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。

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。

• 大二观察到毕业生离校时大量教材被废弃，而新生购书支出占生活费12%，便发起校园书籍教材循环计划。为解决传统二手书交易效率低的问题，我们开发微信小程序实现扫码估价、预约取件功能，并说服快递中心以成本价承接物流。
• 通过建立翻新消毒标准打消卫生顾虑，项目年流通教材1.2万册，累计为同学节省书费38万元。这段经历让我从商业小白成长为能设计闭环模式的实践者，项目不仅获省级创业金奖，更被纳入学校官方服务体系延续至今。