统筹公司5省12条在役油气管道（总长1800km）的全生命周期完整性管理，主导技术标准制定、风险管控体系优化及团队能力建设，支撑管道安全运行与降本增效目标。

• 牵头编制《企业级油气管道完整性管理规范（2025版）》，融合API 579-1/ASME FFS-1设备失效评估标准与国内GB/T 34085管道风险评价要求，新增高钢级管道（X80/X100）应力腐蚀开裂（SCC）专项检测条款，推动全公司管道检测覆盖率从92%提升至98%，年度第三方施工占压事故率同比下降35%。
• 搭建基于数字孪生的管道风险预警平台，集成光纤传感（DTS/DAS）、物联网（IoT）腐蚀监测及SCADA系统运行数据，开发机器学习模型预测高后果区（HCA）内管道剩余强度，将高风险段开挖验证频次从每季度1次优化至每半年1次，单次验证成本降低28万元，全年避免因误判导致的非计划停输事件7起。
• 主导省级天然气管网完整性管理试点项目，针对运行超15年的螺旋焊缝钢管（SAWL），创新采用电磁超声（EMAT）+ 相控阵超声（PAUT）复合检测技术，精准识别3处深度0.8-1.2mm的未熔合缺陷，避免传统射线检测漏检风险，该项目获集团技术创新奖并推广至3个兄弟单位。
• 组建12人完整性管理技术团队，制定“理论+实操+认证”培养计划，要求成员掌握ASME B31.8S完整性评价流程与PHAST泄漏扩散模拟软件，团队成员持证率（API 570/580）从40%提升至85%，支撑公司通过国家管网集团完整性管理二级达标评审。

负责华北区域3条输气干线（总长850km）及2座地下储气库外输管道的完整性管理，聚焦老旧管道风险防控、检测技术迭代及维修策略优化，保障区域能源供应安全。

• 主导完成2条运行20年以上的输气管道（材质L360）的全面完整性评价，应用ASME B31.8S标准开展内检测（ILI）数据智能分析，结合地质灾害（黄土湿陷区）专项调查，识别出5处高风险点（腐蚀速率＞0.3mm/a），制定“涂层修复+阴极保护强化”组合方案，实施后3年内预期减少腐蚀穿孔事故90%。
• 推动检测技术升级，引入超高清漏磁检测器（HD-MFL）替代传统MFL设备，将内壁缺陷（≤2mm）检出率从75%提升至92%，针对大落差（＞500m）管段增加加速度传感器，解决高速气流导致的信号失真问题，单次检测数据有效率从88%提升至95%。
• 建立管道本体缺陷数据库，收录近5年1200处修复点数据，通过统计分析发现“弯头与直管段过渡区”腐蚀速率较平均高40%，针对性加强该区域防腐层厚度（从1.8mm增至2.2mm）与阴极保护电位（-1.2V→-1.4V），2年内该类缺陷新增数量下降65%。
• 协同生产部门优化维检修计划，基于完整性评价结果调整清管周期（从12个月→9个月），清除管内积垢12吨，提升输气效率3%，年节约管输能耗成本约450万元。

承担西南地区输油管道（总长320km，介质原油）的日常完整性管理工作，涵盖数据管理、风险识别、检测实施及维修效果验证，保障管道长期安全运行。

• 搭建管道基础信息数据库，整合GIS空间数据（精度±0.5m）、设计参数（壁厚/材质/压力等级）及运行记录（流量/温度/压差），实现“一图展示”管道全属性，支撑风险评价时快速定位高后果区（穿越人口密集区/水源地），当年识别并整改隐患点11处。
• 主导实施管道内检测（ILI），选用漏磁+几何变形双功能检测器，发现23处金属损失（深度30%-50%壁厚）及5处椭圆度超标（＞2%），编制检测报告并提出“补口补伤+局部换管”维修方案，经验证修复后管道最大允许工作压力（MAOP）恢复至设计值的98%。
• 应对雨季地质灾害频发问题，采用InSAR卫星遥感监测管道沿线地表形变（精度±2mm/yr），圈定3处滑坡风险段，提前实施抗滑桩加固（深度15m）与截排水工程，当年汛期未发生因水土流失导致的管道悬空或断裂事故。
• 参与编写《输油管道腐蚀控制技术手册》，总结阴极保护电位分布规律（-0.85V→-1.05V最佳区间）与涂层修复工艺（环氧粉末+玻璃布缠绕），被纳入公司标准化作业文件，推广后同类管道腐蚀速率平均下降0.15mm/a。

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%。

• 大二观察到毕业生离校时大量教材被废弃，而新生购书支出占生活费12%，便发起校园书籍教材循环计划。为解决传统二手书交易效率低的问题，我们开发微信小程序实现扫码估价、预约取件功能，并说服快递中心以成本价承接物流。
• 通过建立翻新消毒标准打消卫生顾虑，项目年流通教材1.2万册，累计为同学节省书费38万元。这段经历让我从商业小白成长为能设计闭环模式的实践者，项目不仅获省级创业金奖，更被纳入学校官方服务体系延续至今。