统筹区域天然气主干网（总长890km，设计压力10MPa）全生命周期完整性管理，主导风险评价、缺陷修复方案制定、智能监测体系搭建及合规性管理，目标实现管道零非计划停输与年运维成本下降15%。

• 主导某省级天然气干线（XG-12）完整性管理提升项目，采用ILS（内检测服务）与ECDA（外腐蚀直接评估）组合技术完成全管道缺陷筛查，识别金属损失缺陷点73处、应力腐蚀裂纹（SCC）疑似点11处；结合API 579-1/ASME FFS-1标准完成剩余强度评价（RSE），制定分级修复策略，优先处理高风险缺陷（剩余强度＜80%），推动6个月内完成补口修复与裂纹打磨，当年管道非计划停输次数从3次降至0次。
• 构建基于风险的维修（RBI）与基于状态的维修（CBM）融合体系，引入贝叶斯网络模型整合历史失效数据、环境参数（土壤电阻率、pH值）及运行压力波动数据，将传统固定周期检测调整为动态风险导向检测，关键管段检测周期从5年缩短至3年，一般管段延长至7年，年检测成本降低22%。
• 优化腐蚀监测网络，部署分布式光纤传感（DTS）系统覆盖高含硫段（H2S含量＞5%），结合在线电感探针（LPR）与超声波测厚仪，实现腐蚀速率实时监测；通过机器学习算法（LSTM）建立腐蚀预测模型，提前3个月预警局部腐蚀加速区域，指导缓蚀剂注入量从80L/h精准调控至55L/h，全年管道平均腐蚀速率由0.12mm/年降至0.065mm/年。
• 牵头解决第三方施工破坏难题，整合GIS地理信息系统与物联网传感器（振动监测终端），建立施工占压风险预警平台；联合属地城管部门开展‘管道保护进社区’培训，全年识别违规施工行为27起，同比减少65%，因第三方破坏导致的泄漏事件清零。

负责西北区域原油长输管道（总长560km，输送介质含硫量1.8%）完整性管理执行，聚焦内检测数据分析、缺陷修复跟踪及阴极保护系统优化，支撑管道长期安全运行。

• 独立完成某原油管道（YQ-07）内检测数据深度解读，使用Tuboscope软件分析金属损失特征（沟槽、凹坑），结合漏磁（MFL）与超声波（UT）数据交叉验证，定位直径＞管道壁厚10%的高风险缺陷19处；编制修复方案时引入有限元模拟（ANSYS），验证补板焊接对管道强度的影响，确保修复后最大环向应力低于许用应力，修复方案一次性通过业主评审。
• 参与制定年度完整性管理计划，基于风险矩阵（后果严重性×发生概率）将管道划分为5个风险等级，针对性调整检测比例（高风险段100%全覆盖，低风险段抽检30%）；推动业主将年度检测预算从800万元优化至650万元，同时关键风险点覆盖率提升至98%。
• 优化阴极保护系统，针对部分管段保护电位（-0.85V CSE）不达标问题，采用DCVG（直流电压梯度）与CIPS（密间隔电位测试）技术定位绝缘接头失效点5处、牺牲阳极消耗殆尽点8处；更换高效镁合金牺牲阳极并调整接地电阻，使保护电位达标率从78%提升至95%，减缓了管道外腐蚀速率。
• 协助编制《管道完整性管理年度报告》，严格对标API 580/581标准，完善数据台账（含管道材质、焊缝信息、检测记录等12类字段）；通过集团安全审计时，因数据完整性与分析深度获专项表扬，成为区域标杆案例。

支撑油气管道基础数据管理与基础研究，参与腐蚀机理实验、检测技术对比分析及标准制修订，为工程应用提供理论依据。

• 搭建管道基础信息GIS数据库，整合12条在役管道的材质（X65/X70钢）、焊缝类型（自动焊/手工焊）、周边环境（人口密度、地质类型）等2000+字段数据，实现空间位置与属性信息的双向查询，数据调取效率提升40%，支撑后续风险评估的精准性。
• 参与‘高含硫气田集输管道内腐蚀机理’课题，设计模拟实验回路，控制H2S分压（0.3-1.2MPa）、温度（40-80℃）、流速（0.5-2.0m/s）变量，通过扫描电镜（SEM）观察腐蚀产物膜形貌，发现FeS膜在流速＞1.5m/s时易脱落导致局部腐蚀加速，研究成果发表于《油气储运》期刊，为缓蚀剂选型提供理论支持。
• 对比分析3种主流内检测技术（MFL、UT、EMAT）的适用性，针对小口径（DN300）、高弯头（曲率半径＜10D）管段，提出‘MFL+EMAT联合检测’方案，解决传统MFL对裂纹检出率低的问题，在试点管道中裂纹检出率从62%提升至89%。
• 协助修订企业《管道完整性管理程序文件》，补充‘智能监测数据接入规范’‘第三方施工应急响应流程’等章节，推动管理要求与行业最新标准（GB/T 34085-2017）接轨，文件发布后被集团列为二级单位执行模板。

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。