负责华龙一号机组主控制室全范围运行操作，主导反应堆功率调节、系统状态监控及异常工况处置，协同技术支持中心完成TSC指令执行，参与编写机组运行规程修订及新操纵员带教，工作边界覆盖RCS（反应堆冷却系统）、GSS（汽轮发电机系统）核心设备操作与安全参数管控。

• 主导完成102大修后机组首次临界至满功率启动操作，通过DCS系统实时跟踪中子注量率、稳压器水位等12项关键参数，结合堆芯功率分布计算（使用MCNP模拟软件验证），精准调整控制棒棒位，将启动时间较计划缩短18小时，实现零非计划停堆目标。
• 处理#3机组RCS系统压力异常波动事件（压力15分钟内下降0.3MPa），通过快速定位主泵密封水泄漏故障点（利用声学检漏仪确认泵侧密封失效），同步执行隔离主泵、启动备用泵、调整稳压器电加热功率等操作，避免LOCA（失水事故）序列触发，事后主导编制《主泵密封泄漏快速诊断卡》纳入机组应急规程。
• 牵头完成年度操纵员复训考核方案优化，引入VR模拟机+DCS半实物仿真双场景考核模式，新增「蒸汽发生器二次侧满水」「电网频率骤降」等6类复杂工况，使新操纵员独立上岗考核通过率从89%提升至100%，该项目获公司年度技术创新三等奖。
• 参与编写《华龙一号机组技术规范偏离（TCA）管理指南》，梳理32项常见偏离场景的评估标准与审批流程，将TCA平均审批时长从4小时压缩至1.5小时，同时降低因评估不充分导致的运行风险事件发生率27%。

承担机组日常运行监控与辅助操作，执行值长指令完成系统切换、设备启停等任务，参与异常工况初期处置及运行日志填写，工作边界聚焦于BOP（辅助系统）、电气系统的操作配合与数据记录分析。

• 完成#2机组日常调峰（功率从100%降至75%）操作，通过逐步降低控制棒棒位并调整硼浓度（使用化学与容积控制系统CVCS精确配硼），维持堆芯功率分布均匀性，实现调峰过程反应堆轴向功率偏差＜1%，优于技术规范要求的2%。
• 发现蒸汽发生器排污水放射性活度异常升高（从1.2E-5 Bq/L升至5.8E-5 Bq/L），立即联动化学分析人员取样复核，追溯至凝汽器传热管微漏（通过在线检漏系统确认泄漏率0.1L/h），协同维修部门执行凝汽器查漏隔离，避免了放射性物质向二回路扩散风险。
• 开发「电气开关站巡检路线优化模型」，基于设备重要度（按RPN风险优先数排序）与路径最短原则，将每日巡检耗时从45分钟减少至28分钟，同时漏检率从0.3%降至0，该方法在全公司3个核电机组推广。
• 参与机组小修期间反应堆开盖检查配合工作，负责反应堆厂房通风系统（DVN）运行监控，实时调整风量（维持换气次数＞12次/小时），确保作业区辐射剂量率始终＜0.5μSv/h，保障检修人员受照剂量低于年度限值的1/10。

系统学习压水堆核电机组运行原理，完成DCS系统操作授权培训及现场设备认知实习，协助主值完成监盘记录、操作票填写等基础工作，工作边界覆盖从理论培训到现场跟岗的全周期能力构建。

• 通过18个月系统化培训（含400课时理论+600小时模拟机操作），一次性通过操纵员执照考核（笔试92分、模拟机操作95分），掌握RCS热工水力计算、应急堆芯冷却系统（ECCS）动作逻辑等核心知识，成为同期学员中首批获得现场操作授权人员。
• 参与编写《模拟机典型异常工况处置手册（初级版）》，整理15类常见故障（如给水泵全停、主蒸汽管道破裂）的标准操作步骤，结合自身跟岗期间遇到的3次真实异常案例补充处置要点，被用作新学员模拟机培训教材。
• 协助主值完成机组启动物料平衡计算（使用核燃料管理软件ORIGEN-S），精准核对硼酸浓度、除盐水量等关键参数，确保启动过程中反应堆冷却剂系统（RCS）水质达标（电导率＜0.15μS/cm），保障机组安全启动。
• 建立个人「异常工况处置笔记」，累计记录23次跟岗期间参与的异常处理过程（如蒸汽发生器水位低低报警、柴油发电机定期试验异常），提炼出「参数趋势预判-关联系统排查-优先级动作」的三步处置法，被带教师傅推广至同期见习生。

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。