ແນວໃດທີ່ຈະເຮັດໃຫ້ສະຖານີໄຟຟ້າແບບດັ້ງເດີມເປັນອັດຈະລິຍະ?

ແນວໃດທີ່ຈະເຮັດໃຫ້ສະຖານີໄຟຟ້າແບບດັ້ງເດີມເປັນອັດຈະລິຍະ?

ສະຖານີຈ່າຍໄຟຟ້າຫຼາຍພັນແຫ່ງທົ່ວໂລກຍັງເຮັດວຽກດ້ວຍເຄື່ອງປົກປ້ອງແບບເອເລັກໂຕມີແກເນັດ, ເຄັບເລື່ອງທີ່ເຮັດດ້ວຍທອງແດງທີ່ເຊື່ອມຕໍ່ຈຸດຕໍ່ຈຸດລະຫວ່າງບ່ອນຕ່າງໆ, ແລະບິ້ນບັນທຶກຂໍ້ມູນທີ່ເປັນເປື້ອຍເປັນເອກະສານທີ່ເຈົ້າໜ້າທີ່ຕ້ອງເຕີມຂໍ້ມູນທຸກໆຊົ່ວໂມງ. ສະຖານີເຫຼົ່ານີ້ເປັນທີ່ເຊື່ອຖືໄດ້, ແຕ່ກໍຍັງບໍ່ມີຄວາມເຂົ້າໃຈເຖິງສະພາບການຂອງຕົນເອງ—ບໍ່ສາມາດລາຍງານສະພາບສຸຂະພາບຂອງຕົນເອງ, ບໍ່ສາມາດທຳนายຄວາມລົ້ມເຫຼວ, ແລະບໍ່ສາມາດຄວບຄຸມໄດ້ຈາກໄລຍະໄກ. ການປ່ຽນແປງຢ່າງສຸດຍອດເຮັດໃຫ້ເກີດການປ່ຽນແປງນີ້ໂດຍບໍ່ຈຳເປັນຕ້ອງກໍ່ສ້າງໃໝ່ທັງໝົດ.

ສະຖາປະນາການສຸດຍອດ: ສິ່ງທີ່ຈະຖືກອັບເກຣດ

ການປັບປຸງສະຖານີໄຟຟ້າອັດຈະລິຍະ ແກ້ໄຂສີ່ຊັ້ນຫນ້າທີ່. ຊັ້ນຂະບວນການເຮັດໃຫ້ສັນຍານແບບຕື້ນທີ່ມາຈາກແຫຼ່ງເກີດເປັນດິຈິຕອນ—ໂດຍແທນທີ່ເຄື່ອງວັດແທກປະຈຸລັງໄຟຟ້າແລະເຄື່ອງວັດແທກຄ່າຄວາມດັນໄຟຟ້າແບບດັ້ງເດີມດ້ວຍເຄື່ອງວັດແທກທີ່ບໍ່ໃຊ້ແບບດັ້ງເດີມ (NCITs) ທີ່ສົ່ງຄ່າຕົວຢ່າງດິຈິຕອນຜ່ານເສັ້ນໄຍແສງ. ຊັ້ນບ່ອນຕິດຕັ້ງເຮັດໃຫ້ເຄື່ອງປ້ອງກັນທີ່ເປັນອິດສະຫຼະຖືກແທນທີ່ດ້ວຍອຸປະກອນອີເລັກໂທຣິກທີ່ມີປັນຍາ (IEDs) ທີ່ສື່ສານກັນຜ່ານຂໍ້ຄວາມ IEC 61850 GOOSE ແທນທີ່ຈະໃຊ້ສັນຍານໄບນາລີທີ່ເຊື່ອມຕໍ່ດ້ວຍເສັ້ນລວມ. ຊັ້ນສະຖານີເຮັດໃຫ້ຕູ້ຄວບຄຸມທີ່ເຊື່ອມຕໍ່ດ້ວຍເສັ້ນລວມຖືກແທນທີ່ດ້ວຍລະບົບ SCADA ແລະ ເຄື່ອງເຮັດວຽກຂອງຜູ້ປະຕິບັດການທີ່ມີຈໍສະແດງຜົນສຳລັບການຕິດຕໍ່ລະຫວ່າງມະນຸດກັບເຄື່ອງຈັກ (HMI). ຊັ້ນອົງການເຊື່ອມຕໍ່ສະຖານີໄຟຟ້າເຂົ້າກັບລະບົບຈັດການຊັບສິນ, ລະບົບຈັດການພະລັງງານ, ແລະ ລະບົບບໍາຮຸງຮັກສາທີ່ອີງໃສ່ສະພາບການຂອງຜູ້ໃຫ້ບໍລິການ.

ການປ່ຽນແປງເປັນຂັ້ນຕອນສາມາດຍົກລະດັບຊັ້ນເຫຼົ່ານີ້ຢ່າງເອກະລາດ. ສະຖານີຈ່າຍໄຟສາມາດນຳໃຊ້ການສື່ສານຜ່ານເຄືອຂ່າຍ IEC 61850 ລະຫວ່າງ IEDs ໃນຂະນະທີ່ຍັງຮັກສາເຄື່ອງວັດແທກແບບດັ້ງເດີມໄວ້—ເພື່ອຮັບເອົາຄວາມໄວໃນການສື່ສານລະຫວ່າງບ່ອນຕ່າງໆ ແລະ ລົດຈຳນວນເສັ້ນລວມທີ່ໃຊ້້ນ້ອຍລົງ ໂດຍບໍ່ຕ້ອງເຂົ້າໄປແກ້ໄຂອຸປະກອນຂັ້ນຕົ້ນ. ອີກດ້ານໜຶ່ງ, ສະຖານີຈ່າຍໄຟສາມາດຕິດຕັ້ງ NCITs ແລະ ເຄື່ອງລວມ (merging units) ໃນຂັ້ນຕອນການດຳເນີນງານ (process level) ໃນຂະນະທີ່ຍັງຮັກສາເຄື່ອງປ້ອງກັນທີ່ມີຢູ່ເດີມ ແລະ ມີສັນຍານເຂົ້າແບບອານາໂລກໄວ້—ເພື່ອປັບປຸງຄວາມຖືກຕ້ອງໃນການວັດແທກໂດຍບໍ່ຕ້ອງປ່ຽນແປງຮູບແບບການປ້ອງກັນ.

IEC 61850: ສະຖານະການທີ່ເຮັດໃຫ້ຄວາມສາມາດໃນການຄິດວິເຄາະເກີດຂຶ້ນໄດ້

ການເຊື່ອມຕໍ່ສະຖານີຈ່າຍໄຟແບບດັ້ງເດີມໃຊ້ເສັ້ນລວມແທງແຄບ (copper pair) ທີ່ເປັນເອກະລາດຈາກເຄື່ອງວັດແທກທຸກຊິ້ນໄປຫາເຄື່ອງປ້ອງກັນທຸກຊິ້ນທີ່ຕ້ອງການຂໍ້ມູນການວັດແທກນັ້ນ—ເປັນຮູບແບບເຄືອຂ່າຍແບບດາວ (star topology) ທີ່ໃຊ້ເສັ້ນລວມເປັນກິໂລແມັດເທີຣ໌ ແລະ ສ້າງຈຸດທີ່ເກີດຄວາມລົ້ມເຫຼວໄດ້ດຽວ (single points of failure) ຢູ່ທຸກບ່ອນທີ່ເຊື່ອມຕໍ່. IEC 61850 ແທນທີ່ຈະໃຊ້ເຄືອຂ່າຍເສັ້ນໄຍແສງ (fiber-optic network) ໂດຍທີ່ຂໍ້ມູນທີ່ຖືກເກັບຕົວຢ່າງ (sampled values) ແລະ ສັນຍານເຕືອນໃຫ້ຕັດໄຟ (GOOSE trip signals) ຈະແບ່ງກັນໃຊ້ພື້ນຖານດ້ານຮ່າງກາຍ (physical infrastructure) ເດີມດຽວກັນຜ່ານເຄືອຂ່າຍ Ethernet ທີ່ມີການຊື່ອງເວລາ (time-synchronized Ethernet).

ປະໂຫຍດດ້ານວິສະວະກຳທີ່ສຳຄັນແມ່ນສາມາດວັດແທກໄດ້. ຈຳນວນຂອງເຄເບີລ໌ໃນຕຶກຄວບຄຸມຫຼຸດລົງປະມານ 60–70%. ເວລາທີ່ໃຊ້ໃນການຕິດຕັ້ງແລະທົດສອບແຕ່ລະບາ (bay) ຫຼຸດລົງຈາກສັບດາເຖິງຫຼາຍວັນ ເນື່ອງຈາກການເຊື່ອມຕໍ່ເສັ້ນໄຍແສງ (fiber) ຖືກຢືນຢັນດ້ວຍໄຟ LED ທີ່ສະແດງສະຖານະການການເຊື່ອມຕໍ່ ແທນທີ່ຈະເປັນການທົດສອບຄວາມຕໍ່ເນື່ອງຈຸດຕໍ່ຈຸດດ້ວຍມື. ຢ່າງໃດກໍຕາມ ປະໂຫຍດທີ່ໃຫຍ່ທີ່ສຸດແມ່ນຄວາມສາມາດໃນການເຮັດວຽກຮ່ວມກັນ (interoperability) — ອຸປະກອນຄວບຄຸມການປ້ອງກັນ (protection IED) ຈາກຜູ້ຜະລິດໜຶ່ງສາມາດສື່ສານກັບອຸປະກອນຄວບຄຸມບາ (bay controller) ຈາກຜູ້ຜະລິດອີກຄົນໜຶ່ງ ໂດຍໃຊ້ຮູບແບບຂໍ້ມູນທີ່ມາດຕະຖານ, ເຊິ່ງເຮັດໃຫ້ບໍ່ຈຳເປັນຕ້ອງໃຊ້ເກດເວ (gateway) ສຳລັບໂປໂຕຄອນ (protocol gateway) ແລະ ການຈັບຄູ່ຂໍ້ມູນທີ່ເປັນເອກະລັກ (custom mappings) ທີ່ມີຢູ່ທົ່ວໄປໃນການບູລະນາການສະຖານີໄຟຟ້າແບບດັ້ງເດີມ.

ແຜນທາງການປ່ຽນແປງທີລະຂັ້ນ

ຂັ້ນຕອນທຳອິດຈະຕິດຕັ້ງຊັ້ນເຄືອຂ່າຍສະຖານີ (station bus layer): ຕິດຕັ້ງສະວິດເຊີ Ethernet ໃນຫ້ອງຄວບຄຸມ, ອັບເກຣດເຄື່ອງປ້ອງກັນ (relays) ໃຫ້ເປັນ IEDs ທີ່ສາມາດໃຊ້ມາດຕະຖານ IEC 61850 ໄດ້, ແລະ ດຳເນີນການ HMI ຂອງ SCADA. ສະຖານີດັ່ງກ່າວຈະມີການຕິດຕາມທັງໃນທ້ອງຖິ່ນ ແລະ ຈາກໄກ, ການບັນທຶກເຫດການ (event logging), ແລະ ການບັນທຶກການເຮັດວຽກທີ່ບໍ່ປົກກະຕິ (disturbance recording). ຂັ້ນຕອນນີ້ສາມາດເຮັດສຳເລັດໄດ້ໃນໄລຍະທີ່ຕັດໄຟຕາມແຜນ (scheduled outages) ໃນເວລາ 4–6 ອາທິດ ສຳລັບສະຖານີໄຟຟ້າຈຳໆຍທົ່ວໄປທີ່ມີ 6 ບາ.

ຂັ້ນຕອນທີສອງ ຈະຕິດຕັ້ງຊັ້ນຂອງບັດເຊີ (process bus layer): ຕິດຕັ້ງໆ ເຄື່ອງລວມ (merging units) ໃນເຂດສະວິດຊ໌ຢາດ (switchyard) ເພື່ອປ່ຽນສັນຍານແບບອານາໂລກໃຫ້ເປັນດິຈິຕອນທີ່ຕົ້ນທາງ, ເຊື່ອມຕໍ່ເສັ້ນໄຟເບີ (fiber) ໄປຫາຕຶກຄວບຄຸມ (control building), ແລະ ຕັ້ງຄ່າສັນຍານຄ່າຕົວຢ່າງ (sampled value streams). ເສັ້ນລວມແບບທອງແດງຫຼາຍເສັ້ນ (copper multi-core cables) ລະຫວ່າງເຂດສະວິດຊ໌ຢາດ ແລະ ຫ້ອງຄວບຄຸມ ຈະຖືກຖອນອອກຈາກການໃຊ້ງານ. ຂັ້ນຕອນນີ້ມີຄວາມຮຸນແຮງຫຼາຍຂຶ້ນ ແລະ ມັກຈະຈັດເຂົ້າກັບວົฏຈັນການປ່ຽນອຸປະກອນຫຼັກ—ເຊັ່ນ: ການປ່ຽນຕົວວັດແທກປະຈຸລີໄຟຟ້າ (CTs) ແລະ ຕົວວັດແທກຄວາມຕ່າງ» (VTs) ທີ່ເກົ່າແກ່ດ້ວຍ NCITs ໃນໄລຍະເວລາທີ່ຕັດໄຟດຽວກັນ.

ຂັ້ນຕອນທີສາມ ຈະຕິດຕັ້ງການນຳໃຊ້ຂັ້ນສູງ: ການຕິດຕາມການປ່ອຍຄ່າໄຟຟ້າສ່ວນໜຶ່ງ (partial discharge monitoring) ໃນອຸປະກອນສະວິດຊ໌, ການວິເຄາະອາຍຸດທີ່ລະລາຍຢູ່ໃນຕົວເຮັດໃຫ້ເກີດຄວາມຮ້ອນ (dissolved gas analysis) ໃນຕົວເຮັດໃຫ້ເກີດຄວາມຮ້ອນ, ການຕິດຕາມສະພາບຂອງສະວິດຊ໌ເປີດ-ປິດ (circuit breaker condition monitoring) ຜ່ານການວິເຄາະຮູບຮ່າງຂອງສັນຍານປະຈຸລີໄຟຟ້າທີ່ຜ່ານເຄື່ອງມວນສັນຍານ (coil current signature analysis), ແລະ ການຈັດອັນດັບຄວາມສາມາດຂອງເສັ້ນໄຟຟ້າເທິງອາກາດ (dynamic line rating) ໃນເສັ້ນໄຟຟ້າເທິງອາກາດ. ເຄື່ອງມືການບໍາລຸງຮັກສາທີ່ອີງໃສ່ສະພາບ (condition-based maintenance tools) ເຫຼົ່ານີ້ ຈະປ່ຽນແປງປັດໃຈທີ່ເປັນເຫດຜົນໃນການບໍາລຸງຮັກສາຈາກການບໍາລຸງຮັກສາຕາມເວລາ (time-based) ໄປເປັນການບໍາລຸງຮັກສາຕາມສະພາບ (condition-based), ເຊິ່ງຈະຊ່ວຍຍືດອາຍຸການໃຊ້ງານຂອງອຸປະກອນ ແລະ ລົດຈຳນວນການຕັດໄຟທີ່ບໍ່ໄດ້ວາງແຜນໄວ້.

ຕົວຢ່າງ: ສະຖານີຈ່າຍໄຟຟ້າແບບຈ່າຍແບ່ງ (Distribution Substation) ໄດ້ຮັບຄວາມສາມາດໃນການຄວບຄຸມຈາກໄລຍະໄກ

ເຄືອຂ່າຍໄຟຟ້າທ້ອງຖິ່ນໃນທະວີບອາຟຣິກາ ມີສະຖານີຈ່າຍໄຟຟ້າທີ່ບໍ່ມີບຸກຄະລາກອນປະຕິບັດງານຈຳນວນ 14 ແຫ່ງ ໂດຍມີຄ່າແຕ່ງຕັ້ງ 33/11 kV; ການວິເຄາະບັນຫາເກີດຂື້ນຕ້ອງສົ່ງວິສະວະກອນໄປຢ້ຽມຢາມ ເຊິ່ງໃຊ້ເວລາສະເລ່ຍ 2 ຊົ່ວໂມງ. ເຄືອຂ່າຍໄຟຟ້າດັ່ງກ່າວໄດ້ດຳເນີນການປັບປຸງຢ່າງເປັນລະບົບຕໍ່ສະຖານີຈ່າຍໄຟຟ້າ 6 ແຫ່ງທີ່ຖືກຈັດອັນດັບຄວາມສຳຄັນສູງສຸດ ເລີ່ມຕົ້ນດ້ວຍການປ່ຽນອຸປະກອນ IED ຕາມມາດຕະຖານ IEC 61850 ແລະການເຊື່ອມຕໍ່ເຂົ້າກັບລະບົບ SCADA. ລະບົບໃໝ່ທີ່ສະໜອງໂດຍຜູ້ຜະລິດອຸປະກອນໄຟຟ້າທີ່ມີຄວາມຊຳນິຊຳນານຈາກຈີນ ໄດ້ເຮັດໃຫ້ສາມາດກຳນົດບັນຫາໄດ້ຈາກທາງໄກພາຍໃນ 30 ວິນາທີ ຫຼັງຈາກເກີດການຕັດໄຟຟ້າເພື່ອປ້ອງກັນ ແລະສາມາດປິດ-ເປີດລະບົບລະຫວ່າງການເກີດບັນຫາໄດ້ຈາກທາງໄກ. ເວລາທີ່ໄຟດັບສະເລ່ຍຫຼຸດລົງຈາກ 4.2 ຊົ່ວໂມງ ເປັນ 1.1 ຊົ່ວໂມງ. ມູນຄ່າການລົງທຶນທັງໝົດຖືກຄືນຄືນຈາກການຫຼຸດລົງຂອງຄ່າທີ່ຖືກຫັກລົບເນື່ອງຈາກ SAIDI ໃນໄລຍະ 18 ເດືອນ.

ຄໍາ ຖາມ ທີ່ ມັກ ຖາມ

ສາມາດປັບປຸງສະຖານີຈ່າຍໄຟຟ້າ AIS ແບບດັ້ງເດີມໄດ້ໂດຍບໍ່ຕ້ອງປ່ຽນອຸປະກອນຫຼັກຫຼືບໍ?

ແມ່ນແລ້ວ. ການປ່ຽນແປງຂັ້ນຕອນທີ ຫນຶ່ງ ຍົກລະດັບພຽງແຕ່ລະບົບຂັ້ນສອງ - relay, ແຜງຄວບຄຸມ, ແລະເຄືອຂ່າຍການສື່ສານ - ໃນຂະນະທີ່ຮັກສາເຄື່ອງຕັດວົງຈອນ, CTs, VTs, ແລະ busbars ທີ່ມີຢູ່ແລ້ວ. ອຸປະກອນຕົ້ນຕໍຍັງຄົງບໍ່ຖືກກະທົບ, ຫຼຸດຜ່ອນໄລຍະເວລາການຢຸດເຊົາແລະຄ່າໃຊ້ຈ່າຍຂອງທຶນ.

ຄວາມແຕກຕ່າງຄ່າໃຊ້ຈ່າຍລະຫວ່າງສະຖານີໄຟຟ້າໃຫມ່ ແລະ ການປັບປຸງໃຫມ່ແມ່ນຫຍັງ?

ການປັບປຸງສະຫລາດໃນພື້ນທີ່ຂີ້ເຜີ້ງໂດຍປົກກະຕິແມ່ນມີລາຄາ 4060% ຂອງສະຖານີຍ່ອຍດິຈິຕອນຂີ້ເຜີ້ງທີ່ມີ ຫນ້າ ທີ່ເທົ່າທຽມກັນ, ເພາະວ່າອຸປະກອນຕົ້ນຕໍ, ວຽກງານກໍ່ສ້າງເຮືອນແລະພື້ນຖານໂຄງລ່າງກໍ່ສ້າງຖືກ ນໍາ ໃຊ້ຄືນ ໃຫມ່.

IEC 61850 ປັບປຸງຄວາມ ຫນ້າ ເຊື່ອຖືຂອງສະເຕັກຊັນຍ່ອຍແນວໃດ?

ການສື່ສານດ້ວຍເສັ້ນໃຍ optic ກໍາ ຈັດຄວາມສ່ຽງຂອງການເພີ່ມຂື້ນໃນພື້ນດິນໃນລະຫວ່າງຄວາມຜິດພາດ, ກໍາ ຈັດການລົບກວນທາງເອເລັກໂຕຣເມັກນິດໃນສາຍສັນຍານແບບ analog, ແລະຊ່ວຍໃຫ້ມີການຕິດຕາມຕົນເອງຢ່າງຕໍ່ເນື່ອງຂອງເຄືອຂ່າຍການສື່ສານ. ການເຊື່ອມຕໍ່ທີ່ລົ້ມເຫລວຖືກກວດພົບໃນເວລາລ້ານວິນາທີ ແທນທີ່ຈະຢູ່ໃນໄລຍະການ ບໍາ ລຸງຮັກສາທີ່ ກໍາ ນົດໄວ້ຕໍ່ໄປ.

ມາດຕະການຄວາມປອດໄພທາງອິນເຕີເນັດໃດທີ່ໃຊ້ກັບສະຖານີຍ່ອຍທີ່ສະຫຼາດ?

IEC 62351 ກຳນົດການຢືນຢັນຕົວບຸກຄົນ, ການເຂົ້າລະຫັດ, ແລະ ການຈັດການຄີສຳລັບເຄືອຂ່າຍ IEC 61850. ການແຍກທາງດ້ານຮ່າງກາຍຂອງບັດສະເຕຊັ່ນອອກຈາກເຄືອຂ່າຍພາຍນອກ, ການຄວບຄຸມການເຂົ້າເຖິງທີ່ອີງໃສ່ບົດບາດໃນ IEDs, ແລະ ການສອບສອງບັນທຶກເປັນຄວາມຕ້ອງການຂັ້ນຕ່ຳ. ສຳລັບສະຖານີໄຟຟ້າທີ່ສຳຄັນ, ມີການຕິດຕັ້ງລະບົບການເຕືອນການລະເມີດເຂົ້າເຖິງ (intrusion detection systems) ເພື່ອຕິດຕາມເຄືອຂ່າຍທ້ອງຖິ່ນຂອງສະຖານີ.

ບໍ່ວ່າ IEDs ຈາກຜູ້ຜະລິດທີ່ແຕກຕ່າງກັນຈະສາມາດເຮັດວຽກຮ່ວມກັນໄດ້ໃນສະຖານີໄຟຟ້າດຽວກັນທີ່ໃຊ້ມາດຕະຖານ IEC 61850 ຫຼືບໍ່?

ແມ່ນ—ເມື່ອຜູ້ຜະລິດທັງສອງໄດ້ຮັບການຢືນຢັນວ່າສອດຄ່ອງຕາມການທົດສອບຄວາມສອດຄ່ອງກັບ IEC 61850 Edition 2. ມາດຕະຖານໄຟລ໌ພາສາການຈັດຕັ້ງສະຖານີ (SCL) ໄດ້ມາດຕະຖານການແລກປ່ຽນຮູບແບບຂໍ້ມູນ. ຜູ້ສະໜອງເຊັ່ນ: Sinotech Group ໃຫ້ບໍລິການການທົດສອບຄວາມສາມາດໃນການເຮັດວຽກຮ່ວມກັນລະຫວ່າງຜູ້ຜະລິດຫຼາຍຄ່າຍເປັນສ່ວນໜຶ່ງຂອງບໍລິການການປະສົມປະສານສະຖານີໄຟຟ້າ.

ຜູ້ປະຕິບັດງານຕ້ອງໄດ້ຮັບການຝຶກອົບຮົມດ້ານໃດເພື່ອຈັດການສະຖານີໄຟຟ້າອັດຈະລິຍະ?

ຜູ້ປະຕິບັດການຕ້ອງໄດ້ຮັບການຝຶກອົບຮົມເລື່ອງການນຳໃຊ້ HMI, ວິທີການຢືນຢັນສັນຍານເຕືອນ, ແລະ ວິທີການປ່ຽນແປງຈາກໄລຍະໄກ—ໂດຍທົ່ວໄປໃຊ້ເວລາ 2–3 ມື້ສຳລັບບຸກຄະລາກອນທີ່ມີປະສົບການໃນສະຖານີໄຟຟ້າ. ວິສະວະກອນດ້ານການປ້ອງກັນຕ້ອງໄດ້ຮັບການຝຶກອົບຮົມຢ່າງເລິກເຊີນເຖິງການຕັ້ງຄ່າ IEC 61850 ແລະ ການວິເຄາະຄວາມຜິດປົກກະຕິ, ໂດຍທົ່ວໄປໃຊ້ເວລາ 1–2 ເດືອນ.