No.274 ประจำเดือน กันยายน 2558

พิชิต จินตโกศลวิทย์  

pichitor@yahoo.com

 

 

 

สมาร์ทกริด (Smart Grid) หรือ กริดอัจฉริยะ นั้นมีขอบเขตที่กว้างมาก แต่ละคนหรือแต่ละองค์กรนั้นอาจนิยามความหมายของสมาร์ทกริดแตกต่างกัน แต่นิยามพื้นฐานของสมาร์ทกริด นั้นก็คือ การทำให้ระบบไฟฟ้า หรือกริดไฟฟ้านั้นมีความสามารถมากยิ่งขึ้นด้วยเทคโนโลยีในปัจจุบันและอนาคต

 

 

แอพพลิเคชั่นของสมาร์ทกริด (Smart Grid Applications)

 

                บทความนี้จะกล่าวถึงแอพพลิชั่นที่จะมีผลต่อการวางโครงสร้างพื้นฐานสำหรับสมาร์ทกริด โดยเฉพาะระบบเครือข่ายของสมาร์ทกริดที่ควรจะควบรวมเครือข่ายทั้งหมดทั้งปัจจุบันและอนาคตให้เป็นหนึ่งเดียว เพื่อสนับสนุนทุกระบบงาน ทุกแอพพลิเคชั่นในปัจจุบัน รวมไปถึงแอพพลิเคชั่นของสมาร์ทกริดที่กำลังใช้งานหรือกำลังถูกนำมาใช้งานในอนาคต โดยทั่วไปแล้วแอพพลิเคชั่นที่กำลังใช้งาน หรือที่มีแผนโรดแมป (Road Map) มักจะเกี่ยวข้องกับระบบ AMI (Advance Metering Infrastructure), ระบบ DA (Distribution Automation), ระบบ DG (Distributed Generation), ระบบ DS (Distributed Storage), EV (Electric Vehicles), ระบบ HAN (Home Area Network), ระบบ DR (Demand Response ) แบบอัตโนมัติ, ระบบตลาดค้าปลีกพลังงาน, ระบบควบคุมป้องกันบริเวณกว้าง และซินโครเฟเซอร์, ระบบ FACTS (Flexible AC Transmission System) และระบบ DLR (Dynamic Line Rating) แต่ละแอพพลิเคชั่นที่กล่าวข้างต้นนั้นก็เพื่อสนับสนุนวัตถุประสงค์ภาพกว้างของสมาร์ทกริดให้ประสบความสำเร็จดังต่อไปนี้

 

1. การสนับสนุนแหล่งพลังงานสะอาดแบบมหภาค
2. การบริหารจัดการพลังงานให้มีประสิทธิภาพรวมทั้งการลดระดับจุดพีก (Peak) ของการใช้ไฟฟ้า
3. การเพิ่มการมีส่วนร่วมของผู้ใช้ไฟฟ้าในการจัดการพลังงาน
4. การปรับปรุงกริดไฟฟ้าให้ทันสมัยยิ่งขึ้น

 

1. โครงสร้างพื้นฐานสำหรับการวัดค่าขั้นสูง (AMI)

 

                ระบบ AMI นั้นมักถูกอ้างอิงถึงโครงสร้างพื้นฐานแบบเครือข่ายสำหรับเชื่อมต่อสมาร์ทมิเตอร์ซึ่งจะถูกติดตั้งที่ฝั่งผู้ใช้ไฟฟ้ากับระบบจัดการข้อมูลของระบบ AMI ซึ่งถูกเรียกว่าระบบ MDMS (Meter Data Management System) โดยจะติดตั้งที่ศูนย์สั่งการของการไฟฟ้า แต่ก็ยังมีระบบย่อย ๆ ที่สนับสนุนการสื่อสารที่คั่นกลางระหว่างสมาร์ทมิเตอร์ และระบบ MDMS มิเตอร์แบบดั้งเดิมที่ผู้ใช้ไฟฟ้าจะถูกแทนที่ด้วยสมาร์ทมิเตอร์ การวัดค่าทางไฟฟ้าจะถูกอ่านเป็นแบบคาบเวลา (Periodical Measurement) ซึ่งค่าวัดจะถูกใช้เพื่อสนับสนุนการปฏิบัติการ และการทำธุรกรรม เช่น การวัดการใช้พลังงานไฟฟ้า, แรงดันไฟฟ้า, กำลังไฟฟ้า, ข้อมูลเกี่ยวกับราคาไฟฟ้า และฟังก์ชั่นเกี่ยวกับผู้ใช้ไฟฟ้าสำหรับออกบิลค่าไฟฟ้า ระบบ AMI คือ หนึ่งในแอพพลิเคชั่นของสมาร์ทกริดที่ถูกให้ความสนใจมากที่สุด ระบบ AMI นั้นสนับสนุนสี่เป้าหมายหลักของสมาร์ทกริดอย่างเห็นได้ชัด และเป็นแอพพลิเคชั่นที่ค่อนข้างจะมองเห็นภาพเป็นรูปธรรมมากที่สุดในระบบสมาร์ทกริด มีหลายคนมักเข้าใจคลาดเคลื่อนว่าระบบสมาร์ทกริดนั้นคือ ระบบ AMI เท่านั้น หลายการไฟฟ้าได้ทำการติดตั้งระบบ AMR (Automated Meter Reading) มาเป็นเวลา 10 ปีแล้ว ระบบ AMR นั้นอนุญาตให้มิเตอร์ถูกอ่านค่าจากพนักงานจดหน่วยไฟฟ้าด้วยระบบสื่อสารไร้สายขณะที่กำลังเดิน หรือขับรถผ่านบริเวณพื้นที่ของลูกค้า การติดตั้งระบบ AMR นั้นสามารถช่วยลดค่าใช้จ่ายเกี่ยวกับการอ่านค่ามิเตอร์ ประโยชน์จากระบบ AMR นั้นสามารถช่วยลดค่าใช้จ่ายเกี่ยวกับจดหน่วยมิเตอร์ แต่อย่างไรก็ตามข้อมูลจากระบบ AMR นั้นถูกใช้งานในระบบบิลลิ่งเป็นหลักเท่านั้น บางการไฟฟ้านั้นมีแผนเชิงรุกโดยการติดตั้งมิเตอร์แบบ AMI แต่ใช้ความสามารถแค่เท่ากับระบบ AMR และรอจนกว่ามาตรฐานและระบบ AMI แข็งแกร่งและจะเริ่มติดตั้งระบบ AMI ใช้งานในอนาคต

 

               1.1 การวัดค่าของสมาร์ทมิเตอร์

                สมาร์ทมิเตอร์จะอ่านค่าวัดแบบคาบเวลา แต่สำหรับฟังก์ชั่นในการจัดการระบบจำหน่าย เช่น DR (Demand Response) และ VVWC (Volt, VAR, Watt Control) ค่าวัดจะถูกต้องการทุก ๆ ชั่วโมง หรือ ทุก 15 นาที หรือแม้แต่ทุก 5 นาที ขึ้นอยู่กับความสามารถของมิเตอร์และความต้องการของฟังก์ชั่น บางค่าวัด หรือ ทั้งหมดอาจจะต้องสามารถถูกส่งได้ทุกช่วงเวลาที่ระบบนั้น ๆ ต้องการ เช่น

• ค่าการใช้พลังงานไฟฟ้าสะสม (KWh) ทุกช่วงเวลาจนถึงจุดปลายของคาบเวลา ดังนั้นการใช้พลังงานในช่วงเวลา คือ ความแตกต่างระหว่างวัดการใช้พลังงานสะสมของสองช่วงคาบที่ต่อเนื่องกัน
• ค่าวัดแรงดันไฟฟ้าแบบชั่วขณะ (V_rms) ซึ่งทั่วไปจะวัดที่ตำแหน่งปลายของคาบเวลา
• ค่าวัดกระแสไฟฟ้าแบบชั่วขณะ (A_rms) ซึ่งทั่วไปจะวัดที่ตำแหน่งปลายของคาบเวลา
• ค่าวัดกำลังไฟฟ้าแบบชั่วขณะ (W_rms) ซึ่งทั่วไปจะวัดที่ตำแหน่งปลายของคาบเวลา
• ค่าวัดกำลังไฟฟ้าเฉลี่ยตลอดคาบเวลา
• ค่าวัดกำลังเสมือนแบบชั่วขณะ (VAR) ซึ่งทั่วไปจะวัดที่ตำแหน่งปลายของคาบเวลา
• ค่ากำลังเสมือนเฉลี่ยตลอดช่วงคาบเวลา
• ค่าการใช้พลังงานเสมือนสะสม (KVARh) ตลอดช่วงคาบเวลา
• ค่าวัดเพาเวอร์แฟกเตอร์ (PF) แบบชั่วขณะที่ตำแหน่งของคาบเวลา
• ค่าวัดมุมเฟสที่ตำแหน่งปลายของคาบเวลา
• ราคาไฟฟ้าแบบเคลื่อนไหว เช่น TOU, CPP หรือ RTR ที่กำลังใช้งานระหว่างช่วงคาบเวลา กรณีที่ลูกค้าไฟฟ้านั้นเข้าโปรแกรมระบบค่าไฟฟ้าแบบเคลื่อนไหว

 

               อะลาร์มเกี่ยวกับค่าวัดก็สามารถส่งไปยังระบบ MDMS ได้โดยสมาร์ทมิเตอร์ ถ้าค่าวัดที่ระบุมากกว่า หรือ ต่ำกว่าค่าเงื่อนไข (Threshold) ที่ตั้งไว้ สำหรับมิเตอร์ 3 เฟส ค่าวัดที่กล่าวมาจะต้องสามารถอ่านได้ทั้งแบบต่อเฟส, ต่อไลน์ หรือทั้งสามเฟสแล้วแต่ความต้องการ อีกอย่างในทางปฏิบัติอุปกรณ์ CT และ PT อาจเป็นที่ต้องการสำหรับกรณีที่ระบบไฟฟ้าที่วัดค่ามีค่าแรงดันสูง หรือ มีปริมาณกระแสสูง

               กรณีผู้ใช้ไฟฟ้าที่มี DG นั้นสมาร์ทมิเตอร์สามารถวัดการทิศทางการไหลของพลังงานไฟฟ้า การวัดค่าดังกล่าวสามารถถูกใช้เพื่อประเมินว่า DG มีการจ่ายไฟฟ้าเข้ากริดไฟฟ้า หรือ ออกกริดไฟฟ้า หลายกรณีที่มีมิเตอร์สองตัวที่ฝั่งลูกค้าที่มี DG นั้นคือ มีมิเตอร์ตัวหนึ่งใช้สำหรับวัดไฟฟ้าที่รับมาจากกริด และอีกมิเตอร์สำหรับวัดค่าไฟฟ้าที่ส่งเข้ากริดจาก DG

               อีกประการหนึ่ง ระบบ AMI ยังสนับสนุนการสั่งตัดต่อมิเตอร์เพื่อระงับการจ่ายไฟฟ้าจากระยะไกล สนับสนุนการทำรีโมทและอัพโหลดเฟิร์มแวร์และซอฟต์แวร์ของสมาร์ทมิเตอร์จากระยะไกลได้

 

 

รูปที่ 28 การเชื่อมต่อผ่านคอนเซนเตรเตอร์

 

 

               1.2 ระบบเครือข่ายสำหรับระบบ AMI

               มีสองวิธีการหลักในการเชื่อมต่อสมาร์ทมิเตอร์เข้ากับระบบ MDMS ดังแสดงในรูปที่ 27 และ 28 โดนวิธีการที่หนึ่ง นั้นคือ แต่ละสมาร์ทมิเตอร์จะติดต่อโดยตรงกับระบบ MDMS ผ่านเครือข่ายสื่อสาร พอร์ตสื่อสารที่มากับสมาร์ทมิเตอร์ต้องมีความเหมาะสม หรือ เข้ากันได้กับระบบสื่อสารที่จะเชื่อมต่อกับระบบ MDMS และก็เป็นเรื่องที่สำคัญที่สมาร์ทมิเตอร์ควรสามารถมาจากหลายผู้ผลิตเพื่อป้องกันการพึ่งพาผู้ผลิตเพียงเจ้าเดียว นั้นคือ การกำหนดมาตรฐานในการเชื่อมต่อ ซึ่งปัจจุบันยังมีหลายมาตรฐานที่กำลังแข่งขันกัน เช่น ANSI C12.19 , C12.22 (ฝั่งอเมริกา), DLMS/COSEM (ฝั่งยุโรป) หรือแม้กระทั้งรวมไปถึงมาตรฐาน DNP3 และ IEC61850 ซึ่งเป็นข้อกังวลในปัจจุบันว่ามาตรฐานใดเหมาะสมกว่า อย่างที่ได้กล่าวมาแล้วข้างต้น การติดตั้งระบบ AMI นั้นได้เป็นหนึ่งในภารกิจหลักสำหรับระบบสมาร์ทกริดในหลาย ๆ การไฟฟ้าด้วยขนาดจำนวนมิเตอร์ที่มีปริมาณมากที่ต้องติดตั้ง อย่างไรก็ตามปัจจุบันการติดตั้งระบบ AMI ยังมีปัญหาอุปสรรคจากการขาดเครือข่ายสื่อสารที่เหมาะสมกับการลงทุนเพื่อสนับสนุนการเข้าถึงทุกทุกมิเตอร์ของฝั่งผู้ใช้ไฟฟ้า ยิ่งกว่านั้นมาตรฐานมิเตอร์และระบบ AMI ที่ยังถือว่าไม่แข็งแกร่งทำให้เกิดมีหลายผลิตภัณฑ์ หลายคุณสมบัติที่ต้องขบคิดในการเลือกนำมาใช้งานเพื่อให้สามารถใช้งานได้ยาวนาน แต่อย่างไรก็ตามมีหลายระบบ AMI ในปัจจุบันที่ทำงานตามมาตรฐานเฉพาะตามผู้ผลิต โดยทั่วไปวิธีการติดตั้งระบบ AMI จะเป็นไปตามรูปที่ 27และ 28

 

               แต่ละวิธีการก็มีรายละเอียดแตกต่างกันไปตามผู้ผลิต แต่อย่างไรก็ตามระบบ AMI ก็มีองค์ประกอบ 4 ประการดังต่อไปนี้

1. NAN (Neighborhood Area Network) เทคโนโลยีที่ถูกเลือกใช้มากที่สุด คือ สัญญาณวิทยุ RF แบบเมช หรือ ตาข่าย (Radio-frequency Mesh) และ PLC (Power Line Carrier) บนช่องความถี่แคบ หรือ PLC-NB (PLC Narrowband) สำหรับ RF แบบเมชนั้นอยู่บนพื้นฐานของการสื่อสารแบบวิทยุบนคลื่นความถี่สาธารณะที่ไม่มีค่าสัปทานซึ่งขึ้นอยู่กับการจัดสรรของแต่ละประเทศ เช่น ประเทศสหรัฐอเมริกาจะมีคลื่นที่ 900 MHz และ 2.4 GHz ใช้สำหรับงานอุตสาหกรรม, วิทยาศาสตร์ และทางการแพทย์ สำหรับ PLC จะใช้สายไฟฟ้าที่เชื่อมต่อกับหม้อแปลงจำหน่ายด้านทุติยภูมิเพื่อเข้าถึงผู้ใช้ไฟฟ้า ข้อดีของการสื่อสารแบบนี้ ก็คือ การใช้สื่อสัญญาณทางอากาศและสายไฟฟ้าที่เป็นโครงสร้างพื้นฐานอยู่แล้วทำให้ประหยัดงบประมาณในการเช่าระบบเครือข่ายจากผู้ให้บริการแบบต่าง ๆ
2. สมาร์ทมิเตอร์ สมาร์ทมิเตอร์อาจต้องสนับสนุนการเชื่อมต่อเข้ากับ NAN อุปกรณ์เชื่อมต่อนี้อาจถูกรวมเข้าไปในตัวมิเตอร์ หรือ เป็นอุปกรณ์เสริมต่อเพิ่มไปยังสมาร์ทมิเตอร์ที่อาจจะมาจากหลายผู้ผลิต และมีหลากหลายโมเดลได้ ที่ชั้นเลเยอร์ฟิสิคอลและชั้น MAC สำหรับ AMI เพื่อการบนสื่อ RF แบบเมช และ PLC-NB กำลังค่อย ๆ เป็นมาตรฐานที่แข็งแกร่ง สำหรับบางความต้องการของระบบ AMI อาจจะเพิ่มฟังก์ชั่นเฉพาะเข้าไปในการเชื่อมต่อจนกว่ามาตรฐานกลางได้รับการยอมรับและครอบคลุมอย่างกว้างขวาง สำหรับในประเทศสหรัฐอเมริกา มาตรฐาน IEEE 802.15.4g คือ มาตรฐานที่ใช้สำหรับชั้นเลเยอร์ฟิสิคอลและ MAC ในกรณีที่ใช้สื่อ RF แบบเมช แต่สำหรับ PLC-NB นั้นยังคงมีหลายมาตรฐานมากซึ่งบ่งบอกถึงความไม่แข็งแกร่งของมาตรฐาน ยกตัวอย่างมาตรฐานสำหรับ PLC-NB เช่น IEC/ISO 14908-3, IEC 61334, IEEE2, PRIME, G3-PLC และ IEC 9955/56
3. ดาต้าคอนเซนเตรเตอร์ (Meter Data Concentrator) อุปกรณ์ดังกล่าวบางครั้งเรียกอีกอย่างว่า คอลเล็คเตอร์ (Collector) ซึ่งอุปกรณ์ดังกล่าวมีหน้าที่สนับสนุนการสื่อสารในลักษณะเป็นผู้แทนของมิเตอร์บนระบบ NAN เพื่ออ่านค่าวัดและอะลาร์มที่สร้างจากหลายมิเตอร์ ร่วมทั้งการส่งต่อคำสั่งที่ส่งมาจากระบบ MDMS และทำการตอบสนองคำสั่ง

 

 

รูปที่ 29 ตารางข้อมูลตามมาตรฐาน ANSI C12.19

 

 

               1.3 มาตรฐานสมาร์ทมิเตอร์

              ในขณะที่ปัจจุบันระบบ AMI ส่วนใหญ่ทำงานบนมาตรฐานเฉพาะของผู้ผลิต แต่อย่างไรก็ตามระบบ AMI ที่มีพื้นฐานแบบเชื่อมต่อมิเตอร์เข้ากับ MDMS โดยตรงยังต้องการความชัดเจนในอนาคต เช่น การพัฒนามาตรฐานการเชื่อมต่อและการสนับสนุนจากผู้ผลิต ปัจจุบันเริ่มได้มีมาตรฐานการสื่อสารดังกล่าวแล้ว มาตรฐานหนึ่งที่หลายผู้ผลิตเริ่มนำใช้งานนั้นคือ ANSI C12.19 สำหรับมาตรฐาน ANSI C12.19 ได้ให้จัดทำโครงสร้างข้อมูลมาตรฐานแบบตาราง หรือ เทเบิล (Table) ดังรูปที่ 29 สำหรับถ่ายโอนข้อมูลระหว่างสมาร์ทมิเตอร์และระบบ MDMS สำหรับมาตรฐาน ANSI C12.22 สามารถถูกใช้สำหรับการสื่อสารระหว่างสมาร์ทมิเตอร์และระบบ MDMS ในกรณีที่เป็นโหนดที่สมาร์ทมิเตอร์แบบสำเร็จรวมทุกฟังก์ชั่น (Integrated Node) ดังรูปที่ 30 มาตรฐาน C12.22 ได้กำหนดรายละเอียดเพียงชั้นแอพพลิเคชั่นเลเยอร์ซึ่งรวมรูปแบบเทเบิลข้อมูลตามมาตรฐาน ANSI C12.19 สำหรับชั้นเลเยอร์อื่น ๆ ของสมาร์ทมิเตอร์แบบสำเร็จจะให้ใช้จากโปรโตคอลในระบบสื่อสารหลักโดยปกติจะใช้จากโปรโตคอล TCP/IP ดังนั้นมาตรฐาน C12.22 จึงไม่ได้ระบุ 6 ชั้นดังกล่าวสำหรับสมาร์ทมิเตอร์แบบสำเร็จรูป

 

 

รูปที่ 30 รูปแบบโปรโตคอลสำหรับการเชื่อมต่อแบบโดยตรง

 

 

 

รูปที่ 31 รูปแบบโปรโตคอลสำหรับการเชื่อมต่อผ่านคอนเซนเตรเตอร์

 

 

2. ระบบจำหน่ายอัตโนมัติ (Distribution Automation)

 

               ระบบจำหน่ายอัตโนมัติ (DA: Distribution Automation) นั้นมีความหมายที่ค่อนข้างกว้าง โดยปกติจะสามารถอ้างอิงถึงระบบอัตโนมัติทุกฟังก์ชั่นที่เกี่ยวข้องกับระบบจำหน่ายที่ใช้ข้อมูลจากอุปกรณ์ในสถานีย่อย, อุปกรณ์ที่ติดตั้งบนสายป้อน และมิเตอร์ที่ติดตั้งที่ผู้ใช้ไฟฟ้า ดังนั้นระบบ SCADA ที่มอนิเตอร์และควบคุมสถานีย่อยก็สามารถถูกพิจารณาให้เป็นหนึ่งในฟังก์ชั่นของ DA ได้ ระบบ AMI ก็สามารถถูกพิจารณาเป็นฟังก์ชั่นของ DA ได้เช่นกัน เนื่องจากมีฟังก์ชั่นจำนวนมากในระบบ DMS (Distribution Management System) ซึ่งเป็นระบบจัดการของ DA โดยใช้ข้อมูลจากระบบ AMI เป็นส่วนหลัก แต่อย่างไรก็ตามได้มีการยอมรับในความหมายและนิยามของ DA ในทางปฏิบัติ คือ การอ่านค่าวัด และควบคุมอุปกรณ์หรือ IED ที่ติดตั้งบนสายป้อนกว่าเท่านั้น เหตุผลที่จำกัดนิยามระบบ DA ดังต่อไปนี้

 

1. ระบบ SCADA นั้นได้ติดตั้งใช้งานในสถานีย่อยมาหลายศตวรรษก่อนระบบ DA
2. หลายการไฟฟ้าได้เริ่มติดตั้งระบบสถานีย่อยอัตโนมัติบนมาตรฐาน IEC61850 ซึ่งอาจจะทำให้มีปัญหาในการกำหนดมาตรฐานของระบบ DA ที่มาภายหลัง
3. ดังนั้นการติดตั้งสมาร์ทกริดที่มีหลายส่วนที่มีจุดเริ่มต่างกันทำให้มีมาตรฐานเดียวกันทำได้ยาก

 

               ดังนั้นปัจจุบันระบบ SCADA, AMI, และ DA นั้นได้ยอมรับว่าเป็นระบบที่อิสระจากกันถึงแม้แต่จะมีบางฟังก์ชั่นของ DMS สมัยใหม่รวบรวมข้อมูลจากหนึ่ง, สอง, หรือสาม ของระบบดังกล่าว

 

 

 

 

เอกสารอ้างอิง

1. Budka, J.Deshpande, T.Doumi, M. Madden, T. Mew: Communication Network Architecture and design principles for Smart Grid, Bell Labs Tech., 2010.
2. Fulcher, an Introduction to Microcomputer Systems: Architecture and Interfacing. Addison-Wesley, Sydney,1989.
3. Mackay, E. Wright, D.Reynders and .J Park, Practical Industrial Data Network: Design, Installation and Troubleshooting. IDC Technologies, Perth,2004.
4. International Electrotechnical Commision. IEC60870-5 Telecontrol equipment and systems. Part 5: Transmission protocols.
5. Brand, V.Lohmann, and W. Wimmer, “Substation Automation Handbook”, Utility Automation Consulting Lohmann, Bremgaten, Switzerland, 2003.
6. Natural Resources Defense Council: Renewable Energy for America, NRDC.