COMPARATIVE TECHNO-ECONOMIC AND ENVIRONMENTAL ASSESSMENT OF “PV + DIESEL GENERATOR” AND “PV + GAS GENERATOR” SYSTEMS FOR AUTONOMOUS OPERATION OF A GRID-CONNECTED PV PLANT
Given the growing need of industrial enterprises for uninterrupted electricity supply under conditions of an unstable power grid, this study presents a comparative techno-economic and environmental assessment of two systems — “grid-tied photovoltaic (PV) plant with grid-following inverters plus a di...
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/576 |
| Теги: |
Додати тег
Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
|
| Назва журналу: | Vidnovluvana energetika |
| Завантажити файл: |  |
Репозитарії
Vidnovluvana energetika| _version_ | 1871104028950134784 |
|---|---|
| author | Stepenko , V. |
| author_facet | Stepenko , V. |
| author_institution_txt_mv | [
{
"author": "V. Stepenko ",
"institution": "Institute of Renewable Energy of the NAS of Ukraine, Kyiv, Ukraine"
}
] |
| author_sort | Stepenko , V. |
| baseUrl_str | https://ve.org.ua/index.php/journal/oai |
| collection | OJS |
| datestamp_date | 2026-07-18T06:32:23Z |
| description | Given the growing need of industrial enterprises for uninterrupted electricity supply under conditions of an unstable power grid, this study presents a comparative techno-economic and environmental assessment of two systems — “grid-tied photovoltaic (PV) plant with grid-following inverters plus a diesel generator” and “grid-tied PV plant with grid-following inverters plus a gas-fueled generator” — for autonomous operation. The methodology relies on grid emulation achieved through inverter-coordinated generator control, time-series PV production data, recorded (or scenario-based) outage logs, and generator fuel models expressed as specific-fuel-consumption functions of active power. We then compute the levelized cost of energy over the asset’s lifetime, the net present cost, the internal rate of return, and the specific carbon-dioxide-equivalent emissions. As a practical case, we use an industrial printing plant with a relatively stable load profile and carry out sensitivity analyses with respect to fuel prices, outage duration and frequency, the generator’s minimum permissible loading, and tariff assumptions. The results delineate the conditions under which a gas-fueled generator provides lower operating expenditures and lower specific CO₂-equivalent emissions than a diesel generator, without altering the baseline topology of a grid-tied PV plant. Practical recommendations for enterprise system selection are provided, along with suggestions for future research (expansion to systems in which the inverter forms the grid autonomously, adoption of advanced energy-management strategies, and a deeper assessment of power-quality indicators). |
| doi_str_mv | 10.36296/1819-8058.2025.4(83).79-97 |
| first_indexed | 2026-02-08T07:59:26Z |
| format | Article |
| fulltext |
79
Відновлювана енергетика. № 4/2025 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
УДК 620.9:621.311.243 https://doi.org/10.36296/1819-8058.2025.4(83).79-97
ПОРІВНЯЛЬНА ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНА ТА ЕКОЛОГІЧНА ОЦІНКА СИСТЕМ
«PV + ДИЗЕЛЬ-ГЕНЕРАТОР» І «PV + ГАЗОГЕНЕРАТОР» ДЛЯ АВТОНОМНОЇ РОБОТИ МЕРЕЖЕВОЇ СЕС
Отримано 13 лист. 2025 р.; рекомендовано до публікації 09 груд. 2025 р.
Доступно онлайн 31 груд. 2025 р.
Степенко В. С.1
Автор для кореспонденції: Степенко Василь,
e-mail: stepenko.vasiliy@lll.kpi.ua
Анотація. З огляду на зростаючу потребу промислових підприємств у безперервному електропоста-
чанні за умов нестабільної електричної мережі в роботі проведено порівняльну техніко-економічну
та екологічну оцінку систем «сонячна електростанція з мережевими інверторами + дизель-генера-
тор» і «сонячна електростанція з мережевими інверторами + газовий генератор» для автономної
роботи. Методика спирається на імітації мережі завдяки контролю інвертора над генератором та
виробітку сонячної електростанції, журнали (або сценарії) відключень, а також на паливні моделі ге-
нераторів у вигляді залежності питомої витрати палива від активної потужності. Далі виконано
обчислення рівня собівартості електроенергії за життєвий цикл, чистої теперішньої вартості, вну-
трішньої норми рентабельності та питомих викидів еквівалента діоксиду вуглецю. Як приклад вико-
ристано кейс промислової друкарні з відносно сталим профілем споживання; проведено аналіз чутли-
вості до цін на паливо, тривалості й частоти відключень, мінімально допустимого навантаження
генератора та тарифних припущень. Отримані результати окреслюють умови, за яких газовий ге-
нератор забезпечує нижчі експлуатаційні витрати та менші питомі викиди еквівалента діоксиду
вуглецю порівняно з дизельним генератором, не змінюючи базову топологію мережевої сонячної еле-
ктростанції. Наведено практичні рекомендації щодо вибору конфігурації для підприємств та окрес-
лено подальші напрями досліджень (розширення на системи, де інвертор формує мережу самостійно,
застосування удосконалених систем керування та поглиблена оцінка показників якості електроене-
ргії).
Ключові слова: сценарії відключень, рівень собівартості електроенергії, автономна робота, газовий
генератор, норма рентабельності, економіка експлуатації, усереднена собівартість, питомі викиди.
Умовні позначення:
СЕС – сонячна електростанція (англ. PV – Photovoltaic)
ТЗП (PCC) – точка загального приєднання (англ. Point of
Common Coupling)
SFC – питома витрата палива (англ. Specific Fuel
Consumption), л/кВт·год або Нм³/кВт·год
O&M – експлуатація та технічне обслуговування (англ.
Operations & Maintenance)
LCOE – усереднена (рівнева) собівартість електроенер-
гії (англ. Levelized Cost of Energy)
NPV – чиста теперішня вартість (англ. Net Present Value)
IRR – внутрішня норма рентабельності (англ. Internal
Rate of Return)
CHP – когенерація (англ. Combined Heat and Power)
GFL – інвертор, що «слідує за мережею» (англ. Grid-
Following)
GFM – інвертор, що «формує мережу» (англ. Grid-
Forming).
NSPS JJJJ – федеральний стандарт США для стаціонар-
них ДВЗ із іскровим запаленням (gas SI): ліміти
NOₓ/CO/VOC (40 CFR Part 60, Subpart JJJJ)
NESHAP ZZZZ (RICE ZZZZ) – норми США для небезпечних
забруднювачів повітря від стаціонарних поршневих
двигунів (HAP, зокрема формальдегід) – вимоги до ка-
талізаторів / випробувань (40 CFR Part 63, Subpart ZZZZ)
VOC (ЛОС) – леткі органічні сполуки (англ. Volatile
Organic Compounds)
HAP – небезпечні забруднювачі повітря (англ.
Hazardous Air Pollutants)
CO₂ / CO / NOₓ / SO₂ – діоксид вуглецю / чадний газ /
оксиди азоту / діоксид сірки
PM – тверді частинки (англ. Particulate Matter; сажа, ае-
розолі)
DOC – окиснювальний каталізатор (англ. Diesel
Oxidation Catalyst)
DPF – фільтр твердих частинок (англ. Diesel Particulate
Filter)
1 аспірант
https://orcid.org/0009-0001-5701-533X
1 Інститут відновлюваної енергетики НАН
України, м. Київ, Україна
80
Відновлювана енергетика. № 4/2025 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
SCR – селективна каталітична віднова NOₓ (англ.
Selective Catalytic Reduction)
NSCR / TWC – неконвертуюча трикомпонентна каталіти-
чна система (англ. Non-Selective Catalytic Reduction /
Three-Way Catalyst) для rich-burn газових двигунів
ATS (АПР) – автоматичний перемикач резерву (англ.
Automatic Transfer Switch)
AVR (АРН) – автоматичний регулятор напруги (англ.
Automatic Voltage Regulator)
SI / CI – двигун з іскровим запаленням / із самозайман-
ням (англ. Spark-Ignition / Compression-Ignition)
PF – коефіцієнт потужності (англ. Power Factor)
THD – сумарний коефіцієнт гармонічних спотворень
(англ. Total Harmonic Distortion)
kW / kWh / kVA – кіловат / кіловат-година / кіловольт-
ампер
Нм³ (Nm³) – нормальний кубічний метр (0 °C, 101,325 кПа)
GWP – потенціал глобального потепління (англ. Global
Warming Potential)
EPA / EIA / IEA – Агентство з охорони довкілля США / Уп-
равління енергетичної інформації США / Міжнародне
енергетичне агентство
NREL / EPRI / IEEE – Нац. лабораторія відновлюваної
енергетики (США) / Електроенергетичний НДІ / Інститут
інженерів з електротехніки та електроніки
Lean-burn / Rich-burn – «бідна» (з надлишком повітря) /
«багата» (поблизу стехіометрії) паливно-повітряна су-
міш у двигуні
Aftertreatment – системи доочистки вихлопу
(DOC/DPF/SCR/каталізатори)
Methane slip – «метановий слип», невідреагований CH₄
у вихлопі газових SI-двигунів
Вступ
Безперервність електропостачання для промислових під-
приємств у сучасних умовах нестабільної роботи електри-
чних мереж є критичною передумовою продуктивності
та конкурентоспроможності виробництва: численні емпі-
ричні дослідження фіксують істотні втрати випуску / виру-
чки та продуктивності від блекаутів у промисловості [1–
3]. Водночас курс на декарбонізацію та зниження експлу-
атаційних витрат стимулює інтеграцію сонячних електро-
станцій (СЕС) у поєднанні з автономною роботою під час
відключень [4, 5]. Для систем на базі мережевих інверто-
рів принциповим є те, що вони не формують мережу са-
мостійно, а працюють за наявності опорної напруги / час-
тоти; тому генератор з автоматичним регулятором
напруги та регулятором частоти використовується як
«емулятор мережі», що забезпечує роботу СЕС у періоди
блекаутів з дотриманням вимог у точці загального приє-
днання (ТЗП/PCC) [6–8]. Підтримка опорної напруги / час-
тоти генератором для роботи мережевого інвертора від-
повідає сучасним інтерфейсним вимогам і тестам
сумісності для інверторних ресурсів [7, 8]. На практиці ре-
зерв живлення традиційно забезпечують дизельні гене-
ратори, однак газові генератори дедалі частіше розгля-
даються як альтернатива завдяки нижчій вартості палива
та меншим питомим викидам СО₂ за одиницю енергії; ві-
дповідні порівняння вартості / викидів та регуляторні ас-
пекти добре висвітлено у профільних аналітичних робо-
тах та довідниках (NREL, EIA, IEA) [9–11]. Питомі витрати
палива генераторів (паливні характеристики, SFC) істотно
залежать від часткового навантаження та алгоритмів ке-
рування, що безпосередньо впливає на економічні пока-
зники систем «СЕС + генератор» [12–14]. У цій роботі на
основі реальних виробничих даних промислового
об’єкта з відносно сталим профілем споживання буде ви-
конано порівняльну техніко-економічну та екологічну
оцінку двох конфігурацій автономної роботи мережевої
СЕС: «СЕС + мережевий інвертор + дизельний генератор»
та «СЕС + мережевий інвертор + газовий генератор», у то-
пології з імітацією мережі генератором і режимом нульо-
вого експорту. Порівняння здійснюється за витратами
палива та їх вартістю за двомісячний період, а також за
питомими викидами еквівалента діоксиду вуглецю; до-
датково буде виконано аналіз чутливості до цін на па-
ливо, тривалості / частоти відключень і мінімально допу-
стимого навантаження генератора. Отримані результати
окреслюють умови, за яких газовий генератор забезпечує
нижчу собівартість генерації в періоди відключень і ме-
нші питомі викиди, не змінюючи базову топологію мере-
жевої СЕС; також наведено практичні рекомендації щодо
впровадження та коротко окреслено перспективи пере-
ходу до інверторів, здатних формувати мережу (grid-
forming) [5, 6, 15].
Мотивація та межі дослідження
Промислові підприємства в умовах частих відключень
змушені балансувати між надійністю, вартістю генерації
та екологічними зобов’язаннями. Дизельні генератори
традиційно забезпечують швидкий пуск і можуть швидко
прийняти різкий (ступінчастий) приріст потужності, однак
мають вищу вартість палива, коротші сервісні інтервали
(заміна мастил і фільтрів) та більші питомі викиди еквіва-
лента діоксиду вуглецю [9–11, 13, 15]. Газові генератори,
за умови порівнянної встановленої потужності, часто де-
монструють нижчу собівартість 1 кВт·год на часткових на-
вантаженнях та менші питомі викиди CO₂, що робить їх
привабливою альтернативою для сценаріїв з тривалими
або регулярними блекаутами [9–11]. Водночас топологія
без акумуляторних батарей накладає інженерні обме-
ження: необхідність дотримання допустимого наванта-
ження, вимог до якості електроенергії (частота, напруга,
гармонічні спотворення) і безумовного «нульового екс-
порту» активної потужності в точці загального приєд-
нання [7, 8, 12, 15].
У цій роботі йде фокус на топології «генератор – мереже-
вий інвертор СЕС» без застосування акумуляторних сис-
тем зберігання енергії. Це дозволяє ізолювати вплив типу
пального та паливної характеристики генератора (дизель
проти газу) на економічний і екологічний результат, збе-
рігаючи незмінними алгоритмічні й апаратні особливості
мережевих інверторів [6–12]. Дослідження обмежено
81
Відновлювана енергетика. № 4/2025 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
двомісячним інтервалом спостережень з поденними ря-
дами споживання та місячною генерацією СЕС, а також
реєстрацією відключень. Порівняння виконується за ви-
тратами палива, їх грошовою оцінкою, питомими вики-
дами CO₂ та мінімальним набором факторів (ціна паль-
ного, тривалість / частота відключень, навантаження
генератора) [12–15]. Такі межі забезпечують практичну
застосовність висновків для підприємств зі сталим профі-
лем навантаження та дають підґрунтя для подальшого
розширення моделі (річні ряди, стохастика відключень,
розгляд інверторів, що формують мережу).
Опис системи та принцип роботи
Розглядається система енергозабезпечення без викорис-
тання гібридного інвертора та акумуляторних батарей, у
якій точка загального приєднання (ТЗП) у нормальному
режимі під’єднана до мережі, а мережевий інвертор со-
нячної електростанції (СЕС) синхронізується з мережевою
напругою / частотою та віддає активну потужність у внут-
рішню мережу підприємства. Дизельний генератор або
газовий електрично з’єднаний зі стороною інверторів (че-
рез відповідну комутацію), але перебуває в резерві: він
використовується як опорне джерело напруги та частоти
лише в разі зникнення мережі. Потреба в зовнішній опорі
для мережевих (grid-following) інверторів, а також зага-
льні інтерфейсні вимоги до інверторних ресурсів описані
в стандарті IEEE 1547-2018 і профільних технічних оглядах
(NREL/EPRI) [17–18, 19–20].
Принцип роботи в нормальному режимі
та під час блекауту
У нормальному режимі СЕС працює синхронно з мере-
жею через ТЗП: інвертор віддає активну потужність у
внутрішні шини, зменшуючи відбір з мережі; генератор
перебуває у вимкненому стані (чергування). Коли трап-
ляється блекаут (зникнення напруги / частоти в ТЗП),
втрату мережі фіксує датчик / реле контролю мережі
(контролер напруги / частоти, реле контролю фаз тощо),
яке подає команду запуску генератора на пускову
схему. Після запуску й виходу генератора на робочі па-
раметри (номінальна напруга, 50 Гц) автоматичний пе-
ремикач резерву (АПР/ATS) виконує безпечне переми-
кання, і мережевий інвертор повторно синхронізується
вже з опорною напругою / частотою генератора, продо-
вжуючи роботу в «острові» разом з ним. Така послідов-
ність «виявлення втрати мережі → пуск генератора →
перемикання → повторна синхронізація інверторів» ві-
дповідає інтерфейсним практикам і описується у станда-
рті та керівництвах виробників інверторів / генераторів
[17–18, 20, 25].
Розподіл потужності між СЕС і генератором в «острові»
Під час автономної роботи миттєвий баланс визнача-
ється співвідношенням – PГЕН(t) = Pнавантаж(t) - PСЕС(t), де
PГЕН(t) – активна потужність генератора, PСЕС(t) – потуж-
ність СЕС, Pнавантаж(t) – потужність навантаження підпри-
ємства. Коли сонячна генерація висока, генератор пра-
цює на низькому завантаженні (приблизно 30 % від
номіналу), фактично «підтягує» різницю та підтримує
опорні 50 Гц / номінальну напругу. Коли генерація СЕС
зменшується (хмарність, кінець світлового дня), генера-
тор пропорційно підвищує віддачу, покриваючи стільки
потужності, скільки потрібно в кожний момент часу. Для
стабільної роботи за швидких змін навантаження / гене-
рації (пуски двигунів, хмарні фронти) критичними є на-
лаштування регулятора частоти й автоматичного регуля-
тора напруги (АРН/AVR), а також підтверджена
виробником здатність приймати ступінчасті наванта-
ження з допустимими провалами напруги / частоти і ча-
сом відновлення [23–24]. Дотримання мінімально допу-
стимого завантаження (типово 30–40 % від номіналу)
потрібне з огляду на паливну економічність і ресурс ге-
нератора; паливні характеристики (питома витрата па-
льного як функція потужності) для дизельних / газових
установок та їхній вплив на собівартість 1 кВт·год і ви-
киди розкрито в аналітиці NREL та прикладних дослі-
дженнях [12–14, 21–22]. Щоб мережеві інвертори стабі-
льно працювали в «острові з генератором», параметри
на шинах мають утримуватися в межах, за яких інвер-
тори не відключаються захистом: частота близько 50 Гц
з допустимими відхиленнями, напруга в межах станда-
ртного допуску, гармонічні спотворення (THD) не пере-
вищують рекомендованих орієнтирів; вимоги та під-
ходи до підтвердження сумісності викладені у стандарті
IEEE 1547-2018 та оглядах IRENA/NREL [17–20].
Кейс промислової друкарні «від А до Я»
Досліджуваний об’єкт – промислова друкарня з відно-
сно сталим профілем навантаження у робочі дні та ско-
роченим споживанням у вихідні. Енергосистема підпри-
ємства містить у своєму складі сонячну електростанцію
(СЕС) на мережевих інверторах, під’єднаних до внутріш-
ніх шин через точку загального приєднання (ТЗП), а та-
кож резервний електрогенератор (дизельний у фактич-
ній експлуатації та газовий як альтернативний варіант
для контрфактного порівняння) [4–5, 17–20]. Вплив від-
ключень електропостачання на безперервність техноло-
гічного процесу друкарні та мотивація до резервування
підтверджуються емпіричними роботами щодо проми-
слових підприємств у країнах з підвищеною частотою
блекаутів [1–3]. Для аналізу застосовано поденні ряди
споживання за два календарні місяці, місячні дані гене-
рації СЕС (переведені у поденний масштаб відповідно
до сезонної сонячної інсоляції), а також журнал подій
відключень (як реальний, так і сценарний – коли реєст-
рація відсутня) [4–5]. Усі дані нормовані до локального
часу (Європа / Київ), значення енергії подано в
кВт·год/добу.
Склад енергетичної інфраструктури (на момент кейсу)
Обладнання СЕС – трифазний, 380V/50hz, 135KW мере-
жевий інвертор з обмеженням перетоків Deye SUN-
135K-G03, фотомодулі Longi Solar LR8-66HGD 610M –
262 шт, загальною потужністю 159,82 кВт. Резервний ге-
нератор: Cat® DE200 GC, 200 кВА (160 кВт), 400/230 В,
50 Гц, 1500 об/хв, двигун Cat C7.1 [27–28]; надійна ро-
бота з мережевими інверторами, стандартний AVR, су-
місні параметри напруги / частоти;
82
Відновлювана енергетика. № 4/2025 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
Технологічне обладнання друкарні.
Heidelberg Speedmaster SM 74-5/6 (офсет, B2): «connected
load» за паспортами / листингами – близько 50 кВт;
Komori Lithrone 640 / S-440 (6 фарб): типова споживана
потужність ≈50 кВт (офіційні / ринкові техдані) [35–36].
UV/IR-сушильна секція (off-line / inline): типові установки
~30–39 кВт (3×UV по 10 кВт + IR). Гвинтовий компресор
30 кВт (7,5–13 бар, VSD/Fixed): стандартна промислова
одиниця для пневмосистем друкарні [40–43].
Методика розрахунку
На графіку, наведеному нижче, видно, що за травень
було 10 відключень загальної мережі для цього підпри-
ємства і було використано дизель-генератор, середнє
навантаження якого було близько 45 % від номінальної
потужності. Беремо день першого відключення,
02.05.25, за який згенерована енергія від дизель–гене-
ратора – 682,76 кВт·год, номінальна потужність генера-
тора – 160 кВт, що видно з паспортних даних [27–28].
Тобто потужність генератора – PCP = 0,45·160 = 72 кВт,
час роботи за день t = 682,76/72≈9,48 год.
SFC – питома витрата палива (Specific Fuel Consumption)
Для дизель-генератора Cat® DE200 GC (200 кВА /
160 кВт, 50 Гц, 400/230 В) використовуються паспортні
точки витрати палива (л/год) на 50/75/100 % наванта-
ження (LEHE2691), з яких отримано апроксимацію пито-
мої витрати SFCdiesel(P) у діапазоні часткових наванта-
жень. Для робочих розрахунків прийнято середню SFC
при 40–50 % завантаження [28, 29]. Для газогенератора
аналогічно використовується крива SFCgas(P) у
Нм³/кВт·год, отримана з технічних даних вибраної мо-
делі (потужність ~160 кВт). Беремо інтерпольовану на
основі даних у паспорті генератора питому витрату ди-
зеля (SFC) для 200 кВА (160 кВт) дизель-генератора в
зоні ~ 40–50 % навантаження: SFC≈0,28 л/кВт·год. Ви-
трата дизеля за вибраний день 682,76 · 0,28≈191,17 л, на
1 кВт·год того дня 0,28 л (за прийнятим SFC), еквівален-
тна середня витрата за годину при 45 %: 72 · 0,28 =
20,1672л/год; Якщо візьмемо час роботи дизель-гене-
ратора 9,48 год та помножимо на середню витрату ди-
зелю за годину, 20,16 · 9,48 = 191,2 л (що узгоджується з
191,17 л дизелю витраченого за вибраний день).
Рисунок. Графік споживання об’єкта, генерації СЕС, роботи ДГ за перший місяць
83
Відновлювана енергетика. № 4/2025 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
Структура добових вхідних даних для розрахунків
Для побудови порівняльних розрахунків було викорис-
тано добові зведення енергетичних показників друкарні
за період спостереження. Фрагмент такої структури на-
ведено для першої декади травня. Кожен рядок відпо-
відає одній календарній даті й містить узагальнені дані
з лічильників підприємства, мережевих інверторів соня-
чної електростанції та журналів роботи дизель-генера-
тора. У стовпці «Генерація СЕС» подано добовий виро-
біток сонячної електростанції (кВт·год), у стовпці
«Споживання друкарні» – сумарне електроспоживання
підприємства за добу (кВт·год). Колонка «Погода» міс-
тить якісну характеристику умов інсоляції («Sunny»,
«Cloudy», «Heavy rain»), що пояснює варіації добового
виробітку СЕС. Стовпець «Спожито з мережі» відобра-
жає обсяг електроенергії, отриманої з зовнішньої елект-
ричної мережі за добу (кВт·год). У разі наявності відклю-
чень мережі частина споживання покривалася
резервним джерелом; відповідний внесок подано в ко-
лонці «Дизель Ген» – це добова електроенергія, вироб-
лена дизель-генератором (кВт·год) у періоди блекаутів.
На основі цієї величини, з використанням питомої ви-
трати палива SFC = 0,28 л/кВт·год, у стовпці «Витрата ди-
зелю» розраховано добовий обсяг спожитого дизель-
ного пального (л). Контрольна рівність енергетичного
балансу перевіряється через колонку «ДГ + СЕС + ме-
режа», де наведено суму внесків дизель-генератора,
СЕС та мережі; вона збігається з добовим значенням
«Споживання друкарні».
У подальших розрахунках як показовий приклад дета-
льно розглядається день 02.05.2025. У цю дату СЕС згене-
рувала 1117,5 кВт·год, добове споживання друкарні ста-
новило 2824,399 кВт·год, з них 1024,14 кВт·год було
отримано з мережі, а 682,76 кВт·год вироблено дизель-
генератором. За прийнятої питомої витрати SFC це відпо-
відає добовій витраті дизельного палива 191,17 л. Саме
ці агреговані добові дані далі використовуються як вихі-
дна база для розрахунку собівартості електроенергії з ди-
зель-генератора та для подальшого порівняння з газоге-
нераторним варіантом.
Базова собівартість 1 кВт год від дизель-генератора
для досліджуваного підприємства
Ціна літру дизелю в закупівлі для промислової друкарні
«від А до Я» дорівнює 48,5 грн за літр дизелю, тобто для
вибраного дня, 02.05.25, було використано дизелю:
682,76 · 0,28 ≈ 191,17 л. Загальна вартість дизелю:
191,17 · 48,5 = 9271,88 грн, тобто собівартість 1 кВт ене-
ргії, згенерованого дизель-генератором, виходить:
9271,88 грн / 682,76 кВт·год = 13,58 грн/кВт·год. Зага-
льна сума, витрачена на пальне для дизель генера-
тора за травень: 9121,37 кВт·год (загальна кількість кі-
ловат-годин, згенерована генератором за місяць), що
видно з даних, взятих для другого числа травня,
9121,37 кВт·год · 0,28 л/кВт·год = 2553,98 л, 2553,98 ·
48,5 = 123868,20 грн. Середня собівартість електроене-
ргії – 123868,2 / 9121,37 = 13,58 грн/кВт·год.
На рисунку показано поденні ряди споживання підпри-
ємства, генерації СЕС та енергії, згенерованої дизель-ге-
нератором протягом першого місяця спостережень згі-
дно з даними для другого числа травня. Періоди
відключень мережі ідентифікуються як інтервали, де ене-
ргія від генератора зростає (зелені стовпчики), водночас
частка покриття СЕС змінюється відповідно до інсоляції
(зниження в похмурі / дощові дні). Для подальших розра-
хунків використано добові суми енергії (кВт·год) по кож-
ному джерелу; приклад детального дня (02.05.2025) ви-
ділено в методиці.
Газогенератор: вибір, припущення та методика розра-
хунків. Для коректного порівняння з дизельною устано-
вкою 160 кВт виираємо газогенератор порівняної вста-
новленої потужності – Generac SG160 (Standby 200 кВА /
160 кВт; Prime 180 кВА / 144 кВт; 400/231 В; 50 Гц;
1500 об/хв; PF = 0,8). У безакумуляторній схемі мере-
жеві інвертори працюють як grid-following, синхронізую-
чись з опорною напругою / частотою генератора під час
блекаутів; вимоги до сумісності та якості електроенергії
задаються стандартом IEEE 1547-2018 і профільними на-
становами EPRI/IRENA [7, 8, 18, 22–24].
Паспортні дані та SFC (питома витрата палива). За пас-
портом Generac SG160 (50 Гц, Spec Sheet) наведено ви-
трату природного газу (м³/год) для рівнів навантаження
в режимі Prime (неперервна робота): нижча теплота зго-
ряння природного газу ≈ 9,5–10 кВт·год/Нм³. Для елект-
рогенератора з ККД ≈ 35–40 % нормальне SFCgas лежить
у діапазоні ~ 0,25–0,30 Нм³/кВт·год [29]. Це збігається і
з практикою (lean-burn, 1500 об/хв, 50 Гц), і з методи-
ками (NREL/EIA/IEA) [29]. Візьмемо SFCgas =
0,28 Нм³/кВт·год (середнє значення для ~35–38 % ККД
на частковому навантаженні 40–50 %) . Звідси коефіці-
єнт масштабування: k =
0,28
0,496
≈ 0,5645
SFC25% ≈ 0,661 × 0,5645 = 0,373 Нм³/кВт·год;
SFC50% ≈ 0,496×0,5645 = 0,280 Нм³/кВт·год;
SFC75% ≈ 0,409×0,5645 = 0,231 Нм³/кВт·год;
SFC100% ≈ 0,378×0,5645 = 0,213 Нм³/кВт·год.
Для нашого базового сценарію (середнє завантаження
близько 45 %) беремо інтерпольоване SFCgas,cp ≈
0,28 Нм3/кВт·год [29]. Динамічні аспекти (прийняття сту-
пінчастих навантажень, АРН/AVR, регулятор частоти) –
технічні матеріали виробників генсетів та огляди тран-
зієнтних характеристик [8, 19, 20].
Методика вартості: день і місяць (аналогічно дизелю).
Витрата природного газу за вибраний день – 01.05.25.
Потрібна вироблена кількість електричної енергії, відпо-
відно до даних для другого числа травня по дизелю
682,76 кВт·год. Тобто 682,76 кВт·год · 0,28 Нм3/кВт·год =
191,17 Нм3 – нормальних метрів кубічних природнього
газу (Нм3) на генерацію 682,76 кВт·год за вибраний день
(за прийнятим SFC). Еквівалентна середня витрата за го-
дину при 45 %: SFCgas = 0,28 Нм³/кВт·год, номінал 160 кВт,
середнє завантаження 45 % ⇒ середня потужність P =
84
Відновлювана енергетика. № 4/2025 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
0,45×160 = 72 кВт, тобто 20,16 Нм³/год.; Якщо візьмемо
час роботи газогенератора 9,48 год та помножимо на се-
редню витрату природного газу за годину, 20,16 · 9,48 =
191,1168 Нм3 (що узгоджується з 191,17 м3 природного
газу за вибраний день).
Базова собівартість 1 кВт·год від газогенератора
для досліджуваного підприємства.
Середня ціна за 1 м3 газу на ринку для підприємства
зі споживанням більше 10 000 м3 природного газу до-
рівнює 25,1 грн за куб, тобто для вибраного дня,
02.05.25, було використано газу: 682,76 · 0,28 ≈
191,17 Нм3. Загальна вартість газу: 191,17 · 25,1 =
4 798,37 грн, тобто собівартість 1 кВт енергії, згенеро-
ваного газогенератором, виходить: 4 798,37 грн /
682,76 кВт·год = 7,027 грн/кВт·год. Загальна сума, ви-
трачена на пальне для газогенератора за травень:
9121,37 кВт·год (загальна кількість кіловат-годин, зге-
нерована генератором за місяць), що видно з даних
для другого числа травня, 9121,37 кВт·год ·
0,28 Нм³/кВт·год = 2553,98 Нм³, 2553,98 · 25,1 =
64104,90 грн. Середня собівартість електроенергії –
64104,90 / 9121,37 = 7,0279 грн/кВт·год.
Надбавка на обслуговування (O&M): складові, логіка
та величини. У O&M (Operations & Maintenance –екс-
плуатація та технічне обслуговування) входять: планові
ТО (олива, фільтри), перевірки / калібрування, незначні
ремонти, витратні матеріали, трудовитрати сервісу, а
для окремих дизельних конфігурацій – ще й обслугову-
вання систем після обробки (SCR/DPF) [31, 32]. Для газо-
вих поршневих двигунів додаються свічки / система за-
палювання, але зазвичай інтервали заміни оливи довші
через чистіше згоряння [30]. Специфічні роботи – ди-
зель: очищення / заміна елементів системи впорску-
вання, каталізатор / DPF / SCR (для жорсткіших норм),
частіші заміни оливи; газ: свічки запалювання, котушки
/ високовольтні тракти, контроль складу суміші (λ), але
чистіший вихлоп → довші інтервали оливи. Для газових
SI-двигунів планові операції по свічках / фільтрах – регу-
лярні, але зазвичай дешевші. Типові змінні O&M. Для
газових поршневих агрегатів (NG, режим prime / CHP)
змінні витрати O&M часто лежать у діапазоні ≈0,016–
0,025 дол./кВт·год (без палива) [30]. Для дизель-генера-
торів EPRI (Electric Power Research Institute – Електрое-
нергетичний науково-дослідний інститут) наводить орі-
єнтир близько 0,027 дол./кВт·год (сума двигун /
генератор + емісійна система) [31]. Такі величини добре
пояснюють, чому частка O&M у повній собівартості еле-
ктроенергії зазвичай становить від кількох до ~20 % за-
лежно від режиму та цін на паливо [30, 31]. Чому в ди-
зеля надбавка більша. Дизель має коротші інтервали ТО
(приблизно кожні 250–500 мотогодин – залежно від мо-
делі / умов) і більші витрати; додатково витрати створює
обслуговування системи після обробки викидів у сучас-
них конфігураціях (Tier 4) [31, 32]. Газові SI-двигуни ма-
ють регулярну заміну свічок, але завдяки чистішому зго-
рянню та відсутності дизельного їхня змінна O&M-
складова зазвичай нижча [30, 33]. Вибрані коефіцієнти
для простого і прозорого урахування, пропонуємо над-
бавку до паливної частини: дизель – kO&M,diesel = 15 %
(аналіз чутливості 10–25 %) – узгоджується з орієнти-
рами EPRI щодо змінних O&M [31], а також з коротшими
інтервалами ТО [32]; газ – kO&M,gas = 10 % (чутливість 5–
15 %) – відповідає нижчим змінним O&M для газових
поршневих і матеріалам довідників CHP/EPA [30, 33]. Це
дозволяє коректно додати сервісну складову поверх
уже обчисленої паливної собівартості та порівнювати
«паливо» проти «паливо+O&M» у дизельному й газо-
вому сценаріях [30, 31, 33].
Перерахунок «паливо+O&M» для дизель
та газогенераторів
Обсяг енергії отриманої від генератора (травень): 9
121,37 кВт·год, тобто для дизель генератора: SFC = 0,28
л/кВт·год, ціна = 48,5 грн/л, O&M = 15%, для газогенера-
тору SFC = 0,28 Нм³/кВт·год, ціна = 25,1 грн/Нм³, O&M =
10%.
Дизель генератор: 9 121,37 · 0,28 · 48,5 + 15% =
142 448,43 грн, питома витрата грн/кВт·год з O&M =
142 448,43 грн
9 121,37 кВт·год
= 15,62 грн/кВт·год;
Газогенератор: 9 121,37 · 0,28 · 25,1 + 10% = 70 515,48
грн, питома витрата грн/кВт·год з O&M =
70 515,48 грн
9 121,37 кВт·год
= 7,73 грн/кВт·год;
Порівняння економічних складових роботи Дизель ге-
нератор та Газогенератора на обраному дослідниць-
кому об’єкті. Опираючись на данні по роботі дизель ге-
нератора в кейсі промислової друкарні «від А до Я» для
другого числа місяця травня за травень та липень, отри-
муємо таблицю порівняння:
Таблиця. Порівняння економічних показників дизель- та газогенератора
Сценарій
Згенерована
електрое-
нергія
(кВт·год)
Вартість
палива
(грн)
Середня
собівартість
електроенергії
(грн/кВт·год)
Середня собівартість
електроенергії з O&M
(грн/кВт·год)
Ціна палива
з O&M (грн)
Дизель (травень) 9121,37 123 868,20 13,58 15,62 142 448,43
Газ (травень) 9121,37 64 104,90 7,0279 7,73 70 515,39
Дизель (липень) 6860,47 93 168,84 13,58 15,62 107 144,17
Газ (липень) 6860,47 48 215,38 7,0279 7,73 53 036,91
85
Відновлювана енергетика. № 4/2025 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
Результати досліджень. Газ економічно переважає ди-
зель за змінною собівартістю 1 кВт·год. За прийнятих пи-
томих витрат палива (дизель: 0,28 л/кВт·год за паспортом
Cat DE200 GC; газ: 0,28 Нм³/кВт·год для Generac SG160) та
ринкових цін (48,5г рн/л дизель; 25,1 грн/Нм³ газ), отри-
мано: дизель 13,58 грн/кВт·год, газ 7,03 грн/кВт·год
(лише паливо) [27, 29] 9]. Додавання експлуатаційної на-
дбавки (O&M) 15 % для дизеля та 10 % для газу (узго-
джено з довідковими даними EPRI/EPA-CHP) дає
15,62 грн/кВт·год проти 7,73 грн/кВт·год відповідно [31,
30]. За місяць (травень) економія становить 50 % від змін-
них витрат. Для 9 121,37 кВт·год від генератора: ди-
зель – 123 868,20 грн пального (або 142 448,43 грн з
O&M), газ – 64 104,90 грн (або 70 515,39 грн з O&M). Чи-
ста економія з газом: –59 763,3 грн/міс. лише паливо та
–71 933,0 грн/міс. з O&M [9, 31, 30]. Перевага газу стійка
до режимів часткових навантажень. Навіть у нашій топо-
логії без акумуляторів, коли генератор працює перева-
жно на 45–50 % номіналу (з коливанням через мінливість
PV), питомі витрати газового двигуна залишаються конку-
рентними; паспортні точки Generac (25/50/75/100 %) під-
тверджують спадну криву SFC з ростом навантаження, що
додатково знижує собівартість у «сонячні» години з ви-
щою генерацією [29]. Для дизеля мінімум SFC зазвичай
лежить у зоні 60–85 % навантаження, але при наших ці-
нах палива це не нівелює цінову перевагу газу [27, 9].
Структурна причина економії – не лише SFC, а насампе-
ред ціна палива + нижчий O&M. За близьких питомих ви-
трат у своїх одиницях (0,28), вирішальними є ціна за оди-
ницю пального та менша частка O&M у газового варіанта.
Довідкові матеріали (EPA-CHP, EPRI) показують нижчу
змінну складову O&M для газових поршневих агрегатів і
вищу – для дизельних через частіші ТО та можливий
aftertreatment (системи доочистки вихлопних газів дизе-
льного двигуна, встановлені після двигуна, щоб викону-
вати екологічні норми) [30, 31]. Чутливість до цін палива
не руйнує перевагу газу в практичному діапазоні. Для
газу CkWh = SFC · Pгаз: навіть при помірному зростанні ціни
на газ (і за сталої ціни дизеля) різниця (в грн/кВт·год) збе-
рігається завдяки майже вдвічі нижчій вартості одиниці
пального та нижчому O&M. Методологічно це відповідає
підходам порівняння змінних витрат у NREL [9]. Опера-
ційна придатність в «острові» підтверджує застосовність
розрахунків. Використана конфігурація – мережеві інвер-
тори, що слідують за опорною напругою / частотою від
генератора під час відключень, – узгоджується з вимо-
гами до сумісності / якості електроенергії у профільних
стандартах та керівництвах (IEEE 1547-2018; EPRI; IRENA),
що важливо для коректності прийнятого робочого діапа-
зону навантажень і відсутності «штрафів» у вигляді ава-
рійних відключень [7, 8, 18, 22–24]. Практичний висновок
для підприємств: у топології «PV + мережеві інвертори +
генератор» (без АКБ) перехід з дизеля на газогенератор
співмірної потужності забезпечує суттєве зниження змін-
них операційних витрат у періоди блекаутів – орієнтовно
на 7,9 грн/кВт·год (з O&M) для наших вихідних цін і режи-
мів, з додатковим бонусом у вигляді менших питомих ви-
кидів CO [9–11, 31].
Екологічні показники та порівняння дизель- і газогене-
ратора. Для CO₂ використовуємо публічні коефіцієнти
викидів за одиницю палива: дизельне пальне (кг CO₂/л)
і природний газ (кг CO₂/Нм³). Офіційні довідники EIA да-
ють сталі величини для інвентаризаційних розрахунків
(оновлюються, але в міжрічних межах зміни мінімальні)
[34]. Для окремих забруднювачів (NOₓ, CO, леткі органі-
чні сполуки (ЛОС/VOC), тверді частинки PM, SO₂) спира-
ємося на профільні розділи EPA AP-42 для стаціонарних
поршневих двигунів: газових (SI) і дизельних (CI). Там
наведено опис механізмів утворення, порядок величин
та чинники впливу; PM для природного газу зазвичай
мінімальний, SO₂ – дуже низький (через мізерний вміст
сірки в паливі), тоді як у дизеля PM і SO₂ прямо залежать
від палива [35, 36]. NSPS JJJJ (40 CFR Part 60, Subpart
JJJJ) – це федеральні норми США для стаціонарних дви-
гунів з іскровим запаленням (SI) – тобто газові / бензи-
нові генсети. Встановлює граничні викиди для NOₓ, CO
та VOC (леткі органічні сполуки). Ліміти залежать від
дати виготовлення / установки і потужності двигуна. Ви-
магає первинних / періодичних випробувань, дотри-
мання експлуатаційних налаштувань (λ, запалення), об-
ліку / звітності. Важливо: у JJJJ формальдегід не
рахується у VOC. NESHAP ZZZZ (40 CFR Part 63, Subpart
ZZZZ; часто кажуть «RICE ZZZZ») – це норми для небезпе-
чних забруднювачів повітря (HAPs) від стаціонарних по-
ршневих двигунів (і SI, і CI – тобто і газових, і дизельних).
Ключовий фокус – формальдегід та інші HAP; на прак-
тиці часто задають ліміти CO як сурогат для контролю
HAP + вимоги до каталізаторів, обслуговування, моніто-
рингу диференціального тиску / температур тощо. По-
ширюється на нові та існуючі установки; вимоги різ-
няться за датою, режимом (аварійний / неперервний),
потужністю й паливом. Нормативні межі для стаціонар-
них двигунів: NSPS JJJJ регулює SI-двигуни (встановлює
ліміти на NOₓ, CO, VOC); NESHAP ZZZZ – граничні зна-
чення для формальдегіду / СО (HAPs) та вимоги до ката-
лізаторів / випробувань; формальдегід у VOC для JJJJ не
враховується, але контролюється в ZZZZ як «небезпеч-
ний забруднювач» (HAP) [37, 38]. Щодо метанового
«слипу» (невідреагований CH₄ у вихлопі газових SI-дви-
гунів): він існує як компонент незгорілих вуглеводнів і
може бути релевантним для обліку CO₂-еквівалента; ко-
нтроль – налаштування суміші / запалення та каталіза-
тори (окиснювальний або трикомпонентний) [35, 39,
40].
Порівняння за основними показниками. Діоксид вуг-
лецю (CO₂): для дизелю – 2,68–2,70 кг CO₂/л (EIA). За на-
шої питомої витрати 0,28 л/кВт·год – орієнтовно 0,75 кг
CO₂/кВт·год. Газ: 1,9 кг CO₂/Нм³ (EIA / конверсії EPA). За
питомою 0,28 Нм³/кВт·год – орієнтовно 0,53 кг
CO₂/кВт·год. Газогенератор дає менші питомі викиди
CO₂ (приблизно−30 %) за рівних умов виробітку [34, 35].
Оксиди азоту (NOₓ): Lean-burn газові SI-двигуни (з над-
лишком повітря, нижчі температури полум’я) мають іс-
тотно нижчі «engine-out» NOₓ, ніж дизелі без
86
Відновлювана енергетика. № 4/2025 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
післяобробки; дизель може мати вищі NOₓ у «сирому»
вихлопі, але з SCR (селективна каталітична віднова) до-
сягає дуже низьких рівнів – за ціну реагенту
(NH₃/AdBlue), сервісу та енергетичних / вартісних штра-
фів [35, 36]. Узагальнено: газ без SCR проти дизеля без
SCR – газ краще по NOₓ; дизель із SCR може зрівнятися,
але це підвищує O&M і складність обслуговування [30,
36]. Тверді частинки (PM): Для природного газу PM у ви-
хлопі зазвичай мінімальний (переважно конденсивні
органіки / масляний аерозоль), сажі практично немає
[35]. У дизеля PM/сажa – типовий маркер без DPF; DPF
(фільтр твердих частинок) різко знижує PM, але додає
операційні процедури (регенерації, контроль протити-
ску) та витрати [36]. Газ переважає по PM у базовій (без
DPF) конфігурації; з DPF дизель може досягати дуже ни-
зьких PM, але із сервісними наслідками [36]. Сірчисті
сполуки (SO₂): газ – SO₂ майже нульовий (сірчисті домі-
шки видаляють на підготовці палива; у розподільних
мережах додають лише слідові меркаптани для одори-
зації) [35]. Дизель: SO₂ пропорційний вмісту сірки в па-
льному; навіть «низькосірчисте» пальне генерує відчу-
тно вищі SO₂/SO₃, що також додає до сульфатної частини
PM [36]. Газ – майже завжди кращий за SO₂ і пов’язані
вторинні аерозолі. CO та ЛОС/VOC (включно з формаль-
дегідом). У lean-burn газових без каталізатора CO і орга-
ніка можуть бути вищими за дизель з добре налаштова-
ним упорскуванням; окиснювальний каталізатор
істотно знижує CO/VOC (і формальдегід) [35]. Норми
NSPS JJJJ прямо лімітують NOₓ, CO, VOC для SI-двигунів;
водночас формальдегід не враховують у VOC для JJJJ
(окремо контролюється через NESHAP ZZZZ як HAP, ча-
сто через «CO-кат» або окремі HAP-цілі) [37, 38]. З базо-
вим окиснювальним каталізатором газовий варіант зна-
чно чистіший за CO/VOC (включно з формальдегідом),
ніж без каталізатора, і лишається конкурентним до ди-
зеля з DOC/DPF/SCR. Метан (CH₄) / «метановий слип»:
для газових SI-двигунів частина CH₄ може не прореагу-
вати й піти у вихлоп (особливо при надмірно «бідних»
сумішах або на часткових навантаженнях); це називають
methane slip. Він підвищує CO₂-еквівалент через вели-
кий GWP метану. Зменшується точним налаштуванням
суміші та каталітичною доочисткою [35, 40]. У реальній
експлуатації метановий слип треба контролювати (нала-
штування + каталізатор), щоб зберегти перевагу газу за
CO₂-еквівалентом.
«Суперекологічний» газогенератор», та що це означає
на практиці. У паспортах виробники часто пропонують
додаткові комплекти очищення під різні нормативи. Ти-
пово: для rich-burn (стехіометричні) – 3-компонентний
каталізатор (NSCR/TWC): одночасно знижує NOₓ, CO,
VOC до дуже низьких величин; Для lean-burn – окисню-
вальний каталізатор (DOC) на CO/VOC/формальдегід і,
за потреби, SCR на NOₓ. датчики O₂/температури, керу-
вання λ-режимами, системи моніторингу, щоб відпові-
дати NSPS JJJJ (NOₓ/CO/VOC) і NESHAP ZZZZ (формальде-
гід/HAP) [37, 38]. Отже, «суперекологічність» – це не
«сам собою двигун», а двигун + відповідний каталізатор
/ система з підтвердженою відповідністю випробуван-
ням (сертифікація / протоколи).
Підсумкові екологічні висновки для кейсу. CO₂ (на
кВт·год): газ стабільно нижчий за дизель (~−30 % у на-
ших припущеннях), навіть без урахування можливого
метанового слипу [34, 35]. PM/SO₂: газ має мінімальні
PM і майже нульовий SO₂; дизель – високі PM/SO₂ без
DPF та малосірчистого палива, з DPF/SCR – низькі, але
дорожчі в сервісі [35, 36]. NOₓ: газовий lean-burn без пі-
сляобробки зазвичай чистіший за дизель без SCR; ди-
зель із SCR може знизити NOₓ до порівнянних рівнів, але
це підвищує O&M (реагент / каталіст / контроль) [36].
CO/VOC/формальдегід: газ потребує каталізатора для
найкращих показників (особливо за формальдегідом);
нормативна зв’язка JJJJ+ZZZZ прямо «заточена» під це
[37, 38]. Висновок для вибору. У цій топології (без АКБ,
робота у блекаутах) газогенератор забезпечує кращий
базовий екопрофіль (CO₂, PM, SO₂) та потенційно нижчі
NOₓ без складних систем; за потреби досягти «супере-
кологічних» рівнів – додається DOC/NSCR/SCR. Для ди-
зеля такого рівня чистоти зазвичай потрібна повна
зв’язка DOC+DPF+SCR, що ускладнює обслуговування та
підвищує витрати [30, 35–38].
Загальні висновки. Топологія «PV + мережеві інвертори
+ генератор» робоча для блекаутів без впровадження
акумуляторів: генератор формує опорні 50 Гц/напругу,
інвертори працюють у «grid-following» режимі, а PV час-
тково розвантажує генератор у сонячні години. Це від-
повідає сучасним вимогам сумісності / якості електрое-
нергії (IEEE 1547-2018; технічні настанови EPRI/IRENA) [7,
8, 18], [22–24]. Економія чітко на користь газу. За
прийнятих нами параметрів (SFCdiesel = 0,28 л/кВт·год;
SFCgas = 0,28 Нм³/кВт·год; ціни 48,5 грн/л і 25,1 грн/Нм³),
змінна собівартість блекаут-енергії становить: дизель
13,58 → 15,62 грн/кВт·год (з O&M 15 %); газ 7,03 →
7,73 грн/кВт·год (з O&M 10 %). Місячно (травень, 9
121,37 кВт·год) це дало економію ~72 тис. грн на ко-
ристь газу. Перевага газу стійка до часткових наванта-
жень і підтверджена паспортними кривими SFC для ви-
браних моделей (Cat DE200 GC та Generac SG160) [27,
29–31]. Екологічно газ – чистіший «із коробки». Питомі
викиди CO₂ від газогенератора нижчі (~−30 %) порівняно
з дизелем за однакової виробленої кількості кВт·год; PM
та SO₂ у газу мінімальні через відсутність сірки й сажі;
NOₓ у lean-burn-газових нижчі за «engine-out» дизель
без SCR. Дизель може «догнати» по NOₓ і PM лише з по-
вним aftertreatment (DOC/DPF/SCR), що збільшує O&M;
газ для «суперчистих» рівнів зазвичай потребує лише
окиснювального / трикомпонентного каталізатора
(NSPS JJJJ / NESHAP ZZZZ як орієнтири рамкових вимог)
[34–38]. O&M-надбавка системно нижча для газу. Через
чистіше згоряння та відсутність складної дизельної піс-
ляобробки, змінні витрати на сервіс газогенератора ни-
жчі (типові довідкові вилки EPA-CHP/EPRI). Прийняті в
статті коефіцієнти (газ 10 %, дизель 15 %) реалістично ві-
дображають польову експлуатацію і посилюють еконо-
мічну перевагу газу [30, 31]. Практична рекомендація.
87
Відновлювана енергетика. № 4/2025 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
Для підприємств з регулярними / протяжними відклю-
ченнями мережі перехід з дизель- на газогенератор спі-
вмірної потужності в існуючій «мережевій» топології
дає подвійний виграш: істотне зниження операційної
вартості 1 кВт·год та покращення екопрофілю без
обов’язкового ускладнення системи. Додавання каталі-
затора до газового ДВЗ (за потреби нормативів) підви-
щує екологічний ефект при помірному впливі на O&M
[29, 35–38].
Обмеження і подальша робота: розрахунки спира-
ються на реальний кейс друкарні з конкретними профі-
лями навантаження / блекаутів; інші об’єкти можуть
мати іншу структуру піків та тривалості простоїв. SFC і ва-
ртість палива варіюють між моделями / постачальни-
ками; у виробничих рекомендаціях слід закладати ана-
ліз чутливості ±10–20 %. У нашій конфігурації «PV +
мережеві інвертори + генератор» газогенератор є кра-
щим вибором для автономної роботи підприємства: де-
шевше у розрахунку на кВт·год і чистіше за ключовими
забруднювачами, з простішим шляхом до відповідності
суворим екологічним нормам.
ПОСИЛАННЯ
1. Cissokho, L., & Seck, A. (2019). The productivity cost of
power outages for manufacturing SMEs in Senegal. Eco-
nomics of Innovation and New Technology, 28(2), 204–
218.
2. Carlsson, F., Demeke, E., Martinsson, P., et al. (2020).
Cost of power outages for manufacturing firms in Ethi-
opia. Energy Economics, 86, 104654.
3. Thomas, D., Gupta, S., & Sandler, R. (2022). Measuring
downstream supply chain losses due to power outages.
PLoS ONE, 17(4), e0266680.
4. Santhoshi, B. K., Kumari, M. S., & Saravanan, B. (2019).
Critical review of PV grid-tied inverters. Energies,
12(19), 1921.
5. Lin, Y., Johnson, B. B., Dhople, S. V., et al. (2020). Re-
search Roadmap on Grid-Forming Inverters. NREL/TP-
5D00-73476. National Renewable Energy Laboratory.
6. Lyu, X., Hodge, B.-M., & Ela, E. (2023). An Overview of
Inverter-Based Resource Interconnection Requirements
in the United States. PNNL-35194. Pacific Northwest Na-
tional Laboratory.
7. IEEE Standards Association. (2018). IEEE Std 1547-2018:
Standard for Interconnection and Interoperability of Dis-
tributed Energy Resources with Associated Electric
Power Systems Interfaces.
8. Electric Power Research Institute (EPRI). (2018). Testing
and Verification Requirements in IEEE Std 1547-2018
(MN PUC Technical Stakeholder Group).
9. Ericson, S. (2019). A Comparison of Fuel Choice for
Backup Generators. NREL/TP-6A50-72509. National Re-
newable Energy Laboratory.
10. U.S. Energy Information Administration (EIA). (2024).
Carbon Dioxide Emissions Coefficients by Fuel.
11. International Energy Agency (IEA). (2025). Emission Fac-
tors 2025 Database Documentation: Methodology.
12. Rangel, N., Li, H., & Aristidou, P. (2023). An optimisation
tool for minimising fuel consumption, costs and emis-
sions from Diesel-PV-Battery hybrid microgrids. Applied
Energy, 335, 120748.
13. Soto, D., Chernyakhovskiy, I., & et al. (2018). Modeling
and measurement of specific fuel consumption in diesel
microgrids. Energy for Sustainable Development, 47,
148–158.
14. Aziz, A. S., Khatib, T., & et al. (2019). Energy manage-
ment and optimization of a PV/Diesel/Battery hybrid
power system. Sustainability, 11(3), 683.
15. Hossain, M. T., et al. (2024). Next-generation power in-
verter for grid resilience. Heliyon Energy, 10, eXXXXX.
(online first).
16. Alayan, S. (2016). Design of a PV-Diesel Hybrid System
with Unreliable Grid Connection. MSc Thesis, KTH Royal
Institute of Technology.
17. Pohl, E., & McKenna, K. (2024). Interconnection of Dis-
tributed Energy Resources in the Indian Context: IEEE
1547-2018 Adaptation for Locally-Appropriate Grid
Code Development (NREL/TP-6A40-87756). National
Renewable Energy Laboratory.
18. International Renewable Energy Agency (IRENA).
(2022). Grid Codes for Renewable Powered Systems.
Abu Dhabi: IRENA.
19. Cummins Power Generation. (2006). Understanding
Cummins Power Generation’s Suggested Practice for
Motor Starting (Power Topic #6000; doc 0056583).
20. Cummins Power Generation. (2019). Transient Perfor-
mance of Generating Sets (White Paper; doc 0058629).
21. Rock, E., Ericson, S. J., et al. (2019). A Comparison of Fuel
Choice for Backup Generators (poster, NREL/PR-6A50-
73462). National Renewable Energy Laboratory.
22. Ningbo Deye Inverter Technology Co., Ltd. (2023–2025).
SUN-3.6/5/6/7/7.6/8/10K-SG05LP1-EU Hybrid Inverter
– User Manual (різні редакції).
23. Ningbo Deye Inverter Technology Co., Ltd. (мануали):
25.1. SUN-3.6/5/6/7/7.6/8/10K-SG05LP1-EU Hybrid In-
verter – User Manual (різні редакції 2023–2025;
24. Ningbo Deye Inverter Technology Co., Ltd. (мануали):
SUN-20/25/30/40/50K-SG01HP3-EU-AM2/BM2 – In-
staller/User Manual (редакції 2019–2024).
25. IRENA & NREL. (n.d.). Smart inverters, harmonics and
power quality: Selected notes/briefs (2020–2024). Abu
Dhabi: IRENA; Golden, CO: NREL.
26. Caterpillar Inc. (n.d.). DE200 GC (50 Hz) | 200 kVA diesel
generator – product page [ISO 8528-5].
88
Відновлювана енергетика. № 4/2025 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
27. Caterpillar Inc. (n.d.). Cat® DE200 GC – Diesel Generator
Sets, Spec Sheet LEHE2691 (200 kVA / 160 kW, 50 Гц;
Cat C7.1; таблиця витрати пального 50/75/100%).
28. Caterpillar Inc. (n.d.). DE200 GC (50 Hz) | 200 kVA diesel
generator – product page
29. Generac Power Systems. (n.d.). SG160 | 14.2 L | 200
kVA – 50 Hz [Spec sheet; витрата природного газу
25/50/75/100%; 400/231 В; 50 Гц; 1500 об/хв; PF =
0,8].
30. U.S. EPA. (2017). Catalog of CHP Technologies: Recipro-
cating internal combustion engines [Довідник; типові
змінні O&M у $/кВт·год]. Washington, DC: U.S. Envi-
ronmental Protection Agency.
31. EPRI. (n.d.). Installation, operation and maintenance
costs for distributed generation technologies [Звіт;
змінні O&M для дизель-генераторів, у т.ч. внесок af-
tertreatment]. Palo Alto, CA: Electric Power Research
Institute.
32. Caterpillar Inc. (n.d.). Operation & Maintenance Manual
– maintenance intervals [Витяги; типові інтервали ТО
250–500 мотогодин; перелік робіт для дизельних
генсетів].
33. Generac Power Systems. (n.d.). Total cost of ownership:
Diesel vs. natural gas generators [White paper;
порівняння O&M/TCO дизель vs газ].
34. U.S. EIA. Carbon Dioxide Emissions Coefficients by Fuel
(онлайн-довідник; масові/об’ємні коефіцієнти для
дизпалива та природного газу).
35. U.S. EPA. AP-42, Ch. 3.2: Natural Gas-fired Reciprocating
Engines (жовтень 2024; механізми утворення,
порядок величин NOₓ/CO/VOC/PM, низькі SO₂ для
газу).
36. U.S. EPA. AP-42, Ch. 3.4: Large Stationary Diesel and All
Stationary Dual-fuel Engines (квітень 2025; PM/сажa,
SO₂ від сірки пального; контроль DOC/DPF/SCR).
37. 40 CFR Part 60 Subpart JJJJ (NSPS): Stationary Spark-Ig-
nition IC Engines – ліміти NOₓ/CO/VOC; формальдегід
не включається до VOC за JJJJ.
38. 40 CFR Part 63 Subpart ZZZZ (NESHAP RICE): вимоги до
HAP (зокрема формальдегід), каталізаторів і
випробувань для SI/CI стаціонарних двигунів.
39. U.S. DOE Better Buildings. CHP Technologies: Recipro-
cating Engines – огляд lean-burn/rich-burn; нижчі NOₓ
у lean-burn, роль каталізаторів.
40. New Mexico Environment Dept. Compressors & Engines
– довідка про «methane slip» як компонент викидів
SI-двигунів на природному газі.
89
Відновлювана енергетика. № 4/2025 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
UDC 620.9:621.311.243 https://doi.org/10.36296/1819-8058.2025.4(83).79-97
COMPARATIVE TECHNO-ECONOMIC AND ENVIRONMENTAL ASSESSMENT OF
“PV + DIESEL GENERATOR” AND “PV + GAS GENERATOR” SYSTEMS
FOR AUTONOMOUS OPERATION OF A GRID-CONNECTED PV PLANT
Received Nov. 13, 2025; accepted Dec. 09, 2025
Available online Dec. 31, 2025
Stepenko V.1
Author for correspondence: Stepenko Vasyl,
e-mail: stepenko.vasiliy@lll.kpi.ua
Abstract. Given the growing need of industrial enterprises for uninterrupted electricity supply under conditions of
an unstable power grid, this study presents a comparative techno-economic and environmental assessment of
two systems — “grid-tied photovoltaic (PV) plant with grid-following inverters plus a diesel generator” and “grid-
tied PV plant with grid-following inverters plus a gas-fueled generator” — for autonomous operation. The
methodology relies on grid emulation achieved through inverter-coordinated generator control, time-series PV
production data, recorded (or scenario-based) outage logs, and generator fuel models expressed as specific-fuel-
consumption functions of active power. We then compute the levelized cost of energy over the asset’s lifetime,
the net present cost, the internal rate of return, and the specific carbon-dioxide-equivalent emissions. As a
practical case, we use an industrial printing plant with a relatively stable load profile and carry out sensitivity
analyses with respect to fuel prices, outage duration and frequency, the generator’s minimum permissible loading,
and tariff assumptions. The results delineate the conditions under which a gas-fueled generator provides lower
operating expenditures and lower specific CO₂-equivalent emissions than a diesel generator, without altering the
baseline topology of a grid-tied PV plant. Practical recommendations for enterprise system selection are provided,
along with suggestions for future research (expansion to systems in which the inverter forms the grid
autonomously, adoption of advanced energy-management strategies, and a deeper assessment of power-quality
indicators).
Keywords: outage scenarios; levelized cost of energy; autonomous operation; gas-fueled generator; internal
rate of return; operating economics; average generation
cost; specific emissions.
Notation
PV — photovoltaic solar power plant PCC — point of
common coupling
SFC — specific fuel consumption, l/kWh or Nm³/kWh
O&M — operations and maintenance
LCOE — levelized cost of energy NPV — net present value
IRR — internal rate of return CHP — combined heat and
power (cogeneration)
GFL — grid-following inverter
GFM — grid-forming inverter
NSPS JJJJ — US federal standard for stationary spark-
ignition internal combustion engines (gas SI), setting
NOₓ/CO/VOC limits (40 CFR Part 60, Subpart JJJJ)
NESHAP ZZZZ (RICE ZZZZ) — US regulations on hazardous
air pollutants from stationary reciprocating internal
combustion engines (HAP, including formaldehyde),
specifying catalyst and testing requirements (40 CFR Part
63, Subpart ZZZZ)
VOC — volatile organic compounds
HAP — hazardous air pollutants
CO₂ / CO / NOₓ / SO₂ — carbon dioxide / carbon monoxide
/ nitrogen oxides / sulfur dioxide
PM — particulate matter (soot, aerosols)
DOC — diesel oxidation catalyst
DPF — diesel particulate filter
SCR — selective catalytic reduction of NOₓ
NSCR / TWC — non-selective catalytic reduction / three-
way catalyst system for rich-burn gas engines ATS —
automatic transfer switch
AVR — automatic voltage regulator
SI / CI — spark-ignition / compression-ignition engine
PF — power factor THD — total harmonic distortion kW /
kWh / kVA — kilowatt / kilowatt-hour / kilovolt-ampere
Nm³ — normal cubic meter (0 °C, 101.325 kPa) GWP —
global warming potential
1 Ph.D. student
https://orcid.org/0009-0001-5701-533X
1 Institute of Renewable Energy of the NAS of
Ukraine, Kyiv, Ukraine
90
Відновлювана енергетика. № 4/2025 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
EPA / EIA / IEA — US Environmental Protection Agency /
US Energy Information Administration / International
Energy Agency
NREL / EPRI / IEEE — National Renewable Energy
Laboratory (USA) / Electric Power Research Institute /
Institute of Electrical and Electronics Engineers
lean-burn / rich-burn — “lean” (with excess air) / “rich”
(near stoichiometric) air–fuel mixture in an engine
aftertreatment — exhaust aftertreatment systems
(DOC/DPF/SCR/catalysts) methane slip — unreacted CH₄
in the exhaust of gas spark-ignition engines
Introduction
Uninterrupted electricity supply for industrial enterprises
under conditions of unstable grid operation is a critical pre-
requisite for productivity and competitiveness: numerous
empirical studies document substantial losses in output,
revenue and productivity due to power outages in the in-
dustrial sector [1–3]. At the same time, the ongoing drive
toward decarbonization and reduction of operating ex-
penditures is stimulating the integration of photovoltaic
(PV) power plants in combination with autonomous opera-
tion during grid outages [4,5]. For systems based on grid-
tied inverters, a fundamental limitation is that such invert-
ers do not form the grid on their own; they operate only in
the presence of a reference voltage and frequency. There-
fore, a generator with an automatic voltage regulator and
speed (frequency) control is used as a “grid emulator” that
enables the PV plant to operate during blackouts while
meeting power-quality and interconnection requirements
at the point of common coupling (PCC) [6–8]. Maintaining
reference voltage and frequency by the generator so that
the grid-following inverters can operate is consistent with
modern interconnection requirements and compatibility
tests for inverter-based resources [7,8]. In practice, backup
supply is traditionally provided by diesel generators. How-
ever, gas-fueled generators are increasingly considered as
an alternative because of lower fuel costs and lower spe-
cific CO₂ emissions per unit of generated energy. Compara-
tive analyses of cost/emissions and regulatory aspects are
well described in the technical literature and handbooks
(NREL, EIA, IEA) [9–11]. The specific fuel consumption (SFC)
of generators depends significantly on partial loading and
control algorithms, which directly affect the techno-eco-
nomic performance of “PV + generator” systems [12–14].
In this work, using real production data from an industrial
facility with a relatively stable consumption profile, we per-
form a comparative techno-economic and environmental
assessment of two configurations for autonomous opera-
tion of a grid-connected PV plant: “PV + grid-tied inverter +
diesel generator” and “PV + grid-tied inverter + gas-fueled
generator”, within a topology that relies on generator-
based grid emulation and a zero-export regime. The com-
parison is made in terms of fuel consumption and its cost
over a two-month period, as well as specific CO₂-equivalent
emissions; in addition, a sensitivity analysis is carried out
with respect to fuel prices, outage duration and frequency,
and the minimum permissible generator loading. The re-
sults delineate the conditions under which a gas-fueled
generator yields a lower generation cost during outages
and lower specific emissions without altering the basic to-
pology of the grid-connected PV plant. Practical implemen-
tation recommendations are provided, and the prospects
of transitioning to grid-forming inverters are briefly out-
lined [5, 6, 15].
Motivation and scope of the study
Under conditions of frequent outages, industrial enter-
prises must balance reliability, generation cost, and envi-
ronmental obligations. Diesel generators traditionally pro-
vide fast start-up and can rapidly accept step changes in
load. Still, they are associated with higher fuel costs,
shorter service intervals (oil and filter changes), and higher
specific CO₂-equivalent emissions [9–11, 13, 15]. Gas-
fueled generators of comparable rated power often deliver
a lower cost per kWh at partial loads and lower specific CO₂
emissions, making them an attractive alternative for sce-
narios with prolonged or regular blackouts [9–11]. At the
same time, a topology without battery energy storage im-
poses engineering constraints: adherence to permissible
loading, compliance with power-quality requirements (fre-
quency, voltage, harmonic distortion), and strict enforce-
ment of zero active-power export at the PCC [7, 8, 12, 15].
The present study focuses on a “generator–grid-tied PV in-
verter” topology without battery energy-storage systems.
This makes it possible to isolate the effects of fuel type and
generator fuel-consumption characteristics (diesel versus
gas) on the economic and environmental outcomes, while
keeping the algorithmic and hardware features of the grid-
tied inverters unchanged [6–12]. The analysis is limited to a
two-month observation interval with daily consumption
time series, monthly PV generation (downscaled to daily
values), and recorded outages. The comparison is carried
out in terms of fuel consumption, its monetary value, spe-
cific CO₂ emissions, and a minimal set of influencing factors
(fuel price, outage duration/frequency, generator loading)
[12–15]. This framework ensures the practical relevance of
the conclusions for enterprises with a stable load profile
and provides a basis for future model extensions (annual
time series, stochastic outages, and consideration of grid-
forming inverters).
System description and operation principle
We consider a power-supply system without a hybrid in-
verter or battery storage, where the point of common cou-
pling (PCC) is connected to the utility grid in normal opera-
tion, and the grid-tied inverter of the PV plant synchronizes
to the grid voltage and frequency while exporting active
power into the plant’s internal network. A diesel or gas-
fueled generator is electrically connected on the inverter
side (via appropriate switching equipment) but remains in
standby mode; it is used as the reference source of voltage
and frequency only when the grid is lost. The need for an
external reference for grid-following inverters, as well as
the general interconnection requirements for inverter-
91
Відновлювана енергетика. № 4/2025 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
based resources, are described in IEEE 1547-2018 and rele-
vant technical overviews by NREL/EPRI [17–18, 19–20].
Operation in normal and blackout modes
In normal operation, the PV plant runs synchronously with
the grid through the PCC: the inverter supplies active power
to the internal busbars, reducing draw from the utility,
while the generator remains off (standby mode). When a
blackout occurs (loss of voltage/frequency at the PCC), the
grid-monitoring relay (voltage/frequency controller, phase-
loss relay, etc.) detects the outage and sends a start com-
mand to the generator’s cranking circuit. After the genera-
tor starts and reaches nominal operating conditions (rated
voltage, 50 Hz), the automatic transfer switch (ATS) per-
forms a safe switching sequence, and the grid-tied inverter
resynchronizes to the generator’s reference voltage and
frequency, continuing to operate in an “island” together
with it. This sequence — “grid-loss detection → generator
start → transfer → inverter resynchronization”—follows
common interconnection practices and is described in
standards and manufacturers’ guidelines for inverters and
generators [17–18, 20, 25].
Power sharing between PV and generator in island mode
During autonomous operation, the instantaneous power
balance is governed by – PGEN(t)=Pload(t)−PPV(t) – where
PGEN(t) is the generator active power, PPV(t) is the PV plant
output, and Pload(t) is the plant load. When solar generation
is high, the generator runs at low loading (about 30% of
rated power), essentially “picking up” the difference while
maintaining a reference 50 Hz and nominal voltage. When
PV generation decreases (cloud cover, end of daylight), the
generator correspondingly increases its output to cover the
required power at each moment. For stable operation un-
der rapid changes in load and PV generation (motor starts,
moving cloud fronts), the tuning of the speed governor and
automatic voltage regulator (AVR) is critical, as is the man-
ufacturer-confirmed capability to accept step loads within
permissible voltage/frequency dips and recovery times
[23–24]. Maintaining the minimum permissible loading
(typically 30–40% of rated power) is important from the
standpoint of fuel economy and generator lifetime; fuel-
consumption curves (specific fuel consumption as a func-
tion of power) for diesel and gas units, and their impact on
cost per kWh and emissions, are discussed in NREL analyses
and applied studies [12–14, 21–22]. To ensure stable oper-
ation of grid-tied inverters in a “generator-island”, bus pa-
rameters must remain within ranges that prevent inverter
protective tripping: frequency near 50 Hz with allowable
deviations, voltage within standard tolerances, and total
harmonic distortion (THD) below recommended limits. The
relevant requirements and compatibility-assessment ap-
proaches are outlined in IEEE 1547-2018 and IRENA/NREL
overviews [17–20].
Case study: “From A to Z” industrial printing plant
The studied facility is an industrial printing plant with a rel-
atively stable load profile on working days and reduced
consumption on weekends. The plant’s energy system
comprises a PV plant with grid-tied inverters connected to
the internal busbars through the PCC, and a backup gener-
ator (diesel in actual operation and gas-fueled as an alter-
native option for counterfactual comparison) [4–5, 17–20].
The impact of power outages on the continuity of the print-
ing process and the motivation to install backup generation
are supported by empirical studies of industrial enterprises
in countries with elevated blackout frequency [1–3]. For
the analysis, daily consumption time series over two calen-
dar months, monthly PV generation data converted to daily
values according to seasonal solar irradiance, and an out-
age log (actual or scenario-based where no records were
available) are used [4–5]. All data are normalized to local
time (Europe/Kyiv), and energy values are expressed in
kWh per day.
Energy infrastructure at the time of the case study
PV plant equipment: three-phase 380 V / 50 Hz, 135 kW
grid-tied inverter with export limiting (Deye SUN-135K-
G03); Longi Solar LR8-66HGD 610M PV modules—262 units
with a total DC capacity of 159.82 kW. Backup generator:
Cat® DE200 GC, 200 kVA (160 kW), 400/230 V, 50 Hz, 1,500
rpm, powered by a Cat C7.1 engine [27–28]; reliably opera-
ble with grid-tied inverters, equipped with a standard AVR
and compatible voltage/frequency parameters.
Printing-plant process equipment
Heidelberg Speedmaster SM 74-5/6 (offset, B2 format):
nameplate “connected load” of about 50 kW. Komori
Lithrone 640 / S-440 (6 colors): typical power consumption
≈50 kW (manufacturer/market technical data) [35–36].
UV/IR drying section (off-line/inline): typical installations of
about 30–39 kW (three UV modules of 10 kW each plus IR).
A 30 kW screw compressor (7.5–13 bar, VSD/fixed-speed)
is used as a standard industrial unit for the plant’s pneu-
matic systems [40–43].
Calculation methodology
From Graph 1 below, it can be seen that in May there were
10 grid outages at the enterprise, during which a diesel gen-
erator was used with an average loading of about 45% of
its rated power. We take the day of the first outage,
02.05.2025, for which the diesel generator produced
682.76 kWh; the generator’s rated power is 160 kW accord-
ing to the datasheet [27–28]. Thus, the corresponding op-
erating power is– PCP = 0.45·160 = 72 kW, and the operating
time that day is t = 682.76/72≈9.48 h.
SFC – Specific Fuel Consumption
For the Cat® DE200 GC diesel generator (200 kVA / 160
kW, 50 Hz, 400/230 V), the nameplate fuel consumption
points (L/h) at 50/75/100% load (LEHE2691) are used,
from which an approximation of the specific fuel con-
sumption SFC_diesel(P) over the partial-load range is ob-
tained. For operational calculations, an average SFC at 40–
50% loading is adopted [28–29]. For the gas generator, an
analogous SFC_gas(P) curve in Nm³/kWh is used, derived
from the technical data of the selected model (rated
power ~160 kW). We take the specific diesel consumption
(SFC) for the 200 kVA (160 kW) diesel generator in the
92
Відновлювана енергетика. № 4/2025 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
~40–50% load region, interpolated from the generator
datasheet: SFC ≈ 0.28 L/kWh. The diesel consumption for
the selected day is 682.76 · 0.28 ≈ 191.17 L; the litres per
1 kWh on that day are 0.28 (according to the adopted
SFC). The equivalent average hourly consumption at 45%
load is: 72 · 0.28 = 20.1672 L/h. If we take the diesel gen-
erator operating time of 9.48 h and multiply it by the av-
erage hourly diesel consumption, 20.16 · 9.48 = 191.2 L,
which is consistent with the 191.17 L of diesel consumed
on the selected day.
Structure of daily input data for the calculations
For the comparative calculations, daily summaries of the
printing plant’s energy indicators over the observation pe-
riod were used. A fragment of this data structure is shown
for the first ten days of May. Each row corresponds to one
calendar date and contains aggregated readings from the
plant’s meters, the PV plant’s grid-tied inverters, and the
diesel generator’s operating log. The “PV generation” col-
umn provides the daily output of the PV plant (kWh); the
“Plant consumption” column indicates the plant’s total
daily electricity consumption (kWh). The “Weather” col-
umn contains a qualitative description of irradiation con-
ditions (“Sunny”, “Cloudy”, “Heavy rain”), which explains
variations in daily PV output. The “From grid” column
shows the amount of electricity drawn from the external
grid (kWh) during the day. When outages occur, part of
the consumption is covered by the backup source; the cor-
responding contribution appears in the “Diesel Gen” col-
umn and represents the daily energy produced by the die-
sel generator (kWh) during blackouts. Based on this value,
and using a specific fuel consumption of SFC = 0.28 L/kWh,
the “Diesel consumption” column reports the daily vol-
ume of diesel fuel consumed (L). The energy-balance
check is performed using the “Gen + PV + grid” column,
which sums the contributions from the diesel generator,
PV plant, and grid; this sum coincides with the daily “Plant
consumption” value.
In the subsequent calculations, the day 02.05.2025 is exam-
ined in detail as a representative example. On this date, the
PV plant generated 1,117.5 kWh, the printing plant’s daily
consumption was 2,824.399 kWh, of which 1,024.14 kWh
came from the grid and 682.76 kWh were produced by the
diesel generator. With the adopted specific fuel consump-
tion SFC, this corresponds to a daily diesel consumption of
191.17 L. These aggregated daily data are then used as the
base for computing the cost of electricity from the diesel
generator and for subsequent comparison with the gas-
generator scenario.
Baseline cost per kWh from the diesel generator for the
enterprise
The purchase price of diesel fuel for the “From A to Z” in-
dustrial printing plant is 48.5 UAH per liter. For the selected
day 02.05.2025, the diesel consumption is: 682.76 · 0.28 ≈
191.17 l. The total diesel cost is therefore: 191.17 · 48.5 =
9,271.88 UAH, so the unit cost of 1 kWh generated by the
diesel generator is: 9,271.88 UAH / 682.76 kW·h = 13.58
UAH / kW·h. The total amount spent on diesel fuel for the
generator in May is based on the monthly generator output
of 9,121.37 kWh (total kWh generated during the month),
obtained from the data built around the 2nd of May profile:
9,121.37 kW·h · 0.28 l/ kW·h = 2,553.98 l, 2,553.98 · 48.5 =
123,868.20 UAH. The average cost of electricity from the
diesel generator is then – 123,868.2 / 9,121.37 = 13.58 UAH
/ kW·h.
The Figure shows the daily time series of plant consump-
tion, PV generation, and energy produced by the diesel
generator during the first month of observations according
to the data structure derived from 2 May. Grid-outage pe-
riods are identified as intervals where generator energy in-
creases (green bars), while the PV coverage share changes
with solar irradiance (reduced output on cloudy/rainy
days). For the subsequent calculations, daily energy totals
(kWh) for each source are used; the detailed day example
(02.05.2025) is highlighted in the methodology section.
Gas generator set: selection, assumptions, and calculation
methodology. For a correct comparison with the 160 kW
diesel unit, a gas generator of comparable rated power is
selected — the Generac SG160 (Standby 200 kVA / 160 kW;
Prime 180 kVA / 144 kW; 400/231 V; 50 Hz; 1500 rpm; PF =
0.8). In the battery-less configuration, the grid-tied invert-
ers operate in grid-following mode, synchronizing to the
generator’s reference voltage and frequency during black-
outs; the requirements for compatibility and power quality
are defined by IEEE 1547-2018 and the relevant EPRI/IRENA
guidelines [7, 8, 18, 22–24].
Nameplate data and SFC (specific fuel consumption). Ac-
cording to the Generac SG160 datasheet (50 Hz, spec
sheet), the natural gas consumption (m³/h) is given for sev-
eral load levels in Prime (continuous duty) mode; the lower
heating value of natural gas is ≈ 9.5–10 kWh/Nm³. For an
electric generator with an efficiency of ≈ 35–40%, a typical
SFCgas lies in the range of ~0.25–0.30 Nm³/kWh [29]. This is
consistent with practical experience (lean-burn, 1,500 rpm,
50 Hz) and with established methodologies (NREL/EIA/IEA)
[29]. We therefore adopt SFCgas = 0.28 Nm³/kWh (an aver-
age value corresponding to ~35–38% efficiency at a partial
load of 40–50%). Hence, the scaling factor is k = 0.28/0.496
≈ 0.5645
SFC25% ≈ 0.661 × 0.5645 = 0.373 Nm³/kWh;
SFC50% ≈ 0.496×0.5645 = 0.280 Nm³/kWh;
SFC75% ≈ 0.409×0.5645 = 0.231 Nm³/kWh;
SFC100% ≈ 0.378×0.5645 = 0.213 Nm³/kWh.
For our base scenario (average loading of about 45%), we
take the interpolated SFC_gas,avg ≈ 0.28 Nm³/kWh [29].
The dynamic aspects (step-load acceptance, AVR/auto-
matic voltage regulator, and frequency governor behav-
iour) are taken from genset manufacturers’ technical mate-
rials and from reviews of transient characteristics [8, 19,
20].
93
Відновлювана енергетика. № 4/2025 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
Cost methodology: day and month (analogous to diesel).
For the selected day 01.05.2025, the required electrical en-
ergy output—by analogy with the diesel case for 2 May—is
682.76 kWh. With the adopted specific fuel consumption,
this corresponds to 682.76 kWh · 0.28 Nm3/kWh = 191.17
Nm3 – of natural gas to generate 682.76 kWh on the se-
lected day. The equivalent average hourly consumption at
45% loading is as follows: with SFCgas = 0.28 Nm3/kWh,
nominal power 160 kW and average loading of 45%, the av-
erage power is P = 0.45×160 = 72 kW, that is 20.16
Nm3/kWh.; If we take the gas generator operating time of
9.48 h and multiply it by the average hourly gas consump-
tion, we obtain, 20.16 · 9.48 = 191.1168 Nm3 (which is con-
sistent with 191.17 Nm³ of natural gas for the selected day).
Baseline cost per kWh from the gas generator for the en-
terprise. The average market price of natural gas for an en-
terprise with consumption above 10,000 m³ is 25.1 UAH per
m³. For the selected day 02.05.2025, gas consumption is:
682.76 · 0.28 ≈ 191, Nm3. The total gas cost is therefore:
191.17 · 25.1 = 4,798.37 UAH, which yields a unit cost of
electricity from the gas generator of 4,798.37 UAH / 682.76
kW·h = 7.027 UAH / kW·h. The total fuel cost for the gas
generator in May is based on the monthly generator output
of 9,121.37 kWh: 9,121.37 kWh · 0.28 Nm³/kWh = 2,553.98
Nm³, 2,553.98 · 25.1 = 64,104.90 UAH. The average cost of
electricity is then – 64,104.90 / 9,121.37 = 7.0279
UAH/kWh.
O&M markup: components, rationale, and magnitudes.
O&M (Operations & Maintenance) includes scheduled ser-
vicing (oil, filters), inspections/calibration, minor repairs,
consumables, service labour, and, for some diesel configu-
rations, also the maintenance of exhaust aftertreatment
systems (SCR/DPF) [31], [32]. For gas engines, additional
items include spark plugs/ignition system, but oil-change
intervals are usually longer due to cleaner combustion [30].
Specific tasks — diesel: cleaning/replacement of injection
system components, catalyst/DPF/SCR (for tighter emission
standards), more frequent oil changes; gas: spark plugs,
coils/high-voltage circuits, mixture (λ) control, but a cleaner
exhaust → longer oil-change intervals. For gas SI engines,
scheduled spark plug/filter operations are regular but typi-
cally cheaper. Typical variable O&M. For gas reciprocating
units (NG, prime/CHP duty), variable O&M costs often fall
in the range of ≈0.016–0.025 $/kWh (excluding fuel) [30].
For diesel generators, EPRI (Electric Power Research Insti-
tute) reports a benchmark of about 0.027 $/kWh
Figure. Graph of the object's consumption, PV plant generation, and diesel generator operation during the first month
94
Відновлювана енергетика. № 4/2025 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
(engine/generator plus emission control system) [31].
These magnitudes help explain why the O&M share in the
total levelized cost of electricity typically ranges from a few
percent up to ~20%, depending on operating mode and fuel
prices [30], [31]. Why is the diesel markup higher? Diesel
units have shorter service intervals (approximately every
250–500 operating hours, depending on model/conditions)
and higher servicing costs; additionally, modern configura-
tions (Tier 4) incur extra costs for maintaining exhaust af-
tertreatment systems [31], [32]. Gas SI engines require reg-
ular spark plug replacement, but because of cleaner
combustion and the absence of diesel-related soot/fouling,
their variable O&M component is usually lower [30], [33].
Chosen coefficients. For a simple and transparent represen-
tation, we apply a markup to the fuel cost component: Die-
sel – k_O&M, diesel = 15% (sensitivity analysis 10–25%),
which is consistent with EPRI benchmarks for variable O&M
[31] and with shorter service intervals [32]; Gas – k_O&M,
gas = 10% (sensitivity 5–15%), which reflects lower variable
O&M for gas reciprocating engines and aligns with CHP/EPA
handbook data [30], [33]. This allows us to correctly add the
service component to the already calculated fuel cost and
to compare “fuel” versus “fuel + O&M” in the diesel and gas
scenarios [30], [31], [33].
Recalculation of “fuel + O&M” for diesel and gas genera-
tors. The generator energy output in May is 9,121.37 kWh.
For the diesel generator, we use SFC = 0.28 L/kWh, fuel
price 48.5 UAH/L, and an O&M markup of 15%. For the gas
generator, we use SFC = 0.28 Nm³/kWh, gas price 25.1
UAH/Nm³, and an O&M markup of 10%.
Diesel generator: 9,121.37 · 0.28 · 48.5 + 15% = 142,448.43
UAH, specific cost in UAH/kWh from O&M =
142,448.43 UAH
9,121.37 kW·h
= 15.62 UAH/kW·h;
Gas generator: 9,121.37 · 0.28 · 25.1 + 10% = 70,515.48
UAH, specific cost in UAH/kWh from O&M =
70,515.48 UAH
9,121.37 kW·h
= 7,73 UAH/kW·h;
Comparison of the economic components of diesel gener-
ator and gas generator operation at the selected case-
study site. Based on the operating data of the diesel gener-
ator in the case of the industrial printing plant “Vid A do Ya”
for the 2nd day of May and for the months of May and July,
we obtain the following comparison Table:
Results of the study. Gas-fueled generation is economically
superior to diesel in terms of variable cost per kWh. With
the adopted specific fuel consumptions (diesel: 0.28 L/kWh
according to the Cat DE200 GC datasheet; gas: 0.28
Nm³/kWh for the Generac SG160) and market prices (48.5
UAH/L for diesel and 25.1 UAH/Nm³ for gas), we obtain:
13.58 UAH/kWh for diesel versus 7.03 UAH/kWh for gas
(fuel only) [27], [29], [9]. Adding an O&M markup of 15%
for diesel and 10% for gas (aligned with EPRI/EPA-CHP ref-
erence data) yields 15.62 UAH/kWh versus 7.73 UAH/kWh,
respectively [31], [30]. On a monthly basis (May), this cor-
responds to about 50% savings in variable costs. For
9,121.37 kWh generated: diesel requires 123,868.20 UAH
in fuel (or 142,448.43 UAH including O&M), whereas gas re-
quires 64,104.90 UAH (or 70,515.39 UAH including O&M).
The net savings with gas are thus 59,763.3 UAH/month for
fuel alone and 71,933.0 UAH/month including O&M [9],
[31], [30]. The advantage of gas remains robust across part-
load operating regimes. Even in our battery-less topology,
where the generator operates predominantly at 45–50% of
rated power (with fluctuations due to variable PV output),
the specific consumption of the gas engine stays competi-
tive; Generac’s 25/50/75/100% load points confirm a de-
creasing SFC curve with increasing load, further lowering
the cost in “sunny” hours with higher generation [29]. For
diesel engines, the SFC minimum usually occurs at 60–85%
load, but under the prevailing fuel prices, this does not off-
set gas’s cost advantage [27], [9]. Structurally, the cost sav-
ings arise not only from SFC but mainly from the fuel price
and lower O&M for gas. With similar specific consumptions
in their respective units (0.28), the decisive factors are the
per-unit fuel price and the smaller O&M share in the gas
scenario. Reference materials (EPA-CHP, EPRI) show lower
variable O&M components for gas-fired reciprocating units
and higher ones for diesel engines due to more frequent
servicing and possible exhaust aftertreatment require-
ments [30], [31]. Sensitivity to fuel prices does not overturn
the gas advantage within realistic ranges. For gas, 𝐶kWh=
SFC⋅Pgas: even with moderate gas-price increases (and a
constant diesel price), the difference in UAH/kWh persists
because of the nearly two-fold lower unit fuel price and
lower O&M. Methodologically, this corresponds to stand-
ard variable-cost comparison approaches used by NREL [9].
Operational suitability in island mode supports the applica-
bility of the calculations. The configuration used—grid-tied
inverters following the generator’s reference voltage and
frequency during outages—is consistent with power-qual-
ity and compatibility requirements in relevant standards
and guidelines (IEEE 1547-2018; EPRI; IRENA), which is im-
portant for defining an appropriate operating load range
Table. Comparison of economic indicators of the diesel and gas generators
Scenario Generated elec-
trical energy
(kWh)
Fuel cost
(UAH)
Average electricity
cost (UAH/kWh)
Average electricity cost
including O&M
(UAH/kWh)
Fuel cost in-
cluding O&M
(UAH)
Diesel (May) 9,121.37 123,868.20 13.58 15.62 142,448.43
Gas (May) 9,121.37 64,104.90 7.0279 7.73 70,515.39
Diesel (July) 6,860.47 93,168.84 13.58 15.62 107,144.17
Gas (July) 6,860.47 48,215.38 7.0279 7.73 53,036.91
95
Відновлювана енергетика. № 4/2025 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
and avoiding “penalties” such as nuisance trips [7], [8], [18],
[22–24]. A practical conclusion for enterprises is that, in a
“PV + grid-tied inverters + generator” topology (without
batteries), switching from a diesel generator to a gas-fueled
generator of comparable power provides a substantial re-
duction in variable operating costs during blackouts—on
the order of 7.9 UAH/kWh (including O&M) for the prices
and operating regime considered—along with the addi-
tional benefit of lower specific CO₂ emissions.
Environmental indicators and comparison of the diesel
generator and gas generator. For CO₂, we use publicly
available emission factors per unit of fuel: diesel fuel (kg
CO₂/L) and natural gas (kg CO₂/Nm³). Official EIA hand-
books provide fixed factors for inventory calculations (they
are periodically updated, but inter-annual changes are min-
imal) [34]. For individual pollutants (NOₓ, CO, volatile or-
ganic compounds (VOC), particulate matter PM, SO₂) we
rely on the relevant sections of EPA AP-42 for stationary re-
ciprocating engines: gas (SI) and diesel (CI). These sources
describe the formation mechanisms, typical orders of mag-
nitude, and influencing factors; PM for natural gas is usually
minimal and SO₂ is very low (due to the negligible sulphur
content of the fuel), whereas for diesel both PM and SO₂
depend directly on fuel properties [35], [36]. NSPS JJJJ (40
CFR Part 60, Subpart JJJJ) is the U.S. federal standard for
stationary spark-ignition (SI) engines – i.e., gas/gasoline
gensets. It sets emission limits for NOₓ, CO and VOC. The
limits depend on the date of manufacture/installation and
engine power. The standard requires initial and periodic
testing, compliance with operating set-points (λ, ignition
timing), and proper record-keeping/reporting. Importantly,
under JJJJ formaldehyde is not counted as part of VOC.
NESHAP ZZZZ (40 CFR Part 63, Subpart ZZZZ; often referred
to as “RICE ZZZZ”) establishes requirements for hazardous
air pollutants (HAPs) from stationary reciprocating engines
(both SI and CI – i.e., gas and diesel). The key focus is on
formaldehyde and other HAPs; in practice, CO limits are of-
ten used as a surrogate for HAP control, along with require-
ments for catalysts, maintenance, and monitoring of differ-
ential pressure/temperature, etc. The rule applies to both
new and existing units; requirements vary by date, operat-
ing mode (emergency/continuous), rated power and fuel
type. Regulatory framework for stationary engines: NSPS
JJJJ regulates SI engines (sets limits on NOₓ, CO, VOC);
NESHAP ZZZZ sets limits for formaldehyde/CO (HAPs) and
requirements for catalysts and testing. Formaldehyde is not
included in VOC for JJJJ, but is controlled under ZZZZ as a
hazardous air pollutant (HAP) [37], [38]. Regarding me-
thane “slip” (unreacted CH₄ in the exhaust of gas-fired SI
engines): it exists as a component of unburned hydrocar-
bons and can be relevant for CO₂-equivalent accounting;
control measures include mixture/ignition tuning and the
use of oxidation or three-way catalysts [35], [39], [40].
Comparison by key indicators. Carbon dioxide (CO₂). For
diesel fuel, the emission factor is 2.68–2.70 kg CO₂/L (EIA).
With our specific consumption of 0.28 L/kWh, this gives ap-
proximately 0.75 kg CO₂/kWh. For natural gas, the factor is
1.9 kg CO₂/Nm³ (EIA/EPA conversions). With a specific
consumption of 0.28 Nm³/kWh, this corresponds to roughly
0.53 kg CO₂/kWh. Under equal electricity production con-
ditions, the gas generator therefore yields lower specific
CO₂ emissions (by about −30%) [34], [35]. Nitrogen oxides
(NOₓ). Lean-burn gas SI engines (with excess air and lower
flame temperatures) have substantially lower engine-out
NOₓ than untreated diesel engines; a diesel can exhibit
higher NOₓ in the “raw” exhaust, but with SCR (selective
catalytic reduction) it can achieve very low levels – at the
cost of reagent (NH₃/AdBlue), service effort, and en-
ergy/cost penalties [35], [36]. In general terms: gas without
SCR versus diesel without SCR — gas is better in terms of
NOₓ; a diesel equipped with SCR can match it, but at the
expense of higher O&M and system complexity [30], [36].
Particulate matter (PM). For natural gas, PM in the exhaust
is usually minimal (mainly condensable organics/oil aero-
sol), with practically no soot [35]. For diesel, PM/soot is a
typical marker in the absence of a DPF; a DPF (diesel partic-
ulate filter) sharply reduces PM, but introduces additional
operational procedures (regeneration, backpressure con-
trol) and costs [36]. Gas is clearly superior in terms of PM in
the basic (no-DPF) configuration; with a DPF, diesel can also
reach very low PM levels, but with associated service impli-
cations [36]. Sulphur oxides (SO₂). For gas, SO₂ is almost
zero (sulphur compounds are removed during gas condi-
tioning; only trace mercaptans are added in distribution
networks for odorization) [35]. For diesel, SO₂ is propor-
tional to the sulphur content of the fuel; even “low-sul-
phur” diesel produces noticeably higher SO₂/SO₃, which
also contributes to the sulphate fraction of PM [36]. Gas is
therefore almost always superior in terms of SO₂ and re-
lated secondary aerosols. CO and VOC (including formalde-
hyde). In lean-burn gas engines without a catalyst, CO and
organic compounds can be higher than for diesel with well-
tuned fuel injection; an oxidation catalyst significantly re-
duces CO/VOC (including formaldehyde) [35]. The NSPS JJJJ
standard directly limits NOₓ, CO and VOC for SI engines; at
the same time, formaldehyde is not counted as VOC under
JJJJ and is instead controlled separately under NESHAP ZZZZ
as a hazardous air pollutant (HAP), often via a “CO catalyst”
or dedicated HAP targets [37], [38]. With a basic oxidation
catalyst, the gas option is much cleaner in terms of CO/VOC
(including formaldehyde) than without a catalyst and re-
mains competitive with diesel units equipped with
DOC/DPF/SCR. Methane (CH₄) / “methane slip”. For gas SI
engines, a fraction of CH₄ may remain unreacted and ap-
pear in the exhaust (especially with overly lean mixtures or
at partial loads); this is referred to as methane slip. It in-
creases the CO₂-equivalent emissions due to the high GWP
of methane. It can be reduced by precise mixture/ignition
tuning and catalytic aftertreatment [35], [40]. In real-world
operation, methane slip must be controlled (settings + cat-
alyst) to preserve the CO₂-equivalent advantage of gas.
”Super-environmental’ gas generator” – what this actually
means in practice. In datasheets, manufacturers often of-
fer optional emission-control packages to meet different
regulatory standards. Typically, for rich-burn (stoichio-
metric) engines – a three-way (NSCR/TWC) catalyst, which
96
Відновлювана енергетика. № 4/2025 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
simultaneously reduces NOₓ, CO and VOC to very low levels;
for lean-burn engines – an oxidation catalyst (DOC) for
CO/VOC/formaldehyde and, if needed, SCR for NOₓ, plus
O₂/temperature sensors, λ-control modes and monitoring
systems to comply with NSPS JJJJ (NOₓ/CO/VOC) and
NESHAP ZZZZ (formaldehyde/HAP) [37], [38]. Thus, “super-
environmental performance” is not a property of the en-
gine “by itself”, but of the engine plus the appropriate cat-
alyst/system with proven compliance in testing (certifica-
tion/test reports).
Final environmental conclusions for the case study. CO₂ (per
kWh): gas is consistently lower than diesel (~−30% under our
assumptions), even without accounting for possible me-
thane slip [34], [35]. PM/SO₂: gas has minimal PM and almost
zero SO₂; diesel has high PM/SO₂ without a DPF and low-sul-
phur fuel, while with DPF/SCR PM and SO₂ can be low, but
with higher service costs [35], [36]. NOₓ: a lean-burn gas en-
gine without aftertreatment is usually cleaner than a diesel
without SCR; a diesel with SCR can reduce NOₓ to compara-
ble levels, but this increases O&M (reagent/catalyst/control)
[36]. CO/VOC/formaldehyde: gas requires a catalyst to
achieve the best performance (especially for formaldehyde);
the JJJJ+ZZZZ regulatory bundle is explicitly “tailored” to this
[37], [38]. Conclusion for technology choice. In the given to-
pology (no battery storage, operation during blackouts), the
gas generator provides a better baseline environmental pro-
file (CO₂, PM, SO₂) and potentially lower NOₓ without com-
plex systems; if “super-environmental” performance is re-
quired, DOC/NSCR/SCR can be added. For diesel, achieving a
comparable level of cleanliness typically requires the full
DOC+DPF+SCR package, which complicates maintenance
and increases costs [30], [35], [36], [37], [38].
Overall conclusions. The “PV + grid-tied inverters + genera-
tor” topology is fully functional for blackout operation with-
out implementing battery storage: the generator establishes
the reference 50 Hz/voltage, the inverters operate in grid-
following mode, and the PV partially unloads the generator
during sunny hours. This is consistent with modern compati-
bility and power quality requirements (IEEE 1547-2018;
EPRI/IRENA technical guidelines) [7], [8], [18], [22–24]. The
economics are clearly in favour of gas. Under our assumed
parameters (SFC_diesel = 0.28 L/kWh; SFC_gas = 0.28
Nm³/kWh; prices of 48.5 UAH/L and 25.1 UAH/Nm³), the var-
iable cost of “blackout electricity” is: diesel 13.58 → 15.62
UAH/kWh (including 15% O&M), gas 7.03 → 7.73 UAH/kWh
(including 10% O&M). On a monthly basis (May, 9,121.37
kWh), this yields savings of about 72,000 UAH in favour of
gas. The gas advantage is robust under partial loading and is
confirmed by the nameplate SFC curves for the selected
models (Cat DE200 GC and Generac SG160) [27], [29], [30],
[31]. Environmentally, gas is “cleaner out of the box”. The
specific CO₂ emissions from the gas generator are lower
(~−30%) compared with diesel for the same kWh generated;
PM and SO₂ for gas are minimal due to the absence of sul-
phur and soot; NOₓ from lean-burn gas units is lower than
the engine-out NOₓ of diesel without SCR. Diesel can “catch
up” on NOₓ and PM only with full aftertreatment
(DOC/DPF/SCR), which increases O&M; to reach “super-
clean” levels, gas typically requires only an oxidation/three-
way catalyst (with NSPS JJJJ / NESHAP ZZZZ serving as indica-
tive framework requirements) [34–38]. The O&M markup is
systematically lower for gas. Owing to cleaner combustion
and the absence of complex diesel aftertreatment, the vari-
able service costs of a gas generator are lower (typical ranges
from EPA-CHP/EPRI references). The coefficients adopted in
this article (gas 10%, diesel 15%) realistically reflect field op-
eration and further reinforce the economic advantage of gas
[30], [31]. Practical recommendation. For enterprises facing
regular/prolonged grid outages, switching from a diesel to a
gas generator of comparable power within the existing “grid-
tied” topology offers a double benefit: a substantial reduc-
tion in the operating cost per kWh and an improved environ-
mental profile, without necessarily increasing system com-
plexity. Adding a catalyst to the gas engine (where required
by regulations) enhances the environmental benefit while
having only a moderate impact on O&M [29], [35–38].
Limitations and future work. The calculations are based on
a real case of a printing plant with specific load and black-
out profiles; other facilities may have different peak struc-
tures and outage durations. SFC and fuel cost vary between
models and suppliers; practical design guidelines should
therefore include a sensitivity analysis of ±10–20%. In our
“PV + grid-tied inverters + generator” configuration, the gas
generator is the preferable choice for autonomous plant
operation: it offers lower cost per kWh and cleaner perfor-
mance in terms of key pollutants, with a simpler pathway
to compliance with stringent environmental standards.
REFERENCES
1. Cissokho, L., & Seck, A. (2019). The productivity cost of
power outages for manufacturing SMEs in Senegal. Eco-
nomics of Innovation and New Technology, 28(2), 204–218.
2. Carlsson, F., Demeke, E., Martinsson, P., et al. (2020).
Cost of power outages for manufacturing firms in Ethi-
opia. Energy Economics, 86, 104654.
3. Thomas, D., Gupta, S., & Sandler, R. (2022). Measuring
downstream supply chain losses due to power outages.
PLOS ONE, 17(4), e0266680.
4. Santhoshi, B. K., Kumari, M. S., & Saravanan, B. (2019).
Critical review of PV grid-tied inverters. Energies,
12(19), 1921.
5. Lin, Y., Johnson, B. B., Dhople, S. V., et al. (2020). Re-
search Roadmap on Grid-Forming Inverters. NREL/TP-
5D00-73476. National Renewable Energy Laboratory.
6. Lyu, X., Hodge, B.-M., & Ela, E. (2023). An Overview of
Inverter-Based Resource Interconnection Require-
ments in the United States. PNNL-35194. Pacific North-
west National Laboratory.
7. IEEE Standards Association. (2018). IEEE Std 1547-2018:
Standard for Interconnection and Interoperability of
Distributed Energy Resources with Associated Electric
Power Systems Interfaces.
97
Відновлювана енергетика. № 4/2025 | Комплексні проблеми енергетичних систем на основі НВДЕ
8. Electric Power Research Institute (EPRI). (2018). Testing
and Verification Requirements in IEEE Std 1547-2018
(MN PUC Technical Stakeholder Group).
9. Ericson, S. (2019). A Comparison of Fuel Choice for
Backup Generators. NREL/TP-6A50-72509. National Re-
newable Energy Laboratory.
10. U.S. Energy Information Administration (EIA). (2024).
Carbon Dioxide Emissions Coefficients by Fuel.
11. International Energy Agency (IEA). (2025). Emission Fac-
tors 2025 Database Documentation: Methodology.
12. Rangel, N., Li, H., & Aristidou, P. (2023). An optimisation
tool for minimising fuel consumption, costs and emis-
sions from Diesel–PV–Battery hybrid microgrids. Ap-
plied Energy, 335, 120748.
13. Soto, D., Chernyakhovskiy, I., et al. (2018). Modeling
and measurement of specific fuel consumption in diesel
microgrids. Energy for Sustainable Development, 47,
148–158.
14. Aziz, A. S., Khatib, T., et al. (2019). Energy management
and optimization of a PV/Diesel/Battery hybrid power
system. Sustainability, 11(3), 683.
15. Hossain, M. T., et al. (2024). Next-generation power in-
verter for grid resilience. Heliyon Energy, 10, eXXXXX
(online first).
16. Alayan, S. (2016). Design of a PV-Diesel Hybrid System
with Unreliable Grid Connection. MSc Thesis, KTH Royal
Institute of Technology.
17. Pohl, E., & McKenna, K. (2024). Interconnection of Dis-
tributed Energy Resources in the Indian Context: IEEE
1547-2018 Adaptation for Locally-Appropriate Grid
Code Development (NREL/TP-6A40-87756). National
Renewable Energy Laboratory.
18. International Renewable Energy Agency (IRENA).
(2022). Grid Codes for Renewable Powered Systems.
Abu Dhabi: IRENA.
19. Cummins Power Generation. (2006). Understanding
Cummins Power Generation’s Suggested Practice for
Motor Starting (Power Topic #6000; doc 0056583).
20. Cummins Power Generation. (2019). Transient Perfor-
mance of Generating Sets (White Paper; doc 0058629).
21. Rock, E., Ericson, S. J., et al. (2019). A Comparison of Fuel
Choice for Backup Generators (poster, NREL/PR-6A50-
73462). National Renewable Energy Laboratory.
22. Ningbo Deye Inverter Technology Co., Ltd. (2023–2025).
SUN-3.6/5/6/7/7.6/8/10K-SG05LP1-EU Hybrid Inverter
— User Manual (various editions).
23. Ningbo Deye Inverter Technology Co., Ltd. SUN-
3.6/5/6/7/7.6/8/10K-SG05LP1-EU Hybrid Inverter —
User Manual (various editions 2023–2025).
24. Ningbo Deye Inverter Technology Co., Ltd. SUN-
20/25/30/40/50K-SG01HP3-EU-AM2/BM2 — In
staller/User Manual (editions 2019–2024).
25. IRENA & NREL. (n.d.). Smart inverters, harmonics and
power quality: Selected notes/briefs (2020–2024). Abu
Dhabi: IRENA; Golden, CO: NREL.
26. Caterpillar Inc. (n.d.). DE200 GC (50 Hz) | 200 kVA diesel
generator — product page [ISO 8528-5]
27. Caterpillar Inc. (n.d.). Cat® DE200 GC — Diesel Genera-
tor Sets, Spec Sheet LEHE2691 (200 kVA / 160 kW, 50
Hz; Cat C7.1; fuel consumption table at 50/75/100%).
28. Caterpillar Inc. (n.d.). DE200 GC (50 Hz) | 200 kVA diesel
generator — product page.
29. Generac Power Systems. (n.d.). SG160 | 14.2 L | 200
kVA — 50 Hz [Spec sheet; natural gas consumption at
25/50/75/100%; 400/231 V; 50 Hz; 1500 rpm; PF = 0.8].
30. U.S. EPA. (2017). Catalog of CHP Technologies: Recipro-
cating Internal Combustion Engines [Handbook; typical
variable O&M in $/kWh]. Washington, DC: U.S. Environ-
mental Protection Agency.
31. EPRI. (n.d.). Installation, operation and maintenance
costs for distributed generation technologies [Report;
variable O&M for diesel generators, incl. aftertreat-
ment]. Palo Alto, CA: Electric Power Research Institute.
32. Caterpillar Inc. (n.d.). Operation & Maintenance Manual
— maintenance intervals [Excerpts; typical 250–500 en-
gine-hour intervals; list of tasks for diesel gensets].
33. Generac Power Systems. (n.d.). Total Cost of Owner-
ship: Diesel vs. Natural Gas Generators [White paper;
comparison of O&M/TCO diesel vs gas].
34. U.S. EIA. Carbon Dioxide Emissions Coefficients by Fuel
(online reference; mass/volume coefficients for diesel
and natural gas).
35. U.S. EPA. AP-42, Ch. 3.2: Natural Gas-Fired Reciprocat-
ing Engines (October 2024; mechanisms of pollutant
formation, typical levels of NOₓ/CO/VOC/PM, low SO₂
for natural gas).
36. U.S. EPA. AP-42, Ch. 3.4: Large Stationary Diesel and All
Stationary Dual-Fuel Engines (April 2025; PM/soot, SO₂
from fuel sulfur; DOC/DPF/SCR control).
37. 40 CFR Part 60 Subpart JJJJ (NSPS): Stationary Spark-Ig-
nition IC Engines — limits for NOₓ/CO/VOC; formalde-
hyde is not included in VOC under Subpart JJJJ.
38. 40 CFR Part 63 Subpart ZZZZ (NESHAP RICE): require-
ments for HAPs (including formaldehyde), catalysts, and
testing for SI/CI stationary engines.
39. U.S. DOE Better Buildings. CHP Technologies: Recipro-
cating Engines — overview of lean-burn/rich-burn;
lower NOₓ in lean-burn engines; role of catalysts.
40. New Mexico Environment Department. Compressors &
Engines — reference on “methane slip” as a component
of emissions from natural gas SI engines.
|
| id | veorgua-article-576 |
| institution | Vidnovluvana energetika |
| keywords_txt_mv | keywords |
| language | Ukrainian |
| last_indexed | 2026-07-19T01:17:35Z |
| publishDate | 2025 |
| publisher | Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine |
| record_format | ojs |
| resource_txt_mv | veorgua/ba/f543975ccda20687413b12858038e8ba.pdf |
| spelling | veorgua-article-5762026-07-18T06:32:23Z COMPARATIVE TECHNO-ECONOMIC AND ENVIRONMENTAL ASSESSMENT OF “PV + DIESEL GENERATOR” AND “PV + GAS GENERATOR” SYSTEMS FOR AUTONOMOUS OPERATION OF A GRID-CONNECTED PV PLANT ПОРІВНЯЛЬНА ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНА ТА ЕКОЛОГІЧНА ОЦІНКА СИСТЕМ «PV + ДИЗЕЛЬ-ГЕНЕРАТОР» І «PV + ГАЗОГЕНЕРАТОР» ДЛЯ АВТОНОМНОЇ РОБОТИ МЕРЕЖЕВОЇ СЕС Stepenko , V. outage scenarios; levelized cost of energy; autonomous operation; gas-fueled generator; internal rate of return; operating economics; average generation cost; specific emissions. сценарії відключень, рівень собівартості електроенергії, автономна робота, газовий генератор, норма рентабельності, економіка експлуатації, усереднена собівартість, питомі викиди. Given the growing need of industrial enterprises for uninterrupted electricity supply under conditions of an unstable power grid, this study presents a comparative techno-economic and environmental assessment of two systems — “grid-tied photovoltaic (PV) plant with grid-following inverters plus a diesel generator” and “grid-tied PV plant with grid-following inverters plus a gas-fueled generator” — for autonomous operation. The methodology relies on grid emulation achieved through inverter-coordinated generator control, time-series PV production data, recorded (or scenario-based) outage logs, and generator fuel models expressed as specific-fuel-consumption functions of active power. We then compute the levelized cost of energy over the asset’s lifetime, the net present cost, the internal rate of return, and the specific carbon-dioxide-equivalent emissions. As a practical case, we use an industrial printing plant with a relatively stable load profile and carry out sensitivity analyses with respect to fuel prices, outage duration and frequency, the generator’s minimum permissible loading, and tariff assumptions. The results delineate the conditions under which a gas-fueled generator provides lower operating expenditures and lower specific CO₂-equivalent emissions than a diesel generator, without altering the baseline topology of a grid-tied PV plant. Practical recommendations for enterprise system selection are provided, along with suggestions for future research (expansion to systems in which the inverter forms the grid autonomously, adoption of advanced energy-management strategies, and a deeper assessment of power-quality indicators). З огляду на зростаючу потребу промислових підприємств у безперервному електропостачанні за умов нестабільної електричної мережі в роботі проведено порівняльну техніко-економічну та екологічну оцінку систем «сонячна електростанція з мережевими інверторами + дизель-генератор» і «сонячна електростанція з мережевими інверторами + газовий генератор» для автономної роботи. Методика спирається на імітації мережі завдяки контролю інвертора над генератором та виробітку сонячної електростанції, журнали (або сценарії) відключень, а також на паливні моделі генераторів у вигляді залежності питомої витрати палива від активної потужності. Далі виконано обчислення рівня собівартості електроенергії за життєвий цикл, чистої теперішньої вартості, внутрішньої норми рентабельності та питомих викидів еквівалента діоксиду вуглецю. Як приклад використано кейс промислової друкарні з відносно сталим профілем споживання; проведено аналіз чутливості до цін на паливо, тривалості й частоти відключень, мінімально допустимого навантаження генератора та тарифних припущень. Отримані результати окреслюють умови, за яких газовий генератор забезпечує нижчі експлуатаційні витрати та менші питомі викиди еквівалента діоксиду вуглецю порівняно з дизельним генератором, не змінюючи базову топологію мережевої сонячної електростанції. Наведено практичні рекомендації щодо вибору конфігурації для підприємств та окреслено подальші напрями досліджень (розширення на системи, де інвертор формує мережу самостійно, застосування удосконалених систем керування та поглиблена оцінка показників якості електроенергії). Institute of Renewable Energy National Academy of Sciences of Ukraine 2025-12-27 Article Article application/pdf https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/576 10.36296/1819-8058.2025.4(83).79-97 Vidnovluvana energetika ; No. 4(83) (2025): Scientific and applied Journal renewable energy ; 79-97 Возобновляемая энергетика; ##issue.no## 4(83) (2025): Scientific and applied Journal renewable energy ; 79-97 Відновлювана енергетика; № 4(83) (2025): Науково-прикладний журнал Відновлювана енергетика; 79-97 2664-8172 1819-8058 10.36296/1819-8058.2025.4(83) uk https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/576/487 Copyright (c) 2025 V. Stepenko https://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0 |
| spellingShingle | outage scenarios levelized cost of energy autonomous operation gas-fueled generator internal rate of return operating economics average generation cost specific emissions. Stepenko , V. COMPARATIVE TECHNO-ECONOMIC AND ENVIRONMENTAL ASSESSMENT OF “PV + DIESEL GENERATOR” AND “PV + GAS GENERATOR” SYSTEMS FOR AUTONOMOUS OPERATION OF A GRID-CONNECTED PV PLANT |
| title | COMPARATIVE TECHNO-ECONOMIC AND ENVIRONMENTAL ASSESSMENT OF “PV + DIESEL GENERATOR” AND “PV + GAS GENERATOR” SYSTEMS FOR AUTONOMOUS OPERATION OF A GRID-CONNECTED PV PLANT |
| title_alt | ПОРІВНЯЛЬНА ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНА ТА ЕКОЛОГІЧНА ОЦІНКА СИСТЕМ «PV + ДИЗЕЛЬ-ГЕНЕРАТОР» І «PV + ГАЗОГЕНЕРАТОР» ДЛЯ АВТОНОМНОЇ РОБОТИ МЕРЕЖЕВОЇ СЕС |
| title_full | COMPARATIVE TECHNO-ECONOMIC AND ENVIRONMENTAL ASSESSMENT OF “PV + DIESEL GENERATOR” AND “PV + GAS GENERATOR” SYSTEMS FOR AUTONOMOUS OPERATION OF A GRID-CONNECTED PV PLANT |
| title_fullStr | COMPARATIVE TECHNO-ECONOMIC AND ENVIRONMENTAL ASSESSMENT OF “PV + DIESEL GENERATOR” AND “PV + GAS GENERATOR” SYSTEMS FOR AUTONOMOUS OPERATION OF A GRID-CONNECTED PV PLANT |
| title_full_unstemmed | COMPARATIVE TECHNO-ECONOMIC AND ENVIRONMENTAL ASSESSMENT OF “PV + DIESEL GENERATOR” AND “PV + GAS GENERATOR” SYSTEMS FOR AUTONOMOUS OPERATION OF A GRID-CONNECTED PV PLANT |
| title_short | COMPARATIVE TECHNO-ECONOMIC AND ENVIRONMENTAL ASSESSMENT OF “PV + DIESEL GENERATOR” AND “PV + GAS GENERATOR” SYSTEMS FOR AUTONOMOUS OPERATION OF A GRID-CONNECTED PV PLANT |
| title_sort | comparative techno-economic and environmental assessment of “pv + diesel generator” and “pv + gas generator” systems for autonomous operation of a grid-connected pv plant |
| topic | outage scenarios levelized cost of energy autonomous operation gas-fueled generator internal rate of return operating economics average generation cost specific emissions. |
| topic_facet | outage scenarios levelized cost of energy autonomous operation gas-fueled generator internal rate of return operating economics average generation cost specific emissions. сценарії відключень рівень собівартості електроенергії автономна робота газовий генератор норма рентабельності економіка експлуатації усереднена собівартість питомі викиди. |
| url | https://ve.org.ua/index.php/journal/article/view/576 |
| work_keys_str_mv | AT stepenkov comparativetechnoeconomicandenvironmentalassessmentofpvdieselgeneratorandpvgasgeneratorsystemsforautonomousoperationofagridconnectedpvplant AT stepenkov porívnâlʹnatehníkoekonomíčnataekologíčnaocínkasistempvdizelʹgeneratorípvgazogeneratordlâavtonomnoírobotimereževoíses |