张鹏

中石油中亚天然气管道有限公司

随着中国经济社会快速发展，全社会能源消费的低碳化趋势日益明显，天然气作为一种清洁能源对改变能源消费结构、推动经济转型具有重要作用。我国相继建设了陕京天然气管道、涩宁兰天然气管道、忠武天然气管道和西气东输天然气管道、中缅天然气管道、中亚天然气管道等重点工程，天然气骨干管网和部分区域性管网基本形成。借鉴国外天然气管道在调控运行、维护、抢修等方面的先进管理经验，提高国内天然气管道的技术和管理水平，对保障国家能源安全至关重要。

1 我国天然气管网现状

以2004年西气东输一线和2010年西气东输二线投产为标志，我国天然气产业步入了发展快车道。截至2015年底，全国天然气表观消费量达到1832亿方，一次能源消费占比超过5.7%，已建成天然气管道超过9万公里，占油气管道总量的63.3%，逐渐形成连贯东西、覆盖南北、联通全国、连接海外的输气管网格局，实现了储气库、LNG接收站、主干管道的联通。天然气管网的形成极大的促进了国民经济的发展。

国内天然气管道行业经过多年的发展，积累了丰富的工程建设和运行管理经验，但在管理理念、标准体系、设计深度、标准执行等方面，同欧美先进管道相比还存在一定差距。控制水平、SCADA系统、安全可靠性、设备选型与维护、压缩机组管理水平还有待进一步提升。

1.1 控制水平方面

在 操 作 方 面 ，国外先进管道自20世纪90年年代已逐步实现了站场的无人化和集中调控。无人站场通过仿真软件模拟计算结果，对压缩机站场进行以出（进）站压力为控制点，以进（出）站压力和出站温度为保护点的自动控制。对计量站实行流量控制为主、压力控制为辅，对线路阀室实现了远程的开关操作控制。通过全线的自动压力控制，实现管存控制和能耗优化，达到有效控制管输成本的目的。相比之下，国内还基本停留在调控中心指挥，站场就地操作为主的状态。

在维护方面，国外先进管道普遍采用区域维护中心的维护模式，一个区域维护中心配置15～18名维护人员，负责400公里左右的管道和站场运行维护。压气站的日常的巡查和维护工作仅由少量人员执行，周末和夜间完全实现无人化。而国内的大部分站场不仅安排有调度人员7×24小时值班，还配备维护保养人员，同时还有区域维抢修中心和维抢修队人员24小时值班待命，人工成本较国外高出很多。

在辅助系统及ESD系统方面，国外站场的辅助系统比较简单且自动化程度较高。国内站场因为要维持人员的长期生活需要，配置齐全，且对于空压机、水处理与循环、消防辅助系统设计，通常以就地控制为主， SCADA系统仅进行远程监视，很多的流程切换和启停都需要现场操作。其实，上述设备厂家都自带PLC控制系统和本地控制面板，要求厂家按照“就地/远程”模式设计进行设备控制逻辑编制，并预留远程控制命令接口即可。对于孤岛式供配电系统设计，负荷波动的功率需求通常以人为判断来控制发电机组启停数量，在一定程度降低了站场自动化控制水平。通过对供配电系统控制逻辑优化，增加发电机组预判断功能逻辑，可实现孤岛式电站根据负荷波动自动合理地调整发电机组运行。此外，国内管段部分站场的ESD系统控制逻辑分级划分没有统一标准，各管道ESD保护逻辑设计因设计理念不同、具体设计人员对概念理解程度不同，在同一条管道不同时期投产站场安全仪表设置、 ESD保护逻辑设计上也存在很多差异。如出口压力过高是应该紧急停车还是机组进入怠速状态，出口温度超高是否应触发ESD保护，以及ESD系统分级及其各级别触发条件，都应进行严谨的论证和统一标准。

以上问题的存在，导致我国管道整体的安全、可靠性较国外管道存在很大的差距，更由于高昂的人力成本，在百公里人员数量、人力成本支出等效率指标上的差距更大。虽然我国管道自动化系统硬件与国外管道水平相近，自动化系统的施工技术水平也能够满足要求，但在设计理念、设计水平、技术标准理解和贯彻深度、设计评估方法、系统的优化和整合、建设过程的组织和管理等方面还存在较大差距。例如：国外Enbridge管道在其《操作指导原则》等文件中明确指出，站场按照无人站设计，调控中心通过SCADA系统对站场进行远程控制。 Q/SY202-2007《天然气管道运行于控制原则》，基本架构参考了Enbirdege公司《操作指导原则》。我国近期建设的管道，遵循“有人值守，无人操作，远程控制”的原则，但对于远程控制理念的理解存在争议，目前多数站场控制水平普遍处于远程单体控制的阶段，机组启停和站启动关闭、流程切换等常用流程操作，还依赖站场人员就地操作或调度中心人员远程单体控制。而实现了无人站的管道调控中心，上述操作通常通过连锁逻辑自动完成或调度人员以“一键式”命令自动执行。参数调整和日常切换的自动化不仅提高了管道运行效率，而且安全稳定性较人工操作优势更为明显。

1.2 SCADA系统方面

SCADA系统标准主要有IEC、 IEEE和API相关标准。 IEC60870-5系列标准在上世纪90年代颁布，主要规定了RTU与智能仪表通信的一系列规约。 IEC60870-5系列标准主要用来规范SCADA系统控制中心的通信。 2005年IEC通过了61850系列标准，这一系列规约主要用来规范电力系统的自动化设计，是当今最完善的自动化远控通信规约，但在长输管道领域该规约的推广执行程度还远远不够。随着安全仪表理念推广，安全仪表系统已成为SCADA系统不可或缺的部分，因此IEC-61508,61511标准已得到应用并转化为GB20438，GB21109。 IEEE在2008年更新发布了C37.1-2007标准《 SCADA系统和自动化系统设计》，该标准也是基于电力系统，但对于指导设计管道SCADA系统也具有重要意义。 API代表国内石油行业的先进标准，其涉及SCADA系统的标准共有4个，即API1164-2009《管道SCADA系统安全》、APIRP1113-2007《管道监控中心设计与开发》、APIRP1165-2007《管道SCADA系统界面显示推荐做法》和APIRP1130《液体管道计算机监控系统》。此外， ANSI Z53.1同实体危害标志的安全颜色代码（由 NEMA Z535.1 转化）和ISA5.5-过程显示的图示符号的标准，也是SCADA系统HMI开发的重要标准。国内与SCADA系统相关的标准，主要是SY/T6069、 SY/T0090、 SH/T3018、 SH/T3521、 SY/T4025等自动化仪表设计施工相关规范。但是对于SCADA系统HMI布局、报警功能划分、数据完备性要求、 SCADA系统运行维护、与管道同步投产要求、管道干线截断阀门功能设置等方面的标准，还是以各公司内部标准体系为主，与国外先进管道公司SCADA系统标准相比还相对薄弱，全面性欠缺。

1.3 安全可靠性方面

1.3.1 管道投产内检测问题

在管道投产内检测方面，中外标准存在较大的差异性。我国《油气输送管道完整性管理规范》（ GB32167-2015）规定，新建管道在投用后3年完成完整性评价，《石油天然气管道安全规程》（ SY 6186-2007）规定新建管道应在投产后3年内进行首次检测，以后根据检验报告和管道安全运行状况确定检验周期。美国《 2002年管道安全改进法》（ H.R.3609）要求所有管道都必须每7年检测一次。哈萨克斯坦对于运行期的管道内检测没有明确规定，但规定输气管道投产前应进行内检测，并将内检测结果作为管道工程验收依据。中亚管道哈国段在执行此标准时发现，虽然投产前开展内检测工作存在一些困难和风险，如输气压力、杂质等，但通过检测不仅可以判断管道的施工质量，而且能够全面发现管道的缺陷，也便于在施工末期就能够较快解决。因此，建议国内天然气管道参考哈国的标准，采用投产初期、验收前的管道内检测标准。

1.3.2 投产期间管道含水及杂质问题

国内天然气管道投产初期曾多次发生严重的天然气水合物造成管道“冰堵”，给管道尤其是冬季运行生产带来了极大困扰。根据ASME31.8 《输气和配气管道系统》中第841.42条和《输气管道工程设计规范》 GB 50251--2003中第10.3.1 条对输气管道干燥的要求，欧美国家和我国都在执行，且取得了良好效果。《工业金属管道施工及验收规范》（ GB 2050235-1997）、《油气长输管道工程施工及验收规范》（ GB50369-2006）对干燥剂干燥（甲醇、乙二醇、三甘醇），流动气体干燥（干燥空气法、氮气法），真空干燥法都有详细描述和要求，对于干燥后的检验，也有详细规定。究其原因，是由于投产安排原因或者施工监理不到位，使得施工工程中对于标准执行不严，管道往往没有干燥或者干燥不彻底就投产，给后续的运行带来了较大影响。

1.3.3 设计能力偏差问题

国内天然气管道由于设计参数（初勘资料）取值等问题，造成管道及设备的实际能力与设计能力存在偏差，大部分情况下会对影响管道与设备的能力造成负面影响。

设计阶段温度取值偏低问题引起部分压气站夏季出站温度较高，导致原设计空冷器能力不足，无法满足设计出站温度的要求，进而引起下一个压气站进站温度过高的恶性连锁反映。高温问题造成输气效率低下、机组需求功增加，甚至产生压缩机组进入T3、 T48、 T455等控制模式而无法提速的运行瓶颈。

压气站进站压力设计值偏高问题，造成在实际运行时，由于气源供气压力等问题无法达到该设计值，从而导致出站压力无法达到设计值，造成下一站进站压力亦偏低，产生压缩功增大，出站温度升高等问题。在中外天然气管道设计标准中，均有关于设计基础参数选择及相关水力计算的要求，但由于标准执行不到位，设计单位在天然气管道系统的设计中，出现采用错误或不恰当的基础数据而导致设计结果出现偏差。

1.3.4 旁通管线设计问题

国内天然气管道跨接线及干线阶段阀室设置的旁通管线及旁通阀门存在尺寸偏小问题。如某管道干线DN800跨接线主阀旁通采用DN50阀门，开启后两端压力并无明显变化，无法起到在线平压的作用。 DN1000干线截断阀室和DN1219进出站管线的旁通设置为DN300，可在90%管道负荷下发现，全开所有旁通阀后，经过长时间的平压，阀室上下游仍存在0.5～0.8MPa的压差，此时未达到干线阀低压差的开启条件。究其原因，主要由于旁通阀组中的节流截止放空阀通径不足，致使DN300的旁通管线只能起到DN200的效果。《输气管道工程设计规范》（ GB50251-2015）并无旁通阀的设计要求，故该问题的发生属于标准缺失造成。应完善此标准关于旁通阀的内容，并在管道设计时，进行此类事件的模拟仿真，观察并验证设计的合理性。

1.4 设备选型与维护方面

1.4.1 设备多样性问题

国内天然气管道安装的设备种类多、厂家多、数量大，由于在设计采购期间的选型标准不一致，导致现场使用的同类设备有多个厂家供货，同类设备的结构原理及相关技术要求存在一定差异，同一厂家设备不同批次产品标准不一致。设备选型的多样性和设备设施标准不统一，导致设备管理、备件采购、售后服务、外委服务难度加大，大批量储备备件造成库存资金偏高，周转率降低，周转周期变长，直接增加了设备管理的成本。目前天然气与管道分公司对于站场工艺系统设计和各类设备采购的技术标准已制定规范性标准文件（ CDP），主要项目在建设期的设备采购中均使用这套文件。但是CDP文件规定的标准均为指导性和原则性要求，执行起来存在一定的差异性，现行的企业技术标准不能完全指导设备选型，无法全面提出管道设备选型的具体需求。

1.4.2 设备选型问题

国内空压机选型问题，在夏季温度过高的现场若采用含油机，则其冷却器的换热效率降低，造成压缩空气中油含量超高，会导致大量油滴在各类正压通风控制柜内、气动执行机构仪表气管路内凝结。控制柜内的油雾对各类控制模块、电子元件寿命及安全产生很大影响。而且含油机与无油机相较，虽然采购成本较低，是无油机成本的一半（以阿特拉斯为例，含有机32万，无油机60万），但后期维护工作量较大，维护费用成本远高于无油机（含油机20000h内保养大修费用合计15万，无油机全生命周期免维护，只需视情况更换油滤、汽滤，20000h内维护费用不到3万），根据《 ISO 8573-1ed 2010压缩空气》对压缩空气等级的评定，含油机的压缩空气含油量能达到0.01㎎/m3，为Class1级,能实现技术性无油，但仍会对电子元件产生严重影响，且在《 HG/T20510-2000仪表供气设计规定》 2.0.4规定：在仪表气源装置设计中，宜选用无油润滑式空压机，但这只是推荐条款，不是强制推行。因此，尽管标准对于压缩空气有明确的要求，但在执行中因为标准执行不到位，未能考虑含油机的不可靠性，导致在天然气管道设计期间大量采用含油机而造成实际的问题。针对压气站所用压缩空气对无油及空气质量的更高要求，应该建立压气站空压机选型标准，明确采用无油机，压缩空气的品质要达到Class0级。

国内管道部分站场发电机功率选型过大，需要开启假负载方可运行，致使假负载成为压气站的“标配”。针对压缩机选型问题，我国部分站场的压缩机因为选型过大或过小，导致在非设计输量台阶下压缩机效率偏低。这两种情况无疑造成了管道自耗的增加，其原因均为设备选型不合理导致的运行效率低下。本文认为，设计初期需确认站场的用电负荷，并合理选择发电机功率。在无法确定用电负荷和管道输气台阶时，可配置大小压缩机组和大小发电机组以解决此问题。若合理配置大小机组，不仅能使正常生产变得更加稳定、高效，还能节约设备采购费用。但是《输气管道工程设计规范》（ GB50251-2015）中并未明确，且在实际设计过程中出现的用电负荷评估不准确的现象，又可理解为对标准执行不到位。应进一步完善标准内容，并进行设计回访，确认典型管道和压气站的用电负荷和数量台阶。

1.4.3 设备维护问题

国内天然气管道尚无相关标准对关键设备提出预防性维修的要求，致使大量的维修都发生在设备故障状态下，导致设备可靠性较低、维护成本偏高。如压缩机的干气密封预防性维护问题，根据美国API614-2008《专用润滑、轴密封和控制油系统规定》，动设备（包含轴流式）机械密封连续工作满足5年后应进行维修；我国机械行业标准JB11289-2012 规定，干气密封使用2年后应进行维修。根据干气密封厂家BURGEMAN技术手册要求，运行5年后需要对主要密封部件进行维修。国内管道管理由于标准执行不到位，大部分都是采用事后更换，未对干气密封采用预防性维护而造成系统损坏。干气密封整体购买价格是维修价格的10倍，若其损坏不仅会造成巨大经济损失，同时也降低了机组的可靠性与可用率稳定性。目前西气东输、中亚管道等公司已经推行在机组中修时对干气密封进行预防性维护。

1.5 压缩机组方面

1.5.1 压缩机组测试不规范问题

国内天然气管道在机组投产前测试阶段，存在测试项目不全、测试内容和测试顺序不规范等情况，导致压缩机性能曲线未标定，出厂性能曲线与实际偏差较大，甚至部分压缩机组不具备负荷分配功能。产生上述问题的原因有两点，其一是标准全面性的问题，国际主流压缩机组标准API617、API616、 API614、 API670只是规定了机组出厂时应进行的测试规范，并没有规定机组在现场安装后应进行的投产测试。现场机组投产测试大多根据厂家内部资料进行，业主方对其约束力有限。 2015年8月，管道建设项目经理部联合工程建设公司、西气东输、西部管道以及北京管道公司发布了《天然气管道压缩机组技术规范》（ Q/SY 1774.1-2015），对压缩机组现场安装、单体调试完成后应进行的测试进行规范，这其中包含机组24小时机械运转测试、实际喘振线测试、机组近似性能测试、 72小时负荷测试、机组切换和负荷分配测试的要求。其中机组72小时测试应进行性能测试与压力控制测试。其二是标准执行不严格，根据API RP11PGT成套式燃汽涡轮机要求，生产商提供的相关技术资料的准确性应至少满足机组投产运行5年的需求。但实际生产运行中，压缩机组出厂性能曲线与实际偏差较大，对模拟仿真精度及优化运行效果造成较大影响。为解决上述问题，企业应根据现场的实际需求，不断完善内部标准，加强对标准执行的管理，在相关合同和承包商管理规定中明确标准执行要求及相应惩罚措施并有效监督执行。

1.5.2 压缩机组数据远传问题

天然气管道压缩机组具有分布广泛、数量众多的特点，机组运行维护采用人工现场监护，费时费力，成本高。事后故障排查滞后，给用户带来不便和经济损失。 2015年北京管道、西气东输、西部管道、西南管道公司等将近百余台压缩机组通过中石油光通信网络将运行数据统一上传至位于河北廊坊的中国石油压缩机组维检修中心统一监控平台，实现了压缩机组的远程监控与诊断。中亚天然气管道公司也通过与GE公司CSA合同的方式，搭建了RM&D监控平台，实现了压缩机组的远程监控与诊断。目前国内大多数管道公司的机组远程监控与诊断均是通过后期改造实现的，不利于公司信息化的统一规划，也造成了资金浪费。世界先进水平管道的机组远程监控大多是同站场机组投产同步进行的。根据ISO 3977-3 2008燃气轮机采购设计要求6.14中的规定，成套商应按照业主要求，提供利用远程通信的支持服务，以利用专家诊断知识，帮助识别燃机以及控制系统故障。目前我国大部分管道，由于前期运行理念不足及对标准执行不到位，未购买厂家的远程支持服务，厂家技术支持采取长服、开口合同等形式获得，导致现场机组运行数据形成孤岛，未实现远程监测和诊断，造成了资源浪费。

2 我国天然气管道与世界先进水平的差距分析

针对以上差距和问题，本文着重从“理念差距”和“标准差距”两方面进行具体分析：

2.1 理念差距

世界先进水平管道的核心理念是“安全、可靠/有效、效率”。“安全”是指必须遵循人员保护、环境保护、资产保护的顺序；“可靠/有效”是指通过对系统和工艺的改进，提高管道系统正常运行时间，提高系统有效性和可靠性；“效率”是指在设计、运行维护过程中应注重提高管道运行效率。国内管道在自动化系统硬件方面与国外管道水平相近，但在控制水平上仅处于远程单体设备操作阶段，无法通过连锁逻辑实现无人操作，这表明管道管理理念仍处于以人为主、自控为辅的阶段，对自控水平缺乏信心进而更加倾向于人为操作，无疑增大了人员安全的风险，也大大降低了设备设施的安全可靠性及运行效率，增加了运行成本。国内采用的部分压缩机机组不具备单独的燃料气和工艺气计量，无法精确地监控机组运行效率及能耗，这也体现了“效率”理念的差距。

2.2 标准差距

和国外先进标准相比较，国内标准在“先进性、全面性、系统性、实用性”方面也存在一定差距，标准缺失、内容不完善、操作性差等问题较为突出。

在标准体系制定方面，行政规章和文件干预标准的执行和落实，导致标准缺乏实用性、权威性和稳定性；采用国际先进标准的比例偏低，参与国际标准化工作的力度不够。而欧美国家油气管道标准体系属于自愿性标准体系，包括国家标准、行业标准和企业标准。从各行业、专业学会中选择较成熟的、对全国具有普遍重要意义的标准，经审核后上升为国家标准，具有较高的“全面性”和“系统性”。在美国推行民间标准优先的政策，由标准协会组织、政府部门、生产者、用户、消费者和学者参与协商，共同制定标准，因此制定出的标准具有较高的“先进性”和“实用性”。建立了现代化的标准服务体系，利用高新技术和现代网络使标准信息能够及时、准确、有效地传播给用户，标准出版、发行培训、咨询、服务一体化，实行全方位、系统化的服务。

在标准执行方面，国内普遍存在“重经验、轻标准”，未能严格执行标准的要求。比如压缩机组投产前测试阶段存在的测试内容及顺序不全、不规范，压缩机辅助设施维修、检定不及时等问题，都暴露了对待标准执行的粗放和随意。欧美国家油气管道行业有完善的执法体系，对项目标准执行有严格的监控程序，同时员工有较强的标准执行意识。

3 我国天然气管道未来发展方向

通过以上分析，未来国内天然气管道应努力提高“操作、维护、抢修、信息化”四个方面的现代化水平。

3.1 提高自动化操作水平

3.1.1 操作方面

（ 1）实现由调控中心统一对站场进行操作。将站场作为统一的单元，由调控中心远程设定在具体控制模式下（进站压力、出站压力、流量）的控制值，压气站内部系统在设备可靠的前提下通过连锁逻辑实现自动切换。

（ 2）各子系统的运行数据实现有机整合。以规范的模式在SCADA系统HMI界面中体现，全面有效地展示现场各系统运行情况，为调控中心人员对现场设备的运行情况及操作提供支持。

（ 3）实现SCADA、 PIS、 EAM系统有机融合。调控中心人员对现场设备的运行状态有效掌控，设备维修及维护工作单自动流转。

（ 4）实现压气站及管道运行的可视化、数字化，通过开发智能化的运行分析模块将管道运行状态以量化的数据信息呈现于调控中心，并辅以智能报警功能，便于调度人员及时有效地掌握管道运行状态，提高远程控制的可靠性。

3.1.2 优化运行方面

（ 1）运用在线模拟仿真系统对全线水力系统进行时时测算，通过与SCADA系统数据联通，保证模拟仿真数据时时更新，并以安全、优化控制指标为边界条件开发在线仿真系统智能预测计算模块，实现对未来管道运行工况变化的瞬态预测及最优调整方案的智能计算，保证调控中心控制参数（进站压力、出站压力、流量）实时优化，能耗指标时时受控。

（ 2）在压力控制模式下全线机组负荷自动调整，进而实现最优管存量和最优管存位置的控制，在管道运行稳定高效的同时，避免全线水力系统在频繁瞬态变化的情况下对管段及设备产生金属疲劳。

3.2 科学高效的管理模式

国内对于工艺设备的维护管理还局限于传统的定期维保模式，定期润滑、定期更换、定期报废和定期恢复的维保策略，付出了较大的成本代价，但设备的可靠性并未显著提升。基于风险管理理念对设备分类管理成为发展趋势，国内针对站场设施的风险评价技术与国外相比起步较晚，且评价技术和理论主要以借鉴国外同行的相关标准为主。研究主要集中在以可靠性为中心的维修（ RCM）和基于风险的检验（ RBI）方向，目前尚未形成统一的站场完整性管理技术标准。接轨世界先进水平管道公司，要由粗放型管理向精细化管理转变，将先进的管理理念与管理技术融入设备信息化管理系统，实现以流程单元及设备可维修维护部件为对象的精细化管理，积累大量真实有效的可靠性数据和故障数据，实现工艺设备维护维修决策的科学化、合理化。将传统的被动检修转变为积极主动的预防性维修，确保在设备的最大生命周期内，以最小成本保持最优生产能力。

管道管理采用管道完整性管理模式，以量化风险评价为基础，提升管道本质安全管理，实现管道安全风险与运营效益的平衡。通过管道实时监测和材料应力检测，实现缺陷管理向管道应力管理转变，通过ICT技术和管道大数据集成，实时收集管道各个状态数据并实时给出管道风险数据，实现实时管道完整性管理。

3.3 快速有效的应急抢修模式

随 着 输 油 气 管 道 逐 步 向 大 口 径 、 高 钢级和高压力方向发展，在管道综合应急指挥系统应用方面，应通过利用4G、 3D、 ICT、SCADA、 GIS、模拟仿真技术，集成生产数据、视频监控、应急资源、 GIS信息和管道完整性，建立管道综合应急指挥系统，实现快速的应急指挥和运行调整。在综合应急能力方面，管道抢修将逐步向企业间联合、政企联合的管道应急方式转变，协调各方资源，迅速调度人员、设备、物资进行抢修支援，提高管道抢修能力。在抢修技术方面，智能自行清管器技术和管道内部通讯定位技术，大口径管道内部不停输智能封堵技术将取代开孔封堵技术，高强度复合材料是实现管道快速抢修的必然选择。

3.4 传统管理向信息化管理转变

目前管道建设普遍实现了SCADA系统、工业电视等系统的有效应用，实现了管道生产管理自动化检测、处理与控制。“ ICT”（信息与通信技术）的最大优势在于对数据的获取、传输、共享和管理的能力。今后要进一步加强管道与ICT技术的结合，充分利用最新的物联网技术、云计算、大数据、空间地理信息集成技术，将SCADA平台、通信网管、安防系统、管道完整性、管道地理信息与应急指挥等多业务进行融合，形成体系、网络、平台、数据、指挥、标准“六统一”的智慧管道平台，为实现管道风险识别与判断、设备预防性维护、管道优化运行等核心目标提供强大的信息化支持。

（作者：张鹏，中石油中亚天然气管道有限公司副总工程师，博士，高级工程师）

《管道保护》2016年第3期（总第28期）