一、系统构成：四台机的角色与信号

四台设备铭牌参数一致，但系统功能分工不同：1# 设备配置变频器，作为调节机组；2#、3# 工频运行，承担基载负荷；4# 为备用机组，同时兼顾基载，按累计运行时长自动轮换投运。

站房设置一套群控柜，柜内 PLC 采集信号包含：总管压力 4~20mA 模拟量、各机组运行及故障干接点信号，以及各机组控制器通过通信上传的加载状态、累计运行时间。

PLC 输出指令分为两类：各机组启停指令、变频机组频率给定信号。触摸屏用于手 / 自动模式切换、单机手动启停；自动模式下，禁止单机手动操作。

系统通信采用单条 Modbus RTU 总线（RS‑485 接口），1#~4# 机组手拉手串接，站号依次设为 1~4，总线屏蔽层在群控柜内单点接地。总进线电能表也接入该总线，采集用电数据，用于核算单位气量电耗。

气路管道沿机顶敷设，经止回阀汇总至总管；通信线缆布置于设备底部，两类管线分槽敷设，不共槽。压力变送器安装在储气罐前端总管，取压点严禁设置在止回阀上游（该位置测得的是机头出口压力，并非管网实际压力）。

二、加卸载：两种状态与空载损耗

工频螺杆机组运行仅存在两种工况。加载工况下进气阀全开，电机满载运行，压力上升至上限；卸载工况下进气阀关闭，电机空转，压力下降至下限后重新进入加载状态，无中间过渡工况。

卸载状态功耗不为零。37kW 机型卸载功率约 11kW，为满载功率的 30%。若单台机组卸载时长占总运行时间 40%，年运行 6000 小时，则空转耗电量为 26400kWh。按电价 0.65 元 /kWh 计算，单台机组空转年耗电成本约 1.72 万元。四台机组同步运行时，每年空转能耗成本可达六七万元。

机组是否具备改造价值，需开展核算，优先计算运行比功率。依据 GB 19153-2019 标准，37kW、0.7MPa 风冷螺杆机组输入比功率，1 级能效指标为 6.2kW/(m³/min)，3 级能效 7.4kW/(m³/min)，3 级为能效限定值。实测比功率高于 7.4kW/(m³/min) 的机组，不符合市场准入要求。测试采用 24 小时功率连续记录结合气量计量的方式，可得到加载率与单位气量电耗。加载率低于 70% 的机组，优先改造控制逻辑，主机更换作为备选方案。

加卸载频次和储气罐容积直接相关。储气罐容积一般选取机组排气量的 0.1 至 0.3 倍。容积偏小时，压力区间缓冲能力不足，数分钟即可完成一次加卸载循环，带来的机械与电气损耗，会高于稳态卸载产生的能耗损失。

三、群控切换：变频调峰，工频基载

原有多台机组依靠各自本机压力阈值独立加卸载，机组间无协同控制。系统易出现一台加载、另一台同时卸载的工况，造成管网压力频繁超调，卸载机组也会在压力作用下快速重新加载。

群控方案指定变频机组作为唯一调节机组，其余工频机组承担基载负荷。机组启动逻辑为先投入变频机组，气量不足时再依次投用工频机组，停机顺序与之相反。变频机组保持持续在线运行，通过调节频率消化气量余量，避免频繁启停。

工频机组依据累计运行时长排序投切，运行时间较短的机组优先投运、优先停机，保证各机组大修周期基本一致。程序设置硬约束条件，任意两台机组不得同时启动，机组启动指令间隔 30 秒，不依靠自然时序错开。

系统采用分层压力区间设置。单台机组的加卸载压力设为内层区间，机组联动上下限设为外层区间，变频机组工作压力落在内层区间之内。

通信故障配置本地兜底控制。通信总线断开后，各机组依靠本机压力开关独立运行，防止单条通信线路故障引发全站供气中断。

四、配比：按负荷持续曲线定

机组容量配比依据负荷持续曲线确定，不采用经验比例取值。将连续 30 天的瞬时气量由大至小排序，以累计时间占比作为横轴，气量作为纵轴。曲线平缓部分对应基载负荷，尖峰部分对应波动负荷。

基载负荷由工频机组承担，波动负荷由变频机组调节吸收。变频机组容量按波动幅度乘以 1.2 的安全系数选取。以配置四台 37kW、单台额定气量 6.2m³/min 的站房为例，用气需求区间为 14 至 24m³/min。两台工频机组承担 12.4m³/min 基载，一台变频机组负责 2 至 6.2m³/min 的气量调节，剩余一台作为备用机组。变频容量占系统总容量 25%。高峰工况时投入备用机组，与变频机组及两台工频机组并列运行。

变频容量配比偏小，会造成变频机组长期满频工作，调节特性与工频机组无异。配比偏大，低负荷工况下机组工作在小流量区间，机头润滑不足、油温偏低，运行效率反而降低。上述两类容量失配问题，在项目验收阶段均会体现为单位气量电耗无明显改善。

变频机组设置最低运行频率限制。螺杆机头依靠润滑油润滑及机体自带风冷散热，运行频率通常不能低于 25 至 30Hz，频率继续下降将触发保护停机。用气需求小于机组最小气量的时段，由变频机组间歇运行来满足供气。

五、两个方案与回收期

改造包含两套可选方案。方案一为现有工频机组加装变频器，配套增设群控柜及检测仪表。方案二为新增独立变频机组，原有工频机组全部保留作为基载设备。两套方案的节能收益相近，但投资成本相差一倍。

项目节能收益由三部分构成。卸载损耗降低贡献约 7 个百分点。系统压力上限由 0.72MPa 下调至 0.68MPa，压力降低 0.04MPa，按照 0.1MPa 对应 7% 能耗变化折算，节能约 3 个百分点。管网泄漏治理可实现约 2 个百分点节能，综合节能效果按 12% 预估。

以四台机组作为测算案例。当前工况常年投运三台机组，平均功率 81kW，年运行时长 6000h，电价 0.65 元 /kWh，年电费约 31.6 万元。按照 12% 节能率计算，每年可节约电费 3.78 万元。方案一投资约 6.5 万元，静态回收期 21 个月。方案二投资约 13 万元，静态回收期 41 个月。两套方案节能收益基本一致，差异体现在初始投资规模。

改造实施遵循固定先后顺序。优先开展管网泄漏治理，其次优化系统压力设定，最后实施群控与变频改造。若先投用群控系统再治理泄漏，泄漏量会随管网压力波动发生变化，节能测算会出现重复统计，最终验收数据与前期测算结果不一致。

六、验收的四个指标

单位气量电耗，由总电表用电量除以总产气量计算，单位 kWh/m³，用于改造前后对比。该指标不受产量波动干扰，也方便和其他空压站横向对标。

每小时加卸载次数，群控投运后工频机组此项指标应显著降低。变频机组频率曲线保持连续，不应频繁触及上限与下限形成锯齿波形。

启动间隔记录，调取群控历史数据，校验任意两台机组的启动时间是否错开 30 秒，验证程序硬约束条件实际执行效果。

四台机组改造完成后，电费账单可体现节能效果，运行曲线变化的直观性更强。重点观察三项变化，压力区间收窄，加卸载频次减少，变频频率连续平稳。验收时将上述三项指标连同单位气量电耗一并存档，半年后复测，以此判断节能效果能否稳定维持。