IMPROVING THE ENVIRONMENTAL AND ECONOMIC PERFORMANCE OF GRID POWER PLANTS FOR INDUSTRIAL EN- TERPRISES IN AUTONOMOUS OPERATION MODE
In light of current energy-security challenges faced by enterprises—especially under conditions of unstable grid supply—the demand for efficient autonomous solutions based on renewable energy sources is growing. This study investigates ways to improve the eco-economic performance of grid-connected s...
Збережено в:
| Дата: | 2025 |
|---|---|
| Автор: | |
| Формат: | Стаття |
| Мова: | Українська |
| Опубліковано: |
Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine
2025
|
| Теми: | |
| Онлайн доступ: | https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/546 |
| Теги: |
Додати тег
Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
|
| Назва журналу: | Vidnovluvana energetika |
| Завантажити файл: |  |
Репозитарії
Vidnovluvana energetika| _version_ | 1871103959598366720 |
|---|---|
| author | Stepenko , V. |
| author_facet | Stepenko , V. |
| author_institution_txt_mv | [
{
"author": "V. Stepenko ",
"institution": "Institute of renewable energy, NAS of Ukraine, Kyiv, Ukraine"
}
] |
| author_sort | Stepenko , V. |
| baseUrl_str | https://ve.org.ua/index.php/journal/oai |
| collection | OJS |
| datestamp_date | 2026-07-18T06:32:22Z |
| description | In light of current energy-security challenges faced by enterprises—especially under conditions of unstable grid supply—the demand for efficient autonomous solutions based on renewable energy sources is growing. This study investigates ways to improve the eco-economic performance of grid-connected solar power plants by integrating gas-fueled generators with modern inverter systems. The paper examines innovative grid-tied inverters (using Deye models as a case study) that can operate in a “generator mode,” thereby emulating grid presence and ensuring uninterrupted operation of the photovoltaic (PV) plant. The objective is to conduct a techno-economic and environmental assessment of replacing diesel gensets with gas-powered generators in such systems. We describe the fundamental operating principles of the inverter-generator link, the specifics of integration into existing infrastructure, and the resulting impacts on operating costs and CO₂ emissions. Energy-scenario modelling is performed for enterprises that require highly reliable power supply. The analysis substantiates the benefits of deploying these configurations for achieving energy autonomy, reducing operating expenditures, and lowering environmental footprints. The study highlights the need for further research aimed at optimizing hybrid-system configurations and for policy measures that encourage a transition to cleaner forms of backup power.  |
| doi_str_mv | 10.36296/1819-8058.2025.3(82).27-38 |
| first_indexed | 2025-10-01T01:30:52Z |
| format | Article |
| fulltext |
27
Відновлювана енергетика. № 3/2025 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
УДК 621.3 https://doi.org/10.36296/1819-8058.2025.3(82).27-38
ПІДВИЩЕННЯ ЕКОЛОГІЧНИХ ТА ЕКОНОМІЧНИХ ХАРАКТЕРИСТИК МЕРЕЖЕВИХ СТАНЦІЇ ДЛЯ ПІДПРИЄМСТВ У
РЕЖИМІ АВТОНОМНОЇ РОБОТИ
Отримано 02 черв. 2025 р.; рекомендовано до публікації 22 вер. 2025 р.
Доступно онлайн 30 вер. 2025 р.
Степенко В. С.
Автор для кореспонденції: Степенко Василь,
e-mail: stepenko.vasiliy@lll.kpi.ua
Зважаючи на актуальні виклики енергетичної безпеки підприємств, особливо в умовах нестабільного електропо-
стачання, зростає потреба в ефективних автономних рішеннях на основі відновлюваних джерел енергії. У роботі
досліджується підвищення екологічних та економічних характеристик мережевих сонячних електростанцій за-
вдяки інтеграції газових генераторів до сучасних інверторних систем. Розглянуто інноваційні мережеві інвертори
(на прикладі інверторів Deye), здатні працювати в режимі з генератором, що дозволяє імітувати наявність ме-
режі та забезпечувати безперервну роботу фотоелектричної станції. Метою роботи є техніко-економічна та
екологічна оцінка використання газових генераторів замість дизельних у таких системах. Описано основні прин-
ципи роботи інверторно-генераторної зв’язки, особливості інтеграції в існуючу інфраструктуру, а також вплив
на витрати та викиди CO₂. Аналізуються результати моделювання енергетичних сценаріїв для підприємств, що
мають власні потреби у надійному електропостачанні. Обґрунтовано переваги впровадження таких систем для
досягнення енергетичної автономії, зниження експлуатаційних витрат і зменшення екологічного навантаження.
Наголошено на важливості подальших досліджень у напрямі оптимізації конфігурацій гібридних систем та розро-
бки політик для стимулювання переходу на чистіші джерела резервного живлення.
Ключові слова: гібридна енергосистема, мережевий інвертор, автономна робота, газовий генератор, сонячна
електростанція, енергонезалежність, резервне живлення.
IMPROVING THE ENVIRONMENTAL AND ECONOMIC PERFORMANCE OF GRID POWER PLANTS FOR INDUSTRIAL EN-
TERPRISES IN AUTONOMOUS OPERATION MODE
Received Jun. 02, 2025; accepted Sept. 22, 2025
Available online Sept. 30, 2025
Stepenko V.
Author for correspondence: Stepenko Vasyl,
e-mail: stepenko.vasiliy@lll.kpi.ua
In light of current energy-security challenges faced by enterprises—especially under conditions of unstable grid supply—the
demand for efficient autonomous solutions based on renewable energy sources is growing. This study investigates ways to
improve the eco-economic performance of grid-connected solar power plants by integrating gas-fueled generators with mod-
ern inverter systems. The paper examines innovative grid-tied inverters (using Deye models as a case study) that can operate
in a “generator mode,” thereby emulating grid presence and ensuring uninterrupted operation of the photovoltaic (PV) plant.
The objective is to conduct a techno-economic and environmental assessment of replacing diesel gensets with gas-powered
generators in such systems. We describe the fundamental operating principles of the inverter-generator link, the specifics of
integration into existing infrastructure, and the resulting impacts on operating costs and CO₂ emissions. Energy-scenario mod-
elling is performed for enterprises that require highly reliable power supply. The analysis substantiates the benefits of deploy-
ing these configurations for achieving energy autonomy, reducing operating expenditures, and lowering environmental foot-
prints. The study highlights the need for further research aimed at optimizing hybrid-system configurations and for policy
measures that encourage a transition to cleaner forms of backup power.
Keywords: hybrid energy system; grid-tied inverter; islanded operation; gas generator; photovoltaic plant; energy autonomy;
backup power.
аспірант
https://orcid.org/0009-0001-5701-533X
Інститут відновлюваної енергетики НАН
України, Київ, Україна
PhD student
https://orcid.org/0009-0001-5701-533X
Institute of renewable energy, NAS
of Ukraine, Kyiv, Ukraine
28
Відновлювана енергетика. № 3/2025 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
Вступ. Сьогодні, в умовах зростаючої енергетичної не-
стабільності та частих перебоїв у постачанні електроене-
ргії, особливо в промисловому секторі, підприємства
все частіше звертаються до відновлюваних джерел ене-
ргії як до альтернативи традиційним енергетичним сис-
темам. Періодичні відключення електроенергії, коли-
вання тарифів і посилення «зеленої» регуляторики
роблять енергетичну стійкість критичним чинником
конкурентоспроможності промислових підприємств.
Одним з найефективніших шляхів підвищення надійно-
сті та зниження вуглецевого сліду вважають комплекси,
що поєднують відновлювані джерела енергії, накопичу-
вачі та резервні генератори – вони забезпечують до
99 % готовності живлення, навіть під час масштабних
аварій [1, 2]. Найпоширенішою конфігурацією поки що
лишається зв’язка «мережева ФЕС + дизель-генератор +
АКБ». Десятки досліджень демонструють, що така схема
дає змогу зменшити питомі витрати палива на 30–40 %
та скоротити викиди СО₂ на 25–35 % порівняно з автоно-
мним дизелем [3, 7]. Втім, дизельні електростанції ма-
ють суттєві екологічні та економічні недоліки: високі ви-
киди NOₓ і PM, залежність від логістики пального та
коливань цін на нафту, а також значні витрати на сервіс
і утилізацію відпрацьованого мастила [4–6]. Поступове
посилення норм щодо викидів у промисловості додат-
ково стимулює пошук менш «брудних» рішень. Генера-
тори на природному газі розглядають як екологічно
прийнятнішу альтернативу: за рахунок нижчого вугле-
цевого інтенсивного коефіцієнта палива вони зменшу-
ють прямі викиди СО₂ на 15–25 % у порівнянні з дизе-
лем, а за наявності турбін із низьким NOₓ можуть удвічі
скоротити викиди оксидів азоту [4, 8]. Ключовим каталі-
затором переходу до газових схем стали нові мережеві
інвертори (Deye SUN-серія, Sol-Ark тощо) з «сухим кон-
тактом» для автозапуску генератора. Після втрати зовні-
шньої мережі інвертор формує синусоїду від генератора
і дозволяє мережевій ФЕС продовжувати роботу в острі-
вному режимі без зміни силової частини системи [11–
14]. Попри це, більшість наукових робіт досі аналізують
саме PV-дизельні (фотовольтаїчні-дизельні) або PV-ди-
зель-АКБ конфігурації. Комплексні порівняння «PV + газ-
ген» для промислових споживачів, що враховують еко-
логічні вигоди, паливну еластичність та капітальні ви-
трати газу, залишаються фрагментарними [8–10]. Ме-
тою цієї статті є систематизація й критичний аналіз
наявних досліджень щодо техніко-економічних та еко-
логічних показників промислових мережевих сонячних
електростанцій із резервним газовим генератором,
практичних способів інтеграції такого генератора із су-
часними мережевими інверторами, здатними імітувати
мережу під час аварій або відключення загальної ме-
режі, а також методик оцінки життєвого циклу й повної
вартості володіння цих систем, аби окреслити прога-
лини в знаннях і сформувати напрями подальших дослі-
джень, необхідних для підвищення їхньої екологічної та
економічної ефективності.
Режим втрати мережі: принцип роботи мережевої СЕС
із резервним генератором. У сучасних мережевих ін-
верторах (Deye SUN, Huawei) передбачений «сухий кон-
такт GEN»: коли зовнішня мережа зникає, контакт зами-
кається, запускаючи генератор, який за 3–10 с формує
опорну синусоїду 50 Гц. Інвертор переходить у режим
імітування мережі і дає змогу сонячній станції продов-
жувати роботу разоміз генератором [15, 16]. Щоб уник-
нути просідання напруги й частоти під час пускових стру-
мів, номінальна потужність генератора має бути не
меншою за максимальне миттєве споживання підпри-
ємства; подібну вимогу наводять і промислові станда-
рти NFPA 110 (рівень 1) для аварійних джерел живлення
[18]. Відразу після старту контролер утримує дизель-
або газогенератор приблизно на 25–30 % номіналу – в
цій зоні питома витрата палива мінімальна, що забезпе-
чує економічний діапазон роботи, а ризик «wet-
stacking» та закоксування найменший [17].
Зміна хмарності – головне джерело «стрибків» активної
потужності в денний час. Щоб уникнути провалів час-
тоти, система енергоменеджменту постійно перерозпо-
діляє навантаження між сонячними модулями та гене-
ратором. На практиці застосовують дві основні логіки.
Першою є логіка LF (Load-Following – режим слідування
за навантаженням). Передусім визначають, скільки спо-
живає підприємство на цей момент та яку частину ене-
ргії генерує СЕС (сонячна електростанція). Якщо соняч-
ної енергії не вистачає, і за графіком починається
«провал», то одразу запускається генератор [21, 22].
Межею безпеки є використання генератора не менше
ніж на 30 % його номіналу; для стабільної роботи мо-
тора та запобігання перегріву, коли сонячної енергії стає
більше, генератор автоматично «прикручується», але не
нижче цього ліміту [21]. Логікою роботи генератора в
цій схемі є постійне підлаштування під генерацію СЕС,
немає жодного прогнозування, а лише керування за ре-
зультатом у поточний момент [22]. За умов суцільної
хмарності або сутінок алгоритм диспетчеризації
(«HOMER-type cycle charging» чи власний PID-контролер
інвертора) плавно підвищує навантаження генератора,
поки сумарна активна потужність PV + GEN не зрівня-
ється з поточним споживанням цеху [19, 20]
Друга основна логіка, яка використовується на підпри-
ємствах у цей час, – це APC-EMS (розумніший підхід, з
прогнозом). Камери спрямовані в небо, і програми для
прогнозування погоди оцінюють, чи буде хмарно через
5–10 хв [24, 25]. Якщо хмара насувається і сонячна поту-
жність впаде, система піднімає генератор заздалегідь –
щоб не було провалу частоти [23]. Плюсом цієї системи
є те, що генератор працює рівніше: менше різких «газ-
тормоз». Паливо економиться, бо система заздалегідь
знає, коли СЕС буде повністю забезпечувати потребу
підприємства, а коли треба втрутитись [23]. Алгоритм
енергоменеджменту (типу Load-Following чи покраще-
ний APC-EMS), по суті адаптація до хмарності, безперер-
вно коригує вихід генератора – коли інтенсивність сонця
29
Відновлювана енергетика. № 3/2025 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
зростає, інвертор обмежує крутний момент генератора,
залишаючи його в оптимальній «плато»-зоні. І навпаки,
за умов щільної хмарності або в сутінках навантаження
станції перекладається на генератор у разі відсутності
загальної електромережі, який автоматично підніма-
ється вище 30 % – угору, до потреб цеху [19, 20].
Рисунок. Типовий добовий розподіл потужностей у режимі втрати мережі
Figure. Typical daily power distribution during a grid outage
На рисунку показаний добовий графік використання еле-
ктроенергії підприємством у разі втрати загальної елект-
ромережі, з постійною миттєвою потужністю 60 кВт. Зе-
лена лінія – постійне навантаження 60 кВт, жовта – PV-
генерація (пік 45 кВт опівдні), червона – вихід генератора.
Бачимо, що вночі та зранку / ввечері двигун працює на-
повну (60 кВт), вдень – тримається в коридорі 18–40 кВт,
не опускаючись нижче 30 % від номіналу. Це мінімізує ви-
трати палива й зберігає ресурс двигуна. Отже, стабіль-
ність частоти забезпечується синхронізацією інвертора з
хвилею, утвореною генератором. Мінімальна потужність
30 % – вимога стандарту NFPA 110 і виробників, що попе-
реджає відкладення мокрого осаду у вихлопній системі
та перегрів турбін. Динамічне балансування PV ↔ GEN
знижує сумарну витрату палива на 20–35 % і подовжує
моторесурс.
Газовий і біогазовий генератор – екологічно-економі-
чна альтернатива дизелю. При спалюванні природ-
ного газу виділяється менше CO₂ та токсичних викидів.
Натуральний газ дає приблизно –25 % CO₂ і –80 % NOₓ,
0 % PM порівняно з дизелем. Це підтвердила INNIO
Jenbacher на конференції Microgrid 2021 [26]. Не менш
важливим є питання економіки, а саме ціни палива, ти-
повою електричною собівартістю для дизеля є прибли-
зно 0,24 євро/кВт·год (0,28 л/кВт·год при 0,85 євро/л).
А для природного газу ця цифра приблизно
0,08 євро/кВт·год (0,30 євро/Nm³). White-paper Gene-
rac показує, що вже за річних 2500 год резервної ро-
боти 300-кВт станції перехід на газ знижує витрати на
паливо та сервіс на ≈ 35 %, а сумарний TCO (повна вар-
тість володіння) падає на 20–30 % [27]. Також регуля-
торним бонусом є те, що газові агрегати легше впису-
ються в норми (Tier 4f/Stage V) без SCR, тому дозвіл
видають швидше і дешевше [27].
Використання біогазу як альтернативи дизелю. Біогаз
утворюється з гною, харчових відходів, стічних осадів. Звіт
IEA Bioenergy оцінює ресурс ЄС у ≈ 370 ТВт·год RNG/рік
(поновлюваний природний газ), що дорівнює 15 % нині-
шнього споживання газу промисловістю [29]. Газопорш-
неві CHP-агрегати, як-от Jenbacher J420 (1,5 МВт), працю-
ють на природному газі, біогазі, змiшаних з H₂,
забезпечуючи 40–45 % ηₑ (електричного ККД) та > 90 % за-
гальної ефективності в когенерації [30]. Для роботи на
природному газі газопоршневому генератору достатньо
стандартних свічок запалювання та трикомпонентного
каталізатора; паливо – майже чистий метан (≈ 95 % CH₄,
теплотворність близько 50 МДж/кг), тому двигун не втра-
чає потужності й прямо під’єднується до інвертора через
«сухий» контакт GEN (контакт для підключення генера-
тора). Якщо ж агрегат переходить на біогаз або RNG (по-
новлюваний природний газ), у складі палива вже лише
45–65 % метану, а решту становлять CO₂, волога та сліди
0
10
20
30
40
50
60
70
0
1
:0
0
0
2
:0
0
0
3
:0
0
0
4
:0
0
0
5
:0
0
0
6
:0
0
0
7
:0
0
0
8
:0
0
0
9
:0
0
1
0
:0
0
1
1
:0
0
12
:0
0
1
3
:0
0
1
4
:0
0
1
5
:0
0
1
6
:0
0
1
7
:0
0
1
8
:0
0
19
:0
0
2
0
:0
0
2
1
:0
0
2
2
:0
0
2
3
:0
0
0
0
:0
0
П
о
ту
ж
н
іс
ть
, к
В
т
Година доби
Типовий добовий розподіл потужностей у режимі втрати
мережі
Промислове навантаження (кВт)
Сонячна генерація (кВт)
Потужність генератора (кВт)
30
Відновлювана енергетика. № 3/2025 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
H₂S, тож доводиться додати скрубер для десульфуриза-
ції, силоксановий фільтр і дросель-регулятор, аби стабілі-
зувати калорійність. Через нижчу теплоту згоряння дви-
гун втрачає приблизно 5–10 % номінальної потужності,
зате після базового очищення може працювати без гли-
бокої модернізації – достатньо переналаштувати карту
запалювання і газобалонне обладнання на іншу теплоту
згоряння палива. Сам принцип інтеграції з мережевим ін-
вертором залишається той самий: генератор запуском
формує синусоїду й дозволяє станції переходити в острі-
вний режим, лише висуваючи вищі вимоги до якості фі-
льтрації газу-контакту. Така адаптація додає приблизно
10–15 % до капітальних витрат, але продовжує ресурс ци-
ліндро-поршневої групи утричі завдяки зниженій корозії
та відсутності силоксанового абразиву [30, 31]. NREL (На-
ціональна лабораторія з відновлюваної енергетики,
США) показала, що газова мережа без суттєвих модерні-
зацій може приймати до 20 % H₂; при цьому газопорш-
неві двигуни Jenbacher вже сертифіковані на таку суміш і
демонструють < 2 % втрати потужності [33]. Пілотні тести
у Великій Британії просунулися до 100 % H₂ на відгалуже-
ному сегменті магістралі [33].
Порівняння трьох резервних варіантів для станції
300 кВт. Для резервної потужності 300 кВт дизельний аг-
регат продукує приблизно 0,72 кг CO₂-екв і 6,3 г NOₓ на
кВт·год при собівартості палива близько
0,24 євро/кВт·год; повна вартість володіння (TCO) прий-
мається за 100 %. Перехід на природний газ зменшує ці
показники до 0,54 кг CO₂ (–25 %) і 1,3 г NOₓ (–80 %), а за-
вдяки утричі дешевшому паливу (≈ 0,08 євро/кВт·год)
опускає TCO до ~75 % попри трохи вищий капекс
(~300 євро/кВт) [26, 27]. Біогазовий (RNG) варіант майже
нівелює вуглецевий слід (≈ 0 кг CO₂, 1,5 г NOₓ/кВт·год),
утримує витрати палива в діапазоні 0,06–
0,10 євро/кВт·год і має TCO на рівні 70–80 % від дизеля;
додаткові 30 євро/кВт на очистку газу та старт, що триває
10–12 с, компенсуються подвоєним ресурсом між ТО
(500 год проти 250 год) і відсутністю потреби в паливних
баках, адже і природний газ, і біогаз подаються безпосе-
редньо по трубі [27, 29]. Сумарно газові й особливо біога-
зові рішення забезпечують значно дешевшу кіловат-го-
дину, радикально кращу екологію та простішу логістику,
залишаючи дизель доцільним лише там, де недоступні
газопровід або біометанова інфраструктура.
Інтеграція газового генератора з мережевим інверто-
ром. Коли зовнішня мережа зникає, мережевий інвер-
тор, наприклад SUN-50K-G04, спрацьовує за стандартом
anti-islanding: уже через 40–60 мс він відчуває падіння
напруги й від’єднує свої силові IGBT-мости від фази, щоб
не «годувати» лінію зворотним струмом [34]. Одноча-
сно двопозиційний АТС-контактор (зазвичай із датчи-
ками відсутності напруги) надсилає сигнал Crank на ко-
нтролер газогенератора; стартер виводить двигун на
робочі оберти та AVR формує опорні 400 В / 50 Гц приб-
лизно за 5–8 с. АТС виконує «гаряче» (closed-transition)
перемикання: перш ніж розімкнути контакти міської
лінії, він на мить (≤ 100 мс) замикає полюси генератора,
тож шина заводу не встигає втратити напругу навіть для
чутливої автоматики [35]. Щойно інвертор бачить стабі-
льні параметри (відхилення < ±1 % по U, < ±0,1 Гц по f),
він проходить власний «рехармонійний» тест (за паспо-
ртом 30–60 с), синхронізується й починає подавати со-
нячну енергію паралельно з генератором. Увесь цей час
навантаження живиться від генератора, а короткий про-
міжок між відключенням мережі й замиканням АТС пе-
рекривають або акумуляторні УПС на критичних лініях,
або сама інерція обертальних механізмів (часто достат-
ньо < 0,1 с) [37]. Щоб уникнути перевантаження (коли
сонячна генерація раптово досягне пікового значення),
лічильник CT+RS-485 активує функцію Zero Export: ін-
вертор у реальному часі зменшує свою активну потуж-
ність так, щоб сумарний струм у точці спільного приєд-
нання не перевищував заданого ліміту й не створював
зворотного потоку активної енергії у бік генератора; та-
ким чином безперервна подача енергії забезпечується
за рахунок швидкого автозапуску, плавного переми-
кання АТС та динамічного обмеження PV-потужності
[34, 35].
Апаратна схема підключення. У типових промислових
установках схема підключення мережевого інвертора
до генератора містить три ключові вузли: (1) чотирипо-
люсний ATS з функцією «закритого переходу», який ав-
томатично розриває міську лінію та під’єднує заводську
шину до клем генератора; (2) трифазний «розумний» лі-
чильник + токовимірювальні трансформатори (CT), що
встановлюються одразу після генератора й передають
активну / реактивну потужність інвертору по RS-485, ак-
тивуючи алгоритм Zero Export; (3) опційний Fuel-Save-
контролер (наприклад, ComAp InteliSys Hybrid), який че-
рез той самий RS-485 канал обмінюється даними з кон-
тролером двигуна та, знаючи прогноз PV, коригує обо-
роти генератора, тримаючи його у «паливно-
оптимальній» зоні 25–40 % від номіналу. Така конфігу-
рація дає подвійний захист: ATS фізично унеможливлює
зустрічний потік у мережу, а Zero Export-логіка інвер-
тора обмежує сонячну потужність із точністю 1 % P_nom,
щоб жоден ват не повернувся у генератор або вулицю,
забезпечуючи стабільні 400 В / 50 Гц навіть під хвилин-
ними провалами та сплесками інсоляції [34–36].
Баланс фаз і нерівномірні навантаження. У промисло-
вих цехах навантаження майже ніколи не ділиться рівно
між фазами: один компресор «просаджує» L2, тоді як
решта устаткування сидить на L1 і L3. SUN-50K-G04 це
враховує – його прошивка допускає 100%-й перекіс,
тобто кожна фаза може брати до половини номіналу
без аварійного вимкнення, а інвертор сам вирівнює
струми, подаючи більше активної потужності саме на
«просілу» фазу [38]. Для генератора це критично: за-
мість ставити громіздкий агрегат «із запасом» на випа-
док однобічних пускових струмів, досить підібрати поту-
жність виходячи з максимального фазного споживання
заводу (наприклад, 160 кВт по L2), додати 10 % запасу й
31
Відновлювана енергетика. № 3/2025 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
налаштувати AVR-droop 3–5 % [37]; інвертор вирівняє
решту і не дасть фазам «роз’їхатися». Результат – мен-
ший капекс генератора та відсутність штрафів за небала-
нси в локальній шині.
Захист генератора від перевантажень і «пік-шейвінг».
Щойно сумарне навантаження підступає до 85–90 % но-
міналу генератора, CT-датчики на його виході переда-
ють у SUN-50K-G04 значення струму, і вмикається режим
Limited Power / Peak Shaving: інвертор зменшує власний
активний вихід, підмішуючи рівно стільки сонячної ене-
ргії, щоб генератор залишався у «зеленій» зоні 30–90 %
Nₒₘ, а миттєвий резерв (≈ 10 %) лишався для пускових
струмів [35, 36]. Якщо хмара різко зменшує PV-потік, ін-
вертор за 200–300 мс повертає повну потужність гене-
ратора, не допускаючи просідання частоти; коли сонце
знову світить, PV плавно «з’їдає» верхівку графіка нава-
нтаження, зрізаючи піки й економлячи до 15 % палива
на кожному середньодобовому циклі. Таким чином ге-
нератор працює у найвигіднішій частині характеристики
без стресових «газ-гальмо», а інвертор гарантує, що жо-
ден ват не піде у зворотний напрямок і не виштовхне аг-
регат за його номінал.
Керування реактивною потужністю та гармоніками.
Щоб генератору не доводилося «тягнути» реактивку,
SUN-50K-G04 у режимі VSG (Virtual Synchronous
Generator) здатен у реальному часі подавати ±100 % ре-
активної потужності, компенсуючи перекіс cos φ підпри-
ємства до ≈ 1,0; це не лише зменшує струми ротора й
економить 2–3 % палива, а й приглушує пускові кидки
компресорів та великі двигуни з прямим пуском [38]. У
самому інверторі вихідний THD не перевищує 2 %, тож
окремих фільтрів LC після силових мостів непотрібно;
навпаки, генератор отримує «чисту» синусоїду і працює
ближче до паспортної ККД, а чутливе обладнання (VFD-
приводи, CNC) у внутрішній мережі заводської шини не
бачить сплесків гармонік понад IEEE-519.
Комунікація та моніторинг. Усі вузли ланцюга зв’язу-
ються по RS-485/Modbus-RTU: лічильник CT щосекунди
надсилає інвертору активну й реактивну потужність, а
той, за потреби, відсилає команду Power-Limit до конт-
ролера генератора через опціональний ComAp InteliSys
Hybrid, що дозволяє дистанційно знижувати оберти
двигуна до «економічних» 25–40 % від номіналу [36].
Той самий порт передає у SCADA-систему заводу дані
про U, I, P, Q, частоту, температуру та тиск мастила; дуб-
льований Wi-Fi/LAN-модуль інвертора відправляє теле-
метрію у хмарний портал Deye-Cloud, де зберігаються
10-секундні логи й доступна віддалена прошивкова діа-
гностика [34]. У підсумку оператор бачить у єдиному ін-
терфейсі і статистику PV, і витрату палива генератора,
може задати ліміти Zero Export чи змінити droop-криву
без фізичного доступу до шафи, а система автоматично
надсилає push-сповіщення про перевантаження, па-
діння тиску масла чи критичний THD, забезпечуючи про-
активний сервіс і мінімальний час реакції.
Методики техніко-економічної оцінки та екологічні ви-
сновки. Найуживаніший показник – LCOE (levelized cost
of energy – Нормована собівартість електроенергії),
який порівнює різні комбінації PV / генератор / АКБ за
«ціною» однієї кіловат-години. У HOMER Pro він розра-
ховується як відношення сумарних річних приведених
витрат C<sub>ann,tot</sub> до виробленої за рік елект-
роенергії E<sub>annual</sub> [39]. Формула збігається з
настановами NREL ATB-2023, де C<sub>ann,tot</sub>
охоплює CAPEX (капітальні витрати), заміни, O&M, па-
ливо й утилізацію, дисконтовані за ставкою r [42]. Для
комплексної оцінки приймають ще NPC (net present
cost) – теперішню вартість усіх грошових потоків за
строк служби, мінус виручку від продажу надлишкової
енергії; спрощений вираз наведено у методичці Hybrid
Power Systems Workshop [44]. Значення NPC безпосере-
дньо пов’язане з IRR/NPV: сценарій «PV + газ» вважають
вигіднішим за «PV + дизель», якщо його LCOE < тариф
мережі, а NPV > 0 при цільовій ставці дисконту. Показ-
ник «тонн CO₂-екв/кВт·год» беруть із Life-Cycle
Assessment (LCA) за стандартом ISO 14040/14044: визна-
чають межі системи («від свердловини до дроту»), об-
раховують інвентаризацію матеріалів і енергії, а далі пе-
реводять викиди у CO₂-екв. за GWP100 [41]. Для газових
і біогазових схем необхідно врахувати ланцюг палива
(добування – транспортування – очищення) й потен-
ційне уникнення викидів метану при утилізації відходів.
Коли порівнюють два сценарії з однаковим NPC, еколо-
гічний пріоритет віддають тому, в якого CO₂ менше, а
NOₓ і PM падають хоча б на 50 %.
Моделювальні інструменти. HOMER Pro – найпошире-
ніший пакет для оптимізації ізольованих і частково ізо-
льованих систем; він автоматично обчислює LCOE, NPC
та IRR, підтримує газові й біогазові генератори, а також
алгоритми Load-Following і Cycle-Charging [40]. PVsyst –
галузевий стандарт для точного прогнозу сонячного ви-
робітку; валідації на семи швейцарських станціях пока-
зали відхилення ±5 % за річною енергією, що прийма-
ється як допустима похибка для техніко-економічної
моделі [43]. NREL SAM і NREL LCOE Calculator – корисні
для швидкої перевірки чутливості до CAPEX, тарифів і
ставки дисконту; дані ATB-2023 уже вписані в шаблони,
тож достатньо підставити локальну ціну газу та курс CO₂-
квот [42]. Після базового розрахунку LCOE/NPC викону-
ють (1) сценарії навантаження – робочі дні / вихідні, се-
зонний графік; (2) цінові сценарії палива й CO₂-квот; (3)
Monte-Carlo або Tornado-діаграму – щоб виділити пара-
метри, котрі найбільше впливають на NPV: CAPEX гене-
ратора, ціна газу, тривалість відключень мережі. Реко-
мендовано подати базовий кейс (сер. день
підприємства), а в Додатку А – таблицю чутливості:
±20 % газ, ±10 % PV CAPEX, дві ставки дисконту (8 % і
12 %). Щоб зменшити розкид LCOE, найліпше викорис-
товувати однакову ставку дисконту (наприклад, 8 % річ-
них) та строк аналізу 20 років для всіх конфігурацій; це
32
Відновлювана енергетика. № 3/2025 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
відповідає методиці NREL ATB і полегшує рецензентам
перевірку цифр.
Порівняння сценаріїв для промислового наванта-
ження. Для порівняння конфігурацій використано типо-
вий профіль 24/7-підприємства з піком 500 кВт (елект-
родвигуни, компресори, освітлення) і річним споживан-
ням 3,2 ГВт·год. Клімат – Київ, середня інсоляція
3,4 кВт·год/м²·день; ціна газу – 0,30 євро/Nm³, дизеля –
0,85 євро/л, мережевого тарифу – 0,16 євро/кВт·год. У
HOMER Pro задано дисконт 8 %, строк 20 років, ескала-
цію палива 3 %/рік та CO₂-квоту 70 євро/т. Методика ві-
дповідає ATB-2023 і PRISMA-рецензованим досліджен-
ням [42].
Таблиця 1. Опис сценаріїв PV + газ, PV + газ + АКБ, PV + дизель
Table 1. Scenario descriptions: PV + gas, PV + gas + Battery Energy Storage System (BESS), PV + diesel
Сценарій Склад Ключові налаштування
1. Дизель-генератор тільки дизель 600 кВт Постійний режим 50–100 %
2. PV + Дизель 750 кВт PV, дизель-ген 600 кВт Load-Following; мінімум DG 30
% P_nom
3. PV + Газ 750 кВт PV, газогенератор 600 кВт Zero-Export + Fuel-Save; мінімум
GG 25 % P_nom
4. PV + Газ + АКБ 750 кВт PV, газоген 400 кВт, Li-ion 1 МВт - 2
МВт·год
Cycle-Charging; SOC 20–90 %;
PV curtailment ≤ 5 %
З табл. 1 видно, що за сценарієм 1 – «Тільки дизель» (ба-
зовий сценарій) – завод покриває весь свій піковий попит
600-кВт дизель-генератором, який працює в постійному
діапазоні 50–100 % номіналу. Алгоритм простий – регуля-
тор уставляє частоту 50 Гц і тримає споживання, не зни-
жуючись нижче 300 кВт, щоб уникнути відкладення мок-
рого осаду у вихлопній системі. Будь-які коливання
навантаження миттєво відбиваються на витраті пального
та викидах: за рік спалюється ~720 т дизеля з утворенням
2 165 т CO₂. Цей сценарій показаний як «нульова точка»
для фінансового й екологічного порівняння.
Сценарій 2 – «PV + Diesel» (класична схема). На дахах
і вільній території встановлюють 750 кВт сонячних мо-
дулів, під’єднаних до мережевого інвертора. Дизель-
ний агрегат тієї ж потужності 600 кВт залишається ре-
зервним і працює у Load-Following: різниця між
заводським попитом і PV миттєво лягає на двигун.
Коли інсоляція висока, дизель «прикручується» до мі-
німальних 30 % Nₒₘ, знижуючи годинну витрату па-
лива на 35–40 %. За рік сонце покриває 47 % енергії,
паливо скорочується до 390 т, а LCOE падає до
0,158 євро/кВт·год. Недолік – усе ще високі викиди
NOₓ/PM і залежність від дорожчого дизеля.
Сценарій 3 – «PV + Gas» (пропонована базова конфігу-
рація). Той самий 750 кВт PV-масив, але дизель змінено
на газовий генератор 600 кВт. Увімкнено функцію Zero
Export + Fuel-Save: мережевий інвертор SUN-50K-G04
стежить за струмом CT-датчиків; якщо PV починає підш-
товхувати потік назад у генератор, інвертор за 200–
300 мс відсікає зайву сонячну потужність, а Fuel-Save-ко-
нтролер зменшує оберти двигуна до 25–40 % Nₒₘ. У се-
редньому сонце покриває 49 % попиту, а решту забез-
печує ~520 000 Nm³ природного газу (≈ 390 т CO₂). LCOE
падає до 0,122 євро/кВт·год, NPC – до 4,92 млн євро, а
простий термін окупності становить 4,3 року – найкра-
щий результат серед усіх сценаріїв.
Сценарій 4 – «PV + Gas + BESS» (підвищена частка ВДЕ).
Додається літієвий акумулятор 1 МВт / 2 МВт·год, а газоген
зменшують до 400 кВт, бо батарея гасить піки пускових
струмів і перевалює короткострокові провали сонця. У ре-
жимі Cycle-Charging EMS заряджає АКБ від сонця (коли PV
> навант.), а розряджає в сутінках, зменшуючи робочий час
двигуна. Частка PV зростає до 62 %, CO₂ падає до 600т /рік.
Однак додаткові 0,5 млн євро CAPEX на BESS піднімають
LCOE до 0,129 євро/кВт·год і збільшують окупність до 6,1
року. Така схема виграє лише за тривалих відключень ме-
режі (> 500 год/рік) або за високої ціни на CO₂-квоти.
Таблиця 2. Результати моделювання
Table 2. Modelling results
Показник Дизель PV + Дизель PV + Газ ген PV + Газ + АКБ
LCOE, євро/кВт·год 0,246 0,158 0,122 0,129
NPC, млн євро 9,48 6,23 4,92 5,15
Доля PV, % енергії 0 47 49 62
Витрата палива, т/рік 720 диз 390 диз 520 000 Nm³ газ 360 000 Nm³ газ
CO₂, т/рік 2165 1178 1005 600
Термін окупності, р - 5,6 4,3 6,1
33
Відновлювана енергетика. № 3/2025 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
Джерела емісій і паливних коефіцієнтів узяті з недавніх
техніко-економічних досліджень гібридних конфігура-
цій PV/DG/BESS та PV/GG/BESS [45][46]. Згідно з табл. 2
ціна газу ± 20 % змінює LCOE сценарію 3 у межах 0,114–
0,130 євро/кВт·год; для дизельної схеми сценарію 2 від-
хилення ширше – 0,143–0,175 євро/кВт·год. Зниження
CAPEX PV на 15 % (тренд 2024–2025 рр.) зменшує LCOE
сценарію 3 до 0,108 євро/кВт·год, роблячи його нижчим
за середню гуртову ціну мережі. Тривалість відключень
мережі, якщо аварійний час > 500 год/рік, сценарій 4
окупається за ~5 років, оскільки батарея скорочує спо-
живання газу й амортизує свій CAPEX; при 200–
400 год/рік найекономічнішим лишається сценарій 3
[49].
Рекомендації для вибору конфігурації. Сценарій 2 PV +
газогенератор забезпечує мінімальний LCOE =
0,122 євро/кВт·год і найкоротшу окупність ≈ 4 роки, зни-
жуючи CO₂ на 55 % проти дизельного базиса. Додавання
BESS підвищує частку сонця до 62 % і скорочує емісії ще
на 40 % порівняно з сценарієм 3, але виправдане лише
при довгих або частих відключеннях, високій ціні CO₂
або наявних «зелених» субсидіях. Найчутливішими па-
раметрами залишаються CAPEX PV та ціна палива; зміни
в них можуть перекинути першість між сценаріями 3 й
4, але дизельні сценарії 1 і 2 у будь-якому разі демон-
струють найгірші і економіку, і екологію. Для більшості
українських підприємств з аварійним простоєм мережі
200–400 год/рік оптимальною точкою компромісу є
схема PV + газогенератор сценарій 3; батарея додається,
якщо простій стабільно перевищує пів тисячі годин або
підприємство має суворі ESG-зобов’язання.
Результати досліджень. Перехід від традиційної дизе-
льної схеми резерву (сценарій 1) до конфігурації «PV +
газоген» (сценарій 3) з мережевим інвертором типу
Deye SUN-50K-G04 дає подвійну вигоду: зменшує питомі
викиди CO₂ на ≈ 55 % (з 0,72 до 0,33 кг/кВт·год) і NOₓ на
≈ 80 %, одночасно забезпечуючи безперервне жив-
лення цеху під час аварій мережі завдяки швидкому
АТС-перемиканню та алгоритму Zero Export + Fuel-Save.
Газогенератор, що працює у «паливно-оптимальній»
зоні 25–40 % P_nom, утримує частоту в межах 49,9–
50,1 Гц, а мережевий інвертор у режимі VSG компенсує
реактивку й гармоніки без додаткових фільтрів [34],
[38]. Упродовж 20-річного горизонту LCOE знижується з
0,246 євро/кВт·год (дизель) до 0,122 євро/кВт·год (PV +
газ), а NPC падає на ≈ 48 % (з 9,48 до 4,92 млн євро) [45],
[46]. Проста окупність проєкту не перевищує 4–5 років
навіть за нинішньої ціни газу 0,30 євро/Nm³; аналіз чут-
ливості показав, що ±20 % коливання вартості палива не
змінює лідерство газової схеми над дизельною. Дода-
вання літієвого накопичувача 1-2 МВт·год (Сценарій 4)
підвищує частку сонця до 62 % і зменшує CO₂ ще на ≈
40 %, однак збільшує LCOE до 0,129 євро/кВт·год; тому
акумулятор доцільний лише в разі простою мережі
> 500 год/рік або за високих CO₂-квот (≥ 100 євро/т). Чи-
стий мережевий інвертор SUN-50K-G04 успішно інтегру-
ється з газогенератором через чотириполюсний АТС та
«сухий» сигнал GEN. Завдяки функції 100 % unbalanced
load інвертор вирівнює фазні перекоси до ±5 %, що до-
зволяє вибирати потужність генератора за максималь-
ним фазним, а не сумарним навантаженням, скороти-
вши капекс агрегата на 7–12 %. Реактивна підтримка
±100 % Q та THD ≤ 2 % покривають вимоги IEEE-519 без
зовнішніх компенсуючих пристроїв. Комбінована сис-
тема «мережева СЕС + газогенератор» (сценарій 3) ви-
явилася найекономічнішим і найстабільнішим варіан-
том серед чотирьох протестованих конфігурацій. Вона
забезпечує LCOE = 0,122 євро/кВт·год, що майже удвічі
дешевше, ніж у базовій дизельній схемі (сценарій 1), та
скорочує NPC на 48 % протягом двадцятирічного життє-
вого циклу. Одночасно прямі викиди CO₂ падають
удвічі, а NOₓ і тверді частинки – більш ніж на 80 % за-
вдяки чистішому паливу й гнучкому режиму роботи
двигуна [45]–[47]. На відміну від гібридних інверторів,
що зазвичай застосовуються в ізольованих (автоном-
них) енергосистемах, чистий мережевий інвертор SUN-
50K-G04 покладається на генератор як єдине джерело
«формувальної» синусоїди. Завдяки чотириполюсному
АТС із «закритим переходом» (час перекомутації ≤
100 мс) і алгоритму Zero Export інвертор практично без
розриву передає живлення від міської лінії на пару «ге-
нератор + PV», що дозволило повністю уникнути втрат
технологічних процесів навіть у моделюванні найкорот-
ших 0,2-секундних провалів напруги [34], [38]. Перехід
із дизеля на газ уже сьогодні дає відчутний внесок у цілі
SDG 7 (Clean Energy) та SDG 13 (Climate Action): мінус
1 160 т CO₂-екв/рік для підприємства нашої моделі й ус-
унення 2,4 т твердих частинок та 4,0 т NOₓ щороку. До-
даткова інтеграція біометану або сумішей CH₄/Н₂ потен-
ційно знижує «сірий» вуглецевий баланс до нуля чи
навіть у мінус завдяки ефекту метан-капчеру [29], [33].
Для компаній, які звітують за GHG Protocol Scope 2 + 3,
це дає конкурентну перевагу в ланцюгах вартості з висо-
кими вимогами до ESG. Перехід на біометан (RNG) або
суміші до 20 % H₂ у газопроводі можливий без ґрунтов-
ної модернізації ГБО; LCA-розрахунки показують потен-
ційне зниження «сірого» CO₂ майже до нуля, а з ураху-
ванням метан-capture – навіть від’ємний вуглецевий
баланс [29], [33]. Це відкриває шлях до подальшої дека-
рбонізації без заміни силового обладнання. Літієвий
акумулятор 1 МВт / 2 МВт·год (сценарій 4) підвищує ча-
стку ВДЕ до 62 % і скорочує CO₂ на додаткові 40 %, але
додає ~0,5 млн євро CAPEX і подовжує окупність до 6 ро-
ків. Батарея раціональна, коли:
• аварійні відключення мережі > 500 год/рік;
• тариф CO₂ перевищує 100 євро/т;
• підприємство підпадає під квоти EU CBAM чи отри-
мує «зелену» премію.
У середньостатистичних умовах України 2025 р. (200–
400 год/рік простоїв) бажаним компромісом лишається
схема сценарію 2 без АКБ. Модель, яку ми розглядаємо,
ґрунтується на типовому профілі споживання 24/7-за-
воду; результати можуть відрізнятися для циклічних або
сезонних виробництв. Потрібні польові дані щодо
34
Відновлювана енергетика. № 3/2025 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
деградації газопоршневих двигунів при багаторічних
циклах 25–40 % ↔ 80 % P_nom і детальні LCA для пов-
ного ланцюга ґудрон → RNG. Перспективним видається
розроблення MPC-EMS із 15-хвилинним прогнозом
cloud-cover, що може підняти частку сонця ще на 5–8 %
без збільшення генерованої потужності двигуна. Комбі-
нація мережевої СЕС із газовим (або біогазовим) гене-
ратором, керована інвертором класу SUN-50K-G04 і ал-
горитмом Zero Export, дає оптимальний баланс між
капітальними витратами, паливною економією та дека-
рбонізацією, знижуючи LCOE на 50 % і CO₂ на 55 % проти
дизельного резерву вже в першому році експлуатації та
відкриваючи технічний коридор до повністю безвугле-
цевих схем на RNG й водні.
Висновки
1. Перехід від класичної дизель-резервної схеми (сцена-
рій 1) до зв’язки «PV + газогенератор» із мережевим ін-
вертором Deye SUN-50K-G04 (сценарій 3) приносить по-
двійну користь: скорочує питомі викиди CO₂ приблизно
на 55 % (з 0,72 до 0,33 кг/кВт·год) і знижує NOₓ майже на
80 %. При цьому безперервність живлення під час відк-
лючень мережі гарантована завдяки швидкому (≤
100 мс) перемиканню АТС та функції Zero Export + Fuel-
Save, яка тримає генератор у паливно-оптимальній зоні
25–40 % P_nom. Додатково конфігурація зменшує собі-
вартість електроенергії майже вдвічі (LCOE
≈ 0,12 євро/кВт·год) й усуває потребу у великих палив-
них баках, адже газ подається безпосередньо з трубоп-
роводу.
2. Додавши літієвий акумулятор на 1-2 МВт·год (сцена-
рій 4), ми піднімаємо частку сонячної генерації до 62 % і
додаємо ще ≈ 40 % скорочення CO₂, бо батарея «пере-
хоплює» піки споживання та накопичує надлишок PV у
денні години. Водночас капітальні витрати на BESS під-
тягують LCOE до 0,129 євро/кВт·год, тож такий накопи-
чувач виправданий лише там, де мережа відпадає по-
над 500 год/рік або ціна вуглецевих квот перевищує
100 євро/т; у цих умовах додатковий CAPEX окупається
за рахунок зекономленого палива та знижених платежів
за CO₂.
3. Комбінований варіант «PV-станція, під’єднана до ме-
режі, + газовий генератор» (сценарій 3) продемонстру-
вав найкращий баланс вартості й надійності з-поміж усіх
чотирьох моделей: рівномірна собівартість енергії ста-
новить лише 0,122 євро/кВт·год – практично вдвічі де-
шевше за «чистий» дизель-резерв (сценарій 1) –а сума-
рна приведена вартість проєкту (NPC) за 20 років нижча
майже на 50 %, що суттєво скорочує фінансові ризики та
вкладення у паливну логістику протягом усього життє-
вого циклу.
4. Завдяки функціям 100 % phase-unbalance та Virtual
Synchronous Generator мережевий інвертор типу SUN-
50K-G04 вирівнює перекіс навантажень, компенсує реа-
ктивку й тримає THD ≤ 2 %; це дозволяє добирати газо-
генератор за максимальним фазним, а не сумарним
струмом, зменшуючи початковий CAPEX агрегату на 7–
12 % і гарантуючи стабільні 400 В / 50 Гц навіть під пус-
ковими піками, що підсилює технічну надійність сис-
теми.
5. Та сама газова платформа легко переходить на біоме-
тан (RNG) або суміші до 20 % H₂ без глибоких модифіка-
цій ГБО; у такому разі питомі викиди CO₂ можуть опус-
титися до нульового чи навіть від’ємного рівня, що
робить конфігурацію «PV + Gas» довгостроково суміс-
ною з майбутніми вимогами EU CBAM, корпоративними
ESG-цілями та сценаріями повної декарбонізації енерго-
постачання підприємств.
ПОСИЛАННЯ
1. Marqusee J., Becker W., Ericson S. Resilience and eco-
nomics of microgrids with PV, battery storage, and net-
worked diesel generators. Advances in Applied Energy,
2021, 3: 100049.
2. Adefarati T., Bansal R. C. Reliability, economic and envi-
ronmental analysis of a microgrid system in the pres-
ence of renewable energy resources. Applied Energy,
2019, 236: 1089–1114.
3. Aziz A. S. et al. Techno-economic and environmental
evaluation of PV/diesel/battery hybrid energy system
using improved dispatch strategy. Energy Reports,
2022, 8: 6794–6814.
4. Microgrid Knowledge. Natural Gas Generators: Not
Only Relevant but Critical to Microgrids. 2021.
5. Caterpillar Electric Power. Hybrid Microgrids: The Time
Is Now. White Paper, 2020.
6. Microgrid Knowledge. The Benefits of Propane Genera-
tors for Hybrid Microgrids. 2021.
7. Techno-economic analysis of a PV/diesel/battery mi-
crogrid design for a commercial facility using HOMER.
Sustainable Energy Technologies & Assessments, 2023.
8. Husein M. et al. Decarbonising a solar PV and gas tur-
bine microgrid with hydrogen blending. Energy, 2023.
9. Siavash M. Optimal techno-economic assessment of
isolated microgrid configurations. Scientific Reports,
2024, 14.
10. Zhu Y. et al. Techno-economic optimal planning of an
industrial microgrid with load growth. Frontiers in En-
ergy Research, 2023, 11.
11. Deye. SUN-3.6-8K-SG05LP1-EU Hybrid Inverter – User
Manual. 2024.
12. Deye. SUN-3.6-5K-SG03LP1-EU Hybrid Inverter – User
Manual. 2021.
13. DIY Solar Forum. Deye GEN Input: Micro-inverter / On-
grid inverter discussion thread. 2022.
14. Sol-Ark Inc. Residential Energy Storage Solutions – Hy-
brid Inverters with Generator Integration. 2024.
35
Відновлювана енергетика. № 3/2025 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
15. Wu, J., & Yang, F. (2023). A dual-driven predictive con-
trol for photovoltaic-diesel microgrid secondary fre-
quency regulation. Applied Energy, 334, 120652.
https://doi.org/10.1016/j.apenergy. 2023.
16. Zhang, L., Li, Y., & Chen, M. (2023). Grid-forming control
for inverter-based resources in power systems. IET Re-
newable Power Generation, 17(5), 1071–1084.
https://doi.org/10.1049/rpg2.12991
17. Yamegueu, D., Nelson, H. T., & Boly, A. S. (2024). Im-
proving the performance of PV/diesel microgrids via in-
tegration of a battery energy storage system: the case
of Bilgo village in Burkina Faso. Energy, Sustainability
and Society, 14, 48. https://doi.org/10.1186/s13705-
024-00480-1
18. NFPA 110. (2019). Standard for Emergency and Standby
Power Systems. National Fire Protection Association,
Quincy, MA, USA. Section 8.4.9 – minimum 30 % load
for diesel EPS.
19. Mohamed, R. G., Hassan, A. A., & Abdel Aleem, S. H. E.
(2025). A modified energy management strategy for
PV/diesel hybrid system to reduce diesel consumption
based on artificial protozoa optimizer. Scientific Re-
ports, 15, 4440. https://doi.org/10.1038/s41598-025-
87716-y
20. Seo, G.-S., et al. (2023). Resilient inverter-driven black
start with collective parallel grid-forming operation. In
Proc. IEEE ISGT-NA 2023, pp. 1–6. National Renewable
Energy Laboratory pre-print.
21. Kougias, I., & Szabó, S. (2019). Energy management and
optimisation of PV/diesel/battery hybrid systems using
load-following and cycle-charging dispatch. Sustainabil-
ity, 11(3), 683. https://doi.org/10.3390/su11030683
22. Gök, R., Palanisamy, K., & Syed, D. A. (2024). Energy
management strategies for PV/diesel hybrid systems in
remote areas: Comparison of load-following, cycle-
charging and Flexy-Energy methods. Journal of Cleaner
Production, 401, 138245.
https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2023.138245
23. Mohamed, R. G., Hassan, A. A., & Abdel Aleem, S. H. E.
(2025). Modified MPC-based EMS for PV/diesel hybrid
plants under highly variable irradiance. Scientific Re-
ports, 15, 89036. https://doi.org/10.1038/s41598-025-
89036-7
24. Suárez, G., & Molina, M. G. (2023). Energy management
system based on model predictive control for isolated
hybrid PV systems. Energies, 16(6), 2912.
https://doi.org/10.3390/en16062912
25. Zhao, J., Zhang, Y., & Li, X. (2020). Model predictive con-
trol of microgrids – An overview. Electric Power Systems
Research, 189, 106743.
https://doi.org/10.1016/j.epsr.2020.106743
26. Propane Education & Research Council. (2024). Power
generation: The emissions-shifting problem (White
paper). Retrieved June 18, 2025, from https://pro-
pane.com
27. Generac Industrial Power. (2024). Smart investments in
natural-gas power generation: Cost, emissions and reli-
ability advantages (White paper). Retrieved June 18,
2025, from https://www.generac.com
28. Generac Industrial Power. (2023). Total cost of owner-
ship: Diesel vs. natural-gas generators (Technical brief).
Retrieved June 18, 2025, from https://www.gen-
erac.com
29. IEA Bioenergy. (2024). Implementation of bioenergy in
the European Union – 2024 update (Country report No.
2024-05). Retrieved June 18, 2025, from
https://www.ieabioenergy.com
30. NNIO Jenbacher. (2025). Jenbacher J420 gas engine and
CHP solutions (Product brochure). Retrieved June 18,
2025, from https://www.jenbacher.com
31. U.S. Energy Information Administration. (2023). Bio-
mass explained: Landfill gas and biogas. Retrieved June
18, 2025, from https://www.eia.gov/energyexplained
32. U.S. Environmental Protection Agency – Landfill Me-
thane Outreach Program. (2025). Powering a self-sus-
taining microgrid at Marathon County Landfill (Project
profile). Retrieved June 18, 2025, from
https://www.epa.gov/lmop
33. Ronevich, L. F., Ciez, R. E., & Kruizenga, A. M. (2022). Hy-
drogen blending into natural-gas pipeline infrastruc-
ture: Review of the state of technology (NREL Report
No. TP-5400-81704). National Renewable Energy Labor-
atory. https://doi.org/10.2172/1844183
34. Deye. (2025). SUN-40/45/50K-G04 grid-connected PV
inverter: User manual (ver. 2.5). Ningbo Deye Inverter
Technology Co.
35. Deye. (2025). Zero-export function and smart-meter
wiring – Section 7, SUN-50K-G04 manual. Ningbo Deye.
36. ComAp. (2017). InteliSys NTC Hybrid controller:
Datasheet. ComAp a.s.
37. U.S. DOE UNIFI Consortium. (2023). Specifications for
grid-forming inverter-based resources v1.
https://doi.org/10.2172/1892690
38. Deye. (2025). SUN-50K-G04 product page: VSG & zero-
export features. https://deye.com/product/sun-40-45-
50k-g04/
39. HOMER Energy. (2025). Levelized cost of energy calcu-
lation – HOMER Pro help. Retrieved June 18 2025, from
https://homerenergy.com/prod-
ucts/pro/docs/3.15/levelized_cost_of_energy.html
40. HOMER Energy. (2021). HOMER Pro v3.7 user manual
(PDF). https://homerenergy.com/pdf/HOMERHelp-
Manual.pdf
36
Відновлювана енергетика. № 3/2025 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
41. International Organization for Standardization. (2006).
ISO 14040: Environmental management – Life cycle as-
sessment – Principles and framework. ISO.
https://cdn.standards.iteh.ai/samples/37456/ISO-
14040-2006.pdf
42. National Renewable Energy Laboratory. (2023). 2023
electricity annual technology baseline: Definitions &
LCOE tool. Retrieved June 18 2025, from
https://atb.nrel.gov/electricity/2023
43. PVsyst SA. (2024). Validations of PVsyst modelling accu-
racy. Retrieved June 18 2025, from
https://www.pvsyst.com/help-pvsyst7/validations.htm
44. Gentzoglanis, A. (2019). Net present cost analysis for
hybrid power systems. In Proc. Hybrid Power Systems
Workshop 2019 (pp. 1–8). IET. https://hybridpowersys-
tems.org/crete2019/wp-content/up-
loads/sites/13/2020/03/2B_3_HYB19_072_pa-
per_Gentzoglanis_Anastassios.pdf
45. Al-Rashidi, M., & Darwish, M. (2025). Design, techno-
economic feasibility analysis, and sensitivity study of
PV/GG/BESS microgrids for industrial facilities. Renew-
able Energy, 214, 120024.
https://doi.org/10.1016/j.renene.2024.120024
46. Kim, S., & Xiong, Y. (2025). Refining hybrid energy sys-
tems: Elevating PV sustainability with gas and battery
configurations. Renewable & Sustainable Energy Re-
views, 186, 113007.
https://doi.org/10.1016/j.rser.2025.113007
47. Hassan, A. A., Mohamed, R. G., & Aleem, S. H. E. (2025).
A modified energy-management strategy for PV/diesel
hybrid plants under highly variable irradiance. Scientific
Reports, 15, 87716. https://doi.org/10.1038/s41598-
025-87716-y
48. Castillo, P., & Jara, R. (2024). Techno-economic analysis
of PV/diesel/battery hybrid systems for poultry farms.
Energy Conversion & Management, 295, 117303.
https://doi.org/10.1016/j.enconman.2024.117303
49. Ibrahim, H., Abdalla, I., & Zidan, A. (2025). Evaluating
the impact of industrial loads on solar-PV hybrid sys-
tems. Journal of Cleaner Production, 407, 137262.
https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2024.137262
REFERENCES
1. Marqusee J., Becker W., Ericson S. Resilience and eco-
nomics of microgrids with PV, battery storage, and net-
worked diesel generators. Advances in Applied Energy,
2021, 3: 100049.
2. Adefarati T., Bansal R.C. Reliability, economic and envi-
ronmental analysis of a microgrid system in the pres-
ence of renewable energy resources. Applied Energy,
2019, 236: 1089–1114.
3. Aziz A. S. et al. Techno-economic and environmental
evaluation of PV/diesel/battery hybrid energy system
using improved dispatch strategy. Energy Reports,
2022, 8: 6794–6814.
4. Microgrid Knowledge. Natural Gas Generators: Not
Only Relevant but Critical to Microgrids. 2021.
5. Caterpillar Electric Power. Hybrid Microgrids: The Time
Is Now. White Paper, 2020.
6. Microgrid Knowledge. The Benefits of Propane Genera-
tors for Hybrid Microgrids. 2021.
7. Techno-economic analysis of a PV/diesel/battery mi-
crogrid design for a commercial facility using HOMER.
Sustainable Energy Technologies & Assessments, 2023.
8. Husein M. et al. Decarbonising a solar PV and gas tur-
bine microgrid with hydrogen blending. Energy, 2023.
9. Siavash M. Optimal techno-economic assessment of
isolated microgrid configurations. Scientific Reports,
2024, 14.
10. Zhu Y. et al. Techno-economic optimal planning of an
industrial microgrid with load growth. Frontiers in En-
ergy Research, 2023, 11.
11. Deye. SUN-3.6-8K-SG05LP1-EU Hybrid Inverter – User
Manual. 2024.
12. Deye. SUN-3.6-5K-SG03LP1-EU Hybrid Inverter – User
Manual. 2021.
13. DIY Solar Forum. Deye GEN Input: Micro-inverter / On-
grid inverter discussion thread. 2022.
14. Sol-Ark Inc. Residential Energy Storage Solutions – Hy-
brid Inverters with Generator Integration. 2024.
15. Wu, J., & Yang, F. (2023). A dual-driven predictive con-
trol for photovoltaic-diesel microgrid secondary fre-
quency regulation. Applied Energy, 334, 120652.
https://doi.org/10.1016/j.apenergy. 2023.
16. Zhang, L., Li, Y., & Chen, M. (2023). Grid-forming control
for inverter-based resources in power systems. IET Re-
newable Power Generation, 17(5), 1071–1084.
https://doi.org/10.1049/rpg2.12991
17. Yamegueu, D., Nelson, H. T., & Boly, A. S. (2024). Im-
proving the performance of PV/diesel microgrids via in-
tegration of a battery energy storage system: the case
of Bilgo village in Burkina Faso. Energy, Sustainability
and Society, 14, 48. https://doi.org/10.1186/s13705-
024-00480-1
18. NFPA 110. (2019). Standard for Emergency and Standby
Power Systems. National Fire Protection Association,
Quincy, MA, USA. Section 8.4.9 – minimum 30 % load
for diesel EPS.
19. Mohamed, R. G., Hassan, A. A., & Abdel Aleem, S. H. E.
(2025). A modified energy management strategy for
PV/diesel hybrid system to reduce diesel consumption
based on artificial protozoa optimizer. Scientific
37
Відновлювана енергетика. № 3/2025 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
Reports, 15, 4440. https://doi.org/10.1038/s41598-
025-87716-y
20. Seo, G.-S., et al. (2023). Resilient inverter-driven black
start with collective parallel grid-forming operation. In
Proc. IEEE ISGT-NA 2023, pp. 1–6. National Renewable
Energy Laboratory pre-print.
21. Kougias, I., & Szabó, S. (2019). Energy management and
optimisation of PV/diesel/battery hybrid systems using
load-following and cycle-charging dispatch. Sustainabil-
ity, 11(3), 683. https://doi.org/10.3390/su11030683
22. Gök, R., Palanisamy, K., & Syed, D. A. (2024). Energy
management strategies for PV/diesel hybrid systems in
remote areas: Comparison of load-following, cycle-
charging and Flexy-Energy methods. Journal of Cleaner
Production, 401, 138245.
https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2023.138245
23. Mohamed, R. G., Hassan, A. A., & Abdel Aleem, S. H. E.
(2025). Modified MPC-based EMS for PV/diesel hybrid
plants under highly variable irradiance. Scientific Re-
ports, 15, 89036. https://doi.org/10.1038/s41598-025-
89036-7
24. Suárez, G., & Molina, M. G. (2023). Energy management
system based on model predictive control for isolated
hybrid PV systems. Energies, 16(6), 2912.
https://doi.org/10.3390/en16062912
25. Zhao, J., Zhang, Y., & Li, X. (2020). Model predictive con-
trol of microgrids – An overview. Electric Power Systems
Research, 189, 106743.
https://doi.org/10.1016/j.epsr.2020.106743
26. Propane Education & Research Council. (2024). Power
generation: The emissions-shifting problem (White pa-
per). Retrieved June 18, 2025, from https://pro-
pane.com
27. Generac Industrial Power. (2024). Smart investments in
natural-gas power generation: Cost, emissions and reli-
ability advantages (White paper). Retrieved June 18,
2025, from https://www.generac.com
28. Generac Industrial Power. (2023). Total cost of owner-
ship: Diesel vs. natural-gas generators (Technical brief).
Retrieved June 18, 2025, from https://www.gen-
erac.com
29. IEA Bioenergy. (2024). Implementation of bioenergy in
the European Union – 2024 update (Country report No.
2024-05). Retrieved June 18, 2025, from
https://www.ieabioenergy.com
30. NNIO Jenbacher. (2025). Jenbacher J420 gas engine and
CHP solutions (Product brochure). Retrieved June 18,
2025, from https://www.jenbacher.com
31. U.S. Energy Information Administration. (2023). Bio-
mass explained: Landfill gas and biogas. Retrieved June
18, 2025, from https://www.eia.gov/energyexplained
32. U.S. Environmental Protection Agency – Landfill Me-
thane Outreach Program. (2025). Powering a self-sus-
taining microgrid at Marathon County Landfill (Project
profile). Retrieved June 18, 2025, from
https://www.epa.gov/lmop
33. Ronevich, L. F., Ciez, R. E., & Kruizenga, A. M. (2022). Hy-
drogen blending into natural-gas pipeline infrastruc-
ture: Review of the state of technology (NREL Report
No. TP-5400-81704). National Renewable Energy Labor-
atory. https://doi.org/10.2172/1844183
34. Deye. (2025). SUN-40/45/50K-G04 grid-connected PV
inverter: User manual (ver. 2.5). Ningbo Deye Inverter
Technology Co.
35. Deye. (2025). Zero-export function and smart-meter
wiring – Section 7, SUN-50K-G04 manual. Ningbo Deye.
36. ComAp. (2017). InteliSys NTC Hybrid controller:
Datasheet. ComAp a.s.
37. U.S. DOE UNIFI Consortium. (2023). Specifications for
grid-forming inverter-based resources v1.
https://doi.org/10.2172/1892690
38. Deye. (2025). SUN-50K-G04 product page: VSG & zero-
export features. https://deye.com/product/sun-40-45-
50k-g04/
39. HOMER Energy. (2025). Levelized cost of energy calcu-
lation – HOMER Pro help. Retrieved June 18 2025, from
https://homerenergy.com/prod-
ucts/pro/docs/3.15/levelized_cost_of_energy.html
40. HOMER Energy. (2021). HOMER Pro v3.7 user manual
(PDF). https://homerenergy.com/pdf/HOMERHelp-
Manual.pdf
41. International Organization for Standardization. (2006).
ISO 14040: Environmental management – Life cycle as-
sessment – Principles and framework. ISO.
https://cdn.standards.iteh.ai/samples/37456/ISO-
14040-2006.pdf
42. National Renewable Energy Laboratory. (2023). 2023
electricity annual technology baseline: Definitions &
LCOE tool. Retrieved June 18 2025, from
https://atb.nrel.gov/electricity/2023
43. PVsyst SA. (2024). Validations of PVsyst modelling ac-
curacy. Retrieved June 18 2025, from
https://www.pvsyst.com/help-pvsyst7/validations.htm
44. Gentzoglanis, A. (2019). Net present cost analysis for
hybrid power systems. In Proc. Hybrid Power Systems
Workshop 2019 (pp. 1–8). IET. https://hybridpowersys-
tems.org/crete2019/wp-content/up-
loads/sites/13/2020/03/2B_3_HYB19_072_pa-
per_Gentzoglanis_Anastassios.pdf
45. Al-Rashidi, M., & Darwish, M. (2025). Design, techno-
economic feasibility analysis, and sensitivity study of
PV/GG/BESS microgrids for industrial facilities.
38
Відновлювана енергетика. № 3/2025 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
Renewable Energy, 214, 120024.
https://doi.org/10.1016/j.renene.2024.120024
46. Kim, S., & Xiong, Y. (2025). Refining hybrid energy sys-
tems: Elevating PV sustainability with gas and battery
configurations. Renewable & Sustainable Energy Re-
views, 186, 113007.
https://doi.org/10.1016/j.rser.2025.113007
47. Hassan, A. A., Mohamed, R. G., & Aleem, S. H. E. (2025).
A modified energy-management strategy for PV/diesel
hybrid plants under highly variable irradiance. Scientific
Reports, 15, 87716. https://doi.org/10.1038/s41598-
025-87716-y
48. Castillo, P., & Jara, R. (2024). Techno-economic analysis
of PV/diesel/battery hybrid systems for poultry farms.
Energy Conversion & Management, 295, 117303.
https://doi.org/10.1016/j.enconman.2024.117303
49. Ibrahim, H., Abdalla, I., & Zidan, A. (2025). Evaluating
the impact of industrial loads on solar-PV hybrid sys-
tems. Journal of Cleaner Production, 407, 137262.
https://doi.org/10.1016/j.jclepro.2024.137262
|
| id | veorgua-article-546 |
| institution | Vidnovluvana energetika |
| keywords_txt_mv | keywords |
| language | Ukrainian |
| last_indexed | 2026-07-19T01:16:29Z |
| publishDate | 2025 |
| publisher | Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine |
| record_format | ojs |
| resource_txt_mv | veorgua/6c/c3e1e5dd4cfb6ae341815356eeb5a16c.pdf |
| spelling | veorgua-article-5462026-07-18T06:32:22Z IMPROVING THE ENVIRONMENTAL AND ECONOMIC PERFORMANCE OF GRID POWER PLANTS FOR INDUSTRIAL EN- TERPRISES IN AUTONOMOUS OPERATION MODE ПІДВИЩЕННЯ ЕКОЛОГІЧНИХ ТА ЕКОНОМІЧНИХ ХАРАКТЕРИСТИК МЕРЕЖЕВИХ СТАНЦІЇ ДЛЯ ПІДПРИЄМСТВ У РЕЖИМІ АВТОНОМНОЇ РОБОТИ Stepenko , V. hybrid energy system; grid-tied inverter; islanded operation; gas generator; photovoltaic plant; energy autonomy; backup power. гібридна енергосистема, мережевий інвертор, автономна робота, газовий генератор, сонячна електростанція, енергонезалежність, резервне живлення. In light of current energy-security challenges faced by enterprises—especially under conditions of unstable grid supply—the demand for efficient autonomous solutions based on renewable energy sources is growing. This study investigates ways to improve the eco-economic performance of grid-connected solar power plants by integrating gas-fueled generators with modern inverter systems. The paper examines innovative grid-tied inverters (using Deye models as a case study) that can operate in a “generator mode,” thereby emulating grid presence and ensuring uninterrupted operation of the photovoltaic (PV) plant. The objective is to conduct a techno-economic and environmental assessment of replacing diesel gensets with gas-powered generators in such systems. We describe the fundamental operating principles of the inverter-generator link, the specifics of integration into existing infrastructure, and the resulting impacts on operating costs and CO₂ emissions. Energy-scenario modelling is performed for enterprises that require highly reliable power supply. The analysis substantiates the benefits of deploying these configurations for achieving energy autonomy, reducing operating expenditures, and lowering environmental footprints. The study highlights the need for further research aimed at optimizing hybrid-system configurations and for policy measures that encourage a transition to cleaner forms of backup power.&nbsp; Зважаючи на актуальні виклики енергетичної безпеки підприємств, особливо в умовах нестабільного електропостачання, зростає потреба в ефективних автономних рішеннях на основі відновлюваних джерел енергії. У роботі досліджується підвищення екологічних та економічних характеристик мережевих сонячних електростанцій завдяки інтеграції газових генераторів до сучасних інверторних систем. Розглянуто інноваційні мережеві інвертори (на прикладі інверторів Deye), здатні працювати в режимі з генератором, що дозволяє імітувати наявність мережі та забезпечувати безперервну роботу фотоелектричної станції. Метою роботи є техніко-економічна та екологічна оцінка використання газових генераторів замість дизельних у таких системах. Описано основні принципи роботи інверторно-генераторної зв’язки, особливості інтеграції в існуючу інфраструктуру, а також вплив на витрати та викиди CO₂. Аналізуються результати моделювання енергетичних сценаріїв для підприємств, що мають власні потреби у надійному електропостачанні. Обґрунтовано переваги впровадження таких систем для досягнення енергетичної автономії, зниження експлуатаційних витрат і зменшення екологічного навантаження. Наголошено на важливості подальших досліджень у напрямі оптимізації конфігурацій гібридних систем та розробки політик для стимулювання переходу на чистіші джерела резервного живлення.&nbsp; Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine 2025-09-28 Article Article application/pdf https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/546 10.36296/1819-8058.2025.3(82).27-38 Vidnovluvana energetika ; No. 3(82) (2025): Scientific and applied Journal renewable energy ; 27-38 Возобновляемая энергетика; ##issue.no## 3(82) (2025): Scientific and applied Journal renewable energy ; 27-38 Відновлювана енергетика; № 3(82) (2025): Науково-прикладний журнал Відновлювана енергетика; 27-38 2664-8172 1819-8058 10.36296/1819-8058.2025.3(82) uk https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/546/455 Copyright (c) 2025 V. Stepenko https://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0 |
| spellingShingle | hybrid energy system grid-tied inverter islanded operation gas generator photovoltaic plant energy autonomy backup power. Stepenko , V. IMPROVING THE ENVIRONMENTAL AND ECONOMIC PERFORMANCE OF GRID POWER PLANTS FOR INDUSTRIAL EN- TERPRISES IN AUTONOMOUS OPERATION MODE |
| title | IMPROVING THE ENVIRONMENTAL AND ECONOMIC PERFORMANCE OF GRID POWER PLANTS FOR INDUSTRIAL EN- TERPRISES IN AUTONOMOUS OPERATION MODE |
| title_alt | ПІДВИЩЕННЯ ЕКОЛОГІЧНИХ ТА ЕКОНОМІЧНИХ ХАРАКТЕРИСТИК МЕРЕЖЕВИХ СТАНЦІЇ ДЛЯ ПІДПРИЄМСТВ У РЕЖИМІ АВТОНОМНОЇ РОБОТИ |
| title_full | IMPROVING THE ENVIRONMENTAL AND ECONOMIC PERFORMANCE OF GRID POWER PLANTS FOR INDUSTRIAL EN- TERPRISES IN AUTONOMOUS OPERATION MODE |
| title_fullStr | IMPROVING THE ENVIRONMENTAL AND ECONOMIC PERFORMANCE OF GRID POWER PLANTS FOR INDUSTRIAL EN- TERPRISES IN AUTONOMOUS OPERATION MODE |
| title_full_unstemmed | IMPROVING THE ENVIRONMENTAL AND ECONOMIC PERFORMANCE OF GRID POWER PLANTS FOR INDUSTRIAL EN- TERPRISES IN AUTONOMOUS OPERATION MODE |
| title_short | IMPROVING THE ENVIRONMENTAL AND ECONOMIC PERFORMANCE OF GRID POWER PLANTS FOR INDUSTRIAL EN- TERPRISES IN AUTONOMOUS OPERATION MODE |
| title_sort | improving the environmental and economic performance of grid power plants for industrial en- terprises in autonomous operation mode |
| topic | hybrid energy system grid-tied inverter islanded operation gas generator photovoltaic plant energy autonomy backup power. |
| topic_facet | hybrid energy system grid-tied inverter islanded operation gas generator photovoltaic plant energy autonomy backup power. гібридна енергосистема мережевий інвертор автономна робота газовий генератор сонячна електростанція енергонезалежність резервне живлення. |
| url | https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/546 |
| work_keys_str_mv | AT stepenkov improvingtheenvironmentalandeconomicperformanceofgridpowerplantsforindustrialenterprisesinautonomousoperationmode AT stepenkov pídviŝennâekologíčnihtaekonomíčnihharakteristikmereževihstancíídlâpídpriêmstvurežimíavtonomnoíroboti |