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10kV配网电力工程的技术问题分析与解决
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　　【摘要】本文主要分析了10kV配网电力工程施工建设过程中必须要关注的技术问题，同时，针对10kV配网电力工程的技术要点进行了分析，希望能够为10kV配网电力工程的建设提供参考。 中国论文网 /1/view-6876402.htm　　【关键词】10KV配网；电力工程；技术问题 　　一、前言 　　目前，10kV配网电力工程建设过程中，有些技术手段不够科学，导致问题频频出现，为了可以让10kV配网电力工程的建设更加有效果，一定要通过有效的施工方法来提高建设水平。 　　二、配网系统相应技术主要特点分析 　　从专业角度来看，配网系统就是一个能够将实时监督、控制以及离线管理进行有效统筹的系统，该系统通过把相关电网设备的各种数据同用户的使用数据、实时数据、历史数据进行一定糅合，并将电网接线图形、地理图形加以融合，根据相关图形和数据进行相应的配置。从系统的配置中，可以了解到这个运行系统具有非常高的安全性和集成度，同时拥有软件和硬件兼备的隔离作用，在系统软件的正常运行过程中，其与网络硬件的相关设备类型基本没有联系。 　　三、10kV配网电力工程建设中存在的问题 　　1、因为外力而对工程造成的破坏 　　在某些城市10KV配网在施工过程中，因为受其城市地形和建筑的影响，而自身供电的能力是有限的，所以在配网接线过程中，接线会很随意，造成许多的线路全混乱在了一起，这样使事故发生的概率大大增加。而10KV配网这个工程出线很多，所以它本身所承担的负荷就很大，而且受到外力环境污染的影响，造成一些新建项目很容易产生故障，使供电的安全性和可靠性大幅度降低。 　　2、施工方案和实际施工两者间存在的差异 　　在配网工程实际施工中，施工现场经常会临时性的出现一些问题，所以施工方案的内容与施工现场还是存在较大的差异性，尽管施工方案把理论和实际作了最大结合，但是现场临时发生的问题还是无法预见。例：在方案中的线路位置和实际不符，这有很大一部分原因是因为在对施工现场进行勘察时没有很全面，所以一旦线路作了变动，就直接会使配网质量受到严重影响。 　　3、接地方式存在问题 　　当10KV配网的线缆断掉或被击穿时，若故障没有得到及时切断，就会导致绝缘，直接会致使整个电网出现故障。所以若是电缆出现了问题对整个电网的影响都是很大的。目前的配网有部分使用的是单相接地方式，若是其出现了问题，就会导致有大量的接地流产生，即而发生短路现象，也给整个电网造成了很严重的影响。 　　四、10kV配网电力工程技术准则 　　第一，10kV配电网应以城市道路为依托，每一条主干道至少应留有一条架空线路走廊，主干道和次干道均应有电缆敷设位置。 　　第二，10kV配电网形成多个开环运行的单环网和“T”型以及“#”型网，每隔大约2500kVA（装建容量）对10kV线路进行分段，分段开关和线路联络开关应采用带电压互感器能电动分、合闸的负荷开关，装建容量在630kVA及以上的用户支线与公用线的T接点处应装设负荷开关。 　　第三，环网应以不同的变电站或同一变电站的不同母线作为电源点（在目前变电站少，分步不均匀的情况下，可暂时以开闭所作为电源点）。相邻变电站之间的10kV配电网络主干线。应形成单环行网络（开环运行）。以便在计划检修或事故处理下转供部分负荷，缩小停电范围。 　　第四，10kV配电网络的安全准则是：对于重要用户，必须具备双电源，重要用户中特别重要的负荷，除由双电源供电外，必须要求用户另外增设应急电源。以下电源可作为应急电源：独立于正常电源的发电机组、蓄电池、干电池。在此前提下，应能保证当任何一个1OkV电源检修停运时仍保持向用户继续供电。 　　第五，为实现绝缘导线的全绝缘化，绝缘导线应采用专用绝缘金具，绝缘导线施工时必须对切开连接的裸露接头接续金具应加装绝缘罩或防护措施。绝缘线路上每隔适当距离应加装专用绝缘线接地线夹。 　　第六，为提高中压配电线路抵御污闪事故的能力，减少检修工作量，市区10kV架空配电线路的绝缘水平一律按20kV设计。 　　第七，10kV架空线电杆，市中心选用15米或18米混凝土杆或钢管杆，郊区可采用12或15米混凝土杆。在市区或不能装设拉线的地方，耐张、转角、尽头杆应采用方杆。10kV架空线的规范档距，市区40-50米，郊区40-60米。超过档距必须按送电线路进行设计。 　　五、10kV配网技术中故障有效防范途径 　　1、针对配网设备故障的有效防范途径 　　在10kV配网运行的过程中，由于配网设备原因引起的10kV配网故障时常发生，直接影响着10kV配网的为稳定运行。对此，应当加强配网设备故障的防范措施，降低由于10kV配网设备而企业的配网技术故障，确保10kV配网的稳定运行。目前，人们用电量不断增大，同时对用电的安全性和稳定性提出了更高的要求，一些传统10kV配网设备难以满足人们在用电方面需求，对此，电力企业应根据供电实际需求更换10kV配网相应的设备，确保配网设备能够承受用户高负荷用电需求，确保10kV配网的稳定运行。很多10kV配网设备工作环境相对恶劣，特别是灰尘比较大区域的10kV配网设备在长期运行过程中通常会沉淀较厚的污渍，当10kV配网设备沉淀污渍的酸碱度达到一定程度时，会使得10kV配网设备出现断路或污闪的现象，直接影响10kV配网电的可靠性。因此，在10kV配网运行过程中，应当注重对10kV配网输电线路和设备的日常维护，同时对于条件恶劣的地区应当尽量要缩短维护周期，预防10kV配网技术中出现的设备故障，确保10kV配网的稳定运行。 　　2、尽量避免外力破坏的发生 　　由于许多外力破坏会对配网系统造成安全性以及可靠性的威胁，因此，在10kV配网电力工程的设计过程中应该充分地、系统地权衡当地的实际情况，包括地理环境与人文条件，做好地形的提前勘察以及当地管道等的铺设情况，将情况分析清楚再对10kV配网电力工程进行设计。同时，在设计与施工的过程中要严格按照相关的标准和要求执行，考虑当地实际情况，准确地布置好线路的走向、位置以及间距等方面。另外，在项目设计的过程中，还应该尽量避开自然环境非常恶劣的地区，从根本上避免配网系统受到外界的损害和影响。同时，对于10kV配网电力工程本身，在建设过程中必须按照相关要求以及标准，选择质量达标的工程材料，增强配网系统对抗外界破坏的能力。 　　3、针对自然因素故障的有效防范途径 　　在10kV配网运行过程中，容易遭到自然因素的破坏，因此，在10kV配网运行过程中，应当落实自然因素引发故障的防护措施，确保10kV配网的稳定运行。为了降低雷电对10kV配网线路和设备的损害，应当在10kV配网沿线科学安装避雷装置，同时注重避雷装置接地网的测试，并注重避雷装置的接地电路的防腐蚀保护，避免避雷装置接地线路由于天气、环境等因素而受到腐蚀，确保避雷装置的雷电泄流性能，及时将雷电产生的电流引入大地，降低雷击对10kV配网线路和设备的损害。 　　六、结束语 　　综上所述，10kV配网电力工程在施工过程中还有很多技术问题有待解决，为了可以让施工更加的顺利，一定要通过相关的技术手段来提高施工的质量，让施工更加有品质。 　　参考文献： 　　[1]罗鸿.10kV配网电力工程的技术问题分析与解决[J].电源技术应用，2013（1）. 　　[2]解玉庆.配网电力工程的技术问题分析与施工安全措施[J].技术与市场，2013（5）.
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单母分段的母分开关（两台主变供电，母分备自投需投入）；接地变（所用变）；母线压变；电容器；110KV主变；主变10KV开关；开关；线路（纯电缆，纯架空，混合型）；10KV联络线与新增开关间隔。。。。
这些东东，调规上都没有，郁闷啊，高人请指教。。。
PS：那种资料里有关于这方面的规定或者描述啊？
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没人踩啊！！！
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哪位强人说说啊
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TA的每日心情开心 20:00:46签到天数: 30 天[LV.5]常住居民I星币266 元0 贡献0 点精华0帖子
我们调规规定，凡是进入运行间隔的设备都是调度管辖设备。以前新设备送电前不属于调度管辖，现在属于。
新设备送电详细送电计划，设备操作需要调度下令，实验安计划进行不需要调度下令。
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新线路投运前有电缆试验，变电所开关间隔试验，2个试验结果正常后，经生技人员核实无误后进行线路冲击，冲击即对新投运设备试验，完毕后试运行24小时，就算运行设备了，（非电缆线路24小时后投上重合闸）。其他的关于开关试验啊什么的不需要调度管，调度只管冲击，开关合格不合格生技部门有数的
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wutsup 发表于
新线路投运前有电缆试验，变电所开关间隔试验，2个试验结果正常后，经生技人员核实无误后进行线路冲击，冲击 ...
我们这儿比你那儿还简单，调度啥都不用管。
新设备送电成功后，再移交调度，之前属于未入网设备由送电领导小组负责，调度不管。
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xjoy 发表于
我们这儿比你那儿还简单，调度啥都不用管。
新设备送电成功后，再移交调度，之前属于未入网设备由送电 ...
这是违反新安规的规定，现在的规定是凡是进入运行间隔的设备都属于调度管辖设备。包括备用间隔。
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10kV配网工程建设与管理探讨
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10kV配网工程建设与管理探讨
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摘& 要：随着城市配电网的不断发展，大部分配电网已形成双电源供电模式，在工作中，实现配电网不停电倒换负荷是提高城区供电可靠性的必要手段。
关键词：合环操作；10kV；配网
&&&&&&& 配电网一般采用闭环设计，开环运行的供电方式，10kV配电网络已形成了手拉手的环行供电网络，通过合、解环操作可减少停电时间，提高供电可靠性。
&&&&&&& 1 10kV配电网现状
&&&&&&& 由于10kV配网合环操作将会引起环流，10kV配网线路改造经常发生线路相位的改变，目前在大部分地区10kV配网操作和检修都是采用停电操作的方式。
&&&&&&& 2 10kV配网合环操作的意义及目的
&&&&&&& 随着城市的发展和人民生活水平的不断提高，用户对供电可靠性的要求越来越高，对停电、甚至是短时停电都十分敏感，但10kV配网对于用户接入、缺陷处理、设备定检、维护、事故处理以及上级电网检修需要等操作，经常使用先停电后倒电的方法，造成停电次数较多，时间较长，停电会严重地影响企业正常生产，也给人民生活带来诸多不便，同时，供电企业自身也因停电减少了售电量，造成经济损失，也损害了供电企业的社会形象。如果能采取措施通过10kV线路先合环再断开相应断路器，则对减小停电范围，提高供电可靠性十分有好处。为了尽量的减少用户的停电次数和时间，合环操作成为电力系统运行操作中必不可少的环节。
&&&&&&& 3 10kV线路合环操作应注意事项
&&&&&&& 10kV配电网合环操作是通过变压器的电磁回路的连接而构成的环路，当上一级线路跳闸断开后，所有潮流均通过合环线路流过，容易超过电力系统动、热稳定极限，使系统产生电磁振荡，对电力设备造成损坏，因此需注意以下事项：（1）合环操作必须相位相同；（2）检查合环点的电压差在允许范围内；（3）合环持续的时间应尽可能短；（4）一般情况下尽量在负荷较小时进行合环操作，这样环流较小；（5）合环前应进行必要的计算，确保合环线路不过载，确定是否能进行合环操作；（6）合环后各环节中潮流的变化不应超过继电保护、电网稳定、设备容量等方面的极限；（7）合环操作前，有关保护应先投入，然后进行合环操作。解环后，保护恢复正常方式。
&&&&&&& 4 10kV合环操作准备工作
&&&&&&& （1）准备一辆斗臂车；（2）满足性能要求的无线核相器；（3）满足操作人员的防护面罩、墨镜及其它安全工器具。
&&&&&&& 5 10kV线路合环操作实施案例
&&&&&&& 10kV线路合环操作应先易后难，由简单到复杂过度，按一台主变运行的配网线路&同一变电站二台主变运行，10kV母线分段运行的配网线路&同源不同变电站间的配网线路&不同源不同变电站间的配网线路。从负荷较小较简单线路到负荷较大较复杂的线路，逐步推进实施。下面以同一变电站二台主变运行，10kV母线分段运行的配网线路合环操作为例，其接线示意图如下。
&&&&&&& 5.1 环网开关HK85（VSP5,630A）开关为主干线断开点，相关参数如下。
&&&&&&& 5.1.1开关参数。
&&&&&&& 5.1.2 线路参数。Ⅰ线：架空线JKLYJ-10-2402750米，电缆YJV22-10-3&240400米；Ⅱ线：架空线JKLYJ-10-2402483米，电缆YJV22-10-3&240736米。
&&&&&&& 5&&&&&&& 根据上图分析，合环时及合环后，在无故障情况下，Ⅰ、Ⅱ线环内各点均不存在过载问题，也不存在电压问题，可以合环。
&&&&&&& 5.3 具体操作步骤演示。环操作前必须确定Ⅰ、Ⅱ线相序正确（相位角符合合环运行规定），在合环开关刀闸处核相及测量合环开关两端电压，在核相处挂设相位牌。
&&&&&&& 5.3.1 利用变电站开关合环，环网开关解环。
（1）合环：通过调度SCADA看Ⅰ、Ⅱ线的负荷满足合环要求&Ⅰ线911开关转热备&合上环网开关HK85开关&Ⅰ线911开关转冷备&在911开关负荷侧刀闸下端及母线侧刀闸上端分别核相&Ⅰ线911开关转热备&合上Ⅰ线911开关形成合环运行&做好合环记录。（2）解环操作：在Ⅰ、Ⅱ线已合环的情况下，断开环网开关HK85开关&通过调度SCADA查看解环后Ⅰ、Ⅱ线的负荷情况&做好解环记录。
&&&&&&& 5.3.2 环网开关合、解环。（1）合环：通过调度SCADA看Ⅰ、Ⅱ线的负荷满足合环要求&合上环网开关HK85开关&通过调度SCADA查看合环运行情况&做好合环记录；（2）解环：在Ⅰ、Ⅱ线已合环的情况下，断开环网开关HK85开关&通过调度SCADA查看解环后Ⅰ、Ⅱ线的负荷情况&做好解环记录。
&&&&&&& 6 巩固与提高措施
&&&&&&& 6.1 线路改造后及时核相。配网10kV线路经常进行改造，在改造后应及时核相。相位相同是合环的必要条件，线路合环时若相位不相同则会造成短路，线路跳闸，严重时会越级跳上级线路。
&&&&&&& 6.2 合环前进行潮流计算。线路的潮流与系统接线方式、电压、负荷有关，当以上三者发生较大变化时，可能造成某条线路过负荷，保护误动等情况，合环前应进行潮流计算，确保合环时线路不过负荷。
&&&&&&& 6.3 健全配电网参数。由于配网的复杂性，部分潮流计算所需数据缺少或记录不全，造成潮流计算与实际相差很大，应加强基础管理，健全配网网设备台帐。
&&&&&&& 6.4 制定环网操作规程。10kV线路合环操作属起步阶段，没有相关操作经验，应制定具有可操作性的现场操作规程。
&&&&&&& 6.5 改造10kV线路，增加线路开关。部分10kV线路上还在用隔离刀闸进行联络，不能进行合解环操作，限制了合环操作的推广。应在10kV线路上的增加线路开关，更大范围实现合环操作。
&&&&&&& 结束语：10kV配网合环操作减少了对外停电时间，提高了供电可靠性，具有很强的现实意义。只要科学对待，10kV配网合环操作必将得到推广与应用。
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本项目为墨江供电有限公司201６年10kV及以下配网消缺、35kV及以下生产应急项目招标。
二、招标内容及维护期限
招标内容：本项目为一个合同标段，对墨江供电有限公司201６年10kV及以下配网消缺、35kV及以下生产应急项目招标进行招标。
墨江供电有限公司2015年10kV及以下配网消缺和35kV及
以下生产应急项目清单
项目主要内容
10kV及以下配网消缺
团田供电所10kV D061团坝线对地隐患处理工程
1.10kV D064岔河支线4-5号杆改道，并新增一基耐张杆，增设四套拉线；在8-9号杆之间新增一基10米杆；2.10kV
D063大宽坝支线7-8号杆，16-17号杆各加一基12米杆；3.10kV D061蛮别支线0号杆设为耐张杆，在0-1号杆加1基12米杆；4.10kV
D064大小寨支线22号杆设为耐张杆，在0-1号杆加1基12米杆。
孟弄供电所10kV C053新生支线导线大修工程
更换10kV C053新生支线18-21号杆之间AC相导线。
孟弄供电所10kV C053竜凯支线消缺工程
将10kV C053竜凯支线16、17号杆更换为12m杆单杆。
孟弄供电所400V线路对地隐患处理工程
1.400V上帮轰线N3杆增设加高架；2.将400V上帮轰线N15杆更换为10m杆；3.更换拉线并重新敷设拉盘；4.400V曼兰线N5至N17杆之间增设加高架；5.将400V曼兰线N20更换为10m杆；7.将400V里生线N21杆更换为12m杆；8.将400V里生线N22杆更换为12m杆；9.将400V叶博线N31杆更换为12m杆；10.将220V半坡线N21杆更换为12m杆；11.在400V半坡线N4至N29杆新增10米杆；12.将220V半坡线N17杆更换为12m杆；13.将220V半坡线N36杆更换为12m杆,更换终端杆拉线；14.在220V半坡线N15至N16杆之间新增1基10米杆；15.将400V半坡线N15杆更换为12m杆；16.将400V巴嘎线N58杆更换为10m杆；17.将400V那庄线N54杆更换为12m杆；18.将400V那庄线N53杆更换为10m杆；19.将400V那庄线N18杆更换为10m杆；20.将400V那庄线N20杆更换为12m杆；21.在400V那庄线N1至N22杆之间增设加高架；22.将400V那庄线N1杆更换为12m杆；23.将400V阿落线N43杆更换为10m杆；24.将400V阿落线N40杆更换为10m杆；25.将400V下落多线4号杆更换为12m杆；26.400V下落多线8-9号杆之间增设加高架；27.将400V下落多线23号杆更换为12m杆；28.将400V下落多线24号杆更换为12m杆；29.将400V中学线路N5杆更换为12m杆；30.400V中学线路N15-16号杆改道处理，并新增1基10米杆；31.将400V中学线路N48杆更换为12m杆；32.将400V中学线路N38-42号杆导线更换为绝缘导线；33.将400V定谷线N15杆更换为12m杆；34.将400V田坝心线N18杆更换为12m杆；34.400V对门山线27-28号杆改道处理，新建1基电杆后将400V对门山线28号杆导线转接至新建电杆，取消28号杆；35.400V李中寨线3-4号杆线路改道处理，并在3-4号杆之间新增一基电杆。
新抚供电所10kV 正龙线线路安全隐患整治工程
1.更换10kV
J031正龙线18号杆拉线；2.更换10kV
J031正龙线13号杆拉线；3.更换10kV
J031正龙线29号杆拉线
新抚供电所10kV 赛云线线路安全隐患整治工程
1.更换10kV
J032那板山支线20号杆拉线；2.更换10kV
J032那板山支线31号杆拉线。3.更换10kV
J032挖墨支线39号杆拉线；4.更换10kV J032赛云线72号杆拉线；5.更换10kV J034错落支线3号杆拉线；6.更换10kV
J034错落支线4号杆拉线。7.在10kV
J032挖墨支线30-31杆之间新增一基10米杆
新抚供电所台变跌落熔断器大修工程
10kV新地线（波洛配变等7台）、10kV新背线（白沙村委会配变等10台）、10kV新界线（大平田配变等35台）、10kV新抚乡政府线（新抚乡政府配变#1等1台）、10kV正龙线（正龙丫口配变等27台）、10kV赛云线（曼兰箐配变等36台）、10kV景星乡政府线（中学#1配变1台）、10kV曼兰线（马寨配变等7台）共计：124组所用跌落熔断器带灭弧罩式大修为HRWG7-10/100跌落熔断器。
泗南江供电所10kV
M031坝溜大掌线消缺工程
M031托埔支线14-20号杆线路，10kV
M031托埔支线20号杆后段负荷转由10kV
IO24新寨支线供电，在10kV
IO24新寨支线0号杆加装一台断路器（新建8基杆，约2.5公里）
泗南江供电所10kV I024隔界支线大修工程
10kV I024隔界支线1-14号杆更换为12米杆，导线LGJ-35裸导线更换为LGJ-70裸导线。
泗南江供电所10kV 泗南江乡政府线安全隐患整治工程
1、拆除10kV
I021老胡寨支线0-7号杆之间线路，（新建4基杆，约1km）10kV
I021老胡寨支线7号杆后段线路负荷由10kV R#4核桃箐支线1号杆供电；
泗南江供电所台变跌落熔断器大修工程
10kV坝溜大掌线岩红、长寨、土堆、厄丫、哈河、上下黄陂、新寨、南尼坝、攀枝花、东沙坝、大沙埔、埔梯、厄尼、凤凰、格波、益设各吗、山星、大掌一二社、坝布路的
联珠供电所10kV碧连线消缺工程
10kV B064凹腰山支线11—17号杆之间原LJ-35线更换为LGJ-95线、瓷绝缘子更换为复合式绝缘子、水泥电杆原φ150*10M杆更换为φ190*12M杆、横担更换为63*6*1800镀锌横担（2.2km）。10kV B064仁里支线1—13号杆之间原LGJ-35线更换为LGJ-70线、瓷绝缘子更换为复合式绝缘子、水泥电杆原φ150*10M杆更换为φ190*12M杆、10kV B064仁里支线11—12号杆改为门型耐张杆，单杆横担更换63*6*1800镀锌横担 (3.5km)。以上线路每隔一基杆，加装一组防雷间隙。
联珠供电所双城II回线线路消缺工程
10kV S094愧竜支线1-26号杆原LGJ-50更换为LGJ-95线（4.5km）;10kV S094过连冲支线0-6号杆原LGJ-25更换为LGJ-50线（0.65km）;10kV S094坝脚支线0-19号杆原LGJ-35更换为LGJ-70线(1.988km);10kV S094那罕支线0-9号杆原LGJ-25更换为LGJ-50线(1.471km);10kV S094耍花箐支线0-7号杆原LGJ-35更换为LGJ-50线(1.002km)。（以上线路瓷绝缘子更换为复合式绝缘子、水泥电杆原φ150*10M杆更换为φ190*12M杆、横担更换为63*6*镀锌横担，每隔一基杆安装一组防雷间隙）
联珠供电所碧溪片区低压线路对地隐患处理工程
1. 坝洛村埔且配变400V埔且线路N1杆更换为10米杆、220V埔且线路1-3号杆更换为2基10米杆，400V埔且线路N1-N15杆更换为10米杆，原LGJ-25线更换LGJ-50线（1500m）。
2. 金厂坡配变400V金厂坡主线1-14号杆原LGJ-25线更换为JKLGYJ-50线（800m），分支线原LGJ-16线更换为JKLGYJ-50线（600m），N2杆更换为1基12米杆，N8-N9-N10杆加高处理，N11-N13杆更换为3基12米杆，其他分支杆更换为14基10米杆;400V勇溪大路边线路N6杆更换为1基12米杆，N9-N10杆之间增加1基10米杆。N6-N10杆导线原LGJ-25线更换为JKLGYJ-35线（200m）。
3.小竹溪配变400V小竹溪线路N2-N3杆更换为2基12米杆，N4-N5杆加高处理，N8-N9杆加高处理，N11、N12、N15杆更换为3基12米杆。400V小竹溪主线原LGJ-35线更换为JKLGYJ-50线（600m）。
4.大竹溪配变400V大竹溪线路N16、N20、N25杆加高处理，N11、N23杆更换为12米杆。主线原LGJ-35线更换为JKLGYJ-50线（400m）。
5.小中寨配变400V小中寨线路，N1-N2杆更换为2基12米杆，N1-N2杆线原LGJ-35线更换为JKLGYJ-50线（50m）。
6.簸箕山配变400V簸箕山线路，N1-N2杆更换为2基12米杆，N1-N2杆线原LGJ-35线更换为JKLGYJ-50线（60m）。
7.竜辉配变400V竜辉线路N5杆加高处理、N6杆更换为1基12米杆，N42杆更换为1基15米杆，N5-N6杆线原LGJ-35线更换为JKLGYJ-50线（60m）、N41-N43杆线原LGJ-35线更换为JKLGYJ-50线（50m）N49-N50杆原LGJ-35线更换为JKLGYJ-50线（100m）
8.那雷配变400V那雷线路N5-N6杆加高处理、N11-N12杆加高处理，N13杆更换为1基12米杆，N5-N13杆线原LGJ-35线更换为JKLGYJ-50线（250m）、N6T-N1杆线原LGJ-35线更换为JKLGYJ-50线（60m）。
9.南科配变400V南科线路N39-N40杆、N42-N43原LGJ-35线更换为JKLGYJ-50线。(100m)
联珠供电所龙坝片区低压线路对地隐患处理工程
1.竜巴400V线路1-2号杆加装龙门架、、5-8号杆更换为12米杆，1-2号杆、5-8号杆原LGJ-25线更换为JKLGYJ-50线（0.8km）。
2. 蚌海400V线路4-5号杆、7-8号杆、9-10号杆原LGJ-25线更换为JKLGYJ-50线;7-8号杆加装加高架处理（0.4km）。
3. 南大400V线路4-5号杆、13-14号杆、14-15号杆、16-17号杆原LGJ-25线更换为JKLGYJ-50线（0.45km）。
4.去除400V线路1-8号杆、1-3号杆、4-5号原LGJ-25线更换为JKLGYJ-50线;3、6号杆更换为12米杆（0.5km）。
5.黑树林400V线路2-3号杆、16-17号杆对房屋对地约0.7米，原LGJ-25线更换为JKLGYJ-50线（0.4km）。
6.土树字400V线路19-20号杆原LGJ-25线更换为JKLGYJ-50线。（0.1km）。
7.路细400V线路1-2号杆、3-4号杆、21-22号杆原LGJ-25线更换为JKLGYJ-50线，3-4号杆加高架处理。(0.3km)
8.基础旧寨400V线路3-4号加高架处理，原LGJ-25线更换为JKLGYJ-50线（0.1km）。
9.杩木400V线路12-13号杆、14-15号杆、26-27号杆原LGJ-25线更换为JKLGYJ-50线，14-15号杆更换为12米杆（0.8km）。
10.措乐400V线路7-8号杆、26-27号杆、28-29号杆、1-2号杆加高架处理，原LGJ-25线更换为JKLGYJ-50线（0.8km）。
11.埔且400V线路11-12号杆、1-2号杆、4-5号杆原LGJ-25线更换为JKLGYJ-50线，1-2号杆加高架处理（0.5km）。
12.勐里400V线路19-20号杆、21-22号杆原LGJ-25线更换为JKLGYJ-50线，另新建6基10米杆线路移杆改道处理（0.4km）。
13.曼索400V线路23-24号杆、25-26号杆、23-24号杆、12-13号杆原LGJ-25线更换为JKLGYJ-50线，6号杆、11号杆电杆加高架处理（0.7km）。
14.勐里新寨400V线路3-4号杆、7-8号杆、5-6号杆、9-10号杆原LGJ-25线更换为JKLGYJ-50线、4、6、9号杆更换为12米杆（0.65km）。
15.龙坝小学400V线路2-3号杆、3-4号杆号对房屋对地约0.7米（3-4号杆无电延伸对房屋对地约0.8）更换为绝缘导线，N0-N7号杆更换为12米杆，原LGJ16线更换为LGJ-50线。（0.5km）
雅邑供电所400V线路对地隐患处理工程
1.基博基埔配变400V 基博基埔线10-11号杆进行加高2m，导线更换为绝缘导线处理；400V 基博基埔线路17-18号杆公路安全距离不足（约4米）400V 基博基埔线路17-18号杆之间增设一基10米杆
2.对400V依栋线5号杆、6号杆更换为12米杆，更换5-7号杆之间导线为原LGJ-50线更换JKLGYJ-50线（1000m）。
3.400V坝兰河#1配变N6-N7杆对公路距离不足4.5米，需加一基12米杆处理；400V坝兰河#1配变N23-24杆之间对地距离不够，需加一基12米杆处理；坝兰河#2配变N10-N11杆之间对地距离不够，需加一基12米杆处理。
4.格牙配变400V格牙线19-21号杆对房顶安全距离不足（1.8米），20-21号杆之间增一基10米杆；大平掌配变400V大平掌线8号杆-T杨维民资产1号杆之间及220V8-9号杆对马才生家房顶安全距离不足（1.5米），需移杆处理；
5.对从龙配变400V从龙线4-5号杆加高处理；
6.依玛河配变400V依玛河线8-9号杆对杨顺家房顶安全距离不足在房顶增设一架3米加高架。
7.对400V益的线2-3号杆加高2m处理；400V益的线1.5-1.6号杆加高2m处理；400V益的线7号杆需更换为12米电杆。
8.400V土堆线4.1号杆基础山体滑坡400V土堆线4.1号杆移杆处理；400V基珠良子线10号杆基础山体滑坡400V基珠良子线10号杆移杆处理。
9.400V格玛山线路1号杆T12号杆之间导线对（王开发）农户房屋垂直安全距离不足（2米）在房顶增设一架3米加高架。
10.将400V那哈乡政府配变N27号杆更换为15米等径杆并改为耐张杆，更换26-28号杆之间LGJ-35线更换JKLGYJ-50线（1000m）。
龙潭供电所10kV线路对地隐患处理工程
1.10kV G052下丙安支线N6-N7杆之间加一基杆。
2.10kV G052大过尧支线N0-N1杆之间加一基杆。
3.10kV G052曼腮支线N11-N12杆之间加一基杆。
4.10kV G052曼腮支线N17-N18杆之间加一基杆。
5.10kV G052挖鲁支线N22-N23杆之间加一基杆。
6.10kV H023岔江平掌支线N28-N29杆之间加一基杆。
7.10kV H022天普丫口支线N19-N20杆之间加一基杆。
8.10kV H022冲头板靠支线14-15号杆中间加一基10米杆。
9.10kV H022龙潭线N50-N51杆加一基门杆。
10.10kV H023多衣树支线1—2号杆之间对房屋距离不足，将2号杆更换为15米杆。
11.10kV H022冲头板靠支线10-11杆之间属于同杆架设垂直距离不足0.5米，将11号杆更换为12米杆调整400v线路与10kV之间垂直距离。
龙潭供电所10kV马甫线、10kV鱼坝线绝缘子大修工程
1.10kV马甫线安益班毛支线36-50号杆线路运行时间长，绝缘子受污严重，需更换。
2.10kV鱼坝线0-20号杆线路运行时间长，绝缘子受污严重，需更换。
龙潭供电所台变跌落熔断器大修工程
1.更换八一土地塘配变跌落熔断器。
2.更换大平掌配变跌落熔断器。
3.更换花山都路配变跌落熔断器。
4.更换花山树林寨跌落熔断器。
5.更换老惯藤跌落熔断器。
6.更换棉羊寨跌落熔断器。
7.更换石头寨跌落熔断器。
8.更换树林村委会跌落熔断器。
9.更换偏丙配变跌落熔断器。
10.更换卡渡山配变跌落熔断器。
11.更换大荒田配变跌落熔断器。
12.更换上马甫配变跌落熔断器。
35kV及以下生产应急项目
生产应急项目：未列入年度项目计划，但因设备及其配套设施等出现影响安全运行的事故/事件、缺陷、隐患而急需开展的项目，或者根据安全生产需要需尽快开展的专项项目；
生产应急抢修项目：因遭遇自然灾害、外力破坏、突发性故障造成生产设备、线路及配套设施受损，受损范围、数量规模较小，但影响人身、电网、设备安全稳定运行，需紧急委托承包商开展抢修而立项的计划外抢修项目。
2.2消缺地点：墨江县各乡镇：联珠镇、新安镇、雅邑镇、龙坝镇、泗南江镇、坝溜镇、通关镇、文武镇、景星镇、团田镇、新抚镇、鱼塘镇、那哈乡、龙潭乡、孟弄乡。
2.3服务期限：合同签订之日起至日。
三、资金来源及落实情况：
3.1资金来源：墨江供电有限公司自筹。
3.2出资比例：100%企业自筹。
3.3资金落实情况：资金已落实。
四、投标申请人资格审查方式及资格要求
4.1 资格审查方式：
本次采取资格后审方式对各位投标申请人进行资格审查，通过形式为合格制。
4.2 投标申请人必须满足以下资格条件：
（1）必须经国家工商行政管理部门登记注册，具有独立的法人资格；
（2）必须具有承装、承修四级及以上的电力设施许可证；
（3）企业状况良好、财务状况良好。
4.3 属于下列情况的单位不能作为投标人：
（1）为本招标项目提供招标代理服务的；
（2）与本招标项目的招标代理机构同为一个法定代表人的；
（3）与本招标项目的招标代理机构相互控股或参股的；
（4）与本招标项目的招标代理机构相互任职或工作的；
（5）被责令停业的；
（6）被暂停或取消投标资格的；
（7）财产被接管或冻结的；
（8）最近三年内有骗取中标或严重违约。
五、报名及出售招标文件的时间、地点
5.1 凡欲参加本标的投标申请人请于下述时间由委托代理人到下述地点进行报名及购买招标文件。每标包招标文件售价人民币壹仟肆佰元整（￥1400.00元），售后不退。投标申请人在报名购买招标文件的同时，必须交验下列证书、资料的原件或加盖单位公章的复印件：
（1）营业执照副本（加盖单位公章的复印件）；
（2）法定代表人授权委托书（原件）及法定代表人和委托代理人身份证；
（3）资质等级证书（加盖单位公章的复印件）。
5.2 出售时间：2015年12月23日至日17:00时。
5.3 出售地点：昆明市官渡区巫家坝国际机场客运公司办公楼三楼。
六、递交投标文件时间、地点
6.1 投标申请人应按招标文件中规定的要求，于2016年1月14日9:00时至10:00时将投标文件递交至昆明市官渡区巫家坝国际机场客运公司办公楼三楼开评标室，迟到的投标文件将被拒绝。
6.2 招标人于日10:00时在昆明市官渡区巫家坝国际机场客运公司办公楼三楼开评标室对本项目进行公开开标。所有投标人均应派代表（法人代表人或其委托代理人）出席开标会议，并签名报到。
6.3 投标人应在开标现场提交下列证明材料交由公证人员当场进行核验，并同时递交一份加盖单位公章的复印件：
（1）法人代表参加投标的核验本人身份证，被授权人参加投标的核验授权委托书及被授权人身份证（原件或经公证的复印件）；
（2）营业执照副本（原件或经公证的复印件）；
（3）资质等级证书（原件或经公证的复印件）；
（4）投标保证金进账单或电汇单复印件；
（5）本企业基本账户的开户许可证复印件。
七、发布公告的媒介
本招标公告仅在中国采购与招标网.cn/及云南鸿立招标代理有限公司.cn/网站上发布。
招标人：墨江供电有限公司
招标代理机构：云南鸿立招标代理有限公司
联系人：王登念
前台（电话）：0
前台（传真）：4