ประกวดราคาซื้อ Power Transformer ขนาด 115/24 kV, 36/48/60 MVA พร้อมติดตั้ง สำหรับสถานีย่อยบางชัน (จำนวน 2 ชุด) และสถานีย่อยมีนบุรี (จำนวน 2 ชุด) จำนวน 1 รายการ ตามรหัสจัดหาเลขที่ MP8-8921-GGX

• ปรับปรุงและพัฒนาระบบสถานีต้นทางและสถานีย่อย
• จัดหาและติดตั้งหม้อแปลงไฟฟ้า (Power Transformer) ขนาด 115/24 kV, 36/48/60 MVA พร้อมอุปกรณ์ประกอบและติดตั้ง
• ทดสอบหม้อแปลงไฟฟ้า ณ สถานที่ติดตั้ง (Site Test)
• ออกแบบ จัดหา วางสาย และเข้าหัวสาย Control cable ชนิดทนไฟ และ AC & DC supply cable
• ออกแบบ จัดหา และติดตั้ง Cable ladder
• จัดหาและติดตั้งอุปกรณ์ประกอบต่างๆ เช่น Non-ferrous cable clamps, Connector stud, 3/4” IPS Cu Tube, Connector for 3/4" IPS Cu tube run, สาย Ground, สาย 240 sq.mm IEC01(THW), สาย Ground ขนาด 240 sq.mm bare copper conductor, Fire Seal, บันไดสำหรับช่างซ่อมบำรุง
• ส่งมอบแบบและเอกสารให้ กฟน. ตรวจรับรอง

• สำหรับสถานีย่อยบางชัน:
  • งวดที่ 1 และ 3: สำรวจความพร้อมสถานที่, จัดหาและขนส่งหม้อแปลงกําลัง (Power transformer), remote control board และอุปกรณ์ประกอบอื่นๆ ไปยังสถานที่ติดตั้ง
  • งวดที่ 2 และ 4: ติดตั้งหม้อแปลงไฟฟ้ากําลังในคอกหม้อแปลง, ตําแหน่งของ terminator และติดตั้ง Remote control board, ออกแบบ จัดหา วางสายและเข้าหัวสาย Control cable และ AC & DC supply cable, ออกแบบ จัดหา และติดตั้ง Cable ladder, เข้าหัวสายเคเบิล 24 kV จำนวน 6 เส้น, จัดหาและติดตั้ง Non-ferrous cable clamp, จัดหาและติดตั้ง Connector stud to 3/4” IPS Cu Tube, จัดหาและติดตั้ง 3/4” IPS Cut Tube, จัดหาและติดตั้ง Connector for 3/4" IPS Cu tube run and 120 sq.mm Cu wire tap, จัดหาและเชื่อมต่อสาย Ground ขนาด 70sq.mm IEC01 (THW) Cable, จัดหาและติดตั้งสาย 240 sq.mm IEC01(THW), จัดหาและเชื่อมต่อสาย Ground ขนาด 240 sq.mm bare copper conductor, จัดหาและติดตั้ง Fire Seal, จัดหาบันไดสำหรับช่างซ่อมบำรุง, ดำเนินการทดสอบหลังจากติดตั้ง (Site test) ตามรายการที่ระบุ
• สำหรับสถานีย่อยมีนบุรี:
  • งวดที่ 1 และ 3: สำรวจความพร้อมสถานที่, จัดหาและขนส่งหม้อแปลงกําลัง (Power transformer), remote control board และอุปกรณ์ประกอบอื่นๆ ไปยังสถานที่ติดตั้ง
  • งวดที่ 2 และ 4: ติดตั้งหม้อแปลงไฟฟ้ากําลังในคอกหม้อแปลง, ตําแหน่งของ terminator และติดตั้ง Remote control board, ออกแบบ จัดหา วางสายและเข้าหัวสาย Control cable และ AC & DC supply cable, ออกแบบ จัดหา และติดตั้ง Cable ladder, เข้าหัวสายเคเบิล 24 kV จำนวน 6 เส้น, จัดหาและติดตั้ง Non-ferrous cable clamp, จัดหาและติดตั้ง Connector stud to 3/4” IPS Cu Tube, จัดหาและติดตั้ง 3/4” IPS Cut Tube, จัดหาและติดตั้ง Connector for 3/4" IPS Cu tube run and 120 sq.mm Cu wire tap, จัดหาและเชื่อมต่อสาย Ground ขนาด 70sq.mm IEC01 (THW) Cable, จัดหาและติดตั้งสาย 240 sq.mm IEC01(THW), จัดหาและเชื่อมต่อสาย Ground ขนาด 240 sq.mm bare copper conductor, จัดหาและติดตั้ง Fire Seal, จัดหาบันไดสำหรับช่างซ่อมบำรุง, ดำเนินการทดสอบหลังจากติดตั้ง (Site test) ตามรายการที่ระบุ
• ข้อกำหนดเกี่ยวกับแบบและเอกสาร:
  • ส่งแบบและเอกสารให้ กฟน. ตรวจรับรอง 7 ชุด (ตัวจริง 1 ชุด, สำเนา 6 ชุด) และ electronic file 1 ชุด
  • ส่งแบบที่แสดง Dimension และ Physical ของหม้อแปลงที่ถูกต้องทั้งหมดและแผนการดำเนินงานภายใน 60 วัน นับถัดจากวันลงนามในสัญญา
  • ส่ง Final drawing เป็น AUTO CAD Files และ Acrobat File พร้อมทั้งบันทึกข้อมูลลงใน USB drive ก่อนส่งของงวดแรกไม่น้อยกว่า 30 วัน
• ข้อกำหนดเกี่ยวกับสายเคเบิล:
  • สายเคเบิลต้องผลิตจากผู้ผลิตในประเทศไทย และผ่านการทดสอบ Circuit integrity under fire condition, Resistance to vertical flame propagation, Test for vertical flame spread of vertically mounted bunched cable
• ข้อกำหนดรายละเอียดที่เกี่ยวข้อง:
  • เป็นไปตาม Specification No. 201(02-2026): 69&115 kV On-load tap changing power transformer และเอกสารแนบอื่นๆ

• หม้อแปลงไฟฟ้า (Power Transformer) ขนาด 115/24 kV, 36/48/60 MVA จำนวน 2 ลูก สำหรับสถานีย่อยบางชัน
• หม้อแปลงไฟฟ้า (Power Transformer) ขนาด 115/24 kV, 36/48/60 MVA จำนวน 2 ลูก สำหรับสถานีย่อยมีนบุรี
• อุปกรณ์ประกอบสำหรับการติดตั้งหม้อแปลงไฟฟ้า (เช่น Non-ferrous cable clamps, Connector stud, 3/4” IPS Cu Tube, Connector, สาย Ground, สายเคเบิล, Fire Seal)
• สาย Control cable ชนิดทนไฟ และ AC & DC supply cable
• Cable ladder
• บันไดสำหรับช่างซ่อมบำรุงหม้อแปลง
• แบบและเอกสารที่เกี่ยวข้อง (7 ชุด และ electronic file 1 ชุด)
• รายงานผลการทดสอบ ณ สถานที่ติดตั้ง (Site Test)

• กำหนดส่งมอบงานแบ่งเป็น 4 งวด สำหรับแต่ละสถานีย่อย:
  • งวดที่ 1: ภายใน 360 วัน นับถัดจากวันลงนามในสัญญา
  • งวดที่ 2: ภายใน 390 วัน นับถัดจากวันลงนามในสัญญา
  • งวดที่ 3: ภายใน 420 วัน นับถัดจากวันลงนามในสัญญา
  • งวดที่ 4: ภายใน 450 วัน นับถัดจากวันลงนามในสัญญา
• กำหนดส่งมอบของ “ใบเสนอราคาซื้อด้วยวิธีประกวดราคาอิเล็กทรอนิกส์ (e-bidding)” ให้ระบุกำหนดส่งมอบตามระยะเวลางวดสุดท้ายเป็นเกณฑ์ (450 วัน นับถัดจาก วันลงนามในสัญญา)

• Eligibility Requirements:
  • เป็นนิติบุคคลผู้มีอาชีพรับจ้างงานที่ประกวดราคา
  • ไม่เป็นผู้ถูกระบุชื่อไว้ในบัญชีรายชื่อผู้ทิ้งงานของทางราชการ และได้แจ้งเวียนผู้ทิ้งงานของหน่วยงานของรัฐ
  • ไม่เป็นผู้มีผลประโยชน์ร่วมกันกับผู้ยื่นข้อเสนอรายอื่นที่เข้าแข่งขันราคาในครั้งนี้
  • ไม่เป็นผู้ได้รับเอกสิทธิ์ หรือความคุ้มกัน ซึ่งอาจปฏิเสธไม่ยอมขึ้นอยู่กับกฎหมายของประเทศไทย เว้นแต่รัฐบาลของผู้ยื่นข้อเสนอได้มีคำสั่งให้สละสิทธิ์ดังกล่าว
  • เป็นผู้ที่ผ่านการคัดเลือกผู้มีคุณสมบัติเบื้องต้นแล้ว (หากมีการประกาศให้ยื่นเอกสาร)
• Standards Compliance:
  • หม้อแปลงไฟฟ้าและอุปกรณ์ประกอบต้องเป็นไปตามมาตรฐานสากลที่ระบุ เช่น IEC, TIS
  • สายเคเบิลต้องผ่านการทดสอบ Circuit integrity under fire condition (category: CWZ), Resistance to vertical flame propagation on a single vertical cable, Test for vertical flame spread of vertically mounted bunched cable (category: A)
• Experience:
  • ผู้ผลิตหม้อแปลงไฟฟ้าต้องมีรายงานผลการทดสอบ Type Test Report สำหรับหม้อแปลงที่เสนอ และการทดสอบ Short Circuit Test ตามมาตรฐาน IEC 60076-5 หรือ IEEE C57.12.90 ในพิกัดแรงดันไม่ต่ำกว่า 110 kV และขนาดไม่ต่ำกว่า 50 MVA
  • ผู้ผลิตหม้อแปลงไฟฟ้าต้องมีประวัติการผลิตหม้อแปลงไฟฟ้าที่มีพิกัดแรงดันไม่ต่ำกว่า 69 kV อย่างน้อย 15 เครื่อง ในช่วง 3 ปีที่ผ่านมา (สำหรับน้ำมันฉนวน)
• Previous Project Cost:
  • • (ไม่ระบุในเอกสาร)
• Technical Capabilities:
  • มีความสามารถในการออกแบบ จัดหา ติดตั้ง และทดสอบหม้อแปลงไฟฟ้าตามคุณลักษณะเฉพาะที่กำหนด
  • มีความสามารถในการออกแบบ จัดหา วางสายและเข้าหัวสาย Control cable ชนิดทนไฟ และ AC & DC supply cable
  • มีความสามารถในการออกแบบ จัดหา และติดตั้ง Cable ladder
• Personnel:
  • • (ไม่ระบุในเอกสาร)

• การพิจารณาข้อเสนอของผู้ยื่นราคา จะพิจารณาจาก:
  • คุณสมบัติของผู้ยื่นราคา
  • ข้อเสนอทางด้านเทคนิค
  • ราคา
• การพิจารณาข้อเสนอทางด้านเทคนิค จะพิจารณาตามรายละเอียดคุณลักษณะเฉพาะของพัสดุที่กำหนดไว้ในเอกสารประกวดราคา
• การพิจารณาข้อเสนอด้านราคา จะพิจารณาจากราคาที่ผู้ยื่นเสนอ
• การไฟฟ้าฯ สงวนสิทธิ์ในการตัดสินใจคัดเลือกผู้ยื่นราคา โดยคำนึงถึงประโยชน์สูงสุดของการไฟฟ้าฯ เป็นสำคัญ

• หม้อแปลงไฟฟ้า (Power Transformer):
  • ขนาด: 115/24 kV, 36/48/60 MVA
  • ประเภท: On-load tap changing power transformer
  • แรงดันไฟฟ้า: High voltage winding 112 kV (สำหรับ 115 kV) หรือ 67 kV (สำหรับ 69 kV), Low voltage winding 24 kV หรือ 24 kV (series)/ 12 kV (parallel)
  • ระบบระบายความร้อน: ONAN/ONAF1/ONAF2 หรือ ONAN/ONAF1
  • การควบคุม Tap Changer: On load tap change ± 10% ของแรงดันไฟฟ้าที่กำหนด ใน 17 ตำแหน่ง (เพิ่มขึ้นทีละ 1.25%)
  • มาตรฐาน: เป็นไปตาม Specification No. 201(02-2026): 69&115 kV On-load tap changing power transformer และมาตรฐานที่เกี่ยวข้อง (IEC, TIS)
  • คุณสมบัติอื่นๆ: ทนต่อสภาวะอากาศร้อนชื้น, มีระบบป้องกันที่เหมาะสม, มีอุปกรณ์อำนวยความสะดวกในการติดตั้ง บำรุงรักษา และทดสอบ
• สายเคเบิล:
  • สาย Control cable ชนิดทนไฟ
  • สาย AC & DC supply cable
  • สายเคเบิล 24 kV, 800 sq.mm
• อุปกรณ์ประกอบ:
  • 24 kV terminators
  • Non-ferrous cable clamps
  • Connector stud to 3/4” IPS Cu Tube
  • 3/4” IPS Cu Tube
  • Connector for 3/4" IPS Cu tube run and 120 sq.mm bare copper conductor tap
  • สาย Ground ขนาด 70 sq.mm IEC01 (THW)
  • สาย 240 sq.mm IEC01(THW)
  • สาย Ground ขนาด 240 sq.mm bare copper conductor
  • Fire Seal
  • บันไดสำหรับช่างซ่อมบำรุง (สแตนเลส SUS 304)
• การทดสอบ:
  • การทดสอบหลังจากติดตั้ง (Site test) ครอบคลุมการตรวจสอบทางกายภาพ, การวัดค่าต่างๆ, การทดสอบฉนวน, การทดสอบการทำงานของอุปกรณ์, การวิเคราะห์น้ำมันฉนวน, Frequency response analysis (FRA)

• การจ่ายเงิน:
  • การจ่ายเงินค่าสิ่งของหรือค่าจ้างจะดำเนินการโดยการโอนเงินเข้าบัญชีเงินฝากธนาคารของผู้รับจ้าง
  • ผู้รับจ้างต้องกรอกรายละเอียดบัญชีธนาคารให้ครบถ้วน พร้อมแนบสำเนาหน้าปกสมุดบัญชีเงินฝาก
  • การไฟฟ้าฯ จะหักค่าธรรมเนียมหรือค่าบริการอื่นใดเกี่ยวกับการโอนเงินจากจำนวนเงินที่จะโอน
• การส่งมอบ:
  • กำหนดส่งมอบแบ่งเป็น 4 งวด ตามที่ระบุในเอกสาร
  • หากเสนอวันส่งมอบแตกต่างจากที่กำหนด จะไม่ได้รับการพิจารณา
• ค่าปรับ:
  • มีการระบุค่าปรับหากส่งมอบงานล่าช้า (รายละเอียดอยู่ในเอกสาร TOR ฉบับเต็ม)
  • มีการระบุค่าปรับกรณีผลการทดสอบหรือคุณสมบัติไม่เป็นไปตามที่กำหนด (เช่น ค่า Loss, Impedance voltage, Sound pressure level)

• Q1: หม้อแปลงไฟฟ้าที่เสนอต้องมีคุณสมบัติเฉพาะอย่างไรบ้าง?
  A1: หม้อแปลงไฟฟ้าต้องมีขนาด 115/24 kV, 36/48/60 MVA เป็นแบบ On-load tap changing ตาม Specification No. 201(02-2026) และมาตรฐานที่เกี่ยวข้อง รวมถึงมีระบบระบายความร้อนและการควบคุม Tap Changer ตามที่กำหนด
  • Q2: การส่งมอบงานแบ่งออกเป็นกี่งวด และมีกำหนดเวลาอย่างไร?
    A2: การส่งมอบงานแบ่งเป็น 4 งวดสำหรับแต่ละสถานีย่อย โดยงวดสุดท้ายต้องแล้วเสร็จภายใน 450 วัน นับถัดจากวันลงนามในสัญญา
  • Q3: อุปกรณ์ประกอบที่ต้องจัดหาและติดตั้งมีอะไรบ้าง?
    A3: อุปกรณ์ประกอบที่ต้องจัดหาและติดตั้ง ได้แก่ 24 kV terminators, Non-ferrous cable clamps, Connector stud, 3/4” IPS Cu Tube, Connector, สาย Ground, สายเคเบิล, Fire Seal, บันไดช่างซ่อมบำรุง, สาย Control cable และ AC & DC supply cable, และ Cable ladder
  • Q4: การทดสอบหม้อแปลงไฟฟ้า ณ สถานที่ติดตั้ง (Site Test) ครอบคลุมอะไรบ้าง?
    A4: การทดสอบครอบคลุมการตรวจสอบทางกายภาพ, การวัดค่าต่างๆ, การทดสอบฉนวน, การทดสอบการทำงานของอุปกรณ์, การวิเคราะห์น้ำมันฉนวน, และ Frequency response analysis (FRA) ตามรายการที่ระบุในเอกสาร
  • Q5: ผู้ยื่นข้อเสนอต้องมีประสบการณ์อย่างไรบ้าง?
    A5: ผู้ผลิตหม้อแปลงไฟฟ้าต้องมีรายงานผลการทดสอบ Type Test Report และ Short Circuit Test ในพิกัดที่กำหนด และมีประวัติการผลิตหม้อแปลงไฟฟ้าแรงดันไม่ต่ำกว่า 69 kV อย่างน้อย 15 เครื่อง ในช่วง 3 ปีที่ผ่านมา
  • Q6: เอกสารแบบที่ต้องส่งมอบให้การไฟฟ้านครหลวงมีจำนวนเท่าใด และต้องส่งเมื่อใด?
    A6: ต้องส่งแบบและเอกสาร 7 ชุด พร้อม electronic file 1 ชุด โดยแบบที่แสดง Dimension และ Physical ต้องส่งภายใน 60 วัน และ Final drawing ต้องส่งก่อนส่งของงวดแรกไม่น้อยกว่า 30 วัน
  • Q7: สายเคเบิลที่เสนอต้องมีคุณสมบัติพิเศษอย่างไร?
    A7: สายเคเบิลต้องผลิตในประเทศไทย และผ่านการทดสอบคุณสมบัติทนไฟตามมาตรฐานที่กำหนด
  • Q8: การไฟฟ้านครหลวงมีข้อกำหนดเกี่ยวกับน้ำมันฉนวนอย่างไร?
    A8: น้ำมันฉนวนต้องเป็นน้ำมันแร่บริสุทธิ์ที่เตรียมและกลั่นสำหรับใช้ในหม้อแปลงไฟฟ้า และต้องเป็นไปตามมาตรฐาน IEC 60296 (inhibited insulating oil)
  • Q9: มีการกำหนดค่าปรับในกรณีใดบ้าง?
    A9: มีการกำหนดค่าปรับสำหรับการส่งมอบงานล่าช้า, กรณีผลการทดสอบหรือคุณสมบัติไม่เป็นไปตามที่กำหนด เช่น ค่า Loss, Impedance voltage, Sound pressure level
  • Q10: สถานที่ส่งมอบหม้อแปลงไฟฟ้าคือที่ใด?
    A10: สถานที่ส่งมอบคือ สถานีย่อยบางชัน หรือ สถานีย่อยมีนบุรี หรือสถานที่เก็บรักษาที่ได้รับความเห็นชอบจากการไฟฟ้านครหลวง

รายละเอียดคุณลักษณะเฉพาะของพัสดุ ที่ซื้อด้วยวิธีประกวดราคาอิเล็กทรอนิกส์ (e-bidding)
Lauri MP8-8921-GGX
รายการที
1
รายการ
Power Transfomer ขนาด 115/24 kV, 36/48/60 MVA พร้อมติดตั้ง สําหรับสถานีย่อยบางชัน และสถานีย่อยมีนบุรี
Power Transformer ขนาด 115/24 kV, 36/48/60 MVA พร้อมติดตั้ง สําหรับสถานีย่อยบางชัน ซึ่งประกอบด้วย
1.1 หม้อแปลงลูกที่ 1 ประกอบด้วย
a) Power Transformer 115/24 kV 36/48/60 MVA as per
“SPECIFICATION No. 201(02-2026): 69&115 KV ON-LOAD TAP
CHANGING POWER TRANSFORMER” shall power transfomer,
with bushing current transformer at primary side, low voltage cable boxes including insulating oil, on-load tap changing equipment, remote control cabinet, separate radiator, fan
and conservator. - 1 set
ให้ผู้ยื่นข้อเสนอแจ้งรายละเอียดดังนี้
ชื่อผู้ผลิต……. ประเทศผู้ผลิต.
b) 24 kV terminators for 24 kV cable, 800 sq.mm

• 6 single phase sets
  1.2 ติดตั้งทดสอบที่ site พร้อมอุปกรณ์สําหรับติดตั้งหม้อแปลงลูกที่ 1 ดังนี้
  a) ค่าติดตั้งและทดสอบ - Lump sum
  b) Accessories need for installation such as:
• Non-ferrous cable clamps for 24 kV cable, 800 sq.mm
• 12 single-phase sets
  จํานวน
  2 complete sets
  1 complete set
  lump sum

Connector stud to 3/4” IPS Cu tube for HV terminator

• 3 single-phase sets
• 3/4" IPS Cu tube between HV terminator and HV

bushing of power transformer - lump sum
Connector for 3/4" IPS Cu tube run and 120 sq.mm
bare copper conductor tap - lump sum

• 70 sq.mm IEC 01 (THW) Cable- lump sum
• 120 sq.mm bare copper conductor- lump sum
• 240 sq.mm bare copper conductor - lump sum
• 240 sq.mm IEC 01 (THW) Cable- lump sum

Fire resistance control cable - lump sum

• Fire seal - lump sum
  รายการที่
  รายการ
  c) Tools and Accessories, specially required for installation,
  operation maintenance and functional testing, (especially
  for on-load tap changing equipment) to be listed by the
  supplier, use additional sheet if necessary.
  1)……..
  2)……..
  3)……..
  จํานวน
  1.3 หม้อแปลงลูกที่ 2 ประกอบด้วย
  a) Power Transformer 115/24 kV 36/48/60 MVA as per
  “SPECIFICATION No. 201(02-2026): 69&115 kV ON-LOAD TAP
  CHANGING POWER TRANSFORMER” shall power transformer,
  with bushing current transfomer at primary side, low voltage
  cable boxes including insulating oil, on-load tap changing
  equipment, remote control cabinet, separate radiator, fan
  and conservator. - 1 set
  ให้ผู้ยื่นข้อเสนอแจ้งรายละเอียดดังนี้
  ชื่อผู้ผลิต…. ประเทศผู้ผลิต..
  b) 24 kV terminators for 24 kV cable, 800 sq.mm
• 6 single phase sets
  1.4 ติดตั้งทดสอบที่ site พร้อมอุปกรณ์สําหรับติดตั้งหม้อแปลงลูกที่ 2 ดังนี้

3. ค่าติดตั้งและทดสอบ - Lump sum

a)
b) Accessories need for installation such as:

1 complete set
lump sum

Non-ferrous cable clamps for 24 kV cable, 800 sq.mm

• 12 single-phase sets.

Connector stud to 3/4" IPS Cu tube for HV terminator

• 3 single-phase sets.
• 3/4" IPS Cu tube between HV terminator and HV

bushing of power transformer – lump sum
Connector for 3/4" IPS Cu tube run and 120 sq.mm
bare copper conductor tap – lump sum

• 70 sq.mm IEC 01 (THW) Cable- lump sum
• 120 sq.mm bare copper conductor- lump sum
• 240 sq.mm bare copper conductor - lump sum
• 240 sq.mm IEC 01 (THW) Cable- lump sum
• Fire resistance control cable - lump sum

Fire seal - lump sum
รายการที่
2
รายการ
c) Tools and Accessories, specially required for installation,
operation maintenance and functional testing, (especially for on-load tap changing equipment) to be listed by the supplier, use additional sheet if necessary.
1)………..
2)………
3)……………..
Power Transformer ขนาด 115/24 kV, 36/48/60 MVA พร้อมติดตั้ง สําหรับสถานีย่อยมีนบุรี ซึ่งประกอบด้วย
2.1 หม้อแปลงลูกที่ 1 ประกอบด้วย
a) Power Transformer 115/24 kV 36/48/60 MVA as per
“SPECIFICATION No. 201(02-2026): 69&115 kV ON-LOAD TAP CHANGING POWER TRANSFORMER” shall power transformer, with bushing current transfomer at primary side, low voltage cable boxes including insulating oil, on-load tap changing equipment, remote control cabinet, separate radiator, fan
and conservator. - 1 set
ให้ผู้ยื่นข้อเสนอแจ้งรายละเอียดดังนี้
dogwâ…….. ประเทศผู้ผลิต……
b) 24 kV terminators for 24 kV cable, 800 sq.mm

• 6 single phase sets
  2.2 ติดตั้งทดสอบที่ site พร้อมอุปกรณ์สําหรับติดตั้งหม้อแปลงลูกที่ 1 ดังนี้
  a) ค่าติดตั้งและทดสอบ - Lump sum
  b) Accessories need for installation such as:
  จํานวน
  2 complete sets
  1 complete set
  Lump sum

Non-ferrous cable clamps for 24 KV cable, 800 sq.mm

• 12 single-phase sets

Connector stud to 3/4" IPS Cu tube for HV terminator

• 3 single-phase sets
• 3/4" IPS Cu tube between HV terminator and HV

bushing of power transformer - lump sum
· Connector for 3/4" IPS Cu tube run and 120 sq.mm
bare copper conductor tap - lump sum

• 70 sq.mm IEC 01 (THW) Cable- lump sum
• 120 sq.mm bare copper conductor- lump sum
• 240 sq.mm bare copper conductor – lump sum
• 240 sq.mm IEC 01 (THW) Cable- lump sum

Fire resistance control cable - lump sum

• Fire seal - lump sum
  รายการที่
  รายการ
  c) Tools and Accessories, specially required for installation,
  operation maintenance and functional testing, (especially for on-load tap changing equipment) to be listed by the
  supplier, use additional sheet if necessary.
  1)…………
  2)…………
  3)……..
  2.3 หม้อแปลงลูกที่ 2 ประกอบด้วย
  a) Power Transformer 115/24 kV 36/48/60 MVA as per
  “SPECIFICATION No. 201(02-2026): 69&115 KV ON-LOAD TAP
  CHANGING POWER TRANSFORMER” shall power transformer,
  with bushing current transfomer at primary side, low voltage cable boxes including insulating oil, on-load tap changing.
  equipment, remote control cabinet, separate radiator, fan
  and conservator. - 1 set
  ให้ผู้ยื่นข้อเสนอแจ้งรายละเอียดดังนี้
  ชื่อผู้ผลิต…. ประเทศผู้ผลิต……
  b) 24 kV terminators for 24 kV cable, 800 sq.mm
• 6 single phase sets
  2.4 ติดตั้ง ทดสอบที่ site พร้อมอุปกรณ์สําหรับติดตั้งหม้อแปลงลูกที่ 2 ดังนี้
  a)

3. ค่าติดตั้งและทดสอบ - Lump sum

b) Accessories need for installation such as:

จํานวน
1 complete set
lump sum

Non-ferrous cable clamps for 24 kV cable, 800 sq.mm

• 12 single-phase sets

Connector stud to 3/4" IPS Cu tube for HV terminator

• 3 single-phase sets
• 3/4" IPS Cu tube between HV terminator and HV

bushing of power transformer - lump sum
Connector for 3/4" IPS Cu tube run and 120 sq.mm
bare copper conductor tap - lump sum
70 sq.mm IEC 01 (THW) Cable- lump sum

• 120 sq.mm bare copper conductor- lump sum
• 240 sq.mm bare copper conductor - lump sum
• 240 sq.mm IEC 01 (THW) Cable- lump sum
  Fire resistance control cable - lump sum

Fire seal - lump sum
รายการที่
สถานที่ส่งมอบ
รายการที่ 1
รายการ
c) Tools and Accessories, specially required for installation,
operation maintenance and functional testing, (especially for on-load tap changing equipment) to be listed by the
supplier, use additional sheet if necessary.
1)………..
2)……….
3)………
จํานวน
สถานีย่อยบางชัน
หรือสถานที่เก็บรักษาที่ได้รับความเห็นชอบจากการไฟฟ้านครหลวงเรียบร้อยแล้ว
โดยเอกสารผ่านแผนกพัสดุ การไฟฟ้านครหลวง เขตมีนบุรี
รายการที่ 2
สถานีย่อยมีนบุรี
หรือสถานที่เก็บรักษาที่ได้รับความเห็นชอบจากการไฟฟ้านครหลวงเรียบร้อยแล้ว
โดยเอกสารผ่านแผนกพัสดุ การไฟฟ้านครหลวง เขตลาดกระบัง
กําหนดส่งมอบ
สถานีย่อยบางชัน กําหนดส่งมอบแบ่งเป็น 4 งวด ดังนี้
งวดที่ 1 ส่งมอบรายการที่ 1.1 ถึงสถานที่ส่งมอบหรือสถานที่เก็บรักษาที่ได้รับความเห็นชอบจากการไฟฟ้านครหลวง
เรียบร้อยแล้ว ภายใน 360 วันนับถัดจากวันลงนามในสัญญา
งวดที่ 2 ส่งมอบรายการที่ 1.2 ณ สถานีย่อยบางขัน ภายใน 390 วันนับถัดจากวันลงนามในสัญญา
งวดที่ 3 ส่งมอบรายการที่ 1.3 ถึงสถานที่ส่งมอบหรือสถานที่เก็บรักษาที่ได้รับความเห็นชอบจากการไฟฟ้านครหลวง
เรียบร้อยแล้ว ภายใน 420 วันนับถัดจากวันลงนามในสัญญา
งวดที่ 4 ส่งมอบรายการที่ 1.4 ถึงสถานีย่อยบางชัน ภายใน 450 วันนับถัดจากวันลงนามในสัญญา
สถานีย่อยมีนบุรี กําหนดส่งมอบแบ่งเป็น 4 งวด ดังนี้
งวดที่ 1 ส่งมอบรายการที่ 2.1 ถึงสถานที่ส่งมอบหรือสถานที่เก็บรักษาที่ได้รับความเห็นชอบจากการไฟฟ้านครหลวง
เรียบร้อยแล้ว ภายใน 360 วันนับถัดจากวันลงนามในสัญญา
งวดที่ 2 ส่งมอบรายการที่ 2.2 ณ สถานีย่อยมีนบุรี ภายใน 390 วันนับถัดจากวันลงนามในสัญญา งวดที่ 3 ส่งมอบรายการที่ 2.3 ถึงสถานที่ส่งมอบหรือสถานที่เก็บรักษาที่ได้รับความเห็นชอบจากการไฟฟ้านครหลวง
เรียบร้อยแล้ว ภายใน 420 วันนับถัดจากวันลงนามในสัญญา
งวดที่ 4 ส่งมอบรายการที่ 2.4 ถึงสถานีย่อยมีนบุรี ภายใน 450 วันนับถัดจากวันลงนามในสัญญา หากเสนอกําหนดส่งมอบแตกต่างจากที่กําหนดนี้จะไม่ได้รับการพิจารณา
หมายเหตุ ผู้ยื่นข้อเสนอจะต้องระบุกําหนดส่งของ “ใบเสนอราคาซื้อด้วยวิธีประกวดราคาอิเล็กทรอนิกส์ (e-bidding)” โดยให้ระบุกําหนดส่งมอบตามระยะเวลากําหนดส่งมอบงวดสุดท้ายเป็นเกณฑ์” (450 วัน นับถัดจาก วันลงนามในสัญญา)
โปรดกรอกรายละเอียดเพื่อการจ่ายเงินค่าสิ่งของหรือค่าจ้างโดยการโอนเงินเข้าบัญชีเงินฝากธนาคารให้ครบถ้วน
พร้อมแนบสําเนาหน้าเช็คบัญชีกระแสรายวันหรือสําเนาสมุดเงินฝากบัญชีออมทรัพย์
ชื่อบริษัท (ภาษาไทย)
ชื่อบริษัท (ภาษาอังกฤษตัวพิมพ์ใหญ่)
ที่อยู่ตามหนังสือรับรองกระทรวงพาณิชย์ (ภาษาอังกฤษตัวพิมพ์ใหญ่)
ชื่อธนาคาร
ชื่อบัญชี
อีเมล……..
โทรสาร (FAX)
สาขา ……
เลขที่บัญชี…..
โทรศัพท์ (สํานักงาน……….
โทรศัพท์มือถือ.
หมายเหตุ 1. กรณีผู้ยื่นข้อเสนอวางหลักประกันการเสนอราคาด้วยเงินสดโดยการโอนเงินเข้าบัญชีของการไฟฟ้านครหลวง
จะโอนเงินคืนหลักประกันการเสนอราคาตามที่ระบุรายละเอียดดังกล่าวข้างต้น
2. ผู้ยื่นข้อเสนอ/ผู้ขาย/ผู้รับจ้างตกลงเป็นผู้รับภาระค่าธรรมเนียม หรือค่าบริการอื่นใดเกี่ยวกับการโอน รวมทั้งค่าใช้จ่ายอื่นใด (ถ้ามี) ที่ธนาคารเรียกเก็บ และยินยอมให้การไฟฟ้านครหลวงหักเงินดังกล่าว จากจํานวนเงินโอนในงวดนั้นๆ
3. กรณีผู้ยื่นข้อเสนอ/ผู้ขาย/ผู้รับจ้างมีความประสงค์จะเปลี่ยนแปลงข้อมูลบัญชีเงินฝากธนาคาร
ให้ Download แบบฟอร์ม “หนังสือแจ้ง/เปลี่ยนแปลงข้อมูลของผู้ขาย/ผู้รับจ้าง”
จาก WWW.ILICA, Arch โดยไปที่เมนู ข่าวสาร -> การจัดซื้อจัดจ้าง -> การจ่ายเงิน -> การจ่ายเงิน เพื่อชําระค่าสินค้าหรือบริการ -> แบบฟอร์ม “หนังสือแจ้งเปลี่ยนแปลงข้อมูลของผู้ขาย/ผู้รับจ้าง” พร้อมกรอกข้อมูลให้ครบถ้วน ตลอดจนแนบหลักฐานประกอบข้อมูลการโอนเงินยื่นต่อ ฝ่ายจัดหา การไฟฟ้านครหลวง และถือว่าแบบหนังสือดังกล่าวเป็นส่วนหนึ่งของสัญญา

1. ขอบเขตของงาน
   รายละเอียดของขอบเขตงาน
   การไฟฟ้านครหลวงมีโครงการที่จะปรับปรุงและพัฒนาระบบสถานีต้นทางและสถานีย่อย ซึ่งมีขอบเขตของงานนี้ ได้แก่ Power Transformer ขนาด 115/24 kV, 36/48/60 MVA พร้อมติดตั้ง สําหรับสถานีย่อยบางขันและสถานี ย่อยมีนบุรี โดยขอบเขตของงานที่จะกล่าวถึงต่อไปนี้และตารางรายละเอียดคุณลักษณะเฉพาะของพัสดุที่จัดซื้อจัดจ้าง
   ด้วยวิธีประกวดราคาอิเล็กทรอนิกส์ (e-bidding) ผู้ชนะประกวดราคาอิเล็กทรอนิกส์มีหน้าที่รับผิดชอบปริมาณงาน และพัสดุทั้งหมดเพื่อให้งานแล้วเสร็จสมบูรณ์
   ผู้ชนะการประกวดราคาอิเล็กทรอนิกส์ต้องออกแบบรายละเอียดอุปกรณ์ทั้งหมด ให้เป็นไปตามที่ กฟน. กําหนด
   ในเอกสารประกวดราคา
   หากมีงานใดๆ ที่แสดงไว้ในแบบแต่ไม่ได้เขียนไว้ในขอบเขตของงานนี้ หรือระบุไว้ในขอบเขตของงานแต่ไม่ได้ แสดงในแบบ หรือไม่ได้กําหนดไว้ทั้งในแบบและขอบเขตของงานแต่เป็นงานที่มีความจําเป็นต้องทํา ผู้ชนะ การประกวดราคาอิเล็กทรอนิกส์มีหน้าที่ต้องดําเนินการเพื่อให้งานทั้งหมดแล้วเสร็จสมบูรณ์แม้ว่าจะไม่ได้กําหนดไว้ก็ตาม
   หากมีข้อขัดแย้งเกิดขึ้นระหว่างขอบเขตของงาน แบบ หรือสัญญา ให้ผู้ชนะการประกวดราคาอิเล็กทรอนิกส์
   แจ้งการไฟฟ้านครหลวงก่อนแล้วจึงดําเนินการตามที่การไฟฟ้านครหลวงกําหนด
   หากไม่ได้ระบุเป็นอย่างอื่น หรือหากมีเหตุที่เกิดจากการที่การไฟฟ้านครหลวงมีคําสั่งให้เปลี่ยนแปลง ปรับปรุง หรือระงับการทํางาน และเหตุนั้นอาจส่งผลกระทบกับสัญญา ผู้ชนะการประกวดราคาอิเล็กทรอนิกส์ต้องแจ้ง การไฟฟ้านครหลวงภายใน 30 วัน หลังจากที่การไฟฟ้านครหลวงมีคําสั่งให้แก้ไข ปรับปรุง หรือระงับการทํางาน โดยส่งเอกสารที่มีรายละเอียดเพียงพอให้การไฟฟ้านครหลวงพิจารณา หากผู้ชนะการประกวดราคาอิเล็กทรอนิกส์ ไม่แจ้งการไฟฟ้านครหลวงภายในเวลาที่กําหนด และเป็นผลให้มีค่าใช้จ่ายเพิ่ม หรือเกิดความล่าช้า ผู้ชนะการประกวด ราคาอิเล็กทรอนิกส์จะต้องเป็นผู้รับผิดชอบเอง
   ขอบเขตของงานที่กําหนดในขอบเขตของงานดังต่อไปนี้ ไม่ได้เป็นการรวมงานทั้งหมดที่ต้องทํา แต่เป็นเพียงแค่ กําหนดงานที่สําคัญ และอธิบายขอบเขตของงานให้ครอบคลุมเท่านั้น
   ขอบเขตของงานนี้ Power Transformer ขนาด 115/24 kV, 36/48/60 MVA พร้อมติดตั้ง สําหรับสถานีย่อย บางชันและสถานีย่อยมีนบุรี โดยมีรายละเอียดดังนี้
   1.1 สําหรับสถานีย่อยบางชัน
   งวดที่ 1 และ 3
2. สํารวจความพร้อมของสถานที่สําหรับการติดตั้ง เพื่อรับทราบถึงสภาพถนนและอุปสรรคต่างๆ ของสภาพ หน้างานจริง ในการขนส่งและติดตั้ง Power transformer
3. จัดหาและขนส่งหม้อแปลงกําลัง (Power transformer), remote control board และอุปกรณ์ประกอบอื่นๆ โดยเป็นไปตามข้อกําหนดรายละเอียดที่เกี่ยวข้อง ไปยังสถานที่ติดตั้ง
   งวดที่ 2 และ 4

ติดตั้งหม้อแปลงไฟฟ้ากําลังในคอกหม้อแปลง, ตําแหน่งของ terminator และติดตั้ง Remote control board ที่ห้องควบคุมตามแบบเลขที่ 05A3-74BCN05S
4.
ออกแบบ จัดหา วางสายและเข้าหัวสาย Control cable ชนิดทนไฟ และ AC & DC supply cable ระหว่างหม้อแปลงและตู้ Remote control board กับอุปกรณ์ต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้วงจรควบคุมและป้องกัน สามารถทํางานได้ตามที่ระบุไว้ใน Specification นอกจากนี้ผู้ชนะการประกวดราคาต้องออกแบบ จัดหา และติดตั้ง Cable ladder จากหม้อแปลงถึงตู้ Remote control board กับอุปกรณ์ต่างๆ ที่เกี่ยวข้องด้วย
5. เข้าหัวสายเคเบิลขนาด 800 sq.m แรงดัน 24 kV จํานวน 6 เส้น กับด้าน Secondary ของหม้อแปลง โดยใช้ 24 kV terminator ที่ส่งมาพร้อมกับหม้อแปลง
6.
จัดหาและติดตั้ง Non-ferrous cable clamp เพื่อยึดสายเคเบิลขนาด 800 sq.mm แรงดัน 24 kV จํานวน 12 จุดต่อหม้อแปลง (2 จุด ต่อสายเคเบิล) เข้ากับตัวถังหม้อแปลง
7.
8.
จัดหาและติดตั้ง Connector stud to 3/4” IPS Cu Tube สําหรับเชื่อมต่อ HV Terminator
จัดหาและติดตั้ง 3/4” IPS Cut Tube เชื่อมต่อระหว่าง HV terminator ในคอกหม้อแปลงกับ HV Bushing
ของหม้อแปลง
9.
Connector for 3/4" IPS Cu tube run and 120 sq.mm Cu wire tap azanu 120 sq.mm
bare copper wire สําหรับเชื่อมต่อระหว่าง Lightning arrester กับ 3/4” IPS Cu tube
10. จัดหาและเชื่อมต่อสาย Ground ขนาด 70sq.mm IEC01 (THW) Cable ระหว่างจุด Ground ของ Local control panel เข้ากับระบบ Grounding ของสถานีไฟฟ้า
11. จัดหาและติดตั้งสาย 240 sq.mm IEC01(THW) สําหรับเชื่อมต่อ LV Neutral Bushing และลากสาย เชื่อมต่อกับระบบ Grounding ของสถานีย่อย
12. จัดหาและเชื่อมต่อสาย Ground ขนาด 240 sq.mm bare copper conductor ระหว่างจุด Ground ของหม้อแปลงจํานวน 4 จุดต่อหม้อแปลง (Main tank 2 จุด, Lightning arrester 1 จุด, Neutral 1 จุด) เข้ากับ ระบบ Grounding ของสถานีไฟฟ้า ด้วยระบบเชื่อมติด (Exothermic welding)
13. จัดหาและติดตั้ง Fire Seal ตามตําแหน่งช่องเปิดต่างๆที่ Cable ถูกวางผ่าน
14. จัดหา บันไดสําหรับช่างซ่อมบํารุงหม้อแปลงทําจากวัสดุสแตนเลส SUS 304 1 ชุดต่อหม้อแปลง 15. การทดสอบหลังจากติดตั้ง (Site test)

1. General inspection of external construction
2. Measurement of voltage ratio at all tap positions
3. Checking of vector group (the voltmeter method shall be applied)
4. Measurement of the dielectric strength of the insulation oil
5. Overvoltage test at 2,000 VAC on wiring, control and supervisory equipment
   (on motors 1,000 V + 2 x Un)

Measurement of insulation resistance at 5,000 V, DC
7) Measurement of insulation resistance between the core and tank at 2,500 VDC
8) Measurement of winding resistance at central tapping and the extremes
9) Polarity check of bushing current transformer
10) Operation checks on OLTC, oil filter unit and cooling equipment, including protective
relays and check of rotation direction of motors
11) Transformer protection schemes, only those supplied with transformer(s)
12) Operation checks on control and supervisory equipment
13) Re-calibration and current injection test on winding temperature indicators
14) Measurement of the excitation current at any star-connected winding with
low voltage (AC3-phase) when transformer is completely de-magnetized
15) Measurement of capacitances and insulation power factor 16) Measurement of all physical properties of the insulation oil
17) Dissolved Gas-In-Oil analysis by gas chromatography
18) Frequency response analysis (FRA)
19) Impact recorder data analysis
1.2 สําหรับสถานีย่อยมีนบุรี
งวดที่ 1 และ 3

1. สํารวจความพร้อมของสถานที่สําหรับการติดตั้ง เพื่อรับทราบถึงสภาพถนนและอุปสรรคต่างๆ ของสภาพ หน้างานจริง ในการขนส่งและติดตั้ง Power transformer
2. จัดหาและขนส่งหม้อแปลงกําลัง (Power transformer), remote control board และอุปกรณ์ประกอบอื่นๆ โดยเป็นไปตามข้อกําหนดรายละเอียดที่เกี่ยวข้อง ไปยังสถานที่ติดตั้ง
   งวดที่ 2 และ 4
3. ติดตั้งหม้อแปลงไฟฟ้ากําลังในคอกหม้อแปลง, ตําแหน่งของ terminator และติดตั้ง Remote control board ที่ห้องควบคุมตามแบบเลขที่ 05A3-74MB05S
4. ออกแบบ จัดหา วางสายและเข้าหัวสาย Control cable ชนิดทนไฟ และ AC & DC supply cable ระหว่างหม้อแปลงและตู้ Remote control board กับอุปกรณ์ต่างๆ ที่เกี่ยวข้อง เพื่อให้วงจรควบคุมและป้องกัน สามารถทํางานได้ตามที่ระบุไว้ใน Specification นอกจากนี้ผู้ชนะการประกวดราคาต้องออกแบบ จัดหา และติดตั้ง Cable ladder จากหม้อแปลงถึงตู้ Remote control board กับอุปกรณ์ต่างๆ ที่เกี่ยวข้องด้วย
5. เข้าหัวสายเคเบิลขนาด 800 sq.mm แรงดัน 24 kV จํานวน 6 เส้น กับด้าน Secondary ของหม้อแปลง โดยใช้ 24 kV terminator ที่ส่งมา
6. จัดหาและติดตั้ง Non-ferrous cable clamp เพื่อยึดสายเคเบิลขนาด 800 sq.m แรงดัน 24 kV จํานวน 12 จุดต่อหม้อแปลง (2 จุด ต่อสายเคเบิล) เข้ากับตัวถังหม้อแปลง
7. จัดหาและติดตั้ง Connector stud to 3/4” IPS Cut Tube สําหรับเชื่อมต่อ HV Terminator
8. จัดหาและติดตั้ง 3/4” IPS Cut Tube เชื่อมต่อระหว่าง HV terminator ในคอกหม้อแปลงกับ HV Bushing
   ของหม้อแปลง
9. จัดหาและติดตั้ง Connector for 3/4” IPS Qu tube run and 120 sq.mm Cut wire tap และสาย 120 sq.mm bare copper wire สําหรับเชื่อมต่อระหว่าง Lightning arrester กับ 3/4” IPS Cu tube
10. จัดหาและเชื่อมต่อสาย Ground ขนาด 70sq.mm IEC01 (THW) Cable ระหว่างจุด Ground ของ Local control panel เข้ากับระบบ Grounding ของสถานีไฟฟ้า
11. จัดหาและติดตั้งสาย 240 sq.mm IEC 01 (THW) สําหรับเชื่อมต่อ LV Neutral Bushing และลากสาย เชื่อมต่อกับระบบ Grounding ของสถานีย่อย
12. จัดหาและเชื่อมต่อสาย Ground ขนาด 240 sq.mm bare copper conductor ระหว่างจุด Ground ของ หม้อแปลงจํานวน 4 จุดต่อหม้อแปลง (Main tank 2 จุด, Lightning arrester 1 จุด, Neutral 1 จุด) เข้ากับระบบ Grounding ของสถานีไฟฟ้า ด้วยระบบเชื่อมติด (Exothermic welding)
13. จัดหาและติดตั้ง Fire Seal ตามตําแหน่งช่องเปิดต่างๆที่ Cable ถูกวางผ่าน
14. จัดหา บันไดสําหรับช่างซ่อมบํารุงหม้อแปลงทําจากวัสดุสแตนเลส SUS 304 1 ชุดต่อหม้อแปลง 15. การทดสอบหลังจากติดตั้ง (Site test)

1. General inspection of external construction
2. Measurement of voltage ratio at all tap positions
3. Checking of vector group (the voltmeter method shall be applied)
4. Measurement of the dielectric strength of the insulation oil
5. Overvoltage test at 2,000 VAC on wiring, control and supervisory equipment (on motors 1,000 V + 2 x Un)
6. Measurement of insulation resistance at 5,000 V, DC
7. Measurement of insulation resistance between the core and tank at 2,500 VDC
8. Measurement of winding resistance at central tapping and the extremes
9. Polarity check of bushing current transformer
10. Operation checks on OLTC, oil filter unit and cooling equipment, including protective
    relays and check of rotation direction of motors
11. Transformer protection schemes, only those supplied with transformer(s)
12. Operation checks on control and supervisory equipment.
13. Re-calibration and current injection test on winding temperature indicators
14. Measurement of the excitation current at any star-connected winding with
    low voltage (AC3-phase) when transformer is completely de-magnetized
15. Measurement of capacitances and insulation power factor
16. Measurement of all physical properties of the insulation oil
17. Dissolved Gas-In-Oil analysis by gas chromatography
18. Frequency response analysis (FRA)
19. Impact recorder data analysis
    2 ข้อกําหนดเกี่ยวกับแบบและเอกสาร
    2.1 ผู้ชนะการประกวดราคาอิเล็กทรอนิกส์ต้องส่งแบบและเอกสารให้ กฟน. ตรวจรับรอง 7 ชุด ตาม Specification ข้อ 2011 ไปยังหน่วยงานต่อไปนี้
20. ตัวจริง 1 ชุด และ electronic file 1 ชุด ส่งไปที่ ฝ่ายจัดหา
    1
    อาคาร 6 การไฟฟ้านครหลวง เขตวัดเลียบ 121 ถนนจักรเพชร กรุงเทพมหานคร 10200
21. สําเนา 2 ชุด ส่งไปที่ ฝ่ายออกแบบระบบไฟฟ้าและงานวิศวกรรมโยธา
    อาคารวัฒนวิภาส เลขที่ 1192 ถนนพระรามที่ 4 แขวงคลองเตย เขตคลองเตย กรุงเทพมหานคร 10110
22. สําเนา 2 ชุด ส่งไปที่ ฝ่ายบํารุงรักษาระบบไฟฟ้า
    อาคาร 11 การไฟฟ้านครหลวงเขตวัดเลียบ 121 ถนนจักรเพชร กรุงเทพมหานคร 10200
23. สําเนา 1 ชุด ส่งไปที่ ฝ่ายก่อสร้าง
    อาคารฝ่ายก่อสร้าง การไฟฟ้านครหลวง เขตคลองเตย เลขที่ 1192 ถนนพระรามที่ 4 แขวงคลองเตย เขต
    คลองเตย กรุงเทพมหานคร 10110
    2.2 ผู้ชนะการประกวดราคาอิเล็กทรอนิกส์จะต้องส่งแบบที่แสดง Dimension และ Physical ของหม้อแปลงที่ ถูกต้องทั้งหมดและแผนการดําเนินการส่งของ ติดตั้งและทดสอบ มาให้ กฟน. เพื่อออกแบบส่วนที่เกี่ยวข้องอื่นๆ ภายใน 60 วัน นับถัดจากวันลงนามในสัญญา
    2.3 ผู้ชนะการประกวดราคาอิเล็กทรอนิกส์จะต้องส่ง Final drawing เป็น AUTO CAD Files และ Acrobat File พร้อมทั้งบันทึกข้อมูลลงใน USB drive ให้การไฟฟ้านครหลวงเพื่อใช้ออกแบบ, ติดตั้ง, ลากสาย Control และส่วน อื่นๆ ก่อนส่งของงวดแรกไม่น้อยกว่า 30 วัน
    3 Fire Resistance control cable
    3.1 สายเคเบิลที่เสนอต้องผลิตจากผู้ผลิตในประเทศไทย และผ่านการทดสอบ Circuit integrity under fire condition (category: CWZ), Resistance to vertical flame propagation on a single vertical cable „az Test for vertical flame spread of vertically mounted bunched cable (category: A) InuñosasTest report สายเคเบิลที่มีโครงสร้างเหมือนกับสายเคเบิลที่เสนอ (ยกเว้นmetallic sheath) มาให้การไฟฟ้านครหลวง
    พิจารณาพร้อมกับการยื่นข้อเสนอ
    3.2 สําหรับสายเคเบิลจากผู้ผลิตต่อไปนี้ ไม่ต้องส่ง Test report อีก
    ก) บริษัท เฟิลปส์ดอด์จไทยแลนด์ จํากัด
    ข) บริษัท จรุงไทยไวร์แอนด์เคเบิ้ล จํากัด ค) บริษัท สายไฟฟ้าบางกอกเคเบิ้ล จํากัด
    ง) บริษัท สายไฟฟ้าไทย-ยาซากิ จํากัด
    จ) บริษัท สายไฟเอ็มซีไอ-ดราก้า จํากัด
    4 ข้อกําหนดรายละเอียดที่เกี่ยวข้อง
    ข้อกําาหนดรายละเอียดที่เกี่ยวข้อง ประกอบไปด้วย
    Spec. No.
    201 (02-2026)
    Title
    69&115 kV On-load tap changing power transformer
    Attached drawings
    SPEC.NO.201: 02-2026
    PAGE 1
    201A Scope
    201A1
    SPECIFICATION NO. 201 (02-2026)
    69&115 kV ON-LOAD TAP CHANGING POWER TRANSFORMER
    This specification describes the requirements for the design, manufacture, testing,
    supply erection, installation, commissioning and handing over in satisfactory
    operating condition of 115 kV and 69 kV power transformers, including vacuum on-
    load tap changer and oil cooling equipment to the Metropolitan Electricity Authority
    (MEA). The power transformer shall be connected to 115 kV or 69 kV, three phase,
    three wire, solidly earthed neutral system having short circuit current of 31.5 kA
    (115kV) or 40 kA (69 kV) at the point of installation.
    201A2 Supplier shall furnish all materials, necessary hard-wares, special tools for installation
    and maintenance.
    201B Site and Service Conditions
    The power transformer shall be installed in the Bangkok Metropolis, Thailand. The site and
    service conditions are as follows: -
    a) Installation site :outdoor.
    b) Altitude: approximately mean sea level.
    c) Maximum ambient temperature: 45°C.
    d) Average ambient temperature in any one year :35°C.
    e) Average relative humidity in any one year: 79 %.
    f) Average maximum relative humidity in any one year : 94%
    The power transformers shall be suitable for use in tropical climatic area and shall be capable
    of operating at its full ratings in the service conditions mentioned above.
    201C Reference Standards
    Except otherwise specified elsewhere in the specification, the power transformer and
    accessories required by MEA shall be manufactured and tested in conformity with the standards
    listed below.
    International Electrotechnical Commission (IEC) Publications
    :60076-18(2012)
    :60099-4(2014)
    Power Transformers Part 18: Measurement of frequency response
    Surge Arresters Part 4: Metal-oxide surge arresters without gaps for
    (201dt-1)
    (02/2026)
    SPEC.NO.201: 02-2026
    PAGE 2
    :60137(2003)
    :60214-1(2003)
    :61869-1(2007)
    :61869-2(2012)
    a.c. systems.
    Insulated bushings for alternating voltages above 1000 V.
    Tap changer Part 1: Performance requirements and test methods
    Instrument Transformers Part 1: General requirements
    Instrument Transformers Part 2: Additional requirements for current
    transformers.
    Thailand Industrial Standard (TIS)
    384-1(2024)
    :384-2(2024)
    :384-3(2024)
    Power Transformers Part 1: General.
    Power Transformers Part 2: Temperature rise for liquid-immersed
    transformers.
    Power Transformers Part 3: Insulation levels, dielectric tests and
    external clearances in air.
    :384-5(2024)
    :384-7(2024)
    Power Transformers Part 5: Ability to withstand short circuit.
    Power Transformers Part 7: Loading guide for mineral-oil-immersed
    power transformers.
    :384-10(2024)
    Power Transformers Part 10 :Determination of sound levels.
    If there are any minor parts deviated from the standards, they shall be clearly mentioned in the
    “DEVIATION FROM MEA’S SPECIFICATION FORM” attached herewith.
    Note

1. The transformer tested in accordance with the later version of the above standard is
   also accepted.

The transformer tested in accordance with older version of the above standard are
also accepted provided that the test report is conformed to standard and year
mentioned above.
3. The equipment complies with other national standards having similar characteristics
and providing equal performance and/or quality to those specified may be proposed.
In this case, the complete ENGLISH language copies of the standards shall be
submitted with the quotation, otherwise such offer may not be considered
201E Test, Inspection and Test Report
201E1
The manufacturer of proposed transformers shall have his own type test reports for
(201 dt-2)
(02/2026)
(201dt-3)
SPEC.NO.201: 02-2026
PAGE 3
201E2
the proposed transformer and short circuit test according to IEC 60076-5 or IEEE
C57.12.90 on his transformer ratings of not less than 110 kV and 50 MVA. The test
shall be done by members of Short Circuit Testing Liaison or other international
acknowledge and reputable station subjected to MEA approval.
For local manufacturers who offer the transformer produced under license of a major reputable principal manufacturer, the experience of the short circuit test from
principle manufacturer can be used.
The type test report shall have details to show that the manufacturer has manufactured
the power transformer of such rating and have successfully passed all type tests or design tests in accordance with the applicable standard.
Transformer in the report (excluding short circuit test) shall be the exactly the same rating and features as specified in clause 201G except rated voltage of low voltage winding 24kV is accepted, otherwise such item will be reject
The proposed surge arrester shall have successfully passed all the type tests or design tests in accordance with the reference standards. (see Appendix 1 clause 2)
All test reports shall be attached to the bid except that they are in the list of approved for power transformer and surge arrester otherwise MEA will not consider such offer.
201E3 Routine and special tests shall be made in accordance with the reference standard and they shall be performed in accordance with the procedure specified, if any tests required the agreement between the purchaser and the manufacturer, the test method shall be proposed by the manufacturer and approved by MEA before such tests can be proceeded.
The following tests should be carried out as a minimum
a)Tests for one unit of the power transformer per rating per contract for design proof.
This unit shall be tested on the first lot. If it failed, all units shall be considered
failed. Further investigate shall be employed, solutions shall be proposed and approved by MEA.

Temperature rise tests.

Dissolved gas-in-oil analysis before dielectric tests, prior to temperature rise tests and after temperature rise tests.
Lightning impulse test with sequence one reduce full wave and three full waves on neutral terminals.
Lightning impulse chopped on tail test on each line terminals with sequence as follow:

1. One reduced full wave.
   (02/2026)
   (201dt-4)
2. One full wave.
3. One or more reduced chopped wave.

Two full chopped wave.
SPEC.NO.201: 02-2026
PAGE 4
5. Two full wave.
b) Tests for all units of the power transformer.

Separate source AC withstand voltage test.
Short duration induced AC withstand voltage test with partial discharge
measurement.
Note For 69 kV, partial discharge measurement shall be tested by the same
method for transformers with Um ≥ 72.5 kV and uniformly high voltage winding.
Measurement of no-load losses and measurement of the excitation current
at 90%, 100% and 110% of rated voltage on the high voltage connections.
Measurement of impedance voltage (principal and both extreme taps), short circuit impedance, load loss and cooling fan loss.
Measurement of winding resistance at all tap positions (minimum test current 20 A, DC).
Measurement of voltage ratio at all tap positions and check of voltage vector relationship.
Measurement of zero-sequence impedance.
Measurements of the capacitances and dielectric dissipation factors

Measurement of the insulation resistances.
·
·

Measurement of the sound pressure levels at ONAN (0.3 m) and ONAF2 (2 m).
Test on load tap-changers.
Lightning impulse test with sequence one reduce full wave and three full waves on all terminals (except unit in clause a).
Dissolved gas-in-oil analysis after completion of the test according to IEC
60599, IEEE C57.104 and ASTM D 3487
Frequency response analysis. The tap position shall include maximum, rated and minimum and the measurement frequency shall be from 100 Hz to 1 MHz. The result shall be plotted by “impedance VS frequency” and
(02/2026)
“phase angle VS frequency.”
SPEC.NO.201: 02-2026
PAGE 5
201E4 Lightning impulse voltage withstand test and temperature rise test other than stated
in the relevant reference standard may be offered and full details in English of
proposed test must be submitted with the quotation.
201ES
201E6
201E7
The factory test report shall be sent before or together with the transformer’s delivery,
otherwise MEA shall regard as no delivery of transformers and claim for penalty on
late shipment.
MEA reserves the right to send the representatives at his expense to inspect and
witness tests of the material and equipment during manufacturing, at the time of
shipment or at any time he deems necessary. The supplier shall provide free access to
the facilities where the equipment is being manufactured, and shall satisfy the
representative that the material and equipment are in accordance with this
specification and the purchase contract.
Prior to the shipment, the supplier shall submit to MEA the complete and certified
reports of all tests made in 6 (six) copies. The test reports shall contain all data
required for their complete understanding such as: diagrams, methods, instruments,
constants and values used in the tests and the results obtained. If MEA has his own
inspector, the supplier shall submit all the above test reports to the inspector and the
inspector himself shall certify the witnessed test report and review the remainder
before submitting to MEA.
201F Drawings and Instructions
201F1
Supplier shall furnish 7 (seven) copies each of the following items as soon as possible
for the design approval by MEA.
a) Outline drawings of transformer and accessories showing all critical dimensions
and weights, including the following: -
(201dt-5)

Base mounting dimensions.

Bushing and cable box locations.
High voltage and low voltage terminal arrangement.
Control cabinet size and location.
Connection points for all external connections.
Conservator (s) and liquid circuit demonstrating oil preservation.
Nameplate connection plate and all other designation plate drawings.
(02/2026)
(201 dt-6)
SPEC.NO.201: 02-2026
PAGE 6
b) All schematic diagrams, wiring diagrams including fan control and on load tap
changing control.
c) Equipment layout, including mounting details, control circuit diagrams, drawings
necessary for the successful installation, operating and maintenance for the on-
load tap changer.
d) Operating manuals for on-load tap changer.
e) Catalog and/or details of all auxiliary equipment.
f) The final design short circuit strength calculations including basic equations and
references to the literature.
If any of the drawings and data mentioned above are not submitted to MEA within
60 (sixty) days after the issuing date of contract, the supplier shall be penalized at
Baht 1,000.00 (one thousand only) per day until the date the supplier submits the
above documents.
Generally, if the drawings require no more detail, they will be returned to the supplier
within 45 (forty-five) days after receipt by MEA. If drawings for approval are not
submitted within the time as mentioned above or MEA has to request for additional
information, supplier cannot regard lost time as reason for extending delivery time without penalty.
201F2 Supplier shall furnish 6 (six) copies each in hard copy and 4(four) copies each in USB
flash drive of the following items, at least 30 (thirty) days prior to the first shipment of the equipment.
201F3
a) Final certified drawings of all items listed in clause 201F1 above.
b) Final certified wiring diagrams of auxiliary equipment.
c) Final certified nameplate drawing.
d) Complete installation and maintenance instructions.
e) Temperature characteristic curve of winding and oil.
f) Winding diagrams (internal wiring, terminal arrangement etc.).
g) Final certified dimensional drawings.
h) Photograph of complete transformer winding and core before putting inside the
main tank.
In addition to the above, one complete set of final certified dimensional drawings and
installation instructions shall be attached to or boxed with each transformer at the
time of shipment.
(02/2026)
SPEC.NO.201: 02-2026
PAGE 7
201F4
201F5
201F6
201F7
All drawings except standard ship drawings, characteristic curves and installation
instructions shall have the contract number marked thereon.
All drawings shall be provided with both horizontal and vertical zone markings on
the frames of the drawings for the sake of quick reference when locating some
particular position on them. The zone markings on the horizontal frame are preferred
to be numbers and those on the vertical frame are preferred to be alphabets. The zone
identification on the drawings shall then, for example, be A5, D7 etc.
All drawings and instructions shall be in ENGLISH. Information on drawing shall be
engineering lettering. Instruction manual shall be machine printed or typed.
All measurements and quantities shall be expressed in the unit of METRIC SYSTEM.
If they are expressed in other system, the metric equivalent shall also be shown.
201G Ratings and Features
Transformer shall have the following minimum ratings when operated at site and service
condition specified elsewhere in this specification.
(201 dt-7)
Type of cooling
:ONAN/ONAF1/ONAF2 or ONAN/ONAFI
Rated power with respect to 36/48/60 MVA or 30/40 MVA
type of cooling
Phase
Frequency
Rated voltage
High voltage winding
Low voltage winding
Primary load tap changing
equipment
: 3-phases
: 50 Hz
: 112 kV for 115 kV transformer
: 67 kV for 69 kV transformer
: 24 kV or 24 kV (series)/ 12 kV (parallel) for dual
secondary voltage type
On load tap change ± 10% of rated voltage in 17
tapping positions, 1.25 % each.
The transformer shall have full capacity at all tapping positions
System highest voltage

• High voltage winding
  : 123 kV (for 115 kV) or 72.5 kV (for 69 kV)
  (02/2026)
• Low voltage winding
  SPEC.NO.201: 02-2026
  PAGE 8
  : 24 kV or 24 kV (series)/ 12 kV (parallel) for dual
  secondary voltage transformer
  Impulse withstand voltage
• High voltage winding
  -LV-winding and neutral
  terminal
  : 550 kV (for 115 kV) or 325 kV (for 69 kV)
  Power frequency withstand voltage
• High voltage winding
• Low voltage winding and
  neutral terminal
  Connection designation
  Impedance voltage including: tolerances at any tapping not
  less than
  125 kV (at both 12 and 24 kV connection)
  : 230kV (for 115 kV) or 140 kV (for 69 kV)
  : 50 kV (at both 12 and 24 kV connection)
  : Dyn 1
  12 % (36 MVA base for 36/48/60 MVA
  transformer) or 10% (30 MVA base for 30/40
  MVA transformer)
  Auxiliary supply voltage
  : AC
  400/230 V
  DC
  125 V
  201H General Requirements
  201H1 Design of the transformer shall be such that the transformer will be able to withstand
  dismantling, transportation and re-assembly at the job site without damage to core,
  tank or other components.
  The transformer, when on any tapping, shall be capable of withstanding at least 2
  seconds, without deformation injury, the thermal and mechanical effects of external
  short circuit conditions, such fault currents as may arise from any type of fault, full
  voltage maintained on all other windings (zero source impedance) unless otherwise
  specified. Taps from the transformer winding for connection to the on load tap
  changer shall be provided at the middle range of each winding only.
  201H3 The sound pressure level shall not exceed 70 dB(A) on ONAN rating in a distance of
  0.3 m and 70 dB(A) on ONAF2 (ONAF1 for 30/40 MVA) rating in a distance of 2.0
  m.
  201H4 Transformer and components shall be designed and constructed so as not to cause
  (201 dt-8)
  (02/2026)
  (201dt-9)
  SPEC.NO.201: 02-2026
  PAGE 9
  interference with radio reception or telephone communication circuits in accordance
  with good modern practice.
  201H5 The overall dimensions of the transformer including radiators shall not exceed 700
  cm in length, 500 cm in width and 580 cm in height for 69 kV transformer and 700
  cm in height for 115 kV transformer as specified in the attached drawing.
  201H6 The high voltage bushing must be opposite to the low voltage cable box. The middle
  phase of high voltage bushings, the middle phase of the surge arresters and the center
  line of low voltage cable box must be aligned and parallel to the center line of the
  transformer. The maximum distance between these two center lines shall be 70 cm.
  The phase spacing of the high voltage bushing shall be between 125 cin and 150 cm
  for 69 kV transformer and between 135 cm and 150 cm for 115 kV transformer as
  shown in the attached drawing.
  201H7 The transformer high voltage bushing type when installed on the foundation shown
  in attached drawing shall provide enough clearance between the transformer and wall
  for the operating personnel to access HV termination comfortably. The center of
  gravity of the transformer shall be within 50 cm radius from the center of the
  foundation when installed.
  201H8 The transport dimensions shall not exceed 360 cm in overall height. Shock recorder(s)
  shall be installed from the factory to record the three dimensional impacts affected to
  the transformer during transportation. The supplier can receive the shock recorder(s)
  back after complete installation at MEA office.
  201H9 The maximum permissible temperature rise of the transformer oil (top oil) shall not
  exceed 50 K and the average temperature rise of the winding is to be limited to 55 K
  (hottest spot 68 K).
  201H10 The insulating oil furnished for use in the power transformer and tap changer
  compartment shall be pure mineral oil prepared and refined especially for use in
  power transformer and shall be free from adulterants or other materials injurious to
  its insulating properties. The oil shall be classified as inhibited insulating oil
  according to standard IEC 60296 “Fluids for electrotechnical applications - Unused
  mineral insulating oils for transformers and switchgear with section 7.1 “Higher
  oxidation stability and low sulphur content”.
  (02/2026)
  The acceptable insulating oils are:-
  NYNAS, Nytro Gemini X
  ERGON,Hyvolt III

SPEC.NO.201: 02-2026
SHELL, Diala S4 ZX-I
P.S.P.Specialties
Transform INH
DONGNAM, ESTRAN T2-HI
or other brand name, which meet the following requirements:-

having supply record of power transformer with minimum
rating of 69 kV for at least 15 units during the last 3 years

having type test report according to above paragraph
PAGE 10
201H11
201H12
201H13
201H14
201H15
Current transformers for winding temperature shall be furnished and rated to suit the
equipment being connected.
All power supply and control cables to be connected to the transformer shall be
terminated at the terminal blocks in the control cabinet only. All terminal blocks shall
be stud and nut type terminal points with connection clearly visible. Suitable lugs or
cup washers for full wrap connection of 4 mm copper wire or equal for all external
connections shall be furnished.
The wiring between the devices in the transformer shall be run in rigid and flexible
conduits. Wiring by armored cable is also accepted. All wirings between each
equipment and local control cubicle shall be made from the factory. If some
equipments have to be dismounted during transportation, the disconnection of the
wirings is allowed but it shall be provided with facilities in order to reconnect
immediately without any modification such as plug in connector. Drawing showing
wiring details shall be approved from MEA before delivery of transformer.
Special care shall be taken to prevent moisture from getting into the main tank during
transportation and storage. If the transformer is shipped with oil filled up to the level
over the core and coil, it shall be topped with pressurized nitrogen gas and monitored
with gas pressure gauge. If the oil filled is not up to the top core level, appropriate
method shall be applied to keep the nitrogen pressurized in the tank and to compensate
the nitrogen loss during transportation and storage. Manual for handling and checking
during transportation and storage shall be sent to MEA together with the items
required in clause 201F1
Suitable valves shall be provided at appropriate places for convenience in
(201dt-10)
(02/2026)
SPEC.NO.201: 02-2026
PAGE 11
maintenance and installation. When it is required to dismantle any devices there shall
be no need to drain the oil in the main tank or in the conservator.
201H16 The transformer shall be suitable to be installed on a concrete foundation as shown in
attached drawing. As illustrated on the attached drawing, the end of every base beam
shall be curved upward to facilitate when dragging the transformer.
201H17
201H18
201H19
201H20
2011 Painting
The gas relay (Buchholz relay) and valve mounted into the oil pipe between the
transformer main tank and oil conservator responding to the oil-flow and gas shall be
provided. Flexible metallic oil pipe shall be applied to the oil pipe between the gas
relay and the oil conservator for convenience of assembly. The oil pipe between
conservator and main tank shall be arranged so that it will not obstruct any
maintenance work.
All oil valves shall be flange type with suitable blind cover plates.
For transformer with series-parallel connection, the changing between series-parallel
connection of the secondary windings shall be done by external off-circuit tap changer
type only. The switch position of series-parallel connection shall be indicated by
marking “24 kV” and “12kV” on the tank.
The gaskets used with the transformer shall be fluorocarbon. The gasket must be hot
oil-proof and shall not deteriorate or loss their sealing properties thus permitting the
entry of moisture.
20111 Extra protection shall be given to all exposed metal surfaces and parts of a transformer
where condensation may occur in order to withstand the effect of a high humidity tropical climate.
20112
20113
Before painting all metal surfaces shall be thoroughly cleaned of rust, scale, grease
and dirt and other foreign matter and all imperfections by shot blasting.
Paint shall be applied by the process that can be ensured that all surfaces both
accessible and inaccessible are coated to the same paint thickness.
The following treatments shall be applied:
External surfaces shall be painted in the following sequence:
two (2) primer coats 2 x 35 μm
epoxy resin hardened with polyamide
Binder:
Pigment:
titanium dioxide, zinc oxide, zinc phosphate, tinting additives
(201dt-11)
(02/2026)
SPEC.NO.201: 02-2026
PAGE 12
one (1) intermediate coat35 μm
Binder:
Pigment:
epoxy resin hardened with polyamide
titanium dioxide, micaceous iron oxide, tinting additives
one (1) top coats (polyurethane base)35 μm
Binder :
polyurethane hardened with isocyanate
Pigment:
titanium dioxide, micaceous iron oxide, tinting additives
Total coating thickness (dry-film) min. 140 μm
The final coat of painting shall be of pore-free and homogeneous quality and shall be
of an uniform shade of code RAL 9002 or equivalent.
If any hot-dip galvanized steel parts will be provided the same painting method shall
be applied, however, instead of two primer coats one adhesive coat and one base coat
shall be applied. In this case, the mean thickness of galvanizing shall be 55 μm.
2013 Tank and Cover
201J1
201J2
201J3
201J4
Tank and cover shall be constructed of welded steel plate suitable reinforced. The
joints between the tank and cover shall be welded together. For transformer
maintenance, the joints between the tank and cover can be cut and re-welded without
collapse.
All seams and joints other than those which may have to be broken shall be welded both inside and outside to secure strong, leak-proof joints.
The tank bottom shall be of a rigid base structure. In case of a self-supporting tank
bottom without heavy steel cross beams the bottom plate shall have a minimum
thickness of 40 mm.
The completely assembled transformer shall be oil and gas tight and shall be capable
of withstanding without damage, under service conditions, the forces arising under
pressure conditions exceeding 25% over the maximum operating pressure, resulting
from the system of oil preservation used. In any case the assembled transformer tank
shall withstand ± 14 PSI from atmospheric pressure.
201J5 Wherever possible, the transformer tank and its accessories shall be designed without
pockets wherein gas may collect. For this purpose the tank cover shall be especially
designed. Both ends of the tank cover shall be connected to the main expansion pipe
via air-vent pipes. Where pockets cannot be avoided, pipes shall be provided to vent
(201dt-12)
(02/2026)
SPEC.NO.201: 02-2026
PAGE 13
201J6
201J7
201J8
the gas into the main expansion pipe. The vent pipes shall have minimun inside
diameter 25 min.
The transformers shall be equipped with manholes and/or handholes of suitable size
to facilitate installation and maintenance (e.g. tap changers, current transformers,
bushings etc.). All openings in the cover of the transformer tank for bushings,
manholes and terminal boxes shall be provided with adequate flanges. Covers for
inspection openings, bushings, hand-holes etc. located directly on the tank cover shall
be provided with adequate gas stoppers. All inspection covers shall be provided with
two lifting handles each. It must be possible to remove any bushing without removing
the tank cover.
In order to prevent tank deformation during operation, pressure relief devices of
adequate size shall be mounted directly onto the tank cover for rapid release of any
pressure that might be generated within the tank and cause damage to the equipment.
The device shall operate at a static pressure which shall be less than the hydraulic test
pressure. To prevent ingress of rain and dust, special precautions have to be taken for all equipment arranged on transformer tank and conservator.
Skids of a rigid construction shall be provided to allow skidding in any directions. In
case of skids being provided of solid mild steel their thickness shall be at least 40
mun.
201K Core and Coils
201K1
The magnetic core shall be of the three-limb core type made of laminations of non-
aging silicon steel of high permeability without burrs. Each lamination shall be
insulated with high quality insulation coating. The joints of limbs and yokes shall be
designed and constructed to keep the losses as low as possible.
The core and its clamping plates shall form a rigid unit structure which shall maintain
its form and position under the severe stresses encountered during shipment,
installation and short circuits. Care shall be taken to secure uniformly distributed
mechanical pressure over all the laminations to prevent setting of the core and to limit
noise and vibrations to a minimum under service conditions.
In order to prevent closed magnetic circuit via the tank, the top main core clamping
structure shall not be connected to the tank cover.
The magnetic core shall be earthed to the tank cover at one point only through
removable links in an appropriate terminal box, placed in an accessible position on
(201dt-13)
(02/2026)
SPEC.NO.201: 02-2026
PAGE 14
the tank cover and which, by disconnection, will enable the insulation between the
core and transformer tank, etc., to be tested at voltages up to 2.5 kV for the purpose
of checking deterioration during service
Magnetic circuits with an insulated sectional construction shall be provided with a
separate link for each individual section. Where oil ducts or insulating barriers
parallel to the plane of the laminations divide the magnetic circuit into two or more
electrically separate parts, the ducts or barriers shall be bridged and the magnetic
circuit shall not be regarded as being of sectional construction.
The main earthing connection shall have a cross-sectional area of not less than 80
mm2 but connections inserted between laminations may have cross-sectional area
reduced to a minimum of 20 min2.
201K2 Winding coils shall be assembled in a manner best suited for the particular
application. The complete winding assembly shall be made up, shaped and braced to
provide for expansion and contraction due to temperature changes and to provide
rigidity to resist movement caused by abnormal operating conditions or shipment in
order to avoid abrasion or deformation of insulation. Adequate barriers shall provide
between winding and core and between high-voltage and low-voltage windings. End
coils shall have additional protection against abnormal line disturbance. The
insulation material of windings and connections shall be free from insulation
compositions subject to softening, shrinking or collapsing during service. Moreover,
none of the material used shall disintegrate, carbonize or become brittle under the
action of hot oil, under all load conditions. The coils must be capable of withstanding
movement and distortion caused by all operating conditions as specified in IEC
60354. Adequate barriers shall be provided between windings and core as well as
between high voltage and low voltage windings. All leads or bars from the windings
to the terminal boxes and bushings shall be rigidly supported. Stresses on coils and
connections must be avoided.
201K3 Winding conductors shall be copper free from scales, burrs, and splinters and shall be
uniformly insulated. Permanent current carrying joints shall be welded or razed,
properly formed, finished and insulated.
201K4 To increase the capability of the transformers of withstanding the dynamic forces
under short circuit conditions modem technology in design and construction shall be
applied (e.g. low current density, pre-drying and pre-compressing of the windings
(201dt-14)
(02/2026)
SPEC.NO.201: 02-2026
PAGE 15
before mounting onto the core etc.).
2011 Oil Preservation System
201L1
201L2
201L3
Conservator system shall be equipped with elastic diaphragms of the air-bag type
provided with a single-float Buchholz relay at the highest point as a leakage detector
for diaphragm. Magnetic type oil level indicators showing the full level range shall
be fitted to all oil vessels, being clearly marked with the normal level. To avoid
impermissible stresses from diverter switch compartment of OLTC to that of the
transformer main tank all conservator compartments shall be designed in such a
manner that at the same oil
temperature all oil levels are nearly equal. The conservator vessels shall be fully
vacuum proof and designed in such a way that it can be completely drained by means
of the drain valve, when in service. Each conservator vessel shall be furnished with a
cleaning opening. A vacuum equalizing valve between the conservators shall be
provided at top of conservator tank. Conservator tank with low-profile design having
a moisture-proof barrier made with an oil-resisting rubber diaphragm as specified
above shall be applied and placed at the level slightly higher than the transformer tank
in such a position that will not obstruct the maintenance of the tap changer.
Conservator tank shall be sized to accommodate the change in oil volume which will
occur between an ambient temperature of 0 °C and ambient temperature of 45°C with
the transformer operating at full load. The conservator tanks shall slope towards one
end with the drain valve located at the lower end, any other design can also be
accepted subject to MEA’S approval.
A handhole for access to the interior of the conservator and a filling pipe with
weather-tight cap shall also be provided. Atmosphere above the diaphragın shall be
vented through moisture-proof breathers of the silicagel dehydrating type. Each
conservator vessel shall be fitted with two parallel breathers in which only orange
silicagel (green colored when wet) has been filled as a dehydrating agent. The parallel breathers shall be connected to the air expansion pipes via two-position three-way
valves with captive screwed caps. The three-way cocks shall be provided as to control
the breathers in such a manner that each of the two parallel breathers can be in service
while the other breather is in standby position, i.e. it must be possible to switch off
each of the two parallel silicagel breathers of the same group individually while the
other one is still in operation. A suitable tool for removing of the cap and operation
(201dt-15)
(02/2026)
SPEC.NO.201: 02-2026
PAGE 16
of the valve shall be fitted to the tank by a fly-nut at an accessible position in a
convenient floor height. In view of excessive humidity, breathers shall be larger in
size and shall be provided with oil trap. The silicagel filling capacity of each breather
shall be at least 4kg for the OLTC conservator and 4 kg for main conservator. The
silicagel breathers as well as all filling and draining devices shall be rigidly fastened
at an accessible position in a convenient floor height.
201L4 The oil for the on load tap changer shall be in a separate compartment having separate
oil level gauge and dehydrate breather.
201M Cooling Equipment
201M1 The transformer shall be provided with a sufficient number of radiators and cooling
fans (at least 8 fan units) to permit operation at the self-cooled and forced-cooled
rating without exceeding the specified temperature rise.
201M2 Radiators shall be attached to flanges welded into the tank wall and shall be suitably
gasketed for oil and gas tight joint. Radiator valves shall be provided on each radiator
connection to the tank so that any radiator may be removed for repairs without taking
the transformer out of service. The radiator valves shall have the open and closed
positions clearly marked. Radiators shall be equipped with provisions for draining.
201M3 All motor(s) shall be designed for operation at 400/230 V, three phase, 50 Hz, totally
enclosed, weather-proof, squirrel cage full-voltage starting. The motors shall have
individual thermal protection and shall be of the following performance
characteristics:
a) The motors shall be capable of giving rated output without reduction in the
expected life span when operated continuously under the following supply
conditions:
Variation of supply voltage from rated motor voltage ± 10%
Variation of frequency ± 5 %
Combined over or under excitation ± 10 %.
b) The motor shall be capable of starting and accelerating the load with the
applicable method of starting without exceeding acceptable winding temperature
when the supply voltage is in the range of 85 % of the rated supply voltage.
c) The motor shall be suitable for full voltage direct on line starting.
(201dt-16)
(02/2026)
SPEC.NO.201: 02-2026
PAGE 17
d) The vibrations of motors shall be within the limits specified in applicable
standards.
e) Insulation shall be given tropical and fungicidal treatment suitable for hot, humid
climate.
201M4 The fans shall form an integral part with their individual motor. The fans shall be
made of aluminum alloy or stainless steel, balanced dynamically and equipped with
hot-dipped, zinc galvanized guards.
201M5 All equipment necessary for protection and control of the fan motors shall be provided
and mounted in the local control cabinet protection class IP 54 including Local-
Remote selector switch, on-off push button switches for switching each group of fan.
Visual indicators to show the current operating group of fan shall also be provided at
the transformer feeder bay board. Each group of fan shall be provided individual
circuit breaker. All fan motor controls shall be designed for operation at 230 V, 50
Hz.
201M6 Fans shall be divided into two groups operated in response to two steps of winding temperature relay and oil temperature relay. The selection shall be provided at the remote transformer control board to select either group of fan to be the first group to
operate.
201M7 Control of cooling fan shall be designed according to the attached drawing.
201N Surge Arrester
201N1 The surge arrester shall be in accordance with Appendix 1: Requirement of Surge
arrester for alternative current system (for 69 kV and 115 kV on-load tap changer
power transformer)
The arrester shall also be supplied complete with operation counter and connecting
cables. The line and ground terminal shall already be connected to transformer
terminals and counter terminal respectively. The lead from the counter to ground pad
shall be 240 mm2 copper conductor properly wired and attached to the transformer
tank down to the ground level.
201N2 115 kV or 69 kV surge counter shall be located near the arresters and readable from
(201dt-17)
(02/2026)
SPEC.NO.201: 02-2026
PAGE 18
201N3
ground level standing point.
115 kV or 69 kV surge counter shall be suitable for installation in the individual earth
connection and shall be finished with accessories, if any, for complete function.
2010 Transformer Terminations
20101 The high voltage winding of the transformer shall be terminated at the outdoor high
voltage bushings. The low voltage windings shall be tenninated in an air-filled cable
box.
The high voltage and low voltage terminal arrangement shall be as shown on the
attached drawing.
20102 The high voltage bushing of transformer shall be condenser resin impregnated paper
(RIP) bushings in according to IEC60137, low loss and excellent thermal stability.
The bushing shall be brown color porcelain only and long creepage distance suitable
to be used in high pollution area (min. creepage distance 25 mm/kV). The supply for
outdoor bushings shall include terminal connectors suitable for vertical take off of 3/4
inch IPS copper tube and test tap at the bushing flange.
Bushing current transformer according to the following details shall be installed at
each phase.
For 69 kV Transformer
36/48/60 MVA
30/40 MVA
First core (class 5P20)
600/1 A, 15 VA
400/1 A, 15 VA
Second core (class 1)
600/1 A, 10VA
400/1 A, 10VA
For 115 kV Transformer
First core (class 5P20)
36/48/60 MVA
30/40 MVA
400/1 A, 15 VA
300/1 A, 15 VA
Second core (class 1)
400/1 A, 10VA
300/1 A, 10VA
Wherever required current transformers shall be designed for an extended rated
current of 150% to cover cyclic loading duties as per IEC 60076-7,
20103 The low voltage cable box must be opposite to the high voltage bushing and shall be
equipped with outdoor bushings designed for areas with a heavily polluted
atmosphere (min. creepage distance 25 mm/kV). Space have to be provided for three
lightning arresters (one per phase) to be installed at a later stage between the cable
(201dt-18)
(02/2026)
SPEC.NO.201: 02-2026
PAGE 19
terminations and the transformer bushings. The low voltage take off shall be 6 single
core cable heads (two per phase) with flexible links mounted in the air-filled box
which meets the requirement of IP54.
Formation of condensation inside the cable box must be prevented.
The cable shall be 24 kV single core 800 mm2 copper conductor insulated with cross-
linked polyethylene, copper wire screen and PE jacket. The details of 24kV cable are:
Diameter of conductor shall be between 33.7 and 34.3 mm.
Diameter over insulation shall be between 46.0 and 50.6 mm.
The nominal overall diameter shall be between 57.5 and 61.0 min.
20104 Cable heads and accessories in low voltage air filled cable box shall also be supplied.
20105 One cover mounted low voltage neutral bushing, having a rated voltage of 24 kV and
dry lightning impulse withstand voltage of 125 kV, shall be supplied with terminal
connector suitable for horizontal take off of 240 mm2 stranded
copper conductor.
201P Tap Changer
201P1 The on-load tap changer shall be vacuum interrupter type and on-load tap selector
principle.
201P2
201P3
Products of the following manufacturers are preferred, provided they are fulfilling the
specification in every respect.

• Maschinenfabrik Reinhausen (MR)
• ABB
  The on-load tap changer shall be connected to the middle taps of the primary delta
  winding of the supplied transformer.
  The transformers shall be supplied complete with an automatic control on load tap
  changer, three phase, high speed resistor type, providing a change of 10 per cent
  above and 10 per cent below the rated voltage of 112 kV and 67 kV in 16 equal 1.25
  per cent steps. All taps rating shall be full capacity. Built-in tank current
  transformer(s) for voltage regulating device shall be supplied.
  The load tap changer shall have the ratings conforming to those specified for the
  transformer in clause 201G and IEC 60214-1 where applicable. The rated through
  current at the relevant step voltage shall not be less than :
  (201 dt-19)
  (02/2026)
  SPEC.NO.201: 02-2026
  PAGE 20
  201P4
  201P5
  201P6
  201P7
  201P8
  201P9
  a) 115 kV Transformer
  200A, 1,700 V for 36/48/60 MVA and 150A, 1,700 V for 30/40 MVA
  b) 69 kV Transformer
  350A, 1,000 V for 36/48/60 MVA and 250 A, 1,000 V for 30/40 MVA
  The contact life of the moving and fixed contacts of the on-load tap selector switch at
  the rated through current (see clause 201P3) shall be 500,000 operations minimum.
  The mechanical life shall be more than 1,000,000 operations. The number of
  operation between each maintenance period shall be better than 150,000 operations. The test reports to support these figures shall be attached to the bid.
  The on-load selector switch shall be housed within a separate oil tight enclosure
  whose insulating oil can be drained separately from the insulating oil of the
  transformer through an internal suction pipe led to the ground of the on-load tap
  changer compartment. Removable bolted cover shall be provided for access to the
  arcing switch without having to open the main tank or lowering the oil in the main
  tank. The tap changer head shall be provided with an integrated pressure relief diaphragm (rupture disk) or other relief valve proposed by OLTC manufacturer.
  The protective relay and valve mounted into the oil pipe between the tap changer and
  oil conservator responding to the oil-flow from the on-load tap selector switch oil
  compartment toward the oil conservator shall be provided. Other design of protective
  relay may be accepted subject to MEA’s approval. The protective relay for tap
  changer shall be equipped with one contact for tripping circuit.
  The tap changer shall be automatically driven by a motor drive assembly which shall
  be built onto the side of the transformer tank. All components of the motor drive shall
  be housed together in an IP54 protection class enclosure or better which is electrically
  heated to prevent excessive moisture and which shall allow accommodation of
  especially supplementary equipment, including control equipment for the stationary
  oil treatment plant. The hand crank or hand wheel interlocked with motor control shall
  also be furnished.
  The power supply for load tap changer equipment shall be from a 400/230 V, 3 phase,
  4 wire grounded neutral, 50 Hz or 230 V single phase 50 Hz source.
  The tap position indicator shall be furnished at tap changer head as well as at motor
  operating mechanism and identified by the numbers in sequence. The number “1”
  shall designate the highest tap voltage, consequently the number “17” indicated the
  (201dt-20)
  (02/2026)
  SPEC.NO.201: 02-2026
  PAGE 21
  lowest tap voltage. These identifications shall be in perfect correspondence to those
  indicated in the connection diagram on the nameplate.
  201P10 The “raise” function shall move the tap changer to the higher number of tap position
  indicator and the “lower” function shall move the tap changer to the lower number of
  tap position indicator.
  201P11 The following devices shall be provided in the motor drive enclosure: -
  a) “Raise and lower” switch for manual control at the transfonner.
  b) “Local-remote” key-switch.
  c) “Selsyn type” transmitter for remote tap position indication. Potentiometer types
  are also acceptable.
  d) Operation counter
  e) Circuit breaker for control and power supply circuits.
  f) Circuit breaker for motor protection circuit.
  g) Power “On” indicator.
  h) Local tap position indicator with drag hands to indicate maximum travel. Tap
  position shall be readable from outside without any obstruction.
  i) Limiting device to prevent travel beyond extreme tap positions.
  j) Contacts to operate remote light to indicate when tap changer is in operation.
  k) Convenient outlet for single phase, 230 Vac and interior lamp.

1. Terminal block having at least 10% spare terminals.
   m) Hand wheel for manual operation, interlocked with motor control.
   n) Interlock in control circuit to prevent operation in wrong direction of rotation.
   o) Additional contact assembly for sensing the position of tap changer and suitable
   for use in conjunction with SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition)
   equipment.
   p) Voltage monitoring circuit which shall indicate alarm signal in case voltage lower
   or higher than limit caused by the failure of automatic voltage regulating relay.
   q) Control circuit for preventing continuous operation of tap changer which shall
   block the operation of motor drive after an adjustable setting time.
   201Q Remote Control
   201Q1 For control, indication and fault signaling of the power transformer suitable
   (201dt-21)
   (02/2026)
   (201dt-22)
   SPEC.NO.201: 02-2026
   PAGE 22
   equipment at the remote location. The transformer control board (see the attached
   drawing) for each transformer shall be provided and including at least the followings:-
   a) Tap position indicator.
   b) Automatic-off-manual selector switch for the on load tap changer.
   c) Raise and lower switch for on load tap changer.
   d) Signal lamp for local control mode for the on load tap changer.
   e) Signal lamp for tap changer in progress.
   f) The automatic voltage regulating relay shall be the electronic voltage regulator
   type used for automatic control of transformers with a motor driven on-load tap
   changer. The control shall follow the step-by-step principle with load dependent
   (Load current control) voltage compensation and shall comply with the following
   specification.
   Setting
   Voltage level setting
   Rated frequency
   Bandwidth
   Delay time
   Voltage compensation
   : Numerical setting
   : 102…120 V
   : 50 Hz
   : 0.6

5 % of nominal voltage or voltage level
setting
2-180 sec., linear(definite) or inverse time response selectable
: Load dependent (Load current control)
: Setting of voltage rise 0…10 % of nominal
voltage or voltage level setting
: Setting of voltage limitation 0…10% of nominal
voltage or voltage level setting (see note)
Note: This setting is not required if voltage
regulation relay have a block raise feature.
so that any single tap change operation will
not result in voltage rising above a preset
overvoltage level after the tap change
operation.
(02/2026)
(201dt-23)
SPEC.NO.201: 02-2026
PAGE 23
Undervoltage blocking 75…90% of nominal voltage or voltage level
Overvoltage detection
Overcurrent blocking
Indication field
Output relays
Input
Power Supply
The relay shall be
setting
: 105…120% of nominal voltage or voltage level
setting
: 100..135 % of rated current of current
transformer
: 4 digit/7-segment LED display or 8 character
alphanumerical LCD
: 1 Relay each for Raise and Lower control pulses,
pulse duration 1.5 sec. or continuous, 1 N/O
contact
: Make and break capability of all relay contact
250 Vdc. 2 A
: Voltage transformer 110 or 120 V (Rated
Voltage)
: Burden <1 VA
: Current transformer 1 or 5 A, burden ≤ 1 VA
X
: Permissible overload of current path 2 × In
continuous, 100 A for 1 second
: 110 V ± 25% 50 Hz. or by voltage transformer
input
·
MR type Tapcon230

or a-eberle type REG-D
or VA TECH REROLLE ACP LTD. Type MICROT APP
or equivalent
g) Alanı annunciator for the following faults as a minimum should be provided. The
supply source for the alarm annunciator is 125 Vdc.

1. Over oil temperature.
   (02/2026)
   (201dt-24)
   SPEC.NO.201: 02-2026
   PAGE 24
2. Low oil level
3. On load tap changer low oil level
4. Tap changing delay
5. Tap out of position
6. On load tap changer lower limit
7. On load tap changer upper limit
8. Winding temperature alarm
9. Buchholz alarm
   *10) Buchholz trip
   *11) Winding temperature trip
   *12) Transformer relief valve
   +13) Overcurrent blocking
10. Under voltage blocking
    *15) On load tap changer protective relay trip.
11. Transformer differential relay trip.
12. Phase overcurrent relay trip
13. Fan motor circuit trip
14. On load tap changer control source trip.

• indicated the fault that free tripping contact shall also be provided.

• Over current blocking function shall apply monitoring primary current
  of the transformer at least 2 phase via high voltage side bushing current
  transformers. Bidder are responsible to supply all equipment need for
  this function such as overcurrent relay, CT, wiring etc.
  h) Alarm bell and provision for connection to the station alarm horn.
  i) Signal lamp for fan local control mode.
  j) Automatic-off-manual selector switch and on-off push-button switches for
  switching each group of fan with visual indicators to show the current operating
  group of fan.
  k) Selector switch for selecting either group of fan to be the first group to operate.
  (see also clause 201M6).
  (02/2026)
  SPEC.NO.201: 02-2026
  PAGE 25

1. Terminal block with at least 10 % spare terminals.
   m) Space for SA interface
   201Q2 Each transformer control board shall have alann annunciator to describe all faults that
   develop in the transformer and control or alann circuit. The annunciator shall be
   arranged in matrix form complete with inscription visible only while illuminated.
   When any
   of the initiating contact operates there shall be flashing visual indication
   and audible alarm. Pressing of the accept push button shall silence the alarm and
   steady the flashing indication. The steady visual indication shall be reset by reset push
   button after the initiating contact resets. In case another initiating contact operates
   prior to the reset of the former one, the process shall repeat but with the new
   corresponding lamp.
   All lamps can be tested by pressing the test push button. The numbers and the
   inscription of each alarm facia shall be described in the bid. At least four blank
   complete units without any inscription shall be provided for future use.
   201Q3 The following functions shall be remotely controlled by SCADA or SA therefore the
   supplier shall prepare command signal terminal block suitable for receiving command
   signal from SCADA or SA equipment.
   a) Automatic-manual command for the on load tap changer.
   b) Raise and lower command for the on load tap changer.
   c) Fan control (automatic/manual)
   d) Fan control (ON/OFF) for each group
   e) Fan select first operation (Group 1/Group 2)
   To enable the SCADA or SA system to accomplish the above control functions,
   latching relays shall be employed. A double throw single pole neutral point return
   switch will be used in parallel with the SCADA signal to operate the latching relay.
   Two visual neon lamps or LED shall be used to indicate the state of latching relay.
   201Q4 Additional free contact shall be provided for the following equipment to be used in
   conjunction with the SCADA or SA equipment.
   a) Transformer oil level
   b) Transformer relief valve
   c) Buchholz trip
   (201dt-25)
   (02/2026)
   SPEC.NO.201: 02-2026
   PAGE 26
   d) Buchholz alan
   e) Winding temperature alarm
   f) Winding temperature trip
   g) On load tap changer protective relay trip.
   h) Tap changer position.
   i) Oil temperature alarm
   j) Tap changer control automatic/manual
   k) Tap changer control remote/local
2. Transformer low oil level
   m) AVR fail
   n) On load tap changer pressure relief trip
   o) Diverter switch low oil level alarm
   p) Tap out of position
   q Tap changing delay
   r) On load tap changer motor fail
   s) On load tap changer lower limit
   t) On load tap changer upper limit
   u) Cooling fan thermal overload
   v) On load tap changer source trip
   w) Overcurrent blocking
   x) Overvoltage blocking
   y) Undervoltage blocking
   z) Fan control automatic/manual
   ab) Fan running Group1/Group2
   ac) Fan select first operation Group1/Group2
   ad) Fan control local/remote
   201R Accessories
   Each transformer shall be equipped with at least the accessories listed below. All accessories
   shall be the products of the reputable manufacturers and shall be of the types which have been
   successfully used in field service. All accessories are subjected to approval by MEA.
   (201dt-26)
   (02/2026)
   SPEC.NO.201: 02-2026
   PAGE 27
   a) Transformer nameplate and other designation plates. A nameplate in accordance with
   standard IEC 60076-1with the equivalent information using the manufacturer’s standard
   design.
   A diagramn plate showing in an approved manner the internal connections and the voltage
   vector relationship of the several windings in accordance with IEC 60076-1 and, in
   addition, a plan view of the transformer giving the correct physical relationship of the
   terminals
   A plate showing the location and function of all valves and air release cocks or plugs in the
   plan view and in the different elevations of the transformer. This plate shall also warn the
   operator to refer to maintenance instructions before applying vacuum treatment and not to
   operate vacuuun application and vacuum equalizing valves after oil filling under vacuum.
   A loading plan plate showing transport dimensions.
   Identification plates for all fans, marshaling cabinets, breathers, valves, cocks, accessories
   etc. rigidly fastened by rivets on corrosion proof base plates.
   Plates showing all control, measuring and monitoring circuits and terminal blocks. These
   plates shall be located at the inner side of the hinged door of the concemed marshaling
   kiosk.
   Plates showing the complete control circuit of the OLTC These plates shall be arranged in
   the motor drive cubicle.
   All plates shall be in English and also indicate the corresponding purchase contract number.
   b) Grounding.

• Two ground pads of copper faced steel shall be welded to the tank with two tapped holes
  in each pad for installing ground cable connectors. Connector shall be supplied suitable for
  240 min2, copper cable for ground grid connection.
• One ground pad insulated from tank shall be connected to neutral bushing terminal by
  240 min2, copper cable. Connector shall be supplied suitable for 240 min2, copper cable
  for ground grid connection.
• One ground pad insulated from tank shall be connected to surge arrester by 240 mm2,
  copper cable. Connector shall be supplied suitable for 240 mm2, copper cable for ground
  grid connection.
  c) Lifting facilities. Lifting lugs, free from sharp edges shall be provided for lifting the
  (201dt-27)
  (02/2026)
  SPEC.NO.201: 02-2026
  PAGE 28
  complete assembled unit filled with oil. Lifting lugs and attachments shall have an ample
  factor of safety to allow for possible unequal lifting forces. Facilities for guying the unit
  shall be provided.
  Eyes shall be provided for lifting the tank cover.
  Eyes or similar facilities for lifting core and coil assembly from the tank shall be provided.
  d) Moving facilities. Pulling eyes shall be provided on the sides of the tank so that the unit
  can be pulled in any one of four directions.
  e) Jacking facilities. Jacks and jack pads shall be provided for raising the complete unit.
  Jacking facilities shall have ample clearances for easy insertion of the jack, (see the attached
  drawing).
  f) Local control cabinet. The cabinet shall satisfy the requirement of IP54 and shall have either
  hinged door and lock or provision for pad locking all protection, control, switching
  equipment and terminal blocks for internal and external connection shall be installed in this
  cabinet. The cabinet shall be supplied complete with moisture control heater with ON-OFF
  switch and lamp controlled by door switch. Terminal block shall have a minimum of 15
  per cent spare points. Sufficient cable glands or removable conduit plate for cable entry
  shall be provided.
  g) Pressure relief device. pressure relief vent shall be provided for every oil chamber. The
  vent for main tank shall be self resetting type with contact and mechanical indicator. The
  vent for the on load tap changer (if required) shall be the standard product or as
  recommended by the on load tap changer’s manufacturer.
  h) Oil temperature indicator. A hermetically sealed, weatherproof, shock-proof dial type
  temperature indicator with its element located in the path of the hottest oil shall be provided.
  The indicator shall be located approximately 1.6 m above the base of the transformer and
  shall have maximun demand indicator, remote indicator and four adjustable contacts for
  oil temperature alarm and trip and switching “off” the cooling group. The range of tem-
  perature indicating shall be at least from0°C to 140°C. The aların contact shall be set to
  operate on temperature rise at approx. 80 °C and reset on temperature at approx. 75 °C.
  i) Oil level indicator. A magnetic type hermetically sealed contact shall be provided. The
  gauge shall be easily readable by an observer at ground level.
  j) Winding temperature indicator and relay.
  (201dt-28)
  (02/2026)
  SPEC.NO.201: 02-2026
  PAGE 29
  A weatherproof winding temperature indicator and relays shall be provided to indicate the
  hot-spot temperature of the windings and to switch “in” control fans. Associated equipment
  such as heating-coils, thermometer bulb, heating-well, gauge and current transformers
  shall also be included. The indicator relay shall be automatically reset and suitable for local
  indication of winding temperature.
  Switching temperature shall be coordinated with the transformer heating characteristics.
  Four sets of contact shall be provided, two for fan control, one for aların circuit and the last
  one for tripping circuit. The details of cooling equipment control scheme shall be submitted
  with the bid and during approval drawing, the switching temperature of each cooling stage
  including alarm and tripping temperatures shall also be specified.
  k) Gas relay (Buchholz relay). A combined gas detector and rate of oil flow detector relay
  shall be provided on the transformer. The relay shall consist of an enclosed chamber with
  2 separate floats. A gas bleeder needle valve for extracting gas samples and an inspection
  window for observing amount and the color of the accumulated gas shall be provided. The
  relay shall be equipped with two normally open contacts for both alarm and trip circuits.

1. Leakage detector for diaphragın. (see clause 201L1)
   m) Protective relay. (see clause 201P6)
   n) Oil filter valves. Top filter press valve and bottom filter press complete with drain valve
   shall be provided. Suitable caps shall also be furnished.
   o) Pressure gauge. In case the transformer is shipped nitrogen filled, the pressure gauge shall
   be provided for checking the gas leakage.
   p) Climbing facilities. Ladder shall be provided and attached to the sides of the tank for
   conveniently access to the top of transformer tank.
   q) Interface to the transformer fire protection system.
   The transformer manufacturer shall prepare the interface to the transformer fire protection
   system as follows:-
2. Isolation valve flange
   The isolation valve flange with o 8 inch (DN 200) pipe, 250 min maximum length, shall
   be place on the transformer side wall. The diameter of flange shall be according to figure

(201dt-29)
(02/2026)
(201dt-30)
3 mm
A
↑
268 mm
A-A
340 mm
24 mm
295 mm
207.9 mm
SPEC.NO.201: 02-2026
PAGE 30
A
hole & 8x22 mm
Figure 1 Isolation valve flange
The isolation valve flange position shall be no more than 100 mm from the top cover of
the transformer tank (see figure 2). The flange shall be closed by blind plate.
Top cover of the
transformer tank
1.400 mm.
100 mm.
250 mm.
Isolation valve
250 mm.
flange
Mounting bracket
80 mm.
Figure 2 Position of isolation valve flange and depressurization set mounting bracket 2) Nitrogen injection valve.
One DN25 (1 inch) Nitrogen injection valve shall be installed as close as possible to
(02/2026)
SPEC.NO.201: 02-2026
PAGE 31
the transformer base. However, a small distance between the valve axis and
transformer base must be kept to prevent clogging. The location of valve shall be
properly located so that the flow of Nitrogen gas shall not be disturbed by any part of
transformer active part (winding, core etc.)
3) Horizontal Depressurization Set mounting bracket
The mounting bracket according to figure 3, at the location specified in figure 2, shall
be welded to the transformer tank’s wall.
125 mm.
R9
132 mm
18 mm.
9 mm.
59 mm.
74 mm.
102 mm.
250 mm.j
80 mm.
40 mm 250 mm.
20 mm.
6 mm.
Figure 3 Mounting Bracket drawings, dimensions in mm.
201S Tolerances and Penalty
201S1 Tolerance on the losses shall be limited to the following values: -
No load loss
No load loss + Load loss
15 per cent
10 per cent
201S2 The maximum loss of the transformer shall be as follows:-
Transformer
(201dt-31)
A
B
C
69 kV, 115 kV 30/40 MVA
20
75
3.5
69 kV, 115 kV 36/48/60 MVA
20
85
3.5
A =
Maximum no load loss in kW at room temperature not more than 30 °C at 67
(02/2026)
kV or 112 kV rated voltage tap position.
B =
C=
SPEC.NO.201: 02-2026
PAGE 32
Maximum load loss in kW at 75 °C at 36 MVA (for 36/48/60 MVA
transformer) or 30 MVA (for 30/40 MVA transformer). Load loss shall be
made at 24 kV connection and at rated voltage tap position.
Cooling loss in kW
(201dt-32)
(02/2026)
SPEC.NO.201: 02-2026
PAGE 33
20183
201S4
In case the loss(es) of transformer exceed(s) the value in clause 201S2 but within the
limits of tolerance, the supplier shall compensate to MEA at the following rates for
the exceeding watt loss of each transformer.
a) Baht 527,000/kW for no load loss.
b) Baht 287,000/kW for load loss.
c) Baht 287,000/kW for loss of cooling equipment.
Individual transformer with losses beyond the limit of tolerance shall be rejected.
20185
201S6
The individual transformer with impedance voltage less than the limit and can be used
in MEA’S system (according to MEA’S system which will be considered case by
case) shall be penalized at Bath 1,670,000 per percent of the reduced impedance
voltage, otherwise it shall be rejected.
For each measured sound pressure level value < 73 dB and > 70 dB the supplier will
be penalized with 125,000.00 Baht per dB. If the measured sound pressure level is >
73 dB the transformer will be rejected.
201T Additional Requirements for Marking and Packing
Each individual container such as package, box, crate, case or bundle or piece of loose materials
of each shipment shall be plainly tagged or marked according and corresponding to the invoice
and packing list for easy identification.
In case of supplying more than one transformer, parts belong to different transformers shall not
be packed within the same container or bundle. The packages will be lettered and numbered by
the supplier to designate transformer, package number and total number of the packages being
shipped, for example: two transformers are supplied
A - 1/5, A - 2/5,
A - 5/5 for the first transformer
B - 1/7, B - 2/7, —– B - 7/7 for the second transformer
the letters designate the transformer, the first digit designates the package number and the
second digit designates the total number of packages in the shipment.
Spare parts, if ordered, shall be separately packed in other container or bundle on which the
words “SPARE PARTS” are marked for the purpose of quick identification and shall be
shipped with the first shipment.
(201dt-33)
(02/2026)
SPEC.NO.201: 02-2026
PAGE 34
If any parts are packed in the cartons for containerized shipment, the cartons shall be arranged
into pallets so as to facilitate their movement by forklift trucks.
201U Additional Requirement for Responsibility
If the transformer is damaged within the guaranteed period, the manufacturer shall promptly
investigate, repair or replace it. The replacement shall reach MEA within 60 days after being
first informed otherwise the performance security shall be forfeited.
(201dt-34)
(02/2026)
SPEC.NO.201: 02-2026
PAGE 35
Appendix 1
Requirement for Surge arrester for alternating current system
(for 69 kV and 115 kV on-load tap changer power transformer)

1. Reference standard
   The surge arrester shall be manufactured and tested in conformity with the standards listed below.
   International Electrotechnical Commission (IEC) Publication:-
   IEC 60099-4(2014)
   Note
   : Surge arresters-Part 4: Metal-oxide surge
   arresters without gaps for ac systems.
   i. The surge arrester tested in accordance with the later version of the above standard is also
   accepted.
   ii. The surge arrester tested in accordance with older version or draft version of the above
   standard are also accepted provided that the test report is conformed to standard and year mentioned above.
2. Type test
   The type test of surge arresters shall be done at least as follow:-
   i. Insulation withstand tests on arrester housing
   a) Lightning impulse test
   b) Power-frequency
   ii. Residual voltage test
   a) Steep current
   b) Lightning impulse
   iii. Test to verify long term stability under continuous operating voltage
   iv. Repetitive charge transfer withstand
   v. Heat dissipation behavior verification of test sample
   vi. Operating duty test
   vii. Power-frequency voltage versus time
   viii. Short circuit tests
   ix. Bending moment
   x. Seal leak rate (for arrester having an enclosed gas voluine and a separated sealing system)
   xi. RIV (for Us≥ 72.5 kV)
   xii. Weathering ageing withstand tests
   (201dt-35)
   (02/2026)
   SPEC.NO.201: 02-2026
   PAGE 36
3. System data
   Nominal system voltage
   (KV)
   69
   115
   Rated maximum system voltage (kV)
   72.5
   123
   Rated frequency
   (Hz)
   50
   50
   Temporary overvoltage
   Duration
   (sec)
   1
   1

Earth fault factor
1.4
1.4
Amplitude
(kV) Æ-g
58.6
99.4
Installation
Æ-g
Æ-g
Insulation level of protected
equipment (BIL)
(kV peak)
325
550
4. General Requirement
4.1 The surge arrester shall be single column gapless metal-oxide type and having silicone
rubber housing; other polymer housing materials is also accepted if passed the following test:
i. Hydrophobicity test after UV ageing test
The test sample shall be prepared form shed of housing of surge arrester with thickness 1 min and shall be tested with 1,200 h carbon arc UV light source according to ASTM G153. After UV test, the hydrophobic test according to IEC TS 62073(2016) shall be done. The test sample will pass the test if the hydrophobicity contact angle shall be 80degree and above.
ii. Tracking test after UV ageing test
The test sample shall be prepared according to IEC 60587(2007) and shall be tested with 1,700 h carbon arc UV light source according to ASTM G153.
The test sample shall be passed tracking resistance class 1AB 3.5 or above.
iii. Hardness test (±20%) according to standard IEC 62217 (2012).
iv. Flammability test (class V0) according to standard IEC 62217 (2012).
The test reports shall be attached to the bid, otherwise MEA will not consider such offer.
4.2 The voltage ratings of the required surge arrester are listed in clause 5.
The surge arrester shall withstand continuous operating voltage of the system listed in clause 3: Rated maximum system voltage.
4.3 The creepage distance of surge arrester housing shall be not less than25 mm/kVL-L of the
rated nominal system voltage e.g. 1,725 mn for 60 kV arrester (69 kV system voltage) and 2,875 mun for 96 kV arrester (115 kV system voltage).
4.4 Each surge arrester unit shall be supplied with suitable insulating base mounted.
(201dt-36)
(02/2026)
5. Ratings and Features
The surge arrester shall have the following rating.
SPEC.NO.201: 02-2026
PAGE 37
For 69 kV power transformer
For 115 kV power
transformer
Rated frequency
(Hz)
50
Nominal discharge current
(KA)
10
Rated voltage (Ur)
(kV)
60
96
Maximum residual voltage at nominal
8/20 ms discharge current
(kVpeak)
150
240
Minimun current impulse withstand
High current impulse
-Peak value of high current impulse
-Wave shape of current impulse
(kApeak)
(ms)
100
4/10
Long duration current impulse
-Peak current
(A peak)
see note i
-Virtual duration of peak
(ms)
see note i.
Short circuit current
Rated short circuit current at 0.2 s
(kA)

Reduced short circuit current at 0.2 s (±10%)(kA)
Low short circuit current at 1 s
(A)
40
25 and 12
600±200
station class/designation SM
Surge arrester class
Note
i. The peak current and duration of peak shall be as specified in long duration
current impulse withstand test of IEC 60099-4.
(201dt-37)
(02/2026)
SPEC.NO.201: 02-2026
PAGE 38
6. Type test reports are not required to submit with the bid for the manufacturer and type/model of
surge arrester listed below.
Manufacturer
Rating
Company
Type/Model
60 kV 10 kA | ABB, Sweden
PEXLIM QZnO block from ABB, Sweden
(60 kV)
Polymer housing from ABB, Sweden
Tridelta Germany
Meidensha, SBK-IV
60/10.3
Eaton (former Cooper U3AF060 Power Systems), USA
Siemens, China
3EL2-060- 2PF31
96 kV 10 kA | ABB, Sweden
ZnO block from TDK (former EPCOS), China
Polymer housing from Tridelta Meidensha, Germany
ZnO block from Eaton (former Cooper Power Systems), USA Polymer housing from Eaton (former Cooper Power Systems), USA
ZnO block from TDK (former EPCOS), China
Polymer housing from Siemens, China
PEXLIM QZnO block from ABB, Sweden
(96 kV)
Tridelta Germany
Meidensha, SBK-III
96/10.3
Eaton (former Cooper U3AF096 Power Systems), USA
Siemens, China
3EL2-096-
2PJ31
Polymer housing from ABB, Sweden
ZnO block from TDK (former EPCOS), China
Polymer housing from Tridelta Meidensha, Germany
ZnO block from Eaton (former Cooper Power Systems), USA
Polymer housing from Eaton (former Cooper Power Systems), USA
ZnO block from TDK (former EPCOS), China
Polymer housing from Siemens, China
(201dt-38)
(02/2026)
Attached drawings
สถานีย่อยบางชัน
Drawing No.
Title
Sheet No.
921128
SKETCH IDEA OF 24KV AIR FILLED CABLE BOX
AND JACKING FACILITIES
1 of 1
95102€
MAXIMUM DIMENSIONS OF 36/48/60 MVA
1 of 1
TRANSFORMER OUTDOOR HV BUSHING
991119
CONCEPTUAL DESIGN OF TRANSFORMER
COOLING SYSTEM
1 of 1
05A4-7.2 TR08S
TYPICAL POWER TRANSFORMER
1 of 1
115/24KV 60MVA
SINGLE LINE METERS & RELAYS
05A3-TR11S
LOCAL CONTROL CABINET
1 of 2
(FRONT VIEW)
05A3-TR11S
REMOTE CONTROL CABINET
(FRONT VIEW)
2 of 2
05A3-74BCN05S
115/24kV SUBSTATION BANGCHAN
1 of 5 and 3 of 5
POWER TRANSFORMER No.1, No.2
05A3-TRO5S
TYPICAL POWER TRANSFORMER
CONNECTORS
1 of 1
สถานีย่อยมีนบุรี
Drawing No.
Title
Sheet No.
921128
SKETCH IDEA OF 24KV AIR FILLED CABLE BOX
AND JACKING FACILITIES
1 of 1
951026
MAXIMUM DIMENSIONS OF 36/48/60 MVA
1 of 1
TRANSFORMER OUTDOOR HV BUSHING
991119
CONCEPTUAL DESIGN OF TRANSFORMER
1 of 1
COOLING SYSTEM
05A4-7.2TRO8S
TYPICAL POWER TRANSFORMER
1 of 1
115/24kV 60 MVA
SINGLE LINE METERS & RELAYS
05A3-74MB05S
115/24 kV. SUBSTATION MINBURI
1 of 2 thru 2 of 2
ELECTRICAL LAYOUT (No.2)
05A3-74MB05S
115/24 kV. SUBSTATION MINBURI
ELECTRICAL LAYOUT (No.3)
1 of 2 thru 2 of 2
05A3-TR11S
LOCAL CONTROL CABINET
1 of 2
(FRONT VIEW)
05A3-TR11S
REMOTE CONTROL CABINET
2 of 2
(FRONT VIEW)
05A3-74MBO2S
115/24kV SUBSTATION MINBURI PLAN
1 of 1
LAYOUT
05A3-TRO5S
TYPICAL POWER TRANSFORMER
1 of 1
CONNECTORS
MINIMUM JACKING
PAD AREA 20 x 20 SQ.CM.
4
A D
FOUNDATION OF OLTC TRANSFORMER
DETAIL OF JACKING FACILITIES
FLEXIBLE LINK
TRANSFORMER TANK
DETAIL OF CABLE BOX
W
|
|
NOT LESS THAN 15 CM.
40 CM.
SINGLE CORE 800 MM
12/20 KV.XLPE CABLE
2
SPACE FOR 24 KV SURGE ARRESTER (IN FUTURE)
1
ADDED SPACE FOR 24 KV SURGE ARRESTER IN CABLE BOX
REV.NO.
DESCRIPTION
OF
Somchai 13/11/95
REVISIONS DR. Pornchai CHK..thavisin METROPOLITAN ELECTRICITY AUTHORITY
BY
DATE
SCALE
NONE
DIR.DIV.
DIR.DEPT.
DEP.GOV.
DATE
SKETCH IDEA OF
SUPERSEDING
SH.NO. 1 OF
1
24 KV AIR FILLED CABLE BOX
DWG.
AND JACKING FACILITIES
921128
NO.
46
500 (MAX)
H1
700(MAX)
a
+
C OF TRANS. LV CABLE BOX, SURGE ARRESTER & HY BUSHING
SURGE ARRESTERS
H2
H3
HV BUSHINGS
LV BUSHING
X1 X2 X3
LV CABLE BOX
HOOK
TOP COVER OF OLTC
OLTC INSERT
ト
500 (MAX)
b (MAX)
NOTES

1. DIMENSION ARE IN cm.
2. CENTER UNES OF HV BUSHINGS, SURGE ARRESTER AND LY CABLE BOX MUST ALIGN, AND THEY MAY
   DEVIATE FROM THAT OF TRANSFORMER’S BY MAXIMUM OF 70 cm.
3. a = 125-150 cm FOR 69 KV TRANSFORMER.
   = 135-150 cm FOR 115 kV TRANSFORMER.
   b = 580 cm FOR 69 kV TRANSFORMER.
   = 700 cm FOR 115 kV TRANSFORMER.
   REV.NO.
   DR. Wattaphong ENGR.
   CHF.SEC.
   CHK.
   DIR.DIV.
   DATE
   20/06/2011
   DESCRIPTION

OF
REVISIONS
METROPOLITAN ELECTRICITY AUTHORITY SCALE
MAXIMUM DIMENSIONS OF
36/48/60 MVA TRANSFORMER
OUTDOOR HV BUSHING
BY
DATE
NONE
SUPERSEDING
SH.NO. 1 OF 1
DWG.
951026
NO.
47
START
CONTROL
MODE
FAN GROUP ON/OFF
LOCAL
FAN GROUP2 ON/OFF
REMOTE
FAN
CONTROL
METHOD
FAN GROUP ON/OFF
MANUAL
-→ FAN GROUP2 ON/OFF
48
FAN GROUP1 START FIRST
FAN
GROUP
SELECTION
FAN GROUP2 START FIRST
SAME CONCEPT AS GROUP 1 FIRST
WINDING
TEMP
STEPT
RESET
SET
FAN GROUP ON
OIL
TEMP
STEP1
RESET
FAN GROUP OFF
SET
WINDING
TEMP
STEP2
RESET
SET
FAN GROUP2 ON
OIL
TEMP
STEP2
SET
RESET
FAN GROUP2 OFF
DIR.DEPT.
DEP.GOV.
DATE 19/11/2542
REV.NO.
DESCRIPTION
OF
REVISIONS
DR. Meschai CHK. W. METROPOLITAN ELECTRICITY AUTHORITY SCALE
DIR.DIV.
CONCEPTUAL DESIGN OF
BY
NONE
DATE
SUPERSEDING
SH.NO. 1 OF
DWG.
1
TRANSFORMER COOLING SYSTEM
NO.
991119
A
B
C
D
3XLA 96kV
10kA
1
2
3
4
181
4
3xBCT Y
400/1/1A
T >
о
15VA,CL 5P20
10VA,CL 1
1
TRANSFORMER NO.X
34, 36/48/60MVA.ONAN/ONAF1/ONAF2 HV 112kV +8x1.25% OLTC
LV 24kV, 50Hz Dyn 1
3-1/C, 800Sq.mm.
12/20kV XLPE-CU CABLES
LEGEND
LIGHTNING ARRESTER WITH COUNTER
VARIABILTY IN STEP
POWER TRANSFORMER
TERMINATOR
T
OVER TEMPERATURE RELAY
BUCHHOLTZ RELAY
CURRENT TRANSFORMER
E
REV.NO.
ELECTRICAL DESIGNS
DESCRIPTION OF REVISIONS
METROPOLITAN ELECTRICITY AUTHORITY ELECTRICAL SYSTEM DESIGNS & CIVIL ENGINEERING DEPARTMENT
DIVISION
DSN/DRN.
T.Kunanorn
ENG. T. Kunanorn
CHK. Varade!
F
CHF, OF SECT.
DIR. OF DIV.
DIR. OF DEPT.
HPL
BY
DATE
A4
PROTECTIVE RELAYS AND CONTROL SYSTEM DESIGN SECT.
TYPICAL POWER TRANSFORMER 115/24kV 60MVA
SINGLE LINE METERS & RELAYS
SCALE
DATE
01/08/13
FILENAME 05A4-7.2TRO8S
SH.NO. 1 DF 1
DWG.NO.
05A4-7.2TRO8S
A
B
C
D
1
2
(FRONT DOOR)
DETAIL A
DETAIL OF NAMEPLATE
DETAIL
A
NO.
NAME PLATE
POSITION LABEL (ILLUMINATED COLDA)
POSITION LABEL
MO
NAMEPLATE
(ALLATED COLOR)
1
FAN G.1 ON
(RED)
FAN G.1 OFF
(BLACK)
2
FAN G.1 OFF
(GREEN)
FAN G.2 ON
(BLACK)
FAN G.2 ON
(RED)
B
FAN G.Z OFF
(BLACK)
4
FAN G.2 ON
E
(GREEN)
乌
FAN CONTROL
LOCAL-REMOTE
5
FAN G.1 ON
(BLACK)
10
HEATER OPERATE
ALTO-OFF-ON
1
2
3
L
NOTE
4
71 72 73 7
8, 6, 8, 6
8
a
01
(INSIDE FRONT DOOR)
5

1. DIMENSION OF LOCAL CONTROL CABINET DEPENDS ON MANUFACTURER ‘S DESIGN
2. THE COLOR CODE FOR PANEL PAINTING IS RAL 9002
   REY. NO.
   DESCRIPTION
   OF REVISIONS
   BY
   DATE
   A
   8
   METROPOLITAN ELECTRICITY AUTHORITY
   ELECTRICAL SYSTEM DESIGNS & CIVIL ENGINEERING DEPARTMENT
   ELECTRICAL DESIGNS
   A3
   PROTECTIVE RELAYS AND
   DIVISION
   DSN./DRN, Kunanorn
   ENG. KIHANAPOL
   CHK.
   CHF. OF SECT. Sesay
   DIR. OF DIV.
   DIR. OF DEPT.
   3
   C
   LOCAL CONTROL CABINET
   (FRONT VIEW)
   CONTROL SYSTEM DESIGN SECT.
   SCALE
   DATE 22/11/2018
   FILENAME 05A3-TR115
   SH.NO. 1
   DWG.NO.
   OF 2
   5
   05A3-TR11S
   D
   ليا
   E
   A
   B
   C
   O
   1
   450
   400
   35U
   SOU
   2300
   250
   200
   150
   100
   SU
   1501
   몬
   —
   2
   3
   DETAIL OF ANNUNCIATOR
   4
   5
   800
   DETAIL OF STATUS
   A
   WINDING
   TEMP.
   BUCHHOLZ
   1RIP
   KEA’S CONTRACT
   TRIP
   TR. PRESSURE
   RQUEF
   TRIP
   OTC
   PROTECTIVE
   RELAY TRIP
   OLTC
   PRESSURE
   RELIEF TRIP
   OIL
   TENP.
   TRIP
   MNDING
   BUCHHOLZ
   TEMP.
   ALARM
   ALARM
   ГАН
   *I
   FAN
   JET
   FAN
   SET
   ΓΑΝ
   LOCAL
   REMOTE
   AUTO
   SET
   MAMJAL
   QIL
   1
   TEMP.ALARM
   RUBBER BAG
   LEAKAGE
   ALARM
   TR.
   LOW OIL
   OLTC
   OLTC
   OLTC
   LOW OIL
   LOWER
   LEVEL
   LEVEL
   LIMIT
   UPPER
   LOM:7
   TAP
   CHANGE
   DELAY
   TAP OUT OF
   FAN G1
   FAN G2
   FAN
   FAST
   FIRST
   GROUP 1
   POSITION
   START
   START
   ON
   FAN
   CROUP 1
   OFF
   FAN
   FAN
   OCTC
   CLIC
   OLTC
   MOTOR
   SOURCE TRIP
   OLTC
   CONTROL
   SOURCE TRIP
   OLTC
   MOTOR
   FAILED
   OVER
   AVR COMMON
   CVERCURRENT
   BLOCKING
   CURRENT
   RELAY FAIL
   ALARM
   AVR
   FAILED
   FAN CIRCUIT
   CROUP 2
   GROUP 2
   SET
   OH
   OF
   LOCAL
   SCT
   REMOTE
   TRIP
   قرار دیا ہے تو
   OLTC
   OLTC
   ܘܨܘܘ
   SET
   SUT
   TAP
   CHANGE IN
   MAIN MCB
   об
   AC TRIP
   AC SOURCE
   TROUBLE
   TR NO.X ANN.
   FIRE
   REMOTE
   MAMUAL
   סיט
   PROGRESS
   MCB AC TRIP
   DC CONTROL
   FAKED
   DC SUPPLY EXTINGUISHING
   FAHED
   OPERATED
   SPARE
   SPARE
   T
   a
   0.0
   10 12 12
   16
   17
   DOCHOD
   15
   18
   NOTE

PANEL REFERENCE STANDARD: IEC 297 (1U-44.45mm.)
OVERALL PANEL DIMENSION (IN mm.)
2
800 × 800 x 2300 (W x D x H)
3.
THE COLOR CODE FOR PANEL PAINTING 15 RAL 9002
4.
THE MINIMUM THICKNESS OF THE PANEL SHEET METAL
SHALL NOT BE LESS THAN 3 mm.
5.
THE ILLUMINATED ANN. 1-ANN.4 COLOR FOR TRIP SIGNAL IS RED.
6.
E
1
THE ILLUMINATED OTHER ANN. AND MATRIX STATUS COLOR IS AMBER.
THE EQUIPMENT LAYOUT IN THIS DRAWING IS FOR GUIDELINE ONLY
AND MAY BE REARRANGED TO SUIT THE MANUFACTURER STANDARD.
2
NO.
DETAIL OF NAMEPLATE
NAMEPLATE
POSITION LABEL NO.
1
ANNUNCIATOR
2
RESET
3
TEST
4
ACKNOWLEDGE
5
AVR
TAP POSITION INDICATOR
7
EMERGENCY
В
OLTC SET
Q
OLTC OPERATE
NAMEPLATE
POSITION LABEL
13
FIRE EXTINGUISH
OFF-ON
14
FAH GROUP 1
OFF-ON
15
FAN GROUP 2
OFF-ON
16
STATUS
17
OVERCURRENT RELAY
18
TEST BOX
19
MAIN DC
AUTO-MANUAL
20
OC CONTROL
RAISE-LOWER
21
ALARM&ANN.
10
HEATER OPERATE
AUTO-OFF-ON
22
OC&AVR
11
FAN SET
AUTO-MANUAL
23
YT
12
FAN GROUP FIRST
GROUP-GROUP2
24
TWI
REV. NO.
HEATER&AMP
DESCRIPTION OF
REVISIONS
B
BY
DATE
METROPOLITAN ELECTRICITY AUTHORITY
ELECTRICAL SYSTEM DESIGNS & CIVIL ENGINEERING DEPARTMENT
ELECTRICAL DESIGNS
DIVISION
DSN./DRN. Kunanorn
ENG. K. THANAPOL
REMOTE CONTROL CABINET
CHK.
CHF. OF SECT. SKSG
(FRONT VIEW)
DIR. OF OIV.
DIR. OF DEPT.
3
4
A3
C
PROTECTIVE RELAYS AND
CONTROL SYSTEM DESIGN SECT.
E
SCALE
—
DATE 22/11/2018
FILENAME 05A3-TR115
SH,NG. 2 OF 2
DWG.NO
05A3-TR115
10
$
B
E
NOTE
F
1
2
ALUMINUM CABLE CLAME
NO.1,NO.2
บันไดสําหรับเซอร์วิสหม้อแปลง NO.1 No.2
SCALE
SHOW
-061
NEUTRAL BUSHING-
SECTION C
SCALE
240 Sq.mm THW.
3
-3/4” IPS CUL TUBE CONNECTOR
_3/4” @PS CU. TUBE RUN AND 120 SOLIAL CU, WAS TAP CONNECTOR -3/4" IPS CU, TUBE (PL. STANDARD) -120 SOLARE OU
-STUD TO 3/4′′ IPS CU. TUBE CONNECTOR „120 SQML CU. MIRE CONNECTOR
4 HOLES NEMA PAD CONNECTOR
NEUTRAL BUSHING CONNECTION DETAIL
PALTFORM STEP
0.70
OR
AO KUKU
şilteanuma a
SAKARATININ
SCALE AS SHOW
CALE

1. ALL DIMENSION ARE IN METERS.
2. CONTRACTOR SHALL SUPPLY AND INSTALL POWER TRANSFORMER NO.1,NO.2
3. CONTRACTOR SHALL SURVEY THE SITE BEFORE MANUFACTURE
4. THE TRANSFORMERS MUST BE INSTALLED IN THE TRANSFORMER ROOM WITHOUT ANY PROBLEM.
5. THE MIDDLE PHASE OF HIGH VOLTAGE BUSHINGS, THE MIDOLE PHASE OF THE SURGE ARRESTERS
   AND THE MIDDLE PHASE OF LOW VOLTAGE BUSHINGS MUST BE ALLIGNED AND PARALLEL TO
   THE CENTER LINE OF THE TRANSFORMER.
6. THE POWER TRANSFORMER CAPACITY 36/48/60 MVA. CAN BE INSTALLED
   IN POWER TRANSFORMER ROOM ACCORDING TO STANDARD SAFETY CLEARANCE.
7. ALL CONNECTOR SHALL BE INSTALLED DETAIL IN TYPICAL POWER TRANSFORMER CONNECTORS.
8. TRANSFORMER SERVICE LADDER SHALL BE MODE FROM SUS 304 STAINLESS STELL. THE SIDE OF STRUCTURE
   1*X† THEMINIMUM THICKNESS OF SHEET STAINLESS STEEL NOT LESS THAN 1.5 MM. AND THE STEP OF
   LADDER IS CHECHERED PLATE THAT THICKNESS NOT LESS THAN 1.5 MM.(STEEL PATTERN IS NOT INCLUDED)
   1
   2
   3
   4
   5
   6
   7
   В
   TRANSFORMER NOJ
   SECTION A
   SECTION B
   UNDER GROUND WATER TANK PLAN
   1:100
   511
   5
   B
   H=
   -359-
   SECTION C
   GROUND FLOOR PLAN
   GALE
   HAMAED
   TRANSFORMER NO. 1
   SECTION D
   CABLE TRENCH FLOOR PLAN
   CALE
   110
   (10
   REY. NO.
   RENOVATE POREN TRANSFORMER BAY (BAY Z
   OF REVISIONS
   DESCRIPTION
   THAI K 21/01/2025
   BY
   QATE
   A3
   METROPOLITAN ELECTRICITY AUTHORITY ELECTRICAL DESIGNS & CIVIL ENGINEERING WORKS DEPARTMENT
   ELECTRICAL DESIGN DIY, GOVERNOR
   SUBSTATION DINGH SECT.
   DAN. UTHA K
   CHK
   ENGL
   CHF OF SECT.
   DIR. OF DIV
   DIR OF DEPT,
   DEP. DOY.
   DATE.
   115/24 kV. SUBSTATION
   BANGCHAN
   POWER TRANSFORMER No.1.No.2
   SCALE 1:300
   DATE 15/06/2324
   SUPERSEDING
   SHING.
   1
   OF.
   200
   05A3-74BCNOSS
   NO.
   7
   &
   В
   D
   E
   A
   B
   C
   E
   m)
   F
   G
   ·3.00
   ן
   1
   4.525
   2
   4588
   OPEN
   STEP. #1/1/7
   1.00
   3
   4
   5
   ID OF JADA
   Он
   CONROL ROOM 4 COMMUNICATION ROOM

FRONT PANEL.
FRONT PANEL
BLOCK
816 - 040
NOTE
1.TOTAL LOAD OF EQUIPMENT CONTROL & COMMUNICATION APPROXIMATE 10 TONS 2. ALL DIMENSION ARE IN METERS.
500
OPEN
6
7
B
འ་ལས་བསགས་
4.585
OVERHEAD CRANE CÁPAČÍTY 5 TONS
OPEN
BOROVILĖ BALMEN
ILL ROOM
3. TRANSFORMER REMOTE CONTROL TR1, TR.2 SUPPLY AND INSTALL BY CONTRACTOR.
CONTROL PANEL
TRANSFORMER
REMOTE CONTROL
10 0
門

• 70 Sq.mm, BARE COPPER

SERVICE GROUND BAR SIZE 500x50x5 mm.
TYPICAL GROUNDING CONNECTION
FOR CONTROL PANEL, TRANSFORMER REMOTE CONTROL PANEL
DETAIL A
DETAIL C
CABLE LADDER
OVEDEAD CRANE CAPACITY,
8
4.525
9
O EN
НИШ
DM
(10)
CABLE CHAFT
VOLET SHAFT
4.40
476
0
в
3" FLOOR PLAN
SK DEDAL ***
STEEL SUPPORT
SCALE 1: 100
CONTROL, CELE VODEN SIE CETAK “A” ()
A
REMOTE CONTROL PANEL
DETAIL 1
ACCESS FLOOR
STEEL SUPPORT
SHALL BE SUPPLIED BY CONTRACTOR
POWER CHILE HUPPAkr
DETAIL B
Q
1
RENOVATE POKER TRANSFORMOR BAY LUY 2
O
DESORPTION
OF
REVISIONS
SEE DETAIL
METROPOLITAN ELECTRICITY AUTHORITY ELECTRICAL DESIGNS & CIVIL ENGINEERING WORKS DEPARTMENT
UTHM K 21/01/2005
BY
DATE.
A3
|= 70 5400, BE COPPER

• THREADED ROD MIJ
  GOVERNOR
  DAYL
• SERVICE GROUND BAR SIZE, BOOO www.

-70
TH.
X < 1.50 m
Y < 1.00 M
ON UTHA K.
SCALE
TYPICAL GROUNDING CONNECTION
FOR CONTROL CABLE LADDER, POWER CABLE SUPPORT
CHIL
DIZL
CHF. OF SECT.
115/24 kV, SUBSTATION
BANGCHAN
1:300
DATE 15/09/2024
DIL OF DIY.
SUPERSEDING
SHUNO. 3
DWL OF DEPT.
POWER TRANSFORMER No.1, No.2
DIG.
HO
05A3-74BCN05S
E
F

1
TERMINAL CONNECTOR FOR COPPER STUD TO 3/4" IPS CU. TUBE (STANDAND) BOLTED TYPE
3/4" IPS CU. TUBE
(IPS STANDARD)
4
TERMINAL CONNECTOR FOR 120 SQ.MM. CU. WIRE TO 4 HOLES NEMA PAD, BOLTED TYPE
TERMINAL CONNECTOR FOR 240 SQ.MM. CU. WIRE
TO 4 HOLES NEMA PAD, BOLTED TYPE
-240 SQ.MM. CU. WIRE
7
TERMINAL CONNECTOR FOR 3/4" IPS CU. TUBE (STANDAND), TO 4 HOLES NEMA PAD, BOLTED TYPE
3/4" IPS CU. TUBE (IPS STANDARD)
0-0
-COPPER STUD
MATERIAL SHALL BE COPPER OR COPPER ALLOY.
TO
1.75
-4.00- 1.75
-120 SQ.MM. CU. WIRE
I
T
00,56
1.75
THICKNESS (1) OF PAD SHALL BE 1/2" (MINIMUM)
LLL
MATERIAL SHALL BE COPPER OR COPPER ALLOY,
S
BURNDY CONNECTORS, ANDERSON CONNECTORS, RIBE CONNECTORS
OR EQUIVALENT.
—
BURNDY CONNECTORS, ANDERSON CONNECTORS, RIBE CONNECTORS
OR EQUIVALENT.

THE CONNECTORS SHALL COMPLY WITH SHORT CIRCUIT TEST STANDARD. THE CONNECTORS SHALL BE TESTED BY INDEPENDENT TEST STATION
TERMINAL CONNECTOR FOR 3/4" IPS CU. TUBE (STANDAND) RAN AND 120 SQ.MM CU. WIRE TAP, BOLTED TYPE

THE CONNECTORS SHALL COMPLY WITH SHORT CIRCUIT TEST
STANDARD. THE CONNECTORS SHALL BE TESTED BY INDEPENDENT
TEST STATION
TERMINAL CONNECTOR FOR 120 SQ.MM. CU. WIRE TO 4 HOLES NEMA PAD, BOLTED TYPE
—

—
3/4" IPS CU. TUBE
(IPS STANDARD)
-120 SQ.MM. CU. WIRE
频

MATERIAL SHALL BE COPPER OR COPPER ALLOY.
BURNDY CONNECTORS, ANDERSON CONNECTORS, RIBE CONNECTORS
OR EQUIVALENT.
THE CONNECTORS SHALL COMPLY WITH SHORT CIRCUIT TEST
STANDARD. THE CONNECTORS SHALL BE TESTED BY INDEPENDENT
TEST STATION
1
-4.00- 11.75
T 1.75
-80.56
-4.00- 1.75
-0.56
THICKNESS (1) OF PAD SHALL BE 1/2" (MINIMUM)
MATERIAL SHALL BE COPPER OR COPPER ALLOY.
BURNDY CONNECTORS, ANDERSON CONNECTORS, RIBE CONNECTORS
OR EQUIVALENT,

THE CONNECTORS SHALL COMPLY WITH SHORT CIRCUIT TEST
STANDARD. THE CONNECTORS SHALL BE TESTED BY INDEPENDENT
TEST STATION

T
1.75
-4.00- 1.75
AMPERE RATING IS 800 A.
~$0.56
JM
THICKNESS (T) OF PAD SHALL BE 1/2" (MINIMUM)
MATERIAL SHALL BE COPPER OR COPPER ALLOY.
L
BURNDY CONNECTORS, ANDERSON CONNECTORS, RIBE CONNECTORS
OR EQUIVALENT,
L
THE CONNECTORS SHALL COMPLY WITH SHORT CIRCUIT TEST
STANDARD. THE CONNECTORS SHALL BE TESTED BY INDEPENDENT
TEST STATION
—
AMPERE RATING FOR 115kV IS 800 A,
THICKNESS (T) OF PAD SHALL BE 1/2" (MINIMUM)
AMPERE RATING FOR 69kV IS 800 A.
THICKNESS (T) OF PAD SHALL BE 1/2" (MINIMUM)
AMPERE RATING FOR 24V IS 2,000 A. THICKNESS (T) OF PAD
SHALL BE 3/4" (MINIMUM) OR RECOMMENDED BY MANUFACTURER AMPERE RATING FOR 12kV IS 3,000 A. THICKNESS (T) OF PAD SHALL BE 1" (MINIMUM) OR RECOMMENDED BY MANUFACTURER
MATERIAL SHALL BE COPPER OR COPPER ALLOY OR EQUIVALENT.
BURNDY CONNECTORS, ANDERSON CONNECTORS, RIBE CONNECTORS
OR EQUIVALENT.
NOTE :

1. DIMENSION ARE IN INCH OR INDICATED IN THIS DRAWING.
   DESCRIPTION
   METROPOLITAN ELECTRICITY AUTHORITY ELECTRICAL DESIGNS & CIVIL ENGINEERING WORKS DEPARTMENT
   ELECTRICAL DEDI

THE CONNECTORS SHALL COMPLY WITH SHORT CIRCUIT TEST
STANDARD. THE CONNECTORS SHALL BE TESTED BY INDEPENDENT
TEST STATION
2
A
D
INTL
A3
F
MIL
SCALE
NATE: 15/07/2004
TYPICAL POWER TRANSFORMER
MA OF MT.
CONNECTORS
1
W. 1
VG.
OSAJ-TROSS
NO.
NY. BOT.
$
7