统筹流域3座梯级水电站（总装机180MW）库容动态调度，负责中长期来水预报、防洪与发电多目标协同优化、实时调度指令执行及生态流量合规管控，衔接电网调度与电站运行部门，保障水资源利用效率与枢纽安全。

• 主导构建基于LSTM神经网络的流域中长期径流预报模型，融合气象卫星数据与历史水文序列（1980-2021年），将3日来水预报误差率从12%压缩至7.5%，支撑年度发电计划编制精度提升至94%；同步开发Python脚本实现预报-调度规则自动匹配，缩短计划迭代周期30%。
• 牵头解决丰水期防洪与发电矛盾：针对下游城市防洪标准提升至50年一遇要求，创新应用‘预泄-拦蓄’动态阈值策略，通过AGC系统联动机组出力，在保证水库最高水位不超汛限的前提下，较传统调度方式多利用洪尾水量2100万m³，对应增发电量1600万kWh（占全年发电量3.2%）。
• 建立生态流量下泄智能监控体系：依据《长江流域水生态环境保护规划》要求，设定枯水期最小下泄流量阈值（35m³/s），开发SCADA系统接口实时抓取下泄流量数据，结合AHP法构建生态调度效益评估模型（涵盖鱼类栖息地、河道冲刷等6项指标），全年生态合规率达100%，获地方生态环境局通报表扬。
• 主导跨部门调度协调机制优化：梳理电网AGC指令响应延迟（平均2.5分钟）、电站设备启停耗时（3-5分钟）等堵点，通过调整AGC死区设置（从±2MW缩至±1MW）与预开停机策略，将指令执行偏差率从8%降至3%，助力电站获得电网‘优先调度’评级。

协助开展流域5座中小水电站（总装机85MW）的短期库容调度，参与中长期调度计划编制、实时水情数据校核及调度效果后评价，配合完成水库调度规程修订与防汛演练。

• 核心参与编制年度水库调度计划：基于HEC-RAS水动力模型模拟不同来水情景（P=50%、P=75%、P=90%），提出‘前枯后丰’发电策略，将汛期限制水位动态调整范围从±0.5m扩大至±1.2m，经实际运行验证，枯水期发电水头利用率提升4%，年增发电收益约480万元。
• 搭建调度效果量化评估体系：设计包含‘弃水率’‘水能利用率’‘设备利用率’的3级评价指标（权重分别为40%、35%、25%），运用模糊综合评价法对季度调度方案打分，推动2021年Q3弃水率从9.1%降至5.3%，相关方法被纳入公司《调度管理手册》。
• 解决多电站联合调度通信延迟问题：针对流域内3座电站因通信链路老化导致的调度指令传输滞后（最长5分钟），协调IT部门部署4G工业路由器并优化数据压缩算法，将指令同步时间压缩至45秒内，保障梯级电站联动调度的时效性。
• 参与防汛应急调度演练：模拟百年一遇洪水（入库流量1200m³/s）场景，提出‘错峰预泄+机组满发’组合方案，通过手动干预AGC死区（临时设为±0.5MW）提前2小时腾出防洪库容150万m³，演练评分位列同期流域电站前2%。

负责水电站历史调度数据清洗与分析，参与编写水库调度规则初稿，协助完成调度系统基础参数配置及操作培训。

• 完成10年历史调度数据治理：梳理23万条运行记录，识别并修正‘出力-水位’曲线异常点（占比3.7%），基于MATLAB开发自动化校验工具，将数据整理耗时从2周缩短至3天，为后续调度模型训练提供高质量样本。
• 辅助修订水库调度规则：通过统计分析不同来水频率下的最优弃水阈值（P=90%时弃水流量≤800m³/s），提出‘阶梯式弃水’策略（按来水超阈值幅度分3级响应），经模拟验证可减少无效弃水12%。
• 参与调度系统参数配置：协助设置水库调度模块的初始边界条件（如汛限水位、死水位、防洪高水位），并针对新入职调度员开展操作培训（累计8场），培训后人员独立完成日计划编制的平均时间从4小时缩短至1.5小时。
• 发现历史调度规则缺陷：对比2015-2018年实际调度与规则执行数据，指出‘枯水期满发’规则未考虑机组效率曲线差异（低水头时机组耗水率偏高15%），推动规则修订为‘按实时效率动态调整出力’，当年节水增发电量约210万kWh。

某350MW亚临界燃煤机组深度调峰与能耗优化改造项目

• 项目背景：双碳目标下，区域电网对煤电调峰能力要求从“基荷保供”转向“深度调峰”，公司承运的某350MW亚临界机组原调峰深度仅能达到50%额定负荷，低负荷（<50%）煤耗高达465g/kWh，既无法满足电网“两个细则”考核要求，也制约了机组经济性。项目目标是将调峰深度拓展至30%额定负荷，同时降低低负荷工况煤耗10%以上，实现“能调峰、调得起、能耗低”的核心目标。
• 关键难题与技术：改造面临三大技术瓶颈——①低负荷下锅炉燃烧稳定性差（30%负荷时曾出现3次灭火事故），煤粉浓度波动导致火焰温度不均；②汽轮机末级叶片因低负荷蒸汽流量小、湿度大，水蚀风险激增（原设计末级叶片寿命仅2万小时）；③原有机组协调控制系统（CCS）采用PID单回路控制，负荷变化时主汽压力、温度波动超±0.5MPa/±10℃，无法适应调峰需求。技术上需结合燃烧建模、材料防护、多变量控制三大领域解决方案。
• 核心行动与创新：作为技术负责人，我主导了全流程改造：1）针对燃烧稳定性，采集1200余组低负荷（30%-50%）燃烧数据，构建LSTM神经网络模型预测煤粉浓度波动，优化二次风门动态配比策略，将火焰温度偏差控制在±50℃以内，彻底解决灭火问题；2）联合哈锅厂家研发末级叶片纳米耐蚀涂层（采用Cr-Al-Y三元合金粉末等离子喷涂），将叶片水蚀速率降低70%，寿命延长至5万小时以上；3）重构CCS系统，采用多变量预测控制（MPC）算法整合锅炉燃料-风量、汽轮机进汽量、发电机负荷三大模块，实现负荷变化率±1%/min的平滑调节，主汽压力波动缩小至±0.2MPa以内。过程中突破了“亚临界机组低负荷燃烧模型适配”“多目标约束下的控制策略优化”两大技术壁垒。
• 成果与价值：改造后机组成功实现30%额定负荷长期稳定运行，低负荷煤耗降至418g/kWh（降低9.7%），年调峰收益达1200万元（按区域电网调峰补贴0.2元/kWh计算）；形成的《350MW亚临界燃煤机组深度调峰技术导则》被京能集团纳入标准体系，推广至旗下5台同类型机组。我个人获2项实用新型专利（“一种燃煤机组低负荷燃烧优化装置”“汽轮机末级叶片防蚀涂层结构”），并主导编制了《调峰机组运行维护手册》。

2×600MW超临界机组厂用电率优化与节能改造项目

• 项目背景：公司2×600MW超临界机组原厂用电率为5.8%，高于同类型机组先进值（5.5%），主要因辅机（引风机、给水泵、循环水泵）能耗偏高及运行策略粗放。项目目标是将厂用电率降至5.5%以下，年节约标煤4万吨，降低发电成本约800万元。
• 关键难题与技术：厂用电高的核心原因包括——①引风机、给水泵仍采用工频运行，负荷变化时无法动态调整转速，电耗占比达厂用电的45%；②循环水泵叶轮老化，效率从设计的85%降至78%；③缺乏实时厂用电监测工具，运行人员无法精准定位高能耗环节。技术上需结合辅机变频改造、设备性能修复、大数据分析三大手段。
• 核心行动与创新：作为主管，我牵头推进三项关键工作：1）推动引风机、给水泵变频改造，将工频电机更换为变频调速电机，根据机组负荷（300-600MW）动态调整转速，单台引风机年节电1200万kWh；2）联合厂家对循环水泵叶轮进行切割修复（将直径从1.2m调整为1.1m），并优化叶片角度，效率恢复至83%；3）基于Python开发“厂用电率在线监测系统”，集成DCS数据，实时计算各辅机能耗占比（精度±1%），并设置“高能耗预警阈值”，指导运行人员调整辅机运行方式（如低负荷时停运1台循环水泵，采用母管制供水）。
• 成果与价值：改造后厂用电率降至5.3%，年节约电量1.5亿kWh（相当于节约标煤4.5万吨），年降低成本850万元；开发的监测系统被公司推广至所有机组，成为集控运行优化核心工具。我个人获公司“2021年度节能先进个人”，并参与编制《600MW超临界机组厂用电优化运行指南》。

• 因痛心于年轻人对历史的疏离，我在B站创立「古人脱口秀」栏目，用职场梗解构历史事件（如《雍正皇帝的KPI保卫战》）。通过设计「颠覆认知-史料佐证-现代共鸣」三幕剧本模板，单期视频最高收获1.7万条弹幕互动。
• 两年间栏目播放量突破180万，作品被多地中学选为教学素材。这段经历磨砺出将学术内容转化为大众语言的能力，也让我理解到真实用户反馈才是创作者的指南针。