Сборник докладов ИСИ 2015

Из графика видно, что в реальных климатических условиях КПД тонкопленочного ФЭМ намного более стабилен и слабо зависит от изменения плотности мощности СИ, в отличие от кристаллического ФЭМ. Поэтому удельная стоимость электроэнергии, выработанной СФЭУ на основе тонкопленочных модулей, в реальных климатических условиях может оказаться ниже стоимости электроэнергии, выработанной кристаллическими модулями (исследования проведены в НТЦ ТПТ при ФТИ им. Иоффе).

Выводы.

1.В условиях ограниченности традиционных источников энергии и тяжелой экологической обстановки очевидна необходимость максимального повышения энергоэффективности зданий не только за счет энергосбережения, но и за счет использования возобновляемых источников энергии. Одним из перспективных направлений является распространение солнечных фотоэлектрических установок условиях городской застройки.

2.Рост темпов производства ФЭМ второго поколения, снижение стоимости их производства, улучшение эффективности работы, снижение веса модулей, повышенная способность к поглощению СИ при неоптимальной ориентации модулей, возможность использования гибких и стеклянных подложек для модулей – все это способствует повышению эффективности внедрения ФЭМ в условиях городской застройки и интеграции модулей в фасад зданий.

3.Показано, что в реальных климатических условиях, при высоком уровне облачности, что характерно для Санкт-Петербурга и многих северных регионов России, эффективность тонкопленочных модулей ближе к номинальной и более стабильна, что приводит к снижению удельной стоимости электроэнергии и улучшает показатели экономической эффективности СФЭУ на основе данных модулей.

Работа выполнена под руководством д.т.н. проф. Елистратова В.В., при поддержке президентского гранта НШ-2240.2014.8 государственной поддержки ведущих научных школ РФ.

ЛИТЕРАТУРА:

1.Елистратов В.В. Возобновляемая энергетика. Изд-во «Наука», СПб, изд.2-е доп. 2013. 308 с.

2.Elistratov V., Petrov V. Аctive building-integrated solar systems for independent energy supply of buildings // Journal of Applied Engineering Science, 2014, 3(12), p.233-242.

3.Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems, ISE with support of PSE AG. Photovoltaics report. 2015г.

4.Елистратов В.В., Аронова Е.А. Солнечные энергоустановки. Оценка поступления солнечного излучения: Учебное пособие. СПб.: Изд-во СПбГПУ, 2012, 164 с.

5.Петров В.М. Оценка поступления солнечной энергии на поверхности активных фасадноинтегрированных солнечных систем электроснабжения // Альтернативная энергетика и экология, 2014, 11(151), с. 85-91.

6.Климатические факторы возобновляемых источников энергии / Под. ред. В.В. Елистратова, Н.В. Кобышевой и Г.И. Сидоренко. – СПб.: Наука, 2010. – 235 с.

УДК 621.22

А.Н.Кононова Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого

ПРЕДПОСЫЛКИ СТРОИТЕЛЬСТВА ВЕРХНЕ-НАРЫНСКОГО КАСКАДА ГЭС

В соответствии с базовым сценарием развития электроэнергетики Кыргызстана в ближайшие годы объём энергопотребления в республике достигнет 15,8 млрд. кВт∙ч при выработке 11,6 млрд. кВт∙ч. Таким образом, дефицит может составить 4,2 млрд. кВт∙ч

271

электроэнергии (потребуются дополнительные мощности ≈ 480 МВт) [3]. Способы покрытия дефицита электроэнергии 2,3 млрд. кВт∙ч на 2014 год представлены на рис. 1 [1].

В настоящее время тарифы на электроэнергию для населения составляют 0,64 руб. за 1 кВт∙ч и являются самыми низкими в мире: они ниже, чем в Таджикистане в 1,6 раз, чем в Узбекистане – в 3,7 раза, чем в Казахстане – в 5,5 раз, чем в России – в 6,3 раза, чем в Эстонии – в 13 раз [2]. Данные тарифы являются дотационными, не покрывающими издержки по выработке и доставке электроэнергии. По расчетам энергетиков в 2014 г. себестоимость производства одного кВт∙ч электроэнергии в стране составило 1,27 руб., то есть превышало цену продажи в два раза.

Серьезнейшей проблемой энергетики Кыргызстана является ярко выраженный сезонный спрос на электроэнергию: потребление в летний период составляет 22-23 млн. кВт∙ч в сутки, а в отопительный период может достигать 70 млн. кВт∙ч и более. В результате возникает ситуация, когда генерирующие и передающие мощности, необходимые для обеспечения надежного энергоснабжения зимой, в летнее время будут загружены лишь на треть от своей мощности. Это серьезным образом ухудшает привлекательность инвестиций в энергосектор Кыргызстана. Для разрешения данной проблемы не существует другого выхода кроме организации экспорта электроэнергии в летний период на рынки, где на электроэнергию в это время существует достаточный спрос. При этом необходимо подчеркнуть, что рост экономики страны неизбежно приведет к росту потребления электроэнергии. При базовом сценарии развития экономики (при росте спроса примерно на 5% в год) ежегодный рост энергопотребления прогнозируется в размере порядка 1,5-2 млрд. кВт∙ч в год, т. е. ежегодно объем вновь вводимых мощностей должен составить минимум 170-200 МВт. В случае ускоренного роста экономики (рост спроса порядка 7-10% в год) эти значения должны быть увеличены на 30-40%. В ближайшие годы дополнительные мощности ожидаются от введения в эксплуатацию Верхне-Нарынского каскада ГЭС – около

240 МВт (2016-2018 гг.) [3].

Рис. 1. Покрытие дефицита электроэнергии в Кыргызстане

272

Верхне-Нарынский каскад ГЭС – строящийся гидроэнергетический комплекс в верхнем течении реки Нарын, у г. Нарына, Киргизия. 20 сентября 2012 г. Правительство РФ и Кыргызской Республики подписали Соглашение о строительстве и эксплуатации ВерхнеНарынского каскада гидроэлектростанций, предусматривающее создание четырех гидроузлов: Акбулунской ГЭС, Нарынской ГЭС-1, Нарынской ГЭС-2 и Нарынской ГЭС-3. Установленная мощность каскада – 237,7 МВт при среднегодовой выработке электроэнергии

942,4 млн. кВт∙ч [1].

Одним из вариантов использования гидроресурсов р. Нарын, который не оказывает влияния на естественный сток и сохраняет его практически в естественном состоянии является именно Верхне-Нарынский каскад ГЭС [1]. Финансирование строительства станций каскада в объёме 24 млрд. руб. (727 млн $, в ценах 2013 г.) осуществляется российской стороной, срок строительства каскада – 6 лет [6]. Установленная мощность Ny Акбулунской ГЭС составит 85,33 МВт, Нарынской ГЭС-1 – 47,14 МВт, ГЭС-2 – 46,84 МВт и ГЭС-3 – 55,42 МВт. Все четыре станции каскада спроектированы по плотинно-деривационной схеме. Часть напора будет создаваться плотиной (высотой от 14-20 м на Нарынских ГЭС-1,2,3 и до 75 м высотой – на Акбулунской ГЭС), а часть – деривационным каналом, длиной 2,3 км на Акбулунской ГЭС и до 6-8 км на остальных ГЭС каскада [1]. Расположение створов станций каскада представлены на рис. 2.

Рис. 2. План расположения ГЭС Верхне-Нарынского каскада

Положительными сторонами данного проектировочного решения являются минимальные площади затопления земель, локальное воздействие на окружающую среду, отсутствие необходимости переселения жителей (населённые пункты в зону затопления не попадают), незатопление особо охраняемых природных территорий.

Основными целями проекта строительства Верхне-Нарынского каскада ГЭС являются: − укрепление позиций Кыргызстана на региональном рынке электроэнергии и мощности, обеспечение энергетической безопасности Киргизии;

увеличение экспортного потенциала Киргизии;

уменьшение зависимости энергетики республики от цен на топливные ресурсы;

сохранение высоких темпов экономического роста в стране;

рост доходов и повышение качества жизни населения;

273

увеличение доходной базы бюджетов всех уровней;

увеличение экономической активности населения Киргизии;

создание значительного числа новых рабочих мест;

создание предпосылок для снижения в долгосрочной перспективе тарифов на электроэнергию.

Инвестиционный проект строительства Верхне-Нарынского каскада ГЭС будет

содействовать решению целого ряда социальных задач:

повышение уровня занятости населения;

повышение уровня обеспеченности населения благоустроенным жильем;

повышение доступности и качества услуг населению в сфере транспорта, здравоохранения, образования, физической культуры и спорта, культуры, жилищнокоммунального хозяйства [2].

Проект станет катализатором социального развития региона. Предусмотрено

строительство новых мостов, дорог, развитие инфраструктуры. Возведение каскада и сопутствующей инфраструктуры будет способствовать повышению уровня занятости населения и его обеспечения благоустроенным жильём. Реализация проекта ВерхнеНарынского каскада ГЭС позволит обеспечить электроэнергией рост внутреннего регионального рынка и увеличить экспортный потенциал Киргизии [3].

Показатели коммерческой эффективности проекта учитывают финансовые последствия его осуществления для участника, реализующего проект, в предположении, что он производит все необходимые для реализации проекта затраты и пользуется всеми его результатами. Чистый дисконтный доход полных инвестиционных затрат по проекту составит 5532 млн. руб. Российская сторона предоставляет своей уполномоченной организации (ОАО «РусГидро») 50% стоимости реализации проекта с доходностью 4 %. Привлечение остальных 50% будут обеспечено Российской Федерацией в качестве заемных средств [5].

Основной целью тарифной политики Киргизии в отношении электрической энергии является установление к 2016 г. тарифов на уровне, обеспечивающих полное возмещение затрат на производство, передачу и распределение электроэнергии. Проект ВерхнеНарынского каскада ГЭС при тарифе 2,0 руб./кВт∙ч является коммерчески эффективным и привлекательным для банков при принятых ожиданиях инвесторов в отношении доходности собственных средств [5].

ЛИТЕРАТУРА:

1.Официальный сайт Правительства КР [Электронный ресурс]. Инфографика: Способы покрытия дефицита электроэнергии в Кыргызстане. – Режим доступа: http://www.gov.kg/?p=47200&lang=ru, свободный.

2.Официальный сайт ПАО Русгидро [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.rushydro.ru/press/FA55B5C/87244.html, свободный.

3.Официальный сайт Правительства КР [Электронный ресурс]. Статья Премьер-министра Кыргызской Республики Джоомарта Оторбаева "Проблемы и потенциал развития электроэнергетики в Кыргызской Республике" – Режим доступа: http://www.gov.kg/?p=41665&lang=ru, свободный.

4.Кудряшева Н.Г., Шевчик Е.А. Анализ участия ГЭС в систематизации экспорта электроэнергии из России в страны Северной Европы / Н.Г. Кудряшева, Е.А. Шевчик // Альтернативная энергетика и экология – ISJAEE. 2014. № 11 (151). С. 101-106.. – 165с.

5.Технико-экономическое обоснование выбора площадок гидроузлов Верхне-Нарынского каскада (Акбулунская ГЭС, Нарынская ГЭС-1, Нарынская ГЭС-2, Нарынская ГЭС-3). Общая пояснительная записка 1953-ПЗ1 // ОАО Ленгидропроект, 2013.

274

УДК 621.31

М.В.Точёный Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого

РАСЧЁТ ПАРАМЕТРОВ ДЕРИВАЦИОННОГО КАНАЛА ГЭС

Деривационные схемы ГЭС целесообразно использовать в горных условиях, при больших уклонах свободной поверхности воды в реке и сравнительно малых используемых расходах, когда при относительно небольшой длине и малых поперечных размерах деривации можно получить большой напор и большую мощность ГЭС [1]. Деривационный канал – безнапорный тип открытого деривационного водовода, используемый при относительно ровной и слабопересечённой местности, а также при достаточной устойчивости горных склонов. Деривационный туннель – безнапорный или напорный тип закрытого деривационного водовода, являющийся более дорогим, но более надёжным строительным сооружением. Главной задачей деривационных трактов ГЭС является пропуск расходов воды с минимальными потерями при всех эксплуатационных режимах ГЭС в целях эффективного использования энергии водотока [2].

Существует два типа деривационного канала: саморегулирующийся и несаморегулирующийся. В саморегулирующемся канале отметки гребня подняты выше максимальных отметок уровня ВБ и находятся на одной отметке вдоль всей деривации. Вынужденные сбросы воды в этой схеме отсутствуют. В несаморегулирующемся канале гребень имеет уклон, равный уклону дна канала. При уменьшении расхода ГЭС ( ГЭС < дер) избыточные объёмы воды, поступающей в деривационный канал, приводят к повышению уровня. Для предотвращения перелива воды через бермы канала устраиваются водосбросные сооружения, расчётный расход которых должен быть равен максимальному расходу деривации [2, 3].

Цель работы: разработка методики расчёта параметров безнапорного деривационного канала.

В работе рассмотрена задача определения гидравлических и технических параметров саморегулирующегося канала с облицовкой. Трапецеидальное сечение, представленное на рис. 1, является преобладающей формой и характеризуется следующими элементами: коэффициентом откоса , шириной канала по дну и глубиной воды в канале . Размеры поперечного сечения канала определяются из условия пропуска расчётного расхода при

установившемся равномерном движении воды на основании формулы Шези: = /( √ ), в которую входит площадь живого сечения = ( + ) , коэффициент Шези ,

гидравлический радиус = /, смоченный периметр = + 2 √1 + 2 и уклон дна канала = 2/(2 2) [4]. Форма поперечного сечения канала зависит от геологических и топографических условий трассы. Для расчёта площади живого сечения задаётся значение ширины канала по дну и глубин воды в канале. После этого рассчитывается модуль

расхода = √ и строится график зависимости глубины воды в канале от модуля расхода. Выбирается глубина при необходимом модуле расхода, рассчитываемом по

формуле: необх = /√ [5].

Выполнены гидравлические расчёты параметров деривационного канала Чирюртской ГЭС-1. Для уменьшения объёмов выемки и насыпи уклон дна канала и заложение откосов остались неизменными и равны 0,000301 и 1:1,5 соответственно.

При определении размеров деривационного канала учитывалась предельная скорость по заилению, равная 1 м/с. При изменении расчётного расхода с 148 м3/с до 320 м3/с ширина по дну составила 9 м. Для определения глубины воды опт в канале построен график

275

зависимости глубины от модуля расхода = ( ), по которому определена оптимальная глубина опт = 6,19 м при необходимом модуле расхода необх = 18444,5 м3/с (рис. 2).

Рис. 1. Схема поперечного сечения деривационного канала

Рис. 2. График зависимости глубины воды в канале от модуля расхода

При увеличении глубины воды в канале с 5,07 м до 6,19 м отметка берм назначена 97.50 м для предотвращения перелива воды из канала при неустановившемся режиме. Для реконструкции деривационного канала Чирюртской ГЭС-1 при выбранном расчётном расходе = 320 м3/с ширина канала по дну увеличилась на 2 м и составила 9 м, площадь живого сечения канала изменилась с 74,0 м2 до 113,2 м2. На рис. 3 пунктирными линиями показано поперечное сечение существующего канала, а сплошными – проектируемого.

Потери напора в деривационном канале рассчитываются по формуле: ∑ = + ∑ п, в которую входят потери по длине = , где – длина канала, и сумма местных потерь,

рассчитываемых по формуле Буссинеска: п = 0,75 √ / , где – длина канала на закруглении, – ширина живого сечения по верху и – радиус закругления оси канала. Суммарные потери напора в реконструированном канале длиной 3457 м составили 1,15 м.

В качестве одежды канала была выбрана железобетонная облицовка толщиной 12 см с дренажом из асбестоцементных труб диаметром 30 см. Выбор этого типа облицовки связан с небольшой шероховатостью, защитой ложа канала от размыва течением и снижением потерь на фильтрацию.

276

Рис. 3. Изменение поперечных размеров реконструированного деривационного канала

При реконструкции деривационного канала рассмотрен вариант строительства нового водоприёмника с пропускной способностью, равной 360 м3/с. Старая конструкция имела поворот и учитывала, что в водохранилище будет большое количество наносов, но, в настоящее время, русло реки полностью зарегулировано, и вода в Чирюртское

водохранилище приходит с малым количеством наносов. Новый водоприёмник запроектирован прямым, что привело к уменьшению потерь на входе, и, следовательно, увеличению скорости воды в канале.

Выводы:

1. Разработана методика расчёта параметров безнапорного деривационного канала.

2.Определена зависимость глубины воды в канале от изменяющегося модуля расхода.

3.Проведён расчёт нового поперечного сечения деривационного канала Чирюртской ГЭС-1 с увеличением расчётного расхода с 148 м3/с до 320 м3/с и получены следующие результаты: а) ширина канала по дну = 9 м; б) глубина воды в канале = 6,19 м; в) площадь живого сечения = 113,2 м2.

ЛИТЕРАТУРА:

1.Гидроэнергетические установки: краткий конспект лекций / Ю.С. Васильев, В.В. Елистратов; СПб.: Издательство Политехнического университета, 2011. 128 с.

2.Гидроэлектрические станции. Учебник для вузов / Н.Н. Аршеневский, М.Ф. Губин, В.Я. Карелин и др.; Под ред. В.Я. Карелина, Г.И. Кривченко М.: Энергоатомиздат, 1987. 464 с.: ил.

3.Использование водной энергии: Учебник для вузов / Под ред. Ю.С. Васильева – 4-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1995. 608 с.: ил.

4.Справочник по гидравлическим расчётам / Под ред. П.Г. Киселева – 4-е изд., перераб. и доп. – М.:

Энергия, 1972. 312 с.: ил.

5.Гидротехнические сооружения. Часть 2. учебник для вузов / Л.Н. Рассказов, В.Г. Орехов, Н.А. Анискин и др.; Под ред. Л.Н. Рассказова – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Издательство Ассоциации строительных вузов, 2008. 528 с.: ил.

УДК 620.92

Ю.К.Дьякова, А.А.Тебеньков Санкт-Петербургский политехнический университет Петра Великого

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПРОГРАММНЫХ КОМПЛЕКСОВ PVSYST 6 И AUTODESK REVIT ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ФОТОЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СИСТЕМ

В настоящее время солнечная фотоэнергетика является наиболее динамично развивающимся сектором энергетики [1]. Данная сфера энергетики демонстрирует значительные темпы прироста мощности: если в 2012 г. установленная мощность

277

фотоэлектрических систем составляла 100 ГВт, то в 2014 г. достигла 177 ГВт [2]. Причины столь бурного роста рынка вызваны следующими преимуществами солнечной фотоэнергетики:

экологической чистотой – отсутствуют загрязнения окружающей среды углекислым газом и прочими продуктами сжигания топлива;

неисчерпаемостью ресурсов солнечной энергии;

повсеместностью распределения поступающей солнечной энергии – не нужны сети электроснабжения.

Цель работы заключается оценке в перспективной возможности использования программных комплексов PVsyst 6 и Autodesk Revit для проектирования фотогальванических систем.

Существует большое количество программ для расчета и моделирования фотоэлектрических систем. В данной работе рассмотрим программный комплекс PVsyst, разработанный компанией PVsyst SA [3] (Швейцария) специально для архитекторов, инженеров и исследователей. PVsyst предназначен для расчета автономных, сетевых, насосных солнечных систем и предлагает большую базу данных по метеорологии и фотогальваническим системам. Наибольшее распространение программа получила в таких странах как Германия, Швейцария и Испания. На территории России программа использовалась при проектировании Сакмарской солнечной фотоэлектрической станции с установленной мощностью 25 МВт.

Главное меню программы дает доступ основным разделам, которые обеспечивают как предварительную оценку потенциала и возможных ограничений проекта, так и возможность полного его изучения, включающего выбор метеорологических данных, проектирование системы, исследование затенения и экономическую оценку.

Расчет часовых значений происходит на основе данных среднемесячных значений удельной плотности потока мощности солнечного излучения. Исходные данные по умолчанию берутся из базы данных Meteonorm или могут быть загружены пользователем. PVsyst включает в себя инструмент для легкого импорта самых популярных источников метеорологических данных, таких как NASA SSE, HelioClim 3, PVGIS, WRDC, SolarGIS,

3Tiers (рис. 1). Meteonorm обеспечивает, в основном, ежемесячные метеорологические данные, измеренные на 1200 метеостанциях по всему миру. В качестве площадки для проектирования фотоэлектрической системы можно выбрать одну из предложенной в базе данных или определить новую в любой точке земного шара. Данные по метеорологии для нее будут получены путем интерполяции измерений между тремя ближайшими метеостанциями.

Функционал программы включает инструмент 3D визуализации и детальный расчет теней в системах параллельных модулей и кровельных систем с интегрированными фотоэлектрическими модулями на крыше зданий.

Вто же время наличие 3D объектов в аналитических программах, рассчитанных на построение фотоэлектрических систем имеет ряд проблем, связанных с их формообразованием и дальнейшим использованием в проектах. Принцип построения в таких системах основан на создании простой формообразующей сетки элементарных объектов выдавливания или вращения. Часто такие объекты не имеют практической значимости и имеют проблемы с их затенением, проектирование сложных объектов практически не возможно. Работа с проектом усложняется ввиду отсутствия ярко выделенной конструктивной части.

Для решения этой проблемы необходимо использовать дополнительные программные комплексы, позволяющие создать твердотельный объект с дальнейшем импортированием в

PVsyst.

278

Рис. 1. Окно для импорта метеоданных из известных источников

Одним из таких комплексов является Autodesk Revit. Программа предоставляет возможности архитектурного проектирования, проектирования инженерных систем и строительных конструкций, а также моделирования этапов строительства, обеспечивая высокую точность выполняемых проектов.

Взаимодействие этих программ на данный момент ограничено функционалом PVsyst [4]. Импорт сопровождается подключением дополнительных приложений таких как Helios3D, устанавливаемых на продукты Autodesk. После построения объекта меняется исходный формат на используемый в PVsyst.

Программа PVsyst включает:

базу оборудования (10000 фотоэлектрических модулей; 3000 инверторов в диапазоне от 0,1 до 2500 кВт; некоторые модели аккумуляторных батарей, доступные на швейцарском и европейском рынке; регуляторы для автономных систем; насосы);

библиотеку элементарных архитектурных форм (2D формы: прямоугольники, трапеции, правильный многоугольник и т. д., 3D формы: параллелепипед, квадратная пирамида, треугольные, шестиугольные или ортогональные призмы, часть цилиндра)

библиотеку строительных элементов: дом с 2-сторонней крышей, дерево, 2-сторонняя крыша с фронтонами, 4-сторонняя крыша, труба;

экономическую оценку эффективности СЭС;

инструмент для оптимальной ориентации модулей;

инструменты быстрой оценки и визуального отображения поведения солнечной установки [5].

279

Autodesk Revit в свою очередь обеспечивает высокий уровень совместной работы специалистов различного профиля, что значительно сокращает количество ошибок, позволяет создавать строительные конструкции и инженерные системы любой сложности. Создание объекта в программном комплексе включает построение не только внешнего образа, но и подробное проектирование конструктивной части объекта и фотоэлектрических систем [6].

При проектировании энергообеспечения автономных потребителей, кроме расчетов требуется проект организации строительства (ПОС) и проект организации работ (ППР) этих объектов. Часто при проектировании требуется взаимодействие нескольких отделов проектных институтов, а иногда и привлечение субподрядных организаций, между которыми распределяется работа над альбомами архитектурных решений (АР), конструктивных решений (КР), теплоснабжения (ТС), водоснабжения и канализации (ВК) и т. п.

Процесс совместной работы программных комплексов отображен на рис. 2.

Рис. 2. Блок-схема взаимодействия программных комплексов

По результатам работы можно сделать следующие выводы:

использование ПО PVsyst рационализирует процесс разработки фотогальванических систем для потребителей;

совмещение процесса проектирования с использованием Autodesk Revit сокращает сроки проектирования и количество задействованных лиц,

ведется одновременная работа над всем проектом, включающая такие разделы как архитектурно-строительная часть, энерго-, тепло- и водоснабжение с дальнейшей

подготовкой документации.

ЛИТЕРАТУРА:

1.Елистратов В.В. Возобновляемая энергетика. Изд.2-е доп. СПб.: Наука, 2013. 308 с.

2.International energy Agency// A Snapshot of Global PV Markets 2014, Report 2015.

3.A powerful software for your photovoltaic systems [Электронный ресурс]: оф.сайт. Электрон. дан.

Режим доступа: http://www.pvsyst.com. – Загл. с экрана.

4.PV system design software for AutoCAD [Электронные данные]: creosolar empowering PV services.

Электрон. дан. Режим доступа: http://www.creosolar.com/. – Загл. с экрана.

5.Mermoud, B. Wittmer. Pvsyst user`s manual. Satigny – Switzerland. 2014.

6.О программе Autodesk Revit. Введение. Возможности [Электронный ресурс]: интернет-журнал по осн. САПР-платформам. Электрон. дан. Режим доступа: http://sapr-journal.ru/. Загл. с экрана.

280