SIGMA PQ บริการตรวจสอบคุณภาพระบบไฟฟ้า ตรัง

SIGMA PQ บริการตรวจสอบคุณภาพระบบไฟฟ้า ตรัง SIGMA PQ บริการตรวจวัดคุณภาพระบบไฟฟ้า ตรัง

ค่า K-Factor ของหม้อแปลงไฟฟ้า หมายถึงอะไร? K-Factor ของหม้อแปลงไฟฟ้า คือ ค่าที่บอกความสามารถของหม้อแปลงในการร...
05/08/2026

ค่า K-Factor ของหม้อแปลงไฟฟ้า หมายถึงอะไร?

K-Factor ของหม้อแปลงไฟฟ้า คือ ค่าที่บอกความสามารถของหม้อแปลงในการรองรับกระแสฮาร์มอนิก (Harmonic Current) โดยที่หม้อแปลงจะไม่ร้อนเกินกว่าที่ออกแบบไว้

พูดง่าย ๆ คือ

* ถ้าโหลดเป็นโหลดปกติ (เช่น ฮีตเตอร์ มอเตอร์ทั่วไป) กระแสจะเป็นคลื่นไซน์ใกล้เคียงสมบูรณ์ ใช้หม้อแปลงธรรมดาได้
* แต่ถ้าโหลดเป็นอุปกรณ์อิเล็กทรอนิกส์ เช่น
* คอมพิวเตอร์
* UPS
* VFD (Variable Frequency Drive)
* LED Driver
* Data Center
* เครื่องชาร์จ EV
โหลดเหล่านี้จะสร้าง ฮาร์มอนิก ทำให้หม้อแปลงเกิดความร้อนเพิ่มขึ้น

K-Factor จึงเป็นตัวบอกว่าหม้อแปลงถูกออกแบบให้ทนความร้อนจากฮาร์มอนิกได้มากแค่ไหน

PQ : 095-265-2323

31/07/2026

Main ACB ที่มี Protection Function แบบ LSI และ LSIG เทียบเคียงกับ ANSI Device Number อย่างไร

ในแบบ Single-Line Diagram ของระบบแรงดันปานกลาง เรามักพบฟังก์ชันรีเลย์ เช่น

50 — Instantaneous Overcurrent
51 — Time Overcurrent
50N/51N — Neutral Overcurrent
50G/51G — Ground Overcurrent

แต่เมื่อดูตู้ MDB แรงดันต่ำ เรามักไม่เห็น Protective Relay แยกเป็นตัวเหมือนระบบ 22 kV กลับพบคำว่า
LSI หรือ LSIG อยู่บน Electronic Trip Unit ของ ACB

จึงเกิดคำถามว่า LSI/LSIG คือรีเลย์ 50 และ 51 หรือไม่ และสามารถเทียบกับ ANSI Device Number ได้ตรงแค่ไหน

คำตอบคือ LSI/LSIG มีหน้าที่ทางการป้องกันที่เทียบเคียงกับ ANSI 50, 51 และ Ground Overcurrent Functions ได้ แต่ไม่ควรถือว่าเป็นการเทียบแบบหนึ่งต่อหนึ่งทุกกรณี

เพราะ ANSI Device Number ระบุ “หน้าที่ของอุปกรณ์ป้องกัน” ส่วน LSI/LSIG ระบุ “โซนการทำงานของ Trip Unit” ตามระดับกระแสและเวลา

LSI และ LSIG คืออะไร ตัวอักษรแต่ละตัวหมายถึง

- L — Long-Time
- S — Short-Time
- I — Instantaneous
- G — Ground-Fault

ฟังก์ชันเหล่านี้ถูกติดตั้งอยู่ภายใน Electronic Trip Unit ของ ACB หรือ MCCB โดยรับสัญญาณกระแสจาก Internal Current Sensor หรือ CT ภายใน Breaker แล้วประมวลผลตามค่า Setting ก่อนสั่งกลไก Trip เปิดหน้าสัมผัสของ Breaker

ดังนั้นในระบบแรงต่ำ เราอาจไม่มี Relay 50/51 แยกอยู่ภายนอก แต่มีฟังก์ชันเทียบเท่ารวมอยู่ใน ACB แล้ว

1. Long-Time — L เทียบเคียงกับ ANSI 51

ฟังก์ชัน Long-Time ใช้ป้องกันกระแสเกินที่เกิดเป็นเวลานาน โดยเฉพาะ

- Overload
- โหลดเกินพิกัดของสาย
- โหลดเกิน Busbar
- Transformer Overload ที่สะท้อนมายังฝั่งแรงต่ำ
- กระแสใช้งานต่อเนื่องสูงกว่าค่าที่ออกแบบ

ค่าตั้งหลักประกอบด้วย

- Ir — Long-Time Pickup
- tr — Long-Time Delay

ลักษณะการทำงานเป็นแบบ Inverse-Time หรือ Thermal Model กล่าวคือ กระแสยิ่งสูง เวลาที่อนุญาตก่อน Trip ยิ่งสั้น

ในเชิงหน้าที่จึงใกล้เคียงกับ ANSI 51 — AC Time Overcurrent Relay

อย่างไรก็ตาม Long-Time ของ ACB มักมีลักษณะเฉพาะตาม Trip Unit และมาตรฐานผลิตภัณฑ์ ไม่จำเป็นต้องใช้ IEC Standard Inverse, Very Inverse หรือ Extremely Inverse แบบ Numerical Relay ทุกครั้ง

บางรุ่นใช้

- I²t characteristic
- Thermal memory
- Adjustable slope
- Multiple long-time bands

ดังนั้นควรใช้ Trip Curve ของผู้ผลิตจริงในการทำ Protection Coordination ไม่ควรสมมติว่า L เท่ากับ IEC Normal Inverse โดยอัตโนมัติ

บทบาทของ L ในระบบ MDB

สมมติ Main ACB มีพิกัด 2,500 A และตั้ง

Ir = 0.9 × In = 2,250 A

ถ้าระบบมีกระแส 2,350 A ต่อเนื่อง ACB ไม่จำเป็นต้อง Trip ทันที เพราะอุปกรณ์และสายอาจรับ Overload ระยะสั้นได้

Trip Unit จะประเมินพลังงานความร้อนสะสม แล้วสั่ง Trip หากกระแสเกินอยู่นานเกินค่าที่กำหนด

หน้าที่ของ L จึงไม่ใช่ตัด Short Circuit แต่เป็นการป้องกัน Thermal Overload Zone

2. Short-Time — S เทียบเคียงกับ Time-Delayed Overcurrent

Short-Time ทำงานในช่วงกระแสสูงกว่า Long-Time แต่ยังต้องการหน่วงเวลา เพื่อเปิดโอกาสให้อุปกรณ์ป้องกันปลายทางตัด Fault ก่อน ค่าตั้งหลัก ได้แก่

- Isd — Short-Time Pickup
- tsd — Short-Time Delay
- I²t ON/OFF

ตัวอย่าง: Isd = 8 × Ir , tsd = 0.3 วินาที

หากกระแสผ่าน Main ACB สูงเกิน Isd แต่ยังไม่เข้าสู่ Instantaneous Zone Main ACB จะรอประมาณเวลาที่ตั้งไว้ เพื่อให้ Feeder MCCB หรือ Feeder ACB ตัดก่อน

ในเชิง ANSI ฟังก์ชัน S อยู่ในกลุ่ม Time Overcurrent และอาจมองว่าใกล้กับ 51 ได้ แต่ไม่ควรเขียนว่า S = 51 แบบตรงตัวเสมอไป

เหตุผลคือ ANSI 51 ครอบคลุม Overcurrent ที่มีการหน่วงเวลาในภาพรวม ขณะที่ Short-Time ของ ACB เป็นโซนเฉพาะสำหรับกระแสลัดวงจรระดับสูง พร้อมช่วงหน่วงเวลาสั้นเพื่อทำ Selective Coordination

จึงอธิบายได้แม่นยำกว่า

L และ S ต่างเป็น Time-Overcurrent Functions แต่ทำงานคนละช่วงกระแสและมีวัตถุประสงค์ต่างกัน

- L ป้องกัน Thermal Overload
- S ป้องกัน Short Circuit แบบหน่วงเวลาและเป็น Backup ให้ Feeder

I²t ON กับ I²t OFF ต่างกันอย่างไร

I²t ON เวลา Trip เปลี่ยนตามขนาดกระแส กระแสยิ่งสูง เวลาตัดยิ่งสั้น เหมาะเมื่อ

- ต้องการลด Thermal Energy
- ต้องการให้ Curve สอดคล้องกับ Fuse หรือ MCCB ด้านปลายทาง
- ต้องการ Coordination แบบ Inverse

I²t OFF ใช้เวลาหน่วงค่อนข้างคงที่เมื่อกระแสเกิน Pickup เหมาะเมื่อ

- ต้องการ Time Grading ที่ชัดเจน
- ต้องการให้ Feeder มีเวลาตัดก่อนตามช่วงเวลาที่กำหนด
- ใช้ร่วมกับ Zone Selective Interlocking

การเลือก I²t ON/OFF ต้องดู Curve ของอุปกรณ์ต้นทางและปลายทาง ไม่ควรเลือกจากความเคยชิน

3. Instantaneous — I เทียบเคียงกับ ANSI 50

ฟังก์ชัน Instantaneous ใช้ตรวจจับกระแสลัดวงจรสูงมากและสั่ง Trip โดยไม่มี Intentional Time Delay

ค่าตั้งหลักคือ Ii — Instantaneous Pickup

ตัวอย่าง: Ii = 60 kA เมื่อกระแสที่ Trip Unit ตรวจเห็นเกิน 60 kA ฟังก์ชัน Instantaneous จะสั่ง Trip ทันทีตามเวลาประมวลผลและเวลาทางกลของ ACB

ในเชิงหน้าที่จึงเทียบเคียงกับ ANSI 50 — Instantaneous Overcurrent

แต่คำว่า Instantaneous ไม่ได้หมายถึงเปิดวงจรใน 0 ms

เวลาตัดรวมยังประกอบด้วยเวลาตรวจจับ

- เวลาประมวลผลของ Trip Unit
- เวลาปลดกลไก
- เวลาการเคลื่อนที่ของหน้าสัมผัส
- เวลาให้อาร์กดับ

จึงต้องใช้ Total Clearing Time จาก Manufacturer Curve ในการประเมิน Arc Flash และ Equipment Duty

เหตุใดฟังก์ชัน I (กระแส) จึงสำคัญ

Fault ที่ Main Bus หรือใกล้ Main ACB อาจมีกระแสสูงมาก เช่น 50–80 kA

หากใช้ Short-Time Delay 0.3–0.5 วินาทีโดยไม่มี Instantaneous Protection จะทำให้

- I²t สูงขึ้น
- Busbar รับแรงทางกลนานขึ้น
- Arc-Flash Incident Energy สูงขึ้น
- Transformer รับ Through-Fault Stress มากขึ้น
- ความเสียหายของ Switchboard รุนแรงขึ้น

Instantaneous Function จึงมีหน้าที่จำกัดความเสียหายของ Fault รุนแรงและใกล้แหล่งจ่าย

4. Ground-Fault — G เทียบเคียงกับ ANSI 50G/51G หรือ 50N/51N

ฟังก์ชัน G ใช้ตรวจจับกระแส Ground Fault โดยอาจคำนวณจาก Residual Current ของสามเฟสหรือใช้ Ground Sensor/Neutral CT ตามโครงสร้างของระบบ ค่าตั้งมักประกอบด้วย

- Ig — Ground-Fault Pickup
- tg — Ground-Fault Delay
- I²t ON/OFF

หากตั้งให้ทำงานเร็วโดยแทบไม่มี Intentional Delay หน้าที่จะใกล้เคียง

50G — Instantaneous Ground Overcurrent

หากมี Time Delay จะใกล้เคียง 51G — Time Ground Overcurrent

ในระบบที่วัดกระแส Neutral โดยตรง อาจใช้การระบุเป็น 50N , 51N

แต่คำว่า G และ N ไม่ควรใช้แทนกันโดยไม่ดูวิธีต่อ CT

50G/51G กับ 50N/51N ต่างกันอย่างไร

ในงานจริงการใช้ตัวอักษรขึ้นกับ Measurement Arrangement

G — Ground

มักใช้เมื่อกระแส Ground Fault ถูกวัดด้วย

- Core-Balance CT
- Ground CT
- Sensor รอบตัวนำทุกเฟส
- Ground Return Path

N — Neutral หรือ Residual

อาจใช้เมื่อวัดจาก

- Neutral CT
- Residual Sum ของ Phase CT
- Current in grounded neutral conductor

แต่ผู้ผลิตและโครงการอาจใช้คำเรียกต่างกัน จึงต้องดู Wiring Diagram และ Protection Philosophy ไม่ควรพิจารณาจากชื่อฟังก์ชันเพียงอย่างเดียว

ความสัมพันธ์โดยแนวคิด

สามารถสรุปการเทียบเคียงได้ดังนี้

L ≈ ANSI 51 สำหรับ Overload/Long-Time Region
S ≈ Time-Delayed Overcurrent Function ใน Short-Circuit Region
I ≈ ANSI 50
G ≈ ANSI 50G/51G หรือ 50N/51N ตามวิธีวัดและเวลาหน่วง

คำว่า “≈” สำคัญ เพราะเป็นการเทียบเคียงตามหน้าที่ ไม่ใช่การประกาศว่า Characteristic และ Standard Curve เหมือนกันทุกประการ

ทำไม ACB ต้องแบ่งการป้องกันเป็นหลายโซน?

ระบบไฟฟ้าไม่ได้มีเพียงกระแสปกติกับกระแสลัดวงจร แต่มี Continuum ของเหตุการณ์ตั้งแต่ Overload เล็กน้อยไปจนถึง Bolted Fault รุนแรง

Trip Unit จึงแบ่งการตอบสนองออกเป็นหลายระดับ

กระแสต่ำ ─ > กระแสสูง

โหลดปกติ → Overload [ L] → Remote Fault [S] → Feeder Fault [ I ] → Main Bus Fault

แต่ละโซนมีเป้าหมายต่างกัน

- L: ป้องกันความร้อนสะสม
- S: ให้ Selectivity กับ Feeder
- I: จำกัดความเสียหายของ Fault รุนแรง
- G: ตรวจจับ Ground Fault ซึ่งอาจมีค่าต่ำกว่ากระแส Phase Fault

ตัวอย่างการทำงานในระบบจริง

สมมติระบบมี หม้อแปลง 22/0.4 kV ขนาด 2,500 kVA , Main ACB 4,000 A ,Feeder ACB หลายชุด

Available Fault Current ที่ Main Bus 70 kA

ตั้ง Main ACB โดยตัวอย่าง:

- Ir = 3,400 A
- tr = 12 s ที่ค่ากระแสอ้างอิง
- Isd = 20 kA
- tsd = 0.3 s
- Ii = 60 kA
- Ig = 1,000 A
- tg = 0.3 s

เหตุการณ์ที่ 1: Overload 3,700 A

Long-Time Function เริ่มสะสม Thermal Memory และ Trip หากภาวะเกินพิกัดคงอยู่นาน

เทียบเคียงกับการทำงานของ 51 ใน Overload Region

เหตุการณ์ที่ 2: Fault ที่ Feeder 30 kA

Feeder Breaker ต้องตัดก่อน

Main ACB เห็นกระแสเกิน Short-Time Pickup แต่หน่วง 0.3 วินาที เพื่อเปิดโอกาสให้ Feeder ทำงาน

นี่คือ Selective Coordination

เหตุการณ์ที่ 3: Fault ที่ Main Bus 70 kA

กระแสเกิน Instantaneous Pickup 60 kA

Main ACB เข้าสู่ Instantaneous Zone และ Trip อย่างรวดเร็ว เทียบเคียง ANSI 50

เหตุการณ์ที่ 4: Phase แตะโครงตู้ กระแส 2 kA

กระแสอาจไม่ถึง Short-Time Pickup แต่ Ground Function ตรวจพบ Residual Current เกิน Ig และ Trip ตาม tg เทียบเคียง 50G/51G

การตั้ง LSI/LSIG ไม่ใช่เพียงกรอกค่าตาม Rating ของ ACB

ค่า Setting ต้องได้จากการศึกษาทั้งระบบ ไม่ใช่ตั้งจากกระแสพิกัดของ Breaker เพียงอย่างเดียว

Long-Time ต้องตรวจ

- Maximum Load Current
- Cable Ampacity
- Busbar Rating
- Transformer Capacity
- Ambient Derating
- Harmonic Heating
- Future Load
- Emergency Loading

Short-Time ต้องตรวจ

- Feeder Breaker Curve
- Minimum Fault Current
- Maximum Fault Current
- Selective Coordination
- Icw ของ ACB
- Busbar Short-Time Withstand
- Transformer Through-Fault Limit

Instantaneous ต้องตรวจ

- Available Fault Current ที่แต่ละตำแหน่ง
- Branch Contribution
- Motor Contribution
- Generator/BESS Contribution
- Selectivity Limit ของ Breaker
- Arc-Flash Incident Energy

Ground Fault ต้องตรวจ

- TN-S, TN-C-S, TT หรือ Resistance Grounding
- Neutral–Ground Bonding Point
- Ground-Fault Loop Impedance
- Residual CT Error
- Neutral Harmonic Current
- Ground-Fault Coordination
- 3-Pole/4-Pole Breaker Arrangement

LSI/LSIG กับ Numerical Relay แตกต่างกันอย่างไร

Electronic Trip Unit รุ่นใหม่มีความสามารถสูงมาก แต่ยังมีความแตกต่างจาก Numerical Relay แยก
Trip Unit ของ ACB เหมาะกับ

- Overload
- Short Circuit
- Ground Fault
- Selective Coordination
- Metering
- Communication
- Zone Selective Interlocking
- Maintenance Mode

ข้อดีคือรวมอยู่ใน Breaker มี Wiring น้อย และทำงานตรงกับกลไก ACB

Numerical Relay เหมาะเมื่อระบบต้องการ

- IEC/IEEE Curve หลายแบบ
- Directional Overcurrent 67
- Differential Protection 87
- Under/Overvoltage 27/59
- Frequency 81
- Reverse Power 32
- Multiple Setting Groups
- Disturbance Recorder
- Synchrophasor
- Advanced Logic
- IEC 61850
- Breaker Failure 50BF

ดังนั้น Main MDB ทั่วไปอาจใช้ LSIG เพียงพอ แต่ระบบที่มีหลาย Source, Generator, Solar, BESS หรือ Bus Tie ซับซ้อน อาจต้องใช้ Numerical Relay เพิ่มเติม

LSI หรือ LSIG ควรเลือกแบบใด

ใช้ LSI เมื่อ

- ระบบ Ground Fault ถูกป้องกันโดยอุปกรณ์อื่น
- Grounding Arrangement ไม่เหมาะกับ G Function ของ ACB
- มี Ground Relay/CBCT แยก
- Ground Fault Current ใกล้ Phase Fault และ Phase Protection ครอบคลุมเพียงพอ
- Specification กำหนดเฉพาะ Phase Overcurrent
ใช้ LSIG เมื่อ

- ต้องการ Ground-Fault Protection ที่ไวกว่า Phase Overcurrent
- ระบบ Solidly Grounded
- Main ACB ต้องเป็น Backup Ground Protection
- ต้องการลดความเสียหายจาก Fault Phase-to-Ground
- Ground Fault Current อาจต่ำกว่าค่า S/I Pickup มาก
- ต้องทำ Ground-Fault Coordination ระหว่าง Main กับ Feeder

แต่การเลือก LSIG ไม่ได้หมายความว่าสามารถเปิด G Function และใช้ค่า Default ได้ทันที ต้องตรวจตำแหน่ง Neutral–Ground Bond และ Sensor Arrangement ก่อน

ข้อควรระวังในระบบ 4 สาย

ระบบ 400/230 V ที่มีโหลด Single Phase จำนวนมากอาจมีกระแส Neutral สูงจาก
- Load Unbalance
- Third Harmonic
- Triplen Harmonic
- Switching Power Supply
- LED
- UPS และ IT Load

หากระบบ Ground-Fault Measurement หรือ CT Arrangement ไม่ถูกต้อง กระแส Neutral อาจถูกตีความผิดเป็น Residual หรือ Ground Current
ต้องตรวจว่า

- Neutral ผ่าน Sensor หรือไม่
- ACB เป็น 3P หรือ 4P
- Residual Calculation รวม Neutral อย่างไร
- N–G Bond อยู่ด้านไหนของ Sensor
- มี Parallel Neutral Path หรือไม่

ไม่เช่นนั้น Ground Function อาจ Nuisance Trip หรือไม่เห็น Fault จริง
Protection Coordination ต้องดู Total Clearing Curve

ในการประสาน Main ACB กับ Feeder ไม่ควรดูเฉพาะค่าตั้ง Pickup และ Delay แต่ต้องดู
- Sensing Tolerance
- Trip Unit Operating Band
- Breaker Mechanical Opening Time
- Arc Extinguishing Time
- Manufacturing Tolerance
- Current-Limiting Effect
- Dynamic Selectivity Table จากผู้ผลิต

Curve ที่ใช้ต้องเป็น Total Clearing Curve ของอุปกรณ์ปลายทาง และเทียบกับ Minimum Operating Curve ของอุปกรณ์ต้นทางโดยมี Coordination Margin เพียงพอ
บางคู่ Breaker สามารถ Selective ได้สูงกว่าค่า Instantaneous Setting จาก Energy Selectivity หรือ Manufacturer Tested Cascading จึงต้องใช้ Selectivity Table ประกอบ ไม่ควรดู TCC เพียงอย่างเดียวในช่วงกระแสสูงมาก

มาตรฐานที่เกี่ยวข้อง

หมายเลขฟังก์ชัน 50, 51 และฟังก์ชันอื่นอ้างอิงจาก
IEEE C37.2 — Electrical Power System Device Function Numbers

ส่วน ACB และ Electronic Trip Unit แรงดันต่ำเกี่ยวข้องกับ
- IEC 60947-2 — Circuit-breakers
- IEC 60947-1 — General rules
- IEC 61439 Series — Low-voltage switchgear and controlgear assemblies
- IEC 60255 Series — Measuring relays and protection equipment
- IEEE 3004 Series — Protection and coordination of industrial power systems

ผู้ผลิต ACB แต่ละรายอาจใช้ชื่อ Setting และ Curve แตกต่างกัน จึงต้องใช้ Manual และ Tested Selectivity Data ของรุ่นจริงประกอบการออกแบบ

สรุปได้

ACB แบบ LSI หรือ LSIG เป็นระบบป้องกันแบบหลายโซนที่รวมอยู่ใน Electronic Trip Unit โดยสามารถเทียบเคียงกับ ANSI Device Functions ได้ดังนี้
L — Long-Time Overcurrent ใกล้เคียง ANSI 51 ในเขต Overload
S — Short-Time Delayed Overcurrent สำหรับ Fault Coordination
I — Instantaneous Overcurrent ใกล้เคียง ANSI 50
G — Ground Overcurrent ใกล้เคียง ANSI 50G/51G หรือ 50N/51N ตามระบบวัด

แต่ไม่ควรสรุปว่า LSI/LSIG คือการนำรีเลย์ ANSI หลายตัวมาต่อรวมกันแบบตรงตัว เพราะ Trip Unit มี Characteristic, Tolerance, Thermal Memory, I²t Logic และ Selectivity Behavior เฉพาะของผู้ผลิต
ข้อสรุปสำคัญที่สุดคือ

LSI/LSIG ไม่ได้มีไว้เพียงทำให้ ACB Trip เมื่อกระแสสูง แต่มีหน้าที่แบ่งพื้นที่การป้องกันตามระดับกระแสและเวลา เพื่อให้ระบบสามารถป้องกัน Overload, แยก Fault ที่ Feeder, ตัด Main Bus Fault อย่างรวดเร็ว และตรวจจับ Ground Fault ได้อย่างเหมาะสม

การตั้งค่าที่ถูกต้องจึงต้องอาศัย

Load Flow → Short-Circuit Study → Equipment Duty → Protection Coordination → Arc-Flash Study → Field Testing

ไม่ควรตั้งจากค่า Default หรือจากกระแสพิกัดของ ACB เพียงอย่างเดียว เพราะค่า Setting เดียวมีผลพร้อมกันทั้งต่อความปลอดภัย ความเสียหายของอุปกรณ์ และความต่อเนื่องของกระบวนการผลิต

ประมาณนี้ก่อนนะครับ ยังไม่ได้กล่าวถึง Arc Flash เพราะเท่านี้ก็ยาวไปมากแล้ว

⚡ Four-Quadrant Diagram คืออะไร?แผนภาพ 4 Quadrants (Four-Quadrant Diagram) เป็นเครื่องมือที่ใช้แสดงทิศทางการไหลของกำลังไ...
29/07/2026

⚡ Four-Quadrant Diagram คืออะไร?

แผนภาพ 4 Quadrants (Four-Quadrant Diagram) เป็นเครื่องมือที่ใช้แสดงทิศทางการไหลของกำลังไฟฟ้าและพลังงาน โดยพิจารณาจาก กำลังไฟฟ้าจริง (W) และ กำลังรีแอคทีฟ (VAR) เพื่อบอกว่าระบบกำลัง ใช้พลังงาน (Consumed) หรือ จ่ายพลังงานกลับเข้าสู่ระบบ (Generated) รวมถึงบ่งบอกลักษณะของโหลดว่าเป็น เหนี่ยวนำ (Inductive) หรือ เก็บประจุ (Capacitive)

ความหมายของแต่ละ Quadrant

🟢 Quadrant 1 (+W, +VAR)
ใช้พลังงาน + โหลดเหนี่ยวนำ (Inductive)
ตัวอย่าง: มอเตอร์ไฟฟ้า, หม้อแปลง, เครื่องปรับอากาศ, ปั๊มน้ำ

🟠 Quadrant 2 (-W, +VAR)
จ่ายพลังงานกลับ + โหลดเหนี่ยวนำ
ตัวอย่าง: เครื่องกำเนิดไฟฟ้า, มอเตอร์ Regenerative, กังหันลม

🔵 Quadrant 3 (-W, -VAR)
จ่ายพลังงานกลับ + โหลดเก็บประจุ (Capacitive)
ตัวอย่าง: อินเวอร์เตอร์, ระบบโซลาร์เซลล์, STATCOM

🟣 Quadrant 4 (+W, -VAR)
ใช้พลังงาน + โหลดเก็บประจุ
ตัวอย่าง: Capacitor Bank และระบบปรับปรุงค่า Power Factor

จำง่ายใน 4 ข้อ

✅ ด้านขวา (+W) = ใช้พลังงาน
✅ ด้านซ้าย (-W) = จ่ายพลังงานกลับ
✅ ด้านบน (+VAR) = โหลดเหนี่ยวนำ (Lagging)
✅ ด้านล่าง (-VAR) = โหลดเก็บประจุ (Leading)

💡 ความรู้เรื่อง Four-Quadrant Diagram มีความสำคัญต่อการวิเคราะห์ระบบไฟฟ้า การอ่านค่ามิเตอร์แบบ 4 Quadrants และการออกแบบระบบพลังงานสมัยใหม่ เช่น โรงงานอุตสาหกรรม ระบบโซลาร์เซลล์ และระบบกักเก็บพลังงาน

⸻

📘 จัดทำโดย Dr.Phume

 การให้เกียรติ ย่อมได้รับเกียรติ  ขอเล่าเท่าที่ทำ กับหัวข้อ “ ข้อมูลด้านเทคนิคของโรงไฟฟ้า VSPP “ ประเภท Solar Farm...
24/07/2026

 การให้เกียรติ ย่อมได้รับเกียรติ  ขอเล่าเท่าที่ทำ กับหัวข้อ “ ข้อมูลด้านเทคนิคของโรงไฟฟ้า VSPP “ ประเภท Solar Farm and Floating Solar Power Plant. ขอบคุณการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค เขต 2 ภาคใต้ที่ได้เชิญแอดมินให้มาร่วมถ่ายทอดข้อมูลด้านเทคนิคครับ


farm
solar power plant
: root cause analysis
term

บริการตรวจสอบคุณภาพระบบไฟฟ้าแม่นยำ ครบถ้วน ได้มาตรฐานสากลตรวจวัด วิเคราะห์ และแก้ไขปัญหาไฟฟ้าโดยทีมวิศวกรมืออาชีพพร้อมรา...
07/07/2026

บริการตรวจสอบคุณภาพระบบไฟฟ้า
แม่นยำ ครบถ้วน ได้มาตรฐานสากล

ตรวจวัด วิเคราะห์ และแก้ไขปัญหาไฟฟ้าโดยทีมวิศวกรมืออาชีพ
พร้อมรายงานผลชัดเจน ใช้อุปกรณ์มาตรฐาน เชื่อถือได้

ราคาเริ่มต้นเพียง 3,500 บาท/จุดตรวจวัด
คุ้มค่า โปร่งใส ไม่มีค่าใช้จ่ายแอบแฝง

เพราะ “คุณภาพไฟฟ้า” คือหัวใจของธุรกิจคุณ
ติดต่อ: 095-265-2323

จากข้อมูลในภาพหน้าจอของเครื่อง Fluke 435 Series II Power Quality and Energy Analyzer และข้อมูลที่คุณให้มา สามารถสรุปผลกา...
06/07/2026

จากข้อมูลในภาพหน้าจอของเครื่อง Fluke 435 Series II Power Quality and Energy Analyzer และข้อมูลที่คุณให้มา สามารถสรุปผลการวิเคราะห์ได้ว่า การติดตั้ง ASVG (Advanced Static Var Generator) ช่วยชดเชยกำลังไฟฟ้ารีแอคทีฟ (Reactive Power Compensation) ได้อย่างมีประสิทธิภาพ ทำให้ค่ากำลังไฟฟ้าปรากฏ (kVA) ลดลง ในขณะที่กำลังไฟฟ้าจริง (kW) ยังคงเท่าเดิม ส่งผลให้ค่า Power Factor (PF) สูงขึ้น ซึ่งเป็นผลลัพธ์ที่ถูกต้องตามหลักวิศวกรรมไฟฟ้า

⸻

สรุปผลการวิเคราะห์จากภาพ

ภาพนี้เป็นการเปรียบเทียบค่าทางไฟฟ้าก่อนและหลังการติดตั้ง ASVG

จุดที่สังเกตได้

✅ 1. ค่า kW (Active Power) คงเดิม

* กำลังไฟฟ้าที่โหลดใช้งานจริงแทบไม่เปลี่ยนแปลง
* แสดงว่าโหลดยังทำงานเท่าเดิม ไม่ได้ลดการใช้พลังงานของกระบวนการผลิต

กล่าวคือ

ASVG ไม่ได้ทำให้เครื่องจักรใช้ไฟน้อยลง แต่ทำให้ระบบไฟฟ้ามีประสิทธิภาพมากขึ้น

⸻

✅ 2. ค่า kVA ลดลง

ค่า kVA คือกำลังไฟฟ้ารวมที่ระบบต้องจ่าย

หลังติดตั้ง ASVG

* ระบบไม่ต้องจ่าย Reactive Power มากเหมือนเดิม
* ภาระของหม้อแปลง
* ภาระของสายไฟ
* ภาระของเบรกเกอร์

ลดลงทันที

จึงทำให้ค่า Demand (kVA) ลดลง

⸻

✅ 3. ค่า PF เพิ่มขึ้น

จากภาพ

PF เพิ่มขึ้นจนใกล้ 0.99

แสดงว่า

กำลังไฟฟ้าที่ดึงจากระบบเกือบทั้งหมดถูกนำไปใช้งานจริง

Reactive Power ถูก ASVG ชดเชยให้แล้ว

ส่งผลให้

* ระบบมีประสิทธิภาพสูงขึ้น
* ลดค่าปรับ Power Factor
* ลดค่า Demand
* ลดการสูญเสียในระบบไฟฟ้า

⸻

✅ 4. ค่า kVAr ลดลง

ASVG ทำหน้าที่ผลิต Reactive Power ได้แบบ Real-Time

จึงทำให้

Reactive Power ที่ต้องดึงจากการไฟฟ้าลดลง

ผลคือ

* กระแสไฟลดลง
* ความร้อนในสายไฟลดลง
* การสูญเสีย (I²R Loss) ลดลง

⸻

หลักการทำงาน

ก่อนติดตั้ง

การไฟฟ้าต้องจ่าย

Active Power (kW) + Reactive Power (kVAr)

ดังนั้น

kVA มีค่าสูง

หลังติดตั้ง ASVG

ASVG จะผลิต Reactive Power ให้โหลดใช้เอง

การไฟฟ้าจึงจ่ายเฉพาะ

Active Power (kW)

เป็นหลัก

ทำให้

* kVA ลดลง
* PF สูงขึ้น
* กระแสลดลง
* ระบบมี Capacity เหลือมากขึ้น

⸻

ประโยชน์ที่ลูกค้าได้รับ

✔ ลดค่า Demand (kVA)

✔ ลดค่าปรับ Power Factor

✔ เพิ่มค่า PF จนใกล้ 1.00

✔ ลดกระแสในระบบ

✔ ลดการสูญเสียพลังงาน

✔ เพิ่มความสามารถในการรองรับโหลดของหม้อแปลง

✔ ยืดอายุอุปกรณ์ไฟฟ้า

✔ ระบบตอบสนองโหลดได้รวดเร็วกว่า Capacitor Bank แบบเดิม

⸻

ตัวอย่างข้อความสำหรับโพสต์ Facebook

📊 ผลลัพธ์ที่เห็นได้ชัด หลังติดตั้ง ASVG (Advanced Static Var Generator)

จากการตรวจวัดด้วยเครื่อง Fluke 435 Series II Power Quality Analyzer พบว่าหลังจากติดตั้ง ASVG ระบบไฟฟ้ามีประสิทธิภาพดีขึ้นอย่างชัดเจน

✅ ค่า kW (กำลังไฟฟ้าที่ใช้งานจริง) ยังคงเดิม
แสดงว่าเครื่องจักรยังทำงานเต็มประสิทธิภาพ ไม่มีผลกระทบต่อกระบวนการผลิต

✅ ค่า kVA ลดลง
หมายถึงระบบต้องจ่ายกำลังไฟฟ้ารวมลดลง ส่งผลให้ภาระของหม้อแปลง สายไฟ และอุปกรณ์ไฟฟ้าลดลง

✅ Power Factor (PF) เพิ่มขึ้นจนใกล้ 1.00
แสดงว่าระบบสามารถใช้พลังงานไฟฟ้าได้อย่างมีประสิทธิภาพ ลดการสูญเสีย และลดโอกาสเกิดค่าปรับจาก Power Factor ต่ำ

💡 ASVG ทำงานอย่างไร?
ASVG จะชดเชยกำลังไฟฟ้ารีแอคทีฟ (Reactive Power) แบบ Real-Time ทำให้ระบบไม่ต้องดึง Reactive Power จากแหล่งจ่าย ส่งผลให้ค่า kVA ลดลง ขณะที่ค่า kW ยังคงเดิม ซึ่งเป็นสัญญาณของระบบไฟฟ้าที่มีประสิทธิภาพมากขึ้น

ประโยชน์ที่ได้รับ

* ลดค่า Demand (kVA)
* เพิ่มค่า Power Factor (PF)
* ลดกระแสในระบบ
* ลดการสูญเสียพลังงานในสายไฟ
* ลดภาระของหม้อแปลงและอุปกรณ์ไฟฟ้า
* เพิ่มความมั่นคงและความน่าเชื่อถือของระบบไฟฟ้า
* รองรับการเพิ่มโหลดในอนาคตได้ดียิ่งขึ้น

ASVG คืออีกหนึ่งโซลูชันสำหรับโรงงานและอาคารที่ต้องการเพิ่มประสิทธิภาพระบบไฟฟ้า ลดต้นทุน และยกระดับคุณภาพพลังงานอย่างยั่งยืน

#โรงงานอุตสาหกรรม #ประหยัดพลังงาน #คุณภาพไฟฟ้า

ASVG. for harmonics in power system. soon in Thailand.⚡ บริการตรวจสอบคุณภาพไฟฟ้า (Power Quality) ⚡ ไฟตก ไฟเกิน เครื่อ...
03/07/2026

ASVG.

for harmonics in power system.
soon in Thailand.

⚡ บริการตรวจสอบคุณภาพไฟฟ้า (Power Quality) ⚡

ไฟตก ไฟเกิน เครื่องจักรสะดุด?
ปัญหาเหล่านี้อาจทำให้ธุรกิจคุณเสียหายโดยไม่รู้ตัว!

🔍 เราพร้อมให้บริการตรวจสอบและวิเคราะห์ระบบไฟฟ้าอย่างครบวงจร
✔ ตรวจวัดคุณภาพไฟฟ้า (Power Quality)
✔ วิเคราะห์ Harmonics และความผิดปกติ
✔ ลดความเสี่ยงอุปกรณ์เสียหาย
✔ เพิ่มเสถียรภาพให้ระบบไฟฟ้า

👷‍♂️ โดยทีมวิศวกรผู้เชี่ยวชาญ พร้อมเครื่องมือมาตรฐานระดับสากล
📊 มีรายงานผล พร้อมคำแนะนำในการแก้ไขอย่างชัดเจน

💡 เหมาะสำหรับโรงงาน อาคาร และธุรกิจทุก

⚡ Power Quality ดี = ธุรกิจเดินหน้าได้อย่างมั่นใจ

📞 สอบถาม/นัดหมายบริการ
095-265-2323

#ตรวจสอบระบบไฟฟ้า #ไฟฟ้าโรงงาน

30/06/2026

หลักสูตรอบรม ETAP สำหรับการวิเคราะห์ระบบไฟฟ้าอุตสาหกรรมและ Solar PV

Module: Load Flow & Short Circuit Analysis

ระยะเวลา 12 ชั่วโมง (2 วัน × 6 ชั่วโมง)

1. วัตถุประสงค์หลักสูตร

หลังจบการอบรม ผู้เข้าอบรมจะสามารถ:

✅ เข้าใจทฤษฎีพื้นฐานของ Power System Analysis
✅ เข้าใจหลักการคำนวณ Load Flow
✅ เข้าใจการคำนวณ Short Circuit Current
✅ สร้าง Single Line Diagram ใน ETAP ได้
✅ Input parameter ที่ถูกต้องตาม Engineering Standard
✅ วิเคราะห์ผลการคำนวณเพื่อใช้งานจริง
✅ ประยุกต์กับระบบ Solar PV ในโรงงาน

2 เหมาะสำหรับผู้เริ่มต้นใช้งาน

3. Course Structure (12 ชั่วโมง)

DAY 1 (6 ชั่วโมง)

Part I — Fundamental Theory + Load Flow

Module 1 (1 ชั่วโมง)

Introduction to Power System Studies

หัวข้อ

Why Power System Simulation?

ETAP ใช้แก้ปัญหาอะไรได้บ้าง

Typical Industrial Problems

ตัวอย่างโจทย์จริง:

Bus Voltage ต่ำ

Transformer Overload

Cable Overload

PF ต่ำ

Capacitor Bank Sizing

Solar Backfeed

Module 2 (2 ชั่วโมง)

Load Flow Theory

2.1 Active / Reactive Power Fundamentals

ทบทวน:

Real Power

P (kW)

Reactive Power

Q (kvar)

Apparent Power

S (kVA)

Power Factor

ความสัมพันธ์:

S=P2+Q2 PF=SP

2.2 Per Unit System

สอน:

Base MVA

Base kV

Impedance conversion

เหตุผลที่ ETAP ใช้ PU

2.3 Load Flow Objective

Load Flow ใช้ตอบคำถาม:

Bus voltage เท่าไร

Current flowing เท่าไร

Transformer loading เท่าไร

Loss เท่าไร

PF เท่าไร

2.4 Mathematical Model

อธิบายเบื้องต้น:
Bus Admittance Matrix
I=YV
Power Equation:
Pi−jQi=Vi∗∑YikVk

2.5 Solution Methods

Gauss-Seidel

Newton-Raphson

Fast Decoupled

ข้อดีข้อเสียแต่ละแบบ

Module 3 (3 ชั่วโมง)

ETAP Modeling Workshop — Load Flow

3.1 Create Project

ตั้งค่า:

Frequency 50 Hz

IEC Standard

Unit system

3.2 Create Utility Source

Input:

Grid:

115 kV

Fault Level = 300 MVAsc

จากรูปแนบ

สอนวิธีกรอก:

kV
X/R
SC MVA
3.3 Transformer Modeling

Input:

TR1:
40 MVA
115/22 kV

TR2:
2500 kVA

TR3:
2500 kVA

Parameter:

Rating
%Z
X/R
Vector Group
Tap
3.4 Cable Modeling

Input:

Length
Cable size
Material
Installation method

3.5 Load Modeling

Types:

Static Load
Lump Load
Motor Load
Load model:

Constant P
Constant I
Constant Z

3.6 Motor Modeling

Input:

kW
PF
Efficiency
Starting current
3.7 Capacitor Bank

Input:

kvar
Step
Control mode
3.8 Solar PV Modeling

Input:

kW
Power factor mode
Reactive control
Inverter current limit
Solar connection ที่ LV bus

3.9 Run Load Flow

วิเคราะห์ Output

ETAP แสดงค่าอะไรบ้าง

Bus Results

Voltage (kV)
Voltage (%)
Angle
Branch Results

Current
Power flow
Loss
Transformer Results

Loading %
Copper loss
Overload margin
Cable Results

Ampacity
Loading %
System Results

Total Loss
Total kW
Total kvar
PF
Case Study

Case 1

Before Solar

Case 2

After Solar

เปรียบเทียบ:

PF
Loss
Reverse Power
Voltage Rise

DAY 2 (6 ชั่วโมง)

Part II — Short Circuit Analysis

Module 4 (2 ชั่วโมง)

Short Circuit Theory

4.1 Why Short Circuit Study?

ใช้ตอบ:

Breaker พอไหม
Relay trip ได้ไหม
Bus withstand ได้ไหม

4.2 Fault Types

3 Phase Fault
Line-Ground Fault
Line-Line Fault
Double Line-Ground

4.3 Fault Current Sources

Utility
Transformer
Motor contribution
Generator
Solar inverter

4.4 IEC 60909

มาตรฐานหลักสำหรับ SC Calculation

IEC 60909

หัวข้อสำคัญ:

Initial current
Peak current
Breaking current

4.5 ANSI / IEEE Method

เปรียบเทียบกับ IEC

Module 5 (2 ชั่วโมง)

ETAP Short Circuit Workshop

5.1 Select Standard

IEC
ANSI

5.2 Define Fault Scenario

Fault location:

PCC 115 kV
22 kV Bus
400 V Main Bus
Motor Bus

5.3 Run Simulation

ETAP Outputs

Symmetrical RMS Current

Ik"

Peak Current

Ip

Breaking Current

Ib

Fault MVA

Case Study 1

3-phase fault at 22 kV bus

Case Study 2

3-phase fault at 400 V bus

Case Study 3

Effect of Solar on Fault Current

เปรียบเทียบ:

Without Solar

With Solar

อธิบายว่า inverter-based resource ทำให้ fault current เพิ่มแค่ประมาณ 1.1–1.3 pu ต่างจาก synchronous generator

Module 6 (2 ชั่วโมง)

Engineering Interpretation + Practical Application

การใช้ผล Load Flow จริง

ใช้เพื่อ:

Voltage Drop Study

เช็คปลายสายแรงดันตก

Transformer Expansion

เช็ครองรับโหลดเพิ่มไหม

Cap Bank Optimization

หาขนาด capacitor

Loss Reduction

ลด kWh loss

Solar Hosting Capacity

รองรับ Solar ได้กี่ MW

การใช้ผล Short Circuit จริง

ใช้เพื่อ:

Breaker Selection

Interrupting capacity:

25 kA
50 kA
65 kA

Protection Coordination

Relay pickup setting

Arc Flash

ใช้ต่อยอด Arc Flash study

Equipment Duty Check

ตรวจสอบ

Switchgear
Busbar
MCC
Transformer
Final Workshop

ทำ Case Study ครบระบบจาก SLD จริง

Create Model
Run Load Flow
Analyze Result
Run Short Circuit
Engineering Recommendation

22/06/2026

ด้วยความโชคดี แต่เดิมเมื่อประมาณปี 2545 การไฟฟ้าได้มีผู้เชี่ยวชาญจากต่างประเทศเกี่ยวกับ SPD มาบรรยายบ่อยๆ และประสบกับการไฟฟ้าตอนนั้นยังไม่มาตรฐานเกี่ยวกับSPD ที่ผู้รับเหมามาติดตั้งอุปกรณ์สื่อสาร คอมพิวเตอร์ และการไฟฟ้าเองแต่เดิม ได้มีปัญหาอุปกรณ์คอมพิวเตอร์และสื่อสารชำรุดบ่อยๆ และได้รับมอบหมายให้ทำมาตราฐานเกี่ยวกับ SPD พอได้ความรู้ติดตัวมา และเคยกำหนด Spec ของงาน Solar ขอนำตัวอย่างมาแชร์กัน พอเป็นแนวทาง

ตัวอย่าง Technical Specification: Surge Protection Device (SPD)

สำหรับตู้เมน 400 V, ตู้ย่อย และ Solar Inverter

1. หลักการออกแบบ

การติดตั้ง SPD ไม่ควรติดตั้งเพียงจุดเดียวแล้วคาดหวังว่าจะป้องกันอุปกรณ์ทั้งหมดได้

แนวทางที่ถูกต้องควรเป็นแบบ Cascading Protection หรือ Coordinated SPD

กล่าวคือ

ตู้เมนรับ surge ก้อนใหญ่
ตู้ย่อยลด residual surge ต่อ
และ SPD ใกล้อุปกรณ์ sensitive ป้องกันแรงดันตกค้างขั้นสุดท้าย

โดยเฉพาะโรงงานที่มี

· ระบบสายล่อฟ้าภายนอก

· Solar Rooftop

· PLC

· VFD

· Communication cable

· อาคารหลายหลัง

· สายไฟและสายสื่อสารเชื่อมระหว่างอาคาร

ควรออกแบบ SPD เป็นระบบ ไม่ใช่ติดตั้งเฉพาะจุดใดจุดหนึ่ง

━━━━━━━━━━━━━━━━━━

2. SPD ที่ตู้เมน MDB 400/230 V

วัตถุประสงค์

SPD ที่ตู้เมนมีหน้าที่รับ surge พลังงานสูงจาก

· ฟ้าผ่าใกล้อาคาร

· ฟ้าผ่าลงระบบสายอากาศหรือระบบจำหน่าย

· surge ที่เข้ามาทางระบบไฟฟ้าหลัก

· switching surge จากระบบภายนอก

ถ้าอาคารมีระบบป้องกันฟ้าผ่าภายนอก หรือมีความเสี่ยงจากฟ้าผ่าสูง แนะนำให้ใช้ SPD แบบ Type 1+2

Specification แนะนำ

ชนิดอุปกรณ์:

· SPD Type 1+2

· ตาม IEC 61643-11

· เหมาะสำหรับระบบ 3 Phase 4 Wire, 400/230 V, 50 Hz

ระบบแรงดัน:

· Uc L-N: ไม่น้อยกว่า 275 V AC

· Uc N-PE: ไม่น้อยกว่า 255–275 V AC ตามรุ่นผู้ผลิต

· สำหรับระบบ 400/230 V TN-S หรือ TT ให้เลือก configuration ให้ถูกต้อง

รูปแบบการต่อ:

· TN-S: 4P หรือ 3+1

· TT: แนะนำ 3+1 โดยมี spark gap หรือ gas discharge tube ระหว่าง N-PE

· TN-C: 3P ระหว่าง L-PE หรือ L-PEN ตามระบบจริง

ค่ากระแสฟ้าผ่า:

· Iimp ต่อ pole: ไม่น้อยกว่า 12.5 kA, waveform 10/350 µs

· ถ้าอาคารมีความเสี่ยงสูง หรือ LPS class สูง แนะนำ 25 kA ต่อ pole, 10/350 µs

ค่ากระแส Surge:

· In: ไม่น้อยกว่า 20 kA, waveform 8/20 µs

· Imax: ไม่น้อยกว่า 50 kA, waveform 8/20 µs

ระดับแรงดันป้องกัน:

· Up: ไม่เกิน 1.5 kV

· ยิ่งต่ำยิ่งดี แต่ต้องสัมพันธ์กับ Uc และ system voltage

คุณสมบัติเพิ่มเติม:

· มี visual indicator แสดงสถานะ

· มี remote alarm contact

· เป็นแบบ plug-in replaceable module

· มี thermal disconnector ภายใน

· มี short-circuit withstand rating สอดคล้องกับ prospective short-circuit current ที่ MDB

· ต้องมี backup fuse หรือ MCCB ตามคู่มือผู้ผลิต

ตำแหน่งติดตั้ง:

· ติดตั้งที่ MDB หรือ Main Switchboard

· ใกล้ Main Incoming ที่สุด

· ต่อสาย L/N/PE ให้สั้นที่สุด

· ความยาวสายรวมจาก bus ถึง SPD และ SPD ถึง PE ควรสั้นมากที่สุด โดยทั่วไปควรควบคุมไม่เกินประมาณ 0.5 m ถ้าทำได้

· หลีกเลี่ยงการเดินสายเป็น loop

ขนาดสายต่อ SPD:

· สำหรับ Type 1+2 แนะนำไม่น้อยกว่า 16 mm² Cu

· หาก Iimp สูง หรือผู้ผลิตกำหนดมากกว่า ให้ใช้ตามคู่มือผู้ผลิต

· สาย PE จาก SPD ไป main earth bar ควรตรง สั้น และมี impedance ต่ำ

━━━━━━━━━━━━━━━━━━

3. SPD ที่ตู้ย่อย DB / MCC / Control Panel

วัตถุประสงค์

SPD ที่ตู้ย่อยมีหน้าที่ลดแรงดัน Surge ที่เหลือจากตู้เมน และป้องกันอุปกรณ์ downstream เช่น

· PLC

· VFD

· HMI

· Instrument

· Power Supply 24 VDC

· Control relay

· Communication equipment

Specification แนะนำ

ชนิดอุปกรณ์:

· SPD Type 2

· ตาม IEC 61643-11

· สำหรับระบบ 3 Phase 4 Wire, 400/230 V

ระบบแรงดัน:

· Uc L-N: ไม่น้อยกว่า 275 V AC

· เลือกค่า Uc ให้เหมาะกับระบบ 230/400 V และ voltage fluctuation จริงของโรงงาน

ค่ากระแส Surge:

· In: ไม่น้อยกว่า 10–20 kA, waveform 8/20 µs

· Imax: ไม่น้อยกว่า 40 kA, waveform 8/20 µs

· สำหรับ MCC ขนาดใหญ่หรือโหลด critical แนะนำ Imax 40–65 kA

ระดับแรงดันป้องกัน:

· Up: ไม่เกิน 1.2–1.5 kV

· สำหรับอุปกรณ์ sensitive ควรเลือก Up ต่ำที่สุดเท่าที่เหมาะสม

รูปแบบการติดตั้ง:

· ติดตั้งที่ incomer ของ DB / MCC / Control Panel

· ถ้าระยะจาก MDB ถึง DB มากกว่า 10–20 m ควรมี SPD ที่ตู้ย่อย

· ถ้า DB อยู่คนละอาคาร ควรติด SPD ที่ DB นั้นเสมอ

· ถ้ามีสายสื่อสารเข้าออกตู้ ต้องติด SPD ฝั่ง signal เพิ่ม ไม่ใช่เฉพาะ power SPD

คุณสมบัติเพิ่มเติม:

· Visual status indicator

· Remote contact สำหรับส่ง alarm ไป BMS / SCADA / PLC

· Plug-in module

· Thermal disconnector

· Backup protection ตามคู่มือผู้ผลิต

ขนาดสายต่อ SPD:

· แนะนำไม่น้อยกว่า 6–10 mm² Cu สำหรับ Type 2

· ต่อสายให้สั้นและตรงที่สุด

· PE ต้องต่อเข้ากับ earth bar ของตู้โดยตรง

━━━━━━━━━━━━━━━━━━

4. SPD ใกล้อุปกรณ์ Sensitive Load

วัตถุประสงค์

แม้มี SPD ที่ MDB และ DB แล้ว แต่อุปกรณ์ sensitive บางชนิดยังควรมีการป้องกันเฉพาะจุด เช่น

· PLC CPU

· Analog I/O

· DCS

· Industrial PC

· Server

· Network switch

· CCTV

· Weighing system

· Instrument transmitter

Specification แนะนำ

ชนิดอุปกรณ์:

· SPD Type 3 สำหรับ power supply ใกล้โหลด

· Signal SPD สำหรับสาย communication / control / data

Power SPD:

· Uc: เหมาะกับ 230 V AC หรือ 24 V DC ตามวงจร

· Up: ควรต่ำกว่า 1.0–1.2 kV สำหรับ 230 V AC

· ติดตั้งใกล้อุปกรณ์ที่สุด

Signal SPD:

เลือกตามชนิดสาย เช่น

· Ethernet / LAN / PoE

· RS485 / Modbus

· 4–20 mA

· Analog signal

· Digital input/output

· CCTV coaxial

· Telephone line

ข้อควรระวัง:

· Signal SPD ต้องเลือก bandwidth, voltage, current rating และ communication protocol ให้ถูก

· ต้องต่อ bonding / PE ให้ดี

· ถ้า power มี SPD แต่ signal ไม่มี SPD อุปกรณ์ยังเสียได้อยู่

━━━━━━━━━━━━━━━━━━

5. SPD สำหรับ Solar Inverter ฝั่ง AC

วัตถุประสงค์

Solar Inverter เชื่อมกับระบบ 400 V AC และมักอยู่บนหลังคา พื้นที่เปิด หรือมีสาย AC ยาว จึงเสี่ยงต่อ surge ทั้งจากฟ้าผ่าใกล้และ switching transient

Specification แนะนำ

ตำแหน่งติดตั้ง:

· ตู้ AC Combiner

· AC Distribution Board ของ Solar

· ใกล้ Inverter AC output

· จุด tie-in เข้า MDB หรือ Solar MDB

ชนิดอุปกรณ์:

· SPD Type 2 เป็น minimum

· ถ้าอาคารมี External LPS หรือ Solar อยู่ใน LPZ ที่เสี่ยง direct lightning current ให้พิจารณา Type 1+2

ระบบแรงดัน:

· 3 Phase 4 Wire, 400/230 V

· Uc L-N: ไม่น้อยกว่า 275 V AC

ค่ากระแส Surge:

· Type 2:

o In ไม่น้อยกว่า 20 kA, 8/20 µs

o Imax ไม่น้อยกว่า 40 kA, 8/20 µs

· Type 1+2:

o Iimp ไม่น้อยกว่า 12.5 kA ต่อ pole, 10/350 µs

o In ไม่น้อยกว่า 20 kA, 8/20 µs

ระดับแรงดันป้องกัน:

· Up ไม่เกิน 1.5 kV

· ควรตรวจสอบให้สอดคล้องกับ insulation withstand ของ inverter

คุณสมบัติเพิ่มเติม:

· Remote alarm contact

· Plug-in module

· Thermal disconnector

· Backup fuse / MCCB ตามคู่มือผู้ผลิต

· เหมาะกับสภาพแวดล้อมอุณหภูมิสูงในตู้ Solar

━━━━━━━━━━━━━━━━━━

6. SPD สำหรับ Solar Inverter ฝั่ง DC / PV String

วัตถุประสงค์

ฝั่ง DC ของ PV มีความเสี่ยงสูง เพราะสาย DC จากแผงมักเดินยาว อยู่บนหลังคา และรับการเหนี่ยวนำจากฟ้าผ่าได้ง่าย

SPD ฝั่ง DC ต้องเป็น SPD สำหรับ PV โดยเฉพาะ ไม่ควรนำ SPD AC มาใช้แทน

Specification แนะนำ

มาตรฐาน:

· IEC 61643-31 สำหรับ SPD ฝั่ง DC ของ PV

· เหมาะกับระบบ PV DC สูงสุดถึง 1500 V DC ตามมาตรฐานและระบบจริง

ตำแหน่งติดตั้ง:

· ที่ PV String Combiner Box

· ที่ DC input ของ Inverter

· ถ้าระยะสายจากแผงถึง Inverter ยาว ควรติดทั้งฝั่ง array และฝั่ง inverter

ชนิด SPD:

· Type 2 DC PV SPD เป็น minimum

· ถ้ามี External LPS และสาย PV อยู่ในพื้นที่เสี่ยงต่อ direct lightning current ให้พิจารณา Type 1+2 DC PV SPD

แรงดันใช้งาน:

· Ucpv ต้องมากกว่าหรือเท่ากับ Maximum PV Open Circuit Voltage

· สำหรับระบบทั่วไป:

o 600 V DC system: ใช้ SPD Ucpv 600–750 V DC

o 1000 V DC system: ใช้ SPD Ucpv 1000 V DC

o 1500 V DC system: ใช้ SPD Ucpv 1500 V DC

ค่ากระแส Surge:

· Type 2 DC PV:

o In ไม่น้อยกว่า 20 kA, 8/20 µs

o Imax ไม่น้อยกว่า 40 kA, 8/20 µs

· Type 1+2 DC PV:

o Iimp ไม่น้อยกว่า 6.25–12.5 kA ต่อ pole, 10/350 µs

o ขึ้นกับ LPS risk และผู้ผลิต

ระดับแรงดันป้องกัน:

· Up ต้องต่ำกว่าค่า withstand ของ inverter DC input

· สำหรับ 1000 V DC system ควรเลือก Up ให้ต่ำที่สุดที่สอดคล้องกับ Ucpv

· สำหรับ 1500 V DC system ต้องตรวจสอบ datasheet inverter ประกอบ

Configuration:

· ใช้ SPD PV แบบ Y-connection หรือ configuration ที่ผู้ผลิตออกแบบสำหรับ PV

· ต้องรองรับ DC arc extinction

· มี thermal disconnector สำหรับ DC

· มี fault indication

คุณสมบัติเพิ่มเติม:

· Plug-in module

· Visual indicator

· Remote alarm contact

· DC short-circuit withstand ตามระบบ PV

· เหมาะกับ operating temperature ใน combiner / inverter cabinet

━━━━━━━━━━━━━━━━━━

7. การเลือก SPD ตามตำแหน่งแบบสรุป

MDB 400 V

ควรใช้:

· Type 1+2

· Uc 275 V AC

· Iimp ≥ 12.5 kA/pole, 10/350 µs

· In ≥ 20 kA, 8/20 µs

· Imax ≥ 50 kA, 8/20 µs

· Up ≤ 1.5 kV

เหมาะสำหรับรับ surge พลังงานสูงเข้าระบบหลัก

━━━━━━━━━━━━━━━━━━

DB / MCC / Control Panel

ควรใช้:

· Type 2

· Uc 275 V AC

· In ≥ 10–20 kA, 8/20 µs

· Imax ≥ 40 kA, 8/20 µs

· Up ≤ 1.2–1.5 kV

เหมาะสำหรับลด residual surge และป้องกันโหลด downstream

━━━━━━━━━━━━━━━━━━

อุปกรณ์ Sensitive

ควรใช้:

· Type 3 สำหรับ power

· Signal SPD สำหรับ communication / control line

· Up ต่ำ

· ติดตั้งใกล้อุปกรณ์

เหมาะสำหรับ PLC, Network, Instrument, Computer

━━━━━━━━━━━━━━━━━━

Solar AC Side

ควรใช้:

· Type 2 เป็น minimum

· Type 1+2 ถ้ามี LPS หรือ risk สูง

· Uc 275 V AC

· In ≥ 20 kA

· Imax ≥ 40 kA

· Up ≤ 1.5 kV

━━━━━━━━━━━━━━━━━━

Solar DC Side

ควรใช้:

· DC PV SPD ตาม IEC 61643-31

· Type 2 หรือ Type 1+2 ตาม risk

· Ucpv = 1000 V DC หรือ 1500 V DC ตามระบบจริง

· In ≥ 20 kA

· Imax ≥ 40 kA

· Up เหมาะกับ inverter DC withstand

━━━━━━━━━━━━━━━━━━

8. ข้อควรระวังในการติดตั้ง

SPD ที่ดีแต่ติดตั้งไม่ดี อาจป้องกันไม่ได้จริง

สิ่งที่ต้องระวัง:

1. สายต่อ SPD ต้องสั้นที่สุด

2. หลีกเลี่ยง loop

3. ต่อ PE / Earth bar ให้ impedance ต่ำ

4. มี backup fuse / MCCB ตามคู่มือผู้ผลิต

5. SPD หลายชั้นต้อง coordinate กัน

6. ห้ามใช้ SPD AC แทน SPD DC PV

7. Signal line ต้องมี SPD เฉพาะทาง

8. ตรวจสอบระบบ Earthing และ Bonding ทั้งอาคาร

9. ต้องมีแผนตรวจสอบและเปลี่ยน module เมื่อ SPD เสื่อม

10. ควรมี remote alarm สำหรับระบบ critical

━━━━━━━━━━━━━━━━━━

การเลือก SPD ไม่ควรดูแค่ “กี่ kA” เท่านั้น

แต่ต้องดูครบทั้ง

Type
Uc / Ucpv
Iimp
In
Imax
Up
System earthing
Installation point
Cable length
Coordination
Backup protection
Signal line protection

เพราะ Surge Protection ที่ดีไม่ใช่การติด SPD เพียงตัวเดียว

แต่คือการออกแบบเส้นทางให้ surge current ไหลลงดินอย่างปลอดภัย
และทำให้แรงดันตกค้างที่ไปถึงอุปกรณ์ต่ำพอที่อุปกรณ์จะทนได้

ที่อยู่

Ban Bang Sak

เบอร์โทรศัพท์

+66952652323

เว็บไซต์

แจ้งเตือน

รับทราบข่าวสารและโปรโมชั่นของ SIGMA PQ บริการตรวจสอบคุณภาพระบบไฟฟ้า ตรังผ่านทางอีเมล์ของคุณ เราจะเก็บข้อมูลของคุณเป็นความลับ คุณสามารถกดยกเลิกการติดตามได้ตลอดเวลา

ติดต่อ ธุรกิจของเรา

ส่งข้อความของคุณถึง SIGMA PQ บริการตรวจสอบคุณภาพระบบไฟฟ้า ตรัง:

ทางลัด

แชร์

ประเภท