电气自动化技术在天然气工业中的应用研究

引言

天然气作为清洁高效的化石能源，在能源转型与 “双碳” 目标推进中占据重要地位。随着天然气勘探开发向深层、复杂区块延伸，集输管网向跨区域、网络化拓展，传统生产管理模式逐渐暴露出明显短板，勘探开发环节依赖人工调节井口压力、流量，易因操作延迟导致参数波动，集输处理环节需人工监控设备工况，难以及时发现管道堵塞、设备故障等隐患。

一、电气自动化技术在天然气工业中的核心技术支撑

1.1 PLC 技术

PLC（可编程逻辑控制器）是天然气工业现场设备控制的核心技术，具备逻辑判断、参数调节、故障诊断等功能，可适配井口、集输站、处理厂等场景的分散设备控制需求。其核心逻辑是通过编程实现设备运行参数的自动监测与调节，替代人工手动操作，提升控制精度与响应速度。例如，在天然气井口控制中，PLC 可连接压力传感器、流量传感器，实时采集井口压力、产气量数据，当压力超出预设范围时，自动调节井口阀门开度，稳定压力与流量；在集输站泵组控制中，PLC 可根据管道流量需求，自动切换泵组运行台数、调节泵速，避免过载或欠载运行。

1.2 DCS 技术

天然气工业集输处理环节涉及多设备、多参数协同，需实现生产过程的集中监测与统一调度，DCS（集散控制系统）凭借分散控制、集中管理的特性，成为该环节的核心技术支撑。其技术架构分为现场控制层、操作监控层、管理决策层，现场控制层通过 PLC、智能仪表采集设备数据，操作监控层实现参数实时显示、远程操作，管理决策层进行数据存储与分析，形成 “分散控制无风险、集中管理高效率” 的管控模式。

1.3 SCADA 技术

天然气储存运输环节涉及长输管道、远程储罐、加压站等设施，分布范围广、环境复杂，传统现场巡检难以实现全面覆盖，SCADA（数据采集与监视控制系统）通过远程通信、数据采集技术，实现大范围设施的实时监测与远程控制。其核心功能是通过部署在现场的 RTU（远程终端单元）采集设备数据，经卫星、微波等通信方式传输至调度中心，实现 “无人值守、远程管控”。

二、电气自动化技术在天然气工业中的典型应用场景与价值

2.1 勘探开发环节

天然气勘探开发的核心是保障井口稳定生产，避免压力、流量波动引发安全事故，传统人工操作难以实现参数实时调节。电气自动化技术通过 PLC 与现场传感器联动，实现井口工况的精准控制与风险预警。具体而言，在钻井作业中，PLC 可监控钻井设备的转速、扭矩、钻井液液位，当扭矩超标或液位过低时，自动降低转速并触发报警，防止设备损坏或井喷风险；在井口生产中，PLC 连接压力、流量传感器，实时调节井口节流阀开度，稳定产气量与井口压力，避免压力骤升导致井口设备损坏；同时，SCADA 可将井口数据远程传输至勘探开发调度中心，管理人员无需现场值守即可实时掌握多口井的运行状态，当某口井出现压力异常、泄漏等问题时，远程切断井口阀门，缩短应急响应时间。

2.2 集输处理环节

天然气集输处理需将井口产出的含硫、含水天然气提纯为合格产品，涉及多工艺协同，传统人工监控难以应对参数动态变化，易导致产品质量不达标或能耗过高。电气自动化技术通过 DCS 实现全流程参数协同调节，优化工艺效率与产品质量。当脱硫剂浓度过低时，提醒操作人员补充，确保脱硫效果稳定；在脱水工艺中，DCS 监控脱水装置的温度、压力与天然气含水量，自动调节加热温度与压力，将天然气含水量控制在标准范围内，避免管道冻堵。

2.3 储存运输环节

天然气储存运输涉及储罐、长输管道等关键设施，需实时监控液位、压力、泄漏情况，传统现场巡检覆盖范围有限、响应滞后，易引发泄漏、爆炸等事故。在储罐储存中，SCADA 连接液位传感器、压力传感器、温度传感器，实时监测储罐运行状态，当液位达到上限时，自动关闭进料阀门；当压力过高时，开启泄压阀，避免储罐超压。在长输管道运输中，SCADA 通过沿线传感器实时采集压力、流量、温度数据，结合泄漏检测算法，识别管道微小泄漏。

三、电气自动化技术在天然气工业应用中的挑战与优化策略

3.1 挑战：老旧设备兼容难与系统协同弱

天然气工业部分老旧井口、集输站仍使用传统继电器控制设备，与新型 PLC、DCS 系统接口不兼容，需额外改造硬件，增加成本与施工难度；部分企业的 SCADA、DCS 系统分属不同供应商，数据格式与通信协议不统一，难以实现跨系统数据共享与协同控制，形成 “信息孤岛”，影响整体管控效率。

3.2 挑战：安全风险与运维能力不足

电气自动化系统依赖网络传输与软件控制，存在系统故障、网络攻击等安全风险，PLC 程序异常可能导致设备误动作，网络攻击可能篡改 SCADA 数据引发误判；天然气工业一线运维人员多熟悉传统设备操作，对 PLC 编程、DCS 调试、SCADA 维护等技术掌握不足，当系统出现故障时，难以快速定位与修复，影响生产连续性。

3.3 优化策略：推动设备改造与系统协同

针对设备兼容与系统协同问题，需分阶段推进设备升级与标准统一。制定老旧设备改造计划，优先对高风险、高能耗的井口、集输站设备进行自动化改造，加装 PLC 控制器与智能传感器，统一接口标准。建立企业级数据中台，规范 SCADA、DCS 系统的数据格式与通信协议，实现跨系统数据互通，将处理厂 DCS 数据与长输管道 SCADA 数据整合，形成全产业链生产视图，提升协同管控能力；选择兼容度高的设备与系统供应商，避免因技术壁垒导致的协同难题。

3.4 优化策略：强化安全防护与人才培养

针对安全与运维挑战，需构建 “技术防护 + 人才支撑” 的双重保障体系。技术层面，采用网络隔离、数据加密、冗余设计等措施，如将自动化系统与互联网物理隔离，防止网络攻击；对 PLC 程序、SCADA 数据进行加密存储，避免篡改；关键设备与系统采用双机冗余，当主系统故障时，备用系统自动切换，保障连续运行。人才层面，建立分层培训体系，针对一线运维人员开展 PLC 操作、故障诊断等实操培训，针对技术人员开展 DCS 编程、SCADA 系统优化等进阶培训。

结语

电气自动化技术凭借精准控制、实时监测、集中管理能力，正逐步改变天然气工业传统生产模式，从勘探开发的井口精准控制，到集输处理的全流程协同，再到储存运输的远程监控，全方位提升生产安全性、稳定性与效率，为天然气工业智能化升级奠定基础。尽管当前应用仍面临设备兼容、安全防护、人才短缺等挑战，但通过分阶段设备改造、系统协同优化、安全体系构建与人才培养，这些问题可逐步化解。

参考文献

[1]王志军.电气自动化技术在天然气工业中的应用[J].化工设计通讯,2020,46(06):209+211.

[2]郜聪.浅析电气自动化技术在天然气工业中的应用[J].信息记录材料,2019,20(10):65-67.DOI:10.16009/j.cnki.cn13-1295/tq.2019.10.042.