จะเปลี่ยนสถานีไฟฟ้าย่อยแบบดั้งเดิมให้เป็นอัจฉริยะได้อย่างไร

จะเปลี่ยนสถานีไฟฟ้าย่อยแบบดั้งเดิมให้เป็นอัจฉริยะได้อย่างไร

สถานีไฟฟ้าย่อยนับพันแห่งทั่วโลกยังคงใช้งานรีเลย์แม่เหล็กไฟฟ้า สายเคเบิลควบคุมแบบทองแดงที่เชื่อมต่อแบบจุดต่อจุดระหว่างช่องบาก (bay) และสมุดบันทึกแบบกระดาษที่เจ้าหน้าที่ต้องกรอกข้อมูลทุกชั่วโมงในการตรวจตรา สถานีไฟฟ้าย่อยเหล่านี้มีความน่าเชื่อถือ แต่ก็ไร้การมองเห็น—ไม่สามารถรายงานสุขภาพของตนเอง ไม่สามารถทำนายความล้มเหลวล่วงหน้า และไม่สามารถควบคุมจากระยะไกลได้ การเปลี่ยนผ่านสู่ระบบอัจฉริยะจะเปลี่ยนแปลงสิ่งนี้ โดยไม่จำเป็นต้องสร้างสถานีไฟฟ้าย่อยขึ้นใหม่ทั้งหมด

โครงสร้างระบบอัจฉริยะ: ส่วนใดบ้างที่ต้องปรับปรุง

การปรับปรุงสถานีไฟฟ้าย่อยแบบอัจฉริยะครอบคลุมสี่ชั้นหน้าที่ ชั้นกระบวนการ (process layer) แปลงสัญญาณแอนะล็อกให้เป็นดิจิทัลตั้งแต่แหล่งกำเนิด โดยแทนที่เครื่องแปลงกระแสและเครื่องแปลงแรงดันแบบเดิมด้วยเครื่องแปลงวัดแบบไม่ใช่แบบดั้งเดิม (NCITs) ซึ่งส่งค่าตัวอย่างดิจิทัลผ่านสายไฟเบอร์ออปติก ชั้นเบย์ (bay layer) แทนรีเลย์ป้องกันแบบแยกส่วนด้วยอุปกรณ์อิเล็กทรอนิกส์อัจฉริยะ (IEDs) ที่สื่อสารกันผ่านข้อความ GOOSE ตามมาตรฐาน IEC 61850 แทนสัญญาณไบนารีแบบเชื่อมต่อทางกายภาพ ชั้นสถานี (station layer) แทนแผงควบคุมแบบเชื่อมต่อทางกายภาพด้วยระบบ SCADA และเวิร์กสเตชันสำหรับผู้ปฏิบัติงานที่มีหน้าจอแสดงผลแบบโต้ตอบระหว่างมนุษย์กับเครื่องจักร (HMI) ส่วนชั้นองค์กร (enterprise layer) เชื่อมต่อสถานีไฟฟ้าย่อยเข้ากับแพลตฟอร์มการจัดการสินทรัพย์ การจัดการพลังงาน และการบำรุงรักษาตามสภาพจริงของบริษัทจำหน่ายไฟฟ้า

การเปลี่ยนผ่านแบบขั้นตอนสามารถอัปเกรดชั้นต่าง ๆ เหล่านี้ได้อย่างเป็นอิสระ สถานีไฟฟ้าย่อยสามารถนำการสื่อสารผ่านสายส่งสถานีตามมาตรฐาน IEC 61850 ระหว่างอุปกรณ์ IED ทั้งหลายมาใช้ พร้อมคงเครื่องแปลงสัญญาณแบบเดิมไว้ — ซึ่งจะได้รับประโยชน์จากความเร็วในการสื่อสารระหว่างช่องวงจร (inter-bay) และลดจำนวนสายเคเบิลโดยไม่จำเป็นต้องปรับเปลี่ยนอุปกรณ์หลัก ทางกลับกัน สถานีไฟฟ้าย่อยอาจติดตั้ง NCITs และหน่วยรวมสัญญาณ (merging units) ที่ระดับกระบวนการ (process level) พร้อมคงรีเลย์ป้องกันที่มีอยู่เดิมซึ่งรับสัญญาณเข้าแบบแอนะล็อกไว้ — เพื่อเพิ่มความแม่นยำของการวัดโดยไม่ต้องเปลี่ยนแปลงระบบป้องกัน

IEC 61850: โพรโทคอลที่ทำให้ระบบอัจฉริยะเป็นไปได้

การเดินสายในสถานีไฟฟ้าย่อยแบบดั้งเดิมใช้คู่สายทองแดงเฉพาะทางจากเครื่องแปลงสัญญาณแต่ละตัวไปยังรีเลย์ทุกตัวที่ต้องการค่าการวัดนั้น — โครงสร้างแบบดาว (star topology) ซึ่งใช้สายเคเบิลยาวหลายกิโลเมตร และก่อให้เกิดจุดล้มเหลวแบบจุดเดียว (single points of failure) ที่แทร์มินัลบล็อกทุกจุด มาตรฐาน IEC 61850 แทนที่โครงสร้างนี้ด้วยเครือข่ายใยแก้วนำแสง ซึ่งสัญญาณค่าตัวอย่าง (sampled values) และสัญญาณสั่งตัด (GOOSE trip signals) ใช้โครงสร้างพื้นฐานทางกายภาพร่วมกันผ่านอีเธอร์เน็ตที่มีการซิงโครไนซ์เวลา

ข้อได้เปรียบทางวิศวกรรมหลักสามารถวัดผลได้จริง จำนวนสายเคเบิลในอาคารควบคุมลดลงประมาณ 60–70% เวลาในการเดินระบบแต่ละเบย์ลดลงจากหลายสัปดาห์เหลือเพียงไม่กี่วัน เนื่องจากการเชื่อมต่อแบบไฟเบอร์ถูกตรวจสอบผ่านไฟแสดงสถานะการเชื่อมต่อ (LED) แทนการทดสอบความต่อเนื่องแบบจุดต่อจุดด้วยมือ อย่างไรก็ตาม ข้อได้เปรียบที่ใหญ่ที่สุดคือความสามารถในการทำงานร่วมกัน (interoperability) กล่าวคือ อุปกรณ์ป้องกัน (protection IED) จากผู้ผลิตรายหนึ่งสามารถสื่อสารกับตัวควบคุมเบย์ (bay controller) จากผู้ผลิตรายอื่นได้โดยใช้แบบจำลองข้อมูลมาตรฐาน ซึ่งช่วยกำจัดเกตเวย์โปรโตคอล (protocol gateways) และการแมปข้อมูลแบบเฉพาะเจาะจง (custom mappings) ที่มักครอบงำการรวมระบบสถานีไฟฟ้าย่อยแบบดั้งเดิม

แผนผังการเปลี่ยนแปลงแบบทีละขั้นตอน

ขั้นตอนที่หนึ่ง ดำเนินการวางโครงสร้างเลเยอร์สถานีบัส (station bus layer): ติดตั้งสวิตช์อีเธอร์เน็ตในห้องควบคุม อัปเกรดรีเลย์ให้เป็น IED ที่รองรับมาตรฐาน IEC 61850 และนำ HMI ของระบบ SCADA มาใช้งาน ขณะนี้สถานีสามารถทำการตรวจสอบทั้งแบบท้องถิ่นและระยะไกล บันทึกเหตุการณ์ (event logging) และบันทึกสัญญาณรบกวน (disturbance recording) ได้ ขั้นตอนนี้สามารถดำเนินการเสร็จสิ้นได้ภายในช่วงเวลาที่กำหนดให้หยุดจ่ายไฟ (scheduled outages) ใช้เวลาประมาณ 4–6 สัปดาห์สำหรับสถานีไฟฟ้าย่อยแบบกระจายจ่ายทั่วไปที่มี 6 เบย์

ขั้นตอนที่สองนำชั้นกระบวนการบัส (process bus layer) มาใช้งาน: ติดตั้งหน่วยรวมสัญญาณ (merging units) ภายในลานสวิตช์ยาร์ด (switchyard) เพื่อดิจิไทซ์สัญญาณแบบแอนะล็อกตั้งแต่แหล่งกำเนิด ส่งสัญญาณผ่านสายไฟเบอร์ออปติกไปยังอาคารควบคุม และกำหนดค่าสตรีมค่าตัวอย่าง (sampled value streams) สายเคเบิลแบบหลายแกนทองแดงที่เชื่อมระหว่างลานสวิตช์ยาร์ดกับห้องควบคุมจะถูกปลดออกจากการใช้งาน ขั้นตอนนี้มีผลกระทบมากกว่าและมักจัดทำร่วมกับรอบการเปลี่ยนอุปกรณ์หลัก—เช่น แทนที่ CT และ VT ที่เสื่อมสภาพด้วย NCIT ในช่วงการหยุดจ่ายไฟเดียวกัน

ขั้นตอนที่สามนำแอปพลิเคชันขั้นสูงมาใช้งาน: การตรวจสอบการปล่อยประจุบางส่วน (partial discharge monitoring) บนสวิตช์เกียร์ การวิเคราะห์ก๊าซที่ละลาย (dissolved gas analysis) บนหม้อแปลงไฟฟ้า การตรวจสอบสภาพของเบรกเกอร์โดยวิเคราะห์ลักษณะกระแสในคอยล์ (coil current signature analysis) และการประเมินกำลังส่งแบบไดนามิก (dynamic line rating) บนสายส่งเหนือพื้นดิน ระบบบำรุงรักษาตามเงื่อนไขเหล่านี้เปลี่ยนแนวคิดการบำรุงรักษาจากแบบกำหนดตามระยะเวลาเป็นแบบกำหนดตามสภาพจริง ช่วยยืดอายุการใช้งานอุปกรณ์และลดการหยุดจ่ายไฟแบบไม่คาดฝัน

กรณีศึกษา: สถานีไฟฟ้าย่อยแบบจ่ายไฟฟ้าได้รับความสามารถในการควบคุมระยะไกล

บริษัทสาธารณูปโภคในภูมิภาคแห่งหนึ่งในแอฟริกาดำเนินการสถานีแปลงไฟฟ้าแบบไม่มีคนดูแล 14 แห่ง ซึ่งมีระดับแรงดัน 33/11 กิโลโวลต์ โดยการวินิจฉัยข้อบกพร่องจำเป็นต้องส่งช่างเทคนิคไปยังสถานที่เกิดเหตุ ซึ่งใช้เวลาเฉลี่ย 2 ชั่วโมง บริษัทสาธารณูปโภคจึงดำเนินการเปลี่ยนผ่านอย่างชาญฉลาดเป็นระยะๆ บนสถานีแปลงไฟฟ้า 6 แห่งที่ได้รับการจัดลำดับความสำคัญก่อน โดยเริ่มจากการเปลี่ยนอุปกรณ์ IED ตามมาตรฐาน IEC 61850 และการผสานระบบ SCADA เข้าด้วยกัน ระบบที่ใหม่นี้จัดหาโดยผู้ให้บริการอุปกรณ์ไฟฟ้าแบบบูรณาการจากประเทศจีน ทำให้สามารถระบุตำแหน่งข้อบกพร่องจากระยะไกลได้ภายใน 30 วินาทีหลังจากอุปกรณ์ป้องกันทำงาน และสามารถสั่งปิด-เปิดวงจรเบรกเกอร์จากระยะไกลสำหรับข้อบกพร่องชั่วคราวได้ ระยะเวลาเฉลี่ยของการหยุดจ่ายไฟลดลงจาก 4.2 ชั่วโมงเหลือเพียง 1.1 ชั่วโมง ต้นทุนการลงทุนถูกคืนกลับมาผ่านการลดค่าปรับ SAIDI ภายในระยะเวลา 18 เดือน

คำถามที่พบบ่อย

สามารถเปลี่ยนสถานีแปลงไฟฟ้าแบบ AIS แบบดั้งเดิมให้ทันสมัยขึ้นได้โดยไม่ต้องเปลี่ยนอุปกรณ์หลักหรือไม่

ใช่ ขั้นตอนแรกของการเปลี่ยนผ่านจะอัปเกรดเฉพาะระบบทุติยภูมิ เช่น รีเลย์ แผงควบคุม และเครือข่ายการสื่อสาร โดยยังคงใช้อุปกรณ์ตัดวงจร ทรานส์ฟอร์เมอร์วัดกระแส (CTs) ทรานส์ฟอร์เมอร์วัดแรงดัน (VTs) และบัสบาร์ที่มีอยู่เดิม อุปกรณ์หลักจึงไม่ได้รับการเปลี่ยนแปลง ทำให้ระยะเวลาหยุดให้บริการสั้นลงและต้นทุนการลงทุนลดลง

ความแตกต่างของต้นทุนระหว่างสถานีไฟฟ้าย่อยแบบดิจิทัลใหม่กับการปรับปรุงระบบอัจฉริยะคือเท่าใด

การปรับปรุงระบบอัจฉริยะสำหรับสถานีไฟฟ้าย่อยที่มีอยู่แล้วมักมีต้นทุนอยู่ที่ร้อยละ 40–60 ของสถานีไฟฟ้าย่อยแบบดิจิทัลใหม่ที่มีความสามารถเทียบเท่า เนื่องจากสามารถนำอุปกรณ์หลัก โครงสร้างพื้นฐานสนามสวิตช์ยาร์ด และอาคารมาใช้ซ้ำได้

มาตรฐาน IEC 61850 ช่วยเพิ่มความน่าเชื่อถือของสถานีไฟฟ้าย่อยอย่างไร

การสื่อสารผ่านสายใยแก้วนำแสงช่วยกำจัดความเสี่ยงจากการเพิ่มขึ้นของศักย์พื้นดินในช่วงเกิดข้อผิดพลาด ขจัดปัญหาการรบกวนแม่เหล็กไฟฟ้าบนสายสัญญาณอะนาล็อก และรองรับการตรวจสอบตนเองของเครือข่ายการสื่อสารอย่างต่อเนื่อง การเชื่อมต่อที่ล้มเหลวจะถูกตรวจพบภายในไม่กี่มิลลิวินาที แทนที่จะรอจนถึงการบำรุงรักษาตามแผนครั้งถัดไป

มาตรการด้านความมั่นคงปลอดภัยทางไซเบอร์ใดบ้างที่ใช้กับสถานีไฟฟ้าย่อยอัจฉริยะ

IEC 62351 นิยามการพิสูจน์ตัวตน การเข้ารหัส และการจัดการคีย์สำหรับเครือข่าย IEC 61850 การแยกสายสถานี (station bus) ออกจากเครือข่ายภายนอกด้วยวิธีทางกายภาพ การควบคุมการเข้าถึงตามบทบาท (role-based access control) บน IED และการตรวจสอบบันทึก (log auditing) ถือเป็นข้อกำหนดขั้นต่ำ สถานีไฟฟ้าย่อยที่มีความสำคัญยิ่งจะเพิ่มระบบตรวจจับการแทรกแซง (intrusion detection systems) เพื่อเฝ้าสังเกตเครือข่ายพื้นที่ภายในสถานี (station LAN)

IED ของผู้ผลิตต่างยี่ห้อสามารถทำงานร่วมกันได้ในสถานีไฟฟ้าย่อยเดียวกันตามมาตรฐาน IEC 61850 หรือไม่

ได้ — เมื่อผู้ผลิตทั้งสองรายผ่านการรับรองว่าสอดคล้องกับการทดสอบการปฏิบัติตามมาตรฐาน IEC 61850 ฉบับที่ 2 (Edition 2) ภาษาการกำหนดค่าสถานีไฟฟ้าย่อย (substation configuration language: SCL) ทำหน้าที่เป็นมาตรฐานสำหรับการแลกเปลี่ยนแบบจำลองข้อมูล ผู้จัดจำหน่าย เช่น Sinotech Group ให้บริการทดสอบความสามารถในการทำงานร่วมกันระหว่างผู้ผลิตหลายราย (multi-vendor interoperability testing) เป็นส่วนหนึ่งของบริการรวมระบบสถานีไฟฟ้าย่อย (substation integration service)

ผู้ปฏิบัติงานต้องได้รับการฝึกอบรมด้านใดบ้างสำหรับสถานีไฟฟ้าย่อยอัจฉริยะ

ผู้ปฏิบัติงานจำเป็นต้องได้รับการฝึกอบรมเกี่ยวกับการนำทาง HMI ขั้นตอนการยืนยันสัญญาณเตือน และโปรโตคอลการสลับการทำงานจากระยะไกล — โดยทั่วไปใช้เวลา 2–3 วันสำหรับบุคลากรสถานีไฟฟ้าที่มีประสบการณ์ วิศวกรด้านระบบป้องกันจำเป็นต้องได้รับการฝึกอบรมอย่างลึกซึ้งยิ่งขึ้นเกี่ยวกับการกำหนดค่า IEC 61850 และการวิเคราะห์เหตุรบกวน โดยทั่วไปใช้เวลา 1–2 สัปดาห์