CASE VALIDATION
从案例输入，到实绩对照
把真实案例的改造前资料填入系统，查看三种情景，再与公开结果逐项比较。让每一项差距，都能回到具体的假设和项目条件。
本轮固定版本SG-IC-1.2.0案例复测 · 2026.09.03
V1.3 已新增四方案、可调能力与验证记录本页保留 V1.2 三案例快照；查看新版独立数值复核及临港等新增公开对照。
↗01 填入案例资料02 查看系统结果03 比较实际差距 01冷却与气流改造
Google POP 1
一座 85 kW 实际 IT 负荷的网络机房，通过气流组织、设备运行调整和控制器改造，改善冷却效率。
- 平均 IT 负荷公开披露
- 0.085 MW
公开实际负载
- 平均 / 峰 / 谷电价明示假设
- 均 0.70 元/kWh
由披露数据推算后统一缩放
- 设备及工程投资来源推算
- 175,000 元
25,000 美元统一乘 7
关闭任务移峰、储能及需量收益。冷却分项未公开，留空并保留系统默认的辅助能耗 75% 比例。
02
系统结果与案例实际
基准情景重点对照系统基准15.64万 kWh
公开结果> 67.00万 kWh
至少低估约76.7%年化节电量 · 基准比较
¹ 4.48 个月由公开投资 25,000 美元 ÷ 年费用节省 67,000 美元 × 12 推算，并非以逐月现金流验证的实际回本月份。公开年节电为下界，差距按该下界比较。
03
差距在哪里，如何影响决策
差距解释
没有冷却分项和方案目标时，系统基准按 (2.4−1) × 75% × 20% 估计 PUE 改善 0.21。原项目多项措施实现了 0.90 的改善，当前默认参数没有表达出这类改造的潜力。
投资判断
若以“12 个月内回收”为示例门槛，公开数据的简单回收口径满足，系统积极情景仍需 12.79 个月。低估可能导致错过值得实施的项目，须先核对措施范围与方案目标。
查看计算口径与适用限制
- 为了适配人民币界面，美元价格和投资统一乘固定比例 7。该比例只是单位缩放，不代表历史或当前汇率，也不是中国项目报价；回收期和相对差异不受统一缩放影响。
- 有效电价约 0.10 美元/kWh，根据披露的年费用节省及年化节电量推算，并非独立取得的改造前电价。
- 平台费、固定年费、绩效费、预备费及收益形成期设为 0，用于比较报告的“投资 ÷ 能源费用节省”口径，不表示这些费用实际不存在。
- 投资使用案例披露值作为输入；本例未验证系统默认投资预算的准确性，也不是 StarGrid 当前商业报价。
- 12 个月回收门槛仅用于演示差距对决策的影响，并非客户已指定的验收标准。
02冷却运行与气流优化
Intuit Quincy
通过提高送风与冷冻水设定温度、改善热通道气流组织，减少冷却系统运行用能。
- 平均 IT 负荷明示假设
- 1 MW
归一化输入，非现场实载
- 当前年度 PUE公开披露
- 1.45
2012 年度图表
关闭任务移峰及储能。实际 IT 负荷未公开；1 MW 仅用于归一化，在当前计算范围内不改变 PUE 改善比例，不能还原现场的绝对节电量。
02
系统结果与案例实际
基准情景重点对照系统基准0.0675ΔPUE
年度图表实绩0.0900ΔPUE
改善幅度低估25.0%PUE 改善量 · 基准比较
采用年度图表 2012 年 1.45 → 2015 年 1.36。正文中月度端点 1.52 → 1.35 属于不同统计期间，本次未混用。
03
差距在哪里，如何影响决策
差距解释
系统基准给出 0.0675 的 PUE 改善，实际年度变化为 0.09。实绩处于三种情景之间，但单个案例被区间覆盖不能等同于系统总体准确率。
投资判断
可用于说明运行优化的 PUE 预测偏差。公开资料缺少同边界实际 IT 负荷，本次不能用归一化产生的节电金额或回收期替客户决定投资。
查看计算口径与适用限制
- 公开投资为 224,000 美元，电价约 0.025 美元/kWh，2015 年节省约 51,800 美元。由于平均 IT 实载未知，这些信息仍不足以完整复原现场财务。
- 系统在 1 MW 归一化输入下输出年节电 591,300 kWh、费用节省 103,477.50 元（统一缩放口径）；它们不是现场预测值，不与 51,800 美元直接计算误差。
- 冷却分项未披露，模型保留默认值；“高可控性”是依据改造措施作出的分类，不是独立测量。
- DOE 案例页明确资料由伙伴提供，不代表 DOE 对本工具或项目预测的认证。
03算电协同与计算负荷调节
Phoenix · Oracle / Emerald AI
利用公开的分钟功率曲线，对照系统预测的降载能力与三小时事件的实际平均功率变化。
- 事前平均集群功率来源推算
- 93.343 kW
公开分钟曲线事前均值
- 设计能力明示假设
- 200 kW
未公开；非瓶颈测试假设
- AI 负荷比例公开披露
- 100%
所测工作负荷为 AI
- 计算边界 / PUE对照设置
- 集群 / 1
不计整站冷却
具备调度接口，关闭储能与 UPS 调度。只回放一次三小时事件；年运行小时与电价是接口占位条件，不用于验证全年节省或回收期。
02
系统结果与案例实际
基准情景重点对照条件对照偏低约36.6%事件平均降载比例 · 基准比较
31.56% 为公开功率曲线按本次事前窗口计算，未经工作量等因素调整；与论文披露的 25% 调度结果口径不同。事件内减少用电不等于全天净节电，尚未扣回补算。
03
差距在哪里，如何影响决策
差距解释
原试验包含 DVFS 功率控制与任务安排，当前模型主要表达同日任务延后；设计能力、补算窗口和灵活性分类也没有完整现场资料。该差距同时受模型范围与输入假设影响。
投资判断
可展示明示条件下的预测与实际曲线差距。补齐容量、任务完成情况、恢复过程、电价及结算资料前，不纳入投资预测准确率统计，也不据此承诺全年响应收入。
查看计算口径与适用限制
- 事前窗口 14:40–16:00 共 80 个点，平均 93.3432 kW；事件窗口 16:30–19:30 共 180 个点，平均 63.8797 kW，得到平均降载约 29.4634 kW。
- CSV 与论文图 2 日期相差一天；本次沿用同一功率序列按钟点取窗，保留该差异。
- 若仅与论文披露的 25% 调度结果比较，系统基准低 5 个百分点；不与所选基线复算的 31.56% 混用。
- 补充检查：设计能力设为 100 kW、窗口 8 小时时，基准与积极情景均受限至约 19.02%；无补算窗口时为 0。这些都是假设变化检查。
- 原试验无硬件改造，新增设备选否；平台预算未公开，系统内部估价不作为试验成本或实际投资收益。
PROJECT DECISION
把案例对照，落实到项目条件
先确认冷却措施与目标、可调任务及补算条件、设备参数与报价，再形成项目概算。这三项案例说明目前的差距和边界，不作为项目收益承诺。
