23/06/2026
https://www.facebook.com/share/p/1DFoctrsTd/?mibextid=wwXIfr
เมื่อ Solar ขนาดใหญ่เข้าระบบโรงงาน กระแสลัดวงจรเปลี่ยนไปอย่างไร?
Case Study จากระบบ 115 kV / 22 kV / 6.6 kV
เวลาพูดถึงการติดตั้ง Solar ขนาดใหญ่ในโรงงานหลายคนมักสนใจเรื่อง
ลดค่าไฟ
ลด Demand
ลด Carbon
Power Factor
Harmonic
แต่มีอีกเรื่องหนึ่งที่วิศวกร Protection ให้ความสำคัญมากและหลายครั้งถูกมองข้าม
นั่นคือ Short Circuit Level หรือ ค่ากระแสลัดวงจรของระบบ
━━━━━━━━━━━━━━━━━━
Case Study จาก Single Line Diagram
จากรูปตัวอย่าง เป็นระบบโรงงานขนาดใหญ่ที่รับไฟจาก Utility ที่ระดับ
115 kV ผ่านหม้อแปลงหลักลงมาที่ Bus 22 KV
จากนั้นจ่ายลงไปยังระบบภายในโรงงานผ่านหม้อแปลง
T1 = 25 MVA
T4 = 25 MVA
T2 = 4.5 MVA (Solar tie-in transformer)
และที่ฝั่ง 6.6 kV มี
Industrial Load
Capacitor Bank
Large Motor Load
พร้อมทั้งมี Solar PV ขนาดใหญ่ tie-in เข้าระบบที่ 6.6 kV
━━━━━━━━━━━━━━━━━━
ก่อนติด Solar เราคิด Fault Current อย่างไร?
ในอดีตระบบโรงงานแบบดั้งเดิมมี source หลักเพียงแหล่งเดียว คือ Utility Grid
ดังนั้นเวลาเกิด fault Power flow จะเป็นแบบทางเดียว
Grid → Transformer → Fault
Protection engineer จึงออกแบบ relay coordination ได้ค่อนข้างตรงไปตรงมา
เช่น
Main relay ต้อง trip ช้ากว่า feeder relay
Downstream relay ต้อง trip ก่อน upstream relay
OCR curve ถูกตั้งบน assumption ว่า current ไหลทางเดียว
โลกแบบนี้ค่อนข้าง simple
━━━━━━━━━━━━━━━━━━
แต่หลังติด Solar ระบบเปลี่ยนทันที
เมื่อ Solar ขนาดใหญ่ tie-in เข้ามา ระบบเปลี่ยนจาก
Single Source System กลายเป็น Multi-Source System
ทันที หมายความว่าเมื่อเกิด fault current อาจไม่ได้มาจาก Grid เพียงอย่างเดียว
แต่กลายเป็น Grid → Fault ← Solar นี่คือจุดเริ่มต้นของ complexity ใหม่
━━━━━━━━━━━━━━━━━━
Fault ที่ Bus 22 kV
จากรูป ETAP fault study บริเวณ Bus 22 kV มี short-circuit current ประมาณ
6.4–6.5 kA ค่า fault นี้มาจาก contribution ของหลาย source พร้อมกัน
แหล่งที่ contribute หลักคือ
1. Utility Grid contribution
Utility ที่ 115 kV ยังเป็น source หลักของ fault current เนื่องจาก grid short-circuit MVA สูง จึงให้ fault current สูงที่สุด
━━━━━━━━━━━━━━━━━━
2. Solar contribution
หลายคนคิดว่า Solar ต้องเพิ่ม fault current มาก แต่จริง ๆ ไม่เสมอไป
เพราะ Solar inverter สมัยใหม่เป็น Inverter-Based Resource (IBR)
ต่างจาก synchronous generator เวลามี fault inverter control จะ limit current
โดยทั่วไป contribution อยู่ประมาณ 1.1–1.3 pu เท่านั้น
จึงทำให้ Solar เพิ่ม fault current ไม่มากเท่า generator หมุน
แต่…อย่าเพิ่งสรุปว่าไม่มีผล
━━━━━━━━━━━━━━━━━━
สิ่งที่ Solar เปลี่ยนมากกว่า “Magnitude”
หลายครั้งสิ่งที่ Solar เปลี่ยนมากที่สุดไม่ใช่ fault current magnitude
แต่คือ Fault Current Direction นี่สำคัญกว่ามาก
ก่อนมี Solar Fault current ไหลจาก Utility ลงมาอย่างเดียว หลังมี Solar
Fault current อาจไหลย้อนจาก PV feeder ไปหา fault
ระบบจึงกลายเป็น Bidirectional Fault Current
นี่ทำให้ protection coordination เดิมเริ่มมีความเสี่ยง
━━━━━━━━━━━━━━━━━━
Fault ที่ Bus 6.6 kV
จากรูปจะเห็น fault current ฝั่ง 6.6 kV สูงขึ้นมาก
ประมาณ 12-13 kA
หลายคนสงสัยว่าทำไมฝั่งแรงดันต่ำกว่า current สูงกว่า คำตอบคือ
เมื่อ Short Circuit MVA ใกล้เคียงกัน แรงดันยิ่งต่ำ กระแสจะสูงขึ้น
จึงเป็นเหตุผลที่ breaker ฝั่ง 6.6 kV มักต้องรับ interrupting duty สูงมาก
━━━━━━━━━━━━━━━━━━
Capacitor Bank มีผลต่อ Fault หรือไม่?
คำตอบคือ มี แต่ช่วงสั้นมาก
จากรูปมี capacitor bank ขนาดใหญ่ เช่น
12,000 kvar
6,200 kvar
Capacitor ไม่ได้ feed steady-state fault current แบบ generator แต่ช่วงแรกหลังเกิด fault
capacitor จะ discharge energy เข้าจุด fault ทำให้เกิด
transient current spike
high di/dt
transient overcurrent
จุดนี้อาจเพิ่ม stress ต่อ breaker และ relay sensing โดยเฉพาะในช่วงแรกไม่กี่ cycle
━━━━━━━━━━━━━━━━━━
แล้ว Relay CO เดิมได้รับผลอย่างไร?
นี่คือประเด็นที่วิศวกรควรสนใจมากที่สุด
━━━━━━━━━━━━━━━━━━
1. Relay อาจ Trip เร็วขึ้น
ถ้า fault current สูงขึ้น Inverse curve จะทำให้ relay trip เร็วขึ้น
Time grading เดิมอาจเสีย เดิมตั้งไว้ Feeder = 0.3 s Main = 0.6 s Margin 0.3 s
หลัง Solar fault current เพิ่ม Margin อาจหายไป เกิด miscoordination
━━━━━━━━━━━━━━━━━━
2. Relay อาจ Trip ช้าลง หรือ Blind
ฟังดูขัดแย้งแต่เกิดขึ้นจริง เพราะ fault current บางส่วนถูก Solar local feeder supply
ทำให้ relay ฝั่ง upstream อ่าน current ลดลง Relay อาจ
pickup ช้า
ไม่ pickup
เรียกว่า Protection Blinding อันตรายมากกว่ากระแสสูงเสียอีก
━━━━━━━━━━━━━━━━━━
3. Relay Non-directional เริ่มมีข้อจำกัด
Relay OCR รุ่นเก่าหลายตัวเป็น Non-directional
รู้เพียง magnitude ไม่รู้ direction ก่อนติดตั้ง Sola เพิ่มเติมไม่มีปัญหา
หลัง Solar current reverse ได้ Relay อาจ misoperate
━━━━━━━━━━━━━━━━━━
ต้องทำอะไรหลังติด Solar?
จากประสบการณ์ หลังติด Solar ขนาดใหญ่ ควรทำ Study ใหม่อย่างน้อย 4 เรื่อง
━━━━━━━━━━━━━━━━━━
1. Short Circuit Study
คำนวณ fault current ใหม่ทุก bus เช็คว่า
breaker interrupting duty เพียงพอหรือไม่
switchgear rating ยังพอหรือไม่
━━━━━━━━━━━━━━━━━━
2. Protection Coordination Study
Review ใหม่ทั้งหมด
OCR
Relay setting
Time grading
Selectivity
━━━━━━━━━━━━━━━━━━
3. Directional Protection Review
หลายระบบเริ่มจำเป็นต้องใช้
Directional OCR (67)
Reverse Power Relay (32)
โดยเฉพาะ feeder ที่มี distributed generation
━━━━━━━━━━━━━━━━━
4 Load flow ก็สำคัญมากในการดู ค่า PF Voltage drop และ loss ที่อาจเกิดขึ้นจากการเพิ่มระบบ Solar เข้ามา
Engineering Lesson
หลายคนเข้าใจว่า Solar ส่งผลต่อระบบแค่
ค่าไฟ
Harmonic
PF
แต่ในโลกของ Protection Solar เปลี่ยนสิ่งที่ลึกกว่านั้นมาก
มันเปลี่ยน physics ของ fault current จากโลกที่ fault current ไหลทางเดียว
ไปสู่โลกที่ fault current ไหลได้หลายทิศทาง และนี่คือเหตุผลว่าทำไม
หลังติด Solar ขนาดใหญ่ คำถามสำคัญไม่ใช่เพียง
Solar ช่วยประหยัดค่าไฟได้เท่าไร? แต่ต้องถามเพิ่มว่า
Protection System เดิมยังมั่นใจได้หรือไม่ เมื่อระบบไม่ได้เป็นแบบเดิมอีกต่อไป?
นี่คือประเด็นที่หลายโรงงานเริ่มพบในยุค Renewable และเป็นหัวข้อที่วิศวกรไฟฟ้ายุคใหม่ต้องเข้าใจมากขึ้นทุกปีครับ
