统筹3台660MW超临界燃煤机组全周期运行管理，负责负荷响应、安全环保、经济指标达标及突发异常处置，对接电网调度与厂内生产部门，确保日均发电量≥4500万kWh且环保参数100%达标。

• 主导AGC与一次调频协同控制策略优化，基于DCS系统历史负荷波动数据建立PID参数动态调整模型，解决高比例新能源接入下机组负荷跟踪滞后问题，将AGC响应速率从2%/min提升至3.5%/min，月度调峰考核费用减少42万元，年度负荷预测准确率从91%提升至97%。
• 牵头处理锅炉水冷壁泄漏非停事件，启动三级应急响应机制，通过声波检漏仪精准定位漏点（炉膛右数第8根管），协调检修团队48小时内完成换管及焊口热处理，较行业平均修复周期缩短24小时，避免直接经济损失约300万元。
• 推进机组深度调峰适应性改造，联合生技部制定30%额定负荷滑参数运行曲线，优化磨煤机组合方式（保留3台中速磨运行）及二次风配比，成功实现最低稳燃负荷29.8%额定出力，年度参与调峰辅助服务收益增加180万元。
• 重构班组标准化操作体系，修订《两票三制执行细则》并新增“操作前风险五确认”流程（设备状态、隔离措施、工器具、人员资质、应急预案），全年操作票合格率从95%提升至99.6%，未发生人为责任异常及以上事件。

协助值长管理2台350MW亚临界燃煤机组运行，负责监盘操作、异常工况初判及节能降耗措施落地，支撑全厂厂用电率≤5.2%、脱硫效率≥98%的目标达成。

• 主导SCR脱硝系统喷氨自动优化项目，采用网格法测量省煤器出口NOx浓度分布，结合Fluent软件模拟调整喷氨格栅开度，将氨逃逸率从3ppm降至0.8ppm以下，年节约液氨消耗量120吨，对应成本降低76万元。
• 参与机组灵活性改造试验，制定30%-100%负荷区间变负荷速率控制方案（3%/min→4%/min），优化燃烧器摆角与二次风门协同调节逻辑，使机组调峰考核从“不允许低于50%负荷”升级为“可常态化运行至35%”，年增调峰收益90万元。
• 编制《集控室典型操作风险预控手册》，梳理6类高风险操作（如给水泵切换、厂用电切换）的23项预控措施，通过月度模拟演练验证有效性，班组异常操作导致的非停次数从年均2次降至0次。
• 推动空预器密封系统改造后验收，利用红外热像仪监测转子径向密封间隙，发现3处密封片磨损超标点并反馈整改，投运后排烟温度降低12℃，单台机组年节约标煤约2000吨。

执行2台200MW供热机组设备巡检、监盘及就地操作，保障汽机、锅炉、电气系统安全运行，配合完成机组大小修前后调试及缺陷闭环管理。

• 巡检中发现#2炉引风机轴承温度异常升高（从65℃升至89℃），通过红外测温仪定位润滑脂老化及油位偏低问题，立即切换备用油泵并补加高温润滑脂，避免因轴承烧损导致的非停事故，获厂级“隐患排查标兵”称号。
• 参与#1机组大修后启动调试，负责汽机侧主汽门、调门严密性试验，严格执行《电站汽轮机技术条件》（GB/T 8117-2014）标准，一次性通过15%超速试验及危机保安器动作试验，调试周期较计划缩短3天。
• 优化巡检路线与记录方式，将传统纸质台账升级为电子化巡检系统（集成GPS定位与缺陷拍照上传功能），缺陷发现及时率从85%提升至95%，年度上报有效缺陷数量同比增加40%，助力设备可用率提升1.2%。
• 协助完成机组超低排放改造后脱硫系统验收，连续72小时监测吸收塔pH值、石膏含水率等关键参数，调整氧化风机频率与浆液循环泵组合方式，使石膏含水率稳定在10%以下，满足环保新标要求。

300MW亚临界燃煤机组深度调峰燃烧稳定性优化项目

• 随着广东省新能源装机占比突破35%，电网要求煤电机组常态化承担40%-50% BMCR低负荷调峰任务。公司#3、#4机组原设计最低稳燃负荷为50% BMCR，低负荷运行时频繁出现火焰温度波动（±150℃）、飞灰含碳量升高（8%-10%）及灭火停机问题，导致机组可用率下降12%、调峰补贴年损失约800万元。我的职责是主导燃烧系统参数重构，实现40%-50% BMCR区间稳定运行并提升热效率。
• 项目核心难点有二：一是低负荷下煤粉着火距离延长，原有“均等配风”策略无法满足稳燃需求；二是炉内温度场失衡，结焦风险增加3倍。我采用“CFD数值模拟+现场监测”组合方案——通过ANSYS Fluent搭建三维燃烧模型，模拟不同配风比、煤粉细度下的火焰传播特性；同时在现场部署低负荷燃烧监测系统，实时采集火焰图像、温度场、CO浓度等12项参数验证模拟结果。
• 针对CFD发现的“一次风与二次风匹配不当”问题，我将原有配风策略调整为“分级递进配风”：下层燃烧器二次风旋流强度从0.8提升至1.2，上层一次风速从28m/s降至24m/s，延长煤粉着火路径；同步引入“动态煤粉细度调整机制”，根据负荷实时调节磨煤机加载力，将低负荷煤粉细度R90从20%降至16%以提升燃烧活性。此外，加装炉膛易结焦区域声波除焦装置，结合温度数据自动触发除焦，将结焦清除频率从每周2次降至每月1次。
• 项目实施后，机组40%-50% BMCR区间火焰温度波动缩小至±50℃，飞灰含碳量降至5%以下，全年无灭火停机。热效率提升1.8%，单机组年节约标煤1200吨、减少CO₂排放3960吨；调峰补贴收益增至1500万元/年，占年度利润增量22%。我主导编制的《亚临界燃煤机组深度调峰燃烧优化技术导则》纳入公司技术标准库。

300MW机组石灰石-石膏脱硫系统超低排放提效改造项目

• 公司#2机组原脱硫系统采用石灰石-石膏湿法工艺，设计脱硫效率95%，但因燃煤硫分从3.5%升至4.8%，入口SO₂浓度达5500mg/Nm³，出口浓度频繁超标至35mg/Nm³以上（超低排放限值），面临环保处罚风险。目标是改造系统至脱硫效率98%以上，确保出口浓度稳定达标，同时降低能耗。
• 改造难点在于原有吸收塔持液量不足（仅能支撑1.2m浆液层），无法满足高硫煤脱硫需求；且原螺旋喷嘴堵塞率高（每月15次），影响浆液雾化效果。同时需在15天机组停机检修期内完成吸收塔内部改造，不能影响后续发电计划。
• 我提出“吸收塔扩容+喷嘴升级”方案：将吸收塔直径从12米扩至13米，增加持液量20%以提升气液接触面积；替换为“双流体喷嘴”，雾化粒径从1500μm降至800μm，脱硫反应效率提升30%且抗堵塞性能增强40%。为压缩工期，制定“模块化施工”计划，将吸收塔内部部件拆分为5个预制模块，在停机15天内完成模块更换，较原计划提前3天。
• 改造后，脱硫效率提升至98.5%，出口SO₂浓度稳定在28mg/Nm³以下，满足超低排放要求；系统电耗从2.5kW·h/kWh降至2.1kW·h/kWh，年节约电费120万元；喷嘴堵塞率降至每月3次，维护成本降低50%。项目获“广东省电力行业环保改造优秀项目”称号，我积累了大型环保系统不停机改造的全流程管理经验。

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。