ต้องคูณ 1.25 จริงไหม? คำตอบคือ "แล้วแต่ชนิดเบรกเกอร์"

นี่เป็นประเด็นที่ผู้ออกแบบและผู้ตรวจแบบมองต่างมุมกันบ่อย คำตอบเชิงวิศวกรรมไม่ใช่ "ใช่" หรือ "ไม่ใช่" ลอย ๆ แต่ขึ้นกับว่ากำลังพูดถึงฝั่งไหนของระบบ และใช้เบรกเกอร์ชนิดใด

หลักการ: ระบบโซลาร์คือ "โหลดต่อเนื่อง"

ระบบโซลาร์ผลิตไฟเกิน 3 ชั่วโมงต่อวัน จึงถือเป็นโหลดต่อเนื่อง (Continuous Load) ตามหลัก NEC เบรกเกอร์มาตรฐานทั่วไปถูกออกแบบให้รับโหลดต่อเนื่องได้เพียง 80% ของพิกัด ดังนั้นจึงต้องเลือกพิกัดเบรกเกอร์ ≥ 125% ของกระแสใช้งานต่อเนื่อง (เพราะ 1 ÷ 0.8 = 1.25)

ฝั่ง AC (เอาต์พุตอินเวอร์เตอร์)

พิกัดต่ำสุดของอุปกรณ์ป้องกันกระแสเกินฝั่ง AC ต้องไม่น้อยกว่า 125% ของกระแสเอาต์พุตต่อเนื่องของอินเวอร์เตอร์ เว้นแต่อุปกรณ์นั้นถูกรับรองให้ทำงานต่อเนื่องที่ 100% ได้ — นี่คือหัวใจของข้อถกเถียง ถ้าใช้เบรกเกอร์มาตรฐานทั่วไป ต้อง ×1.25 แต่ถ้าใช้เบรกเกอร์ที่รับรองการทำงานต่อเนื่อง 100% (100% rated) ก็ไม่ต้องคูณซ้ำ นี่คือสิ่งที่เอกสารทางเทคนิคของผู้ผลิตเบรกเกอร์ (เช่น ABB) ชี้ให้เห็น คือไม่ควร "เผื่อซ้ำซ้อน" เมื่ออุปกรณ์รับต่อเนื่องเต็มพิกัดอยู่แล้ว

ฝั่ง DC (จากแผง)

ฝั่ง DC ซับซ้อนกว่า เพราะมีสองตัวคูณ 125% ซ้อนกัน ตัวแรก 125% คูณกับ Isc ของแผงเพื่อเผื่อความเข้มแสงที่อาจเกินค่ามาตรฐาน (Edge-of-cloud effect) และตัวที่สอง 125% สำหรับโหลดต่อเนื่อง รวมเป็นตัวคูณ 1.56 เท่าของ Isc

สรุปแนวทาง V2P

• ฝั่ง AC: เบรกเกอร์มาตรฐาน → ×1.25; เบรกเกอร์ 100% rated → ไม่ต้องคูณซ้ำ
• ฝั่ง DC: ใช้ตัวคูณ 1.56 เท่าของ Isc ในการเลือกสายและอุปกรณ์ป้องกัน

ทั้งนี้ต้องตรวจสอบกับมาตรฐาน วสท. และเงื่อนไขของการไฟฟ้าที่บังคับใช้ด้วย เพราะบริบทไทยอาจอ้างอิงต่างจาก NEC ในรายละเอียด V2P เลือกพิกัดโดยพิจารณาชนิดเบรกเกอร์และมาตรฐานที่เกี่ยวข้องประกอบกัน ไม่คูณเผื่อแบบเหมารวมจนเกินจำเป็น

> หมายเหตุ: ตัวเลขหลัก NEC ข้างต้นเป็นกรอบอ้างอิงสากล การบังคับใช้จริงในไทยยึดตามมาตรฐาน วสท. และระเบียบการไฟฟ้าเป็นหลัก