 ГДж/(м∙год), энергетическом КПД СВУ = 0,50 приведены на рис. 1. Из рис. 1 видно, что срок окупаемости для южных регионов России увеличивается от 2 до 25 лет, при увеличении удельных капитальных вложений в гелиоколлекторы от 5 до 25 тыс./м и уменьшении стоимости замещаемой энергии от 2,5 до 1,0 тыс. руб./ГДж. Стоимость гелиоколлекторов, приемлемая для практического применения, при сроке окупаемости не более 7,0 года и при увеличении стоимости замещаемой тепловой энергии от 1,0 до 2,5 тыс. руб./ГДж составит 7,0-17,7 тыс. руб./м2. Следует, однако, отметить, что в настоящее время тариф на тепловую энергию, например, в Астраханской области, составляет 338 руб./ГДж (1418 руб./Гкал), поэтому минимально допустимая стоимость гелиоколлекторов при сроке окупаемости 7,0 года не должна превышать 2,3 тыс. руб./м(59 долл./м). Это условие должно выполняться при проектировании и широком внедрении гелиоустановок. Рис. 1. Зависимость срока окупаемости СВУ от удельной стоимости гелиоколлекторов и стоимости замещаемой энергии В России солнечные коллекторы серийно выпускаются ОАО «Ковровский механический завод» (г. Ковров), предприятием «Конкурент» (г. Краснодар), Научно-производственным объединением (НПО) машиностроения (г. Реутов) и рядом других предприятий [3, 7, 8] . Ковровским механическим заводом выпускаются коллекторы с оптимальным для российского рынка соотношением цена/качество. Площадь коллектора составляет 0,8-1,07 м2, стоимость - 70 долл./м2 (2,8 тыс. руб./м2). На их основе изготавливается СВУ с двумя коллекторами и теплоизолированным баком-аккумулятором. Стоимость - 280 долл. (11,2 тыс. руб.). Солнечные коллекторы фирмы «Конкурент» имеют технические характеристики на уровне лучших зарубежных образцов. Площадь коллектора 1 м2, стоимость - 220 долл. (8,8 тыс. руб.). Солнечные коллекторы НПО машиностроения имеют площадь 0,9-1,2 м2, стоимость - 230 долл./м2 (9,2 тыс. руб./м2). Из зарубежных конструкций оптимальное соотношение цена/качество имеют израильские коллекторы трех видов: наиболее качественные - стоимость свыше 150 долл./м2 (6 тыс. руб./м2), средние по качеству - стоимость до 150 долл./м2 (6,0 тыс. руб./м2), стандартного качества - стоимость до 100 долл./м2 (4,0 тыс. руб./м2). Таким образом, удельная стоимость гелиоколлекторов составляет 5,3-18,7 тыс. руб./м2, а срок окупаемости достигает 8-16 лет, что делает их в большинстве случаев недоступными для широких масс потребителей со средними и низкими доходами. Расчеты показывают, что оригинальные СВУ гравитационного типа с многоступенчатыми гелиоколлекторами из разнородных элементов, в том числе из более дешевых - без остекления и с одинарным остеклением, имеют капитальные затраты в 1,4-1,6 ниже, чем традиционные СВУ циркуляционного типа, а срок окупаемости при использовании самых дешевых солнечных коллекторов для третьей ступени не превышает 5,0-5,7 года. Это позволяет применять их для теплоснабжения не только в малоэтажных зданиях совместно с газовыми и электрическими нагревателями, но и в многоэтажных - совместно с блочными и крышными котельными, что позволяет сократить годовой расход газа на 40-60 % [6, 9, 10]. Ветроэнергоустановки Технико-экономические показатели эксплуатирующихся отечественных ВЭУ вполне соответствуют ТЭП лучших зарубежных ВЭУ [3, 11-13]. За последние 20-30 лет удельные капитальные затраты в ВЭУ уменьшились в 5 раз и составляют в настоящее время = 40-60 тыс. руб./кВт (1,0-1,5 тыс. долл./кВт). Обобщение этих данных позволило получить расчетные формулы для оценки основных ТЭП ВЭУ. В частности, срок экономической окупаемости может быть определен по предлагаемой нами формуле , (2) где - коэффициент использования установленной мощности; - годовое время работы ВЭУ, ч/год; - стоимость замещаемой энергии, руб./(кВт∙ч). Результаты расчетов по формуле (2) приведены на рис. 2. Рис. 2. Зависимость срока окупаемости ВЭУ от удельной стоимости ВЭУ и стоимости замещаемой электроэнергии Как видно из рис. 2, срок окупаемости ВЭУ увеличивается от 2 до 30 лет, при увеличении удельных капитальных вложений в ВЭУ от 25 до 105 тыс. руб./кВт (от 0,625 до 2,625 тыс. долл./кВт) и уменьшении стоимости замещаемой электроэнергии от 2,0 до 5,0 руб./(кВт·ч). Удельные капитальные вложения в ВЭУ, приемлемые для практического применения, при сроке окупаемости не более 7,0 года и при увеличении стоимости замещаемой электроэнергии от 2,0 до 5,0 руб./(кВт·ч) составят от 25 до 63 тыс. руб./кВт. Следует отметить, что в настоящее время тариф на электроэнергию в Астраханской области составляет 3,76 руб./(кВт∙ч), поэтому минимально допустимые удельные капитальные вложения в ВЭУ при сроке окупаемости 7,0 года не должны превышать 46 тыс. руб./кВт (1,15 тыс. долл./кВт). Это условие можно рекомендовать при проектировании и широком внедрении ВЭУ в Астраханской области. Наиболее широкое применение для выработки электроэнергии получили аксиальные (горизонтально-осевые) ВЭУ, у которых 2-4-лопастное колесо с лопатками аэродинамического профиля имеет горизонтальную ось вращения. Однако, кроме бесспорных преимуществ, главным из которых является достаточно высокий КПД, достигающий 0,30-0,40, такие ВЭУ имеют очень существенный недостаток - ориентировка на ветер. Кроме того, начиная с мощности 3 кВт, такие ВЭУ требуют специальных раскручивающих устройств, т. е. стартовать сами не могут. Это приводит к усложнению системы старта и управления, а значит, к удорожанию. В связи с этим для многих автономных объектов наиболее целесообразно использование ортогональных (вертикально-осевых) ВЭУ [14, 15], обладающих рядом несомненных преимуществ: независимость от направления ветра, возможность самозапуска и возможность работы уже при малой скорости ветра - 2-3 м/с (у большинства аксиальных ВЭУ - 5-6 м/с). Работа вертикально-осевых ВЭУ типа Дарье, в отличие от горизонтально-осевых, не зависит от направления ветра, и поэтому удельная выработка энергии аналогичными по мощности конструкциями у ВЭУ в 2,0-2,5 раза больше. Кроме того, ортогональные ВЭУ не являются генераторами инфразвука и шума. Однако ортогональные ВЭУ больше подвержены вибрациям. ООО «ГРЦ-Вертикаль» (г. Миасс, Челябинская обл.) выпускает ВЭУ мощностью до 100 кВт с вертикальной осью вращения [14]. Установка обеспечивает реальный КПД до 38 % при любом направлении ветра. Ротор производства ООО «ГРЦ-Вертикаль» напоминает геликоидную турбину Горлова, одну из самых эффективных конструкций в мире, и фактически получается из нее путем спрямления лопастей по вертикали. Разновидности ортогональных ВЭУ ООО «ГРЦ-Вертикаль» показаны на рис. 3. Рис. 3. Разновидности ортогональных ВЭУ ООО «ГРЦ-Вертикаль» Технико-экономическая оценка эксплуатации этих ВЭУ была проведена для различных вариантов применения и показала высокую эффективность использования ВЭУ в системе энергоснабжения различных автономных объектов. Себестоимость электроэнергии оценивается максимум в 4,5 руб./(кВт · ч). Себестоимость ВЭУ без введения автоматизированного производства составляет 60 тыс. руб./кВт (1,5 тыс. долл./кВт). При серийном производстве удельные капитальные затраты могут быть снижены и при доведении их до 46 тыс. руб./кВт (1,15 тыс. долл./кВт) эти ВЭУ могут быть рекомендованы для применения в южных регионах России, в частности в Астраханской области. Достаточно экономичными представляются и ортогональные ВЭУ аналогичной конструкции американской фирмы-производителя вертикально-осевых ВЭУ «Falcon Euro» с пятью лопастями крылового профиля мощностью 7,5-20,0 кВт. Удельные капитальные затраты на них составляют не более 1,620 тыс. долл./кВт. Наиболее экономичные ВЭУ мощностью 15 кВт требуют удельных капитальных затрат в объеме 1,070 тыс. долл./кВт (43 тыс. руб./кВт) и могут быть уже в настоящее время рекомендованы для использования в Астраханской области. В лаборатории нетрадиционной энергетики Саратовского научного центра РАН при Астраханском государственном техническом университете в 2013-2014 гг. также проводилась разработка конструкций и оценка параметров ортогональных ВЭУ, в частности комбинированных ВЭУ на основе роторов Савониуса для пуска ветродвигателя и Дарье для окончательной раскрутки и выхода на номинальную скорость вращения с максимальным КПД около 0,40 при коэффициенте быстроходности 4-5 [15]. Удельные капитальные затраты на такие установки при серийном производстве будут составлять не более (40 тыс. руб./кВт) 1,0 тыс. долл./кВт и в перспективы будут широко применяться для автономного энергоснабжения различных объектов. Биогазовые установки Обобщение данных по капитальным затратам на БГУ в зависимости от объема биореактора на основе анализа источников [1, 3, 4] позволило нам получить эмпирическую зависимость капитальных затрат от объема БГУ, тыс. долл. (тыс. руб.): где - удельные капитальные затраты на БГУ; - объем биореактора, м3. Себестоимость (цена) 1 м2 биогаза, получаемого БГУ, может быть определена по предлагаемым нами формулам: , (3) или , (4) где - срок эксплуатации БГУ, лет; - суточная производительность БГУ, м3/сут; В - удельный суточный выход биогаза, можно принять для биореакторов с ежедневной загрузкой биомассы В = 2,5-3,0 м3 в сутки на 1 м3 биореактора. Расчеты по формулам (3), (4) показывают, что себестоимость биогаза, получаемого БГУ средней мощности с объемом биореактора 10-100 м и большой мощности с объемом биореактора 100-1000 м, составляющая 15-60 долл./тыс. м3, ниже цены на природный газ на внутреннем рынке, достигающей в настоящее время 120 долл./тыс. м3. Себестоимость биогаза, вырабатываемого БГУ малой мощности с объемом биореактора 0,3-10 м, в настоящее время достаточно высока и составляет 80-270 долл./тыс. м3. С учетом значительных капитальных затрат на строительство и эксплуатацию газовых сетей в отдаленных сельских районах во многих регионах России, использование БГУ не только большой и средней, но и малой мощности может быть экономически оправданным уже в настоящее время для теплогазоснабжения многих типов потребителей. Предлагаемые в [10] схемы применения в качестве источников тепла для подогрева биомассы гелиоустановок, ВЭУ и ВЭУ в сочетании с теплонасосной установкой позволят существенно уменьшить потребление биогаза на собственные нужды и снизить себестоимость получаемого биогаза до 30-110 долл./ тыс. м3 для БГУ малой мощности. Заключение Таким образом, комплексная оценка эффективности энергоустановок, использующих ВИЭ в конкретных условиях, в частности в Астраханской области, позволяет сделать следующие выводы. 1. Срок окупаемости СВУ для южных регионов России увеличивается от 2 до 25 лет при увеличении удельных капитальных вложений в гелиоколлекторы от 5 до 25 тыс. руб./м и уменьшении стоимости замещаемой энергии от 2,5 до 1,0 тыс. руб./ГДж. При тарифе на тепловую энергию 338 руб./ГДж (1418 руб./Гкал) минимально допустимая стоимость гелиоколлекторов при сроке окупаемости 7,0 года не должна превышать 2,3 тыс. руб./м(59 долл./м). 2. Удельная стоимость гелиоколлекторов, выпукаемых в России и за рубежом, составляет 5,3-18,7 тыс. руб./м2, а срок окупаемости достигает 8-16 лет. Предлагаемые нами СВУ гравитационного типа с многоступенчатыми гелиоколлекторами требуют капитальных затрат в 1,4-1,6 раза ниже, чем традиционные СВУ циркуляционного типа, а срок их окупаемости при использовании самых дешевых солнечных коллекторов для третьей ступени не превысит 5,0-5,7 года. Это позволяет применять их для теплоснабжения не только малоэтажных, но многоэтажных зданий совместно с блочными и крышными котельными при сокращении годового расхода газа на 40-60 %. 3. Для многих автономных объектов наиболее целесообразно использование ортогональных ВЭУ, обладающих такими преимуществами, как независимость от направления ветра, возможность самозапуска и возможность работы уже при малой скорости ветра - 2-3 м/с. Срок окупаемости ВЭУ увеличивается от 2 до 30 лет при увеличении удельных капитальных вложений в ВЭУ от 25 до 105 тыс. руб./кВт и уменьшении стоимости замещаемой электроэнергии от 2,0 до 5,0 руб./(кВт·ч). При тарифе на электроэнергию в Астраханской области 3,76 руб./(кВт∙ч) минимально допустимые удельные капитальные вложения в ВЭУ при сроке окупаемости 7,0 года не должны превышать 46 тыс. руб./кВт (1,15 тыс. долл./кВт). 4. Максимальная себестоимость электроэнергии эксплуатации ВЭУ ООО «ГРЦ-Вертикаль» составляет 4,5 руб./(кВт ч), удельные капитальные вложения - 60 тыс. руб./кВт (1,5 тыс. долл./кВт). При серийном производстве удельные капитальные затраты могут быть снижены и при достижении величины 46 тыс. руб./кВт эти ВЭУ могут быть рекомендованы для применения в южных регионах России, в частности в Астраханской области. Удельные капитальные затраты на ортогональные ВЭУ американской фирмы «Falcon Euro» составляют не более 1,620 тыс. долл./кВт. Наиболее экономичные ВЭУ мощностью 15 кВт требуют удельных капитальных затрат в размере 1,070 тыс. долл./кВт (43 тыс. руб./кВт) и могут быть уже в настоящее время рекомендованы для использования в Астраханской области. Оригинальные комбинированные ВЭУ на основе роторов Савониуса и Дарье имеют максимальный КПД около 0,40 при коэффициенте быстроходности 4-5. При серийном производстве удельные капитальные затраты на такие установки составят не более 40 тыс. руб./кВт и в перспективе они смогут широко применяться для автономного энергоснабжения различных объектов. 5. Расчеты показали, что себестоимость биогаза, получаемого на серийно выпускаемых БГУ средней мощности (объем биореактора 10-100 м) и большой мощности (объем биореактора 100-1000 м), которая составляет 15-60 долл./тыс. м3, ниже цены на природный газ на внутреннем рынке, достигающей в настоящее время 120 долл./тыс. м3. Себестоимость биогаза, вырабатываемого БГУ малой мощности с объемом биореактора 0,3-10,0 м, в настоящее время достаточно высока и составляет 80-270 долл./тыс. м3. Предлагаемые схемы применения в качестве источников тепла для подогрева биомассы ВИЭ позволят существенно уменьшить потребление биогаза на собственные нужды и снизить себестоимость получаемого биогаза до 30-110 долл./тыс. м3 для БГУ малой мощности.
1. Amerhanov R. A. Optimizaciya sel'skohozyaystvennyh energeticheskih ustanovok s ispol'zovaniem vozobnovlyaemyh vidov energii / R. A. Amerhanov. M.: KolosS, 2003.532 s.
2. Butuzov V. A. Gelioustanovki: osnovnye faktory ekonomicheskoy okupaemosti / V. A. Butuzov, E. V. Bryanceva, V. V. Butuzov, I. S. Gnatyuk // Promyshlennaya energetika. 2013. № 5. S. 55-57.
3. Butuzov V. A. Perspektivy proizvodstva solnechnyh kollektorov v Rossii / V. A. Butuzov // Promyshlennaya energetika. 2009. № 5. S. 47-49.
4. Il'in R. A. Sovmestnaya rabota gazovoy kotel'noy i solnechnoy vodonagrevatel'noy ustanovki v Astrahanskoy oblasti / R. A. Il'in, N. D. Shishkin // Vremya nauchnogo progressa: materialy Mezhdunar. nauch. konf. (20 aprelya 2014 g., Volgograd). Volgograd: Nauch. obozr., 2014. S. 21-26.
5. Marchenko O. V. Sistemnye issledovaniya effektivnosti vozobnovlyaemyh istochnikov energii / O. V. Marchenko, S. V. Solomin // Teploenergetika. 2010. № 11. S. 12-17.
6. Oborudovanie netradicionnoy i maloy energetiki: spravochnik-katalog / pod red. P. P. Bezrukih. M.: AO «Novye i vozobnovlyaemye istochniki energii», 2005. 170 s.
7. Daffi Dzh. Osnovy solnechnoy teploenergetiki / Dzh. Daffi, U. Bekman. Dolgoprudnyy: Izd. dom «Intellekt», 2013. 888 s.
8. Solomin E. V. Metodologicheskie osnovy razrabotki i sozdaniya vertikal'no-osevyh vetroenergeticheskih ustanovok dlya agropromyshlennogo kompleksa Rossii: avtoref. … dis. d-ra tehn. nauk / E. V. Solomin. Barnaul: Altay. gos. tehn. un-t, 2013. 39 s.
9. Fortov V. E. Energetika v sovremennom mire / V. E. Fortov, O. S. Popel'. Dolgoprudnyy: Izd. dom «Intellekt», 2011. 168 s.
10. Chemekov V. V. Sistema teplosnabzheniya avtonomnogo zhilogo doma na osnove teplovogo nasosa i vetroelektricheskoy ustanovki / V. V. Chemekov, V. V. Harchenko // Teploenergetika. 2013. № 3. S. 58-62.
11. Chivenkov A. I. Analiz primeneniya i razvitiya vetroustanovok / A. I. Chivenkov, A. B. Loskutov, E. A. Mihaylichenko // Promyshlennaya energetika. 2012. № 5. S. 57-63.
12. Shishkin N. D. Ispol'zovanie solnechnoy energii v Astrahanskoy oblasti / N. D. Shishkin, R. A. Il'in // Vestn. Astrahan. gos. tehn. un-ta. 2013. № 2 (56). S. 74-80.
13. Shishkin N. D. Effektivnoe ispol'zovanie vozobnovlyaemyh istochnikov energii dlya avtonomnogo teplosnabzheniya razlichnyh ob'ektov / N. D. Shishkin. Astrahan': Izd-vo AGTU, 2012. 208 s.
14. Energeticheskaya strategiya Rossii na period do 2030 goda (utv. Rasporyazheniem Pravitel'stva RF ot 13 noyabrya 2009 g. № 1715-z) // Sobranie zakonodatel'stva RF. 2009. № 48. St. 5836.
15. Shishkin N. D. Analiticheskoe issledovanie parametrov vetroenergoustanovok s vertikal'nymi polucilindricheskimi lopastyami / N. D. Shishkin, E. A. Manchenko // Vestn. Astrahan. gos. tehn. un-ta. Ser.: Morskaya tehnika i tehnologiya. 2013. № 1. S. 155-161.
