统筹华南区域5条油气长输管道（总长820km）全生命周期完整性管理，主导检测评估、风险防控及修复方案落地，推动数字化平台与行业标准融合，确保管道运行风险可控率≥99.5%，合规性100%满足PHMSA及GB/T 34095要求。

• 主导某天然气主干线（260km，X65钢级）内检测与缺陷闭环管理，采用GE Pulsar 3D ILI设备获取12万组管壁缺陷数据，结合GIS空间分析与RBI（基于风险的检验）模型，识别出32处Ⅲ级以上腐蚀缺陷及2处应力集中区；协调团队制定‘复合材料补强+局部换管’组合修复方案，将管道剩余强度从设计压力的78%提升至92%，年度非计划停输次数同比下降35%。
• 牵头搭建管道完整性数字孪生平台，集成内检测、外检测（DCVG/PCM）、阴极保护（CPS）及环境监测数据，开发腐蚀速率预测算法（基于机器学习与土壤电阻率动态修正），实现高风险管段预警提前期从7天延长至21天，隐患处置效率提升40%。
• 应对第三方施工频发问题，创新‘光纤传感+AI视觉’双轨监控体系：部署分布式光纤振动监测系统（精度±1m）覆盖高后果区，结合无人机巡检+智能摄像头（AI识别准确率92%）实时拦截违规机械作业；任职期间成功阻断15起占压/开挖风险事件，避免直接经济损失超800万元。
• 主导编制《华南区油气管道完整性管理标准化手册》，提炼‘检测-评估-修复-验证’四阶段28项操作规范，推动公司通过API Spec 580/581体系认证，成为区域内首个获此认证的管网运营企业。

负责西南区域3条原油/成品油管道（总长450km）完整性检测与风险评估，支撑腐蚀防控、缺陷修复及应急管理，目标将管道失效概率（Pf）从2.1×10⁻⁴/年降至1.2×10⁻⁴/年。

• 独立完成某成品油管道（180km，L415钢级）外腐蚀直接评估（ECDA），采用PCM电流衰减法+ACVG密间隔电位测试定位防腐层破损点137处，结合土壤理化分析（pH值、Cl⁻浓度）划分4类腐蚀环境区；提出‘加强级防腐+牺牲阳极补充’改造方案，实施后管道平均腐蚀速率从0.15mm/年降至0.09mm/年，达到NACE RP0169标准要求。
• 构建管道风险评价指标体系，整合历史泄漏数据、地质灾害点（滑坡/塌陷8处）、人口密集区分布等12类参数，运用PHAST软件模拟泄漏扩散场景，识别出7处高风险管段；推动业主投入2300万元实施地质灾害治理（抗滑桩+截排水）及人口密集区增设警示标识，项目实施后区域风险指数（IR）从42降至28（满分100）。
• 参与新建天然气支线管道（80km，X70钢级）初始完整性档案建立，核对焊接检测（RT/UT合格率99.8%）、防腐层检测（DCVG电位梯度≤100mV）等关键数据，开发基于BIM的管道属性数据库，实现管材、焊缝、阴极保护站等信息的快速查询，为后期运维节省数据检索时间60%。

协助完成油气新建管道工程验收及初期运维，参与完整性基础数据采集与分析，支撑后续完整性管理落地。

• 全程参与某原油管道（120km，API 5L X52）投产前验收，核对3200道焊缝的无损检测（RT/UT）报告、防腐层（3PE）厚度检测（平均值≥2.9mm）数据，发现并整改焊缝气孔缺陷17处、防腐层漏点9处，确保管道初始完整性达标率100%，一次性通过特种设备检验机构验收。
• 协助开展管道沿线地质灾害调查，使用无人机航测（分辨率0.05m）+地质雷达（探测深度15m）识别滑坡体3处、岩堆堆积区2处；编制《地质灾害对管道影响分析报告》，提出‘削坡减载+挡土墙’治理建议，被业主采纳后降低地质灾害导致管道断裂的风险概率约45%。
• 负责管道阴极保护系统初期调试，安装测试桩45根，测量保护电位（-1.05V～-1.2V CSE）及电流分布，调整恒电位仪输出参数3次，确保全线保护率达98%，满足GB/T 21448-2017要求。

长三角区域天然气管道互联互通及智能调度系统升级项目

• 长三角地区天然气年需求增速超8%，但跨区管网存在管径不匹配（1.6MPa支线与2.5MPa主干网衔接不畅）、数据孤岛（12家沿线燃气公司SCADA/GIS系统互不联通）、调度响应滞后（人工干预需4小时以上）三大痛点，项目目标是打通3条跨区管网瓶颈、构建“实时感知-精准预测-动态调度”智能系统，我作为技术负责人牵头从管网适配到系统落地的全流程设计。
• 核心难点一是不同管网的输送标准冲突，需在不更换主干网的前提下实现支线安全接入；二是传统调度依赖经验，无法应对工业用户突发增负荷（如化工园区冬季供暖季用气激增30%）的动态需求。针对前者，采用ASME B31.8《输气管道系统》标准，通过加装可调式减压撬和流量平衡阀解决压力适配问题；针对后者，引入Apache Kafka搭建数据中台，整合10万+条历史负荷、气象、管网压力数据，构建LSTM神经网络负荷预测模型。
• 我牵头组织12家燃气公司开展3轮参数对齐会议，制定《跨区管网接口技术规范》，解决了17处管径/压力不匹配点；带领算法团队对比传统线性规划与LSTM模型的预测精度，最终选择后者并将短期负荷预测误差从12%降至3%；同步设计“压力-流量双闭环”调度逻辑，实现主干网压力波动控制在±0.1MPa以内。
• 项目投运后，长三角跨区天然气管道输配效率提升25%，调度响应时间从4小时缩短至30分钟，年减少输气损耗1.2亿立方米（相当于减少标煤消耗16.8万吨、CO₂排放24万吨）。项目被国家能源局列为“长三角能源一体化发展”示范案例，我个人主导的技术方案被纳入《城镇燃气智能调度系统技术导则》征求意见稿。

粤港澳大湾区分布式能源站联网输配及市场化交易体系建设项目

• 粤港澳大湾区分布式光伏、燃气发电站达500+座，但普遍存在“自发自用、余电闲置”问题（平均利用率仅60%），且因电网接入标准不兼容无法实现跨站余电共享。项目目标是构建“分布式能源站联网输配网络”+“点对点市场化交易平台”，推动分布式能源规模化消纳，我作为负责人统筹基础设施规划与交易机制设计。
• 核心难点一是分布式能源出力波动大（光伏受云层遮挡功率骤降50%以上，燃气发电受用户负荷影响峰谷差达40%），传统电网难以承接；二是缺乏支持分布式主体直接交易的机制，余电无法高效流转。针对前者，采用IEEE 1547-2018《分布式能源与电网互联标准》，为10座试点能源站加装储能变流器（PCS）和动态无功补偿装置，平抑出力波动；针对后者，基于区块链技术设计分布式账本，实现交易信息实时上链、不可篡改，同时构建“边际成本+需求响应”定价模型，引导用户错峰用能。
• 我带队调研20个分布式能源站，设计“主干网（110kV）+微网（380V）”联网架构，实现10座能源站的电力双向流动；带领产品团队开发区块链交易平台，支持能源站与工商业用户直接挂单交易；通过100+场景测试（如夏季光伏过剩时向数据中心售电、冬季燃气发电余热向园区供热），优化调度策略以提升系统灵活性。
• 项目投运后，试点分布式能源站利用率从60%提升至85%，年新增消纳电量1.8亿千瓦时，相当于减少分布式能源站弃能损失3600万元；交易平台累计完成500+笔点对点交易，交易成本较传统电网购电降低30%。项目入选“广东省能源转型典型案例”，我主导的交易机制被借鉴到后续全省分布式能源市场化改革中。

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。