统筹3台660MW超临界燃煤机组运行值班管理，负责安全经济调度、应急处置及跨专业协调，保障机组负荷响应、环保指标（NOx≤50mg/Nm³、粉尘≤10mg/Nm³）及煤耗（≤295g/kWh）达标。

• 主导深度调峰经济性优化：基于DCS系统实时采集的燃烧参数（主汽温、氧量、飞灰含碳量），结合燃烧优化软件模拟不同负荷（30%-100%BMCR）下的风煤配比，调整二次风分层配风策略并优化煤粉细度（R90从22%降至18%），成功将最低稳燃负荷压降至28%额定负荷，单台机组年增调峰辅助服务收益120万元，获省电网‘深度调峰优秀机组’称号。
• 重构两票三制执行体系：梳理近3年12起操作异常事件，识别电气倒闸操作中‘验电步骤遗漏’‘监护人复诵不完整’等高频问题，编制含56项关键节点的可视化操作流程图及18类风险预控卡，推行‘唱票-复诵-确认-签名’四步法，将电气误操作率从0.8次/月降至0.1次/月，项目获厂级‘安全生产创新一等奖’。
• 组织多场景应急能力提升：针对锅炉MFT、汽轮机甩负荷（100%负荷突降至30%）等12类一级事故，引入VR模拟系统还原炉膛灭火、真空骤降等现场环境，设计‘30秒内切断燃料-60秒内启动电泵-2分钟恢复厂用电’的分阶段处置流程，团队应急响应时间从45秒缩短至20秒，年度反事故演习综合评分从92分提升至98分。
• 推动空预器节能改造落地：通过分析月度煤耗数据发现空预器漏风率偏高（8.2%），联合检修部更换三维柔性密封片并优化蒸汽吹灰周期（由每8小时1次调整为每6小时1次），漏风率降至5.5%，单台机组年节约标煤2100吨，降低CO₂排放5500吨，获集团‘节能降耗先进个人’。

负责2台600MW亚临界机组集控室实时监控，执行调度指令完成机组启停、负荷调整及异常处理，保障主汽参数（压力16.7MPa、温度538℃）、真空（-92kPa）等关键指标稳定。

• 完成DCS系统升级后参数验证：对比霍尼韦尔PKS系统新旧版本逻辑组态，识别‘主汽压力低Ⅱ值保护定值偏差0.5MPa’‘再热汽温测点信号延迟2秒’等17项问题，重新校准差压式水位计及热电偶测点，避免了因参数迁移错误导致的非停风险，获部门‘技术改进突出贡献奖’。
• 优化磨煤机组合运行方式：针对入炉煤挥发分从28%降至22%的变化，调整中速磨煤机加载力（从120bar降至100bar）及出口温度（从75℃升至80℃），降低一次风用量同时防止堵磨，单台磨煤机月耗电从8.5万kWh降至7.2万kWh，年节省厂用电180万kWh。
• 参与机组大修后启动调试：负责汽机冲转（3000rpm定速）、发电机并网（同期装置电压差≤2%）关键节点操作，制定包含‘轴封供汽压力0.1MPa、真空-85kPa以上’等12项检查确认表，将暖机时间从6小时缩短至4小时，机组提前48小时并网，创造直接经济效益80万元。

执行设备巡回检查（每2小时1次），监测转动机械振动（≤4.5mm/s）、轴承温度（≤80℃）等参数，发现设备隐患并协助处理，保障辅机（给水泵、引风机）可用率≥98%。

• 建立设备异常特征库：整理3年1200条巡检记录，归纳引风机轴承振动异常（由4.0mm/s升至5.5mm/s伴随温度上升2℃/h）、给水泵密封水泄漏（地面滴水量＞5滴/分钟）等12类隐患前兆参数，编写《巡检异常识别手册》，使隐患发现及时率从75%提升至92%。
• 完成#3机组B级检修验收：核对2000余项设备状态（包括高压加热器水位计校准、电动门行程调试），发现给煤机密封风管路堵塞（压差从5kPa升至15kPa），及时疏通避免检修后启动时堵煤停机，获检修部‘优秀验收个人’表彰。
• 协助优化吹灰策略：分析受热面壁温数据（屏过壁温偏差＞30℃），调整吹灰频率（由每班1次改为每2小时1次重点吹扫），减少积灰导致的吸热量损失，单台机组煤耗降低1.2g/kWh，月均节约标煤成本9万元。

660MW超临界机组深度调峰与快速响应能力提升项目

• 双碳目标驱动下，电网对火电深度调峰与AGC快速响应能力提出刚性要求——公司#1号660MW超临界机组原调峰深度仅能达到30%额定负荷，且负荷变化率≤1.5%/min，无法匹配新能源波动的电网调节需求。我的核心职责是主导项目技术方案设计、关键系统改造及全流程落地，目标是实现调峰深度降至20%额定负荷、负荷响应时间缩短至50秒内。
• 项目面临三大技术壁垒：一是低负荷下燃烧器稳燃性差，原低氮分级燃烧系统二次风配比未适配深度调峰，多次出现灭火风险；二是汽轮机低负荷热耗高，冲动式汽轮机在高真空、低主汽流量下级效率下降12%；三是协调控制系统（CCS）参数滞后，传统PID控制无法应对负荷指令的快速波动，曾导致负荷偏差超±2MW。
• 针对燃烧问题，我联合西安热工院采用ANSYS Fluent模拟燃烧流场，重构了“浓淡分离+微油稳燃”的二次风喷口结构，将一次风速从28m/s调整至25m/s，提升低负荷下的燃料混合均匀性；汽轮机侧创新采用“滑压-定压”复合调节模式，通过优化高、中压缸进汽阀门的重叠度，降低低负荷下的节流损失；CCS系统则基于模型预测控制（MPC）算法重构PID参数，引入负荷指令的前馈补偿环节，将控制周期从5秒缩短至2秒。
• 项目投运后，机组调峰深度成功降至20%额定负荷，负荷响应时间≤45秒，锅炉灭火次数从改造前的每月3次降为0；供电煤耗较改造前降低8g/kWh，年节约标煤约1.2万吨，减少CO₂排放3万吨。项目获豫能集团“2023年度技术创新一等奖”，我主导的《超临界机组深度调峰燃烧调整导则》被纳入公司火电机组运维标准手册。

#3机组厂用电率对标达标与辅机能耗优化项目

• 公司#3号600MW亚临界机组厂用电率长期高于区域标杆值0.8个百分点（达4.9%），直接影响机组经济性排名。我的任务是牵头开展全厂能耗诊断，识别高能耗环节并制定优化方案，目标是厂用电率降至4.2%以下，进入河南省火电企业能耗TOP10。
• 通过“EEMS能耗在线监测系统”全量采集数据，发现辅机能耗占比高达35%，其中引风机（离心式，效率78%）、循环水泵（定速，部分负荷耗电率高）为核心痛点；同时，原有运行策略未结合负荷动态调整，低负荷时仍保持3台循环水泵运行，引风机挡板开度固定导致节流损失大。
• 我推动三大优化行动：一是对引风机实施高压变频改造，采用“一拖一”变频调速替代传统挡板调节，实现风量精准控制；二是给循环水泵增加“大小泵组合”模式，负荷≤500MW时切换为1台大泵+1台小泵运行；三是编制《辅机动态运行指导书》，明确不同负荷段的设备启停与参数调整阈值，例如负荷≤450MW时停运脱硫增压风机，与引风机合并运行。
• 项目实施后，厂用电率从4.9%降至4.1%，年节约厂用电约520万kWh，降低成本约312万元；项目入选“2022年河南省火电企业节能改造典型案例”，我主导优化的辅机运行策略至今仍是公司集控值班员的核心培训内容，推动全公司同类型机组厂用电率平均下降0.5个百分点。

• 因痛心于年轻人对历史的疏离，我在B站创立「古人脱口秀」栏目，用职场梗解构历史事件（如《雍正皇帝的KPI保卫战》）。通过设计「颠覆认知-史料佐证-现代共鸣」三幕剧本模板，单期视频最高收获1.7万条弹幕互动。
• 两年间栏目播放量突破180万，作品被多地中学选为教学素材。这段经历磨砺出将学术内容转化为大众语言的能力，也让我理解到真实用户反馈才是创作者的指南针。