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DL／T 1755-2017 燃煤电厂节能量计算方法

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2对于发电煤耗受机组负荷变化影响较小的节能技术措施QCGB 0001S-2016 四川国宾农业开发有限公司 固态复合调味料，其年节煤量可用式（3）计算：

B.=Ab,h,P/1000

式中： Baj年节煤量，t; Ab ——节能技术措施引起发电煤耗下降量，g/（kW·h)； hy—年利用小时数，h; P。一一机组额定功率，MW。 对于供电煤耗受机组负荷变化影响较小的节能技术措施，其年节煤量可用式（4）计算：

Ab，一—节能技术措施引起供电煤耗下降量，g/（kW·h）

4.2.3对于节电量受机组负荷变化影响较小的节能技术措施，其年节电量可用式（5）计算

4.2.3对于节电量受机组负荷变化影响较小的节能技术措施，其年节电量可用

Wj—年节电量，kW·h; L一一节能技术措施引起发电厂用电率下降量，%。 1.2.4对于发电煤耗随负荷变化的节能技术措施，其年节煤量可用式（6）计算：

Bej=h,P/1000 (Abua)

Abu实施节能技术措施后机组在负荷系数J工况下发电煤耗下降量，g/（kW·h)； 2，一—机组统计期内负荷系数工况下累积发电量与总发电量之比。 工况的划分按4.1.5的规定执行。 对于供电煤耗随负荷变化的节能技术措施，其年节煤量可用式（7）计算

对于节电量随负荷变化的节能技术措施，其年节电量可用式（8）计算：

4.2.5对于节电量随负荷变化的节能技术措施，其年节电量可用式（8）计算

W=hyP×10×Z(Leyj,)

△LyJ一—实施节能技术措施后机组在负荷系数工况下发电厂用电率下降量，%。 6当技术措施对发电煤耗、发电厂用电率同时有影响时，应首先计算出对供电煤耗的影响 节能量。

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5节能技术措施节能量计算方法

5.1锅炉受热面节能改造

5.1.1节能技术措施

锅炉受热面节能改造是为解决锅炉本体热量分配不匹配问题而进行的受热面布置方式、面积调整 或材料更换，可实现降低排烟温度、提高主/再热蒸汽温度或减少主/再热蒸汽减温水量等目的。主要技 术措施包括水冷壁改造、过热器改造、再热器改造、省煤器改造及卫燃带改造等。

技术措施实施前节能量孔

a）进行改造前试验。分别按照GB/T10184和DL/T469的规定测试锅炉效率和风机功率，试验需 至少在100%、75%、50%额定负荷下进行。 b）根据锅炉整体热力计算结果得到预期排烟温度和锅炉效率，确定改造预期值。若不具备锅炉整 体热力计算条件，可按经验系数法预测锅炉效率。在其他边界条件差异不大并考虑环境温度修 正的情况下，锅炉受热面改造前后锅炉效率的变化量按排烟温度每降低20℃，效率升高一个 百分点的关系进行线性插值估算。采用经验系数法估算节能量时，可不考虑负荷系数的影响。 c）计算改造前后锅炉效率的差值，按照4.2.1规定的方法计算锅炉效率变化对应的供电煤耗变化 量Abgg° d）锅炉效率的提高会降低引风机的能耗，计算引风机节能对发电厂用电率的影响，并按照4.2.1 规定的方法计算发电厂用电率变化对应的供电煤耗变化量Abgl。 e）锅炉受热面节能改造提高主/再热蒸汽温度或减少主/再热蒸汽减温水量时，应依据汽轮机制造 厂提供的修正曲线或按等效恰降法、循环函数法、常规热平衡法、矩阵法等计算汽轮机热耗率 f）改造前后总供电煤耗变化量的计算公式为：Ab,=Abs+Abgt+Abg° g）按照式（7）计算节煤量。

5.1.3技术措施实施后节能量核算

a）按GB/T10184的规定进行改造后试验，测试锅炉效率，获得改造前后锅炉效率的变化值，按 照4.2.1规定的方法计算锅炉效率变化对应的供电煤耗变化量Abgg。试验需至少在100%、75% 50%额定负荷下进行。 b）根据5.5.3规定的方法对锅炉受热面节能改造后引风机的耗电率和节能量进行试验和计算；量 化引风机节能对发电厂用电率的影响；按照4.2.1规定的方法计算发电厂用电率变化对应的供 电煤耗变化量△b&L。 c）对于锅炉受热面节能改造后主/再热蒸汽温度提高或主/再热器减温水量减少的改造项目，应依 据汽轮机制造厂提供的修正曲线或按等效恰降法、循环函数法、常规热平衡法、矩阵法等计算 d）改造前后总供电煤耗变化量的计算公式为：△b,=△b十△b十△bg。

5.2.1节能技术措施

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可实现 预热器漏风率和降低空气预热器阻力

5.2.2技术措施实施前节能量预测

a）进行改造前试验。按GB/T10184的规定测试锅炉效率和空气预热器性能，按照DL/T469的规定 测试送风机、引风机和一次风机的功率。试验需至少在100%、75%和50%额定负荷下进行。 b）根据试验结果，计算得到预期排烟温度、空气预热器漏风率和锅炉效率，确定改造预期值。 c）计算改造前后锅炉效率的差值，按照4.2.1规定的方法计算锅炉效率变化对应的供电煤耗变化 量Abgg° 注：不具备锅炉整体热力计算条件时，可按经验系数法进行预测。在其他边界条件差异不大并考虑环境温度修正 的情况下，改造前后锅炉效率的变化量按排烟温度每降低20℃，效率升高一个百分点的关系进行线性插值估 算；漏风率每变化一个百分点，机组供电煤耗变化量为0.06g/（kW·h）～0.10g/（kW·h）。采用经验系数 法估算节能量时，可不考虑负荷系数的影响。 e）空气预热器改造前后供电煤耗变化量的计算公式为：Ab=Ab+Abl。 f）按照式（7）计算节煤量。

5.2.3技术措施实施后节能量核算

定测试送风机、引风机和一次风机的功率及性能。试验需至少在100%、75%和50%额定负荷 下进行。 b）根据试验结果，计算改造前后锅炉效率的变化量，按照4.2.1规定的方法计算锅炉效率变化对 应的供电煤耗变化量△b。 c）根据5.5.3规定的方法计算风机节能量以及对发电厂用电率的影响；按照4.2.1规定的方法计算 发电厂用电率变化对应的供电煤耗变化量AbL。 d）空气预热器改造后总供电煤耗变化量的计算公式为：Ab,=△b+△bgl。 e）按照式（7）计算节煤量。

5.3制粉系统热一次风余热利用改造

5.3.1节能技术措施

制粉系统热一次风余热利用改造是在磨煤机入口热一次风管道上加装换热器回收热一次风部 用来加热凝结水或其他热力系统，减少磨煤机入口冷风掺入量和降低锅炉排烟温度。

5.3.2技术措施实施前节能量预测

机的功率，按DL/T467的规定测试磨煤机总风量和冷风掺入量。试验需至少在100%、

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50%额定负荷下进行。 b）进行制粉系统和空气预热器性能计算，确定磨煤机掺入冷风减少量和空气预热器排烟温度降低 量，计算锅炉效率变化量。其中热一次风道内换热器获得的热量Qpa按锅炉损失热量计，锅炉 效率按燃料效率定义计算。 c） 根据试验结果，计算改造前后锅炉效率的变化量，按照4.2.1规定的方法计算锅炉效率变化对 应的供电煤耗变化量△b。 d）热一次风道内换热器获得的热量Qpa按烟气余热计入热力系统，按照等效焰降法、循环函数 法、常规热平衡法和矩阵法等方法（参考5.4）计算供电煤耗变化量△bg。 e）按5.5.1规定的方法计算一次风机节能量；量化风机节能对发电厂用电率的影响；按照4.2.1规 定的方法计算发电厂用电量变化对应的供电煤耗变化量△bgL。 f）制粉系统热一次风余热利用改造总供电煤耗变化量的计算公式为：Ab=Abgs+Abg+Abg。 ）按照式（7）计算节煤量。

5.3.3技术措施实施后节能量核算

机功率，按DL/T467的规定测试磨煤机总风量和冷风掺入量。试验需至少在100%、75%和 50%额定负荷下进行。 b）试验同步测量热一次风道内换热器热量Q，进而计算改造后锅炉效率和汽轮机热耗率。

Dx——热一次风换热器循环水流量，kg/s; h——热一次风换热器出口循环水烩值，kJ/kg; h——热一次风换热器进口循环水恰值，kJ/kg。 c）根据试验结果，计算改造前后锅炉效率的变化量，按照4.2.1规定的方法计算锅炉效率变化对 应的供电煤耗变化量△b。 d）热一次风道内换热器热量Qpa按烟气余热计入热力系统，按照等效降法、循环函数法、常规 e）按5.5.1规定的方法计算一次风机节能量；量化风机节能量对发电厂用电率的影响；按照4.2.1 规定的方法计算发电厂用电率变化对应的供电煤耗变化量△bgL。 f）制粉系统热一次风余热利用改造前后总供电煤耗变化量的计算公式为：Ab=Ab+ AbgL+Abg ° g）按照式（7）计算节煤量。

5.4锅炉烟气余热利用改造

5.4.1节能技术措施

锅炉烟气余热利用改造的主要节能技术措施包括低压省煤器技术、低压省煤器联合暖风器技术和 烟气余热供热技术等。低压省煤器技术是指通过烟气换热器回收锅炉尾部烟气余热至汽轮机低压回热 系统的技术措施；低压省煤器联合暖风器技术是指通过烟气换热器将一部分热量回收利用至汽轮机低 压回热系统，另一部分热量作为暖风器热源加热入炉空气的技术措施；烟气余热供热技术是指通过烟 气换热器将锅炉烟气热量直接或间接用于市政供暖系统的技术措施。

5.4.2技术措施实施前节能量预测

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a）进行改造前试验。按GB/T10184的规定进行锅炉性能试验，试验需至少在100%、75%和50% 额定负荷下进行。 b 根据试验结果，确定锅炉烟气量和排烟温度，选择余热利用技术措施和换热器形式，确定换热 器出口烟气温度和水侧进、出口温度等边界条件。 c) 以暖风器入口空气温度和空气预热器出口烟气温度为边界，确定余热利用前后锅炉效率的变 化，按照4.2.1规定的方法计算锅炉效率变化对应的供电煤耗变化量Abg。 d）计算回收利用至汽轮机侧的余热热量，按照等效焰降法、循环函数法、常规热平衡法和矩阵法 e）计算烟气和空气侧阻力、容积变化以及所涉辅机设备功耗变化，量化其对发电厂用电率的影 响，按照4.2.1规定的方法计算发电厂用电率变化对应的供电煤耗变化量△bglL。 f）烟气余热利用节能技术措施实施前后总供电煤耗变化量的计算公式为：Ab=△b+ baL+Abq g）按照式（7）计算节煤量。

5.4.3技术措施实施后节能量核算

4.3.1烟气余热利用节能技术措施实施后，可按照以下两种方法核算节能量： a）方法一：在100%、75%和50%额定负荷工况下，结合烟气余热利用设备投入与退出情况，按 照GB/T8117.1的规定测试汽轮机侧回收热量的变化和低压回热系统热力参数，以常规热平衡 法、等效恰降法、矩阵法和循环函数法等计算回收热量引起机组电功率的增加量，进而得到汽 轮机热耗率的变化量；按GB/T10184的规定测试锅炉效率的变化，并测试辅机设备的电耗； 综合汽轮机侧和锅炉侧节能量以及辅机设备电耗得到总节能量。 b）方法二：在100%、75%和50%额定负荷下，对烟气余热利用设备投入与退出情况进行针对性 性能试验，按GB/T8117.1的规定测试改造后的汽轮机热耗率；按GB/T10184的规定测试锅 炉效率，并确定辅机设备功耗；对比投入工况与退出工况的试验结果，计算供电煤耗减少量。 4.3.2低压省煤器节能技术措施实施后节能量核算，宜使用方法一。 4.3.3低压省煤器联合暖风器节能技术措施实施后节能量核算，宜使用方法一。 4.3.4 在以上计算的基础上，按照式（7）计算节煤量。 4.3.5烟气余热供热技术改造后，可通过试验测量供热系统投运后的吸热量，将该热量折算至工业锅 供热燃料节约量。其计算公式如下：

B一—节约标煤量，t; QO——烟气余热利用系统吸热量，GJ。

5.5.1节能技术措施

9 B 29.308

风机节能改造的技术措施主要包据本体改造、变频改造、调速改造、引增合并改造以及烟风 改造等。其中，本体改造包括叶片局部改造、更换叶片、减少叶片数量和风机整体更换等使区

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能与管网系统更加匹配的技术措施；变频改造和调速改造可通过改变风机转速，使其运行效率保持在 较高的水平；引增合并改造是将增压风机与引风机合并为高压头的引风机，可提高风机运行效率和降 低管网阻力；烟风道优化改造是通过改善烟风系统管网布置或者增减设备的方式，降低管网系统阻 力。风机节能改造的效果最终体现为其耗电率的降低。

5.5.2技术措施实施前节能量预测

75%和50%额定 负荷下进行。 b）根据试验结果，确定管网阻力特性、烟风流量、风机效率和风机功率。 c）本体改造、变频改造、双调速改造和引增合并改造方案需确定改造后的风机性能曲线；烟风道 优化改造方案需确定改造后烟风道布置方式。 d）结合试验情况对改造后风机全压升进行预测，计算公式如下：

P。——改造前试验测得的风机全压升； 一烟风道阻力变化，宜根据改造后的烟风道布置情况和烟风流量预测相应的烟风道阻力变 化，并尽可能参考同型机组改造情况，进行计算或采用数值模拟方法确定。 e）根据试验测得的烟风流量和改造后风机全压升（比压能）预测值在风机性能曲线上预测风机工 作点。烟风流量可用燃料成分进行理论估算，方法见5.5.4。 由风机工作点预测风机效率并计算风机轴功率。风机轴功率的计算公式如下：

VLXp n./100

式中： P 风机的轴功率，kW； VL 体积流量，m/s； 风机的全压升，Pa； b 风机的效率，%。 公 g） 计算改造前后各工况下风机功率或耗电率的差值，依据式（8）计算年节电量。

5.5.3技术措施实施后节能量核算

电动机 输入功率。计算改造前后各工况下风机功率或耗电率的差值，依据式（8）计算年节电量。 5.5.3.2若风机节能技术措施实施前后边界条件（温度、湿度和大气压等）变化较大，则测量电动机功 率的工况可比性较差，宜至少在100%、75%和50%额定负荷下进行针对性性能试验，修正到风机设计 工况后，再确定改造后的管网阻力特性、烟风流量、风机效率和风机功率，通过与改造前试验结果的 对比，计算改造前后各工况下风机功率或耗电率的差值，依据式（8）计算年节电量。

5.5.4烟风流量估算方法

5.5.4.1风量估算，估算方法如下： a）理论干空气量，每千克煤燃烧所需的理论化学当量干空气量（氧浓度按21%体积计算）按下 式计算：

Vo=0.0889(C,+0.375S.)+0.265H,0.03330m

式中： 煤收到基碳含量百分数，%； 煤收到基可燃硫含量百分数，%； 一煤收到基氢含量百分数，%； O——煤收到基氧含量百分数，%。 以上成分采用煤的元素分析数据。 b）理论湿空气量，煤燃烧所需理论湿空气量按下式计算： vo=(1+0.0016d)Vo

一理论湿空气量（标准状态下），m/kg； 一空气的绝对湿度，g/kg。 若采用d=10g/kg（空气），则v=1.016Vv²。 c）锅炉所需总风量，锅炉所需总风量（标准状态下）按下式计算：

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VL, 锅炉所需总风量，m/h； 锅炉燃料消耗量，kg/h； 一炉膛出口烟气的过量空气系数； Aar 炉膛漏风系数； am 负压煤粉制备系统漏风系数 Aaa 空气预热器漏风系数。 5.4.2烟气量估算，估算方法如下： a）理论干烟气量，每千克煤燃烧生成的于烟气体积（标准状态下）按下式计算

Aα—负压煤粉制备系统漏风系数； Aα一一空气预热器漏风系数。 4.2烟气量估算，估算方法如下： a）理论干烟气量，每千克煤燃烧生成的干烟气体积（标准状态下）按下式计算，

a）理论干烟气量，每于克煤燃烧生成的于烟气体积（标准状态下）按下

一理论干烟气量，m°/kg； N。煤收到基氮含量百分数，%； 过量空气系数，根据测量的烟气成分确定。 b）理论烟气量，煤燃烧生成的理论烟气量（标准状态下）按下式计算：

Vg=VRo,+VN,+Vo

H,o=1.24 100 1000

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V——每千克煤燃烧生成的理论烟气量，m²/kg; 每千克煤燃烧生成的烟气中，水蒸气的体积（标准状态下），m²/kg： M—煤收到基水分百分数，%。 c）引风机入口总烟气量，引风机入口总烟气量（标准状态下）按下式计算

式中： VL。引风机入口总烟气量，m/h； V 按引风机入口烟气分析得出的过量空气系数计算出的理论湿烟气量（标准状态下），m/kg。

5.6.1节能技术措施

汽轮机本体改造的技术措施主要包括整机通流改造、单缸或两缸通流改造、调节级喷嘴 汽封改造和汽缸局部结构改进等。改造通过提高缸效率或增加单位质量新蒸汽做功，降低 耗率。

5.6.2技术措施实施前节能量预测

a）改造前试验，按GB/T8117或ASMEPTC6的规定进行针对性试验获得改造前的热耗率和缸效 率，试验需至少在100%、75%和50%额定负荷下进行，并记录主汽调门开度。 b）根据同型机组先进水平，预测节能技术措施的实施对热耗率或缸效率的影响。 c）汽轮机热耗率的变化按下式计算：

5.6.3技术措施实施后节能量核算

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缸效率，试验需至少在100%、75%和50%额定负荷下进行，并记录主蒸汽调门的阀门开度。 相同工况下其阀门开度应尽量与改造前试验接近，以减少阀位对热耗率和缸效率的影响。 b）对整机实施通流改造，应通过试验确定汽轮机改造前后热耗率的变化量。 c） 对高、中压缸通流改造，应通过汽轮机热力性能试验确定改造前后高、中压缸效率的变化量。 针对性测量汽缸进、出口参数（压力、温度），计算缸效率，依据下式计算热耗率变化量：

独的调节级喷嘴改造按高压缸通流 时低压缸通流改造， 率的变化是

寸通流内部的汽封改造，其效果是漏汽损失减小和汽缸效率提高，应通过100%负荷工况汽轮 几热力性能试验确定改造前后热耗率的变化量，并扣除改造后其他措施对热耗率的影响，按下 式计算汽封改造引起的热耗率变化量：

f）对于高、中压合缸机组过桥汽封，其改造后的直接表现为漏汽率下降。该值可通过100%额定 负荷下“变汽温”测试（测试方法详见ASMEPTC6），按下式计算改造前后由其引起的热耗 率变化量：

EL高、中压缸间轴封漏汽率，%; 据汽轮机制造厂提供的《汽轮机热力特性计算说明书》确认的设计边界条件和技术参 数，采用等效恰降法、循环函数法、常规热平衡法和矩阵法等计算100%额定负荷下该段 轴封漏汽的影响量）。 g）对于改造范围较小、预测节能量较少的情况，考虑到试验不确定等因素而不建议进行标准试 验，宜进行局部测试或独立参数测试，通过理论计算获得热耗率变化量。 h）按照4.2.1规定的方法计算热耗率变化对应的发电煤耗变化量△ba，采用式（3）或式（6）计 算年节煤量

5.7热力系统优化改造

5.7.1节能技术措施

热力系统优化改造的主要技术措施包括合理利用有效能，减少工质能量浪费；优选阀门型式 方案，并对阀门控制逻辑进行优化，减轻其冲蚀泄漏；消除余优化管道布置及系统设备，降 且力和系统互窜引起的汽水品质恶化：采用热备用或暖管方式回收工质能量等

5.7.2技术措施实施前节能量预测

a）进行改造前试验。按GB/T8117或 的规定进行针对性试验获得热耗率，试 100%负荷下进行隔离和不隔离两个对比工况，并记录主蒸汽调门的开度

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b）对两个试验工况进行对比分析，按下式计算系统隔离前后热耗率的变化量

b）对两个试验工况进行对比分析，按下式计算系统隔离前后热耗率的变化量： AHR.o=HRbelHR.l

式中： HRgl—不隔离工况二类修正后热耗率，kJ/（kW·h); HR——隔离工况二类修正后热耗率，kJ/（kW·h)。 c）假定不隔离影响热耗率不宜超过n，则热力系统优化的节能量预测值为（△HRsl一n），n的取 值根据现场实际情况估算。 d）按照4.2.1规定的方法计算热耗率变化对应的发电煤耗变化量△b。 e）系统泄漏与系统压力成正比，随着负荷的降低，工质的品级也在降低，为了简化计算，可视热 力系统优化的节煤量不随负荷变化，按式（3）计算年节煤量。 f）对于改造范围较小且节能量较小的情况，考虑到试验不确定等因素而不建议进行标准试验，可 在局部测试或独立参数测试的基础上，通过理论计算获得节能量。

5.7.3技术措施实施后节能量核算

a）进行改造后试验。按GB/T8117或ASMEPTC6的规定进行针对性性能试验获得热耗率，试验 在100%负荷下进行隔离和不隔离两个对比工况，并记录主蒸汽调门的开度。 b）与改造前的计算方法相同，计算改造后不隔离影响热耗率。 c）对比改造前后可获得技术措施实施后的热耗率下降值。 d）年节能量计算方法与改造前预测方法相同。 e）对于改造范围较小且节能量较小的情况，考虑到试验不确定等因素而不建议进行标准试验。可 在局部测试或独立参数测试的基础上，通过理论计算获得节能量。

5.8汽轮机配汽优化改造

5.8.1节能技术措施

汽轮机配汽优化改造是指对高压调节阀运行方式进行改造，以实现提高汽轮机运行经济性的目 的，主要技术措施包括高压调节阀流量特性优化、高压调节阀开启顺序优化、高压调节阀开启重叠度 优化、汽轮机配汽曲线优化与汽轮机主蒸汽压力优化等。

5.8.2技术措施实施前节能量预测

a）查阅机组配汽曲线，获得总负荷指令与各高压调节汽门开度的关系。 b）对配汽曲线进行分析，结合机组实际情况计算出优化后调门开启顺序、调门重叠度和配汽 曲线。 c）参考同型机组改造的效果，并根据本机组的计算结果，预估100%、75%、50%额定负荷工况 下热耗率降低量。 d）按照4.2.1规定的方法计算热耗率变化对发电煤耗的影响，按式（6）计算年节煤量。

5.8.3技术措施实施后节能量核算

100%、75%、50%额定负荷下，分别进行优化前、后两个对比工况，并记录主蒸汽调门的 开度。 h）根据试验结果HG/T 2059-2014 不透性石墨管技术条件，通过同一负荷工况下优化前后的对比，计算热耗率降低量。

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5.9.1节能技术措施

燃煤电厂给水泵组主要分为电动给水泵组和汽动给水泵组两大类。电动给水泵组改造可实施 支术措施有泵本体提效更换、电动机变频改造和行星齿轮改造等，其节能效果体现为给水泵耗 合水恰升的变化。汽动给水泵组改造可实施的节能技术措施有泵本体提效更换和驱动给水泵的 是效改造或更换，其节能效果体现为汽动给水泵组驱动汽轮机用汽量及给水炝升的变化。

5.9.2技术措施实施前节能量预测

a）改造前给水泵宜按DL/T839的规定进行针对性性能试验，驱动给水泵的汽轮机宜按GB/T 8117的规定进行针对性性能试验，试验应至少在100%、75%和50%额定负荷下进行。 b）参照5.9.4给水泵组性能计算方法，在不同负荷工况下，预测给水泵组各设备运行效率的变 化，以给水泵组出力（给水泵有效功率）保持不变为对比基准，反推电动给水泵组耗功变化或 汽动给水泵组进汽流量变化，计算得出总节能效果。 C 按照式（8）计算电动给水泵年节电量；汽动给水泵组进汽流量变化对热耗率的影响需依据汽 轮机制造厂提供的修正曲线或采用等效恰降法、循环函数法、常规热平衡法和矩阵法等方法计 算，热耗率对发电煤耗的影响按照4.2.1规定的方法计算，年节煤量按照式（6）计算。

5.9.3技术措施实施后节能量核算

a）方法一：简便对比测试法。节能技术措施实施后，进行100%、75%、50%额定负荷下的对比 试验，在给水泵流量、出口压力基本相同的条件下测量电动机的输入功率或给水泵汽轮机进汽 流量，获得技术措施实施前后电动机的输入功率变化量或给水泵汽轮机进汽流量变化量。 b）方法二：分部性能试验对比法。节能技术措施实施前后，在100%、75%、50%额定负荷下进 行针对性性能试验，确定给水泵组各组成设备的效率，以给水泵组出力（给水泵有效功率）保 持不变为对比基准，反推电动给水泵组耗功变化量或汽动给水泵组进汽流量变化量。 c）方法三：整体性能试验对比法。给水泵组节能技术措施实施后，在100%、75%、50%额定负 荷下进行针对性性能试验，确定给水泵组效率，以给水泵组出力（给水泵有效功率）保持不变 为对比基准，反推电动给水泵组耗功变化量或汽动给水泵组进汽流量变化量。 按照式（8）计算电动给水泵年节电量；汽动给水泵组进汽流量变化对热耗率的影响需依据汽轮机 制造厂提供的修正曲线或采用等效恰降法、循环函数法、常规热平衡法和矩阵法等方法计算，热耗率 对发电煤耗的影响按照4.2.1规定的方法获得，年节煤量按照式（6）计算。

GB/T 18190-2017 海洋学术语 海洋地质学5.9.4给水泵组性能计算公式