ICS 91.140.10
CCS P46
DB54
西 藏 自 治 区 地 方 标 准
DB54/T 0615—2026
清洁供暖设计导则
Technical Guideline for Clean Heating Design
2026—03-15发布 2026—04-15实施
西藏自治区质量技术监督局 西藏自治区住房和城乡建设厅
联合发布
DB54/T 0615—2026
前 言
为确保西藏自治区清洁供暖项目设计工作的顺利推进，提升工程质量，促进行业的健康 发展，按照《关于规范城镇供暖工程建设管理的通知》(藏发改投资〔2020〕103号)等相 关文件的要求，编制组在对自治区内部分已实施和正在实施的清洁供暖项目进行了广泛深入 的调查研究，认真分析、总结了清洁供暖项目已经取得的先进技术及经验，并在广泛征求意 见的基础上，通过反复讨论、修改与完善，最终形成《清洁供暖设计导则》(以下简称本导 则 ) 。
本导则共分9章，主要内容包括：总则、术语、基本规定、热源形式与供暖方式、热负 荷、热源、供热管网、建筑节能、系统监测与调控。
本导则由西藏自治区住房和城乡建设厅负责管理，由中国城市建设研究院负责技术内容 的解释。
请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。
各单位在执行使用过程中如有意见或建议，请寄送至中国城市建设研究院有限公司(地 址：北京市西城区德外大街36号凯旋大厦A 座;邮政编码：100010),以供今后修订时参 考 。
本导则首次发布。
主编单位：西藏自治区住房和城乡建设厅
中国城市建设研究院有限公司 参编单位：香港城市大学
本导则主要起草人员：付 聪 冯 建 国 格桑顿珠 王 刚 杨 勇
吴 伟 史 娇 阳 宋 现 财 周 游 李 红 林
熊 艳 玲 罗 洋 杨 强 熙 魏 岩 余 顺 天
张 铜 宇 姬 晓 旭 王 子 烨 尹 学 军 贾 瑾 旭
王 超 祁 伟 丽 孙 景 红 张 毫 博 杨 艳 红
朱 春 晖 巨 琪 景 杨 万 才
本导则主要审查人员：石利军 石 维 彬 罗 学 敏 刘 洋 瑞 朱 文 革
DB54/T 0615—2026
目 次
DB54/T 0615—2026
Contents
DB54/T 0615—2026
1 总 则
1.0.1 本导则旨在规范西藏自治区清洁供暖项目实施过程中的规划、设计、建设和运行管理 等各环节，合理选择适宜的技术路线，切实保障工程质量，确保供暖系统环保、经济、合理、 安全、可靠运行以及更好地发挥其节能效益，特制定本导则。
1.0.2 本导则适用于西藏自治区范围内新建、改建、扩建的清洁供暖项目的规划、设计、建 设和运行管理。
1.0.3 西藏自治区清洁供暖项目的规划、设计、建设和运行管理除应符合本导则外，尚应符 合国家、行业和西藏自治区现行有关规范、标准的规定。
2 术 语
2.0.1 清洁供暖 clean heating
利用天然气、电、地热、空气能、太阳能等清洁能源，并通过高效用能系统实现低排放、 低能耗的供热方式，包含以降低污染物排放和能源消耗为目标的全过程。
2.0.2 集中供暖 centralized heating
热源和散热设备分别设置，用热媒管道相连接，由热源向多个热力入口或热用户供给热 量的供暖方式。
2.0.3 分散供暖 decentralized heating
热用户由自备的小型热源向室内供给热量的供暖方式，热源和散热设备可以分别设置或 合为一体。
2.0.4 值班供暖 standby heating
在非工作时间或中断使用的时间内，为使建筑物保持最低室温要求而设置的供暖。
2.0.5 能源站(热源厂) heat source plant
利用天然或人造能源形态转化，产生符合供暖要求的热源设施区。
2.0.6 电供暖 electric heating
以电能为输入能源，通过热泵或电热元件输出热能，以实现供暖。根据电热转换方式， 主要分为热泵型和直热型。热泵型为空气源热泵等，直热型为电锅炉、电热风机、电热膜等。
2.0.7 地热供暖 geothermal heating
以地热流体为热源，用直接或者间接的方式获取其热量用于建筑物的供热系统。
2.0.8 太阳能光热系统 solar heating system
将太阳能辐射能转换成热能，并在必要时与辅助热源配合使用以提供热需求的系统。
2.0.9 太阳能集热系统 solar collector system
收集太阳能并将其转化为热能传递到蓄热装置的系统。
2.0.10 太阳能集热系统效率 efficiency of solar collector system
指定时间段内，太阳能集热系统的得热量与在系统集热器总面积上入射的太阳总辐照量 之比。
2.0.11 太阳能保证率 solar fraction
太阳能供暖系统中由太阳能供给的热量占供暖系统总供热量的百分率。
2.0.12 稳态热负荷 Steady state heat load
热负荷计算中，不考虑室外温度随时间变化，由此计算确定的热负荷。
2.0.13 逐时热负荷 hourly heat load
热负荷计算中，采用室外逐时温度为计算参数，建立非稳态条件下房间的热过程模型， 通过对模型求解得到逐时热负荷，也称动态热负荷。
2.0.14 辐射供暖 radiant heating
辐射供暖是指主要依靠供热部件向围护结构内表面和室内设施辐射热量来提高房间空
气温度的供暖方式。
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3 基本规定
3.0.1 清洁供暖项目应以已批准的国土空间规划、总体规划、控制性详细规划、供热专项规 划等相关规划为依据，并结合当地气象参数、能源结构及配套市政条件，经综合经济技术比 较后合理确定供暖方案。
3.0.2 建筑节能改造宜作为清洁供暖项目实施的前置条件先期实施或与清洁供暖项目同步 实施，建筑节能改造应按现行国家标准《建筑节能与可再生能源利用通用规范》GB 55015、 现行地方标准《西藏自治区民用建筑节能技术标准》DB 54/T0275的有关规定执行，应有效 降低供暖系统运行成本。
3.0.3 清洁供暖项目各设计阶段文件内容和深度应符合附录A 或《市政公用工程设计文件编 制深度规定》的要求。
3.0.4 应根据当地国土空间规划预留后期发展热负荷，并根据热负荷发展预期分期实施。
3.0.5 能源站(热源厂)、中继泵站、隔压站、热力站应配置相应的实时在线监测装置和控 制系统。
3.0.6 对供暖系统的各项能源消耗应进行计量、统计、核算及分析。
3.0.7 供暖系统应设置自动室温调控装置。
3.0.8 为保证供暖系统的正常运行，应根据工程的具体情况配备足额的备品备件。
3.0.9 能源站(热源厂)应采取有效措施，保证废气、废水、废渣等污染物排放及噪声符合 相关国家及地方标准的规定，不满足要求规定的应进行改造。
3.0.10 清洁供暖系统应做到经济合理利用能源，并应与安全生产及环境保护等工作相协调。
3.0.11 国家全额投资的供暖项目，在热源形式比选阶段可采用全生命周期投资运行单价比较 法对各种热源形式进行比较。
4 热源形式与供暖方式
4.1 热源形式
4.1.1 清洁供暖采用的热源形式应综合考虑建筑规模、类型、项目所在地的能源供应条件、 能源价格及国家节能减排和环保政策。
4.1.2 清洁供暖项目应优先采用的热源形式为地热供暖、太阳能供暖、电供暖、燃气供暖等。
4.1.3 可采用多种热源形式的清洁供暖项目，经技术、经济及能源的可持续供应等方面综合 对比分析，可采用单一热源形式，也可采用多种热源形式组合的方式。
4.1.4 地热供暖应符合下列规定：
1 在地热资源丰富且地热储量、出水温度及预计衰减程度等参数均满足供暖系统全生 命周期条件下，应优先采用地热供暖方式。
2 取水型地热供暖应在获得自然资源等相关主管部门的相关批准文件后方可实施。
3 项目论证阶段应取得具备相应资质的勘测单位提供地热资源评估报告。
4 应提供保证100%同层回灌、防止地面沉降、热量梯级利用等方面的具体措施。
5 地源热泵系统在条件允许时应考虑非供暖季的补热措施。
4.1.5 太阳能供暖应符合下列规定：
1 在太阳能资源最丰富区、很丰富区，当用地条件满足项目需求时，应优先采用太阳 能供暖方式。
2 能源站(热源厂)的选址应满足太阳能集热、蓄热等所有系统设备的安装及使用要 求。
3 太阳能供暖应设置辅助加热系统。
4 西藏自治区各县区太阳能资源数据见附录B。
4.1.6 电供暖应符合下列规定：
1 项目所在地供电政策支持。
2 利用可再生能源发电。
3 电力供应充足，且电力需求侧鼓励用电，并应设置电力专线。
4 西藏自治区各地现状电力资源分布情况详见附录B。
4.1.7 燃气供暖应符合下列规定：
在项目所在地不具备采用地热供暖、太阳能供暖、电供暖等热源形式所需的条件，且天 然气持续供应量有保证、投资(包括当地配套建设的天然气储运、输配系统)及运行费用均 较其他可行的热源形式有优势的条件下，可考虑采用燃气供暖。
4.2 供暖方式
4.2.1 综合考虑热源形式、热负荷分布、供热半径、市政配套等条件，推荐采用的供暖方式 如下 ：
1 地、市城区宜采用区域集中供暖方式，远离热负荷中心区域的热用户可采用分散供 暖方式。
2 县城城区宜采用集中或区域集中供暖方式，远离热负荷中心区域的热用户可采用分 散供暖方式。
3 乡镇中心区域可采用区域集中供暖方式。
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4 农牧区宜采用分散供暖方式。
4.2.2 针对不同的热源形式，推荐的供暖方式如表4.2.2所示。
表4.2.2 针对不同热源形式推荐供暖方式
注：“ √ ”为“推荐”,“×”为不推荐。
5 热负荷
5.0.1 热负荷应按下列规定确定：
1 施工图设计阶段，供热系统内的每个房间均应进行热负荷计算，计算方法应符合现 行国家标准《民用建筑供暖通风与空气调节设计规范》GB50736 的有关规定。
2 采用主动式太阳能供暖项目的热负荷计算应符合国家现行标准《太阳能供热采暖工 程技术标准》GB 50495和《蓄能空调工程技术标准》JGJ 158的有关规定，系统热负荷宜通 过全年动态负荷模拟计算确定，辅助热源的热负荷可按稳态热负荷计算。
3 当采用非主动式太阳能供暖方式，热负荷可按稳态热负荷计算。
4 纳入供暖系统的热用户，其围护结构的传热系数应符合国家及地方现行相关节能设 计标准的规定。
5.02 室内设计温度应符合下列规定：
1 严寒和寒冷地区主要房间应采用18℃~24℃。
2 设置值班供暖房间不应低于5℃。
3 辐射供暖室内设计温度宜采用16℃。
5.0.3 供暖室外计算温度应符合下列规定：
1 供暖室外计算温度应采用历年平均不保证5天的日平均温度。
2 应按现行国家标准和现行地方标准《西藏自治区民用建筑供暖通风设计标准》DBJ 540002 的有关规定执行。
3 以上标准未列入县区，可参照本导则附录C 执行。
6 热 源
6.1 一般规定
6.1.1 热源的规模、布局及其供热范围应综合考虑项目所在地的气象参数、热负荷分布、供 热半径、能源供给及供热系统安全性等因素，经技术经济综合对比分析后确定。
6.1.2 能源站(热源厂)、热力站能量计量应符合下列规定：
1 应计量燃料的消耗量。
2 应计量耗电量。
3 应计量集中供热系统的供热量。
4 应计量补水量。
5 应设置智能供热量调控装置，并根据热负荷需求的变化实现自动调节系统供热能力。
6.1.3 集中供暖系统热量计量应符合下列规定：
1 能源站(热源厂)和热力站供暖总管上，应设置计量总供热量的热量计量装置。
2 用于热量结算的热量计量必须采用热量表。
6.1.4 集中供暖项目能源站(热源厂)主要设备中任意一台因故停止工作时，剩余设备的设 计供热能力应符合业主保障供热量的要求。寒冷地区和严寒地区的供暖项目，剩余设备的总 供热能力分别不应低于设计总供热量的65%和70%。
6.2 地热供暖
6.2.1 项目承建单位在具体实施前需取得国土、水利等相关部门的批准文件后方可实施。
6.2.2 地源热泵系统方案设计前，应进行工程场地状况调查，并应对浅层或中深层地热能资 源进行勘察，确定地源热泵系统实施的可行性与经济性。当浅层地埋管地源热泵系统的应用 建筑面积大于或等于5000m²时，应进行现场岩土热响应试验。
6.2.3 浅层地埋管换热系统设计应进行所负担建筑物全年动态负荷及吸、排热量计算，最小 计算周期不应小于1年。建筑面积50000m²以上大规模地埋管地源热泵系统，应进行10年 以上地源侧热平衡计算。可采取补热措施，控制不平衡率不高于15%。
6.2.4 地源热泵机组的能效不应低于现行国家标准《水(地)源热泵机组能效限定值及能效 等级》GB30721 规定的节能评价值。
6.2.5 当采用浅层地热能作为热源时，应符合下列规定：
1 当有天然地表水或能保证100%回灌的浅层地下水等资源可供利用，且回灌水质不得 影响地表水或地下水水质及周边环境时，可采用水源热泵系统供暖。
2 当没有丰富的浅层地下水资源，或者由于含水层渗透系数太小致使回灌困难时，可 采用地埋管式地源热泵系统供暖。
6.2.6 地下水式水源热泵系统应符合下列规定：
1 地下水的持续出水量应满足供暖负荷要求;地下水的水温应满足机组运行要求，并 根据不同的水质采取相应的过滤、除砂等措施。
2 地下水系统宜采用变流量设计，并根据供暖负荷动态变化调节地下水用量。
3 热泵机组集中设置时，应根据水源水质条件确定水源直接进入机组换热器或另设板 式换热器间接换热。
4 抽取地下水的系统应采取可靠的回灌措施，回灌井与取水井的配比不得低于2:1,确 保全部回灌到同一含水层。地热尾水等量同层回灌时，回灌地热流体应是未受污染的原水， 且温度宜不低于25℃。
5 勘查开发单位应当安装取水和回灌在线计量设施，并将计量数据实时传输到有管理 权限的水行政主管部门。
6 地下水供水管、回灌管不得与市政管道连接。
6.2.7 地表水式水源热泵系统应符合下列规定：
1 应对地表水体资源和水体环境进行评价，并取得当地水利等相关部门的批准。当江 河湖为航运通道时，取水口和排水口的设置位置应取得航运主管部门的批准。
2 应考虑丰水及枯水季节的水位差。
3 热泵机组与地表水水体的换热方式应根据机组类型、水体水温、水质、水深、换热 量等条件确定。
4 地表水换热系统的取水口，应设在水位适宜、水质较好的位置，并应位于排水口的 上游，远离排水口;地表水进入热泵机组前，应设置过滤、清洗、灭藻等水处理措施，并不 得造成环境污染。
5 采用地表水进行换热时，换热器的形式、材质、规格及参数，应根据热负荷、水体 面积、水体深度、水体温度的变化规律和机组性能等因素确定。
6 取水尾水的排放应根据水体承载能力(江河流量、平均深度、河流宽度)确定，并 应符合国家和地方环保标准的相关要求。
6.2.8 冬季有冻结可能的地区，地埋管、闭式地表水换热系统应有防冻措施。
6.2.9 开展中深层地热供热项目应符合下列规定：地热资源勘查程度达到《地热资源地质勘 查规范》GB/T 11615规定的预可行性勘查阶段，从地热储量、水质等方面进行资源规模和品 质的综合评估，确定具备长期规模开发利用的资源条件。
6.2.10 中深层地热采用传统取水型开发利用时应采用“采灌结合”的均衡开采模式，地热回灌 应采用未受污染的原水回灌，严禁回灌时对热储层造成污染。
6.2.11 中深层地热水开采应符合《地下水管理条例》有关规定。
6.3 太阳能供暖
6.3.1 太阳能供暖系统类型应根据热用户类型、使用功能、安装条件、使用者要求、地理位 置、气候条件、太阳能资源等因素综合确定。
6.3.2 太阳能供暖系统应采取有效的防冻、防过热、防结露、防电击、防雷、抗雹、抗风、 抗震技术措施。
6.3.3 具备太阳能集热器安装场地时，应选择在地面安装太阳能供暖系统。
6.3.4 供暖季环境温度较低的地区宜采用间接式太阳能集热系统。
6.3.5 太阳能资源分析应符合下列规定：
1 应对项目所在地的太阳能资源进行分析，并对该地区太阳能资源的丰富程度进行评 价，并结合相关的地理条件和气候特征，为确定能源站(热源厂)设计方案提供参考依据。
2 若能源站(热源厂)所在地附近没有长期观测记录太阳辐射的气象站，可选择站址 所在地周边较近的多个(两个及以上)具有太阳辐射长期观测记录的气象站作为参考气象站， 同时借助公共气象数据库(包括卫星观测数据)或商业气象(辐射)软件包进行对比分析。
3 项目建设前期可在项目所在地设立太阳辐射现场观测站，并进行至少一个完整年的
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现场观测记录。
6.3.6 太阳辐射现场观测站应符合下列规定：
1 现场观测站的观测装置包括日照辐射表、测温探头、风速传感器、风向传感器、控 制盒等。观测装置的安装位置需要视野开阔，且在一年当中日出和日没方位不能有大于5°的 遮挡物。
2 实时观测集热装置的最佳固定倾角、太阳能总辐射量及变化，分析太阳能供暖系统 的运行特性和主要设备的工作状况。
6.3.7 太阳能辐射观测数据验证与分析应符合下列规定：
1 记录实测数据时，需对实测数据进行完整性检验，实测数据完整率应达到90%以上。
2 实测数据记录时，由于一些特殊原因会产生不合理的无效数据，故需进行实测数据 合理性检验。
3 太阳能辐射观测数据经完整性和合理性检验后，需要进行数据完整率计算，可按照 下列公式进行计算：
(6.3.7)
式中：k——有效数据完整率(%);
n——应测数目(个);
n2——缺测数目(个);
n3——无效数据数目(个)。
若数据完整率较小，且无其他有效数据补缺，该组数据可视为无效。
缺测数据的填补也可借助其他相关数据，采用插补订正法、线性回归法、相关比值法等 进行处理。
4 通常参考气象站记录的太阳能辐射观测数据是水平布置日照辐射表接收到的数据， 以此预测的太阳能供暖系统设计使用年限内的平均年总辐射量也是水平日照辐射表的数据。 当集热器布置采用不同倾角、方向布置时，需进行折算。
6.3.8 太阳能供暖系统应符合下列规定：
1 太阳能供暖系统应由太阳能集热系统、蓄热系统、辅助热源及供热系统构成。
2 太阳能供暖系统分类应符合现行国家标准太阳能供热采暖工程技术标准》GB 50495 的有关规定。
3 太阳能供暖系统中辅助热源应选择安全、可靠、稳定的方式。
4 太阳能供暖系统应设置能量计量装置，且应分别计量太阳能集热系统得热量、蓄热 系统的蓄热量、辅助热源能源消耗量和供热量、系统总供热量、系统水泵耗电量等能量参数。
6.3.9 建筑物上安装太阳能集热系统不得降低相邻建筑的日照标准。
6.3.10 在既有建筑上增设或改造太阳能供暖系统，必须经建筑结构安全复核，并应满足建 筑结构的安全性要求，同时需满足建筑防水要求。
6.3.11 太阳能集热系统的设置应符合下列规定：
1 太阳能集热器朝向、安装倾角可利用逐时负荷软件计算确定最佳角度;当条件不具 备时，太阳能集热器可按朝向正南，或南偏东、偏西20°的朝向范围内设置，安装倾角选择 在当地纬度～当地纬度+25°的范围内。当受实际条件限制时，集热器的面积补偿应按现行国 家标准《太阳能供热采暖工程技术标准》GB50495 的有关规定执行。
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2 放置在建筑外围护结构上的太阳能集热器，在冬至日集热器采光面上的日照时数不 应少于6h, 前、后排集热器之间应留有足够的安装及维护操作间距，排列应整齐有序。
3 太阳能集热器不得跨越建筑变形缝设置。
4 某一时刻太阳能集热器不被前方障碍物遮挡阳光的日照间距应按下式计算：
D=Hxcoth×cosyo (6.3.11)
式中：D——日照间距(m);
H——前方障碍物的高度(m);
h——计算时刻的太阳高度角(°);
20——计算时刻太阳光线在水平面上的投影线与集热器表面法线在水平面上的投影线 之间的夹角(°)。
6.3.12 太阳能供暖系统中的太阳能集热器的性能应符合现行国家标准《平板型太阳能集热 器 》GB/T 6424、《真空管型太阳能集热器》GB/T 17581和《太阳能空气集热器技术条件》 GB/T 26976 的相关规定，且正常使用寿命不应低于15年。
6.3.13 太阳能集热系统应选用耐腐蚀、与传热工质相容、可耐受系统最高工作温度且安装 连接方便可靠的管道及保温材料。
6.3.14 太阳能集热系统应设置防过热安全阀，其安装位置应保证在泄压时排出的高温导热 介质或高温蒸汽不致危及周围人员，并应配备相应的安全措施。防过热安全阀设定的开启压 力应与系统可耐受的最高工作温度对应的饱和蒸汽压力一致。
6.3.15 太阳能集热器总面积宜通过动态模拟计算确定。采用简化计算方法，应符合下列规 定：
1 短期蓄热直接系统集热器总面积应按下式计算：
(63.15-1)
式中：Ac——短期蓄热直接系统集热器总面积(m²);
Q—— 太阳能集热系统设计负荷 (W);
f——太阳能保证率(%),采用室外供暖计算温度进行热负荷计算时，取值应按《太 阳能供热采暖工程技术标准》GB50495 附录A 选取;
Jc——当地集热器采光面上12月平均日太阳辐照量[MI/(m² ·d)],应按本导则附录B 选 取;
ηCD— 基于总面积的集热器平均集热效率(%),可按《太阳能供热采暖工程技术标 准 》GB50495附录C公式计算。
η——太阳能系统管路及蓄热装置热损失率(%),可按经验取值估算，取值10%~ 20%;也可按《太阳能供热采暖工程技术标准》GB50495 附录D 公式迭代计算。
2 间接系统集热器总面积应按下式计算：
(63.15-2)
(63.15-3)
(63.15-4)
式中：AN——间接系统集热器总面积(m²);
Ac——直接系统集热器总面积(m²);
UL——集热器总热损系数[W/(m²·℃)], 测试得出;
Uh— 换热器传热系数[W/(m²·℃)], 按热交换器技术参数确定;
Ahx——间接系统换热器换热面积(m²)
L—— 蓄热设备到热交换器的管路热损失率，可取0.02～0.05;
Qnx——热交换器换热量(W);
——结垢影响系数，0.6~0.8;
△t——传热温差，宜取5℃~10℃。
k——太阳辐照度时变系数，取值1.5~1.8;
f——太阳能保证率(%),采用室外供暖计算温度进行热负荷计算时，取值应按《太 阳能供热采暖工程技术标准》GB50495 附录A 选取，采用采暖季室外平均温
度的热负荷(集热系统承担热负荷)计算时，可取值100%; Q——太阳能供暖系统负担的供暖季平均日供热量(kJ);
Sy——当地的年平均每日的日照小时数(h);
6.3.16 通过计算确定太阳能集热系统管网的管径、长度、布置方式及水力平衡装置等，应 满足管网水力平衡要求。
6.3.17 太阳能集热效率，宜考虑集热器表面积灰对集热器效率的影响。太阳能集热系统效 率可按下式计算：
式中：E 太阳能供暖系统效率(%);
(63.17)
Q—— 在指定时间段内太阳能集热系统的得热量(MI), 其测试方法应符合现行国家
标准《可再生能源建筑应用工程评价标准》GB/T 50801 的有关规定;
A——太阳能集热系统的集热器总面积(m²);
H——指定时间段内集热器采光面上的太阳总辐照量 (MI/m²)。
6.3.18 集热系统进出口工质的设计温差可按下列公式计算：
(63.18) 式中：△t- 集热系统进出口工质的设计温差(℃);
Q—— 太阳能集热系统负担的设计热负荷(kW);
f——系统的设计太阳能保证率(%);
c——系统工质的比热容[kJ/(kg · ℃)],热水取4.187kJ/(kg · ℃);
p——系统工质密度(kg/L);
G——系统设计流量(L/s)。
6.3.19 闭式太阳能集热系统选配循环水泵耗电输热比应按下式计算：
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(6.3.19-1)
(6.3.19-2)
式中：EHR—— 太阳能集热系统耗电输热比;
G— 每台运行水泵的设计流量 (m³/h);
H— 每台运行水泵对应的设计扬程 (mH₂O);
加 每台运行水泵对应的设计工作点效率;
Q——太阳能集热系统设计负荷 (kW);
△T——集热系统进、出口设计温差(℃),按设计要求选取;
A——与水泵流量有关的计算系数;当设计水泵流量G≤60m³/h时，取0.04225;
当 6 0m³/h200m³/h 时，取0.003749; B——与机房及系统阻力有关的计算系数，一级泵系统取20.4,二级泵系统取24.4;
∑L——集热系统循环管路的总长度(m);
a——与 .0115;当400m<∑L<1000m
时，α=0.003833+3.067ZL; 当 .0069。
6.3.20 太阳能蓄热系统设计应符合下列基本规定：
1 太阳能蓄热系统应根据太阳能集热系统形式、性能、投资、热负荷和太阳能保证率 进行技术经济分析，选取适宜的蓄热系统规模。
2 太阳能供暖系统的蓄热方式应根据蓄热系统形式、投资规模、当地的水文、土壤条 件及使用要求等进行经济、效益综合分析，并应按表6.3.20确定。
表6.3.20 蓄热方式选用表
注：“ √”为可选用项，“×”为不适用项。
3 采用液体为导热介质的太阳能供暖系统，在供暖期长且供暖期间太阳辐照条件好的 地区宜采用短期蓄热方式。
4 短期蓄热太阳能供暖系统的蓄热量应根据当地太阳能资源、气候、工程投资等因素 确定，且应能储存1d~7d 太阳能集热系统得热量。
6.3.21 主动式太阳能供暖系统的辅助热源容量选型时，需通过技术经济比较后确定。
6.3.22 太阳能集热系统宜采用自动控制流量方式运行。
6.3.23 集热器、贮热器及供暖供、回水管道等处宜设计温度传感器，温度传感器精度为±2℃, 并应能承受系统最高运行温度。集热器的传感器应能承受最高闷晒温度，贮热水箱及供、回 水管道的传感器至少能承受100℃。
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6.3.24 太阳能系统应做到全年综合利用，根据项目所在地的气候特征、实际需求和适用条 件，为建筑物供暖、供生活热水(光热双联供系统)。
6.4 电供暖
6.4.1 采用以电能为输入能源的清洁供暖方式，项目实施前应与项目所在地供电部门签订供 电协议并提供供电系统改造方案。
6.4.2 严寒和寒冷地区居住建筑，只有当符合下列条件之一时，采用电直接加热设备作为供 暖热源：
1 无城市或区域集中供热，采用燃气、煤、油等燃料受到环保或消防限制，且无法利 用热泵供暖的建筑。
2 利用可再生能源发电，其发电量能满足自身电加热用电量需求的建筑。
3 利用蓄热式电热设备在夜间低谷电进行供暖或蓄热，且不在用电高峰和平段时间启 用的建筑。
4 电力供应充足，且当地电力政策鼓励用电供暖时。
6.4.3 公共建筑，只有当符合下列条件之一时，允许采用电直接加热设备作为供暖热源：
1 无城市或区域集中供热，采用燃气、煤、油等燃料受到环保或消防限制，且无法利 用热泵供暖的建筑。
2 利用可再生能源发电，其发电量能满足自身电加热用电量需求的建筑。
3 以供冷为主、供暖负荷非常小，且无法利用热泵或其他方式提供供暖热源的建筑。
4 电力供应充足，且当地电力政策鼓励用电供暖时。
6.4.4 空气源热泵应符合下列规定：
1 空气源热泵机组供水温度应与末端设备工作温度相匹配，且不应超过空气源热泵在 项目所在地室外供暖计算温度条件下达到的最高出水温度。
2 空气源热泵供暖系统应设置独立供电回路。
3 空气源热泵机组的性能应符合国家现行相关标准的规定，并应符合下列规定：
1)具有先进可靠的融霜控制，融霜时间总和不应超过运行周期时间的20%;
2)冬季设计工况时机组性能系数(COP), 热风机组不应小于1.80,热水机组不应小 于2.00;
3)空气源热泵机组的有效制热量应根据室外供暖计算温度、湿度、机组本身融霜性 能、冷导效应和海拔修正;
4)采用空气源热泵机组作为供暖系统的热源时，宜优先选用热水机组;
5)在室外供暖计算温度低于平衡点温度的地区，或室内温度稳定性有较高要求的供 暖系统，应设置辅助热源;
6)空气源热泵的电力电子元器件，应满足《特殊环境条件高原电工电子产品》 GB/T20626 等的规定。
4 空气源热泵室外机的设置，应统筹规划安装位置，确保运行的安全、舒适、节能和 高效，并应符合下列规定：
1)确保进风与排风通畅，在排出空气与吸入空气之间不发生明显的气流短路;
2)避免受污浊气流影响;
3)噪声和排热符合周围环境要求;
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4)便于对室外机的换热器进行清扫;
5 ) 室外机上部设置遮雪措施;
6) 对室外机化霜水有组织排放，并有相应的防冻措施;
7)在既有建筑上增设或改造空气源热泵室外机，必须经建筑结构安全复核，并应满 足建筑结构的安全性要求;
8) 空气源热泵系统应采取隔声、消声及减振等措施，确保符合《建筑环境通用规范》 GB55016 的规定。
6.4.5 电锅炉选型应综合考虑下列要求：
1 应根据项目所在地供电设施条件、运行费用及热用户的具体情况进行经济技术分析， 选择合适的电锅炉类型。
2 电锅炉应配备质量高、寿命长的电热元件;电热元件组件应装卸方便，且配置逐级 投入、退出的步进式控制程序，保证在启动和运行过程中不致对电网造成冲击。
3 电锅炉应具有先进完善的自动控制系统，配置安全可靠的超温、超压、缺水、低水 位等参数的自动保护装置;电路系统应配备过流、过载、缺相、短路、断路等项目的自动保 护装置，在保护装置动作时有相应的报警信号显示。
4 电锅炉应配置全套的阀部件及相关仪表，宜配备可靠的辅助设备。
5 锅炉房宜设置两台或两台以上的电锅炉。
6 电锅炉热效率不应低于97%。
7 锅炉房的位置宜靠近项目所在地的总变配电站和高压电网布置。
8 项目初投资中应包含供电设施改造费用，运行费用中应考虑基础电费。
6.4.6 电锅炉房的电气设计应符合下列规定：
1 锅炉房的用电负荷不应低于二级。
2 电锅炉额定工作电压的波动应控制在90%～~110%的范围内。
3 较大容量的电锅炉房应专设变配电站。为减少电能损耗、便于接线和减少投资，变 配电所应临近电锅炉房。专用变压器或由公用变压器提供的电源应满足电锅炉房用电量要 求，并应考虑 10%~20% 的富裕量。
4 变配电站低压配电柜配电开关及线路应与电锅炉房的设备用电量相匹配。
5 电锅炉房接地系统形式采用TN-S 系统，电源进线N 线应做重复接地，电锅炉控制柜、 水泵控制柜、电锅炉、水泵及其它设备金属外壳、电缆电线穿线管均应可靠接地，接地电阻 不应小于1欧姆。
6 对危及工作人员安全的静电荷，应采取接地、屏蔽或提供足够操作空间等措施。
6.5 燃气供暖
6.5.1 燃气供暖能源站(热源厂)应符合下列规定：
1 应便于供暖管线接入。
2 应便于天然气管线接入。
3 应靠近热负荷中心。
4 地质条件良好，标高应满足防洪要求，并应有可靠的防洪排涝措施。
5 应设置燃气浓度报警装置及事故排风装置，以及防爆、泄压设施。
6.5.2 燃气锅炉容量及数量应符合下列规定：
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1 锅炉房的设计容量应根据供热系统最大热负荷确定。
2 单台锅炉的设计容量应以保证其具有长时间、高效率的原则确定，实际运行负荷率 不宜低于50%,且宜选择相同容量的锅炉。
3 锅炉台数不宜过多，全年使用时不应少于两台，非全年使用时不宜少于两台。
6.5.3 锅炉选型应符合下列规定：
1 锅炉额定热效率不应低于现行国家标准《公共建筑节能设计标准》GB50189 的有关 规定。
2 当供暖系统的设计回水温度小于或等于50℃时，宜采用冷凝锅炉。
3 当锅炉房直接供热时，宜采用真空热水锅炉，且最高供热温度宜小于或等于85℃。
4 燃气锅炉应设置烟气冷凝热能回收系统。烟气冷凝热能回收系统的设计排烟温度应 低于烟气露点温度，并应符合回收烟气潜热和冷凝热的要求及雾气排放的要求。
6.5.4 采用燃气热泵应选用能效比高的设备，机组容量、性能参数等应符合GB/T 22069的 相关规定。
6.5.5 户式燃气炉供暖应符合下列规定：
1 当采用户式燃气供暖热水炉作为热源时，其热效率不应低于现行国家标准《家用燃 气快速热水器和燃气采暖热水炉能效限定值及能效等级》GB 20665中2级能效的规定。
2 户式供暖系统热负荷计算时，宜考虑用户生活习惯、建筑围护结构情况、间歇运行 等因素。
3 应采用全封闭式燃烧、平衡式强制排烟型户式燃气炉。
4 采用户式燃气炉供暖时，末端供水温度宜采用混水方式调节。
5 户式燃气炉的排烟口应保持空气畅通，且远离人群和新风口。
6 户式供暖系统的供回水温度、循环泵的扬程应与末端散热设备相匹配。
7 户式供暖系统应具有防冻保护、室温调控功能，并应设置排气、泄水装置。
6.6 蓄热装置
6.6.1 当符合下列条件之一，并经技术经济比较确认方案合理时，宜采用蓄热系统：
1 执行分时电价，且供暖热源形式采用电力驱动的热泵时。
2 供暖热源形式采用太阳能供暖时。
3 采用余热供暖，且余热供应与供暖负荷需求时段不匹配时。
4 采用空气源热泵的COP 值昼夜差别较大，且经过经济分析采用蓄热装置具有一定优 势时。
6.6.2 当符合下列条件之一，并经技术经济比较确认方案合理时，可采用以电锅炉或电加热 装置为供暖系统蓄热：
1 电力供应充足，且电力需求侧管理鼓励用电时。
2 电热锅炉或电加热装置仅在电力低谷时段启用时。
3 利用可再生能源发电，且其发电量满足自身电加热用电量需求时。
6.6.3 严禁蓄热水池与消防水池合用。
6.6.4 水蓄热系统的设计应符合下列规定：
1 蓄热温差应根据系统形式、热源和蓄热装置的类型等条件经技术经济比较后确定， 宜采用较大的蓄热温差。
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2 常压水蓄热系统蓄热温度应控制低于项目所在地水的气化温度5℃~10℃的范围内。
3 承压蓄热装置应有多重保护措施。
4 蓄热装置有效蓄热量应计入冷热水混合、斜温层导热或存在死区等因素的影响，其 有效蓄热量比例不应低于90%。
5 常压蓄热装置应设置通向室外的透气管。
6.6.5 蓄热系统宜对下列参数和设备状态进行监测：
1 蓄热装置的进出口温度和流量，瞬时蓄热量和释热量。
2 蓄热装置储存的剩余蓄热量。
3 蓄热装置的其他状态参数及故障报警信息。
4 热源设备的进出口温度和流量，供回水温度和流量。
5 系统相关的电动阀门的阀位状态。
6 系统负荷率、运行模式等状态信息。
7 系统蓄热量、供热量的瞬时值和累计值，各设备分项能耗的瞬时值和累计值。
8 其他应检测的设备状态参数。
6.6.6 当采用相变蓄热装置时，蓄热介质应符合下列规定：
1 应选择单位质量潜热高、密度大、比热大、导热好、相变过程体积变化小的蓄热介 质。
2 应选择凝固时应无过冷现象或过冷程度小，相变材料变形小的蓄热介质。
3 蓄热介质应具有化学稳定性好、不易发生分解、使用寿命长的特点;对构件材料应 无腐蚀作用;应无毒性、不易燃烧、无爆炸性。
4 应选择价格低廉、储量丰富、制备方便的蓄热介质。
5 相变蓄热装置的工作温度范围、蓄热介质的相变温度应与蓄热温度、释热温度相匹 配 。
7 供热管网
7.0.1 热网布局应结合城市近远期建设的需要，综合热负荷分布、热源位置、道路条件等多 种因素经技术经济比较后确定，并应结合全网水力计算结果，优化管网布局。
1 集中供暖宜采用间接供热，供热半径宜控制在10km 以内。
2 区域集中供暖供热规模不宜大于10万m², 供热半径宜控制在2km。
7.0.2 热网主干线宜布置在热负荷集中区域。管线应按管线阻力最小的原则布置路由及设置 管道附件。
7.0.3 供热系统应进行全网水力平衡计算，且应在热力站及建筑物热力入口处设置水力平衡 装置。
7.0.4 供热管道及管道附件均应保温，保温结构应具有防水性能。保温厚度计算应符合现行
国家标准《设备及管道绝热技术通则》GB/T 4272的有关规定。
7.0.5 新建或改造供热管网工程，优先采用无补偿直埋方式敷设。
7.0.6 预制直埋保温管道宜设置测漏报警装置。
7.0.7 热水直埋管道及管件应采用整体保温结构。
7.0.8 供热管网架空敷设时，管道支架应采取隔热措施。
8 建筑围护结构节能
8.1 一般规定
8.1.1 既有建筑在纳入供暖系统前宜按本导则相关要求进行建筑围护结构节能改造。
8.1.2 既有居住建筑在实施全面节能改造前，应先进行抗震、防火、节能等性能的评估，其 主体结构的后续使用年限不应少于20年。有条件时，宜结合提高建筑的抗震、防火、节能 等性能实施综合性改造。
8.1.3 既有建筑节能改造应先进行节能诊断。根据节能诊断结果，从技术可靠、可操作性和 经济实用等方面进行综合分析，选取合理可行的节能改造方案和技术措施。节能改造方案应 明确节能指标及其检测与验收的方法。
8.1.4 民用建筑节能设计气候分区应符合现行国家《建筑节能与可再生能源利用通用规范》 GB 55015、《 民用建筑热工设计规范》GB 50176和现行地方标准《西藏自治区民用建筑节 能技术标准》DB54/T0275 的有关规定。严寒和寒冷地区既有建筑围护结构改造后，其围护 结构的传热系数应符合现行地方标准《西藏自治区民用建筑节能技术标准》DB 54/T0275的 有关规定。
8.1.5 既有居住建筑节能改造计算中的相关建筑面积、体积的计算;外墙平均传热系数;围 护结构各朝向传热系数的修正系数;外遮阳系数的简化计算;常用保温材料导热系数的修正 系数;常用围护结构表面太阳辐射吸收系数等均执行《西藏自治区民用建筑节能技术标准》 DB 54/T0275相关规定。
表8.1.1 西藏民用建筑节能设计气候分区
8.1.6严寒和寒冷地区围护结构应符合下列规定：
1 既有居住建筑围护结构改造后，传热系数应符合现行行业标准《严寒和寒冷地区居
住建筑节能设计标准》JGJ 26的有关规定。
2 在进行外墙节能改造时，应优先选用外保温技术，并应与建筑的外立面改造相结合。
3 外墙节能改造时，严寒和寒冷地区不宜采用内保温技术。当严寒和寒冷地区外保温 无法施工或需保持既有建筑外貌时，可采用内保温技术。
4 外墙节能改造采用内保温技术时，应对混凝土梁、板、柱等热桥部位采取可靠的保 温或阻断热桥的措施，并应进行结露验算及节点设计。
5 外窗改造时，可根据既有建筑具体情况，采取更换原窗户或在保留原窗户基础上再 增加一层新窗户或在原有单玻外窗内侧(或外侧)加建一层节能窗的措施。
6 居住建筑的楼梯间及外廊应封闭(室外屋面检修除外)。楼梯间不供暖时，楼梯间 隔墙和户门应采取保温措施。
7 严寒地区建筑的外门应设置门斗。寒冷地区建筑面向冬季主导风向的外门应设置门 斗或双层外门，其他外门宜设置门斗或应采取其他减少冷风渗透的措施。
8 与非供暖走道、门厅相邻的户门应采用保温门，单元门宜安装闭门器。
9 在资金有限的情况下，应统筹现状围护结构情况，经过技术经济对比确定节能改造 最优方案。
10 屋面节能改造时，应根据实际情况选择适当的改造措施，并应符合现行国家标准《屋 面工程技术规范》GB 50345和《屋面工程质量验收规范》GB50207 的有关规定。屋面节能 改造前，应对相关的构造措施和节点做法进行建筑节点设计。
11 建筑节能改造施工前应编制施工组织设计文件，改造施工及验收应符合现行国家标 准《建筑节能工程施工质量验收规范》GB 50411的有关规定。
8.2 居住建筑节能改造
8.2.1 对既有居住建筑节能改造后，其建筑热工性能应符合现行地方标准《西藏自治区民用 建筑节能技术标准》DB 54/T0275的有关规定。
8.2.2 围护结构节能改造设计内容应包括外墙、外窗、户门、不封闭阳台门、单元入口门、 屋面、直接接触室外空气的楼地面、供暖房间与非供暖房间(包括不供暖楼梯间)的隔墙及 楼板等。
8.2.3 围护结构节能改造时，不得随意更改既有建筑结构形式。
8.2.4 对外墙、屋面、门窗等进行节能改造前，应对相关部位的构造措施和节点做法等进行 节点设计。
8.2.5 严寒和寒冷地区对围护结构的节能改造的同时应考虑供暖系统的节能改造，为供暖系 统改造预留条件。
8.2.6 围护结构改造应遵循经济适用、少扰民的原则。
8.2.7 围护结构节能改造(含内保温)所使用的材料、技术应符合国家现行有关标准的规定。
8.3 公共建筑节能改造
8.3.1 公共建筑外围护结构节能改造后，所改造部位的热工性能应符合现行地方标准《西藏 自治区民用建筑节能技术标准》DB 54/T0275 的有关规定。
8.3.2 对外围护结构进行节能改造时，应对原结构的安全性进行复核、验算。当结构安全性 不能满足节能改造要求时，应采取相应的结构加固措施。
8.3.3 外围护结构进行节能改造所采用的保温材料和建筑构造的防火性能应符合现行国家 标准《建筑内部装修设计防火规范》GB50222、《 建筑设计防火规范》GB 50016、《建筑防 火通用规范》GB55037的有关规定，宜采用西藏自治区民用建筑节能技术标准》DB 54/T0275 所示常用保温材料。
8.3.4 公共建筑的外围护结构节能改造应根据建筑自身特点，确定采用的构造形式以及相应 的改造技术。保温、隔热、防水、装饰改造应同时进行。对原有外立面的建筑造型、凸窗应 有相应的保温改造技术措施。
8.3.5 外围护结构节能改造过程中，应通过传热计算分析，对热桥部位采取合理措施并提交 相应的建筑节点设计。
8.3.6 外围护结构节能改造施工前应编制施工组织设计文件，改造施工及验收应符合现行国 家标准《建筑节能工程施工质量验收规范》GB 50411的有关规定。
8.3.7 外墙、屋面及非透光幕墙改造应符合下列规定：
1 外墙采用可粘结工艺的外保温改造方案时，应检查基墙墙面的性能，并应符合表8.3.1 的规定。
表8.3.7 基墙墙面性能
2 当基墙墙面性能指标不符合表8.3.1的规定时，应对基墙墙面进行处理，并可采用下 列处理措施：
1)对裂缝、渗漏、冻害、析盐、侵蚀所产生的损坏进行修复;
2)对墙面缺损、孔洞应填补密实，损坏的砖或砌块应进行更换;
3)对表面油迹、疏松的砂浆进行清理;
4)外墙饰面砖应根据实际情况全部或部分剔除，也可采用界面剂处理。
3 外墙采用内保温改造方案时，应对外墙内表面进行下列处理：
1)对内表面涂层、积灰油污及杂物、粉刷空鼓应刮掉并清理干净;
2)对内表面脱落、虫蛀、霉烂、受潮所产生的损坏进行修复;
3)对裂缝、渗漏进行修复，墙面的缺损、孔洞应填补密实;
4)对原不平整的外围护结构表面加以修复;
5)室内各类主要管线安装完成并经试验检测合格后方可进行。
4 外墙外保温系统与基层应有可靠的结合，保温系统与墙身的连接、粘结强度应符合 现行行业标准《外墙外保温工程技术规程》JGJ 144的有关规定。室内散湿量大的场所，还 应进行围护结构内部冷凝受潮验算，并应按照现行国家标准《民用建筑热工设计规范》GB 50176 的规定采取防潮措施。
5 非透光幕墙改造时，保温系统安装应牢固、不松脱。幕墙支撑结构的抗震和抗风压
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性能等应符合现行行业标准《金属与石材幕墙工程技术规范》JGJ 133的有关规定。
6 非透光幕墙构造缝、沉降缝以及幕墙周边与墙体接缝处等热桥部位应进行保温处理。
7 非透光围护结构节能改造采用石材、人造板材幕墙和金属板幕墙时，除应符合现行 国家现行标准《建筑幕墙》GB/T21086 和《金属与石材幕墙工程技术规范》JGJ 133的有关 规定外，尚应符合下列规定：
1)面板材料应符合国家有关产品标准的规定，石材面板宜选用花岗石，亦可选用大 理石、洞石和砂岩等，当石材弯曲强度标准值小于8.0MPa 时，应采取附加构造措施保证面 板的可靠性;
2)在严寒和寒冷地区，石材面板的抗冻系数不应小于0.8;
3)当幕墙为开放式结构形式时，保温层与主体结构间不宜留有空气层，且宜在保温 层和石材面板间进行防水隔汽处理;
4)后置埋件应满足承载力设计要求，并应符合现行行业标准《混凝土结构后锚固技 术规程》JGJ 145的规定。
8 公共建筑屋面节能改造时，应根据工程的实际情况选择适当的改造措施，并应符合 现行国家标准《屋面工程技术规范》GB50345 和《屋面工程质量验收规范》GB 50207的规 定。
9 平屋面改坡屋面时，宜在原有平屋面防水层改造后再铺设耐久性和防火性能好的保 温层。
10 坡屋面改造时，宜在原屋顶吊顶上铺放轻质保温材料，其厚度应根据热工计算确定; 无吊顶时，可在坡屋面下增加或加厚保温层或增设吊顶，并在吊顶上铺设保温材料，吊顶层 应采用耐久性和防火性能好，并能承受铺设保温层荷载的构造和材料。
11 平屋面改造成坡屋面或种植屋面应核算屋面的允许荷载。
8.3.8 门窗、透光幕墙及采光顶应符合下列规定：
1 公共建筑的外窗改造可根据具体情况确定，并可选用下列措施：
1)采用只换窗扇、换整窗或加窗的方法，满足外窗的热工性能要求;加窗时，应采 取有效措施避免层间结露;
2)采用更换低辐射双玻中空玻璃，并满足建筑节能计算要求;
3)外窗改造更换外框时，应优先选择隔热效果好、不易老化的型材，并应满足节能 建筑的节能计算要求;
4)窗框与墙体之间应采用高效保温材料填堵，不应采用普通水泥砂浆补缝;
5)外门、窗洞口室外部分的侧墙应做好保温处理，并应保证门、窗洞口室内部分的 侧墙内表面温度不低于室内空气设计温、湿度条件下的露点，减小附加热损失;
6)外窗改造时所选外窗的气密性等级不应低于现行国家标准《建筑外门窗气密、水 密、抗风压性能分级及检测方法》GB/T 7106的有关规定。
2 外门、非供暖楼梯间门节能改造时，可选用下列措施：
1)严寒、寒冷地区建筑的外大门口应设门斗或热空气幕;
2)非供暖楼梯间门宜为保温、隔热、防火、防盗一体的单元门;
3)外门、楼梯间门应在缝隙部位设置耐久性和弹性好的密封条;
4)外门应设置闭门装置，或设置旋转门、电子感应式自动门等。
3 透光幕墙、采光顶节能改造应提高幕墙玻璃和外框型材的保温隔热性能、不易老化、 并应保证幕墙的安全性能。
9 系统监测与调控
9.1 一般规定
9.1.1 城镇供暖监测与调控系统应包括监控中心、通信网络和本地监控站。
9.1.2 监测与调控系统的设置应满足供暖运行管理的要求。
9.1.3 监控数据的单位和有效位数应统一。
9.1.4 监测与调控系统的网络安全应符合下列规定：
1 监控中心通信网络应采取安全隔离措施， 网络出口应设硬件防火墙。
2 监控中心和重点本地监控站通信网络应采用冗余设计，并应设置备用通道。
3 监控中心通信网络应对系统管理员、操作人员进行身份鉴别和分级管理，并对系统 管理员的操作进行审计。
9.1.5 新建供暖工程的监测与调控系统应与供暖主体工程同时设计、同时施工、同时调试。
9.1.6 能源站(热源厂)、热网、热力站及室内系统应设置随室外温度变化调节供暖能力的 装置。
9.1.7 应采用智慧供暖的理念，在保证供热效果的前提下最大程度节省能耗及运行费用。
9.1.8 城镇供热监测与调控系统的安全等级不应低于国家标准《信息安全技术网络安全等级 保护基本要求》GB/T 22239的二级安全要求。
9.2 监控中心
9.2.1 监控中心应根据供暖规模、管理需求等因素分级设置。
9.2.2 监控中心机房的设置应符合现行国家标准数据中心设计规范》GB50174的有关规定。
9.2.3 监控中心应具备下列功能：
1 监控运行。
2 调度管理。
3 能耗管理。
4 故障诊断、报警处理。
5 数据存储、统计及分析。
6 集中显示。
9.2.4 监控运行模块应具备下列功能：
1 显示工艺流程画面及运行参数。
2 实时监测本地监控站的运行状态。
3 实时接收、记录本地监控站的报警信息，并能形成报警日志。
4 支持多级权限管理。
5 支持符合标准的工业型数据接口及协议，并能实现数据共享。
6 采 用Web 浏览器/服务器的方式对外开放。
7 自动校时。
9.2.5 调度管理模块应具备下列功能：
1 制定供热方案。
2 设定系统运行参数及控制策略。
3 预测供热负荷，制定供热计划，优化供热调度。
4 进行管网平衡分析及管网平衡调节。
5 根据气象参数指导供热系统运行。
9.2.6 能耗管理模块应具备下列功能：
1 能源计划管理，可按日、周、月、供暖季及年度等建立能源消耗计划，并应支持修 改、保存和下发。
2 能耗统计分析，可按生产单位统计水、电、热及燃料等的消耗量，建立管理台账， 统计分析历年能源消耗量，生成报表和图表。
3 能耗成本统计分析，可按统计台账中能耗数值所对应的成本生成报表和图表，进行 统计分析。
4 能效分析，可对系统、主要设备等的能效进行分析。
9.2.7 故障诊断、报警处理模块应具备下列功能：
1 参数超限报警和故障报警，当发生报警时，应有声、光提示。
2 显示设备和通信线路运行状态。
3 故障原因诊断。
9.2.8 数据存储、统计及分析模块应具备下列功能：
1 对运行工艺参数、设备状态信号、报警信号等进行存储。
2 对工艺参数、运行工况、供热质量等进行统计分析。
3 对运行数据进行运行趋势和供热效果分析。
4 按日、周、月、供暖季及年度等形成多种格式的报表，定期生成报表和运行趋势曲 线图。
5 生成温度、压力、流量和热量分配的图表，对同类参数进行分析比较和预测。
6 数据共享。
7 打印报表和运行趋势曲线图。
9.2.9 集中显示宜具备下列功能：
1 供热系统运行状态的显示，包括：供暖区域、能源站(热源厂)、 一级管网、热力 站、二级管网、室内系统等。
2 集中显示内容的预览、切换。
3 远程视频监控。
9.3 本地监控站
9.3.1 本地监控站的监测与调控系统应能独立运行。
9.3.2 本地监控站应具备下列功能：
1 工艺参数、设备运行状态采集及监测。
2 工艺参数超限、设备故障报警及联锁保护。
3 工艺参数、设备运行状态的调控。
4 数据存储、显示及上传。
9.3.3 本地监控站的硬件应由可编程控制器、传感器、变送器、执行机构、网络通信设备和 人机界面组成。
9.3.4 本地监控站的仪器仪表应符合下列规定：
1 仪器仪表选型应根据工艺流程、压力等级、测量范围及仪表特性等因素综合确定。
DB54/T 0615—2026
2 仪器仪表的精度应符合现行国家标准《工业过程测量和控制用检测仪表和显示仪表 精确度等级》GB/T 13283的有关规定。
9.3.5 本地监控站应配备UPS。
9.3.6 本地监控站的软件应安全、可靠，且具备良好的兼容性及扩展性，并应由系统软件、 应用管理软件与支持软件组成。
9.3.7 本地监控站的数据存储应满足至少1个供暖季的数据存储要求，且应每年均进行备份。 9.3.8 本地监控站宜对下列环境进行监测和报警：
1 入侵报警。
2 地面积水。
3 消防信号。
4 室内环境温度及湿度。
9.3.9 本地监控站内控制器与其他智能设备之间的数据传输应采用工业通用标准协议。
9.4 通信网络
9.4.1 监控中心与本地监控站之间应采用专用通信网络。
9.4.2 通信网络应符合下列规定：
1 应具备数据双向传输能力。
2 通信网络应符合实时性要求。
3 通信网络的带宽应留有余量，且不宜小于20%。
4 具备备用信道的通信网络应采用与主信道性质不同的信道类型。
9.4.3 通信网络宜选用基于TCP/IP 协议的网络。
9.4.4 通信网络宜提供静态IP 地址的接入。
9.4.5 监控中心与本地监控站的数据通信宜采用国际标准通用协议。
9.4.6 监控中心与本地监控站之间宜采用统一的通信协议。
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附录A 各设计阶段文件内容和深度
A.1 可行性研究报告(政府投资项目)
A.1.1 概述
1 项目概况
项目全称及简称。概述项目建设目标和任务、建设地点、建设内容和规模(含主要产出)、建 设工期、投资规模和资金来源、建设模式、主要技术经济指标、绩效目标等。
2 项目单位概况
简述项目单位基本情况。拟新组建项目法人的，简述项目法人组建方案。对手政府资本金注入 项目，简述项目法人基本信息、投资人(或者股东)构成及政府出资人代表等情况。
3 编制依据
概述项目建议书(或项目建设规划)及其批复文件、国家和地方有关支持性规划、产业政策和 行业准入条件、主要标准规范、专题研究成果以及其他依据。
4 主要结论和建议
简述项目可行性研究的主要结论和建议。
A.1.2 项目建设背景和必要性
1 项目建
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