负责流域5座梯级水电站（总装机480MW）的库容动态调度，统筹防洪、发电、生态流量保障多目标协同，主导中长期径流预报-短期发电计划-实时调度全流程闭环管理，衔接电网调度指令与电站运行约束。

• 主导编制流域年度水库调度计划，基于HEC-RAS水动力模型与SWAT分布式水文模型构建耦合预报体系，融合卫星遥感降雨数据修正预见期误差，将关键期（主汛期、枯水期）径流预报精度从82%提升至89%；针对2023年流域来水偏丰15%的极端情况，通过粒子群算法优化梯级电站出力分配，动态调整3座水库防洪限制水位至设计值92%，实现增发电量1.2亿kWh，弃水率控制在1.1%（行业平均2.5%）。
• 牵头设计短期（日/周）发电计划智能决策模块，集成SCADA实时数据与AGC/AVC系统接口，开发基于LSTM神经网络的负荷预测模型，支撑调度指令响应时间从45分钟压缩至15分钟；2024年迎峰度夏期间，配合电网完成3次尖峰负荷调用，单日最大调峰幅度达额定出力70%，保障区域电网供电可靠性提升至99.98%。
• 统筹防洪与发电调度冲突场景处置，2023年8月流域突发强降雨（小时雨强80mm），通过实时滚动修正洪水预报，提前2小时调整龙头水库下泄流量至下游河道安全泄量以下，同步协调3座梯级电站按‘错峰发电’模式运行，既避免下游3个乡镇受淹风险，又减少弃水损失约3000万kWh。
• 推动调度系统数字化升级，主导引入数字孪生平台，搭建水库群调度三维仿真场景，集成历史调度案例库与优化算法引擎，全年辅助生成最优调度方案28份，关键决策指标（如发电耗水率）较人工经验方案降低4.2%，获省水利厅‘智慧调度示范项目’认证。

协助完成单站及梯级水库短期调度执行，参与中长期调度计划基础数据整理，监控水库运行参数并预警异常，支撑主调度工程师决策落地。

• 负责3座径流式水电站日发电计划编制，基于Excel VBA开发自动化报表工具，整合上游水文站水位、机组效率曲线等12类数据，将计划编制耗时从4小时缩短至1.5小时，支撑调度指令提前2小时下达，2021年电站利用小时数同比提升3.8%。
• 建立水库运行异常预警机制，设定水位变幅、出力波动等8项关键指标阈值，通过Python脚本实时抓取SCADA数据并触发报警，2022年成功预警2次机组冷却水进水口堵塞隐患，避免非停事件2起，减少经济损失约120万元。
• 参与流域中长期径流预报模型验证，对比NOAA与本地水文站历史数据，修正模型参数（如流域下垫面糙率），将2021-2022枯水期预报误差率从15%降至9%，为主调度工程师调整‘以丰补枯’策略提供数据支撑，当年流域整体弃水率下降2.1个百分点。

聚焦水库调度算法研究，参与行业调度规范编制，为实际调度提供理论模型与技术储备。

• 开发基于多目标遗传算法的中长期水库优化调度模型，以发电量最大、弃水率最小、生态流量达标率为目标函数，通过NSGA-II算法求解Pareto最优解集，模型在某典型流域验证中，发电量较传统Tennant法提升7.3%，相关成果发表于《水力发电学报》（2019年第6期）。
• 参与编制《流域梯级水电站联合调度技术导则》（地方标准），负责‘短期发电计划编制’章节，明确水文预报误差传递规则、机组组合约束条件等内容，标准于2020年1月发布实施，成为省内5个流域调度参考依据。
• 搭建小尺度水电站调度模拟平台，基于MATLAB/Simulink构建机组出力-水位-流量动态关系模型，支持不同来水情景下的调度方案推演，为研究院承接的3个流域调度咨询项目提供技术验证工具，助力项目中标率提升25%。

#3机组深度调峰下的煤耗优化与灵活性改造项目

• 双碳目标下电网对火电机组深度调峰提出刚性要求——#3机组原设计40%额定负荷运行时，煤耗高达385g/kWh（超同类型先进机组15g/kWh），且低负荷下SCR脱硝效率降至80%以下，面临环保不达标与经济性失衡的双重压力。我的核心职责是主导机组灵活性改造的技术攻关与全流程落地，目标是将调峰至40%负荷时的煤耗降至同类型先进水平，并保证脱硝效率合规。
• 项目存在三大技术壁垒：一是低负荷下燃烧稳定性差，飞灰含碳量升至8.5%（原设计5%）导致煤耗虚高；二是SCR催化剂在烟温<300℃时活性衰减，脱硝效率不足；三是传统燃烧调整依赖经验，缺乏精准预测工具。我针对性引入ANSYS Fluent CFD模拟（基于PDF输运方程模型）还原炉内空气动力场，同时用随机森林算法构建“负荷-煤质-氧量-煤耗”预测模型，识别出过量空气系数、二次风配风是关键影响因素。
• 我牵头开展12组全负荷段燃烧调整试验，结合CFD结果将燃尽风比例从20%提至25%，把40%负荷下的过量空气系数压降至1.15，减少排烟损失；针对SCR低烟温问题，设计“省煤器烟气旁路+暖风器”方案（旁路量15%）将烟温提升至310℃以上，并新增1层催化剂以提高低温活性；最终搭建“调峰-煤耗-环保”多目标优化系统，实时输出最优调整策略。
• 项目投运后，#3机组40%负荷下煤耗降至368g/kWh（降低17g/kWh），年节约标煤1.2万吨、减少CO₂排放3.1万吨；低负荷脱硝效率稳定在88%以上，满足超低排放要求。我构建的优化系统被纳入公司运行规程，后续应用于#1、#2机组，年累计降本超2000万元。作为项目负责人，我从问题诊断到方案落地全程主导，推动机组灵活性与环保性能双提升，成为公司深度调峰改造的标杆案例。

#2机组烟气脱硫提效及废水零排放改造工程

• 随着入炉煤硫分从1.2%升至2.5%，#2机组原石灰石-石膏湿法脱硫系统入口SO₂浓度最高达4500mg/Nm³（超设计值28%），脱硫效率降至95%以下，无法满足超低排放要求；同时脱硫废水含盐量高（TDS≈10000mg/L），直接排放污染环境，亟需实现零排放。我的职责是负责脱硫系统提效改造与废水零排放方案落地，目标是脱硫效率≥98%且废水资源化利用。
• 项目面临三大挑战：一是高硫煤下吸收塔负荷超限，原有4层喷淋层雾化覆盖不足；二是废水零排放工艺需平衡成本与可靠性；三是改造需在机组运行期间进行，停机时间受限。我对比SDA半干法、湿法增容等方案后，选择增加喷淋层优化雾化的方式提升脱硫效率；针对废水，最终选定“软化+反渗透+多效蒸发结晶”工艺，可实现零排放并回收工业盐。
• 我主导吸收塔改造：新增1层喷淋层（共5层），更换250目高效喷嘴（雾化角从120°增至150°），将液气比提至15L/m³（原12L/m³）；废水系统方面，设计多介质过滤器去除悬浮物，反渗透膜浓缩至TDS=5000mg/L，再用四效蒸发结晶得到工业级氯化钠（纯度98%）。为减少停机损失，采用“模块化预制+现场组装”模式，停机45天完成全部改造。
• 改造后，脱硫效率提升至98.5%，入口4500mg/Nm³时出口SO₂稳定在30mg/Nm³以下，满足超低排放；废水零排放系统年处理1.5万吨废水，回收工业盐200吨，创造收益100万元/年。改造期间机组可用率保持98%以上，未影响发电计划。作为环保设备管理负责人，我解决了高硫煤下的脱硫瓶颈，推动废水从“达标排放”到“零排放+资源化”的升级，为后续机组环保改造积累了可复制经验。

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。