No.280

 พิชิต จินตโกศลวิทย์

pichitor@yahoo.com

 

 

 

 

ความเชื่อถือได้ของระบบไฟฟ้ามีความสำคัญต่อภาคอุตสาหกรรม อันเนื่องจากเหตุขัดข้องทางไฟฟ้าอาจจะทำให้เกิดความสูญเสียความสามารถและโอกาสในการผลิต รวมทั้งเครื่องจักรราคาสูงอาจชำรุดได้ ในปัจจุบันมีโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารสำนักงานขนาดใหญ่จึงมีสถานีย่อยไฟฟ้าเป็นของตนเอง ส่งผลทำให้มีความเชื่อถือได้และความต่อเนื่องในการใช้งานระบบไฟฟ้าของโรงงานอุตสาหกรรมและอาคารสำนักงานดังกล่าว

 

 

          ในระบบจำหน่ายไฟฟ้าของการไฟฟ้า สถานีย่อยไฟฟ้าแรงสูงของลูกค้าที่ไม่ใช่ของการไฟฟ้า เช่น โรงงานอุตสาหกรรม หรือ กลุ่มที่พักอาศัยขนาดใหญ่ (Complex) ปกติแล้วจะรับพลังงานไฟฟ้าจากสายส่งไฟฟ้าเพียงหนึ่งสายส่ง โดยใช้วิธีการแท็ป (Tap) ดังรูปที่ 1 บนสายส่งของการไฟฟ้าที่มีลักษณะเชื่อมต่อระหว่างสถานีย่อยของการไฟฟ้าแบบโอเพ่นลูป (Open-loop) สืบเนื่องจากเหตุผลหลายประการ เช่น การสร้างสถานีย่อยของลูกค้าเพื่อรองรับสองสายส่ง จะใช้งบประมาณในการลงทุนสูง อีกประการอาจจะทำให้ระบบจำหน่ายของการไฟฟ้ามีความเชื่อถือต่ำลง อันเนื่องจากมีอุปกรณ์ตัดตอนในสายส่งที่การไฟฟ้าไม่สามารถควบคุมโดยตรงได้ โดยเฉพาะในช่วงเวลาฉุกเฉิน แต่การแท็ปแบบลักษณะดังกล่าวนั้นได้ถูกใช้กันมายาวนาน และก็สามารถตอบสนองความต้องการของลูกค้าในขณะนั้นได้เป็นอย่างดี อันเนื่องจากในสมัยก่อนจำนวนของเกิดฟอลต์ (Fault) บนสายส่งอากาศที่ค่อนข้างต่ำอันเนื่องจากสายส่งนั้นอยู่สูงจากสิ่งก่อสร้างค่อนข้างมาก

 

 

รูปที่ 1 การเชื่อมสถานีย่อยลูกค้ากับระบบจำหน่ายของการไฟฟ้า

 

          ปัจจุบันนี้ประเทศไทยพัฒนาไปมากโดยเฉพาะเขตกรุงเทพ และปริมณฑล ทำให้เกิดการสร้างอาคารสูง หรือ โครงสร้างสูงอื่น ๆ เช่น ป้ายโฆษณา, ทางด่วน, รางรถไฟฟ้า ส่งผลทำให้เพิ่มความน่าจะเป็นในการเกิดการฟอลต์บนสายส่งอากาศเพิ่มขึ้นอย่างชัดเจนและมีหลายสาเหตุที่ควบคุมได้ยากลำบาก ยกตัวอย่าง ในรูปที่ 2 ฟอลต์บนสายส่งอากาศที่เกิดจากป้ายผ้าโฆษณาปลิวมาโดนซึ่งต้องมีหลายหน่วยงานราชการต้องออกระเบียบควบคุมป้ายโฆษณาให้ได้มาตรฐาน

 

 

รูปที่ 2 แสดงฟอลต์บนสายส่งอากาศอันเนื่องจากป้ายโฆษณาปลิวมาโดน

 

          ฟอลต์สายส่งอากาศอาจจะเกิดจากสัตว์ตามธรรมชาติ ถึงแม้จะมีการเพิ่มอุปกรณ์ป้องกันแต่ก็สามารถจะป้องกันได้ทุกกรณี ตัวอย่างที่น่าสนใจ คือ การเกิดฟอลต์จากอีกา 2 ตัว ดังรูปที่ 3 โดยปกติระยะห่างจากสายส่งจากเฟสหนึ่งไปยังอีกเฟสหนึ่งค่อนข้างกว้าง และ ไม่มีโอกาสที่นกตัวเดียวจะทำให้เกิดฟอลต์ได้ แต่ก็มีนกอีกาสองตัวเกิดตีกันโดยที่ตัวหนึ่งไปกระทบเฟสหนึ่ง และอีกตัวกระทบอีกเฟสหนึ่งทำให้เกิดฟอลต์ขึ้นได้

 

 

รูปที่ 3 แสดงฟอลต์บนสายส่งอากาศอันเนื่องจากนกอีกา

 

          และด้วยมีเหตุการณ์ที่ทำให้เกิดฟอลต์ได้ การไฟฟ้าจึงได้ทำการติดตั้งสวิตช์ใบมีด (LBS: Load-break Switch) ที่ควบคุมได้จากระยะไกลจำนวน 3 ตัว ที่แต่ละจุดแท็ป ดังแสดงในรูปที่ 4 เพื่อจะทำการสวิตชิ่งถ่ายโหลดได้รวดเร็วยิ่งขึ้นในกรณีฉุกเฉินโดยการไฟฟ้าสามารถสั่งปลดสับสวิตช์ใบมีดจากศูนย์สั่งการได้ อย่างไรก็ตามบางฟอลต์ที่เกิดขึ้นแต่ยังไม่สามารถหาตำแหน่งการเกิดได้ชัดเจน การไฟฟ้าจำเป็นต้องใช้เวลาในการวิ่งรถตรวจสายส่ง รวมทั้งการเคลียร์ต้นเหตุของฟอลต์ออกจากสายส่งอากาศซึ่งต้องใช้ระยะเวลาก่อนที่จะทำการสวิตชิ่งถ่ายโหลด ส่งผลทำให้โหลดทั้งหมดที่เกาะอยู่บนสายส่งอากาศนั้นไม่มีไฟฟ้าใช้เป็นระยะเวลานานโดยเฉพาะถ้าเกิดมีฟอลต์ในช่วงเวลาที่จราจรติดขัด การไฟฟ้าได้ทดลองใช้หลายวิธีการในการช่วยหาตำแหน่งของฟอลต์บนสายส่งอากาศจากจุดแท็ป แต่ก็เป็นเพียงวิธีการที่ไม่ถาวรรวมทั้งมีข้อจำกัดที่ค่อนข้างมาก เช่น การติดตั้ง FCI (Fault Circuit Indicator) ก็จะพบว่าอุปกรณ์ชำรุดบ่อยอันเนื่องจากสภาวะอากาศของประเทศไทยที่ร้อน หรือการติดตั้งกล้องวงจรปิดเพื่อใช้หาแสงแฟลชอันเกิดจากฟอลต์ก็ไม่สามารถตรวจสอบพบทุกกรณี

 

 

 

รูปที่ 4 แสดงอุปกรณ์ LBS ที่ตำแหน่งจุดแท็ป

 

 

1. สถานีสับเปลี่ยนขนาดเล็ก (Switching-unit Substation)

 

          จากปัญหาดังที่กล่าวมาข้างต้น การไฟฟ้าจึงได้ทำการออกแบบเพื่อปรับปรุงระบบสายส่ง ณ จุด แท็ปโดยการสร้างสถานีสับเปลี่ยนขนาดเล็กเพื่อความเชื่อถือได้ให้กับลูกค้า และระบบจำหน่ายของการไฟฟ้าเอง สำหรับลูกค้าแรงสูงนั้น ซึ่งปกติจะเป็นลูกค้าประเภทโรงงานอุตสาหกรรมที่ต้องการความเชื่อถือได้ของระบบไฟฟ้าสูงสำหรับการผลิตทุก ๆ วัน การที่ผลิตสินค้าไม่ทันกำหนด อาจจะสูญเสียลูกค้าไประยะเวลานาน อันเนื่องจากลูกค้าของโรงงานก็มีผู้ผลิตสำรองกรณีฉุกเฉิน เมื่อมีสั่งเปลี่ยนผู้ผลิต ก็ต้องรอผู้ผลิตที่มีทดแทนมีปัญหาจึงจะกลับมาเป็นผู้ผลิตอีกครั้งซึ่งก็ไม่ทราบว่าเมื่อใด ด้วยเหตุผลลักษณะดังกล่าวทำให้ลูกค้าไฟฟ้าแรงสูงรายใหญ่จึงต้องการเข้ามีส่วนร่วมในโครงการสถานีสับเปลี่ยนขนาดเล็กด้วย โดยอาจจะมอบที่ดินหรือพื้นที่ในการก่อสร้างสถานีสับเปลี่ยนขนาดเล็ก ยิ่งกว่านั้นเพื่อเพิ่มความเชื่อถือได้ให้สูงสุด การไฟฟ้าจึงได้ออกแบบให้มีการลากสายเคเบิลใต้ดินจากสถานีสับเปลี่ยนขนาดเล็กไปยังสถานีย่อยของลูกค้าดังแสดงในรูปที่ 5

 

 

รูปที่ 5 แสดงการเชื่อมต่อระหว่างสถานีสับเปลี่ยนขนาดเล็กกับสถานีย่อยลูกค้า

 

          สถานีสับเปลี่ยนขนาดเล็กก็คือ สถานีย่อยขนาดเล็กไม่มีช่างไฟฟ้าประจำสถานี (Unmanned Substation) ที่ไม่มีหม้อแปลงกำลัง แต่ออกแบบเพื่อจุดประสงค์เพื่อการถ่ายโอนโหลดได้อย่างสะดวก และสามารถทราบทิศของตำแหน่งฟอลต์บนสายส่งอากาศได้อย่างถูกต้อง โดยปกติสถานีสับเปลี่ยนขนาดเล็กจะรับสายส่งอินคัมมิ่ง (Incoming Line) จำนวน 2 ไลน์จากระบบจำหน่ายของการไฟฟ้า และส่งต่อไฟฟ้าด้วยสายส่งเอาต์โกอิ้ง (Outgoing Line) จำนวน 2 หรือ 3 สายส่งไปยังสถานีย่อยลูกค้าดังแสดงในรูปที่ 6 และเพื่อการทำสวิตชิ่งถ่ายโหลดได้รวดเร็วขึ้น สถานีสับเปลี่ยนขนาดเล็กต้องติดตั้งที่รีเลย์ป้องกันที่ถูกต้อง นั้นคือ รีเลย์ป้องกันประเภททิศทาง หรือระยะทาง หรือผลต่าง ขึ้นอยู่กับข้อจำกัดของระยะทางสายส่งอากาศ ดังนั้นศูนย์ SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition) สามารถควบคุมและมอนิเตอร์ได้อย่างถูกต้องโดยเฉพาะในช่วงเวลาฉุกเฉิน

 

 

รูปที่ 6 แสดงสถานีสับเปลี่ยนขนาดเล็กในนิคมอุตสาหกรรมลาดกระบัง

 

 

2. ระบบควบคุมสำหรับสถานีสับเปลี่ยนขนาดเล็ก

 

          อันที่จริงจำนวนสถานีสับเปลี่ยนขนาดเล็กนั้นไม่ได้อยู่ในแผนการออกแบบของระบบควบคุม SCADA ตั้งแต่แรกเริ่ม ส่งผลทำให้เกิดการไม่เพียงพอของช่องแชนแนลสื่อสาร (Communication Channel) ของอุปกรณ์ฟรอนต์เอนด์ (Front End) ของ SCADA เพื่อรองรับแผนการเกิดของสถานีสับเปลี่ยนขนาดเล็กทั้งหมด ยิ่งกว่านั้นราคาของแชนแนลสื่อสารดังกล่าวก็มีราคาค่อนข้างสูงโดยมีราคาประมาณช่องละหนึ่งล้านบาท เพื่อที่จะให้ศูนย์ SCADA สามารถควบคุมและมอนิเตอร์ได้นั้นต้องมีการออกแบบระบบควบคุมสถานีย่อย (SCS: Substation Control System) ให้สามารถรองรับข้อจำกัดดังกล่าวได้ ดังนั้นการไฟฟ้าจึงพิจารณาสถานีย่อยลูกค้าเป็น 2 ประเภท นั้นคือ ลูกค้าหน่วยงานราชการ และลูกค้าเอกชน สำหรับสถานีย่อยลูกค้าหน่วยงานราชการนั้นการไฟฟ้าจะให้ช่องสื่อสารเฉพาะ แต่สำหรับสถานีย่อยลูกค้าเอกชนจะให้ช่องแชนแนลสื่อสารแบบใช้ร่วมกันกับสถานีย่อยของการไฟฟ้าเพื่อจะบริหารจำนวนช่องสื่อสารที่จำกัด แต่อย่างไรก็ตามการใช้ช่องแชนแนลสื่อสารร่วมกันจะมีข้อจำกัดในการควบคุมอุปกรณ์ นั้นคือ ไม่สามารถทำการคอนโทรลอุปกรณ์ตัดตอนมากกว่าหนึ่งตัวในเวลาเดียวกัน ส่งผลอาจจะทำให้การทำสวิตชิ่งล่าช้าขึ้นเล็กน้อย สืบเนื่องการใช้อุปกรณ์เซคคั่นดารีในสถานีสับเปลี่ยนขนาดเล็กอาจจะมีหลายรูปแบบขึ้นอยู่กับหลายปัจจัย เช่น งบประมาณสนับสนุน หรือระดับความสำคัญของโหลด และเพื่อสนับสนุนทุกความต้องการในการควบคุมสถานี ระบบ SCS จะต้องสนับสนุนฟังก์ชั่น IEC61850-MMS-client สำหรับเชื่อมต่อกับรีเลย์ป้องกันประเภท IEC61850 เพื่อรับค่าวัดทางไฟฟ้า, สถานะและอะลาร์มภายในตัวรีเลย์ป้องกัน อย่างไรก็ตามถ้ารีเลย์ป้องกันไม่ได้เป็นประเภท IEC61850 ระบบควบคุมสถานีย่อยจะใช้วิธีเชื่อมต่อด้วยสายคอนโทรล (Hard-wiring) กับรีเลย์ป้องกันเพื่อรับเฉพาะสถานะและอะลาร์ม ส่วนเรื่องค่าวัดจำเป็นต้องใช้เพาเวอร์มิเตอร์ (Power Meter) ที่ใช้โปรโตคอล Modbus ระบบ SCS ยังต้องมอนิเตอร์ และควบคุมอุปกรณ์ไพรมารีผ่านสายคอนโทรล สิ่งที่สำคัญของระบบ SCS คือ ต้องสนับสนุนฟังก์ชั่น IEC61850-MMS Server แบบหลายเซิร์ฟเวอร์ และจำนวน MMS Report เพียงพอสำหรับรองรับหลายไคลเอนต์ นั้นคือ CCU จำนวน 2 ตัวที่สถานีย่อยข้างเคียง ทำหน้าที่เป็นเกตุเวย์ส่งข้อมูลต่อให้ศูนย์สั่งการ SCADA ดังรูปที่ 7 เหตุใดต้องต้องรองรับ CCU จำนวน 2 ตัวก็เพราะว่า CCU นั้นทำหน้าที่แบบ Hot-Standby ซึ่งกันและกัน

 

 

 

รูปที่ 7 แสดงสถานีสับเปลี่ยนขนาดเล็กในนิคมอุตสาหกรรมลาดกระบัง

 

          หนึ่งในตัวอย่าง คือ สถานีสับเปลี่ยนขนาดเล็กในนิคมอุตสาหกรรมลาดกระบัง โดยสถานีสับเปลี่ยนขนาดเล็กดังกล่าวจะส่งข้อมูลในสถานีไปยังอุปกรณ์ CCU จำนวน 2 ตัว และ HMI (Human-Machine Interface) ของสถานีย่อยลาดกระบังของการไฟฟ้า ดังนั้น HMI ของสถานีย่อยลาดกระบังจะสามารถมอนิเตอร์และควบคุมของอุปกรณ์ตัดตอนภายในสถานีสับเปลี่ยนขนาดเล็กดังกล่าวพร้อมกับศูนย์ SCADA ดังแสดงในรูปที่ 8

 

 

รูปที่ 8 แสดงสถานีสับเปลี่ยนขนาดเล็กบน HMI ของสถานีย่อยข้างเคียงด้วย IEC61850 MMS

 

          สืบเนื่องจากศูนย์ SCADA อาจจะใช้สัญญาณซิงเกิลพอยต์ (Single-point Indication) จำนวน 2 สัญญาณมาแทนตำแหน่งอุปกรณ์สวิตช์ตัดตอนที่มี 4 สถานะ (Running, Close, Open และ Fault) แต่ระบบ HMI ที่ใช้มาตรฐาน IEC61850 นั้นจะใช้สัญญาณดับเบิลพอยต์ (Double-point Indication) เพื่อแทนสถานะอุปกรณ์ตัดตอน ดังนั้นเพื่อรองรับรูปแบบสัญญาณที่แตกต่างกันระบบ SCS ต้องมีฟังก์ชั่นในการแมปปิ้ง สำหรับการแชร์ I/O ไปยังโลจิคอลโหนดที่แตกต่างกันของ IEC61850 ดังรูปที่ 9

 

 

รูปที่ 9 แสดงการแชร์ I/O บนหลายโลจิคอลโหนดตามมาตรฐาน IEC61850

 

 

3. ฟังก์ชั่นถ่ายโอนโหลดระหว่างสถานี (ILTF: Intersubstation Line Transfer Function)

 

          ฟังก์ชั่นถ่ายโอนโหลดระหว่างสถานี คือ หนึ่งในฟังก์ชั่นอัตโนมัติที่ถูกออกแบบสำหรับการถ่ายโอนโหลดกรณีฉุกเฉินเพื่อเพิ่มความเชื่อถือได้ให้กับสถานีไฟฟ้าที่จ่ายไฟฟ้าลักษณะอินไลน์ (Inline) ซึ่งก็รวมสถานีสับเปลี่ยนขนาดเล็กที่อาจจะเป็นอินไลน์หรือโอเพ่นลูปก็ได้ ฟังก์ชั่นถ่ายโอนโหลดระหว่างสถานี หรือ ILTF จะทำงานด้วยใช้ข้อมูลจากหลายสถานีที่เกี่ยวข้อง ดังนั้นระบบการสื่อสารจึงเป็นสิ่งที่ต้องการ

 

 

รูปที่ 10 แสดงการเชื่อมต่อระหว่างสถานีย่อยเพื่อทำฟังก์ชั่น ILTF

 

          สำหรับสถานีย่อยที่ใช้มาตรฐาน IEC61850 ซึ่งก็ถูกนำมาใช้อย่างแพร่หลายในปัจจุบันสำหรับอุตสาหกรรมพลังงานไฟฟ้า โดยสถาปัตยกรรมการสื่อสารของมาตรฐาน IEC61850 จะทำงานบนเทคโนโลยีอีเทอร์เน็ต (Ethernet) และ TCP/IP ดังนั้น สถานีย่อยมาตรฐาน IEC61850 จะสามารถสื่อสารกับสถานีย่อยอื่น ๆ เพื่อทำฟังก์ชั่น ILTF ได้ สืบเนื่องจากฟังก์ชั่น ILTF นั้นต้องการความเร็วในการตอบสนองสูง ดังนั้นจึงจำเป็นต้องใช้เมสเซจ GOOSE (Generic Object Oriented Substation Event) ในการทำงาน ตัวเมสเซจ GOOSE นั้นทำงานที่ชั้นดาต้าลิงก์ (Data-link Layer) ดังนั้นฟังก์ชั่น ILTF จึงต้องระบบเครือข่ายท้องถิ่นขนาดใหญ่โดยการเชื่อมสองเครือข่ายท้องถิ่นของแต่ละสถานีย่อยเข้าด้วยกันที่ชั้นดาต้าลิงก์ด้วยอุปกรณ์ที่เรียกว่ามีเดียคอนเวอร์เตอร์ (Media Converter หรือ F/O-to-Ethernet Modem) ที่จะยืดเครือข่ายท้องถิ่นเข้าหากันผ่านสายใยแก้วนำแสงดังรูปที่ 10  อย่างไรก็ตามการสร้างเครือข่ายท้องถิ่นขนาดใหญ่นั้นมีจุดอ่อนหลายจุด เช่น มีผลกระทบจากทราฟฟิก (Traffic) จากสถานีย่อยหนึ่งไปอีกสถานีย่อยหนึ่ง และในเรื่องระดับความปลอดภัยของเครือข่ายที่ต่ำลง ดังนั้นผู้ดูแลเครือข่ายจะต้องคอนฟิกอุปกรณ์อีเทอร์เน็ตสวิตช์ให้ดีที่สุดเพื่อลดผลกระทบให้น้อยสุดเท่าที่เป็นไปได้

 

 

รูปที่ 11 แสดงตัวอย่างการทำงานของฟังก์ชั่น ILTF

 

          ตัวอย่างการทำงานของฟังก์ชั่น ILTF ดังรูปที่ 11 คือ เมื่อรีเลย์แรงดันต่ำตรวจเจอแรงดันต่ำเกิดขึ้นบนสายส่งที่มาสถานีต้นทางที่ 1 ที่จ่ายไฟให้สถานีย่อยที่จ่ายไฟฟ้าแบบอินไลน์เป็นระยะเวลา 0.2 วินาที และขณะนั้นไม่มีสัญญาณอื่น ๆ ที่เกี่ยวกับระบบป้องกันเกิดขึ้นที่สถานีย่อยอินไลน์ และ สถานีย่อยโอเพ่นลูป ดังนั้นฟอลต์ต้องเกิดที่ระหว่างสถานีต้นทางที่ 1และสถานีย่อยอินไลน์แน่นอน ฟังก์ชั่น ILTF ก็จะปลดเซอร์กิตเบรกเกอร์ของอินคัมมิ่งที่รับจากสถานีต้นทางที่ 1 เพื่อแยกฟอลต์ออกก่อน และหลังจากนั้นก็จะสับเซอร์กิตเบรกเกอร์ที่ตำแหน่งบัสคัปเปลอร์ของสถานีย่อยที่เป็นโอเพ่นลูป เพื่อจะส่งต่อพลังงานไฟฟ้าจากสถานีย่อยโอเพ่นลูปที่รับไฟฟ้าจากสถานีต้นทางที่ 2 ไปยังสถานีย่อยอินไลน์ ทำให้ระยะไฟฟ้าดับที่สถานีย่อยอินไลน์นั้นสั้นมากจนแทบไม่มีผลกระทบ

 

 

เอกสารอ้างอิง

1. K.Budka, J.Deshpande, T. Doumi, M. Madden, T.Mew: Communication Network Architecture and design principles for Smart Grid, Bell Labs Tech., 2010
2. J.Fulcher, An Introduction to Microcomputer Systems: Architecture and Interfacing. Addison-Wesley, Sydney,1989
3. S. 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. K. 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
7. C. Kriger, S.Behardien, and J.Reonda-Modiya, A Detailed Analysis of the GOOSE Message Structure in an IEC61850 Standard-Based Substation Automation System, 2013