负责3/4号压水堆机组全生命周期安全运行监控，主导一级干预组操作票执行、瞬态工况处置及年度应急演练，协同设备管理部完成关键系统（RCP/GSS）异常根因分析，确保反应堆功率、温度、压力等12项核心参数持续满足技术规格书限值。

• 主导3号机组第5次换料大修后启动阶段的安全控制，通过DCS系统实时跟踪反应堆冷却剂系统（RCS）硼浓度（目标范围±0.5ppm）、稳压器水位（±20mm）及主泵振动值（≤4.5mm/s），发现并提前干预硼化系统流量波动异常（偏差达±3ppm），避免触发反应堆紧急停堆（SCRAM），保障大修后首次临界节点按时完成，获运行部季度安全之星。
• 针对GSS系统（设备冷却水系统）热交换器效率下降问题（端差从设计值8℃升至12℃），运用核级设备诊断工具（IR热成像仪+在线化学分析仪）定位铜管结垢区域，协同技术部制定化学清洗方案（柠檬酸浓度2%，流速0.8m/s），将热交换器出口温度从45℃降至38℃，恢复设计换热能力，年节约设备冷却水泵电耗约12万kWh。
• 牵头编制《3号机组汽轮机甩负荷工况（LOCA预演）》专项操作卡，结合PSA（概率安全分析）二级事件概率模型优化操作步骤，将应急响应时间从标准15分钟压缩至9分钟，经年度应急演练验证，团队操作正确率达100%，该操作卡被纳入公司级标准库。
• 作为操纵员代表参与WBS（工作分解结构）评审，针对新投用的数字化主控室人机界面（HMI）提出17项优化建议（如关键参数颜色分级、报警优先级动态调整），经验证使监控误判率下降40%，相关建议获中广核运行研究院技术改进三等奖。

承担2号机组日常运行操作、隔离边界验证及二级干预组支持，执行T1-T4类事件（非计划自动停堆/设备故障）的初步响应，参与技术规格书（TS）偏离申请编制，配合完成年度操纵员执照复训及模拟机考核。

• 处理2号机组RRA系统（余热排出系统）入口压力低报警（设计值0.5MPa，实测0.35MPa），通过追溯历史数据发现补水泵密封水泄漏导致流量不足，协调维修部2小时内完成密封更换，避免因RRA投入延迟触发反应堆冷却剂系统（RCS）温度超限（目标≤120℃），该事件获运行部故障快速处理表扬。
• 主导编制《2号机组蒸汽发生器二次侧满水工况》操作票，结合RELAP5热工水力模型模拟不同排水速率对堆芯淹没风险的影响，优化排水阀开启顺序（先开大气释放阀再开正常疏水阀），将满水工况下堆芯裸露风险降低60%，该操作票成为公司同类工况标准文件。
• 参与GSS系统泵组定期切换试验时，发现备用泵启动后出口压力波动（±0.2MPa，设计±0.05MPa），通过检查机械密封压盖螺栓扭矩（标准120N·m，实测90-130N·m）及轴封水压力（设计0.2MPa，实测0.15MPa），定位密封水调节阀卡涩问题，更换阀座后波动值降至±0.03MPa，保障泵组可用率从92%提升至98%。
• 作为内部讲师完成5批次新操纵员DCS系统操作培训，重点讲解RPS（反应堆保护系统）逻辑组态（如超温ΔT保护定值28℃/min）及事故后参数趋势分析技巧，所带学员模拟机考核通过率100%，2人获当季优秀学员。

完成压水堆核电厂系统与运行（SRO）课程学习，通过1000+小时主控制室模拟机训练（涵盖正常运行、预期瞬态、设计基准事故），掌握RCS、RRA、ECCS等18个核心系统原理，考取操纵员执照（初级），为机组运行提供基础操作支持。

• 完成模拟机全范围培训（共8个模块），重点攻克RPS系统逻辑验证（如SGTR事故下高压安注启动条件：稳压器压力＜16MPa且蒸汽发生器液位＜5%）及应急堆芯冷却系统（ECCS）投入时序控制，最终模拟机考核得分96.5分（满分100），位列同期学员前5%。
• 协助开发《操纵员初期操作常见错误案例集》，整理蒸汽发生器水位控制（给水流量与蒸发量匹配偏差＞10%易触发MFT）、控制棒组移动速率超标（＞12步/分钟）等12类典型问题，配套DCS截图及纠正步骤，被纳入公司新员工培训教材。
• 参与编写《模拟机典型事故处置评分标准》，定义SGTR事故中蒸汽发生器隔离时间（≤5分钟）、安注系统投入完整性（3列齐投）等8项量化指标，经运行专家评审后应用于操纵员考核，使考核结果与实际操作相关性提升35%。
• 作为学员组长组织每周技术研讨会，针对模拟机中出现的“小破口失水事故（LBLOCA）”冷却剂流失量计算争议，查阅NUREG-1150报告及概率安全分析数据，确认初始假设（破口面积0.01m²）合理性，统一团队分析方法，相关讨论纪要被培训中心存档。

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。