Министерство Энергетики

В. Зайченко, А. Чернявский. Создание систем гарантированного энергообеспечения с использованием комбинированных источников энергии

Виктор ЗАЙЧЕНКО
Заведующий лабораторией, Объединённый институт высоких температур РАН, д. т. н.
e-mail: zaitch@oivtran.ru

Адольф ЧЕРНЯВСКИЙ
Старший научный сотрудник, Объединённый институт высоких температур РАН, к. т. н.
e-mail: zaitch@oivtran.ru

Viktor ZHAICHENKO
Chief of laboratory, Joint Institute
for High Temperatures of RAS, D. Eng. Sc.
e-mail: zaitch@oivtran.ru

Adolf CHERNAYVSKY
S. s. o., Joint Institute for High
Temperatures of RAS, C. Eng. Sc.
e-mail: zaitch@oivtran.ru

Аннотация. Использование возобновляемых источников энергии связано с необходимостью решения проблем гарантированных поставок. В существующей практике эти вопросы решаются либо за счёт подпитки систем с ВИЭ от существующих энергосистем, либо при создании дублирующих автономных источников на ископаемом топливе, или за счёт применения систем аккумулирования с накопителями электроэнергии большой ёмкости. В работе рассматриваются перспективы комбинированного использования ВИЭ с созданием вспомогательных источников энергии на биомассе.
Ключевые слова: возобновляемые источники энергии, биоэнергетические ресурсы, распределённая энергетика, конверсия биомассы в энергию.

Abstract. Renewable energy sources using is associated with the need to solve problems of guaranteed energy supply to consumers. In current practice, these issues are resolved either by feeding systems with renewable energy sources from existing energy systems, or by creating duplicate autonomous sources on fossil fuels, or by using storage systems with high-capacity electricity storage devices. In this article the prospects for the renewable energy sources main types combined using with the creation of additional energy sources based on biomass are considered.
Keywords: renewable energy sources, bioenergy resources, distributed energy, biomass-to-energy conversion.

Введение

В России основное энергоснабжение потребителей обеспечивает Единая энергетическая система (ЕЭС) России. Структурная схема генерирующих мощностей показана на рис. 1. Наибольший объём энергоснабжения потребителей (67 %) обеспечивает традиционная тепловая энергетика, которая, в то же самое время, является самым большим техногенным источником вредных выбросов в атмосферу, почву, гидросферу. КПД большей части существующих крупных паротурбинных тепловых электростанций составляет 38–40 %. Новые ТЭС с применением парогазовых технологий имеют КПД 55–60 %. То есть 40–60 % энергии сжигаемого на ТЭС топлива в любом случае выбрасывается в окружающую среду в виде тепла. Это приводит к значительным отрицательным последствиям для экологии.
Сооружение крупных гидроэлектростанций также сопряжено с отрицательным воздействием на окружающую среду. Водохранилища, необходимые для регулирования производительности ГЭС, занимают значительные территории, изымаемые из сельскохозяйственного оборота. Часто на таких территориях при заполнении водохранилищ затапливаются лесные массивы и даже жилые поселения. Плотины, перегораживающие русла рек, приводят к сокращению количества гидробионта в речных акваториях.

Рис. 1. Структура генерирующих мощностей в РФ на 01.01.2020 г.

АЭС – электростанции, вызывающие наибольшие экологические проблемы и протесты населения как в России, так и за рубежом. Особенно после крупных радиационных аварий на АЭС «Three Mile Island» в США в 1976 году, на Чернобыльской АЭС в СССР в 1986 году, на АЭС «Фукусима» в Японии в 2011 году.
Строительство АЭС обходится в 1,5–2 раза дороже паротурбинных ТЭС и в 2–3 раза дороже современных ТЭС с парогазовыми технологиями [1].
Доля ядерной энергетики в мировом производстве электроэнергии снизилась с 17,6 % в 1996 году до 10,7 % в 2015 году [2]. Пик производства ядерной энергии был зафиксирован в 2006 году (2660 ТВт·ч). Агентство Bloomberg New Energy Finance прогнозирует общее падение доли АЭС в мире до 4 % к 2040 году.
Ни сооружение новых, ни реконструкция существующих крупных традиционных ТЭС, ГЭС и АЭС не признаются рациональными в практике развития современной энергетики в мире.
В то же время отмечается значительный рост энергетических мощностей с использованием ВИЭ.
До 2010–2012 годов высокие цены на фотоэлектрические модули ставили под сомнение целесообразность широкого использования солнечной энергетики. В настоящее время, при стоимости фотоэлектрических модулей 300–600 долларов за кВт, они являются самым дешевым оборудованием для генерации электрической энергии. По мнению многих экспертов, сейчас уже становится экономически невыгодным строительство АЭС и ТЭС в странах ЕС, в Китае и Индии, а также в южных регионах России.

Углерод-­нейтральная энергетика – главное направление развития

Главным направлением развития мировой энергетической системы в настоящее время является переход на безуглеродную энергетику. По прогнозам, опубликованным в глобальном отчёте центра REN21 о состоянии возобновляемой энергетики [3], использование бурого угля будет прекращено к 2035 году, каменного угля – к 2045 году, нефти, газа, ядерного топлива – к 2050 году.
Рассматриваемые тенденции определяются стремлением правительств всех стран обеспечить конкурентоспособность национальных экономик и ускорить их экономический рост за счёт доступа к более дешёвой энергии, повысить энергетическую безопасность путём использования местных низкоуглеродных источников и снижения зависимости от импорта углеводородов.
Появившаяся уверенная экономическая основа для повсеместного использования ВИЭ позволяет и в России строить новую энергетику с меньшими удельными инвестициями в 1 кВт установленной мощности и с получением более дешевой электрической энергии. Чтобы это утверждение не казалось голословным, приводим результаты сравнительных расчетов основных параметров для традиционных и нетрадиционных электрических станций в существующих российских условиях (табл. 1).

Таблица 1. Сравнительные параметры объектов традиционной и возобновляемой энергетики

Сравнение выполнено для АЭС, ТЭС, работающей на угле; ТЭС на природном газе; ГЭС; а также сетевых ветровых и солнечных электростанций без аккумулирования.
За основу для сравнения принята условная АЭС установленной мощностью 1000 МВт, работающая в базовом режиме при среднем коэффициенте используемой мощности (КУИМ) равном 80 %, что соответствует годовому времени использования установленной мощности 7000 часов. Все остальные генерирующие мощности имеют среднестатистические КИУМ меньше, чем АЭС, как показано в табл. 1.
Расчетный отпуск электроэнергии условной АЭС составляет 6650 ТВт·ч/год (или млн кВт·ч/год). Для адекватного сравнения принимается такой же расчетный отпуск электроэнергии для всех остальных сравниваемых типов электростанций. Чтобы выполнить это условие при значительной разнице в КИУМ для разных технологий генерации, оказалось необходимым принять следующие значения установленных электрических мощностей:
— для ТЭС на угле – 1268,4 МВт;
— для ТЭС на природном газе – 1536,7 МВт;
— для ГЭС – 1737,2 МВт;
— для ВЭС – 2283,1 МВт;
— для СЭС – 3474,3 МВт.
При этом расчетные значения требуемых объемов инвестиций (САРЕХ) для строительства рассматриваемых электростанций составили:
— для АЭС – 371 млрд руб.;
— для ТЭС на угле – 266,4 млрд руб.;
— для ТЭС на природном газе – 247,4 млрд руб.;
— для ГЭС – 364,8 млрд руб.;
— для ВЭС – 207,8 млрд руб.;
— для СЭС – 206,7 млрд руб.
Несмотря на то, что требуемые мощности ВЭС и СЭС являются значительно большими, чем для всех прочих электростанций, сооружение ВЭС и СЭС требует при сложившейся рыночной конъюнктуре, самых малых инвестиций. При этом себестоимость отпускаемой электроэнергии на ВЭС и СЭС также имеет самые низкие значения.
Отметим также, что ветровая и солнечная генерации имеют, в сравнении с остальными объектами, существенно более низкие сроки окупаемости инвестиций – СО (дискретный срок окупаемости) и ПСО (полный срок окупаемости), значительно большие годовые чистые прибыли – ЧП и полные чистые доходы за расчетный период – NV и NPV, самые высокие индексы доходности PI и значения рентабельности инвестиций – Р.

Строительство АЭС обходится в 1,5–2 раза дороже паротурбинных ТЭС и в 2–3 раза дороже современных ТЭС с парогазовыми технологиями

Многие энергетические компании пришли к выводу, что по экономическим соображениям, нет смысла вести строительство АЭС, ТЭС и крупных ГЭС, а предпочтение следует отдавать технологиям на базе ВИЭ. Всемирно известная компания SIEMENS сегодня уже сокращает производство своих газовых турбин из-за значительного снижения спроса на них.
Сегодня сооружение в России новых ТЭС и АЭС, пусть даже с улучшенными параметрами, приведет только к еще большему отставанию нашей энергетики от мирового уровня развития. Используя традиционное энергооборудование, мы обрекаем страну на использование старых энергетических технологий еще, как минимум, на 40 лет – на период, равный сроку службы этого оборудования. Но за 10–15 лет уже появится настоятельная необходимость возведения замещающих электростанций на базе ВИЭ, имеющих, как показано в табл. 1, значительно лучшие показатели по себестоимости, прибыльности, рентабельности. И построенные сейчас традиционные ТЭС и АЭС со сроками возврата капитальных вложений 20–25 лет станут неконкурентоспособны в выдаче электроэнергии потребителям. Это приведет к необходимости вывода их из эксплуатации без полной компенсации вложенных в их строительство инвестиций. Аналогичные явления в странах ЕС уже привели к потерям в энергетике порядка 20 триллионов долларов [4]. И, если еще всего 3–4 года назад эти вопросы не стояли так остро, то теперь уже недопустима потеря времени без крупномасштабного внедрения новых технологий на основе ВИЭ.
Наш страна обладает значительными резервами в плане повышения энергоэффективности, поскольку удельное потребление энергии ВВП России в 1,5–2,5 раза выше, чем в США, Японии, ряде стран ЕС. К настоящему времени основные направления модернизации существующей энергетической системы России определены Энергетической стратегией РФ [5] и Генеральной схемой размещения энергообъектов до 2035 года [6]. Запланировано принципиально и развитие возобновляемой энергетики. Однако, в этой части стратегии мероприятия определены нечетко и неконкретно. Именно поэтому сооружение крупных ВЭС, СЭС, ГеоТЭС, биомассовых ТЭС, малых ГЭС и т. п. развивается в России стихийно, на произвольно выбранных локальных территориях страны по предложениям отдельных отечественных и/или зарубежных инвесторов – без увязки с общей программой развития энергетики в России.

Солнечная электростанция АГЭУ в Забайкальском крае
Источник: ГК «Хевел»

Очевидно, что в нашей стране особенности географии (большие расстояния), климата (длинный отопительный сезон с резкими колебаниями температур) и ресурсной базы (близость к дешевым ресурсам углеводородов) предопределяют специфический путь развития систем электро- и теплоснабжения. С учётом огромных территорий с низкой плотностью населения целесообразно развитие именно децентрализованной энергетики [7]. Тем более, что до 70 % территории РФ с населением около 20 миллионов человек сегодня не охвачены централизованным энергоснабжением [8]. На этих удаленных территориях для электроснабжения потребителей используются, в основном, дизельные электростанции различных мощностей. При этом себестоимость электроэнергии на таких ДЭС обычно весьма высока – составляет 15–40 руб./кВт·ч, а, в отдельных случаях, даже превышает 100 руб./кВт·ч [7].
Большие расстояния и отсутствие централизованного энергоснабжения часто не дают возможности строить сетевые электростанции на базе ВИЭ и получать подпитку от энергосистемы для обеспечения гарантированного электроснабжения потребителей, как это имеет место, например, в странах ЕС. Не всегда оказывается возможным и сооружение дублирующих генерирующих установок на ископаемом топливе: либо в связи с трудностями его доставки, либо в связи с высокими ценами. В этих случаях выход из положения может быть найден, казалось бы, в использовании систем аккумулирования электрической энергии. Но, несмотря на достигнутые обнадеживающие результаты в направлениях исследований и разработок в области высокоемких накопителей электроэнергии различных типов [7–8], широкому их внедрению препятствует ряд проблем, связанных с неудовлетворительным удельным значением массогабаритных параметров, со сложностью систем управления, с недостаточной стабильностью характеристик во времени и, пока еще, со значительной стоимостью. Сегодня применение самых экономичных накопителей увеличивает стоимость систем на базе ВИЭ в 1,5–1,8 раза. Можно полагать, что для производства рентабельных накопителей потребуется еще не менее 5–10 лет.

Решения проблемы создания системы гарантированного энергоснабжения

Вместе с тем, для российских условий можно предложить эффективный метод гарантированного энергоснабжения потребителей исключительно с помощью ВИЭ – без применения накопителей. Этот метод заключается в решении двух основных задач:
1) использование оптимальных сочетаний ВИЭ для обеспечения по возможности более равномерной выдачи энергии в течение суток, месяца, сезона и круглого года с минимальной потребностью в дополнительном энергообеспечении для гарантированного энергоснабжения потребителей;
2) использование имеющейся повсеместно в том или ином виде на всей территории РФ биомассы с ее конверсией в электрическую и тепловую энергию для создания энергоисточника, дополняющего в нужные моменты времени работу основного объекта энергоснабжения.
Основные, наиболее высокопотенциальные виды ВИЭ относятся к нестационарным (солнечная и ветровая энергия, энергия течений и волн, приливов и отливов и т. п.), не обеспечивающим устойчивое энергоснабжение во времени. Построение систем гарантированного энергоснабжения на базе таких ВИЭ технически возможно с дополнительным использованием энергии биомассы, но требует грамотного, обоснованного применения различных комбинаций ВИЭ в зависимости от рассматриваемых регионов.
Для минимизации требований к системам генерации дополнительной энергии за счет биомассы можно строить основные системы энергоснабжения с такими комбинациями различных видов ВИЭ как: СЭС–ВЭС, СЭС–ГЭС, ВЭС–ГЭС, СЭС–ПЭС *, ВЭС–ПЭС, ГЭС–ПЭС, СЭС–ВЭС–ГЭС, СЭС–ВЭС–ПЭС и т. п. в зависимости от видов ВИЭ, которые доступны на территории, где планируется размещать электростанции.

Электростанция на биотопливе
Источник: mrrestavrator.ru

Биомасса в России является одним из наиболее распространенных видов возобновляемых источников энергии. В нашей стране сосредоточены около 48 % мировых запасов торфа и 23–24 % древесины. И именно в области энергетического использования биомассы в России предложены новые эффективные технические решения, которые могут вывести страну на передовые рубежи [8–13]. Новизна этих решений защищена целым блоком патентов РФ [14–22]. Патентообладатель – Объединенный институт высоких температур РАН (ОИВТ РАН).
Потенциально возможное получение электрической энергии из биотоплива в РФ составляет более 150 ТВт·ч/год, тепловой энергии – более 340 ГВт·ч/год [5].
Основные особенности систем генерации энергии на биомассе:
—  повсеместное наличие во всех регионах РФ источников биомассы того или иного вида, пригодных для конверсии в электрическую и тепловую энергию;
—  возможность организации длительной непрерывной работы в диапазоне заданных мощностей при наличии запасов исходного сырья;
—  существенно более низкие в сравнении с традиционными удельные капитальные вложения в сооружение генерирующих установок и низкая себестоимость получаемой энергии из биомассы.
Для иллюстрации эффективности предложенного метода гарантированного энергоснабжения с комбинированным использованием ВИЭ рассмотрим, в качестве примера, разработанный Ростовтеплоэлектропроект и ОИВТ РАН проект нетрадиционной системы энергоснабжения Шахтинско-­Донского водовода (ШДВ) в Усть-­Донецком районе Ростовской области. ШДВ обеспечивает водоснабжение г. Шахты путём перекачки воды из водозаборов на реке Дон по двум трубопроводам длиной 33 км и диаметрами 1000 мм и 1200 мм. Потребляемая мощность всех перекачивающих насосных станций составляет 9500 МВт при непрерывной круглосуточной работе. Плата только за потребляемую из сети электроэнергию, расходуемую на работу насосных станций, составляет до 1 млрд руб­лей в год.

По мнению многих экспертов, на текущий момент уже становится экономически невыгодным строительство АЭС и ТЭС в странах Евросоюза, в Китае и Индии, а также в южных регионах России

Поскольку Усть-­Донецкий район Ростовской области характеризуется хорошими потенциалами солнечной и ветровой энергии, эти виды ВИЭ и могут быть использованы для получения дешевой электроэнергии. Проект электроснабжения Шахтинско-­Донского водовода был подготовлен в двух вариантах:
Вариант 1 – использование солнечной энергии при расчётном значении установленной мощности солнечной электростанции 41,4 МВт – с применением 165,5 тыс. фотоэлектрических модулей типа ФСМ‑250П мощностью по 250 Вт компании SunWays, Москва;
Вариант 2 – комбинированное использование солнечной и ветровой энергии с суммарной установленной мощностью электростанции 32,3 МВт (солнечная часть 16,5 МВт – 66 тыс. ФЭМ типа ФСМ‑250П по 250 Вт, ветряная часть – 15,8 МВт – 5 ветроэлектрических агрегатов типа SWT‑3,15–142 компании Siemens (Германия) мощностью по 3,15 МВт с диаметрами ветротурбин по 142 м и с высотой башен по 165 м).
Результаты расчётов основных параметров рассматриваемых электростанций представлены по варианту 1 на рис. 2, по варианту 2 на рис. 3. На этих рисунках электропотребление Шахтинско-­Донского водовода (кривые 1) соответствуют фактическому среднегодовому значению. Расчеты выработки электрической энергии солнечной и ветряной составляющих выполнены по стандартизированным методикам [8]. В качестве исходных климатоактинометрических данных для расчётов использованы данные Национального Аэрокосмического агентства США (NASA) для рассматриваемого района в Ростовской области. По представленным результатам расчетов можно сделать следующие выводы:
Вариант 1 может обеспечить полностью требуемое энергопотребление только в период с апреля по август, когда приход солнечной радиации имеет максимальное значение. В остальные периоды потребуется значительное количество энергии от дополнительного источника (кривая 3 на рис. 2).

Рис. 2. Результирующие значения параметров по варианту 1

Вариант 2 позволяет решить данную задачу с меньшими затратами. Энергия солнца обеспечивает потребителей Шахтинско-­Донского водовода электроэнергией, в основном, в летний период, а ветровая – наоборот зимой, осенью и весной. Суммарное производство солнечной и ветровой энергии мало изменяется в течение всего года (кривая 2 на рис. 3). Потребность в электроэнергии от дополнительного источника (кривая 5 на рис. 3) при этом оказывается во много раз меньше, чем в варианте 1.
В табл. 2 представлено сравнение полученных результатов.
Схема с комбинированным использованием ВИЭ (вариант 2) имеет явные преимущества по отношению к схеме с моногенерацией на базе только солнечной энергии (вариант 1). Требуемая установленная мощность электростанции в варианте 2 более чем на 20 % ниже, чем в варианте 1. Это находит свое отражение на объёме требуемых капитальных вложений, на сроках окупаемости инвестиций, на себестоимости получаемой электроэнергии. При этом объём дополнительной генерации для полного покрытия потребности объекта в электроэнергии в варианте 2 в 3,7 раза меньше, чем в варианте 1. Это также приводит к снижению требуемых дополнительных инвестиций.

Рис. 3. Результирующие значения параметров по варианту 2
Таблица 2. Результаты расчётов основных показателей электростанции ШДВ

Рассмотренные преимущества однозначно позволяют определить вариант 2 как приоритетный, что и подтверждает эффективность предложенного здесь метода гарантированного энергоснабжения с использованием ВИЭ.
Для обеспечения дополнительной электроэнергии в рассматриваемом проекте использована система конверсии биомассы в электрическую и тепловую энергию, предложенная ОИВТ РАН. Сегодня такие системы уже достаточно хорошо отработаны [17–21] и в отношении финансово-­коммерческой эффективности превосходят все другие способы получения дополнительной энергии. Для проекта электростанции Шахтинско-­Донского водовода была принята разработанная ОИВТ РАН система получения высококалорийного энергетического синтез-газа методом двухступенчатой термической конверсии отходов древесной биомассы с последующим использованием его в качестве топлива для газопоршневых установок, вырабатывающих электричество и тепло [10, 12, 13]. Проект системы автономного энергоснабжения Шахтинско-­Донского водовода в его окончательном варианте базируется на комбинированном использовании трех видов ВИЭ: солнечной энергии, энергии ветра и энергии биомассы и обеспечивает гарантированное энергоснабжение потребителей водовода без связи с территориальной энергосистемой и без применения ископаемых топлив.
Эффективная отечественная технология конверсии биомассы, предложенная ОИВТ РАН позволяет получать горючие газы методом обращенной газификации и последующей термической деструкции летучих газов с конверсией их в синтез-газ практически без смол и золы. Это позволяет использовать получаемый синтез-газ без дополнительной очистки в качестве топлива для газопоршневых агрегатов. Изменение свой­ств высококалорийных энергетических газов в зависимости от температуры процесса переработки биомассы представлено в табл. 3.

Таблица 3. Параметры газовых смесей, получаемых при различных температурах процесса

Основным достоинством технологии ОИВТ РАН является высокая степень конверсии перерабатываемой биомассы в энергетический газ. В существующих технологиях эта величина не превышает 25 %, в технологии ОИВТ РАН достигает 78 %. Суммарный выход горючих газов составляет 1,4 м3 на 1 кг биомассы, а средняя теплота сгорания – около 11,5 МДж/м3.
Рассматриваемая установка двухступенчатой термической конверсии отходов в синтез-газ (УСГ) работает наиболее эффективно при утилизации древесных органических отходов – опилок, стружек, щепы, коры, измельченной древесины из отходов лесопереработки и деревообработки и т. п. Вместе с тем, эффективное использование УСГ возможно и на твердых отходах сельхозпереработки, содержащих большое количество лигнина, целлюлозы, гемицеллюлозы: орехи, лещина, косточки плодовых растений, шелуха семян подсолнечника, риса, солома зерновых культур и т. п., а также на органической части твердых коммунальных отходов (ТКО).
Становится очевидным, что действующие ныне Энергостратегия до 2035 года [5] и Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2035 года [6], в которых перспективная структура энергетических мощностей сохранена практически на сегодняшнем уровне – с большей долей производства электроэнергии за счет ископаемых органических и ядерных топлив, уже не отвечают мировым тенденциям, социально-­экономическим и экологическим потребностям страны и требуют коренного пересмотра.

Добыча торфа
Источник: format35 / Depositphotos.com

Всемирная конференция ООН по климату (декабрь 2015 г., Париж) рекомендовала с целью сокращения темпов роста температуры на планете в пределах 2ºС к 2050 году ограничить применение ископаемых топлив таким образом, чтобы к этому сроку использовать не более 10 % от располагаемых запасов.
В рамках обозначенных ограничений примерно 80 % мировых запасов угля, 50 % природного газа и 30 % нефти должны будут остаться неиспользованными.
Сегодня необходимо финансировать исследования, направленные на создание новых методов получения энергии без использования ископаемых топлив. В нашем распоряжении остается не более 10–15 лет для того, чтобы найти источники получения бюджетных доходов, отличные от экспорта природных углеводородов.

Выводы

В настоящее время необходима разработка новых подходов к обеспечению гарантированного энергоснабжения потребителей различного назначения. Развитие возобновляемой энергетики может базироваться на создании предложенных систем с комбинированным использованием различных видов ВИЭ и местных биоэнергетических ресурсов, дополняющих друг друга и обеспечивающих гарантированное энергообеспечение потребителей при минимизации требуемых инвестиций.
Развитие систем с использованием ВИЭ должно производиться при четкой организации и планировании преобразования всей энергетической отрасли в России в целом и соответствовать целям и задачам программы реализации основных национальных проектов и роста экономики страны.

Использованные источники

  1. Зайченко В. М., Чернявский А. А. Сопоставление экономических показателей объектов традиционной и возобновляемой энергетики. – Севастополь: Сборник статей по материалам международной научно-­практической конференции «Экологическая, промышленная и энергетическая безопасность – 2018», (24–27 сентября 2018 г.) / под ред. Л. И. Лукиной, Н. А. Бежина, Н. В. Ляминой. – Севастополь: СевГУ, 2018. С. 425–428.
  2. World Nuclear Industry Status Report – 2019.
  3. Солнечная энергия сегодня / Альтернативная энергия – Alternative Energy. New York, 2014.
  4. Традиционная энергетика потеряет 20 триллионов долларов из-за возобновляемых источников энергии. – EEnergy Media / Electrovesty.net, июль, 2018.
  5. Проект энергетической стратегии РФ до 2035 года. – М.: Распоряжение Правительства РФ от 09.06.2017 г. № 1209‑р.
  6. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2035 года. – М.: Распоряжение Правительства РФ от 09.06.2017 г. № 1209‑р.
  7. Батенин В. М., Зайченко В. М., Леонтьев А. И., Чернявский А. А. Концепция развития распределенной энергетики в России. – М.: Известия академии наук – энергетика. 2017, № 1. С. 3–18.
  8. Зайченко В. М., Чернявский А. А. Автономные системы энергоснабжения. – М.: ООО «Издательский дом «НЕДРА», 2015. 285 с., ил. ISBN 978-5-8365-0458-17.
  9. Батенин В. М., Бессмертный А. В., Зайченко В. М. и др. Термические методы переработки древесины и торфа в энергетических целях. Теплоэнергетика. 2010, № 11. С. 36–42.
  10. Батенин В. М., Зайченко В. М., Косов В. Ф. и др. Пиролитическая конверсия биомассы в газообразное топливо. Доклады Академии наук. 2012, Т. 446, № 2. С. 179–184.
  11. Larina O. M., Zaichenko V. M. Energy production from Chicken Manure by Pyrolysis and Torrefaction // Proceedings of the 25th European Biomass Conference and Exhibition EUBCE Stockholm, Sweden. 2017, Р. 1205–1209.
  12. Larina O. M., Sinelshchikov V. A., Sitchev G. A. Comparison of Thermal Conversion Methods of Different Biomass Types into Gaseous Fuel // Journal of Physics Conference Series. 2016, volume 774/012137.
  13. Директор Л. Б., Зайченко В. М., Исьёмин Р. Л., Чернявский А. А., Шевченко А. Л. Сравнение эффективности реакторов низкотемпературного пиролиза биомассы // Теплоэнергетика. 2020, № 5. С. 60–69.
  14. Патент РФ № 2359007 – Способ получения углеводородного топлива, технического водорода и углеродных материалов из биомассы. 2008.
  15. Патент РФ № 2378319 – Способ получения углеводородного топлива и углеродных материалов из биомассы. 2008.
  16. Патент РФ № 2380395 – Способ пиролизной переработки биомассы. 2010.
  17. Патент РФ № 2698829 – Установка пиролитической переработки твердых углеродсодержащих материалов. 2019.
  18. Патент РФ № 136799 – Комплекс энерготехнологический многофункциональный переработки биомассы. 2013.
  19. Патент РФ № 136801 – Энергетический комплекс с торрефикатором биомассы. 2013.
  20. Патент РФ № 161775 – Установка торрефикации гранулированной биомассы. 2016.
  21. Патент РФ № 169133 – Реактор торрефикации. 2017.