负责1000MW压水堆核电机组全时段安全运行监控，主导反应堆功率调节、一回路系统状态切换及一级干预级异常工况处置，协同核安全分析部门验证操作合规性，确保机组负荷因子≥92%且工业安全事件率≤0.1起/堆年。

• 主导完成3台次机组大修后反应堆临界启动操作，基于MARS模拟机预演不同硼浓度梯度下的中子通量变化，结合在线核仪表系统（RPN）实时数据修正提棒策略，将平均启动时间从72小时压缩至59小时，助力机组提前并网发电，单台机组增发电量约1.2亿度。
• 针对蒸汽发生器水位波动频发问题（月均3次），运用概率安全分析（PSA）识别二回路热力参数耦合风险，牵头优化给水流量控制逻辑，同步引入趋势分析工具（PI System）设置三级预警阈值，将异常工况发生率降低67%，相关改进方案纳入公司运行技术规范（OTP-2023-08）。
• 作为一级干预组成员处置主泵转速突降事件（降幅28%），快速定位前置泵机械密封泄漏隐患，通过隔离故障系统、启动备用泵维持堆芯冷却，配合完成原因追溯与设备更换，全过程未触发自动停堆，保障机组连续安全运行187天，创年度最长纪录。
• 主导编制《严重事故管理导则（SAMG）》实操培训手册，结合福岛事故经验反馈新增3类极端工况处置流程，组织12场仿真机演练验证有效性，经NNSA（国家核安全局）专项检查评估，团队应急响应完备率从89%提升至98%。

负责新入职操纵员反应堆操作技能培养，开发理论+仿真双轨培训课程，设计典型事故工况演练项目，跟踪学员操作合规性与应急决策能力，确保结业考核通过率≥90%且岗位胜任周期缩短至6个月。

• 基于核电厂模拟机（NUKAT-3000）开发12个核心操作案例，覆盖从冷态启动到满功率运行的全工况，重点还原控制棒误提、稳压器压力偏差等高频异常场景，配套编写《操作偏差根因分析指南》，学员操作失误率从初期的21%降至结业时的5%。
• 创新“情景-决策-复盘”三阶教学法，在应急演练中设置主控室通讯中断、关键仪表失效等复合故障，引导学员运用决策树工具（FTA）拆解问题，经3期培训验证，学员复杂工况下独立处置时间从12分钟缩短至6分钟，考核优秀率提升至45%。
• 建立培训效果量化评估模型，整合仿真机操作数据、理论考试成绩与现场跟岗表现，识别出“热工水力参数理解不足”为共性短板，针对性增加传热学专题课程，后续批次学员一回路平均温度控制误差从±3℃缩小至±1.5℃。
• 参与编写《核电厂操纵员资质认证辅助材料》，梳理RCP（反应堆冷却剂系统）、PWR（压水堆）等核心系统300+个关键操作要点，被集团纳入操纵员取证考试参考大纲，覆盖全国5家核电站培训体系。

执行机组日常运行监控与定期试验，协助完成功率调节、系统隔离等操作，参与异常工况初期处置，确保管辖范围内设备可用率≥99.5%且操作票合格率100%。

• 负责反应堆厂房巡检与DCS系统参数监视，每日执行2次全面点检，累计发现并处理主泵振动传感器松动、硼酸浓度计校准偏差等隐患17项，其中主泵振动异常提前48小时预警，避免非计划停机，获部门季度安全之星称号。
• 作为副值参与机组调峰操作，根据电网负荷需求调整控制棒位置，配合使用自动功率调节系统（GPC）维持功率稳定，3个月内手动干预次数从日均5次降至1次，调峰期间堆芯燃耗偏差控制在±0.5%以内，优于部门平均水平。
• 执行反应堆保护系统（RPS）定期试验，模拟断路器拒动、信号丢失等故障验证保护动作可靠性，累计完成200+项试验项目，发现并推动解决RPS卡件冗余失效问题，试验合格率保持100%，相关经验在部门内部分享推广。
• 参与编写《操纵员日常操作易错点清单》，汇总历史上因误触按钮、参数抄录错误导致的12类问题，提出“双人复核+颜色标识”改进措施，所在班组操作票差错率从月均0.8次降至0.1次，连续6个月零违章。

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。

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。