供热系统节能改造技术规范 GB/T50893-2013
前言
中华人民共和国国家标准
供热系统节能改造技术规范
Technical code for retrofitting of heating system on energy efficiency
GB/T 50893-2013
主编部门：中华人民共和国住房和城乡建设部
批准部门：中华人民共和国住房和城乡建设部
施行日期：2014年3月1日
中华人民共和国住房和城乡建设部公告
第111号
住房城乡建设部关于发布国家标准《供热系统节能改造技术规范》的公告
现批准《供热系统节能改造技术规范》为围家标准，编号为GB/T 50893-2013，自2014年3月1日起实施。
本规范由我部标准定额研究所组织中国建筑工业出版社出版发行。
中华人民共和国住房和城乡建设部
2013年8月8日
根据住房和城乡建设部《关于印发<2012年工程建设标准规范制订、修汀计划>的通知》（建标[2012]5号）的要求，规范编制组经广泛调查研究，认真总结实践经验，参考有关国外的先进标准，并在广泛征求意见的基础上，编制本规范。
本规范的主要内容：1.总则；2.术语；3.节能查勘；4.节能评估；5.节能改造；6.施工及验收；7.节能改造效果评价。
本规范由住房和城乡建设部负责管理，由北京城建科技促进会负责具体技术内容的解释。请各单位在执行本规范过程中，注意总结经验，积累资料，随时将有关意见和建议寄交北京城建科技促进会（地址：北京市西城区广莲路甲5号北京建设大厦1001A室，邮政编码：100055）。
本规范主编单位：北京城建科技促进会
泛华建设集团有限公司
本规范参编单位：北京硕人时代科技有限公司
北京市热力集团有限责任公司
北京建筑技术发展有限责任公司
石家庄工大科雅能源技术有限公司
辽宁直连高层供暖技术有限公司
北京华远意通供热科技发展有限公司
北京晟龙世纪科技发展有限责任公司
沈阳佳德联益能源科技有限公司
北京中通诚益科技发展有限责任公司
北京金房暖通节能技术股份有限公司
中国人民解放军总后建筑工程研究所
哈尔滨市住房保障和房产管理局供热科技处
沈阳市供热管理办公室
本规范主要起草人：鲁丽萍 刘慧敏 史登峰 刘兰斌 谭利华 郭维祈 赫迎秋 孙作亮 刘荣 黄维 齐承英 赵长春 蔡波 刘梦真 王魁林 董景俊 林秀麟 丁琦 赵廷伟 邹志 侯冰 张森栋 尹强 葛斌斌
本规范主要审查人：许文发 廖荣平 张建伟 李先瑞 陈鸿恩 于黎明 李德英 郭华 李春林 冯继蓓 王军
制订说明
《供热系统节能改造技术规范》GB/T 50893-2013经住房和城乡建设部2013年8月8日以住房和城乡建设部第111号公告批准、发布。
为便于广大设计、施工、科研、院校等单位有关人员在使用本规范时能正确理解和执行条文规定，《供热系统节能改造技术规范》编制组按章、节、条顺序编制了本规范的条文说明，对条文规定的目的、依据以及执行中需注意的有关事项进行了说明。但是，本条文说明不具备与规范正文同等的法律效力，仅供使用者作为理解和把握规范规定的参考。
1 总则
1.0.1 为贯彻国家节约能源和保护环境的法规和政策，规范既有供热系统的节能改造工作，实现节能减排，制定本规范。
1.0.2 本规范适用于既有供热系统的节能改造工程。
1.0.3 供热系统包括供热热源、热力站、供热管网及建筑物内供暖系统。供热系统的热源包括热电厂首站、区域锅炉房或其他热源形式。
1.0.4 供热系统的节能改造工作应包括供热系统节能查勘、供热系统节能评估、供热系统节能改造及节能改造后的效果评价。
1.0.5 供热系统节能改造工程宜以一个热源或热力站的供热系统进行实施。
1.0.6 供热系统节能改造工程除应符合本规范外，尚应符合国家现行有关标准的规定。
1.0.3 以热电厂为热源的集中供热系统一般包括：热电厂首站、一级供热管网、热力站、二级供热管网及建筑物内供暖系统；以区域锅炉房为热源的集中供热系统一般包括：锅炉房、一级供热管网、热力站、二级供热管网及建筑物内供暖系统。锅炉房包括：燃煤锅炉房、燃气（油）锅炉房；锅炉介质包括：蒸汽、热水。
1.0.4 供热系统节能查勘工作包括：收集、查阅相关技术资料；到现场查勘供热系统的配置、运行情况及进行必要的节能检测工作等。
1.0.5 供热系统节能改造是一个系统工程，必须全面统筹进行，应以供热系统为单元开展工作。
2 术语
2.0.1 供热集中监控系统 heating centralized monitor and control system
由监控中心、现场控制器、传感器、执行器和通信系统组成，具有实现对供热系统的热源、管网、热力站及用户的供热参数自动采集、远程监测和自动调节功能，以保障供热系统节能、安全运行为目的的系统。
2.0.2 锅炉房集中监控系统 boiler plant centralized monitor and control system
在锅炉本体的控制系统基础上，实现锅炉全自动优化运行的系统。
2.0.3 气候补偿系统 outdoor reset control system
根据室外气象条件和室内温度，自动调节供热量的系统。
2.0.4 分时分区控制系统 zone control system
根据建筑物的供暖需求和用热规律，分区域、分时段对建筑物供热参数进行自动独立管理的控制系统。
2.0.5 烟气冷凝回收装置 heat recovery by flue gas condensation
在锅炉烟道中回收烟气中的显热和汽化潜热的冷凝热的装置。
2.0.6 锅炉负荷率 load rate of boiler
锅炉实际运行热功率与额定热功率的比值。
2.0.7 节能率 energy saving ratio
节能改造后的单位供暖建筑面积减少的能耗与节能改造前单位供暖建筑面积能耗的比值。
2.0.8 供热管网输送效率 heat transfer efficiency of heating network
供热管网输出总热量与供热管网输入总热量的比值。
2.0.9 多热源系统 multi-source heating system
具有两个或两个以上热源的集中供热系统。
2.0.10 一级供热管网 primary heating network
在设置热力站的供热系统中，由热源至热力站的供热管网。
2.0.11 二级供热管网 secondary heating network
在设置热力站的供热系统中，由热力站至建筑物的供热管网。
2.0.12 热电厂首站 the first station in cogeneration power plant
由基本加热器、尖峰加热器及一级供热管网循环水泵等设备组成，以热电厂为供热热源，利用供热机组抽（排）汽换热的供热换热站。
2.0.13 补水比 ratio of make-up water
供暖期日补水量占供暖系统水容量的百分比。
2.0.14 隔压站 pressure insulation station
多级供热管网中，由水-水换热器、循环水泵等设备组成，起隔绝和降低供热介质压力作用、将换热设备两侧供热管网的水力工况完全隔开的热力站。
2.0.2 锅炉房集中监控系统具有监测锅炉或热源厂运行的所有参数及控制功能，例如燃煤锅炉鼓风机、引风机、炉排的变频控制、单台或多台锅炉安全经济、联合运行的控制等。
2.0.3 气候补偿系统是根据室外气候条件及用户负荷需求的变化，通过自动控制技术实现按需供热的一种供热量调节技术。气候补偿系统是独立的或集成在供热自动控制系统软件中一个功能模块的技术，根据室外温度的变化及用户不同时段的室温需求，按照设定的“供水温度-室外温度”的供热曲线，自动调节供水温度符合设定值，然后按照规定的控制算法，通过电动调节阀或风机、水泵频率器等执行机构来调节供水温度，实现按需供热的一种节能技术。该技术能否起到节能作用的关键是应具备合理的调节策略，这也是气候补偿系统应用需特别注意的问题。
2.0.4 分时分区控制系统是通过可编程控制器、传感器和相应的执行机构，自动控制不同供暖需求、不同用热规律建筑物的供热量。在集中供热系统中存在居住建筑、办公楼、学校、大礼堂、体育场、工厂、商场等用热规律、用热需求不一致的供暖用户，或在同一建筑物内存在用热需求不一致的区域，在保证连续供暖用户正常供热的同时，采用分时分区控制系统，按不同地区、时段和用热需求进行供热量调节，实现按需供热，节约能源。
2.0.5 烟气冷凝回收技术是通过在燃气（油）锅炉尾部增设烟气冷凝换热装置，降低排烟温度，回收利用排烟显热和烟气中水蒸气凝结时放出的汽化潜热的节能技术。
2.0.6 保持一定的锅炉负荷率是经济运行的基本保证，尤其是燃煤锅炉。
2.0.7 节能率是考核进行节能改造后的节能效果的计算方法，当实际的供暖期度日数与设计的度日数出入较大时，可对节能率进行修正。度日数是在供暖期内，室内温度18℃与当年供暖期室外平均温度的差值，乘以当年供暖期天数。
2.0.13 补水比用于日常监测，是控制供热系统每日的补水量，让运行人员知道正常运行时，每日的补水量不应超过某个数。
3 节能查勘
3.1 一般规定3.2 热电厂首站
3.3 区域锅炉房
3.4 热力站
3.5 供热管网
3.6 建筑物供暖
3.1 一般规定
3.1.1 供热系统在进行节能改造前，应对供热系统进行节能查勘和评估。节能查勘工作应包括收集、查阅相关技术资料，并应实地查勘供热系统的配置、运行情况及节能检测等。
3.1.2 供热系统各项参数的节能检测应在供热系统稳定运行后，且单台热源设备负荷率大于50％的条件下进行。各项指标的检测应在同一时间内进行，检测持续时间不应小于48h。
3.1.3 供热系统节能检测方法应符合国家现行标准《工业锅炉热工性能试验规程》GB/T 10180、《采暖通风与空气调节工程检测技术规程》JGJ/T 260、《居住建筑节能检测标准》JGJ/T 132、《公共建筑节能检测标准》JGJ/T 177的有关规定。
3.1.4 供热系统节能检测使用的仪表应具有法定计量部门出具的检定合格证或校准证书，且应在有效期内。
3.1.5 节能查勘所收集的供热运行资料应是近1年～2年的实际运行资料。
3.1.2 热源设备主要指锅炉，规定单台设备负荷率大于50％时检测。这是因为当单台设备负荷率大于50％、燃煤锅炉的日平均运行负荷率达60％以上，燃气（油）锅炉的瞬时运行负荷率达30％以上，锅炉日累计运行小时数在10h以上时，各项参数趋于稳定，检测数据比较接近设计工况。
3.1.3 所列相关国家现行标准对供热系统各项参数的检测方法有具体规定，本规范不再重复。
3.2 热电厂首站
3.2.1 热电厂首站节能查勘应收集、查阅下列资料：
1 竣工图纸、设计图纸及相关设备技术资料、产品样本；
2 供热范围、供热面积、设计供热参数、区域设计供热负荷、首站设计供热负荷；
3 与其连接的热力站的名称、用热单位类型、投入运行的时间及供热天数；
4 多热源系统运行调节模式及调度情况；
5 供热期供热量、供电量、耗汽量、耗水量、耗电量及余热利用量；
6 运行记录：
1) 温度、压力、流量、热负荷等参数；
2) 供热量、耗汽量、耗水量、耗电量及系统充水量、补水量、凝结水回收量；
7 维修改造记录；
8 电价、水价、热价等运行费用基价。
3.2.2 热电厂首站节能现场查勘应记录下列内容：
1 供热机组型号、台数、背压、抽汽压力、抽汽量；
2 基本加热器型号、台数、额定供水、回水温度、压力；
3 尖峰加热器型号、台数、额定供水、回水温度、压力；
4 凝结水回收方式、凝结水回收设备型号、台数、额定参数、疏水器类型；
5 一级供热管网补水水源，补水、循环水水处理设备型号、台数；
6 一级供热管网定压方式、定压点；补水泵型号、台数、额定参数；
7 一级供热管网循环泵型号、台数、额定参数；
8 一级供热管网供热量调节方式：
1) 供、回水温度调节方式；
2) 循环水泵定流量或变流量运行调节方式；
3) 供热机组蒸汽量自动调节方式；冬、夏季热、电负荷平衡调节方式；
4) 供热集中监控系统采用情况；
5) 其他耗能设备调节方式；
9 蒸汽流量、供热量、水量计量仪表类型：
1) 基本加热器、尖峰加热器蒸汽流量计量仪表；
2) 一级供热管网供热量计量仪表；
3) 一级供热管网循环水量计量仪表；
4) 补水量、凝结水量计量仪表；
10 供配电系统：
1) 供电来源、电压等级、负荷等级；
2) 电气系统容量及结构；
3) 无功补偿装置；
4) 配电同路设置、用电设备的额定功率；
5) 首站总用电量计量方式；
6)主回路计量、各支回路分项计量方式；
11 一级供热管网系统：
1) 各支路名称；
2) 管径；
3) 调节阀门设置；
12 加热器、管道的保温状况、凝结水回收利用情况及已采取的节能措施等。
3.2.3 热电厂首站节能改造节能检测应包括下列内容：
1 基本加热器、尖峰加热器：
1) 热源侧的蒸汽压力、温度、流量、热负荷；
2) 负荷侧的一级供热管网供水、回水压力、温度、循环水量、热负荷、供热量；
3) 加热器凝结水压力、温度、流量；
4) 加热器、热力管道表面温度；
5) 当有多个供热回路时，应检测每个回路的供水、回水压力、温度、流量、热负荷、供热量；
2 一级供热管网循环水泵：
1) 水泵进口、出口压力；
2) 水泵流量；
3 水质、补水量：
1) 加热器凝结水水质；
2) 供热管网循环水、补水水质；
3) 供热管网补水量；
4 供配电系统：
1) 变压器负载率、电动机及仪表运行状况；
2) 三相电压不平衡度、功率因数、谐波电压及谐波电流含量、电压偏差；
5 循环水泵、补水泵、凝结水泵等用电设备的输入功率。
3.2.2 热电厂首站节能现场查勘记录。
1 对于严寒、寒冷地区，当采用单台背压式或抽汽式供热机组供热时，了解是否有备用汽源；当采用凝汽式机组冷凝器循环水供热时，了解凝汽式机组型号、台数及凝汽器真空度等；
4 凝结水回收方式指开式或闭式。
3.2.3 热电厂首站节能改造节能检测内容。
3 补水水质：当由热电厂水处理设备供给时，认为合格，可不检测；
4 当由热电厂厂用电供给时，认为合格，可不检测。
3.3 区域锅炉房
3.3.1 区域锅炉房节能改造应收集、查阅下列资料：
1 竣工图纸、设计图纸及相关设备技术资料、产品样本；
2 维修改造记录；
3 运行记录：
1) 温度、压力、流量、热负荷、产汽量等参数；
2) 燃料消耗量、供热量、供汽量、耗水量、耗电量及系统充水量、补水量、凝结水回收量等；
4 供热范围、供热面积、设计供热参数、锅炉房设计供热负荷、与锅炉房连接的热力站名称、热用户类型、负荷特性、投入运行的时间、供热天数；
5 多热源系统运行调节方式及调度情况；
6 供暖期供热量、耗汽量、耗水量、耗电量、燃料消耗量；
7 燃料价、电价、水价、热价等运行费用基价；
8 设计燃料种类、实际燃用燃料种类，燃煤的工业分析、入炉煤的粒度、入场和入炉燃料低位热值等。
3.3.2 区域锅炉房节能改造现场查勘应记录下列内容：
1 热水锅炉的型号、台数、额定供水、回水温度、压力、额定热负荷、额定循环水量；蒸汽锅炉的型号、台数、额定供汽压力、温度、额定供汽量；
2 锅炉配套辅机的炉排、鼓风机、引风机、除尘、脱硫、脱硝设备的型号、台数、额定参数；
3 锅炉运煤、除灰、除渣：
1) 皮带运输机、碎煤机、磨煤机、除渣机、灰渣泵等型号、台数；
2) 额定参数；
4 蒸汽锅炉给水泵、凝结水泵型号、台数、额定参数；连续排污、定期排污设备型号、台数、额定参数；凝结水回收方式、疏水器类型；
5 锅炉给水水处理设备、除氧设备型号、容量，炉水处理方式；一级供热管网补水水源，补水、循环水水处理设备型号、台数、额定功率；
6 一级供热管网定压方式、定压点；补水泵型号、台数、额定参数；
7 一级供热管网循环泵型号、台数、额定参数；
8 一级供热管网供热量调节方式：
1) 供、回水温度调节方式；
2) 循环水泵流量调节方式；
3) 燃烧系统调节方式，鼓、引风机及炉排转速调节方式；
4) 供热集中监控系统采用情况；
5) 各台锅炉运行时间段调节方式；
6) 其他耗能设备调节方式；
9 蒸汽流量、供热量、水量计量仪表及燃料耗量计量设备类型：
1) 蒸汽流量计量仪表；
2) 供热量计量仪表；
3) 供热管网循环水量计量仪表；
4) 补水量、凝结水量、排污水量计量仪表；
5) 燃料计量方式及计量设备；
10 供配电系统：
1) 供电来源、电压等级、负荷等级；电气系统容量及结构、无功补偿方式；
2) 变压器型号、台数、额定参数；配电回路设置、用电设备的额定功率；
3) 锅炉房总用电量计量方式；主回路计量、各支回路分项计量方式；
11 一级供热管网系统划分情况：各支路名称、管径、调节阀门设置；
12 热回收设备及已采取的节能措施等。
3.3.3 区域锅炉房节能改造节能检测应包括下列内容：
1 锅炉：
1) 燃料消耗量、炉排转速；
2) 热水锅炉的供水、回水压力、温度、循环水量、热负荷、供热量；蒸汽锅炉的蒸汽压力、温度、流量、热负荷；给水压力、温度、流量；
3) 凝结水压力、温度、流量；锅炉排污量；
4) 锅炉、热力管道表面温度；
5) 多个供热回路的每个回路的供水、回水压力、温度、流量、热负荷、供热量；
6) 炉膛温度、过量空气系数（含氧量）、炉膛负压、排烟温度、灰渣可燃物含量等；
2 一级供热管网循环水泵：
1) 水泵进口、出口压力；
2) 水泵流量；
3 水质、补水量：
1) 锅炉炉水、给水、凝结水水质；
2) 供热管网循环水、补水水质；
3) 供热管网补水量等；
4 供配电系统：
1) 变压器负载率、电动机及仪表运行状况；
2) 三相电压不平衡度、功率因数、谐波电压及谐波电流含量、电压偏差；
5 用电设备的输入功率：
1) 循环水泵、补水泵、蒸汽锅炉给水泵、凝结水泵；
2) 锅炉配套辅机包括炉排、鼓风机、引风机、除尘、脱硫设备；
3) 锅炉运煤除渣包括磨煤机、皮带运输机、提升机、除渣机等。
3.3.2 锅炉房配置燃煤、燃气（油）不同类型锅炉及热媒介质为热水或蒸汽时，应分别进行查勘。
1 当锅炉房配备电热水锅炉时，查勘还包括：电热水锅炉的蓄热水箱容积及蓄热水温度；电热水锅炉的运行时间段：电锅炉在谷电阶段蓄热量能否满足平峰用电时间段用热需求。其中谷用电时间段：22:00～次日5:00；峰用电时段：7:30～11:30和17:00～21:00；其余时段为平时段，共9h；
6 补水定压方式包括：高位膨胀水箱、常压密闭式膨胀水箱、隔膜式压力膨胀水罐、补水泵和气压罐等；
8 一级供热管网供热量调节方式：
2)、3) 循环水泵、鼓、引风机及炉排是否有变频调速装置；
4) 供热系统采用了哪些自动控制技术；锅炉控制方式指单台锅炉控制、多台锅炉计算机集中控制等方式；供热量调节方式包括锅炉出力的调节及对热用户分区、分温、分时段的供热量调节方式等；
5) 指供暖期连续运行或调峰；
6) 其他耗能设备调节方式包括：锅炉运煤、除灰、除渣；皮带运输机、碎煤机、磨煤机、除渣机、灰渣泵等的调节方式；
9 供热量计量仪表的查勘为本规范第5章的节能改造提供依据；
11 一级供热管网系统划分包括：各支路及高低区划分等；
12 热回收设备包括：空气预热器、省煤器、排污余热利用装置等；已采取的节能措施包括：烟气冷凝回收装置、变频装嚣、分层燃烧、凝结水回收利用等。
3.3.3 对供暖系统主要耗能设备的节能检测是为本规范第4章衡量主要耗能设备耗能情况提供依据。
1 锅炉：
1) 对于燃煤锅炉，燃料输入计量应包括“整车过秤、皮带、炉前”计量；
6) 炉膛温度、过量空气系数（烟气含氧量）、炉膛负压、排烟温度、灰渣可燃物含量可按锅炉房监测数据或按《工业锅炉热工性能试验规程》GB/T 10180检测；如有锅炉烟气环境监测报告，可作为参考；
2 如循环水泵已进行了变频改造，在工频工况下进行检测；
4 供配电系统为用电设备提供动力，用电设备的耗电量可以反映运行是否合理、节能；变压器负载率在60％～70％的范围时，为合理节能运行状况；功率因数补偿应符合设计和当地供电部门的要求；用电设备周期性负荷变化较大时，是否有可靠的无功补偿调节方式；大量的谐波将威胁供配电系统的安全运行，尤其是有多台变频设备存在的系统应特别注意；
5 如循环水泵、鼓、引风机等转动设备已进行了变频改造，在工频工况下进行检测。
3.4 热力站
3.4.1 热力站节能改造应收集、查阅下列资料：
1 竣工图纸、设计图纸及相关设备技术资料、产品样本；
2 维修改造记录；
3 运行记录：
1) 温度、压力、流量、热负荷等运行参数；
2) 供热量、耗汽量、耗电量及系统充水量、补水量等；
4 供热范围、供热面积、设计供热参数、热力站设计供热负荷、与其连接的用户名称、用热单位类型、负荷特性、投入运行的时间及供暖期供热天数；
5 一级供热管网供热参数、热力站与一级供热管网连接方式；
6 供暖期供热量、耗汽量、耗热量、补水量、耗电量；
7 电价、水价、热价等运行费用基价。
3.4.2 热力站节能改造现场查勘应记录下列内容：
1 换热设备类型、台数、换热面积、水容量、额定参数、额定工况传热系数、供热参数；
2 一级供热管网分布式循环水泵型号、台数、额定参数；
3 混水泵型号、台数、额定参数；
4 凝结水回收方式、凝结水回收设备型号、台数、额定参数；疏水器类型；
5 二级供热管网补水水源，水处理设备型号、台数，补水方式和水处理方式；
6 二级供热管网定压方式、定压点，补水泵型号、台数、额定参数；
7 二级供热管网循环泵型号、台数、额定参数等；
8 二级供热管网供热量调节方式：
1) 供、回水温度调节方式；
2) 循环水泵定流量或变流量运行调节方式；
3) 一级供热管网供热量、蒸汽量调节方式；
4) 热力站供热系统自动监控技术采用情况；
5) 其他耗能设备调节方式等；
9 蒸汽流量、供热量、水量计量仪表类型：
1) 汽-水换热设备蒸汽流量计量仪表；
2) 水-水换热设备、混水设备供热量计量仪表；
3) 二级供热管网循环水量计量仪表；
4) 补水量、凝结水量计量仪表等；
10 供配电系统应包括：
1) 供电来源、电压等级、负荷等级；
2) 电气系统容量及结构；
3) 无功补偿装置；
4) 配电回路设置、用电设备的额定功率；
5) 热力站总用电量计量方式、主回路计量、各支回路分项计量方式；
11 二级供热管网系统各支路名称、管径、调节阀门设置划分情况；
12 热同收设备及已采取的节能措施等。
3.4.3 热力站节能改造节能检测应包括下列内容：
1 换热设备、混水设备：
1) 热源侧包括一级供热管网供、回水压力、温度、循环水量、供热量、热负荷，蒸汽压力、温度、流量、热负荷；
2) 负荷侧包括二级供热管网供水、回水压力、温度、流量、热负荷、供热量；
3) 汽水换热设备凝结水压力、温度、流量、凝结水回收量，凝结水回收方式；
4) 换热设备、混水设备、热力管道表面温度；
5) 当有多个供热回路时，应检测每个回路的供水、回水压力、温度、流量、热负荷、供热量等；
2 一级供热管网分布式水泵、二级供热管网循环水泵、混水泵：
1) 水泵进口、出口压力；
2) 水泵流量；
3 水质、补水量：
1) 换热设备凝结水水质；
2) 供热管网循环水、补水水质；
3) 供热管网补水量等；
4 供配电系统：
1) 变压器负载率、电动机及仪表运行状况；
2) 三相电压不平衡度、功率因数、谐波电压及谐波电流含量、电压偏差；
5 循环水泵、补水泵、凝结水泵等用电设备的输入功率。
3.4.4 隔压站的节能查勘内容按本节执行。
3.4.5 热水供热管网中设置的中继泵站的节能检测内容应按本规范第3.4.3条第2款执行。
5 热力站连接形式包括间接连接、混水连接和直接连接。
3.4.2 热力站节能改造现场查勘记录内容。
1 换热设备类型注明：板式、壳管式、浮动盘管式等；额定参数包括：一次水设计供回水温度、压力，二次水设计供同水温度、压力，额定供热量及传热系数等；
2、3 热力站内水泵包括：一级供热管网分布式加压循环水泵等；
5、6 补水定压方式包括：高位膨胀水箱、常压密闭式膨胀水箱、隔膜式压力膨胀水罐、补水泵和气压罐等；
8 二级供热管网供热量调节方式包括：热力站是否装有气候补偿、分时分区控制系统；
10 供配电系统：
5) 一级分布式加压循环水泵、二级循环水泵是否分项计量；分项计量循环水泵及补水泵耗电、照明等用电，有利于加强热力站的管理，降低电耗；
11 二级供热管网系统划分指：环路划分、高低区划分等情况；
12 如循环水泵变频、气候补偿、分时务区控制系统等。
3.4.3 热力站节能改造节能检测内容。
2 二级供热管网循环水泵流量检测：应注明供、回水之间有无混水流量控制。
3.5 供热管网
3.5.1 供热管网节能改造应收集、查阅下列资料：
1 竣工图纸、设计图纸及相关设备技术资料、产品样本；
2 维修改造记录；
3 温度、压力、系统充水、补水量等运行记录；
4 供热范围、供热面积、供热半径、供热管网类型、介质类型、负荷类型、设计供热参数、设计供热负荷、投入运行的时间、供暖期供热天数；
5 供热管网沿途设置：
1) 热源或多热源名称、位置；
2) 热力站、隔压站名称、位置；中继泵站名称、位置；
3) 检查室名称、位置；
4) 与供热管网连接的用户名称、位置等；
6 一级供热管网与热力站的连接方式、二级供热管网与用户的连接方式等。
3.5.2 供热管网节能改造现场查勘应记录下列内容：
1 管道敷设方式、敷设距离；
2 检查室、管沟工作环境，管道的保温结构及工作状况；
3 管道材质、主干管管径；
4 调控阀门、泄水阀门、放气阀门、疏水器位置、开启状念；补偿器、支座类型、位置、工作状况；
5 已采取的节能措施等。
3.5.3 供热管网节能检测应包括下列内容：
1 检查室、管沟内热力管道的外表面温度；
2 热力站内一级供热管网供水、回水压力、温度、循环水量，蒸汽压力、温度、流量；
3 用户热力入口供水、回水压力、温度、循环水量；
4 供热管网管道沿途温降等。
4 供热管网类型指：一级供热管网、二级供热管网；枝状供热管网、环状供热管网或多热源供热管网；介质类型指：蒸汽或热水；负荷类型指：供暖、生活热水、生活用汽或工艺用汽等；
6 一级供热管网与热力站的连接方式、二级供热管网与用户的连接方式指：直接连接，间接连接，混水连接。
3.5.2 供热管网节能改造现场查勘记录内容。
1 管道敷设方式包括：地沟、直埋、架空敷设；
2 检查室、管沟工作环境包括：管沟内是否存水、支架是否牢固、沟壁有无坍塌；供热管网主保温材料、保温层状况：有无脱落、是否潮湿；
4 调控阀门工作状况：开启是否灵活、有无漏水；
5 已采取的节能措施包括：加强保温、增加平衡阀等。
3.5.3 供热管网节能检测内容。
1 管道外表面温度：可以反映供热管网保温层的有效程度；
2 热力站内一级供热管网供水温度、流量：用于计算一级供热管网的水力平衡度；
3 用户热力入口供水温度、流量：用于计算二级供热管网的水力平衡度。
3.6 建筑物供暖
3.6.1 建筑物供暖节能改造应收集、查阅下列资料：
1 竣工图纸、设计图纸及相关设备技术资料、产品样本；
2 维修改造记录；
3 温度、压力、供热量等运行记录；
4 供暖建筑面积、层数、建筑类型、建筑物设计年限、投入运行的时间、负荷特性、供暖时间、供暖期供热天数；
5 设计供热负荷、循环水量、阻力、供回水设计温度、室内设计温度等。
3.6.2 建筑物供暖节能改造现场查勘应包括下列内容：
1 建筑物围护结构保温状况、门窗类型；
2 热力入口位置、环境、保温状况；
3 热力入口与供热管网的连接方式；
4 热力入口阀门、仪表、计量设施；
5 供暖系统形式；
6 室内供暖设备类型；
7 用户热分摊方式、室内温控装置；
8 已采取的节能措施等。
3.6.3 建筑物供暖节能改造检测应包括下列内容：
1 典型房间室内温度；
2 供暖系统水力失调情况；
3 用户热分摊仪表计量数据；
4 热力人口供、回水温度、循环水量，供水、回水压力；
5 热力人口热计量数据；
6 必要时对围护结构的传热系数进行检测等。
1 建筑物围护结构保温状况、门窗类型：是影响建筑能耗的主要因素；
2 热力入口位置、环境、保温状况：安装在地下室、首层楼梯间或管沟内，有无积水、保温层是否完好，直接影响计量器具的正常工作；
3 热力入口与供热管网的连接方式包括：直接连接、间接连接、混水连接；
5 供暖系统形式包括：共用立管一户一环、传统单管串联、上行下给双管；
6 室内供暖设备类型包括：散热器的材质、地面辐射采暖管道的材质及热风采暖、大空间辐射采暖设备的类型；
7 用户热分摊方式包括：热量表法、通断时间面积法、散热器分配计法、流温法、温度面积法等；室内温控包括：分户控温、分室控温。
3.6.3 建筑物供暖节能改造检测内容。
1 检测室内温度是为了判断热用户是属于多供还是欠供、判断末端水力平衡情况、室内采暖系统是否需要改造的主要依据。
4 节能评估
4.1 一般规定4.2 主要能耗
4.3 主要设备能效
4.4 主要参数控制
4.5 节能评估报告
4.2 主要能耗
4.2.1 锅炉房单位供热量燃料消耗量的检测持续时间不宜小于48h，检测结果锅炉房单位供热量燃料消耗量应符合表4.2.1的规定，否则应判定检测结果不合格。锅炉房单位供热量燃料消耗量应按下式计算：
式中：BQ——锅炉房单位供热量燃料消耗量（燃煤：kgce/GJ；燃气：Nm3/GJ；燃油：kg/GJ）；
G——检测期间燃料消耗量(燃煤：kgce；燃气：Nm3；燃油：kg)；
Q——检测期间供热量(GJ)。
表4.2.1 锅炉房单位供热量燃料消耗量
4.2.2 锅炉房、热力站供暖建筑单位面积燃料消耗量、耗电量应符合下列规定：
1 供暖建筑单位面积燃料消耗量应符合表4.2.2-1的规定，否则应判定检测结果不合格。供暖建筑单位面积燃料消耗量应按下式计算：
式中：BA——供暖建筑单位面积燃料消耗量（燃煤：kgce/m2；燃气：Nm3/m2；燃油：kg/m2）；
G0——供暖期燃料消耗量(燃煤：kgce；燃气：Nm3；燃油：kg)；
A——供暖建筑面积(m2)。
表4.2.2-1 供暖建筑单位面积燃料消耗量
2 供暖建筑单位面积耗电量应符合表4.2.2-2的规定，否则应判定检测结果为不合格。供暖建筑单位面积耗电量应按下式计算：
式中：EA——供暖建筑单位面积耗电量(kWh/m2)；
E0——供暖期耗电量(kWh)；
A——供暖建筑面积(m2)。
表4.2.2-2 供暖建筑单位面积耗电量
4.2.3 供暖建筑单位面积耗热量应符合表4.2.3的规定，否则应判定检测结果不合格。供暖建筑单位面积耗热量应按下式计算：
式中：QyA——供暖建筑单位面积耗热量(GJ/m2)；
Qy0——供暖期建筑物热力入口供热量（GJ）；
Ay——建筑物供暖建筑面积(m2)。
表4.2.3 供暖建筑单位面积耗热量
4.2.4 供热系统补水比、供暖建筑单位面积补水量应符合下列规定：
1 补水比的检测期持续时间不应小于24h，补水比应符合表4.2.4的规定，否则应判定检测结果不合格。补水比应按下式计算：
式中：Wv——补水比(％)；
Wd——检测期间日补水量(m3)；
V——供热系统水容量(m3)。
2 供暖期供暖建筑单位面积补水量应符合表4.2.4的规定，否则应判定检测结果不合格。供暖建筑单位面积补水量应按下式计算：
式中：WA——供暖建筑单位面积补水量（L/m2或kg/m2）；
W0——供暖期供暖系统补水量（m3）；
A——供暖建筑面积(m2)。
表4.2.4 补水比、供暖建筑单位面积补水量
4.2.1 本章所提到的“不合格”项，不一定进行节能改造，是否进行节能改造应进行经济技术分析，确定需要改造时应提出相应的节能改造建议。
单位供热量燃料消耗量可按锅炉房整体计算。
表4.2.1：锅炉平均效率是影响该指标的主要因素。一般来说，对于燃煤锅炉，容量大小对效率影响很大，但是调研表明对于14MW及以上锅炉来说，70％是一个较为容易实现的数值，对于14MW以下的小锅炉，其平均效率可能达不到70％，因此，燃煤锅炉平均效率统一按70％核算。对于燃气（油）锅炉来说，锅炉容量对效率几乎没有影响，因此统一按90％核算，其中燃气热值按8500kcal/Nm3，燃油热值按10000kcal/kg核算。为防止检测时间过短，一些偶然因素造成较大的误差或不能充分反映锅炉实际运行状况，保证检测时间连续且持续时间不小于48h(2d)。
4.2.2 锅炉房供热：供暖期供暖建筑单位面积燃料消耗量、耗电量可按锅炉房整体计算。
1 供暖建筑单位面积燃料消耗量合格指标：按寒冷地区、严寒地区节能居住建筑分别给出；表4.2.2-1：合格指标是对热源处计量能耗的统计，其影响因素很多，包括不同纬度地区、不同围护结构状况、不同供热天数等，表内数值是结合不同地区的调研数据给出的，其中以节能居住建筑为主、供暖期相对较短的供热系统取下限值，以非节能建筑为主、供暖期长的取上限值；同样，燃煤锅炉平均效率按70％，燃气（油）锅炉平均效率按90％核算，燃气热值按35565kJ/Nm3(8500kcal/Nm3)，燃油热值按4184kJ/kg(10000kcal/kg)核算；
2 供暖建筑单位面积耗电量合格指标：按寒冷地区、严寒地区节能居住建筑分别给出；表4.2.2-2：燃煤锅炉配备鼓、引风机，输煤等辅机，耗电量相比燃气（油）锅炉房高，不同热源的合格指标是根据调研数据统计给出。寒冷地区和严寒地区出于供热运行天数不同，合格指标有所不同。
4.2.3 供暖建筑单位面积耗热量合格指标：按寒冷地区、严寒地区节能建筑分别给出。《中国建筑节能年度发展研究报告2011》给出了我国北方省份供暖需热量的一个状况分布，如表1所示，可供参考。
表1 北方地区供暖需热量状况分布
续表1
4.2.4 对本条说明如下：
1 补水比用于日常监测；
2 供暖建筑单位面积补水量用于供暖期考核。
《供热术语》CJJ/T 55第7.1.27条“补水率”：热水供热系统单位时间的补水量与总循环水量的百分比。《锅炉房设计规范》GB 50041、《城镇供热管网设计规范》CJJ 34、《建筑节能工程施工质量验收规范》GB 50411、《城镇供热系统评价标准》GB/T 50627沿用这个概念。
《采暖通风与空气调节工程检测技术规程》JGJ/T 260第3.6.8条“补水率”：检测持续时间内，采暖系统单位建筑面积单位时间内的补水量与该系统单位建筑面积单位时间设计循环水量的比值。《居住建筑节能检测标准》JGJ/T 132沿用这个概念。
《民用建筑供暖通风与空气调节设计规范》GB 50736第8.11.15条：锅炉房、换热机房的设计补水量（小时流量）可按系统水容量的1％计算；《高效燃煤锅炉房设计规程》CECS 150和《供热采暖系统水质及防腐技术规程》DBJ01-619沿用这个概念。
由于供热系统供回水温差相差很大，即使承担相同的供热负荷，循环水量相差也很大，且有的供热系统采用变流量运行方式，以“循环流量”为基数考核补水量，有一定难度，也不是很科学；而“系统水容量”是固定值，且表征管网的规模，以此为基数考核补水量，操作性较强。本标准按“系统水容量”为基数考核供热系统补水量，由于不同标准对“补水率”的定义并不相同，容易造成混淆，为区别“补水率”的概念，用“补水比”表示。“补水比”Wv控制供热系统每日的补水量，让运行人员知道正常运行时，每日的补水量不应超过某个数；WA是考核整个供暖期的“补水量”。
4.1 一般规定
4.1.1 供热系统节能评估工作应包括现有供热系统主要运行指标的合格判定和总体评价、不合格指标的原因分析和节能改造建议，并应编写供热系统节能评估报告。
4.1.2 供热系统主要运行指标应包括主要能耗、主要设备能效、主要参数控制水平。
4.1.2 供热系统的主要能耗，主要设备能效和主要参数控制水平三个方面的指标基本涵盖了供热系统节能挖潜的各个方面，其指标的大小也基本反映了供热系统的能耗水平和节能潜力。如单位供热面积的燃料消耗（热，煤、气、油）、水耗和电耗是评估供热系统能耗水平的关键指标。锅炉运行热效率、循环水泵实际运行效率、换热设备换热性能是评估供热系统关键设备的运行能效的关键指标。
4.3 主要设备能效
4.3.1 锅炉运行热效率、灰渣可燃物含量、排烟温度、过量宅气系数应符合下列规定：
1 锅炉运行热效率应符合表4.3.1-1的规定，否则应判定检测结果不合格。锅炉运行热效率按下式计算：
式中：ηg——锅炉运行热效率(％)；
Qg——检测期间锅炉供热量(GJ)；
qgc——燃料低位发热量(燃煤：GJ/kgce；燃气：GJ/Nm3；燃油：GJ/kg)；
Gg——检测期间锅炉燃料输入量(燃煤：kgce；燃气：Nm3；燃油：kg)。
2 锅炉运行灰渣可燃物含量、排烟温度、过量空气系数应符合表4.3.1-2规定，否则应判定检测结果不合格。
表4.3.1-1 锅炉运行热效率
注：燃气冷凝式热水锅炉的运行热效率应大于或等于97％；燃气冷凝式蒸汽锅炉的运行热效率应大于或等于95％。
表4.3.1-2 锅炉运行灰渣可燃物含量、排烟温度、过量空气系数
4.3.2 水泵运行效率小于额定工况效率的90％时，应判定检测结果不合格。水泵运行效率应按下式计算：
式中：ηb——水泵运行效率(％)；
Gb——检测期间水泵循环流量(m2/h)；
Hb——检测期间水泵扬程(MPa)；
Nb——检测期间水泵输入轴功率(kW)；
H2——水泵出口压力(MPa)；
H1——水泵进口压力(MPa)。
4.3.3 换热设备换热性能、运行阻力应符合下列规定：
1 当换热性能小于额定工况的90％时，应判定检测结果不合格。换热性能应按下式计算：
式中：kF——换热设备换热性能(GJ/℃·h)；
Ql——检测期间热力站输入热量(GJ)；
△tp——检测期间换热设备对数平均换热温差(℃)；
△tx——检测期间换热设备温差较小一端的介质温差(℃)；
△td——检测期间换热设备温差较大一端的介质温差(℃)；
τ——检测持续时间(h)。
2 当换热设备热源侧、负荷侧运行阻力大于0.1MPa时，应判定检测结果不合格。运行阻力应按下式计算：
式中：△h——换热设备热源侧、负荷侧阻力(MPa)；
h2——检测期间换热设备出水压力(MPa)；
h1——检测期间换热设备进水压力(MPa)。
4.3.4 供热管网输送效率应符合下列规定：
1 当一级供热管网输送效率小于95％时，应判定检测结果，不合格。一级供热管网输送效率应按下式计算：
式中：η1——一级供热管网输送效率(％)；
∑Q1——检测期间各热力站输入热量之和(GJ)；
Q——检测期间热电厂首站或区域锅炉房输出热量（GJ)。
2 当二级供热管网输送效率小于92％时，应判定检测结果不合格。二级供热管网输送效率应按下式计算：
式中：η2——二级供热管网输送效率(％)；
∑Qy——检测期间各用户供热量之和(GJ)；
Q2——检测期间热力站输出热量(GJ)。
4.3.5 当供热管网沿程温降不满足表4.3.5的规定时，应判定检测结果不合格。供热管网沿程温降应按下式计算：
式中：△tL——供热管网沿程温降(℃/km)；
tL1——供热管网检测段首端供热介质温度(℃)；
tL2——供热管网检测段末端供热介质温度(℃)；
L——供热管网检测段长度(km)。
表4.3.5 供热管网沿程温降
1 锅炉运行热效率：锅炉运行时，一般达不到额定负荷，可将表4.3.1-1给出的额定效率按负荷率修正后，再与之比较；如已进行了分层燃烧、烟气冷凝回收等节能改造的，取改造后的热效率；
2 如已进行了分层燃烧、烟气冷凝回收等节能改造，锅炉运行灰渣可燃物含量、排烟温度、过量空气系数等为改造后的；本表参考《工业锅炉经济运行》GB/T 17954、《锅炉节能技术监督管理规程》TSG G0002编制。
4.3.2 水泵实际运行效率一直不太被设计和运行人员重视，大量工程测试表明，额定效率为70％的水泵，由于选型不当，实际运行效率仅在50％左右，甚至更低，因此保证水泵在高效点工作是水泵节电的重要措施之一。笫3章“收集、查阅有关技术资料”部分要求收集“相关设备技术资料、产品样本”，水泵额定工况的效率可按设计工况从水泵产品样本获得。公式(4.3.2-1)、式(4.3.2-2)为简化计算公式，未计水泵进出口高差，g按10m/s2取值，ρ按1000kg/m3取值。
4.3.3 换热设备换热性能、运行阻力的规定。
1 额定工况的kF值为换热设备在设计工况的传热系数和换热面积的乘积，设计工况的传热系数及换热面积可从设计文件或产品样本得到。换热设备在运行过程中，由于污物堵塞、换热面结垢以及偏离设计工况运行，导致传热系数降低，换热效果变差。实际运行的kF值可通过检测换热设备热源侧、负荷侧进出水温度、热力站输入热量计算得到。实际的kF值与额定工况的kF值比较，可判断换热设备换热性能的变化，如堵塞、换热面结垢的程度。
2 换热设备热源侧、负荷侧运行阻力参照《城镇供热用换热机组》GB/T 28185的规定：换热机组管路及设备压力降在设计条件下，一、二次侧均不应大于0.1MPa。
4.3.4 供热管网输送效率的规定。
1 一级供热管网输送效率：一般管理较好，所以要求较高；
2 二级供热管网输送效率：因与用户直接连接、布置分散，要求略低于一级供热管网。
4.3.5 按《城镇供热系统节能技术规范》CJJ/T 185第6.0.9条文说明：保温层满足经济厚度和技术厚度的同时，应控制管道散热损失，检测沿程温度降比计算管网输送热效率更容易操作。按《设备及管道绝热技术通则》GB/T 4272给出的季节运行工况允许最大散热损失值，计算DN200～DN1200直埋管道在介质温度130℃、流速2m/s时的最大沿程温降为0.07℃/km～0.1℃/km。综合考虑各种管径的保温层厚度，地下敷设热水管道的温降定为0.1℃/km。
4.4 主要参数控制
4.4.1 供热管网的供水温度及供水、回水温差应符合下列规定：
1 当一级供热管网的供水温度高于供热调节曲线设定的温度或水、回水温差小于设计温差的80％时，应判定检测结果不合格。供水、回水温差应按下式计算：
式中：△T——一级供热管网供水、回水温差(℃)；
T1——一级供热管网供水温度(℃)；
T2——一级供热管网回水温度(℃)。
2 当二级供热管网的供水温度高于供热调节曲线设定的温度或供水、回水温差不在10℃～15℃的范围内，应判定检测结果不合格。供水、回水温差应按下式计算：
式中：△t——二级供热管网供水、回水温差(℃)；
t1——二级供热管网供水温度(℃)；
t2——二级供热管网回水温度(℃)。
4.4.2 供热管网的流量比、水力平衡度应符合下列规定：
1 当流量比小于0.9或大于1.2时，应判定检测结果不合格。流量比应按下式计算：
式中：n——建筑物热力入口处检测循环水量与设计循环水量的比值；
gy——建筑物热力入口处检测循环水量(m3/h)；
gyj——建筑物热力入口处设计循环水量（m3/h）。
2 水力平衡度大于1.33时，应判定检测结果不合格。水力平衡度应按下式计算：
式中：n0——水力平衡度；
nmax——各建筑物热力入口流量比的最大值；
nmin——各建筑物热力入口流量比的最小值。
4.4.3 供暖建筑室内温度、围护结构内表面温度应符合下列规定：
1 室内温度应满足下列公式：
式中：tymin——建筑物室内最低温度(℃)；
tymax——建筑物室内最高温度(℃)；
tj——建筑物室内设计温度(℃)。
2 围护结构内表面温度应满足下式：
式中：tn——建筑物围护结构内表面温度(℃)；
t1——建筑物室内温度的露点温度(℃)。
4.4.2 供热管网的流量比、水力平衡度的规定。
1 流量比：用户流量在合理的范围内，是保证供热质量的基本要求；
2 水力平衡度：各用户流量比在合理的范围内，是保证“均衡”供热和节能运行的基本要求。
4.4.3 供暖建筑室内温度、围护结构内表面温度的规定。
1 室内检测温度与室内设计温度的偏差应在合理的范围内，室内温度可以直接代表供热质量，是保证节能运行的基本要求；
2 围护结构内表面温度是衡量建筑物围护结构热工性能的数据，如不符合要求，必要时应对建筑物围护结构的热工性能进行检测。
4.5 节能评估报告
4.5.1 供热系统节能评估报告应包括下列主要内容：
1 现有供热系统概述；
2 现有供热系统主要能耗、主要设备能效、主要参数控制水平指标的评估及结论；
3 不合格指标的原因分析；
4 现有供热系统总体评价；
5 节能改造可行性分析及建议；
6 预期节能改造效果。
4.5.2 现有供热系统概述应根据收集、查阅的有关技术资料及到现场查勘的情况编写。
4.5.3 现有供热系统主要能耗、主要设备能效、主要参数控制水平的评估应根据本规范第3章检测所获得的数据，按本规范第4.2～4.4节的规定进行定性评估。
4.5.4 对现有供热系统主要能耗、主要设备能效、主要参数控制水平的不合格指标应进行综合分析，并应提出造成指标不合格的主要因素。
4.5.5 现有供热系统总体评价应提出存在的问题及产生原因，并应拟定节能改造的项目。
4.5.6 节能改造可行性分析及建议应包括下列主要内容：
1 可行性分析应按拟定的节能改造的项目，根据现有供热系统的实际情况、节能改造的投资及节能收益等因素，逐一进行经济技术分析，提出需要进行节能改造的项目。
2 对需要进行节能改造的项目，应提出节能改造建议，并应符合下列规定：
1) 节能改造建议应明确改造的主要内容、参数控制指标、节能潜力分析；
2) 各节能改造项目的实施顺序，验收合格要求等。
4.5.7 预期节能改造效果应计算节能率及投资回收期。
4.5.2 第3章的第3.2.1、3.2.2、3.3.1、3.3.2、3.4.1、3.4.2、3.5.1、3.5.2、3.6.1、3.6.2条对收集、查阅有关技术资料及到现场查勘提出了具体要求，可作为编写供热系统概述的依据。
4.5.4 节能改造工作能否做到事半功倍，关键是诊断出造成指标不合格的主要原因，从而在节能改造方案制定时做到对症下药。
4.5.6 “节能改造可行性分析及建议”是供热系统节能评估完成后，对下一步工作的指导性意见，也是节能改造是否实施，如何实施的决策依据，应综合节能需求、经济效益综合考虑，做到科学、详细、可实施。
4.5.7 预期节能改造效果是节能改造工作的最终目标，应有明确的量化指标。
5 节能改造
5.1 一般规定5.2 热电厂首站
5.3 区域锅炉房
5.4 热力站
5.5 供热管网
5.6 建筑物供暖系统
5.1 一般规定
5.1.1 供热系统节能改造内容应包括供热热源、热力站、供热管网及建筑物内供暖系统。
5.1.2 供热系统节能改造方案应根据节能评估报告制定，并应符合国家现行标准《严寒和寒冷地区居住建筑节能设计标准》JGJ 26《城镇供热系统节能技术规范》CJJ/T 185、《锅炉房设计规范》GB 50041、《城镇供热管网设计规范》CJJ 34及《供热计量技术规程》JGJ 173的规定。节能改造方案应包括下列内容：
1 技术方案文件，并应包括项目概述、节能评估报告简述、方案沦证及设备选型、节能效果预测、经济效益分析等；
2 设计图；
3 设计计算书。
5.1.3 供热系统节能改造工程不得使用国家明令禁止或限制使用的设备、材料。
5.1.4 供热面积大于100万m2或热力站数量大于10个的供热系统，宜设置供热集中监控系统，并应符合本规范附录A的规定。
5.1.5 热电厂首站、锅炉房总出口、热力站一次侧应安装热计量装置。
5.1.6 建筑物热力入口应设置楼前热量表。
5.1.7 项目改造单位应组织专家对节能改造方案进行评审。
5.1.2 改造项目的实施难度大，方案中应说明改造部位、改造内容、系统配合、实施顺序、施工标准、调试检测、运行要求。经济效益分析应说明投资回收年限。
5.1.4 目前直供系统的供热面积一般不超过100万m2，超过这个面积的供热系统一般都采用了间接连接，热力站供热面积一般为10万m2左右，热力站小型化已成为趋势。所以为了说明供热系统大小，采用100万m2或10个热力站为分界线。
规模较大的供热系统，容易出现水力失调、冷热不均、管理困难等问题，采用供热集中监控系统能缓解冷热不均、保证按需供热、确保安全运行、达到量化管理、健全供热档案，全面实现节能运行。
5.1.5、5.1.6 本条规定是根据《严寒和寒冷地区居住建筑节能设计标准》JGJ 26的第5.2.9强条做出的。楼前设置热量表是作为该建筑物采暖耗热量的热量结算点。
5.1.7 目前节能技术有很多种，改造方案也就多样化。节能改造方案应由项目改造单位组织专家进行评审，改造方案是否可行，选择的节能技术是否成熟可靠，节能效果是否最佳，技术经济比较是否合理，以及实施中应该注意的事项等。
5.2 热电厂首站
5.2.1 热电厂首站应具备供热量自动调节功能。
5.2.2 热电厂首站出口的循环水泵应设置调速装置。
5.2.3 一个供热区域有多个热源时，宜将多个热源联网运行。
5.2.4 以供暖负荷为主的蒸汽供热系统，宜改造为高温水供热系统。
5.2.5 小型热电机组供热可采用热电厂低真空循环水供热。
5.2.6 大型热电机组供热可采用基于吸收式换热技术的热电联产。
5.2.7 热电联产供热系统宜全年为用户提供生活热水。
5.2.1 热电厂首站供热量自动调节功能，一般可通过在蒸汽侧设置蒸汽电动阀自动调节进入换热器的蒸汽量实现。供热量自动调节功能对热网的节能运行来说非常重要，建筑物的供暖负荷是波动的，如果供大于求，会造成热量浪费。
5.2.2 当热网的运行调节采用分阶段变流量的质调节、量调节或质量并调，首站的循环水泵设置调速装置，以降低电耗，方便热网的运行调节。调速装置有变频、液力耦合、内馈等多种形式。
5.2.3 一个供热区域有多个供热系统，每个系统单独一个热源时，如果地势高差在管网压力允许范围内，这几个系统改造成联网运行的一个系统。形成多热源联网运行不仅节能，也可以提高系统的安全性。
5.2.4 改造为高温水系统可以避免蒸汽供热系统热损失大、供热半径小、调节不便、蓄热能力小、热稳定性差等问题。
5.2.5 热电厂低真空循环水供热是指在机组安全运行的前提下，将凝汽机组或抽凝机组的凝汽器真空度降低，利用排汽加热循环冷却水直接供热或作为一级加热器热源的一种供热方式。2001年，原国家经贸委、国家发展计划委、建设部发布的《热电联产项目可行性研究科技规定》第1.6.7条规定：“在有条件的地区，在采暖期间可考虑抽凝机组低真空运行，循环水供热采暖的方案，在非采暖期恢复常规运行”。由于采用循环水供热可以提高汽轮机组的热效率，能够得到较好的节能效果。自20世纪70年代开始，我国北方一些电厂陆续将部分装机容最小于或等于50MW的汽轮机采用此方式，实践表明，该技术可靠，机组运行稳定，节能效果明显。
5.2.6 通过在城市集中供热系统的用户热力站设置新型吸收式换热机组，将一次网供回水温度由传统的130/70℃变为130/20℃，这样一次网供回水温差就由60℃升高到110℃，相同的管网输送能力可提高80％；同时，20℃的一次网回水返厂后，由于水温较低，辅以电厂设置的余热回收专用热泵机组，就可以完全回收凝汽器内30℃左右的低温汽轮机排汽余热。已经有案例表明：当应用于目前国内主流的燃煤热电联产机组(200MW～300MW机组)，可以在不增加总的燃煤量和不减少发电量的前提下，使目前的热电联产热源增加产热量30％～50％，城市热力管网主干管的输送能力提高70％～80％。
图1 基于吸收式换热的热电联产集中供热技术流程
5.2.7 为提高热电联产的能源综合利用效率，在有条件的地区，可根据实际情况，由传统的“供热、发电、供蒸汽”改造为“供热、发电、供蒸汽、供生活热水”四联供系统。对于全年提供生活热水的供热系统，需为供热管理维护部门留出检修时间。
5.3 区域锅炉房
5.3.1 锅炉房应设置燃料计量装置。燃煤锅炉应实现整车过磅计量，同时宜设置皮带计量、分炉计量，应满足场前、带前、炉前三级计量；燃气（油）锅炉的燃气（油）量应安装连续计量装置，并应实现分炉计量。
5.3.2 燃煤锅炉房有三台以上锅炉或单台锅炉容量大于或等于7MW(或10t/h)、燃气（油）锅炉房有两台以上锅炉同时运行时，应设置锅炉房集中监控系统，宜由不间断电源供电，并应符合本规范附录B的规定。
5.3.3 链条炉排的燃煤锅炉宜采用分层、分行给煤燃烧技术。
5.3.4 燃气（油）锅炉房应根据供热系统的调节模式、锅炉燃烧控制方式采用气候补偿系统，气候补偿系统应符合本规范附录C的规定。
5.3.5 炉排给煤系统宜设调速装置，锅炉鼓风机、引风机应设调速装置。鼓风机、引风机的运行效率应符合现行国家标准《通风机能效限定值及能效等级》GB 19761的有关规定。
5.3.6 当1.4MW以上燃气（油）锅炉燃烧机为单级火调节时，宜改造为多级分段式或比例式燃烧机。
5.3.7 燃气（油）锅炉排烟温度和运行热效率不符合本规范表4.3.1-1、表4.3.1-2的规定时，宜设置烟气冷凝回收装置。烟气冷凝回收装置应满足耐腐蚀和锅炉系统寿命要求，并应使锅炉系统在原动力下安全运行。烟气冷凝回收装置的设置及选型应符合本规范附录D的规定。
5.3.8 当供热锅炉的运行效率不符合本规范表4.3.1-1的规定，且锅炉改造或更换的静态投资回收期小于或等于8年时，宜进行相应的改造或更换。
5.3.9 同一锅炉房向不同热需求用户供热时应采用分时分区控制系统，分时分区控制系统应符合本规范附录E的规定。
5.3.10 当供热系统由一个区域锅炉房和多个热力站组成，且供热负荷比较稳定时，宜采取分布式变频水泵系统。
5.3.11 锅炉房直供系统应按下列要求进行节能改造：
1 当各主要支路阻力差异较大时，宜改造成二级泵系统；
2 当锅炉出口温度与室内供暖系统末端设计参数不一致时，应改成混水供热系统或局部间接供热系统；
3 当供热范围较大，水力失调严重时，应改造成锅炉房间接或直供间供混合供热系统。
5.3.12 循环水泵的选用应符合下列规定：
1 变流量和热计量的系统其循环水泵应设置变频调速装置；循环水泵进行变频改造时，应在工频工况下检测循环水泵的效率；
2 循环水泵改造为大小泵配置时，大、小循环水泵的流量宜根据初期、严寒期、末期负荷变化的规律确定；
3 当锅炉房的循环水泵并联运行台数大于3台时，宜减少水泵台数。
5.3.13 换热器、分集水器等大型设备应进行外壳保温。
5.3.14 锅炉房内的水系统应进行阻力平衡优化。
5.3.15 当锅炉房的供配电系统功率因数低于0.9或动力设备无用电分项计量回路时，应进行节能改造。
5.3.16 当锅炉房的炉水、给水不符合现行国家标准《工业锅炉水质》GB/T 1576的规定时，应对设施进行改造。
5.3.17 开式凝结水回收系统应改造为闭式凝结水回收系统。
5.3.2 锅炉房集中监控系统是通过计算机对多台锅炉实行集中控制，根据热负荷的需求自动投入或停运锅炉的台数，达到按需供热，均衡并延长锅炉的使用寿命，充分发挥每台锅炉的能力，保证每台锅炉处于较高负荷率下运行。《锅炉房设计规范》GB 50041规定：单台蒸汽锅炉额定蒸发量大于等于10t/h或单台热水锅炉额定热功率大于等于7MW的锅炉房，宜设置集中控制系统。对于供热系统的节能改造而言，上述规定比较合理。技术要求见附录B。
5.3.3 目前城市集中供热锅炉房多采用链条炉排，燃煤多为煤炭公司供应的混煤，着火条件差，炉膛温度低，燃烧不完全，炉渣含碳量高，锅炉热效率普遍偏低。采用分层、分行燃烧技术对减少炉渣含碳量、提高锅炉热效率，有明显的效果。
对于粉末含量高的燃煤，可以采用分层燃烧及型煤技术。该技术是将原煤在入料口先通过分层装置进行筛分，使大颗粒煤直接落至炉排上，小颗粒及粉末送入炉前型煤装置压制成核桃大小形状的煤块，然后送入炉排，以提高煤层的透气性，从而强化燃烧，提高锅炉热效率和减少环境污染。
5.3.4 气候补偿系统是供热量自动控制技术的一种。目前尚无“气候补偿系统”行业标准，本规范编制组提出了气候补偿系统在锅炉房的应用，气候补偿系统能够根据室外气候条件及用户负荷需求的变化，通过自动控制技术实现按需供热的一种供热量调节，实现节能目的。具体使用方法及控制参数见附录C。
5.3.5 锅炉厂家配置的鼓、引风机及炉排给煤机容量按额定工况配置，有较大的节能空间。通过鼓、引风机变频及炉排给煤机调节满足系统实际工况的需要，并实现节约电能；炉排给煤机要随负荷的变化调节给煤量。锅炉烟风系统优化配置，设备能效指标要符合相关标准规定。现行行业标准《城镇供热系统节能技术规范》CJJ/T 185第3.3.6～3.6.8条规定炉排给煤系统宜设调速装置，锅炉鼓风机、引风机应设调速装置。
5.3.6 燃气（油）锅炉改造为“多级分段式”或比例式燃烧机节能效果更好。
5.3.7 锅炉排烟温度较高，烟气回收的节能潜力较大，在有条件情况下，安装烟气冷凝回收装置；烟气冷凝回收装置的使用条件见附录D。
5.3.9 分时分区控制是供热量自动控制装置的一种。办公楼、学校、大礼堂、体育场馆等非全日使用的建筑，可改造为自动分时分区供暖系统，在锅炉房、热力站或建筑物热力入口处设自动控制阀门，由设置在锅炉房和热力站的分时分区控制器控制电动阀，实现按需供热，达到节能的效果。分时分区控制系统的应用要求见附录E。
5.3.10 一次水一级泵设在区域锅炉房，一级泵只负责锅炉房内一次水的循环阻力，定流量运行；各热力站设的一次水二级泵应能克服一次水从区域锅炉房至本热力站的循环阻力。分布式二级泵应为变频泵，并由供热量自动控制装置控制。分布式二级泵可降低一次水管网总的耗电量，同时町以兼顾解决一次水管网平衡的问题，在经济技术比较合理的前提下，可进行选用。
5.3.11 锅炉房的二级泵变频泵系统一般可在锅炉房进出口总管处设旁通管，旁通管将系统分为锅炉房和外网两部分，锅炉房与外网分别设置循环水泵，锅炉房的循环水泵成为一级泵，外网循环水泵成为二级泵，第二级泵应设调速装置。二级泵系统的设置有利于降低供热系统总的循环水泵的电耗。供热范围较大的锅炉房直供系统，改造成锅炉房间接供热系统或混水供热后，系统变小了，有利于各项节能技术的实施，有利于达到节能效果。
5.3.12 锅炉房内设计为二级泵系统时一级泵为定流量水泵，其他变流量系统水泵应设置变频调速装置。多台循环水泵并联运行，影响每台循环水泵的效率，一般不能达到耗电输热比的要求。循环水泵的台数和运行参数的选择应根据热网运行调节的方式来确定。
5.3.14 目前很多集中供热系统由于阀门、过滤器设置不合理或水泵选型太大，为防止电机超载关小总阀门的做法造成了过大的压降，这种不合理的压降可以占水泵有效扬程的30％甚至更多，因此应通过对整个系统的阻力进行优化，减少不必要的阀门、过滤器等造成过大的压降。
5.3.15 分项计量：热力站可分为循环水泵、补水泵、照明等耗电，对各项用电分项计量有利于加强热力站的管理，降低电耗。当锅炉房采用多项变频措施进行节能改造时：如循环水泵、炉排给煤机、鼓、引风机及燃烧机等应注意谐波含量对供配电支路的影响。
5.4 热力站
5.4.1 热力站循环水泵应设置变频调速装置。
5.4.2 热力站应采用气候补偿系统或设置其他供热量自动控制装置。
5.4.3 热力站水系统应进行阻力平衡优化。
5.4.4 热力站应对热量、循环水量、补水量、供回水温度、室外温度、供回水压力、电量及水泵的运行状态进行实时监测。
5.4.5 当二次侧的循环水、补水水质不符合现行行业标准《城镇供热管网设计规范》CJJ 34的规定时，应对水处理设施进行改造。
5.4.6 热力站换热器宜选用板式换热器。
5.4.7 开式凝结水回收系统应改造为闭式凝结水回收系统。
5.4.4 热力站对热量、循环水量、补水量、供回水温度、室外温度、供回水压力、电量及水泵的运行状态进行实时监测，方便进行供热量调节。
5.4.6 板式换热器相比其他方式换热器具有传热系数高、换热效果好、结构紧凑、体积小等优点，便于供热系统的运行调节。
5.5 供热管网
5.5.1 当供热管网输送效率不符合本规范第4.3.4条的规定时，应根据管网保温效果、非正常失水控制及水力平衡度三方面的查勘结果进行节能改造。
5.5.2 当系统补水量不符合本规范表4.2.4的规定时，应根据查勘结果分析失水原因，并进行节能改造。
5.5.3 当供热管网的水力平衡度不符合本规范第4.4.2条的规定时，应进行管网水力平衡调节和管网水力平衡优化，管网水力平衡优化应符合本规范附录F的规定。
5.5.4 当供热管网进行更新改造时，应按现行行业标准《城镇供热系统节能技术规范》CJJ/T 185和《城镇供热管网设计规范》CJJ 34的规定执行。
5.5.5 供热系统的中继泵站水泵的节能改造应符合本规范第5.3.12条的规定。
5.5.6 根据检测结果，在一级供热管网、热力站、二级供热管网、热力人口处应安装水力平衡装置。
5.5.7 供热管网宜采用直埋敷设方式。
5.5.2 供热管网补水有两个原因：正常失水和非正常失水。供热设备、水泵等运行中的排污、临时维修和少量阀门不严的滴漏属于正常失水；用户私自放水属于非正常失水。本规程供热管网补水量按第4.2.4条两个指标考核。
5.5.3 水力失衡现象是造成供热系统能耗过高的主要原因之一。水力失衡造成近端用户过热开窗散热、远端用户温度过低投诉。热计量、变流量、气候补偿系统、锅炉房集中临控技术、室温调控、水泵变频控制等节能技术的实施及高效运行都离不开水力平衡技术，水力平衡是保证其他节能措施可靠实施的前提。当供热系统的循环水泵集中设在锅炉房或热力站时，设计要求各并联环路之间的压力损失差值不应大于15％。现场可采用检测热力站或楼栋的流量与设计流量的比值或供回水平均温度来判断平衡度，当水力平衡度不满足要求时应首先通过无成本的水力平衡调节来解决，只有当仅通过调节仍无法解决问题时，才需要进一步采取其他管网水力平衡措施。
5.5.4 供热管网使用多年，由于原设计缺陷、负荷变化等原因，管网一般都存在水力不平衡现象。可借供热管网更新改造的机会，优化管网布局及调整管径，最大可能消除水力不平衡现象。
现行行业标准《城镇供热系统节能技术规范》CJJ/T 185第3.6.4规定：新建管网和既有管网改造时应进行水力计算，当各并联环路的计算压力损失差值大于15％时，应在热力入口处设自力式压差控制阀。
5.5.6 一个锅炉房与多个热力站组成的一次水供热系统中，各热力站可能相距较远、阻力相差悬殊，为稳定各热力站的一次水的供水压差，宜在各环路干、支管道及热力站的一次水入口设性能可靠的水力平衡阀门，最不利的热力站无必要设。
一个热力站与多个环路组成的二次水供热系统中，可在各环路干、支管道及楼栋二次水入口总供水管上设水力平衡阀门；为尽量减少供热系统的水流阻力，热源出口总管上、热力站出口总管上不应再串联设置自力式流量控制阀，最不利的楼栋无必要设。
5.6 建筑物供暖系统
5.6.1 室内供暖系统应设置用户分室（户）温度调节、控制装置及分户热计量的装置或设施。
5.6.2 住宅室内供暖系统热计量改造应符合现行行业标准《供热计量技术规程》JGJ 173的有关规定。
5.6.3 室内供暖系统应在建筑物内安装供热计量数据采集和远传系统，楼栋热量表、分户计量装置、室温监测装置等的数据采集应在本地存储，并应定期远传至热计量集控平台。
5.6.4 室内垂直单管顺流式供暖系统应改为垂直单管跨越式或垂直双管式系统。
5.6.5 室内供暖系统进行节能改造时，应对散热器配置、水力平衡进行复核验算。
5.6.6 楼栋内由多个环路组成的供暖系统中，应根据水力平衡的要求，安装水力平衡装置。
5.6.7 楼栋热力人口可采用混水技术进行节能改造。
5.6.8 供暖系统宜安装用户室温监测系统。
5.6.3 在建筑物内安装供热计量数据采集和远传系统的优点非常明显：不仅能实时了解热量分配情况，还可以帮助供热管理部门实时了解供热效果，同时它还是供热计量得到实施的关键步骤。因此建议有条件的场合争取安装供热计量数据集控中心。
5.6.4 垂直单管顺流式供暖系统改为垂直单管跨越式或垂直双管式系统，由于干管、立管、支管及散热器配置的变化，需要进行水力平衡复核验算，以保证节能改造后的室温并避免垂直和水平失调。
5.6.6 实行热计量后，户内或室内设有温控设施，用户流量可自行调节，水力平衡阀门的类型要适应所采用的热计量分摊、温控的方式。水力平衡阀门的选用按“附录F”规定。
5.6.7 目前混水技术得到了灵活应用，该技术对缓解水力、热力失调，匹配同一系统不同供暖末端等有很大作用。
5.6.8 检验供热效果就是保证用户室温达到要求，即使是实行热计量后，用户室温也需要实时了解。用户室温监测是一个实时系统，可以对典型用户进行连续监测。
6 施工及验收
6.1 一般规定6.2 自动化仪表安装调试
6.3 烟气冷凝回收装置安装调试
6.4 水力平衡装置安装调试
6.5 热计量装置安装调试
6.6 竣工验收
6.1 一般规定
6.1.1 供热系统节能改造施工应由具有相应资质的单位承担。
6.1.2 工程施工应按设计文件进行，修改设计或更换材料应经原设计部门同意，并应有设计变更手续。
6.1.3 供热系统节能改造施工及验收应符合国家现行标准《锅炉安装工程施工及验收规范》GB 50273、《城镇供热管网工程施工及验收规范》CJJ 28及《建筑节能工程施工质量验收规范》GB 50411的有关规定。
6.1.4 供热系统节能改造安装调试不应降低原系统及设备的安全性能。
6.1.2 施工中如需要修改原设计方案，应有设计变更或工程洽商的正规手续。
6.1.3 供热系统节能改造施工验收除应符合国家现行标准《锅炉安装工程施工及验收规范》GB 50273、《城镇供热管网工程施工及验收规范》CJJ 28及《建筑节能工程施工质量验收规范》GB 50411外，还应符合《自动化仪表工程施工及质量验收规范》GB 50093、《风机、压缩机、泵安装工程施工及验收规范》GB 50275、《机械设备安装工程施工及验收通用规范》GB 50231、《通风与空调工程施工质量验收规范》GB 50243、《建筑给水排水及采暖工程施工质量验收规范》GB 50242的要求。当所采用的设备有特殊要求时，应符合相应的企业标准。
6.1.4 如为防止锅炉和换热器安装调试期间发生汽化，应有安全流量的保障措施。
6.2 自动化仪表安装调试
6.2.1 供热系统自动化仪表工程施工及验收应符合现行国家标准《自动化仪表工程施工及质量验收规范》GB 50093及本规范附录A的规定。
6.2.2 供热系统自动化仪表工程安装完毕后，应进行单机试运行、调试及联合试运行、调试。
6.2.3 自动化仪表工程的调试应按产品的技术文件和节能改造设计文件进行。
6.2.4 供热系统调节控制装置的节能测试应在室内温控调节装置验收合格、系统水力平衡调节符合要求后进行。
6.2.2 “单机试运行及调试”和“联合试运行及调试”是《建筑节能工程施工质量验收规范》GB 50411的要求。“联合试运行及调试”是指在供热系统的热源、管网及室内采暖系统带负荷试运转情况下，进行调试。
6.2.3 自动化仪表工程的调试应按产品的技术文件和节能改造设计文件进行，一般按下列要求进行：
1 电气设备检查：
1) 电气回路和控制回路的接线是否正确、牢固；
2) 电气系统是否可靠接地；
3) 在通电状态下，电气元件动作是否正常；
2 现场控制系统性能试验：
1) 控制系统整机试验；
2) 在控制器人机界面上读温度、压力等参数，并直接在控制器人机界面上按手动方式启停补水泵、循环水泵、电磁阀等，增加或减少变频器的频率，增加或减少电动调节阀的开度，应符合工艺要求；
3) 直接在控制器人机界面上设定温度、压力等参数的上下限，超压、超温及停电等相关参数，应符合工艺要求；
3 监控中心的功能测试：
1) 监控中心功能试验包括：显示、处理、操作、控制、报警、诊断、通信、打印、拷贝等基本功能检查试验；
2) 控制方案、控制和连锁程序的检查；
4 带负荷热态试验：
1) 控制系统应在带负荷热态运行过程中，满足168h无故障运行要求；
2) 控制系统节能效果试验应符合《建筑节能工程施工质量验收规范》GB 50411-2007的要求。
6.3 烟气冷凝回收装置安装调试
6.3.1 烟气冷凝回收装咒的安装应符合下规定：
1 烟气冷凝回收装置及被加热水系统应进行保温；
2 烟气流向、被加热水流向应有标识；
3 烟气进出口均应设置温度、压力测量装置；
4 被加热水进出口均应设置温度及压力测量装置，并宜设置热计量装置或热水流量计。
6.3.2 烟气冷凝回收装置测试应按下列步骤进行：
1 烟气侧应进行吹扫，水侧应进行冲洗，水、气管道应畅通；
2 被加热水系统充水后应进行冷态循环，每台烟气冷凝回收装置的被加热水量应达到最低安全值；
3 应进行热态调试，锅炉和被加热水系统的连锁控制应运行正常；肩炉时，应先开启被加热水系统，后启动锅炉；停炉时，应先停炉，待烟温降低后，再停止被加热水系统；
4 进行单机调试时，应校核烟道阻力和背压、调节燃烧器、控制燃气和宅气的比例、测试烟气成分。烟气余热回收装置对锅炉燃烧系统、烟风系统影响应降到最小；
5 单机试运行及调试后，应进行联合试运行及调试，并应达到设计要求。
6.3.3 烟气冷凝回收装置的节能测试应分别在供热系统正常运行后的供暖初期、供暖末期及严寒期进行。测试时锅炉实际运行负荷率不应小于85％，每期测试次数不应少于2次，每次连续测试时间不应少于2h，取2次测试值平均值，节能测试数据按表D.0.5填写。对于设有辅机动力的烟气冷凝回收装置，计算节能率时应将辅机能耗计入输入值。
6.3.2 “单机试运行及调试”和“联合试运行及调试”是《建筑节能工程施工质量验收规范》GB 50411的要求。被加热水量的安全值要求、锅炉与被加热水系统的连锁控制的主要目的是防止干烧，保护设备。烟风系统的调节要求是由于安装烟气余热回收装置后烟风系统阻力会有所增加，可能会影响到燃烧器的燃烧。
6.3.3 烟气冷凝回收装置的节能测试数据包括：燃气耗量、燃气低位热值、烟气进出口温度、烟气进出口压力、烟气冷凝水量、烟气冷凝水温度；被加热水流量、被加热水进出口温度、被加热水进出口压力等。
6.4 水力平衡装置安装调试
6.4.1 水力平衡装置的安装位置、预留空间应符合产品说明书要求。
6.4.2 与水力平衡装置配套的过滤器、压力表等辅助元件的安装应符合设计要求。
6.4.3 供热系统水力平衡调试的结果应符合本规范第4.4.2条的规定。
6.4.2 水力平衡装置根据产品及应用的不同，需要配套安装相应的过滤器、压力表等辅助元件以方便调试、故障诊断或保护水力平衡装置，安装时应符合设计要求。
6.5 热计量装置安装调试
6.5.1 热计量装置应在系统清洗完成后安装。
6.5.2 热量表的安装应符合下列规定：
1 热量表的前后直管段长度应符合热量表产品说明书的要求；
2 热量表应根据设计要求水平或垂直安装，热量表流向标识应与介质的流动方向一致；
3 热量表与两端连接管应同轴，且不得强行组对；
4 热量表的流量传感器应安装在供水管或回水管上，高低温传感器应安装在对应的管道上；
5 当温度传感器插入护套时，探头应处于管道中心位置；
6 热量表时钟应设定准确；
7 热量表数据储存应能满足当地供暖期供暖天数的口供热量的储存要求，宜具备功能扩展的能力及数据远传功能；
8 热量表安装后应对影响计量性能的可拆卸部件进行封印保护。
6.5.3 热计量装置的工作环境应与其性能相互适应，当环境不能满足要求时，应采取保护措施。
6.5.4 热计量装置采用外接电源或连网通信时，应按照产品说明书的要求进行外部接线，并应采用屏蔽电缆线和接地等保护措施，对雷击多发区，应有防雷击措施。
6.5.4 当节能改造的建筑无防雷击措施时，注意要综合考虑有效的防雷击措施。
6.6 竣工验收
6.6.1 节能改造后，系统应实现供热系统自动调节和节能运行，并应符合下列规定：
1 锅炉房、热力站应能按用户负荷变化自动调节供热量；
2 热用户应能根据需求调节用热量，室温应能主动调节和自动控制。
6.6.2 节能改造后，系统应能实现供热计量，并应符合下列规定：
1 锅炉房、热力站应能实现供热量计量；
2 楼栋、热力人口应能实现热量计量；
3 居住建筑应能实现分户计量；
4 热量计量、分户计量宜具备数据远传功能。
6.6.3 工程竣工后，应对技术资料进行归档，并应包括下列文件：
1 方案的论证文件及有关批复文件；
2 设计文件；
3 所采用的设备材料的合格证明文件、性能榆测报告；
4 工程验收检测报告等；
5 竣工验收文件。
7 节能改造效果评价
7.0.1 节能改造工程完成后应对实际达到的节能效果进行跟踪分析和进行能效评价，并应出具节能改造效果评价报告。
7.0.2 节能改造效果评价报告应包括下列内容：
1 节能改造设备运行情况及设备维修保养制度；
2 供热质量和调节控制水平；
3 供热系统的运行效率和能耗指标及其与改造前的对比分析等。
7.0.3 供热系统的供热质量、运行效率、调控水平应达到节能评估报告和节能改造方案的要求。
7.0.4 供热系统的能耗测试应包括供热锅炉效率、循环水泵运行效率、补水比、单位面积补水量、供热管网的输送效率、水力平衡度、建筑物室内温度等。
7.0.5 能耗评价应包括下列主要指标：
1 供暖期年燃料（标准煤、燃气、燃油）、热量、水量、电量总消耗量；
2 单位供热量的燃料（标准煤、燃气、燃油）、水量、电量消耗量；
3 单位供暖建筑面积的燃料（标准煤、燃气、燃油）、热量、水量、电量消耗量。
7.0.6 节能改造后应通过对热源能耗进行计量和对系统测试分析核算节能率，并应进行总体改造效果分析，与改造方案进行比较。
7.0.7 供热系统节能改造工程完成后，应在资金回收周期内每年对节能率进行复核，当不能达到预期的节能效果或存在其他问题时，应及时采取补救措施。
7.0.2 节能改造效果评价应包括供热质量的评价内容，是因为一般来说，供热系统的节能改造有助于改善供热质量，在节能评价时，包括供热质量的分析，有利于评价的全面性和客观性。
7.0.4 本条提出了供热系统能耗测试的主要内容，在实际节能改造工程节能效果评价时，应根据所采用的节能改造技术方案，选择相应的测试内容。
7.0.5 本条提出了供热系统能耗评价的主要指标，在实际节能改造工程能效评价时，应根据所采用的节能改造技术方案，合理选择具体指标进行评价分析。
7.0.6 节能率按本规程第2.0.7条计算：（改造前的单位供暖建筑面积能耗-改造后的单位供暖建筑面积能耗）/改造前的单位供暖面积能耗，必要时考虑修正。
7.0.7 前期的节能检测评估工作不准确、不到位或节能改造方案制定不合理时，会导致达不到预期的节能效果。对于这种情况，必要时重新做节能检测评估、重新制定节能改造方案，完善节能改造措施。
附录A 供热集中监控系统
A.1 系统结构及控制参数A.2 系统功能
A.3 硬件设备配置
A.4 供热系统自动化仪表工程安装
A.1 系统结构及控制参数
A.1.1 供热集中监控系统应包括锅炉房集中控制系统、热力站控制系统、热电厂首站控制系统和中继泵站控制系统(图A.1.1)。
图A.1.1 供热集中监控系统结构示意
A.1.2 锅炉系统控制参数应包括下列内容：
1 锅炉进、出口水温和水压；
2 锅炉循环水流量；
3 风、烟系统各段压力、温度和排烟污染物浓度；具体监控参数包括排烟温度、排烟含氧量、炉膛出口烟气温度、对流受热面进、出口烟气温度、省煤器出口烟气温度、湿式除尘器出口烟气温度、空气预热器出口热风温度、炉膛烟气压力、对流受热面进、出口烟气压力、省煤器出口烟气压力、空气预热器出口烟气压力、除尘器出口烟气压力、一次风压及风室风压、二次风压、给水调节阀开度、给煤（粉）机转速、鼓、引风进出口挡板开度或调速风机转速等；
4 耗煤量计量、耗油量计量或耗气量计量；
5 锅炉水循环系统总进出口温度、压力；
6 循环水泵变频频率反馈与控制；
7 自动补水变频频率反馈与控制和补水箱水位；
8 自动电磁泄压阀状态与控制；
9 各支路供水、回水温度和压力；
10 鼓、引风进出口挡板开度或调速风机转速；
11 炉膛温度、压力、含氧量及锅炉启停状态；
12 超温、超压或低温、低压、低水化报警。
A.1.3 热力站系统控制参数应包括下列内容：
1 一、二级网供水、回水温度、压力；
2 一、二级网的热量（流量）以及室内外温度；
3 循环泵的启停状态与控制、频率反馈与控制；
4 自动补水变频，频率的反馈与控制；
5 热量监测与控制，一级网电动阀门的开度反馈与控制；
6 自动泄压保护；
7 超温、超压或低温、低压、低水位报警等。
A.1.4 分时分区系统控制参数应包括下列内容：
1 楼前供水、回水温度、室内温度；
2 电动调节阀或变速泵的状态与控制。
A.2 系统功能
A.2.1 集中临控系统应具备下列主要功能：
1 实时检测供热系统运行参数功能；
2 自动调节水力工况功能；
3 调控热源供热量功能；
4 诊断系统故障功能；
5 建立运行档案功能。
A.2.2 监控中心软件应具备下列主要功能：
1 监测显示功能；
2 控制功能；
3 报警功能；
4 数据库管理及报表功能；
5 统计分析功能；
6 远程传输和访问功能；
7 数据交换功能。
A.2.3 现场控制系统应具备下列主要功能：
1 参数测量功能；
2 数据存储功能；
3 自我诊断、自恢复功能；
4 日历、时钟和密码保护功能；
5 现场显示、人机界面操作功能；
6 气候补偿、分时分区、水泵变频调节等控制功能；
7 在主动或被动方式下与监控中心进行数据通信功能，通信系统可以根据现场实际情况进行选择，对于有远程监控内容的系统宜选择已有的GPRS、CDMA或ADSL等公共通信网络；
8 故障报警、故障停机功能。
A.2.4 现场控制系统的报警功能应符合下列规定：
1 控制器应支持数据报警和故障报管；
2 故障和报警记录应自动保存，掉电不应丢失；
3 发生报警时，控制器显示屏上应有报警显示，并应在控制柜内有声、光报警。
A.3 硬件设备配置
A.3.1 监控中心设备配置应符合下列规定：
1 监控中心应包括服务器、操作员站、工程师站、不间断电源、交换机、路由器等；
2 系统应配置不少于30min的不间断电源。
A.3.2 现场控制器配置应符合下列规定：
1 应具有数据采集、控制调节和参数设置功能；
2 应具有人机界面、系统组态、图形显示功能；
3 应具有串口、RJ45接口，并应具有能与监控中心数据双向通信功能，通信方式可采用以太网、ADSL宽带以及无线通信等；
4 应具有日历时钟的功能；
5 应具有自动诊断、故障报警功能；
6 应具有掉电自动恢复，且不丢失数据功能；
7 应具有数据存储、数据运算和数据过滤功能；
8 控制器的输入输出应采用光电隔离或继电器隔离，隔离电压应大于或等于1000V；
9 控制器宜为模块化结构，输入输出模块应具备可扩展功能；
10 控制器可通过相关的通信方式向上位机报警直至收到确认信息，内容应包括超温、超压、液位高低以及停电等信息；
11 宜具备Web访问远程维护功能，可授权用户在任何地方通过有线或无线等方式了解控制器运行情况；
12 控制器环境应符合下列规定：
1) 防护等级不应低于IP20；
2) 存储温度范围应为-10℃～70℃；
3) 运行温度范围应为0℃～40℃；
4) 相对湿度范围应为5％～90％（无结露）。
A.3.3 温度传感器/变送器应符合下列规定：
1 测量误差应为±1℃，准确度等级不应低于B级；
2 管道内温度传感器热响应时间不应大于25s，室外或室内安装热响应时间不应大于150s；
3 防护等级不应低于IP65；
4 温度传感器应能在线拆装。
A.3.4 压力变送器应符合下列规定：
1 压力测量范围应满足被测参数设计要求；传感器测量误差范围应为±0.5％；
2 过载能力不应低于标准量程的2.5倍；
3 稳定性应满足12个月漂移量范围为URL的±0.1％；
4 防护等级不应低于IP54。
A.3.5 热量表及流量计应符合下列规定：
1 热量表应符合现行行业标准《热量表》CJ 128的有关规定；
2 流量计准确度不应低于2级；
3 流量计和热量表应具有标准信号输出或具有标准通信接口及采用标准通信协议。
A.3.6 温度计及压力表应符合下列规定：
1 温度计准确度等级不应低于1.5级，压力表准确度等级不应低于2级；
2 温度计及压力表应按被测参数的误差要求和量程范围选用，最高测量值不应超过仪表上限量程值的70％。
A.3.7 电动调节阀及执行器配置应符合下列规定：
1 调节阀应具有对数流量特性或线性流量特性，电压等级宜为交流或直流24V；
2 电动调节阀应具有手动调节装置；
3 电动调节阀应按系统的介质类型、温度和压力等级选定阀体材料；
4 阀门可调比率不应低于30％，当不能满足要求时应采用多阀并联；
5 电动调节阀在调节过程中的阀权度不应低于0.3，且不得发生汽蚀现象；
6 蒸汽系统中使用的电动调节阀应具有断电自动复位关闭的功能；
7 外壳防护等级不应低于IP54；
8 电动调节阀应具有阀位反馈功能。
A.3.8 变频器配置应符合下列规定：
1 变频器应符合现行国家标准《调速电气传动系统 第2部分：一般要求低压交流变频电气传动系统额定值的规定》GB/T 12668.2的有关规定；
2 变频器应满足电机容量和负载特性的要求；
3 变频器宜配置进线谐波滤波器，谐波电压畸变率应符合现行国家标准《电能质量 公用电网谐波》GB/T 14549的有关规定；
4 变频器的额定值应符合下列要求：
1) 功率因数cosφ应大于0.95；
2) 频率控制范围应为0Hz～50Hz；
3) 频率精度应为0.5％；
4) 过载能力应为110％、最小60s；
5) 防护等级不应低于IP20；
5 变频器应有下列保护功能：
1) 过载保护；
2) 过压保护；
3) 瞬间停电保护；
4) 输出短路保护；
5) 欠电压保护；
6) 接地故障保护；
7) 过电流保护；
8) 内部温升保护；
9) 缺相保护；
6 变频器应具有模拟量及数字量的输入输出（I/O）信号，所有模拟量信号应为国际标准信号；
7 操作面板应有下列功能：
1) 变频器的启动、停止；
2) 变频器参数的设定控制；
3) 显示设定点和参数；
4) 显示故障并报警；
5) 变频器前的操作面板上应设有文字说明。
A.3.9 现场控制柜体配置应符合下列规定：
1 控制柜应符合现行国家标准《低压成套开关设备和控制设备 第1部分：型式试验和部分型式试验成套设备》GB 7251.1～《低压成套开关设备和控制设备 第4部地用成套设备(ACS)的特殊要求》GB 7251.4和《外壳防护等级（IP代码）》GB 4208的有关规定；
2 柜体防护等级不得低于IP41；
3 绝缘电压不应小于1000V；
4 防尘应采用正压风扇和过滤层；
5 对于装有变频的现场控制桂，柜门上应设可调节各种参数变频调速用旋钮，并应安装有电压表、电流表、电机启停/急停控制按钮、信号灯、故障报警灯、电源工作指示灯等；
6 根据工艺要求应具备本柜控制、机旁就地控制、计算机控制多地控制选择功能，并应具备无源开关外传监控信号；电源、电机启停/急停、故障报警信号触头容量不应小于5A；
7 柜内宜设置散热与检修照明、门控照明灯、联控排风扇等；
8 在环境温度0℃～30℃，相对湿度90％的条件下应能正常工作。
A.4 供热系统自动化仪表工程安装
A.4.1 现场控制柜安装应符合下列规定：
1 应符合现行国家标准《低压成套开关设备和控制设备第1部分：型式试验和部分型式试验成套设备》GB 7251.1和《低压成套开关设备和控制设备 第4部分：对建筑工地用成套设备(ACS)的特殊要求》GB 7251.4的有关规定；
2 控制柜应远离高温热源、远离强电柜和强电电缆；
3 控制柜应远离易燃易爆物品，当受条件限制安装在易燃易爆环境中时，控制元件应加装防爆隔离装置；
4 安装位置应通风良好；
5 现场控制柜内强电弱电系统应独立设置，并且应有良好的接地。
A.4.2 电缆安装应符合下列规定：
1 电缆应符合现行国家标准《额定电压1kV(Um=1.2kV)到35kV(Um=40.5kV)挤包绝缘电力电缆及附件第1部分：额定电压1kV(Um=1.2kV)和3kV(Um=3.6kV)电缆》GB/T 12706.1和《额定电压1kV（Um=1.2kV）到35kV(Um=40.5kV)挤包绝缘电力电缆及附件 第3部分：额定电压 35kV(Um=40.5kV)电缆》GB/T 12706.3的有关规定；
2 信号线应采用屏敞电缆；
3 强电线和弱电线应安装在不同的线槽内；
4 信号线应采用屏蔽线，单独穿管或布于走线槽内；
5 电缆接线应符合现行国家标准《电力电缆导体用压接型铜、铝接线端子和连接管》GB/T 14315的有关规定；控制电缆端子板应设置防松件，并应采用格栅分开不同电压等级的端子；电缆端子部应有明显的相序标记、接线编号，电线和电缆线应进行分色，控制柜内部元器件的接线应采用双回头线压接，控制柜内塑铜线不得有裸露部分。
A.4.3 仪表设备安装应符合下列规定：
1 温度传感器/变送器：
1) 室外温度传感器应安装于室外靠北侧、远离热源、通风良好，防雨、没有阳光照射到的位置；
2) 温度传感器准确度等级小应低于0.5级；
3) 管道内安装的温度传感器热响应时间不应大于25s，室外或室内安装的温度传感器热响应时间不应大于150s；
4) 防护等级不应低于IP65；
5) 除产品本身配置不允许拆装外，温度传感器应能在线拆装；
6) 室内温度传感器应安装于通风情况好，远离热源、没有阳光直射的位置。
2 当热计量装置和流量计的安装没有特别说明时，上游侧直管段长度应大于或等于5倍管径，下游侧直管段长度应大于或等于2倍管径；
3 压力变送器：
1) 压力测量范围应满足被测参数设计要求，最高测量值不应大于设计量程的70％，传感器测量准确度等级不应低于0.5级；
2) 过载能力不应低于标准量程的2.5倍；
3) 12个月漂移量应为URL的±0.1％；
4) 防护等级不应低于IP65。
附录B 锅炉房集中监控系统
B.1 系统结构及功能B.2 硬件设备配置
B.1 系统结构及功能
B.1.1 燃煤锅炉房监控系统包括燃烧控制、上煤除渣控制等（图B.1.1）。
图B.1.1 燃煤锅炉本体监控系统流程示意图
B.1.2 锅炉房集中监控系统包括多台锅炉群控、水系统监控等（图B.1.2）。
图B.1.2 锅炉房集中监控系统流程示意图
B.1.3 锅炉房集中监控应具有下列功能：
1 燃煤锅炉鼓风机、引风机、炉排应设置变频装置，应实现电气连锁，并应能按供热量自动调节风煤比；
2 当间接连接的供热系统多台锅炉并联运行时，应能自动关闭不运行的锅炉水系统；
3 应能对系统的供水温度实现室外气候补偿控制；
4 应能提供不同的供水温度，实现分时分区控制；
5 燃气（汕）锅炉控制宜具有分档调节或比例调节功能；
6 应能实现系统定压补水功能；
7 应能实现适合供热系统特点的循环水流量调节。
B.2 硬件设备配置
B.2.1 监控中心设备配置应包括服务器、操作员站、工程师站、不间断电源、交换机、路由器等。
B.2.2 现场设备配置应包括控制柜、通信设备、各种传感器和变送器、执行器和变频器、电动阀、电磁阀等。
附录C 气候补偿系统
C.0.1 气候补偿系统可用于锅炉房、热力站、楼栋热力入口等。
C.0.2 锅炉房气候补偿系统可用于混水系统（图C.0.2-1）和燃烧机控制(图C.0.2-2)。
图C.0.2-1 锅炉房混水器气候补偿系统流程示意图
图C.0.2-2 锅炉房燃烧机控制气候补偿系统流程示意图
C.0.3 热力站气候补偿系统可用于水-水换热系统三通阀门方式(图C.0.3-1)、水-水换热系统两通阀门控制方式(图C.0.3-2)、水-水换热系统一次侧分布式变频方式(图C.0.3-3)和汽-水换热方式（图C.0.3-4）。
图C.0.3-1 水-水换热系统采用电动三通分流阀气候补偿系统流程示意图
图C.0.3-2 水-水换热系统采用电动两通阀气候补偿系统流程示意图
图C.0.3-3 水-水换热系统采用一次侧分布式变频控制气候补偿系统流程示意图
图C.0.3-4 汽-水换热气候补偿系统流程示意图
C.0.4 气候补偿系统应具有下列功能：
1 人机对话、图文显示；
2 室外温度、供水温度、回水温度等数据采集；
3 手动和自动切换；
4 参数设置；
5 故障报警、故障查询；
6 PID或模糊控制等运算调节；
7 根据室外气候条件及用户的负荷需求的供热曲线自动调节；
8 数据存储；
9 控制器自检。
附录D 烟气冷凝回收装置
D.0.1 烟气冷凝回收装置可用于工业与民用燃气热水锅炉、蒸汽锅炉、直燃机等设备。
D.0.2 烟气冷凝回收装置应由换热器主体、烟气系统、被加热水系统或其他介质、排气与泄水装置、调节阀、温度和压力传感器等组成。
D.0.3 烟气冷凝回收装置的设置应符合下列规定：
1 应设计安装在靠近锅炉尾部出烟口处，并应设置独立支撑结构；
2 宜设置旁通烟道，当不具备设置旁通烟道时，应采取防止被加热水干烧的措施；
3 应设烟气冷凝水排放口，并应对冷凝水收集处理；
4 装置最高点应设置自动排气阀，最低点应设置泄水阀；
5 宜设置安全阀。
D.0.4 烟气冷凝回收装置的选型应符合下列规定：
1 应选用耐腐蚀材料，并应满足锅炉设备使用寿命和承压要求；
2 装置的烟气阻力应小于100Pa，不得影响锅炉的正常燃烧和原有出力；
3 装置的承压能力应满足热水系统的压力要求。
D.0.5 烟气冷凝回收装置安装测试内容及数据记录应按表D.0.5的规定执行。
表D.0.5 烟气冷凝回收装置安装测试内容及数据记录
D.0.6 烟气冷凝回收装置安装测试使用的测试仪表应符合下列规定：
1 被加热水流量测试应采用超声波流量计；
2 水温测试应采用铂电阻温度计，烟气温度测试应采用热电偶；
3 烟气压力测试应采用U型压力计，被加热水测试应采用压力表；
4 被加热水热量和锅炉供热量测试应采用超声波热量表。
附录E 分时分区控制系统
E.0.1 分时分区控制系统可用于不同供暖需求、不同用热规律的建筑物（图E.0.1）。
图E.0.1 分时分区控制系统流程示意图
E.0.2 分时分区控制系统应具备自动分时分区按需供热功能、防冻保护功能、全自动调节功能、手动调节功能、多时段功能、故保护功能和通信功能。
附录F 管网水力平衡优化
F.0.1 水力平衡优化应符合下列规定：
1 优化管网布局及调整管径应使并联环路之间压力损失相对差额的计算值达到最小；
2 在干、支管道或换热末端处应设置水力平衡及调节阀门；
3 在经济技术比较合理前提下，一次管网可采用分布式变频泵方式；
4 在经济技术比较合理前提下，二次管网可采用末端混水方式。
F.0.2 水力平衡装置及调控阀门的选用应根据下列条件确定：
1 供热管网形式；
2 供热管网运行调节模式；
3 热计量及温控形式；
4 设计流量、压差；
5 产品的相关技术参数。
F.0.3 水力平衡调节阀门的应用应符合下列原则：
1 水力平衡阀应用于定流量系统、部分负荷时压差和流量变化较小的变流量系统，不应用于部分负荷时压差和流量变化较大的变流量系统；
2 自力式流量控制阀应用于特定位置流量恒定的定流量系统，不应用于变流量系统；
3 自力式压差控制阀应用于部分负荷时压差和流量变化较大的变流量系统、被改造为变流量系统的定流量系统，或其他需要维持系统内某环路资用压差相对恒定的场合；
4 动态压差平衡型电动调节阀可用于变流量系统的末端温控，或其他需兼顾水刀平衡与控制的场合。
F.0.4 对于下列情况，可通过增加楼前混水装置(图F.0.4)进行调节：
1 建筑供暖系统供水温度、供回水温差及资用压差参数与供热管网不符，且条件受限，无法实现建筑内采暖系统与供热管网间接连接时；
2 实现供热管网大温差小流量、楼内供暖系统小温差大流量用热时；
图F.0.4 楼前混水系统示意图
3 供热系统水力失衡。
管网运行调节模式主要有质调节、量调节、质量并调、分时分区控制，对不同使用功能的建筑进行分时分区温度和流量控制、分阶段变流量（系统为定流量系统时，随气候变化进行水泵运行台数或频率调节）等调节模式，水力平衡及调节阀门的选取应与系统形式及运行调节模式相适应。
热计量改革在得到大面积推广后，配合室内温控措施，随着终端用户、热网运行管理单位用热及管理运营思路的改变，供热管网的整体运行模式将产生较大改变。因此针对不同的热计量及温控方式的特点，应采取不同的水力平衡及调节阀门。
不同厂家对于水力平衡及调节阀门的选型、安装均有不同要求，应根据系统要求，进行选用及安装。
F.0.3 水力平衡阀，又称手动平衡阀、数字锁定平衡阀。其工作原理为：通过阀门节流，消耗阀门所在回路富裕压降，使回路流量等于设计值；其特殊调试方式需逐级安装，即各级支、干管分支处均应安装。
自力式流量控制阀，又称动态流量平衡阀、流量限制器、自力式流量平衡阀。其工作原理为：通过自力式机构，在系统压力变化时，维持系统中某回路流量恒定。
自力式压差控制阀，又称压差控制器、动态压差平衡阀。其工作原理为：通过自力式机构，在系统压力变化时，维持系统中某回路或两点间压差恒定。除与静态平衡阀联用实现流量限制及测量外，一般不需与其他形式水力平衡阀门联用。
动态压差平衡型电动调节阀，又称恒压差电动调节阀。其工作原理为：此阀门由自力式压差平衡阀与电动调节阀复合而成，由自力式压差平衡阀控制电动调节阀两端压降恒定，以实现在系统压力波动时，通过阀门的流量不受影响。其具有水力平衡与控制两项，一般仅在需要温度控制的末端安装即可，不需与其他形式水力平衡阀门联用。
F.0.4 末端楼前混水装置只需较小的占地空间以及相对较少的投资和设备安装量就可解决个别楼宇的特殊用热参数需求，如新老建筑或地板辐射低温末端与散热器末端共存同一供热系统中时所需要的供热参数不一致，与此同时还可兼顾解决局部水力失衡现象。
采用末端楼前混水装置可实现供热管网大温差小流量供热，楼内供热系统小温差大流量用热，有利于削弱建筑内热力失调，节约水泵输送能耗，同时兼顾解决系统水力失衡问题。
本规范用词说明
1 为便于在执行本规范条文时区别对待，对要求严格程度不同的用词说明如下：
1) 表示很严格，非这样做不可的用词：
正面词采用“必须”，反面词采用“严禁”；
2) 表示严格，在正常情况下均应这样做的用词：
正面词采用“应”，反面词采用“不应”或“不得”；
3) 表示允许稍有选择，在条件许可时首先应这样做的用词：
正面词采用“宜”，反面词采用“不宜”；
4) 表示有选择，在一定条件下可以这样做的用词，采用“可”。
2 条文中指明应按其他有关标准执行的写法为：“应符合……的规定”或“应按…”执行”。
引用标准名录
1《锅炉房设计规范》GB 50041
2《自动化仪表工程施工及质量验收规范》GB 50093
3《锅炉安装工程施工及验收规范》GB 50273
4《建筑节能工程施工质量验收规范》GB 50411
5《工业锅炉水质》GB/T 1576
6《外壳防护等级（IP代码）》GB 4208
7《低压成套开关设备和控制设备》GB 7251.1～7251.4
8《工业锅炉热工性能试验规程》GB/T 10180
9《调速电气传动系统 第2部分：一般要求低压交流变频电气传动系统额定值的规定》GB/T 12668.2
10《额定电压1kV(Um=1.2kV)到35kV（Um=40.5kV）挤包绝缘电力电缆及附件 第1部分：额定电压 1kV(Um=1.2kV)和3kV(Um=3.6kV)电缆》GB/T 12706.1
11《额定电压1kV(Um=1.2kV)到35kV(Um=40.5kV)挤包绝缘电力电缆及附件 第3部分：额定电压35kV(Um=40.5kV)电缆》GB/T 12706.3
12《电力电缆导体用压接型铜、铝接线端子和连接管》GB/T 14315
13《电能质量 公用电网谐波》GB/T 14549
14《通风机能效限定值及能效等级》GB 19761
15《严寒和寒冷地区居住建筑节能设计标准》JGJ 26
16《居住建筑节能检测标准》JGJ/T 132
17《供热计量技术规程》JGJ 173
18《公共建筑节能检测标准》JGJ/T 177
19《采暖通风与空气调节工程检测技术规程》JGJ/T 260
20《城镇供热管网工程施工及验收规范》CJJ 28
21《城镇供热管网设计规范》CJJ 34
22《城镇供热系统节能技术规范》CJJ/T 185
23《热量表》CJ 128