全面负责2×660MW超超临界燃煤机组运行调度，统筹协调集控、化学、输煤等6个班组120余人作业，对接省调完成AGC/一次调频指令执行，监督机组安全、环保、经济指标达标，主导重大操作票审批及异常工况应急处置。

• 主导优化机组协调控制（CCS）策略，针对煤质波动导致的负荷响应滞后问题，联合热工院搭建DCS系统仿真平台，通过参数寻优算法调整主汽压力设定值死区（由±0.5MPa缩至±0.2MPa）、燃料量-给水量动态前馈系数，将AGC变负荷速率从5%Pe/min提升至7%Pe/min，年度等效可用系数提高2.1%，获省调‘调峰优胜机组’称号。
• 牵头制定《锅炉四管泄漏预警及快速处置规程》，基于声波检漏仪+壁温趋势分析双维度监测，建立‘单点温度异常-相邻管壁温差比对-流量差定位’三级诊断模型。2022年11月#1炉水冷壁泄漏事件中，通过该模型12分钟内锁定漏点区域，协调检修团队2小时完成隔离补焊，较行业平均故障停机时间缩短40%，减少电量损失约1800万kWh。
• 推动环保指标精细化管控，针对SCR脱硝效率随负荷降低下滑问题（50%BMCR时效率仅82%），引入网格法喷氨优化技术，结合烟道截面流速分布实测数据，重新划分16个喷氨支管流量分配比例，同步改造AIG喷嘴角度（由45°调整为35°），使低负荷段脱硝效率稳定在88%以上，年度NOx排放浓度均值降至38mg/Nm³（低于国标50mg/Nm³），避免环保考核罚款约260万元。
• 创新实施‘小指标竞赛+动态绩效’管理模式，将煤耗（目标290g/kWh）、厂用电率（目标4.8%）、主汽温度偏差（±1℃）等12项关键参数纳入班组考核，通过每日班前会偏差分析、周度操作复盘会优化，机组煤耗同比下降1.8g/kWh，年节约标煤约4200吨。

负责350MW亚临界燃煤机组集控室全流程操作，执行值长指令完成机组启停、深度调峰及异常处理，监督汽机、锅炉、电气专业操作票执行，参与燃烧调整试验及节能技改项目落地。

• 主导完成机组深度调峰至30%BMCR试验，针对低负荷下主汽温波动（±8℃→±5℃）、脱硝投运不稳定问题，提出‘分级配风+二次风挡板动态补偿’方案：将SOFA风开度由30%逐步提至50%强化炉膛扰动，同步在DCS中编写负荷-二次风挡板联动逻辑，使调峰期间主汽温偏差控制在±3℃以内，保障调峰期间环保指标持续达标，助力电厂获得电网调峰补偿收益年增1200万元。
• 牵头优化滑参数停机曲线，通过分析高、中压缸胀差变化趋势（原停机过程胀差最大波动±0.8mm），调整主汽/再热汽降温速率（由1.5℃/min降至1.0℃/min）、真空维持策略（提前2小时投入轴封供汽），将停机后转子惰走时间稳定在45-50分钟，减少汽轮机进水风险，近3年执行12次停机操作零异常。
• 参与#2炉低氮燃烧器改造后调试，针对改造后飞灰含碳量上升（由5.2%升至7.1%）问题，采用网格法测量炉膛出口烟温（8个测点）及氧量分布，调整二次风配比（下层二次风开度由60%提至75%，上层由45%降至30%），配合制粉系统增加一次风压（由12kPa提至14kPa），3个月内飞灰含碳量回落至5.5%，年节约标煤约800吨。
• 建立‘运行日志智能分析模板’，基于Excel VBA开发数据透视表，自动抓取主汽压力、温度、煤量等20+参数日极值及趋势，提前识别设备隐性缺陷（如2019年发现给水泵汽蚀前兆振动值上升0.05mm/s），协助检修团队避免非停事件2次。

执行机组日常监盘、就地巡检及操作票办理，协助主值班员完成机组启停辅助操作，参与设备定期切换试验及小指标竞赛数据统计。

• 完成200余份操作票审核及执行跟踪，实现‘三核对两确认’标准化流程（核对设备双重编号、核对系统隔离状态、核对操作风险点；确认监护人到位、确认操作后状态），操作正确率100%，所在班组连续18个月零误操作。
• 参与#1机组C级检修后启动调试，负责汽机侧辅助系统投运（凝结水系统、循环水系统），通过监测凝汽器水位（目标1.5-2.5m）、端差（≤8℃）等参数，优化补水调门开度（由80%降至65%），缩短启动时间2小时，节约厂用电约15000kWh。
• 主导班组小指标竞赛数据统计，建立‘煤耗-负荷-煤质’关联分析表，发现低负荷（<50%Pe）时磨煤机组合方式对煤耗影响显著（中速磨运行台数多则煤耗高），提出‘低负荷单侧制粉系统运行+邻炉辅汽供汽’方案，协助班组月度煤耗降低0.5g/kWh，所在小组获季度‘节能标兵组’。
• 编制《巡回检查标准化图册》，细化锅炉本体（看火孔、膨胀指示器）、电气设备（端子排、电缆沟）等42个关键点位检查标准（如引风机轴承温度≤70℃、油站油位≥2/3），被厂部推广至全车间，设备缺陷发现及时率提升30%。

350MW超临界机组深度调峰与全负荷脱硝协同优化项目

• 项目背景：双碳目标下电网对火电机组调峰能力要求提升至20%额定负荷，但我厂原有350MW超临界机组调峰至30%负荷时，脱硝系统因烟气温度低于催化剂活性阈值（300℃），无法全负荷投运，导致氮氧化物超标风险与电网调峰考核并存。项目目标是将机组稳定调峰至20%额定负荷，同时实现全负荷脱硝投运率100%，兼顾灵活性与环保合规。
• 关键难题：一是低负荷下脱硝催化剂低温活性不足，氨逃逸易超标；二是燃烧稳定性差，30%负荷以下频繁出现火焰电视模糊、飞灰含碳量上升问题。我采用“催化剂性能升级+燃烧调整+控制逻辑重构”组合方案——首先筛选出低温型蜂窝式催化剂（活性温度窗口250-420℃，较原宽温催化剂拓宽50℃），其次用CFD模拟优化二次风分层配比，将稳燃区温度提升50℃，最后针对低负荷工况重构DCS控制逻辑，引入负荷预测模块动态调整燃料量与氧量。
• 核心行动：带领跨部门团队（设备厂家、环保院、运行班组）开展12轮低负荷燃烧试验，累计采集320组火焰温度、飞灰含碳量、脱硝效率数据；与催化剂厂家联合优化涂覆工艺，将钒钛系催化剂中V₂O₅含量从1.0%提升至1.2%，增强低温反应活性；主导改造DCS系统的“调峰-脱硝”联动控制回路，增加5个关键参数的前馈补偿环节。
• 项目成果：机组成功实现20%额定负荷稳定调峰，每年增加电网调峰辅助服务收益1200万元；全负荷脱硝投运率从75%提升至100%，氮氧化物排放浓度稳定在35mg/Nm³以下（优于国标限值50%）；申请实用新型专利2项（“一种火电机组低温脱硝催化剂布置结构”“超临界机组低负荷燃烧优化风门执行器”），1项发明专利（“基于负荷预测的脱硝-燃烧协同控制方法”）在审。项目使机组灵活性与环保性能达到区域标杆水平，助力公司获得“2023年度电网调峰先进单位”。

2×350MW机组能耗对标与精细化运行优化项目

• 项目背景：公司机组供电煤耗长期高于行业先进水平2g/kWh，主要因运行参数调整依赖经验，不同负荷段能耗分布模糊。项目目标是通过系统化对标与优化，将供电煤耗降低2g/kWh以上，提升机组经济性。
• 关键难题：一是缺乏针对本机组的能耗基准模型，无法定位隐性能耗损失；二是运行人员对“负荷-煤质-参数”的联动调整能力不足，参数波动大。我引入Ebsilon软件搭建机组热力模型，模拟不同负荷、煤质下的能耗分布；同时收集18个月运行数据（涵盖5种常用煤质、10个负荷段），构建煤耗预测大数据模型。
• 核心行动：组织“能耗对标专项行动”，每周对比10个关键运行参数（如主汽压力、排烟温度、飞灰含碳量）与行业最优值，形成“偏差-原因-整改”闭环；针对磨煤机加载力控制不稳定问题，改造其液压系统，将煤粉细度R90从20%降至16%；制定“一负荷一煤质一参数”三维优化手册，明确不同工况下的最优风煤比、氧量、主汽温度。
• 项目成果：机组供电煤耗从305g/kWh降至302.5g/kWh，年节约标煤1.2万吨，减少二氧化碳排放3万吨；运行人员参数调整时间缩短40%，参数合格率从85%提升至95%；项目经验被集团纳入《火电机组精细化运行指南》，推广至旗下3个同类型电厂。我个人因此获“2021年度集团运行优化先进个人”。

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。