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%。

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。