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。
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 condensa-tion
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节肯这率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 net-work
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
供暧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。
3节能查勘
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。
3.2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)配电回路设置、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—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。
3.3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、人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热回收设条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。
3.4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热回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)水栗流量；
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。
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、开启状态；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。
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供暧建筑面积、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热力入口供、回水温度、循环水量，供水、回水压力；
5热力入口热计量数据；
6必要时对围护结构的传热系数进行检测等。
4节能评估
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。
4.2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：
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15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：
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：
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。
5节能改造
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》JGJ26、《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》CU34及《供热计量技术规程》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、方案论证及设备选型、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。
5.2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。
5.3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镑计量，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27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，宜减少水栗台数。
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。
5.4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》CJJ34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。
5.5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》CJJ34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、热力入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。
5.6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》JGJ173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。
6施工及验收
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》CU28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。
6.2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。
6.3烟气冷凝回收装置安装调试
6.3.1烟气冷凝回收装置的安装应符合下列规定：
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烟气冷凝回收装置调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；启炉时，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、控制燃气和空气的比例、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。
6.4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。
6.5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日供热量的储存要求，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热计童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。
6.6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、热力入口应能实现热量计童；
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、性能检测报告；
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佔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。
