स्मार्ट ग्रिड तथा सबस्टेसन स्वचालन : अवस्था, अवसर र चुनौती

१. पृष्ठभूमि

सबस्टेसन विद्युत् प्रसारण तथा वितरण प्रणालीको एक महत्त्वपूर्ण हिस्सा हो, जसले एक रणनीतिक केन्द्रको रूपमा काम गर्दछ । सबस्टेसनमा विभिन्न उपकरण Control तथा Relay प्यानलहरू योजनाबद्ध रूपमा स्थापना गरिएका हुन्छन् । नियन्त्रण कक्षको भित्री वा बाहिरी भागमा राखिएका यी उपकरणले विद्युत्‌का विभिन्न प्राविधिक परिमाण प्रशोधन गर्ने विशिष्ट काम गर्दछन् भने Control तथा Relay प्याानलहरूले सम्भावित त्रुटिका कारण हुने जोखिमबाट यस्ता उपकरणलाई सुरक्षित बनाउँछन् ।  

सबस्टेसनलाई सुरक्षित बनाउने कामको सुरुवात इलेक्ट्रोमेकानिकल रिले (Electromechanical Relay) हरूको प्रयोगसँगै भएको थियो । प्रविधिको प्रगतिसँगै यो क्रमशः Numerical Relay हरूको प्रयोगतर्फ रूपान्तरण भएको छ । Numerical Relay हरूतर्फको यो रूपान्तरणलाई 'IEC61850'  जस्ता मापदण्डहरूले थप उत्प्रेरणा दिएका थिए, जसले सबस्टेसनभित्र सञ्चार सञ्जाल र प्रणालीहरूको आधारभूत ढाँचा तयार पारेको थियो । 

डिजिटल सुरक्षा रिले (Digital Protection Relay) हरूको विभिन्न आकर्षक विशेषताका कारण यसको प्रयोग बढेको हो । जस्तैः यसमा यान्त्रिक भागहरू नहुने हुनाले तथ्यपूर्ण (Accuracy) हुने, कार्यसम्पादन छिटो हुने, सुरक्षा सेटिङहरूमा लचकता (Flexibility in Protection Setting) हुने साथै सानो आकार र कम तौल हुनुले प्रयोग बढाएको छ । 

सन् १९६५ को सुरुवाततिर सबस्टेसन स्वचालन प्रणाली (Substation Automation System) मुख्य रूपमा कपर केबलहरू प्रयोग गरेर Hardwired Signals हरूमा निर्भर थियो । परम्परागत सबस्टेसनहरूले अपनाएको प्रविधि अनुसार करेन्ट ट्रान्सफर्मर, भोल्टेज ट्रान्सफर्मर र सर्किट ब्रेकर जस्ता स्विचयार्डका उपकरणहरूलाई कन्ट्रोल रुममा रहेका Control तथा Relay प्यानलसँग कपर केबल मार्फत जडान गरिन्थ्यो । यसै सन्दर्भमा सबस्टेसनमा बेहरू (Bays) को संख्या बढ्दै जादाँ कपर केबलको मात्रा पनि बढ्दै गयो । कपर केबलको संख्या धेरै हुँदा, सबस्टेसन कन्ट्रोल रुमभित्र रहेको Control तथा Relay प्यानलमा हुने केबल टर्मिनेसन कार्य जटिल हुन थाल्याे । यसका साथै, एउटा मात्र कपर केबलमा समस्या आए पनि सम्पूर्ण प्रणालीको नियन्त्रण र सुरक्षा प्रभावित हुने अवस्था बन्याे । यसले गर्दा बिग्रिएका केबलहरूको समस्या पत्ता लगाउन निकै जटिल र समय लाग्ने भयो । 

यही समस्या समाधानका लागि सन् १९८५ तिरदेखि Serial Communication प्रविधिहरूको विकास भएको थियो । पछिल्लो चरणमा 'IEC61850' मापदण्डको आगमनसँगै, यस प्रविधिले अझ प्रगति गर्दै Fiber Optic Cable हरू प्रयोग गरेर Ethernet Channel मार्फत कार्य गर्न थालेको हो । IEC61850 आउनुअघि ‘बे’हरूबीचको सञ्चार Hardwired Signals हरू मार्फत गरिन्थ्यो, जुन पछि Ethernet मा आधारित GOOSE (Generic Object-Oriented Substation Events) सञ्चार प्रणालीले प्रतिस्थापन गर्‍यो । यसले प्रणालीलाई अझ विश्वसनीय बनाउनुका साथै लागत पनि घटाएको छ । पुराना सबस्टेसन (Conventional Substation) बाट आधुनिक सबस्टेसनतर्फको प्राविधिक रूपान्तरण थप स्पष्टताको लागि चित्र नं. १ मा देखाइएको छ ।

 चित्र नं. १. : पुराना सबस्टेसनबाट आधुनिक सबस्टेसनतर्फको प्राविधिक रूपान्तरण  [1]

सन् २००५ पछि IEC61850 मापदण्डको परिचयले Substation Automation System लाई पुन: परिभाषित गर्‍यो, जसले बे–केन्द्रित र वितरित बुद्धिमत्ता (Bay-Oriented Distributed Intelligence) मा आधारित विकेन्द्रीकृत संरचना (Decentralized Architecture) तर्फ रूपान्तरण गर्‍यो र सबस्टेसनलाई स्मार्ट बनाउन महत्त्वपूर्ण योगदान पुर्‍यायो । 

२. IEC61850 मा आधारित SAS को संरचना तथा यसको परम्परागत सबस्टेसन (Conventional Substation)  सँगको तुलना

परम्परागत सबस्टेसन प्रविधिले सबस्टेसनको सुरक्षा र नियन्त्रणका आवश्यकताहरू पूरा गर्न करेन्ट ट्रान्सफर्मर (CT) र भोल्टेज ट्रान्सफर्मर (CVT) जस्ता उपकरणहरूको Secondary Core लाई Control तथा Relay प्यानलसँग जडान गर्न धेरै कपर केबलहरूको प्रयोग गर्थ्याे । अब IEC61850 मापदण्डद्वारा अघि सारिएका Fiber Optic Cable मार्फत केबलको प्रयोग निकै घटाइको छ । चित्र नं. २ मा परम्परागत सबस्टेसन र SAS द्वारा सक्षम डिजिटल सबस्टेसनहरूको संरचनाबीचको आधारभूत अन्तरलाई देखाइएको छ । 

चित्र नं. २. : SAS को विकासक्रम (A) परम्परागत सबस्टेसन, (B) डिजिटल सबस्टेसन [1] 

IEC61850 द्वारा सक्षम SAS को विकाससँगै डिजिटल सबस्टेसनतर्फको रूपान्तरणले धेरै लाभहरू प्रदान गर्दछ, जस्तै;

• सबस्टेसनभित्र धेरै सुरक्षा, मापन, र अनुगमन उपकरणहरूलाई साझा Ethernet Channel सँग जडान गर्ने लचकता वृद्धि हुनु ।
• भेन्डर (Manufacturer) स्वतन्त्र Generic Substation Events (GSE) सन्देशहरूले धेरै सुरक्षा कार्यहरूको एकीकरणलाई सजिलो बनाउनु । 
• प्रणालीको गति र प्रदर्शनमा सुधार ।
• स्थापना लागतमा कमी हुनु ।

उदाहरणका लागि अष्ट्रेलियाको TransGrid नेटवर्कमा ३३० केभीमा सञ्चालनमा आएको पहिलो डिजिटल सबस्टेसनलाई लिन सकिन्छ । जसले परम्परागत सबस्टेसनको तुलनामा केबल ट्रेन्चको आयतन र सिभिल लागतमा ९५% कमी ल्याएको छ । परियोजना निर्माणमा लाग्ने समय छोटिएको, श्रमिक कम लागेको र Design तथा Drawings मा ९०% ले गिरावट भएको रिपोर्ट गरेको छ । यसका साथै सञ्चालनमा आएको उक्त डिजिटल सबस्टेसनले कपर तारहरूको प्रयोगमा ८०% ले कमी आएको देखाएको छ । [2] 

३. नेपालका सबस्टेसनमा SAS कार्यान्वयनको अवस्था

नेपाल विद्युत् प्राधिकरणले १३२ केभी वा सोभन्दा माथिल्लो क्षमताका प्रमुख ग्रिड सबस्टेसनहरूमा IEC61850 आधारित SAS कार्यान्वयन सुरु गरिसकेको छ । यद्यपि, यो कार्यान्वयन हाल ट्रान्समिसन तहमा सञ्चालन भइरहेका सबस्टेसनहरूमा सीमित छ । वितरण सबस्टेसनहरूमा मात्रै हालसम्म यो लागू गरिएको छैन । तथापि SAS कार्यान्वयन भएका प्रसारण सबस्टेसनहरूलाई पूर्णरूपमा डिजिटल सबस्टेसन भन्न मिल्दैन किनकी यसमा स्विचयार्डमा भएका उपकरणबाट Control तथा Relay प्यानलसम्म अझै पनि कपर तारहरूको प्रयोग भएको देखिन्छ । उक्त Control तथा Relay प्यानलमा अवस्थित Bay Control Unit (BCU) बाट Ethernet Switch मार्फत IEC61850 Protocol हुँदै SAS Panel सम्म जोडिएको हुन्छ । खासगरी पूर्णरूपमा डिजिटल सबस्टेसनको हकमा स्विचयार्डमा भएका उपकरणबाट प्राप्त Analog Signals लाई Merging Unit बाट Sampled Values मा परिवर्तन गरी Ethernet Switch मार्फत SAS Panel सँग जोडिएको हुन्छ र GOOSE (Trip Status/Control Signals) मार्फत सूचना आदान प्रदान गरिन्छ । यस सन्दर्भमा नेपालका सबस्टेसनहरूमा पूर्णरूपमा SAS कार्यान्वयन गर्न अझ बढी कार्य गर्नुपर्ने देखिन्छ ।

४. SAS कार्यान्वयनका चुनौती

विद्युत् क्षेत्रमा नेपालको इतिहासको तुलनामा योसँग सम्बन्धित पूर्वाधारको विकासमा नेपालले अपेक्षित सफलता प्राप्त गर्न नसकेको अवस्था छ । तथापि, पछिल्ला केही वर्षयता खासगरी जलविद्युत् क्षेत्रमा भने यसमा सुधारका सङ्केत देखिएका छन् । यद्यपि, खोलाको बहावमा आधारित यस्ता अधिकांश जलविद्युत् केन्द्रको भविष्यप्रति भने अहिले नै ढुक्क हुनसक्ने अवस्था चाहिँ छैन । प्रसारण तथा वितरणतर्फका सबस्टेसनहरूमा SAS को पूर्ण कार्यान्वयनमा रहेका प्रमुख चुनौती यस प्रकार पहिल्याउन सकिन्छ : 

• पुराना सबस्टेसनहरू (खासगरी १३२ केभी र सोभन्दा तल) अझै पनि विश्वप्रचलनबाटै हराएको Electromechanical Relay जडित अवस्थामा मान्छेले नै (Manually) सञ्चालन गरिरहेको अवस्था छ । यस्ता पुराना प्रणालीलाई नयाँ प्रविधिमा रूपान्तरण गर्न उच्च लगानीको आवश्यकता पर्छ । साथै चुनौतीपूर्ण पनि देखिन्छ । 
• SAS को Technical Specifications मा एकरूपताको अभाव छ । नेपालको सन्दर्भमा आफ्नै मापदण्डको अभावले पनि बिक्रेता मा निर्भरता (Vendor-specific Dependency) उत्पन्न गरको छ ।
• SAS संरचना जडान वा स्थापना (Configuration) गर्न तथा मर्मतसम्भार (जस्तै; IEDs, GOOSE Message, MMS Protocols) सँग परिचित तालिमप्राप्त इन्जिनियर तथा प्राविधिक जनशक्तिको अभाव छ । 
• सबस्टेसनहरूमा SAS को कार्यान्वयन बढ्दै जाँदा, यसले नेपालको राष्ट्रिय प्रसारण प्रणालीमा साइबर सुरक्षा जोखिमको अवस्था उत्पन्न गर्छ तर ती जोखिम प्रभावकारी रूपमा समाधान गर्न दक्षता तथा क्षमता भएका जनशक्ति सीमित छन् ।
• धेरैजसो SAS प्रणालीहरूको कार्यान्वयन अन्तराष्ट्रिय ठेकेदारहरूमा अत्याधिक निर्भर रहेकाले ज्ञान–सीपको हस्तान्तरण (Knowledge Transfer) र स्थानीय क्षमता विकास सीमित बनेको छ ।

सन्दर्भ सामग्री (References)

[1] A. Mandal et al., "A Substation Automation System Architecture for Migrating from Decentralized to Centralized Protection and Control in Smart Substations," IEEE Transactions on Industry Applications, vol. 61, no. 3, pp. 5173-5186, May-June 2025.
[2]   K. Hinkley and C. Mistry, "First digital substation in TransGrid–Australia: a journey, business case, lessons," The Journal of Engineering, vol. 2018, no. 15, pp. 1135-1139, 2018.
[3]  A. Mandal, K. M. Muttaqi, M. R. Islam and D. Sutanto, "Solid-State Power Substations for Future Power Grids," IEEE Transactions on Industry Applications, vol. 61, no. 1, pp. 1055-1067, Jan.-Feb. 2025.
[4]  A. Rahman, O. Yilmaz, O. Vaze, and A. Mandal, "Smart Substation Control and Protection Facilitating the Virtualization of Multiple Protection and Control," in 2023 IEEE International Conference on Energy Technologies for Future Grids (ETFG), 3-6 Dec. 2023, pp. 1-6.

लेखक नेपाल विद्युत् प्राधिकरणका इन्जिनियर हुन् ।