ระบบ ECS ถูกออกแบบให้มีฟังก์ชันรองรับเหตุการณ์ เช่น ระบบควบคุมของระบบจำหน่ายไฟฟ้าอาจไม่สามารถสั่งการ หรือควบคุมอุปกรณ์ในสถานีย่อยได้
พิชิต จินตโกศลวิทย์
สืบเนื่องจากระบบสั่งการและควบคุมระบบจำหน่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้า ในบางสถานการณ์หรือเหตุการณ์ที่ไม่เป็นปกติ ระบบควบคุมของระบบจำหน่ายไฟฟ้าอาจไม่สามารถสั่งการ หรือควบคุมอุปกรณ์ในสถานีย่อยได้ไม่ว่าจะด้วยจากช่างไฟฟ้าหรือจากศูนย์สั่งการ ที่บางครั้งเรียกว่า SCADA (Substation Control and Data Acquisition) ซึ่งอาจจะก่อให้เกิดสภาวะฉุกเฉินได้ เช่น ในช่วงเวลาดังกล่าวเกิดเพลิงไหม้ หรือ มีไฟฟ้าดับเป็นบริเวณกว้าง นำไปสู่ความเสียหายมูลค่าสูง หรืออาจมีการสูญเสียชีวิตได้ โดยสถานการณ์ที่ไม่ปกติที่อาจเกิดขึ้นได้มีดังต่อไปนี้
• SCADA Master ขัดข้องทั้งระบบ และจำนวนช่างไฟฟ้าที่สแตนด์บายไม่เพียงพอต่อสถานีย่อย Unmanned
• ระบบ RTU/CSCS ขัดข้องพร้อมกันหลายสถานีย่อย และจำนวนช่างไฟฟ้าที่สแตนด์บายไม่เพียงพอต่อจำนวนสถานีย่อย Unmanned ที่ขัดข้อง
• ระบบ RTU/CSCS ขัดข้อง มีช่างไฟฟ้าที่สแตนด์บายแต่ไม่สามารถเข้าพื้นที่ได้อันเนื่องจากการจราจรติดอย่างหนัก หรือ เหตุสุดวิสัยทั่วไปตามธรรมชาติ เช่น น้ำท่วม
• ระบบ SDH หรือสายใยแก้วขัดข้อง อันทำให้ระบบ SCADA ทั้งหมด หรือบางส่วนขัดข้อง
• สภาวะบ้านเมืองไม่ปกติ เช่น มีการเข้ายึดศูนย์สั่งการ หรือ สถานีย่อย รวมทั้งการเข้าครอบครองพื้นที่อันมีศูนย์สั่งการ หรือ สถานีย่อยไฟฟ้าอยู่ภายในพื้นที่ดังกล่าว ส่งผลให้ไม่มีผู้ปฏิบัติการในสถานที่ดังกล่าว ดังตัวอย่างการชุมนุมประท้วงที่ผ่านมา
• พื้นที่ที่มีความเสี่ยงสูง เช่น พื้นที่ในสามจังหวัดชายแดนภาคใต้ ส่งผลให้ไม่มีผู้ปฏิบัติการในสถานที่ดังกล่าว
เพื่อเพิ่มระดับความเชื่อถือได้ของระบบจำหน่ายไฟฟ้าอย่างสูงสุด รวมทั้งการแก้ไขปัญหาในสภาวะฉุกเฉิน ให้สามารถดำเนินการจ่ายไฟหรือดับไฟได้ในขณะที่ระบบ SCADA, สื่อสาร และ RTU/CSCS (Remote Terminal Unit/Computerized Substation Control System) ขัดข้อง ระบบควบคุมระบบไฟฟ้าฉุกเฉินในชื่อระบบ ECS (Emergency Substation Control System) จึงได้ถูกออกแบบให้มีฟังก์ชันเพียงพอในการรองรับเหตุการณ์สภาวะดังกล่าวให้ได้สูงสุด รวมทั้งมีค่าใช้จ่ายในการติดตั้งที่ต่ำ เหมาะในการลงทุน
โดยระบบ ECS สามารถใช้สื่อสัญญาณหลายประเภทรวมทั้งสามารถรองรับสื่อสัญญาณใหม่ในอนาคตได้ ส่งผลให้ระบบ ECS มีระดับ Availability ที่สูง การบำรุงรักษาถูกออกแบบให้ทำได้ง่ายไม่ผูกติดกับผู้ผลิตอุปกรณ์ บนประสิทธิภาพและคุณสมบัติของระบบที่ยอมรับได้ในกรณีที่เกิดสภาวะฉุกเฉิน
รูปที่ 1 System Configuration of ECS
โครงสร้างระบบ ECS
ระบบ ECS จะถูกติดตั้งสองประเภทสถานที่นั้นคือสถานที่ที่เป็นศูนย์สั่งการฉุกเฉิน และสถานที่เป็นสถานีย่อย หรือสถานีต้นทาง
1. ที่ศูนย์สั่งการฉุกเฉิน
ศูนย์สั่งการฉุกเฉินอาจจะเป็นพื้นที่ทั่วไปของการไฟฟ้า หรือเป็นสถานที่ที่ไม่เปิดเผย เพื่อเพิ่มระดับความปลอดภัยของสถานที่ดังกล่าว สื่อสัญญาณที่ระบบ ECS ใช้ต้องเข้าไปถึงองค์ประกอบของระบบ ECS แต่สมควรที่จะเป็นสถานที่ที่ไม่เปิดเผยซึ่งหลาย ๆ ประเทศจะเปิดเผยตำแหน่งที่ตั้งศูนย์สั่งการระบบไฟฟ้า บางทีมองจากภายนอกคิดว่าเป็นรีสอร์ตตากอากาศ
ศูนย์สั่งการฉุกเฉินจะประกอบด้วยซอฟต์แวร์ประเภท HMI (Human Machine Interface) ซึ่งในบทความนี้จะเรียกว่า ECON (Emergency Control) และ คอมพิวเตอร์เพื่อทำการควบคุมอุปกรณ์จ่ายไฟฟ้า (มุ่งเน้นไปที่เซอร์กิตเบรกเกอร์ (CB: Circuit Breaker) เป็นหลัก) ในสถานีย่อยที่เกิดสภาวะฉุกเฉิน โดยมีองค์ประกอบหลักดังต่อไปนี้
• คอมพิวเตอร์: IBM Compatible สามารถจัดซื้อได้ทั่วไปตาม IT Shop เช่น ห้างพันธุ์ทิพย์
• ซอฟต์แวร์ ECON: เป็นซอฟต์แวร์ประเภท HMI (Human Machine Interface) สามารถพัฒนาเองโดยใช้คอมไพเลอร์ภาษา C++ หรือภาษาอื่น ๆ แต่แนะนำให้ใช้ภาษา C++ เนื่องจากคุณสมบัติง่ายต่อการแก้ไขปัญหาในระดับ Low-level หรือระดับฮาร์ดแวร์ ซอฟต์แวร์ ECON มีไว้เพื่อตรวจสอบสถานะและอะลาร์มรวมทั้งควบคุมปลดสับ CB ในสถานีย่อยเมื่อเกิดสภาวะฉุกเฉิน
รูปที่ 2 รูปแบบการอินเตอร์เฟซของ ECON
• โมเด็ม GSM: ถูกใช้ในการเข้าใช้ระบบโทรศัพท์เคลื่อนที่เพื่อเชื่อมต่อระบบกับสถานีย่อย ซึ่งสามารถจัดซื้อได้ทั่วไปเช่นกัน ซึ่งอาจจะใช้ GPRS Air Card หรือ โมเด็ม GSM ระดับเกรดอุตสาหกรรมก็ได้ ซึ่งผู้ที่ตั้งต้องมีความรู้ในคำสั่ง AT Command และศึกษาคู่มือของอุปกรณ์ให้ถี่ถ้วนเพื่อป้องกันการใช้งานที่ผิดพลาด
• โมเด็ม Digital Trunk Radio: ถูกใช้เพื่อเชื่อมต่อระบบกับสถานีย่อยโดยใช้คลื่นวิทยุซึ่งปกติจะใช้สำหรับการสื่อสารแบบคนสู่คน แต่ก็นำมาใช้ในการส่งข้อมูลได้โดยการใช้โมเด็ม Digital Trunk Radio
• Network Channel: คือช่องสัญญาณเครือข่ายเพื่อติดต่อกับระบบ ECS ในสถานีย่อยผ่านระบบ TCP/IP อีกจุดประสงค์หนึ่งก็คือใช้เพื่อการส่ง E-mail แจ้งผู้ดูแลระบบในกรณีที่ระบบ ECS มีความผิดปกติ
2. ที่สถานีย่อย
องค์ประกอบของระบบ ECS ที่สถานีย่อยจะเป็นอุปกรณ์ฮาร์ดแวร์ประเภทคอนโทรลเลอร์ และ PLC (Programmable Logic Controller) ซึ่งถูกใช้เพื่อดึงค่าสถานะ และอะลาร์มของ CB รวมทั้งสถานะอื่น ๆ ที่จำเป็นในการประกอบตัดสินใจในการปลดสับ CB เช่น สัญญาณตรวจสอบแรงดันที่ตำแหน่งต่าง ๆ อีกประการหนึ่งยังมีอุปกรณ์ประเภท Communication Controller ที่คอยจัดการระบบสื่อสาร และตรวจสอบการทำงานภายในของระบบ ECS เองเพื่อสนับสนุนงานบำรุงรักษา องค์ประกอบหลักของระบบ ECS ในสถานีย่อยมีดังต่อไปนี้
• Communication Controller: สามารถใช้หน่วยประมวลผล NXP ARM7 LPC2438 ซึ่งอุปกรณ์มีไว้จัดการระบบสื่อสาร และควบคุมการกระบวนการทำงานภายในระบบ ECS ในสถานีย่อย รวมทั้งการรายงานสภาพการทำงานผ่านช่องทางการสื่อสารต่าง ๆ เช่น SMS และ E-mail แต่ก็ยังอีกทางเลือกคือการใช้คอมพิวเตอร์ทำตัวเป็น Communication Controller ก็ได้แต่มีค่าใช้จ่ายในส่วนฮาร์ดแวร์ที่สูงขึ้น
รูปที่ 3 ซอฟต์แวร์ Communication Engine สำหรับ PC-Based Communication Controller
• Digital Input Controller (DI Controller): สามารถใช้หน่วยประมวลผลประเภทไมโครคอนโทรลเลอร์ทั่วไป ซึ่งอุปกรณ์มีไว้ดึงค่าสถานะ และอะลาร์ม ของ CB และสัญญาณอื่น ๆ ที่จำเป็นของสถานีย่อย อีกจุดประสงค์ของการใช้ DI Controller คือเพื่อลดขนาดและราคาของ PLC
• Programmable Logic Controller (PLC): เป็นอุปกรณ์ที่จัดซื้อได้ทั่วไป มีหลายราคา หลายเกรด เช่น มือสอง หรือหิ้วเข้ามาไม่ผ่านดีลเลอร์ และสามารถพัฒนาโปรแกรม LADDER เอง เพื่อให้สามารถทำงานร่วมกับองค์ประกอบอื่น ๆ ของระบบ ECS ได้ อุปกรณ์ PLC สามารถใช้ดึงค่าสถานะ และอะลาร์มของ CB และสัญญาณอื่น ๆ ที่จำเป็นของสถานีย่อยได้ เช่นเดียวกับ DI Controller แต่จุดประสงค์หลักของการใช้ PLC ในระบบ ECS คือมีไว้ปลดสับ CB เนื่องจากระบบ ECS ยังต้องการอุปกรณ์ที่มีมาตรฐานสูงในงานชนิดดังกล่าว การจัดซื้อ PLC จะเน้นที่จำนวน DO (Digital Output) ซึ่งยังสามารถขยายจำนวนได้ตามความต้องการโดยชุดขยาย DO (DO Expansion Set)
• โมเด็ม GSM: เช่นเดียวกับศูนย์สั่งการฉุกเฉิน โมเด็ม GSM ถูกใช้เพื่อเข้าใช้ระบบโทรศัพท์เคลื่อนที่เพื่อเชื่อมต่อระบบกับศูนย์สั่งการฉุกเฉิน ซึ่งสามารถจัดซื้อได้ทั่วไปเช่นกัน ซึ่งอาจจะใช้ GPRS Aircard แต่แนะนำให้ใช้โมเด็ม GSM ระดับเกรดอุตสาหกรรม เนื่องจากในสถานีย่อยโดยปกติมีสภาวะแวดล้อมที่มีการรบกวนสูง รวมทั้งอาจไม่มีผู้ดูแลระบบตลอดเวลาเนื่องจากเป็น Unmanned
• โมเด็ม Digital Trunk Radio: ถูกใช้เพื่อเชื่อมต่อระบบกับศูนย์สั่งการฉุกเฉินสำหรับสื่อสัญญาณ
• Network Channel: ช่องสัญญาณเครือข่ายเพื่อเชื่อมต่อกับศูนย์สั่งการฉุกเฉิน ผ่านระบบ TCP/IP ซึ่งในสถานีย่อยปกติมีอยู่เรียบร้อยแล้ว อีกจุดประสงค์หนึ่งคือใช้เพื่อการส่ง E-mail แจ้งผู้ดูแลระบบในกรณีระบบ ECS มีความผิดปกติ หรือการรายงานสภาพการทำงานของระบบ ECS ในสถานีย่อยประจำสัปดาห์
• Multifunction Serial Communication Converter (MSCC): จะเป็นอุปกรณ์เสริมที่สามารถใช้ไมโครคอนโทรลเลอร์ทั่วไปได้ แต่แนะให้ใช้ไมโครคอนโทรลเลอร์ที่มี UART Port แท้จำนวน 2 Port เช่น Microchip dsPIC30F4011 อุปกรณ์มีไว้เพื่อลดความคับคั่งในระบบบัส RS485 ในกรณีที่มีจำนวนโหนดเกิน 10 โหนด ซึ่งจะเกิดขึ้นในกรณีที่มีการออกแบบให้การกระจายโหนดสูงอันเนื่องจากต้องการลดจำนวนงานลากสายคอนโทรล อีกจุดประสงค์หนึ่งของการใช้ MSCC คือใช้เป็นตัวแปลงโปรโตคอลจากโปรโตคอลชนิดอื่น ๆ เป็น MODBUS ในกรณีที่ระบบ ECS ต้องการค่าวัดทางไฟฟ้า ดังรูปที่ 4
รูปที่ 4 การใช้งาน MSCC
คุณสมบัติระบบ ECS
a. การตรวจสอบและรับสัญญาณอะลาร์มและสถานะของอุปกรณ์สถานีย่อย โดยทั่วไประบบ ECS จะดึงสัญญาณในสถานีย่อยดังต่อไปนี้
• ตำแหน่งปลดสับของ CB: ระบบ ECS จะใช้จำนวนหนึ่ง DI ต่อหนึ่ง CB
• ตำแหน่งปลดสับของใบมีด (DS: Disconnecting Switch): ระบบ ECS จะใช้จำนวนหนึ่ง DI ต่อหนึ่ง DS แต่โดยปกติจะไม่ดึงสัญญาณนี้ยกเว้น DS ตัวนั้นมีความสำคัญต่อระบบจ่ายไฟ เช่น DS เชื่อมบัสของสถานีย่อยแบบ H-Bus
• อะลาร์มอุปกรณ์ของ CB (Common Equipment Alarm): จะใช้หนึ่ง DI ต่อหนึ่ง CB โดยจะรวมสัญญาณที่สำคัญ 3 ประเภทนั้นคือ DC Loss, GIS Lockout และ GIS Local จุดประสงค์เพื่อแจ้งผู้สั่งการว่าไม่สามารถควบคุม CB ตัวดังกล่าวได้อย่างแน่นอน ทำให้ผู้สั่งการสามารถตัดสินใจหาวิธีการอื่นในการแก้ไขสถานการณ์ฉุกเฉินได้อย่างรวดเร็วยิ่งขึ้น
• อะลาร์มระบบป้องกันของ CB (Common Protection Alarm): จะใช้หนึ่ง DI ต่อหนึ่ง CB โดยจะรวมสัญญาณระบบป้องกันทุกตัวที่ป้องกัน CB ตัวดังกล่าว สัญญาณทุกตัวดังกล่าวจะถูกประมวลผลให้เป็นสัญญาณแบบค้าง (Latched) ด้วยซอฟต์แวร์ จุดประสงค์เพื่อจัดการแก้ไขปัญหาเกี่ยวกับการเกิดสัญญาณแบบพัลส์ (Pulse) ในระหว่างที่ระบบ ECS ไม่ได้เชื่อมต่อแบบออนไลน์ และผู้สั่งการสามารถทำการรีเซตสัญญาณดังกล่าว
โดย Virtual DO ทำให้ผู้สั่งการสามารถทราบถึงว่ามีการเกิดสัญญาณระบบป้องกันก่อนหน้า และสามารถทำการรีเซตสัญญาณของระบบป้องกันเพื่อตรวจสอบว่าฟอลต์ยังคงอยู่หรือไม่ หรือใช้สัญญาณเป็นข้อมูลในการวิเคราะห์ในกรณีมีการสั่งสับ CB แล้ว CB ปลดเอง เป็นต้น
• สัญญาณตรวจสอบแรงดันไฟฟ้า (Voltage Detection): เป็นสัญญาณตรวจสอบแรงดัน ณ ตำแหน่งต่าง ๆ ในระบบจ่ายไฟฟ้าในสถานีย่อย โดยใช้ หนึ่ง DI ต่อหนึ่งตำแหน่ง ซึ่งจะใช้รีเลย์ช่วย (Auxiliary Relay ) ในการตรวจสอบค่าแรงดัน โดยปกติจะตรวจสอบที่เบย์ประเภทอินคัมมิ่ง และที่ตำแหน่งบัสต่าง ๆ จุดประสงค์ของสัญญาณดังกล่าวเพื่อประกอบการตัดสินใจในการสั่งการของผู้สั่งการ รวมทั้งลดงบประมาณในการจัดซื้อเครื่องวัดค่าทางไฟฟ้าแบบมิเตอร์ หรือทรานส์ดิวเซอร์
• สัญญาณอะลาร์มของระบบ ECS (System Alarm): ระบบ ECS ยังมีฟังก์ชันตรวจสอบตัวเองว่ามีปัญหาที่ส่วนใดของระบบโดยมีการสร้างสัญญาณแบบ Virtual DI ดังต่อไปนี้
• HV PLC Fail: สัญญาณแจ้งเตือนว่าไม่สามารถติดต่อสื่อสารกับ HV PLC ได้ อันอาจจะเกิดจาก PLC ชำรุด หรือระบบสื่อสารมีปัญหา
• MV PLC Fail: สัญญาณแจ้งเตือนว่าไม่สามารถติดต่อสื่อสารกับ MV PLC ได้ อันอาจจะเกิดจาก PLC ชำรุด หรือระบบสื่อสารมีปัญหา
• HV DI Controller Fail: สัญญาณแจ้งเตือนว่าไม่สามารถติดต่อสื่อสารกับ HV DI Controller ได้ อันอาจจะเกิดจาก DI Controller ชำรุด หรือระบบสื่อสารมีปัญหา
• MV DI Controller Fail: สัญญาณแจ้งเตือนว่าไม่สามารถติดต่อสื่อสารกับ MV DI Controller ได้อันอาจจะเกิดจาก DI Controller ชำรุด หรือระบบสื่อสารมีปัญหา
• Ethernet Channel Fail: สัญญาณแจ้งเตือนว่าไม่สามารถติดต่อผ่านระบบ TCP/IP ของระบบเครือข่าย กฟน. ได้ โดยแจ้งผ่าน SMS หรือ ผ่านการเชื่อมต่อระบบแบบออนไลน์ด้วย GSM หรือ Digital Trunk Radio
• GSM Channel Fail: สัญญาณแจ้งเตือนว่าไม่สามารถติดต่อผ่านระบบ GSM ได้ โดยแจ้งผ่าน E-mail หรือ ผ่านการเชื่อมต่อระบบแบบออนไลน์ด้วย TCP/IP หรือ Digital Trunk Radio
• Digital Trunk Radio Fail: สัญญาณแจ้งเตือนว่าไม่สามารถติดต่อผ่านระบบ Digital Trunk ได้ โดยแจ้งผ่าน E-mail หรือ SMS หรือ ผ่านการเชื่อมต่อระบบแบบออนไลน์ด้วย TCP/IP หรือ GSM
b. การควบคุมอุปกรณ์และฟังก์ชันในสถานีย่อย โดยมีรายละเอียดดังต่อไปนี้
• การควบคุมการปลดสับของ CB: ระบบ ECS จะใช้จำนวนสอง DO ต่อหนึ่ง CB โดยการส่งสัญญาณแบบพัลส์ ซึ่งความกว้างของพัลส์จะถูกกำหนดที่ตัว PLC เพื่อลดภาระงานในระบบสื่อสาร
• การควบคุมการปลดสับของ DS: ระบบ ECS จะใช้จำนวนสอง DO ต่อหนึ่ง CB โดยการส่งสัญญาณแบบพัลส์ ซึ่งความกว้างของพัลส์จะถูกกำหนดที่ตัว PLC เพื่อลดภาระงานในระบบสื่อสาร
• การรีเซตสัญญาณอะลาร์มของระบบป้องกัน: จะใช้ Virtual DO เพื่อลดจำนวน DO และการสร้างวงจรควบคุมภายนอก
• การควบคุมฟังก์ชันอุปกรณ์และระบบป้องกันอื่น ๆ: โดยปกติจะไม่มีการควบคุม ยกเว้นฟังก์ชันนั้นมีความจำเป็นพิเศษต่อสถานีย่อยนั้น ๆ
c. การตรวจสอบค่าวัดทางไฟฟ้า ซึ่งโดยปกติระบบ ECS จะไม่ดึงค่าวัดทางไฟฟ้าเนื่องจากต้องจัดซื้อ Power Digital Meter ที่มีราคาค่อนข้างสูง ยกเว้นว่าสถานีย่อยนั้นมีความจำเป็นต้องใช้จริง ๆ โดยค่าวัดที่สามารถวัดได้จะขึ้นอยู่กับคุณสมบัติ Power Digital Meter โดยปกติจะใช้ A2000 Meter ซึ่งสามารถส่งค่าวัดให้ระบบ ECS ผ่าน Modbus และค่าวัดหลักที่วัดได้มีดังต่อไปนี้
• แรงดันไฟฟ้า 3 เฟสทั้งแบบ L-L และ L-N
• กระแสไฟฟ้า 3 เฟส
• VA, Watt, Var ทั้งแบบรวม และ แบบแยกเฟส
• Watt-Hour แบบรวม
• ความถี่ไฟฟ้า
• เพาเวอร์แฟกเตอร์
• THD จำนวน 50 ออร์เดอร์
d. ฟังก์ชันการรายงานตัวของระบบ ECS โดยมีรายละเอียดดังต่อไปนี้
• รายงานตัวผ่าน SMS: เมื่อทุกอย่างอยู่ในสภาพปกติ ระบบ ECS จะรายงานตัวทุกหนึ่งเดือนผ่าน SMS เพื่อเป็นการทวนสอบตัว Communication Controller ที่เป็นตัวจัดการหลัก และระบบ GSM ว่ายังทำงานปกติ
• รายงานตัวผ่าน Email: เมื่อทุกอย่างอยู่ในสภาพปกติ ระบบ ECS จะรายงานตัวทุกหนึ่งสัปดาห์ผ่านระบบ Email เพื่อเป็นการทวนสอบตัว Communication Controller ที่เป็นตัวจัดการหลักว่ายังทำงานปกติ
e. ระบบการสื่อสารของระบบ ECS มีหลายส่วนทั้งภายในและภายนอก โดยใช้รูปประกอบที่ 1 ในการอธิบาย และมีรายละเอียดดังต่อไปนี้
• การสื่อสารภายนอก: อันที่จริงคือการสื่อสารระหว่างสถานีย่อยกับศูนย์สั่งการฉุกเฉิน หรือ ระหว่างสถานีย่อยกับพนักงานบำรุงรักษา ซึ่งจะใช้สื่อสัญญาณหลายรูปแบบเพื่อทำให้ระบบมีความเชื่อถือได้สูงสุด โดยมีรายละเอียดดังต่อไปนี้
o การสื่อสารผ่านระบบโทรศัพท์เคลื่อนที่ (GSM): ซึ่งเป็นระบบสื่อสารที่ถูกฝากความหวังมากที่สุดในกรณีเกิดสภาวะฉุกเฉิน อันเนื่องจากระบบ GSM มีความคงทนต่อความผิดพร่องสูงอันเนื่องจากใช้โครงข่ายแบบเมช (Mesh) และสามารถส่งข้อมูลโดยไม่ใช้สายสัญญาณที่อาจจะเสียหายได้ในสภาวะ อีกประการหนึ่งที่สำคัญของการสื่อสารผ่านระบบ GSM นั้นคือชนิดโปรโตคอล โดยที่โปรโตคอลที่ใช้บนระบบ GSM จะต้องเป็นโปรโตคอลที่มีขนาดเล็กเพื่อให้เหมาะสมกับขนาดแบนด์วิดธ์ที่มีขนาดเล็กของระบบ GSM จึงได้เลือกใช้โปรโตคอล MODBUS
o การสื่อสารผ่าน TCP/IP (SDH): ซึ่งระบบเครือข่าย TCP/IP จะวิ่งบน SDH โดยปกติจะเป็นระบบของการไฟฟ้า ถ้าในสภาวะฉุกเฉินระบบดังกล่าวยังใช้ได้ ก็สามารถเชื่อมระบบ ECS ผ่าน TCP/IP โดยไม่ต้องเสียค่าใช้จ่ายใดใดเพิ่มเติม และการปฏิบัติงานก็จะรวดเร็วขึ้น เนื่องจากช่องสื่อสาร SDH มีความเร็วสูง ในส่วนโปรโตคอลที่ใช้จะเป็นโปรโตคอลมาตรฐานเพื่อให้สามารถรองรับระบบอื่น ๆ ได้ด้วย นั้นคือโปรโตคอล MODBUS/TCP รวมทั้งโปรโตคอล SMTP (Simple Mail Transfer Protocol) เพื่อรับส่ง E-mail กับระบบ ECS
o การสื่อสารผ่าน Digital Trunk Radio: ซึ่งเป็นระบบที่การไฟฟ้าใช้ติดต่อระหว่างบุคคลด้วยการพูดคุย โดยระบบดังกล่าวสามารถเพิ่มความเชื่อถือได้อันเนื่องจากบางส่วนของระบบเป็นแบบไร้สาย แต่ข้อด้อยของ Digital Trunk Radio ก็คือยังใช้ระบบ SDH เป็นท่อส่งข้อมูลภาคพื้นซึ่งเป็นระบบเดียวกับของ SCADA ดังนั้นถ้า SDH ขัดข้อง Digital Trunk Radio ก็จะขัดข้องไปด้วย ในส่วนของโปรโตคอลที่ใช้บนระบบ Digital Trunk Radio จะเป็นโปรโตคอล MODBUS เช่นเดียวกับระบบ GSM
o การสื่อสารผ่าน SMS: จะเป็นทางเลือกลำดับสุดท้าย เนื่องจากข้อมูลและการควบคุมอุปกรณ์จะไม่เรียลไทม์ แต่ก็อาจจำเป็นต้องใช้ถ้าทางเลือกอื่นใช้งานไม่ได้ เช่น ช่อง GSM ช่องสัญญาณเต็ม เป็นต้น
o การสื่อสารภายนอกชนิดอื่น ๆ: ระบบ ECS ยังสามารถรองรับทุกสื่อสัญญาณใหม่ โดยใช้หลักการแปลงสื่อสัญญาณให้เป็นสัญญาณมาตรฐานของระบบ ECS นั้นคือ การสื่อสารแบบอีเทอร์เนต หรือ การสื่อสารแบบอนุกรม โดยตัวอย่างการสื่อสารชนิดอื่น ๆ นั้นคือ ดาวเทียม , Wire Max เป็นต้น แต่ก็เสียค่าใช้จ่ายในการติดตั้งและดำเนินการสูง
• การสื่อสารภายใน:คือการสื่อสารของระบบ ECS ภายในสถานีย่อย ซึ่งมีรายละเอียดดังต่อไปนี้
o การสื่อสารระหว่าง Communication Controller กับ PLC และ DI Controller: จะใช้การสื่อสารแบบ ฮาล์ฟดูเพล็กซ์มัลติดรอป (Half-Duplex Multidrop) บนมาตรฐาน RS485 โดย Communication Controller จะทำตัวเป็นมาสเตอร์ ส่วน PLC และ DI Controller จะทำตัวเป็นสแลฟ โดยใช้โปรโตคอล MODBUS RTU
o การสื่อสารระหว่าง Communication Controller กับอุปกรณ์มาตรฐานอื่น ๆ ก็สามารถทำได้โดยผ่านอุปกรณ์ MSCC ที่ทำหน้าที่แปลงโปรโตคอลมาตรฐานอื่นให้เป็นโปรโตคอล MODBUS RTU เช่น การติดตั้ง Digital Meter ในระบบ ECS ดังรูปที่ 4
ซอฟต์แวร์ ECON
ซอฟต์แวร์ ECON เป็นซอฟต์แวร์ประเภท MMI สำหรับควบคุมและตรวจสอบสถานะ, อะลาร์ม และแรงดันของอุปกรณ์ในสถานีย่อย โดยเน้นไปที่อุปกรณ์ประเภท CB ซอฟต์แวร์ ECON ยังสามารถใช้ตรวจสอบระบบ ECS เองได้เพื่อการบำรุงรักษา ซอฟต์แวร์ ECON จะถูกพัฒนาโดย C++ การออกแบบซอฟต์แวร์จะออกแบบให้ใช้งานง่าย ทำงานบนหน้าจอเดียว และใช้การเซตติ้งน้อยที่สุด และยังสร้างกราฟิกอย่างง่ายโดยมีซิมโบลมาตรฐานที่เพียงพอต่องานระบบไฟฟ้าของการไฟฟ้า และสามารถนำเข้ากราฟิกจากภายนอกได้ ดังรูปที่ 5
รูปที่ 5 รูปแบบการสร้างอินเตอร์เฟซของ ECON
การประเมินค่าใช้จ่ายอุปกรณ์ระบบ ECS ทั่วไปสำหรับศูนย์สั่งการฉุกเฉิน
ศูนย์สั่งการหนึ่งศูนย์สามารถเข้าทำการควบคุมระบบได้ทุกสถานีย่อย โดยค่าใช้จ่ายโดยประมาณดังต่อไปนี้
| 1.ค่าคอมพิวเตอร์ 1 ชุด | 20,000 บาท |
| 2. GSM Modem | 3,500 บาท |
| 3. Accessories | 5,000 บาท |
| รวมเป็นเงิน | 28,500 บาท |
การประเมินค่าใช้จ่ายอุปกรณ์ระบบ ECS สำหรับสถานีย่อยทั่วไป
นิยามสถานีย่อยทั่วไปของระบบ ECS คือ มี 2 Incoming Line และ 2 หม้อแปลง โดยมีระดับการกระจายอุปกรณ์และระบบสื่อสารที่ประเมินตามรูปที่ 1 โดยจำนวน CB สามารถคำนวณได้ดังต่อไปนี้
จำนวน CB = 5 HV {2 L + 1 BC + 2 TR} + 17 MV {2 INC + 14 FD + 1 BS} = 22 CB
จากจำนวน CB ทางด้าน HV และ MV ที่ได้จากการคำนวณข้างบนสามารถประเมินค่าอุปกรณ์ของระบบ ECSได้ดังต่อไปนี้
| 1. Communication Controller 1 ชุด | 2,000 บาท |
| 2. HV PLC | 7,000 บาท |
| 3. MV PLC | 12,000 บาท |
| 4. HV DI Controller | 500 บาท |
| 5. MV DI Controller | 500 บาท |
| 6. GSM Modem | 3,500 บาท |
| 7. Accessories | 10,000 บาท |
| รวมเป็น | 36,500 บาท |
สำหรับในกรณีสถานีต้นทางค่าใช้จ่ายที่เพิ่มสำหรับจำนวน CB ทางด้าน HV ประมาณ 5,000 บาท โดยการทำการเปลี่ยนขนาดของ HV PLC ให้เท่ากับขนาด MV PLC ซึ่งหมายความว่าระบบ ECS สามารถรองรับ Line และ Bus Coupler ได้ถึง 17 CB
สำหรับสถานีย่อยที่มี 3 เบย์หรือ 3 หม้อแปลงมีค่าใช้จ่ายที่เพิ่มสำหรับเบย์ที่ 3 นั้นไม่เกิน 5,000 บาท สำหรับการจัดซื้อ DO Expansion Set
ดังนั้นค่าใช้จ่ายของสถานีที่ใหญ่ที่สุดคือสถานีต้นทางที่มี 3 หม้อแปลง จะอยู่ที่ประมาณ 46,500 บาท ซึ่งเป็นงบประมาณทางด้านอุปกรณ์ที่ต่ำมากเมื่อเทียบกับอุปกรณ์ระบบอื่น ๆ และระดับความเชื่อถือได้ที่เพิ่มขึ้น และอันที่จริงค่าใช้จ่ายอาจเพิ่มหรือลดตามการออกแบบ และเกรดของอุปกรณ์ เช่นอาจรวม HV PLC และ MV PLC ให้เป็นตัวเดียวกัน เป็นต้น
การประเมินค่าสายคอนโทรลสำหรับสถานีย่อยทั่วไป
สืบเนื่องจากหนึ่ง CB ใช้จำนวน 6 คอร์ (3DI + 2DO + 2Com) นั้นหมายความว่าสามารถใช้สาย 7x 2.5 ต่อ 1 เบย์ โดยที่ราคาประมาณตกที่ 88 บาทต่อหนึ่งเมตร สำหรับสถานีย่อยทั่วไปการคอนโทรลและค่าสถานะและอะลาร์มที่ระบบ ECS ต้องการไม่ว่าจะเป็นของ HV หรือ MV สามารถเอาตู้รีโมตที่ห้องควบคุมได้ และสามารถนำ PLC มาติดตั้งใกล้ตู้รีโมตได้ดังนั้นการประเมินระยะสายจะอยู่ที่ 15 เมตรต่อ 1 CB ซึ่งการคำนวณค่าสายจะเป็นดังต่อไปนี้
ราคาสาย = 22CB x 15M x 88B = 29,040 บาท
ดังนั้นเมื่อรวมค่า Accessories ที่ประเมินไว้ 10,000 ค่าใช้จ่ายทั้งหมดของสายคอนโทรลจะมีค่าเท่ากับ 39,040 บาท
Simple ECS Diagram Chart
Simple ECS Diagram Chart เป็นการแสดงรูปแบบการทำงานของระบบ ECS แบบง่าย ดังรูปที่ 6
รูปที่ 6 รูปแบบการอินเตอร์เฟซของ ECON
สรุป
ประโยชน์ของระบบ ECS นั้นส่วนใหญ่จะประเมินค่าล่วงหน้าไม่ได้ เนื่องจากระบบมีไว้ในเชิงป้องกันหรือใช้งานเฉพาะสภาวะฉุกเฉิน ในลักษณะเดียวกับระบบป้องกันระบบไฟฟ้า การได้ใช้งานระบบ ECS เพียงแค่ครั้งเดียวอาจเกินจุดคุ้มทุนในการส่งเสริมให้พัฒนาและติดตั้ง เนื่องจากระบบ ECS ใช้งบประมาณที่ต่ำ แต่อย่างไรก็ตามก็ยังมีประโยชน์กับงานด้านอื่น ๆ ในแง่ขององค์กร ด้วยเช่นกัน ดังรายละเอียดดังต่อไปนี้
1. เพิ่มระดับความเชื่อถือได้ของระบบจำหน่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้า ทั้งในสภาวะบ้านเมืองปกติและไม่ปกติ
2. ลดการสูญเสียโอกาสในการขายไฟ และการสูญเสียต่าง ๆ เนื่องจากไฟฟ้าดับ ในสภาวะฉุกเฉิน
3. ลดความสูญเสียทางด้านทรัพย์สินและชีวิต อันเนื่องจากอัคคีภัยในสภาวะฉุกเฉิน อันเนื่องฉีดน้ำดับเพลิง หรือเข้าไปดับเพลิงไม่ได้ เพราะมีไฟฟ้าลัดวงจรอยู่
4. เพิ่มองค์ความรู้ให้กับพนักงานในการออกข้อกำหนดอุปกรณ์หรือระบบที่เกี่ยวกับระบบควบคุมและอัตโนมัติ
5. เพิ่มองค์ความรู้ให้กับพนักงานในการตรวจสอบการติดตั้งอุปกรณ์หรือระบบที่เกี่ยวกับระบบควบคุมและอัตโนมัติจากโครงการประเภท Turn-key
6. เพิ่มองค์ความรู้ให้กับพนักงานในการบำรุงรักษาอุปกรณ์หรือระบบที่เกี่ยวกับระบบควบคุมและอัตโนมัติ ลดการจัดการซื้ออุปกรณ์ที่ตั้งราคาสูงโดยผู้ติดตั้ง และ แก้ไขปัญหาเกี่ยวกับชิ้นส่วนที่เลิกการผลิต
7. องค์ความรู้ที่ได้สามารถนำไปสนับสนุนและพัฒนาระบบอื่น ๆ ได้
เอกสารอ้างอิง
1. พิชิต จินตโกศลวิทย์, ระบบควบคุมสถานีย่อยสำรอง, การประชุมวิชาการ K-Day, การไฟฟ้านครหลวง, 2010
สงวนลิขสิทธิ์ ตามพระราชบัญญัติลิขสิทธิ์ พ.ศ. 2539 www.thailandindustry.com
Copyright (C) 2009 www.thailandindustry.com All rights reserved.
ขอสงวนสิทธิ์ ข้อมูล เนื้อหา บทความ และรูปภาพ (ในส่วนที่ทำขึ้นเอง) ทั้งหมดที่ปรากฎอยู่ในเว็บไซต์ www.thailandindustry.com ห้ามมิให้บุคคลใด คัดลอก หรือ ทำสำเนา หรือ ดัดแปลง ข้อความหรือบทความใดๆ ของเว็บไซต์ หากผู้ใดละเมิด ไม่ว่าการลอกเลียน หรือนำส่วนหนึ่งส่วนใดของบทความนี้ไปใช้ ดัดแปลง โดยไม่ได้รับอนุญาตเป็นลายลักษณ์อักษร จะถูกดำเนินคดี ตามที่กฏหมายบัญญัติไว้สูงสุด
Thailandindustrycom_official
