统筹小湾水电站及下游糯扎渡电站梯级联合库容调度，衔接防洪安全、发电优化、生态流量保障与下游梯级补水四大目标，协同电网调度中心、省防汛抗旱指挥部实现水资源精细化调控，确保水库运行符合设计规范与多利益方需求。

• 主导优化小湾-糯扎渡梯级水库群联合调度策略，整合HFACS（Hydrological Forecast and Control System）洪水预报系统与自研多目标优化模型（融合发电边际效益、生态流量阈值约束、下游梯级电站最小需水要求），将梯级发电耗水率从0.32m³/(kW·h)压降至0.30m³/(kW·h)，2023年度增发电量达1.2亿kWh，支撑云南电网迎峰度夏期间清洁电力外送量提升3.5%。
• 针对2023年滇西遭遇的50年一遇极端干旱，牵头构建“生态流量保障-发电损失评估”双维度决策框架：通过动态调整水库日调节频次（从每日1次增至3次），将下泄流量波动范围控制在±5%以内，既保障下游元江干流生态流量不低于120m³/s（满足国家二级保护鱼类滇池金线鲃洄游关键期需求），又将弃水损失从预估的8000万kWh压缩至2000万kWh，实现生态红线与经济目标的刚性平衡。
• 推动调度系统智能化升级，引入LSTM机器学习算法优化洪水预报预见期（从72小时延长至96小时），结合AGC（自动发电控制）系统实现机组出力实时联动——当预报入库流量超3000m³/s时，提前2小时调整负荷分配，使洪水期水库调洪错峰准确率从88%提升至95%，成功应对2022年“8·15”超标准洪水，保障大坝安全的同时减少下游景洪市淹没损失约1500万元。
• 对接电网与水利主管部门，主导编制《小湾水电站2024年度库容调度计划》，创新性嵌入“月度滚动修正+周动态调整”机制：每月核对水文数据偏差并修正调度曲线，每周根据实时降雨调整下周出力计划，将计划与实际调度的偏差率从6%降至2%，获云南省水利厅“水资源精细化调度示范项目”表彰。

负责漫湾水电站单库库容调度全流程执行，聚焦发电优化与防洪安全，协同上下游5座梯级电站开展短期水量协调，保障水库运行在设计汛限水位与死水位区间内，支撑电站年度发电目标达成。

• 核心参与漫湾水电站《2020-2023年度水库调度图》修订，基于近10年实测水文数据（包括洪水频率、枯水期流量分布），优化“防洪高水位（147.5m）-正常蓄水位（145m）-死水位（138m）”动态调整逻辑，将汛期限制水位以上的可调库容利用率提升12%，年度发电量增加8000万kWh，助力电站获评“华能集团年度高效运行电站”。
• 主导短期（日/周）调度计划编制，运用SFMS（Short-term Flood Forecasting System）预测未来72小时入库流量，结合机组效率曲线（η-P曲线）优化开机组合——例如在高流量时段增加2台混流式机组运行，将机组平均负荷率从85%提升至92%，降低厂用电率0.15%，年节约运营成本约300万元。
• 应对2021年“6·22”上游突发暴雨（小时降雨量达50mm），快速启动防洪调度预案：30分钟内将下泄流量从2000m³/s逐步提升至5000m³/s，同步联动下游景洪电站预泄1000m³/s，成功将漫湾水库最高水位控制在144.8m（低于汛限水位0.2m），避免下游元江县5个乡镇受淹，获公司“防洪先进个人”称号。
• 建立“调度指令执行-效果反馈”闭环机制：每周对比调度计划与实际下泄流量、机组出力的偏差，识别“流量调整滞后”问题并提出“增加每日15:00的流量微调窗口”建议，使调度指令执行准确率从90%提升至98%，相关经验被纳入公司《调度操作规范》。

协助完成绿水河水库库容调度基础工作，涵盖水文数据整编、短期调度计划辅助编制、调度日志管理，学习水库调度基础理论与WDS（Water Dispatch System）系统操作，为后续独立承担调度任务夯实基础。

• 负责绿水河水库每日水文数据整编与入库流量统计，运用Excel VBA开发自动化脚本（含水位-流量关系曲线插值、异常数据筛选模块），将原本4小时的日数据处理时间缩短至1.5小时，数据准确率从95%提升至99.8%，为调度计划提供可靠基础支撑。
• 协助编制3日短期调度计划，学习使用WDS系统录入气象预报、水文参数，跟踪机组出力（MW）与下泄流量（m³/s）实时变化，累计完成200余份调度日志填写，实现“零误差”，获带教主管“基础工作扎实”的评价。
• 参与“枯水期水库补水方案”辅助研究：整理2013-2018年枯水期（11月-次年4月）入库流量数据，绘制流量频率曲线（P-Ⅲ型分布），识别“12月-2月流量低于5m³/s”的高频枯水时段，为优化补水策略提供数据依据——方案实施后枯水期发电保证率从82%提升至87%。
• 协助应对2018年雨季水库水位异常上升（日均涨幅0.15m）：实时监控水位变化，每2小时向主管汇报数据，配合调整下泄流量至150m³/s，保障水库水位始终低于汛前限制水位（102m），避免了因水位超标导致的200万kWh弃水损失。

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。

350MW超临界燃煤机组深度调峰与能耗协同优化项目

• 项目背景：双碳目标驱动下，区域电网新能源占比提升至45%，电网调度要求我司2台350MW超临界机组最低稳燃负荷从原30%BMCR降至20%，但历史运行数据显示低负荷下机组存在燃烧不稳定、受热面超温及煤耗飙升问题，亟需解决调峰能力与经济性的平衡矛盾。我的总体职责是主导调峰优化方案设计、关键技术攻关及落地实施，统筹跨专业（热机、电气、自控）协同。
• 关键难题与技术方案：一是低负荷（≤20%）下煤粉燃烧稳定性差，曾出现多次灭火事故；二是屏式过热器局部温度超设计值15℃，存在爆管风险；三是调峰过程中供电煤耗较满负荷上升超2g/kWh，超出电网辅助服务补偿阈值。针对这些问题，我牵头采用“CFD仿真+试验验证”方法：用ANSYS Fluent模拟不同配风策略下的燃烧器流场，对比8种煤粉浓度-二次风速组合；用Fluent建立屏式过热器温度场模型，分析贴壁风对超温的抑制效果；同步调研行业先进调峰控制逻辑，提出“负荷-煤量-风量-氧量”四维自适应调节策略。
• 核心行动与创新：1. 主导完成12套全工况CFD仿真，筛选出“分级配风+可调式SOFA风门动态补氧”方案，将燃烧稳定裕度从1.2提升至2.1（行业标准≥1.5）；2. 牵头改造屏式过热器入口贴壁风系统，增加3组可调式风口，将超温点温度从545℃降至520℃以内；3. 联合自控团队开发“调峰-能耗”双目标优化算法，嵌入DCS系统，实现负荷变化时自动调整燃烧参数，替代原人工干预模式。
• 成果与价值：项目投运后，机组最低稳燃负荷降至19.8%BMCR，满足电网“深度调峰示范机组”要求；20%-100%负荷区间平均供电煤耗较改造前仅上升1.1g/kWh，低于目标值0.4g/kWh；2023年四季度累计获得调峰辅助服务收益1200万元，较改造前增长45%；机组获评“华北电网深度调峰标杆机组”，技术方案被集团推广至同类型5台机组，年节约调峰成本超4000万元。我个人主导了3项核心专利申请（其中1项已授权），形成《超临界机组深度调峰技术导则》内部标准。

2×600MW超临界机组烟气余热梯级利用节能改造项目

• 项目背景：公司2台600MW超临界机组投运10年后，排烟温度长期维持在135-140℃（设计值110℃），导致锅炉效率偏低（约92.5%），年额外消耗标煤约6000吨。我的职责是负责余热回收方案设计、设备选型及改造实施，目标是降低排烟温度至110℃以下，提升锅炉效率1.5%以上。
• 关键难题与技术路径：传统余热回收多采用单一低压省煤器，易造成空预器入口烟温过低导致低温腐蚀，且无法兼顾不同负荷下的余热回收效率。我引入“梯级余热利用”理念：先用EBSILON软件建立全热力系统模型，模拟烟气从炉膛到烟囱的热量传递过程，发现排烟余热可分为“高温段（350-200℃）”和“低温段（200-130℃）”；针对高温段，采用扩容式空气预热器回收热量加热一次风；针对低温段，选用耐腐蚀ND钢材质的低压省煤器，回收热量加热凝结水。
• 核心行动与决策：1. 完成10种余热回收路线仿真，最终选择“空预器扩容+低压省煤器”梯级方案，解决单一设备的腐蚀与效率问题；2. 主导设备选型，与厂家联合开发适应变负荷的低压省煤器，实现烟气量±20%波动下的稳定换热；3. 改造过程中创新采用“模块化安装”工艺，减少停机时间至15天（行业平均25天）。
• 成果与价值：改造后，机组排烟温度降至105℃，锅炉效率提升至94.3%，年节约标煤4200吨，减排CO₂1.1万吨；投资回收期仅2.3年，低于预期的3年；项目获“北京市节能改造优秀项目”称号，形成的“梯级余热利用”方法论被纳入公司锅炉改造标准库。我在此项目中掌握了全热力系统仿真及余热设备协同设计能力，为后续深度调峰项目积累了热工基础。