负责公司西南地区高温地热电站全周期开发，涵盖资源勘查评估、开发方案设计、政府及电网协调、投资决策支持，主导3个10MW级以上项目从预可行性研究到商业运营的关键节点落地。

• 主导四川甘孜州某15MW干热岩示范项目资源详勘，采用TOUGH2与FEFLOW耦合数值模拟，结合20口勘探井的热储层参数（温度320-340℃、渗透率2.5mD、孔隙度8%），修正初始资源量评估误差至±8%（行业平均±15%），支撑项目通过国家能源局资源复核；针对热储层连通性不足问题，提出‘定向井+水力压裂’改造方案，压裂后单井出力从8MW提升至11MW，保障电站年发电小时数达7800h。
• 统筹项目核准全流程，牵头编制《环境影响评价报告》《地热流体开发利用方案》等12项专项文件，创新建立‘省自然资源厅-州发改委-电网公司’三方月度联席会机制，将常规6个月的用地预审与规划许可办理周期压缩至3.5个月，项目提前2个月取得核准批复。
• 对接国电投西南分公司完成项目融资，基于P90/P10资源量情景模拟（发电收益偏差≤12%）设计财务模型，说服投资人追加15%资本金，推动项目总投资从8.2亿降至7.6亿（单位千瓦造价5067元），目前项目已并网发电，首年利用小时数超设计值5%。
• 建立地热开发‘资源-技术-经济’三维评价体系，整合热储层参数、设备选型成本（ORC机组效率≥85%）、电价补贴政策等23项指标，形成标准化评估模板，已应用于公司后续5个项目筛选，淘汰低效资源区3处，节省前期投入超2000万元。

聚焦华北盆地中低温地热供暖项目开发，负责河北、山东区域项目前期踏勘、资源评价、地方政府合作及EPC招标管理，累计推进6个总装机50MW+项目进入施工阶段。

• 主导河北沧州某10MW地热供暖项目，采用GOCAD构建三维地质模型，结合4口加密井测温（梯度3.8℃/100m）与流体样品分析（矿化度8g/L），确认热储层为古近系砂岩（温度75-85℃、导水系数1.2×10⁻³m²/s），资源可采量满足100万㎡供暖需求，项目获地方政府‘冬季清洁取暖’专项补贴2000万元。
• 解决浅层地温场干扰难题，通过分布式光纤监测（精度±0.1℃）与数值反演，识别地表建筑热排放对井筒温度的影响（日均降幅0.3℃），优化回灌井间距从50m调整至70m，系统换热效率稳定在45%以上（较原设计提升8%），供暖季运行成本降低12%。
• 主导EPC招标技术标评审，制定‘地热井成井率≥95%、回灌率≥90%、系统COP≥3.8’三大核心指标，筛选出具备干热岩施工经验的团队，项目建成后连续两个供暖季零故障运行，业主满意度达98%，推动公司与当地国企签订战略合作协议。
• 搭建项目全生命周期成本模型，覆盖勘探（占比15%）、钻井（40%）、设备采购（25%）、运营维护（20%）各阶段，通过敏感性分析锁定钻井成本为关键变量，引入空气锤钻井技术替代传统PDC钻头，单井成本从320万元降至260万元，降幅18.75%。

参与西北区域浅层地热能勘查项目，负责地质数据采集、热储层参数测试及初步资源量计算，为上级提供开发可行性基础支撑。

• 完成陕西榆林某农业园区地热勘查，操作DZ40L型钻机完成6口勘探井（终孔深度800-1200m），采集岩芯样本120组，测试热导率（平均2.1W/(m·K)）、地温梯度（3.2℃/100m）等参数，建立区域地温场数据库，发现2处热异常区（梯度＞4℃/100m）。
• 协助开展热响应测试，使用恒热流注入法（注入功率50kW）监测井底温度变化，计算储层导热系数（1.8W/(m·K)）与体积热容（2.0MJ/(m³·℃)），修正初始资源量估算值（从8MW提升至11MW），为项目立项提供关键数据。
• 开发地质数据自动化处理脚本（Python+Pandas），将测井曲线（自然伽马、电阻率）数据清洗与成图效率提升40%，累计处理20个项目、10万+条测井数据，错误率从5%降至0.8%，获部门技术创新奖。
• 参与编制《浅层地热能开发利用技术方案》，提出‘取热不耗水’同层回灌设计（回灌率≥95%），并配套制定监测方案（每季度采集水温、水位、水质数据），方案被采纳为区域标准模板，应用于后续8个项目。

深远海风电场柔性直流输电系统优化与并网稳定性提升项目

• 项目背景：国内某1.2GW深远海风电场采用±200kV柔性直流（VSC-HVDC）并网，面临复杂海流、潮汐导致电缆电容电流波动大、多端换流站协调控制滞后等问题，直接影响并网稳定性与输电效率。我的核心目标是通过系统建模与控制策略优化，解决并网瓶颈，支撑项目全容量并网。
• 关键难题与技术：难点在于精准模拟海流变化对海底电缆电容电流的影响——传统静态参数模型无法捕捉动态海况下的谐波放大风险。我采用PSCAD/EMTDC结合实测海流数据，构建了“海流-电缆-换流站”耦合动态模型，引入长短期记忆网络（LSTM）预测海流1小时内的变化趋势，解决了动态边界条件缺失的问题。
• 核心行动与创新：1）主导重构柔性直流系统的控制策略，将LSTM预测的海流数据嵌入换流站的电流指令模块，提前5分钟调整无功补偿量；2）针对多端换流站的功率分配滞后问题，设计了基于模型预测控制（MPC）的协同算法，优化各换流站的功率响应时序。
• 项目成果与价值：优化后，系统谐波畸变率从4.2%降至1.8%，并网稳定性提升25%；电缆传输损耗降低18%，年节省输电成本约1200万元。项目支撑了该风电场成为国内首个通过“深远海风电并网稳定性认证”的示范项目，我个人也因此被纳入公司海上风电技术专家库。

西北荒漠地区100MW光伏储能联合电站智能运维与能效提升项目

• 项目背景：西北某100MW光伏电站配套20MW/40MWh储能系统，投运后因荒漠环境组件积灰严重、储能电池衰减不一致，导致弃光率高达12%、储能利用率仅30%。我的目标是通过全生命周期能效优化，解决“光伏-储能”协同效率低的问题，降低电站度电成本（LCOE）。
• 关键难题与技术：核心矛盾是组件积灰导致的发电量损失与储能电池过度循环衰减的协同优化——传统人工巡检无法及时识别积灰程度，储能SOC（荷电状态）均衡策略未考虑光伏出力波动。我引入无人机多光谱巡检+CNN图像识别技术，建立组件积灰程度预测模型；同时基于电池健康状态（SOH）动态调整储能充放电阈值。
• 核心行动与创新：1）搭建“光伏出力-积灰损失-储能调度”联动模型，根据积灰预测结果动态调整储能充放电时段，避免“无效储能”；2）设计储能电池簇级动态均衡策略，结合SOH数据优化均衡电流，减少电池衰减差异；3）推动电站部署智能运维平台，实现积灰预警、储能状态监测的自动化。
• 项目成果与价值：项目实施后，组件积灰损失从每月8%降至2%，弃光率降至3%；储能利用率提升至65%，电池衰减速率降低40%，电站LCOE从0.38元/kWh降至0.31元/kWh。项目成为西北区域“光伏+储能”协同优化的标杆案例，我个人主导编制的《荒漠光伏储能电站运维规范》被公司纳入标准体系。

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。