统筹区域12条油气长输管道（总里程890km）全生命周期完整性管理，覆盖检测评估、风险预控、缺陷修复及合规运营，对接国家管网及地方能源监管部门。

• 主导省级天然气主干线（260km，X70钢级）完整性提升项目，采用高精度ILI（智能清管内检测）+SCADA实时数据融合分析，识别出3处高风险金属损失缺陷（深度超壁厚20%）及5段应力集中区，提出‘局部补强+智能监测’修复方案，经18个月运行验证，泄漏预警响应时间从4小时缩短至15分钟，年度运维成本下降28%。
• 推动阴极保护系统智能化改造，针对沿海管段杂散电流干扰（峰值达1.2V）问题，部署分布式牺牲阳极+在线监测终端（每5km1台），结合CIPS（密间隔电位测试）数据动态调整保护电位，3个月内将保护覆盖率从82%提升至98%，土壤腐蚀速率由0.15mm/年降至0.06mm/年。
• 牵头搭建管道完整性管理数字平台（集成Pipeline Studio与GISSCO系统），打通检测、评估、修复数据链路，实现缺陷数据库动态更新（累计录入1200+条缺陷记录），支撑年度RBI（风险基础检验）评估效率提升40%，获省能源局‘智慧管网示范项目’认证。
• 应对新版《油气输送管道完整性管理规范》（GB 32167-2023）实施，组织编制企业级实施细则，完成12项制度修订及300+名运维人员培训，助力公司在省级合规检查中以97.6分位列第一。

负责西南区域3条成品油支线（总里程320km，含穿越喀斯特地貌段）完整性管理，聚焦腐蚀防控、第三方施工损伤预防及应急能力建设。

• 针对喀斯特地貌段管道（埋深1.2-3m）地质沉降风险，采用分布式光纤传感（DTS）+InSAR卫星遥感技术，建立地表形变监测网（精度±2mm），提前6个月预警2处沉降异常区（最大沉降速率8mm/月），协调实施管墩加固+注浆填充，避免了因沉降导致的焊缝开裂事故。
• 优化第三方施工防护体系，开发‘GIS地图+电子围栏’预警系统（集成北斗定位），将施工区域识别响应时间从30分钟压缩至5分钟，全年第三方损伤事件同比下降65%；同步编制《施工监护操作手册》，覆盖12类常见机械作业场景，团队监护失误率从15%降至2%。
• 主导编制管道本体失效数据库（含300+例历史缺陷数据），运用机器学习模型（随机森林算法）预测高风险管段，准确率达89%，指导年度检测资源精准投放，将有限检测预算利用率提升35%。
• 牵头完成2座输气站场工艺区管道全面检验，发现并修复2处环焊缝未熔合缺陷（长度120mm），依据API 579-1/ASME FFS-1标准评估，避免了因缺陷扩展导致的站场停输风险（预估直接经济损失超500万元）。

参与华中区域原油、天然气支线管道检测与评估，负责ILI数据解读、腐蚀机理分析及修复方案建议，支撑客户完成管道安全等级评定。

• 独立完成2条原油管道（合计180km，X60钢级）ILI数据后处理，识别出金属损失缺陷127处（其中深度＞15%壁厚的高风险点19处），结合PMFL（多相流模拟）分析腐蚀速率，提出‘优先修复高风险点+年度跟踪监测’策略，客户当年维修成本减少42万元。
• 针对山区管段（坡度＞30°）防腐层老化问题，采用PCM（管道电流测绘）+DCVG（直流电压梯度）联合检测，定位防腐层破损点43处，编制‘分段补口+阴极保护增强’修复方案，实施后3年内该管段腐蚀穿孔次数从年均3次降至0次。
• 协助建立缺陷评价体系，翻译并本地化应用NACE RP0102标准，优化缺陷尺寸测量误差（从±5mm提升至±2mm），相关成果被纳入公司检测报告模板，支撑客户通过壳牌、BP等外方业主的年度审计。
• 参与2起管道泄漏应急响应，运用SCADA历史曲线反演泄漏点（定位误差＜50m），配合完成开挖验证及应急封堵，最短修复时间记录从12小时缩短至6小时，获客户‘优秀协作单位’表彰。

长三角某地级市燃气输配管网智能化升级及韧性提升项目

• 长三角某地级市现有120公里燃气输配管网服役超20年，存在泄漏隐患频发（年均非计划停气5次）、调度依赖人工经验（响应时间超2小时）、运维成本高企等问题。项目核心目标是将管网泄漏检测准确率提升至95%以上、调度响应时间缩短30%、年运维成本下降10%，我作为项目负责人，统筹技术方案设计、跨部门团队协作及全生命周期落地。
• 项目面临三大难点：一是老旧管网缺乏完整历史数据，多源感知数据（压力、流量、温度）融合困难；二是传统SCADA系统调度算法无法适配管网动态负荷变化；三是燃气管道与市政设施交叉重叠，施工安全风险高。技术上，我采用GIS+BIM融合建模还原管网物理属性与运行状态，部署光纤光栅传感器（精度±0.1℃、±0.5m/s）实现分布式温度/应变实时采集，通过物联网平台打通感知层与平台层数据链路。
• 针对数据缺失问题，我牵头梳理近10年管网维修记录与压力流量日志，构建补全模型还原历史运行状态；为解决调度适配问题，设计“数据感知-模型预测-动态调度”架构，基于LSTM算法开发泄漏预测模型（输入压力波动、流量突变、环境湿度等8个特征），并将模型嵌入SCADA系统实现调度指令自动下发；针对施工安全，采用非开挖修复技术（CIPP翻转内衬）处理腐蚀管段，减少对市政交通的影响。
• 项目投运后，泄漏检测准确率从75%提升至98%，调度响应时间缩短至45分钟内，年减少非计划停气8次，运维成本下降15%（约240万元）；形成《城镇燃气输配管网智能化改造技术导则》，被公司列为同类项目标准模板，同时助力客户获评“省级燃气安全管理示范单位”。

粤西-珠三角天然气支干线互联互通工程技术方案设计与实施

• 广东省“天然气县县通”工程推进中，粤西支线（设计压力4MPa、年输气5亿立方米）与珠三角主干线（设计压力6MPa、年输气50亿立方米）需实现互联互通，解决粤西地区15亿立方米/年的用气缺口。项目核心目标是完成两线安全对接，提升年输气能力至20亿立方米，保障粤西工业与居民用气稳定性。我作为技术负责人，负责方案设计、施工技术协调及竣工验收。
• 项目挑战集中在三方面：一是两线压力等级差异大（4MPa vs 6MPa），需设计高效压力平衡方案；二是穿越珠江支流（水深8米）与丘陵地带，地质条件复杂易引发管道变形；三是支线采用X60管材、主干线采用X70管材，焊接兼容性存疑。技术上，我运用ANSYS进行管道应力分析，优化调压阀组参数；采用“定向钻+盾构”组合工艺穿越障碍物；通过X射线探伤（合格率100%）与超声波检测保证焊接质量。
• 针对压力匹配问题，我牵头编制《互联互通工程技术规范》，明确“调压+计量”一体化站场设计——设置2台DN300轴流式调压阀，将主干线6MPa压力平稳降至4.5MPa，匹配支线运行要求；为解决焊接兼容性，优化焊接工艺参数（预热温度150℃、层间温度≤200℃、焊丝选用ER50-6），并通过工艺评定验证接头性能。
• 项目提前2个月投产，年输气能力提升至20亿立方米，满足粤西3个地级市（湛江、茂名、阳江）的工业用气需求；项目获“广东省优质工程奖”，形成的《高压天然气管道互联互通技术规范》应用于公司后续3个同类项目，推动区域天然气网络协同效率提升25%。

支教时发现乡村小学因缺乏实验器材，科学课多停留在课本讲解。返校后联合实验室开发出百元级科学实验背包，内含20个基础实验器材。为确保可持续运营，设计配套视频课程与城乡结对系统，并培训132名大学生担任远程助教。项目覆盖9省47所学校后，学生科学兴趣评分提升35%。这段经历教会我用产品思维解决社会问题，当看到孩子们用自制望远镜发现土星光环时，我理解了教育的真谛是点燃可能性。