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。

660MW超临界机组热耗深度优化与实时调控技术应用

• 项目背景：随着煤价高企与碳减排压力加剧，公司#3机组（660MW超临界凝汽式汽轮机）热耗长期高于设计值（7620kJ/(kW·h)），年额外增加标煤消耗约1.5万吨。核心目标是通过系统性攻关将热耗降至7550kJ/(kW·h)以下，同时保障机组安全稳定性。
• 解决的难题：超临界机组变工况下热耗损失源分散，传统单因素分析法无法定位关键瓶颈；现有仿真模型未融合实时运行数据，指导调整的精度不足；多变量（主汽参数、再热温度、真空）耦合调整易引发参数震荡，风险高。
• 核心行动：1. 主导基于ASME PTC6-2018标准的热耗分解，将损失拆解为锅炉效率、汽机通流、管道散热、辅机能耗四大模块，定位汽机末级及次末级叶片效率低（比设计值低1.2%）是主因；2. 联合华北电力大学开发“超临界机组变工况热耗仿真平台”，嵌入Ebsilon Professional软件并接入DCS实时数据，模型精度提升至98.5%；3. 创新设计“渐进式参数优化策略”——采用模糊PID算法协调主汽压力（从24.2MPa逐步提至25MPa）与真空系统（背压从4.5kPa降至3.8kPa），同步实施“末级叶片动叶角度动态调整方案”，根据负荷（30%-100% BMCR）实时优化气流组织。
• 项目成果：热耗降至7512kJ/(kW·h)，年节约标煤1.2万吨，降低CO₂排放3.1万吨；机组等效可用系数从98.5%提升至99.2%，年增加发电收益820万元；形成的《超临界机组热耗优化技术导则》被集团推广至12台同类型机组；个人获公司“技术创新一等奖”，同年晋升为汽机专业主管。

600MW亚临界机组深度调峰（20% BMCR）适应性改造与运行优化

• 项目背景：新能源装机占比提升至35%后，电网对火电机组深度调峰需求迫切，公司#2机组（600MW亚临界）原最低稳燃负荷为30% BMCR，无法满足“两个细则”考核要求。目标是将最低负荷降至20%以下，同时控制煤耗增量与安全风险。
• 解决的难题：亚临界机组低负荷下存在燃烧不稳定（易灭火）、受热面超温（屏过壁温超限）、厂用电率上升（磨煤机耗电占比达22%）三大痛点；传统燃烧调整依赖经验，缺乏量化依据。
• 核心行动：1. 参与燃烧器改造方案设计，提出“分级燃烧+浓淡分离”优化——将原有旋流燃烧器更换为低负荷稳燃型，同步调整二次风门摆角逻辑，解决低负荷下气流偏斜问题；2. 开发“动态配风调节系统”，基于负荷（15%-100% BMCR）实时计算最优过量空气系数，将屏过壁温控制在540℃以内；3. 编写《深度调峰运行规程》，提出“磨煤机组合运行策略”（低负荷时停运1台磨，采用“双进双出+中速磨”组合），降低厂用电率1.8个百分点。
• 项目成果：机组最低稳燃负荷降至18% BMCR，低负荷煤耗增量从85g/(kW·h)降至42g/(kW·h)；年接纳新能源电量5.2亿kWh，获电网“年度调峰贡献一等奖”；个人积累了亚临界机组深度调峰的核心运行经验，为后续汽机热耗优化项目奠定了工况认知基础。

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。