全面负责#2机组（300MW亚临界燃煤机组）全周期运行调度，统筹燃烧、汽机、电气、化水多专业协同，指挥机组启停、深度调峰及突发事故处置，监督机组安全指标（非停、等效可用系数）、经济指标（厂用电率、煤耗）及环保指标（SO₂/NOₓ排放浓度）达成，对接省调AGC/一次调频考核与月度小指标竞赛。

• 主导机组AGC/一次调频性能优化项目，针对省调月度考核中‘调节速率不达标’问题，通过DCS系统提取近3个月负荷响应曲线，结合PID参数整定理论，提出‘前馈+反馈复合控制策略’——在原有DEH协调控制逻辑中嵌入负荷指令预测模块（基于LSTM神经网络训练历史负荷数据），同步优化汽机主控与锅炉主控的比例系数。实施后机组AGC调节合格率从92%提升至98.5%，一次调频动作正确率从89%提升至97%，月均省调考核费用从68万元降至23万元，连续8个月获评‘省调优秀调频机组’。
• 牵头制定《300MW机组深度调峰（30%BMCR）操作卡》，针对低负荷下燃烧不稳、受热面超温风险，创新采用‘分级配风+微油稳燃’组合方案：将二次风分层配比由3:4:3调整为2:5:3，配合每台磨煤机添加0.5t/h微油点火能量，同步优化SCR脱硝喷氨自动逻辑（引入烟气温度修正系数）。该方案使机组最低稳燃负荷降至28%BMCR，单日调峰补贴收入增加12万元/台，年度累计创造调峰收益460万元，相关经验被纳入公司《深度调峰标准化手册》。
• 指挥处理‘#2炉B磨煤机断煤引发炉膛负压剧烈波动’突发事故，快速定位原因为落煤管积粉堵塞，通过‘蒸汽吹扫+振打装置联动’方案疏通堵煤（耗时18分钟，较常规处理缩短27分钟），同步联动调整二次风配比维持燃烧稳定，避免了一次MFT（主燃料跳闸）事故。事后牵头修订《制粉系统断煤应急处置规程》，新增‘落煤管温度监测预警’功能（设定阈值80℃触发报警），全年班组MFT次数同比下降60%，获厂部‘安全生产突出贡献奖’。
• 推动‘小指标竞赛’精细化管控，建立‘煤耗-氧量-排烟温度’三维关联模型，通过每日统计入炉煤质（热值、硫分）与实时运行参数，动态调整最佳氧量区间（由3.2%优化至2.9%）与空预器漏风控制策略（密封片间隙由8mm调整至6mm）。实施后机组供电煤耗从328g/kWh降至323g/kWh，排烟温度降低8℃，年节约标煤1200吨，对应减排CO₂约3100吨，助力公司获评‘省级节能先进企业’。

协助值长开展机组实时运行监控，负责燃烧调整、设备切换及一般异常处置，编制运行日志与操作票，参与机组大小修后调试及技术改造项目，监督巡检组隐患排查质量，保障机组负荷率≥90%、等效可用系数≥92%。

• 主导#2机组C级检修后启动调试，重点验证‘低氮燃烧器改造’效果：通过调整二次风门开度（A层风门开度由70%降至60%）与燃尽风比例（由25%提升至30%），配合炉内燃烧温度场测试（使用红外测温仪多点采样），使改造后炉膛出口NOₓ浓度从改造前的580mg/Nm³降至420mg/Nm³（低于超低排放限值50mg/Nm³），一次启动成功率达100%，调试周期缩短2天，节省调试费用15万元。
• 处理‘#2机#3高加水位异常波动’缺陷，通过分析水位测点历史数据（发现波动与给水泵转速变化率正相关），定位原因为高加泄漏导致疏水量突变，提出‘三冲量调节+手动干预’临时方案（同步降低给水泵转速至85%额定值，开启危急疏水阀），并在停机检修中推动更换高加换热管（共12根），彻底消除隐患。该事件处理案例被选为公司‘异常处置典型教材’。
• 优化巡检路线与标准，将原‘6小时一轮’巡检改为‘关键设备（磨煤机、给水泵）3小时一查+常规设备6小时一查’，并引入红外热像仪检测电机轴承温度（设定报警值90℃）。任职期间累计发现磨煤机齿轮箱漏油（避免停机2次）、给水泵密封水回水管道裂纹（避免漏水扩大）等重大隐患7项，所在班组连续18个月获评‘无异常班组’。
• 参与‘机组厂用电率优化’攻关，通过统计辅机运行数据（发现循环水泵耗电占比达28%），提出‘双泵并列运行改单泵变频调节’方案（根据真空度动态调整频率，范围30-50Hz）。实施后循环水泵耗电率从0.85%降至0.68%，年节约厂用电120万kWh，对应降低成本48万元，获厂部‘节能降耗先进个人’。

执行机组日常巡检（覆盖锅炉、汽机、电气区域），记录设备状态与参数，发现并上报设备异常（如振动、温度超标），协助处理简单故障（如阀门卡涩、电机异响），参与运行规程修订与技术培训，保障设备可用率≥98%。

• 建立‘设备温度台账’，每日记录关键设备（引风机轴承、电除尘整流变）红外测温数据，通过趋势分析发现‘引风机#2轴承温度月均上升5℃’，及时上报并推动检修（更换润滑脂+调整轴承间隙），避免了一次轴承烧损导致的停机事故。该台账模式被推广至全车间，设备预防性维护效率提升40%。
• 协助处理‘#2炉空预器堵塞’问题，配合检修人员进行高压水冲洗（压力15MPa），并通过DCS监测冲洗前后烟气压差（由3.2kPa降至1.8kPa），验证冲洗效果。同时提出‘定期添加阻垢剂’建议（每月添加1次，浓度0.5%），后续空预器堵塞周期从4个月延长至6个月，减少非停损失约80万元/年。
• 参与编写《新员工集控巡检操作指南》，梳理‘锅炉看火孔密封检查’‘汽机润滑油位观察’等12项高频操作的标准步骤与注意事项（如看火孔开启角度≤30°防热辐射），新员工独立上岗周期从3个月缩短至1.5个月，所在班组获评‘优秀带教师傅团队’。
• 在‘小指标竞赛’中提出‘制粉系统单耗优化’建议，通过调整磨煤机加载力（由8MPa降至7.5MPa）与一次风量（由22t/h增至24t/h），使制粉电耗从8.2kWh/t降至7.9kWh/t，单月节约电费2.1万元。该建议获厂部‘青年创新奖’，相关经验纳入年度培训教材。

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。

• 大二观察到毕业生离校时大量教材被废弃，而新生购书支出占生活费12%，便发起校园书籍教材循环计划。为解决传统二手书交易效率低的问题，我们开发微信小程序实现扫码估价、预约取件功能，并说服快递中心以成本价承接物流。
• 通过建立翻新消毒标准打消卫生顾虑，项目年流通教材1.2万册，累计为同学节省书费38万元。这段经历让我从商业小白成长为能设计闭环模式的实践者，项目不仅获省级创业金奖，更被纳入学校官方服务体系延续至今。