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。

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。