บทที่ 35 — สถานีไฟฟ้าแรงสูง

35.1 บทบาทและประเภทของ Substation (Roles & Types)

สถานีไฟฟ้าแรงสูงคือจุดที่พลังงานไฟฟ้าถูกแปลงระดับแรงดัน รวมหรือแยกเส้นทางของสายส่ง ตัดตอนวงจรเพื่อแยกจุดที่เกิดความผิดปกติ (fault isolation) ออกจากระบบส่วนที่เหลือ และเป็นจุดที่ระบบวัดและระบบควบคุมของโครงข่ายไฟฟ้ากำลังเชื่อมต่อเข้าด้วยกัน กล่าวอีกแบบหนึ่งคือ สถานีไฟฟ้าแรงสูงเป็น "ทางแยก" ของโครงข่ายไฟฟ้ากำลังทั้งหมด ทำหน้าที่คล้ายทางแยกต่างระดับบนถนนที่ต้องรองรับทั้งการเปลี่ยนเลน การแยกเส้นทาง และการปิดซ่อมบำรุงบางช่องทางโดยไม่ทำให้การจราจรทั้งระบบหยุดชะงัก

เมื่อจำแนกตามหน้าที่ สถานีไฟฟ้าแรงสูงแบ่งได้เป็นสี่ประเภทหลัก ประเภทแรกคือ transmission substation ที่ทำงานที่ระดับแรงดัน 500, 230 หรือ 115 กิโลโวลต์ (kV) ซึ่งเป็นโครงข่ายหลักของ EGAT (Electricity Generating Authority of Thailand — การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย) ประเภทที่สองคือ distribution substation ที่ลดระดับแรงดันลงมาที่ 22 หรือ 33 กิโลโวลต์เพื่อป้อนเข้าสู่ระบบจำหน่ายของ PEA (Provincial Electricity Authority — การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค) หรือ MEA (Metropolitan Electricity Authority — การไฟฟ้านครหลวง) ประเภทที่สามคือ switching station ซึ่งทำหน้าที่สลับเส้นทางสายส่งเท่านั้นโดยไม่มีหม้อแปลงกำลัง และประเภทที่สี่คือ collector substation ที่รวบรวมพลังงานจากฟาร์มพลังงานลมหรือพลังงานแสงอาทิตย์เข้าสู่โครงข่ายหลัก ซึ่งจะกล่าวถึงรายละเอียดเพิ่มเติมในบทที่ 42

สถานีที่ตั้งอยู่ข้างโรงไฟฟ้า หรือที่เรียกว่า switchyard เป็นจุดเชื่อมต่อ (interface) ระหว่างหม้อแปลง GSU (Generator Step-Up Transformer — หม้อแปลงยกระดับแรงดันประจำเครื่องกำเนิดไฟฟ้า ที่ได้เรียนในบทที่ 32) กับระบบส่งกำลังไฟฟ้าของประเทศ โรงไฟฟ้าขนาดใหญ่มักต่อออกตรงเข้าระดับแรงดัน 230 หรือ 500 กิโลโวลต์ทันที โดยไม่ผ่านระดับแรงดันขั้นกลางใดๆ เพื่อลดจำนวนหม้อแปลงและการสูญเสียพลังงานระหว่างทาง

เมื่อจำแนกตามโครงสร้างทางกายภาพ สถานีไฟฟ้าแบ่งได้เป็นสองแบบหลักคือ AIS (Air-Insulated Switchgear — สวิตช์เกียร์หุ้มฉนวนอากาศ ที่ได้กล่าวถึงในบทที่ 34) ซึ่งติดตั้งกลางแจ้งและใช้อากาศเป็นฉนวนระหว่างเฟส ใช้พื้นที่ก่อสร้างมาก แต่ราคาถูกกว่าและซ่อมบำรุงง่ายกว่าเพราะเข้าถึงชิ้นส่วนได้โดยตรง กับ GIS (Gas-Insulated Switchgear — สวิตช์เกียร์หุ้มฉนวนก๊าซ) ที่บรรจุอุปกรณ์ทั้งหมดไว้ในถังโลหะอัดก๊าซ SF6 ใช้พื้นที่ก่อสร้างเพียงประมาณ 10–15% ของ AIS ทนต่อมลภาวะและฝุ่นเกลือได้ดีกว่ามาก แต่มีราคาแพงกว่าประมาณ 1.5–3 เท่าและซ่อมบำรุงยากกว่าเพราะต้องเปิดถังก๊าซ เหมาะกับพื้นที่ในเมืองหรือพื้นที่จำกัดและงานติดตั้งในอาคาร นอกจากสองแบบหลักนี้ยังมีสถานีแบบผสมที่เรียกว่า MTS หรือ HIS (Mixed Technology Switchgear / Hybrid Insulated Switchgear — สวิตช์เกียร์แบบผสมเทคโนโลยี) ซึ่งรวมข้อดีของทั้งสองแบบไว้ด้วยกันบางส่วน อยู่กึ่งกลางระหว่าง AIS กับ GIS ทั้งในแง่พื้นที่และราคา

องค์ประกอบมาตรฐานที่พบในสถานีไฟฟ้าแรงสูงทุกแห่งประกอบด้วยหม้อแปลงกำลัง เซอร์กิตเบรกเกอร์ ดิสคอนเนกเตอร์พร้อม earthing switch หม้อแปลงเครื่องมือวัด (CT/VT) กับดักเสิร์จ บัสบาร์ อาคารควบคุมที่บรรจุแผง relay ระบบ SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition — ระบบกำกับดูแลและเก็บข้อมูลระยะไกล ที่จะกล่าวถึงในบทที่ 39) และแบตเตอรี่ DC (Direct Current — ไฟฟ้ากระแสตรง ที่จะกล่าวถึงในบทที่ 37) และสุดท้ายคือระบบต่อลงดินที่ฝังอยู่ใต้พื้นทั้งสถานี องค์ประกอบเหล่านี้ทั้งหมดจะถูกอธิบายในรายละเอียดตลอดบทนี้

1. Lightning protection mast — เสาสูงยอดแหลมสำหรับป้องกันฟ้าผ่าโดยตรง ทำหน้าที่ล่อฟ้าให้ลงที่ยอดเสาแทนที่จะลงบัสหรืออุปกรณ์ แล้วนำกระแสฟ้าผ่าลงสู่ grounding grid โดยตรง ตามหลักการ rolling sphere ที่จะอธิบายในหัวข้อ 35.7
2. Steel gantry — โครงเหล็กสูงที่รองรับสายไฟฟ้าแรงสูงและบัสบาร์เหนือระดับพื้น แบ่งชั้นความสูงของสถานีออกเป็นชั้นอุปกรณ์ ชั้นบัส และชั้นสายเข้า-ออกตามที่จะกล่าวถึงในหัวข้อ 35.7
3. Surge arrester — กับดักเสิร์จชนิด MOV ที่ปกป้องหม้อแปลงและอุปกรณ์จากแรงดันเกินฟ้าผ่าและ switching surge ติดตั้งใกล้อุปกรณ์ที่ต้องการป้องกันที่สุดตามหลัก separation effect ในหัวข้อ 35.4
4. 500 kV busbar — บัสบาร์แรงดัน 500 กิโลโวลต์ เป็นเส้นนำไฟฟ้าหลักที่รวมกระแสจากทุก feeder เข้าด้วยกัน มักทำจากท่อโลหะแข็ง (rigid tubular busbar) แทนสายตีเกลียวเพื่อลด corona และรับน้ำหนักได้ดีกว่า
5. Disconnect switch (open) — ดิสคอนเนกเตอร์ในตำแหน่งเปิด แสดง visible break ที่มองเห็นได้ด้วยตาเปล่า เป็นหลักฐานความปลอดภัยที่แท้จริงก่อนเข้าทำงานตามที่กล่าวถึงในบทที่ 34
6. 500 kV bay — หนึ่งช่องของสถานีที่รับผิดชอบวงจรหนึ่งวงจรที่ระดับ 500 กิโลโวลต์ ผังอุปกรณ์ภายใน bay ซ้ำกันเป็นแบบมาตรฐานตามที่จะอธิบายในหัวข้อ 35.7
7. Current transformer (CT) — หม้อแปลงกระแสที่ย่อกระแสขนาดใหญ่ในสายส่งลงเป็นสัญญาณ 1 หรือ 5 แอมแปร์สำหรับป้อน relay และมิเตอร์ รายละเอียด accuracy class และข้อควรระวังอยู่ในหัวข้อ 35.3
8. Circuit breaker — เซอร์กิตเบรกเกอร์ที่ตัดกระแสลัดวงจรของวงจรนี้ ตามหลักการดับ arc ที่ current zero ที่ได้เรียนละเอียดในบทที่ 34
9. Voltage transformer (VT) — หม้อแปลงแรงดันที่ย่อแรงดันสายส่งลงเป็นสัญญาณมาตรฐานสำหรับวัดและป้องกัน มีข้อควรระวังตรงข้ามกับ CT คือห้าม short circuit ด้าน secondary เด็ดขาด
10. Gravel yard — พื้นโรยหินเกล็ดทั่วทั้งสถานี ทำหน้าที่เพิ่มความต้านทานผิวดิน (surface resistivity) เพื่อยกเกณฑ์ touch/step voltage ที่ปลอดภัยให้สูงขึ้น ตามที่จะอธิบายละเอียดในหัวข้อ 35.6

1. Busbar (inside GIS enclosure) — บัสบาร์ที่บรรจุอยู่ภายในถังโลหะอัดก๊าซ SF6 มองไม่เห็นตัวนำโดยตรงจากภายนอก ต่างจาก AIS ที่บัสบาร์เปิดโล่งอยู่กลางแจ้ง
2. Circuit breaker enclosure — ถังโลหะทรงกระบอกที่บรรจุ interrupter ของเซอร์กิตเบรกเกอร์ไว้ภายใน อัดก๊าซ SF6 ความดันสูงเพื่อดับ arc เช่นเดียวกับหลักการ puffer ที่อธิบายในบทที่ 34 แต่ในพื้นที่กะทัดรัดกว่ามาก
3. Disconnector (visible isolating break) — ดิสคอนเนกเตอร์ภายในถัง GIS ที่แม้จะปิดล้อมด้วยโลหะ แต่ยังคงออกแบบให้มี visible break ตรวจสอบได้ผ่านช่องมองหรือตัวบ่งชี้ตำแหน่งทางกล เพื่อรักษาหลักความปลอดภัยเดียวกันกับ AIS
4. Earthing switch — สวิตช์ต่อลงดินภายในถัง GIS ทำหน้าที่คายประจุตกค้างหลังตัดวงจรก่อนเข้าทำงานบำรุงรักษา เช่นเดียวกับใน AIS
5. SF₆ gas pressure gauge — เกจวัดความดันก๊าซ SF6 ในแต่ละถัง ต้องรักษาความดันใช้งานไว้ที่ประมาณ 0.5–0.7 MPa ตามที่กล่าวถึงในบทที่ 34 หากความดันต่ำกว่าเกณฑ์จะเกิด alarm และอาจ block การทำงานของ breaker
6. Current transformer (CT) — หม้อแปลงกระแสที่ติดตั้งรวมอยู่ในโมดูล GIS เดียวกัน ทำหน้าที่เหมือนกับ CT ใน AIS ทุกประการ เพียงแต่ประหยัดพื้นที่กว่ามาก
7. Voltage transformer (VT) — หม้อแปลงแรงดันในรูปแบบโมดูล GIS วางต่อแถวกับอุปกรณ์อื่นในสายเดียวกัน
8. Control and protection cubicle — ตู้ควบคุมและป้องกันที่ติดตั้งข้างแถวอุปกรณ์ GIS บรรจุ relay ป้องกัน สวิตช์ควบคุมมือ และจุดเชื่อมต่อไปยังห้องควบคุมกลาง
9. GIS support structure — โครงเหล็กรองรับน้ำหนักถังโลหะ GIS ทั้งหมด ออกแบบให้รับน้ำหนักถังที่บรรจุก๊าซความดันสูงและตัวนำภายในได้อย่างมั่นคง

35.2 Bus Schemes (ผังบัส)

ผังบัส (bus scheme) คือรูปแบบการจัดวางบัสบาร์และเซอร์กิตเบรกเกอร์ในสถานีไฟฟ้า ซึ่งเป็นตัวกำหนดหลักว่าสถานีนั้นมีความน่าเชื่อถือ (reliability) มากน้อยเพียงใดเมื่อเทียบกับต้นทุนการก่อสร้าง ผังที่ง่ายที่สุดคือ single bus ซึ่งมีบัสบาร์เพียงเส้นเดียวให้ทุก feeder ต่อเข้า ถูกที่สุดและง่ายที่สุดในการก่อสร้างและการเดินเครื่อง แต่ข้อเสียคือหาก fault เกิดขึ้นที่บัสเองหรือต้องปิดซ่อมบัส ทั้งสถานีต้องดับพร้อมกันทั้งหมด จึงเหมาะกับสถานีขนาดเล็กหรือสถานีจำหน่ายที่ความสำคัญไม่สูงมาก

ผัง main & transfer bus เพิ่มบัสสำรอง (transfer bus) เข้ามาอีกเส้นหนึ่งพร้อมกับ bus coupler ที่เชื่อมสองบัสเข้าด้วยกัน เมื่อต้องการซ่อมเซอร์กิตเบรกเกอร์ตัวใดตัวหนึ่ง สามารถย้าย feeder นั้นไปต่อกับบัส transfer ชั่วคราวได้โดยไม่ต้องดับโหลด แต่ยังคงมีจุดอ่อนคือหาก fault เกิดที่บัส main เอง ทั้งสถานียังคงดับหมดเช่นเดิม และในระหว่างที่ย้าย feeder ไปใช้บัส transfer นั้น ระบบป้องกันของวงจรนั้นต้องยืมใช้ relay ของ bus coupler แทนชั่วคราว ซึ่งเพิ่มความซับซ้อนในการเดินเครื่อง

ผัง double bus double breaker ให้ทุก feeder มีเซอร์กิตเบรกเกอร์สองตัวต่อกับบัสสองเส้นพร้อมกัน ทำให้ความน่าเชื่อถือสูงที่สุดในบรรดาผังทั้งหมด เพราะไม่ว่าบัสเส้นใดเส้นหนึ่งจะเกิด fault หรือต้องปิดซ่อม อีกเส้นหนึ่งยังคงจ่ายไฟให้ feeder ทุกวงจรได้ตามปกติ แต่ข้อเสียคือต้นทุนสูงที่สุดเพราะต้องใช้เซอร์กิตเบรกเกอร์ถึงสองตัวต่อหนึ่งวงจร จึงใช้เฉพาะจุดที่วิกฤตจริงๆ ของระบบเท่านั้น

ผัง breaker-and-a-half เป็นทางออกที่สมดุลที่สุดระหว่างความน่าเชื่อถือกับต้นทุนสำหรับระดับแรงดันสูงพิเศษ โดยใช้เซอร์กิตเบรกเกอร์สามตัวรองรับสองวงจร หรือคิดเป็น 1.5 ตัวต่อวงจร เรียงกันระหว่างบัสสองเส้น หาก fault เกิดที่บัสเส้นใดเส้นหนึ่ง feeder ทั้งสองวงจรยังคงจ่ายไฟผ่านบัสอีกเส้นได้ตามปกติโดยไม่ต้องดับเลย และสามารถซ่อมเซอร์กิตเบรกเกอร์ตัวใดตัวหนึ่งได้โดยไม่ต้องดับวงจรทั้งสอง ด้วยเหตุนี้ผังนี้จึงเป็นมาตรฐานที่ EGAT นิยมใช้ในสถานี 500 กิโลโวลต์ และสถานี 230 กิโลโวลต์ที่มีความสำคัญสูง อย่างไรก็ตาม ข้อแลกของผังนี้คือระบบป้องกันมีความซับซ้อนขึ้นมาก เพราะเซอร์กิตเบรกเกอร์ตัวกลางต้องเห็นกระแสผสมของทั้งสองวงจรพร้อมกัน ต้องมี CT และ relay ครบทุกตัว และตรรกะของ auto-reclose ก็ยุ่งยากกว่าผังแบบอื่น รวมถึงการเดินเครื่องสลับก็ซับซ้อนกว่าเช่นกัน

เมื่อเทียบต้นทุนคร่าวๆ ของ switchgear ต่อหนึ่งวงจร โดยกำหนดให้ single bus มีค่าเท่ากับ 1.0 หน่วย ผัง main & transfer จะอยู่ที่ประมาณ 1.3 หน่วย ผัง breaker-and-a-half อยู่ที่ประมาณ 1.6 หน่วย และผัง double bus double breaker อยู่ที่ประมาณ 2.0 หน่วย ตัวเลขนี้แสดงให้เห็นชัดเจนว่าเหตุใด breaker-and-a-half จึงได้รับความนิยมสูงสุดสำหรับสถานีระดับ EHV (Extra High Voltage — แรงดันสูงพิเศษ) เพราะให้ความน่าเชื่อถือใกล้เคียงกับ double bus double breaker ด้วยต้นทุนที่ต่ำกว่ามาก

เพื่อให้เห็นภาพการทำงานของ breaker-and-a-half ชัดเจนขึ้น ลองพิจารณาหนึ่งช่วง (diameter) ของผังนี้โดยละเอียด ซึ่งประกอบด้วยเซอร์กิตเบรกเกอร์สามตัวเรียงกันระหว่างบัส A และบัส B พร้อมจุด tap ออกไปยังสองวงจร (Line 1 และ Line 2) ระหว่างเบรกเกอร์แต่ละคู่ หากเกิด fault ที่บัส A ระบบป้องกันจะสั่ง trip เซอร์กิตเบรกเกอร์ตัวแรก (CB1) ของทุก diameter ที่ต่อกับบัส A พร้อมกัน แต่ Line 1 และ Line 2 ยังคงได้รับพลังงานผ่านเซอร์กิตเบรกเกอร์ตัวกลาง (CB2) และตัวสุดท้าย (CB3) ที่ยังต่อกับบัส B อยู่ตามปกติ โดยไม่มีวงจรใดดับเลยแม้แต่วงจรเดียว ข้อสังเกตสำคัญคือเซอร์กิตเบรกเกอร์ตัวกลาง (CB2) เป็นตัวเดียวที่ต้องเห็นกระแสของทั้งสองวงจรพร้อมกันในสภาวะการทำงานปกติ ซึ่งเป็นที่มาของความซับซ้อนด้านการออกแบบระบบป้องกันที่กล่าวไว้ข้างต้น

35.3 หม้อแปลงเครื่องมือวัด (Instrument Transformers: CT/VT/CVT)

CT (Current Transformer — หม้อแปลงกระแส) ทำหน้าที่ย่อกระแสขนาดหลักพันหรือหลักหมื่นแอมแปร์ในสายส่งลงมาเป็นสัญญาณมาตรฐาน 1 หรือ 5 แอมแปร์ให้ relay และมิเตอร์นำไปใช้งานได้ ระบบที่มีสายเดินจาก CT ไปยังห้องควบคุมเป็นระยะทางไกลนิยมใช้ secondary 1 แอมแปร์มากกว่า 5 แอมแปร์ เพราะภาระที่ CT ต้องขับ (burden) เป็นสัดส่วนกับกำลังสองของกระแส กระแสยิ่งต่ำ burden ที่เกิดจากความต้านทานสายเดินยิ่งน้อยลงมาก อัตราส่วน CT เขียนในรูปแบบเช่น 2000/1 A และ CT ตัวเดียวกันอาจมีหลายแกน (core) ซ้อนกันอยู่ภายในตัวถังเดียว โดยแยกแกนสำหรับงานวัด (metering) ออกจากแกนสำหรับงานป้องกัน (protection) เพราะทั้งสองงานต้องการคุณสมบัติที่ตรงข้ามกัน

ระดับความแม่นยำ (accuracy class) ของ CT งานวัดนิยมใช้ class 0.2 หรือ 0.5 ซึ่งแม่นยำมากในช่วงกระแสใช้งานปกติ แต่จงใจออกแบบให้แกนอิ่มตัว (saturate) เร็วเมื่อเกิด fault กระแสสูง เพื่อปกป้องมิเตอร์ราคาแพงไม่ให้เสียหาย ส่วน CT งานป้องกันใช้ class เช่น 5P20 ซึ่งหมายความว่า error ต้องไม่เกิน 5% ที่กระแส 20 เท่าของพิกัด (accuracy limit factor หรือ ALF เท่ากับ 20) ที่ภาระ (burden) ตามพิกัด และยังมี class PX ที่ระบุด้วยค่า knee point voltage ใช้กับระบบป้องกันแบบ differential protection ที่ต้องการความแม่นยำสูงเป็นพิเศษ

Burden คือภาระรวมของวงจร secondary ทั้งหมด ทั้ง relay และสายเดิน (lead) มีหน่วยเป็น VA หรือโอห์ม หาก burden จริงที่ใช้งานต่ำกว่าพิกัดที่ CT ถูกออกแบบไว้ CT ตัวนั้นจะสามารถทนกระแส fault ได้มากกว่าค่า ALF ที่ระบุบนป้ายจริง ในยุคปัจจุบันที่ relay แบบตัวเลข (numerical relay) กินกำลังต่ำกว่า 0.5 VA เท่านั้น ภาระหลักของวงจร secondary จึงมาจากความต้านทานของสายเดินเป็นส่วนใหญ่ ไม่ใช่ตัว relay เอง

เมื่อเกิด fault ขนาดใหญ่ร่วมกับองค์ประกอบ DC และ remanence (สนามแม่เหล็กตกค้าง) ในแกนเหล็ก แกนของ CT อาจเกิดการอิ่มตัว (saturation) ทำให้กระแสด้าน secondary บิดเบี้ยวหรือหายไปบางส่วน relay จึงวัดกระแสผิดพลาดได้ วิธีป้องกันคือเลือก CT ที่มีค่า knee point voltage สูงเพียงพอ โดยดูจากกราฟ excitation curve ซึ่งนิยาม knee point ว่าเป็นจุดที่เมื่อเพิ่มแรงดัน (V) ขึ้น 10% แล้วกระแส exciting (I) เพิ่มขึ้นถึง 50%

ในทางกลับกัน VT (Voltage Transformer — หม้อแปลงแรงดัน) แบบเหนี่ยวนำ (inductive) ใช้งานได้ถึงประมาณ 145 กิโลโวลต์ ส่วนที่ระดับแรงดันสูงกว่านั้นนิยมใช้ CVT (Capacitive Voltage Transformer — หม้อแปลงแรงดันชนิดตัวเก็บประจุ) ซึ่งใช้หลักการแบ่งแรงดันด้วยตัวเก็บประจุ (capacitor divider) ร่วมกับ tuning reactor และหม้อแปลงขนาดเล็ก ข้อดีของ CVT คือราคาถูกกว่า VT แบบเหนี่ยวนำมากที่ระดับ 230 หรือ 500 กิโลโวลต์ และยังสามารถใช้เป็นจุดต่อสัญญาณสื่อสารแบบ PLC (Power Line Carrier — สัญญาณสื่อสารพาหะผ่านสายไฟฟ้าแรงสูง ซึ่งเป็นคนละความหมายกับ Programmable Logic Controller ในบทระบบควบคุม) ได้ในตัว ข้อเสียของ CVT คือ transient response ช้ากว่า VT แบบเหนี่ยวนำ ซึ่งส่งผลต่อความแม่นยำของ distance relay ในช่วงเสี้ยววินาทีแรกหลังเกิด fault ดังจะกล่าวถึงในบทที่ 36 และควรจำไว้เสมอว่า VT ทุกชนิดมีข้อควรระวังตรงข้ามกับ CT อย่างสิ้นเชิงคือห้าม short circuit วงจร secondary ของ VT เด็ดขาด เพราะ VT มีพฤติกรรมเป็นแหล่งจ่ายแรงดัน การ short จะทำให้เกิดกระแสไหลสูงมากจนเสียหาย และอีกความเสี่ยงหนึ่งของ VT คือปรากฏการณ์ ferroresonance ที่อาจเกิดขึ้นเมื่อ VT ต่อกับบัสผ่านเซอร์กิตเบรกเกอร์ที่มี grading capacitor

โดย $I_s$ = กระแส secondary (A), $I_p$ = กระแส primary (A), $n$ = อัตราส่วน CT; $V_{knee}$ = knee point voltage (V), $I_e$ = กระแส exciting (A) — นิยาม knee point ตามมาตรฐาน IEC (International Electrotechnical Commission — คณะกรรมาธิการระหว่างประเทศว่าด้วยมาตรฐานทางไฟฟ้า)

1. High-voltage conductor — ตัวนำแรงดันสูงที่เชื่อมต่อจากบัสบาร์เข้าสู่ขั้วบนสุดของ CT และ CVT แต่ละต้น มองเห็นเป็นสายอ่อนโค้งเชื่อมระหว่างยอดของแต่ละอุปกรณ์
2. Current transformer (CT) — หม้อแปลงกระแสตัวสีเข้ม (ฉนวน porcelain) สามต้นทางซ้ายของภาพ ทำหน้าที่ย่อกระแสสายส่งลงเป็นสัญญาณมาตรฐานตามที่อธิบายไว้ในเนื้อหาข้างต้น
3. CT mounting structure — โครงเหล็กรองรับ CT แต่ละต้นให้ยกสูงพ้นระดับพื้นตามระยะ clearance ที่กำหนด
4. Control and terminal box — กล่องขั้วต่อที่ฐานของ CT ซึ่งเป็นจุดที่สายวงจร secondary (1 หรือ 5 A) ต่อออกไปยังห้องควบคุม และเป็นจุดที่ต้องใช้ test block ตามที่อธิบายในกล่องข้างต้นก่อนแตะวงจรใดๆ
5. Capacitive voltage transformer (CVT) — หม้อแปลงแรงดันชนิดตัวเก็บประจุสามต้นทางขวาของภาพ สูงกว่าและมีลักษณะเพรียวกว่า CT เพราะโครงสร้างภายในเป็น capacitor stack ต่อกันเป็นแนวตั้ง
6. CVT mounting structure — โครงเหล็กรองรับ CVT ซึ่งต้องรับน้ำหนักและแรงลมของอุปกรณ์ทรงสูงเพรียวได้มั่นคง
7. Steel support structure — คานเหล็กเชื่อมโครงสร้างรองรับอุปกรณ์ทั้งหมดในภาพเข้าด้วยกันเป็นระบบเดียว
8. Grounding conductor — สายตัวนำสีเขียวที่ต่อโครงโลหะทุกชิ้นลงสู่ grounding grid ใต้ดิน ตามหลักการที่จะอธิบายละเอียดในหัวข้อ 35.6

35.4 กับดักเสิร์จ (Surge Arresters)

กับดักเสิร์จในปัจจุบันเกือบทั้งหมดเป็นชนิด gapless MOV (Metal Oxide Varistor — วาริสเตอร์โลหะออกไซด์) ซึ่งทำจากบล็อกสังกะสีออกไซด์ (ZnO — Zinc Oxide) เรียงซ้อนกัน คุณสมบัติพิเศษของบล็อก ZnO คือความต้านทานไม่เชิงเส้นสุดขั้ว กล่าวคือที่แรงดันใช้งานปกติจะนำกระแสรั่วเพียงระดับมิลลิแอมแปร์เท่านั้น แต่เมื่อเสิร์จแรงดันเดินทางมาถึง บล็อกจะเปลี่ยนสภาพนำกระแสหลักกิโลแอมแปร์ได้ทันทีโดยไม่มีช่องว่างอากาศ (gap) และไม่มีความล่าช้าใดๆ แล้วเมื่อเสิร์จผ่านพ้นไปก็กลับคืนสู่สภาพความต้านทานสูงเดิมได้เอง

ค่า rating หลักที่ต้องอ่านบนป้ายกับดักเสิร์จมีหลายค่า เริ่มจาก rated voltage $U_r$ คือแรงดันสูงสุดที่ arrester ทนได้นาน 10 วินาทีภายใต้ TOV (Temporary Overvoltage — แรงดันเกินชั่วคราว) ถัดมาคือ MCOV หรือ $U_c$ (Maximum Continuous Operating Voltage — แรงดันใช้งานต่อเนื่องสูงสุด) ซึ่งมีค่าประมาณ 0.8 เท่าของ $U_r$ และต้องสูงกว่าแรงดันเฟส-ดินสูงสุดที่อาจเกิดขึ้นจริงในระบบเสมอ ค่าที่สามคือ nominal discharge current ซึ่งแบ่งเป็น class 10 kA หรือ 20 kA และค่าสุดท้ายคือ residual voltage หรือ protection level $U_{res}$ ซึ่งคือแรงดันตกค้างที่ขั้วขณะกำลังนำกระแส ค่านี้ต้องต่ำกว่า BIL (Basic Insulation Level — ระดับฉนวนพื้นฐาน) ของอุปกรณ์ที่ต้องการปกป้องโดยมี margin เหลืออย่างน้อย 20%

ตัวอย่างตัวเลขจริงที่ควรจำ ระบบ 115 กิโลโวลต์ที่มี BIL 550 กิโลโวลต์ มักใช้ arrester ที่มี rated voltage ประมาณ 96–108 กิโลโวลต์ และมี $U_{res}$ ที่กระแส 10 kA ประมาณ 250–280 กิโลโวลต์ ซึ่งเหลือ margin ค่อนข้างมาก ส่วนระบบ 500 กิโลโวลต์ที่มี BIL สูงถึง 1,550–1,800 กิโลโวลต์ มักใช้ arrester ที่มี rated voltage ประมาณ 396–420 กิโลโวลต์ ค่า energy class คือความสามารถในการกลืนพลังงาน มีหน่วยเป็น kJ ต่อ kV ของ $U_r$ โดยมาตรฐาน IEC ปัจจุบันแบ่งเป็น station class SH, SM และ SL (แทนที่ class 1–5 แบบเดิม) และงานที่ต้องการ energy class สูงคือ switching surge บนสายส่งช่วงยาวระดับ EHV และ capacitor bank

ตำแหน่งติดตั้ง arrester มีความสำคัญไม่แพ้ค่า rating เพราะต้องติดตั้งใกล้อุปกรณ์ที่ต้องการปกป้องที่สุด โดยเฉพาะชิดขั้วหม้อแปลงซึ่งเป็นมาตรฐานปฏิบัติทั่วไป เหตุผลคือปรากฏการณ์ที่เรียกว่า separation effect ซึ่งคลื่นเสิร์จที่เดินทางมาตามสายจะสะท้อนที่ขั้วอุปกรณ์ ทำให้แรงดันจริงที่อุปกรณ์สูงกว่าแรงดันที่วัดได้ที่ arrester ตามระยะห่างที่เพิ่มขึ้น ทุกเมตรของสายเชื่อม (lead) ที่ห่างออกไปเพิ่มแรงดันที่อุปกรณ์ขึ้นอีกหลาย กิโลโวลต์ต่ออัตราการเปลี่ยนแปลงกระแส (kA ต่อไมโครวินาที) เมื่อระยะห่างเกินประมาณ 30–45 เมตรที่ระดับ 115 กิโลโวลต์ ผลการป้องกันเริ่มไม่เพียงพอ ส่วนระบบ EHV ต้องติดตั้ง arrester หลายชุดทั้งที่ปากทางสายเข้าและหน้าหม้อแปลง

การติดตามสภาพ (monitoring) ของ arrester ทำผ่าน surge counter ที่นับจำนวนครั้งที่ arrester ทำงาน และเครื่องวัดกระแสรั่ว (leakage current meter) ที่ฐาน เมื่อ arrester เสื่อมสภาพ เช่นมีความชื้นเข้าไปในตัวถังหรือบล็อก ZnO เกิดรอยร้าว กระแสรั่วฮาร์มอนิกที่ 3 (3rd harmonic) จะเพิ่มสูงขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ ซึ่งสามารถวัดได้แบบ online โดยไม่ต้องหยุดเดินเครื่อง

1. High-voltage connection (line side) — จุดต่อขั้วบนสุดของกับดักเสิร์จที่เชื่อมเข้ากับตัวนำแรงดันสูงของวงจรที่ต้องการปกป้อง เป็นทางเข้าของกระแสเสิร์จเมื่อเกิดแรงดันเกิน
2. Polymer housing (sheds) — เปลือกนอกโพลิเมอร์ที่มีครีบ (sheds) ซ้อนกันเป็นชั้นๆ ทำหน้าที่เพิ่ม creepage distance และป้องกันความชื้น/มลภาวะไม่ให้ไปถึงบล็อก ZnO ภายใน วัสดุโพลิเมอร์เบากว่าและทนแรงกระแทกได้ดีกว่า porcelain
3. Metal-oxide varistor column — แกนกลางที่มองไม่เห็นจากภายนอกแต่เป็นหัวใจของอุปกรณ์ คือบล็อก ZnO เรียงซ้อนกันเป็นแท่งภายในเปลือกโพลิเมอร์ ทำหน้าที่นำกระแสเสิร์จตามหลักการที่อธิบายไว้ในเนื้อหาข้างต้น
4. Arrester base (flange) — หน้าแปลนโลหะที่ฐานของกับดักเสิร์จ เป็นจุดยึดโครงสร้างและจุดเชื่อมต่อทางไฟฟ้าลงสู่ระบบกราวด์
5. Pedestal (mounting support) — ฐานรองรับที่ยกกับดักเสิร์จให้สูงจากพื้นตามระยะ clearance ที่กำหนด
6. Ground connection — สายตัวนำสีทองแดงที่ต่อจากฐาน arrester ลงสู่ grounding grid โดยตรง เป็นเส้นทางให้กระแสเสิร์จไหลลงดินอย่างรวดเร็วที่สุด ยิ่งสายสั้นและตรงเท่าไรยิ่งลดแรงดันตกคร่อมที่เพิ่มเข้ามาจากตัวสายเอง
7. Transformer bushing — บุชชิงของหม้อแปลงกำลังที่ตั้งอยู่ข้างกัน แสดงให้เห็นระยะห่างจริงระหว่าง arrester กับอุปกรณ์ที่ต้องการปกป้อง ซึ่งควรใกล้ที่สุดเท่าที่จะทำได้ตามหลัก separation effect
8. Power transformer — ตัวถังหม้อแปลงกำลังที่ arrester ตัวนี้ทำหน้าที่ปกป้องโดยตรง มองเห็นครีบระบายความร้อนด้านข้าง

35.5 ลูกถ้วยฉนวนและระยะห่าง (Insulators & Clearances)

ลูกถ้วยฉนวนที่ใช้ในสถานีไฟฟ้าแรงสูงมีสามชนิดหลัก ชนิดแรกคือ porcelain ซึ่งทนทานและใช้งานมานาน แต่มีน้ำหนักมากและแตกหักได้หากถูกกระแทก ชนิดที่สองคือ toughened glass ซึ่งมีข้อดีเฉพาะตัวคือหากฉนวนเสียหายจะมองเห็นได้ทันทีด้วยตาเปล่าเพราะจานแก้วจะแตกกระจายเป็นชิ้นเล็กๆ ทำให้ตรวจสอบสภาพได้ง่ายมากในการเดินตรวจสถานี ชนิดที่สามคือ composite หรือ polymer ซึ่งใช้ยางซิลิโคน (silicone rubber) หุ้มแกนไฟเบอร์กลาส มีน้ำหนักเบาและทนต่อมลภาวะได้ดีเพราะผิวมีคุณสมบัติไม่ชอบน้ำ (hydrophobic) แต่ข้อเสียคือตรวจสอบสภาพความเสียหายภายในด้วยตาเปล่าได้ยากกว่าและมีอายุการใช้งานสั้นกว่าสองชนิดแรก

รูปแบบของลูกถ้วยฉนวนที่พบได้บ่อยมีหลายแบบ ได้แก่ cap-and-pin string ที่ใช้แขวนสายส่งหรือรับแรงดึง (strain) post insulator ที่ใช้รองรับบัสบาร์หรืออุปกรณ์ในแนวตั้ง long rod ที่เป็นแท่งเดียวยาวต่อเนื่อง และ bushing ที่ใช้เป็นฉนวนผ่านผนังหรือผ่านถังของอุปกรณ์ เช่นบุชชิงหม้อแปลงที่ได้เห็นในหัวข้อก่อนหน้า

ค่าที่สำคัญที่สุดของการออกแบบฉนวนคือ creepage distance ซึ่งคือระยะทางเลาะไปตามผิวฉนวนจากขั้วไฟฟ้าไปจนถึงจุดที่ต่อลงดิน เหตุผลที่ต้องกำหนดระยะนี้ให้ยาวเพียงพอคือเมื่อมลภาวะเกาะสะสมบนผิวฉนวนร่วมกับความชื้น จะเกิดกระแสรั่วไหลตามผิว (leakage current) ที่นำไปสู่การเกิดส่วนแห้งที่มีอาร์กเล็กๆ (dry band arcing) และสุดท้ายอาจลุกลามเป็น flashover ข้ามผิวฉนวนได้ทั้งที่แรงดันใช้งานยังเป็นปกติ มาตรฐาน IEC 60815 กำหนดค่า specific creepage ตามระดับมลภาวะไว้ชัดเจน คือระดับเบา (light) 16 มม./kV ระดับปานกลาง (medium) 20 มม./kV ระดับหนัก (heavy) 25 มม./kV และระดับหนักมาก (very heavy) 31 มม./kV ของแรงดันสูงสุดของอุปกรณ์แบบเฟส-เฟส ($U_m$)

พื้นที่ที่ต้องพิจารณาระดับ heavy ถึง very heavy ได้แก่บริเวณชายทะเล นิคมอุตสาหกรรม และบริเวณใกล้ปล่องโรงไฟฟ้าถ่านหิน วิธีแก้ไขทำได้หลายทาง ได้แก่การเลือกฉนวนที่มี creepage ยาวขึ้นตั้งแต่การออกแบบ การล้างฉนวนขณะมีไฟ (hotline washing) เป็นระยะ และการเคลือบผิวด้วย RTV silicone (Room Temperature Vulcanizing — ยางซิลิโคนคงตัวที่อุณหภูมิห้อง) เพื่อเพิ่มคุณสมบัติไม่ชอบน้ำให้ฉนวนเดิม

นอกจาก creepage distance แล้ว air clearance หรือระยะห่างในอากาศระหว่างเฟสกับดินก็เป็นค่าที่ต้องออกแบบให้เหมาะสมกับ BIL ของแต่ละระดับแรงดัน ค่าประมาณที่ควรจำคือระบบ 115 กิโลโวลต์ใช้ประมาณ 1.1 เมตร ระบบ 230 กิโลโวลต์ใช้ประมาณ 2.1 เมตร และระบบ 500 กิโลโวลต์ใช้ประมาณ 3.5–4.5 เมตร โดยที่ระดับ EHV ค่า switching impulse เป็นตัวกำหนดหลักแทนที่ lightning impulse และค่า BIL มาตรฐานที่ควรจำคือ 115 กิโลโวลต์ใช้ 550 กิโลโวลต์ 230 กิโลโวลต์ใช้ 900 หรือ 1,050 กิโลโวลต์ และ 500 กิโลโวลต์ใช้ 1,550 หรือ 1,800 กิโลโวลต์ (อ้างอิงคลื่นทดสอบ lightning impulse มาตรฐาน 1.2/50 ไมโครวินาที) นอกจากนี้ยังต้องเผื่อระยะปลอดภัยสำหรับคนทำงาน (section clearance) ที่สูงกว่าระยะ electrical clearance มาก โดยเฉพาะที่ระดับ 500 กิโลโวลต์ต้องเผื่อระยะสำหรับตัวคนรวมเครื่องมือประมาณ 6 เมตรขึ้นไป

โดย $L_{creepage}$ = ระยะ creepage ต่ำสุด (mm), $\lambda$ = specific creepage ตามระดับมลภาวะ (mm/kV), $U_m$ = แรงดันสูงสุดของอุปกรณ์แบบเฟส-เฟส (kV)

1. Clevis — ข้อต่อรูปตัว U ที่จุดสูงสุดของพวงลูกถ้วย เชื่อมพวงลูกถ้วยทั้งหมดเข้ากับ tower crossarm สามารถหมุนแกว่งได้เล็กน้อยเพื่อรับแรงลมและการสั่นของสาย
2. Cap and pin (upper fitting) — ข้อต่อโลหะรูปฝาครอบ (cap) และหมุด (pin) ที่ปลายบนสุดของจานลูกถ้วยแผ่นแรก เชื่อมต่อจานแต่ละแผ่นเข้าด้วยกันเป็นสายโซ่ ทำหน้าที่รับแรงทางกล (mechanical) ไม่ใช่ทำหน้าที่ทางไฟฟ้า
3. Tower crossarm (gantry) — แขนเหล็กของโครงเสาส่งที่ยื่นออกมารองรับพวงลูกถ้วยและสายส่ง เป็นจุดเชื่อมต่อทางกลที่ต้องรับทั้งน้ำหนักพวงลูกถ้วยและแรงดึงของสาย
4. Glass insulator disc (large shed) — จานลูกถ้วยแก้วที่มีครีบขนาดใหญ่ ทำหน้าที่เพิ่ม creepage distance ต่อจานให้ยาวขึ้นตามที่อธิบายไว้ในเนื้อหา สลับกับจานครีบขนาดเล็กเพื่อให้น้ำฝนไหลลงและลดการสะสมมลภาวะ
5. Insulator string (assembly) — พวงลูกถ้วยทั้งชุดที่ประกอบจากจานหลายแผ่นต่อกันเป็นสายโซ่ ความยาวรวมของพวงกำหนดโดย BIL ของระบบและความยาว creepage รวมที่ต้องการตามระดับมลภาวะของพื้นที่
6. Glass insulator disc (small shed) — จานลูกถ้วยแก้วที่มีครีบขนาดเล็กสลับอยู่ระหว่างจานครีบใหญ่ ช่วยเพิ่มพื้นผิว creepage โดยไม่ทำให้พวงลูกถ้วยยาวเกินไป
7. Cap and pin (lower fitting) — ข้อต่อโลหะที่ปลายล่างสุดของพวงลูกถ้วย เชื่อมต่อไปยังฮาร์ดแวร์ที่จับยึดสายตัวนำ
8. Conductor connection (hardware) — ฮาร์ดแวร์จับยึดสายตัวนำที่ปลายสุดของพวงลูกถ้วย เป็นจุดที่สายส่งจริงถูกยึดแขวนไว้กับพวงลูกถ้วยทั้งหมด

35.6 ระบบต่อลงดิน (Grounding Grid)

ระบบต่อลงดินของสถานีไฟฟ้าแรงสูงประกอบด้วยตาข่ายตัวนำทองแดง (โดยทั่วไปขนาดหน้าตัด 70–120 ตารางมิลลิเมตร) ฝังอยู่ลึกประมาณ 0.5 เมตรใต้พื้นที่ทั้งสถานี จัดวางเป็นตาแกรงห่างกันประมาณ 3–7 เมตร พร้อมแท่งกราวด์ (ground rod) เสริมตามมุมและจุดที่มีอุปกรณ์สำคัญ โครงโลหะทุกชิ้น จุดนิวทรัลของหม้อแปลง กับดักเสิร์จ และโครงรั้วรอบสถานีทั้งหมดต้องต่อเข้ากับตาข่ายนี้

เมื่อเกิด earth fault ในระบบ กระแสส่วนหนึ่งจะไหลลงสู่ grid ทำให้ศักย์ไฟฟ้าของ grid ทั้งหมดยกตัวสูงขึ้นเมื่อเทียบกับดินที่อยู่ห่างไกลออกไป ปรากฏการณ์นี้เรียกว่า GPR (Ground Potential Rise — การยกศักย์ดิน) ซึ่งมีค่าเท่ากับกระแสที่ไหลลง grid จริงคูณด้วยความต้านทานของ grid ค่า GPR ที่สูงระดับหลักกิโลโวลต์เป็นเรื่องปกติที่พบได้ทั่วไป ประเด็นสำคัญของการออกแบบจึงไม่ใช่การทำให้ GPR ต่ำที่สุด แต่คือการควบคุมความต่างศักย์ *ภายใน* บริเวณสถานีให้อยู่ในระดับที่ปลอดภัยต่อคนเสมอ

ความต่างศักย์ที่เป็นอันตรายต่อคนแบ่งได้เป็นสองแบบ แบบแรกคือ touch voltage ซึ่งคือความต่างศักย์ระหว่างมือที่แตะโครงโลหะกับเท้าที่ยืนอยู่ห่างออกไป 1 เมตร เป็นอันตรายที่สุดเพราะเส้นทางการไหลของกระแสผ่านบริเวณหัวใจโดยตรง แบบที่สองคือ step voltage ซึ่งคือความต่างศักย์ระหว่างสองเท้าที่ก้าวห่างกัน 1 เมตร เกณฑ์ความปลอดภัยตามมาตรฐาน IEEE 80 (Institute of Electrical and Electronics Engineers — สถาบันวิศวกรไฟฟ้าและอิเล็กทรอนิกส์) ขึ้นอยู่กับเวลาที่ระบบป้องกันใช้กำจัด fault และความต้านทานผิวดินบริเวณนั้น วิธีปฏิบัติมาตรฐานคือโรยหินเกล็ด (crushed rock ที่มีค่าความต้านทาน $\rho_s$ ประมาณ 2,500–3,000 โอห์ม-เมตร) หนาประมาณ 10–15 เซนติเมตรทั่วทั้งสถานี เพื่อยกเกณฑ์ความปลอดภัยที่ยอมรับได้ให้สูงขึ้นอย่างมีนัยสำคัญ

เป้าหมายค่าความต้านทานของระบบต่อลงดิน (ground resistance) แตกต่างกันตามประเภทของสถานี สถานีส่งกำลังไฟฟ้าขนาดใหญ่ (transmission substation) ต้องออกแบบให้ต่ำกว่า 1 โอห์ม สถานีจำหน่าย (distribution substation) อยู่ที่ประมาณ 1–5 โอห์ม และเสาสายส่งแต่ละต้นต้องต่ำกว่า 10 โอห์ม การวัดค่านี้ทำด้วยวิธี fall-of-potential หรือที่เรียกว่า 62% method ทั้งในช่วงตรวจรับสถานี (commissioning) และตรวจซ้ำเป็นระยะตลอดอายุการใช้งาน

จุดเสี่ยงพิเศษที่ต้องพิจารณาเพิ่มเติมมีหลายจุด ได้แก่รั้วรอบสถานีซึ่งคนภายนอกสามารถเข้าถึงได้ จึงต้องต่อรั้วเข้ากับ grid และมี grading conductor ฝังอยู่นอกรั้วอีกประมาณ 1 เมตรเพื่อลดความต่างศักย์บริเวณนั้น จุดประตูทางเข้า จุดที่สายเคเบิลหรือท่อโลหะออกจากสถานีไปสู่ภายนอกซึ่งสามารถพา GPR ออกไปด้วยในรูปแบบที่เรียกว่า transfer potential และมุมของ grid ซึ่งมักมีศักย์ยกตัวสูงสุดจึงต้องเสริมแท่งกราวด์เพิ่มเติมที่จุดเหล่านี้เป็นพิเศษ สำหรับพื้นที่ที่ดินมีความต้านทานสูงมาก เช่นดินลูกรังหรือชั้นหิน ($\rho > 500$ โอห์ม-เมตร) วิธีแก้ไขที่ถูกต้องคือการฝังแท่งกราวด์ให้ลึกลงไปถึงชั้นดินที่นำไฟฟ้าได้ดีกว่า (deep well) การขยายพื้นที่ grid ให้กว้างขึ้น หรือการผสมสารเพิ่มการนำไฟฟ้าอย่าง bentonite หรือ conductive backfill รอบแท่งกราวด์ ไม่ใช่เพียงแค่เพิ่มจำนวนแท่งกราวด์ตื้นๆ ให้ถี่ขึ้นเท่านั้น

โดย $GPR$ = ค่าการยกศักย์ดิน (V), $I_g$ = กระแส fault ส่วนที่ไหลลง grid จริง (A — หลังหักส่วนที่แบ่งไปตาม shield wire หรือสายนิวทรัล), $R_g$ = ความต้านทานของ grid เทียบกับดินที่อยู่ห่างไกล (Ω)

โดย $E_{touch,50}$ = touch voltage สูงสุดที่ปลอดภัยสำหรับคนน้ำหนัก 50 กิโลกรัม (V), $C_s$ = ตัวคูณลดทอนของชั้นหินโรย (ประมาณ 0.6–0.8), $\rho_s$ = ความต้านทานผิวดิน (Ω·m), $t_s$ = เวลากำจัด fault (s) — ตามมาตรฐาน IEEE Std 80

1. Grounding grid area — พื้นที่ทั้งหมดที่ปูตาข่ายทองแดงระหว่างการก่อสร้าง ครอบคลุมทั่วทั้งบริเวณสถานีตามที่อธิบายในเนื้อหา
2. Ground rod (typical) — แท่งกราวด์ที่ปักลงในดินตามจุดต่างๆ เสริมตาข่ายหลัก โดยเฉพาะที่มุมกริดและจุดที่มีอุปกรณ์สำคัญตามที่กล่าวถึงข้างต้น
3. Connection to equipment ground bar — จุดเชื่อมต่อจากตาข่าย grid ขึ้นไปยังบัสกราวด์ของอุปกรณ์บนฐานคอนกรีต เป็นเส้นทางให้กระแสจากโครงโลหะของอุปกรณ์ไหลลง grid
4. Copper conductor (typical) — ตัวนำทองแดงเปลือยที่ใช้ทำตาข่าย grid ทั้งหมด ขนาดหน้าตัดตามมาตรฐาน 70–120 ตารางมิลลิเมตรที่กล่าวถึงในเนื้อหา วางเป็นเส้นตรงไขว้กันเป็นตาราง
5. Exothermic weld (typical) — จุดเชื่อมต่อตัวนำทองแดงแต่ละเส้นเข้าด้วยกันด้วยปฏิกิริยาคายความร้อน (exothermic welding) ให้เนื้อทองแดงหลอมติดเป็นเนื้อเดียวกันถาวร ทนทานกว่าการใช้ข้อต่อแบบกลไกและไม่เกิดสนิมที่จุดต่อ
6. Inspection pit — บ่อตรวจสอบที่ฝังไว้เหนือจุดเชื่อมต่อสำคัญ เปิดฝาเข้าไปวัดความต้านทานหรือตรวจสภาพจุดเชื่อมต่อได้โดยไม่ต้องขุดพื้นใหม่ทั้งหมด
7. Trench — ร่องดินที่ขุดไว้สำหรับวางตัวนำก่อนถมกลบ ความลึกมาตรฐานประมาณ 0.5 เมตรตามที่ระบุในเนื้อหา

35.7 ผังสถานีและการป้องกันฟ้าผ่า (Layout & Lightning Protection)

สถานีไฟฟ้าแรงสูงจัดผังการทำงานเป็นหน่วยย่อยที่เรียกว่า bay โดยหนึ่ง bay หมายถึงหนึ่งวงจรที่สมบูรณ์ในตัวเอง เช่น line bay สำหรับสายส่งหนึ่งเส้น transformer bay สำหรับหม้อแปลงหนึ่งเครื่อง หรือ coupler bay สำหรับ bus coupler แต่ละ bay มีลำดับอุปกรณ์เรียงกันตามมาตรฐานเดียวกันเสมอ คือเริ่มจากสายเข้า ผ่าน CVT ผ่าน line disconnector พร้อม earthing switch ผ่าน CT ผ่านเซอร์กิตเบรกเกอร์ ผ่าน bus disconnector แล้วจึงเข้าสู่บัสบาร์ การที่ผังอุปกรณ์ซ้ำกันเป็นระบบเช่นนี้ทำให้การออกแบบ การก่อสร้าง และการเดินเครื่องเป็นระบบระเบียบและคาดเดาได้ง่ายขึ้นมาก ไม่ว่าจะเป็น bay ใดของสถานีก็ตาม

เมื่อพิจารณาความสูงของอุปกรณ์ใน AIS จะเห็นการแบ่งเป็นสามระดับชั้นที่ชัดเจน ได้แก่ชั้นอุปกรณ์ (equipment level) ที่ระดับใกล้พื้นที่สุด ชั้นบัส (bus level) ที่ยกสูงขึ้นมาระดับกลาง และชั้นสายเข้า-ออก (gantry หรือ line level) ที่อยู่สูงที่สุด การแยกเป็นสามชั้นเช่นนี้มีเหตุผลสองประการ คือเพื่อรักษาระยะ clearance ระหว่างชั้นต่างๆ ให้เพียงพอตามที่กล่าวถึงในหัวข้อ 35.5 และเพื่อให้รถเครนสามารถเข้าไปยกอุปกรณ์แต่ละชั้นออกมาซ่อมบำรุงได้โดยไม่ติดขัดกับชั้นอื่น

ฟ้าผ่าลงตรงบัสบาร์หรืออุปกรณ์โดยตรงก่อให้เกิดความเสียหายรุนแรงมาก การป้องกันทำได้สองวิธีหลักคือการขึง shield wire ไว้เหนือสถานีทั้งหมด หรือการติดตั้ง lightning mast ซึ่งเป็นเสาสูงยอดแหลมโดยเฉพาะ หรือใช้ทั้งสองวิธีร่วมกัน หลักการออกแบบตำแหน่งใช้วิธี rolling sphere method คือจำลองการกลิ้งทรงกลมรัศมีประมาณ 20–30 เมตรตามระดับการป้องกันที่ต้องการ ไปบนยอดของ mast หรือ shield wire ทุกจุด บริเวณใดที่ทรงกลมสัมผัสไม่ถึงถือว่าอยู่ในโซนป้องกัน หรืออาจใช้วิธีดั้งเดิมกว่าคือมุมป้องกัน (protection angle) ประมาณ 30 องศาจากแนวดิ่งของ mast หรือ shield wire

ส่วน shield wire ของสายส่งที่พาดเข้าสู่สถานีในช่วง 1–2 กิโลเมตรสุดท้ายมีความสำคัญเป็นพิเศษ เพราะฟ้าผ่าที่ตกลงบนสายส่งช่วงนี้จะเดินทางเป็นคลื่นเสิร์จเข้าสู่สถานีโดยตรงในเวลาอันสั้น ปรากฏการณ์ back-flashover ที่เสาไฟฟ้าซึ่งอาจเกิดขึ้นได้หากฟ้าผ่าลงที่เสาแต่ footing resistance ของเสาสูงเกินไป ลดความเสี่ยงได้ด้วยการรักษาค่า footing resistance ของเสาช่วงนี้ให้ต่ำกว่า 10 โอห์ม และไม่ว่าจะเป็น mast หรือ shield wire ทุกต้นต้องต่อลงสู่ grounding grid ของสถานีเสมอ เพราะกระแสฟ้าผ่ามีค่ามัธยฐานประมาณ 30 กิโลแอมแปร์และอัตราการเพิ่มขึ้นอาจสูงกว่า 100 กิโลแอมแปร์ต่อไมโครวินาที จึงต้องการเส้นทางลงดินที่สั้นและตรงที่สุดเท่าที่จะทำได้เพื่อลดแรงดันตกคร่อมที่เกิดจากตัวนำเอง

อาคารควบคุมของสถานีมักตั้งอยู่กลางหรือขอบของพื้นที่สถานี ภายในบรรจุแผง relay ป้องกัน อุปกรณ์ SCADA ทั้ง RTU (Remote Terminal Unit — หน่วยปลายทางระยะไกล) และ gateway สื่อสาร แบตเตอรี่ DC ของสถานีที่จะกล่าวถึงในบทที่ 37 และเป็นจุดรวมของสายควบคุม (control cable) จากทุก bay การเดินสายในร่องเคเบิล (cable trench) ต้องแยกสายไฟฟ้ากำลัง (power cable) ออกจากสายควบคุม (control cable) อย่างชัดเจน และต้องมีชีลด์ป้องกัน EMI (Electromagnetic Interference — สัญญาณรบกวนแม่เหล็กไฟฟ้า) ที่เกิดจากการสวิตช์อุปกรณ์ต่างๆ ภายในสถานีไม่ให้รบกวนสัญญาณควบคุมที่ละเอียดอ่อน

สรุปท้ายบท

ศัพท์เทคนิคในบทนี้

แบบทดสอบท้ายบท