การติดตั้งระบบตรวจสอบสภาพสวิตช์เกียร์: Partial Discharge อุณหภูมิ และ RFP สำหรับโรงงานไทย

“อุปกรณ์สถานีไฟฟ้าย่อยของเรา ทุกวันนี้ใช้แค่การตรวจแบบดับไฟปีละครั้ง กับการตรวจด้วยกล้องถ่ายภาพความร้อนโดยผู้รับเหมาภายนอก แต่ช่วงหลังเริ่มถูกสำนักงานใหญ่ บริษัทประกัน และการตรวจประเมินจากลูกค้าถามว่า ‘มีการตรวจสอบสภาพ (condition monitoring) หรือไม่’” เราได้รับคำปรึกษาลักษณะนี้จากผู้รับผิดชอบงานบำรุงรักษาและงานไฟฟ้าของโรงงานบริษัทญี่ปุ่นในประเทศไทยมากขึ้นเรื่อย ๆ สิ่งสำคัญในการติดตั้งระบบตรวจสอบสภาพอุปกรณ์สถานีไฟฟ้าย่อยไม่ใช่การติดเซนเซอร์กี่จุด แต่คือ “การกำหนดไว้ล่วงหน้าว่า ในช่วงเวลาตั้งแต่สัญญาณการเสื่อมสภาพเริ่มวัดได้จนถึงการเสียหาย ใครจะเป็นผู้สังเกตเห็น และใครจะเป็นผู้ตัดสินใจว่าจะหยุดอุปกรณ์หรือไม่” เพื่อการนั้น มีเรื่องที่ต้องตัดสินใจ 5 เรื่อง ได้แก่ (1) การสำรวจรายการอุปกรณ์และระดับความสำคัญ (2) การจับคู่รูปแบบการเสื่อมสภาพกับวิธีการตรวจวัด (3) การแบ่งบทบาทระหว่างการตรวจตามรอบกับการตรวจวัดต่อเนื่อง (4) ปลายทางของข้อมูลและโครงสร้างการตัดสินใจ และ (5) การทดสอบรับมอบ

ขอชี้แจงก่อน ตัวเลขในบทความนี้ที่ไม่ได้ระบุแหล่งที่มา (เช่น จำนวนตู้ของโรงงานตัวอย่าง ระยะเวลาตั้งแต่สัญญาณจนถึงการเสียหายของการเสื่อมสภาพแต่ละแบบ และจำนวนจุดเซนเซอร์) เป็นสมมติฐานของบทความนี้ที่ตั้งขึ้นเพื่อการอธิบาย ไม่ใช่ค่าเฉลี่ยของอุตสาหกรรมหรือค่าจากการสำรวจ สเปกของเซนเซอร์อุณหภูมิแบบไร้สายเป็นค่าที่ผู้ผลิตประกาศ ไม่ใช่ค่าที่บุคคลที่สามตรวจสอบแล้ว นอกจากนี้ เนื้อหาเกี่ยวกับมาตรฐาน NFPA 70B ฉบับปี 2026 ของสหรัฐอเมริกา อ้างอิงจากเอกสารการพิจารณาแก้ไขที่ NFPA เผยแพร่ จึงไม่จำเป็นต้องตรงกับถ้อยคำในฉบับที่ออกจริงเป็นฉบับสุดท้าย ผลิตภัณฑ์และผู้จำหน่ายที่กล่าวถึงทั้งหมดเป็นของบริษัทอื่น ไม่ใช่ของ TOMAS TECH

ทำไมการตรวจสอบสภาพอุปกรณ์สถานีไฟฟ้าย่อยจึงถูกถามถึงในตอนนี้

NFPA 70B เปลี่ยนจาก “ข้อแนะนำ” เป็น “มาตรฐาน” และฉบับปี 2026 เป็นฉบับปัจจุบัน

ในเรื่องการบำรุงรักษาอุปกรณ์ไฟฟ้า มีมาตรฐาน NFPA 70B ที่กำหนดโดย NFPA (สมาคมป้องกันอัคคีภัยแห่งชาติสหรัฐอเมริกา) ซึ่งเป็นองค์กรมาตรฐานภาคเอกชนของสหรัฐอเมริกา ตามคำอธิบายของสื่ออุตสาหกรรม Reliable Media ใน NFPA 70B ฉบับปี 2023 (มีผลบังคับใช้ 16 มกราคม 2023) เอกสารนี้ถูกออกใหม่จากเดิมที่เป็น “แนวปฏิบัติที่แนะนำสำหรับการบำรุงรักษาอุปกรณ์ไฟฟ้า (Recommended Practice)” มาเป็น “มาตรฐานสำหรับการบำรุงรักษาอุปกรณ์ไฟฟ้า (Standard)” ตามหลักการของเอกสาร NFPA แนวปฏิบัติที่แนะนำจะเขียนด้วยคำว่า “should” ซึ่งไม่มีผลบังคับ ส่วนมาตรฐานจะมีข้อกำหนดบังคับที่ใช้คำว่า “shall” และเขียนในรูปแบบที่มุ่งให้ถูกนำไปใช้ คำอธิบายเดียวกันยังกล่าวว่า ต่อมาฉบับปี 2026 ได้เข้ามาแทนฉบับปี 2023 และกลายเป็นฉบับปัจจุบัน แต่ฉบับที่ใช้กับสถานประกอบการแต่ละแห่งขึ้นอยู่กับว่าหน่วยงานที่มีอำนาจ สัญญา หรือบริษัทประกันอ้างอิงฉบับใด จึงไม่จำเป็นต้องเป็นฉบับล่าสุด

คำอธิบายสินค้าของผู้จำหน่ายหนังสือระบุการปรับปรุงหลักของฉบับปี 2026 (รวม 216 หน้า) ไว้ เช่น การนำวิธี P–F curve มาใช้กำหนดช่วงเวลาการบำรุงรักษา ข้อกำหนดใหม่ที่กำหนดเส้นตายเพื่อไม่ให้การซ่อมอุปกรณ์ถูกเลื่อนออกไป การทำตารางการตรวจและการทดสอบให้ละเอียดขึ้น และการเพิ่มบทใหม่ว่าด้วยสวิตช์ถ่ายโอน (transfer switch)

ตามเอกสารการพิจารณาแก้ไขฉบับปี 2026 ที่ NFPA เผยแพร่ ประเด็นที่เกี่ยวข้องกับการตรวจสอบสภาพอุปกรณ์สถานีไฟฟ้าย่อยมีดังต่อไปนี้ (ทั้งหมดเป็นถ้อยคำระหว่างการพิจารณา ไม่จำเป็นต้องตรงกับถ้อยคำในฉบับสุดท้าย)

• ช่วงเวลาของการถ่ายภาพความร้อนอินฟราเรด: ในตารางช่วงเวลาการบำรุงรักษา การถ่ายภาพความร้อนอินฟราเรดสำหรับ “อุปกรณ์ทั้งหมด” กำหนดไว้ที่ 12 เดือนเมื่อสภาพอุปกรณ์อยู่ในระดับ 1 หรือ 2 และ 6 เดือนเมื่ออยู่ในระดับ 3 ซึ่งเป็นสภาพที่แย่ ช่วงเวลานี้ถือเป็นช่วงเวลาที่ห้ามเกิน ในกรณีที่ไม่มีคำแนะนำของผู้ผลิต เป็นต้น คำอธิบายของสถาบันฝึกอบรมด้านอินฟราเรดก็อธิบายฉบับปี 2023 ไว้ในแนวเดียวกัน (อย่างน้อยทุก 12 เดือน และสภาพระดับ 3 อย่างน้อยทุก 6 เดือน)
• การแจ้งเตือนจากระบบตรวจวัดต่อเนื่องถูกนำมาใช้ในการประเมินสภาพอุปกรณ์: เงื่อนไขในการจัดอุปกรณ์เป็นสภาพระดับ 1 ถึง 3 มีการรวม “ไม่มีการแจ้งเตือนที่ยังไม่ได้ดำเนินการจากระบบตรวจวัดต่อเนื่อง” (ระดับ 1) “มีการแจ้งเตือนจากระบบตรวจวัดต่อเนื่องนับตั้งแต่การประเมินครั้งก่อน” (ระดับ 2) และ “มีการแจ้งเตือนที่ยังมีผลอยู่หรือยังไม่ได้ดำเนินการจากระบบตรวจวัดต่อเนื่อง” (หนึ่งในเงื่อนไขของระดับ 3) ไว้ด้วย
• การตรวจวัดอุณหภูมิต่อเนื่องแบบติดตั้งถาวรสามารถถือว่าเป็นไปตามข้อกำหนดการตรวจด้วยอินฟราเรดได้: มีการเสนอแก้ไขให้ยอมรับอุปกรณ์วัดอุณหภูมิต่อเนื่องแบบติดตั้งถาวรว่าเป็นไปตามข้อกำหนดการตรวจด้วยอินฟราเรด คณะกรรมการอธิบายว่าเป็นเทคโนโลยีทางเลือกที่ให้ผลเช่นเดียวกับการถ่ายภาพความร้อนอินฟราเรด นี่เป็นการ “ยอมรับ” หรืออนุญาตให้ทำได้ ไม่ใช่การกำหนดให้ต้องติดตั้ง ในภาคผนวกยังกล่าวถึงหน้าต่างอินฟราเรด (IR window) ที่ช่วยให้มองเห็นภายในได้โดยไม่ต้องถอดฝาครอบด้วย
• ทางเลือกในการออกแบบที่คำนึงถึงการบำรุงรักษา: ภาคผนวกได้ระบุทางเลือกในการออกแบบไว้ เช่น หน้าต่างอินฟราเรดที่ทำให้ตรวจได้โดยไม่ให้ผู้ปฏิบัติงานสัมผัสกับส่วนที่มีไฟ เซนเซอร์อุณหภูมิที่จุดต่อปลายสายสำคัญ เซนเซอร์อัลตราโซนิกสำหรับอุปกรณ์แรงดันปานกลาง การตรวจวัด Partial Discharge ของสายเคเบิลและอุปกรณ์ที่สำคัญ และอุปกรณ์ตรวจสอบสภาพแบบติดตั้งถาวร
• ช่วงเวลาการตรวจไม่เกินครึ่งหนึ่งของช่วง P–F: มีการเสนอแก้ไขที่ยอมรับการใช้วิธี P–F curve ในการกำหนดช่วงเวลาการบำรุงรักษาสูงสุด และในภาคผนวกมีคำอธิบายว่า “เพื่อป้องกันการเสียหาย ช่วงเวลาของการบำรุงรักษาเชิงป้องกันตามเวลาต้องไม่เกินครึ่งหนึ่งของช่วง P–F”
• ความมั่นคงปลอดภัยไซเบอร์ของ OT: เอกสารการพิจารณาแสดงการแก้ไขที่เพิ่มความมั่นคงปลอดภัยไซเบอร์ของเทคโนโลยีการปฏิบัติการ (OT) สำหรับอุปกรณ์ที่เชื่อมต่อเครือข่าย เป็นองค์ประกอบที่ควรรวมไว้ในโปรแกรมการบำรุงรักษาไฟฟ้า (EMP)
• Partial Discharge แบบออนไลน์: ในตารางการทดสอบ มีการจัด “Partial Discharge แบบออนไลน์” ของขดลวดแรงดันปานกลางและแรงดันสูงของหม้อแปลง และ “Partial Discharge” ของสายไฟฟ้ากำลังที่เกิน 1000 V ไว้เป็นรายการทดสอบ รายการเหล่านี้เป็นรายการที่เลือกตามอุปกรณ์และโปรแกรมการบำรุงรักษา ไม่ได้หมายความว่าบังคับสำหรับอุปกรณ์ทุกตัว

เดือนมีนาคม 2025 ไฟไหม้สถานีไฟฟ้าย่อยในอังกฤษแสดงให้เห็นว่า “วัดได้แล้วแต่ป้องกันไม่ได้”

เดือนมีนาคม 2025 เกิดไฟไหม้ที่สถานีไฟฟ้าย่อย North Hyde ทางตะวันตกของกรุงลอนดอน สหราชอาณาจักร ทำให้ท่าอากาศยานฮีทโธรว์ต้องปิด ตามรายงานข่าวของสำนักข่าว AP รายงานของผู้ดำเนินการระบบพลังงานแห่งชาติของสหราชอาณาจักร (NESO) ระบุว่า ความเสียหายร้ายแรงของหม้อแปลงตัวหนึ่ง มีความเป็นไปได้มากที่สุดว่าเกิดจากความชื้นที่แทรกซึมเข้าไปในบุชชิ่ง (ฉนวนทะลุ) ทำให้เกิดการลัดวงจรและน้ำมันติดไฟ มีรายงานว่าที่สถานีไฟฟ้าย่อยแห่งเดียวกันนี้ ตัวอย่างน้ำมันในปี 2018 พบว่าความชื้นสูงขึ้น แต่ไม่ได้มีการเปลี่ยนบุชชิ่ง หน่วยงานกำกับดูแล Ofgem ได้เริ่มการสอบสวนว่าบริษัทส่งไฟฟ้า National Grid Electricity Transmission ซึ่งเป็นเจ้าของสถานีไฟฟ้าย่อยแห่งนี้ ละเมิดเงื่อนไขใบอนุญาตหรือไม่

นี่เป็นกรณีของสถานีไฟฟ้าย่อยของบริษัทส่งไฟฟ้า ไม่ใช่กรณีของอุปกรณ์สถานีไฟฟ้าย่อยในโรงงาน ถึงกระนั้น ประเด็นที่ว่า ตามรายงานข่าว สัญญาณถูกวัดได้แล้ว แต่ไม่ได้นำไปสู่การตัดสินใจและการแก้ไข ก็เป็นบทเรียนที่ใช้ได้โดยตรงเมื่อพิจารณาการตรวจสอบสภาพในโรงงาน

มาตรฐานของสวิตช์เกียร์แรงดันปานกลางและ Partial Discharge ก็มีการแก้ไขอย่างต่อเนื่อง

ในโลกของมาตรฐานก็มีความเคลื่อนไหวต่อเนื่องเช่นกัน มาตรฐาน IEC 62271-201 สำหรับสวิตช์เกียร์ฉนวนแข็งที่แรงดันเกิน 1 kV และไม่เกิน 52 kV ได้ออกฉบับที่ 3 เมื่อวันที่ 22 กรกฎาคม 2026 โดยมีการปรับให้สอดคล้องกับ IEC 62271-200 ซึ่งเป็นมาตรฐานสวิตช์เกียร์แบบตู้โลหะปิด (ฉบับที่ 3 ปี 2021 และ Amendment 1 ปี 2024) เป็นต้น มาตรฐาน IEC 60270 สำหรับการวัด Partial Discharge แบบอิงประจุไฟฟ้า ออกฉบับที่ 4 เมื่อวันที่ 5 มิถุนายน 2025 ส่วนข้อกำหนดทางเทคนิค IEC TS 62478 ที่ว่าด้วยการวัด Partial Discharge ด้วยคลื่นแม่เหล็กไฟฟ้าและคลื่นเสียง ฉบับปี 2016 เป็นฉบับปัจจุบัน และอยู่ระหว่างการพัฒนาฉบับที่ 2 อนึ่ง มาตรฐานสวิตช์เกียร์ IEC 62271-200 และ 62271-201 ไม่ใช่มาตรฐานที่กำหนดให้ต้องมีการตรวจสอบสภาพ

ความหมายสำหรับโรงงานในประเทศไทย

NFPA 70B เป็นมาตรฐานภาคเอกชนของสหรัฐอเมริกา ไม่ใช่กฎหมายของไทย และไม่ได้มีผลบังคับใช้กับโรงงานในประเทศไทยโดยอัตโนมัติ อย่างไรก็ตาม มีความเป็นไปได้ที่มาตรฐานการบำรุงรักษาของสำนักงานใหญ่ระดับโลก การสำรวจความเสี่ยงของบริษัทประกัน หรือการตรวจประเมินจากลูกค้า จะยกมาตรฐานนี้ขึ้นมาเป็นเกณฑ์อ้างอิงอย่างหนึ่ง เมื่อถึงตอนนั้น ผลการประเมินน่าจะแตกต่างกันมาก ระหว่างกรณีที่อธิบายได้ว่า “ยังไม่ได้ติดตั้งระบบตรวจสอบสภาพ แต่กำหนดช่วงเวลาการตรวจไว้อย่างนี้” กับกรณีที่ “มีการตรวจวัดอยู่ แต่ยังไม่ได้กำหนดว่าเมื่อมีสัญญาณเตือนแล้วใครต้องทำอะไร” การตรวจสอบสภาพอุปกรณ์สถานีไฟฟ้าย่อยจึงเป็นการเตรียมข้อมูลสำหรับอธิบายเรื่องเหล่านี้ด้วย

การตรวจสอบสภาพอุปกรณ์สถานีไฟฟ้าย่อยคืออะไร: แตกต่างจากการตรวจตามรอบอย่างไร

คิดด้วย P–F curve

เครื่องมือพื้นฐานในการคิดเรื่องการตรวจสอบสภาพคือ P–F curve สภาพของอุปกรณ์จะค่อย ๆ แย่ลงเมื่อใช้งานไป ภาคผนวกของเอกสารการพิจารณาของ NFPA นิยาม “การเสียหายที่แฝงอยู่ (จุด P)” ว่าเป็น “จุดที่สามารถตรวจพบได้ว่าอุปกรณ์เริ่มเสื่อมสภาพ” และ “การเสียหายเชิงหน้าที่ (จุด F)” ว่าเป็น “จุดที่ถึงขีดจำกัดการใช้งานและไม่ทำงานอีกต่อไป” ระยะเวลาตั้งแต่จุด P ถึงจุด F เรียกว่า “ช่วง P–F”

หากจับสัญญาณได้ภายในช่วง P–F ก็สามารถวางแผนดับไฟและแก้ไขได้ หากจับไม่ได้ วันหนึ่งอุปกรณ์สถานีไฟฟ้าย่อยก็จะหยุดทำงานกะทันหัน และโรงงานทั้งโรงก็จะหยุดตาม ทั้งการตรวจตามรอบและการตรวจวัดต่อเนื่องมีเป้าหมายเดียวกัน คือ การจับสัญญาณให้ได้ภายในช่วง P–F สิ่งที่ต่างกันคือความน่าจะเป็นที่จะจับได้ และเวลาที่เหลืออยู่ตั้งแต่จับได้จนถึงการแก้ไข

ความหมายของ “กฎครึ่งหนึ่ง”

แนวคิด “ช่วงเวลาการตรวจตามเวลาต้องไม่เกินครึ่งหนึ่งของช่วง P–F” ที่ภาคผนวกของเอกสารการพิจารณาแสดงไว้ เข้าใจได้ดังนี้ หากช่วงเวลาการตรวจเท่ากับช่วง P–F ในกรณีที่โชคไม่ดี สัญญาณอาจปรากฏขึ้นทันทีหลังจากการตรวจครั้งหนึ่งเสร็จสิ้น และการตรวจครั้งถัดไปจะตรงกับช่วงก่อนถึงจุด F พอดี แม้จะพบก็แทบไม่เหลือเวลาเตรียมการแก้ไข หากตั้งช่วงเวลาการตรวจไม่เกินครึ่งหนึ่งของช่วง P–F จะมีโอกาสตรวจอย่างน้อย 2 ครั้งภายในช่วง P–F และเมื่อพบสัญญาณ จะยังเหลือเวลาอย่างน้อยครึ่งหนึ่งของช่วง P–F ก่อนถึงจุด F ซึ่งเป็นการสร้างส่วนเผื่อขึ้นมา

วิธีวัด 3 แบบ: ออฟไลน์ ออนไลน์ตามรอบ และออนไลน์ต่อเนื่อง

ขอใช้การวัด Partial Discharge เป็นตัวอย่าง เพื่อแบ่งวิธีวัดออกเป็น 3 แบบ ตามบทความวิชาการที่วิศวกรของบริษัททดสอบสัญชาติอเมริกัน American Electrical Testing และคณะ นำเสนอในงาน NETA PowerTest ปี 2016 (เผยแพร่บนเว็บไซต์ของบริษัท EA Technology) มีดังนี้

• การทดสอบแบบออฟไลน์: หยุดอุปกรณ์แล้วจ่ายไฟฟ้ากระแสสลับแรงดันสูงเข้าไปโดยตรง โดยปกติทำเป็นการทดสอบที่โรงงานผู้ผลิตหรือการทดสอบรับมอบ
• การวัดตามรอบแบบออนไลน์: วัดเป็นระยะในขณะที่อุปกรณ์ยังทำงานอยู่ ด้วยเครื่องตรวจจับแบบมือถือชนิดคลื่นเสียง (อัลตราโซนิก) หรือคลื่นแม่เหล็กไฟฟ้า
• การตรวจวัดต่อเนื่องแบบออนไลน์: ใช้เซนเซอร์ ตัวเก็บข้อมูล อุปกรณ์ตรวจวัด และตัววิเคราะห์ เพื่อเก็บ วิเคราะห์ และรายงานข้อมูลสภาพฉนวนอยู่ตลอดเวลา

บทความเดียวกันเขียนไว้ว่า ระบบตรวจวัดต่อเนื่อง “ไม่ใช่ระบบที่ไร้ข้อผิดพลาด (not fool proof)” เพราะสัญญาณรบกวนจากภายนอก เช่น หลอดฟลูออเรสเซนต์ การทำงานของอุปกรณ์รอบข้าง หรืองานก่อสร้าง อาจถูกบันทึกเป็นสัญญาณที่คล้าย Partial Discharge และข้อมูลจำเป็นต้องได้รับการวิเคราะห์และตีความโดยผู้เชี่ยวชาญ การติดตั้งระบบตรวจวัดต่อเนื่องจึงไม่ได้ทำให้ไม่ต้องใช้วิจารณญาณของคน ในทางกลับกัน การกำหนดโครงสร้างการตัดสินใจกลายเป็นเงื่อนไขเบื้องต้น

ในฐานะรูปแบบหนึ่งของการบำรุงรักษาเชิงพยากรณ์

การตรวจสอบสภาพอุปกรณ์สถานีไฟฟ้าย่อยเป็นรูปแบบหนึ่งของการบำรุงรักษาเชิงพยากรณ์ เช่นเดียวกับการตรวจวัดการสั่นสะเทือนของเครื่องจักรหมุน แนวทางการดำเนินการบำรุงรักษาเชิงพยากรณ์โดยรวมและการวางโครงสร้าง PoC สรุปไว้ใน “กรณีศึกษา Predictive Maintenance: PoC 90 วันและ RFP” ความยากที่เป็นลักษณะเฉพาะของอุปกรณ์สถานีไฟฟ้าย่อยคือ ขอบเขตการดับไฟเพื่อการตรวจกว้าง ส่งผลกระทบต่อการผลิตมาก และเมื่อเสียหายโรงงานทั้งโรงจะหยุด อีกทั้งยังมีอันตรายจากไฟไหม้และอาร์กร่วมด้วย

การจับคู่รูปแบบการเสื่อมสภาพกับวิธีการตรวจวัด

ก่อนเลือกวิธี ให้กำหนดก่อนว่า “ต้องการดูการเสื่อมสภาพแบบใด ของอุปกรณ์ใด” การจับคู่ที่เป็นตัวแทนสรุปไว้ในตารางดังนี้

แถวสุดท้ายไม่ใช่การเสื่อมสภาพของอุปกรณ์สถานีไฟฟ้าย่อย แต่เป็นเหตุการณ์ที่มาจากฝั่งระบบไฟฟ้า แม้วัตถุประสงค์จะต่างจากการตรวจสอบสภาพ แต่เนื่องจากต้องติดเซนเซอร์ในห้องไฟฟ้าเดียวกัน การวางแผนไปพร้อมกันจึงมีประสิทธิภาพ วิธีบันทึกแรงดันตกชั่วขณะ ดูได้ที่ “ระบบตรวจสอบแรงดันไฟฟ้าสำหรับคุณภาพไฟฟ้าโรงงานไทย”

สิ่งสำคัญของตารางนี้คือ วิธีเดียวไม่สามารถมองเห็นได้ทุกอย่าง เซนเซอร์อุณหภูมิเหมาะกับความร้อนสูงเกินที่จุดต่อ แต่มองไม่เห็นการเสื่อมของฉนวน การตรวจวัด Partial Discharge มองเห็นการเสื่อมของฉนวน แต่มองไม่เห็นการหลวมของจุดต่อ ส่วนภายในหม้อแปลงนั้น ยากที่จะจับได้ด้วยการวัดอุณหภูมิหรือ Partial Discharge จากภายนอก จึงต้องดูจากก๊าซในน้ำมัน

วิธีตรวจวัด Partial Discharge: ความแตกต่างของ TEV อัลตราโซนิก HFCT และ UHF

Partial Discharge คืออะไร

Partial Discharge (ดิสชาร์จบางส่วน) คือการดิสชาร์จขนาดเล็กที่เกิดขึ้นเพียงบางส่วนของฉนวน บทความ NETA ที่กล่าวถึงข้างต้นแบ่ง Partial Discharge ออกเป็น 2 แบบ คือ “Partial Discharge ภายใน” ที่เกิดในช่องว่าง (void) ภายในฉนวนแข็ง เป็นต้น และ “Partial Discharge ที่ผิว” ที่เกิดบนผิวของฉนวน โดยระบุว่า Partial Discharge ที่ผิวเกิดได้ง่ายเป็นพิเศษเมื่อฉนวนมีข้อบกพร่อง สกปรก หรือมีความชื้นสูง Partial Discharge โดยตัวมันเองไม่ได้ทำให้เสียหายทันที แต่โดยทั่วไปถือเป็นสัญญาณว่าการเสื่อมของฉนวนกำลังดำเนินไป

วิธี 4 แบบ

TEV: ตามบทความ NETA พัลส์แม่เหล็กไฟฟ้าบางส่วนที่เกิดจาก Partial Discharge ภายในสวิตช์เกียร์จะปรากฏที่ผิวด้านในของตู้ แล้ววิ่งอ้อมผ่านรอยต่อออกมาที่ผิวด้านนอก บทความระบุว่าปรากฏการณ์นี้ถูกค้นพบในทศวรรษ 1970 และได้รับการตั้งชื่อว่า TEV เนื่องจาก TEV ตรวจจับได้โดยไม่ต้องถอดฝาครอบแผงและไม่ต้องเชื่อมต่อกับตัวนำที่มีไฟ จึงสะดวกสำหรับการตรวจจับ Partial Discharge ขณะอุปกรณ์ทำงาน TEV มีประโยชน์ในการตรวจพบ Partial Discharge ภายในสวิตช์เกียร์และ tracking บนผิวของชิ้นส่วนภายใน แต่ในอีกด้านหนึ่ง ระบุว่ามีความไวไม่เพียงพอสำหรับการตรวจพบปัญหาของระบบสายเคเบิลฉนวนแข็ง

อัลตราโซนิก: Partial Discharge ที่ผิวและโคโรนาจะส่งเสียงออกมา บทความเดียวกันระบุว่าการตรวจจับด้วยคลื่นเสียง (อัลตราโซนิก) มีประสิทธิภาพในการระบุตำแหน่ง ส่วนใหญ่มักวัดใกล้กับช่องว่างของประตูหรือช่องระบายอากาศ (แนวคิดของบทความนี้)

HFCT: กระแสพัลส์ของ Partial Discharge สามารถวัดได้โดยคล้อง HFCT (หม้อแปลงกระแสความถี่สูง) ที่สายดินของอุปกรณ์ ใช้สำหรับตรวจวัดสายเคเบิลและหัวต่อปลายสาย

UHF: ตามบทความปริทัศน์ปี 2019 โดยนักวิจัยของมหาวิทยาลัยนิวเซาท์เวลส์ ประเทศออสเตรเลีย พัลส์ของ Partial Discharge มีเวลาขึ้น (rise time) ที่เร็วมาก จึงปล่อยคลื่นแม่เหล็กไฟฟ้าที่มีองค์ประกอบในย่าน UHF 300 MHz ถึง 3 GHz วิธี UHF ถูกพัฒนาขึ้นในปี 1988 สำหรับอุปกรณ์สวิตช์ฉนวนก๊าซ (GIS) และต่อมาได้นำไปประยุกต์ใช้กับหม้อแปลงกำลัง (1997) และสายเคเบิล (1998) ข้อดีคือทนต่อการรบกวนทางแม่เหล็กไฟฟ้าจากภายนอก และหลีกเลี่ยงสัญญาณรบกวนความถี่ต่ำภายในสถานีไฟฟ้าย่อยได้ ในทางกลับกัน ประเด็นที่เป็นปัญหาคือเมื่อเทียบกับวิธีทางไฟฟ้าแบบดั้งเดิมแล้ว ยังไม่มีวิธีสอบเทียบที่เหมาะสม

ไม่ใช่การสอบเทียบ แต่เป็น “การตรวจสอบความไว”

ในวิธี UHF ไม่สามารถสอบเทียบเป็นประจุปรากฏ (pC) แบบ IEC 60270 ได้ บทความของนักวิจัยจากมหาวิทยาลัยชตุทการ์ท ประเทศเยอรมนี และคณะ อธิบายว่า สำหรับการวัด UHF ของ GIS จะยืนยันคุณภาพด้วย “การตรวจสอบความไว (sensitivity check)” 2 ขั้นตอนที่ CIGRE แนะนำ ขั้นแรก ในห้องปฏิบัติการ ให้กำหนดพัลส์ที่ให้สเปกตรัมคล้ายกับสัญญาณของข้อบกพร่องอ้างอิง จากนั้นที่หน้างาน ให้ฉีดพัลส์เดียวกันเข้าไปแล้วยืนยันว่าเซนเซอร์ตัวข้างเคียงตรวจจับได้หรือไม่ นี่เป็นขั้นตอนของ GIS ซึ่งไม่สามารถนำไปใช้กับสวิตช์เกียร์ฉนวนอากาศได้โดยตรง แต่แนวคิด การยืนยันในการทดสอบรับมอบว่า “เซนเซอร์ตรวจจับ Partial Discharge ได้จริงที่หน้างานหรือไม่” เป็นแนวทางที่ใช้อ้างอิงได้ไม่ว่าจะเป็นวิธีใด

วิธีที่ใช้แบบออนไลน์ได้

บทความปริทัศน์ที่กล่าวถึงข้างต้นได้สรุปว่าแต่ละวิธีใช้กับการตรวจวัดแบบออนไลน์ได้หรือไม่ โดยระบุว่าวิธีตาม IEC 60270 (การวัดกระแสพัลส์โดยใช้คาปาซิเตอร์คัปปลิ้ง) ไม่เหมาะกับการตรวจวัดแบบออนไลน์ ในขณะที่วิธีคลื่นเสียง HFCT TEV เสาอากาศ VHF/UHF และ DGA ใช้กับการตรวจวัดแบบออนไลน์ได้ หากเข้าใจสถานะว่า IEC 60270 เป็นมาตรฐานการวัดที่ใช้ในห้องปฏิบัติการหรือการทดสอบที่โรงงานผู้ผลิตเป็นหลัก ไม่ใช่มาตรฐานของการตรวจวัดแบบออนไลน์ ก็จะช่วยป้องกันการอ่านสเปกผิดได้

บทเรียนจากกรณีการติดตั้งกับสวิตช์เกียร์ 33 kV

บทความ NETA ที่กล่าวถึงข้างต้นรายงานกรณีหนึ่งในสหรัฐอเมริกา ที่ติดตั้งระบบตรวจวัด Partial Discharge ต่อเนื่องกับสวิตช์เกียร์แบบตู้โลหะปิด 2 ชุดที่ทำงานที่ 33 kV (ชุดเดิมกลางแจ้ง 14 ตู้ และชุดใหม่ในอาคาร 30 ตู้) (ระบบผลิตโดยบริษัท EA Technology) มีหลายประเด็นที่ใช้อ้างอิงได้ในการพิจารณาอุปกรณ์สถานีไฟฟ้าย่อยของโรงงาน

• โครงสร้าง: คอมพิวเตอร์โฮสต์ (hub) ตัวเก็บข้อมูล (node) เซนเซอร์ (TEV ไมโครโฟนอัลตราโซนิก อุณหภูมิและความชื้น CT ความถี่สูงสำหรับสายเคเบิล และเสาอากาศภายนอกสำหรับตัดสัญญาณรบกวน) และอินเทอร์เฟซไปยัง SCADA (ส่งสัญญาณเตือนออกจาก hub เป็นหน้าสัมผัส)
• ข้อจำกัดในการออกแบบ: ตู้เดิมดับไฟได้เป็นรายฟีดเดอร์เท่านั้น ดับไฟทั้งหมดไม่ได้ ต้องไม่ทำให้การรับประกันของผู้ผลิตเป็นโมฆะ และต้องไม่ลดพิกัดของฉนวน
• แนวคิดของสัญญาณเตือน: ตั้งสัญญาณเตือนแยกสำหรับ TEV อัลตราโซนิก และ Partial Discharge ของสายเคเบิล และใช้ “alarm span” ที่ถือว่าเป็นสัญญาณเตือนที่มีผลก็ต่อเมื่อเกิดต่อเนื่องเกินระยะเวลาหนึ่ง เพื่อลดการแจ้งเตือนผิดพลาดจากปัจจัยภายนอก ค่าที่ตั้งกำหนดโดยปรึกษาร่วมกับคำแนะนำของผู้ผลิต (ค่าดังกล่าวเป็นค่าของอุปกรณ์และผลิตภัณฑ์ในกรณีนั้น ไม่ใช่เกณฑ์ทั่วไป)
• เครือข่าย: ฝ่าย IT ของเจ้าของไม่อนุญาตให้เชื่อมต่อ hub เข้ากับ LAN ภายในบริษัทด้วยเหตุผลด้านความปลอดภัย จึงใช้เราเตอร์ไร้สายและซอฟต์แวร์การเข้าถึงระยะไกลในการตรวจวัดจากระยะไกลแทน
• สิ่งที่ตรวจพบ: เมื่อเข้าตรวจหลังจากเห็นค่าอัลตราโซนิกสูงขึ้น ซึ่งสงสัยว่าเป็นผลจากความชื้น (ยังไม่ถึงค่าสัญญาณเตือน) ก็พบโคโรนาจากแผ่นกั้นฉนวนที่เสียดสีกับตัวนำฉนวน 33 kV อีกกรณีหนึ่ง ประมาณ 3 เดือนหลังจากสัญญาณเตือนอัลตราโซนิก เกิดควันขึ้นในช่องของหม้อแปลงใช้งานภายในสถานี สาเหตุคือ tracking ภายในท่อฟิวส์ด้านแรงสูง

สิ่งที่อ่านได้จากกรณีนี้คือ การดูแนวโน้มมีความหมาย แม้ค่าจะยังไม่ถึงค่าสัญญาณเตือน และ แม้มีสัญญาณเตือนแล้ว ก็อาจเกิดช่วงเวลาที่ลังเลในการตัดสินใจว่าจะหยุดหรือไม่ ประเด็นหลังนี้คือเหตุผลโดยตรงที่ต้องกำหนดไว้ล่วงหน้าว่าหลังจากได้รับสัญญาณเตือนแล้วใครต้องทำอะไร

การตรวจวัดอุณหภูมิตู้สวิตช์เกียร์แรงสูง: การถ่ายภาพความร้อน IR window และเซนเซอร์ไร้สาย

การขันยึดหลวมและการเสื่อมของหน้าสัมผัสที่จุดต่อจะปรากฏเป็นอุณหภูมิที่สูงขึ้น วิธีดูอุณหภูมิของตู้สวิตช์เกียร์แรงสูงแบ่งได้กว้าง ๆ เป็น 3 แบบ

การถ่ายภาพความร้อนอินฟราเรด (ตามรอบ)

เป็นวิธีจ้างผู้รับเหมาภายนอกมาถ่ายด้วยกล้องอินฟราเรดเป็นระยะ เอกสารการพิจารณาของ NFPA ระบุว่า ก่อนการตรวจให้ถอดฝาครอบที่จำเป็นออกเพื่อให้มองเห็นอุปกรณ์ที่จะตรวจได้ และให้บันทึกผลต่างอุณหภูมิระหว่างจุดที่สนใจกับจุดอ้างอิง การเปิดฝาครอบตู้สวิตช์เกียร์แรงสูงต้องมีขั้นตอนความปลอดภัยและคุณสมบัติผู้ปฏิบัติงาน และมีตู้ไม่น้อยที่เปิดไม่ได้ขณะทำงาน ผลที่ตามมาคืออาจเกิดสภาพที่ “ทำการตรวจด้วยกล้องถ่ายภาพความร้อนอยู่ แต่มองไม่เห็นจุดต่อสายเคเบิลซึ่งเป็นจุดสำคัญ”

IR window

เป็นวิธีติดหน้าต่างที่ให้รังสีอินฟราเรดผ่านได้ที่ประตูหรือแผงด้านข้างของตู้ แล้วถ่ายภาพภายในโดยไม่ต้องถอดฝาครอบ ภาคผนวกของเอกสารการพิจารณาของ NFPA ก็กล่าวถึงว่าหน้าต่างอินฟราเรดช่วยให้มองเห็นได้โดยไม่ต้องถอดฝาครอบหรือแผง ตำแหน่งและมุมมองของหน้าต่างเป็นตัวกำหนดว่าจะเห็นจุดใด จึงควรกำหนดก่อนว่าต้องการดูจุดต่อใด แล้วจึงติดตั้ง ส่วนตัวการตรวจยังคงเป็นแบบตามรอบเช่นเดิม

เซนเซอร์อุณหภูมิแบบติดตั้งถาวร (ต่อเนื่อง)

เป็นวิธีติดตั้งเซนเซอร์อุณหภูมิไว้ที่จุดต่ออย่างถาวรและตรวจวัดต่อเนื่อง เนื่องจากการเดินสายไปยังจุดที่มีแรงดันสูงทำได้ยาก จึงใช้เซนเซอร์แบบไร้สาย

ยกตัวอย่าง ตามเอกสารข้อมูลจำเพาะ (datasheet) ของบริษัท IntelliSAW (กลุ่ม ALTANOVA) เซนเซอร์อุณหภูมิ SAW (Surface Acoustic Wave) ของบริษัทออกแบบมาสำหรับการตรวจวัดต่อเนื่องที่จุดเกิดความร้อน เช่น บัสบาร์ แขนหรือหน้าสัมผัสของเบรกเกอร์ และสายเคเบิล เป็นแบบไร้สาย และไม่ต้องใช้แหล่งจ่ายไฟ (passive) ค่าที่ผู้ผลิตประกาศคือ ช่วงการวัด −25 ถึง +155°C ความแม่นยำ ±2°C (0 ถึง 80°C) และ ±4°C (ตลอดช่วง) สูงสุด 12 ช่องสัญญาณต่ออุปกรณ์ 1 ชุด และคาดว่าอายุการใช้งานมากกว่า 20 ปี datasheet เดียวกันยังระบุชัดว่าต้องระวังไม่ให้ย่านความถี่ซ้อนกันภายในอุปกรณ์เดียวกัน และการปฏิบัติตามกฎระเบียบวิทยุของแต่ละพื้นที่เป็นความรับผิดชอบของผู้รวมระบบ (system integrator) และผู้ติดตั้ง นี่เป็นสเปกของผลิตภัณฑ์ของบริษัทหนึ่ง ไม่ใช่ค่าของเซนเซอร์ SAW โดยทั่วไป

ในอาเซียนเองก็มีตัวอย่างงานวิจัยในวารสารวิทยาศาสตร์และเทคโนโลยีของเวียดนาม ที่นำระบบตรวจวัดความร้อนแบบ passive ซึ่งใช้เซนเซอร์อุณหภูมิไร้สายตามหลักการ SAW ไปใช้กับสวิตช์เกียร์ สวิตช์ตัดตอน จุดต่อสายเคเบิล และ ring main unit เป็นต้น

จะเลือกแบบใด

ดังที่กล่าวไปแล้ว ในการพิจารณาแก้ไข NFPA ฉบับปี 2026 มีการแสดงทิศทางว่าการตรวจวัดอุณหภูมิต่อเนื่องแบบติดตั้งถาวรสามารถถือว่าเป็นไปตามข้อกำหนดการตรวจด้วยอินฟราเรดได้ (เป็นการอนุญาต ไม่ใช่การกำหนดให้ต้องติดตั้ง) เกณฑ์ในการเลือกสรุปได้ดังนี้

• ตู้มีจำนวนน้อยและวางแผนดับไฟได้ง่าย → การถ่ายภาพความร้อนตามรอบ และ IR window ตามความจำเป็น
• มีตู้จำนวนมากที่เปิดฝาครอบขณะทำงานไม่ได้ → IR window
• ตู้ที่มีความสำคัญสูง และคาดว่าความร้อนสูงเกินที่จุดต่อจะลุกลามภายในไม่กี่เดือนหรือน้อยกว่า → เซนเซอร์อุณหภูมิแบบติดตั้งถาวร

ทั้ง 3 แบบไม่ได้ขัดแย้งกัน และใช้ร่วมกันได้ ตัวอย่างเช่น ยังคงถ่ายภาพความร้อนตามรอบกับทุกตู้ แต่ติดเซนเซอร์แบบติดตั้งถาวรเฉพาะตู้รับไฟและตู้ฟีดเดอร์หลัก

การตรวจสอบหม้อแปลงแบบออนไลน์: DGA และมาตรฐาน

ดูภายในจากก๊าซในน้ำมัน

เมื่อเกิดความร้อนสูงเฉพาะจุด การดิสชาร์จ หรือการเสื่อมของกระดาษฉนวนภายในหม้อแปลงชนิดน้ำมัน น้ำมันจะสลายตัวเกิดเป็นก๊าซและละลายอยู่ในน้ำมัน การวิเคราะห์ก๊าซนี้เรียกว่า DGA (การวิเคราะห์ก๊าซที่ละลายในน้ำมัน) มีทั้งวิธีเก็บตัวอย่างน้ำมันไปวิเคราะห์เป็นระยะ และ DGA แบบออนไลน์ที่ติดตั้งเครื่องวิเคราะห์ไว้กับหม้อแปลงอย่างถาวร

มาตรฐานที่เป็นเกณฑ์ในการตีความ

ในการตีความ DGA มีเกณฑ์หลักที่ใช้ 2 ฉบับ

• IEEE C57.104-2019: คู่มือฉบับปัจจุบัน (Active) ว่าด้วยการตีความก๊าซที่เกิดขึ้นในหม้อแปลงที่ใช้น้ำมันแร่ (ออกเมื่อพฤศจิกายน 2019) ครอบคลุมวัตถุประสงค์และการประยุกต์ใช้ DGA การยืนยันคุณภาพและข้อจำกัด การตีความและ norm การระบุชนิดของความผิดปกติ และกรณีตัวอย่าง เป็นต้น เมื่อวันที่ 22 พฤษภาคม 2024 โครงการแก้ไขได้รับการอนุมัติ และงานแก้ไขกำลังดำเนินอยู่ ไม่ใช่มาตรฐานที่มีผลบังคับ
• IEC 60599:2022: แนวทางสำหรับการตีความผลการวิเคราะห์ก๊าซที่ละลายและก๊าซอิสระของอุปกรณ์ไฟฟ้าที่ใช้น้ำมันแร่ขณะใช้งาน (ฉบับที่ 4 ออกเมื่อ 25 พฤษภาคม 2022) นอกจากหม้อแปลงแล้วยังมีข้อมูลของรีแอกเตอร์ บุชชิ่ง อุปกรณ์สวิตช์ และสายเคเบิลชนิดน้ำมันด้วย ระบุว่าผลลัพธ์เป็นเพียงแนวทาง และต้องใช้ร่วมกับวิจารณญาณทางวิศวกรรมที่เหมาะสม

แนวโน้มของหม้อแปลงตัวนั้น สำคัญกว่าค่าสัมบูรณ์

ตามคำอธิบายของสมาชิกคณะทำงานแก้ไข IEEE C57.104 norm ของฉบับปี 2019 สร้างจากชุดข้อมูลหม้อแปลง 313,076 ตัว และรายงาน DGA 1,391,436 รายการ (ประมาณ 310,000 ตัว และประมาณ 1,390,000 รายการ) ที่รวบรวมจากแหล่งข้อมูล 18 แหล่ง ส่วน norm ของฉบับแรกปี 1978 อิงจากผลของพื้นที่หนึ่งในทศวรรษ 1970 และแทบไม่เปลี่ยนแปลงมาประมาณ 40 ปี ฉบับปี 2019 ยังเพิ่มตารางปริมาณการเปลี่ยนแปลงและอัตราการเปลี่ยนแปลงระหว่างตัวอย่างที่เก็บต่อเนื่องกันด้วย

สิ่งที่อ่านได้จากตรงนี้คือแนวคิดที่ว่า สิ่งสำคัญคือการดูแนวโน้มของหม้อแปลงตัวนั้นเอง (เปลี่ยนไปมากเท่าใด และเร็วเพียงใด) คุณค่าของ DGA แบบออนไลน์อยู่ที่การจับความเร็วของการเปลี่ยนแปลงที่การวิเคราะห์ตามรอบมองไม่เห็น ในทางกลับกัน ก็มีหม้อแปลงที่เปลี่ยนแปลงช้าและติดตามแนวโน้มได้เพียงพอด้วยการวิเคราะห์น้ำมันตามรอบ ในกรณี North Hyde ตัวสัญญาณเองก็ถูกจับได้จากตัวอย่างน้ำมัน สิ่งที่จำเป็นคือกลไกที่เชื่อมผลการวัดไปสู่การตัดสินใจแก้ไข ซึ่งสำคัญไม่น้อยไปกว่าการวัด

การนำอุณหภูมิน้ำมันและอุณหภูมิขดลวดเข้าระบบ

หม้อแปลงจำนวนมากมีเทอร์โมมิเตอร์วัดอุณหภูมิน้ำมันและอุณหภูมิขดลวดติดตั้งอยู่แล้ว ก่อนเพิ่มเซนเซอร์ใหม่ เพียงนำสัญญาณที่มีอยู่เดิมเหล่านี้เข้าสู่ระบบตรวจวัด ก็สามารถติดตามแนวโน้มของการใช้งานเกินพิกัดและการระบายความร้อนบกพร่องได้ วิธีเก็บข้อมูลพลังงานไฟฟ้าและโหลดของอุปกรณ์สถานีไฟฟ้าย่อย อ้างอิงได้จาก “การเก็บข้อมูลมิเตอร์ไฟฟ้า: RFP สำหรับข้อมูล 15 นาทีที่เชื่อถือได้” เมื่อดูข้อมูลโหลดเทียบกับอุณหภูมิ จะแยกได้ง่ายขึ้นว่าอุณหภูมิที่สูงขึ้นมาจากโหลด หรือมาจากความผิดปกติของอุปกรณ์

แบ่งบทบาทระหว่างการตรวจกับการตรวจวัดต่อเนื่องด้วยช่วง P–F (การคำนวณของโรงงานตัวอย่าง S และแบบจำลองสมมติ)

จากนี้ไป จะคำนวณว่าควรแบ่งบทบาทระหว่างการตรวจตามรอบกับการตรวจวัดต่อเนื่องอย่างไร โดยใช้โรงงานตัวอย่างสมมติ ตัวเลขด้านล่างทั้งหมดเป็นค่าเพื่อการอธิบายที่อิงสมมติฐานของบทความนี้

เงื่อนไขตั้งต้น (โรงงานตัวอย่าง S)

• โรงงานผลิตชิ้นส่วนของบริษัทญี่ปุ่นในภาคกลางของไทย มีสวิตช์เกียร์แรงสูงสำหรับรับไฟ 12 ตู้ และหม้อแปลง 3 ตัว (สมมติฐานของบทความนี้)
• กำหนดช่วง P–F ตั้งแต่สัญญาณเริ่มวัดได้จนถึงการเสียหาย สำหรับแต่ละรูปแบบการเสื่อมสภาพ เป็น 24 เดือน, 12 เดือน, 6 เดือน, 3 เดือน และ 1 เดือน (สมมติฐานของบทความนี้)
• สมมติว่าช่วงเวลาที่การเสื่อมสภาพเริ่มต้นเป็นแบบสุ่มสม่ำเสมอ การตรวจเสร็จในทันที และหากสัญญาณปรากฏอยู่จะพบได้เสมอ ในกรณีนี้ ความน่าจะเป็นที่จะจับสัญญาณได้คือ “ความน่าจะเป็นที่การตรวจตกอยู่ในหน้าต่าง P–F” ซึ่งเท่ากับ ช่วง P–F ÷ ช่วงเวลาการตรวจ (สูงสุด 100%)

ในฐานะตัวอย่างของช่วง P–F สมมติฐานของบทความนี้คาดว่า ช่วงสั้น ได้แก่ การลุกลามของความร้อนสูงเกินจากจุดต่อหลวม หรือการลุกลามของการดิสชาร์จที่ผิว และช่วงยาว ได้แก่ การเสื่อมสภาพอย่างช้า ๆ ของหม้อแปลง ช่วง P–F จริงแตกต่างกันมากตามอุปกรณ์และสภาพแวดล้อม ค่าในบทความนี้เป็นสมมติฐานเพื่อการอธิบาย

ขั้นตอนที่ 1: ช่วงเวลาการตรวจที่จำเป็นตามกฎครึ่งหนึ่งของ P–F

หากทำตามแนวคิด “ช่วงเวลาการตรวจไม่เกินครึ่งหนึ่งของช่วง P–F” ช่วงเวลาการตรวจที่จำเป็นและจำนวนครั้งการตรวจต่อปีเป็นดังนี้

การคำนวณคือ ช่วงเวลาการตรวจ 24÷2 = 12, 12÷2 = 6, 6÷2 = 3, 3÷2 = 1.5, 1÷2 = 0.5 เดือน และจำนวนครั้งต่อปี 12÷12 = 1, 12÷6 = 2, 12÷3 = 4, 12÷1.5 = 8, 12÷0.5 = 24 ครั้ง

ขั้นตอนที่ 2: ความน่าจะเป็นที่จะจับสัญญาณได้ด้วยการตรวจทุก 12 เดือนและทุก 6 เดือน

ต่อไป ดูว่าด้วยความถี่การตรวจในปัจจุบัน จะจับสัญญาณได้มากน้อยเพียงใด

การคำนวณคือ 6÷12 = 50%, 3÷12 = 25%, 1÷12 = 0.0833… คือประมาณ 8.3%, 3÷6 = 50%, 1÷6 = 0.1666… คือประมาณ 16.7% หากช่วง P–F ยาวเท่ากับหรือมากกว่าช่วงเวลาการตรวจ จะมีการตรวจตกอยู่ในหน้าต่างอย่างน้อย 1 ครั้ง จึงเป็น 100% (ค่าสูงสุด)

ตารางนี้มีข้อควรระวังในการอ่าน ในกรณีที่ดู P–F 12 เดือนด้วยการตรวจทุก 12 เดือน ความน่าจะเป็นคือ 100% แต่การตรวจที่ตกอยู่ในหน้าต่างมีเพียง 1 ครั้ง หากโชคไม่ดี อาจพบในช่วงก่อนถึงจุด F พอดี และไม่มีเวลาเหลือพอที่จะวางแผนดับไฟหรือจัดหาชิ้นส่วน การเสื่อมสภาพที่เป็นไปตาม “กฎครึ่งหนึ่ง” มีเพียงการเสื่อมสภาพที่มี P–F 24 เดือนขึ้นไปสำหรับการตรวจทุก 12 เดือน และ 12 เดือนขึ้นไปสำหรับการตรวจทุก 6 เดือนเท่านั้น ค่า 100% ในตารางแสดงเพียงว่า “พบได้” ไม่ได้รับประกันว่า “ทันเวลา”

ในทางกลับกัน การเสื่อมสภาพที่มี P–F 3 เดือน จับได้เพียง 25% ด้วยการตรวจทุก 12 เดือน และเพียง 50% แม้จะตรวจทุก 6 เดือน ส่วนการเสื่อมสภาพที่มี P–F 1 เดือน จับได้ประมาณ 8.3% ด้วยการตรวจทุก 12 เดือน และเพียงประมาณ 16.7% แม้จะตรวจทุก 6 เดือน

ขั้นตอนที่ 3: จำนวนจุดเซนเซอร์สำหรับ 12 ตู้และหม้อแปลง 3 ตัว (โครงสร้างสมมติ)

สมมติว่าจะใช้การตรวจวัดต่อเนื่องเพื่อครอบคลุมการเสื่อมสภาพที่มี P–F สั้น ขอตั้งโครงสร้างเซนเซอร์ของโรงงานตัวอย่าง S ไว้ดังนี้

• อุณหภูมิ: จุดต่อสายเคเบิลของแต่ละตู้ 3 เฟส × 1 ตำแหน่ง = 3 จุด รวม 12 ตู้ × 3 = 36 จุด เพิ่มจุดต่อบัสบาร์ตู้ละ 3 จุด เป็น 12 × 3 = 36 จุด รวมทั้งหมด 72 จุด
• Partial Discharge: แต่ละตู้มี TEV 1 จุดและอัลตราโซนิก 1 จุด รวม 2 จุด เป็น 12 × 2 = 24 จุด HFCT สำหรับสายเคเบิลติดเฉพาะ 4 วงจรของตู้รับไฟและฟีดเดอร์หลัก (สมมติฐานของบทความนี้) เป็น 4 จุด รวม Partial Discharge ทั้งหมด 24 + 4 = 28 จุด
• หม้อแปลง: DGA แบบออนไลน์เฉพาะตัวที่สำคัญที่สุด 1 ตัว (สมมติฐานของบทความนี้) ส่วนอุณหภูมิน้ำมันและอุณหภูมิขดลวด นำสัญญาณที่มีอยู่เดิมเข้าระบบทั้ง 3 ตัว (การนำสัญญาณเดิมเข้าระบบไม่นับรวมในจำนวนจุดด้านล่าง)
• รวม: อุณหภูมิ 72 จุด + Partial Discharge 28 จุด = 100 จุด และ DGA แบบออนไลน์ 1 ชุด

ขั้นตอนที่ 4: หากพยายามทำตามกฎครึ่งหนึ่งด้วยการตรวจ

หากจะจับการเสื่อมสภาพที่มี P–F 3 เดือนด้วยการตรวจ ต้องตรวจปีละ 8 ครั้งตามขั้นตอนที่ 1 การเพิ่มการตรวจที่ต้องดับไฟเป็นปีละ 8 ครั้ง แทบเป็นไปไม่ได้ในทางปฏิบัติสำหรับอุปกรณ์สถานีไฟฟ้าย่อย เนื่องจากข้อจำกัดด้านการดับไฟ ส่วนนี้จึงต้องเติมด้วยการวัดตามรอบแบบออนไลน์ที่ไม่ต้องดับไฟ (เครื่องตรวจจับ TEV หรืออัลตราโซนิกแบบมือถือ) หรือด้วยการตรวจวัดต่อเนื่อง

วิธีอ่านการคำนวณนี้

สิ่งที่กล่าวได้จากการคำนวณนี้มี 3 ข้อ

1. การเสื่อมสภาพที่มี P–F ยาว อาจจับได้เพียงพอด้วยการตรวจตามรอบในปัจจุบัน การเสื่อมสภาพอย่างช้า ๆ ของหม้อแปลง (สมมติฐานของบทความนี้) อาจติดตามแนวโน้มได้ด้วยการวิเคราะห์น้ำมันและการตรวจตามรอบ ไม่จำเป็นต้องเปลี่ยนทุกอย่างเป็นการตรวจวัดต่อเนื่อง
2. การเสื่อมสภาพที่มี P–F ไม่กี่เดือนหรือน้อยกว่า การตรวจวัดต่อเนื่องเป็นทางเลือกที่สมจริงกว่าการเพิ่มการตรวจ โดยเฉพาะอุปกรณ์สถานีไฟฟ้าย่อยที่มีข้อจำกัดด้านการดับไฟ
3. แม้จะติดเซนเซอร์ 100 จุด หากยังไม่ได้กำหนดว่าเมื่อได้รับสัญญาณเตือนแล้วใครต้องทำอะไร ก็ไม่มีความหมาย ต้องออกแบบลำดับการตัดสินใจและการแก้ไขก่อนการกำหนดจำนวนจุด

ปลายทางของข้อมูลและโครงสร้างการตัดสินใจ: SCADA, Historian, IEC 61850 และความปลอดภัย OT

การไหลของข้อมูล

ข้อมูลการตรวจสอบสภาพจะไหลจากเซนเซอร์ผ่านเกตเวย์ (หรือตัวเก็บข้อมูล) เข้าสู่ SCADA หรือ Historian แล้วไปถึงผู้รับผิดชอบในรูปของสัญญาณเตือน การกำหนดว่าจะตัดสินใจเรื่องใดที่จุดใดของการไหลนี้ เป็นตัวชี้ความสำเร็จหรือล้มเหลวของการติดตั้ง

• เซนเซอร์และเกตเวย์: ชนิดและจำนวนจุดของเซนเซอร์ การสื่อสารกับเกตเวย์ และแหล่งจ่ายไฟของเกตเวย์
• SCADA: การแสดงผลและสัญญาณเตือนแบบเรียลไทม์ อาจเป็นรูปแบบง่าย ๆ ที่เพียงส่งสัญญาณเตือนเป็นหน้าสัมผัสไปยัง SCADA เหมือนกรณี 33 kV ที่กล่าวถึงข้างต้นก็ได้
• Historian: ใช้เก็บแนวโน้มเป็นระยะยาว และติดตามการเปลี่ยนแปลงที่ยังไม่ถึงค่าสัญญาณเตือน Partial Discharge และอุณหภูมิมักเข้าใจความหมายได้ก็ต่อเมื่อดูแนวโน้ม การออกแบบ Historian จึงสำคัญ การเลือก Historian อธิบายไว้อย่างละเอียดใน “การติดตั้งระบบ Historian อุตสาหกรรม: การเลือก RFP และ FAT/SAT สำหรับโรงงานไทย”
• เวลา: การนำสัญญาณเตือนจากเซนเซอร์หลายตัวและบันทึกการทำงานของรีเลย์ป้องกันมาเรียงกันเพื่อหาสาเหตุ ต้องอาศัยเวลาที่ตรงกัน แนวคิดเรื่องการซิงโครไนซ์เวลา ดูได้ที่ “การซิงโครไนซ์เวลาในโรงงาน: เลือก PTP หรือ NTP และการทดสอบรับมอบในโรงงานไทย”

จะส่งข้อมูลอะไรออกด้วย IEC 61850

ในวงการไฟฟ้ากำลังมีการใช้มาตรฐานการสื่อสาร IEC 61850 และมีรายงานทางเทคนิค IEC TR 61850-90-3:2016 สำหรับการใช้ IEC 61850 ในการตรวจสอบสภาพ การวินิจฉัย และการวิเคราะห์ ซึ่งครอบคลุมการสื่อสารกับเครือข่ายเซนเซอร์ และการส่งต่อข้อมูลไปยังระบบบริหารสินทรัพย์

ตามเอกสารประกอบการบรรยายปี 2010 ของ Karlheinz Schwarz ผู้เชี่ยวชาญ IEC 61850 logical node สำหรับการตรวจวัดใน IEC 61850-7-4 มีเช่น SPDC สำหรับการตรวจวัดและวินิจฉัย Partial Discharge, STMP สำหรับการตรวจวัดอุณหภูมิ และ SIML สำหรับการตรวจวัดฉนวนชนิดของเหลว (ยังไม่ได้ตรวจสอบว่าในฉบับล่าสุดมีการเปลี่ยนชื่อหรือไม่) บล็อกของเขาในเดือนสิงหาคม 2026 แสดงตัวอย่างที่ STMP มีข้อมูล เช่น ค่าอุณหภูมิ และสัญญาณเตือนอัตราการเปลี่ยนแปลงของอุณหภูมิ หากเขียนใน RFP เพียงว่า “รองรับ IEC 61850” การตีความจะแตกต่างกันไปตามผู้รับ หากเขียนไว้ถึงระดับ จะส่งข้อมูลใดออกด้วย logical node ใด (SPDC, STMP, SIML เป็นต้น) จะได้ข้อเสนอที่เปรียบเทียบกันได้ง่ายขึ้น

สัญญาณเตือน → ใคร → ทำอะไร

สิ่งที่สำคัญที่สุดคือลำดับขั้นหลังสัญญาณเตือน อย่างน้อยควรกำหนด 3 ระดับต่อไปนี้ไว้

ค่าสัญญาณเตือนและระยะเวลา “ต่อเนื่องเกินระยะเวลาหนึ่ง” แตกต่างกันตามผลิตภัณฑ์และอุปกรณ์ จึงปรับระหว่างช่วงทดลองเดินระบบ โดยอิงคำแนะนำของผู้ผลิตและความเห็นของผู้เชี่ยวชาญ การจัดการกับการแจ้งเตือนผิดพลาดและวิธีกำหนดค่าเกณฑ์ (threshold) สามารถประยุกต์แนวคิดจาก “การตรวจจับความผิดปกติของเครื่องจักร PoC: เกณฑ์รับมอบ 90 วันสำหรับโรงงานไทย” ได้

การตีความข้อมูล Partial Discharge ต้องใช้ความรู้เฉพาะทาง หากภายในบริษัทไม่มีผู้ที่ตัดสินใจได้ แนวทางที่สมจริงคือทำสัญญาส่งข้อมูลไปให้ผู้เชี่ยวชาญด้านการวิเคราะห์ภายนอก และรับรายงานเป็นระยะ ไปพร้อมกับการติดตั้งระบบ

ความปลอดภัย OT

ดังที่กล่าวไปแล้ว ในการพิจารณาแก้ไข NFPA 70B ฉบับปี 2026 การแก้ไขที่เพิ่มความมั่นคงปลอดภัยไซเบอร์ของ OT เป็นองค์ประกอบของโปรแกรมการบำรุงรักษาไฟฟ้า ได้ผ่านการลงมติแล้ว ในกรณี 33 kV ฝ่าย IT ก็ไม่อนุญาตให้เชื่อมต่อ hub ของระบบตรวจวัดเข้ากับ LAN ภายในบริษัท หากจะเชื่อมต่อระบบตรวจวัดเข้ากับเครือข่ายของโรงงาน ควรตกลงกับฝ่าย IT ล่วงหน้าเรื่องการแยกเครือข่าย วิธีการเข้าถึงระยะไกล ขั้นตอนการอัปเดตซอฟต์แวร์ และการจัดการบัญชีผู้ใช้ หากมารู้ภายหลังว่า “เชื่อมต่อไม่ได้” ก็จะต้องออกแบบการตรวจวัดระยะไกลใหม่

ประเด็นเฉพาะของไทยและอาเซียน

สถิติไฟฟ้าดับของระบบไฟฟ้า ไม่ได้สะท้อนความเสี่ยงการเสียหายของอุปกรณ์ภายในโรงงาน

ตามรายงานประจำปี 2024 ของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (PEA) (ฉบับแปลภาษาอังกฤษด้วย AI) ในปี 2024 SAIFI (จำนวนครั้งไฟฟ้าดับต่อผู้ใช้ไฟ 1 รายต่อปี) อยู่ที่ 1.17 ครั้ง ลดลง 0.29 ครั้งจากปี 2023 และ SAIDI (ระยะเวลาไฟฟ้าดับต่อผู้ใช้ไฟ 1 รายต่อปี) อยู่ที่ 21.03 นาที สั้นลง 6.55 นาทีจากปี 2023 เมื่อคำนวณย้อนกลับจากผลต่าง ปี 2023 มี SAIFI 1.17 + 0.29 = 1.46 ครั้ง และ SAIDI 21.03 + 6.55 = 27.58 นาที (คำนวณโดยบทความนี้)

อย่างไรก็ตาม หน้าเว็บด้านความยั่งยืนของ PEA มีหมายเหตุว่า SAIFI และ SAIDI ไม่นับรวม 3 จังหวัดชายแดนภาคใต้ และไม่นับรวมเหตุการณ์จากอุบัติเหตุร้ายแรง เหตุสุดวิสัย ภัยพิบัติ และการหยุดทำงานร้ายแรงของแหล่งผลิตไฟฟ้า (ยังยืนยันไม่ได้ว่าตัวเลขในรายงานประจำปีใช้เงื่อนไขเดียวกันหรือไม่) อย่างน้อย ตัวชี้วัดที่ PEA เผยแพร่ในหน้าเว็บด้านความยั่งยืนถือเป็นค่าเฉลี่ยที่ไม่นับรวมเหตุการณ์ใหญ่ และไม่ได้สะท้อนความเสี่ยงด้านการรับไฟของโรงงานแต่ละแห่ง

ที่สำคัญยิ่งกว่านั้นคือ ไฟฟ้าดับจากระบบไฟฟ้า กับการเสียหายของอุปกรณ์สถานีไฟฟ้าย่อยภายในโรงงาน เป็นคนละเรื่องกัน ไม่ว่าระบบไฟฟ้าจะมีเสถียรภาพเพียงใด หากจุดต่อสายเคเบิลในตู้สวิตช์เกียร์แรงสูงของบริษัทเองมีความร้อนสูงเกินลุกลาม โรงงานก็อาจหยุดได้ ความสมบูรณ์ของอุปกรณ์ภายในโรงงาน บริษัทต้องดูแลเองเท่านั้น

กฎหมาย: กำหนดให้ตรวจ บำรุงรักษา และบันทึก แต่ตัวกฎกระทรวงไม่ได้ระบุความถี่

กฎกระทรวงว่าด้วยความปลอดภัย อาชีวอนามัย และสภาพแวดล้อมในการทำงานเกี่ยวกับไฟฟ้าของกระทรวงแรงงาน (ปี 2015 หรือ พ.ศ. 2558) กำหนดให้นายจ้างต้องตรวจและบำรุงรักษาระบบไฟฟ้าและอุปกรณ์ไฟฟ้า และให้ผู้ขึ้นทะเบียนหรือบุคคลที่กำหนดจัดทำและรับรองบันทึกผลการตรวจ เพื่อให้พนักงานตรวจความปลอดภัยตรวจสอบได้ โดยหลักเกณฑ์ วิธีการ และเงื่อนไขให้เป็นไปตามที่อธิบดีประกาศกำหนด นอกจากนี้ยังกำหนดให้เก็บรักษาแผนผังวงจรไฟฟ้าภายในสถานประกอบการที่วิศวกรหรือบุคคลที่กำหนดรับรองไว้ด้วย

อย่างไรก็ตาม ตัวกฎกระทรวงฉบับนี้ไม่ได้ระบุความถี่ในการตรวจ ส่วนความถี่ต้องตรวจสอบจากประกาศของหน่วยงานที่มีอำนาจ บริษัทประกัน และมาตรฐานของสำนักงานใหญ่ (แนวคิดของบทความนี้) อีกทั้งกฎกระทรวงฉบับนี้ไม่ได้กำหนดให้ต้องตรวจวัด Partial Discharge หรืออุณหภูมิแบบออนไลน์ ภาพรวมของการตรวจอุปกรณ์ไฟฟ้าตามกฎหมายของไทย สรุปไว้ใน “ตรวจสอบไฟฟ้าตามกฎหมายโรงงานไทย: กฎซ้อนและเปลี่ยนผ่าน 2026” การตรวจสอบสภาพไม่ได้มาแทนการตรวจตามกฎหมาย การวางตำแหน่งให้เป็นสิ่งที่เติมช่องว่างระหว่างการตรวจตามกฎหมายแต่ละครั้งจึงเป็นเรื่องธรรมชาติ

สภาพแวดล้อม: ร้อนชื้น ฝุ่น ไอเกลือ และสัตว์ขนาดเล็ก

ห้องไฟฟ้าของโรงงานในประเทศไทยอาจต้องเผชิญกับสภาพแวดล้อม เช่น ภูมิอากาศร้อนชื้น ฝุ่น ความเสียหายจากไอเกลือในพื้นที่ชายฝั่ง และการบุกรุกของสัตว์ขนาดเล็ก บทความ NETA ที่กล่าวถึงข้างต้นเขียนไว้ว่า Partial Discharge ที่ผิวเกิดได้ง่ายเป็นพิเศษเมื่อฉนวนสกปรกหรือมีความชื้นสูง ในกรณี 33 kV ก็เช่นกัน ค่าอัลตราโซนิกที่สูงขึ้นซึ่งสงสัยว่าเป็นผลจากความชื้น เป็นจุดเริ่มต้นของการเข้าตรวจ ในการตรวจวัด Partial Discharge หากบันทึกอุณหภูมิและความชื้นไปพร้อมกัน จะแยกได้ง่ายขึ้นว่าค่าที่เปลี่ยนไปมาจากการเสื่อมของอุปกรณ์หรือจากสภาพแวดล้อม สภาพของระบบปรับอากาศ การระบายอากาศ และการปิดช่องว่างของห้องไฟฟ้า ก็ควรทบทวนไปพร้อมกับแผนการตรวจวัดด้วย

ความถี่ของเซนเซอร์ไร้สาย

เซนเซอร์อุณหภูมิไร้สายและเกตเวย์ใช้คลื่นวิทยุในย่านความถี่เฉพาะ จะใช้ในประเทศไทยได้หรือไม่ ต้องตรวจสอบกฎระเบียบของคณะกรรมการกิจการกระจายเสียง กิจการโทรทัศน์ และกิจการโทรคมนาคมแห่งชาติ (กสทช. หรือ NBTC) datasheet ของผู้ผลิตที่กล่าวถึงข้างต้นก็ระบุว่าการปฏิบัติตามกฎระเบียบวิทยุของแต่ละพื้นที่เป็นความรับผิดชอบของผู้รวมระบบและผู้ติดตั้ง ใน RFP ควรเขียนเป็นเงื่อนไขว่าต้องได้รับการรับรองด้านวิทยุภายในประเทศไทยแล้ว

การปฏิบัติงาน: ผู้รับเรื่องคนแรกตลอด 24 ชั่วโมง ผู้เชี่ยวชาญภายนอก และคู่มือ 3 ภาษา

ในด้านการปฏิบัติงาน แนวทางที่สมจริงคือกำหนดประเด็นต่อไปนี้ไว้ก่อนการติดตั้ง (แนวคิดของบทความนี้)

• ผู้รับเรื่องคนแรกตลอด 24 ชั่วโมง: เมื่อมีสัญญาณเตือนในเวลากลางคืนหรือวันหยุด ใครเป็นผู้รับ เจ้าหน้าที่บำรุงรักษาเวร เจ้าหน้าที่รักษาความปลอดภัย หรือบริการตรวจวัดจากภายนอก
• ผู้เชี่ยวชาญด้านการวิเคราะห์ภายนอก: ใครเป็นผู้ตีความข้อมูล Partial Discharge ขอบเขตสัญญา ความถี่ของรายงาน และเวลาตอบสนองในกรณีฉุกเฉิน
• คู่มือ 3 ภาษา: จัดทำเป็นภาษาไทย ภาษาญี่ปุ่น และภาษาอังกฤษ เพื่อให้วิศวกรชาวไทย ผู้บริหารชาวญี่ปุ่น และผู้รับเหมาภายนอก อ่านคู่มือฉบับเดียวกันได้
• แผนงานที่ต้องดับไฟ: การดับไฟเพื่อติดตั้งเซนเซอร์หรือเพื่อแก้ไข จัดเป็นรายฟีดเดอร์ได้หรือไม่ งานที่ต้องดับไฟทั้งหมดให้วางแผนให้ตรงกับช่วงวันหยุดยาว เป็นต้น

12 หัวข้อที่ควรเขียนใน RFP ระบบตรวจสอบสภาพอุปกรณ์สถานีไฟฟ้าย่อย

เมื่อขอใบเสนอราคาจากผู้ผลิตอุปกรณ์หรือบริษัทระบบ หัวข้อต่อไปนี้คือสิ่งที่อย่างน้อยควรเขียนไว้สำหรับการตรวจสอบสภาพอุปกรณ์สถานีไฟฟ้าย่อย

1. รายการอุปกรณ์เป้าหมายและระดับความสำคัญ: สำหรับแต่ละตู้ หม้อแปลง และสายเคเบิล หากหยุดแล้วอะไรจะหยุดตาม พิกัด ปีที่ผลิต และหน่วยที่ดับไฟได้
2. รูปแบบการเสื่อมสภาพที่ต้องการตรวจวัดและวิธีการ: เขียนการจับคู่ระหว่างรูปแบบการเสื่อมสภาพกับวิธีการ เช่น ความร้อนสูงเกินที่จุดต่อใช้อุณหภูมิ การเสื่อมของฉนวนใช้ Partial Discharge (TEV, อัลตราโซนิก, HFCT, UHF) และภายในหม้อแปลงใช้ DGA
3. แนวคิดการแบ่งบทบาทกับการตรวจ: สมมติฐานของช่วง P–F ขอบเขตที่จับได้ด้วยการตรวจตามรอบ และขอบเขตที่เติมด้วยการตรวจวัดต่อเนื่อง
4. สเปกและการติดตั้งเซนเซอร์: ช่วงการวัดและความแม่นยำ (รวมเงื่อนไขของผู้ผลิต) ตำแหน่งติดตั้ง ขอบเขตการดับไฟที่จำเป็นในการติดตั้ง และต้องไม่ทำให้การรับประกันของผู้ผลิตและพิกัดฉนวนเสียไป
5. การรับรองด้านวิทยุและความถี่: ได้รับการรับรองด้านวิทยุภายในประเทศไทยแล้ว และออกแบบไม่ให้ความถี่ซ้อนกันภายในอุปกรณ์เดียวกัน
6. การป้องกันสัญญาณรบกวนและการลดการแจ้งเตือนผิดพลาด: วิธีตัดสัญญาณรบกวนจากภายนอก (เช่น เสาอากาศภายนอก) ฟังก์ชันที่ถือเป็นสัญญาณเตือนเมื่อเกิดต่อเนื่องเกินระยะเวลาหนึ่ง และการบันทึกอุณหภูมิและความชื้นพร้อมกัน
7. การส่งออกข้อมูล: เอาต์พุตหน้าสัมผัสไปยัง SCADA, Modbus หรือ OPC UA และในกรณีที่ส่งออกด้วย IEC 61850 ให้ระบุ logical node (SPDC, STMP, SIML เป็นต้น) และรายการข้อมูล
8. Historian และเวลา: ระยะเวลาและความละเอียดในการเก็บแนวโน้ม วิธีประทับเวลา (timestamp) และวิธีการซิงโครไนซ์เวลา
9. โครงสร้างสัญญาณเตือนและการตัดสินใจ: นิยามของระดับเฝ้าระวัง สัญญาณเตือน และฉุกเฉิน ผู้รับและวิธีการแจ้ง ค่าสัญญาณเตือนเริ่มต้นและขั้นตอนการปรับค่า
10. การวิเคราะห์และรายงาน: ขอบเขตการวิเคราะห์โดยผู้เชี่ยวชาญภายนอก ความถี่และรูปแบบของรายงานตามรอบ และเวลาตอบสนองในกรณีฉุกเฉิน
11. ความปลอดภัย OT: การแยกเครือข่าย วิธีการเข้าถึงระยะไกล การจัดการบัญชีผู้ใช้ และขั้นตอนการอัปเดตซอฟต์แวร์ (โดยมีเงื่อนไขว่าต้องได้รับการอนุมัติจากฝ่าย IT ของบริษัท)
12. FAT/SAT และการบำรุงรักษา: รายการทดสอบในหัวข้อถัดไปและวิธีกำหนดเกณฑ์ผ่าน ช่องทางบำรุงรักษาภายในประเทศไทย เวลาตอบสนองเมื่อเกิดเหตุขัดข้อง และเอกสารและการฝึกอบรมเป็นภาษาไทย ภาษาญี่ปุ่น และภาษาอังกฤษ

หัวข้อที่สำคัญเป็นพิเศษคือข้อ 1, 6 และ 9 หากไม่เขียนข้อ 1 จะเปรียบเทียบจำนวนจุดและการจัดวางเซนเซอร์ในข้อเสนอไม่ได้ หากไม่เขียนข้อ 6 อาจเกิดการแจ้งเตือนผิดพลาดต่อเนื่องหลังเริ่มใช้งาน จนไม่มีใครดูสัญญาณเตือนอีก หากไม่เขียนข้อ 9 สิ่งที่เป็นแกนหลักของบทความนี้ คือ “ใครจะเป็นผู้สังเกตเห็น และใครจะตัดสินใจว่าจะหยุดอุปกรณ์หรือไม่” ก็จะยังไม่ถูกกำหนด และมีเพียงเซนเซอร์ที่ถูกติดตั้งไว้เท่านั้น

สิ่งที่ต้องยืนยันใน FAT/SAT ของระบบตรวจสอบสภาพ

ในการทดสอบก่อนส่งออกจากโรงงานผู้ผลิต (FAT) และการทดสอบที่หน้างานหลังติดตั้ง (SAT) สิ่งที่ต้องยืนยันไม่ใช่สเปกในแคตตาล็อก แต่คือ “เซนเซอร์จับสัญญาณได้จริงในห้องไฟฟ้าของบริษัทเองหรือไม่” “สัญญาณเตือนไปถึงคนที่ถูกต้องหรือไม่” และ “การแจ้งเตือนผิดพลาดอยู่ในขอบเขตที่ยอมรับได้หรือไม่”

ตัวเลขของเกณฑ์ผ่านแตกต่างกันตามอุปกรณ์และผลิตภัณฑ์ จึงควรกำหนดไว้ตั้งแต่ขั้นตอน RFP สำหรับค่าสัญญาณเตือนของ Partial Discharge แนวทางที่น่าจะสมจริงคือปรับค่าหลังผ่านการวัดพื้นหลังใน SAT และช่วงทดลองเดินระบบหลังเริ่มใช้งาน รายการสุดท้าย “การฝึกซ้อมขั้นตอนการตัดสินใจ” อาจเป็นรายการทดสอบที่ไม่ค่อยพบเห็น แต่เป็นแกนหลักของบทความนี้โดยตรง การซ้อมให้ครบหนึ่งรอบ ณ ตอนรับมอบน่าจะมีคุณค่ามาก

แผน 90 วันสำหรับการติดตั้งระบบตรวจสอบสภาพอุปกรณ์สถานีไฟฟ้าย่อย

วันที่ 0 ถึง 30: สำรวจรายการอุปกรณ์และจัดระดับความสำคัญ

• ทำรายการอุปกรณ์สถานีไฟฟ้าย่อย (ตู้สวิตช์เกียร์แรงสูง หม้อแปลง สายเคเบิล) และสรุปว่าหากแต่ละรายการหยุด อะไรจะหยุดตาม
• รวบรวมบันทึกการตรวจในอดีต รายงานการตรวจด้วยกล้องถ่ายภาพความร้อน และประวัติการเสียหาย
• ยืนยันหน่วยที่ดับไฟได้ (รายฟีดเดอร์ หรือดับไฟทั้งหมด) และโอกาสดับไฟครั้งถัดไป
• ยืนยันมาตรฐานที่สำนักงานใหญ่ บริษัทประกัน และลูกค้าต้องการ

วันที่ 31 ถึง 60: ออกแบบรูปแบบการเสื่อมสภาพกับวิธีการ และการแบ่งบทบาทกับการตรวจ

• เริ่มจากอุปกรณ์ที่มีความสำคัญสูง กำหนดการจับคู่ระหว่างรูปแบบการเสื่อมสภาพกับวิธีการตรวจวัด
• แทนแบบจำลองสมมติของบทความนี้ด้วยอุปกรณ์ของบริษัทเอง แล้วกำหนดจากสมมติฐานของช่วง P–F ว่าขอบเขตใดจับด้วยการตรวจตามรอบ และขอบเขตใดเติมด้วยการตรวจวัดต่อเนื่อง
• ทดลองวัดตามรอบแบบออนไลน์กับตู้หลักด้วย TEV หรืออัลตราโซนิกแบบมือถือ เพื่อเข้าใจสภาพปัจจุบันและระดับสัญญาณรบกวน
• กำหนดปลายทางของข้อมูล (SCADA, Historian) และนโยบายเครือข่ายร่วมกับฝ่าย IT

วันที่ 61 ถึง 90: โครงสร้างการตัดสินใจและ RFP

• กำหนดระดับเฝ้าระวัง สัญญาณเตือน และฉุกเฉิน รวมถึงบทบาทของผู้รับเรื่องคนแรก ผู้ตัดสินใจ และผู้เชี่ยวชาญภายนอก
• เขียน RFP 12 หัวข้อ และกำหนดรายการ FAT/SAT และวิธีกำหนดเกณฑ์ผ่าน
• ร่างโครงคู่มือเป็นภาษาไทย ภาษาญี่ปุ่น และภาษาอังกฤษ

ผลลัพธ์ที่ควรมีพร้อมในมือเมื่อสิ้นสุด 90 วันมี 6 รายการ ได้แก่ (1) รายการอุปกรณ์และระดับความสำคัญ (2) ตารางจับคู่รูปแบบการเสื่อมสภาพกับวิธีการ (3) แนวคิดการแบ่งบทบาทระหว่างการตรวจกับการตรวจวัดต่อเนื่อง (4) การไหลของข้อมูลและนโยบายเครือข่าย (5) โครงสร้างสัญญาณเตือนและการตัดสินใจ และ (6) RFP และเกณฑ์ FAT/SAT

คำถามที่พบบ่อย

การตรวจสอบสภาพอุปกรณ์สถานีไฟฟ้าย่อยคืออะไร และต่างจากการตรวจตามรอบอย่างไร

การตรวจสอบสภาพอุปกรณ์สถานีไฟฟ้าย่อย คือการวัดสัญญาณการเสื่อมสภาพ (อุณหภูมิ Partial Discharge ก๊าซในน้ำมัน ฯลฯ) ของตู้สวิตช์เกียร์แรงสูง หม้อแปลง และสายเคเบิล เป็นต้น เพื่อแก้ไขก่อนเกิดการเสียหาย การตรวจตามรอบดูสภาพตามช่วงเวลาที่กำหนด ส่วนการตรวจสอบสภาพมีทั้งการวัดตามรอบขณะอุปกรณ์ทำงานและการตรวจวัดต่อเนื่อง การเสื่อมสภาพที่มีช่วง P–F (ตั้งแต่สัญญาณเริ่มวัดได้จนถึงการเสียหาย) สั้นเมื่อเทียบกับช่วงเวลาการตรวจ มักถูกมองข้ามได้ง่ายในการตรวจตามรอบ ในแบบจำลองสมมติของบทความนี้ ความน่าจะเป็นที่จะจับการเสื่อมสภาพที่มี P–F 3 เดือนได้ด้วยการตรวจทุก 12 เดือนคือ 25%

จะเลือกวิธีตรวจวัด Partial Discharge (TEV, อัลตราโซนิก, HFCT, UHF) อย่างไร

เลือกตามอุปกรณ์และการเสื่อมสภาพที่ต้องการดู Partial Discharge ภายในตู้สวิตช์เกียร์แรงสูงแบบตู้โลหะปิดใช้ TEV การดิสชาร์จที่ผิว โคโรนา และการระบุตำแหน่งใช้อัลตราโซนิก สายเคเบิลและหัวต่อปลายสายใช้ HFCT ที่คล้องกับสายดิน และ GIS เป็นต้นใช้ UHF มีการระบุว่า TEV มีความไวไม่เพียงพอสำหรับปัญหาของสายเคเบิลฉนวนแข็ง และ UHF สอบเทียบเป็นประจุปรากฏไม่ได้ จึงต้องตรวจสอบความไวที่หน้างาน วิธีเดียวไม่สามารถมองเห็นได้ทุกอย่าง โดยทั่วไปจึงใช้หลายวิธีร่วมกัน

การตรวจวัดอุณหภูมิตู้สวิตช์เกียร์แรงสูง ใช้เซนเซอร์ไร้สายหรือการถ่ายภาพความร้อนดีกว่า

ไม่ใช่การเลือกอย่างใดอย่างหนึ่ง แต่ควรพิจารณาใช้ร่วมกัน เกณฑ์คือ หากตู้มีจำนวนน้อยและวางแผนดับไฟได้ง่าย ใช้การถ่ายภาพความร้อนตามรอบ หากมีตู้จำนวนมากที่เปิดฝาครอบขณะทำงานไม่ได้ ใช้ IR window และตู้ที่มีความสำคัญสูงและคาดว่าความร้อนสูงเกินจะลุกลามในระยะสั้น ใช้เซนเซอร์อุณหภูมิแบบติดตั้งถาวร หากจะใช้เซนเซอร์ไร้สายในประเทศไทย ต้องตรวจสอบกฎระเบียบของ กสทช. (NBTC)

จำเป็นต้องตรวจสอบหม้อแปลงแบบออนไลน์ (DGA) หรือไม่

ขึ้นอยู่กับความสำคัญของหม้อแปลงและลักษณะการลุกลามของการเสื่อมสภาพ มีหม้อแปลงที่เปลี่ยนแปลงช้าและติดตามแนวโน้มได้ด้วยการวิเคราะห์น้ำมันตามรอบ ในทางกลับกัน สำหรับหม้อแปลงที่หากหยุดแล้วโรงงานทั้งโรงจะหยุด หรือหม้อแปลงที่ต้องการจับความเร็วของการเปลี่ยนแปลง DGA แบบออนไลน์ก็เป็นตัวเลือกหนึ่ง การตีความใช้ IEEE C57.104-2019 หรือ IEC 60599:2022 และสิ่งสำคัญคือการดูแนวโน้มของหม้อแปลงตัวนั้นเองมากกว่าค่าสัมบูรณ์ อีกวิธีหนึ่งคือเริ่มจากการนำสัญญาณจากเทอร์โมมิเตอร์วัดอุณหภูมิน้ำมันและอุณหภูมิขดลวดที่มีอยู่เดิมเข้าระบบก่อน

NFPA 70B เกี่ยวข้องกับโรงงานในประเทศไทยด้วยหรือไม่

NFPA 70B เป็นมาตรฐานภาคเอกชนของสหรัฐอเมริกา ไม่ใช่กฎหมายของไทย และไม่ได้มีผลบังคับใช้กับโรงงานในประเทศไทยโดยอัตโนมัติ อย่างไรก็ตาม อาจเป็นหนึ่งในเกณฑ์ที่มาตรฐานการบำรุงรักษาของสำนักงานใหญ่ระดับโลก บริษัทประกัน หรือการตรวจประเมินจากลูกค้าอ้างอิงได้ ตามเอกสารการพิจารณาแก้ไขฉบับปี 2026 มีการแสดงประเด็น เช่น วิธี P–F curve การที่การตรวจวัดอุณหภูมิต่อเนื่องแบบติดตั้งถาวรสามารถถือว่าเป็นไปตามข้อกำหนดการตรวจด้วยอินฟราเรดได้ และความมั่นคงปลอดภัยไซเบอร์ของ OT (ไม่จำเป็นต้องตรงกับถ้อยคำในฉบับสุดท้าย) การตรวจตามกฎหมายของไทย ให้ตรวจสอบจากกฎกระทรวงของกระทรวงแรงงานและประกาศที่เกี่ยวข้อง เป็นต้น

ค่าใช้จ่ายในการติดตั้งระบบตรวจสอบสภาพอุปกรณ์สถานีไฟฟ้าย่อยเป็นเท่าใด

ค่าใช้จ่ายแตกต่างกันมากตามจำนวนอุปกรณ์เป้าหมาย ชนิดและจำนวนจุดของเซนเซอร์ การดับไฟและงานติดตั้งที่จำเป็น เกตเวย์และการสื่อสาร การเชื่อมต่อกับ SCADA หรือ Historian สัญญาการวิเคราะห์โดยผู้เชี่ยวชาญภายนอก และขอบเขตการบำรุงรักษา ในแบบจำลองสมมติของบทความนี้ ได้ตั้งโครงสร้างสำหรับตู้สวิตช์เกียร์แรงสูง 12 ตู้และหม้อแปลง 3 ตัว เป็นอุณหภูมิ 72 จุด Partial Discharge 28 จุด รวม 100 จุด และ DGA แบบออนไลน์ 1 ชุด แต่ไม่จำเป็นต้องติดตั้งด้วยความหนาแน่นเท่ากันในทุกตู้ การจำกัดขอบเขตที่จำเป็นต้องตรวจวัดต่อเนื่องจากระดับความสำคัญและช่วง P–F คือจุดเริ่มต้นในการพิจารณาค่าใช้จ่าย

สรุป

• คุณค่าของการตรวจสอบสภาพอุปกรณ์สถานีไฟฟ้าย่อยไม่ได้อยู่ที่จำนวนเซนเซอร์ แต่อยู่ที่การกำหนดไว้ล่วงหน้าว่า ในช่วงตั้งแต่สัญญาณการเสื่อมสภาพจนถึงการเสียหาย ใครจะเป็นผู้สังเกตเห็น และใครจะเป็นผู้ตัดสินใจว่าจะหยุดอุปกรณ์หรือไม่
• เอกสารการพิจารณาแก้ไข NFPA 70B ฉบับปี 2026 แสดงแนวคิด “ช่วงเวลาการตรวจไม่เกินครึ่งหนึ่งของช่วง P–F” และการที่การตรวจวัดอุณหภูมิต่อเนื่องแบบติดตั้งถาวรสามารถถือว่าเป็นไปตามข้อกำหนดการตรวจด้วยอินฟราเรดได้ แม้เป็นมาตรฐานภาคเอกชนของสหรัฐอเมริกาและไม่ใช่กฎหมายของไทย แต่สำนักงานใหญ่ บริษัทประกัน และการตรวจประเมินจากลูกค้าอาจอ้างอิงได้
• จับคู่รูปแบบการเสื่อมสภาพกับวิธีการ ความร้อนสูงเกินที่จุดต่อใช้อุณหภูมิ การเสื่อมของฉนวนใช้ Partial Discharge (TEV, อัลตราโซนิก, HFCT, UHF) และภายในหม้อแปลงใช้ DGA วิธีเดียวไม่สามารถมองเห็นได้ทุกอย่าง
• ในแบบจำลองสมมติของบทความนี้ ความน่าจะเป็นที่จะจับการเสื่อมสภาพที่มี P–F 3 เดือนได้คือ 25% ด้วยการตรวจทุก 12 เดือน และ 50% แม้ตรวจทุก 6 เดือน การทำตามกฎครึ่งหนึ่งด้วยการตรวจสำหรับการเสื่อมสภาพที่มี P–F 3 เดือนต้องตรวจปีละ 8 ครั้ง ด้วยข้อจำกัดด้านการดับไฟ การเติมด้วยการตรวจวัดต่อเนื่องหรือการวัดตามรอบแบบออนไลน์จึงสมจริงกว่า
• ดูแนวโน้มของข้อมูลด้วย Historian และกำหนดลำดับขั้นหลังสัญญาณเตือน (เฝ้าระวัง สัญญาณเตือน ฉุกเฉิน) และผู้ตัดสินใจ หากส่งข้อมูลออกด้วย IEC 61850 ให้ระบุถึงระดับ logical node และตกลงเรื่องความปลอดภัย OT กับฝ่าย IT ล่วงหน้า
• ในประเทศไทย สถิติไฟฟ้าดับของระบบไฟฟ้าไม่ได้สะท้อนความเสี่ยงการเสียหายของอุปกรณ์ภายในโรงงาน และตัวกฎกระทรวงของกระทรวงแรงงานไม่ได้ระบุความถี่ในการตรวจ ความถี่วิทยุต้องตรวจสอบกฎระเบียบของ กสทช. (NBTC)
• ในการรับมอบ ให้ยืนยันความสอดคล้องของเซนเซอร์ การตรวจสอบความไว การแจ้งเตือนผิดพลาดในสภาพแวดล้อมที่มีสัญญาณรบกวน การส่งสัญญาณเตือน และการฝึกซ้อมขั้นตอนการตัดสินใจ ในห้องไฟฟ้าของบริษัทเอง

TOMAS TECH สนับสนุนโรงงานบริษัทญี่ปุ่นในประเทศไทย จากฝั่งของการเชื่อมข้อมูลการตรวจสอบสภาพอุปกรณ์สถานีไฟฟ้าย่อยเข้ากับ SCADA หรือ Historian และการออกแบบแดชบอร์ดแนวโน้มและลำดับขั้นของสัญญาณเตือน ท่านสามารถปรึกษาเราได้ตั้งแต่ขั้นตอนการพิจารณา เช่น การสำรวจรายการอุปกรณ์สถานีไฟฟ้าย่อย การจัดระเบียบว่าจะติดวิธีใดกับตู้ใด การพิจารณาปลายทางของข้อมูลและโครงสร้างสัญญาณเตือน การจัดทำ RFP และการเข้าร่วมสังเกตการณ์ FAT/SAT แม้จะอยู่ในขั้นที่ “ยังไม่ถึงขั้นเลือกอุปกรณ์ แต่อยากจัดระเบียบความคิดว่าควรมองการตรวจวัดอุปกรณ์สถานีไฟฟ้าย่อยอย่างไร” ก็ไม่เป็นปัญหา โปรดติดต่อเราได้อย่างสะดวกผ่านแบบฟอร์มติดต่อ

แหล่งอ้างอิง

• Reliable Media “NFPA 70B Compliance”: https://reliamag.com/guides/nfpa-70b-compliance/
• NFPA “เอกสาร First Revision ของ NFPA 70B (ฉบับปี 2026)”: https://docinfofiles.nfpa.org/files/AboutTheCodes/70B/70B_F2025_EEM_AAA_FD_FRStatements.pdf
• NFPA “NFPA 70B Public Input และคำตอบของคณะกรรมการ”: https://docinfofiles.nfpa.org/files/AboutTheCodes/70B/70B_F2025_EEM_AAA_FD_PIResponses.pdf
• NFPA “ผลการลงมติ NFPA 70B Second Draft”: https://www.nfpa.org/api/files?path=%2Ffiles%2FAboutTheCodes%2F70B%2F70B_F2025_EEM_AAA_SD_BallotFinal.pdf
• Fire-Police-EMS “NFPA 70B ฉบับปี 2026”: https://www.fire-police-ems.com/NFPA70B-2026.shtml
• Infrared Training Center “NFPA 70B 2023: New Guidelines for Electric Inspections”: https://www.infraredtraining.com/en-US/home/resources/blog/nfpa-70b-2023-new-guidelines-for-electric-inspections/
• Grace Technologies “NFPA 70B 2026 Updates” (คำอธิบายของผู้ผลิต): https://www.graceport.com/blog/nfpa-70b-2026-updates-new-requirements-for-thermal-monitoring-maintenance-programs-and-more
• สำนักข่าว AP (เผยแพร่บน WSLS) “Fire that shut Heathrow was caused by a preventable technical fault known for years, report finds”: https://www.wsls.com/business/2025/07/02/fire-that-shut-heathrow-was-caused-by-a-preventable-technical-fault-known-for-years-report-finds/
• Estonian Centre for Standardisation “IEC 62271-201:2026”: https://www.evs.ee/et/iec-62271-201-2026
• IEC “IEC 62271-200:2021”: https://webstore.iec.ch/publication/63466
• IEC “IEC 62271-200:2021+AMD1:2024 CSV”: https://webstore.iec.ch/en/publication/96236
• IEC “IEC 60270:2025”: https://webstore.iec.ch/en/publication/65087
• IEC “IEC TS 62478:2016”: https://webstore.iec.ch/publication/25740
• genorma “IEC TS 62478 ED2”: https://genorma.com/en/standards/iec-ts-62478-ed2
• Chai และคณะ “Application of UHF Sensors in Power System Equipment for Partial Discharge Detection: A Review” (Sensors 2019): https://pmc.ncbi.nlm.nih.gov/articles/PMC6427733/
• Hoek, Coenen และคณะ “Fundamental Differences of IEC and UHF Partial Discharge Measurement” (CMD 2008): https://www.ieh.uni-stuttgart.de/dokumente/publikationen/2008_Coenen_CMD_Fundamental-Differences-of-IEC-and-UHF.pdf
• Rockwell, Horowitz, Smith “Application of On-Line PD Technology for MV Switchgear” (NETA PowerTest 2016): https://eatechnology.com/media/zxdmcm1w/neta-powertest-2016-paper_application-of-on-line-pd-technology-for-mv-switchgear.pdf
• IntelliSAW datasheet “SAW Temperature Sensor” (ค่าที่ผู้ผลิตประกาศ): https://doble.com/wp-content/uploads/LP-temperature-sensor.pdf
• Vietnam Journal of Science and Technology “งานวิจัยการตรวจวัดอุณหภูมิแบบ passive ไร้สายด้วย SAW” (Vol.65 No.10B): https://vjol.info.vn/index.php/most/article/view/85363
• IEEE “IEEE C57.104-2019”: https://standards.ieee.org/ieee/C57.104/7476/
• IEEE “PC57.104 (โครงการแก้ไข)”: https://standards.ieee.org/ieee/C57.104/11641/
• Transformer Technology “The Data Behind the Numbers: IEEE C57.104-2019”: https://transformer-technology.com/article-hub/the-data-behind-the-numbers-ieee-c57-104tm-2019-dga-interpretation-guide/
• IEC “IEC 60599:2022”: https://webstore.iec.ch/publication/66491
• Estonian Centre for Standardisation “IEC TR 61850-90-3:2016”: https://www.evs.ee/en/iec-tr-61850-90-3-2016
• Karlheinz Schwarz “เอกสารประกอบการบรรยาย IEC 61850” (มีนาคม 2010): https://content.nettedautomation.com/n/download/pub/DT-Tampa-Pres_2010-03-24.pdf
• Karlheinz Schwarz “How IEC 61850 information models are…” (สิงหาคม 2026): https://blog.nettedautomation.com/2026/08/how-iec-61850-information-models-are.html
• PEA “Annual Report 2024” (ฉบับแปลภาษาอังกฤษด้วย AI): https://www.pea.co.th/sites/default/files/annual-report/2025/PEA%20AR%202024_ai%20translation.pdf
• PEA “Security and Stability”: https://www.pea.co.th/en/sustainability/social/security-stability
• กระทรวงแรงงาน “กฎกระทรวงว่าด้วยความปลอดภัย อาชีวอนามัย และสภาพแวดล้อมในการทำงานเกี่ยวกับไฟฟ้า (พ.ศ. 2558)” (สำเนาที่เผยแพร่โดยมหาวิทยาลัยนเรศวร ภาษาไทย): https://ams.medsci.nu.ac.th/wp-content/uploads/2022/07/LAW2022/S13-%20กฎกระทรวง%20ความปลอดภัย%20อาชีวอนามัย%20และสภาพแวดล้อมในการทำงานฯ%202558.pdf