ประกวดราคาซื้อ METER SMART 1P และ 3P จำนวน 2 รายการ เลขที่ กจพ1-มต-012-2569

• เพื่อใช้ในระบบ Advanced Metering Infrastructure (AMI) ของ PEA
  • เพื่อวัดและบันทึกพลังงานไฟฟ้าและความต้องการพลังงานไฟฟ้าสำหรับงาน Billing
  • เพื่อรองรับการสื่อสารข้อมูลแบบสองทาง (Remote Reading & Configuration)
  • เพื่อเพิ่มประสิทธิภาพในการบริหารจัดการโหลดและการตัดต่อไฟฟ้า
  • เพื่อรองรับฟังก์ชันการชำระเงินล่วงหน้า (Prepayment)

• จัดหา Smart Meters (1-phase และ 3-phase) ตามจำนวนที่ระบุในใบเสนอราคา
  • จัดหาโมดูลสื่อสาร PLC ติดตั้งภายในมิเตอร์
  • จัดหาอุปกรณ์บังแดด (Meter Sunshade)
  • จัดหาซอฟต์แวร์ Supporting และ Head End Software
  • จัดทำเอกสารคู่มือการใช้งาน การบำรุงรักษา และโปรโตคอลการสื่อสาร
  • จัดอบรมการใช้งาน การตั้งค่า และการบำรุงรักษาให้แก่บุคลากร PEA (ไม่น้อยกว่า 5 วัน)
  • ดำเนินการทดสอบตัวอย่าง (Samples) ตามที่คณะกรรมการกำหนด

• Smart Meters (1-phase และ 3-phase)
  • PLC Communication Modules
  • Meter Sunshades
  • Supporting Software & Head End Software
  • คู่มือการติดตั้ง การใช้งาน และการบำรุงรักษา (12 ชุด)
  • คู่มือโปรโตคอลการสื่อสารและระบบความปลอดภัย (6 ชุด)
  • คู่มือซอฟต์แวร์สำหรับผู้ใช้งานและโปรแกรมเมอร์ (6 ชุด)
  • รายงานผลการทดสอบ (Type Test & Routine Test)

• ระยะเวลาการรับประกันคุณภาพ: 5 ปี นับจากวันที่ PEA ตรวจรับมอบ
  • การส่งมอบตัวอย่าง (หากถูกเรียก): ภายใน 15 วันปฏิทิน
  • ระยะเวลาแก้ไขข้อบกพร่อง (กรณีทดสอบไม่ผ่าน): 15 วัน

• Standards Compliance: ต้องผลิตและทดสอบตามมาตรฐาน TIS 1030-2552, TIS 2543-2555, TIS 2544-2555 หรือ IEC 62052-11, IEC 62053-21/22/23
• Experience: ผู้ผลิตต่างประเทศต้องมีประสบการณ์ไม่น้อยกว่า 20 ปี ในการออกแบบ ผลิต และจำหน่าย Smart Meters และ DCU
• Technical Capabilities: ต้องมีซอฟต์แวร์ที่รองรับการจัดการมิเตอร์ผ่านระบบสื่อสาร, รองรับโปรโตคอล DLMS/COSEM
• Personnel: ต้องมีผู้เชี่ยวชาญจากผู้ผลิตมาดำเนินการฝึกอบรมให้แก่เจ้าหน้าที่ PEA

• การตรวจสอบเอกสารทางเทคนิค (Catalogue, Drawings, Type Test Reports)
  • การทดสอบตัวอย่าง (Samples Test) ทั้ง Major และ Minor items
  • ความครบถ้วนของเอกสารการเสนอราคา
  • ความสามารถในการส่งมอบสินค้าตามกำหนดเวลา
  • ประสบการณ์ของผู้ผลิตและประวัติการใช้งาน (Reference List)

• มิเตอร์ต้องเป็นแบบ Outdoor (IP54) ทนต่อสภาพอากาศร้อนชื้น
  • รองรับการสื่อสาร DLMS/COSEM (IEC 62056)
  • หน่วยความจำแบบ Non-volatile เก็บข้อมูล Load Profile ได้อย่างน้อย 45 วัน
  • มีระบบความปลอดภัย (Password & 128-bit Encryption)
  • รองรับการอัปเกรด Firmware ระยะไกล

• การชำระเงิน: ภายใน 30 วัน นับจากวันที่ตรวจรับพัสดุถูกต้อง
  • การรับประกัน: 5 ปี สำหรับ Electronic Energy Meters
  • ค่าปรับ: กรณีส่งมอบล่าช้าหรือแก้ไขงานล่าช้า คิดค่าปรับตามระเบียบ PEA
  • การทดสอบ: PEA สงวนสิทธิ์เรียกเก็บค่าบริการทดสอบไม่เกิน 10% ของมูลค่าพัสดุ

1. Q: มิเตอร์ต้องรองรับการสื่อสารประเภทใด? A: รองรับ PLC (Power Line Communication) ตามที่ระบุในสเปค
   2. Q: ซอฟต์แวร์ต้องรองรับระบบปฏิบัติการใด? A: Windows 7 หรือใหม่กว่า (Supporting) และ Windows Server 2012 / Red Hat Enterprise Linux 6.3 หรือใหม่กว่า (Head End)
   3. Q: การรับประกันมิเตอร์อิเล็กทรอนิกส์มีระยะเวลากี่ปี? A: ไม่น้อยกว่า 5 ปี
   4. Q: หากตัวอย่างทดสอบไม่ผ่านเกณฑ์ สามารถแก้ไขได้กี่ครั้ง? A: สำหรับ Minor items แก้ไขได้ 1 ครั้ง ภายใน 15 วัน
   5. Q: มิเตอร์ต้องมีฟังก์ชัน Prepayment หรือไม่? A: ใช่ ต้องรองรับ On-line prepayment
   6. Q: การบันทึก Load Profile ต้องมีความละเอียดเท่าใด? A: 15 นาที
   7. Q: มิเตอร์ต้องมีระบบป้องกันการงัดแงะหรือไม่? A: ใช่ ต้องตรวจจับการเปิดฝาครอบและแจ้งเตือนไปยังระบบ AMI
   8. Q: อุปกรณ์บังแดด (Sunshade) ต้องมีรายละเอียดอย่างไร? A: ต้องเป็นไปตาม Drawing No. SA4-015/56011
   9. Q: การอบรมบุคลากรมีค่าใช้จ่ายหรือไม่? A: ไม่คิดค่าใช้จ่าย (Free of charge)
   10. Q: หากมิเตอร์ชำรุดในระยะประกัน ต้องดำเนินการอย่างไร? A: เปลี่ยนใหม่โดยไม่คิดมูลค่าภายใน 30 วัน

1
PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY
TECHNICAL SPECIFICATION DIVISION
SMART METERS AND ACCESSORIES
Specification No.: RMTR-033/2560
Approved date:16/03/2560
Rev. No.: 1
Form No. 03-11.7
Page 1 of 19
ประกวดราคาอิเล็กทรอนิกส์เลขที่ : กจพ1-มต-012-2569
C Material, equipment, and specifications for SMART METERS AND ACCESSORIES
C1 General material and packing instructions
In addition to the general instructions, the following shall be observed:
1a Scope
These specifications cover single-phase and three-phase smart meters using in PEA’s Advanced Metering Infrastructure (AMI) system for measuring and recording electrical energy and demands for billing and measuring and recording other electrical quantities completed with their functions, communications and accessories.
1b Standards
The smart meters shall be manufactured and tested in accordance with the latest edition of the following standards:
Thailand Industrial Standard (TIS)
TIS 1030-2552 Electricity metering equipment (a.c.) – General requirements, tests and test conditions
TIS 2543-2555 Electricity metering equipment (a.c.) – Particular requirements – Static meters for active energy (classes 1 and 2)
TIS 2544-2555 Electricity metering equipment (a.c.) – Particular requirements – Static meters for active energy (classes 0.2S and 0.5S)
International Electrotechnical Commission (IEC)
IEC 62052-11: 2003 Electricity metering equipment (a.c.) – General requirements, tests and test conditions –Part 11: Metering equipment
IEC 62053-21: 2003 Electricity metering equipment (a.c.) – Particular requirements – Part 21: Static meters for active energy (classes 1 and 2)
IEC 62053-22: 2003 Electricity metering equipment (a.c.) – Particular requirements – Part 22: Static meters for active energy (classes 0.2S and 0.5S)
IEC 62053-23: 2003 Electricity metering equipment (a.c.) – Particular requirements – Part 23: Static meters for reactive energy (classes 2 and 3)
And all other relevant standards, unless otherwise specified in these specification.
PEA will also accept the smart meters tested in accordance with the later edition of the above standards.
II

2
PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY
TECHNICAL SPECIFICATION DIVISION
SMART METERS AND ACCESSORIES
Specification No.: RMTR-033/2560
Approved date:16/03/2560
Rev. No.: 1
Form No. 03-11.7
Page 2 of 19
1c Principal requirement
1c.1 Service conditions and installation
The smart meters shall be weatherproof and dustproof designed and constructed for outdoor installation on concrete poles without additional protection for operation under the following conditions:

• Altitude : up to 1,000 m above sea level
• Ambient air temperature : up to 55 OC
• Average relative humidity in any one year : up to 95 %
• Climatic condition : tropical climate
  1c.2 Ratings and characteristics
  The minimum requirement of ratings and characteristics of the meters shall be according to Table 1.
  Table 1
  Ratingsand characteristics of the smart meters
  Requirements 1)
  Ratings and characteristics unit
  1-phase meters3-phase meters
  3-phase 4-wire 3-phase 3-wire
  Operating voltage
• for direct connected meters
  V AC

230 ± 10 %
230/400 ± 10 %

• for VT operated meters
  V AC
  110 ± 10 %

66.4/115 ± 10 %
Current rating 2)
A
5(45) / 5(100)
5(45) / 5(100)

• for direct connected meters, Ib(Imax)
  A

5(6)
5(6)

• for CT operated meters, In(Imax)
  Reference frequency Hz 50
  Accuracy class
• active energy
• for direct connected meters

1
1

• for CT operated meters

0.5S

• for transformer (CT and VT) operated

0.2S
0.5S
meters

• reactive energy

2
2
2
Protective class - II
Degree of protection - IP54
Maximum operating temperature OC up to 70
Note: 1) Requirements for each item of the smart meters are specified in “C3 Schedule of detailed requirement” 2)PEA will also accept smart meters having maximum current rating (Imax) more than the maximum current
rating specified in the Table above.
II

3
PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY
TECHNICAL SPECIFICATION DIVISION
SMART METERS AND ACCESSORIES
Specification No.: RMTR-033/2560
Approved date:16/03/2560
Rev. No.: 1
Form No. 03-11.7
Page 3 of 19
1c.3 Constructional requirements
The meters shall have constructional requirements as follows:
1c.3.1 Mounting
The meters shall be arranged for three-point mounting. Mounting holes shall accommodate 5.0 mm mounting screws. The upper mounting hole should be external to the body; and the two (2) lower mounting holes shall be on both sides of the meter-base bottom part which is holding terminal block, and the two (2) lower mounting holes shall be within the area of the perpendicular projection of the terminal cover.
1c.3.2 Meter base
Meter base shall be made of UV-resistance, high impact-resistance and self-extinguishing polycarbonate. Colorof the meter base is preferable grey.
1c.3.3 Meter cover
The meter cover shall be made of UV-resistance, high impact-resistance and self-extinguishing polycarbonate. The permanent seal meter cover is preferable. If the meter cover is not permanent seal design, provision for security sealing shall be provided and in this case the gasket of the meter cover is used for protecting the meters against moisture, dust and insects; the gasket shall be of weather and aging resistant material such as neoprene or equivalent.
1c.3.4 Terminal and terminal block
All Terminals and screws shall be made of high-conductivity solid brass with nickel plated or tin plated and suitable for using with aluminium and copper insulated cables having dimensions according to Table 2. The terminals shall be the bottom-connected type and grouped in a terminal block.
Table 2
Dimensions of cables used with smart meters
Cables 1)
Current rating
Cross section area
Conductor diameter
Overall diameter
(A)
(mm2)
(mm)
(mm)
In(Imax) 5(6) 6 – 10 2.9 – 4.2 5.7 – 7.2
Ib(Imax)5(45) 6 – 25 2.9 – 6.6 5.7 – 9.6
5(100) 6 – 50 2.9 – 9.1 5.7 – 12.1
Note: 1) Terminals and terminal block of the proposed meters shall be designed for using with whole range of the cable sizes as specified in the Table above.
II

4
PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY
TECHNICAL SPECIFICATION DIVISION
SMART METERS AND ACCESSORIES
Specification No.: RMTR-033/2560
Approved date:16/03/2560
Rev. No.: 1
Form No. 03-11.7
Page 4 of 19
1c.3.5 Terminal cover
The terminal cover shall be made of UV-resistance, high impact-resistance and self-extinguishing polycarbonate and suitable for cables incoming and outgoing vertically from the bottom, and shall have provision for security sealing.
The connection diagram of the meters shall be shown on the terminal cover.
Color of the terminal cover is preferable grey.
1c.3.6 Nameplate
The inscription on nameplate shall be marked in English according to the relevant standard, and marked with three (3) additional marks as follows:
(1) SUPPLIED BY PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY
(2) PEA number : PEA XXXXXXXXXX
(XXXXXXXXXX is the number to be marked on the nameplate shall be given
by PEA after the final of bid consideration.)
(3) Barcode : (The barcode to be marked shall be the same as PEA number mentioned in Item (2). The barcode symbology shall be Code128according to ISO/IEC 15417)
The example of the nameplate is shown in Figure 1.

Trademark
Ratings
Manufacturer
PEA XXXXXXXXXX

Model
SUPPLIED BY PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY
Figure 1 Example of meter’s nameplate
The nameplate placed inside the meter cover or with a separate transparent cover for environment protection is preferable.
II

5
PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY
TECHNICAL SPECIFICATION DIVISION
SMART METERS AND ACCESSORIES
Specification No.: RMTR-033/2560
Approved date:16/03/2560
Rev. No.: 1
Form No. 03-11.7
Page 5 of 19
1c.4 Measured values and register unit
Minimum requirements of quantities measured and displayed by the smart meters are shown as the followings:
(1) Current date and time
(2) kWh (import, export and absolute)1)
(3) kvarh (import, export and absolute)1)
(4) Maximum kW demand (import and export)
(5) Cumulative kW demand (import and export)
(6) Maximum kvar demand (import and export)
(7) Cumulative kvar demand (import and export)
(8) Instantaneous active power in kW1)
(9) Instantaneous reactive power in kvar1)
(10) Instantaneous voltage in V r.m.s.1)
(11) Instantaneous current in A r.m.s.1)
(12) Instantaneous power factor or phase angle1)
Note:1) Per-phase values and total values shall be required for 3-phase meters except instantaneous voltage and instantaneous current only per-phase values are required.
Each above quantity shall be displayed with at least three (3) digits identification code. The identification code shall be specified by PEA. The identification code according to short name in accordance with DLMS/COSEM standard suit (IEC 62056 standard series) is preferable.
The display shall have symbols for indicating the operations of the meters, meter statuses, and also both import and export directions of measured values.
The display shall be able to indicate a unit of measure and the symbol of TOU rates.
The register unit shall be solid-state microprocessor based register with internal memory of programmable and reprogrammable type. The internal memory shall be non-volatile semi-conductor type.
The display shall be at least 6-digit LCD display with three (3) decimal points for power and demand and two (2) decimal points for energy. The decimal points shall be programmable.
The size of the LCD display shall not be less than 10 cm2and the height of each digit showing the measured quantities shall not be less than 8 mm.
The register unit shall have the following display operating modes:
(1) Scrolling mode, the data such as kWh, kvarh and other measuring data will be shown on the display in sequence automatically. The scrolling time shall be programmable up to 15 seconds.
(2) Manual mode, the push button or switch on the meter’s panel shall be used for start the display sequence and showing the various stored data.
II

6
PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY
TECHNICAL SPECIFICATION DIVISION
SMART METERS AND ACCESSORIES
Specification No.: RMTR-033/2560
Approved date:16/03/2560
Rev. No.: 1
Form No. 03-11.7
Page 6 of 19
1c.5 Featuresand functions
1c.5.1 Time-of-use metering
The smart meters shall be programmable to record import and export energies (kWh and kvarh) and import and export demands (kW and kvar) on different rates depending on dates and times with not less than 4 tariffs and not less than 5 tier switches per day. The meters shall have memory to be programmed annual holidays in advance of not less than 100 days.
1c.5.2 Load profile function
The smart meters shall be able to record 15-minute three (3) decimal points load profile data with not less than four (4) channels consisting of total import kW, total export kW, total import kvar and total export kvar demand. The load profile data shall be an average value measured in each 15-minute period and the timestamp shall be done in the end of each period. The maximum demand recorded in the load profile data shall be same with the maximum demand shown on the register unit.
For transformer (CT and VT) operated 3-phase meters, the additional channels for recording of 15- minute three (3) decimal points load profile data as specified in Table 3 shall be required.
The load profile data shall be stored in non-volatile memory. The storage capacity of the memory shall be able to store the data of each channel for not less than 45 days.
Table 3
Additional load profile data for transformer (CT and VT)operated 3-phase meters
No.Additional load profile data for transformer (CT and VT) operated 3-phase meters
3-phase 4-wire 3-phase 3-wire
1 Total power factor Total power factor
2 Phase A voltage Phase A-B voltage
3 Phase B voltage Phase C-B voltage
4 Phase C voltage Phase A current
5 Phase A current Phase C current
6 Phase B current Phase A-B THD voltage
7 Phase C current Phase C-B THD voltage
8 Phase A THD voltage Phase A THD current
9 Phase B THD voltage Phase C THD current
10 Phase C THD voltage Phase A power factor or phase angle
11 Phase A THD current Phase C power factor or phase angle
12 Phase B THD current -
13 Phase C THD current -
14 Phase A power factor or phase angle -
15 Phase B power factor or phase angle -
16 Phase C power factor or phase angle -
II

7
PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY
TECHNICAL SPECIFICATION DIVISION
SMART METERS AND ACCESSORIES
Specification No.: RMTR-033/2560
Approved date:16/03/2560
Rev. No.: 1
Form No. 03-11.7
Page 7 of 19
1c.5.3 Maximum demand zero reset
The maximum demand shall be automatically reset at predefined date and time and shall be able to be reset remotely from AMI Central System (consisting of Meter Data Management System (MDMS), Head End System and relevant systems and accessories).
For the 3-phase meters with current rating 5(100) A and 3-phase meters with transformer operated, the maximum demand zero reset shall be also manually initiated via a sealable demand reset button. The button placed outside the meter cover is preferable.
1c.5.4 Meter registration
The smart meters shall be registered with Data Concentrator Unit (DCU) or AMI Central System automatically. This registration permits DCU or AMI Central System to create or update the meter’s record with validated information, ensuring accurate and automated record entries.
1c.5.5 Automatic Meter Reading (AMR)
The smart meters shall transmit measured quantities as specified in clause 1c.4 and load profile data as specified in clause 1c.5.2 to DCU or AMI Central System automatically. The transmission shall be managed by DCU or AMI Central System and the transmission period shall be programmable.
1c.5.6 Remote load disconnect and reconnect
Each direct connected smart meter shall have a remotely controllable disconnect/reconnect switch for supporting load limiting, load shedding and prepayment function. The disconnect/reconnect switches shall be designed and tested in accordance with IEC 62055-31 class UC3, or better and shall have maximum switching current rating of not less than maximum current (Imax) of the meters and shall have maximum switching voltage rating of not less than 264.5 V AC. A status of the switches shall be detected and shown on the display of the meters and AMI Central System.
1c.5.7 Current limiting
The direct connected meters shall have current limiting function with programmable limiting current such as 15 A, 45 A and 100 A in both import and export direction. The meters will automatically disconnect when the current is over the limit and will automatically reconnect in programmable period. The function shall be able to program from local and remote communications.
1c.5.8 Tamperdetection
The smart meters shall detect and record attempted tampering event and also show alarm signal on the panel. The tampering events shall be sent to AMI Central System.
The tampering events detected by the meters shall be at least the followings:
(1) Terminal and main cover removal detection
(2) Other tampering events according to manufacturer’s design
II

8
PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY
TECHNICAL SPECIFICATION DIVISION
SMART METERS AND ACCESSORIES
Specification No.: RMTR-033/2560
Approved date:16/03/2560
Rev. No.: 1
Form No. 03-11.7
Page 8 of 19
1c.5.9 Prepayment function
The direct connected meters shall be supported on-line prepayment function programmed remotely from AMI Central System and from local communication. The meters shall be received customer’s energy credit or currency credit and when the credit reaches to zero, the meter shall automatically disconnect the load until the credit is entered.
The meters shall be programmable to have an advanced emergency credit depended on PEA’s policy for servicing the customer in case the customer’s actual credit has finished. If the emergency credit has finished in the time out of the non-disconnection time and day programmable from AMI Central System, the meters shall be disconnected. The emergency credit will be deducted back when the new credit is recharged to the meters.
1c.5.10 Power outage monitoring
The smart meters shall detect power outage and power restoration and shall record as an event.
The meters with wireless communication modules (see clause 1c.6.2) shall be programmable to transmit the real time power outage notifications (last gasp message) to DCU or AMI Central System. Super capacitor used as a power source for sending the last gasp message shall be provided. The expected life time of the super capacitor shall not be less than 10 years.
1c.5.11 Demand response support
The meters shall be able to set kW and kvar demand and duration threshold remotely from AMI Central System and from local communication. When the instantaneous demand and the duration is over the threshold values the meters shall be programmable to send the event to AMI Central System for demand response management.
1c.5.12 Power quality monitoring
The 3-phase smart meters shall be configured to monitor and record power quality events. The power quality events monitored and recorded by the meters shall be at least the followings:
(1) Voltage unbalance in %, calculated according to IEC, IEEE or NEMA, for 3-phase 4-wire meters and voltage tolerance in % (comparing with the reference voltage) for 3-phase 3-wire meters
(2) Voltage sag and swell detection with configurable time threshold
(3) Long and short outage detection with configurable time threshold
(4) Phase loss
(5) Total Harmonic Distortion (THD) of voltage and current in %, only for transformer (CT and VT) operated 3-phase meters
II

9
PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY
TECHNICAL SPECIFICATION DIVISION
SMART METERS AND ACCESSORIES
Specification No.: RMTR-033/2560
Approved date:16/03/2560
Rev. No.: 1
Form No. 03-11.7
Page 9 of 19
1c.5.13 Remote firmware upgrade and configuration
The smart meters shall be designed to support remote firmware upgrade as well as remote configuration from AMI Central System. While the meters downloading firmware or configuring, the measurement and display functions of the meters shall not be disturbed. If meter firmware upgrade or meter configuration is failed the meters shall be continue operated with former firmware version or configuration.
1c.6 Communications
1c.6.1 Local communication
The smart meters shall have local communication interfaces as follows:
(1) Optical port for data retrieval and for configuration of all parameters of the meters. The physical of the port shall be according to IEC 62056-21 and the data communication via the port shall be according to DLMS/COSEM standard suit (see clause 1c.10).
Downloading all 45-day load profile data (total import kW, total export kW, total import kvar and total export kvar demand) via theoptical port shall be completed within 15 minutes.
(2) RS485 or RS232 interface for connecting to external communication devices such as Optical Network Unit (ONU), Ethernet converter, etc. This interface is required for transformer (CT and VT) operated 3-phase meters only.
1c.6.2 Remote communication
Communication modules shall be provided for supporting remote communication between meters, DCU or AMI Central System depending on the communication types. The smart meters shall be designed to install at least one type of the communication module inside1) without degradation of meter’s degree of protection. The meters shall monitor and record all electrical quantities and events correctly although the communication module has failed.
The communication module with plug and play design and swappable with other type of communication modules is preferable.
Note: 1) Inside meter cover or terminal cover or communication module cover
Requirements for each type of the communication modules are as follows:
(1) Power line communication (PLC) module, for communication between the meters and DCU via power line network, with:
Technology : FSK, BPSK, S-FSK, or OFDM
(OFDM technology is preferable)
Frequency bands : between 10 kHz and 490 kHz compliant to FCC, CENELEC or ARIB
Minimum effective data rate : not less than 2.4 kbps (at normal mode)
Communication rage : up to 1,000 m
II

10
PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY
TECHNICAL SPECIFICATION DIVISION
SMART METERS AND ACCESSORIES
Specification No.: RMTR-033/2560
Approved date:16/03/2560
Rev. No.: 1
Form No. 03-11.7
Page 10 of 19
(2) Radio Frequency (RF) communication module, for communication between the meters and DCU via radio frequency network, the module shall be completed with internal antenna, with:
Technology : according to IEEE 802.15.4
Frequency bands : unlicensed frequency bands
Output power : according to Thailand’s telecommunication standards and regulations
Minimum effective data rate : not less than 90 kbps
Communication rage : up to 1,000 m, line of sight
(3) GSM/GPRS/WCDMA Modem, for communication between the meters and AMI Central System via GSM and WCDMA networks, with:
Baud rate : not less than 9,600 bps
Frequency : - GSM/GPRS: dual band 900/1,800 MHz

• UMTS (WCDMA)/HSDPA: 2,100 MHz
  Maximum output power : - GSM 900: class 4 (2 W)
• DCS 1800: class 1 (1 W)
• UMTS (WCDMA) 2100: class 3 (0.25 W)
  GSM/GPRS class : multi-slot class 10, or higher
  WCDMA standard : 3GPP Release 5, or higher
  Operating mode : data and SMS, or more
  SIM card interface : SIM holder (1.8 V/3 V interface)
  Protocol : support embedded TCP/IP stack
  Operating command : support AT command
  The communication module type required for each item of the smart meters is specified in “C3 Schedule of detailed requirement”.
  1c.7 Functional self-checking
  The smart meter shall be able to check its functional failures and display them on the meter’s panel and shall be able to record and send them as events to DCU or AMI Central System depending on communication type. The functional failures checked by the meter itself are as follows:
  (1) Internal failures such as clock fail, memory fail, etc.
  (2) Low battery (if the battery is used)
  (3) Disconnect/reconnect switch fail
  (4) Other functional checking according to manufacturer’s design
  II

11
PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY
TECHNICAL SPECIFICATION DIVISION
SMART METERS AND ACCESSORIES
Specification No.: RMTR-033/2560
Approved date:16/03/2560
Rev. No.: 1
Form No. 03-11.7
Page 11 of 19
1c.8 Real time clock and calendar
The smart meters shall have an internal real time clock and/or a crystal-controlled time clock for providing calendar functions (i.e. the time of day, date, weekday, weekend, holiday, year, etc.). The accuracy of the clock shall be ±2.0 seconds per day, or better.
Battery and/or super capacitor used as a backup power supply shall be provided. The expected life of the battery or super capacitor shall not be less than 10 years. Socket type replaceable battery (if a battery is proposed) installed under meter’s terminal cover is preferable.
The clock shall be automatically synchronized with reference clock provided by DCU and/or AMI Central System when the meters connected to the system.
1c.9 Power supply
The smart meters shall consume power from the main line power supply. For three-phase meters, missing of any single phase or two phases of the power supply or missing of neutral line shall not affect performance of the meters.
1c.10 Communications protocol
Data type, interface classes and protocol stacks including application layer and other relevant layers of data communications of the smart meters shall be according to DLMS/COSEM standard suit (IEC 62056 standard series)
The smart meters with DLMS/COSEM certification are preferable.
The bidders have to submit documentation showing detail of the communication protocol and relevant data such as data type, interface classes, OBIS codes, etc. of the propose meters to PEA for consideration.
1c.11 Security system
1c.11.1 Local communication
The smart meters shall have a sophisticated security system to prevent fraudulent interference i.e. changing the tariff data or changing the meters reading via local communication.
The meters shall have at least three (3) groups of accessible password as follows:
(1) Group 1 : Password for administrators to write the software and set the system of the meters (2) Group 2 : Password for programmers to program the operating functions of the meters
(3) Group 3 : Password for readers to read the stored data, including to correct the time of the meters
1c.11.2 Remote communication
Password-protected, authentication and symmetrical or asymmetrical 128-bit data encryption depending on data access levels (Public client, meter reader and utility settings) according to DLMS/COSEM standard suit shall be provided for meter’s remote communication.
The bidders have to submit documentation showing detail of meter’s security system to PEA for consideration.
II

12
PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY
TECHNICAL SPECIFICATION DIVISION
SMART METERS AND ACCESSORIES
Specification No.: RMTR-033/2560
Approved date:16/03/2560
Rev. No.: 1
Form No. 03-11.7
Page 12 of 19
1c.12 Supporting and Head Endsoftware
The contractor shall provide supporting and Head End software using for managing all smart meters in networks from both local and remote communications.
1c.12.1 Supporting software
The supporting software shall have at least the following features and functions:

• Graphical User Interface (GUI) based
• Configuration of all parameters and controlling disconnect/reconnect switch of the smart meters - Generating and modifying tariffs
• Manual data retrieval
• Display all measured quantities
• Uploading firmware
• User authenticity on access levels
• Manual data export to OLEDB/ODBC databases for storage and management
• Generating load profile report
• Exporting load profile data in form of ASCII text file with delimited space and the text file shall be able to process by Microsoft Excel. Each file shall be separately kept the load profile data of each customer.
• Exporting the billing data in form of ASCII text file with delimited space and the text file shall be able to process the data by Microsoft Excel. Each file shall be separately kept the billing data of each customer. The format of each line shall be specified in Table 4.
• Supporting meter calibration
• Operating on Microsoft Windows 7, or later version
  1c.12.2 Head End software
  The Head End software shall have features and functions as the supporting software specified in clause 1c.12.1except meter calibration and shall have additional features and functions as follows: - Upstream communication to the MDMS and downstream to the smart meters and DCU and shall supporting all functions of the system
• Ability to schedule downloads of historical data on a daily, weekly, fortnightly, monthly or reverse monthly basis
• Manual/Automatic data retrieval
• Manual/Automatic data export to OLEDB/ODBC databases for storage and management
• monitoring and reporting tampering from meters
• On demand ping
• Operating on Microsoft Windows Sever 2012 or Red Hat Enterprise Linux 6.3, or later versionII

13
PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY
TECHNICAL SPECIFICATION DIVISION
SMART METERS AND ACCESSORIES
Specification No.: RMTR-033/2560
Approved date:16/03/2560
Rev. No.: 1
Form No. 03-11.7
Page 13 of 19
Table 4
Format of billing data
Field No. Description Type Format 1 PEA CODE Char (7) xxxxxxx 2 COLLECTION Char (3) xxx
3 USER NO. Char (6) xxxxxx 4 PEA NO. Char (10) xxxxxxxxxx 5 Date Char (8) dd/mm/yy 6 Time Char (5) hh:mm 7 Number of reset Numeric (2) xx
8 Resetting demand date Numeric (8) dd/mm/yy 9 Total kilowatt-hour, import (last reset) Numeric (7) xxxx.xx 10 Kilowatt-hour, import, rate A (last reset) Numeric (7) xxxx.xx 11 Kilowatt-hour, import, rate B (last reset) Numeric (7) xxxx.xx 12 Kilowatt-hour, import, rate C (last reset) Numeric (7) xxxx.xx 13 Kilowatt-hour, import, rate D (last reset) Numeric (7) xxxx.xx 14 Maximum average kilowatt demand, import, rate A (last reset) Numeric (7) xxx.xxx 15 Maximum average kilowatt demand, import, rate B (last reset) Numeric (7) xxx.xxx 16 Maximum average kilowatt demand, import, rate C (last reset) Numeric (7) xxx.xxx 17 Maximum average kilowatt demand, import, rate D (last reset) Numeric (7) xxx.xxx 18 Cumulative kilowatt demand, import, rate A (last reset) Numeric (7) xxx.xxx 19 Cumulative kilowatt demand, import, rate B (last reset) Numeric (7) xxx.xxx 20 Cumulative kilowatt demand, import, rate C (last reset) Numeric (7) xxx.xxx 21 Cumulative kilowatt demand, import, rate D (last reset) Numeric (7) xxx.xxx 22 Total kilovar-hour, import (last reset) Numeric (7) xxxx.xx 23 Kilovar-hour, import, rate A (last reset) Numeric (7) xxxx.xx 24 Kilovar-hour, import, rate B (last reset) Numeric (7) xxxx.xx 25 Kilovar-hour, import, rate C (last reset) Numeric (7) xxxx.xx 26 Kilovar-hour, import, rate D (last reset) Numeric (7) xxxx.xx 27 Maximum average kilovar demand, import, rate A (last reset) Numeric (7) xxx.xxx 28 Maximum average kilovar demand, import, rate B (last reset) Numeric (7) xxx.xxx 29 Maximum average kilovar demand, import, rate C (last reset) Numeric (7) xxx.xxx 30 Maximum average kilovar demand, import, rate D (last reset) Numeric (7) xxx.xxx 31 Cumulative kilovar demand, import, rate A (last reset) Numeric (7) xxx.xxx 32 Cumulative kilovar demand, import, rate B (last reset) Numeric (7) xxx.xxx 33 Cumulative kilovar demand, import, rate C (last reset) Numeric (7) xxx.xxx 34 Cumulative kilovar demand, import, rate D (last reset) Numeric (7) xxx.xxx 35 Total kilowatt-hour, export (last reset) Numeric (7) xxxx.xxII

14
PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY
TECHNICAL SPECIFICATION DIVISION
SMART METERS AND ACCESSORIES
Specification No.: RMTR-033/2560
Approved date:16/03/2560
Rev. No.: 1
Form No. 03-11.7
Page 14 of 19
Field No. Description Type Format 36 Kilowatt-hour, export, rate A (last reset) Numeric (7) xxxx.xx 37 Kilowatt-hour, export, rate B (last reset) Numeric (7) xxxx.xx 38 Kilowatt-hour, export, rate C (last reset) Numeric (7) xxxx.xx 39 Kilowatt-hour, export, rate D (last reset) Numeric (7) xxxx.xx 40 Maximum average kilowatt demand, export, rate A (last reset) Numeric (7) xxx.xxx 41 Maximum average kilowatt demand, export, rate B (last reset) Numeric (7) xxx.xxx 42 Maximum average kilowatt demand, export, rate C (last reset) Numeric (7) xxx.xxx 43 Maximum average kilowatt demand, export, rate D (last reset) Numeric (7) xxx.xxx 44 Cumulative kilowatt demand, export, rate A (last reset) Numeric (7) xxx.xxx 45 Cumulative kilowatt demand, export, rate B (last reset) Numeric (7) xxx.xxx 46 Cumulative kilowatt demand, export, rate C (last reset) Numeric (7) xxx.xxx 47 Cumulative kilowatt demand, export, rate D (last reset) Numeric (7) xxx.xxx 48 Total kilovar-hour, export (last reset) Numeric (7) xxxx.xx 49 Kilovar-hour, export, rate A (last reset) Numeric (7) xxxx.xx 50 Kilovar-hour, export, rate B (last reset) Numeric (7) xxxx.xx 51 Kilovar-hour, export, rate C (last reset) Numeric (7) xxxx.xx 52 Kilovar-hour, export, rate D (last reset) Numeric (7) xxxx.xx 53 Maximum average kilovar demand, export, rate A (last reset) Numeric (7) xxx.xxx 54 Maximum average kilovar demand, export, rate B (last reset) Numeric (7) xxx.xxx 55 Maximum average kilovar demand, export, rate C (last reset) Numeric (7) xxx.xxx 56 Maximum average kilovar demand, export, rate D (last reset) Numeric (7) xxx.xxx 57 Cumulative kilovar demand, export, rate A (last reset) Numeric (7) xxx.xxx 58 Cumulative kilovar demand, export, rate B (last reset) Numeric (7) xxx.xxx 59 Cumulative kilovar demand, export, rate C (last reset) Numeric (7) xxx.xxx 60 Cumulative kilovar demand, export, rate D (last reset) Numeric (7) xxx.xxx 61 Total kilowatt-hour, absolute (last reset) Numeric (7) xxxx.xx 62 Kilowatt-hour, absolute, rate A (last reset) Numeric (7) xxxx.xx 63 Kilowatt-hour, absolute, rate B (last reset) Numeric (7) xxxx.xx 64 Kilowatt-hour, absolute, rate C (last reset) Numeric (7) xxxx.xx 65 Kilowatt-hour, absolute, rate D (last reset) Numeric (7) xxxx.xx 66 Total kilovar-hour, absolute (last reset) Numeric (7) xxxx.xx 67 Kilovar-hour, absolute, rate A (last reset) Numeric (7) xxxx.xx 68 Kilovar-hour, absolute, rate B (last reset) Numeric (7) xxxx.xx 69 Kilovar-hour, absolute, rate C (last reset) Numeric (7) xxxx.xx 70 Kilovar-hour, absolute, rate D (last reset) Numeric (7) xxxx.xx
Note: 1. Data in field no. 1, 2, 3, and 4 are used to identify each customer identity and will be inputted by PEA. 2. The billing data shall be the same data showing on the register unit.
3. The meters shall be able to record at least 12 billing periodsof the billing data.
II

15
PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY
TECHNICAL SPECIFICATION DIVISION
SMART METERS AND ACCESSORIES
Specification No.: RMTR-033/2560
Approved date:16/03/2560
Rev. No.: 1
Form No. 03-11.7
Page 15 of 19
1c.13 Meter accessories
1c.13.1 Data Concentrator Unit (DCU) with PLC
The DCU is applied for AMI system in order to manage meters on the PLC networks and provide the connectivity between the smart meters and AMI Central System. A basic function of the DCU is collecting data from the meters, storing and processing the data to message platform and sending to AMI Central System via GSM/GPRS/WCDMA modem, Fiber optic or Ethernet network.
The DCU shall be constructed for outdoor installation without additional protection for operation under the conditions as specified in clause 1c.1 and shall be free maintenance designed. The DCU with PLC shall have specifications as specified in ANNEX 1.
1c.13.2 Data Concentrator Unit (DCU) with RF communication
The DCU with RF communication is ditto as DCU with PLC but applied on RF network. The DCU with RF communication shall have features and specifications as specified in ANNEX 2.
1c.13.3 Meter sunshades
A meter sunshade shall be provided for protection the direct connected smart meters against a direct sun light. Detail of the sunshades is specified in the Drawing No. SA4-015/56011 attached. The bidders have to submit detail and drawing of the proposed sunshades to PEA for consideration.
1c.14 Samples
In case the samples of the smart meters and/or DCU are requested by PEA’s committee, the bidders have to supply three (3) samples of the proposed smart meters and/or three (3) samples of the proposed DCU to PEA within fifteen (15) calendar days. The bidders who cannot supply the samples shall be rejected. PEA reserves the right to test/check the samples according to the test items specified in Table 5. In case of the failing test/check results, the bidders shall be rejected.
The samples will be returned after the test is finished.
Table 5
Sample test/checkitems
Major test/check items

1. Type test items according to reference standards such as tests of accuracy requirements, tests of insulation properties
2. Physical properties checking, consisting of:
   2.1 Mounting (see 1c.3.1)
   2.2 Terminal and terminal block (see 1c.3.4)
   2.3 Meter cover, terminal cover and security sealing (see 1C.3.3and 1c.3.5)
   2.4 Register unit (see 1c.4)
   2.5 Remote load disconnect and reconnect (see 1c.5.6)
   II

16
PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY
TECHNICAL SPECIFICATION DIVISION
SMART METERS AND ACCESSORIES
Specification No.: RMTR-033/2560
Approved date:16/03/2560
Rev. No.: 1
Form No. 03-11.7
Page 16 of 19
Major test/check items (continue)
3. Function test, consisting of:
3.1 Manual maximum demand zero reset via the sealable demand reset button (see 1c.5.3)
3.2 Data downloading via optical port (see 1c.6.1)
3.3 Power supply (see 1c.9)
Minor test/check items

1. Function test, consisting of:
   1.1 Measured values (see 1c.4)
   1.2 Features and functions (see 1c.5)
   1.3 Remote communication (see 1c.6.2)
   1.4 Functional self-checking (see 1c.7)
   1.5 Communication protocol (see 1c.10)
   1.6 Security system (see 1c.11)
2. Supporting and Head End software (see 1c.12)
   Other test/check items
3. Marking (see 1c.3.6)
   Note: 1. The major test/check items mean the samples shall be completely passed the test/check without any correction. 2. For the minor test/check items, if the samples failed the tests/checks, PEA will allow the bidders to correct software or firmware, only one (1) time, within fifteen (15) days count form date of issuance of the notice from PEA’s bidding committee, the corrected samples shall be passed all the minor test/check items.PEA will not allow the bidders to change the samples or take the samples back in the correction period.
4. For the other test/check items, if the samples failed the tests/checks, PEA will give a notice for correction to the bidders. Thebidder who wins the bid shall be correct the meters and/or DCU according the notice before delivery.
   1d Packing
   Each unit of the meter and accessory shall be packed in a suitable corrugate-paper package to avoid damage during transportation.
   The smart meters of the same item shall be packed in a suitable wooden case in units of 100 or 120 for 1-phase meters and 10 or 50 for 3-phase meters.
   The wooden case shall be designed to be movable by a forklift truck in such a manner that the truck’s forks can be inserted at any side of the bottom of the case.
   If the wooden case is made of rubber wood (Yang-para or Hevea brasiliensis), the wooden parts shall be treated with wood preservative.
   Plastic foam shall not be accepted.
   II

17
PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY
TECHNICAL SPECIFICATION DIVISION
SMART METERS AND ACCESSORIES
Specification No.: RMTR-033/2560
Approved date:16/03/2560
Rev. No.: 1
Form No. 03-11.7
Page 17 of 19
1e Tests and test reports
The smart meters shall be passed the manufacturer’s standard routine tests and shall be passed all relevant items of the type tests in accordance with the TIS or IEC standards as specified in clause 1b. All items of the type tests shall be conducted by the acknowledged independent testing laboratories.
The type tests shall be conducted or inspected by the acknowledged testing laboratories/institutes as following:
(1) Independent laboratories/institutes which are members of the Short-circuit Testing Liaison (STL) or independent laboratories/institutes which are accredited according to TIS 17025 or ISO/IEC 17025 with the scope of accreditation covered the relevant test items, standards and equipment. The certification and scope of accreditation of the independent laboratories/institutes shall be submitted with the bid for consideration.
(2) Thailand’s national laboratories, institutes, universities and electric utilities, as follows:

• National Metal and Materials Technology Center (MTEC)
• Electrical and Electronic Products Testing Center (PTEC)
• Thai Industrial Standards Institute (TISI)
• Electrical and Electronics Institute (EEI)
• Department of Science Service (DSS)
• Testing Laboratory, Electrical Engineering Department, Faculty of Engineering, Chulalongkorn University
• Electricity Generating Authority of Thailand (EGAT)
• Metropolitan Electricity Authority (MEA)
• Provincial Electricity Authority (PEA)
• Other laboratories, institutes, universities or electric utilities approved by PEA
  In case of the foreign manufacturers having experience of more than twenty (20) years in design, manufacture and sell the smart meters and DCU, PEA will accept type and design test report(s) conducted by the manufacturer’s laboratory or other independent laboratories without qualification mentioned in (1) or (2). Documents showing the manufacturer’s experience such as reference list shall be submitted with the bid for consideration.
  The bidders or manufacturers who prefer to carry out the type and design tests of the meters or DCU with the laboratories or by the manufacturer themselves without the qualification mentioned above, the detail of the test facilities of the laboratories or the manufacturer shall be submitted to PEA for approval before proceeding the tests and before the bid closing date. PEA reserves the right to send representatives to inspect and witness the tests with the cost of the bidders or manufacturers.
  The type and design test report done by the laboratories in Thailand or local manufacturers shall be valid within five (5) years counted from the issued date in the test report to the bid closing date.
  The cost of all tests and reports shall be borne by the Contractor.
  II

18
PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY
TECHNICAL SPECIFICATION DIVISION
SMART METERS AND ACCESSORIES
Specification No.: RMTR-033/2560
Approved date:16/03/2560
Rev. No.: 1
Form No. 03-11.7
Page 18 of 19
C2 Material and packing data to be given by bidder
The bidder has to submit the following guarantee performances and details:
2a Critical documents of the proposed smart meters and accessories shall be submitted with the bid as follows:
Required technical documentProposed
Reference document
technical document
(page/folder)
Catalogue, rating and characteristics of the smart meters,
communication modules and accessories❑ YES ❑ No
Type test certificates and test reports with detail of the
laboratories/institutes ❑ YES ❑ No
Description of materials, surface treatment, and surface
finishing of the component parts❑ YES ❑ No
Details and drawings, with dimensions in mm, of the smart
meters, communication modules and accessories❑ YES ❑ No
Description of the supplied communication and supporting
software❑ YES ❑ No
List of routine tests ❑ YES ❑ No
Documents such as calculation sheets, test reports, etc.
showing the Mean Time to Failure (MTTF) of the proposed
❑ YES ❑ No
smart meters and DCUs is equal or more than 10 years.
Sufficient references describing the previous experience of the
suppliers (e.g. list of supply of equipment and/or materials
having the same or similar design as proposed, field experience,
❑ YES ❑ No
the registration of TISI, the copies of license, and/or the
inspection to supplier’s factory by PEA’s inspectors, etc.)
Note: The bidders who do not submit all critical documents mentioned in the above table with the bid will be rejected.
2b Packing details
Packing method (shown by drawing(s), and describe packing materials, wooden case only)
Dimensions of each package in cm
Gross weight of each package in kg
Net weight of each package in kg
Number of packages in each wooden case
Volume of each wooden case in m3
Gross weight of each wooden case in kg
Number of wooden cases
Type of storage facility required (indoor, outdoor)
II

19
PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY
TECHNICAL SPECIFICATION DIVISION
SMART METERS AND ACCESSORIES
Specification No.: RMTR-033/2560
Approved date:16/03/2560
Rev. No.: 1
Form No. 03-11.7
Page 19 of 19
Note: Conditions for documentation and consideration

1. The Contractor has to supply the following documents in English and/or Thai, before shipment/delivery, for each type of the ordered meters and accessories.
   1.1 Reports of type tests and routine tests
   1.2 Twelve (12) copies of complete installation, operation, and maintenance instructions.
   1.3 Twelve (12) copies of complete part lists
   1.4 Six (6) copies of instruction of the communication protocol and security system
   1.5 Six (6) copies of software handbooks for users and programmers
   The above documents shall be sent to the following address:
   Meter and Transformer System Department
   Provincial Electricity Authority
   200 Ngam Wong Wan Road, Chatuchak
   Bangkok Metropolis Thailand
   10900
2. Delivery time is also one of the important factors to be considered.
3. Partial shipment/delivery is allowed.
   II

20
PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY
TECHNICAL SPECIFICATION DIVISION
Specification No.: RMTR-033/2560: SMART METERS AND ACCESSORIES
Page 1 of 4
C3 Schedule of detailed requirement
ประกวดราคาอิเล็กทรอนิกส์เลขที่ : กจพ1-มต-012-2569
Item
PEA
Material
No.
Quantity
Description
1
2

1060070703   

1060070709
II
1 lot
1 lot
1.1………….set(s) Smart meter, 1-phase 2-wire, direct connected, with: Operating voltage : 230 ± 10 % V AC
Current rating, Ib(Imax) : 5(100) A
Complete with supporting and communication software, instruction manual and other according to manufacturer’s design (give details).
1.2………….set(s) PLC module, installed inside the smart meter ………….set(s) Meter sunshade, for the 1-phase smart meter
1.3
2.1 ………….set(s) Smart meter, 3-phase 4-wire, direct connected, with: Operating voltage : 230/400 ± 10 % V AC
Current rating, Ib(Imax) : 5(100) A
Complete with supporting and communication software, instruction manual and other according to manufacturer’s design (give details).
2.2 ………….set(s) PLC module, installed inside the smart meter 2.3 ………….set(s) Meter sunshade, for the 3-phase smart meter

Note:

1. Enclosed ANNEX 1, ANNEX 2 and Drawing No.SA4-015/56011 2. The bidders have to quote the unit costs.
2. PEA shall purchase the smart meters and DCU (if required) from one (1) bidder.
3. Training course conducted by specialist from manufacturer shall be provided by the contractor, for PEA’s personnel, not less than five (5) days, for installation, operation, configuration and maintenance of the smart meters and DCU including the software. The training course shall be free of charge.

21
PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY
TECHNICAL SPECIFICATION DIVISION
Specification No.: RMTR-033/2560: SMART METERS AND ACCESSORIES
Page 2 of 4
C3 Schedule of detailed requirement
ประกวดราคาอิเล็กทรอนิกส์เลขที่ : กจพ1-มต-012-2569
Item
PEA
Material
No.
Quantity
Description

II


5. The contractor has to guarantee the quality of the smart meters, communication  module and DCU for three (3) years commencing from the date PEA receive  the above mentioned meters and accessories.  

During the guarantee period, the contractor shall replace the defective meters and accessories for free of charge or pay an amount equal to the exact purchasing value for the defective quantity of the meters and/or accessories ZitKin tKirt\ ( ) calenGar Ga\s counteG from tKe Gate of receiYinJ notice from 3($ anG sKall also pa\ a penalt\ of One tKousanG anG fiYe KunGreG ( ) 7+% for eacK GefectiYe or inoperatiYe meter

22
PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY
TECHNICAL SPECIFICATION DIVISION
Specification No.: RMTR-033/2560: SMART METERS AND ACCESSORIES
Page 3 of 4
C3 Schedule of detailed requirement
ประกวดราคาอิเล็กทรอนิกส์เลขที่ : กจพ1-มต-012-2569
Item
PEA
Material
No.
Quantity
Description

II

23
PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY
TECHNICAL SPECIFICATION DIVISION
Specification No.: RMTR-033/2560: SMART METERS AND ACCESSORIES
Page 4 of 4
C3 Schedule of detailed requirement
ประกวดราคาอิเล็กทรอนิกส์เลขที่ : กจพ1-มต-012-2569
Item
PEA
Material
No.
Quantity
Description

II

24
PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY
TECHNICAL SPECIFICATION DIVISION
Specification No.: RMTR-033/2560: SMART METERS AND ACCESSORIES
Page 1 of 1
C4 Price schedule
ประกวดราคาอิเล็กทรอนิกส์เลขที่ : กจพ1-มต-012-2569
Manufacturer:
Country of origin:
Trade-mark:
Item
PEA
Material
No.
Catalogue
No.
Description
Quantity

1 

2
1060070703
1060070709
II

Smart meter, 1-phase 2-wire, direct connected, with: 

1.1
Operating voltage : 230 ± 10 % V AC
Current rating, Ib(Imax) : 5(100) A
Complete with supporting and communication software, instruction manual and other according to manufacturer’s design (give details).
1.2PLC module, installed inside the smart meter
1.3
Meter sunshade, for the 1-phase smart meter
2.1 Smart meter, 3-phase 4-wire, direct connected, with:
Operating voltage : 230/400 ± 10 % V AC
Current rating, Ib(Imax) : 5(100) A
Complete with supporting and communication software, instruction manual and other according to manufacturer’s design (give details).
2.2 PLC module, installed inside the smart meter
2.3 Meter sunshade, for the 3-phase smart meter
set(s)
set(s)
set(s)
set(s)
set(s)
set(s)
Total of Item 1
Total of Item 2

25
PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY
TECHNICAL SPECIFICATION DIVISION
SMART METERS AND ACCESSORIES
Specification No.: RMTR-033/2560
Approved date: 16/03/2560
Rev. No.: 1
Form No. 03-11.7
Page 1 of 3
ANNEX 1
Data Concentrator Unit (DCU) with Power Line Communication (PLC)
The DCU shall have characteristic, functions and features as follows:
PLC module for communication between the DCU and smart meters, with:

• Technology : FSK, BPSK, S-FSK, or OFDM (OFDM technology is preferable) -Frequency bands : between 10 kHz and 490 kHz compliant to FCC, CENELEC or ARIB - Minimum effective data rate : not less than 2.4 kpbs (at normal mode)
• Communication rage : up to 1,000 m
  GSM/GPRS/WCDMA Modem shall be provided for communication between the DCU and AMI Central System, with:
• Baud rate : not less than 9,600 bps
  -Frequency : - GSM/GPRS: dual band 900/1,800 MHz
• UMTS (WCDMA)/HSDPA: 2,100 MHz
• Maximum output power : - GSM 900: class 4 (2 W)
• DCS 1800: class 1 (1 W)
• UMTS (WCDMA) 2100: class 3 (0.25 W)
• GSM/GPRS class : multi-slot class 10, or higher
• WCDMA standard : 3GPP Release 5, or higher
• Operating mode : data and SMS, or more
  -SIM card interface : SIM holder (1.8 V/3 V interface)
  -Protocol : support embedded TCP/IP stack
• Operating command : support AT command
  Communication protocol between : data type, interface classes and protocol stacks including application layer DCU and smart meters and other relevant layers of data communication of the DCU shall be according to DLMS/COSEM standard suit (IEC 62056 standard series)
  The DCU with DLMS/COSEM certification are preferable.
  Real time clock and calendar : The DCU shall have an internal real time clock and/or a crystal controlled time clock for providing calendar functions (i.e. the time of
  day, date, weekday, weekend, holiday, year, etc.). The accuracy of the
  clock shall be ±2.0 seconds per day, or better.
  Battery and/or super capacitor used as a backup power supply for the
  clock shall be provided. The expected life of the battery or super
  capacitor shall not be less than 10 years. Socket type replaceable battery
  (if a battery is proposed) is preferable.
  II

26
PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY
TECHNICAL SPECIFICATION DIVISION
SMART METERS AND ACCESSORIES
Specification No.: RMTR-033/2560
Approved date: 16/03/2560
Rev. No.: 1
Form No. 03-11.7
Page 2 of 3
Security system : password-protected, authentication and symmetrical or asymmetrical 128-bit data encryption depending on data access levels shall be
provided.
Memory : non-volatile memory suitable for management and storage all data from up to 500 meters for not less than 45 days
Power consumption : not more than 25 watts
Phases coupling and power supply : 3-phase, 230/400 ± 10 % V AC, 50 ± 5 % Hz
Back-up power supply : super capacitor used as a backup power supply and used as a power source for sending the last gasp message shall be provided. The
expected life of the super capacitor shall be not less than 10 years.
Features and functions : - upstream communication to AMI Central System by GSM/GPRS/ WCDMA or fiber optic or Ethernet network and downstream to the
smart meters byPLC

• manage up to 500 metering nodes
• installed in the LV side of a transformer
• automatically discover and add new meters on installation
• authenticated meter registration to the DCU can be enabled
• collect and report the meter data
• store up to 45 days meter data in the non-volatile memory
• maintain time synchronization with meters and AMI Central System
• monitor and report tampering from meters
• communicate with meters on PLC channel configurable to meet FCC,
  CENELEC or ARIB
• download tariff tables and configuration of devices
• create and optimize the low-voltage power line mesh to ensure reliable
  communications
• monitor the health and operation of the devices
• real-time tamper alerts/event notifications to AMI Central System
• power outage alerts
• the time and duration of all power outage of any phases is logged
• two way communications facilitating monitoring, control and
  administration
• EMI and EMC compliance to standards
  Communication interface : RS485 port or 10BASE-T/100BASE-TX Ethernet port or other ports according to manufacturer’s design shall be provided for local
  communication with PC and external communication devices such as
  Optical Network Unit (ONU) and Ethernet network
  II

27
PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY
TECHNICAL SPECIFICATION DIVISION
SMART METERS AND ACCESSORIES
Specification No.: RMTR-033/2560
Approved date: 16/03/2560
Rev. No.: 1
Form No. 03-11.7
Page 3 of 3
Enclosure : UV-resistance, high impact-resistance and self-extinguishing polycarbonate with IP54, or better
Mounting : suitable for outdoor installation on a concrete pole
Complete with standard protection equipment such as circuit breakers, surge protective devices, etc., supporting and communication software supporting all features and functions specified above, connecting cables, mounting accessories, instruction manual and accessories according to manufacturer’s standard.
II

28
PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY
TECHNICAL SPECIFICATION DIVISION
SMART METERS AND ACCESSORIES
Specification No.: RMTR-033/2560
Approved date: 16/03/2560
Rev. No.: 1
Form No. 03-11.7
Page 1 of 3
ANNEX 2
Data Concentrator Unit (DCU) with Radio Frequency (RF) Communication
The DCU shall have characteristic, functions and features as follows:
RFcommunication module for communication between the DCU and smart meters, with:

• Technology : according to IEEE 802.15.4
  -Frequency bands : unlicensed frequency bands
• Output power : according to Thailand’s telecommunication standards and regulations - Minimum effective data rate : not less than 90 kpbs
• Communication rage : up to 1,000 m, line of sight
  GSM/GPRS/WCDMA Modem shall be provided for communication between the DCU and AMI Central System, with:
• Baud rate : not less than 9,600 bps
  -Frequency : - GSM/GPRS: dual band 900/1,800 MHz
• UMTS (WCDMA)/HSDPA: 2,100 MHz
• Maximum output power : - GSM 900: class 4 (2 W)
• DCS 1800: class 1 (1 W)
• UMTS (WCDMA) 2100: class 3 (0.25 W)
• GSM/GPRS class : multi-slot class 10, or higher
• WCDMA standard : 3GPP Release 5, or higher
• Operating mode : data and SMS, or more
  -SIM card interface : SIM holder (1.8 V/3 V interface)
  -Protocol : support embedded TCP/IP stack
• Operating command : support AT command
  Communication protocol between : data type, interface classes and protocol stacks including application layer DCU and smart meters and other relevant layers of data communication of the DCU shall be according to DLMS/COSEM standard suit (IEC 62056 standard series)
  The DCU with DLMS/COSEM certification are preferable.
  Real time clock and calendar : The DCU shall have an internal real time clock and/or a crystal controlled time clock for providing calendar functions (i.e. the time of
  day, date, weekday, weekend, holiday, year, etc.). The accuracy of the
  clock shall be ±2.0 seconds per day, or better.
  Battery and/or super capacitor used as a backup power supply shall be
  provided. The expected life of the battery or super capacitor shall not be
  less than 10 years. Socket type replaceable battery (if a battery is
  proposed) is preferable.
  II

29
PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY
TECHNICAL SPECIFICATION DIVISION
SMART METERS AND ACCESSORIES
Specification No.: RMTR-033/2560
Approved date: 16/03/2560
Rev. No.: 1
Form No. 03-11.7
Page 2 of 3
Security system : password-protected, authentication and symmetrical or asymmetrical 128-bit data encryption depending on data access levels shall be
provided.
Memory : non-volatile memory suitable for management and storage all data from up to 500 meters for not less than 45 days
Power consumption : not more than 25 watts
Power supply : 1-phase, 230 ± 10 % V AC, 50 ± 5 % Hz
Back-up power supply : super capacitor used as a backup power supply and used as a power source for sending the last gasp message shall be provided. The
expected life of the super capacitor shall be not less than 10 years.
Features and functions : - upstream communication to the AMI Central System on GSM/GPRS/ WCDMA or fiber optic or Ethernet network and downstream to the
smart meters on RF mesh

• manage up to 500 metering nodes
• automatically discover and add new meters on installation
• authenticated meter registration to the DCU can be enabled
• collect and report the meter data
• store up to 45 days meter data in the non-volatile memory
• maintain time synchronization with meters and AMI Central System
• monitor and report tampering from meters
• download tariff tables and configuration of devices
• monitor the health and operation of the devices
• real-time tamper alerts/event notifications to AMI Central System
• power outage alerts
• the time and duration of all power outage of any phases is logged
• two way communications facilitating monitoring, control and
  administration
• EMI and EMC compliance to standards
  Communication interface : RS485 port or 10BASE-T/100BASE-TX Ethernet port or other ports according to manufacturer’s design shall be provided for local
  communication with PC and external communication devices such as
  Optical Network Unit (ONU) and Ethernet network
  Enclosure : UV-resistance, high impact-resistance and self-extinguishing polycarbonate with IP 54, or better
  II

30
PROVINCIAL ELECTRICITY AUTHORITY
TECHNICAL SPECIFICATION DIVISION
SMART METERS AND ACCESSORIES
Specification No.: RMTR-033/2560
Approved date: 16/03/2560
Rev. No.: 1
Form No. 03-11.7
Page 3 of 3
Mounting : suitable for outdoor installation on a concrete pole or wall mount Complete with standard protection equipment such as circuit breakers, surge protective devices, etc., supporting and communication software supporting all features and functions specified above, connecting cables, mounting accessories, instruction manual and accessories according to manufacturer’s standard.
II

31

32
เงื่อนไขทั่วไปประกอบการจัดซื้อพัสดุ
ผู้ยื่นข้อเสนอ จะต้องปฏิบัติตามเงื่อนไขประกอบการจัดซื้อพัสดุดังนี้
ข้อ 1 “ผู้ยื่นข้อเสนอจะต้องยื่นเอกสารทางเทคนิค เช่น แค็ตตาล็อก แบบรูป (Drawings) รายงาน ผลการทดสอบเฉพาะแบบ (Type test reports)และเอกสารอื่นๆ ตามที่ได้ระบุไว้ในรายละเอียดสเปค (Specification) ให้ครบถ้วนพร้อมกับการยื่นข้อเสนอ โดยเอกสารทางเทคนิคดังกล่าวจะต้องเป็นภาพสีเหมือนกับเอกสาร ต้นฉบับ หากผู้ยื่นข้อเสนอยื่นเสนอเอกสารเป็นภาพขาวด า การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคมีสิทธิร้องขอเอกสารภาพสี เพื่อเปรียบเทียบกับเอกสารภาพขาวด าที่เสนอมา และต้องเป็นภาษาไทยหรือภาษาอังกฤษ กรณีเป็นภาษาอื่น นอกเหนือจากข้างต้น ต้องแปลเป็นภาษาไทยหรือภาษาอังกฤษเท่านั้น ส าหรับเอกสารทางเทคนิคที่ผู้ยื่น ข้อเสนอโดยวิธีคัดเลือกจะต้องกรอกรายละเอียดโดยวิธีการพิมพ์เท่านั้น การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคมีสิทธิที่จะไม่รับ พิจารณาผู้ยื่นข้อเสนอที่ยื่นเอกสารทางเทคนิคไม่ครบถ้วน หรือไม่เป็นไปตามที่ระบุข้างต้น
ข้อ 2 การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคจะพิจารณาเฉพาะเอกสารทางเทคนิค เช่น แค็ตตาล็อก แบบรูป (Drawings) รายงานผลการทดสอบเฉพาะแบบ (Type test reports) หรือเอกสารอื่นๆที่ระบุผลิตภัณฑ์ เป็นแบบ (Type) หรือเป็นรุ่น (Model) ที่ตรงกับที่ผู้ยื่นข้อเสนอระบุไว้ในรายการที่เสนอราคาเท่านั้น เว้นแต่ รายละเอียดสเปค (Specification) ระบุความต้องการเอกสารทางเทคนิคไว้เป็นอย่างอื่น
ข้อ 3 กรณีผู้ยื่นข้อเสนอ เสนอผลิตภัณฑ์ที่เป็นเซอร์กิตเบรกเกอร์ สวิตซ์ และอุปกรณ์ตัดตอนในระบบ จ าหน่าย ผู้ยื่นข้อเสนอจะต้องด าเนินการ ดังนี้
3.1 เซอร์กิตเบรกเกอร์ ที่จะจัดซื้อตั้งแต่ระบบ 22 kV ขึ้นไป จะต้องมีคุณสมบัติเป็นไปตาม รายละเอียดสเปค (Specifications) ของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และต้องมีคุณสมบัติข้อใดข้อหนึ่ง ดังนี้
3.1.1 ผลิตโดยผู้ผลิตที่มีประสบการณ์ในการผลิตอุปกรณ์ประเภทดังกล่าวมาแล้ว ไม่น้อยกว่า 3 ปี และต้องเคยติดตั้งใช้งานโดยไม่มีปัญหาในสถานีไฟฟ้าของภาครัฐ และ/หรือเอกชนในประเทศ ที่เชื่อถือได้ มาแล้วไม่น้อยกว่า 1 แห่ง เว้นแต่รายละเอียดสเปค (Specification) ระบุความต้องการ ประสบการณ์ในการผลิต และ/หรือการติดตั้งใช้งานไว้เป็นอย่างอื่น ให้ถือประสบการณ์ในการผลิต และ/หรือ การติดตั้งใช้งานที่ก าหนดไว้ในรายละเอียดสเปค โดยกรณีนี้ ผู้ยื่นข้อเสนอ จะต้องยื่นเอกสารแสดงประวัติการ ขาย (Reference List) หรือ หนังสือรับรองจากลูกค้า มาพร้อมกับการยื่นข้อเสนอ หรือ
3.1.2 เป็นผลิตภัณฑ์ที่ผ่านการขึ้นทะเบียนกับการไฟฟ้าส่วนภูมิภาคแล้ว ได้แก่ การขึ้นทะเบียน PEA Product Acceptance หรือ PEA Product list หรือการขึ้นทะเบียนอื่นๆ ที่ การไฟฟ้า ส่วนภูมิภาคก าหนด โดยกรณีนี้ ผู้ยื่นข้อเสนอ จะต้องยื่นหนังสือรับรองการขึ้นทะเบียนที่ยังไม่หมดอายุ มา พร้อมกับการยื่นข้อเสนอ หรือ
3.1.3 เป็นผลิตภัณฑ์ที่ผ่านการทดลองติดตั้งใช้งานในระบบของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค ส านักงานใหญ่แล้ว โดยกรณีนี้ ผู้ยื่นข้อเสนอจะต้องยื่นเอกสารรับรองการผ่านการทดลองติดตั้งใช้งานจากการ ไฟฟ้าส่วนภูมิภาค มาพร้อมกับการยื่นข้อเสนอ
33
2
3.2 สวิตซ์ และอุปกรณ์ตัดตอนในระบบจ าหน่ายที่จะจัดซื้อ ตั้งแต่ระบบ 22 kV ขึ้นไป อันได้แก่ Dropout fuse cutout, Disconnecting switches, Air break switches, Remote controlled switches (SF6, gas load break switches). Automatic switching equipment for switching power capacitor bank และ Recloser จะต้องมีคุณสมบัติเป็นไปตามรายละเอียดสเปค (Specifications) ของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และต้องมีคุณสมบัติข้อใดข้อหนึ่ง ดังนี้
3.2.1 ผลิตโดยผู้ผลิตที่มีประสบการณ์ในการผลิตอุปกรณ์ประเภทดังกล่าวมาแล้ว ไม่ น้อยกว่า 3 ปี และต้องเคยติดตั้งใช้งานในระบบจ าหน่ายมาแล้วไม่น้อยกว่า 400 ชุด เว้นแต่รายละเอียดสเปค (Specification) ระบุความต้องการประสบการณ์ในการผลิต และ/หรือการติดตั้งใช้งานไว้เป็นอย่างอื่น ให้ถือ ประสบการณ์ในการผลิต และ/หรือการติดตั้งใช้งานที่ก าหนดไว้ในรายละเอียดสเปค โดยกรณีนี้ผู้ยื่นข้อเสนอ จะต้องยื่นเอกสารแสดงประวัติการขาย (Reference List) หรือ หนังสือรับรองจากลูกค้า มาพร้อมกับการยื่น ข้อเสนอ หรือ
3.2.2 เป็นผลิตภัณฑ์ที่ผ่านการขึ้นทะเบียนกับการไฟฟ้าส่วนภูมิภาคแล้ว ได้แก่ การขึ้นทะเบียน PEA Product Acceptance หรือ PEA Product List หรือการขึ้นทะเบียนอื่นๆ ที่การไฟฟ้า ส่วนภูมิภาคก าหนด โดยกรณีนี้ ผู้ยื่นข้อเสนอ จะต้องยื่นหนังสือรับรองการขึ้นทะเบียนที่ยังไม่หมดอายุ มา พร้อมกับการยื่นข้อเสนอ หรือ
3.2.3 เป็นผลิตภัณฑ์ที่ผ่านการทดลองติดตั้งใช้งานในระบบของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค ส านักงานใหญ่แล้ว โดยกรณีนี้ ผู้ยื่นข้อเสนอจะต้องยื่นเอกสารรับรองการผ่านการทดลองติดตั้งใช้งานจากการ ไฟฟ้าส่วนภูมิภาคมาพร้อมกับการยื่นข้อเสนอ
3.3 ผู้ยื่นข้อเสนอสามารถเสนอขายเซอร์กิตเบรกเกอร์ สวิตซ์หรืออุปกรณ์ตัดตอนในระบบ จ าหน่าย จากผู้ผลิตที่ไม่มีคุณสมบัติตามที่ระบุไว้ในข้อ 3.1 หรือ 3.2 ดังกล่าวได้ แต่ต้องเป็นผู้ที่ผลิตภายใต้ ใบอนุญาต (License) และจะต้องประทับตราเครื่องหมายการค้า (Brand-Name or Trade-mark) เดิมของ ผู้ให้ใบอนุญาตบนพัสดุ โดยผู้ให้ใบอนุญาต (Licensor) จะต้องมีคุณสมบัติตามข้อ 3.1.1 หรือ 3.2.1 แล้วแต่ กรณี
โดยกรณีนี้ผู้ผลิตภายใต้ใบอนุญาตจะต้องท าการทดสอบเฉพาะแบบ (Design or Type tests) เซอร์กิตเบรกเกอร์ สวิตซ์ หรืออุปกรณ์ตัดตอนในระบบจ าหน่ายตามมาตรฐานที่ก าหนดไว้ใน รายละเอียดสเปค (Specification) ใหม่ทั้งหมด
ทั้งนี้ ผู้ยื่นข้อเสนอต้องยื่นใบอนุญาต (License) ที่ยังไม่หมดอายุ มาพร้อมกับเอกสารแสดง ประวัติการขาย (Reference List) หรือ หนังสือรับรองจากลูกค้า ของผู้ให้ใบอนุญาต (Licensor) มาพร้อมกับ การยื่นข้อเสนอ
3.4 หากผู้ยื่นข้อเสนอ เสนอรายละเอียดไม่เป็นไปตามข้อ 3.1,3.2 และ 3.3 ข้างต้น การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคสงวนสิทธิที่จะไม่จัดซื้อ
34
3
ข้อ 4 กรณีที่อุปกรณ์ไฟฟ้าหลักส าหรับติดตั้งใช้งานในระบบสายส่ง 115 kV และระบบจ าหน่าย 22 kV และ 33 kV อันได้แก่ หม้อแปลงไฟฟ้า รีโคลสเซอร์ เซอร์กิตเบรกเกอร์ อุปกรณ์ป้องกัน สวิตช์ อุปกรณ์ตัดตอน ลูกถ้วยไฟฟ้ า สายไฟฟ้ า หม้อแปลงกระแส (Current transformers) หม้อแปลงแรงดัน (Voltage transformers) รวมถึงมิเตอร์ส าหรับวัดพลังงานไฟฟ้า ผลิตภัณฑ์ใดก็ตามที่ การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค จัดซื้อในแต่ ละสัญญา และติดตั้งใช้งานภายในระยะเวลา 2 ปี นับจากวันที่ การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค มีหนังสือแจ้งผลการตรวจ
รับงวดสุดท้าย หรือภายในระยะเวลาอื่นตามที่รายละเอียดสเปค (Specification) ก าหนด มีสถิติการช ารุดอัน เนื่องมาจากคุณภาพของผลิตภัณฑ์ เกินกว่าเกณฑ์ที่ก าหนดไว้ในรายละเอียดสเปค (Specification) หรือก าหนด ไว้ในเงื่อนไขอื่นๆ ในขอบเขตของงาน (TOR) หรือก าหนดไว้ในสัญญาจัดซื้อ การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคจะตัดสิทธิการ เสนอราคาผลิตภัณฑ์รุ่น (Model) / แคตตาล๊อค (Catalogue No.) ดังกล่าว และจะไม่จัดซื้อเป็นการชั่วคราว ทั้งในระหว่างการพิจารณาจัดซื้อ และที่จะประกาศจัดซื้อใหม่จนกว่าผู้ผลิตหรือ ผู้แทนจ าหน่ายผลิตภัณฑ์นั้นๆ จะส่งแผนการปรับปรุงคุณภาพผลิตภัณฑ์ และด าเนินการแก้ไขให้เป็นที่ยอมรับหรือได้รับการถอดถอนออกจาก บัญชีรายชื่อผลิตภัณฑ์ที่ต้องปรับปรุงคุณภาพจากการไฟฟ้าส่วนภูมิภาคแล้ว และต้องพ้นก าหนดระยะเวลา 6 เดือน นับจากวันที่ การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค มีหนังสือแจ้งตัดสิทธิการเสนอราคาผลิตภัณฑ์ดังกล่าวด้วย
ทั้งนี้ เงื่อนไขดังกล่าวจะไม่มีผลใช้บังคับย้อนหลังไปถึงการจัดซื้อที่ยังไม่มีเงื่อนไขนี้ก าหนดไว้
ข้อ 5 กรณีการจัดซื้ออุปกรณ์ไฟฟ้าหลักส าหรับติดตั้งใช้งานในระบบสายส่ง 115 kV และระบบ จ าหน่าย 22 kV และ 33 kV อันได้แก่ หม้อแปลงไฟฟ้า รีโคลสเซอร์ เซอร์กิตเบรกเกอร์ อุปกรณ์ป้องกัน สวิตซ์ อุปกรณ์ตัดตอน ลูกถ้วยไฟฟ้า สายไฟฟ้า หม้อแปลงกระแส (Current transformers) หม้อแปลงแรงดัน (Voltage transformers) รวมถึง มิเตอร์ส าหรับวัดพลังงานไฟฟ้า การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคมีสิทธิที่จะส่ง เจ้าหน้าที่ของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค หรือผู้แทนที่ได้รับการแต่งตั้งจากการไฟฟ้าส่วนภูมิภาคเข้าไปตรวจสอบ กระบวนการผลิตและการควบคุมคุณภาพ ณ โรงงานผู้ผลิต ตามเงื่อนไขและข้อก าหนดของการไฟฟ้าส่วน ภูมิภาค ก่อนการส่งมอบ โดยการไฟฟ้าส่วนภูมิภาคจะเป็นผู้ออกค่าใช้จ่ายในการเดินทาง และเบี้ยเลี้ยงของ เจ้าหน้าที่ฯหรือค่าจ้างผู้แทนฯเท่านั้น ทั้งนี้ กรณีการจัดซื้อหม้อแปลงมีรายละเอียดและขั้นตอนที่ผู้ได้รับการ สั่งซื้อต้องปฏิบัติตามเอกสารแนบจ านวน 2 แผ่น กรณีพัสดุหรืออุปกรณ์ที่เสนอข้างต้น หากได้รับการรับรอง ตาม PEA Product Acceptance ให้ด าเนินการตามข้อ 6
ข้อ 6 กรณีพัสดุที่จะจัดซื้อเป็นรายการที่ ได้รับการขึ้นทะเบียนตามกระบวนการ PEA Product Acceptance การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคจะด าเนินการดังนี้
6.1 ในการพิจารณาทางเทคนิค หากผู้ยื่นเสนอ เสนอผลิตภัณฑ์ที่ได้รับการขึ้นทะเบียน ตาม กระบวนการ PEA Product Acceptance ที่ยังคงสถานะการขึ้นทะเบียน และไม่อยู่ระหว่างถูกพักใช้ ใบขึ้น ทะเบียนฯ ณ วันที่ยื่นเสนอราคา ให้แนบใบขึ้นทะเบียนฯ ของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค พร้อมเอกสาร ประกอบการเสนอราคาส่วนที่ 2 โดยไม่ต้องยื่นเอกสาร แคตตาล็อกและ/แบบรูป แสดงรายละเอียด
คุณลักษณะเฉพาะ ในกรณีที่ยื่นแคตตาล็อกฯ พร้อมใบขึ้นทะเบียนฯ ผู้เสนอราคาจะต้องจัดท าหนังสือยืนยัน เลือกเอกสารอย่างใดอย่างหนึ่งให้ การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคทราบ
6.2 ในขั้นตอนการตรวจรับพัสดุที่จัดซื้อ หากพัสดุรายการใดได้รับการขึ้นทะเบียน ตาม กระบวนการ PEA Product Acceptance ที่ยังคงสถานะการขึ้นทะเบียน และไม่อยู่ระหว่างถูกพักใช้ ใบขึ้น
35
4
ทะเบียนฯ โดยคู่สัญญาต้องท าการทดสอบประจ าและทดสอบเพื่อการตรวจรับ (โดยมีหัวข้อการทดสอบตามที่ ระบุในสเปค) ที่โรงงานผู้ผลิต/หน่วยทดสอบที่การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคยอมรับ และส่งผลทดสอบดังกล่าวให้การ ไฟฟ้าส่วนภูมิภาค ทั้งนี้ ให้ใช้ใบขึ้นทะเบียนฯ ที่คงสถานะ การขึ้นทะเบียน และไม่อยู่ระหว่างถูกพักใช้ใบขึ้น ทะเบียนฯ แทนการตรวจสอบการผลิตและการทดสอบ ณ โรงงานผู้ผลิต
ภายหลังท าสัญญา หากพบว่าการขึ้นทะเบียนของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค สิ้นสถานะหรืออยู่ ระหว่างถูกพักใช้ใบขึ้นทะเบียน การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคจะด าเนินการตรวจรับพัสดุดังกล่าวตามเงื่อนไข หัวข้อทดสอบตามที่ระบุในสเปค และวิธีการตรวจรับพัสดุ ของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาคที่บังคับใช้อยู่ในปัจจุบัน
ข้อ 7 ผู้ชนะการเสนอราคาจะต้องแจ้งก าหนดวันส่งมอบพัสดุเป็นลายลักษณ์อักษรให้หน่วยงานจัดซื้อ และ/หรือ หน่วยงานที่จุดจัดส่งของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาคทราบล่วงหน้าไม่น้อยกว่า 3 วันท าการ เพื่อที่จะได้ ก าหนดนัดวันตรวจรับต่อไปและจะต้องส่งมอบพัสดุภายในวันและเวลาท าการของหน่วยงาน
ข้อ 8 พัสดุที่การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคก าหนดให้มีการทดสอบเพื่อการตรวจรับในหัวข้อที่เป็นการทดสอบ แบบท าลาย จนพัสดุไม่สามารถน ากลับมาใช้งานได้ คู่สัญญาจะต้องน าพัสดุใหม่มาทดแทนเพื่อให้ครบจ านวน ตามที่ระบุไว้ในสัญญาก่อนการไฟฟ้าส่วนภูมิภาครับมอบพัสดุไว้ใช้งาน โดยการไฟฟ้าส่วนภูมิภาคจะมีหนังสือ แจ้งให้ส่งของมาทดแทน ภายใน 5 วันท าการนับจากวันที่ได้รับหนังสือแจ้ง หากคู่สัญญาไม่น ามาทดแทน ภายในเวลาที่ก าหนด การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคจะคิดค่าปรับกรณีส่งของล่าช้าในอัตราร้อยละ 0.20 ของมูลค่า พัสดุที่น ามาทดแทน และผู้ขายต้องรับพัสดุที่ทดสอบแล้วช ารุดคืนกลับไป ภายใน 30 วัน หลังจากได้น าพัสดุ มาทดแทนให้การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคแล้ว หากผู้ขายไม่ประสงค์จะรับพัสดุคืนให้ท าหนังสือแจ้งการไฟฟ้าส่วน ภูมิภาคทราบเพื่อที่จะด าเนินการต่อไป
ข้อ 9 การช าระราคาพัสดุที่ตกลงซื้อขายกันการไฟฟ้าส่วนภูมิภาคจะช าระภายในเวลา ๓๐ วัน นับถัดจากวันที่การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคได้ท าการตรวจรับพัสดุที่คู่สัญญาส่งมอบถูกต้องเรียบร้อยแล้วในแต่ละงวด
ข้อ 10 ผู้ชนะการเสนอราคาจะต้องรับประกันความช ารุดบกพร่องอันเนื่องมาจากการใช้งานตามปกติ ของพัสดุเป็นเวลาไม่น้อยกว่า ๑ ปี นับถัดจากวันที่การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคได้รับมอบแล้ว เว้นแต่ 10.1 ปูนซีเมนต์ปอร์ตแลนด์ประเภทเกิดแรงสูงเร็ว ต้องรับประกันคุณภาพเป็นเวลาไม่น้อย กว่า ๓๐ วัน นับถัดวันที่การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคได้รับมอบแล้ว
10.2 พัสดุประเภทดังต่อไปนี้ต้องรับประกันคุณภาพเป็นเวลาไม่น้อยกว่า 3 ปี เว้นแต่ รายละเอียดสเปค (Specification) ก าหนดระยะเวลารับประกันคุณภาพไว้มากกว่า 3 ปี นับถัดวันที่การไฟฟ้า ส่วนภูมิภาคได้รับมอบแล้ว ให้ถือระยะเวลารับประกันคุณภาพที่ก าหนดไว้ในรายละเอียดสเปค

• หม้อแปลงไฟฟ้าก าลัง ที่สเปคก าหนดรายละเอียดให้เป็นไปตามมาตรฐาน
  มอก. 384 หรือมาตรฐานฉบับอื่นที่ส านักงานมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรม
  (สมอ.) ก าหนดให้เป็นมาตรฐานผลิตภัณฑ์อุตสาหกรรมส าหรับหม้อแปลง
  ไฟฟ้าก าลัง
  -Solid dielectric three-phase automatic reclosers for 22 kV and 33
  kV 50 Hz distribution System
  36
  5
  -Automatic switching equipment for HV power capacitor Bank
  -Single-phase and Three-phase electromechanical meters
  10.3 พัสดุที่จะจัดซื้อเป็น Porcelain cable spacer with grip locks and High-Density Polyethylene (HDPE) cable spacers and snap-tie ต้องรับประกันคุณภาพเป็นเวลาไม่น้อยกว่า 5 ปี นับถัด จากวันที่การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคได้รับมอบแล้ว
  10.4 Remote controlled switches for 22 kV and 33 kV 50 Hz distribution system ต้องรับประกันคุณภาพเป็นเวลาไม่น้อยกว่า 5 ปี นับถัดวันที่การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคได้รับมอบแล้ว ยกเว้น Battery ต้องรับประกันคุณภาพเป็นเวลาไม่น้อยกว่า 2 ปี นับถัดวันที่การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคได้รับมอบ แล้ว
  10.5 Electronic energy meters ต้องรับประกันคุณภาพเป็นเวลาไม่น้อยกว่า 5 ปี นับถัดจากวันที่การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคได้รับมอบแล้ว
  10.6 พัสดุนอกเหนือจากที่ระบุไว้ในข้อ 10.1 ถึง 10.5 หากรายละเอียดสเปค (Specification) มีการระบุระยะเวลารับประกันคุณภาพไว้เป็นอย่างอื่น ให้ถือระยะเวลารับประกันคุณภาพที่ ก าหนดไว้ในรายละเอียดสเปค
  ถ้าพัสดุเกิดความบกพร่องเนื่องจากวัสดุและหรือฝีมือไม่ดี ต้องรีบจัดการแก้ไขหรือเปลี่ยนใหม่ ให้เรียบร้อยโดยไม่คิดมูลค่า ภายใน ๓๐ วัน นับถัดจากวันที่ได้รับแจ้งจากการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค และหากความ บกพร่องดังกล่าวเป็นเหตุให้เกิดความเสียหายหรือเกิดอุบัติเหตุใดๆขึ้น ผู้ชนะการเสนอราคาจะต้องรับผิดชอบ ชดใช้ค่าเสียหายทั้งหมด ตามข้อก าหนดทั่วไป และ/หรือรายละเอียดสเปค (Specification) จะก าหนดไว้ โดย ไม่มีข้อโต้แย้งใดๆ
  ในกรณีที่ผู้ชนะการเสนอราคารับพัสดุไปแก้ไข หรือการไฟฟ้าส่วนภูมิภาคส่งมอบพัสดุให้ผู้ ชนะการเสนอราคาไปด าเนินการแก้ไข และผู้ชนะการเสนอราคาส่งมอบพัสดุที่แก้ไขแล้วคืนเกินก าหนดเวลา ๓๐ วัน ผู้ชนะการเสนอราคาต้องขยายก าหนดเวลารับประกันความช ารุดบกพร่องเท่ากับจ านวนวันที่เกินจาก ก าหนด ๓๐ วัน โดยนับต่อจากวันครบก าหนดเวลารับประกันเดิม ส าหรับกรณีที่แก้ไขแล้วเสร็จพ้นก าหนดเวลา รับประกัน ให้ขยายก าหนดตามจ านวนวันที่เกินจากก าหนด 30 วัน โดยนับต่อจากวันส่งมอบพัสดุที่แก้ไขเสร็จ เรียบร้อย แล้วแต่กรณี และยอมให้การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคปรับเป็นรายวันในอัตรา ร้อยละ ๐.๐๔๑๐๙ ของ ราคาพัสดุรวมภาษีมูลค่าเพิ่ม ที่แก้ไขเกินก าหนด
  ข้อ 11 โครงการจัดซื้อจัดจ้างที่มีวงเงินตั้งแต่ 300 ล้านบาทขึ้นไป (ตามประกาศคณะกรรมการ ความร่วมมือป้องกันการทุจริต เรื่อง มาตรฐานขั้นต่ าของนโยบายและแนวทางป้องกันการทุจริตในการจัดซื้อ จัดจ้างที่ผู้ประกอบการ ต้องจัดให้มี ตามมาตรา 19 แห่งพระราชบัญญัติการจัดซื้อจัดจ้างและการบริหารพัสดุ ภาครัฐ พ.ศ. 2560) ผู้เข้าร่วมการเสนอราคาจะต้องมีนโยบายและแนวทางการป้องกันการทุจริตในการจัดซื้อ จัดจ้าง พร้อมทั้ง ต้องแนบเอกสารหลักฐาน และแบบตรวจสอบข้อมูลของผู้ประกอบการที่จะเข้าร่วมการเสนอ ราคาในโครงการที่มีวงเงินตั้งแต่ 300 ล้านบาทขึ้นไป ประกอบเป็นเอกสารการเสนอราคา โดยผู้ประกอบการ จะต้องมีการด าเนินการตามแบบตรวจสอบข้อมูลครบถ้วนทุกข้อจึงจะผ่านการพิจารณาคุณสมบัติของผู้เสนอ ราคา
  37
  6
  ข้อ 12 โครงการจัดซื้อจัดจ้างที่มีวงเงินตั้งแต่ 1,000 ล้านบาทขึ้นไป จะต้องด าเนินการตามประกาศ คณะกรรมการความร่วมมือป้องกันการทุจริต (ค.ป.ท.) เรื่องแนวทางและวิธีการในการด าเนินงานโครงการ ความร่วมมือป้องกันการทุจริตในการจัดซื้อจัดจ้างภาครัฐ แบบของข้อตกลงคุณธรรม การคัดเลือก ผู้สังเกตการณ์ และการจัดท ารายงานตามมาตรา 17 และ มาตรา 18 แห่งพระราชบัญญัติการจัดซื้อจัดจ้าง และการบริหารพัสดุภาครัฐ พ.ศ. 2560 และได้รับ คัดเลือก จากคณะกรรมการความร่วมมือป้องกันการทุจริต (ค.ป.ท.) ให้จัดท าข้อตกลงคุณธรรม (integrity pact :IP)
  ผู้ประสงค์จะเข้าร่วมการเสนอราคาในโครงการจัดท าข้อตกลงคุณธรรมจะต้องลงนามใน ข้อตกลงคุณธรรมซึ่งเป็นเอกสารที่ยื่นพร้อมกับเอกสารเสนอราคา หากไม่ลงนามในข้อตกลงคุณธรรมจะไม่มี สิทธิเข้าร่วมการเสนอราคาในโครงการนั้น
  ข้อ 13 กรณีหม้อแปลงไฟฟ้าเกิดการช ารุดระหว่างการใช้งานและอยู่ภายในระยะเวลารับประกัน การ ไฟฟ้าส่วนภูมิภาคขอสงวนสิทธิในการผ่าพิสูจน์หม้อแปลงไฟฟ้า เพื่อหาสาเหตุการช ารุด โดยให้คู่สัญญาเข้าร่วม ในกระบวนการผ่าพิสูจน์ หากผลการผ่าพิสูจน์ปรากฏว่า ใช้วัสดุอุปกรณ์ไม่เป็นไปตามข้อก าหนดทางเทคนิค (Specification) ที่การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคก าหนด การไฟฟ้าส่วนภูมิภาคขอสงวนสิทธิบอกเลิกสัญญา และเรียก ค่าเสียหาย พร้อมทั้งพิจารณาให้เป็นผู้ทิ้งงาน
  ข้อ 14 ในกรณีพัสดุที่การไฟฟ้าส่วนภูมิภาค (กฟภ.) จัดซื้อได้มีการก าหนดให้มีการทดสอบ กฟภ. สงวน สิทธิที่จะเรียกเก็บค่าบริการทดสอบกับผู้ยื่นข้อเสนอ/คู่สัญญา โดย กฟภ. จะเรียกเก็บค่าบริการทดสอบ ดังนี้
  14.1 งานให้บริการทดสอบเพื่อประกอบการพิจารณาผลการจัดซื้อ งานให้บริการทดสอบ
  เพื่อตรวจรับ งานให้บริการทดสอบอุปกรณ์/พัสดุในโครงการจ้างเหมาก่อสร้างระบบไฟฟ้า งานให้บริการ ทดสอบเพื่อตรวจสอบและรับรองคุณภาพของผลิตภัณฑ์ และงานให้บริการทดสอบอื่นๆ ให้คิดค่าบริการ ทดสอบตามอัตราที่ กฟภ. ก าหนดไว้
  14.2 ส าหรับการทดสอบอุปกรณ์/พัสดุ มีการคิดค่าบริการ แบ่งเป็น 2 ลักษณะ ดังนี้
  14.2.1 การทดสอบโดยหน่วยงานทดสอบของ กฟภ. จะด าเนินการคิดค่าบริการ
  ทดสอบตามอัตราที่ กฟภ. ก าหนดไว้
  14.2.2 การทดสอบโดยหน่วยทดสอบเครือข่าย หรือหน่วยทดสอบภายนอก ที่ กฟภ. ยอมรับ หากมีเจ้าหน้าที่จาก กฟภ. เข้าร่วมเป็นสักขีพยานในการทดสอบ (Witness test) จะด าเนินการคิดค่า ด าเนินการให้บริการในอัตรา 3,000 บาท/งาน/วัน (ไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม) หรือตามอัตราที่ กฟภ. ก าหนดไว้ ตามประเภทอุปกรณ์ (ถ้ามี)
  ทั้งนี้ กฟภ. จะเรียกเก็บค่าบริการทดสอบ รวมข้อ 14.2.1 และ 14.2.2 ไม่เกินร้อยละ 10 ของมูลค่ารวมการจัดซื้อจัดจ้างในแต่ละรายการที่ส่งทดสอบ (ไม่รวมภาษีมูลค่าเพิ่ม) หากการขอรับบริการ ทดสอบใดไม่ก าหนดมูลค่าการจัดซื้อจัดจ้างในแต่ละรายการที่ส่งทดสอบ กฟภ. ขอสงวนสิทธิคิดค่าบริการ ทดสอบตามอัตราที่ กฟภ. ก าหนดไว้ ตามค่าใช้จ่ายที่เกิดขึ้นจากการทดสอบจริงทั้งหมด
  38
  7
  หากมีการใช้รถยนต์หรือยานพาหนะของ กฟภ. ในการเดินทางไปเข้าร่วมเป็นสักขีพยานใน การทดสอบดังกล่าว จะมีการคิดค่าบริการเพิ่มขึ้นตามประเภทของรถยนต์ที่ใช้ในการเดินทางตามอัตราที่ กฟภ. ก าหนดไว้
  ในกรณีที่ผู้ยื่นข้อเสนอ/คู่สัญญา ไม่ส่งมอบหลักฐานการช าระค่าบริการทดสอบอุปกรณ์/พัสดุ หน่วยงานทดสอบของ กฟภ. มีสิทธิบอกเลิกการขอรับบริการทดสอบในครั้งนั้นๆ
  ทั้งนี้ สามารถตรวจสอบข้อมูลส าคัญการทดสอบอุปกรณ์ประกอบด้วยอัตราค ่าบริการ ทดสอบอุปกรณ์ รายละเอียดการตรวจรับพัสดุ รายชื่อหน่วยทดสอบเครือข่ายที่ กฟภ. ยอมรับ และสามารถ ค้นหาหน่วยงานทดสอบ รายการพัสดุพร้อมทั้งหัวข้อการทดสอบ เพื่อประกอบการพิจารณาผลการจัดซื้อ หรือ เพื่อการตรวจรับพัสดุที่จะเรียกเก็บค่าบริการทดสอบ ได้ที่ www.pea.co.th -> ข่าวสารประกาศ -> หัวข้อ
  “ข้อมูลส าคัญการทดสอบอุปกรณ์”