บทที่ 34 — สวิตช์เกียร์และเซอร์กิตเบรกเกอร์

34.1 หน้าที่ของ Circuit Breaker (Role of the Circuit Breaker)

เซอร์กิตเบรกเกอร์เป็นอุปกรณ์สวิตช์ที่ต้องทำได้พร้อมกันสี่อย่าง อย่างแรกคือนำกระแสพิกัดต่อเนื่องได้โดยไม่ร้อนเกินเกณฑ์ อย่างที่สองคือตัดและต่อกระแส load ปกติได้ตามการสั่งงานทั่วไป อย่างที่สามซึ่งเป็นจุดที่สำคัญที่สุดและเป็นตัวแยก breaker ออกจากสวิตช์ธรรมดาโดยสิ้นเชิงคือความสามารถตัดกระแสลัดวงจร (fault current) ขนาดหลักหมื่นแอมแปร์ได้ และอย่างที่สี่คือทนกระแส fault ได้ชั่วขณะระหว่างรอให้ breaker ตัวอื่นในระบบทำงานก่อน (short-time withstand) สวิตช์ทั่วไปที่ไม่ใช่ breaker อาจทำได้เพียงข้อแรกและข้อสองเท่านั้น จึงไม่สามารถใช้แทนกันได้ในวงจรที่มีความเสี่ยง fault

ตัวเลขที่ทำให้เห็นภาพความท้าทายของ breaker ชัดเจนคือ กระแส fault ในระบบโรงไฟฟ้าและสายส่งทั่วไปอยู่ในระดับ 20–63 กิโลแอมแปร์ (kA) ในขณะที่กระแส load ปกติที่ breaker ตัวเดียวกันนำอยู่ทุกวันมีเพียงหลักร้อยถึงหลักพันแอมแปร์เท่านั้น กล่าวคือ breaker ต้องเตรียมพร้อมตัดกระแสที่สูงกว่ากระแสใช้งานปกติถึง 10–50 เท่าได้ภายในเวลาไม่กี่สิบมิลลิวินาที โดยที่ตลอดอายุการใช้งานส่วนใหญ่ไม่เคยต้องทำหน้าที่นี้เลยสักครั้ง นี่คือเหตุผลที่การทดสอบและบำรุงรักษา breaker (หัวข้อ 34.8) มีความสำคัญมาก เพราะอุปกรณ์ที่ไม่เคยถูกใช้งานหนักอาจเสื่อมสภาพโดยไม่มีใครรู้จนถึงวินาทีที่ต้องพึ่งพามันจริง

คำสั่งให้ breaker ตัดวงจร (trip) มาจากรีเลย์ป้องกัน (protection relay ซึ่งจะกล่าวถึงโดยละเอียดในบทที่ 36) ที่ตรวจจับความผิดปกติแล้วส่งสัญญาณผ่าน trip coil ซึ่งจ่ายไฟจากแบตเตอรี่สถานี (station battery) แรงดัน 110 หรือ 220 V DC (Direct Current — ไฟฟ้ากระแสตรง) ตามที่จะอธิบายในบทที่ 37 การออกแบบให้วงจร trip พึ่งพาแบตเตอรี่แยกต่างหากจากไฟ AC หลักของโรงไฟฟ้ามีเหตุผลด้านความปลอดภัยที่ชัดเจน นั่นคือ breaker ต้องยังคง trip ได้แม้ไฟ AC ทั้งโรงดับสนิท ซึ่งอาจเป็นสถานการณ์ฉุกเฉินที่ต้องการการตัดวงจรมากที่สุดพอดี

เวลารวมที่ใช้เคลียร์ fault ทั้งหมด (total fault clearing time) ประกอบด้วยสองส่วน คือเวลาที่รีเลย์ใช้ตัดสินใจและส่งสัญญาณ trip (ประมาณ 20–40 มิลลิวินาที) บวกกับเวลาที่ breaker ใช้เปิดหน้าสัมผัสจริงและดับ arc จนกระแสเป็นศูนย์สนิท (breaker break time ประมาณ 40–60 มิลลิวินาที) รวมกันแล้วอยู่ที่ประมาณ 4–6 ไซเคิลของความถี่ระบบ 50 Hz โดยหนึ่งไซเคิลมีค่าเท่ากับ 20 มิลลิวินาทีตามที่ได้เรียนในบทที่ 3 ตัวเลขนี้ฟังดูสั้นมากในหน่วยเวลาปกติของมนุษย์ แต่สำหรับระบบไฟฟ้ากำลังแล้วถือว่านานพอที่จะทำให้อุปกรณ์เสียหายรุนแรงได้หากช้ากว่านี้มาก จึงเป็นที่มาของการออกแบบ breaker ให้ทำงานเร็วที่สุดเท่าที่เทคโนโลยี interrupting medium แต่ละแบบจะอำนวยให้ (รายละเอียดในหัวข้อ 34.3 และ 34.7)

เซอร์กิตเบรกเกอร์ของเครื่องกำเนิดไฟฟ้า หรือ GCB (Generator Circuit Breaker — เซอร์กิตเบรกเกอร์เครื่องกำเนิดไฟฟ้า) ที่ติดตั้งระหว่างเครื่องกำเนิดไฟฟ้ากับหม้อแปลง GSU (Generator Step-Up Transformer ที่ได้เรียนในบทที่ 32) เป็น breaker กลุ่มพิเศษที่ต้องออกแบบตามมาตรฐาน IEEE (Institute of Electrical and Electronics Engineers — สถาบันวิศวกรไฟฟ้าและอิเล็กทรอนิกส์) C37.013 โดยเฉพาะ เนื่องจากมี rated current สูงมากถึง 6,300–28,000 A ตามขนาดกระแสด้าน generator terminal ที่มหาศาล และที่ท้าทายยิ่งกว่าคือต้องตัดกระแส fault ที่มี delayed current zero ซึ่งเกิดจากองค์ประกอบ DC (DC component) ในกระแส fault ที่สูงผิดปกติเมื่อ fault เกิดขึ้นใกล้กับแหล่งกำเนิดไฟฟ้าโดยตรง ทำให้บางครึ่งไซเคิลแรกของกระแสไม่มี current zero ที่แท้จริงให้ breaker อาศัยดับ arc เลย

เมื่อเทียบกับอุปกรณ์สวิตช์ตัดตอนชนิดอื่นในระบบไฟฟ้ากำลัง จะเห็นความแตกต่างชัดเจนขึ้น load break switch สามารถตัดได้เฉพาะกระแส load ปกติเท่านั้น ไม่มีความสามารถตัด fault ได้เลย ในขณะที่ fuse สามารถตัด fault ได้ก็จริง แต่ใช้งานได้เพียงครั้งเดียวแล้วต้องเปลี่ยนตัวใหม่ ส่วน breaker เพียงชนิดเดียวที่ตัด fault ซ้ำได้หลายครั้งตามลำดับการทำงานที่กำหนดไว้ (duty cycle ซึ่งจะอธิบายละเอียดในหัวข้อ 34.4) โดยไม่ต้องเปลี่ยนชิ้นส่วนสำคัญใดๆ

34.2 ฟิสิกส์ของ Arc และการดับ Arc (Arc Physics & Interruption)

เมื่อหน้าสัมผัสของ breaker เริ่มแยกออกจากกันในขณะที่ยังมีกระแสไหลอยู่ อากาศหรือก๊าซในช่องว่างระหว่างหน้าสัมผัสจะแตกตัวเป็นพลาสมานำไฟฟ้าที่เรียกว่า arc ซึ่งมีอุณหภูมิแกนกลางสูงถึงประมาณ 5,000–20,000 เคลวิน เนื่องจาก arc ยังคงเป็นตัวนำไฟฟ้าอยู่ กระแสจึงยังคงไหลต่อเนื่องผ่าน arc แม้หน้าสัมผัสจะแยกออกจากกันแล้วก็ตาม ไม่ได้ถูกตัดขาดทันทีตามที่คนทั่วไปอาจเข้าใจ นี่คือเหตุผลที่การออกแบบ breaker ทั้งหมดต้องเน้นไปที่ "การดับ arc" เป็นแกนหลัก ไม่ใช่แค่การแยกหน้าสัมผัสออกจากกันเฉยๆ

ข้อได้เปรียบสำคัญของระบบไฟฟ้ากระแสสลับที่ breaker ทุกชนิดอาศัยประโยชน์คือ กระแส AC มีจุดที่ค่าเป็นศูนย์สนิท (current zero) เกิดขึ้นตามธรรมชาติทุกครึ่งไซเคิล หรือทุก 10 มิลลิวินาทีที่ความถี่ระบบ 50 Hz ตามที่ได้เรียนพื้นฐานคลื่นไซน์ในบทที่ 3 ดังนั้น breaker ทุกชนิดไม่ว่าจะใช้ตัวกลางดับ arc แบบใดก็ตาม จะไม่ "ตัด" กระแสกลางคลื่นแต่อย่างใด แต่จะเลือกดับ arc ที่จุด current zero นี้เสมอ เพราะเป็นจังหวะเดียวที่กระแสจริงในวงจรลดลงเหลือศูนย์เองตามธรรมชาติ ทำให้ arc มีโอกาสดับได้ง่ายที่สุด

อย่างไรก็ตาม การมาถึงของ current zero ไม่ได้รับประกันว่า arc จะดับสำเร็จเสมอไป เพราะทันทีหลังจาก current zero จะเกิดการแข่งขันที่รวดเร็วมากระหว่างสองปรากฏการณ์ ฝ่ายแรกคือความสามารถทนแรงดันของช่องว่างระหว่างหน้าสัมผัส (dielectric strength ของ gap) ที่ต้องฟื้นตัวคืนอย่างรวดเร็ว และฝ่ายที่สองคือแรงดันชั่วครู่ที่พุ่งกลับมาคร่อมหน้าสัมผัสทันทีหลัง current zero ซึ่งเรียกว่า TRV (Transient Recovery Voltage — แรงดันฟื้นตัวชั่วครู่) หาก dielectric strength ฟื้นตัวได้เร็วกว่า TRV ตลอดเวลา arc จะดับสำเร็จและ breaker ตัดวงจรได้จริง แต่ถ้า TRV พุ่งเร็วกว่าและแซง dielectric strength ที่จุดใดจุดหนึ่ง จะเกิดการจุดติด arc ซ้ำ (re-ignition หรือ restrike) ทำให้กระแสไหลต่อและ breaker ต้องรอ current zero รอบถัดไปเพื่อพยายามดับ arc ใหม่อีกครั้ง

TRV มีสองพารามิเตอร์หลักที่วิศวกรใช้อธิบายความรุนแรงของมัน คือค่า peak หรือแรงดันสูงสุดที่ TRV พุ่งขึ้นถึง (เช่น breaker ระดับ 550 kV ทั่วไปเจอ TRV peak สูงถึงประมาณ 900–1,000 kV) และอัตราการเพิ่มขึ้น หรือ RRRV (Rate of Rise of Recovery Voltage — อัตราการเพิ่มขึ้นของแรงดันฟื้นตัว) ซึ่งอยู่ในระดับ 1–10 kV ต่อไมโครวินาที เคสที่ยากที่สุดสำหรับ breaker ทุกตัวคือ fault ที่เกิดขึ้นบนสายส่งช่วงสั้น (short-line fault) เพราะให้ค่า RRRV ที่ชันที่สุดในบรรดา fault ทุกประเภท ทำให้มาตรฐานการทดสอบ breaker ต้องรวมเคสนี้ไว้เสมอ

ช่วงเวลาที่ arc ยังคงลุกไหม้อยู่นับตั้งแต่หน้าสัมผัสแยกออกจนถึง current zero ที่ดับ arc ได้สำเร็จ เรียกว่า arcing time ซึ่งโดยทั่วไปอยู่ที่ประมาณ 10–20 มิลลิวินาที หรือประมาณครึ่งถึงหนึ่งไซเคิลของความถี่ระบบ เหตุผลที่ arcing time ไม่คงที่ตายตัวคือขึ้นอยู่กับว่าจังหวะที่หน้าสัมผัสแยกออกตรงกับช่วงใดของคลื่นกระแส หากแยกออกใกล้กับ current zero รอบถัดไปพอดี arcing time ก็จะสั้น แต่หากแยกออกทันทีหลัง current zero รอบก่อนหน้า breaker ก็ต้องรอเกือบเต็มครึ่งไซเคิลกว่าจะถึง current zero รอบถัดไป

กรณีพิเศษที่ควรทราบคือการตัดกระแส inductive ขนาดเล็ก เช่นกระแส magnetizing ของหม้อแปลงที่ไม่มีโหลด (unloaded transformer) ซึ่งเสี่ยงต่อปรากฏการณ์ current chopping กล่าวคือ arc ในตัวกลางดับ arc ที่มีประสิทธิภาพสูงมาก (โดยเฉพาะ vacuum ตามที่จะกล่าวถึงในหัวขัดถัดไป) อาจดับกระแสก่อนถึง current zero จริงตามธรรมชาติ เพราะกระแสตอนนั้นมีค่าน้อยมากจนไม่พอรักษาสภาพ plasma ของ arc ไว้ได้ เมื่อกระแสถูกบังคับให้ดับก่อนกำหนดเช่นนี้ พลังงานที่สะสมอยู่ในตัวเหนี่ยวนำ (L) ของวงจรจะถูกปลดปล่อยออกมาอย่างกะทันหันในรูปของแรงดันเกิน (overvoltage) ตามความสัมพันธ์ $v = L \, di/dt$ ซึ่งอัตราการเปลี่ยนแปลงกระแสที่สูงมากในช่วงเวลาสั้นๆ นี้เองที่ทำให้เกิดแรงดันเกินขนาดใหญ่ได้

โดย $E_{arc}$ = พลังงาน arc (J), $v_{arc}$ = แรงดันคร่อม arc (V), $i$ = กระแสผ่าน arc (A), $t_{arc}$ = arcing time (s) — สมการนี้แสดงว่าพลังงานที่ contact ของ breaker ต้องทนคือผลรวมของกำลังไฟฟ้าตลอดช่วง arcing time ทั้งหมด ยิ่ง arcing time สั้นเท่าไร พลังงานที่สะสมในหน้าสัมผัสก็ยิ่งน้อยลงเท่านั้น

โดย $I_{sym}$ = กระแส fault symmetrical rms (A), $\varphi$ = มุม fault inception (rad), $\tau$ = DC time constant ของระบบ (มาตรฐาน 45 ms), $\omega$ = 2πf (rad/s) — พจน์แรกในวงเล็บคือส่วน AC ปกติ ส่วนพจน์ที่สองคือองค์ประกอบ DC ที่สลายตัวแบบเอ็กซ์โพเนนเชียล ซึ่งเป็นสาเหตุของ delayed current zero ที่กล่าวถึงใน GCB ข้างต้น

34.3 ชนิดของ Breaker ตาม Interrupting Medium (Breaker Types by Medium)

ตัวกลางที่ใช้ดับ arc ภายใน breaker เป็นปัจจัยหลักที่กำหนดขนาด ราคา และระดับแรงดันที่เหมาะสมของ breaker แต่ละชนิด ตัวกลางที่เป็นมาตรฐานสำหรับระดับแรงดันสูงถึงสูงพิเศษ หรือ HV/EHV (High Voltage / Extra High Voltage — แรงดันสูง / แรงดันสูงพิเศษ) ตั้งแต่ 72.5 kV ถึง 800 kV ในปัจจุบันคือก๊าซ SF6 (sulfur hexafluoride — ก๊าซซัลเฟอร์เฮกซะฟลูออไรด์) ซึ่งมีค่า dielectric strength สูงกว่าอากาศที่ความดันเดียวกันประมาณ 3 เท่า ทำงานที่ความดันใช้งานประมาณ 0.5–0.7 MPa มี breaker แบบ puffer ที่ใช้ลูกสูบกลไกอัดก๊าซเพื่อเป่า arc โดยตรง (ต้องการกลไกขับที่มีแรงสูงตามที่จะกล่าวในหัวข้อ 34.7) และแบบ self-blast ที่ฉลาดกว่า คืออาศัยความร้อนของ arc เองสร้างแรงดันก๊าซเพื่อเป่าตัวมันเองให้ดับ ทำให้กลไกขับเล็กลงได้ประมาณ 40–50%

สำหรับระดับ MV (Medium Voltage — แรงดันปานกลาง) ระหว่าง 3.6–40.5 kV ตัวกลางที่ครองตลาดเกือบทั้งหมดในปัจจุบันคือ vacuum ซึ่ง arc เกิดขึ้นในไอโลหะ (metal vapor) ภายในหลอดสุญญากาศ ดับได้เร็วที่สุดในบรรดาตัวกลางทุกชนิดเพราะ dielectric recovery ฟื้นตัวเร็วมาก ช่องว่างระหว่างหน้าสัมผัส (contact gap) สั้นเพียง 6–20 มิลลิเมตรเท่านั้น หลอดสุญญากาศถูกปิดผนึกตลอดอายุการใช้งาน แทบไม่ต้องบำรุงรักษาเลยตลอด 10,000–30,000 ครั้งของการทำงาน และมีความดันภายในต่ำกว่า 10⁻⁴ Pa วัสดุหน้าสัมผัสมักเป็นทองแดงผสมโครเมียม (CuCr) ซึ่งช่วยลดกระแส chopping ที่กล่าวถึงในหัวข้อ 34.2 ให้เหลือเพียงประมาณ 3–5 A เท่านั้น เหตุผลที่ vacuum เหมาะกับ MV แต่ไม่ครองตลาด HV/EHV คือช่องว่างที่สั้นของหลอดสุญญากาศจำกัดแรงดันสูงสุดที่ interrupter หนึ่งลูกทนได้ ที่ระดับ HV จึงต้องต่อ interrupter หลายลูกอนุกรมกันซึ่งไม่คุ้มค่าเมื่อเทียบกับ SF6 ตัวเดียว (แม้ปัจจุบันเริ่มมี vacuum breaker ระดับ 145 kV เชิงพาณิชย์ออกสู่ตลาดแล้วก็ตาม)

1. Top terminal / Bottom terminal (Copper alloy) — ขั้วต่อทองแดงผสมทั้งสองด้านของหลอด vacuum interrupter เป็นจุดเชื่อมต่อกระแสไฟฟ้าเข้าและออกจากตัว interrupter ต่อเข้ากับวงจรไฟฟ้าหลักของ breaker โดยตรง
2. Ceramic insulator body (Alumina Al₂O₃) — ตัวถังฉนวนเซรามิกอะลูมินาที่ห่อหุ้ม interrupter ไว้ทั้งหมด ทำหน้าที่รับแรงทางกลของโครงสร้างและเป็นฉนวนไฟฟ้าแยกศักย์ไฟฟ้าระหว่างขั้วบนกับขั้วล่างที่มีแรงดันต่างกันมาก
3. Movable contact / Fixed contact (Copper-chromium alloy, Spiral design) — หน้าสัมผัสทองแดงผสมโครเมียม (CuCr) ที่กล่าวถึงข้างต้น ออกแบบเป็นร่องเกลียว (spiral) เพื่อบังคับให้ arc หมุนไปรอบหน้าสัมผัสแทนที่จะจุดติดอยู่จุดเดียว ช่วยกระจายความร้อนและลดการสึกกร่อนของหน้าสัมผัส หน้าสัมผัสด้านล่างเป็นแบบเคลื่อนที่ได้ (movable) เชื่อมกับกลไกขับผ่าน bellows ส่วนด้านบนยึดอยู่กับที่ (fixed)
4. Vacuum interrupter envelope (bottle, high vacuum ~10⁻⁶ Pa) — พื้นที่สุญญากาศภายในตัวถัง เป็นพื้นที่ที่ arc เกิดขึ้นจริงในรูปไอโลหะตามที่อธิบายไว้ข้างต้น (ตัวเลขในรูปแสดง ~10⁻⁶ Pa ซึ่งใกล้เคียงกับค่าอ้างอิงในเนื้อหา <10⁻⁴ Pa)
5. Vapor shield (Stainless steel) — เกราะโลหะสเตนเลสรูปทรงกระบอกที่ล้อมรอบบริเวณ arc ทำหน้าที่ดักจับไอโลหะที่ระเหยออกมาจากหน้าสัมผัสขณะเกิด arc ไม่ให้ไปเกาะสะสมบนผิวเซรามิกฉนวนด้านใน ซึ่งถ้าปล่อยให้สะสมนานเข้าจะทำให้ฉนวน breakdown ได้ง่ายขึ้น
6. Metal bellows (Stainless steel) — ท่อโลหะลูกฟูกที่ยอมให้หน้าสัมผัสด้านล่างเคลื่อนที่ในแนวแกนได้ตามจังหวะเปิด-ปิดของกลไกขับ ในขณะที่ยังคงรักษาสภาพสุญญากาศภายในหลอดไว้ได้อย่างสมบูรณ์ตลอดอายุการใช้งาน เป็นชิ้นส่วนที่กำหนดอายุใช้งานเชิงกลของ interrupter เพราะต้องยืด-หดซ้ำหลายหมื่นครั้ง

ตัวกลางแบบเก่าที่ยังคงพบเห็นได้ในโรงไฟฟ้าและสถานีไฟฟ้ารุ่นเก่าคือ air blast ซึ่งใช้อากาศอัดความดันสูง 2–3 MPa เป่า arc ให้ดับ มีความเร็วในการตัดกระแสสูงจึงเหมาะกับระดับ EHV ในยุค 1960–1980 (สถานีไฟฟ้าเก่าของ EGAT บางแห่งยังพบ breaker ชนิดนี้ใช้งานอยู่) แต่มีข้อเสียคือเสียงดังมากขณะทำงาน ต้องมีระบบผลิตลมอัด (compressor plant) แยกต่างหาก และต้องบำรุงรักษาสูง ปัจจุบันถูกแทนที่ด้วย SF6 เกือบทั้งหมดแล้ว อีกชนิดหนึ่งคือ oil breaker ทั้งแบบ bulk oil และ minimum oil ซึ่งอาศัยหลักการที่ arc สลายน้ำมันฉนวนจนเกิดก๊าซไฮโดรเจนช่วยดับ arc แต่ปัจจุบันเลิกผลิตแล้วเนื่องจากความเสี่ยงไฟไหม้จากน้ำมันปริมาณมากและภาระบำรุงรักษาน้ำมันที่บ่อยครั้ง

แนวโน้มล่าสุดของอุตสาหกรรม breaker คือการพัฒนาเทคโนโลยี SF6-free ซึ่งผสมผสาน vacuum interrupter เข้ากับตัวกลางฉนวนทางเลือกอย่างอากาศแห้ง (dry air) ก๊าซ CO₂ หรือของผสม fluoronitrile แรงผลักดันหลักมาจากแรงกดดันด้านสิ่งแวดล้อมเรื่อง global warming potential ของ SF6 ซึ่งจะอธิบายรายละเอียดตัวเลขในหัวข้อ 34.6 เมื่อพูดถึง GIS

34.4 Ratings ของ Breaker (Breaker Ratings)

แผ่นป้าย rating ของ breaker ทุกตัวบรรจุตัวเลขสำคัญหลายค่าที่ผู้เรียนต้องอ่านเป็น เริ่มจากrated normal current คือกระแสต่อเนื่องสูงสุดที่ breaker ทนได้โดยไม่ร้อนเกินเกณฑ์ สำหรับ breaker ระดับ MV ทั่วไปมีค่ามาตรฐานให้เลือกคือ 630, 1,250, 2,000, 2,500, 3,150 หรือ 4,000 A ส่วน breaker ระดับ 500 kV ทั่วไปมักอยู่ที่ 2,000–4,000 A ค่าถัดมาคือrated breaking capacity หรือ short-circuit breaking current คือกระแส fault แบบ symmetrical rms สูงสุดที่ breaker ตัดได้จริง มีค่ามาตรฐานคือ 25, 31.5, 40, 50 หรือ 63 kA โดย breaker ระดับ 500 kV ของ EGAT ทั่วไปมักอยู่ที่ 40–63 kA

Rated making capacity คือกระแส peak สูงสุดที่ breaker "ปิด" ใส่ fault ที่ค้างอยู่ในวงจรได้อย่างปลอดภัย ค่านี้สูงกว่า breaking capacity มาก เพราะเป็นค่า peak instantaneous ไม่ใช่ rms และเกิดขึ้นในจังหวะที่กระแสเจอ DC offset เต็มที่ทันทีที่ปิดวงจร (ตามสมการ $i(t)$ ในหัวข้อ 34.2 ที่ $\varphi$ ทำให้พจน์ DC มีค่าสูงสุด) มาตรฐานกำหนดตัวคูณ $k_{peak}$ ไว้ที่ 2.5 เท่าของ breaking capacity ที่ความถี่ 50 Hz (หรือ 2.6 เท่าที่ 60 Hz) โดยอิงจาก DC time constant มาตรฐาน 45 มิลลิวินาที

โดย $I_{making}$ = making capacity (kA peak), $I_{breaking}$ = breaking capacity (kA rms), $k_{peak}$ = peak factor ตาม DC time constant มาตรฐาน 45 ms

ค่าที่สามคือshort-time withstand current คือกระแส fault ที่ breaker ทนได้นาน 1 หรือ 3 วินาที (มีค่าเท่ากับ breaking capacity) โดยไม่ตัดวงจรทันที ค่านี้สำคัญในสถานการณ์ที่ breaker ตัวนั้นต้องรอให้ระบบป้องกัน backup ทำงานก่อน เช่นกรณี breaker หลักไม่สั่ง trip เอง ระบบต้องรอเวลาให้ตัด backup มาทำงานแทน โดยที่ breaker ตัวที่ยังไม่ trip ต้องทนกระแส fault ไหลผ่านตัวมันได้ตลอดช่วงเวลานั้นโดยไม่เสียหาย ความสัมพันธ์ที่ใช้ตรวจสอบว่า breaker ทนได้หรือไม่คือหลักการ $I^2t$ ซึ่งสะท้อนพลังงานความร้อนสะสม

โดย $I_{th}$ = short-time withstand current (kA), $t_{th}$ = rated duration (s), $I_f$ = fault current จริง (kA), $t_f$ = เวลาที่ fault ไหลจริง (s) — ถ้าฝั่งซ้ายมากกว่าหรือเท่ากับฝั่งขวา breaker ทนสถานการณ์นั้นได้อย่างปลอดภัย

ค่าสุดท้ายที่สำคัญไม่แพ้กันคือrated operating sequence หรือ duty cycle ซึ่งมาตรฐาน IEC (International Electrotechnical Commission — คณะกรรมาธิการระหว่างประเทศว่าด้วยมาตรฐานสาขาอิเล็กทรอเทคนิกส์) กำหนดไว้เป็น O – 0.3 s – CO – 3 min – CO เพื่อรองรับการทำงานแบบ auto-reclose ในระบบสายส่ง โดย O หมายถึงการเปิดวงจร (open) และ CO หมายถึงการปิดวงจรแล้วเปิดทันที (close แล้ว open) ลำดับนี้จำลองสถานการณ์จริงที่ breaker ต้องตัด fault ครั้งแรก (O) จากนั้นระบบ auto-reclose พยายามปิดวงจรกลับเข้าไปใหม่หลังจาก 0.3 วินาที หาก fault ยังคงค้างอยู่ (เช่น fault ถาวรไม่ใช่ fault ชั่วคราวจากฟ้าผ่า) breaker ต้องตัดวงจรทันทีอีกครั้ง (CO) แล้วรอ 3 นาทีให้ความร้อนสะสมในตัว breaker ระบายออก ก่อนจะลองปิด-เปิดอีกครั้งสุดท้าย (CO) ตามลำดับ breaker ต้องผ่านทั้งสามครั้งนี้ได้เต็มพิกัดโดยไม่เสียหาย มาตรฐานบางฉบับยังกำหนดลำดับทางเลือกคือ CO – 15 s – CO สำหรับการใช้งานบางประเภท

ตัวแปรสุดท้ายที่มักถูกมองข้ามคือ first-pole-to-clear factor ซึ่งมีค่า 1.3 สำหรับระบบที่มีการต่อลงดิน (earthed system) หรือ 1.5 สำหรับระบบที่ไม่ต่อลงดิน (unearthed system) เนื่องจากในวงจรสามเฟส pole แรกที่ breaker ตัดจะเผชิญกับแรงดันคร่อมสูงกว่าปกติชั่วขณะ เพราะยังมีอีกสอง pole ที่ยังไม่ตัดคอยประคองศักย์ไฟฟ้าอยู่ ทำให้ต้องออกแบบให้ breaker ทนแรงดันในสถานการณ์นี้ได้ด้วย

34.5 Disconnector และ Earthing Switch (Disconnectors & Earthing Switches)

Disconnector หรือที่เรียกอีกชื่อว่า isolator เป็นอุปกรณ์ที่ไม่มีความสามารถดับ arc เลย ต่างจาก breaker และ load break switch ที่กล่าวถึงในหัวข้อ 34.1 โดยสิ้นเชิง ข้อจำกัดนี้หมายความว่า disconnector เปิดหรือปิดวงจรได้ก็ต่อเมื่อไม่มีกระแสไหลอยู่เลย (no-load switching) เท่านั้น หน้าที่แท้จริงของมันไม่ใช่การตัดกระแส แต่คือการสร้าง "visible break" หรือช่องว่างที่มองเห็นได้ด้วยตาเปล่าและยืนยันได้จริงว่าวงจรถูกแยกออกจากแหล่งจ่ายไฟแล้ว ซึ่งเป็นหลักฐานความปลอดภัยที่จำเป็นก่อนอนุญาตให้บุคลากรเข้าทำงานบำรุงรักษาบนอุปกรณ์นั้น ด้วยข้อจำกัดด้านการดับ arc นี้ disconnector จึงตัดได้เพียงกระแสจิ๋วมากๆ เท่านั้น เช่นกระแส charging ของ busbar สั้นๆ หรือกระแส magnetizing เล็กน้อยไม่เกินประมาณ 0.5 A ตามที่ผู้ผลิตระบุไว้เฉพาะรุ่นเท่านั้น ไม่ใช่ตัวเลขทั่วไป

Earthing switch ทำหน้าที่ต่อวงจรที่ถูก isolate แล้วลงดินโดยตรง มีจุดประสงค์สองอย่างคือคายประจุตกค้าง (trapped charge) ที่อาจสะสมอยู่ในสายไฟหรือบัสบาร์ที่ยาว และป้องกันแรงดันเหนี่ยวนำ (induced voltage) จากวงจรข้างเคียงที่ยังมีไฟอยู่ไม่ให้เป็นอันตรายต่อผู้ปฏิบัติงาน earthing switch บางรุ่นถูกออกแบบให้เป็นแบบ fault-making rated คือทนกระแส making เต็มพิกัดได้ เผื่อกรณีเลวร้ายที่สุดที่มีการสับ earthing switch พลาดเข้าใส่วงจรที่ยังมีไฟอยู่จริง (ซึ่งไม่ควรเกิดขึ้นหากปฏิบัติตามขั้นตอนที่ถูกต้อง แต่การออกแบบให้ทนสถานการณ์นี้ได้คือมาตรการป้องกันสำรอง)

เนื่องจากทั้ง breaker, disconnector และ earthing switch ทำงานร่วมกันเป็นระบบเดียวเพื่อความปลอดภัย ลำดับการทำงานจึงถูกบังคับไว้อย่างเข้มงวดเสมอ คือเปิด breaker ก่อน → เปิด disconnector → จึงปิด earthing switch (และย้อนลำดับกลับตอนจะคืนระบบให้กลับมามีไฟ คือเปิด earthing switch → ปิด disconnector → จึงปิด breaker) ลำดับนี้ถูกบังคับด้วยระบบ interlock สามชั้นซ้อนกัน ได้แก่ electrical interlock (วงจรไฟฟ้าที่ไม่ยอมให้สั่งงานผิดลำดับ) mechanical interlock (กลไกทางกลที่ล็อกไม่ให้เคลื่อนที่ผิดลำดับ) และ key interlock หรือที่นิยมเรียกตามยี่ห้อว่า Castell (ระบบกุญแจที่ต้องหมุนปลดล็อกตามลำดับ ก่อนจะนำกุญแจไปปลดล็อกจุดถัดไปได้)

เหตุผลที่กฎนี้เข้มงวดมากคือ การสับ disconnector ขณะยังมีกระแส load ไหลอยู่จะทำให้เกิด arc ที่ดับไม่ได้เนื่องจาก disconnector ไม่มีกลไกดับ arc ตามที่อธิบายไว้ข้างต้น arc นี้จะค้างอยู่และลุกลามกลายเป็น flashover ระหว่างเฟสหรือลงดิน ซึ่งเป็นหนึ่งใน switching error ที่ร้ายแรงที่สุดในสถานีไฟฟ้า อันตรายถึงชีวิตผู้ปฏิบัติงานที่อยู่ใกล้เคียง ในสวิตช์เกียร์แบบ GIS ที่จะกล่าวถึงในหัวข้อถัดไป การมองเห็น visible break ด้วยตาโดยตรงทำไม่ได้เพราะ disconnector ถูกปิดผนึกอยู่ภายในท่อโลหะบรรจุ SF6 จึงต้องอาศัย position indicator ทางกลที่เชื่อมโยงกับตำแหน่งจริงของหน้าสัมผัสภายใน ประกอบกับ viewport กระจกใสขนาดเล็กที่บางรุ่นติดตั้งไว้ให้มองเห็นตำแหน่งจริงได้โดยตรงแทนการอาศัยแค่ตัวบ่งชี้เพียงอย่างเดียว

34.6 Metal-clad Switchgear, GIS vs AIS (MV Switchgear & GIS vs AIS)

สวิตช์เกียร์ระดับ MV ในโรงไฟฟ้าเกือบทั้งหมดสร้างตามมาตรฐาน metal-clad switchgear (IEC 62271-200) ซึ่งมีหลักการออกแบบสำคัญคือแยกแต่ละหน้าที่การทำงานออกเป็นช่อง (compartment) โลหะที่ต่อลงดินและกั้นแยกจากกันอย่างสมบูรณ์ ได้แก่ busbar compartment สำหรับบัสบาร์หลัก circuit breaker compartment สำหรับตัว breaker เอง cable compartment สำหรับสายเคเบิลที่ต่อออกไปยังโหลด และ LV/relay compartment สำหรับวงจรควบคุมแรงดันต่ำและรีเลย์ป้องกัน การแยกช่องเช่นนี้มีจุดประสงค์เพื่อจำกัดความเสียหายหาก internal arc เกิดขึ้นในช่องใดช่องหนึ่ง ไม่ให้ลุกลามข้ามไปยังช่องอื่นได้ ซึ่งช่วยปกป้องทั้งอุปกรณ์ข้างเคียงและบุคลากรที่อาจอยู่ด้านหน้าตู้ขณะเกิดเหตุ

breaker ใน metal-clad switchgear เกือบทั้งหมดเป็นแบบ withdrawable คือติดตั้งอยู่บนรถเลื่อน (truck หรือ rack) ที่เลื่อนเข้า-ออกได้ มีสามตำแหน่งมาตรฐานคือ service (connected) ที่ต่อวงจรสมบูรณ์พร้อมใช้งาน test ที่ยังอยู่ในตู้แต่ปลดวงจรกำลังออกแล้ว เหลือเพียงวงจรควบคุมไว้ทดสอบการทำงานได้โดยไม่มีไฟแรงสูง และ disconnected/removed ที่ถอดออกจากตู้ทั้งหมดเพื่อบำรุงรักษา ความสามารถนี้ทำให้ถอด breaker ออกมาซ่อมบำรุงได้โดยไม่ต้องดับบัสบาร์ทั้งระบบ เมื่อ breaker ถูกถอนออก แผ่น shutter โลหะจะปิดปาก spout (จุดต่อไฟฟ้าแรงสูงที่โผล่จากบัสบาร์) โดยอัตโนมัติ ป้องกันไม่ให้ผู้ปฏิบัติงานสัมผัสจุดที่ยังมีไฟอยู่โดยไม่ได้ตั้งใจ

ระดับความปลอดภัยของตู้ต่อ internal arc ถูกจัดระดับด้วยรหัส IAC (Internal Arc Classification — การจัดระดับทนอาร์กภายใน) เช่นรหัส "IAC AFLR 25 kA 1 s" หมายความว่าตู้นั้นทนกระแส internal arc 25 kA นาน 1 วินาทีได้โดยไม่มีเปลวไฟหรือเศษวัสดุทะลุออกมาถึงบุคคลที่ยืนอยู่ด้านหน้า ด้านข้าง หรือด้านหลังตู้ (Accessibility from Front, Lateral, Rear) ระดับแรงดัน MV switchgear ที่พบทั่วไปในโรงไฟฟ้าคือ 6.9, 11 หรือ 22 kV มีขนาดบัสบาร์ 1,250–4,000 A ใช้ป้อนไฟให้มอเตอร์ขนาดใหญ่และหม้อแปลง auxiliary ตามที่ได้เรียนในบทที่ 33

1. Metal-clad switchgear cabinet — ตู้สวิตช์เกียร์แบบ metal-clad เรียงต่อกันเป็นแถวยาว แต่ละตู้แบ่งเป็น compartment แยกกันตามที่อธิบายไว้ข้างต้น เห็นเป็นแถวตู้สีเทาด้านซ้ายของภาพ
2. Control and protection relay — รีเลย์ควบคุมและป้องกันประจำแต่ละตู้ ติดตั้งอยู่ในช่อง LV/relay compartment ด้านหน้าตู้ ทำหน้าที่ตรวจจับความผิดปกติแล้วส่งสัญญาณ trip ไปยัง breaker (รายละเอียดเต็มในบทที่ 36)
3. Door interlock — กลไก interlock ที่ประตูตู้ ป้องกันไม่ให้เปิดประตูเข้าถึงส่วนที่มีไฟแรงสูงได้ในขณะที่ breaker ยังอยู่ในตำแหน่ง service หนึ่งในสามชั้นของระบบ interlock ที่กล่าวถึงในหัวข้อ 34.5
4. Operating handle — ด้ามจับสำหรับหมุนกลไก racking (เลื่อน breaker เข้า-ออก) ระหว่างตำแหน่ง service, test และ disconnected ด้วยแรงคนโดยไม่ต้องใช้ไฟฟ้า
5. Metering and indication — หน้าจอแสดงค่าและสถานะบนตัวตู้ แสดงกระแส แรงดัน และสถานะตำแหน่งของ breaker ให้ผู้ปฏิบัติงานตรวจสอบก่อนดำเนินการใดๆ
6. Cable compartment (behind door) — ช่องสายเคเบิลที่อยู่ด้านหลังประตูด้านล่างของตู้ เป็นจุดที่สายไฟจากโหลดต่อเข้ากับระบบ ตามโครงสร้าง 4-compartment ที่อธิบายไว้ในเนื้อหา
7. Primary busbars — บัสบาร์หลักที่มองเห็นอยู่ลึกเข้าไปในช่องด้านบนของตู้ที่เปิดออก เป็นจุดที่ breaker เชื่อมต่อเข้าเมื่ออยู่ในตำแหน่ง service
8. Line side (upper connection) / Load side (lower connection) — จุดต่อไฟฟ้าแรงสูงสองด้านของ breaker ด้านบนต่อเข้าฝั่งบัสบาร์ (line side) ด้านล่างต่อออกฝั่งโหลดผ่านสายเคเบิล (load side) มองเห็นเป็นแท่งฉนวนสีน้ำตาลเข้มในภาพ
9. Withdrawable vacuum circuit breaker — ตัว breaker แบบ vacuum ที่ถูกถอนออกมาวางอยู่บน truck ด้านหน้าตู้ที่เปิดค้างไว้ ตรงกับหัวข้อโครงสร้าง breaker แบบ withdrawable ที่อธิบายไว้ในเนื้อหา
10. Breaker truck (with draw-out mechanism) — รถเลื่อนที่รองรับตัว breaker ให้เคลื่อนที่เข้า-ออกจากตู้ได้ด้วยล้อและรางเลื่อน เป็นกลไกที่ทำให้ถอด breaker ออกมาซ่อมบำรุงได้โดยไม่ต้องดับบัสบาร์ทั้งระบบตามที่อธิบายไว้ข้างต้น

เมื่อขยับขึ้นไประดับ HV/EHV จะพบสวิตช์เกียร์สองรูปแบบหลักที่แข่งขันกันคือ AIS (Air-Insulated Switchgear — สวิตช์เกียร์หุ้มฉนวนอากาศ) ซึ่งเป็นแบบดั้งเดิมที่ใช้อากาศบรรยากาศปกติเป็นฉนวนระหว่างส่วนที่มีไฟฟ้ากับพื้น ติดตั้งกลางแจ้งในลานสถานีไฟฟ้าโล่งๆ ตามภาพที่คุ้นตา และ GIS (Gas-Insulated Switchgear — สวิตช์เกียร์หุ้มฉนวนก๊าซ) ซึ่งบรรจุ breaker, disconnector, earthing switch, busbar และ CT (Current Transformer — หม้อแปลงกระแส) ทั้งหมดไว้ในท่อโลหะที่บรรจุก๊าซ SF6 ความดันสูง ทำให้ใช้พื้นที่ติดตั้งเพียงประมาณ 10–20% ของ AIS เท่านั้น ไม่ได้รับผลกระทบจากฝุ่น มลภาวะ หรือสัตว์ที่อาจเข้าไปสัมผัสส่วนมีไฟ จึงเหมาะกับพื้นที่ที่ราคาแพงมากหรือการติดตั้งภายในอาคาร/พื้นที่ใกล้ทะเลที่มีไอเกลือกัดกร่อนสูง อย่างไรก็ตาม GIS มีราคาแพงกว่า AIS มาก และหาก fault เกิดขึ้นภายในท่อ การซ่อมบำรุงจะใช้เวลานานกว่ามากเพราะต้องเปิดผนึกก๊าซและตรวจสอบภายในท่อโลหะที่มองไม่เห็นจากภายนอก อีกทั้งการระบุตำแหน่ง fault ก็ทำได้ยากกว่า AIS ที่มองเห็นทุกจุดต่อได้ด้วยตาโดยตรง

1. 230 kV GIS busbar — ท่อโลหะทรงกระบอกขนาดใหญ่ที่วิ่งยาวตามแนวเพดานของอาคาร บรรจุบัสบาร์ 230 kV ไว้ภายในพร้อมก๊าซ SF6 ทำหน้าที่เดียวกับบัสบาร์เปลือยใน AIS แต่ถูกหุ้มมิดชิดไม่ให้สัมผัสอากาศภายนอก
2. Gas density monitor — อุปกรณ์ตรวจวัดความหนาแน่นของก๊าซ SF6 ประจำแต่ละ compartment ติดตั้งเป็นหน้าปัดวงกลมเล็กๆ ตามจุดต่างๆ ของท่อ ใช้ตรวจความหนาแน่นแทนความดันธรรมดาเพราะชดเชยผลของอุณหภูมิได้ ตามที่อธิบายไว้ในเนื้อหาเรื่องเกณฑ์ alarm/lockout ของ SF6
3. Circuit breaker — ตัว breaker ที่บรรจุอยู่ในท่อโลหะทรงกระบอกแนวนอนตรงกลางภาพ มองจากภายนอกไม่เห็นกลไกภายในเลย ต่างจาก AIS ที่เห็นตัวถัง breaker ชัดเจนตามภาพลานสถานีไฟฟ้าก่อนหน้า
4. Disconnecting switch — disconnector ที่บรรจุอยู่ในท่อเช่นเดียวกัน ไม่มี visible break ให้มองเห็นจากภายนอก ต้องอาศัย position indicator ตามที่อธิบายไว้ในหัวข้อ 34.5
5. Current transformer — หม้อแปลงกระแสที่บรรจุอยู่ในท่อโลหะส่วนล่างซ้ายของภาพ ทำหน้าที่แปลงกระแสสูงในวงจรหลักให้เป็นสัญญาณขนาดเล็กสำหรับป้อนรีเลย์ป้องกันและมิเตอร์วัด
6. Cable sealing end — จุดเชื่อมต่อระหว่างท่อ GIS กับสายเคเบิลใต้ดินที่ต่อออกไปภายนอก เป็นจุดเปลี่ยนผ่านจากฉนวนก๊าซ SF6 ไปเป็นฉนวนของสายเคเบิล ต้องออกแบบพิเศษเพื่อป้องกันไม่ให้เกิดจุดอ่อนทางไฟฟ้าตรงรอยต่อ
7. Surge arrester — อุปกรณ์ป้องกันแรงดันเกินชั่วครู่ (surge) จากฟ้าผ่าหรือ switching surge ติดตั้งเป็นแท่งฉนวนยื่นขึ้นจากท่อหลัก มองเห็นชัดในภาพเนื่องจากเป็นส่วนเดียวที่ไม่ได้ถูกหุ้มด้วยท่อโลหะเต็มรูปแบบ
8. Ventilation duct — ท่อลมขนาดใหญ่ที่มุมขวาบนของภาพ ระบายอากาศภายในอาคาร GIS hall ซึ่งสำคัญมากเพราะหาก SF6 รั่วไหลจากท่อ ก๊าซนี้หนักกว่าอากาศและอาจสะสมอยู่ระดับพื้นจนแทนที่ออกซิเจนได้ถ้าไม่มีการระบายอากาศที่ดี
9. GIS bays (typical) — แถวตู้ควบคุมและท่อ GIS ที่เรียงต่อกันยาวไปทางขวาของภาพ แต่ละชุดเรียกว่าหนึ่ง bay ทำหน้าที่เดียวกับหนึ่งวงจร/หนึ่ง feeder
10. Local control cabinet — ตู้ควบคุมประจำแต่ละ bay ติดตั้งอยู่ด้านหน้าท่อ GIS แต่ละชุด บรรจุอุปกรณ์ควบคุมและตัวบ่งชี้ตำแหน่งของ breaker/disconnector ภายในท่อที่มองไม่เห็นโดยตรง
11. Walkway — ทางเดินตรวจสอบที่จัดไว้ให้บุคลากรเดินตรวจอุปกรณ์และอ่านค่าตัวบ่งชี้ได้อย่างปลอดภัย มีเส้นเหลืองทำเครื่องหมายเขตทางเดินไว้ชัดเจน

ประเด็นสำคัญที่ต้องเข้าใจควบคู่กับข้อดีของ GIS คือ SF6 เป็นก๊าซเรือนกระจกที่มีศักยภาพทำให้โลกร้อนรุนแรงที่สุดชนิดหนึ่งที่มนุษย์ผลิตขึ้น โดยมีค่า GWP (Global Warming Potential — ศักยภาพการทำให้โลกร้อน) สูงถึงประมาณ 23,500–25,200 เท่าของก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์ในปริมาณเท่ากัน และคงอยู่ในบรรยากาศได้นานถึงประมาณ 3,200 ปี ด้วยเหตุนี้จึงห้ามปล่อย SF6 ทิ้งสู่บรรยากาศโดยเด็ดขาด ทุกครั้งที่ต้องเปิด compartment เพื่อบำรุงรักษาต้องใช้รถเก็บก๊าซเฉพาะทาง (gas handling cart) ดูดก๊าซกลับมาเก็บและนำไปรีไซเคิลแทนการปล่อยทิ้ง GIS และ SF6 breaker ทุกตัวจึงติดตั้ง gas density monitor ประจำทุก compartment (ไม่ใช่แค่ pressure switch ธรรมดา เพราะความหนาแน่นชดเชยผลของอุณหภูมิที่เปลี่ยนแปลงตามสภาพอากาศได้ ในขณะที่ความดันเปลี่ยนตามอุณหภูมิด้วยแม้ปริมาณก๊าซจะเท่าเดิม) ระบบจะส่ง alarm เมื่อความหนาแน่นลดลงเหลือประมาณ 95% ของพิกัด และจะ block การทำงานหรือ lockout เมื่อลดลงถึงประมาณ 90% ของพิกัด เกณฑ์การรั่วซึมที่ยอมรับได้ต้องต่ำกว่า 0.5% ต่อปี

1. 500 kV overhead line from transmission system — สายส่งไฟฟ้าแรงสูง 500 kV ที่พาดเข้าสู่ลาน switchyard จากระบบสายส่งภายนอก เห็นเป็นสายไฟฟ้าโค้งพาดจากมุมซ้ายบนของภาพเข้าสู่โครงเหล็ก gantry
2. Busbar (500 kV) — บัสบาร์เปลือยแรงดัน 500 kV ที่พาดตามแนวนอนบนโครงเหล็ก gantry เป็นจุดรวมไฟฟ้าหลักของลาน switchyard นี้ ต่างจาก GIS ที่บัสบาร์ถูกหุ้มอยู่ในท่อโลหะทั้งหมด
3. Disconnectors (visible open) — disconnector ที่แสดงสถานะเปิดอยู่อย่างชัดเจน มองเห็นช่องว่าง visible break ด้วยตาเปล่าได้โดยตรงตามหลักการที่อธิบายไว้ในหัวข้อ 34.5 ซึ่งเป็นข้อได้เปรียบเด่นของ AIS เหนือ GIS
4. Instrument transformers (CVTs) — หม้อแปลงแรงดันชนิด capacitor voltage transformer ที่ใช้วัดแรงดันระบบสำหรับมิเตอร์และรีเลย์ป้องกัน เห็นเป็นเสาฉนวนทรงกระบอกสีเข้มอยู่ทางขวาของภาพ
5. Steel gantry structure — โครงเหล็กสูงที่รองรับบัสบาร์และสายส่งเหนือศีรษะ เป็นโครงสร้างหลักที่ทำให้ลาน AIS ต้องใช้พื้นที่มากและมีความสูงมากกว่า GIS หลายเท่า
6. SF6 dead-tank circuit breakers — เซอร์กิตเบรกเกอร์แบบ SF6 ชนิด dead-tank (ตัวถังโลหะต่อลงดินห่อหุ้มภายนอก ต่างจาก live-tank ที่ตัวถังมีศักย์ไฟฟ้า) เห็นเป็นแท่งฉนวนสีเข้มตั้งอยู่บนฐานคอนกรีต 3 ต้นเรียงกันกลางภาพ แต่ละต้นคือหนึ่งเฟส
7. Control cabinet — ตู้ควบคุมประจำ bay ติดตั้งอยู่ระดับพื้นใกล้กับ breaker ทำหน้าที่เชื่อมสัญญาณควบคุมและป้องกันเข้ากับ breaker แต่ละต้น
8. Gravel bed and concrete foundations — พื้นกรวดและฐานคอนกรีตของลาน switchyard พื้นกรวดช่วยระบายน้ำและลดความเสี่ยง step/touch voltage หากเกิด fault ลงดินในบริเวณลาน
9. Grounding system (visible ground leads) — สายกราวด์สีเข้มที่ต่อจากฐานอุปกรณ์แต่ละชิ้นลงสู่ระบบกราวด์ใต้ดิน มองเห็นเป็นสายทองแดงพาดลงพื้นตามฐานอุปกรณ์ต่างๆ
10. Surge arresters — อุปกรณ์ป้องกันแรงดันเกินชั่วครู่ เห็นเป็นแท่งฉนวนขนาดเล็กกว่า breaker ตั้งอยู่ทางขวาของภาพใกล้กับ instrument transformers

34.7 กลไกขับ Breaker (Operating Mechanisms)

กลไกขับ (operating mechanism) คือส่วนที่ให้พลังงานกลในการเปิด-ปิดหน้าสัมผัสของ breaker อย่างรวดเร็วพอที่จะดับ arc ได้ตามหลักการในหัวข้อ 34.2 ปัจจุบันspring mechanism เป็นชนิดที่นิยมที่สุดทั้งในระดับ MV และ EHV เพราะมีชิ้นส่วนน้อยและบำรุงรักษาต่ำ หลักการทำงานคือมอเตอร์ไฟฟ้าขนาดเล็กค่อยๆ อัด closing spring ให้พร้อมใช้งาน (ใช้เวลาประมาณ 10–15 วินาที) และในจังหวะที่ spring นี้คลายตัวเพื่อปิดวงจร มันจะอัด opening spring ไปพร้อมกันโดยอัตโนมัติ ทำให้ breaker พร้อม trip ได้ทันทีเสมอโดยไม่ต้องพึ่งพาไฟฟ้าหรือแหล่งพลังงานอื่นใดในจังหวะเปิดวงจร ซึ่งเป็นคุณสมบัติด้านความปลอดภัยที่สำคัญมาก

Hydraulic mechanism ใช้ตัวสะสมพลังงาน (accumulator) ที่บรรจุก๊าซไนโตรเจนอัดร่วมกับน้ำมันไฮดรอลิกแรงดันสูงประมาณ 30 MPa ให้แรงขับที่มากและรวดเร็ว เหมาะกับ breaker ระดับ EHV ยุค air blast และ SF6 กำลังแรง แต่มีข้อเสียคือมีจุดที่อาจรั่วซึมได้หลายจุดจากระบบท่อไฮดรอลิก ต้องเฝ้าระวังแรงดันตกอย่างสม่ำเสมอ ส่วนpneumatic mechanism ใช้อากาศอัดประมาณ 1.5–3 MPa จากเครื่องอัดอากาศ พบในกลุ่ม breaker แบบ air blast รุ่นเก่าเป็นหลัก ปัจจุบันมีแนวโน้มถูกแทนที่ด้วย spring mechanism ทั้งหมดเนื่องจากความซับซ้อนของระบบอากาศอัดที่ต้องดูแลรักษามากกว่า

ในแง่เวลาการทำงาน breaker ทั่วไปมี opening time (เวลาตั้งแต่รับคำสั่ง trip จนหน้าสัมผัสเริ่มแยกออกจริง) ประมาณ 20–40 มิลลิวินาที บวกกับ arcing time ที่กล่าวถึงในหัวข้อ 34.2 อีกประมาณ 10–20 มิลลิวินาที รวมเป็น total break time ประมาณ 2–3 ไซเคิล หรือ 40–60 มิลลิวินาทีที่ความถี่ 50 Hz ส่วน closing time อยู่ที่ประมาณ 60–100 มิลลิวินาที breaker ระดับ EHV รุ่นใหม่บางรุ่นสามารถ break ได้ภายใน 2 ไซเคิลเท่านั้น ซึ่งเร็วกว่าค่าทั่วไปพอสมควร

1. Charging motor — มอเตอร์ไฟฟ้าขนาดเล็กที่อัด closing spring ให้พร้อมใช้งานตามที่อธิบายไว้ข้างต้น ใช้เวลาอัดประมาณ 10–15 วินาทีต่อครั้ง เมื่อ spring อัดเต็มที่แล้วมอเตอร์จะหยุดทำงานเองผ่านสวิตช์ลิมิต
2. Motor drive gear train — ชุดเฟืองทดที่ถ่ายแรงบิดจากมอเตอร์ไปอัด closing spring ทำหน้าที่แปลงแรงบิดหมุนความเร็วสูงจากมอเตอร์ให้เป็นแรงอัดสปริงที่มากพอ
3. Closing spring (Charged) — สปริงสีเขียวที่อัดตัวพร้อมใช้งานเต็มที่ เมื่อคลายตัวจะให้พลังงานกลในการปิดหน้าสัมผัส breaker ทันทีเมื่อได้รับคำสั่ง close
4. Closing spring latch — สลักล็อกที่ยึด closing spring ไว้ในสภาพอัดตัวจนกว่าจะได้รับคำสั่งปลดปล่อยจากวงจร closing coil
5. Spring charging indicator — ตัวบ่งชี้สถานะการอัดสปริง (SPRING CHARGED) บนแผงหน้าปัดของกลไก แสดงให้ผู้ปฏิบัติงานทราบว่า breaker พร้อม close หรือยัง พร้อมปุ่ม CLOSE/OPEN สำหรับสั่งงานด้วยมือ
6. Opening spring (Charged) — สปริงสีแดงที่ถูกอัดตัวไปพร้อมกันโดยอัตโนมัติในจังหวะที่ closing spring คลายตัวปิดวงจร ตามหลักการที่ทำให้ breaker พร้อม trip เสมอโดยไม่ต้องพึ่งไฟฟ้าที่อธิบายไว้ข้างต้น
7. Opening spring latch — สลักล็อกที่ยึด opening spring ไว้ จนกว่าจะได้รับคำสั่ง trip จาก trip coil จึงปลดปล่อยพลังงานออกมาเปิดหน้าสัมผัสอย่างรวดเร็ว
8. Trip latch — สลักหลักที่เชื่อมโยงคำสั่ง trip จากวงจรไฟฟ้าเข้ากับกลไกทางกล เมื่อ trip coil ดึงสลักนี้ออก จะปลดปล่อยพลังงานจาก opening spring ทันที
9. Toggle linkage — ชุดก้านเชื่อมแบบ toggle ที่ถ่ายทอดแรงจากสปริงไปยัง interrupter drive lever อย่างรวดเร็วและแม่นยำ เป็นกลไกคลาสสิกที่ใช้ในกลไกขับ breaker ส่วนใหญ่
10. Interrupter drive lever / Shaft and lever support — คันโยกและเพลาที่ส่งแรงจากกลไกสปริงไปยัง interrupter drive rod ในที่สุด เป็นจุดเชื่อมต่อระหว่างกลไกขับกับตัว interrupter ทางฝั่งขวาของภาพ
11. Vacuum interrupter — หลอด vacuum interrupter ที่ต่อกับกลไกขับผ่าน interrupter drive rod ตามที่อธิบายไว้ในหัวข้อ 34.3
12. Interrupter drive rod — ก้านส่งกำลังที่เชื่อมกลไกขับเข้ากับหน้าสัมผัสเคลื่อนที่ (movable contact) ของ vacuum interrupter โดยตรง
13. Upper terminal / Lower terminal (connection) — ขั้วต่อไฟฟ้าด้านบนและด้านล่างของชุด interrupter เชื่อมต่อเข้ากับวงจรไฟฟ้าหลักของ breaker

ระบบไฟฟ้าที่สั่งงาน trip coil และ closing coil ล้วนทำงานจากแบตเตอรี่ DC ของสถานีตามที่กล่าวถึงในหัวข้อ 34.1 มาตรฐานทั่วไปกำหนดให้ติด trip coil สองชุด (TC1 และ TC2) จ่ายไฟจาก DC bus ที่แยกกันโดยสิ้นเชิงเพื่อความซ้ำซ้อน (redundancy) หากชุดใดชุดหนึ่งขัดข้องหรือ DC bus ฝั่งใดฝั่งหนึ่งเสียหาย อีกชุดยังคงสั่ง trip ได้ตามปกติ นอกจากนี้ยังมี anti-pumping relay ติดตั้งอยู่ในวงจรควบคุม ทำหน้าที่ป้องกัน breaker ปิด-เปิดซ้ำไปมาอย่างรวดเร็ว (pumping) ในกรณีที่คำสั่ง close ค้างอยู่ (เช่นสวิตช์ควบคุมติดค้าง) พร้อมกับมีคำสั่ง trip เข้ามาพร้อมกัน ซึ่งหากไม่มี anti-pumping relay จะทำให้ breaker close-trip-close-trip ซ้ำๆ จนหน้าสัมผัสเสียหายรุนแรง

34.8 การบำรุงรักษาและทดสอบ Breaker (Maintenance & Testing)

เพราะ breaker คืออุปกรณ์ที่ตลอดอายุการใช้งานส่วนใหญ่แทบไม่เคยถูกใช้ทำหน้าที่หลักของมันเลยตามที่กล่าวไว้ในหัวข้อ 34.1 การทดสอบเป็นระยะจึงเป็นวิธีเดียวที่ยืนยันได้ว่า breaker ยังพร้อมทำงานจริงเมื่อถึงเวลาจำเป็น การทดสอบที่สำคัญที่สุดคือtiming test ซึ่งวัดเวลา open และ close ของทุก pole ด้วยเครื่องมือเฉพาะที่เรียกว่า timing analyzer เกณฑ์ยอมรับคือเวลาที่วัดได้ต้องตรงตามค่าบน nameplate ในช่วง ±10% และที่สำคัญยิ่งกว่าคือ pole discrepancy หรือความต่างของเวลาระหว่าง pole ต้องไม่เกิน 1/6 ไซเคิลตอน open (ประมาณ 3.3 มิลลิวินาทีที่ 50 Hz) และไม่เกิน 1/4 ไซเคิลตอน close (ประมาณ 5 มิลลิวินาที) เหตุผลที่ pole discrepancy สำคัญมากคือ หาก pole หนึ่งเปิดช้ากว่าอีก pole มาก จะทำให้เกิดกระแสไม่สมดุลระหว่างเฟสหรือแรงดันเกินชั่วขณะในระบบสามเฟส

1. Breaker Timing Analyzer Display (Waveforms) — จอแสดงผลของเครื่อง timing analyzer แสดงกราฟรูปคลื่นการเคลื่อนที่ของหน้าสัมผัสแต่ละเฟส (แต่ละสีคือแต่ละ pole) ใช้อ่านเวลา open/close และตรวจ pole discrepancy ตามเกณฑ์ที่อธิบายไว้ในเนื้อหา
2. Test Set Control Panel — แผงควบคุมของเครื่องทดสอบ ใช้ตั้งค่าพารามิเตอร์การทดสอบและสั่งเริ่มการวัด มีช่องเสียบสายทดสอบและปุ่มควบคุมต่างๆ
3. Instrument Case — กระเป๋าเครื่องมือที่บรรจุชุดทดสอบทั้งหมด ออกแบบให้พกพาไปใช้งานภาคสนามในห้อง relay หรือ switchyard ได้สะดวก
4. Test Leads — สายทดสอบสีต่างๆ ที่ต่อจากเครื่องมือไปยังจุดทดสอบบนตัว breaker ใช้ทั้งวัดสัญญาณเวลาและป้อนคำสั่งกระตุ้นการทำงาน
5. Circuit Breaker Mechanism — กลไกขับของ breaker ที่กำลังถูกทดสอบ มองเห็นชิ้นส่วนเฟืองและสปริงตามที่อธิบายไว้ในหัวข้อ 34.7
6. Breaker Auxiliary Contacts — หน้าสัมผัสเสริม (auxiliary contact) ที่ติดตามสถานะของกลไกหลัก ใช้ส่งสัญญาณสถานะ open/close ไปยังระบบควบคุมและป้อนกลับให้เครื่องทดสอบทราบจังหวะที่แท้จริงของการเคลื่อนที่
7. Test Lead Clips (Connected to Breaker Terminals) — ปลายสายทดสอบแบบคีบหนีบที่ต่อเข้ากับขั้วต่อของ breaker โดยตรง เพื่อวัดสัญญาณเวลาที่แม่นยำจากจุดเชื่อมต่อจริง
8. Breaker Control Circuit Terminal Block — แท่งขั้วต่อวงจรควบคุมของ breaker ที่เป็นจุดเชื่อมต่อสายทดสอบเข้ากับวงจร trip/close coil เพื่อจำลองคำสั่งสั่งงานระหว่างทดสอบ

การทดสอบที่สำคัญไม่แพ้กันคือcontact resistance test ซึ่งอัดกระแส DC ขนาดตั้งแต่ 100 A ขึ้นไปผ่านหน้าสัมผัสหลักแล้ววัดความต้านทานเป็นหน่วยไมโครโอห์ม (µΩ) ด้วยเครื่อง micro-ohmmeter ค่าปกติของ breaker ทั่วไปอยู่ที่ประมาณ 20–100 µΩ ขึ้นกับขนาดของ breaker หากค่าที่วัดได้เพิ่มขึ้นจาก baseline เดิมเกิน 20% ถือเป็นสัญญาณว่าหน้าสัมผัสเสื่อมสภาพหรือหลวม ซึ่งเสี่ยงต่อความร้อนสะสมสูงตามความสัมพันธ์ $P = I^2 R$ ที่แม้ความต้านทานจะดูเล็กน้อยในหน่วยไมโครโอห์ม แต่เมื่อคูณด้วยกระแสพิกัดที่สูงมากของ breaker แล้วอาจกลายเป็นความร้อนสะสมนับร้อยถึงพันวัตต์ได้ สำหรับ breaker ชนิด SF6 ยังมีเทคนิคเสริมที่เรียกว่า DRM (Dynamic Resistance Measurement — การวัดความต้านทานเชิงพลวัต) ซึ่งลากกราฟความต้านทานระหว่างจังหวะ open เพื่อประเมินความยาวของ arcing contact ที่สึกหรอไปโดยไม่ต้องเปิดผ่าถังตรวจสอบด้วยตา

โดย $P_{loss}$ = ความร้อนที่หน้าสัมผัส (W), $I$ = กระแส load (A), $R_{contact}$ = ความต้านทานหน้าสัมผัส (Ω)

สำหรับ breaker ชนิด SF6 การวิเคราะห์คุณภาพก๊าซเป็นส่วนสำคัญของการบำรุงรักษา เกณฑ์ทั่วไปกำหนดความชื้นต้องต่ำกว่า 200 ppmv ความบริสุทธิ์ต้องสูงกว่า 97% และปริมาณก๊าซ SO₂ ต้องต่ำกว่า 12 ppmv โดยค่า SO₂ ที่สูงผิดปกติบ่งชี้ว่ามีการสลายตัวของ arc (arc decomposition) เกิดขึ้นมากผิดปกติภายในถัง ส่วน vacuum interrupter ทดสอบความสมบูรณ์ของสุญญากาศด้วยวิธี hipot (high potential test — ทดสอบด้วยแรงดันสูง) ทั้งแบบ AC และ DC คร่อมช่องว่างระหว่างหน้าสัมผัสขณะอยู่ในตำแหน่ง open หากสุญญากาศภายในหลอดรั่วซึม ค่า dielectric strength จะลดลงมาก ทำให้เกิด breakdown ที่แรงดันต่ำกว่าปกติอย่างชัดเจนซึ่งตรวจจับได้ทันทีจากการทดสอบนี้

วงจร trip coil ยังถูกเฝ้าติดตามอย่างต่อเนื่องผ่านรีเลย์ trip circuit supervision (รหัสมาตรฐาน 74TC) ที่คอยตรวจสอบว่าวงจร trip ยังครบวงจรพร้อมทำงานอยู่ตลอดเวลา ร่วมกับการทดสอบ minimum pickup voltage เป็นระยะเพื่อยืนยันว่า trip coil ยังทำงานได้แม้แรงดัน DC ลดลงเหลือประมาณ 70% ของพิกัด ซึ่งจำลองสถานการณ์ที่แบตเตอรี่สถานีอาจอ่อนกำลังลงในสภาวะฉุกเฉิน สุดท้าย โรงไฟฟ้าและสถานีไฟฟ้าต้องนับจำนวนครั้งของการทำงาน (operation count) และผลรวมกระแส fault สะสม (มักใช้ตัวชี้วัดแบบ $\Sigma I^2$ หรือ $\Sigma I^2t$) เพื่อกำหนดรอบการ overhaul เนื่องจากผู้ผลิตส่วนใหญ่กำหนดให้ breaker ตัด fault เต็มพิกัดได้ประมาณ 10–20 ครั้งก่อนจำเป็นต้องเปิดตรวจสอบสภาพหน้าสัมผัสอย่างละเอียด

สรุปท้ายบท

ศัพท์เทคนิคในบทนี้

แบบทดสอบท้ายบท