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。

300MW亚临界燃煤机组低负荷稳燃与节能降碳改造项目

• 项目背景：公司下辖2台300MW亚临界燃煤机组承担区域调峰任务，低负荷（≤40%BMCR）下存在热效率下降（较额定负荷低3.5%以上）、NOx排放波动（50-65mg/Nm³）、稳燃用油消耗高（单台炉月均助燃油120吨）三大痛点；目标是重构燃烧系统，实现30%BMCR负荷下稳定燃烧、煤耗降低5g/kWh以上、NOx排放稳定在50mg/Nm³以内。我作为技术负责人，全程主导方案设计、CFD模拟验证及现场实施指导。
• 关键难题与技术：一是传统旋流燃烧器低负荷下火焰中心上移，煤粉着火延迟；二是二次风分层配比不合理，空气分级效果弱；三是缺乏低负荷燃烧状态的实时预测工具。我采用ANSYS Fluent搭建全炉膛燃烧数值模型，模拟10余种燃烧器改型方案，结合现场热态试验验证流场分布；同时引入LSTM神经网络构建燃烧状态预测模型，关联主汽温度、CO浓度等12个参数预判稳燃风险。
• 核心行动与创新：1）主导改造燃烧器一次风喷口，增设阶梯式稳燃齿（专利号：ZL202320123456.7），降低煤粉着火温度150℃；2）调整二次风旋流强度（从0.8提升至1.2），优化“分级送风”比例（下层二次风占比从40%提至55%），强化燃料级空气分级；3）部署预测模型至DCS系统，实现低负荷下燃烧参数自动微调（每30秒修正一次给煤量与一次风速）。
• 项目成果与价值：改造后，30%BMCR负荷下热效率提升2.1%，供电煤耗降低8.5g/kWh（单台炉年节约标煤1.2万吨，减碳3.1万吨）；NOx排放稳定在42-48mg/Nm³，助燃油消耗降至每月15吨以内；形成的《亚临界机组低负荷燃烧优化技术导则》被集团纳入标准体系，我个人获“公司技术创新一等奖”。

2×600MW煤电机组与100MW光伏电站耦合调峰工程

• 项目背景：公司响应“煤电灵活性改造”政策，需将600MW亚临界机组最低稳燃负荷从30%降至20%，同时消纳配套100MW光伏电站电量。但光伏出力间歇性（日波动幅度达40%）导致机组负荷波动频繁，锅炉燃烧稳定性（CO浓度超限率达15%）、主汽温度偏差（±10℃）问题突出。我作为耦合系统负责人，负责解决“新能源波动-煤电调节”的协同问题。
• 关键难题与技术：一是光伏功率预测误差（原误差率12%）导致煤电机组负荷调整滞后；二是耦合系统多变量（光伏出力、煤量、风量、汽温）耦合特性复杂，传统PID控制无法应对。我采用随机森林算法优化光伏短期预测（将误差率降至5%以内），并构建模型预测控制（MPC）框架，以“最小煤耗+最稳燃烧”为目标函数，优化机组负荷分配策略。
• 核心行动与决策：1）搭建耦合系统数字孪生模型，模拟200余种“光伏出力突变-煤电机组响应”场景，校准MPC模型的预测精度；2）主导修改DCS控制逻辑，将光伏预测值纳入机组负荷指令计算，提前10分钟调整给煤量与二次风量；3）引入红外热成像仪监测锅炉受热面温度分布，实时修正燃烧器摆角，保持火焰中心稳定。
• 项目成果与价值：项目投运后，机组最低稳燃负荷降至18%BMCR（超目标2个百分点），光伏消纳率达98%（年消纳电量5200万kWh）；燃烧CO浓度超限率降至2%以内，主汽温度偏差控制在±3℃；调峰辅助服务收益年增加450万元，同时为区域提供“煤电兜底+新能源消纳”的示范模式，我主导编制的《煤电-光伏耦合调峰运行规程》被纳入省级电力行业标准。

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。