ประกวดราคาซื้องานปรับปรุงระบบป้องกันและควบคุมในสถานีไฟฟ้าชั่วคราว

• เพื่อยกระดับระบบควบคุมและป้องกันสถานีไฟฟ้าให้เป็นระบบอัตโนมัติ (Substation Automation)
• เพื่อเพิ่มความเสถียรและความปลอดภัยในการจ่ายกระแสไฟฟ้าแรงสูง 115 kV และระบบจำหน่าย 22/33 kV
• เพื่อให้ระบบสื่อสารและอุปกรณ์ป้องกันเป็นไปตามมาตรฐานสากล (IEC 61850, IEEE 1613)
• เพื่อรองรับการเชื่อมต่อข้อมูลกับระบบ SCADA/DMS ของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค

• จัดหาและติดตั้งระบบ SCPS ตามมาตรฐาน RSUB-010/2564 (Rev.1.0) และ Addendum
• ติดตั้งระบบ Protection Relay สำหรับ 115 kV (Bus, Line, Transformer) และ 22/33 kV Feeder
• ติดตั้งระบบเครือข่ายสื่อสาร (Ethernet Switch) ระดับ L3 (Station Bus) และ L2 (Process Bus)
• ติดตั้งระบบ HMI สำหรับการควบคุมและตรวจสอบสถานะอุปกรณ์ (Device Monitoring/Interrogation)
• การตั้งค่าโปรแกรมฟังก์ชันการป้องกันจากโรงงานผู้ผลิต
• การทดสอบระบบตามมาตรฐาน IEC 61850-3 และ IEEE 1613

• ระบบควบคุมและป้องกันสถานีไฟฟ้า (SCPS) ที่สมบูรณ์พร้อมใช้งาน
• อุปกรณ์ Protection Relay ที่ผ่านการโปรแกรมฟังก์ชันจากโรงงาน
• อุปกรณ์ Ethernet Switch มาตรฐานอุตสาหกรรม (Industrial Grade)
• ระบบ HMI สำหรับการควบคุมและแสดงผลข้อมูล
• เอกสารคู่มือการใช้งานและการบำรุงรักษา
• รายงานผลการทดสอบ (Type Test Report) ตามมาตรฐานที่กำหนด

• ตามที่ระบุในสัญญาจัดซื้อจัดจ้าง (โปรดตรวจสอบเอกสารแนบเพิ่มเติมใน TOR)

• Eligibility Requirements: ต้องเป็นผู้มีคุณสมบัติครบถ้วนตามระเบียบการจัดซื้อจัดจ้างภาครัฐ
• Standards Compliance: อุปกรณ์ต้องผ่านการทดสอบตามมาตรฐาน IEC 61850-3, IEEE 1613 (Class 1 & 2)
• Experience: มีประสบการณ์ในการติดตั้งระบบ SCPS หรือระบบอัตโนมัติในสถานีไฟฟ้าแรงสูง
• Technical Capabilities: มีความเชี่ยวชาญในการตั้งค่าโปรโตคอลสื่อสาร PRP/HSR และ IEEE 1588
• Personnel: ทีมวิศวกรต้องมีความรู้ความเข้าใจในระบบ Protection Relay และระบบ SCADA ของการไฟฟ้า

• พิจารณาจากคุณสมบัติทางเทคนิค (Technical Compliance) ตามข้อกำหนด RSUB-010/2564 และ Addendum
• ความสามารถในการปฏิบัติตามมาตรฐานความปลอดภัยและมาตรฐานอุปกรณ์ที่กำหนด
• ประสบการณ์และผลงานที่ผ่านมาในโครงการลักษณะเดียวกัน
• ราคาและเงื่อนไขการรับประกัน

• ระบบสื่อสาร: รองรับ PRP/HSR และ IEEE 1588/IRIG-B
• Protection Relay: รองรับฟังก์ชัน 87B, 21, 67, 87T, 50/51, 79, 81 ฯลฯ
• Ethernet Switch: IEEE 1613 Class 1 (Station Bus) และ Class 2 (Process Bus)
• HMI: จอ LCD แสดงผลแบบ Alpha-numeric
• แหล่งจ่ายไฟ: 125 VDC (80-120%) หรือ 230 VAC (±10%)

• การชำระเงินตามงวดงานที่กำหนดในสัญญา
• ค่าปรับกรณีส่งมอบงานล่าช้าตามระเบียบพัสดุ
• การรับประกันความชำรุดบกพร่องของอุปกรณ์และระบบ

1. ถาม: ระบบสื่อสารรองรับโปรโตคอลใดบ้าง? ตอบ: รองรับ PRP และ/หรือ HSR สำหรับการกู้คืนระบบแบบ Zero-time
2. ถาม: Ethernet Switch ต้องเป็นมาตรฐานใด? ตอบ: ต้องเป็นมาตรฐาน IEEE 1613 Class 1 สำหรับ Station Bus และ Class 2 สำหรับ Process Bus
3. ถาม: การซิงโครไนซ์เวลาใช้มาตรฐานใด? ตอบ: ใช้ IEEE 1588 หรือ IRIG-B
4. ถาม: ฟังก์ชันการป้องกันต้องตั้งค่าอย่างไร? ตอบ: ต้องมีการโปรแกรมฟังก์ชันจากโรงงานผู้ผลิตโดยตรง
5. ถาม: ระบบ HMI มีการเปลี่ยนแปลงอย่างไร? ตอบ: เปลี่ยนจากการใช้ Keypad เป็นการแสดงผลผ่านจอ LCD แบบ Alpha-numeric
6. ถาม: Ethernet Switch ที่ระดับ Station Bus ต้องเป็นประเภทใด? ตอบ: ต้องเป็นประเภท L3
7. ถาม: แรงดันไฟฟ้าที่รองรับสำหรับ Auxiliary Supply คือเท่าใด? ตอบ: 125 VDC (80-120%) หรือ 230 VAC (±10%)
8. ถาม: มีการยกเลิกอุปกรณ์ใดในระบบ SCPS หรือไม่? ตอบ: มีการยกเลิก Prefabricated Relay Housing Screen Mimic และ Bay HMI (Bay Control IED Mimic)
9. ถาม: การทดสอบอุปกรณ์ต้องเป็นไปตามมาตรฐานใด? ตอบ: ต้องผ่าน Type Test ตามมาตรฐาน IEC 61850-3
10. ถาม: ระบบป้องกัน 115 kV ครอบคลุมฟังก์ชันใดบ้าง? ตอบ: ครอบคลุม Bus, Line และ Transformer Protection ตามที่ระบุใน Clause 4.2.2

1.1 รายละเอียดคุณลักษณะเฉพาะ

1. มาตรฐานและคุณสมบัติทางเทคนิค SUBSTATION CONTROL AND PROTECTION SYSTEM (SCPS)(Specification No. RSUB-010/2564 (Rev.1.0) และที่ระบุไวใน ADDENDUM ของ Specification No. RSUB-010/2564 (Rev.1.0))
2. มาตรฐานและคุณสมบัติทางเทคนิค AC AND DC STATION SERVICE DISTRIBUTION BOARDS AND ACCESSORIES
3. มาตรฐานและคุณสมบัติทางเทคนิค SMALL WIRING (Specification No. 15)
4. Protection Relay Test Block Criteria
5. มาตรฐานและคุณสมบัติทางเทคนคิ SUBSTATION CONTROL AND PROTECTION SYSTEM (SCPS)(Specification No. RSUB 010/2564 (Rev.1.0) และที่ระบุไวใน ADDENDUM ของ Specification No. RSUB-010/2564 (Rev.1.0))

PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY – SUBSTATION AUTOMATION
ADDENDUM
This addendum is made to be a part of Specification No.: RSUB-010/2564 (Rev.1.0) SUBSTATION CONTROL AND PROTECTION SYSTEM (SCPS)
(1) Clause 4.2 SYSTEM HIERARCHICAL STRUCTURE, add the following items in Remarks (in Page 37 of 403):
5) Network redundancy protocol for each topology shall be Parallel Redundancy Protocol (PRP) and/or High Availability Seamless Redundancy (HSR) protocol for zero-time recovery.
6) Time synchronization shall be accomplished via IEEE 1588 or IRIG-B.
(2) Clause 4.2.2 Bay Level, replace the typical of Protection relay function (in Page 49 of 403) by the following:
Typical of Protective relay functions can be categorized as:

1. 115 kV Bus Protection (Main 1 and Main 2) 87B, 95B
2. 115 kV Line Protection (Main 1 and Main 2) 21/21N, 67/67N, 25, 27/59, 79, 50BF 3) 115 kV Transformer Protection (Main 1 and Main 2) 87T,87REF, 50/51, 50N/51N, 51GB, 50BF 4) Others 115 kV Protections
3. 22 or 33 kV Feeder Protection 50/51, 50N/51N, 67/67N, 25, 79, 50BF, 81, 27/59, 60 6) Others MV Protections
   All protection functions of the protective relay shall be completely programmed from manufacturer’s factory.
   (3) Clause 4.13 INTERFACING, ADVANCE ANALYTICS AND ARCHIVING FUNCTIONS, replace the interfacing and archiving functions (in Page 66 of 403) by the following: The interfacing and archiving functions are performed at the following locations:
4. Station-operator HMI or station level operator interface (SLOI)
5. SCADA gateway for remote interface to PEA SCADA/DMS
6. Prefabricated relay housing screen mimic (If applicable)
7. Engineering workstation
8. Emergency control interface (Backup Mimic)
   Specification No. RSUB-010/2564(Rev. 1.0): SUBSTATION CONTROL AND PROTECTION Page 1 of 3 SYSTEM (SCPS)

PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY – SUBSTATION AUTOMATION
(4) Clause 4.13 INTERFACING, ADVANCE ANALYTICS AND ARCHIVING FUNCTIONS, delete the System components: Prefabricated Relay Housing Screen Mimic (If Applicable) and Bay HMI (Bay Control IED Mimic) and their Comments in Table 4.5 – Interfacing Issues (in Page 67 and 70 of 403).
(5) Clause 4.14.6 Bay Level Devices Functions, delete item 7) User Interface and subitem a. – d. (in Page 76 and 77 of 403).
(6) Clause 7.3.1 Communication Network Device – Ethernet Switch, replace the second paragraph (in Page 150 of 403) by the following:
The main characteristics of the Ethernet Switch shall be designed for continuous operation in a high voltage substation and shall conform to the industrial environment performance, according to IEEE 1613 – class 1 for the Ethernet Switch used in station bus level and IEEE 1613 - class 2 “ error free” for Ethernet Switch used in process bus level, for real-time control and EMI immunity and shall pass a type test according to IEC 61850-3. And the requirements stated in Clause 4.6 System Security. Ethernet Switch at a station bus level shall be L3 type, and those at a process bus level shall be L2 type.
(7) Clause 7.3.1 Communication Network Device – Ethernet Switch, replace the Comments of Requirement: Auxiliary Supply in Table 7.1 (a) – Industrial Ethernet Switch Requirements (in Page 151 of 403) by the following:
Requirement
Comments
Auxiliary Supply
1) 125 VDC nominal voltage (substation DC system) with minimum range 80-120% of nominal voltage, or
2) 230 VAC nominal voltage with ±10% of nominal voltage

(8) Clause 7.3.1 Communication Network Device – Ethernet Switch, replace the Comments of Requirement: Network Switch and Time Synchronization in Table 7.1 (b) – L3 & L2 Switch requirement (in Page 153 of 403) by the following:
Requirement
Comments
Network Switch and Time
Synchronization
Transparent Clock

Specification No. RSUB-010/2564(Rev. 1.0): SUBSTATION CONTROL AND PROTECTION Page 2 of 3 SYSTEM (SCPS)

PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY – SUBSTATION AUTOMATION
(9) Clause 8.2.7 User Interface for Protection Device, replace the Details of Basic Requirement: Human Machine Interface (HMI) in the Table (in Page 173 of 403) by the following:
Basic Requirements
Details
Human Machine Interface (HMI)
Alpha-numeric massage display, Liquid Crystal Display (LCD) to display information.

(10) Clause 8.2.7 User Interface for Protection Device, delete Basic Requirements: Keypad Operation and its Details in the Table (in Page 174 of 403).
(11) Clause 8.2.8 User Interface for Control Device, replace the first paragraph (in Page 174 of 403) by the following:
The HMI for control device shall be provided as a user or operator interface. The HMI provides device parameter display, device operational record/status display and device interrogation facility.
(12) Clause 8.2.8 User Interface for Control Device, replace the Details of Basic Requirement: Human Machine Interface (HMI) in the Table (in Page 174 of 403) by the following:
Basic Requirements
Details
Human Machine Interface (HMI)
Alpha-numeric massage display, Liquid Crystal Display (LCD) to display information.

(13) Clause 8.2.8 User Interface for Control Device, replace the Details of Basic Requirement: View or Display in the Table (in Page 174 of 403) by the following:
Basic Requirements
Details
View or Display
1) View or display device settings and configurations 2) View or monitor service and measurement/metering values 3) View or display event and relevant fault information 4) View or display IED internal events
5) View or display device information/status

(14) Clause 8.2.8 User Interface for Control Device, delete Basic Requirements: Keypad Operation and its Details in the Table (in 175 of 403).
Specification No. RSUB-010/2564(Rev. 1.0): SUBSTATION CONTROL AND PROTECTION Page 3 of 3 SYSTEM (SCPS)