2006 Pea Planning Criteria

หลักเกณฑ ในการวางแผนระบบไฟฟา (PLANNING CRITERIA)

กองโครงการ ฝายวางแผนระบบไฟฟา

สิงหาคม 2549

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

สารบัญ เรื่อง 1.

2.

3.

4.

5. 6.

- คํานํา - รายชื่อคณะทํางาน คําจํากัดความ 1.1 หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา 1.2 พื้นที่ในการวางแผนระบบไฟฟา 1.3 ความเชื่อถือไดของระบบไฟฟา 1.4 ความมั่นคงในการจายไฟ 1.5 เสถียรภาพระบบไฟฟา 1.6 แหลงผลิตไฟฟาขนาดเล็ก 1.7 การจัดรูปแบบของสถานีลานไกและสถานีไฟฟา หลักเกณฑการวางแผนระบบไฟฟาในแตละพื้นที่ 2.1 พื้นที่ 1 : พื้นที่นิคมอุตสาหกรรม และพื้นที่อุตสาหกรรม 2.2 พื้นที่ 2 : พื้นที่เทศบาลนคร เทศบาลเมือง เทศบาลตําบล ที่เปนพื้นที่ธุรกิจ หรือพื้นที่สําคัญพิเศษ 2.3 พื้นที่ 3 : พื้นที่เทศบาลเมืองทั่วไป 2.4 พื้นที่ 4 และ 5 : พื้นที่เทศบาลตําบล และพื้นที่ชนบท หลักเกณฑทวั่ ไปในการวางแผนระบบไฟฟา 3.1 เกณฑดานแรงดัน 3.2 เกณฑดานพิกัดการรับโหลด 3.3 เกณฑดานความมั่นคง 3.4 จํานวนวงจรสูงสุดตอตนเสา 3.5 สถานีไฟฟาแรงสูงตนทาง 230/115 เควี 3.6 สถานีลานไก 115 kV 3.7 ระบบสายสง 3.8 สถานีไฟฟา 3.9 ระบบจําหนาย แหลงผลิตไฟฟาขนาดเล็กในระบบไฟฟา 4.1 พื้นที่ 1 และ 2 4.2 พื้นที่ 3, 4 และ 5 โครงสรางของสถานีลานไก และสถานีไฟฟา รูปแบบการเชื่อมโยงแหลงผลิตไฟฟาขนาดเล็ก

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

หนา 1 1 1 1 1 2 2 2 4 4 5 6 6 7 7 7 8 8 8 9 9 11 12 16 17 18 20 28 PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

คํานํา การไฟฟาสวนภูมิภาค (กฟภ.) ดําเนินการกอสรางปรับปรุงและพัฒนาระบบ ไฟฟาอยางตอเนื่องเพื่อใหบริการผูใชไฟอยางเพียงพอและมีคุณภาพตามเกณฑมาตรฐานเปนที่ พึงพอใจของผูใ ชไ ฟและรัฐ บาล อยางไรก็ต ามจากการเปลี่ ย นแปลงสภาพเศรษฐกิจ สังคม การเมือง และเทคโนโลยี สงผลทําใหอัตราการขยายตัวทางเศรษฐกิจมีแนวโนมเพิ่มขึ้น การ ปฏิรูประบบราชการ การมีสวนรวมของภาคประชาชน บทบาทขององคกรปกครองสวนทองถิ่น ที่ เ พิ่ ม ขึ้ น การกระชั บ ความสั ม พั น ธ กั บ ประเทศเพื่ อ นบ า นและประเทศต า งๆ บทบาทของ เทคโนโลยีสารสนเทศที่เพิ่มขึ้น ความกาวหนาของเทคโนโลยีที่เกี่ยวกับกิจการการไฟฟา การ แปรสภาพองคกรรัฐวิสาหกิจเปนบริษัทมหาชน และการปรับเปลี่ยนโครงสรางอุตสาหกรรม พลังงานไฟฟา การเปลี่ยนแปลงดังกลาวสงผลทําใหบทบาทหนาที่ของ กฟภ. เปลี่ยนแปลงไป เกิดการเปลี่ยนแปลงภายในองคกรของ กฟภ. และความตองการใชไฟฟาในพื้นที่รับผิดชอบของ กฟภ. เพิ่มขึ้นทั้งปริมาณและคุณภาพ การจัดทําแผนพัฒนาระบบไฟฟาฉบับที่ 10 (2550-2554) กฟภ. ไดจัดทํา แผนงาน ใหสอดคลองกับการเปลี่ยนแปลงตางๆ การจัดทําแผนพัฒนาระบบไฟฟาจําเปนตองมี หลักเกณฑการวางแผนระบบไฟฟาที่เหมาะสมกับ (ก) ความตองการใชไฟฟาที่เพิ่มขึ้น, (ข) บทบาทหนาที่ของ กฟภ.และ (ค) ความกาวหนาของเทคโนโลยี หลักเกณฑการวางแผนไฟฟา ฉบับนี้ เปนการพัฒนาตอเนื่องจากฉบับป พ.ศ. 2545 สิ่งที่เปลี่ยนแปลงอยางชัดเจนใน หลักเกณฑฉบับนี้ประกอบดวย (ก) การผลิตพลังงานไฟฟา, (ข) การกอสรางระบบไฟฟาใตดนิ และ (ค) การเชื่อมโยงระบบไฟฟา หลักเกณฑการวางแผนไฟฟาฉบับนี้คาดวาจะเปนประโยชนอยางยิ่งในการ วางแผนพัฒนาระบบไฟฟาของ กฟภ. ในชวง พ.ศ. 2550-2554 นอกจากนั้นคาดวาจะมีสวน ชวยทําใหการออกแบบ กอสรางติดตั้ง ซอมแซมบํารุงรักษา และควบคุมสั่งการระบบไฟฟาของ กฟภ. ให เกิดผลสัมฤทธิ์อยางมีประสิทธิภาพ สงผลใหเกิดประโยชนทั้งแก กฟภ. ผูใชไฟ และ ประเทศชาติ

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

รายชื่อคณะทํางานจัดทําหลักเกณฑขอกําหนด ในการวางแผนระบบไฟฟา 1. นายสมภพ 2. นายประจักษุ 3. นายวิชัย 4. นายพโยมสฤษฎ 5. นายวิโรจน 6. นายพงศกร 7. สอ.กฤษณ 8. นายยงยุทธ 9. นายธงชัย 10. น.ส.ชนิกนันท

ศรีรัตนา อุดหนุน จิระกังวาน ศรีพัฒนานนท บัวคลี่ ยุทธโกวิท ธนะศิรินานนท งามพัตราพันธ มีนวล วัณณะสุต

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

อก.คก. รก.คก. หผ.คก.2 (ฉ) กคก. หผ.วล. กผฟ. หผ.วร.2 กผฟ. หผ.คก.4 (ต) กคก. หผ.ตร. กคก. ชผ.คก.1 (น) กคก. ชผ.คก.3 (ก) กคก. ชผ.วผ. กคก.

หัวหนาคณะทํางานฯ ผูชวยหัวหนาคณะทํางานฯ คณะทํางานฯ คณะทํางานฯ คณะทํางานฯ คณะทํางานฯ คณะทํางานฯ คณะทํางานฯ คณะทํางานฯ เลขานุการและคณะทํางานฯ

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

1. คําจํากัดความ 1.1 หลักเกณฑการวางแผนระบบไฟฟา หลักเกณฑการวางแผนระบบไฟฟา (Power System Planning Criteria) คือ ขอกําหนดที่ใชเปนเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา ขอกําหนดดังกลาวประกอบดวยขอมูลที่ เกี่ยวกับคุณลักษณะและเงื่อนไขการใชงานของอุปกรณไฟฟา เชน ชนิด ขนาด จํานวน รูปแบบ โครงสราง และตําแหนงการติดตั้ง เปนตน หลักเกณฑการวางแผนเปนทั้งศาสตรและศิลป 1.2 พื้นที่ในการวางแผนระบบไฟฟา เพื่อใหการวางแผนและการลงทุนสะทอนความจําเปนและความสําคัญของพื้นที่ กฟภ. แบงพื้นที่ในการวางแผนระบบไฟฟาตามความสําคัญของโหลด (Load) ออกเปน 5 พื้นที่ ดังนี้ พื้นที่ 1 : พื้นที่นิคมอุตสาหกรรมและพื้นที่อุตสาหกรรม พื้นที่ 2 : พื้นที่เทศบาลนคร เทศบาลเมือง และเทศบาลตําบลที่เปนพื้นที่ธุรกิจ หรือพื้นที่สําคัญพิเศษ พื้นที่ 3 : พื้นที่เทศบาลเมืองทั่วไป พื้นที่ 4 : พื้นที่เทศบาลตําบลทัว่ ไป พื้นที่ 5 : พื้นที่ชนบท 1.3 ความเชื่อถือไดของระบบไฟฟา (1) เกณฑ N-1 หมายถึง เกณฑที่กําหนดใหระบบไฟฟาสามารถจายไฟไดอยาง ตอเนื่อง แมเกิดเหตุขอของกับสวนหนึ่งของระบบไฟฟาสวนที่เหลือที่มีหนาที่ เหมือนกับสวนที่เกิดเหตุขดั ของสามารถทํางานทดแทนสวนที่เกิดเหตุขัดของได (2) SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) คือ จํานวนครั้งที่เกิด ไฟฟาดับ มีหนวยเปนครั้งตอรายตอป (3) SAIDI (System Average Interruption Duration Index) คือ ระยะเวลาที่เกิด ไฟฟาดับ มีหนวยเปนนาทีตอรายตอป 1.4 ความมั่นคงในการจายไฟ (1) ความมั่นคงในการจายไฟ (Supply Security) หมายถึง ความสามารถของระบบ ไฟฟาที่จะจายไฟกลับคืนภายหลังจากเกิดไฟดับ (Outage) ระดับความมั่นคงใน การจายไฟจะขึ้นอยูกับผลกระทบที่เกิดจากไฟดับตอระบบไฟฟาหรือผูใชไฟในแต ละพื้นที่ในการจายไฟ

1

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

(2) เวลาในการจายไฟกลับคืน (Restoration Time, RT) หมายถึงเวลาที่ใชในการ ดําเนินการจายไฟกลับคืนใหกับผูใชไฟหลังจากเกิดเหตุขัดของขึ้นในระบบไฟฟา ทั้งนี้ไมรวมผูใชไฟที่รับไฟจากสวนของระบบไฟฟาที่เกิดเหตุขัดของ 1.5 เสถียรภาพระบบไฟฟา (System Stability) (1) เสถียรภาพระบบไฟฟา คือ ความสามารถของระบบไฟฟา ที่จะกลับคืนสู สภาพปกติ (Steady State) หรือสภาพการทํางานที่สมดุล กลาวคือระบบไฟฟาจะมี เสถียรภาพถาสามารถกลับคืนสูสภาวะปกติหรือสภาพการทํางานที่สมดุล ภายหลังจากที่เกิด ผลกระทบจากสิ่งรบกวน เชนการเปลีย่ นแปลงของโหลด หรือระบบผลิตอยางฉับพลัน หรือ การเกิด ฟอลท (Fault), การปลดไลน โดย Angle Stability เปนเสถียรภาพของระบบไฟฟาที่ เกี่ยวกับการเปลี่ยนแปลงระบบการผลิตไฟฟาและการควบคุมระบบการผลิตไฟฟา และ Voltage Stability เปนเสถียรภาพของระบบไฟฟาทีเ่ กี่ยวกับการเปลี่ยนแปลงของแรงดัน ซึ่ง อาจเกิดจากการเปลี่ยนแปลงโหลด และการชดเชย Reactive Power (2) Critical Clearing Time (CCT) คือระยะเวลานานที่สุดที่ยอมใหเกิดฟอลท ในระบบโดยไมทําใหระบบเสียเสถียรภาพ ซึ่งระบบปองกันที่ดีตองสามารถตัดระบบไฟฟาสวนที่ เกิดฟอลทออกไปกอนที่ระบบไฟฟาสวนอื่นจะเสียเสถียรภาพ 1.6 แหลงผลิตไฟฟาขนาดเล็ก แหลงผลิตไฟฟาขนาดเล็ก (Distributed Generation, DG) หมายถึง แหลง ผลิตพลังงานไฟฟาขนาดเล็กที่สามารถจายพลังงานไฟฟาผานระบบจําหนายไฟฟาหรือ เชื่อมตอกับโหลดของผูใชไฟโดยตรงอยางเปนอิสระจากระบบไฟฟา เจาของแหลงผลิตไฟฟา ขนาดเล็กอาจเปนการไฟฟา ผูใชไฟฟา หรือผูผลิตไฟฟาเอกชน 1.7 การจัดรูปแบบของสถานีลานไกและสถานีไฟฟา การจัดรูปแบบสถานีลานไกและสถานีไฟฟา (Configuration of Switching Station and Substation) ในที่นี้หมายถึงการจัดโครงสรางการจัดวางบัส, Disconnecting Switch, Circuit Breaker ซึ่งรวมถึงการออกแบบระบบปองกันรีเลยของสถานีลานไกและสถานี ไฟฟา ในระบบแรงดัน 115 เควี เพื่อใหสามารถจายไฟฟาไดอยางมีประสิทธิภาพ ระบบไฟฟา มีความเชื่อถือได รวมถึงการซอมบํารุงรักษาสถานีไฟฟาทําไดโดยงาย ซึ่งสถานีไฟฟามีการ จัดรูปแบบดังนี้ (1) สถานีลานไก 115 เควี (115 kV Switching Station) รับกระแสไฟฟาระดับ แรงดัน 115 เควี แลวจายกระแสไฟฟาระดับแรงดัน 115 เควี ใหสถานีไฟฟา ตาง ๆ มีรูปแบบการจัดสถานี ดังนี้

2

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

(1.1) Breaker and a Half Scheme สําหรับ ระบบ Air Insulated (1.2) Double Bus Single Breaker Scheme สําหรับ ระบบ Gas Insulated (2) สถานีไฟฟา (Substation) รับกระแสไฟฟาระดับแรงดัน 115 เควี แลวจาย กระแสไฟฟาระดับแรงดัน 22 หรือ 33 เควี (2.1) รูปแบบการจัดสวิตชเกียร 115 เควี ในสถานีไฟฟา 1) GIS Double Bus Single Breaker ประกอบดวย 2 บัสบาร ติดตั้ง เชื่อมตอดวย Bus Tie Circuit Breaker และมี Circuit Breaker 1 ตัว ปองกันตอ 1 วงจร โดยทั่วไปจะมีอยางนอย 2 Line Bays, 2 Transformer Bays และ 1 Tie Bays 2) AIS Main and Transfer Bus ประกอบดวย 2 บัสบาร คือ เมนบัสใช งานในภาวะปกติ และทรานเฟอรบสั ใชงานเมื่อมีการซอมบํารุง Circuit Breaker ซึ่งเชื่อมตอระหวางบัสดวย Bus Tie Circuit Breaker และมี Circuit Breaker 1 ตัวปองกันตอ 1 วงจร โดยทั่วไป จะมี 2 Line Bays, 2 Transformer Bays และ 1 Tie Bays 3) GIS H-type Indoor ประกอบดวย 2 Circuit Breaker ปองกันไลน และ 2 Circuit Breaker ปองกันหมอแปลง และระหวางกลาง เชื่อมตอดวย Disconnecting Switch เปนรูปตัว H สามารถแยก จายไฟเปน 2 ขางได 4) AIS H-type Compact ประกอบดวย 2 Circuit Breaker ปองกันไลน และ 2 Circuit Breaker ปองกันหมอแปลง และระหวางกลาง เชื่อมตอดวย Disconnecting Switch เปนรูปตัว H โดยทั่วไป Circuit Breaker ที่ปองกันไลน หรือหมอแปลงจะติดตั้งหัวทายดวย Disconnecting Switch และ Earthing Switch เพื่อทําใหพื้นที่ติดตัง้ ลดลง 5) AIS H-type ประกอบดวย 2 Circuit Breaker ปองกันไลน และ 2 Circuit Breaker ปองกันหมอแปลง และระหวางกลางเชื่อมตอดวย Disconnecting Switch เปนรูปตัว H รูปแบบนี้มีความยืดหยุนสูง 6) AIS Tail-End ประกอบดวย 1 Circuit Breaker ปองกันหมอแปลง โดยตอตรงเขากับไลนสายสง 115 เควี Switchเกียร 115 เควี อาจ เปนแบบทั่วไป หรือ Compact Switchgear ก็ได (2.2) รูปแบบการจัดสวิตชเกียร 22 เควี และ 33 เควี ในสถานีไฟฟา Metal-Clad/Compartmented SF6 GIS

3

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

2. หลักเกณฑการวางแผนระบบไฟฟาในแตละพื้นที่ 2.1 พื้นที่ 1 : พื้นที่นิคมอุตสาหกรรม และพื้นที่อุตสาหกรรม ระบบไฟฟาในพื้นที่ 1 ของ กฟภ. จะตองดําเนินการใหสอดคลองกับเกณฑการ วางแผนดังตอไปนี้ (1) สถานีไฟฟา (1.1) หมอแปลงไฟฟากําลัง (1.2) สวิตชเกียร • 115 เควี - Outdoor - Indoor • 22, 33 เควี

จํานวน 2 เครือ่ ง และขนาดขึ้นอยูกับโหลด

Main and Transfer Bus GIS Double Bus Single Breaker Metal-Clad/Compartmented SF6 GIS

ทั้งนี้ การเลือกสวิตชเกียร 115 เควี ในสถานีไฟฟา มีแนวทางในการพิจารณาคือ 1) แบบ Main and Transfer Bus เมื่อสามารถหาพื้นที่กอสรางสถานีไฟฟา ขนาดใหญ 2) แบบ GIS Double Bus Single Breaker เมื่อพื้นที่กอสรางนอยกวา 2 ไร หรืออยูในเขตเมืองมีโหลดหนาแนน เพื่อรักษาภูมิทัศนและสิ่งแวดลอม และมีการวางแผนขยาย จุดเชื่อมโยงไปยังสถานีไฟฟาขางเคียงในอนาคต (2) ระบบสายสง

(3) ระบบสายจําหนาย

(4) ความเชื่อถือได

- สายสงเปนแบบวงรอบปด (Closed Loop) หรือ วงรอบเปด (Open Loop) ตามความเหมาะสม - แตละวงรอบ (Loop) รับโหลดไมเกิน 320 MVA - สายจําหนายเปนแบบวงรอบเปด - รับไฟอยางนอยจากสองแหลงจาย (Supply Source) - ควบคุมดวยระบบควบคุมการจายไฟอัตโนมัติ (Distribution Automation System) เกณฑ N-1

เมื่อมีความเหมาะสมอาจจะพัฒนาระบบจําหนายในพื้นที่ 1 ใหมีความมั่นคง สูงขึ้นดวยการจายไฟแบบวงรอบปดพรอมทั้งควบคุมดวยระบบควบคุมการจายไฟอัตโนมัติ

4

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

2.2 พื้นที่ 2 : พื้นที่เทศบาลนคร เทศบาลเมือง และเทศบาลตําบล ที่เปนพื้นที่ธุรกิจ หรือพื้นที่สําคัญพิเศษ ระบบไฟฟาในพื้นที่ 2 ของ กฟภ. จะตองดําเนินการใหสอดคลองกับเกณฑการ วางแผนดังตอไปนี้ (1) สถานีไฟฟา (1.1) หมอแปลงไฟฟากําลัง (1.2) สวิตชเกียร • 115 เควี - Outdoor - Indoor • 22, 33 เควี

จํานวน 2 เครือ่ ง และขนาดขึ้นอยูกับโหลด

Main and Transfer Bus GIS Double Bus Single Breaker Metal-Clad/Compartmented SF6 GIS

การเลือกสวิตชเกียร 115 เควี ในสถานีไฟฟา มีแนวทางในการพิจารณา ดังนี้ 1) แบบ Main and Transfer Bus เมื่อสามารถหาพื้นที่กอสรางสถานีไฟฟา ขนาดใหญ 2) แบบ GIS Double Bus Single Breaker เมื่อพื้นที่กอสรางนอยกวา 2 ไร อยูในเขตเมืองมีโหลดหนาแนน เพื่อรักษาภูมิทัศนและสิ่งแวดลอม และมีการวางแผนขยายจุด เชื่อมโยงไปยังสถานีไฟฟาขางเคียงในอนาคต (2) ระบบสายสง

(3) ระบบสายจําหนาย

(4) ความเชื่อถือได

- สายสงเปนแบบวงรอบปด หรือวงรอบเปด ตาม ความเหมาะสม - แตละวงรอบรับโหลดไมเกิน 320 MVA - สายจําหนายเปนแบบวงรอบเปด - รับไฟอยางนอยจากสองแหลงจาย - ควบคุมดวยระบบควบคุมการจายไฟอัตโนมัติ เกณฑ N-1

5

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

2.3 พื้นที่ 3 : พื้นที่เทศบาลเมืองทั่วไป ระบบไฟฟาในพื้นที่ 3 ของ กฟภ. จะตองดําเนินการใหสอดคลองกับเกณฑการ วางแผนดังตอไปนี้ (1) สถานีไฟฟา (1.1) หมอแปลงไฟฟากําลัง จํานวน 1 หรือ 2 เครื่อง และขนาดขึ้นอยูกับโหลด (1.2) สวิตชเกียร - Compact AIS H-type หากตองการลดพื้นที่ในการติดตั้งอุปกรณ • 115 เควี และสามารถหา Spare Part ของ Compact Switchgear ไดอยาง รวดเร็ว - AIS H-type (Conventional) มีความสะดวกในการบํารุงรักษา Metal-Clad/Compartmented SF6 GIS • 22, 33 เควี (2) ระบบสายสง สายสงเปนแบบเรเดียล (Radial) (3) ระบบสายจําหนาย - สายจําหนายเปนแบบวงรอบเปด - รับไฟอยางนอยจากสองแหลงจาย 2.4 พื้นที่ 4 : พื้นที่เทศบาลตําบลทัว่ ไป และ พื้นที่ 5 : พื้นที่ชนบท ระบบไฟฟาในพื้นที่ 4 และพื้นที่ 5 ของ กฟภ. จะตองดําเนินการใหสอดคลอง กับเกณฑการวางแผนดังตอไปนี้ (1) สถานีไฟฟา (1.1) หมอแปลงไฟฟากําลัง จํานวน 1 หรือ 2 เครื่อง และขนาดขึ้นอยูกับโหลด (1.2) สวิตชเกียร AIS H-type แตในขั้นตนใหกอสรางเปนแบบ Tail-End และเผื่อพื้นที่ • 115 เควี ไวขยายเปน H-type เมื่อโหลดขยายตัวสูงในอนาคต และรองรับการ เชื่อมโยงกับสถานีไฟฟาขางเคียงในอนาคต Metal-Clad/Compartmented SF6 GIS • 22, 33 เควี (2) ระบบสายสง สายสงเปนแบบเรเดียล (3) ระบบสายจําหนาย - พื้นที่ 4 สายจําหนายเปนแบบวงรอบเปด สามารถจายไฟจาก 2 แหลงจาย - พื้นที่ 5 สายจําหนายเปนแบบเรเดียล

6

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

3. หลักเกณฑทั่วไปในการวางแผนระบบไฟฟา 3.1 เกณฑดานแรงดัน (Voltage Criteria) การวางแผนระบบไฟฟาในแตละพื้นที่มีเกณฑดานแรงดัน ดังตอไปนี้ หนวย : โวลต กรณีปกติ กรณีฉุกเฉิน แรงดันพิกัด ต่ําสุด สูงสุด ต่ําสุด สูงสุด 230,000 218,500 241,500 207,000 253,000 115,000 109,200 120,700 103,500 126,500 33,000 31,300 34,700 29,700 36,300 22,000 20,900 23,100 19,800 24,200 380 342 418 342 418 220 200 240 200 240 3.2 เกณฑดานพิกัดการรับโหลด (Loading Criteria) สําหรับเกณฑดานพิกัดการรับโหลดในการวางแผนระบบไฟฟา เปนดังนี้ อุปกรณ สายสง - เรเดียล - วงรอบ สายจําหนายแรงสูง - เรเดียล - วงรอบ สายจําหนายแรงต่ํา หมอแปลงกําลัง หมอแปลงจําหนาย

กรณีปกติ

กรณีฉุกเฉิน

80% พิกัด 50% พิกัด

100% พิกัด ไมมีเวลาจํากัด 100% พิกัด ไมมีเวลาจํากัด

80% พิกัด 50% พิกัด 80% พิกัด 75% พิกัด

100% พิกัด ไมมีเวลาจํากัด 100% พิกัด ไมมีเวลาจํากัด 100% พิกัด ไมมีเวลาจํากัด 100% พิกัด ไมมีเวลาจํากัด 120% พิกัด ภายใน 4 ชั่วโมง 100% พิกัด ไมมีเวลาจํากัด

80% พิกัด

7

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

3.3 เกณฑดานความมั่นคง (Security Criteria) ระดับความมั่นคงของระบบสายสงแตละแบบมีคาเวลาในการจายไฟกลับคืน ดังตอไปนี้ ระบบไฟฟา วงรอบปด วงรอบเปด ควบคุมอัตโนมัติ วงรอบเปด ควบคุมแบบ Manual เรเดียล

เวลาในการจายไฟกลับคืน < 1 นาที < 3 นาที < 45 นาที ตามมาตรฐานการใหบริการ

หมายเหตุ มาตรฐานการใหบริการของ กฟภ. สามารถจายไฟคืนได 90% ภายใน 4 ชม.

3.4 จํานวนวงจรสูงสุดตอตนเสา จํานวนวงจรของทั้งสายสงและสายจําหนายที่จะติดตั้งบนเสาไฟฟาของ กฟภ. จะมีผลตอการวางแผน การปฏิบัติงาน และการบํารุงรักษาระบบไฟฟาของ กฟภ. ในดานตางๆ ไดแก ความมั่นคง ความเชื่อถือไดของระบบไฟฟา ความปลอดภัย ความสะดวกในการ ปฏิบัติงาน ขนาดและจํานวนเสาไฟฟา เงินลงทุน ความสวยงาม เปนตน กฟภ.จึงกําหนด จํานวนวงจรตามหลักเกณฑดังตอไปนี้ จํานวนวงจรสูงสุด = 2 วงจรตอระดับแรงดันตอเสาไฟฟาหนึ่งตน ทั้งนี้ หากมีความจําเปนตองเพิ่มสายมากกวา 2 วงจรตอระดับแรงดันตอเสา ไฟฟาหนึ่งตน ใหพิจารณากอสรางสายจําหนายเปนแบบเคเบิลใตดิน หรือพิจารณากอสราง สถานีไฟฟาตามความเหมาะสมในแตละกรณี 3.5 สถานีไฟฟาแรงสูงตนทาง (Terminal) 230/115 เควี เกณฑการพิจารณากอสรางสถานีไฟฟาแรงสูงตนทาง (Terminal) 230/115 เควี มี เงื่อนไขดังตอไปนี้ (1) พื้นที่การจายไฟของ กฟภ. จะตองมีโหลดรวมของสถานีไฟฟาระบบ 115/22 เควี หรือ 115/33 เควี ของ กฟภ. และผูใชไฟฟาตั้งแต 320 MVA ขึ้นไป (2) สถานทีก่ อสรางสถานีไฟฟาแรงสูงตนทาง 230/115 เควี จะตองมีการ ประชุมรวม ระหวาง กฟผ. และ กฟภ. เพื่อหาขอสรุป ทั้งนี้ หาก กฟผ. ไมสามารถตอบสนองความตองการเรื่องสถานีไฟฟาแรงสูงตน ทาง 230/115 เควี ได กฟภ. จะพิจารณากอสรางสถานีไฟฟาแรงสูงตนทาง 230/115 เควี เอง

8

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

3.6 สถานีลานไก 115 เควี (1) รูปแบบสวิตชเกียร 115 เควี - Outdoor Switchgear : Breaker and a Half - Indoor Switchgear : GIS Double Bus (2) เกณฑการเลือกสวิตชเกียร 115 เควี ในสถานีลานไก ในพื้นที่มีมลภาวะสูง ควรเลือกสรางสวิตชเกียรแบบ GIS รวมทั้งเมื่อมีขอจํากัด ดานพื้นที่ หรือราคาที่ดินในพื้นที่ดังกลาวสูงมากจนทําใหการสรางแบบ GIS มีราคาถูกกวาแบบ AIS (3) เกณฑการพิจารณากอสรางสถานีลานไก 115 เควี จากสถานี (3.1) มีความตองการรับไฟระบบ 115 เควี เกิน 2 วงจร ไฟฟาแรงสูงตนทาง 230/115 เควี ของ กฟผ. (3.2) อยูในพื้นที่นิคมอุตสาหกรรมที่มีสถานีไฟฟาระบบแรงดัน 115 เควี เปน ของผูใชไฟในจํานวนที่เหมาะสม (3.3) เมื่อพิจารณาแลวเห็นวาในอนาคตจะมีการรับไฟระบบ 115 เควี จาก สถานีไฟฟาแรงสูงตนทาง 230/115 เควี ของ กฟผ. มากกวา 2 วงจร 3.7 ระบบสายสง (1) การไฟฟาฝายผลิตแหงประเทศไทย (กฟผ.) (1.1) กฟผ. จะอนุญาตให กฟภ. รับไฟระบบ 115 เควี จากสถานี ไฟฟาแรงสูง ตนทาง (Terminal) 230/115 เควี ของ กฟผ. จํานวนไม เกิน 2 วงจรเทานั้น โดย กฟผ. จะอนุญาตให กฟภ. รับไฟวงจรที่ 2 เมื่อโหลดของวงจรแรกไมนอยกวา 40 MW (1.2) กรณีที่บริเวณดังกลาวยังไมมีสถานีไฟฟาแรงสูงตนทาง 230/115 เควี ของ กฟผ. ตัง้ อยูนั้น กฟผ. จะอนุญาตให กฟภ. รับไฟระบบ 115 เควี จากสถานีไฟฟาแรงสูง 115 เควี ของ กฟผ. ไดเปนการ ชั่วคราวไมเกิน 1 วงจร ทั้งนี้ เนื่องจากขอจํากัดดานความสามารถของระบบสง 115 เควี ของ กฟผ. (1.3) การเชื่อมโยงสายสงแบบ Closed loop นั้น กฟผ. จะพิจารณาความ เหมาะสมตามความจําเปนในแตละกรณี (2) การไฟฟาสวนภูมิภาค (กฟภ.) (2.1) กฟภ. จะรับไฟจากสถานีไฟฟาแรงสูงของ กฟผ. ทีร่ ะดับแรงดัน 115 เควี หรือ 230 เควี โดยจะพิจารณาวางแผนกอสรางแนวสายสงไปตาม แนวถนนหรือกอสรางตามลักษณะภูมิประเทศ (Cross country) เพื่อ ไมใหเกิดปญหารถเฉี่ยวชนเสา ทําใหสายสงมีความมั่นคงสูง ระยะทาง สั้นที่สุดเทาทีเ่ ปนไปได กําลังสูญเสียในสายสงต่ํา 9

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

(2.2) กฟภ. กําหนดใหสายสงเปนแบบเรเดียลซึ่งเปนระบบที่ดําเนินการงาย ที่สุดและตนทุนต่ําสุดแตเนือ่ งจากสายสงแบบเรเดียลมีความเชื่อถือได และความยืดหยุนต่ําเชนกัน ดังนั้นสําหรับพื้นที่ทตี่ อ งการความเชื่อถือ ไดสูงเชนพื้นที่นิคมอุตสาหกรรม พื้นที่อุตสาหกรรม พื้นที่เมืองธุรกิจ หรือพื้นที่เมืองสําคัญสายสงจะตองเปนแบบ Open-loop line หรือ Closed-loop line (3) ผูใชไฟ ผูใชไฟที่รบั ไฟแรงดัน 115 เควี นั้น กฟภ. กําหนดใหสายสง 115 เควี ที่จะ จายไฟใหกับสถานีไฟฟาของผูใชไฟใหมีสายปอนเขา (Line in) และสายจายออก (Line out) เพื่อปองกันไมใหระบบไฟฟาของ กฟภ. ไดรับผลกระทบเมื่อเกิดเหตุขัดของในสวนของผูใชไฟ โดยกําหนดหลักเกณฑ ดังนี้ (3.1) กรณีที่รับไฟ อยูหางจากสถานีไฟฟาของ กฟผ. นอยกวา 1 กม. (มี พื้นที่ในสถานีไฟฟาของ กฟภ.) มีทางเลือกในการดําเนินการ 2 วิธี ดังนี้ 1) ติดตั้ง Modular Station ในกรณีมีพื้นที่นอยกวา 23x18 ตร.ม. โดยจะติดตั้ง Disconnecting Switch เปนอุปกรณตดั จายในสวน ของสายที่จายใหกับสถานีไฟฟาของผูใชไฟ และติดตั้ง Circuit Breaker ในสวนของ สายปอนเขา 1 ชุด และสายจายออก 1 ชุด 2) กอสราง Terminal Station ในกรณีมีพื้นที่ 23x18 ตร.ม. ขึ้นไป โดยจะติดตั้ง Circuit Breaker ในสวนของสายที่จายใหกับสถานี ไฟฟาของผูใชไฟ และติดตั้ง Circuit Breaker ในสวนของ สาย ปอนเขา 1 ชุด และสายจายออก 1 ชุด (3.2) กรณีที่รับไฟอยูหางจากสถานีไฟฟาของ กฟผ. มากกวา 1 กม. หรือไม มีพื้นที่ในสถานีไฟฟาของ กฟภ. เพียงพอ มีทางเลือกในการดําเนินการ 2 วิธี ดังนี้ 1) ติดตั้ง Circuit Switcher พิจารณาใชกับสถานีไฟฟาทีอ่ ยูในพื้นที่ 3 หรือพื้นที่ที่ตอ งการคาดัชนีความเชื่อถือไดของระบบไฟฟาสูงกวา การติดตั้ง AFCS 2) ติดตั้ง Automatic Fault Clearing Switch (AFCS) พิจารณาใชกับ สถานีไฟฟาทีอ่ ยูในพื้นที่ 4 ซึ่งยอมใหเกิดไฟฟาดับชั่วขณะ (4) ขอกําหนดทางเทคนิคของสายสง (5.1) สายอลูมิเนียมเปลือยขนาด 400 ตร.มม. (5.2) วงจรสายเดี่ยว (Single Conductor) ใชกบั พื้นที่โหลดไมเกิน 160 MVA เชนพื้นที่จายไฟใหสถานีไฟฟาที่จัดโครงสรางเปนแบบ Tail End 10

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

(5.3) วงจรสายคู (Double Conductor) ใชกับพื้นที่โหลดสูง หรือหากโหลดไม สูงมากแตเปนสถานีตนทางหรือเปนสถานีที่สามารถเชือ่ มโยงไปยัง สถานีอื่นๆ ไดในอนาคต 3.8 สถานีไฟฟา (1) ขนาดของสถานีไฟฟา สถานีไฟฟา 115/22 เควี หรือ 115/33 เควี ของ กฟภ. มีขนาดดังนี้ 1 x 12.5 MVA (One 7.5/10/12.5 OA/FA/FA Transformer) 2 x 12.5 MVA (Two 7.5/10/12.5 OA/FA/FA Transformer) 1 x 25 MVA (One 15/20/25 OA/FA/FA Transformer) 2 x 25 MVA (Two 15/20/25 OA/FA/FA Transformer) 1 x 50 MVA (One 30/40/50 OA/FA/FA Transformer) 2 x 50 MVA (Two 30/40/50 OA/FA/FA Transformer) ยกเวนกรณีพเิ ศษเชนในนิคมอุตสาหกรรม สถานีไฟฟาในนิคมอุตสาหกรรม อาจมีขนาดที่แตกตางจากที่กลาวมาขางตน ทั้งนี้เพื่อใหสามารถจายโหลดในพื้นที่นิคม อุตสาหกรรมไดเพียงพอ (2) คาปาซิเตอร ระบบแรงดัน 115 เควี จะพิจารณาติดตั้งคาปาซิเตอรแรงดัน 115 เควี ที่สถานีไฟฟาเพื่อใหแรงดันของ ระบบ 115 เควี ไมต่ํากวา 109,200 โวลต ในสภาวะปกติ และไมต่ํากวา 103,500 โวลต ใน สภาวะฉุกเฉิน (3) พิกัดและขีดความสามารถของหมอแปลงกําลัง หนวย : MVA ขนาดพิกัด หมอแปลง 1 x 12.5 2 x 12.5 1 x 25 2 x 25 1 x 50 2 x 50 หมายเหตุ

ขีดความสามารถ ตามเกณฑ N-1 ตามเกณฑ N-0 9 19 14 19 38 28 38 75 56 ขีดความสามารถของหมอแปลงกําลังไมไดหมายถึงขีดความสามารถ ของระบบไฟฟา

11

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

ในกรณีที่เปนสถานีที่ติดตั้งหมอแปลงเพียง 1 เครื่อง หากหมอแปลงเครื่องนั้น ไมสามารถจายไฟไดก็จะเกิดไฟดับทุกวงจร ยกเวนสามารถ ถายเทโหลดจากสถานีไฟฟาที่อยู ขางเคียง ดังนั้น เพื่อลดผลกระทบเนือ่ งจากหมอแปลงตัวหนึ่งชํารุดไมสามารถจายไฟได การ วางแผนจะดําเนินการในแนวทางตอไปนี้ (3.1) ติดตั้งหมอแปลง 2 เครื่อง (3.2) สรางฟดเดอรใหมที่มีขีดความสามารถสามารถรองรับการถายเทโหลด ในกรณีจายไฟฉุกเฉิน โดยระหวางจายไฟฉุกเฉินนั้นยอมใหแรงดันตกไมเกิน 10% (4) จํานวนวงจร จํานวนวงจรทีจ่ ะกอสรางจริงจะขึ้นอยูกับระยะทางและขนาดโหลด ณ ปที่ 10 นับจากวันเริ่มโครงการ ดังนั้นจํานวนวงจรที่จะกอสรางจริงเทากับ จํานวนวงจรที่จะกอสราง =

ขนาดโหลด (MVA) + 1วงจร โหลดปกติขอ งวงจร (MVA)

โดยที่ (4.1) โหลดปกติของวงจรแรงดัน 22 เควี ไมเกิน 8 MVA และ (4.2) โหลดปกติของวงจรแรงดัน 33 เควี ไมเกิน 10 MVA กรณีที่มีปญหาแรงดันตกเกินกวากําหนด ปญหาสภาพพื้นที่กอสราง หรือ ปญหาสภาพการจายไฟ สามารถเพิ่มจํานวนวงจรที่จะกอสรางใหเพียงพอที่จะแกปญหาทาง เทคนิคเหลานัน้ (5) อุปกรณปองกัน จํานวนและขนาดของอุปกรณปองกันขึ้นอยูกับจํานวนหมอแปลง จํานวนวงจร และโหลด ทั้งนี้อุปกรณปองกันในสถานีไฟฟาที่ กฟภ. ใชงานอยูในปจจุบันมีพิกัดเทากับ (5.1) 25 kA สําหรับอุปกรณปองกันแรงดัน 22 และ 33 เควี (5.2) 31.5 kA หรือ 40 kA สําหรับอุปกรณปองกันแรงดัน 115 เควี 3.9 ระบบจําหนาย (1) สายจําหนายแรงสูง สายจําหนายหลัก (Main Feeder) จะมีพิกัดโหลดปกติ และชนิดของสาย ดังตอไปนี้ (1.1) พิกัดโหลดปกติของสายจําหนายแรงสูง 1) โหลดปกติของวงจร 22 เควี ไมเกิน 8 MVA 2) โหลดปกติของวงจร 33 เควี ไมเกิน 10 MVA

12

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

(1.2) ชนิดสาย สายจําหนายแรงสูงของ กฟภ. มี 3 ชนิด ไดแก สายเปลือย สายหุม ฉนวน และ สายเคเบิลใตดิน โดยสายแตละชนิดมีขอกําหนดในการใชงานดังนี้ 1) สายเปลือย สายเปลือยใชกับระบบจําหนายในพื้นที่ดังนี้ - พื้นที่โลง พื้นที่มีตนไมไมหนาแนนมาก - พื้นที่มีปญหามลภาวะไมเหมาะสมจะใชสายชนิดอื่น 3) สายหุมฉนวน สายหุมฉนวนใชกับระบบจําหนายในพื้นทีด่ ังนี้ - เขตเมืองชุมชนหนาแนน นิคมอุตสาหกรรม พื้นที่อุตสาหกรรมที่ มีปญหาไฟดับบอยครั้งซึ่งมีสาเหตุหลักมาจากปญหา คน สัตว ตนไม - ระบบจําหนายมีปญหาระยะหางจากตัวอาคารหรือแผนปาย โฆษณา หรืออยูในถนนแคบ ไมไดมาตรฐานความปลอดภัย - ระบบสายจําหนายที่อยูใตแนวสายสง 4) สายเคเบิลใตดิน สายเคเบิลใตดิน (Underground Cable) ใชกับระบบจําหนายที่อยูใน พื้นที่ดังนี้ - บริเวณหนาสถานีไฟฟา - พื้นที่ที่มปี ญหาทางเทคนิคจนไมสามารถกอสรางระบบสายเหนือ ดิน (Overhead line system) - พื้นที่ตองการความสวยงามของภูมิทัศนเปนพิเศษ ทั้งนี้ ในการเลือกใชสายไฟชนิดใดนั้นตองพิจารณาความเหมาะสม ทั้งทางดานเทคนิคและเงินลงทุน (2) หมอแปลงจําหนาย การติดตั้งหมอแปลงจําหนาย (Distribution Transformer) เปนไปตามหลักเกณฑ ดังนี้ (2.1) ขีดความสามารถ กรณีจายไฟปกติโหลดสูงสุดของหมอแปลงจําหนายไมเกิน 80% ของ พิกัด (2.2) ตําแหนงติดตัง้ หมอแปลงจําหนายตองตั้งใกลศูนยกลางโหลดมากที่สุดเทาที่จะเปนไปได 13

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

(3) อุปกรณปองกันในระบบจําหนายแรงสูง (3.1) รีโคลสเซอร หลักเกณฑในการวางแผนติดตั้งรีโคลสเซอร (Recloser) ในระบบ จําหนายแรงสูง มีดังนี้ 1) กรณีติดตั้งในสายจําหนายหลัก (Main Feeder) ตําแหนงในการ ติดตั้งควรอยูหลังเขตเมือง อําเภอ หรือที่ชุมชน หรือกลุมโรงงาน หรือกลุมโหลดสําคัญ เชน สถานที่ราชการ, สถานทีท่ องเที่ยว และ เมืองชายแดน ทั้งนี้ ควรหางจากสถานีไฟฟา ไมนอยกวา 10 กม. และระยะหางระหวางรีโคลสเซอรตนทางและรีโคลสเซอรชุดถัดไปไม ควร นอยกวา 10 กม. สําหรับรีโคลสเซอรที่อยูในสายจําหนายหลัก เดียวกัน ยกเวนระหวางรีโคลสเซอรมีโหลดหนาแนนหรือกลุมโหลด สําคัญ 2) กรณีติดตั้งในสายจําหนายยอย (Branch Feeder) - ใชติดตั้งในสายจําหนายยอยสามเฟสที่ใชฟวส (Fuse) ปองกัน ตั้งแตขนาด 400 Amp แบบ K ขึ้นไปทีไ่ มสามารถ Co – ordination กับอุปกรณปองกันตนทางชุดถัดไปได - ใชติดตั้งในสายจําหนายยอยที่มีกระแสไฟฟาดับบอยครั้ง หรือไลน แยกที่มีระยะทางรวมเกิน 10 กม. ขึ้นไป ที่มีปญหาเรื่องการเคลีย ไลนไดลาชา 3) อื่น ๆ - ใชติดตั้ง ณ จุดแบงเขตระหวางการไฟฟาเขตเทานั้น - ตําแหนงที่ตดิ ตั้งรีโคลสเซอรตองพิจารณาใหสะดวกในการเขา ไปปฏิบติงานและบํารุงรักษาและคากระแสฟอลทซึ่งอาจเกิดขึ้น ณ จุดนี้จะตองมีคาไมมากกวาพิกัดการตัดกระแสของรีโคลสเซอร และ สามารถจัด Co – ordination กันได - รีโคลสเซอรในพื้นที่ที่มีศนู ยควบคุมการจายไฟสถานีไฟฟา จะตอง มีการติดตั้ง Remote Terminal Unit (RTU) พรอมอุปกรณสื่อสาร (Communication Device) (3.2) ฟวสระบบ 22 และ 33 เควี ติดตั้งฟวส เพื่อปองกันสายจําหนายยอย หมอแปลงระบบจําหนาย และ สายจําหนายแรงต่ํา - ใชติดตั้งในสายจําหนายยอยที่มีกระแสไฟฟาดับบอยครั้ง หรือไลน แยกที่มีระยะทางรวมเกิน 10 กม. ขึ้นไป ที่มีปญหาเรื่องการเคลีย ไลนไดลาชา 14

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

(3.3) สวิตชตัดโหลด 1) สวิตชตัดโหลดแบบควบคุมการเปดปดอัตโนมัติ (Automatic SF6 Load Breaker Switch) จะพิจารณาติดตั้งในสายจําหนายหลัก 2½ ชุด (½ ชุด คือ Tie-Switch สําหรับเชื่อมโยงวงจร) แตอาจพิจารณา ติดตั้งเพิ่มในพื้นที่มีโหลดสูง 2) สวิตชตัดโหลดแบบธรรมดา (Manual SF6 Load Break Switch) จะ พิจารณาติดตั้งในสายจําหนายหลัก และสายจําหนายยอย เพื่อแยก ระบบจําหนายในกรณีตองการบํารุงรักษาระบบ 3) สวิตชตัดโหลดในพื้นที่ที่มศี ูนยควบคุมการจายไฟอัตโนมัติ จะตองมี การติดตั้ง RTU พรอมอุปกรณสื่อสาร (4) คาปาซิเตอรระบบแรงดัน 22 และ 33 เควี เกณฑการติดตั้งคาปาซิเตอรในระบบจําหนายแรงสูงมีดังนี้ (4.1) แรงดันตก : เพื่อใหแรงดันตกที่ปลายสายระบบจําหนายแรงต่ําไมเกิน 10 % (4.2) กําลังสูญเสีย : ติดตั้งคาปาซิเตอรเพื่อจะลดกําลังสูญเสียในสาย (4.3) สําหรับพื้นที่ทมี่ ีศูนยควบคุมการจายไฟอัตโนมัติ การติดตั้งคาปาซิเตอร จะตองมีการติดตั้ง RTU พรอมอุปกรณสื่อสาร (5) สายจําหนายแรงต่ํา สายจําหนายแรงต่ํามีหลักเกณฑการวางแผนดังนี้ (5.1) ขนาดสาย : ขนาดสายขึ้นอยูกับขนาดหมอแปลงที่ติดตัง้ ในระบบ จําหนาย (5.2) ชนิดสาย : สายหุมฉนวน (5.3) สายเคเบิลใตดิน 1) พื้นที่ไมสามารถกอสรางระบบสายเหนือดิน 2) พื้นที่ตองการความสวยงามของภูมิทัศนเปนพิเศษ (6) อุปกรณปองกันแรงต่ํา (6.1) ลอฟาแรงต่ํา (1) ติดตั้งที่ปลายสายเคเบิลใตดิน (The cable sealing end) ที่ติดตั้งตอ จากสายเหนือดิน (2) ติดตั้งที่นั่งรานหมอแปลง (3) ติดตั้งที่ปลายสายแรงต่ําที่ยาวเกิน 200 ม. (4) ติดตั้งที่ทุกๆ ระยะ ไมเกิน 1,000 ม. ในสายจําหนายแรงต่ํา (5) ในยานที่มีฟาผารุนแรง ใหติดตั้งลอฟาแรงต่าํ เพิ่มขึ้นตามความ เหมาะสม 15

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

(6.2) ฟวสสวิตช ติดตั้งฟวสสวิตช (Fuse Switch) ระหวางหมอแปลงจําหนายและโหลดเพื่อ ปองกันกระแสเกินในสายจําหนายแรงต่ํา (6.3) กราวด 1) ติดตั้งกราวด (Ground) ที่ตาํ แหนงที่มีการติดตั้งลอฟาแรงต่ํา ยกเวน ที่เสาตนถัดจากนั่งรานหมอแปลงที่หางจากนั่งรานหมอแปลง มากกวาหรือเทากับ 20 ม. 2) ติดตั้งที่จุดแยกสายจําหนายแรงต่ํา ซึ่งหางจากตําแหนงลงดินของ สายนิวทรอล (Neutral Line) อื่นๆ มากกวาหรือเทากับ 200 ม. 3) คากราวดแตละจุดไมเกิน 5 โอหม 4) คากราวดรวมในระบบจําหนายแรงต่ําตองไมเกิน 2 โอหม (7) คาปาซิเตอรแรงต่ํา ติดตั้งคาปาซิเตอรแรงต่ําเพื่อแกปญหาแรงดันตก เพื่อปรับปรุงคาเพาเวอรแฟค เตอร (Power Factor) และเพื่อลดกําลังสูญเสีย (8) มิเตอรแรงต่ํา ติดตั้งมิเตอรแรงต่ําที่จุดที่มั่นคงแข็งแรง สามารถอานมิเตอรไดสะดวก

4. แหลงผลิตไฟฟาขนาดเล็กในระบบไฟฟา ตามโครงสรางธุรกิจพลังงานไฟฟา กฟภ. จะรับพลังงานไฟฟาจากแหลงผลิต ไฟฟาของ กฟผ. เปนสวนใหญ ซึ่ง กฟผ. จะรับผิดชอบในการวางแผน ออกแบบ ควบคุมการ ติดตั้งระบบผลิต ระบบสงจนกระทั่งถึงสถานีไฟฟาที่จายไฟใหกับ กฟภ. แตในปจจุบันมีแหลงผลิต ไฟฟาที่เชื่อมโยงกับระบบจําหนายของ กฟภ. ซึ่ง กฟภ. จะตองดูแลการออกแบบ ติดตั้ง การ เชื่อมโยงระบบผลิตไฟฟาดังกลาว ใหสอดคลองกับแผนการพัฒนาระบบไฟฟาของ กฟภ. และ สามารถคงคุณภาพการจายไฟฟาใหเปนไปตามมาตรฐาน จากนโยบายเพิ่มการแขงขันในธุรกิจผลิตไฟฟาของรัฐบาล กําหนดใหเอกชนมี สัดสวนการผลิตไฟฟาถึง 50% ของทั้งหมด นโยบายสงเสริมการผลิตไฟฟาจากพลังงานหมุนเวียน นโยบาย Renewable Portfolio Standard (RPS) ตนทุนในการผลิตไฟฟาขนาดเล็กมีราคาถูกลง อีกทั้งการเปดโอกาสใหการไฟฟาฝายจําหนายรับซื้อพลังงานไฟฟาจากผูผลิตไฟฟาขนาดเล็ก โดยตรง ในปริมาณที่สูงขึ้น สงผลใหมีผูผลิตไฟฟาเอกชนมากขึ้น ซึ่งอาจแบงผูผลิตไฟฟาเอกชน ออกเปน ผูผลิตไฟฟารายใหญ (Independent Power Producer, IPP) (ขนาดมากกวา 90 เมกะ วัตต) และผูผ ลิตไฟฟารายเล็ก (Small Power Producer, SPP) โดยผูผลิตไฟฟารายใหญจะ เชื่อมโยงกับระบบสายสง และผูผลิตไฟฟารายเล็กจะเชือ่ มโยงกับระบบจําหนาย

16

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

กฟภ. จําเปนตองวางแผนออกแบบระบบจําหนายไฟฟาใหรองรับการเชื่อมโยง จากแหลงผลิตไฟฟาขนาดเล็ก (Distributed Generation) ที่จะเกิดขึ้น โดย กฟภ. ไดวาง หลักเกณฑในการรับเชื่อมโยงแหลงผลิตไฟฟาขนาดเล็ก วาจะตองสามารถรักษาระดับแรงดันให อยูในเกณฑดานแรงดัน ไมเกินพิกัดการรับโหลดของระบบไฟฟาของ กฟภ. ไมกระทบความ เชื่อถือไดของระบบไฟฟาอยางรุนแรง ไมทําใหความมั่นคงของระบบไฟฟาลดลง และ ระบบ ไฟฟายังมีเสถียรภาพ รายละเอียดเกณฑการวางแผนที่เกี่ยวของกับแหลงผลิตไฟฟาขนาดเล็ก แยกตาม พื้นที่ดังตอไปนี้ 4.1 พื้นที่ 1 และ พื้นที่ 2 (พื้นที่นิคมอุตสาหกรรม พื้นที่อุตสาหกรรม พื้นที่เทศบาล นคร เทศบาลเมือง หรือเทศบาลตําบลที่เปนพื้นทีธ่ ุรกิจ หรือพื้นที่สําคัญพิเศษ) (1) เชื่อมโยงกับระบบสายสง 115 เควี แหลงผลิตไฟฟารายเล็กที่เชื่อมโยงกับระบบสายสง 115 เควี ในพื้นที่ 1 และ 2 ของ กฟภ. ซึ่งมีจายไฟในลักษณะวงรอบปดสอดคลองกับเกณฑ N-1 จะตองดําเนินการให สอดคลองกับเกณฑการวางแผนดังตอไปนี้ เกณฑ

คา/ขอกําหนด + 5% แรงดันพิกัด ≤ 90 MW - CCT 140 ms - ติดตั้งระบบ Unsynchronisation ที่สถานีไฟฟาของ กฟภ. ≤ 40 kA - H-type (Terminal Station) หรือดีกวา - Tail End กรณีเชื่อมโยงที่สถานีไฟฟาของ กฟภ. โดยตรง Outdoor หรือดีกวา แบบอัตโนมัตแิ ละสามารถติดตอกับศูนยสงั่ การจายไฟของ กฟภ.

- แรงดัน - ขีดจํากัดการรับโหลด - เสถียรภาพ

- ขีดจํากัดกระแสลัดวงจร - Bus Scheme Type

- Switchgear Type - การควบคุมระบบ

17

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

(2) เชื่อมโยงระบบจําหนาย 22 และ 33 เควี แหลงผลิตไฟฟาขนาดเล็กที่เชื่อมโยงกับระบบจําหนาย 22 และ 33 เควี ใน พื้นที่ 1 และ 2 ซึ่งมีการจายไฟแบบวงรอบปดสอดคลองกับเกณฑ N-1 จะตองดําเนินการให สอดคลองกับเกณฑการวางแผนดังตอไปนี้ เกณฑ แรงดัน ขีดจํากัดการรับโหลด เสถียรภาพ

ขีดจํากัดกระแสลัดวงจร การเชื่อมโยง Switchgear Type การควบคุมระบบ

คา/ขอกําหนด + 5% แรงดันพิกัด - ≤ 8 MW ตอสายจําหนาย 22 เควี 1 วงจร - ≤ 10 MW ตอสายจําหนาย 33 เควี 1 วงจร - CCT 2 s - ติดตั้งระบบ Unsynchronisation ที่ Circuit Breaker ที่สถานีไฟฟา หรือที่รีโคลสเซอรใน ระบบจําหนายของ กฟภ. ≤ 25 kA Tap Line Indoor แบบอัตโนมัตแิ ละสามารถติดตอกับศูนยสงั่ การ จายไฟของ กฟภ.

(3) เชื่อมโยงระบบจําหนายแรงต่ํา แหลงผลิตไฟฟาขนาดเล็กที่เชื่อมโยงกับระบบจําหนายแรงต่ํา 220/380 โวลท ในพื้นที่ 1 และ 2 ของ กฟภ. จะตองดําเนินการใหสอดคลองกับเกณฑการวางแผนดังตอไปนี้ เกณฑ แรงดัน ขีดจํากัดการรับโหลด เสถียรภาพ การเชื่อมโยง

คา/ขอกําหนด + 5% แรงดันพิกัด ≤ 33% ของพิกัดหมอแปลงจําหนาย CCT 7 s Tap Line

4.2 พื้นที่ 3 พื้นที่ 4 และพื้นที่ 5 (พื้นที่เทศบาลเมืองทัว่ ไป พื้นที่เทศบาลตําบลทั่วไป และพื้นที่ชนบท) (1) การเชื่อมโยงกับระบบสายสง 115 เควี 18

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

แหลงผลิตไฟฟารายเล็กที่เชื่อมโยงกับระบบสายสง 115 เควี ในพื้นที่ 3, 4 และ 5 ของ กฟภ. ซึ่งจายไฟแบบวงรอบเปดจะตองดําเนินการใหสอดคลองกับเกณฑการวางแผน ดังตอไปนี้ เกณฑ แรงดัน ขีดจํากัดการรับโหลด ความมั่นคง เสถียรภาพ ขีดจํากัดกระแสลัดวงจร การเชื่อมโยง Switchgear Type การควบคุมระบบ

คา/ขอกําหนด + 5% แรงดันพิกัด ≤ 90 MW - RT ของสายสง < 3 นาที เมื่อควบคุมอัตโนมัติ - RT ของสายสง < 45 นาที เมื่อควบคุมแบบ Manual - CCT 700 ms - ติดตั้งระบบ Unsynchronisation ที่สถานีไฟฟาของ กฟภ. ≤ 31.5 kA - Tap Line - Tail End กรณีเชื่อมโยงที่สถานีของ กฟภ. โดยตรง Outdoor หรือดีกวา แบบอัตโนมัตแิ ละสามารถติดตอกับศูนยสงั่ การจายไฟของ กฟภ.

(2) เชื่อมโยงระบบจําหนาย 22 เควี และระบบจําหนาย 33 เควี แหลงผลิตไฟฟาขนาดเล็กที่เชื่อมโยงกับระบบจําหนาย 22 และ 33 เควี ใน พื้นที่ 3, 4 และ 5 ซึ่งมีการจายไฟแบบเรเดียล จะตองดําเนินการใหสอดคลองกับเกณฑการ วางแผนดังตอไปนี้ เกณฑ แรงดัน ขีดจํากัดการรับโหลด เสถียรภาพ

พิกัดกระแสลัดวงจร การเชื่อมโยง Switchgear Type การควบคุมระบบ

คา/ขอกําหนด + 5% แรงดันพิกัด - ≤ 8 MW ตอสายจําหนาย 22 เควี หนึง่ วงจร - ≤ 10 MW ตอสายจําหนาย 33 เควี หนึ่งวงจร - CCT 5 s - ติดตั้งระบบ Unsynchronisation ที่ Circuit Breaker ที่สถานีไฟฟา หรือที่รีโคลสเซอรในระบบจําหนายของ กฟภ. ≤ 25 kA Tap line Indoor แบบอัตโนมัติ และสามารถติดตอกับศูนยสั่งการจายไฟของ กฟภ. 19

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

(3) เชื่อมโยงระบบจําหนายแรงต่ํา แหลงผลิตไฟฟาขนาดเล็กที่เชื่อมโยงกับระบบจําหนายแรงต่ํา 220/380 โวลท ในพื้นที่ 3, 4 และ 5 ของ กฟภ. จะตองดําเนินการใหสอดคลองกับเกณฑการวางแผนดังตอไปนี้ เกณฑ

คา/ขอกําหนด + 5% แรงดันพิกัด ≤ 33% ของพิกัดหมอแปลงจําหนาย CCT 7 s Tap line

แรงดัน พิกัดการรับโหลด เสถียรภาพ การเชื่อมโยง

5. โครงสรางของสถานีลานไก และสถานีไฟฟา การเลือกใชการจัดรูปแบบ (Configuration) ของสถานีลานไก (Switching Station) และสถานีไฟฟา (Substation) จะขึ้นอยูกับความสําคัญของโหลดที่จายไฟ วงเงิน ลงทุนในการกอสรางสถานีลานไกและสถานีไฟฟา และความเชื่อถือไดของระบบไฟฟาที่ ตองการ รูปแบบการสถานีลานไกและสถานีไฟฟาแตละแบบมีดังนี้ 5.1 สถานีลานไก 115 เควี สถานีลานไกตองการความเชื่อถือไดสูง เนื่องจากเปนการจายกระแสไฟฟาที่ ระดับแรงดัน 115 เควี สามารถแบงได 2 แบบทีใ่ ชงานใน กฟภ. คือ (1) Breaker and a Half Scheme สําหรับ ระบบ Air Insulated รูปแบบการจัดโครงสรางตามรูปที่ 1 โครงสรางสถานีไฟฟาตองการ Circuit Breaker 3 ตัว ตอการปองกันระบบ 2 วงจร เปนระบบที่มีสะดวกในปรับเปลี่ยนในการตัดจายไฟ มีความเชื่อถือไดสูง สามารถบํารุงรักษาบัสใดบัสหนึ่ง หรือ Circuit Breaker ตัวใดตัวหนึ่ง โดย ไมตองดับไฟวงจรใดวงจรหนึ่ง แตมีขอเสียคือ ราคาสูง ใชพื้นที่คอ นขางมาก และหาก Circuit Breaker ตัวกลางทํางานผิดพลาด (Breaker Failure) จะทําใหเกิดการตัดวงจรที่ไมเกิดฟอลต ออกจากระบบ (2) Double Bus Single Breaker Scheme สําหรับ ระบบ Gas Insulated รูปแบบการจัดโครงสรางตามรูปที่ 2 โครงสรางประกอบดวย 2 บัสบาร ติดตั้ง เชื่อมตอดวย Bus Tie Circuit Breaker และมี Circuit Breaker 1 ตัวปองกัน 1 วงจร เปน ระบบที่คอนขางสะดวกในการปรับเปลีย่ นในการตัดจายไฟ สามารถนํา Circuit Breaker ตัวใด ตัวหนึ่งออกซอมบํารุงรักษาไดโดยไมตองดับไฟดวยการปรับเปลี่ยนการตั้งคา Relay และ สามารถนําบัสบารใดบัสบารหนึ่งออกบํารุงรักษาโดยไมตองดับไฟ และมีขอดีอีกอยางหนึ่งคือ สามารถแยกบัส 2 บัสออกจากกัน เพื่อแยกจายไฟได ทําใหสามารถปรับระดับแรงดันไดอยาง อิสระ เมื่อเปนระบบ GIS จึงใชพื้นที่นอ ย ไมตองบํารุงรักษาบอยครั้ง และสามารถใชงานใน พื้นที่ที่มีมลภาวะไดดีเนื่องจากเปน Indoor สําหรับขอเสียของ GIS คือ ตองใชดิสคอนเน็ก 20

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

เตอร 5 ชุดตอ 1 Bay เพื่อใหสามารถแยกปองกันแตละบัสได ทําใหระบบปองกันบัสรวมทั้ง การเซ็ต Relay มีความซับซอน และเมื่อ Circuit Breaker ใน Line Bay ทํางานผิดพลาดจะทํา ใหไมสามารถจายกระแสไฟใหกับโหลดหาสิบเปอรเซ็นตที่เชื่อมตอกับสถานีไฟฟา 5.2 สถานีไฟฟา (Substation) 5.2.1 รูปแบบโครงสรางสวิตชเกียร 115 เควี ของ กฟภ. มี 6 แบบ แตละแบบของสถานี ไฟฟามีระดับความเชื่อถือไดที่แตกตางกัน โดยจะเริ่มจากสถานีไฟฟาที่มีความเชื่อถือไดสูงสุด ไปยังต่ําสุด (1) GIS Double Bus Single Breaker รูปแบบการจัดโครงสรางตามรูปที่ 2 โครงสรางประกอบดวย 2 บัสบาร ติดตั้งเชื่อมตอดวย Bus Tie Circuit Breaker และมี Circuit Breaker 1 ตัวปองกันตอ 1 วงจร โดยทั่วไปจะมีอยางนอย 2 Line Bays, 2 Transformer Bays และ 1 Tie Bay ในการออกแบบ ควรเผื่ออนาคตรองรับการเพิ่ม Line Bay เปน 4-6 Line Bays เพื่อจายไฟใหสถานีไฟฟา ขางเคียง สถานีไฟฟาของผูใชไฟฟา และจัดทําเปน Loop System เนื่องจากการเพิ่ม Bay เปนไปไดคอนขางยาก และมีขอดีอีกอยางหนึ่งคือสามารถแยกบัส 2 บัสออกจากกัน เพื่อแยก จายไฟได ทําใหสามารถปรับระดับแรงดันไดอยางอิสระ ใชพื้นที่ในการกอสรางนอยประมาณ 2 ไร หนากวางติดถนนอยางนอย 40 เมตร เหมาะสําหรับพื้นที่มีมลภาวะสูง และตองการรักษา ภูมิทัศน และสิ่งแวดลอม (2) AIS Main and Transfer Bus รูปแบบการจัดโครงสรางตามรูปที่ 3 โครงสรางประกอบดวย 2 บัสบาร คือ เมนบัสใชงานในภาวะปกติ และทรานเฟอรบัสใชงานเมื่อมีการซอมบํารุงเซอรเบรคเกอร ซึ่ง เชื่อมตอระหวางบัสดวย Bus Tie Circuit Breaker และมี Circuit Breaker 1 ตัวปองกัน 1 วงจร โดยทั่วไปจะมี 2 Line Bays, 2 Transformer Bays และ 1 Tie Bay หากเผื่อพื้นที่ไวก็ สามารถเพิ่ม Line Bay ไดเมื่อตองการ สามารถซอมบํารุงรักษา Circuit Breaker โดยไมตองดับ ไฟ โดยจายไฟผาน Bus Tie Circuit Breaker ใชพื้นที่ในการกอสรางคอนขางมากประมาณ 7 ไร หนากวางติดถนน 90 เมตร เหมาะสําหรับกอสรางอยูนอกเมือง (3) GIS H-Type Indoor มีรูปแบบการจัดโครงสรางแบบ H-Scheme ฉนวนดวย SF6 การจัด โครงสรางตามรูปที่ 4 โครงสรางประกอบดวย 2 Circuit Breaker ปองกันไลน 2 ตัว และ Circuit Breaker ปองกันหมอแปลง 2 ตัว และระหวางกลางเชือ่ มตอดวย Disconnecting Switch เปนรูปตัว H สามารถแยกจายไฟเปน 2 ขางได หากมีปญหาดานใดดานหนึ่ง สามารถ แยกดานที่มีปญหาออก แลวจายไฟจากอีกดานหนึ่งไปกอนได แตมีขอจํากัดในการขยาย Line Bay และการซอมบํารุง Circuit Breaker ตองมีการดับไฟบางสวน แตใชพื้นที่นอยกวาแบบ GIS Double Bus Single Breaker ประมาณ 1 ไรครึ่ง เหมาะสําหรับพื้นที่มีมลภาวะสูง และตองการ รักษาภูมิทัศน และสิ่งแวดลอม 21

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

(4) AIS H-Type Compact มีรูปแบบการจัดโครงสรางแบบ H-Type การจัดโครงสรางตามรูปที่ 4 โครงสรางประกอบดวย Circuit Breaker ปองกันไลน 2 ตัว และ Circuit Breaker ปองกันหมอ แปลง 2 ตัว และระหวางกลางเชื่อมตอดวย Disconnecting Switch เปนรูปตัว H โดยทั่วไป Circuit Breaker ที่ปองกันไลน หรือหมอแปลงจะติดตั้งหัวทายดวย Disconnecting Switch และ Earthing Switch เพื่อทําใหมีพื้นที่ติดตั้งลดลง ลดการขัดของที่เกิดกับ Disconnecting Switch การใช Compact Switchgear ที่รวมฟงกชนั ของ Circuit Breaker, Disconnecting Switch และ Earthing Switch เขาดวยกัน รูปแบบนี้มีความยืดหยุนสูง ในชวงแรกที่มีการติดตั้ง หมอแปลงตัวเดียวและรับไฟระบบ 115 เควี แบบเรเดียล อาจติดตั้งเปนแบบ Tail End กอน แลวเผื่อพื้นทีไ่ วขยายเปน H-Type ในอนาคต แตมีขอ จํากัดหากตองการขยาย Line Bay ใน อนาคต และการซอมบํารุง Circuit Breaker ตองมีการดับไฟบางสวน ใชพื้นทีป่ ระมาณ 3 ไร หนากวางติดถนน ประมาณ 70 เมตร ขนาดพื้นที่ 70x60 ตร.ม. เหมาะสําหรับพื้นที่ตองการ ความเชื่อถือไดปานกลาง (5) AIS H-Type มีรูปแบบการจัดโครงสรางแบบ H-Type การจัดโครงสรางตามรูปที่ 4 โครงสรางประกอบดวย Circuit Breaker ปองกันไลน 2 ตัว และ Circuit Breaker ปองกัน หมอ แปลง 2 ตัว และเชื่อมตอกันดวย Disconnecting Switch เปนรูปตัว H รูปแบบนีม้ ีความยืดหยุน สูง ในชวงแรกที่มีการติดตัง้ หมอแปลงตัวเดียวและรับไฟระบบ 115 เควีแบบเรเดียล อาจติดตั้ง เปนแบบ Tail End กอนแลวเผื่อพื้นที่ไวขยายเปน H-Type ในอนาคต แตมีขอจํากัดหาก ตองการขยาย Line Bay ในอนาคต และการซอมบํารุง Circuit Breaker ตองมีการดับไฟ บางสวน ใชพนื้ ที่ประมาณ 4 ไร หนากวางติดถนน ประมาณ 70 เมตร ขนาดพื้นที่ 70x70 ตร.ม. เหมาะสําหรับพื้นที่ตอ งการความเชื่อถือไดปานกลาง (6) AIS Tail-End มีการจัดโครงสรางตามรูปที่ 5 โครงสรางประกอบดวย Circuit Breaker ปองกันหมอแปลง 1 ตัว โดยตอตรงเขากับไลนสายสง 115 เควี ทั้งนี้ Switchgear 115 เควี อาจเปนแบบทั่วไป หรือ Compact Switchgear ก็ได ใชพื้นที่ประมาณ 4 ไร หนากวางติดถนน ประมาณ 70 เมตร ขนาดพื้นที่ 70x70 ตร.ม. เหมาะสําหรับพื้นที่ตองการความเชื่อถือได ระดับต่ํา 5.2.2 รูปแบบโครงสราง Switchgear ระบบ 22 เควี และ 33 เควี สําหรับการจายไฟของระบบแรงดัน 22 เควี และ 33 เควี จะมีโครงสรางแบบ Single Bus Scheme โครงสรางจะประกอบดวย Incoming, Outgoing, Longitudinal Bus Couples และ Capacitor Bank เชื่อมตอบน Bus เดียวกัน โดย Switchgear ที่ใชในระบบ แรงดัน 22 เควี และ 33 เควี จะเปนแบบ Metal-Clad/ Compartmented SF6 GIS

22

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

รูปที่ 1 115 kV AIS Breaker and a Half

23

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

รูปที่ 2 115 kV GIS Double Bus 24

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

รูปที่ 3 115 kV AIS Main & Transfer Bus 25

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

รูปที่ 4 115 kV H-scheme Configuration 26

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

รูปที่ 5 115 kV AIS Substation Connected by Tie Line 27

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

6. รูปแบบการเชื่อมโยงแหลงผลิตไฟฟาขนาดเล็ก การเชื่อมโยงระบบไฟฟาของแหลงผลิตไฟฟาขนาดเล็ก ตองมีรูปแบบการ เชื่อมโยงและอุปกรณปองกันตามที่การไฟฟาสวนภูมิภาคกําหนด โดยอุปกรณที่ใชในการ เชื่อมโยงระบบจะตองมีมาตรฐานตามทีก่ ารไฟฟาสวนภูมิภาคยอมรับ การเชื่อมโยงระบบไฟฟาของแหลงผลิตไฟฟาขนาดเล็ก เขากับระบบไฟฟาของ การไฟฟาสวนภูมิภาค จะตองผานหมอแปลงไฟฟา (Isolated Transformer) และการขนาน เครื่องกําเนิดไฟฟาเขากับระบบของการไฟฟาสวนภูมิภาค จะตองไดรับความเห็นชอบจากการ ไฟฟาสวนภูมิภาคกอน ทั้งนี้ รูปแบบการเชื่อมโยงของแหลงผลิตไฟฟาขนาดเล็ก เขาระบบของ การไฟฟาสวนภูมิภาคเปนดังนี้

28

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

22 - 33 kV PEA's Distribution Line Visible Air Gap Single Pole Disconnecting Switch or Lockable Gang Switch

Part of PEA's responsibility Part of generator owner's responsibility

Imp Meter

Var Meter

59N 3

1 68

3

1

27 59

Interconncetion Circuit Breaker

52-A

67 3

81

*

3 1

25 50 51

3

1 3

1

NOTE 1. VT class Metering : CL 0.5 2. CT class Metering : CL 0.5 Protection : 5P20 or Reference 3. 27/59 and 81 must be provided 2 statge

52-B

*

Number of unit

52 Device No. 25

52

Load

52

Trips

Note For 52-A

52 27/59

Undervoltage and Overvoltage Relay

52-A

50/51

Phase Overcurrent Relay

52-A

Zero Sequence Overvoltage Relay

52-A

67

Phase Directional Overcurrent Relay

52-A

68

Voltage Relay Block Closing Circuit while Deenergized

81

Underfrequency and Overfrequency Relay

59N

Gen

Function Synchronizing Check Relay

U< Alarm , U<< Trips U> Alarm , U>> Trips

Gen For 52-A F< Alarm , F<< Trips F> Alarm , F>> Trips

52-A

Dwg. File

Title

INTERCONNECTION

MINIMUM REQUIREMENT OF INTERCONNECTION PROTECTION AND METERING DIAGRAM FOR 22-33 kV COGENERATION

Dwg. No.

22-33kV-C-01 Rev. No.

Date June 2003

Provincial Electricity Authority

รูปที่ 6 รูปแบบการเชื่อมโยงระบบสําหรับลูกคาระบบ 22-33 kV

29

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

22 - 33 kV PEA's Distribution Line

Visible SF6 Switch with Remote Control Switch

Part of PEA's responsibility Part of generator owner's responsibility

Main

Exp Meter

Exp Meter

Imp Meter

Var Meter

Main Revenue Meter for Firm Contract

Monitoring Meter

3

59N 3

1

Power Quality Meter

68 3

1 27 59

Interconncetion Circuit Breaker

52-A

67 3

3

81

*

1

25 50 51

3

1 3

3 1

Less than 5 MVA NOTE 1. VT class Metering : CL 0.5 (Eccept VT for Revenue Meter Defind by Egat) 2. CT class Metering : CL 0.5 Protection : 5P20 or Reference 3. 27/59 and 81 must be provided 2 statge

52-B

*

Number of unit

52 Device No. 25

52

Load

52

Trips

Note For 52-A

52 27/59

Undervoltage and Overvoltage Relay

52-A

50/51

Phase Overcurrent Relay

52-A

Zero Sequence Overvoltage Relay

52-A

67

Phase Directional Overcurrent Relay

52-A

68

Voltage Relay Block Closing Circuit while Deenergized

81

Underfrequency and Overfrequency Relay

59N

Gen

Function Synchronizing Check Relay

U< Alarm , U<< Trips U> Alarm , U>> Trips

Gen For 52-A 52-A

F< Alarm , F<< Trips F> Alarm , F>> Trips Dwg. File

Title

MINIMUM REQUIREMENT OF INTERCONNECTION PROTECTION AND METERING DIAGRAM FOR 22-33 kV SPP up to 3 MW

INTERCONNECTION Dwg. No.

22-33kV-SPP-DY-01 Rev. No.

Date June 2003

Provincial Electricity Authority

รูปที่ 7 รูปแบบการเชื่อมโยงสําหรับ SPP ระบบ 22-33 kV ปริมาณไฟฟาจายเขาระบบ ไมเกิน 3 MW

30

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

22 - 33 kV PEA's Distribution Line

Visible SF6 Switch with Remote Control Switch

Part of PEA's responsibility Part of generator owner's responsibility

Exp Meter

Exp Meter

Imp Meter

Var Meter

Main Revenue Meter for Firm Contract

Monitoring Meter

3 Power Quality Meter

68 3

1 27 59

Interconncetion Circuit Breaker

67 67N

52-A

3

*

81 3

1

3

25 50 51

3

3

50N 51N

1 1

3 1

For Isolation Transformer over 5 MVA

87T 3

NOTE 1. VT class Metering : CL 0.5 (Eccept VT for Revenue Meter Defind by Egat) 2. CT class Metering : CL 0.5 Protection : 5P20 or Reference 3. 27/59 and 81 must be provided 2 statge

52-B

*

Number of unit

52 Device No. 25

52

Load

52

Trips

Note For 52-A

Synchronizing Check Relay

52 27/59

Undervoltage and Overvoltage Relay

52-A

50/51 50N/51N

Phase and Ground Overcurrent Relay

52-A

Phase and Ground Directional Overcurrent Relay

52-A

67/67N

Gen

Function

U< Alarm , U<< Trips U> Alarm , U>> Trips

Gen 68 81 87T

Voltage Relay Block Closing Circuit while Deenergized

For 52-A

Underfrequency and Overfrequency Relay Transformer Differential Relay

52-A

F< Alarm , F<< Trips F> Alarm , F>> Trips

52-A,52-B Dwg. File

Title

MINIMUM REQUIREMENT OF INTERCONNECTION PROTECTION AND METERING DIAGRAM FOR 22-33 kV SPP OVER 3 MW

INTERCONNECTION Dwg. No.

22-33kV-SPP-YD-01 Rev. No.

Date June 2003

Provincial Electricity Authority

รูปที่ 8 รูปแบบการเชื่อมโยงสําหรับ SPP ระบบ 22-33 kV ปริมาณไฟฟาจายเขาระบบ เกิน 3 MW

31

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

115 kV PEA Substation

52-YB

Teleprotection

115 kV PEA's Line Part of PEA's responsibility Part of generator owner's responsibility

Visible Air Break Switch

Optical Fiber

Imp Meter

Var Meter

1YP Monitoring Meter

3 59N

3

Interconncetion Circuit Breaker

1

3

52-3YB

Teleprotection

68 1

3

50 51 3

1YC

BF

81

3

*

67

25 1

27 59 3

1

NOTE 1. VT class Metering : CL 0.5 2. CT class Metering : CL 0.5 Protection : 5P20 or Reference 3. 27/59 and 81 must be provided 2 statge

87T 3

* Device No.

Number of unit

Function

Trips

Note

52-2 25

Synchronizing Check Relay

For 52-3YB

3 52-3YB

U< Alarm , U<< Trips U> Alarm , U>> Trips

Phase Overcurrent Relay

52-3YB

Alarm

Zero Sequence Overvoltage Relay

52-3YB

Alarm

67

Phase Directional Overcurrent Relay

52-3YB

Alarm

68

Voltage Relay Block Closing Circuit while Deenergized

81

Underfrequency and Overfrequency Relay

52-3YB

F< Alarm , F<< Trips F> Alarm , F>> Trips

87T

Transformer Differential Relay

52-3YB 52-2

Alarm

BF

Circuit Breaker Fail Relay

27/59

Undervoltage and Overvoltage Relay

50/51 59N

52

Load

52

Gen

52

Gen

For 52-3YB

For 52-3YB , Alarm Dwg. File

Title

INTERCONNECTION

MINIMUM REQUIREMENT OF INTERCONNECTION PROTECTION AND METERING DIAGRAM FOR 115 kV COGENERATION

Dwg. No.

115kV-C-01 Rev. No.

Date June 2003

Provincial Electricity Authority

รูปที่ 9 รูปแบบการเชื่อมโยงระบบสําหรับลูกคาระบบ 69-115 kV

32

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

115 kV PEA's Line

115 kV PEA's Line Part of PEA's responsibility Part of generator owner's responsibility

To Monitoring Meter

To Supplied Substation

1YP Visible Air Break Switch

Teleprotection

87L

67 67N

21

3

3

21N

To Supplied Substation

Teleprotection

3 50BF

To Monitoring Meter

2YP

1YC

21

67

50BF

21N

67N

87L

3

2YC

3

3

3

3 25

52-1YB

79 1

52-2YB

79

25

1

1

3

3

1

Reserved area for PEA substation in future

3

BYP

Exp Meter

Exp Meter

Imp Meter

Var Meter

Main Revenue Meter for Firm Contract

87B

3YP

3

Monitoring Meter

3 68

3

Interconncetion Circuit Breaker

Power Quality Meter

1 27 59

52-3YB

3

From 1YP 1YC 2YP 2YC

*

81

3

1 3

3YC

50 51

3

3

50N 51N

BF 1

25 1

1

3 1 87T 3

52-2 3

52

52

Gen

Gen

52

Load Dwg. File

Title

MINIMUM REQUIREMENT OF INTERCONNECTION PROTECTION AND METERING DIAGRAM FOR 115 kV SPP, TERMINAL SUBSTATION

INTERCONNECTION Dwg. No.

115kV-SPP-T-01 Rev. No.

Date June 2003

Provincial Electricity Authority

รูปที่ 10 รูปแบบการเชื่อมโยงระบบสําหรับ SPP ระบบ 69-115 kV แบบ Terminal Substation

33

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA

ฝายวางแผนระบบไฟฟา

การไฟฟาสวนภูมิภาค

115 kV PEA Substation

3

Part of PEA's responsibility 52-YB Part of generator owner's responsibility Teleprotection

Visible Air Break Switch

Optical Fiber Exp Meter Depend on distance from plant to PEA substation.

87L

Exp Meter

Imp Meter

Var Meter

Main Revenue Meter for Firm Contract

87B

3 1YP Monitoring Meter

3

Interconncetion Circuit Breaker

68

3

1

52-3YB

Teleprotection

3 3 1YC

50 51

50N 51N

BF

21

67

81

67N

27 59

21N

3

Power Quality Meter

25 1

*

3 3 1

NOTE 1. VT class Metering : CL 0.5 (Eccept VT for Revenue Meter Defind by Egat) 2. CT class Metering : CL 0.5 Protection : 5P20 or Reference 3. 27/59 and 81 must be provided 2 statge

87T 3

* Divice No.

Number of unit

Function

Trips

Note

52-2 21/21N 25

3

27/59

52

52

52

50/51 50N/51N 67/67N

Load

Gen

Gen

Phase and Ground Distance Relay

Alarm

52-3YB

Synchronizing Check Relay

For 52-3YB

Undervoltage and Overvoltage Relay

52-3YB

U< Alarm , U<< Trips U> Alarm , U>> Trips

Phase and Ground Overcurrent Relay

52-3YB

Alarm

Phase and Ground Directional Overcurrent Relay

52-3YB

68

Voltage Relay Block Closing Circuit while Deenergized

81

Underfrequency and Overfrequency Relay

52-3YB

87T

Transformer Differential Relay

52-3YB 52-2

BF

Circuit Breaker Fail Relay

Alarm For 52-3YB F< Alarm , F<< Trips F> Alarm , F>> Trips Alarm For 52-3YB , Alarm

Dwg. File

Title

MINIMUM REQUIREMENT OF INTERCONNECTION PROTECTION AND METERING DIAGRAM FOR 115 kV SPP, SUPPLIED DIRECTLY TO PEA'S SUBSTATION

INTERCONNECTION Dwg. No.

115kV-SPP-D-01 Rev. No.

Date June 2003

Provincial Electricity Authority

รูปที่ 11 รูปแบบการเชื่อมโยงระบบสําหรับ SPP ระบบ 69-115 kV จายตรงไปทีส่ ถานีไฟฟาของ กฟภ.

34

หลักเกณฑในการวางแผนระบบไฟฟา

PLANNING CRITERIA