ระบบจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าขั้นสูง

By Alvin Razon, Tony Thomas, and Venkat Banunarayanan

บทความแปล ได้รับอนุญาตจาก IEEE Power & Energy Society
ห้ามจำหน่าย ดัดแปลง หรือนำเนื้อหาส่วนใดส่วนหนึ่งไปใช้โดยไม่ได้รับอนุญาต

วิวัฒนาการของระบบไฟฟ้าจากรูปแบบการผลิตไฟฟ้าแบบรวมศูนย์ (Centralized Generation) ไปสู่รูปแบบโครงสร้างแบบกระจายตัว (Distributed) ที่ซับซ้อน ที่ประกอบด้วยเครื่องกำเนิดไฟฟ้าที่ควบคุมได้ (Controllable Generator) และลูกค้าที่สามารถผลิตไฟฟ้าเองได้ (Prosumer) จำนวนมหาศาล การเปลี่ยนแปลงดังกล่าวเห็นได้ชัดในระดับระบบจำหน่ายไฟฟ้า (Distribution System) ที่มีเทคโนโลยีใหม่ๆ เข้ามา ซึ่งจะส่งผลต่อทั้งภาคนโยบาย การวางแผน และการทำงานของการไฟฟ้า ลูกค้าเองก็มีวิวัฒนาการเช่นเดียวกัน โดยในปัจจุบันลูกค้าสามารถผลิตไฟฟ้าและบริหารจัดการการใช้ไฟฟ้าภายในบ้านได้เองผ่าน IoT (Internet of Things) และเชื่อมต่อกับแอปพลิเคชันของกริด (grid application) หรือระบบไฟฟ้า หลักฐานของวิวัฒนาการเห็นได้จากการเพิ่มขึ้นของโซลาร์รูฟท็อป (solar rooftop) และแหล่งผลิตไฟฟ้าแบบกระจายตัว (DER; Distributed Energy Resource) ของลูกค้า(customer) ทำให้ consumer เปลี่ยนไปเป็น prosumer (เป็นทั้งผู้ใช้ไฟฟ้าและผู้ผลิตไฟฟ้า) โดยมีอุปกรณ์/เครื่องมืออัจฉริยะ (smart appliance) ที่สามารถควบคุมและตอบสนองต่อการใช้กำลังงานเพิ่มมากขึ้น สิ่งที่เป็นปัจจัยจากวิวัฒนาการของระบบไฟฟ้า คือการเพิ่มขึ้นของการเชื่อมโยงข้อมูล (data connectivity) การประสานการทำงาน (interoperability) และการบูรณาการระบบ (systems integration) ที่มีความจำเป็นต่อการบริหารจัดการระบบไฟฟ้าที่เปลี่ยนแปลงไปจากเดิม

…การเชื่อมโยงผ่านโปรโตคอลและความสามารถในการทำงานร่วมกันที่ได้มาตรฐาน

ระบบจำหน่ายไฟฟ้ากำลังเปลี่ยนจากรูปแบบการซื้อขายไฟฟ้าแบบทางเดียว (one-way transaction) ที่ต้องผ่านผู้ค้าปลีก (resellers) ไปเป็นรูปแบบที่มีการจัดการกำลังไฟฟ้าและข้อมูลที่ไหล2 ทาง (two-way flow) จากการที่ระบบไฟฟ้ากำลังที่มีแหล่งผลิตไฟฟ้าแบบกระจายตัว (DG; Distributed Generation) เพิ่มขึ้น และข้อมูลแบบเรียลไทม์สำหรับใช้ในการตรวจวัด (monitoring) และวิเคราะห์ (analysis) มากขึ้น ทำให้การไฟฟ้าต้องเผชิญกับความท้าทายเชิงยุทธศาสตร์ในการบูรณาการเทคโนโลยีใหม่ๆ เพื่อให้เกิดความปลอดภัย (safe) เชื่อถือได้ (reliable) ฟื้นคืนสภาพได้ (resilient) และมีความคุ้มค่า (cost-effective) ต่อลูกค้า การไฟฟ้าจำเป็นต้องเข้าใจระบบการติดตาม การตรวจวัด และการควบคุมที่เป็นเทคโนโลยีพื้นฐานของระบบจำหน่ายไฟฟ้าสมัยใหม่ ให้สามารถดำเนินการสำเร็จและเหมาะที่สุด (optimal) จากรูปที่ 1แสดงคุณลักษณะพื้นฐานที่มีความจำเป็นสำหรับระบบไฟฟ้าสมัยใหม่ ดังนั้นการไฟฟ้าหลายๆ แห่งจึงพิจารณาใช้ระบบจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าขั้นสูง (Advanced Distribution Management System; ADMS) เพื่อตอบสนองความต้องการใช้ไฟฟ้าแบบสมัยใหม่รวมถึงการบูรณาการระบบจำหน่ายไฟฟ้าในปัจจุบันและอนาคต

ADMS คืออะไร (ADMS; Advanced Distribution Management System (ระบบจัดการระบบจำหน่ายไฟฟ้าขั้นสูง)

เช่นเดียวกับคำจำกัดความของสมาร์ทกริด (smart grid) แนวคิดของ ADMS ถูกพัฒนาขึ้นในช่วงศวรรษที่ผ่านมา คำจำกัดความไม่ได้ระบุเฉพาะเจาะจงกับเรื่องใดเรื่องหนึ่งโดยเฉพาะแต่เป็นการระบุเพื่อใช้เป็นแนวทางทำให้ระบบปฏิบัติการของการไฟฟ้ามีความทันสมัยมากขึ้น กล่าวอีกนัยหนึ่งคือ ADMS ใช้วิธีการเลือกของที่ต้องการ (à la carte approach) ที่อาจเป็นการรวมกันของระบบแก้กระแสไฟฟ้าขัดข้อง (Outage Management), SCADA, ระบบบริหารจัดการแหล่งผลิตไฟฟ้าแบบกระจายตัว (DEMS; Distributed Energy Resources Management Systems), แอปพลิเคชันมือถือและแอปพลิเคชันขั้นสูงอื่นๆ จากผู้ขายรายเดียวหรือหลายราย (ดูเพิ่มเติมได้ที่บทความของ Charlette ในหัวข้อ “เอกสารอ่านเพิ่มเติม”) ตัวอย่างนิยามหนึ่งของ ADMS โดยห้องปฏิบัติการแห่งชาติแปซิฟิกตะวันตกเฉียงเหนือ (Pacific Northwest National Laboratories) คือ “แพลตฟอร์ม ADMS เป็นเครื่องมือช่วยให้การปฏิบัติการและการวิเคราะห์การจ่ายกระแสไฟฟ้าของการไฟฟ้าที่สามารถบริหารสินทรัพย์ในระบบจำหน่ายไฟฟ้าได้อย่างมีประสิทธิภาพ จัดการข้อมูลชนิดเกือบเรียลไทม์ได้อย่างรวดเร็ว และมีความพร้อมรองรับปริมาณที่เพิ่มขึ้นของ DER และ/หรือ โหลดที่เป็นผู้ผลิตได้ ในฟังก์ชันการทำงานของระบบไฟฟ้าแบบเดิมที่เรียกว่าเป็นแบบ silo ที่ไม่มีการแลกเปลี่ยนข้อมูลระหว่างกันแพลตฟอร์ม ADMS จะเป็นส่วนสำคัญให้แต่ละแอปพลิเคชันอินเตอร์เฟสร่วมกันได้อย่างดี ทำงานตามฟังก์ชันได้ครบถ้วนมีการประสานการทำงาน มีรูปแบบการโต้ตอบที่ถูกกำหนดไว้อย่างดี” (ดูเพิ่มเติมได้ที่บทความของ Agalgaonkar et al. ในหัวข้อ “เอกสารอ่านเพิ่มเติม”) อีกนิยามของ ADMS โดย Gartner คือ “แพลตฟอร์มซอฟต์แวร์ที่สามารถรองรับการทำ DM และการทำให้ระบบไฟฟ้าจ่ายกระแสไฟฟ้าได้อย่างเหมาะสมที่สุด(optimization)” ซึ่ง ADMS ประกอบด้วยฟังก์ชันการฟื้นคืนสภาพหลังกระแสไฟฟ้าขัดข้องอัตโนมัติ (automate outage restoration) และทำให้ประสิทธิภาพการทำงานของระบบจำหน่ายไฟฟ้าเหมาะที่สุด (ดูเพิ่มเติมได้ที่บทความของ Charlette ในหัวข้อ“เอกสารอ่านเพิ่มเติม”)

ความท้าทายของการบูรณาการ ADMS
แม้ว่า ADMS จะมีประโยชน์ตามที่รู้กันดี แต่มีอุปสรรคสำคัญ4 ประการในการนำแพลตฟอร์ม ADMS มาปรับใช้งาน คือ

• ความซับซ้อนของการบูรณาการระบบหลายๆ ระบบเข้าด้วยกัน เพื่อให้มีการเชื่อมโยงกันได้อย่างสมบูรณ์
• ความพร้อมและคุณภาพของแบบจำลองข้อมูล
• ไม่สามารถประเมินและวัดผลประโยชน์ได้อย่างชัดเจน
• ขาดการสื่อสารกันในวงกว้างระหว่างผู้ขาย ในการตอบสนองต่อความต้องการของการไฟฟ้าทุกขนาด

บทความนี้มุ่งเน้นเรื่องความท้าทายตามข้อแรก เพื่อการประสานการทำงานและบูรณาการระบบ ซึ่งความท้าทายที่ยากสุดของการออกแบบและทำระบบ ADMS คือความยุ่งยากซับซ้อนของระบบ ระยะเวลาในการดำเนินการ และการลงทุนสูง เพื่อบูรณาการระบบต่างๆ เข้าด้วยกัน เช่น การบูรณาการระบบ OMS, SCADA, DEMS, AMI และแอปพลิเคชันมือถือต่างๆ เข้าด้วยกัน

 

 

ADMS เป็นการบูรณาการให้ระบบต่างๆ อยู่ภายใต้แบบจำลองระบบไฟฟ้าเดียวกัน ทั้งการตรวจวัด ฐานข้อมูล และสัญญาณควบคุมระบบ ADMS ที่มีประสิทธิภาพจะต้องมีความสมดุลทั้งในส่วนของข้อจำกัดในอดีต ความต้องการในปัจจุบัน และความท้าทายในอนาคต โดยทั่วไปการไฟฟ้าจะทำระบบ ADMS สำหรับแอปพลิเคชันขั้นสูง (advanced application) เช่น การหาตำแหน่งฟอลต์ การแยกฟอลต์ และการฟื้นคืนสภาพจ่ายไฟในพื้นที่ที่ไม่มีฟอลต์ (FLISR; Fault Location, Isolation, and Site Restoration); การควบคุมแรงดันและกำลังไฟฟ้ารีแอกทีฟ (Volt-Var Control)/การหาค่าเหมาะที่สุดของแรงดันและกำลังไฟฟ้ารีแอกทีฟ (Volt-Var Optimization); การบูรณาการระบบบริหารจัดการ DER; โปรแกรมการตอบสนองด้านโหลด (DR; Demand Response); การบริหารจัดการการตัดจ่าย (switching) ทั้งในกรณีที่มีการวางแผนและไม่ได้วางแผน และฟังก์ชันการทำงานอื่นๆ สิ่งสำคัญคือการประสานการทำงาน (interoperability) ของแต่ละระบบ ปัญหาคือแต่ละซอฟต์แวร์จะมีแบบจำลองข้อมูลระบบไฟฟ้าและโปรโตคอลการสื่อสารที่เป็นเฉพาะของแต่ละผลิตภัณฑ์ (proprietary) ทำให้ไม่สามารถส่งผ่านข้อมูลระหว่างซอฟต์แวร์ที่ต่างผลิตภัณฑ์กันได้บ่อยครั้ง ตัวอย่างเช่น เป็นไปได้ยากที่ระบบ OMS ผลิตภัณฑ์ Aจะเชื่อมต่ออยู่กับระบบบริหารจัดการความต้องการใช้ไฟฟ้า (DMS; Demand Management System) ผลิตภัณฑ์ B ที่ไม่ได้มีการบูรณาการที่เหมาะสมด้วยเงินทุนที่สูงเนื่องจากเป็นข้อมูลเฉพาะของแต่ละผลิตภัณฑ์ การปรับการอินเตอร์เฟส (custom interface) จะต้องดำเนินการเพื่อแก้ปัญหาการไม่สามารถปรับขนาดได้ และการไม่สามารถส่งผ่านข้อมูลระหว่างกันได้

ความท้าท้าย: การลุงทุนสูง ความไม่ปลอดภัยและการปรับการบูรณาการ

การทำให้ระบบสามารถประสานการทำงานกันได้ถูกคิดขึ้นมาเพื่อแก้ปัญหาการเชื่อมโยงหลายๆ ระบบเข้าด้วยกัน ซึ่งถือว่าเป็นวิธีการที่มีความคุ้มค่า (cost-effective) เพื่อบูรณาการระบบ ADMS ในปลายปี 1990 กว่า 800 หน่วยงานทางด้านระบบจำหน่ายไฟฟ้าและสมาชิกของ National Rural Electric Cooperative Association (NRECA) ต้องเผชิญกับปัญหาใหญ่ 2 อย่าง ในการเชื่อมต่อซอฟต์แวร์ของระบบที่แตกต่างกันหลาย ๆ ระบบเข้าด้วยกันปัญหาอย่างแรกคือ การลงทุนที่สูงเพื่อการปรับการอินเตอร์เฟสและข้อกังวลอย่างที่สองคือเรื่องความปลอดภัยและความไม่เป็นมาตรฐานของการทำอินเตอร์เฟสในแต่ละส่วน เช่น OMS-AMI, SCADA-OMS เป็นต้น การโจมตีที่อาจเกิดขึ้นจึงต้องมีระบบความปลอดภัยไซเบอร์ (cyber security) รูปที่ 2 แสดงตัวอย่างจริงจาก White River Valley Electric Co-op ที่ประกอบด้วยซอฟต์แวร์8 ระบบจากผู้ขายซอฟต์แวร์ 4 ราย ซึ่งแสดงให้เห็นถึงความท้าทายในการปรับการอินเตอร์เฟส อีกประเด็นหนึ่งคือโครงสร้างข้อมูลด้าน IT ของการไฟฟ้าแบบดั้งเดิมเป็นแบบ silo คือไม่มีการแลกเปลี่ยนข้อมูลกัน และมีค่าใช้จ่ายสูงในการปรับการอินเตอร์เฟส รูปที่ 3 แสดงให้เห็นว่าต้องมีการแก้ไขปรับปรุงโมเดลฐานข้อมูลภายในทั้ง 2 ระบบสำหรับปรับแต่งกระบวนการอินเตอร์เฟส เป็นผลให้ต้องมีค่าใช้จ่ายเพิ่มเติมในส่วนนี้ ในความเป็นจริงจากงานวิจัยแสดงให้เห็นว่าต้องใช้งบประมาณ 9 พันล้านเหรียญสหรัฐฯจากกองทุน DOE ARRA Smart Grid ของสหรัฐอเมริกา ซึ่ง 1 ใน 3 ของเงินหรือ 3 พันล้านเหรียญสหรัฐฯ ใช้ในการปรับการอินเตอร์เฟส/การปรับการบูรณาการ

ความท้าทายเรื่องการปรับการอินเตอร์เฟสของหลายๆ ซอฟต์แวร์เข้าด้วยกัน นำไปสู่ปัญหาของการบูรณาการระบบ ADMS: วิธีการเลือกของที่ต้องการที่ฟังก์ชันเป็นแบบ silo มีความซับซ้อนและไม่สามารถปรับเปลี่ยนขนาดเองได้ ทำให้การเชื่อมต่อกันของระบบต่างๆ ไม่ว่าจากผลิตภัณฑ์รายเดียวกันหรือต่างผลิตภัณฑ์จะมีความซับซ้อน ทำให้ต้องใช้เวลาและค่าใช้จ่ายในการแก้ไขปัญหาการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายขนาดเล็กและขนาดกลางมีข้อจำกัดเรื่องบุคลากรและทรัพยากรด้าน ITจึงต้องการวิธีเพื่อใช้พัฒนาระบบไฟฟ้าที่สามารถปรับขนาดได้ มีความคุ้มค่า และมีความปลอดภัยทางไซเบอร์ ดังนั้นในปี 2000 NRECA การไฟฟ้าผู้ขายซอฟต์แวร์ และที่ปรึกษาได้พัฒนารายละเอียด/โปรโตคอลที่เรียกว่า MultiSpeak มาเพื่อแก้ไขปัญหาการประสานการทำงาน/การบูรณาการระบบ ปัจจุบัน MultiSpeak ถูกใช้งานกันอย่างแพร่หลาย และถูกหยิบยกว่าเป็นหนึ่งในวิธีการบูรณาการระบบ ADMS ที่มีความสามารถ มีความปลอดภัย และคุ้มค่า

มาตรฐานความสามารถในการทำงานร่วมกัน (Interoperability Standard)

มาตรฐานความสามารถในการทำงานร่วมกันทำให้การเชื่อมต่อสื่อสารของแอปพลิเคชันซอฟต์แวร์ต่างๆ ที่แยกส่วนกันอยู่ (à la cartesoftware) มีความปลอดภัยและคุ้มค่าต่อการลงทุน มีมาตรฐานเดียวกันโดยไม่ต้องลงทุนสูงเพื่อการปรับการอินเตอร์เฟส ทำให้สามารถทำการเชื่อมต่อและบูรณาการซอฟต์แวร์ของระบบต่าง ๆ เข้าด้วยกัน เรียกว่า endpoint ซึ่งมีความสามารถในการตรวจวัดและควบคุมการเชื่อมต่อระบบไฟฟ้าอย่างมีประสิทธิภาพ ถ้าหากแบ่งประเภทการประสานการทำงานระหว่างระบบไฟฟ้าตามฟังก์ชันการทำงานของระบบจำหน่ายไฟฟ้าที่สำคัญ ในปัจจุบันและอนาคต สามารถแบ่งได้ ดังนี้

• การบริหารจัดการกระแสไฟฟ้าขัดข้องและการปฏิบัติการระบบจำหน่ายไฟฟ้า
• DR
• วิศวกรรมทางด้านระบบจำหน่ายไฟฟ้าการวางแผน และการก่อสร้าง
• งานมิเตอร์ และบริการลูกค้า
• งานด้านบริหารจัดการ
• บัญชีงาน และคลังสินค้า
• การเรียกเก็บเงินลูกค้า

… การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายขนาดเล็กและขนาดกลางมีข้อจำกัดเรื่องบุคลากรและทรัพยากรด้าน IT จึงมีความต้องการวิธีเพื่อใช้พัฒนาระบบไฟฟ้าที่สามารถปรับขนาดได้ มีความคุ้มค่าและมีความปลอดภัยทางไซเบอร์

รูปที่ 4 แสดงให้เห็นถึงกลุ่มของ endpoint กว่า 40 กลุ่มในมาตรฐาน MultiSpeak ที่แบ่งตามฟังก์ชันการทำงาน รูปที่ 5 แสดงการประสานการทำงานอย่างสมบูรณ์ของระบบความปลอดภัยทางไซเบอร์ที่มีความจำเป็นสำหรับการสร้างระบบ ADMS รูปที่ 6 เน้นย้ำให้เห็นความแตกต่างที่สำคัญของวิธีการทำอินเตอร์เฟสที่ได้มาตรฐาน ตัวแปลงการทำอินเตอร์เฟสเป็นองค์ประกอบพื้นฐานที่สำคัญที่ทำให้การเชื่อมต่อกัน 2 ระบบให้เป็นมาตรฐาน คุ้มค่าและสามารถปรับขนาดได้ เมื่อเปรียบเทียบกับการทำอินเตอร์เฟสเองที่มีอยู่ ตัวแปลงที่ได้มาตรฐานจะช่วยลดความจำเป็นในการติดตั้ง และค่าใช้จ่ายในการอัปเดตเมื่อต้องมีการแก้ไขโครงสร้างของฐานขอ้ มูลภายในและแบบจำลอง การทำ อินเตอร์เฟสที่ได้มาตรฐานจะช่วยให้การเชื่อมต่อระหว่างฐานข้อมูลภายในที่ต่างกันเป็นไปได้อย่างสมบูรณ์ ตัวแปลงจะส่งข้อความ XML ที่ได้มาตรฐานจากระบบหนึ่งไปยังอีกระบบหนึ่ง ยกตัวอย่างเช่น การใช้มาตรฐานการประสานการทำงาน ระบบที่ 1 (OMS) ส่งข้อความไประบบที่ 2 (AMI) “มิเตอร์หมายเลข 12,345 มีกระแสไฟฟ้าหรือไม่” ระบบ AMI จะรับข้อความดังกล่าวและค้นหาในฐานข้อมูลภายในเพื่อตรวจสอบแล้วจะมีข้อความตอบกลับผ่าน XML “ใช่มิเตอร์หมายเลข 12,345 มีกระแสไฟฟ้า” การทำงานของ OMS และ AMI ที่ใช้โปรโตคอล การทำงานที่เหมือนกันจะช่วยลดระยะเวลาและค่าใช้จ่าย

การทำอินเตอร์เฟสที่ได้มาตรฐาน เป็นที่สนใจของผู้ขายซอฟต์แวร์ เพราะจะช่วยลดความเสี่ยงในการเปิดเผยข้อมูลสำคัญ (secret source) ที่อยู่ภายในแบบจำลองฐานข้อมูล (database model) ให้กับบริษัทคู่แข่ง เป็นผลให้บริษัทผู้พัฒนาซอฟต์แวร์ยินดีที่จะให้ความร่วมมือในการร่วมพัฒนาบริการให้กับการไฟฟ้ามาตรฐานการทำอินเตอร์เฟส ทำให้ต่างฝ่ายต่างได้ประโยชน์ กล่าวคือค่าใช้จ่ายในการอินเตอร์เฟสต่ำ และบริษัทผู้พัฒนาซอฟต์แวร์รู้สึกปลอดภัยต่อข้อมูลเฉพาะของผลิตภัณฑ์ของตน (proprietary information) และวิธีการแก้ไขปัญหา (solution method) ของบริษัทไม่ถูกเปิดเผย ในส่วนของการไฟฟ้าเป็นผู้ที่ได้ประโยชน์สูงสุดเนื่องจากสามารถบูรณาการระบบต่างๆ เข้าด้วยกัน (รวมถึง ADMS) โดยไม่ต้องกังวลในเรื่องค่าใช้จ่ายที่สูง และความไม่ปลอดภัยของการทำการอินเตอร์เฟสเมื่อต้องมีการแก้ไขและอัปเดตซอฟต์แวร์ สุดท้ายมาตรฐานการประสานการทำงานช่วยให้การทำงานของระบบไฟฟ้ามีประสิทธิภาพและมีความทันสมัยในอนาคต

 

…มาตรฐานการประสานการทำงานทำให้การเชื่อมต่อสื่อสารของแอปพลิเคชันซอฟต์แวร์ต่างๆ ที่แยกส่วนกันอยู่ (àa la carte software) มีความปลอดภัยและคุ้มค่าต่อการลงทุนมีมาตรฐานเดียวกันโดยไม่ต้องลงทุนสูงเพื่อการปรับการอินเตอร์เฟส

มาตรฐานความสามารถในการทำงานร่วมกัน(Interoperability Standard): ประโยชน์และข้อพิจารณา

มาตรฐานความสามารถในการทำงานร่วมกัน ช่วยลดการแปลงข้อมูลที่อยู่ในรูปแบบต่างกันเพื่อให้ได้ผลลัพธ์ที่ต้องการ การเชื่อมโยงข้อมูลและการวิเคราะห์ข้อมูลสามารถทำได้ง่ายและรวดเร็วขึ้นสามารถตอบสนองต่อความต้องการและส่งข้อมูลเกี่ยวกับการใช้พลังงานและการบริหารจัดการ และแอปพลิเคชันอื่นๆ ได้อย่างทันทีทันใด มาตรฐานความสามารถในการทำงานร่วมกันทำให้ระบบต่างๆ สามารถแลกเปลี่ยนข้อมูลแบบเรียลไทม์กันได้ สิ่งนี้ช่วยให้การรวบรวมและวิเคราะห์ข้อมูลทางเทคนิคสามารถนำไปใช้งานได้อย่างรวดเร็ว ประหยัดต้นทุนและเวลามากขึ้น มาตรฐานดังกล่าวทำให้การบูรณาการระบบต่างๆ ของระบบไฟฟ้าในปัจจุบันและที่จะเพิ่มเติมในอนาคตทำได้ง่ายขึ้นจากการใช้มาตรฐานการแลกเปลี่ยนข้อมูลร่วมกัน

การทดสอบและการรับรองระบบเป็นสิ่งสำคัญ ชุดทดสอบมาตรฐานพร้อม digital badges สามารถทำให้ผู้ซื้อมีความมั่นใจในอุปกรณ์ที่ผ่านการทดสอบการประสานการทำงานอย่างเข้มงวดdigital badges เป็นลิงก์เว็บไซต์ที่มอบให้แก่ผู้ขายที่ผ่านการทดสอบจากหน่วยงานทดสอบอิสระ ลิงก์เว็บไซต์/digital badges สามารถเพิ่มเข้าไปในหน้าเว็บเพจที่แสดงประเภทของการรับรองและวันหมดอายุ โปรแกรมการทดสอบที่เข้มข้นช่วยให้มั่นใจได้ว่า ซอฟต์แวร์ของผู้ขายมีความน่าเชื่อถือในการทำอินเตอร์เฟส และลดปัญหาการพัฒนาและค่าใช้จ่ายในการบำรุงรักษาเพิ่มเติม สิ่งที่สำคัญที่สุดการทดสอบและการรับรองช่วยลดปัญหาในเรื่องความปลอดภัยทางไซเบอร์ในอนาคต การจัดทำมาตรฐานช่วยให้การไฟฟ้าประหยัดเวลาและสามารถปรับปรุงแก้ไขระบบได้ มาตรฐานความสามารถในการทำงานร่วมกันทำให้สามารถแลกเปลี่ยนข้อมูลแบบเรียลไทม์การวิเคราะห์ทำได้ง่ายขึ้น ซึ่งช่วยลดระยะเวลาในการตอบสนองต่อความต้องการ

มาตรฐานความปลอดภัยทางไซเบอร์ทำให้การอัปเกรดอินเตอร์เฟสในอนาคตมีความคล่องตัว การอินเตอร์เฟสที่ได้มาตรฐานจะช่วยประหยัดเงินและทรัพยากร เช่น จากการวิจัยตลาดและผู้ใช้งานของ NRECA ที่ใช้มาตรฐานการประสานการทำงาน MultiSpeak ที่ช่วยให้หน่วยงานด้านระบบจำหน่ายไฟฟ้ามากกว่า 833 แห่ง สามารถประหยัดเงินได้ประมาณ 39.5 ล้านเหรียญสหรัฐฯต่อปี ซึ่งเงินในส่วนนั้นสามารถนำมาลงทุนกับเทคโนโลยีใหม่ๆ เช่น DEMS และ ADMS เพื่อทำให้ระบบไฟฟ้าจ่ายกระแสไฟฟ้าได้อย่างเหมาะที่สุดและมีความทันสมัย การไฟฟ้าขนาดใหญ่สามารถประหยัดเงินจากการใช้มาตรฐานการประสานการทำงานได้มากขึ้น

การประสานแบบจำลอง
ในช่วง 20 ปีที่ผ่านมา อุตสาหกรรมไฟฟ้าได้พัฒนาซอฟต์แวร์มาตรฐานการประสานการทำงาน 2 ตัว คือ MultiSpeak และ Common Information Model (CIM) ซึ่งดูแลโดย TC57 ของ IEC (International Electrotechnical Commission (IEC)) การแยกมาตรฐานยังคงเป็นอุปสรรคสำคัญกับการใช้งานของการไฟฟ้า มาตรฐานที่ต่างกันทำให้มีความต้องการอินเตอร์เฟสเพื่อการประสาน (harmonize) และการพัฒนา (develop) ซึ่งกันและกันที่ต่างกัน ตัวอย่างเช่น การใช้งาน MultiSpeak–IEC–CIM มีความคืบหน้าในการเชื่อมโยงมาตรฐานและหาจุดที่เหมาะสมเพื่อการประสานและการพัฒนา ซึ่ง IEC และ MultiSpeak ถูกคาดว่าจะยังคงร่วมมือกันเพื่อพัฒนามาตรฐานสากลสำหรับ
รูปแบบที่ประสานกันได้ โดย mapping กันระหว่าง MultiSpeak, IEC Standard 61970 (อินเตอร์เฟสสำหรับจัดการพลังงาน) และIEC Standard 61968 (อินเตอร์เฟสสำหรับระบบจำหน่ายไฟฟ้า)

ความสนใจของนานาชาติเรื่องความสามารถในการทำงานร่วมกัน (Interoperability)

ประโยชน์ของมาตรฐานความสามารถในการทำงานร่วมกันและการเชื่อมโยงระบบที่ต่างกันได้รับการยอมรับในระดับสากล จาก 2 ตัวอย่างในประเทศตุรกี ที่ Mapbis-Basarsoft และ PerMetrix ได้นำมาตรฐานความสามารถในการทำงานร่วมกันมาใช้ทดสอบและบูรณาการระบบ GIS กับ OMS การวิเคราะห์ข้อมูลกระแสไฟฟ้า และแพลตฟอร์มเพิ่มให้ระบบจำหน่ายไฟฟ้าทำงานได้อย่างเหมาะที่สุด ซึ่ง Mapbis-Basarsoft ทำงานร่วมกับการไฟฟ้าที่ดูแลระบบจำหน่าย NRECA, Aerinet Solutions กระทรวงพลังงานของตุรกี และหน่วยงานกำกับดูแล ในประเทศฟิลิปปินส์มีหน่วยงาน 13 แห่งในเขตกิตนางลูโซน (Central Luzon) ที่ทำงานร่วมกับ NRECA/PwrMetrix เพื่อจัดทำมาตรฐานการประสานการทำงาน สร้างการเทียบเคียงแบบเรียลไทม์ (real-time benchmarking) และบูรณาการระบบที่มีความสำคัญเข้าด้วยกัน เช่น SCADA, OMS, AMI และอื่นๆ

• CIS-to-staking และ staking-to-CIS: สิ่งนี้ช่วยขจัดความต้องการการเชื่อมต่อไลบรารีและ parsing แบบ
  ไดนามิกที่ต้องปรับเอง การไฟฟ้ามีคำสั่งประมาณ 100 คำสั่งต่อเดือนเพื่อแปลงงานนำเข้าบันทึกรายการ
  ทรัพย์สินเฉลี่ย 600 รายการ ในกระบวนการดังกล่าวต้องทำด้วยตัวเอง (manual) ซึ่งต้องใช้เวลาประมาณ
  1 นาทีต่อรายการ หรือ 10 ชั่วโมงต่อเดือน แต่หากทำ ด้วยการอินเตอร์เฟสที่มีความสามารถในการทำงาน
  ร่วมกันจะช่วยประหยัดแรงงานและเวลาในทุกๆ ปี
• CIS-AMI และ AMI-CIS: สิ่งนี้ช่วยในการส่งผ่านข้อมูลเช่น ข้อมูลการติดตั้งใช้งานมิเตอร์และการอ่านหน่วย
  การเปลี่ยนแปลงสถานะ และข้อมูลของลูกค้าที่ส่งให้ฝ่ายให้บริการลูกค้าที่สามารถตอบสนองต่อลูกค้าได้ดีกว่า จึงช่วยประหยัดชั่วโมงการทำงานเนื่องจากมีการอ่านข้อมูลมิเตอร์รายวัน (รายชั่วโมง)
• AMI-OMS: สิ่งนี้แสดงให้เห็นว่า WIN Energy สามารถแสดงข้อมูลไฟฟ้ากะพริบ (กระแสไฟฟ้าขัดข้อง 5 นาที หรือน้อยกว่า) และสถานะกระแสไฟฟ้าขัดข้องใน รูปแบบของกราฟิกและตาราง ทำให้สามารถแสดง พื้นที่เกิดไฟฟ้ากะพริบและบ่งบอกถึงพื้นที่กระแสไฟฟ้าขัดข้องที่แท้จริง โดยระบบจะมีเครื่องมือที่ช่วยตรวจสอบกระแสไฟฟ้าขัดข้องและแยกเหตุการณ์ออกจากกันกราฟิกแสดงสถานะมิเตอร์ที่ขาดการเชื่อมต่อ (lost) ใน OMS เพื่อบอกว่าเกิดกระแสไฟฟ้าขัดข้องรวมถึง ระยะเวลาการเกิด ในอดีตไม่มีระบบ OMS หรือ แบบจำลองทางวิศวกรรมที่อินเตอร์เฟสกับระบบ AMI ที่ดี เมื่อมีการร้องเรียนไฟฟ้ากะพริบจากลูกค้า จะมีการส่งพนักงานเข้าไปตรวจสอบในจุดดังกล่าว โดยพนักงานจะตรวจสอบในทุกๆ จุดเชื่อมต่อ ทำให้ปัญหานั้นถูกปิดไปโดยปัญหานั้นอาจจะได้รับการแก้ไขหรือไม่ได้รับการแก้ไข ปัจจุบันการอินเตอร์เฟสที่มีความสามารถในการทำงานร่วมกันของ AMI และ OMS จะถูกตรวจสอบข้อร้องเรียนก่อนที่สำนักงาน ซึ่งพบว่าไม่จำเป็นต้องส่งพนักงานเข้าไปตรวจสอบในจุดนั้น แต่หากมีลูกค้าร้องเรียนหลายคน พนักงานหน้างานจะได้รับข้อมูลที่แท้จริงของปัญหา ทำให้การแก้ไขปัญหามีประสิทธิภาพมากขึ้นเพิ่มความเชื่อถือต่อลูกค้า และส่งพนักงานออกไปตรวจสอบเพียงครั้งเดียว กระบวนการใหม่ๆ ช่วยทำให้ประหยัดค่าใช้จ่ายได้มากขึ้น เพราะว่าจากข้อร้องเรียนมักจะทำให้ต้องมีการเดินทางไปตรวจสอบหลายครั้งครั้งละประมาณ 300 เหรียญสหรัฐฯ ซึ่งลูกค้า WIN Energy จะมีการร้องเรียนประมาณ 3-4 ครั้งต่อสัปดาห์ ทำให้การไฟฟ้าประหยัดเงินได้ 60,000 เหรียญสหรัฐฯ ต่อปี ในการลดจำนวนการเดินทางของพนักงานเข้าไปตรวจสอบในพื้นที่
• ลูกค้าโทรแจ้งเกี่ยวกับไฟดับ: WIN Energy อาศัยระบบ AMI เพื่อตรวจสอบว่ามิเตอร์ได้รับการจ่ายกระแสไฟฟ้าหรือไม่ เมื่อลูกค้าแจ้งร้องเรียนกระแสไฟฟ้าขัดข้องฝ่ายบริการลูกค้าจะตรวจสอบมิเตอร์ดังกล่าวว่าเกี่ยวกับฟีดเดอร์ที่เกิดกระแสไฟฟ้าขัดข้องหรือไม่ โดยประมาณแล้ว 1 ใน 10 ครั้งจากที่ลูกค้าแจ้งมา WIN Energy
  พบว่าเกิดจากปัญหาภายในของลูกค้าเอง และจะคุยอธิบายกับลูกค้าเพื่อแก้ไขปัญหา โดยไม่ส่งพนักงานออกไป ซึ่งวิธีการนี้ใช้การได้ดีมากหากเป็นช่วงพายุ ทั้งนี้ WIN Energy ประมาณได้ว่าสามารถประหยัดการส่งพนักงานออกไปตรวจสอบได้ประมาณ 50 dry run (การส่งพนังงานออกในประเด็นที่ไม่เกี่ยวกับกระแสไฟฟ้าขัดข้อง) ต่อปี
• CIS-OMS: การอัปเดตข้อมูลลูกค้า เช่น การเปลี่ยนแปลงชื่อและเบอร์โทรศัพท์ จะถูกส่งจาก CIS ไป OMS
  ซึ่งก่อนหน้านี้ต้องทำด้วยตัวเอง ระบบใหม่ช่วยทำให้การไฟฟ้าประหยัดเงินและเวลาโดยไม่ต้องตรวจสอบ
  ทุกๆ ครั้งที่มีการอัปเดต เพื่อความรวดเร็ว
• GIS-CIS: WIN Energy อยู่ในเฟสเตรียมความพร้อม (preliminary phase) เพื่อการเชื่อมต่อการไหลของ
  กำลังไฟฟ้าและแมปปิ้งซอฟต์แวร์กับ CIS โดยการแมปปิ้งซอฟต์แวร์นั้นจะส่งข้อมูล GIS ที่มีการอัปเดตให้
  กับ CIS ทำให้สามารถระบุมลฑล เมือง และข้อมูลอื่นๆ ที่บอกที่ตั้งของลูกค้าได้ง่ายขึ้น โดยข้อมูลที่อยู่ใน CIS
  จะดาวน์โหลดไปยังการแมปปิ้ง และ/หรือแบบจำลองทางวิศวกรรม ซึ่งแบบจำลองทางวิศวกรรมจะถูกอัปเดตให้เป็นปัจจุบัน โดยการส่งข้อมูลที่มีการเปลี่ยนแปลงไปทั้ง 2 แห่ง ทำให้สามารถประหยัดค่าใช้จ่ายสำหรับการอัปเดตฐานข้อมูลได้เป็นอย่างมาก

การใช้ประโยชน์จากข้อมูลที่มีอยู่ในระบบข้างต้นโดยใช้ มาตรฐานการอินเตอร์เฟสที่ประสานการทำงานช่วยให้การไฟฟ้าประหยัดค่าใช้จ่ายและทรัพยากรทั้งทางตรงและทางอ้อม ประโยชน์ในทันทีจากการทำอินเตอร์เฟสของระบบดังกล่าว เช่น การประสานการทำงานของระบบ AMI และ OMS เพื่อตรวจจับกระแสไฟฟ้าขัดข้อง ทำให้สามารถตรวจจับได้อย่างความแม่นยำ การวางแผนระบบไฟฟ้าระยะยาว โดยใช้ GIS เพื่อสร้างและบำรุงรักษาโมเดลการเชื่อมโยงระบบ การวิเคราะห์ระบบได้ละเอียดยิ่งขึ้นสำหรับค่าใช้จ่ายในการก่อสร้าง-ทำงาน-วางแผน และการสื่อสารขณะเกิดกระแสไฟฟ้าขัดข้อง (outage communication) ผลลัพธ์ที่ใหญ่สุด คือความพึงพอใจของลูกค้าเพิ่มขึ้นจากระบบที่มีความเชื่อถือได้เพิ่มขึ้น บทเรียนที่สำคัญคือ การจัดทำโปรโตคอลการประสานการทำงานสำหรับการซื้อซอฟต์แวร์ใหม่ๆ เพื่อลดความเสี่ยงในการบูรณาการเทคโนโลยีในอนาคต ซึ่งจะทำให้การไฟฟ้าประหยัดทั้งเวลาและค่าใช้จ่าย

การเปิดใช้งานเพื่อการบูรณาการ ADMS

จากกรณีศึกษา 2 ตัวอย่างแสดงให้เห็นถึงความสำคัญและประโยชน์ของการบูรณาการหลายๆ ระบบจากผู้ขายผลิตภัณฑ์รายเดียวหรือหลายรายเข้าด้วยกันที่สามารถทำงานร่วมกันอย่างสมบูรณ์ มีความปลอดภัยทางไซเบอร์ คุ้มค่าต่อการลงทุน และเป็นมาตรฐานเดียวกัน ตามที่กล่าวไว้ข้างต้น ADMS ใช้วิธีการเลือกของที่ต้องการ (à la carte approach) ที่อาจประกอบด้วย OMS, SCADA, DEMS, แอปพลิเคชันมือถือ และแอปพลิเคชันขั้นสูงอื่น ๆ จากผู้ขายรายเดียวหรือหลายรายนั้น เห็นได้ชัดว่า ADMS และแนวทางการเลือกของที่ดีที่สุด (best-of-breed) มีความเหมือนกันในเรื่องความต้องการ การออกแบบ และความท้าทาย ทั้งนี้ องค์ประกอบและระบบส่วนใหญ่ต้องการแพลตฟอร์ม ADMS (OMS, SCADA, แอปพลิเคชันมือถือ และแอปพลิเคชันขั้นสูงอื่นๆ) ถูกบูรณาการรวมอยู่ในกรณีศึกษาของ best-of-breed (AMI, OMS, IVR, SCADA, CIS, GIS, EA, staking, และ CVR) ดังนั้น ทำให้มั่นใจได้ว่าการประสานการทำงานระหว่าง ADMS กับระบบอื่นๆ ของการไฟฟ้าเป็นแนวทางที่เหมาะที่สุดสำหรับงานที่สลับซับซ้อน ใช้ระยะเวลา และต้องการซอฟต์แวร์ราคาสูงในการบูรณาการระบบและเป็นสิ่งที่ท้าทายที่สุดเพียงอย่างเดียวสำหรับออกแบบและติดตั้งใช้งาน ADMS

บทสรุป
การไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายแบบดั้งเดิมอยู่ระหว่างการพัฒนาเพื่อเอาชนะความท้าทายใหม่ๆ ทั้งในด้านเทคโนโลยี นโยบายการวางแผน และการปฏิบัติงาน โดยการไฟฟ้าฝ่ายจำหน่ายจะไม่ใช่ผู้ขายรายเดียวที่การซื้อขายไฟฟ้าเป็นแบบทางเดียว (one-way transaction) อีกต่อไป แต่จะเป็นการซื้อขายที่เป็นการไหลของกำลังไฟฟ้าและข้อมูลแบบ 2 ทิศทางมากขึ้น ความสำเร็จของการพัฒนา ADMS ทำให้การวางแผนและการปฏิบัติการระบบจำหน่ายไฟฟ้ามีศักยภาพมากขึ้น ตลอดจนทำให้มีเครื่องมือและเทคโนโลยีขั้นสูงที่จะทำให้ระบบไฟฟ้ามีความทันสมัยในอนาคต เมื่อใช้งานADMS แล้วจะเกิดประโยชน์ต่างๆ ได้แก่ ระบบไฟฟ้ามีความยืดหยุ่นต่อการปฏิบัติการมากขึ้น มีประสิทธิภาพ มีความเชื่อถือได้ฟื้นคืนสภาพได้ และความสามารถรองรับ DER ในปริมาณที่สูงขึ้นได้ อย่างไรก็ตามประเด็นแรกระบบ ADMS จะต้องเอาชนะอุปสรรคของซอฟต์แวร์ที่มีราคาสูงเพื่อบูรณาการกับระบบไฟฟ้าเดิมเพื่อให้ได้มาซึ่งประโยชน์ดังกล่าว เมื่อแก้ปัญหาความท้าทายโดยใช้มาตรฐานความสามารถในการทำงานร่วมกัน จะทำให้ ADMS มีศักยภาพที่สามารถนำไปใช้ได้จริงและแพร่หลายสำหรับการไฟฟ้า
ฝ่ายจำหน่ายในทุกๆ ขนาด

ในอดีตแต่ละการไฟฟ้ามีความท้าทายของการปรับการอินเตอร์เฟสซอฟต์แวร์ (custom software interface) ที่เหมือนกันเพื่อบูรณาการระบบ ADMS ในปัจจุบัน กล่าวคือระบบแยกกัน (à la carte) หรือการมีฟังก์ชันการทำงานเป็นแบบ silo มีความซับซ้อน ไม่สามารถปรับขนาดได้ และมีค่าใช้จ่ายที่สูงในการปรับการอินเตอร์เฟส การเชื่อมต่อระบบที่แตกต่างกันเข้าด้วยกันจะเกิดปัญหาที่มีความซับซ้อน ต้องใช้ระยะเวลาและค่าใช้จ่ายสูงในการแก้ไขปัญหา จึงทำให้เกิดมาตรฐานความสามารถในการทำงานร่วมกัน (interoperability standard) ที่เข้ามาแก้ไขปัญหาดังกล่าว มาตรฐานความสามารถในการทำงานร่วมกันเป็นมาตรฐานสากลสำหรับการบูรณาการระบบจำหน่าย และการทดสอบและรับรองการประสานการทำงาน ความสามารถในการทำงานร่วมกันทำให้การทำระบบ ADMS ในระบบจำหน่ายไฟฟ้าทุกขนาดมีความปลอดภัยและคุ้มค่าต่อการลงทุน มาตรฐานการประสานการทำงานและ ADMS สามารถเพิ่มขีดความสามารถของการไฟฟ้าในการทำให้ระบบไฟฟ้ามีความทันสมัย ปลอดภัย มีความเชื่อถือได้ และราคาค่าไฟไม่แพงเนื่องจากมีความยืดหยุ่นของแหล่งผลิตไฟฟ้าและทางเลือกที่มากขึ้นสำหรับลูกค้า

เอกสารอ่านเพิ่มเติม

• E. Charlette, “How utilities are defining ADMS today,” EnergyCentral, Nov. 28, 2018. [Online]. Available: https://www.energycentral.com/c/pip/how-has-definition-adms-evolved
• Y. Agalgaonkar et al., “ADMS state of the industry and gap analysis,” Pacific Northwest Nat. Lab., Richland, WA, Rep. PNNL-26361, 2016. [Online]. Available: https://www.pnnl.gov/main/publications/external/technical_
  reports/ PNNL-26361.pdf
• National Institute of Standards and Technology, “NIST framework and roadmap for smart grid interoperability
  standards, release 3.0,” U.S. Dept. of Commerce, Washington, D.C., Rep. 1108R3, 2014. [Online]. Available:
  https://www.nist.gov/sites/default/files/documents/smartgrid/Draft-NIST-SG-Framework-3.pdf
• D. Holly, “MultiSpeak: An ‘ecosystem of solutions’,” Rural Electric Mag., Feb. 2, 2018. [Online]. Available:
  https://www.cooperative.com/remagazine/articles/Pages/Multispeak-An-Ecosystem-of-Solutions.aspx
• G. Gray et al., “MultiSpeak harmonization,” in Proc. 21st Int. Conf. Electricity Distribution, Frankfurt, Ger- many,
  2011. [Online]. Available: http://www.cired.net/ publications/cired2011/part1/papers/CIRED2011_0538_final.pdf
• National Rural Electric Cooperative Association, “Meeting the challenges of today’s integrated distribution
  Network with MultiSpeak,” Cooperative.com, Nov. 1, 2017. [Online]. Available: https://www.cooperative.com/topics/operations/Pages/meeting-challenges-todaysintegrated-
  distribution-network-multispeak.aspx
• R. Karaim, “Co-op tech: Drawing a line,” Rural Elec- tric Mag., Oct. 15, 2018. [Online]. Available:https://
  www.cooperative.com/remagazine/articles/Pages/Coop-Tech -avoiding-animal-outages.aspx
• D. Holly, “MultiSpeak: ‘Co-ops should be proud’,” Rural Electric Mag., Feb. 5, 2019. [Online]. Available:https://www.cooperative.com/remagazine/articles/Pages/multispeak-global-standard-for-distribution-systemintegration-interoperability-testing.aspx

ประวัติผู้เขียน (Biographies)
Alvin Razon is with the National Rural Electric Cooperative Association, Arlington, Virginia, and Aerinet
Solutions, Herndon, Virginia.

tony Thomas is with the National Rural Electric Cooperative Association, Arlington, Virginia.

Venkat Banunarayanan is with the National Rural Electric Cooperative Association, Arlington, Virginia.

ผู้แปลและเรียบเรียง
ดร.จักรเพชร มัทราช ผู้อำนวยการกองวางแผนงานระบบไฟฟ้าอัจฉริยะ ฝ่ายวางแผนระบบไฟฟ้า การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค

ผู้ตรวจทาน
รองศาสตราจารย์ ดร.สุทธิชัย เปรมฤดีปรีชาชาญ ภาควิชาวิศวกรรมไฟฟ้า คณะวิศวกรรมศาสตร์ มหาวิทยาลัยเชียงใหม่