พิมพ์คำที่ต้องการค้นหา ทั้งภาษาไทยและอังกฤษ
  1. หน้าแรก
  2. คลังความรู้
  3. ออกแบบระบบโซลาร์เซลล์
  4. แสงอาทิตย์ · มุม · เงา

// บทที่ 16.2 · ออกแบบระบบโซลาร์เซลล์ · Solar Resource, Orientation & Shading

แสงอาทิตย์ในประเทศไทย: ความเข้มแสง ชั่วโมงแดดสูงสุด มุมเอียง ทิศ และเงาบัง

แผงรุ่นเดียวกัน ติดที่ลพบุรีกับภูเก็ต หรือหันทิศใต้กับทิศเหนือ ให้พลังงานต่างกันได้ 10–20 % หน้านี้อธิบายว่าแสงอาทิตย์ถูกวัดและรายงานอย่างไร แปลงเป็น “ชั่วโมงแดดสูงสุด” ที่ใช้ออกแบบ ตำแหน่งดวงอาทิตย์ในแต่ละฤดูของประเทศไทย มุมเอียงและทิศที่เหมาะ และวิธีคำนวณระยะกันเงา

เขียนโดย อาจารย์มดอัปเดต
ชั่วโมงแดดสูงสุด ข้อมูลของไทย มุมเอียงและทิศ เงาบัง
สรุปใน 30 วินาที
  • PSH = พลังงานแสงทั้งวัน (kWh/m²) ÷ 1 kW/m² — ไทยเฉลี่ย ≈ 5 ชั่วโมง
  • ไทยอยู่ละติจูด 6–20° N ดวงอาทิตย์อ้อมทิศใต้ช่วงพ.ย.–ก.พ. และอ้อมทิศเหนือช่วงพ.ค.–ก.ค.
  • ทิศใต้เอียง 10–15° ดีที่สุด แต่ตะวันออก/ตะวันตกเสียแค่ราว 5 % — อย่าทิ้งหลังคาสองทิศนี้
  • ออกแบบไม่ให้มีเงาช่วง 09:00–15:00 น. ของวันที่ 21 ธันวาคม

แสงอาทิตย์มีกี่ส่วน: GHI DNI DHI และ POA พื้นฐาน

เหนือชั้นบรรยากาศ ความเข้มแสงอาทิตย์เฉลี่ยประมาณ 1,361 W/m² (solar constant) เมื่อผ่านบรรยากาศ บางส่วนถูกดูดกลืนและกระเจิง ที่พื้นผิวโลกตอนเที่ยงวันฟ้าใส ความเข้มบนระนาบที่หันหาดวงอาทิตย์อยู่ราว 1,000 W/m² จึงเป็นที่มาของค่า STC

ปริมาณความหมายวัดด้วย
GHI Global Horizontal Irradianceแสงรวมที่ตกบนพื้นราบไพราโนมิเตอร์วางแนวราบ
DNI Direct Normal Irradianceแสงตรงจากดวงอาทิตย์ วัดตั้งฉากกับลำแสงไพรเฮลิโอมิเตอร์บนตัวติดตาม
DHI Diffuse Horizontal Irradianceแสงกระจายจากท้องฟ้าและเมฆไพราโนมิเตอร์ที่มีลูกบังแสงตรง
POA Plane-of-Array Irradianceแสงบนระนาบของแผงที่เอียงไพราโนมิเตอร์หรือเซลล์อ้างอิงที่เอียงเท่าแผง

R1 Irradiance closure ความสัมพันธ์ของแสงตรงและแสงกระจาย

GHI=DNIcos⁡θz+DHIGHI = DNI\cos\theta_z + DHI

θz\theta_z คือมุมเซนิท (มุมจากแนวดิ่งถึงดวงอาทิตย์) ในประเทศไทยแสงกระจายมีสัดส่วนสูง (40–60 % ของ GHI ต่อปี) เพราะความชื้นและเมฆในฤดูฝน ผลที่ตามมาคือ การเอียงแผงมาก ๆ หรือการใช้ตัวติดตามได้ประโยชน์น้อยกว่าในพื้นที่แห้งแล้ง และมุมเอียงที่เหมาะจะต่ำ

R2 Plane-of-array irradiance (isotropic sky) แสงบนระนาบเอียง

GPOA=DNIcos⁡θ+DHI 1+cos⁡β2+GHI ρ 1−cos⁡β2G_{POA} = DNI\cos\theta + DHI\,\frac{1+\cos\beta}{2} + GHI\,\rho\,\frac{1-\cos\beta}{2}

θ\theta = มุมตกกระทบบนแผง β\beta = มุมเอียงของแผง ρ\rho = albedo ของพื้น (หญ้า 0.2 คอนกรีต 0.25–0.3 หลังคาขาว 0.6–0.8) แบบจำลองนี้ถือว่าท้องฟ้าสว่างเท่ากันทุกทิศ ซอฟต์แวร์มืออาชีพใช้แบบจำลอง Hay–Davies หรือ Perez ที่แม่นกว่า แต่หลักคิดเหมือนกัน

ชั่วโมงแดดสูงสุด (Peak Sun Hours) พื้นฐาน

ความเข้มแสงเปลี่ยนตลอดวัน จากศูนย์ตอนเช้า ขึ้นสูงสุดตอนเที่ยง แล้วลดลงตอนเย็น พื้นที่ใต้กราฟความเข้มแสงตลอดวันคือ พลังงานแสงต่อวัน HH (kWh/m²/วัน) ถ้าบีบพลังงานนี้ให้เป็นสี่เหลี่ยมสูง 1,000 W/m² ความกว้างของสี่เหลี่ยมคือ PSH

R3 Peak sun hours ชั่วโมงแดดสูงสุด

H=∫dayG(t) dtPSH=H [kWh/m2]1 kW/m21 kWh=3.6 MJH = \int_{\text{day}} G(t)\,dt \qquad PSH = \frac{H\ [\text{kWh/m}^2]}{1\ \text{kW/m}^2} \qquad 1\ \text{kWh} = 3.6\ \text{MJ}

ข้อดีของ PSH คือคำนวณพลังงานแผงได้ทันที: แผง 1 kWp × PSH 5 ชั่วโมง = 5 kWh ต่อวัน “ก่อนหักการสูญเสีย” (หักด้วย PR ในหน้า คาดการณ์พลังงาน) ข้อควรระวัง: PSH ที่ใช้ต้องเป็นค่าบนระนาบแผง (POA) ไม่ใช่บนแนวราบ เมื่อแผงเอียงหรือหันทิศอื่นต้องคูณด้วยตัวประกอบการแปลง

ตัวอย่าง R-1

แปลงข้อมูลแผนที่แสงอาทิตย์เป็น PSH

  1. แผนที่ศักยภาพแสงอาทิตย์ของ พพ. ให้ค่าเฉลี่ยทั้งประเทศ ≈ 18.2 MJ/m²/วัน

  2. H=18.2/3.6=5.06 kWh/m2/วันH = 18.2 / 3.6 = 5.06\ \text{kWh/m}^2\text{/วัน} → PSH ≈ 5.1 ชั่วโมง

  3. พลังงานแสงต่อปี ≈ 5.06×365=1,846 kWh/m25.06 \times 365 = 1{,}846\ \text{kWh/m}^2 — ใกล้เคียงสเปน ตอนใต้ของอิตาลี และสูงกว่าเยอรมนี (≈ 1,100) เกือบ 70 %

ข้อมูลแสงอาทิตย์ของประเทศไทย พื้นฐาน

ค่าในตารางเป็นค่าประมาณระยะยาวที่ปัดเศษ (สอดคล้องกับช่วงที่รายงานใน PVGIS NASA POWER และแผนที่ของ พพ.) ใช้สำหรับประเมินเบื้องต้นและในเครื่องคำนวณของชุดนี้ งานจริงให้ดึงข้อมูลของพิกัดหน้างาน

พื้นที่GHI เฉลี่ย (kWh/m²/วัน)ลักษณะ
ภาคกลางตอนบน (ลพบุรี สระบุรี นครสวรรค์)5.1–5.3แห้ง แดดจัด ศักยภาพสูงสุดกลุ่มหนึ่ง
ภาคอีสาน (ขอนแก่น นครราชสีมา อุบลฯ)5.0–5.3แดดดี ฤดูแล้งยาว ฝุ่นมากช่วงแล้ง
ภาคเหนือ (เชียงใหม่)4.9–5.1หมอกควันช่วงก.พ.–เม.ย. ลดแสง 5–15 %
กรุงเทพฯ และปริมณฑล4.7–4.9หมอกควันเมือง ความชื้นสูง
ภาคตะวันออก (ชลบุรี ระยอง)4.8–5.0ชายทะเล ไอเกลือ (เลือกแผงทนละอองเกลือ IEC 61701)
ภาคใต้ (สุราษฎร์ สงขลา ภูเก็ต)4.5–4.8ฝนสองฤดู เมฆมาก

รูปแบบรายเดือน (ภาคกลาง): สูงสุดช่วงมีนาคม–เมษายน (สูงกว่าค่าเฉลี่ยปีราว 13–16 %) ต่ำสุดช่วงสิงหาคม–กันยายน (ต่ำกว่าค่าเฉลี่ยราว 7–8 %) ต่างจากประเทศเขตอบอุ่นที่ฤดูหนาวผลิตได้เพียง 1/4 ของฤดูร้อน ความผันแปรตามฤดูของไทยจึงต่ำ — ข้อดีสำคัญของระบบ off-grid และปั๊มน้ำ

แหล่งข้อมูลที่ใช้ได้ฟรี PVGIS (re.jrc.ec.europa.eu/pvg_tools) ให้ข้อมูลรายชั่วโมงของไทยจากดาวเทียม และคำนวณพลังงานให้ด้วย · NASA POWER (power.larc.nasa.gov) ข้อมูลรายวันย้อนหลังหลายสิบปี · Global Solar Atlas (World Bank) แผนที่ละเอียด · แผนที่ศักยภาพพลังงานแสงอาทิตย์ของกรมพัฒนาพลังงานทดแทนและอนุรักษ์พลังงาน

ตำแหน่งดวงอาทิตย์ กลาง

ตำแหน่งดวงอาทิตย์บอกด้วยสองมุม: มุมเงย (elevation, altitude) α\alpha จากขอบฟ้า และ มุมทิศ (azimuth) γs\gamma_s ในหน้านี้วัดจากทิศใต้ บวกไปทางตะวันตก คำนวณจากละติจูด φ\varphi มุมเดคลิเนชัน δ\delta และมุมชั่วโมง ω\omega:

R4 Solar position ตำแหน่งดวงอาทิตย์

δ=23.45∘sin⁡ ⁣(360∘(284+n)365)ω=15∘(tsolar−12)\delta = 23.45^\circ\sin\!\left(\frac{360^\circ(284+n)}{365}\right) \qquad \omega = 15^\circ(t_{solar}-12) sin⁡α=sin⁡φsin⁡δ+cos⁡φcos⁡δcos⁡ωcos⁡γs=sin⁡αsin⁡φ−sin⁡δcos⁡αcos⁡φ\sin\alpha = \sin\varphi\sin\delta + \cos\varphi\cos\delta\cos\omega \qquad \cos\gamma_s = \frac{\sin\alpha\sin\varphi - \sin\delta}{\cos\alpha\cos\varphi}

R5 Solar time เวลาสุริยะจากเวลานาฬิกา

tsolar=tclock+4 min1∘ (Lloc−Lstd)+EoTLstd=105∘E (เวลาประเทศไทย)t_{solar} = t_{clock} + \frac{4\ \text{min}}{1^\circ}\,(L_{loc} - L_{std}) + EoT \qquad L_{std} = 105^\circ\text{E (เวลาประเทศไทย)}

กรุงเทพฯ อยู่ลองจิจูด 100.5° E จึงช้ากว่าเวลามาตรฐาน 4(100.5−105)=−184(100.5-105) = -18 นาที เที่ยงสุริยะของกรุงเทพฯ จึงอยู่ราว 12:18 น. (บวกลบ EoT ไม่เกิน ±16 นาทีตามฤดู) — ระบบโซลาร์ในไทยจึงผลิตสูงสุดราว 12:10–12:40 น. ไม่ใช่ 12:00 น.

ตัวอย่าง R-2

ดวงอาทิตย์ที่กรุงเทพฯ (φ = 13.75° N) ในสามฤดู

  1. 21 ธันวาคม δ=−23.45∘\delta = -23.45^\circ: เที่ยงสุริยะ α=90∘−∣φ−δ∣=90−37.2=52.8∘\alpha = 90^\circ - |\varphi - \delta| = 90 - 37.2 = 52.8^\circ อยู่ทิศใต้ · 09:00 น. α=32.4∘\alpha = 32.4^\circ มุมทิศ 50° ไปทางตะวันออกของทิศใต้

  2. 21 มีนาคม δ≈0∘\delta \approx 0^\circ: เที่ยง α=75.8∘\alpha = 75.8^\circ · 09:00 น. α=43.2∘\alpha = 43.2^\circ

  3. 21 มิถุนายน δ=+23.45∘\delta = +23.45^\circ: เที่ยง α=90−∣13.75−23.45∣=80.3∘\alpha = 90 - |13.75 - 23.45| = 80.3^\circ แต่ อยู่ทางทิศเหนือ ของจุดเหนือศีรษะ · 09:00 น. มุมทิศ 110° คือเฉียงไปทางตะวันออกค่อนเหนือ

  4. ความหมาย: แผงที่เอียงไปทิศใต้มากเกินไปจะเสียแสงช่วงพ.ค.–ก.ค. และผนังทิศเหนือของอาคารก็ทอดเงาได้ในฤดูร้อน

R6 Angle of incidence on a tilted panel มุมตกกระทบบนแผงเอียง

cos⁡θ=sin⁡αcos⁡β+cos⁡αsin⁡βcos⁡(γs−γp)\cos\theta = \sin\alpha\cos\beta + \cos\alpha\sin\beta\cos(\gamma_s - \gamma_p)

γp\gamma_p คือมุมทิศของแผง (ใต้ = 0, ตะวันตก = +90°) ถ้า cos⁡θ<0\cos\theta < 0 ดวงอาทิตย์อยู่หลังแผง แสงตรงเป็นศูนย์

มุมเอียงและทิศที่เหมาะสม พื้นฐาน

ทิศ / มุมเอียง (ละติจูด 13–18° N)พลังงานต่อปีเทียบแนวราบ (ประมาณ)หมายเหตุ
ทิศใต้ 10–20°×1.03–1.05ดีที่สุดต่อปี กระจายดีทุกฤดู
แนวราบ 0–5°×1.00ฝุ่นและน้ำขัง ล้างตัวเองไม่ได้ ควรเอียง ≥ 5°
ทิศใต้ 30°×1.01–1.02ดีหน้าหนาว เสียหน้าฝน
ตะวันออก หรือ ตะวันตก 15°×0.94–0.96ตะวันตกช่วยโหลดแอร์ช่วงบ่าย
ทิศเหนือ 15°×0.86–0.90ยังใช้ได้ถ้ามุมเอียงต่ำ
ผนังแนวตั้งทิศใต้×0.55–0.65BIPV ใช้เมื่อหลังคาไม่พอ
  • กฎหัวแม่มือ: ในเขตร้อน มุมเอียงที่ให้พลังงานสูงสุดต่อปีมักต่ำกว่าละติจูดเล็กน้อย เพราะแสงกระจายมาก และดวงอาทิตย์อยู่ทางทิศเหนือในบางเดือน
  • หลังคาที่มีอยู่แล้วชนะเสมอ: การทำโครงยกเพื่อเปลี่ยนมุมจาก 5° เป็น 15° ได้พลังงานเพิ่มแค่ 2–3 % แต่เพิ่มแรงลม น้ำหนัก และค่าใช้จ่าย ส่วนใหญ่จึงติดตามแนวหลังคา
  • ทิศตะวันออก–ตะวันตก (E-W) แบบหลังคาจั่วสองฝั่ง ได้พลังงานต่อ kWp ลดลงเล็กน้อย แต่ได้กำลังผลิตกว้างตลอดวัน ลด clipping ของอินเวอร์เตอร์ และวางแผงได้แน่นขึ้นบนหลังคาแบน
  • ทิศต่างกันต้องแยก MPPT สตริงที่หันคนละทิศไม่ควรขนานเข้า MPPT เดียวกัน (ดู ออกแบบสตริง)

เงาบังและระยะห่าง กลาง

เงาเป็นการสูญเสียที่ไม่เป็นสัดส่วน: เงาบังพื้นที่แผง 3 % อาจทำให้พลังงานสตริงหายไป 10–30 % เพราะเซลล์ต่ออนุกรม (ดู บายพาสไดโอด) เกณฑ์ออกแบบที่นิยมคือ ไม่มีเงาบนแผงช่วง 09:00–15:00 น. เวลาสุริยะของวันที่ 21 ธันวาคม ซึ่งเป็นวันที่ดวงอาทิตย์ต่ำที่สุดทางทิศใต้ (เงายาวที่สุดไปทางทิศเหนือ)

R7 Shadow length and row pitch ความยาวเงาและระยะห่างแถว

dNS=hcos⁡γstan⁡αpitch=Lcos⁡β+dNSGCR=Lpitchd_{NS} = \frac{h\cos\gamma_s}{\tan\alpha} \qquad \text{pitch} = L\cos\beta + d_{NS} \qquad GCR = \frac{L}{\text{pitch}}

hh = ความสูงของขอบบนแถวหน้าเหนือขอบล่างของแถวหลัง LL = ความยาวแผงตามแนวเอียง GCR (ground coverage ratio) = สัดส่วนพื้นที่ที่แผงคลุม ค่า GCR สูงใช้ที่ดินคุ้มแต่เงาบังระหว่างแถวมากขึ้นช่วงเช้าเย็น

ตัวอย่าง R-3

ระยะห่างแถวของโซลาร์ฟาร์มที่กรุงเทพฯ

แถวละ 2 แผงแนวตั้ง (2 × 2.278 m) เอียง 15° ทิศใต้

  1. L=4.556L = 4.556 m · ความสูง h=Lsin⁡15∘=1.18h = L\sin 15^\circ = 1.18 m · ระยะฉายแนวราบ Lcos⁡15∘=4.40L\cos 15^\circ = 4.40 m

  2. 21 ธ.ค. 09:00 น.: α=32.4∘\alpha = 32.4^\circ, γs=50.2∘\gamma_s = 50.2^\circ (จากตัวอย่าง R-2)

  3. dNS=1.18cos⁡50.2∘tan⁡32.4∘=1.18(0.640)0.635=1.19d_{NS} = \dfrac{1.18 \cos 50.2^\circ}{\tan 32.4^\circ} = \dfrac{1.18(0.640)}{0.635} = 1.19 m

  4. pitch = 4.40 + 1.19 = 5.59 m → GCR = 4.556/5.59 = 0.81

  5. ในทางปฏิบัติมักเพิ่มระยะเป็น 6–6.5 m เพื่อทางเดินล้างแผงและลดเงาช่วงเช้ามืด (GCR ≈ 0.7) ดู ออกแบบโซลาร์ฟาร์ม

ตัวอย่าง R-4

กำแพงกันตกบนดาดฟ้าสูง 1 m ต้องเว้นระยะเท่าไร

  1. เวลาเที่ยงวันที่ 21 ธ.ค.: d=1/tan⁡52.8∘=0.76d = 1/\tan 52.8^\circ = 0.76 m

  2. เวลา 09:00 น. (มุมทิศ 50.2°): dNS=1(0.640)/0.635=1.0d_{NS} = 1(0.640)/0.635 = 1.0 m

  3. สรุป: วางแถวแรกห่างกำแพงด้านทิศใต้อย่างน้อย 1.0 m (วัดจากระดับขอบล่างแผง) กำแพงด้านทิศตะวันออกและตะวันตกต้องตรวจช่วงเช้าและบ่ายด้วยมุมทิศ 90° ซึ่งเงายาวกว่ามาก

วิธีประเมินเงาหน้างาน

  1. เดินสำรวจ จดวัตถุทุกชิ้นทางทิศตะวันออก ใต้ ตะวันตก: ต้นไม้ (โตขึ้นทุกปี) เสาไฟ จานดาวเทียม ถังน้ำ ห้องบันได ตึกข้างเคียงที่อาจสร้างในอนาคต
  2. ภาพทางเดินดวงอาทิตย์ (sun path) ใช้แอปบนมือถือหรือเครื่องมืออย่าง Solar Pathfinder / SunEye ถ่ายภาพขอบฟ้าแล้วซ้อนเส้นทางดวงอาทิตย์ทั้งปี
  3. โมเดล 3 มิติ ใช้ SketchUp + Skelion, PVsyst near shading, หรือ HelioScope/Aurora จากภาพดาวเทียมและโดรน สำหรับระบบเชิงพาณิชย์
  4. แก้ด้วยการออกแบบ จัดแผงที่มีเงาไว้ในสตริงเดียวกัน แยก MPPT ใช้แผง half-cut หมุนแผงให้เงาไล่ตามแนวยาว หรือใช้ optimizer/micro-inverter เฉพาะแผงที่ถูกบัง

ทดลองผลของพื้นที่และทิศ

เปลี่ยนพื้นที่และทิศในเครื่องคำนวณด้านล่างเพื่อดูผลต่อพลังงานต่อปีและรายเดือน รายละเอียดการสูญเสียแต่ละรายการอธิบายในหน้า คาดการณ์พลังงาน

ประเด็นระดับปริญญาโท ขั้นสูง

  • Decomposition models (Erbs, DISC, DIRINT, Engerer) แยก GHI เป็น DNI + DHI เมื่อมีเฉพาะ GHI จากดาวเทียมหรือสถานีอุตุฯ
  • Transposition models Perez 1990 แบ่งท้องฟ้าเป็น circumsolar และ horizon brightening ให้ POA แม่นกว่า isotropic 2–5 %
  • ข้อมูลดาวเทียม (Himawari-8/9 สำหรับเอเชีย) ประมวลด้วย Heliosat ให้ GHI ความละเอียด 1–5 km ทุก 10 นาที ความไม่แน่นอนรายปี ±3–6 %
  • ปีตัวแทน (TMY) และความผันแปรระหว่างปี (inter-annual variability) ใช้คำนวณ P90 สำหรับสินเชื่อโครงการ (ดู P50/P90)
  • ฝุ่นละอองและหมอกควัน (aerosol optical depth) ลด DNI มากกว่า GHI ส่งผลต่อระบบตัวติดตามและแผงสองหน้า

คำถามที่พบบ่อย

ชั่วโมงแดดสูงสุด (Peak Sun Hours) ของประเทศไทยเท่าไร?

ค่าเฉลี่ยทั้งประเทศประมาณ 5 ชั่วโมงต่อวัน (พลังงานแสงอาทิตย์รวมราว 18.2 MJ/m² ต่อวัน หรือ 5.06 kWh/m² ต่อวัน) ภาคกลางตอนบนและภาคอีสานสูงกว่าเล็กน้อย ภาคใต้และพื้นที่ฝนชุกต่ำกว่า ชั่วโมงแดดสูงสุดไม่ใช่จำนวนชั่วโมงที่มีแดด แต่เป็นพลังงานทั้งวันที่แปลงเป็นชั่วโมงที่ความเข้ม 1,000 W/m²

ควรหันแผงโซลาร์ไปทางทิศไหนและเอียงกี่องศาในไทย?

ทิศใต้เอียง 10–15 องศาให้พลังงานต่อปีสูงสุดสำหรับภาคกลาง ภาคเหนือเอียงได้ถึง 15–20 องศา ไม่ควรต่ำกว่า 5–10 องศาเพื่อให้ฝนล้างฝุ่นได้ ทิศตะวันออกหรือตะวันตกเสียพลังงานต่อปีเพียงประมาณ 4–8 % ที่มุมเอียงต่ำ และช่วยกระจายการผลิตให้ตรงกับโหลดเช้าหรือบ่าย

ต้องเว้นระยะจากผนังหรือแถวแผงด้านหน้าเท่าไรถึงไม่มีเงา?

ใช้เงื่อนไขไม่มีเงาช่วง 9:00–15:00 น. ของวันที่ 21 ธันวาคม (ดวงอาทิตย์ต่ำที่สุดทางทิศใต้) ระยะทางทิศเหนือ-ใต้ของเงาเท่ากับความสูงของวัตถุคูณ cos มุมทิศดวงอาทิตย์หารด้วย tan มุมเงย ที่กรุงเทพฯ 9:00 น. มุมเงยประมาณ 32 องศา เงายาวประมาณ 1 เท่าของความสูง