负责1000MWe压水堆核电机组主控室全流程运行操作，主导执行反应堆启停堆、功率调节等关键操作，监控一/二回路热工水力参数及辐射水平，牵头处理日常异常工况与Ⅲ级以下应急事件，参与编写机组修改版运行规程及模拟机培训案例。

• 主导完成机组第5次换料大修后反应堆临界启动操作，提前72小时识别主泵转速波动异常（振动值从25μm升至42μm），通过DCS系统调用堆芯中子通量分布图与一回路冷却剂温度场模型交叉验证，判定为轴封水流量不足导致，协调现场调整密封水压力至0.8MPa，将临界启动时间控制在计划内，避免因启动延迟造成的日发电损失约1200万元。
• 针对夏季电网负荷波动需求，优化机组调峰策略：基于反应堆物理计算软件（如SCALE 6.2）重新计算不同功率平台下的停堆深度，将最小技术出力从30%FP（满功率）降至22%FP，单月参与电网调峰11次，累计增发电量4500万kWh，获省电网公司‘灵活调峰贡献单位’表彰。
• 编制《主蒸汽管道温度偏差＞15℃专项处置规程》，结合1/2号机组历史数据建立温度梯度预警模型（设定±10℃为一级预警、±15℃为二级预警），通过模拟机验证后推广至全公司6台机组，当年同类异常事件处理时间从平均45分钟缩短至20分钟，未发生因处置延迟导致的降功率事件。
• 作为操纵员代表参与福清核电5号机组‘华龙一号’首堆操纵人员取证考核，负责设计3项高风险操作考核场景（包括控制棒误提应急、蒸汽发生器二次侧满水模拟），考核通过率较以往提升18%，相关场景被纳入集团操纵员培训标准题库。

承担机组日常运行监控与辅助操作，执行巡检路线覆盖主控室、电气配电间及反应堆厂房关键设备，协助主值完成功率调节、化学取样监督等任务，参与编写操作票及异常事件初始报告，定期参加全范围模拟机复训。

• 发现并处置凝汽器真空度缓慢下降隐患：连续3日监测到真空度从-95kPa降至-92kPa（低于报警值-90kPa），通过排查循环水系统压力、真空泵电流及凝汽器端差，定位为#3循环水泵叶轮磨损，协同检修部更换叶轮后真空度恢复至-96kPa，避免了因真空低导致的汽轮机跳机风险。
• 参与机组冷态试验期间一回路充排水操作，负责核对化学指标（硼浓度1600ppm±50ppm、溶解氧＜50μg/L）与压力边界完整性，通过使用在线化学分析仪与超声波检漏仪实时监测，将充排水时间从计划的72小时压缩至60小时，为后续热态试验争取关键工期。
• 主导编制《冬季常规岛管道防冻操作卡》，梳理易冻部位23处（包括凝结水精处理装置、汽轮机润滑油管道），提出电伴热投运优先级与疏水阀定期排放频率，当年冬季未发生因管道冻结导致的设备损坏事件，相关操作卡被纳入公司冬季运行标准文件。
• 在模拟机复训中完成‘主给水流量丧失’全流程处置考核，从发现异常（给水流量从900t/h降至400t/h）到触发紧急停堆耗时85秒（行业标准≤120秒），操作步骤零失误，获培训中心‘优秀模拟机学员’称号。

完成核电厂系统与运行（SRO）基础培训并通过取照考试，参与主控室跟岗实习，学习反应堆保护系统（RPS）、专设安全设施（ECCS）操作逻辑，协助完成日常运行记录填写与设备状态标识管理。

• 3个月内掌握压水堆核电机组12个主系统（如反应堆冷却剂系统RCP、应急堆芯冷却系统ECCS）的工艺流程与参数范围，通过公司内部‘系统知识大考’获得92分（部门前5%），提前1个月取得操纵员见习资格。
• 跟岗期间记录主控室典型操作事件57项，整理形成《见习操纵员常见问题应对手册》，涵盖‘稳压器水位波动’‘汽机调门卡涩’等高频场景，被培训部采纳为新员工学习资料，缩短后续学员跟岗适应期约15天。
• 参与机组小修期间反应堆开盖检查监护，负责核对控制棒驱动机构（CRDM）绝缘电阻（≥100MΩ）与位置指示一致性，发现#5控制棒位置显示偏差2步（设计允许±1步），及时通知检修人员校准，避免装料后可能的棒位监测异常。
• 模拟机初始培训阶段，在‘蒸汽发生器管破裂（SGTR）’场景中，正确执行隔离故障蒸汽发生器、启动辅助给水、监测厂外辐射等操作，综合评分95分（满分100），为同期学员最高分。

2×660MW超超临界机组全负荷段智能燃烧优化平台开发与应用

• 项目背景：机组承担电网深度调峰任务，负荷波动（30%-100% BMCR）导致燃烧不稳定，NOx排放频繁超标（峰值达70mg/Nm³），同时飞灰含碳量升至8.1%，影响机组经济性与合规性。核心目标是构建适配变负荷工况的燃烧参数实时优化体系，实现“降排放、提效率、稳运行”三位一体目标。
• 关键难题：锅炉燃烧过程涉及风量、煤量、氧量、受热面温度等12个强耦合变量，传统PID控制无法应对动态工况；现有DCS系统缺乏多维度预测能力，运维人员依赖经验调整，误差率超15%。
• 核心行动：1. 牵头跨部门团队（热工、锅炉、环保），梳理3万条历史工况数据，识别“负荷-煤质-氧量-NOx”的非线性关联规律；2. 构建融合LSTM神经网络（预测燃烧工况）与锅炉热力学机理方程（约束边界条件）的混合模型，实现未来10分钟燃烧状态预判；3. 开发边缘计算终端（部署于就地机柜），将优化指令响应时间从30秒缩短至5秒，解决DCS系统运算滞后问题。
• 量化成果：平台上线后，NOx排放均值降至42mg/Nm³（低于超低排放限值10%），飞灰含碳量降至6.3%（提升锅炉效率1.1%）；调峰时主蒸汽压力偏差控制在±0.2MPa内（原±0.5MPa），年减少环保罚款约800万元，机组调峰辅助服务收益提升15%（年增2000万元）。本人主导模型训练与现场调试，解决了“变负荷下煤粉分配不均”的关键问题，获集团“智能电厂建设突出贡献奖”。

300MW燃煤机组冷端系统动态节能优化工程

• 项目背景：机组投运10年后，冷端系统能耗逐步上升——凝汽器真空度较设计值低0.5kPa，循环水泵耗电率占比升至2.3%（高于行业均值1.8%），导致煤耗增加2.8g/kWh。核心目标是解决“真空度与循环水泵能耗”的动态平衡问题，实现冷端系统整体能效提升。
• 关键难题：传统冷端优化依赖“手动调整循环水泵台数+定期清洗凝汽器”，无法适应负荷波动（50%-100%额定负荷）；缺乏冷端系统各设备的耦合特性数据，难以找到最优运行区间。
• 核心行动：1. 搭建冷端系统数字孪生模型，模拟不同负荷、环境温度下凝汽器传热系数、循环水泵扬程的变化规律；2. 针对“低负荷时小汽轮机驱动循环水泵效率低”的痛点，提出“变频改造+双泵并联”方案——将原有工频循环水泵改为变频，新增1台小功率变频泵，适配30%-70%负荷段；3. 制定“负荷-真空度-循环水泵频率”联动策略，通过DCS系统自动执行优化指令。
• 量化成果：项目投运后，凝汽器真空度提升至-94kPa（接近设计值-95kPa），循环水泵耗电率降至1.7%；机组煤耗下降3.2g/kWh，年节约标煤1.2万吨（减排CO₂3.1万吨），年节省厂用电成本约450万元。本人主导模型搭建与改造方案设计，突破了“变负荷下冷端设备匹配”的技术瓶颈，成为公司冷端系统优化的标准模板。

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。