ประกวดราคาซื้องานจัดซื้อพร้อมติดตั้ง งานปรับปรุงระบบป้องกันและควบคุมในสถานีไฟฟ้าชั่วคราว

• เพื่อยกระดับระบบควบคุมและป้องกันสถานีไฟฟ้าให้มีความเสถียรและปลอดภัยสูง
• เพื่อให้ระบบสื่อสารภายในสถานีไฟฟ้ามีประสิทธิภาพด้วยโปรโตคอล PRP/HSR
• เพื่อรองรับการเชื่อมต่อข้อมูลกับระบบ SCADA/DMS ของการไฟฟ้าส่วนภูมิภาค
• เพื่อให้การทำงานของระบบป้องกันไฟฟ้าเป็นไปตามมาตรฐานสากลและข้อกำหนดของ PEA

• จัดหาและติดตั้งระบบ SCPS ตามมาตรฐาน RSUB-010/2564 (Rev.1.0) และ Addendum
• ติดตั้งระบบ AC และ DC Station Service Distribution Boards
• ติดตั้งระบบเครือข่ายสื่อสาร (Ethernet Switch) ที่รองรับมาตรฐาน IEEE 1613 และ IEC 61850-3
• โปรแกรมฟังก์ชันการป้องกัน (Protection Relay) ทั้งหมดจากโรงงานผู้ผลิต
• ติดตั้งและปรับแต่งระบบ HMI สำหรับอุปกรณ์ป้องกันและควบคุม
• ดำเนินการทดสอบระบบ (Type Test/Commissioning) ตามมาตรฐานที่กำหนด

• ระบบ SCPS ที่ติดตั้งและโปรแกรมเสร็จสมบูรณ์
• ระบบจำหน่ายไฟฟ้ากระแสตรงและกระแสสลับ (AC/DC Distribution Boards)
• อุปกรณ์ Ethernet Switch ที่ผ่านการทดสอบตามมาตรฐาน
• เอกสารคู่มือการใช้งานและการตั้งค่า (Configuration Files)
• รายงานผลการทดสอบจากโรงงานและหน้างาน (Factory & Site Acceptance Test Reports)

• ไม่ระบุในเอกสาร (โปรดตรวจสอบในเอกสารเงื่อนไขการประมูลฉบับเต็ม)

• Eligibility Requirements: ต้องเป็นนิติบุคคลที่มีความเชี่ยวชาญด้านระบบไฟฟ้ากำลังและระบบอัตโนมัติในสถานีไฟฟ้า
• Standards Compliance: ต้องปฏิบัติตามมาตรฐาน IEEE 1613 (Class 1 & 2), IEC 61850-3 และ Specification No. RSUB-010/2564
• Experience: มีประสบการณ์ในการติดตั้งระบบ SCPS หรือระบบ Automation ในสถานีไฟฟ้าแรงสูง
• Technical Capabilities: มีความสามารถในการโปรแกรม Protection Relay และตั้งค่า Network Redundancy (PRP/HSR)
• Personnel: ทีมวิศวกรต้องมีความรู้ความเข้าใจในระบบ Protection Relay และระบบสื่อสารในสถานีไฟฟ้า

• พิจารณาจากคุณสมบัติทางเทคนิคที่สอดคล้องกับ Specification No. RSUB-010/2564 (Rev.1.0) และ Addendum
• ความสามารถในการปฏิบัติตามข้อกำหนดด้านความปลอดภัยและการสื่อสาร (PRP/HSR, IEEE 1613)
• การเสนอราคาที่คุ้มค่าและเป็นไปตามเงื่อนไขการจัดซื้อจัดจ้างภาครัฐ

• ระบบสื่อสาร: รองรับ PRP/HSR Protocol และ IEEE 1588/IRIG-B Time Synchronization
• Ethernet Switch: ต้องเป็น L3 (Station Bus) และ L2 (Process Bus) ตามมาตรฐาน IEEE 1613 และ IEC 61850-3
• Protection Relay: รองรับฟังก์ชัน 87B, 21, 67, 50/51, 87T, 79 ฯลฯ ตามที่ระบุใน Addendum
• HMI: จอแสดงผลแบบ LCD (Alpha-numeric) สำหรับอุปกรณ์ป้องกันและควบคุม

• การชำระเงินและค่าปรับ: เป็นไปตามระเบียบการจัดซื้อจัดจ้างและการบริหารพัสดุภาครัฐ (โปรดตรวจสอบในร่างสัญญาแนบท้าย)

1. Q: ระบบเครือข่ายต้องรองรับโปรโตคอลใดบ้าง? A: ต้องรองรับ PRP และ/หรือ HSR เพื่อการกู้คืนระบบแบบ Zero-time
2. Q: การซิงโครไนซ์เวลาต้องใช้มาตรฐานใด? A: ต้องใช้ IEEE 1588 หรือ IRIG-B
3. Q: Ethernet Switch ต้องผ่านมาตรฐานใด? A: ต้องผ่าน IEEE 1613 (Class 1 หรือ 2) และ IEC 61850-3
4. Q: ฟังก์ชันการป้องกันต้องตั้งค่าอย่างไร? A: ต้องโปรแกรมฟังก์ชันทั้งหมดจากโรงงานผู้ผลิต
5. Q: จอแสดงผล HMI ของอุปกรณ์ป้องกันเป็นแบบใด? A: เป็นแบบ LCD แสดงผลข้อความตัวอักษรและตัวเลข
6. Q: Ethernet Switch ที่ระดับ Station Bus ต้องเป็นประเภทใด? A: ต้องเป็น L3 Type
7. Q: Ethernet Switch ที่ระดับ Process Bus ต้องเป็นประเภทใด? A: ต้องเป็น L2 Type
8. Q: แรงดันไฟฟ้ากระแสตรง (Auxiliary Supply) สำหรับ Switch คือเท่าใด? A: 125 VDC (80-120%) หรือ 230 VAC (±10%)
9. Q: มีการเปลี่ยนแปลงฟังก์ชันการป้องกันสำหรับ 115 kV หรือไม่? A: มีการระบุฟังก์ชันใหม่สำหรับ Bus, Line และ Transformer Protection ใน Addendum
10. Q: ต้องจัดเตรียม Prefabricated Relay Housing Screen Mimic หรือไม่? A: ไม่ต้อง (ถูกตัดออกตามข้อกำหนดใน Addendum)

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 (RSUB-015/2569)
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)