บทที่ 36 — ระบบป้องกันและรีเลย์

36.1 ปรัชญาของระบบป้องกัน (Protection Philosophy)

ความเข้าใจผิดที่พบบ่อยที่สุดเกี่ยวกับระบบป้องกันคือคิดว่าหน้าที่ของมันคือ "ป้องกันไม่ให้เกิดความผิดปกติ (fault)" ซึ่งไม่ถูกต้อง เพราะฟ้าผ่า อุปกรณ์เสื่อมสภาพ หรือความผิดพลาดของมนุษย์ยังคงเกิดขึ้นได้เสมอไม่ว่าจะออกแบบระบบดีเพียงใด หน้าที่ที่แท้จริงของระบบป้องกันคือ จำกัดความเสียหายและรักษาเสถียรภาพของระบบไฟฟ้ากำลังส่วนที่เหลือ โดยตัดเฉพาะส่วนที่เกิดความผิดปกติออกให้เร็วที่สุดเท่าที่จะทำได้ ความเร็วที่ว่านี้อยู่ในระดับ 60–100 มิลลิวินาที ซึ่งประกอบด้วยเวลาที่รีเลย์ใช้ตัดสินใจประมาณ 20–40 มิลลิวินาที บวกกับเวลาที่เซอร์กิตเบรกเกอร์ใช้ดับอาร์กและเปิดวงจรจริงอีกประมาณ 40–60 มิลลิวินาทีตามที่ได้อธิบายไว้ในบทที่ 34

การออกแบบระบบป้องกันทุกระบบต้องแลกกันระหว่างคุณสมบัติสี่ข้อเสมอ ข้อแรกคือ selectivity (การเลือกเฉพาะจุด) คือการตัดเฉพาะส่วนที่เกิด fault จริงๆ โดยไม่กระทบวงจรอื่นที่ยังปกติดี ข้อที่สองคือ sensitivity (ความไว) คือความสามารถในการตรวจจับ fault ที่มีขนาดเล็กที่สุดเท่าที่จำเป็นต้องจับได้ ข้อที่สามคือ speed (ความเร็ว) คือความเร็วเพียงพอที่จะไม่ทำให้อุปกรณ์เสียหายหรือทำให้ระบบหลุดจาก stability ข้อที่สี่คือ reliability (ความน่าเชื่อถือ) ซึ่งแยกย่อยออกเป็นสองด้านที่ดึงกันคนละทาง ด้านหนึ่งคือ dependability หมายถึงระบบต้องสั่ง trip ทุกครั้งที่ควร trip จริงๆ และอีกด้านหนึ่งคือ security หมายถึงระบบต้องไม่สั่ง trip เมื่อไม่ควร trip เลย การเพิ่มความไวมากเกินไปเพื่อให้ dependability สูงอาจทำให้ security แย่ลง (trip ผิดพลาดบ่อยขึ้น) ในขณะที่การลดความไวเพื่อความ security ที่ดีอาจทำให้พลาด fault เล็กๆ ไปได้ วิศวกรออกแบบระบบป้องกันจึงต้องหาจุดสมดุลระหว่างคุณสมบัติทั้งสี่ข้อนี้เสมอ ไม่มีระบบใดที่ได้ทั้งสี่ข้อสมบูรณ์แบบพร้อมกัน

ในทางปฏิบัติ ระบบไฟฟ้ากำลังทั้งหมดถูกแบ่งออกเป็น protection zone (โซนป้องกัน) ที่ครอบอุปกรณ์แต่ละชิ้นแยกจากกัน เช่น โซนของเครื่องกำเนิดไฟฟ้า โซนของหม้อแปลง โซนของบัสบาร์ และโซนของสายส่ง ขอบเขตของแต่ละโซนถูกกำหนดโดยตำแหน่งของ CT (Current Transformer — หม้อแปลงกระแส ที่ได้อธิบายไว้ในบทที่ 35) ที่ป้อนสัญญาณเข้ารีเลย์ ข้อกำหนดสำคัญคือ โซนเหล่านี้ต้องซ้อนทับกัน (overlap) รอบเซอร์กิตเบรกเกอร์ทุกตัวเสมอ เพราะหากไม่ overlap จะเกิดจุดบอด (blind spot) ระหว่างสอง CT ที่ไม่มีโซนใดครอบคลุมถึง หาก fault เกิดขึ้นตรงจุดบอดนั้นจะไม่มีระบบป้องกันใดสั่ง trip เลย

ระบบป้องกันแบ่งเป็นสองระดับเสมอ คือ main protection (การป้องกันหลัก) ที่ทำงานเร็วเฉพาะภายในโซนของตัวเอง และ backup protection (การป้องกันสำรอง) ที่ทำงานช้ากว่าเผื่อกรณี main protection ล้มเหลว การป้องกันสำรองแบ่งเป็นสองแบบคือ remote backup ซึ่งรีเลย์ของสถานีถัดไปมองเห็น fault ผ่านค่า impedance ที่วัดได้ และ local backup ซึ่งเป็นฟังก์ชัน 50BF (breaker failure) ที่จะกล่าวถึงในหัวข้อ 36.7 สำหรับสายส่งและอุปกรณ์ระดับ EHV (Extra High Voltage — แรงดันสูงพิเศษ) ที่สำคัญมาก มักออกแบบให้มี Main 1 และ Main 2 ซ้ำซ้อนกันเต็มรูปแบบ คือใช้รีเลย์ต่างยี่ห้อหรือต่างหลักการทำงาน ต่อกับ CT คนละแกน ใช้แหล่งจ่ายไฟ DC (Direct Current — ไฟฟ้ากระแสตรง) คนละชุด และต่อเข้า trip coil คนละตัวของเซอร์กิตเบรกเกอร์ เพื่อไม่ให้ความล้มเหลวจุดเดียว (single point of failure) ทำให้การป้องกันทั้งระบบใช้งานไม่ได้

สิ่งที่ต้องเน้นย้ำคือ ระบบป้องกันทั้งหมดในโรงไฟฟ้าทำงานด้วยไฟฟ้ากระแสตรงจากแบตเตอรี่สถานี (station battery) ซึ่งจะกล่าวถึงรายละเอียดในบทที่ 37 หากไฟ DC หายไป ระบบป้องกันทั้งสถานีจะตาบอดทันที จึงต้องมีสัญญาณเตือน DC supervision alarm ตรวจสอบความพร้อมของแหล่งจ่ายไฟนี้ตลอดเวลา และเมื่อเกิด fault ร้ายแรงที่ต้องหยุดเดินเครื่อง สัญญาณ trip จะถูกส่งผ่าน lockout relay (86) ซึ่งเป็นรีเลย์ที่ค้างสถานะ trip ไว้และต้อง reset ด้วยมือเท่านั้น เพื่อป้องกันไม่ให้ระบบสั่ง close เซอร์กิตเบรกเกอร์กลับเข้าไปใส่ fault ที่ยังไม่ได้แก้ไขซ้ำอีกครั้งโดยอัตโนมัติ

1. Protection and control relays — ชุดรีเลย์ป้องกันและควบคุมที่ติดตั้งอยู่บนสุดของแต่ละแผงตู้ ทำหน้าที่ตัดสินใจ trip ตามที่อธิบายตลอดบทนี้ แต่ละแผงรับผิดชอบหนึ่งวงจรหรือหนึ่งกลุ่มอุปกรณ์
2. Analog meters — มิเตอร์วัดค่าแบบเข็มที่แสดงกระแส แรงดัน หรือกำลังไฟฟ้าของวงจรนั้นแบบต่อเนื่อง ใช้เป็นข้อมูลอ้างอิงเสริมนอกเหนือจากข้อมูลดิจิทัลบนหน้าจอรีเลย์
3. Indicator lamps — ไฟแสดงสถานะสีต่างๆ (เขียว/เหลือง/แดง) บอกสถานะของเซอร์กิตเบรกเกอร์และวงจรที่แผงนั้นดูแล เช่น เปิด ปิด หรือมี alarm
4. Control switches and pushbuttons — สวิตช์และปุ่มกดสำหรับสั่งเปิด-ปิดเซอร์กิตเบรกเกอร์ด้วยมือจากห้องควบคุม หรือสั่ง reset สัญญาณเตือน
5. Panel door handle — มือจับประตูตู้ที่ล็อกไว้เพื่อป้องกันการเข้าถึงวงจรภายในโดยไม่ได้รับอนุญาต ต้องใช้กุญแจหรือรหัสเฉพาะผู้มีสิทธิ์
6. Panel identification nameplate — ป้ายชื่อระบุวงจรที่แผงนั้นรับผิดชอบ (ตัวอย่างในรูปคือ "FEEDER 1") ช่วยให้ผู้ปฏิบัติงานระบุแผงที่ถูกต้องได้อย่างรวดเร็วเมื่อเกิดเหตุการณ์
7. Control and relay panels — แถวตู้ควบคุมและป้องกันที่เรียงต่อกันยาวตลอดห้อง แต่ละตู้แทนหนึ่ง bay ตามที่อธิบายไว้ในบทที่ 35
8. Aisle — ทางเดินกลางห้องที่เว้นไว้ให้เพียงพอสำหรับเปิดประตูตู้และเข็นอุปกรณ์ทดสอบเข้าออกได้สะดวก
9. Fluorescent lighting — ระบบแสงสว่างของห้องที่ให้ความสว่างสม่ำเสมอเพียงพอสำหรับอ่านค่าจากหน้าจอรีเลย์และเอกสารการทดสอบ
10. Wall-mounted displays — จอแสดงผลผังไฟฟ้าของสถานี (mimic diagram) และนาฬิกาแบบดิจิทัล ช่วยให้ผู้ปฏิบัติงานเห็นภาพรวมสถานะของระบบทั้งหมดได้ทันที
11. Control desk and workstation — โต๊ะทำงานพร้อมคอมพิวเตอร์สำหรับเชื่อมต่อกับระบบ SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition — ระบบกำกับดูแลและเก็บข้อมูลระยะไกล ที่จะกล่าวถึงในบทที่ 39) และดึงข้อมูล event/disturbance record จากรีเลย์
12. Document drawer and storage — ตู้เก็บเอกสาร setting file และบันทึกการทดสอบของแต่ละแผง ซึ่งเป็นหลักฐานสำคัญเมื่อต้องตรวจสอบย้อนหลังตามที่กล่าวถึงในหัวข้อ 36.8

36.2 วิวัฒนาการของ Relay (Relay Evolution)

เทคโนโลยีของรีเลย์ป้องกันผ่านการพัฒนามาสามยุคที่ชัดเจน ยุคแรกคือ electromechanical relay (รีเลย์ไฟฟ้ากล) ที่ใช้งานตั้งแต่ราวปี 1900 จนถึงราว 1980 อาศัยหลักการของ จานเหนี่ยวนำหมุน (induction disc) คือขดลวดแม่เหล็กไฟฟ้าเหนี่ยวนำกระแสวนบนจานอะลูมิเนียมบางๆ ทำให้เกิดแรงบิดหมุนจานที่แปรผันตามขนาดกระแสที่ไหลผ่าน กระแสยิ่งมาก จานยิ่งหมุนเร็ว ทำให้เกิดคุณสมบัติ inverse-time (เวลายิ่งน้อยเมื่อกระแสยิ่งมาก) ขึ้นมาเองโดยธรรมชาติของกลไก ซึ่งเป็นที่มาของเส้นโค้ง IDMT (Inverse Definite Minimum Time — เวลาผกผันกับกระแสที่มีขั้นต่ำกำหนดไว้) ที่ยังคงใช้อ้างอิงมาจนถึงรีเลย์ยุคปัจจุบัน รีเลย์ไฟฟ้ากลมีความแม่นยำเพียงพอใช้งานได้และทนทานต่อสภาพแวดล้อมมาก แต่ทำหน้าที่ได้ทีละฟังก์ชันเท่านั้น ต้องทดสอบด้วยการฉีดกระแสจริงเข้าไปเสมอ และยังคงพบเห็นได้ในโรงไฟฟ้าเก่าบางแห่งจนถึงทุกวันนี้

ยุคที่สองคือ static relay (รีเลย์สแตติก) ที่ใช้งานราวปี 1960 ถึง 1990 เปลี่ยนจากกลไกเชิงกลมาเป็นวงจรอิเล็กทรอนิกส์แบบอนาล็อกล้วน ทำให้ทำงานได้เร็วขึ้น ตั้งค่าได้ละเอียดขึ้น และกิน burden (ภาระที่ CT/VT ต้องขับ ตามที่อธิบายไว้ในบทที่ 35) ต่ำกว่ารีเลย์ไฟฟ้ากลมาก แต่ข้อเสียคือไวต่ออุณหภูมิและความผันผวนของแรงดันไฟเลี้ยง และยังไม่มีระบบตรวจสอบตัวเองภายใน

ยุคที่สามและยุคปัจจุบันคือ numerical relay หรือ digital IED (Intelligent Electronic Device — อุปกรณ์อิเล็กทรอนิกส์อัจฉริยะ) ที่เริ่มใช้งานตั้งแต่ราวปี 1990 จนถึงปัจจุบัน รีเลย์ประเภทนี้สุ่มตัวอย่างสัญญาณกระแสและแรงดันแล้วนำมาคำนวณด้วย DSP (Digital Signal Processor — ตัวประมวลผลสัญญาณดิจิทัล) ทำให้รีเลย์ตัวเดียวสามารถรวมฟังก์ชันป้องกันได้หลายสิบฟังก์ชันพร้อมกัน เช่น 50/51/67/27/59/81 ทั้งหมดในกล่องเดียว คุณสมบัติสำคัญที่เปลี่ยนวิธีการบำรุงรักษาไปอย่างสิ้นเชิงคือ self-supervision (การตรวจสอบตัวเอง) ซึ่งทำให้รีเลย์แจ้งเตือนได้เองทันทีที่ตรวจพบความผิดปกติภายในวงจรของตัวเอง เปลี่ยนแนวคิดการบำรุงรักษาจาก periodic maintenance (บำรุงรักษาตามรอบเวลาที่กำหนดไว้ล่วงหน้า) มาเป็น condition-based maintenance (บำรุงรักษาตามสภาพจริงที่ตรวจพบ) นอกจากนี้รีเลย์ยังเก็บ event record (บันทึกเหตุการณ์) และ disturbance record (บันทึกความปั่นป่วนของระบบ) ในรูปแบบมาตรฐาน COMTRADE (Common Format for Transient Data Exchange — รูปแบบไฟล์มาตรฐานสำหรับแลกเปลี่ยนข้อมูลช่วงเปลี่ยนสภาวะ) ซึ่งใช้วิเคราะห์ย้อนหลังหลังเกิดเหตุการณ์ได้อย่างละเอียด และสามารถสื่อสารกับระบบ SCADA ได้โดยตรง

มาตรฐานที่มาพร้อมกับยุค numerical คือ IEC 61850 (International Electrotechnical Commission — คณะกรรมาธิการระหว่างประเทศว่าด้วยมาตรฐานสาขาอิเล็กทรอเทคนิกส์) ซึ่งเป็นมาตรฐานการสื่อสารภายในสถานีไฟฟ้า ใช้ข้อความ GOOSE (Generic Object-Oriented Substation Event — ข้อความเหตุการณ์สถานีไฟฟ้าเชิงวัตถุทั่วไป) ส่งสัญญาณ trip หรือ interlock ระหว่าง IED ผ่านเครือข่าย LAN แทนการเดินสายทองแดงแบบดั้งเดิม ด้วยความเร็วต่ำกว่า 4 มิลลิวินาที และยังส่งค่า sampled values ของ CT/VT เป็นสัญญาณดิจิทัลได้ด้วย ช่วยลดปริมาณสายเดินในสถานีลงมหาศาล สถานีไฟฟ้าที่สร้างใหม่ของ EGAT (Electricity Generating Authority of Thailand — การไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย) จำนวนมากเริ่มออกแบบตามแนวทางนี้แล้ว

อย่างไรก็ตาม ข้อพึงระวังของยุค numerical คือฟังก์ชันที่มากขึ้นหมายถึงพารามิเตอร์การตั้งค่าที่มากขึ้นตามไปด้วย และยิ่งมีพารามิเตอร์มากเท่าใด โอกาสที่จะตั้งค่าผิดพลาดก็ยิ่งสูงขึ้นเท่านั้น สถิติในอุตสาหกรรมทั่วโลกชี้ให้เห็นว่าสาเหตุของการทำงานผิดพลาด (misoperation) ของระบบป้องกันส่วนใหญ่มาจากการตั้งค่าหรือตรรกะที่ผิด มากกว่าที่จะมาจากตัวรีเลย์เองเสียหาย

1. Upper electromagnetic coil — ขดลวดแม่เหล็กไฟฟ้าตัวบนที่รับกระแสจากวงจรที่ต้องการป้องกัน สร้างสนามแม่เหล็กไฟฟ้ากระแสสลับที่เหนี่ยวนำกระแสวนบนจานอะลูมิเนียมด้านล่าง
2. Moving iron (attracted by operating coil) — ชิ้นเหล็กเคลื่อนที่ที่ถูกดึงดูดโดยขดลวดปฏิบัติการ ทำหน้าที่เป็นส่วนเชื่อมโยงทางกลระหว่างแรงแม่เหล็กไฟฟ้ากับกลไกหน้าสัมผัส
3. Aluminum induction disc — จานอะลูมิเนียมที่หมุนด้วยแรงบิดจากกระแสวนเหนี่ยวนำ ยิ่งกระแสในวงจรมากเท่าใด แรงบิดยิ่งมากและจานยิ่งหมุนเร็ว เป็นต้นกำเนิดของคุณสมบัติ inverse-time ตามที่อธิบายไว้ข้างต้น
4. Spiral control spring — สปริงควบคุมรูปก้นหอยที่ต้านแรงบิดของจาน กำหนดตำแหน่งเริ่มต้นและแรงต้านที่จานต้องเอาชนะก่อนจะเริ่มหมุนได้ เทียบเท่ากับค่า pickup ในรีเลย์ยุคใหม่
5. Lower electromagnetic coil — ขดลวดแม่เหล็กไฟฟ้าตัวล่างที่ทำงานร่วมกับขดลวดตัวบน สร้างสนามแม่เหล็กหมุนที่ผลักดันจานให้หมุนไปในทิศทางเดียว
6. Contact assembly (instantaneous) — ชุดหน้าสัมผัสสำหรับฟังก์ชัน trip ทันที (คล้ายฟังก์ชัน 50 ในรีเลย์ยุคใหม่ ตามที่จะอธิบายในหัวข้อ 36.3) ทำงานเมื่อกระแสสูงมากโดยไม่ต้องรอให้จานหมุน
7. Contact assembly (time-delayed) — ชุดหน้าสัมผัสที่ทำงานเมื่อจานหมุนไปจนถึงมุมที่กำหนดไว้ ให้ผลลัพธ์เป็นเวลาหน่วง (คล้ายฟังก์ชัน 51 time overcurrent)
8. Tap plug (time dial setting) — ปลั๊กตั้งค่า time dial ในหน่วยวินาที (มองเห็นแผ่นป้าย "TIME DIAL SECONDS" พร้อมตัวเลข .5 ถึง 64 ในรูป) เทียบเท่ากับค่า TMS (Time Multiplier Setting — ค่าตัวคูณเวลา) ของรีเลย์ IDMT ยุคใหม่ที่จะอธิบายในหัวข้อ 36.3
9. Tap plug (pickup setting) — ปลั๊กตั้งค่ากระแส pickup ในหน่วยแอมแปร์ (แผ่นป้าย "PICKUP AMPS" พร้อมตัวเลข 1 ถึง 10 ในรูป) กำหนดกระแสขั้นต่ำที่รีเลย์เริ่มทำงาน เทียบเท่ากับค่า Is ของรีเลย์ยุคใหม่
10. Terminal block — จุดต่อสายไฟฟ้าเข้า-ออกของตัวรีเลย์ทั้งหมด เชื่อมต่อกับวงจร CT และวงจร trip ของเซอร์กิตเบรกเกอร์

1. Panel identification — ป้ายชื่อระบุหน้าที่ของแผงนี้ทั้งหมด (ในรูปคือ "110kV LINE PROTECTION PANEL") ช่วยระบุวงจรที่แผงดูแลได้ทันทีเมื่อเข้าห้องรีเลย์
2. Numerical Protective Relays (IEDs) — รีเลย์ตัวเลขทั้งสี่ตัวบนแผงนี้ แต่ละตัวมีป้ายชื่อบอกฟังก์ชันชัดเจน ได้แก่ "87L DIFFERENTIAL RELAY" (differential ของสาย ตามที่จะอธิบายในหัวข้อ 36.4), "21 DISTANCE RELAY" (distance protection ตามหัวข้อ 36.5), "50/51 OVERCURRENT RELAY" (overcurrent ตามหัวข้อ 36.3) และ "27/59 UNDERVOLTAGE/OVERVOLTAGE RELAY" — ตัวอย่างที่ชัดเจนของการที่รีเลย์ตัวเดียวรวมหลายฟังก์ชัน แต่ในแผงนี้แยกแต่ละฟังก์ชันเป็นคนละกล่องเพื่อความซ้ำซ้อน (redundancy) ของ Main 1/Main 2
3. Status LEDs — ไฟ LED แสดงสถานะข้างจอของแต่ละรีเลย์ บอกสถานะ trip, alarm, หรือ healthy ของตัวรีเลย์นั้นแบบทันที โดยไม่ต้องเปิดดูหน้าจอละเอียด
4. Relay mounting section — ส่วนบนของตู้ที่ติดตั้งตัวรีเลย์ทั้งสี่เรียงกัน แยกจากส่วนขั้วต่อสายด้านล่างอย่างชัดเจนเพื่อความปลอดภัยในการทำงาน
5. Control circuit terminal blocks — แถวขั้วต่อสายควบคุมตรงกลางตู้ ต่อไปยังวงจร trip/close ของเซอร์กิตเบรกเกอร์และวงจร interlock ต่างๆ
6. CT / VT input terminal blocks — แถวขั้วต่อสายสัญญาณกระแสและแรงดันจาก CT และ VT ของสนามเข้าสู่รีเลย์แต่ละตัว เป็นจุดที่ต้องต่อ polarity ให้ถูกต้องตามที่เน้นย้ำในหัวข้อ 36.8
7. Cable ducting — รางเดินสายด้านล่างสุดของตู้ที่รวบรวมสายทั้งหมดให้เป็นระเบียบก่อนออกจากตู้ไปยังห้องเคเบิลใต้พื้น

1. Channel list — รายชื่อช่องสัญญาณทั้งหมดที่รีเลย์บันทึกไว้พร้อมกัน ทั้งกระแส แรงดัน และสถานะดิจิทัล ทำให้เห็นเหตุการณ์ทั้งหมดในกรอบเวลาเดียวกัน
2. Time scale — แกนเวลาบนสุดของกราฟ กำหนดหน่วยเวลาที่แสดงผลตลอดหน้าจอ
3. Current channels (3-phase) — ช่องสัญญาณกระแสสามเฟส IA, IB, IC และกระแสนิวทรัล IN แสดงค่าพร้อมหน่วยแอมแปร์ก่อนเกิด fault
4. Voltage channels (3-phase) — ช่องสัญญาณแรงดันสามเฟส VA, VB, VC แสดงค่าพร้อมหน่วยกิโลโวลต์
5. Digital (status) channels — ช่องสัญญาณสถานะดิจิทัล ได้แก่ "52A (CB) Open" (สถานะเซอร์กิตเบรกเกอร์), "TRIP Asserted" (สัญญาณ trip ทำงาน), "79 (AR) Operate" (auto-reclose ทำงาน) และ "81 (O/U) Normal" (ความถี่ปกติ) — ตัวเลขในวงเล็บคือ ANSI device number ตามที่จะสรุปในหัวข้อ 36.8
6. Current waveforms — รูปคลื่นกระแสสามเฟสที่เห็นชัดว่าเปลี่ยนจากคลื่นไซน์ปกติแอมพลิจูดต่ำ กลายเป็นคลื่นแอมพลิจูดสูงทันทีที่จุด trigger point เป็นลักษณะเฉพาะของกระแส fault
7. Voltage waveforms — รูปคลื่นแรงดันสามเฟสที่แอมพลิจูดลดลงทันทีที่จุด fault เกิดขึ้น (voltage dip) แล้วค่อยฟื้นตัวกลับหลังจาก breaker ตัดวงจร
8. Trigger point (fault inception) — จุดเริ่มต้นของความผิดปกติที่กระตุ้นให้รีเลย์เริ่มบันทึก เป็นจุดอ้างอิงเวลา 0.000 วินาทีของทั้งบันทึก
9. Digital (status) waveforms — รูปคลื่นสี่เหลี่ยมแสดงการเปลี่ยนสถานะของสัญญาณดิจิทัลแต่ละช่องตามลำดับเวลาจริง เช่น TRIP ถูก assert ก่อน แล้ว breaker จึงเปิดตามหลัง
10. Time reference (0.000 s at trigger) — เส้นอ้างอิงแนวตั้งที่กำหนดจุด t=0 ของบันทึกทั้งหมด ทำให้อ่านลำดับเหตุการณ์ก่อน-หลังได้แม่นยำระดับมิลลิวินาที

36.3 Overcurrent Protection (50/51) และ Coordination

ในระบบเลขอ้างอิงมาตรฐาน (ที่จะสรุปครบทั้งหมดในหัวข้อ 36.8) เลข 50 หมายถึง instantaneous overcurrent คือฟังก์ชันที่สั่ง trip ทันทีเมื่อกระแสเกินค่าที่ตั้งไว้ เหมาะกับ fault ขนาดใหญ่ที่อยู่ใกล้ตัวรีเลย์ ในขณะที่ 51 หมายถึง time overcurrent คือฟังก์ชันที่หน่วงเวลาการ trip ตามขนาดของกระแส หากเติมตัวอักษร N หรือ G ต่อท้าย (เช่น 51N) หมายถึงฟังก์ชันนั้นตรวจจับ earth fault (ความผิดปกติลงดิน) และหากเติม 67 นำหน้าหรือรวมด้วย หมายถึงฟังก์ชันนั้นมีทิศทาง (directional) กำกับอยู่ด้วย

รูปแบบเส้นโค้งมาตรฐานที่ใช้กับฟังก์ชัน 51 เรียกว่า IDMT (Inverse Definite Minimum Time) ซึ่งหมายถึงกระแสยิ่งมาก เวลา trip ยิ่งเร็ว ตามมาตรฐาน IEC 60255 (International Electrotechnical Commission — คณะกรรมาธิการระหว่างประเทศว่าด้วยมาตรฐานสาขาอิเล็กทรอเทคนิกส์) มีเส้นโค้งมาตรฐานสามแบบคือ Standard Inverse (SI) ซึ่งใช้งานทั่วไปมากที่สุดในระบบส่งและระบบจำหน่าย Very Inverse (VI) ที่ชันกว่า และ Extremely Inverse (EI) ที่ชันที่สุดในสามแบบ เหมาะสำหรับ coordinate ร่วมกับฟิวส์ที่มีลักษณะ inverse-time ชันมากเช่นกัน

การตั้งค่ารีเลย์ IDMT ต้องกำหนดสองตัวแปรเสมอ ตัวแรกคือ pickup current (Is) ซึ่งต้องตั้งให้สูงกว่าโหลดสูงสุดที่คาดว่าจะเกิดขึ้นจริงประมาณ 110–150% แต่ยังคงต้องต่ำกว่ากระแส fault ที่เล็กที่สุดที่ต้องการให้จับได้เสมอ ตัวที่สองคือ TMS (Time Multiplier Setting — ค่าตัวคูณเวลา) ซึ่งทำหน้าที่เลื่อนเส้นโค้งทั้งเส้นขึ้นหรือลงตามแนวแกนเวลาเพื่อใช้ในการ grading ระหว่างรีเลย์หลายตัว

หัวใจของการออกแบบระบบป้องกันแบบ overcurrent คือ coordination หรือ grading ซึ่งเป็นหลักการที่ว่ารีเลย์ต้นทาง (upstream — อยู่ใกล้แหล่งจ่ายไฟมากกว่า) ต้องตัดวงจรช้ากว่ารีเลย์ปลายทาง (downstream — อยู่ใกล้จุด fault มากกว่า) เสมอสำหรับ fault เดียวกัน โดยมี grading margin ประมาณ 0.3–0.4 วินาที เป็นระยะห่างขั้นต่ำระหว่างเวลา trip ของรีเลย์ทั้งสองตัว ระยะเวลานี้ต้องครอบคลุมเวลาที่เซอร์กิตเบรกเกอร์ใช้เปิดวงจรจริง ความคลาดเคลื่อนจากการ overshoot ของกลไก และ error ของตัวรีเลย์เอง สำหรับรีเลย์ตัวเลขยุคใหม่ที่แม่นยำกว่าและไม่มี overshoot เชิงกล อาจลดระยะขอบเขตนี้ลงเหลือประมาณ 0.25–0.3 วินาทีได้ ผลข้างเคียงที่น่าสนใจของหลักการนี้คือ fault ที่เกิดใกล้แหล่งจ่ายไฟที่สุด (ซึ่งมีขนาดกระแสรุนแรงที่สุด) กลับกลายเป็น fault ที่ถูกตัดวงจรช้าที่สุดในระบบ เพราะต้องรอให้รีเลย์ทุกตัวที่อยู่ปลายทางกว่าทำงานก่อนตามลำดับชั้น นี่คือข้อจำกัดโดยธรรมชาติของการ grading แบบ overcurrent ที่ไม่มีทางเลี่ยงได้หากยังใช้หลักการนี้อยู่

ข้อจำกัดสำคัญอีกประการของ overcurrent protection คือใช้งานได้ดีเฉพาะระบบที่มีทิศทางกระแสจากแหล่งจ่ายเดียวเท่านั้น ในระบบวงแหวน (ring) หรือระบบที่มีหลายแหล่งจ่ายพร้อมกัน จำเป็นต้องเสริมด้วยฟังก์ชัน directional (67) เพื่อแยกแยะทิศทางของกระแส fault และในสายส่งที่มีความสำคัญสูงมักเปลี่ยนไปใช้ distance protection หรือ differential protection แทน ซึ่งจะอธิบายในหัวข้อ 36.4 และ 36.5 ตามลำดับ

36.4 Differential Protection (87)

หลักการของ differential protection ตรงไปตรงมาตามกฎของ Kirchhoff โดยตรง นั่นคือกระแสที่ไหลเข้าโซนป้องกันต้องเท่ากับกระแสที่ไหลออกจากโซนเสมอหากไม่มี fault เกิดขึ้นภายใน วิธีตรวจสอบคือใช้ CT สองฝั่งขนาบขอบเขตโซน แล้วนำสัญญาณจาก CT ทั้งสองมาเปรียบเทียบกัน หากค่าต่างที่ได้ (I_diff) มากกว่าค่าที่ตั้งไว้ แปลว่า fault เกิดขึ้น ภายในโซนอย่างแน่นอน รีเลย์จะสั่ง trip ทันทีโดยไม่ต้องหน่วงเวลาและไม่ต้องทำ coordination กับรีเลย์ตัวใดเลย ในทางกลับกัน หาก fault เกิดขึ้นนอกโซน (through fault) กระแสจะไหลทะลุผ่านโซนไปเฉยๆ ทำให้ I_diff มีค่าใกล้ศูนย์และรีเลย์จะไม่ trip เลย คุณสมบัตินี้ทำให้ differential protection มี selectivity ที่สมบูรณ์แบบตามนิยามในหัวข้อ 36.1

ในความเป็นจริง CT ไม่ได้มีความแม่นยำสมบูรณ์แบบ ย่อมมี ratio error อยู่บ้าง และเมื่อเกิด through fault ขนาดใหญ่ CT ทั้งสองฝั่งอาจอิ่มตัว (saturate) ไม่เท่ากัน ทำให้เกิด I_diff ปลอมขึ้นมาทั้งที่ไม่มี fault ภายในจริง ปัญหานี้แก้ไขด้วย bias หรือ restraint characteristic คือการยกเกณฑ์การ trip ให้สูงขึ้นตามขนาดของกระแสที่ไหลผ่าน (I_bias) เขียนเป็นเส้นความชัน (slope) โดยทั่วไป slope 1 อยู่ที่ประมาณ 20–30% ในช่วงกระแสต่ำ และ slope 2 ชันขึ้นเป็นประมาณ 60–80% ในช่วงกระแสผ่านสูง บวกกับค่า minimum pickup ประมาณ 0.2–0.3 pu (per unit — หน่วยเทียบพิกัด) เป็นเกณฑ์ขั้นต่ำเสมอ

สำหรับ 87T (transformer differential protection) ต้องมีการชดเชยเพิ่มเติมสามอย่างนอกเหนือจากหลักการพื้นฐาน อย่างแรกคืออัตราส่วนของ CT ทั้งสองข้างที่ไม่เท่ากันตามอัตราส่วนแรงดันของหม้อแปลง อย่างที่สองคือ phase shift 30 องศาของหม้อแปลงต่อแบบ YNd (ตามที่ได้อธิบายไว้ในบทที่ 32) ซึ่งในยุค electromechanical แก้ปัญหานี้ด้วยการต่อ CT ฝั่งหนึ่งเป็นแบบเดลต้าเพื่อชดเชยมุม ในขณะที่ยุค numerical ชดเชยด้วยซอฟต์แวร์ภายในตัวรีเลย์โดยตรง และอย่างที่สามคือการตัดองค์ประกอบ zero-sequence ออกก่อนเปรียบเทียบ

ปัญหาสำคัญที่ 87T ต้องรับมือคือ inrush current ตอน energize หม้อแปลง (ตามที่อธิบายไว้ในบทที่ 32) ซึ่งมีลักษณะกระแสไหลเข้าข้างเดียวขนาด 6–12 เท่าของพิกัด ดูคล้าย internal fault มาก วิธีแยกแยะคือใช้ 2nd harmonic restraint เพราะกระแส inrush มีองค์ประกอบฮาร์มอนิกที่สองอยู่ในสัดส่วน 15–70% ของความถี่มูลฐาน ในขณะที่กระแส fault จริงแทบไม่มีฮาร์มอนิกที่สองเลย จึงตั้งค่า block การ trip เมื่อสัดส่วนฮาร์มอนิกที่สองเกินประมาณ 15–20% และในทำนองเดียวกัน กรณี overexcitation ของหม้อแปลงใช้ 5th harmonic block ที่ประมาณ 30% เป็นเกณฑ์

สำหรับเครื่องกำเนิดไฟฟ้า 87G (generator differential protection) ใช้ CT ที่ปลายทั้งสองด้านของขดลวดเฟสเดียวกัน ทำให้มีความไวสูงมาก (pickup เพียงประมาณ 0.1–0.2 pu) เพราะไม่มีปัญหาเรื่อง inrush หรือ tap changer ให้ต้องกังวลเหมือน 87T ฟังก์ชันนี้จับ phase fault ในสเตเตอร์ได้เร็วที่สุดในบรรดาฟังก์ชันป้องกันทั้งหมด แต่มีข้อจำกัดสำคัญคือไม่สามารถจับ turn-to-turn fault ภายในขดลวดเดียวกันได้ เพราะกระแสที่ไหลเข้าและไหลออกยังคงเท่ากันอยู่ และไม่ไวพอที่จะจับ earth fault ที่เกิดใกล้จุด neutral ของขดลวด ซึ่งจำเป็นต้องอาศัยฟังก์ชัน 64G ที่จะกล่าวถึงในหัวข้อ 36.6 (เทียบเคียงกับหัวข้อ 95% stator earth fault ในบทที่ 30) เข้ามาช่วยเสริม สำหรับสายส่งระยะไกลมีการใช้ 87L (line differential protection) ซึ่งเปรียบเทียบกระแสจากปลายสายทั้งสองด้านผ่านสายใยแก้วนำแสง (fiber optic) กลายเป็นมาตรฐานใหม่ของการป้องกันสายส่งสำคัญ ใช้งานควบคู่หรือแทนที่ distance protection ก็ได้

สมการหลักของ differential protection เขียนได้ดังนี้

$$I_{diff} = |\vec{I}_1 + \vec{I}_2| \, , \qquad I_{bias} = \frac{|\vec{I}_1| + |\vec{I}_2|}{2} \, , \qquad \text{trip เมื่อ } I_{diff} > I_{min} + k \cdot I_{bias}$$

โดย \(\vec{I}_1, \vec{I}_2\) คือ phasor กระแสจาก CT ทั้งสองฝั่ง (กำหนดทิศเข้าโซนเป็นค่าบวก, หน่วย pu), \(I_{diff}\) คือ differential current (pu), \(I_{bias}\) คือ restraint current (pu), \(k\) คือค่า slope (ประมาณ 0.2–0.3) และ \(I_{min}\) คือ minimum pickup (ประมาณ 0.2 pu)

36.5 Distance Protection (21)

Distance protection ทำงานโดยวัดค่า impedance \(Z = V/I\) ที่จุดติดตั้งรีเลย์นั่นเอง หลักการพื้นฐานคือ fault ที่เกิดขึ้นใกล้จุดติดตั้งรีเลย์มากเท่าใด impedance ที่วัดได้ยิ่งต่ำเท่านั้น และเนื่องจาก impedance ของสายส่งแปรผันตรงกับระยะทางในหน่วยโอห์มต่อกิโลเมตร รีเลย์จึง "รู้ระยะทาง" ถึงจุด fault ได้จากปริมาณไฟฟ้าล้วนๆ โดยไม่จำเป็นต้องอาศัยการสื่อสารกับปลายสายอีกด้านเลย ด้วยคุณสมบัตินี้ distance protection จึงถูกใช้เป็นการป้องกันหลักของสายส่งระดับ HV (High Voltage — แรงดันสูง) และ EHV มาหลายสิบปีแล้ว

การตั้งค่า distance protection แบ่งเป็นชั้น (zone) ดังนี้ Zone 1 ครอบคลุมประมาณ 80–85% ของความยาวสาย และสั่ง trip ทันทีโดยไม่หน่วงเวลา เหตุผลที่ไม่ตั้งเต็ม 100% เพราะ CT, VT และค่า impedance ของสายที่ใช้คำนวณล้วนมี error สะสมประมาณ ±5–10% หากตั้งเต็ม 100% จะเสี่ยง overreach คือรีเลย์อาจตัดสินว่า fault อยู่ในสายตัวเองทั้งที่จริงแล้วอยู่ในสายถัดไป ซึ่งไม่ใช่การทำงานแบบ selective Zone 2 ครอบคลุมประมาณ 120–150% ของความยาวสาย ครอบคลุมปลายสายทั้งหมดและเผื่อระยะเข้าไปในบัสถัดไปด้วย หน่วงเวลาประมาณ 0.3–0.5 วินาที และ Zone 3 ครอบคลุมประมาณ 220–250% ของความยาวสาย ทำหน้าที่เป็น remote backup ให้สายถัดไป หน่วงเวลาประมาณ 0.8–1.5 วินาที

เนื่องจาก Zone 1 ไม่ครอบคลุมช่วง 15–20% สุดท้ายของปลายสาย fault ที่เกิดขึ้นตรงบริเวณนั้นจะถูกตัดวงจรช้าลง เพราะต้องรอให้ Zone 2 ทำงานแทน ปัญหานี้แก้ไขได้ด้วย teleprotection คือการส่งสัญญาณสื่อสารระหว่างรีเลย์ที่ปลายสายทั้งสองด้าน ผ่านสื่อ PLC (Power Line Carrier — สัญญาณสื่อสารพาหะผ่านสายไฟฟ้าแรงสูง) หรือใยแก้วนำแสง สคีมที่นิยมใช้มากที่สุดคือ POTT (Permissive Overreach Transfer Trip) ซึ่งทำให้ทั้งสายถูกตัดวงจรเร็วเสมือนอยู่ใน Zone 1 ตลอดทั้งเส้น

ลักษณะของ characteristic ที่รีเลย์ใช้ตัดสินใจบนกราฟ R-X (ระนาบ resistance-reactance) มีสองแบบหลักคือ mho circle ซึ่งเป็นวงกลมที่ผ่านจุดกำเนิดเสมอและมีทิศทางในตัวเอง (นิยมใช้มากที่สุด) และ quadrilateral (สี่เหลี่ยมด้านขนาน) ที่ครอบคลุม fault resistance ได้ดีกว่า mho circle โดยเฉพาะกรณี earth fault ที่ผ่านความต้านทานของอาร์กไฟฟ้าหรือกิ่งไม้ที่สัมผัสสายส่ง

สิ่งที่สามารถหลอก distance relay ให้ทำงานผิดพลาดได้มีหลายกรณี ได้แก่ load encroachment คือโหลดที่หนักมากทำให้ impedance ที่วัดได้ต่ำลงจนเข้าใกล้ขอบเขตของ Zone 3 (เหตุการณ์ blackout ครั้งใหญ่ในสหรัฐอเมริกาปี 2003 มีสาเหตุส่วนหนึ่งมาจากปรากฏการณ์นี้), power swing คือระบบไฟฟ้าแกว่งตัวหลังเกิด disturbance ทำให้ค่า impedance ที่วัดได้เคลื่อนที่ผ่าน characteristic ชั่วคราว ซึ่งต้องมีฟังก์ชัน power swing blocking คอยแยกแยะและอนุญาตให้ trip เฉพาะกรณี out-of-step trip ที่จุดมุมเฟสที่เลือกไว้เท่านั้น, CVT (Capacitive Voltage Transformer — หม้อแปลงแรงดันชนิดตัวเก็บประจุ ตามที่อธิบายไว้ในบทที่ 35) ที่มี transient response ทำให้ Zone 1 overreach ได้ชั่วขณะ และ fault resistance ที่สูงเกินไปทำให้เกิด underreach ได้เช่นกัน

ฟังก์ชันเสริมที่มักมาพร้อมกับรีเลย์ 21 ได้แก่ SOTF (Switch-Onto-Fault) คือฟังก์ชันที่สั่ง trip ทันทีหาก close breaker เข้าใส่สายที่ยังมี earth ค้างอยู่ และ fault locator ที่บอกระยะทางของจุด fault เป็นกิโลเมตรได้ ช่วยให้ทีมงานที่ดูแลสายส่งเข้าถึงจุดที่เสียหายได้รวดเร็วขึ้นมาก

$$Z_{measured} = \frac{V_{relay}}{I_{relay}} \, , \qquad Z_{1,set} = 0.8 \times z_{line} \times L$$

โดย \(Z_{measured}\) คือ impedance ที่รีเลย์วัดได้ (Ω), \(V_{relay}, I_{relay}\) คือแรงดันและกระแสที่จุดติดตั้งรีเลย์ (V, A), \(z_{line}\) คือ impedance จำเพาะของสาย (Ω/km โดยทั่วไปประมาณ 0.3–0.4 Ω/km ที่ 50 Hz สำหรับสายเดี่ยว) และ \(L\) คือความยาวสาย (km)

36.6 Generator Protection Package

เครื่องกำเนิดไฟฟ้าคืออุปกรณ์ที่มีมูลค่าสูงที่สุดในโรงไฟฟ้า ระบบป้องกันของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าจึงไม่ใช่ฟังก์ชันเดียวแต่เป็น "package" ที่รวมฟังก์ชันป้องกันหลายสิบฟังก์ชันไว้ในรีเลย์ตัวเลขชุดเดียว และมักติดตั้งซ้ำซ้อนสองชุดคือ Main 1 และ Main 2 ตามหลักการที่อธิบายไว้ในหัวข้อ 36.1 นอกเหนือจากฟังก์ชัน 87G ที่อธิบายไปแล้วในหัวข้อ 36.4 ยังมีฟังก์ชันสำคัญอื่นๆ ที่ต้องมีครบ ดังนี้

40 (loss of field) ตรวจจับกรณีที่กระแส field หายไป ทำให้เครื่องกำเนิดไฟฟ้ากลายสภาพเป็น induction generator โดยไม่ได้ตั้งใจ ดูดกำลังไฟฟ้ารีแอกทีฟ (reactive power) จำนวนมหาศาลจากระบบไฟฟ้า และทำให้ rotor ร้อนจัดจากกระแสเหนี่ยวนำที่เกิดขึ้นบนผิว rotor วิธีตรวจจับใช้การดูวิถีของ impedance ที่ตกลงไปยัง quadrant ที่ 4 บนกราฟ R-X ด้วยวงกลม mho ที่มีการเลื่อนจุดศูนย์กลาง (offset) และต้องแยกแยะสถานการณ์นี้ออกจาก stable power swing ด้วยเวลาหน่วงที่สั้น (เทียบเคียงกับ capability curve ของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าที่อธิบายไว้ในบทที่ 31)

32 (reverse power) ตรวจจับกรณีที่เครื่องกำเนิดไฟฟ้ากลายเป็นมอเตอร์ ดูดไฟจากระบบมาหมุนกังหันแทนที่จะผลิตไฟฟ้า สำหรับกังหันไอน้ำถือเป็นอันตรายที่สุด เพราะใบพัดขั้นท้ายจะร้อนจัดจากแรงต้านอากาศ (windage) เนื่องจากไม่มีไอน้ำไหลผ่านมาช่วยระบายความร้อน ฟังก์ชันนี้ตั้งค่าให้ไวมากเพียงประมาณ 0.5–1% ของพิกัดกำลัง และหน่วงเวลาประมาณ 10–30 วินาที นอกจากใช้เป็นการป้องกันแล้ว ยังใช้เป็นขั้นตอนปกติของกระบวนการ sequential trip ตอน shutdown อีกด้วย โดยปิดวาล์วไอน้ำก่อน แล้วรอสัญญาณ reverse power ยืนยันว่าไม่มีไอน้ำไหลผ่านกังหันแล้วจริงๆ ก่อนที่จะสั่ง trip เซอร์กิตเบรกเกอร์ เพื่อป้องกัน overspeed ที่อาจเกิดขึ้นหากตัดวงจรก่อนที่ไอน้ำจะหมดจริง

46 (negative sequence / unbalance) ตรวจจับความไม่สมดุลของโหลดหรือกรณีเฟสขาด กระแสลำดับลบ (negative sequence current) ที่เกิดขึ้นจะเหนี่ยวนำกระแสความถี่สองเท่าที่ผิว rotor ทำให้เกิดความร้อนเฉพาะจุดสูงมาก เครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนาดใหญ่ทนกระแสนี้ต่อเนื่องได้เพียงประมาณ 5–10% ของพิกัด และทนได้ชั่วครู่ตามสมการ \(I_2^2 t = K\) โดยค่า K อยู่ในช่วงประมาณ 5–10 สำหรับเครื่องขนาดใหญ่ที่ระบายความร้อนด้วยไฮโดรเจน

64F (rotor earth fault) ตรวจจับกรณีที่วงจร field ซึ่งปกติลอยตัวจากดิน (floating) เกิดสัมผัสลงดินขึ้นมา จุดสัมผัสลงดินจุดแรกยังไม่ก่อให้เกิดความเสียหายใดๆ ทันที (เป็นเพียงสัญญาณเตือน) แต่ จุดที่สองคือหายนะที่แท้จริง เพราะจะทำให้ส่วนหนึ่งของวงจร field ถูกลัดวงจร ทำให้ฟลักซ์แม่เหล็กไม่สมมาตรรอบ rotor เกิดแรงสั่นสะเทือนรุนแรงที่อาจทำให้ bearing หรือ shaft เสียหายได้ นโยบายทั่วไปคือเมื่อพบจุดสัมผัสลงดินจุดแรก ให้แจ้งเตือนแล้ววางแผนหยุดเดินเครื่องโดยเร็วที่สุด

59/81 (over-voltage / over-under-frequency) ป้องกันเครื่องกำเนิดไฟฟ้าขณะแยกโดดเดี่ยว (islanding) หรือขณะเกิด load rejection ทำงานร่วมกับฟังก์ชัน 24 (V/Hz หรือ volts-per-hertz) ที่ป้องกันภาวะ overfluxing ของเครื่องกำเนิดไฟฟ้าและหม้อแปลง GSU (เกณฑ์ทั่วไปประมาณ 1.05–1.1 pu ต่อเนื่อง) ส่วนฟังก์ชัน underfrequency ทำงานประสานกับแผน load shedding ของระบบไฟฟ้าโดยรวมตามที่อธิบายไว้ในบทที่ 31

78 (pole slip / out-of-step) ตรวจจับกรณีที่เครื่องกำเนิดไฟฟ้าหลุดจาก synchronism แต่ยังต่ออยู่กับระบบไฟฟ้า ทำให้เกิดแรงบิดกระแทกสลับทิศทุกครึ่งรอบของ slip cycle ซึ่งสามารถทำลาย shaft หรือ coupling ได้ วิธีตรวจจับใช้การดูวิถีของ impedance ที่วิ่งทะลุผ่าน characteristic แล้วสั่ง trip ที่จังหวะมุมเฟสที่ปลอดภัย (โดยทั่วไปน้อยกว่า 90 องศา) เพื่อลดแรงกระแทกทางกลตอนตัดวงจร

นอกจากฟังก์ชันหลักข้างต้น เครื่องกำเนิดไฟฟ้าขนาดใหญ่ยังมีฟังก์ชันเสริมอีกครบชุด ได้แก่ 51V (voltage-restrained overcurrent) เป็น backup overcurrent ที่ปรับเกณฑ์ตามแรงดัน, 27/59N + 64G (95%/100% stator earth fault) ตามที่ได้อธิบายไว้ในบทที่ 30, 49 (thermal protection) ป้องกันความร้อนสะสม และ 21 (backup distance) ที่มองย้อนเข้าไปในระบบไฟฟ้าเพื่อเป็น backup สุดท้าย

36.7 Transformer, Busbar และ Breaker Failure Protection

หม้อแปลงกำลังขนาดใหญ่ เช่น GSU (Generator Step-Up Transformer — หม้อแปลงยกระดับแรงดันประจำเครื่องกำเนิดไฟฟ้า ตามที่อธิบายไว้ในบทที่ 32) หรือหม้อแปลงประจำสถานี ใช้ 87T เป็นการป้องกันหลักตามที่อธิบายไว้ในหัวข้อ 36.4 แต่ยังต้องเสริมด้วย REF (Restricted Earth Fault, 64REF) ซึ่งเป็น differential protection เฉพาะองค์ประกอบ zero-sequence ระหว่าง CT ฝั่งเฟสกับ CT ที่จุด neutral ของขดลวดต่อแบบสตาร์ ทำหน้าที่จับ earth fault ที่เกิดใกล้จุด neutral ซึ่ง 87T ธรรมดาไม่ไวพอจะเห็น เพราะ fault ที่ระยะประมาณ 10% แรกจากจุด neutral มีกระแสน้อยมากจนแทบไม่ต่างจากสภาวะปกติ

นอกเหนือจากการป้องกันเชิงไฟฟ้า หม้อแปลงยังมี protection เชิงกล ที่ตัดสินใจได้อย่างอิสระจากสัญญาณไฟฟ้าโดยสิ้นเชิง ได้แก่ 63 Buchholz relay (ตรวจจับก๊าซที่เกิดจากการเสื่อมสภาพภายในเป็นสัญญาณเตือน และตรวจจับคลื่นน้ำมันกระแทก oil surge เป็นสัญญาณ trip ตามที่อธิบายไว้ในบทที่ 32), sudden pressure relay, pressure relief device และ 49 WTI/OTI (Winding Temperature Indicator / Oil Temperature Indicator — เครื่องวัดอุณหภูมิขดลวด/น้ำมัน) ที่แจ้งเตือนก่อนแล้วสั่งเดินพัดลมระบายความร้อน และสั่ง trip หากอุณหภูมิยังคงสูงต่อเนื่อง โดยทั่วไป fault ที่เกิดขึ้นภายในถังหม้อแปลงมักทำให้ Buchholz relay และ 87T ทำงานไล่เลี่ยกันในเวลาใกล้เคียงกัน หาก Buchholz relay สั่ง trip แต่ 87T ไม่ทำงานเลย ควรสงสัยว่าอาจเป็น fault ขนาดเล็กภายในหรือปัญหาระดับน้ำมันมากกว่า fault ไฟฟ้าขนาดใหญ่

Busbar protection (87B) มีความสำคัญเป็นพิเศษ เพราะ fault ที่เกิดขึ้นที่บัสบาร์มีขนาดกระแสมหาศาลและส่งผลกระทบต่อทุกวงจรที่ต่อกับบัสนั้นพร้อมกัน จึงต้องตัดวงจรให้เร็วมาก (น้อยกว่า 100 มิลลิวินาที) แต่ในขณะเดียวกันก็ห้ามทำงานผิดพลาดเด็ดขาด เพราะการทำงานผิดพลาดหมายถึงทั้งสถานีดับพร้อมกันโดยไม่จำเป็น วิธีที่ใช้ได้แก่ high-impedance differential ซึ่งทนต่อการอิ่มตัวของ CT ได้ดีและมีวงจรเรียบง่าย หรือ low-impedance differential แบบตัวเลข ที่รองรับ dynamic bus configuration ที่ topology เปลี่ยนแปลงตามตำแหน่งของดิสคอนเนกเตอร์ได้ และมักเสริมด้วย check zone เป็นการยืนยันอีกชั้นหนึ่งก่อนสั่ง trip จริง

50BF (breaker failure) ทำงานเมื่อระบบสั่ง trip แล้วแต่เซอร์กิตเบรกเกอร์ไม่เปิดวงจรจริง อาจเกิดจากกลไกค้างหรือ trip coil ขาด ฟังก์ชันนี้เริ่มนับเวลาตั้งแต่ขณะที่สั่ง trip หากยังคงมีกระแสไหลผ่านอยู่หลังจากประมาณ 100–200 มิลลิวินาที ระบบจะสั่ง trip เซอร์กิตเบรกเกอร์ทุกตัวที่อยู่รอบข้าง (ทั้ง bus section นั้น) พร้อมกับส่งสัญญาณ direct transfer trip ไปยังปลายสายอีกด้านหนึ่งด้วย ฟังก์ชันนี้คือ local backup ที่ทำงานเร็วกว่า remote backup มาก

สิ่งที่มักถูกมองข้ามแต่มีความสำคัญมากคือ trip circuit supervision (TCS) ซึ่งเฝ้าตรวจสอบความต่อเนื่องของวงจร trip coil อยู่ตลอดเวลา เพราะหาก trip coil ขาดโดยไม่มีใครทราบ ระบบป้องกันทั้งหมดที่กล่าวมาในบทนี้จะไร้ความหมายทันที เนื่องจากรีเลย์อาจตัดสินใจถูกต้องทุกประการแต่ไม่มีทางสั่งให้เซอร์กิตเบรกเกอร์เปิดวงจรได้จริง

36.8 ANSI Device Numbers และ Coordination Study

เพื่ออ่านผังไฟฟ้าของโรงไฟฟ้าหรือสถานีไฟฟ้าทั่วโลกได้ จำเป็นต้องจำเลขอ้างอิงมาตรฐานที่กำหนดโดย IEEE C37.2 (Institute of Electrical and Electronics Engineers — สถาบันวิศวกรไฟฟ้าและอิเล็กทรอนิกส์) ซึ่งเรียกว่า ANSI device number (American National Standards Institute — สถาบันมาตรฐานแห่งชาติอเมริกัน) เลขที่พบบ่อยที่สุดและควรจำได้แก่ 21 distance, 24 V/Hz, 25 synchronism check, 27 undervoltage, 32 reverse power, 40 loss of field, 46 negative sequence, 49 thermal, 50/51 overcurrent (instantaneous/time), 50BF breaker failure, 52 circuit breaker, 59 overvoltage, 63 gas/pressure (Buchholz), 64 earth fault, 67 directional overcurrent, 78 pole slip, 79 auto-reclose, 81 frequency, 86 lockout และ 87 differential (ตามด้วยตัวอักษร T/G/B/L/M แทน transformer/generator/bus/line/motor ตามลำดับ)

ด้วยเลขเหล่านี้ ผังไฟฟ้าที่เขียนว่า "87T + 63 + 49 → 86T → trip 52 ทั้งสองฝั่ง" สามารถอ่านได้ทันทีว่าหมายถึง fault ที่หม้อแปลงถูกตรวจจับโดยฟังก์ชัน differential, gas/pressure หรือ thermal อย่างใดอย่างหนึ่ง แล้วส่งสัญญาณผ่าน lockout relay ของหม้อแปลงก่อนสั่งตัดเซอร์กิตเบรกเกอร์ทั้งด้านแรงดันสูงและด้านแรงดันต่ำพร้อมกัน

Coordination study เป็นขั้นตอนมาตรฐานที่ต้องทำก่อนกำหนดค่าตั้งของรีเลย์ทุกตัวในระบบ ประกอบด้วยสี่ขั้นตอนหลัก ขั้นแรกคือรวบรวมข้อมูลระบบทั้งหมดและคำนวณกระแส fault ที่ทุกบัส ทั้งค่าสูงสุดและค่าต่ำสุดที่เป็นไปได้ ขั้นที่สองคือ plot TCC (Time-Current Curve — กราฟความสัมพันธ์เวลา-กระแส) ของอุปกรณ์ป้องกันทุกตัวลงบนกราฟ log-log เดียวกัน ขั้นที่สามคือไล่ตรวจสอบว่าเส้นโค้งของอุปกรณ์ปลายทางอยู่ทางซ้ายหรือด้านล่างของอุปกรณ์ต้นทางเสมอ ด้วยระยะห่างขั้นต่ำที่เรียกว่า CTI (Coordination Time Interval — ระยะเวลาประสานการทำงาน) อย่างน้อย 0.3–0.4 วินาทีตามที่อธิบายไว้ในหัวข้อ 36.3 และขั้นที่สี่คือตรวจสอบว่าเส้นโค้งการป้องกันไม่ทับกับเส้นโค้งความทนทานของอุปกรณ์ (เช่น damage curve ของสายไฟฟ้าหรือ ANSI through-fault curve ของหม้อแปลง) และไม่ทำงานผิดพลาดจากโหลดปกติ กระแส inrush หรือกระแสสตาร์ตมอเตอร์

Coordination study ต้องได้รับการทบทวนใหม่ทุกครั้งที่ระบบไฟฟ้ามีการเปลี่ยนแปลงสำคัญ ไม่ว่าจะเป็นการเพิ่มแหล่งจ่ายไฟใหม่ (ทำให้ระดับกระแส fault สูงขึ้น) การเปลี่ยนหม้อแปลง หรือการเพิ่ม DER (Distributed Energy Resources — แหล่งพลังงานกระจายตัว เช่น โซลาร์เซลล์หรือพลังงานลมขนาดเล็กที่เชื่อมต่อเข้าระบบจำหน่าย) เพราะค่าตั้งเดิมที่ใช้กับระบบเดิมคือสูตรสำเร็จของการทำงานผิดพลาดเมื่อนำไปใช้กับระบบที่เปลี่ยนไปแล้ว เครื่องมือที่ใช้ทำ coordination study ในทางปฏิบัติได้แก่ซอฟต์แวร์ ETAP, DIgSILENT PowerFactory และ SKM ควบคู่กับการทดสอบจริงด้วย secondary injection test set เช่น Omicron หรือ Doble ตามรอบเวลาที่กำหนด โดยรีเลย์ไฟฟ้ากลทดสอบทุก 1–2 ปี ในขณะที่รีเลย์ตัวเลขยืดรอบทดสอบออกไปได้ถึง 4–6 ปี เพราะมีระบบ self-supervision ตรวจสอบตัวเองอยู่ตลอดเวลาแล้ว

1. Secondary injection relay test set — เครื่องฉีดกระแสและแรงดันจำลองเข้าด้าน secondary ของรีเลย์โดยตรง ใช้พิสูจน์ว่ารีเลย์ทำงานตรงตามค่าตั้งจริง โดยไม่ต้องสร้าง fault จริงในระบบ
2. Test set display (waveform view) — หน้าจอแสดงรูปคลื่นและค่ากระแส/แรงดันสามเฟสที่กำลังฉีดออกไปแบบเรียลไทม์ ช่วยยืนยันว่าสัญญาณที่ส่งออกตรงตามที่ตั้งโปรแกรมไว้
3. Test set controls — ปุ่มควบคุมและลูกบิดปรับค่าของชุดทดสอบ ใช้กำหนดขนาด มุมเฟส และลำดับเวลาของสัญญาณทดสอบ
4. Voltage and current output terminals — ขั้วต่อสัญญาณเอาต์พุตของชุดทดสอบ แยกเป็นชุดแรงดันและชุดกระแสสามเฟส ต่อผ่านสายทดสอบไปยังรีเลย์ที่ต้องการทดสอบ
5. Test leads — สายทดสอบสีต่างๆ (แดง เหลือง น้ำเงิน ดำ) ที่เชื่อมต่อระหว่างชุดทดสอบกับขั้วต่อของรีเลย์ สีบอกเฟส A/B/C และนิวทรัลตามธรรมเนียมมาตรฐาน
6. Protection relay — ตัวรีเลย์ที่กำลังถูกทดสอบ ติดตั้งอยู่บนแผงควบคุมจริงในห้อง relay ไม่ใช่การทดสอบบนโต๊ะทดลอง
7. Relay terminal connections — ขั้วต่อสายด้านล่างของรีเลย์ที่สายทดสอบเชื่อมต่อเข้าไป แทนที่สัญญาณจาก CT/VT จริงชั่วคราวระหว่างการทดสอบ
8. Relay panel — แผงตู้ที่ติดตั้งรีเลย์ตัวนี้อยู่ เป็นส่วนหนึ่งของห้อง relay ตามที่แสดงในหัวข้อ 36.1

สรุปท้ายบท

ศัพท์เทคนิคในบทนี้

แบบทดสอบท้ายบท