锡林郭勒供电公司2026年一批预计划生产技改工程施工招标项目招标公告

序号

标段名称

单位

数量

最高投标限价（元）

标段划分

备注

1

****公司2026年一批预计划生产技改施工（高力罕220kV变电站110kV129电压互感器改造工程、温都尔220kV变电站35kV1、2、3、4号电容器改造工程、工业园区35kV变电站10kV1号电容器改造工程等）

项

1

****9148.00

第1标段

2

****公司2026年一批预计划生产技改施工****公司110kV宝格都变10kV956北二线等6条线路自动化改造工程、**35kV宝力格变10kV962规四街路等4条线环网柜更换工程、110kV****电站959**线等10条线路配电自动化工程等）

项

1

****8598.00

第2标段

3

****公司2026年一批预计划生产技改施工****公司2026年新生产调度大楼**通信机房工程、****公司通信数据网加装工程、****公司五间房220kV变调度交换、录音系统更换工程、****公司电视电话会议设备更换等）

项

1

****703.00

第3标段

合计

****8449.00

序号

单位名称

标段划分

项目名称

现状描述及主要改造方案

单位

数量

最高投标限价（元）

1

修试管理处

第1标段

高力罕220kV变电站110kV129电压互感器改造工程

高力罕220kV变电站,129电压互感器****公司2009年产品，型号为：TYD110/√3-0.02H，该互感器后台显示A相电压较B、C相电压高，现场停电试验确认A相电压互感器电压比不合格，需进行改造。

项

1

93905.00

2

修试管理处

第1标段

温都尔220kV变电站35kV1、2、3、4号电容器改造工程

一、项目现状：35kV 1、2、和3、4号电容器组****总厂生产的型号为TBB35-7500+7500/2500-ACW的产品，容量为7500+7500kvar，本产品为集合式电容器，投运于2004年9月。二、改造必要性：220kV****电站35kV温都尔变1、2、3、4号电容器组因运行时间较长，频繁发生渗漏油、接头过热等缺陷，且以上4组电容器无功容量较大，一次电缆容量不足，电容器投退时多次发生电缆终端烧损缺陷故障，并且电容器试验不合格。三、方案及主要内容：本期将220kV****电站35kV 1、2号集合式电容器，容量为（7500+7500）kvar，改造为框架式电容器，容量为（6000+9000）kvar，电抗率与原电容器保持一致，依旧选用12%；本次改造电容器基础均拆除后**，并更换原有电缆，**电缆采用ZC-YJY23-26/35-3*185mm2电缆引至35kV配电室原有355间隔开关柜。
将220kV****电站35kV 3、4号集合式电容器，容量为（7500+7500）kvar，改造为框架式电容器，容量为（6000+9000）kvar，电抗率与原电容器保持一致，依旧选用12%；本次改造电容器基础均拆除后**，并更换原有电缆，**电缆采用ZC-YJY23-26/35-3×185mm2电缆引至35kV配电室原有362间隔开关柜。

项

1

****006.00

3

修试管理处

第1标段

工业园区35kV变电站10kV1号电容器改造工程

一、项目现状：目前配置1组2400kvar集合式电容器（1号电容器）。
10kV 1号电容器组为上****公司生产的型号为BAHH12/√3-2400-1×3W的产品，容量为2400kvar，本产品为集合式电容器，投运于2008年7月。二、改造必要性：35kV工业园区变10kV工业园区变1号电容器组运行时间较长，电容器电抗器为叠装结构，不符合不符合《十八项电网重大反事故措施》中13.3.1.3“**装干式空芯电抗器时，不应采用叠装结构，避免电抗器单相事故发展为相间事故。”，且该电容器运行时间较长，过热渗漏油缺陷频繁发生。三、方案及主要内容：本期将35kV工业园区变10kV 1号集合式电容器，容量为2400kvar，改造为框架式电容器，容量为2400kvar；本次改造电容器基础均拆除后**。并更换原有电缆，**电缆采用ZC-YJY23-8.7/15-3×120mm2电缆引至10kV配电室原有955间隔开关柜。

项

1

166872.00

4

修试管理处

第1标段

二连110kV变电站10kV1号电容器改造工程

一、项目现状：10kV 1号电容器组为****电力电****公司生产的型号为TBB11-1800+1800-AK的产品，容量为（1800+1800）kvar，本产品为集合式电容器，投运于2001年8月。二、改造必要性：110kV二连变10kV二连变1号电容器组运行时间较长，过热渗漏油缺陷频繁发生，电容器试验不符合要求，同时电容器至开关柜的一次电缆外绝缘存在破损现象。三、方案及主要内容：本期将110kV二连变10kV 1号集合式式电容器，容量为（1800+1800）kvar，改造为框架式电容器，容量为（1800+1800）kvar；本次改造电容器基础均拆除后**。并更换原有电缆，**电缆采用ZC-YJY23-8.7/15-3×150mm2电缆引至10kV配电室原有955间隔开关柜。

项

1

471989.00

5

修试管理处

第1标段

**220kV变1、2号220kV主变铁芯/夹件接地电流监测装置加装工程

**220kV变电站投运于2018年，已投运8年，现1号、2号主变不具备铁芯夹件接地电流在线监测功能，本期需加装在线监测系统2套

项

1

38939.00

6

修试管理处

第1标段

**乌拉220kV变电站故障录波改造工程

**乌拉220kV变电站的1面220kV线路故障录波器屏、1面110kV线路故障录波器屏、1面主变故障录波器屏为**府河电力自动化****公司生产的FH-3000S型产品，于2012年投入运行，已运行超过12年，其中部分设备老化严重、故障率高，无法满足D5000系统组网条件，不利于检修维护。设备老旧、缺陷频繁、频繁出现死机现象，严重影响电网安全运行，急需进行更换。保护装置和二次元器件及电路板均已老化，程序运行不稳定，且由于电力系统二次设备插件电子元器件老化，易导致装置运行可靠性逐年降低，严重影响电网安全稳定运行。为保证电网的安全稳定运行，对以上设备更换进行改造是必要的。
本期工程需更换故障录波装置3套，采用整屏更换方式安装于原有二次设备室原屏位。

项

1

62281.00

7

修试管理处

第1标段

西郊110kV变电站监控系统更换工程

西郊110kV变电站后台监控主机设备运于2016年，已投运10年，目前运行卡顿死机现象频发，急需进行改造。 西郊110kV变电站通讯管理机投运于2010年，已投运16年，目前死机频繁导致通讯中断，且与新保护设备兼容性差，设备老旧不能通过软硬件升级改善。西郊 110kV变电站现运行的后台监控机设备运于2016年，已投运10年，目前运行卡顿死机现象频发，急需进行改造。 根据 《生产项目准入条件应用细则（2025版）》中4.6.1电网调度控制系统中：4.6.1.1.更换类第2条：服务器、工作站、交换机及磁盘阵列运行6年及以上且运行工况较差的，可以更换。 本期更换后台监控机设备2台；更换通讯管理机1台，对全站网线重新敷设连接。

项

1

87144.00

8

修试管理处

第1标段

九连220kV变电站部分保测装置改造工程

220kV九连变10kV 958 3号电容器、959 4号电容器、961 2号站变保护测控装置于2012年投运，2号主变测控屏于2012年投运，155九吉II线测控装置于2013年投运，18号UPS不间断电源屏、19号UPS不间断电源馈线屏，22号低频减载屏，于2008年投运，以上设备厂家备件不足，不能保证设备安全可靠运行，需进行更换。
根据《生产项目准入条件应用细则（2025版）》中4.5.1 继电保护装置中：1.更换类 运行时间达到12年的保护、安全自动装置及电气二次设备装置，可进行改造。
根据《生产项目准入条件应用细则（2025版）》中4.5.15.1 变电站计算机监控系统设备更换类：使用年限达12年的测控装置，可进行改造。
根据《生产项目准入条件应用细则（2025版）》中4.3.27.1 直流、UPS电源系统（一体化电源系统）更换类：直流、UPS电源系统运行时间达到12年的，且运行工况较差的，经论证不具备修复价值的。
故本期更换2号主变测控屏1面，10kV电容器保护测控装置2套、10kV站用变保护测控装置1套、110kV线路测控装置1套、低频低压减载屏1面，UPS不间断电源屏2面。

项

1

162874.00

9

修试管理处

第1标段

明珠110kV变电站1、2号主变保护改造工程

明珠110kV变电站现运行的二次设备投运于2011年，已投运14年，现主变保护及测控装置配置安装在同一面屏内，设备拥挤，且保护装置运行年限已达到设备使用年限，故需进行更改。
《生产技术改造项目准入条件技术标准（2025年版）》中4.5.1继电保护装置中：1.继电保护装置运行时间达到12年的保护、安全自动装置及电气二次设备装置，可进行改造。 对于运行工况不良以及运行超过12年的保护、安全自动装置及电气二次设备装置，经评估存在保护拒动、误动或无法及时消缺等运行风险，应立项改造。
运行状态良好的设备可延期至15年改造。

项

1

122646.00

10

修试管理处

第1标段

**220kV变电站蓄电池组改造工程

**220kV变电站现运行的蓄电池投运于2018年，已投运8年，现容量已不足80%，需更进行更换。《生产技术改造项目准入条件技术标准（2025年版）》中5.3.27直流、UPS电源系统（一体化电源系统）：1.更换类 蓄电池核容未到额定容量的80%，不能修复的。蓄电池组充放电试验（放电测试3次）报告显示核容未到额定容量的80%且不能修复的蓄电池组应进行改造。

项

1

50024.00

11

修试管理处

第1标段

**变等2座35kV变电站蓄电池改造工程

**35kV变蓄电池组于2018年投运，经2024年测试，蓄电池容量已不足80%。哈日根台35kV变蓄电池组于2016年投运，已运行9年，达到电池使用寿命；以上2组电池容量不足80%，需更换。
根据《生产技术改造项目准入条件技术标准》（2025年版）4.3.27 直流、UPS电源系统（一体化电源系统）。1.更换类5. 蓄电池核容未到额定容量的80%，不能修复的。7. 运行年限达到8年的蓄电池组。
**35kV变本工程拆除原有蓄电池屏2面，原有直流蓄电池容量为150Ah。更换后蓄电池屏2面，蓄电池按一体化电源考虑，容量为200Ah，单体电池额定电压为2V，电池数量为104只。电池巡检装置利旧，本期更换电池巡检线。
哈日根台35kV变本工程拆除原有蓄电池屏2面，原有直流蓄电池容量为150Ah。更换后蓄电池屏2面，蓄电池按一体化电源考虑，容量为200Ah，单体电池额定电压为2V，电池数量为104只。电池巡检装置利旧，本期更换电池巡检线。

项

1

62388.00

12

修试管理处

第1标段

金**变等2座110kV变电站故障录波装置加装

110kV金**变、白音华变无故障录波装置。依据《生产技术改造项目准入条件技术标准》（2025年版）4.5.7 故障录波装置、网络分析装置1.加装类110kV变电站未装设故障录波器的，应装设一套故障录波器。110kV金**变、白音华变各新增故障录波屏1面，安装在二次设备室备用屏柜，新增相关二次电缆。

项

1

88493.00

13

修试管理处

第1标段

白音锡勒35kV变电站综自改造工程

35kV白音锡勒变一期设备于2011年投运，达到设备使用年限，二期设备于2014年投运，截止2026年已使用12年，达到使用年限，且保护装置原件老化，不能保证设备安全可靠运行。需对以下设备进行更改：监控系统1套，五防系统1套，对时系统1套，远动通信屏1面，电压并列屏1面，公用测控屏1面，主变保护测控屏2面，1#35kV线路保护测控屏1面，低频低压减载屏1面，UPS电源屏1面。10kV零散装置下放至开关柜，包含：10kV线路保护测控装置7台，10kV分段保护测控装置1台，10kV电容器保护测控装置2台，10kV所用变保护测控装置1台，10kV消谐装置2台。站内电缆2011年投运，电缆沟敷设，电缆非阻燃且老化，站内电缆沟拥堵，电缆杂乱无章。且本期综自改造屏柜布置调整较大，原电缆敷设长度不满足本期布置，需整理全站电缆沟电缆并对二次电缆进行部分更换。该站等电位铜排生锈严重，本期更换。
根据生产技术改造项目准入条件技术标准（2025年版）-继电保护、安全自动装置及电气二次专业-第4.5.1继电保护装置表第1条 运行时间达到12年的保护、安全自动装置及电气二次设备装置，可进行改造。准入条件应用细则“对于运行工况不良以及运行超过12年的保护、安全自动装置及电气二次设备装置，经评估存在保护拒动、误动或无法及时消缺等运行风险，应立项改造。
运行状态良好的设备可延期至15年改造。”
****电站计算机监控系统设备-第4.5.15.1更换类表第1条 使用年限达12年的测控装置，可进行改造。 对于运行年限达到12年的测控装置，设备运行状态较差，存在缺陷记录或大修记录，可进行改造；准入条件应用细则 “对于220kV及****电站，存在改造周期长，改造工作量大等情况的不宜进行全站综自系统整体更换，应结合保护装置更换按间隔进行改造。”
根据微机五防-第4.5.16.1更换类表第1条 防误闭锁系统运行12年，应结合设备运行情况进行改造。准入条件应用细则 “防误闭锁系统运行12年，运行工况较差，存在缺陷记录，不具备修复价值的保护装置改造（可研报告中提供修复方案，并说明不具备修复价值）。”
根据时间同步系统-第4.5.17.1更换类表第1条 时间同步系统不满足规程规范、反措要求、上级文件的，应进行改造。 准入条件应用细则“时间同步系统，为保护、测控单元等设备提供精确的时间同步信号，不满足条件的应进行改造。时间同步装置不支持北斗对时，不支持时间同步监测的，宜进行改造；
厂站自动化系统时间同步装置不支持北斗对时技术的，应进行改造。”
根据直流、UPS电源系统（一体化电源系统）-第4.3.27.1更换类表第6条 直流、UPS电源系统运行时间达到12年的，且运行工况较差的，经论证不具备修复价值的。准入条件应用细则“直流系统运行时间达到12年的，且运行工况较差的，经论证不具备修复价值的；根据需要可按一体化电源进行改造。”

项

1

433067.00

14

****公司

第1标段

东苏达来110kV变电站综自改造工程

110kV东苏达来站的一期监控系统、保护装置均于2013年投运。保护装置和二次元器件及电路板均已老化，程序运行不稳定，且由于电力系统二次设备插件电子元器件老化，易导致装置运行可靠性逐年降低，严重影响电网安全稳定运行；原型号设备所使用的部分电子元器件现已停产，替代产品有限，从而造成电子元器件采购困难，装置板件生产周期较长，最终导致若出现缺陷时，消除不及时、备品备件生产缓慢，从而影响了电网安全运行，急需进行改造。 根据《生产项目准入条件应用细则（2025版）》中5.5.1 继电保护装置中：1.更换类运行时间达到12年的保护、安全自动装置及电气二次设备装置，可进行改造。 本期本站更换综自系统1套、微机防误闭锁系统1套、联网打印系统1套、主变保护屏1面、电压转接屏1面、低频低压减载屏1面、联系网打印系统屏1面，户外端子箱5台，检修及交流一体化电源箱3台，更换站内相关电缆。

项

1

626879.00

15

****公司

第1标段

东苏查干敖包35kV变电站综自改造工程

查干敖包35kV变电站现运行的二次设备均投运于2014年，已投运12年，保护装置和二次元器件及电路板均已老化，程序运行不稳定，且由于电力系统二次设备插件电子元器件老化，易导致装置运行可靠性逐年降低，严重影响电网安全稳定运行；原型号设备所使用的部分电子元器件现已停产，替代产品有限，从而造成电子元器件采购困难，装置板件生产周期较长，最终导致若出现缺陷时，消除不及时、备品备件生产缓慢，从而影响了电网安全运行，急需进行改造。 根据《生产项目准入条件应用细则（2025版）》中4.5.1继电保护装置：运行时间达到12年的保护、安全自动装置及电气二次设备装置，可进行改造。 本期本站更换综自系统1套、微机防误闭锁系统1套、交流电源屏1面、UPS电源屏1面，户外端子箱5台，检修及交流一体化电源箱1台，更换站内相关电缆。

项

1

521047.00

16

****公司

第1标段

白旗35kV****电站综自改造工程

更换综自系统1套、微机防误闭锁系统1套、联网打印系统1套、数据通信网关机屏1面、公用测控屏1面、电压并列屏1面、主变保护测控屏1面、10kV线路保护测控屏2面、时间同步系统1套、交直流一体化电源1套及控制电缆4200米，低压电力电缆300米

项

1

291568.00

17

****公司

第1标段

**郭勒110kV站综自改造工程

1.整屏更换主变保护测控屏2面(含档位控制器，需与一次设备匹配、交换机2台），整屏更换主变保护屏2面，110kV线路保护测控屏1面（内含2台线路测控装置）、110kV线路保护屏1面（内含2台线路保护装置），110kV母联保护屏1面（内含母线保护装置一台），110kV分段保护测控屏1面（内含备自投装置1台、综合测控装置1台），故障录波屏1面（内含故障录波分析装置1台），35kV线路保护测控屏1面（内含1台35kV分段保护测控装置），10KV线路保护测控屏4面（内含11台10kV线路保护测控装置、1台10kV分段保护测控装置、2台电容器保护测控装置、1台站用变保护测控装置），公用测控屏1面（内含2台消谐装置、1台小电流接地选线装置【带跳闸功能及回路】，1台公用测控装置），远动屏1面、电压转接屏一面（内含110V、35KV、10kV电压并列装置）低频低压减载屏1面（内含2台低周减载控制装置）；所用电屏1面：直流充电屏1面，直流馈线屏1面,蓄电池屏2面（内含108块蓄电池）直流系统改为一体化电源。
2.更换后台监控系统2套，五防系统1套（包含五防主机、锁具、钥匙管理机、钥匙适配器、接地桩、接地极）。10kV电容器4组（包含电容器4套分别为（1.8Mvar及2.4Mvar两组、3.6Mvar及2.4Mvar两组）电抗器、母排、接地扁钢、隔离开关、二次电缆等）
3. 更换部分不满足要求的二次电缆。

项

1

****679.00

18

****公司

第1标段

太旗五面井变35kV电站全站综自改造工程

五面井35kV变电站现运行的二次设备均于2013年投运。厂家为******公司，现该设备厂家已停产多年，站内现有设备运行8年后设备故障率直线上升，保护测控装置面饭按键不灵敏、反应迟钝，部分装置指示灯老化亮度降低，难以直观辨识。曾多次发生电源板和CPU板故障，2024年1月有1台保护测控装置电源插件故障，临时拆除备用间隔配件安装运行。卫星时钟装置故障不能准确对时。后台机、五防机运行缓慢、卡顿，多次发出现不能开机的故障。后台机与通讯管理机和五防机通讯多次无法连接，五防钥匙频繁死机、电池容量不足，开机后仅能待机10分钟左右，多次维护后不能根本解决问题。****电站运行的可靠性，以上出现问题的设备急需进行改造。
根据《生产项目准入条件应用细则（2025版）》中4.5.1继电保护装置：运行时间达到12年的保护、安全自动装置及电气二次设备装置，可进行改造。****电站监控系统，按无人值班站设计，配置监控主机2套、数据通讯网关机2台，规约转换装置1台，站控层交换机4台，主变测控2台，公用测控3台，PT二次消谐装置4台，35kV线路保护测控一体化装置3台，35kV分段保护测控一体化装置1台，35kV备自投装置1台，35kV间隔层交换机2台，10kV线路保护测控一体化装置11台，10kV分段保护测控一体化装置1台，10kV电容器保护测控一体化装置2台，10kV站用变保护测控一体化装置1台，10kV间隔层交换机2台。更换微机防误系统1套。更换主变保护屏2面，每面含主变差动保护装置1台、高后备保护装置1台、低后备保护装置1台、非电量保护装置1台。主变档位控制器及温度数显仪利旧。更换35kV及10kV电压并列装置各1台。新增联网打印机1套。更换小电流接地选线装置1台。更换主时钟1台。更换35kV开关柜面板5套，10kV开关柜面板17套。新上主变区检修电源箱1面。更换站内相关电缆：ZC-KYJYP2-23-4×1.5 1500米；ZC-KYJYP2-23-7×1.5 2100米；ZC-KYJYP2-23-7×2.5 2300米；ZC-KYJYP2-23-4×4 1000米；ZC-KYJYP2-23-7×4 1300米。

项

1

696743.00

19

****公司

第1标段

太旗新**110kV变电站一期综自改造工程

太旗新**110kV变电站的一期监控系统、保护装置均于2013年投运。保护装置和二次元器件及电路板均已老化，程序运行不稳定，且由于电力系统二次设备插件电子元器件老化，易导致装置运行可靠性逐年降低，严重影响电网安全稳定运行；原型号设备所使用的部分电子元器件现已停产，替代产品有限，从而造成电子元器件采购困难，装置板件生产周期较长，最终导致若出现缺陷时，消除不及时、备品备件生产缓慢，从而影响了电网安全运行，急需进行改造。
根据《生产项目准入条件应用细则（2025版）》中4.5.1继电保护装置：运行时间达到12年的保护、安全自动装置及电气二次设备装置，可进行改造。****电站监控系统，配置监控主机2台、数据通讯网关机3台，防火墙2台，规约转换装置1台，站控层交换机4台，主变测控4台，公用测控1台，母线测控3台，PT二次消谐装置4台，110kV线路测控1台，35kV线路保护测控一体化装置3台，35kV分段保护测控一体化装置1台，35kV间隔层交换机2台，10kV线路保护测控一体化装置13台，10kV分段保护测控一体化装置1台，10kV电容器保护测控一体化装置1台，10kV间隔层交换机2台。更换微机防误系统1套。更换主变保护屏1面，共2台主变电量保护装置、1台非电量保护装置。更换低频低压减载装置1台。新增联网打印系统1套。更换电压并列装置3台。更换主时钟2台。更换35kV开关柜面板6套，10kV开关柜面板16套。新增户外端子箱4台，更换检修电源箱1台。更换站内相关电缆：ZC-KYJYP2-23-4×1.5 1700米；ZC-KYJYP2-23-7×1.5 1300米；ZC-KYJYP2-23-10×1.5 1000米；ZC-KYJYP2-23-4×2.5 3000米；ZC-KYJYP2-23-7×2.5 3200米；ZC-KYJYP2-23-7×4 3500米。

项

1

752638.00

20

信息通信处

第1标段

玉龙220kV变电站通信电源更换工程

本期新上通信电源屏 2 面，每面含 7 个 30A DC/DC 电源模块；新上 2 组 500Ah 蓄电池组，蓄电池支架安装于蓄电池室。拆除通信电源屏 2 面，通信蓄电池屏 2 面，通信蓄电池组 2 套，直流蓄电池组 2 套。

项

1

106867.00

21

****公司

第1标段

****公司新宝拉格35kV变电站综自改造

新宝拉格35kV变电站现运行的二次设备投运于2012年，已投运13年，保护装置和二次元器件及电路板均已老化，程序运行不稳定，且由于电力系统二次设备插件电子元器件老化，易导致装置运行可靠性逐年降低，严重影响电网安全稳定运行。原型号设备所使用的部分电子元器件现已停产，替代产品有限，造成电子元器件采购困难，装置板件生产周期较长，最终导致若出现缺陷时，消除不及时、备品备件生产缓慢，从而影响了电网安全运行，急需进行改造。本期本站更换综自系统1套、微机防误闭锁系统1套、交流电源屏1面、UPS电源屏1面，更换站内相关电缆。

项

1

314037.00

22

****公司

第1标段

****公司新**110kV变安防系统更换

新**110kV变电站投运于2013年，视频系统为模拟系统，电子围栏运行工况较差，已达运行年。限户外设备区摄像头全部固定设备架构上，不满足维保需求，户内高压室摄像头全部无夜视功能且型式老旧，目前已不能对站内关键设备安装地点以及周围环境进行全天候的图像监视，不满足电力系统安全生产所需的监视设备关键部位的要求。所以需要本次技改来消除设备缺陷及安全隐患，改善电力生产劳动条件和完善劳动保护措施。本期拆除新**110kV变电站原有安防遥视系统，重新布线安装以满足需求；站内电子围栏目前采用的是红外对射布防模式，目前已无法使用且不满足现有规范要求，需进行更换。项目必要性：《生产技改项目准入条件应用细则（2025版）》4.7智能辅控系统类，4.7.1.1. 更换类 智能辅控系统或其子系统（安全警卫子系统、气象和动力环境子系统、视频及智能巡视子系统）运行达到10年。改造方案：拆除旧系统设备，安装数字安防系统一套。

项

1

280682.00

23

****公司

第1标段

****公司道西庙110kV变安防系统更换

更换视频监控系统1套。****工作站1套、硬盘录像机 1台，视频专用硬盘5台，网络交换机3台，高清球形摄像机32台，综合电源2套，安防遥视屏柜1面及相关线缆。更换安全警卫子系统1套，含安防主机1台、6线制电子围栏250米、红外对射1 套及相关线缆

项

1

251072.00

24

****公司

第1标段

****公司白音图嘎110kV变消防系统更换

站内主建筑现有火灾自动报警系统1套，为集中型火灾自动报警系统，于2013年投运，采用****公司的设备。主建筑内安装有应急照明及照明指示灯具。白音图嘎110kV变电站现有火灾自动报警系统主机为****公司提供的，投运时间为2013年，火灾报警控制器型号为JB-QB-GST200，现有主机无法满足联动要求，且达到更换年限，老化严重；室内火灾报警探测器、声光报警器、手动报警按钮已使用多年，破损较为严重，经常出现故障。主变压器，电缆夹层、电缆竖井内均未敷设感温电缆。火灾报警信号无法上传至运维站。原有火灾报警系统主机与后期智能辅助系统的联动功能无法实现，信号也无法上传至监控系统。
主变压器，电缆夹层、电缆竖井内均未敷设感温电缆。非消防电源配电箱没有联动切断电源功能。
建筑内现有应急照明及应急指示灯具老化严重且数量不足，不是A型灯具。至本项目实施投产时，本站火灾自动报警系统已使用12年时间，未进行过大修，火灾自动报警系统主机及感烟探头已出现误报故障，主变压器，电缆夹层、电缆竖井内均未敷设感温电缆，非消防电源配电箱没有联动切断电源功能。火灾报警信号无法上传至运维站。原有火灾报警系统主机与后期智能辅助系统的联动功能无法实现，信号也无法上传至监控系统。****电站安全生产的要求，也不能满足规程规范的要求。因此，站内需整体更换火灾自动报警系统。拆除原有火灾自动报警系统设备1套。建筑内现有应急照明及应急指示灯具老化严重且数量不足，不是A型灯具。不能满足规程规范的要求。需更换并新增应急照明及应急指示灯具。本工程更换1台联动型火灾报警控制器（含蓄电池），火灾报警系统实现与通风的联动；火灾报警系统实现与非消防电源的联动；实现火灾报警信号上传。拆除原有火灾自动报警系统设备1套。
本工程为站内主建筑更换手动报警器、声光报警器、感温、感烟探测器等消防设备，本期更换后的消防设备根据所探测区域的不同，配置不同类型和原理的探测器或探测器组合。主变压器、电缆夹层、电缆竖井新增敷设感温电缆，感温电缆在电缆上面S形布置。新上火灾自动报警系统相关设备的埋管利旧，电缆重新开列，信号线重新穿线。火灾自动报警联动控制器内需配置网络通讯模块，用于向辅控系统及监控系统后台上传火灾报警信息。火灾自动报警控制器具备标准通讯接口，可与站内辅控系统或上级集控主站通信，并可与站内主变消防控制子系统通信及信息采集。火灾自动报警控制需提供火灾报警预留硬接点信号接口，送出所有硬接点信号。
火灾探测区域应按独立房（套）间划分。火灾探测区域有：二次设备室、各电压等级配电装置室、主变压器、电缆夹层等。
原有火灾自动报警联动控制主机安装于主建筑二次设备室内，原为壁挂式主机，本期仍为壁挂式安装，安装于原位置。当火灾发生时，火灾报警控制器可及时发出声光报警信号，显示发生火警的地点。火灾自动报警系统与非消防电源联锁：当发生火灾时，联锁停止非消防电源运行，连锁停止通风风机运行。本期高压配电室内新增线型光束感烟探测器，代替原有吸顶安装的点型感烟探测器。
建筑内新上应急照明配电箱，采用壁挂明装形式。拆除原有应急照明及应急指示灯。重新合理布置灯具位置，重**装A型应急照明及应急指示灯。拆除及**火灾自动报警系统1套。墙面开槽及恢复200米。100A空开10个。电缆沟盖板掀起恢复50米。破坏及恢复地面硬化30平米。拆除并更换应急照明灯40个。拆除并更换应急指示灯15个。拆除并更换疏散指示灯35个。应急照明配电箱3个。耐火电线700米。水煤气管Φ20 700米。

项

1

154451.00

25

****公司

第1标段

****公司德力格尔110kV变消防系统更换

站内主建筑现有火灾自动报警系统1套，为集中型火灾自动报警系统，于2012年投运，采用**北大青鸟****公司的设备。主建筑内安装有应急照明及照明指示灯具。德力格尔110kV变电站现有火灾自动报警系统主机为**北大青鸟****公司提供的，投运时间为2012年，火灾报警控制器型号为JB-QB/LN1010，现有主机无法满足联动要求，且达到更换年限，老化严重；室内火灾报警探测器、声光报警器、手动报警按钮已使用多年，破损较为严重，经常出现故障。主变压器未敷设感温电缆。火灾报警信号无法上传至运维站。原有火灾报警系统主机与后期智能辅助系统的联动功能无法实现，信号也无法上传至监控系统。
主变压器未敷设感温电缆。非消防电源配电箱没有联动切断电源功能。
建筑内现有应急照明及应急指示灯具老化严重且数量不足，不是A型灯具。至本项目实施投产时，本站火灾自动报警系统已使用14年时间，未进行过大修，火灾自动报警系统主机及感烟探头已出现误报故障，主变压器未敷设感温电缆，非消防电源配电箱没有联动切断电源功能。火灾报警信号无法上传至运维站。原有火灾报警系统主机与后期智能辅助系统的联动功能无法实现，信号也无法上传至监控系统。****电站安全生产的要求，也不能满足规程规范的要求。因此，站内需整体更换火灾自动报警系统。拆除原有火灾自动报警系统设备1套。建筑内现有应急照明及应急指示灯具老化严重且数量不足，不是A型灯具。不能满足规程规范的要求。需更换并新增应急照明及应急指示灯具。本工程更换1台联动型火灾报警控制器（含蓄电池），火灾报警系统实现与通风的联动；火灾报警系统实现与非消防电源的联动；实现火灾报警信号上传。拆除原有火灾自动报警系统设备1套。
本工程为站内主建筑更换手动报警器、声光报警器、感温、感烟探测器等消防设备，本期更换后的消防设备根据所探测区域的不同，配置不同类型和原理的探测器或探测器组合。主变压器新增敷设感温电缆。新上火灾自动报警系统相关设备的埋管利旧，电缆重新开列，信号线重新穿线。火灾自动报警联动控制器内需配置网络通讯模块，用于向辅控系统及监控系统后台上传火灾报警信息。火灾自动报警控制器具备标准通讯接口，可与站内辅控系统或上级集控主站通信，并可与站内主变消防控制子系统通信及信息采集。火灾自动报警控制需提供火灾报警预留硬接点信号接口，送出所有硬接点信号。
火灾探测区域应按独立房（套）间划分。火灾探测区域有：二次设备室、各电压等级配电装置室、主变压器等。
原有火灾自动报警联动控制主机安装于主建筑二次设备室内，原为壁挂式主机，本期仍为壁挂式安装，安装于原位置。当火灾发生时，火灾报警控制器可及时发出声光报警信号，显示发生火警的地点。火灾自动报警系统与非消防电源联锁：当发生火灾时，联锁停止非消防电源运行，连锁停止通风风机运行。本期高压配电室内新增线型光束感烟探测器，代替原有吸顶安装的点型感烟探测器。
建筑内新上应急照明配电箱，采用壁挂明装形式。拆除原有应急照明及应急指示灯。重新合理布置灯具位置，重**装A型应急照明及应急指示灯。拆除及**火灾自动报警系统1套。墙面开槽及恢复200米。100A空开10个。电缆沟盖板掀起恢复50米。破坏及恢复地面硬化30平米。拆除并更换应急照明灯18个。拆除并更换应急指示灯8个。拆除并更换疏散指示灯16个。应急照明配电箱3个。耐火电线600米。水煤气管Φ20 600米。

项

1

132985.00

26

****公司

第1标段

****公司芒哈图110kV变消防系统更换

芒哈图 110kV 变电站火灾报警系统于 2013 年投入运行，其火灾自动报警主机采用****公司产品，使用年限较长。现有主机无法满足联动、切非消防电源要求；室内、外声光报警器、手动报警按钮已使用多年，破损较为严重且达到更换年限，****电站安全稳定运行，急需进行更换。 更换全站火灾报警系统 1 套（含火灾报警主机、探头、声光报警器等），并更换全站消防应急照明及疏散指示标识系统。

项

1

154450.00

27

****公司

第1标段

****公司哈毕日嘎35kV变消防系统更换

拆除及**火灾自动报警系统1套。墙面开槽及恢复200米。100A空开10个。电缆沟盖板掀起恢复50米。破坏及恢复地面硬化30平米。拆除并更换应急照明灯12个。拆除并更换应急指示灯6个。拆除并更换疏散指示灯9个。应急照明配电箱3个。耐火电线600米。水煤气管Φ20 600米。

项

1

122849.00

28

****公司

第1标段

****公司五一牧场35kV变消防系统更换

拆除及**火灾自动报警系统1套。墙面开槽及恢复200米。100A空开10个。电缆沟盖板掀起恢复50米。破坏及恢复地面硬化30平米。拆除并更换应急照明灯18个。拆除并更换应急指示灯5个。拆除并更换疏散指示灯13个。应急照明配电箱3个。耐火电线600米。水煤气管Φ20 600米。

项

1

118650.00

29

****公司

第1标段

****公司马牙山110kV变消防系统更换

拆除及**火灾自动报警系统1套。墙面开槽及恢复200米。100A空开10个。电缆沟盖板掀起恢复50米。破坏及恢复地面硬化30平米。拆除并更换应急照明灯18个。拆除并更换应急指示灯9个。拆除并更换疏散指示灯19个。应急照明配电箱4个。耐火电线600米。水煤气管Φ20 600米。

项

1

132865.00

30

****公司

第1标段

****公司新**110kV变消防系统更换

站内主建筑现有火灾自动报警系统1套，为集中型火灾自动报警系统，于2013年投运，采用****公司的设备。主建筑内安装有应急照明及照明指示灯具。白音图嘎110kV变电站现有火灾自动报警系统主机为****公司提供的，投运时间为2013年，火灾报警控制器型号为JB-QB-GST200，现有主机无法满足联动要求，且达到更换年限，老化严重；室内火灾报警探测器、声光报警器、手动报警按钮已使用多年，破损较为严重，经常出现故障。主变压器，电缆夹层、电缆竖井内均未敷设感温电缆。火灾报警信号无法上传至运维站。原有火灾报警系统主机与后期智能辅助系统的联动功能无法实现，信号也无法上传至监控系统。主变压器，电缆夹层、电缆竖井内均未敷设感温电缆。非消防电源配电箱没有联动切断电源功能。
建筑内现有应急照明及应急指示灯具老化严重且数量不足，不是A型灯具。至本项目实施投产时，本站火灾自动报警系统已使用12年时间，未进行过大修，火灾自动报警系统主机及感烟探头已出现误报故障，主变压器，电缆夹层、电缆竖井内均未敷设感温电缆，非消防电源配电箱没有联动切断电源功能。火灾报警信号无法上传至运维站。原有火灾报警系统主机与后期智能辅助系统的联动功能无法实现，信号也无法上传至监控系统。****电站安全生产的要求，也不能满足规程规范的要求。因此，站内需整体更换火灾自动报警系统。拆除原有火灾自动报警系统设备1套。建筑内现有应急照明及应急指示灯具老化严重且数量不足，不是A型灯具。不能满足规程规范的要求。需更换并新增应急照明及应急指示灯具。本工程更换1台联动型火灾报警控制器（含蓄电池），火灾报警系统实现与通风的联动；火灾报警系统实现与非消防电源的联动；实现火灾报警信号上传。拆除原有火灾自动报警系统设备1套。
本工程为站内主建筑更换手动报警器、声光报警器、感温、感烟探测器等消防设备，本期更换后的消防设备根据所探测区域的不同，配置不同类型和原理的探测器或探测器组合。主变压器、电缆夹层、电缆竖井新增敷设感温电缆，感温电缆在电缆上面S形布置。新上火灾自动报警系统相关设备的埋管利旧，电缆重新开列，信号线重新穿线。火灾自动报警联动控制器内需配置网络通讯模块，用于向辅控系统及监控系统后台上传火灾报警信息。火灾自动报警控制器具备标准通讯接口，可与站内辅控系统或上级集控主站通信，并可与站内主变消防控制子系统通信及信息采集。火灾自动报警控制需提供火灾报警预留硬接点信号接口，送出所有硬接点信号。火灾探测区域应按独立房（套）间划分。火灾探测区域有：二次设备室、各电压等级配电装置室、主变压器、电缆夹层等。原有火灾自动报警联动控制主机安装于主建筑二次设备室内，原为壁挂式主机，本期仍为壁挂式安装，安装于原位置。当火灾发生时，火灾报警控制器可及时发出声光报警信号，显示发生火警的地点。火灾自动报警系统与非消防电源联锁：当发生火灾时，联锁停止非消防电源运行，连锁停止通风风机运行。本期高压配电室内新增线型光束感烟探测器，代替原有吸顶安装的点型感烟探测器。建筑内新上应急照明配电箱，采用壁挂明装形式。拆除原有应急照明及应急指示灯。重新合理布置灯具位置，重**装A型应急照明及应急指示灯。

项

1

154155.00

31

变电管理一处

第1标段

五分场35kV变消防系统更换

站内主建筑现有火灾自动报警系统1套，为集中型火灾自动报警系统，于2013年投运，采用****公司的设备。主建筑内安装有应急照明及照明指示灯具。五分场35kV变电站现有火灾自动报警系统主机为****公司提供的，投运时间为2013年，火灾报警控制器型号为JB-QB-GST200，现有主机无法满足联动要求，且达到更换年限，老化严重；室内火灾报警探测器、声光报警器、手动报警按钮已使用多年，破损较为严重，经常出现故障。主变压器未敷设感温电缆。火灾报警信号无法上传至运维站。原有火灾报警系统主机与后期智能辅助系统的联动功能无法实现，信号也无法上传至监控系统。
主变压器未敷设感温电缆。非消防电源配电箱没有联动切断电源功能。
建筑内现有应急照明及应急指示灯具老化严重且数量不足，不是A型灯具。至本项目实施投产时，本站火灾自动报警系统已使用16年时间，未进行过大修，火灾自动报警系统主机及感烟探头已出现误报故障，主变压器未敷设感温电缆，非消防电源配电箱没有联动切断电源功能。火灾报警信号无法上传至运维站。原有火灾报警系统主机与后期智能辅助系统的联动功能无法实现，信号也无法上传至监控系统。****电站安全生产的要求，也不能满足规程规范的要求。因此，站内需整体更换火灾自动报警系统。拆除原有火灾自动报警系统设备1套。建筑内现有应急照明及应急指示灯具老化严重且数量不足，不是A型灯具。不能满足规程规范的要求。需更换并新增应急照明及应急指示灯具。本工程更换1台联动型火灾报警控制器（含蓄电池），火灾报警系统实现与通风的联动；火灾报警系统实现与非消防电源的联动；实现火灾报警信号上传。拆除原有火灾自动报警系统设备1套。
本工程为站内主建筑更换手动报警器、声光报警器、感温、感烟探测器等消防设备，本期更换后的消防设备根据所探测区域的不同，配置不同类型和原理的探测器或探测器组合。主变压器新增敷设感温电缆。新上火灾自动报警系统相关设备的埋管利旧，电缆重新开列，信号线重新穿线。火灾自动报警联动控制器内需配置网络通讯模块，用于向辅控系统及监控系统后台上传火灾报警信息。火灾自动报警控制器具备标准通讯接口，可与站内辅控系统或上级集控主站通信，并可与站内主变消防控制子系统通信及信息采集。火灾自动报警控制需提供火灾报警预留硬接点信号接口，送出所有硬接点信号。
火灾探测区域应按独立房（套）间划分。火灾探测区域有：二次设备室、各电压等级配电装置室、主变压器等。
原有火灾自动报警联动控制主机安装于主建筑二次设备室内，原为壁挂式主机，本期仍为壁挂式安装，安装于原位置。当火灾发生时，火灾报警控制器可及时发出声光报警信号，显示发生火警的地点。火灾自动报警系统与非消防电源联锁：当发生火灾时，联锁停止非消防电源运行，连锁停止通风风机运行。本期高压配电室内新增线型光束感烟探测器，代替原有吸顶安装的点型感烟探测器。
建筑内新上应急照明配电箱，采用壁挂明装形式。拆除原有应急照明及应急指示灯。重新合理布置灯具位置，重**装A型应急照明及应急指示灯。

项

1

158373.00

32

变电管理一处

第1标段

白音锡勒35kV变消防系统更换

站内主建筑现有火灾自动报警系统1套，为集中型火灾自动报警系统，于2011年投运，采用****公司的设备。主建筑内安装有应急照明及照明指示灯具。白音锡勒35kV变电站现有火灾自动报警系统主机为****公司提供的，投运时间为2011年，火灾报警控制器型号为JB-QB-GST200，现有主机无法满足联动要求，且达到更换年限，老化严重；室内火灾报警探测器、声光报警器、手动报警按钮已使用多年，破损较为严重，经常出现故障。主变压器未敷设感温电缆。火灾报警信号无法上传至运维站。原有火灾报警系统主机与后期智能辅助系统的联动功能无法实现，信号也无法上传至监控系统。
主变压器未敷设感温电缆。非消防电源配电箱没有联动切断电源功能。
建筑内现有应急照明及应急指示灯具老化严重且数量不足，不是A型灯具。至本项目实施投产时，本站火灾自动报警系统已使用16年时间，未进行过大修，火灾自动报警系统主机及感烟探头已出现误报故障，主变压器未敷设感温电缆，非消防电源配电箱没有联动切断电源功能。火灾报警信号无法上传至运维站。原有火灾报警系统主机与后期智能辅助系统的联动功能无法实现，信号也无法上传至监控系统。****电站安全生产的要求，也不能满足规程规范的要求。因此，站内需整体更换火灾自动报警系统。拆除原有火灾自动报警系统设备1套。建筑内现有应急照明及应急指示灯具老化严重且数量不足，不是A型灯具。不能满足规程规范的要求。需更换并新增应急照明及应急指示灯具。 本工程更换1台联动型火灾报警控制器（含蓄电池），火灾报警系统实现与通风的联动；火灾报警系统实现与非消防电源的联动；实现火灾报警信号上传。拆除原有火灾自动报警系统设备1套。
本工程为站内主建筑更换手动报警器、声光报警器、感温、感烟探测器等消防设备，本期更换后的消防设备根据所探测区域的不同，配置不同类型和原理的探测器或探测器组合。主变压器新增敷设感温电缆。新上火灾自动报警系统相关设备的埋管利旧，电缆重新开列，信号线重新穿线。火灾自动报警联动控制器内需配置网络通讯模块，用于向辅控系统及监控系统后台上传火灾报警信息。火灾自动报警控制器具备标准通讯接口，可与站内辅控系统或上级集控主站通信，并可与站内主变消防控制子系统通信及信息采集。火灾自动报警控制需提供火灾报警预留硬接点信号接口，送出所有硬接点信号。
火灾探测区域应按独立房（套）间划分。火灾探测区域有：二次设备室、各电压等级配电装置室、主变压器、电缆沟等。
原有火灾自动报警联动控制主机安装于主建筑二次设备室内，原为壁挂式主机，本期仍为壁挂式安装，安装于原位置。当火灾发生时，火灾报警控制器可及时发出声光报警信号，显示发生火警的地点。火灾自动报警系统与非消防电源联锁：当发生火灾时，联锁停止非消防电源运行，连锁停止通风风机运行。本期高压配电室内新增线型光束感烟探测器，代替原有吸顶安装的点型感烟探测器。
建筑内新上应急照明配电箱，采用壁挂明装形式。拆除原有应急照明及应急指示灯。重新合理布置灯具位置，重**装A型应急照明及应急指示灯。

项

1

167470.00

33

变电管理一处

第1标段

五间房220kV变消防系统更换

站内主建筑现有火灾自动报警系统1套，为集中型火灾自动报警系统，于2012年投运，采用****公司的设备。主建筑内安装有应急照明及照明指示灯具。五间房220kV变电站现有火灾自动报警系统主机为****公司提供的，投运时间为2012年，火灾报警控制器型号为JB-QB-GST200，现有主机无法满足联动要求，且达到更换年限，老化严重；室内火灾报警探测器、声光报警器、手动报警按钮已使用多年，破损较为严重，经常出现故障。本站为集控站，子站信号无法上传至本站。原有火灾报警系统主机与后期智能辅助系统的联动功能无法实现，信号也无法与监控系统通信。非消防电源配电箱没有联动切断电源功能。建筑内现有应急照明及应急指示灯具老化严重且数量不足，不是A型灯具。至本项目实施投产时，本站火灾自动报警系统已使用14年时间，未进行过大修，火灾自动报警系统主机及感烟探头已出现误报故障，非消防电源配电箱没有联动切断电源功能。本站为集控站，子站信号无法上传至本站。原有火灾报警系统主机与后期智能辅助系统的联动功能无法实现，信号也无法与监控系统通信。****电站安全生产的要求，也不能满足规程规范的要求。因此，站内需整体更换火灾自动报警系统。拆除原有火灾自动报警系统设备1套。建筑内现有应急照明及应急指示灯具老化严重且数量不足，不是A型灯具。不能满足规程规范的要求。需更换并新增应急照明及应急指示灯具。 本工程更换1台联动型火灾报警控制器（含蓄电池），火灾报警系统实现与通风的联动；火灾报警系统实现与非消防电源的联动；实现子站火灾报警信号可上传至本站。拆除原有火灾自动报警系统设备1套。
本工程为站内主建筑更换手动报警器、声光报警器、感温、感烟探测器等消防设备，本期更换后的消防设备根据所探测区域的不同，配置不同类型和原理的探测器或探测器组合。新上火灾自动报警系统相关设备的埋管利旧，电缆重新开列，信号线重新穿线。火灾自动报警联动控制器内需配置网络通讯模块，用于向辅控系统及监控系统后台上传火灾报警信息。火灾自动报警控制器具备标准通讯接口，可与站内监控系统或子站进行通信，并可与站内主变消防控制子系统通信及信息采集。火灾自动报警控制需提供火灾报警预留硬接点信号接口，送出及接收所有硬接点信号。
火灾探测区域应按独立房（套）间划分。火灾探测区域有：二次设备室、各电压等级配电装置室。
原有火灾自动报警联动控制主机安装于主建筑二次设备室内，原为壁挂式主机，本期仍为壁挂式安装，安装于原位置。当火灾发生时，火灾报警控制器可及时发出声光报警信号，显示发生火警的地点。火灾自动报警系统与非消防电源联锁：当发生火灾时，联锁停止非消防电源运行，连锁停止通风风机运行。本期高压配电室内新增线型光束感烟探测器，代替原有吸顶安装的点型感烟探测器。
建筑内新上应急照明配电箱，采用壁挂明装形式。拆除原有应急照明及应急指示灯。重新合理布置灯具位置，重**装A型应急照明及应急指示灯。

项

1

170818.00

34

变电管理一处

第1标段

花敖包110kV变消防系统更换

站内主建筑现有火灾自动报警系统1套，为集中型火灾自动报警系统，于2010年投运，采用****公司的设备。主建筑内安装有应急照明及照明指示灯具。花敖包110kV变电站现有火灾自动报警系统主机为****公司提供的，投运时间为2010年，火灾报警控制器型号为JB-QB-GST200，现有主机无法满足联动要求，且达到更换年限，老化严重；室内火灾报警探测器、声光报警器、手动报警按钮已使用多年，破损较为严重，经常出现故障。主变压器未敷设感温电缆。火灾报警信号无法上传至运维站。原有火灾报警系统主机与后期智能辅助系统的联动功能无法实现，信号也无法上传至监控系统。
主变压器未敷设感温电缆。非消防电源配电箱没有联动切断电源功能。
建筑内现有应急照明及应急指示灯具老化严重且数量不足，不是A型灯具。至本项目实施投产时，本站火灾自动报警系统已使用14年时间，未进行过大修，火灾自动报警系统主机及感烟探头已出现误报故障，主变压器未敷设感温电缆，非消防电源配电箱没有联动切断电源功能。火灾报警信号无法上传至运维站。原有火灾报警系统主机与后期智能辅助系统的联动功能无法实现，信号也无法上传至监控系统。****电站安全生产的要求，也不能满足规程规范的要求。因此，站内需整体更换火灾自动报警系统。拆除原有火灾自动报警系统设备1套。建筑内现有应急照明及应急指示灯具老化严重且数量不足，不是A型灯具。不能满足规程规范的要求。需更换并新增应急照明及应急指示灯具。本工程更换1台联动型火灾报警控制器（含蓄电池），火灾报警系统实现与通风的联动；火灾报警系统实现与非消防电源的联动；实现火灾报警信号上传。拆除原有火灾自动报警系统设备1套。
本工程为站内主建筑更换手动报警器、声光报警器、感温、感烟探测器等消防设备，本期更换后的消防设备根据所探测区域的不同，配置不同类型和原理的探测器或探测器组合。主变压器新增敷设感温电缆。新上火灾自动报警系统相关设备的埋管利旧，电缆重新开列，信号线重新穿线。火灾自动报警联动控制器内需配置网络通讯模块，用于向辅控系统及监控系统后台上传火灾报警信息。火灾自动报警控制器具备标准通讯接口，可与站内辅控系统或上级集控主站通信，并可与站内主变消防控制子系统通信及信息采集。火灾自动报警控制需提供火灾报警预留硬接点信号接口，送出所有硬接点信号。
火灾探测区域应按独立房（套）间划分。火灾探测区域有：二次设备室、各电压等级配电装置室、主变压器、电缆沟等。
原有火灾自动报警联动控制主机安装于主建筑二次设备室内，原为壁挂式主机，本期仍为壁挂式安装，安装于原位置。当火灾发生时，火灾报警控制器可及时发出声光报警信号，显示发生火警的地点。火灾自动报警系统与非消防电源联锁：当发生火灾时，联锁停止非消防电源运行，连锁停止通风风机运行。本期高压配电室内新增线型光束感烟探测器，代替原有吸顶安装的点型感烟探测器。
建筑内新上应急照明配电箱，采用壁挂明装形式。拆除原有应急照明及应急指示灯。重新合理布置灯具位置，重**装A型应急照明及应急指示灯。

项

1

162635.00

35

变电管理一处

第1标段

**诺尔35kV变消防系统更换

站内主建筑现有火灾自动报警系统1套，为集中型火灾自动报警系统，于2013年投运，采用****公司的设备。主建筑内安装有应急照明及照明指示灯具。**诺尔35kV变电站现有火灾自动报警系统主机为****公司提供的，投运时间为2013年，火灾报警控制器型号为JB-QB-GST200，现有主机无法满足联动要求，且达到更换年限，老化严重；室内火灾报警探测器、声光报警器、手动报警按钮已使用多年，破损较为严重，经常出现故障。主变压器未敷设感温电缆。火灾报警信号无法上传至运维站。原有火灾报警系统主机与后期智能辅助系统的联动功能无法实现，信号也无法上传至监控系统。主变压器未敷设感温电缆。非消防电源配电箱没有联动切断电源功能。建筑内现有应急照明及应急指示灯具老化严重且数量不足，不是A型灯具。至本项目实施投产时，本站火灾自动报警系统已使用14年时间，未进行过大修，火灾自动报警系统主机及感烟探头已出现误报故障，主变压器未敷设感温电缆，非消防电源配电箱没有联动切断电源功能。火灾报警信号无法上传至运维站。原有火灾报警系统主机与后期智能辅助系统的联动功能无法实现，信号也无法上传至监控系统。****电站安全生产的要求，也不能满足规程规范的要求。因此，站内需整体更换火灾自动报警系统。拆除原有火灾自动报警系统设备1套。建筑内现有应急照明及应急指示灯具老化严重且数量不足，不是A型灯具。不能满足规程规范的要求。需更换并新增应急照明及应急指示灯具。本工程更换1台联动型火灾报警控制器（含蓄电池），火灾报警系统实现与通风的联动；火灾报警系统实现与非消防电源的联动；实现火灾报警信号上传。拆除原有火灾自动报警系统设备1套。
本工程为站内主建筑更换手动报警器、声光报警器、感温、感烟探测器等消防设备，本期更换后的消防设备根据所探测区域的不同，配置不同类型和原理的探测器或探测器组合。主变压器新增敷设感温电缆。新上火灾自动报警系统相关设备的埋管利旧，电缆重新开列，信号线重新穿线。火灾自动报警联动控制器内需配置网络通讯模块，用于向辅控系统及监控系统后台上传火灾报警信息。火灾自动报警控制器具备标准通讯接口，可与站内辅控系统或上级集控主站通信，并可与站内主变消防控制子系统通信及信息采集。火灾自动报警控制需提供火灾报警预留硬接点信号接口，送出所有硬接点信号。
火灾探测区域应按独立房（套）间划分。火灾探测区域有：二次设备室、各电压等级配电装置室、主变压器等。
原有火灾自动报警联动控制主机安装于主建筑二次设备室内，原为壁挂式主机，本期仍为壁挂式安装，安装于原位置。当火灾发生时，火灾报警控制器可及时发出声光报警信号，显示发生火警的地点。火灾自动报警系统与非消防电源联锁：当发生火灾时，联锁停止非消防电源运行，连锁停止通风风机运行。本期高压配电室内新增线型光束感烟探测器，代替原有吸顶安装的点型感烟探测器。
建筑内新上应急照明配电箱，采用壁挂明装形式。拆除原有应急照明及应急指示灯。重新合理布置灯具位置，重**装A型应急照明及应急指示灯。

项

1

162592.00

36

变电管理一处

第1标段

**110kV变消防系统更换

站内主建筑现有火灾自动报警系统1套，为集中型火灾自动报警系统，于2013年投运，采用******公司的设备。主建筑内安装有应急照明及照明指示灯具。**110kV变电站现有火灾自动报警系统主机为******公司提供的，投运时间为2013年，火灾报警控制器型号为JB-TB-242SAN030，现有主机无法满足联动要求，且达到更换年限，老化严重；室内火灾报警探测器、声光报警器、手动报警按钮已使用多年，破损较为严重，经常出现故障。主变压器，电缆竖井内均未敷设感温电缆。火灾报警信号无法上传至运维站。原有火灾报警系统主机与后期智能辅助系统的联动功能无法实现，信号也无法上传至监控系统。
主变压器，电缆竖井内均未敷设感温电缆。非消防电源配电箱没有联动切断电源功能。
建筑内现有应急照明及应急指示灯具老化严重且数量不足，不是A型灯具。至本项目实施投产时，本站火灾自动报警系统已使用12年时间，未进行过大修，火灾自动报警系统主机及感烟探头已出现误报故障，主变压器，电缆竖井内均未敷设感温电缆，非消防电源配电箱没有联动切断电源功能。火灾报警信号无法上传至运维站。原有火灾报警系统主机与后期智能辅助系统的联动功能无法实现，信号也无法上传至监控系统。****电站安全生产的要求，也不能满足规程规范的要求。因此，站内需整体更换火灾自动报警系统。拆除原有火灾自动报警系统设备1套。建筑内现有应急照明及应急指示灯具老化严重且数量不足，不是A型灯具。不能满足规程规范的要求。需更换并新增应急照明及应急指示灯具。本工程更换1台联动型火灾报警控制器（含蓄电池），火灾报警系统实现与通风的联动；火灾报警系统实现与非消防电源的联动；实现火灾报警信号上传。拆除原有火灾自动报警系统设备1套。
本工程为站内主建筑更换手动报警器、声光报警器、感温、感烟探测器等消防设备，本期更换后的消防设备根据所探测区域的不同，配置不同类型和原理的探测器或探测器组合。主变压器、电缆竖井新增敷设感温电缆，感温电缆在电缆上面S形布置。新上火灾自动报警系统相关设备的埋管利旧，电缆重新开列，信号线重新穿线。火灾自动报警联动控制器内需配置网络通讯模块，用于向辅控系统及监控系统后台上传火灾报警信息。火灾自动报警控制器具备标准通讯接口，可与站内辅控系统或上级集控主站通信，并可与站内主变消防控制子系统通信及信息采集。火灾自动报警控制需提供火灾报警预留硬接点信号接口，送出所有硬接点信号。
火灾探测区域应按独立房（套）间划分。火灾探测区域有：二次设备室、各电压等级配电装置室、主变压器等。
原有火灾自动报警联动控制主机安装于主建筑二次设备室内，原为壁挂式主机，本期仍为壁挂式安装，安装于建筑门厅内。当火灾发生时，火灾报警控制器可及时发出声光报警信号，显示发生火警的地点。火灾自动报警系统与非消防电源联锁：当发生火灾时，联锁停止非消防电源运行，连锁停止通风风机运行。本期高压配电室内新增线型光束感烟探测器，代替原有吸顶安装的点型感烟探测器。
建筑内新上应急照明配电箱，采用壁挂明装形式。拆除原有应急照明及应急指示灯。重新合理布置灯具位置，重**装A型应急照明及应急指示灯。

项

1

233624.00

37

****公司

第1标段

****公司西乌110kV变消防系统更换

110kV****电站更换火灾自动报警系统一套、应急疏散系统一套并实现联动、防火门一套。****电站实现火警****电站功能，所有线缆符合暗敷要求均需开槽敷设。

项

1

114145.00

38

****公司

第1标段

****公司三连110kV变消防系统更换

110kV****电站更换火灾自动报警系统一套、应急疏散系统一套并实现联动、消火栓按钮八个、感温电缆五百米、火灾探测器五个。****电站实现火警****电站功能，所有线缆符合暗敷要求均需开槽敷设。

项

1

154451.00

39

****公司

第1标段

****公司布日敦110kV变消防系统更换

110kV****电站更换火灾自动报警系统一套、应急疏散系统一套并实现联动、防火门两套、感温电缆五百米。****电站实现火警****电站功能，所有线缆符合暗敷要求均需开槽敷设。

项

1

154451.00

40

****公司

第1标段

黄旗110kV变大门改造工程

黄旗 110kV 变电站 2004 年投运，进站大门采用铁艺大门至今已使用 21 年，现进站铁艺大门不能正常使用、整体生锈严重。已经严重影响到了运行人员的正常工作和施工人员的出行，为变电站日后的工作也会带来诸多不便，****电站管理要求。该大门已达到使用寿命，多次维修无法彻底修复，存在安全隐患，需进行更换。标识墙外装饰面已严重破损，砖砌门柱外贴砖已脱落，需要进行更换。拆除并更换平开铁艺大门。

项

1

76433.00

41

****公司

第1标段

桑根达来110kV变电站大门改造

桑根达来110kV变电站目**站大门采用电动伸缩门，变电站小门已多处变形，不能正常使用。大门不能正常使用、已经严重影响到了运行人员的正常工作和施工人员的出行，为变电站日后的工作也会带来诸多不便，****电站管理要求，需要进行更换。****电站电动伸缩大门及小门，****电站标识墙门洞。
电动伸缩大门更换为平开铁艺大门，**大门高2.5m，宽5.5m，小门1.2m宽，顶部含防攀爬措施，大门样式选择圆孔网眼或格栅式。
恢复拆除大门轨道破坏的混凝土道路，做法同原站做法。

项

1

60454.00

42

****公司

第1标段

东苏德日斯台35kV变电站大门改造工程

东苏德日斯台35kV变电站目**站大门采用电动伸缩门，大门不能正常使用、已经严重影响到了运行人员的正常工作和施工人员的出行，为变电站日后的工作也会带来诸多不便，****电站管理要求，需要进行更换。****电站电动伸缩大门及小门、铁艺门柱及基础等。
更换为平开铁艺大门并**门柱及基础。**大门高2.5m，宽5.5m，小门1.2m宽，顶部含防攀爬措施，样式选择圆孔网眼或格栅式。
拆除并恢复部分混凝土道路、围墙、脉冲电子围栏等，与原站做法一致。****电站标识墙门洞。
拆除大门时需拆除部分混凝土道路硬化，待基础施工完成后进行恢复，与原道路硬化做法相同。

项

1

57293.00

43

****公司

第1标段

****园区110kV变电站大门改造

产业园区110kV变电站目**站大门采用电动伸缩门，大门不能正常使用、已经严重影响到了运行人员的正常工作和施工人员的出行，为变电站日后的工作也会带来诸多不便，****电站管理要求，需要进行更换。****电站电动伸缩大门及小门。更换为铁艺平开大门，**大门高2.5m，宽5.5m，小门1.2m宽，顶部含防攀爬措施，样式选择圆孔网眼或格栅式。

项

1

45773.00

44

变电管理一处

第1标段

金**110kV变电站大门改造工程

金**110kV变电站目**站大门采用电动伸缩门，大门不能正常使用、已经严重影响到了运行人员的正常工作和施工人员的出行，为变电站日后的工作也会带来诸多不便，****电站管理要求，需要进行更换。****电站电动伸缩大门及小门、铁艺门柱及基础等。更换为平开铁艺大门并**门柱及基础。**大门高2.5m，宽5.5m，小门1.2m宽，顶部含防攀爬措施，样式选择圆孔网眼或格栅式。
拆除并恢复部分混凝土道路，与原站做法一致。****电站标识墙门洞。

项

1

48468.00

45

****公司

第1标段

太旗三道沟110kV变电站大门改造工程

三道沟110kV变电站目**站大门采用电动伸缩门，大门不能正常使用、已经严重影响到了运行人员的正常工作和施工人员的出行，为变电站日后的工作也会带来诸多不便，****电站管理要求，需要进行更换。****电站电动伸缩大门及小门。更换为铁艺平开大门，**大门高2.5m，宽5.5m，小门1.2m宽，顶部含防攀爬措施，样式选择圆孔网眼或格栅式。
拆除并恢复部分混凝土道路，与原站做法一致。****电站标识墙门洞。

项

1

52923.00

46

****公司

第1标段

太旗宝昌110kV变电站大门改造工程

宝昌110kV变电站目**站大门采用铁艺大门，大门不能正常使用、已经严重影响到了运行人员的正常工作和施工人员的出行，为变电站日后的工作也会带来诸多不便，****电站管理要求，需要进行更换。****电站大门、砖砌门柱及基础。更换平开铁艺大门，并**门柱及基础。**大门高2.5m，宽5.5m，顶部含防攀爬措施，大门样式选择圆孔网眼或格栅式。
拆除并恢复部分混凝土道路、围墙、脉冲电子围栏等，与原站做法一致。

项

1

52753.00

47

****公司

第1标段

太旗新**110kV变电站大门改造工程

新**110kV变电站目**站大门采用电动伸缩门，大门不能正常使用、已经严重影响到了运行人员的正常工作和施工人员的出行，为变电站日后的工作也会带来诸多不便，****电站管理要求，需要进行更换。****电站电动伸缩大门及小门。更换为铁艺平开大门，**大门高2.5m，宽5.5m，小门1.2m宽，顶部含防攀爬措施，样式选择圆孔网眼或格栅式。
拆除并恢复部分混凝土道路，与原站做法一致。****电站标识墙门洞。

项

1

61247.00

合计

****9148.00

1

****公司

第2标段

****公司110kV宝格都变10kV956北二线等6条线路自动化改造工程

****公司配电网自动化建设于水平落后，各类**产业、智能建筑以及居民用电设备的增加，使得 10kV 配电网络的负荷压力日益增大。传统配电系统缺乏有效的负荷监测和调控手段，容易出现过负荷运行的情况，进而引发线路跳闸、设备损坏等问题，影响供电的连续性。而配电自动化改造后，能够实时监测线路的负荷情况，通过智能调控实现负荷的合理分配，避免过负荷现象的发生，显著提高供电的可靠性和稳定性。
1 宝格都110kV变电站10kV956北二线自动化改造方案
光缆起于宝格都110kV变电站，止于956****少年宫环网箱，架空光缆长度2.5公里，地埋光缆长度0.33公里，全线光缆长度2.83公里。**柱上真空断路器2台，FTU2台，安装于主线28#、46#杆。**二进四出环网箱1台，DTU1台，安装于主线54#杆附近。少年宫环网箱利旧，以上三遥接入点各配置ONU1套，采用光纤专网通信。
2 百嘎力35kV变电站10kV953百北线自动化改造方案
光缆起于百嘎力35kV变电站，止于956****少年宫环网箱，架空光缆长度1.91公里，地埋光缆长度1.13公里，全线光缆长度3.04公里。**柱上真空断路器2台，FTU2台，安装于主线32#、33#杆。主线23#杆断路器利旧，以上三遥接入点各配置ONU1套，采用光纤专网通信。
3 宝格都110kV变电站10kV959新区线自动化改造方案
光缆起于宝格都110kV变电站，止于新区线地税环网箱，架空光缆长度3.97公里，地埋光缆长度0.78公里，全线光缆长度4.75公里。**柱上真空断路器2台，FTU2台，安装于主线47#、66#杆。地税环网箱利旧，以上三遥接入点各配置ONU1套，采用光纤专网通信。
4 百嘎力35kV变电站10kV954百新线自动化改造方案
本线路利用10kV953百北线光缆通道。****联社环网箱利旧，以上三遥接入点各配置ONU1套，采用光纤专网通信。
5 宝格都110kV变电站10kV957南环线自动化改造方案
光缆起于宝格都110kV变电站，止于956南环线烟草环网箱，架空光缆长度4.78公里，地埋光缆长度0.99公里，全线光缆长度5.77公里。**二进四出环网箱1台，DTU1台，安装于南环线原有烟草环网箱位置。主线10#、46#杆柱上断路器利旧，以上三遥接入点各配置ONU1套，采用光纤专网通信。
6 百嘎力35kV变电站10kV951百南线自动化改造方案
光缆起于百嘎力35kV变电站，止于956南环线烟草环网箱，架空光缆长度2.9公里，地埋光缆长度0.7公里，全线光缆长度3.6公里。**柱上真空断路器1台，FTU1台，安装于主线44#杆。主线二校环网箱利旧，以上三遥接入点各配置ONU1套，采用光纤专网通信。改造二进四出环网箱2座。改造一二次融合柱上断路器2台。**一二次融合柱上断路器6台。**24芯光缆23.19公里，OLT1台，ONU16台，分光器32台。

项

1

****367.00

2

****公司

第2标段

**35kV宝力格变10kV962规四街路等4条线环网柜更换工程

1.10kV962规四街路生态园01号环网箱、环保局01号环网箱、畜牧局02号环网箱、祥纳都03号环网箱将一进四出环网箱更换为二进四出环网箱。
2.10kV959****学校胡同01号环网箱一进四出环网箱更换为二进四出环网箱；学校胡同03号环网箱为一进四出环网箱更换为二进六出环网箱。
3.10kV968蓝中街线清真寺01号环网箱为一进四出环网箱，更换为二进四出环网箱。
4.10kV967****车站01号环网箱为一进四出环网箱，更换为二进四出环网箱。

项

1

233624.00

3

****公司

第2标段

110kV****电站959**线等10条线路配电自动化工程

****公司配电网自动化建设于水平落后，各类**产业、智能建筑以及居民用电设备的增加，使得 10kV 配电网络的负荷压力日益增大。传统配电系统缺乏有效的负荷监测和调控手段，容易出现过负荷运行的情况，进而引发线路跳闸、设备损坏等问题，影响供电的连续性。而配电自动化改造后，能够实时监测线路的负荷情况，通过智能调控实现负荷的合理分配，避免过负荷现象的发生，显著提高供电的可靠性和稳定性。
光缆起于**110kV变，止于二连110千伏变，架空长度10.19公里，直埋长度9.108公里，全线光缆长度19.298公里。更换ZW-20A型真空断路器6台，**ZW-20A型真空断路器1台，FTU7台，DTU12台；仅新增ONU设备安装位置：974西前线1#、2#环网箱，978通关路1#、2#环网箱；新增DTU和ONU设备安装位置：959**线3#、4#环网箱，974**线与959西前线联络环网箱，979团结线11#环网箱，979团结线与977西团路联络环网箱，976西石路2#、4#、6#环网箱，981石化线2#、6#、8#、环网箱，981石化线与976西石路联络环网箱。断路器安装位置979团结线：1#杆、35#杆，972西环II线：37#杆，976西石路：39#杆，977建设II线：21#杆、63#杆，977西团线53#杆，以上三遥接入点各配置ONU1套，采用光纤专网通信

项

1

****238.00

4

****公司

第2标段

110kV****电站953**线等3条线路配变改造工程

老旧 10kV 箱式设备存在严重的安全隐患，威胁电力系统与周边环境安全。早期投运的箱式设备大多已接近或超过使用年限，箱体锈蚀、密封性能下降等问题突出，易受雨水、灰尘侵入，导致内部元器件受潮、老化，增加短路、漏电等故障风险。部分设备的绝缘性能退化，在高负荷运行时可能引发电弧放电，甚至造成箱体起火，不仅影响供电连续性，还可能对周边居民和设施构**全威胁。
花园小区：由二连110kV变电站953**线30#杆支1#公用环网箱出线，引出10千伏电缆至本期**630千伏安箱变位置，由箱变出线0.4千伏电缆5回，分别引接本期**一进六出****花园小区1-4#楼壁挂式电缆分接箱。
杨全合台区：由二连110kV变电站981石化线2号环网箱出线，引出10千伏电缆至本期**二进四出环网箱处，由环网箱引出10千伏电缆至本期**630千伏安箱变处，由箱变引出0.4千伏电缆2回，一回向北敷设至本期**1#低压电缆分接箱，接带原有杨全合变压器负荷，另一回向东敷设至本期**2#低压电缆分接箱止，接带原有**公园北变压器负荷。
明珠东村台区：由二连110kV变电站977建设II线20#杆引下10千伏电缆至本期**630千伏安箱式变压器位置，于电源点新装隔离开关1台。由箱变引出0.4千伏电缆1回，引接本期**1#低压电缆分接箱，利用原有电缆引接至本工程**2#、3#低压电缆分接箱及1#π接箱处至，由3#低压电缆分接箱引出0.4千伏电缆至原有π接箱。

项

1

629502.00

5

****公司

第2标段

****公司110kV****电站10kV962西环北线等6条线路自动化改造工程

1、110kV****电站10kV961林场北线、10kV973林场南自动化改造方案
光缆起于110kV****电站，止于110kV****电站，架空光缆长度9.838公里，地
埋光缆长度0.509公里，全线光缆长度10.347公里。更换柱上一二次融合柱上断路器4
台，安装于961林场北线主线33#、119#，973林场南主线109#杆50#杆。以上三遥接入
点各配置ONU1套，采用光纤专网通信。
2、110kV****电站10kV962西环北线、10kV965西环线自动化改造方案
光缆起于110kV****电站，止于开闭站，架空光缆长度6.138m，地埋光缆长度
0.28公里，全线光缆长度6.418公里。**局端OLT设备1台，**柱上一二次融合柱上
断路器1台、更换柱上一二次融合柱上断路器3台，安装于962西环北线主线39#、52#杆、
965西环线主线13#杆、36#杆。以上三遥接入点各配置ONU1套，采用光纤专网通信。
3、110kV****电站10kV965新区线、10kV952新区I回自动化改造方案
光缆起于110kV****电站，止于110kV****电站，架空光缆长度5.909公里，地
埋光缆长度3.033公里，全线光缆长度8.942公里。更换柱上一二次融合柱上断路器1台，
安装于10kV952新区I回主线30#。以上三遥接入点各配置ONU1套，采用光纤专网通信。

项

1

****094.00

6

****公司

第2标段

****公司110kV****电站10kV654生活区I回线等12条线路自动化改造工程

**柱上一二次融合柱上断路器12台，更换柱上一二次融合柱上断路器2台，安装
于965朱镇II回主线26#、954朱镇I回主线46#，951额乌线117#-117#杆、117-298#杆、
952队部线26-266-1#杆、375#杆、963坊西路783#杆、953道东线128-179#杆、954布苏
线339-237#杆、410#杆、966道西线507#杆、441-1#杆、961军西线122#杆、958东达路
540#杆。

项

1

545041.00

7

****公司

第2标段

35kV阿尤勒亥变三条线路变压器增容改造工程

变压器年限较长，随着用户生活水平提高，整体转变为现代化养殖，大部分牧户已使用搅拌设备，且每户均有电采暖设备需求，单户平均负荷在25kw以上 ，现农牧区变压器运行年限均在10年以上 ，变压器容量多为10kVA和20KVA，负载率常年≥70%且部分变压器过载运行，导致用户末端电压低，设备无法启用，不能满足农牧户现代化养殖用电需求，急需对小容量变压器增容改造，保障供电可靠性，提出改造。
符合技改准入原则：5.10.1.2 配电变压器更换类：6.负荷自然增长导致，配电变压器负载率≥70%且小于90%。35kV阿尤勒亥973阿尤北路：高红军改造为S20-50kVA变压器、阿拉木斯改造为S20-50kVA变压器、呼格吉勒图改造为S20-50kVA变压器、乔晓龙改造为S20-50kVA变压器、苏和改造为S20-50kVA变压器、萨其日呼改造为S20-50kVA变压器、阿莉玛改造为S20-50kVA变压器、白金花改造为S20-50kVA变压器、锡林改造为S20-50kVA变压器、特木尔宝力道改造为S20-50kVA变压器、希日呼改造为S20-50kVA变压器、乌云毕力格改造为S20-50kVA变压器、乌力吉图改造为S20-50kVA变压器、达布希勒图改造为S20-50kVA变压器、萨仁图雅（小）改造为S20-50kVA变压器、额尔登毕力格改造为S20-50kVA变压器、萨仁图雅（大）改造为S20-50kVA变压器、那木斯莱改造为S20-50kVA变压器、巴**乐图改造为S20-50kVA变压器、苏乙拉其其格改造为S20-50kVA变压器、乌尼日改造为S20-50kVA变压器、**改造为S20-50kVA变压器、其达拉图改造为S20-50kVA变压器、额尔登涛涛改造为S20-50kVA变压器、巴雅尔改造为S20-50kVA变压器、其麦拉图改造为S20-50kVA变压器、那顺巴图改造为S20-50kVA变压器、敖登图雅改造为S20-50kVA变压器、大阿拉木斯改造为S20-50kVA变压器、乌仁其木格改造为SS20-50kVA变压器、格日乐其木格改造为S20-50kVA变压器、高仲改造为S20-50kVA变压器、哈斯其木格改造为S20-50kVA变压器、额尔登胡伊噶改造为S20-50kVA变压器、阿拉坦阿古拉改造为S20-50kVA变压器、**改造为S20-50kVA变压器、**其其格改造为S20-50kVA变压器、扎米雅改造为S20-50kVA变压器、娜日苏改造为S20-50kVA变压器、达布希勒图改造为S20-50kVA变压器、斯日古楞花改造为S20-50kVA变压器、布和巴特改造为S20-50kVA变压器、朝鲁门1改造为S20-50kVA变压器、格日勒图改造为S20-50kVA变压器、那**力改造为S20-50kVA变压器、阿拉坦嘎日格改造为S20-50kVA变压器、苏乙拉其其格改造为S20-50kVA变压器、苏德改造为S20-50kVA变压器、阿拉坦胡伊嘎改造为S20-50kVA变压器、朝鲁门其其格改造为S20-50kVA变压器、额尔德尼改造为S20-50kVA变压器、格日勒改造为S20-50kVA变压器、**图雅改造为S20-50kVA变压器、阿拉坦巴特改造为S20-50kVA变压器、朱拥改造为S20-50kVA变压器、朝鲁门2改造为S20-50kVA变压器、呼日查巴特尔1改造为S20-50kVA变压器、满都拉2改造为S20-50kVA变压器、苏朝鲁改造为S20-50kVA变压器、苏乙拉格改造为S20-50kVA变压器、闫军改造为S20-50kVA变压器、宫忠江改造为S20-50kVA变压器、钢苏和改造为S20-50kVA变压器、乔晓春改造为S20-50kVA变压器、古斯楞改造为S20-50kVA变压器。35kV阿尤勒亥972阿尤南路：赵美玲改造为S20-50kVA变压器、满来格日勒改造为S20-50kVA变压器、王永红改造为S20-50kVA变压器、杜海改造为S20-50kVA变压器、苏乙拉巴特尔改造为S20-50kVA变压器、刘春树改造为S20-50kVA变压器、刘春国改造为S20-50kVA变压器。35kV阿尔善变971阿东路：敖特根毕改造为S20-50kVA变压器。

项

1

702398.00

8

****公司

第2标段

110kV查干海日变953白苏路等四条线路变压器增容改造工程

110kV查干海日变953白苏路等四条线路因投运年限较长，初期投资低，大部分变压器为5-20kVA小容量变压器。现多数用户家中添置搅拌机等农业设备，且冬季电采暖需求强烈，需接入三相电，单户用电需求已经达到30kVA。现有变压器已无法满足用户需求，大部分变压器存在过载运行情况，易导致变压器烧毁，为满足用户用电需求，保障供电可靠性，提出改造。
符合技改准入原则：5.10.1.2 配电变压器更换类：6.负荷自然增长导致，配电变压器负载率≥70%且小于90%。110kV北郊变954北白路：娜仁其其格改造为S20-50kVA变压器、白音孟河改造为S20-50kVA变压器、额日登图1改造为S20-50kVA变压器。
110kV查干海日变953白苏路：白蒙川改造为S20-50kVA变压器、呼格吉勒改造为S20-50kVA变压器、萨日娜改造为S20-50kVA变压器、娜仁图雅改造为S20-50kVA变压器、魏建国改造为S20-50kVA变压器、全山改造为S20-50kVA变压器、那仁格日改造为S20-50kVA变压器、额尔登改造为S20-50kVA变压器、图雅2改造为S20-50kVA变压器、阿迪亚改造为S20-100kVA变压器、额尔登毕改造为S20-50kVA变压器、巴特尔3改造为S20-50kVA变压器、朝克毕力改造为S20-50kVA变压器、胡日查改造为S20-50kVA变压器、阿拉坦苏改造为S20-50kVA变压器、阿拉坦其改造为S20-50kVA变压器、娜仁花改造为S20-50kVA变压器、毕力格图改造为S20-50kVA变压器、照日格图改造为S20-50kVA变压器、朝鲁蒙格改造为S20-50kVA变压器、牧仁改造为S20-50kVA变压器、苏伊拉格改造为S20-50kVA变压器、斯日古楞改造为S20-50kVA变压器、**花改造为S20-50kVA变压器、浩毕斯嘎改造为S20-50kVA变压器、图雅1改造为S20-50kVA变压器、巴特尔2改造为S20-50kVA变压器、阿拉坦图改造为S20-50kVA变压器、苏德毕力改造为S20-50kVA变压器、乌力吉图改造为S20-50kVA变压器、斯钦格日改造为S20-50kVA变压器、乌日图那改造为S20-50kVA变压器、都布满都改造为S20-50kVA变压器、阿拉腾巴改造为S20-50kVA变压器、特格西巴改造为S11-20kVA公用变台、浩特来巴改造为S20-50kVA变压器、乌云图改造为S20-50kVA变压器、马春峰改造为S20-50kVA变压器、哈斯格日改造为S20-50kVA变压器、阿达力毕改造为S20-50kVA变压器、斯琴格日改造为S20-50kVA变压器、阿米布和改造为S20-50kVA变压器、苏乙拉改造为S20-50kVA变压器、乌仁其其改造为S20-50kVA变压器、娜仁格日改造为S20-50kVA变压器、额尔德木改造为S20-50kVA变压器、白音奶牛村改造为S20-200kVA变压器、阿拉木斯改造为S20-50kVA变压器、宝日巴特改造为S20-50kVA变压器、敖特尔巴改造为S20-50kVA变压器、呼和格日改造为S20-50kVA变压器、高**改造为S20-50kVA变压器、阿拉塔改造为S20-50kVA变压器、毕力格改造为S20-50kVA变压器、阿由西改造为S20-50kVA变压器、乌乐吉改造为S20-50kVA变压器、苏特斯琴改造为S20-50kVA变压器、朝鲁门格改造为S20-50kVA变压器、满都呼改造为S20-50kVA变压器、恩毕西改造为S20-50kVA变压器、白音苏木改造为S20-400kVA变压器、梅宝和改造为S20-100kVA变压器。
110kV查干海日变955查北路：巴特尔改造为S20-50kVA变压器。
110kV北郊变953伊胜路：金巴改造为S20-100kVA变压器、呼格吉勒改造为S20-50kVA变压器。

项

1

722376.00

9

****公司

第2标段

****公司110kV****电站10kV951杭盖路等4条线路自动化改造工程

、110kV****电站10kV966杭盖北路、10kV951杭盖路自动化改造方案
光缆起于110kV****电站，止于110kV****电站，架空光缆长度7.938公里，地
埋光缆长度1.126公里，全线光缆长度9.064公里。**柱上一二次融合柱上断路器1台，
更换柱上一二次融合柱上断路器2台，安装于966杭盖北路主线15#、94#杆、951杭盖路
34#杆。以上三遥接入点各配置ONU1套，采用光纤专网通信。
2、110kV****电站10kV959苏杭线、10kV956赛杭线自动化改造方案
光缆起于110kV****电站，止于110kV****电站，架空光缆长度6.793公里，地
埋光缆长度0.974公里，全线光缆长度7.767公里。**2进4出环网箱1台，DTU1台，安
装于959苏杭线原有1号环网箱位置，**柱上一二次融合柱上断路器2台，更换柱上一
二次融合柱上断路器1台，安装于959苏杭线主线60#、68#杆、956赛杭线34#杆。以上
三遥接入点各配置ONU1套，采用光纤专网通信。

项

1

****047.00

10

****公司

第2标段

东苏宝力道110kV变电站962宝力道线等8条线路自动化改造工程

****中心**已建设宝力道110千伏变。中心**内负荷由宝力道110千伏变接带。目前该区域根据《锡林郭勒地区配电网“十四五”中期规划修编规划报告》****中心**的“网格化、单元制”规划形成清晰网络结构。****公司配电网自动化建设仍属于落后水平，用户平均停电时间较长，供电可靠性无法满足电力负荷发展需求，需进行自动化改造。
1、962宝力道线和963达来线：架空长度6.863km，套管直埋长度0.157km，站内长度0.1km，更换ZW-20A型真空断路器4台，**ZW-20A型真空断路器3台，新增FTU7台，更换二进四出环网柜1台，新增DTU1台，ONU8台，安装于962宝力道线40号钢杆、962宝力道线52号钢杆、962宝力道线62号钢杆，963达来线48号钢杆、963达来线61号钢杆、963达来线72号钢杆。
2、966宝德尔线和971旧区线：架空长度12.062km，套管直埋长度0.15km，站内长度0.2km，更换ZW-20A型真空断路器5台，**ZW-20A型真空断路器2台，新增FTU7台，ONU7台，安装于966宝德尔线66号钢杆、966宝德尔线80号钢杆、966宝德尔线89号钢杆、966宝德尔线971旧区线联络支线3号杆，971旧区线26号钢杆、971旧区线65号钢杆、971旧区线87号钢杆。
3、958**线和961乌日根线：架空长度5.318km，套管直埋长度0.168km，站内长度0.1km，更换ZW-20A型真空断路器5台，**ZW-20A型真空断路器1台，新增FTU6台，ONU6台，安装于958**线26号钢杆、958**线42号钢杆（2台）、958**线与961乌日根线互联互带支58#钢杆，961乌日根线37号钢杆、961乌日根线49号钢杆。
4、965宝力格线和967白吉拉线：架空长度7.003km，套管直埋长度0.458km，站内长度0.1km，拉管长度0.2km，更换ZW-20A型真空断路器3台，新增FTU3台，ONU3台，安装于965宝力格线51号钢杆、965宝力格线85号杆，967白吉拉线87号杆。

项

1

****482.00

11

****公司

第2标段

****公司110kV巴音胡硕变10kV953北外环线等16条线路变压器改造工程

本工程共涉及柱上变压器19台，其中有18台柱上变压器负载率超过70%，1台变压器无JP柜，配电柜门破损。本次对存在安全隐患的变压器进行改造，对现状存在安全隐患的低压线路同步进行改造，满足居民正常生产生活，治理乡村供电隐患，保证供电可靠性。按照《生产项目准入条件应用细则（2024版）》，满足准入条件：（4.10） 配电网专业（4.10.1）配电变压器（4.10.1.1）更换类⑥负荷自然增长导致，配电变压器负载率≥70%且小于90%。符合改造情况及要求，需对上述设备进行改造。
**10千伏架空线路0.297公里，采用JKYLJ-10/70型导线。改造0.4千伏架空线路0.592公里，采用JKYLJ-1/70型导线。改造变压器19台，总容量为1000千伏安，其中，S20-50kVA柱上变压器18台，S20-100kVA柱上变压器1台。拆除0.4千伏架空线路0.138公里，采用LGJ-35型裸导线。拆除0.2千伏架空线路0.895公里，采用LGJ-25型裸导线。拆除电杆43基，其中8米电杆3基，10米电杆38基，12米电杆2基。拆除变压器19台，总容量为285千伏安，其中，拆除D9-5kVA变压器2台，S9-10kVA变压器1台，S9-20kVA变压器1台，S9-30kVA变压器1台，D11-5kVA变压器4台，D11-M-
5kVA变压器2台，S11-M-20kVA变压器1台，S9-100kVA变压器1台，S13-5kVA变压器2台，S13-M-10kVA变压器1台，S13-M-20kVA变压器1台，SH15-20kVA变压器1台、D13-5kVA变压器1台。

项

1

465761.00

12

****公司

第2标段

太旗宝昌110kV变电站10kV961一号线等10条配电线路自动化改造工程

****公司配电网自动化建设于水平落后，各类**产业、智能建筑以及居民用电设备的增加，使得 10kV 配电网络的负荷压力日益增大。传统配电系统缺乏有效的负荷监测和调控手段，容易出现过负荷运行的情况，进而引发线路跳闸、设备损坏等问题，影响供电的连续性。而配电自动化改造后，能够实时监测线路的负荷情况，通过智能调控实现负荷的合理分配，避免过负荷现象的发生，显著提高供电的可靠性和稳定性。
1、110kV****电站10kV964光府路、10kV961油厂线自动化改造方案：光缆起于110千伏宝昌变，止于110千伏曙光变，****油厂线1号联络环网箱处，架空长度2.36公里，预埋管内敷设0.327公里，拉管敷设1.025公里，沟内敷设0.42公里，套管直埋0.111公里,全线光缆长度4.243公里。新增DTU2台，ONU5 套，改造真空断路器3台，FTU3台，更换环网柜1台，拆除断路器3台，拆除原有环网柜1台，安装于**支线1号、昌盛园2号分支、凯蒂支7号杆，采用光纤专网通信。
2、110kV****电站10kV957光宝库路、10kV960冷库线自动化改造方案：光缆起于110千伏宝昌变，止于110千伏曙光变，联络点在冷库线汇通支2号**联络开关处，架空长度6.961公里，预埋管内敷设0.27公里，拉管敷设0.093公里，套管直埋0.403公里,全线光缆长度7.727公里。新增ONU8套，改造真空断路器6台，**真空断路器1台，FTU7台，拆除真空断路器6台，安装于冷库线主线 38号杆、冷库线主线38号杆****分支1号杆、冷库线主线50号杆、冷库线主线58号杆、冷库线汇通支2号杆、冷库线76号杆、冷库线99号 杆采用光纤专网通信。
3、110kV****电站10kV955光宝二路、10kV958二号线自动化改造方案：光缆起于110千伏宝昌变，止于110千伏曙光变，联络点在二号线45号杆处，架空长度1.484公里,全线光缆长度1.484公里。新增ONU6套，改造真空断路器3台，**真空断路器2台，FTU5台，拆除真空断路器3台，安装于二号线16号杆、二号线45号杆、 消防支线2号杆、地震台支线1号杆、物资局分支2号杆，采用光纤专网通信。
4、110kV****电站10kV954光宝一路、10kV961一号线自动化改造方案：光缆起于110千伏宝昌变，止于110千伏曙光变，联络点在一号线20号钢杆附近**联络环网箱处，架空长度2.844公里，全线光缆长度2.844公里。新增DTU1台，ONU4套，改造真空断路器1台，**真空断路器2台，FTU3台，**环网箱1台，拆除真空断路器1台，安装于家属台分支13号杆、水保站1号杆、一号线33号杆，采用光纤专网通信。
5、110kV****电站10kV956光宝三路、10kV三号线自动化改造方案：光缆起于110千伏宝昌变，止于110千伏曙光变，联络点在城郊支线6号杆处，架空长度1.841公里，拉管敷设0.076公里，全线光缆长度1.917公里。新增ONU5套，改造真空断路器2台，**真空断路器3台，FTU4台，拆除真空断路器2台，安装于**9号杆、河沿**1号杆、城郊支线6号杆、二号线53号杆、三号线45号杆，采用光纤专网通信。

项

1

****654.00

13

****公司

第2标段

东乌变10kV952西环路等6条线路配网自动化改造工程

****已有东乌110kV变和乃林高勒110kV变2座变电站，城镇区域内负
荷由东乌110kV变和乃林高勒110kV变接带。**10kV网架已完成“网格化、单元制”建设，但配电网自动化建设滞后；涉及6回10kV线路均未建设通信光缆，原有断路器不具备自动化功能，部分重要节点缺少开关，为缩短用户停电时间，提高供电可靠性，故对该地区进行配电自动化改造是必要的。改造一二次融合柱上断路器18台。**24芯光缆21.112公里，ONU18台，分光器36台。

项

1

****088.00

14

****公司

第2标段

****公司新希III路等2条配电线路自动化改造工程

****公司配电网自动化建设于水平落后，各类**产业、智能建筑以及居民用电设备的增加，使得 10kV 配电网络的负荷压力日益增大。传统配电系统缺乏有效的负荷监测和调控手段，容易出现过负荷运行的情况，进而引发线路跳闸、设备损坏等问题，影响供电的连续性。而配电自动化改造后，能够实时监测线路的负荷情况，通过智能调控实现负荷的合理分配，避免过负荷现象的发生，显著提高供电的可靠性和稳定性。
973新希III回、956河跃路架空敷设光缆3.849公里，直埋敷设光缆0.752公里。973新希III回：18#杆；956河跃路：36#杆、10#杆共计3台柱上断路器原位置更换为一二次融合柱上断路器。以上三遥接入点各配置ONU1套，采用光纤专网通信。

项

1

597823.00

15

****公司

第2标段

35kV朝克变972图古路变变压器增容工程

35kV****电站10kV972图古路因投运年限较长，初期投资低，部分变压器为单相小容量10kV变压器，牧户用电量增加，无法满足用户三相用电，且变压器负荷多为5kVA-10kVA，目前多数用户欲接电采暖设备和饲料搅拌设备，变压器容量已无法满足负荷需求，大部分变压器存在过载运行情况，易引发变压器烧毁为满足用户用电负荷需求，保障供电可靠性，提出改造。
符合技改准入原则：5.10.1.2 配电变压器更换类：6.负荷自然增长导致，配电变压器负载率≥70%且小于90%。变压器改造明细：格日勒1改造为S20-50kVA变压器、孟和吉日嘎拉改造为S20-50kVAkVA变压器、恩和巴图1改造为S20-50kVA变压器、达木林改造为S20-50kVA变压器、吉格木德改造为S20-50kVA变压器、特木勒巴特尔改造为S20-50kVA变压器、大布和改造为S20-50kVA变压器、恩和巴图2改造为S20-50kVA变压器、斯日古楞改造为S20-50kVA变压器、义德尔扎那改造为S20-50kVA变压器、**其其格1改造为S20-50kVA变压器、段铁柱改造为S20-50kVA变压器、图古斯改造为S20-50kVA变压器、额尔登其木格改造为S20-50kVA变压器、达木仁改造为S20-50kVA变压器、毕力格图改造为S20-50kVA变压器、阿拉坦巴根改造为S20-50kVA变压器、白音宝力格改造为S20-50kVA变压器、代江1改造为S20-50kVA变压器、巴特尔苏和改造为S20-50kVA变压器、巴图1改造为S20-50kVA变压器、苏和2改造为S20-50kVA变压器、巴**呼改造为S20-50kVA变压器、苏乙拉图2改造为S20-50kVA变压器、乌恩巴乙拉改造为S20-50kVA变压器、德力根改造为S20-50kVA变压器、莫日根改造为S20-50kVA变压器、宝音格吉格改造为S20-50kVA变压器、嘎日迪1改造为S20-50kVA变压器、恩克改造为S20-50kVA变压器、白音都仁改造为S20-50kVA变压器、扎木苏改造为S20-50kVA变压器、敖特根巴特改造为S20-50kVA变压器、阿拉腾苏和改造为S20-50kVA变压器、赵玉花改造为S20-50kVA变压器、王亮改造为S20-50kVA变压器、赵赛改造为S20-50kVA变压器、**2改造为S20-50kVA变压器、图门吉日嘎拉改造为S20-50kVA变压器、赵江发改造为S20-50kVA变压器、赵江生改造为S20-50kVA变压器、刚特木尔改造为S20-50kVA变压器、阿拉腾苏和1改造为S20-50kVA变压器、呼吉勒图改造为S20-50kVA变压器、那顺布和改造为S20-50kVA变压器、宝力迪巴特尔改造为S20-50kVA变压器、阿塔改造为S20-50kVA变压器、额尔登木图1改造为S20-50kVA变压器、敖特根巴特尔3改造为S20-50kVA变压器、巴特尔改造为S20-50kVA变压器、额尔登木图2改造为S20-50kVA变压器、哈斯毕力格改造为S20-50kVA变压器、苏德道日吉改造为S20-50kVA变压器、赵东青改造为S20-50kVA变压器、门德1改造为S20-50kVA变压器、呼斯楞改造为S20-50kVA变压器、格日勒2改造为S20-50kVA变压器。

项

1

548469.00

16

****公司

第2标段

太旗新**110kV变电站 958新区线等6条配电线路自动化改造工程

****公司配电网自动化建设于水平落后，各类**产业、智能建筑以及居民用电设备的增加，使得 10kV 配电网络的负荷压力日益增大。传统配电系统缺乏有效的负荷监测和调控手段，容易出现过负荷运行的情况，进而引发线路跳闸、设备损坏等问题，影响供电的连续性。而配电自动化改造后，能够实时监测线路的负荷情况，通过智能调控实现负荷的合理分配，避免过负荷现象的发生，显著提高供电的可靠性和稳定性。
1、110kV****电站10kV965光新一路、10kV958新区线自动化改造方案：光缆起于110千伏曙光变，止于110千伏新**变，联络点在新区线环网箱处，架空长度9.292公里，预埋管内敷设0.324公里，拉管敷设0.206公里，沟内敷设0.168公里，套管直埋0.451公里，全线光缆长度10.441公里。新增DTU1台，ONU5套，**真空断路器（含FTU）2台，改造真空断路器（含FTU）1台，拆除断路器1台，安装于中塑热力支线15号杆、新区线70号杆、新区线25年城网**13号杆断路器，采用光纤专网通信。
2、110kV****电站10kV966光新二路、10kV959新区二线自动化改造方案：光缆起于110千伏曙光变，止于110千伏新**变，联络点在新区二线环网箱处，架空长度0.608公里，拉管敷设0.091公里，全线光缆长度0.699公里。新增DTU4台，ONU6套，**真空断路器（含FTU）1台，改造真空断路器（含FTU）1台，拆除断路器1台，更换环网箱2台，**环网箱1台，安装于新区二线70号杆、新区线25年城网**13号杆断路器，采用光纤专网通信。
3、110kV****电站10kV967光新三路、10kV956新区三线自动化改造方案：光缆起于110千伏曙光变，止于110千伏新**变，联络点在新区二线2号环网箱处，架空长度5.304公里，预埋管内敷设0.293公里，拉管敷设0.702公里，沟内敷设0.168公里，套管直埋2.24公里，全线光缆长度8.707公里。新增DTU6台，ONU7套，改造真空断路器（含FTU）1台，更换环网箱1台，拆除断路器1台，分接箱1台，安装于凯蒂7号杆，采用光纤专网通信。

项

1

****854.00

17

****公司

第2标段

110kV****电站952新绒路与110kV****电站952东绒路等19条线路自动化改造工程

****公司配电网自动化建设于水平落后，各类**产业、智能建筑以及居民用电设备的增加，使得 10kV 配电网络的负荷压力日益增大。传统配电系统缺乏有效的负荷监测和调控手段，容易出现过负荷运行的情况，进而引发线路跳闸、设备损坏等问题，影响供电的连续性。而配电自动化改造后，能够实时监测线路的负荷情况，通过智能调控实现负荷的合理分配，避免过负荷现象的发生，显著提高供电的可靠性和稳定性。
1、220kV锡林变961南郊西路、110kV**变957行西路自动化改造方案
光缆起于220kV锡林变，110kV**变，架空光缆长度1.79公里，地埋光缆长度1.349公里，全线光缆长度3.139公里。**柱上真空断路器2台，FTU2台，安装于主线21#、58#杆。原有环网箱加装DTU2套。以上三遥接入点各配置ONU1套，采用光纤专网通信。
2、220kV锡林变972南振路、110kV马都变958南翔路自动化改造方案
**柱上真空断路器1台，FTU1台，安装于主线17#。以上三遥接入点各配置ONU1套，采用光纤专网通信。
3、220kV锡林变973南兴路、110kV马都变956马兴路自动化改造方案
**柱上真空断路器1台，FTU1台，安装于主线37#。以上三遥接入点各配置ONU1套，采用光纤专网通信。
4、110kV马都变959南跃路、110kV东郊变954**路自动化改造方案
光缆起于110kV马都变，110kV东郊变止，架空光缆长度2.842公里，地埋光缆长度1.057公里，全线光缆长度3.899公里。**柱上真空断路器5台，FTU5台，安装于954**路主线10#、53#杆；安装于959南跃路主线80#、96#、63#杆。以上三遥接入点各配置ONU1套，采用光纤专网通信。
5、110kV东郊变952东绒路、110kV**变952新绒路自动化改造方案
光缆起于110kV东郊变，10kV**变止，架空光缆长度6.393公里，地埋光缆长度0.719公里，全线光缆长度7.112公里。**柱上真空断路器5台，FTU5台，安装于952新绒路主线33#、67#、88#杆；安装于952东绒路主线32#、63#杆。以上三遥接入点各配置ONU1套，采用光纤专网通信。
6、110kV东郊变953东一路、110kV**变976新一路自动化改造方案
光缆起于110kV东郊变，10kV**变止，架空光缆长度3.316公里，地埋光缆长度0.210公里，全线光缆长度3.256公里。**柱上真空断路器5台，FTU5台，安装于976新一路 主线37#、77#、94#杆；安装于953东一路主线14#、25#杆。以上三遥接入点各配置ONU1套，采用光纤专网通信。
7、110kV东郊变957东建路、110kV**变953民族路自动化改造方案
光缆起于110kV东郊变，10kV**变止，架空光缆长度3.420公里，地埋光缆长度0.1公里，全线光缆长度3.520公里。**柱上真空断路器5台，FTU5台，安装于953民族路 主线44#、68#、104#杆；安装于957东建路主线36#、56#杆。以上三遥接入点各配置ONU1套，采用光纤专网通信。
8、110kV东郊变960锡电线、982东电路自动化改造方案
光缆起于110kV东郊变，110kV东郊变止，架空光缆长度7.604公里，地埋光缆长度1.06公里，全线光缆长度8.644公里。**柱上真空断路器5台，FTU5台，安装于960锡电线 主线24#、79#、53#杆；安装于982东电路主线11#、74#杆。以上三遥接入点各配置ONU1套，采用光纤专网通信。
9、110kV西郊变957西环路 、959西文路自动化改造方案
**柱上真空断路器9台，FTU9台，959西文路安装于主线29#、59#、117#、181#、170-01#、143-01#、86-01#、205-02#杆；957西环路 安装于主线125#。以上三遥接入点各配置ONU1套，采用光纤专网通信。
10、220kV锡林变966南业路自动化改造方案
**柱上真空断路器3台，FTU3台，966南业路安装于主线07#、27-09#、27-73#。以上三遥接入点各配置ONU1套，采用光纤专网通信。

项

1

****964.00

18

****公司

第2标段

东乌钨矿变10kV956萨麦路等5条线路断路器新增工程

东乌钨矿变10kV956萨麦路等5条线路断路器无法满足日常检修需要，需**一二次融合柱上断路器16台。

项

1

249015.00

19

****公司

第2标段

东乌钨矿变10kV956萨麦路等8条线路断路器更换工程

东乌钨矿变10kV956萨麦路等8条线路断路器运行年限长、设备老旧，需改造一二次融合柱上断路器13台。

项

1

204895.00

20

****公司

第2标段

35kV赛乌素变957赛格线等6条线路断路器改造工程

35kV****电站957赛格线线路全长78.1公里，1#分段开关投运于2013年；110kV****电站952 呼吉路线路全长82.16公里，10#、489杆分段开关投运于2011年；35kV赛乌素变953农场线线路全长15.2公里，3#杆分段开关投运于2014年；35kV****电站954额仁路线路全长74.92公里，363#分段开关投运于2011年,420#分段开关投运于2010年；35kV****电站956格苏路线路全长110.15公里，22#、236#分段开关投运于2011年；二连35kV****电站962牧区线线路全长237.46公里，1#、225#、336#、342-56#、345#、521#分支开关投运于2011年，100#、546#分支开关投运于2012年，242#分支开关投运于2010年，以上开关运行年限长，由于沙尘及锈蚀情况严重，发生多次拒跳，导致发生多次越级跳闸现象，急需更换。
35kV****电站957赛格线50#杆，110kV****电站952 呼吉路110#杆、489#杆，35kV赛乌素变953农场线33#杆，35kV****电站954额仁路363#杆、420#杆，35kV****电站956格苏路22#杆、236#杆，二连35kV****电站962牧区线50#杆、100#杆、225#杆、242#杆、336#杆、342-56#杆、345#杆、521#杆、546#杆，35kV赛乌素变959农新线1#杆处更换柱上真空断路器17台。于35kV****电站957赛格线125#杆，110kV****电站952 呼吉路325#杆，赛乌素35kV变电站953农场线13-1#杆、55#杆，959农新线125#杆处**真空断路器5台。

项

1

380778.00

21

****公司

第2标段

****中学供电能力提升改造工程

自二连110kV变972西环II线38-12#杆**1回电缆线路向南钻越肯特街至961西大二线蒙中环网箱，由环网箱**1回电缆线****中学原有800kVA箱变。实现高可靠供电。

项

1

59113.00

22

****公司

第2标段

****一中供电能力提升改造工程

****一中属于周期性考试考点（标准化考场），现状由110kV****电站959新区二线315kVA专变供电，本次计划由110kV****电站2025年新出10千伏线路引出10千伏线****一中提供第二路电源保障。

项

1

73081.00

23

****公司

第2标段

****中学供电能力提升改造工程

****共涉及 1 个高考考点、保密场所，其中，已实现双电源供电 0 个，需进行供电能力提升改造 1 个，本次项目计划解决 1 个。**（改造）10 千伏电缆线路0.135 公里；环网箱 1 座

项

1

127166.00

24

****公司

第2标段

****中学供电能力提升改造工程

110kV蓝旗变967金莲川线环网箱**1回电缆线路向北****中学南墙南侧，接带本期**200千伏安箱变。由用户自行投资负荷侧低压线路由ATS柜接入至配电室内，实现高可靠供电。

项

1

90983.00

25

****公司

第2标段

****教育局保密室供电能力提升改造工程

****教育局保密室属于保密场所，现状由 35kV ****电站 967 规四街线200kVA 箱变供电，本次计划由 110kV ****电站****交通局环网箱引出10 千伏线路，** 200kVA 箱变 1台，****教育局保密室提供第二路电源保障。

项

1

123922.00

26

****公司

第2标段

****中学供电能力提升改造工程

为了提升****中学供电能力，需**10千伏电缆线路0.07公里，**一二次融合二进二出环网箱1座(含“三遥”DTU）。

项

1

87479.00

27

****公司

第2标段

****教育局保密室供电能力提升改造工程

为了****教育局保密室供电能力，需**10千伏电缆线路0.18公里，**一二次融合二进二出环网箱1座(含“三遥”DTU）。

项

1

126641.00

28

****公司

第2标段

****教育局保密室供电能力提升改造工程

**10千伏电缆线路0.265公里，采用ZC-YJV22-8.7/15kV-3×70型电缆，其中，穿管直埋敷设0.175公里（典设A-6模块），非开挖拉管敷设0.09公里（典设B-2-1模块）；

项

1

185995.00

29

****公司

第2标段

****中学供电能力提升改造工程

****中学属于周期性考试考点（标准化考场），现状由 110kV****电站 961 **南线 800kVA 专变供电，本次计划由 110kV ****电站 966北街线 6#环网箱引出 10 千伏线路****一中学提供第二路电源保障。** 10 千伏电缆线路 0.300 公里，采用 ZC-YJV22-8.7/15-3×70 型电缆。其中，穿管直埋敷设 0.260 公里（典设 A-6 模块），非开挖拉管敷设 0.04 公里（典设 B-2-1 模块）。**一二次融合二进二出环网箱 1 座(含“三遥”DTU）。

项

1

100101.00

30

****公司

第2标段

**劳动大厦供电能力提升改造工程

自110kV**变971政工路67#杆**1回电缆线路沿阿巴嘎街北侧向西敷设至劳动大厦北院墙北侧，**1台二进二出环网箱。由用户自行投资变压器及负荷侧低压线路，由ATS柜接入至配电室内，实现高可靠供电。

项

1

130968.00

31

****公司

第2标段

****教育局保密室供电能力提升改造工程

****教育局保密室电源由35kV百嘎力变953百北线接带，该线路可有宝格都110kV变956北二线转带，已实现高可靠供电，****教育局原有400kVA箱式变压器进行更换。**400kVA箱式变压器1座

项

1

32637.00

32

****公司

第2标段

**综合高中供电能力提升改造工程

**综合高中属于周期性考试考点（标准化考场），现状由110kV****电站966宝德尔线315kVA专变供电，本次计划由110kV****电站953芒来路630kVA箱变引出10千伏线路为**综合高中提供第二路电源保障。

项

1

88804.00

33

****公司

第2标段

**市市蒙中供电能力提升改造工程

自110kV明珠变958南二路原有630千伏安环网型箱变**1回电缆线路向西沿那达慕东街北侧至**市市蒙中南围墙南侧，**1台二进二出环网箱。由用户自行投资变压器及负荷侧低压线路，由ATS柜接入至配电室内，实现高可靠供电。

项

1

180648.00

34

****公司

第2标段

****教育局保密室供电能力提升改造工程

自110kV东郊变958察哈尔路5#环网柜**1回电缆线路沿那达慕大****教育局院内原有315千伏安变压器西侧，**1台二进二出环网箱。由用户自行投资变压器及负荷侧低压线路，由ATS柜接入至配电室内，实现高可靠供电。

项

1

396590.00

合计

****8598.00

1

****公司

第3标段

****公司2026年新生产调度大楼**通信机房工程

现状：****公司新生产调度大楼预计于2026年中竣工并投入使用。**通信机房设于一层，其规格约为7.4m×8.7m，面积约64.38㎡。该通信机房在基建专业已设计排风系统，地面采用防静电地板，并已设计等电位地网。 必要性：****公司现有通信机房运行年限较长，存在防静电地板开裂损坏；机房机柜宽度、深度、高度及颜色参差不齐；机房老旧严重，基础环境不满足运行要求且存在安全隐患，运维难度极大。本期工程通过对通信机房的整体搬迁，增强机房基础设施及通信系统的安全、可靠及稳定性。改造方案：本期工程****公司新生产调度大楼通信机房建设工程，主要工作内容分为旧生产调度楼通信机房现有设备搬迁部分和新生产****建设部分。
（1）本期工程****公司旧生产调度楼信息通信机房内的一台中兴S385光传输设备、一台贝尔1850 TSS-320H光传输设备、两台数据通信网汇聚路由器H3C SR8812-F设备、一台软交换核心设备eSpace U1981、两台行政IAD设备（eSpace IAD1224）、一台路由器AR-2200-S Series、一台调度IAD设备（远哈Acro Pass A2000）以及局内一台视频会议终端（宝**PLOYCOM）进行搬迁。
（2）本工程在**新生产调度大楼通信机房内新增两套高频开关电源、一台交流配电屏、一面光纤配线屏（满配，≥384芯）、一面数字配线屏（DDF-16×8）、一面音频配线屏（≥400回）、一套动环子系统、八面机柜、2块1×STM光接口板；在蓄电池室新增四组蓄电池组；以及相关线缆辅材等。
（3）本期工程利旧两条48芯GYFTZY光缆，每条光缆预留长度为300米敷设至新生产调度大楼通信机房。

项

1

501166.00

2

信息通信处

第3标段

****公司通信数据网加装工程

在全网范围内的110kV、35kV变电站部署接入层接入交换机，覆盖110kV、35kV变电站等接入层站点。根据站点业务规模和地理位置，采用光纤直连方式或SDH 10G B网上联至就近的汇聚层节点、接入层汇聚节点、接入层接入节点。

项

1

961305.00

3

信息通信处

第3标段

****公司五间房220kV变调度交换、录音系统更换工程

本期工程对五间房220kV变电站共计1座变电站更换一套256线调度交换机及配套辅助设备。并配置2块单口2Mbps数字中继板。

项

1

19976.00

4

****公司

第3标段

****公司电视电话会议设备更换

****公司视频会议系统至 2026 年运行时间达到 13年，经状态评估，设备运行工况、性能较差，不能满足生产运行需要，需进行更换。更换 1 套视频会议终端及配套语音设备并配置辅助缆线材料。

项

1

8256.00

合计

****703.00