统筹雅砻江中游5座梯级水电站群库容动态调度，协调防洪安全、发电效益、生态流量及下游梯级衔接多目标，主导水情预测模型优化与调度规则迭代，保障流域年发电量超300亿kWh目标达成。

• 主导完成3座龙头水库与2座反调节水库联合调度规则库V3.0迭代，引入LSTM神经网络修正短期来水预报误差（MAE从12%降至7%），结合AGC/AVC系统实时调整出力，将月均发电计划准确率从89%提升至94%，支撑年度发电量超目标2.1%。
• 应对2024年流域超50年一遇伏旱（7-8月入库流量较多年均值偏枯45%），通过动态压缩非关键水库消落水位（最低降至死水位以上2m）、协调电网增加夜峰负荷分配，实现弃水率同比下降18%（从12%降至9.8%），增发电量2.3亿kWh，避免经济损失约8000万元。
• 搭建HEC-RAS（河道演进）与MIKE11（洪水预报）耦合模型，融合气象雷达拼图与卫星降水估计数据，将洪水预见期从72小时延长至96小时，提前48小时启动下游3座电站防洪预泄，成功将下游5个乡镇最高洪水位控制在警戒水位以下0.5m，保障20万人口安全。
• 牵头编制《流域梯级水库调度应急响应手册（2025版）》，规范超标准洪水、机组跳闸、通信中断等12类极端工况处置流程，配套开发调度指令电子签批与执行追踪系统，全年调度指令执行偏差率控制在0.5%以内（行业平均1.2%）。

负责构皮滩水电站（装机3000MW）库容短期调度（3-15日），衔接中长期来水预测与实时运行，优化发电计划与水库水位控制，目标降低弃水率至5%以下。

• 优化现有短期调度算法，融合FY-4B卫星云图反演降水与ECMWF数值预报数据，开发“来水-负荷-电价”三维优化模型，将日发电计划调整频次从4次/日提升至8次/日，抓住2022年7月连续3日强降雨过程，增发电量1.1亿kWh（占月度发电量3.5%）。
• 推动建立“调度-运维-营销”三方联动机制，提前72小时同步电网月度负荷预测、机组检修计划与水库来水预报，动态调整发电计划曲线，将月度计划电量完成率从92%提升至97%，年度结算电价提高0.02元/kWh，增利约1200万元。
• 主导解决机组冷却水取水口泥沙淤积导致的出力受限问题（年均影响出力50MW），通过分析水库泥沙冲淤规律，调整水库低水位运行时段（1-3月提前至12月启动冲沙），配合优化泄水建筑物运行方式，减少非计划停机时间230小时/年（降幅41%）。
• 参与水库调度自动化系统升级（南瑞PCS-9000平台），负责调度模块需求分析与测试，提出“多目标约束下的最优出力搜索”功能优化建议，系统投运后人工干预环节减少40%，典型工况调度决策时间从2小时缩短至30分钟。

协助完成大岗山水电站（装机2600MW）水库日常调度数据整编、短期预报跟踪及调度指令执行跟踪，参与调度模型基础维护与简单工况分析。

• 负责3座水库（大岗山、龙头石、小天都）水情数据实时监控与整编，建立“阈值报警+人工复核”异常数据识别流程（如水位突变＞0.5m/h触发预警），数据准确率从95%提升至99.2%，支撑调度决策时效性（指令下发延迟从15分钟降至5分钟）。
• 参与开发“水库来水-发电效率”关联分析工具（Python+Pandas），基于历史数据挖掘来水流量与机组效率曲线，每月输出5份趋势分析报告，辅助调整月度发电计划，季度平均弃水率从8%降至3%（下降5个百分点）。
• 协助完成2020年汛期限制水位动态控制试点，收集整理2017-2019年历史调度数据，构建简化版风险评价指标体系（含防洪安全、发电损失、下游影响3维度），试点期间成功规避2次超5年一遇洪水威胁（最高洪峰削减10%）。
• 配合开展调度团队新员工培训，编制《水情预报基础与调度规则》教材（含10个典型案例），完成20人次实操培训（涵盖数据整编、模型查看、指令跟踪），新员工独立上岗周期从3个月缩短至2.5个月。

某350MW亚临界燃煤机组深度调峰与快速响应改造项目

• 项目背景：双碳目标下，区域电网对煤电机组调峰能力要求从“30%额定负荷深度调峰”提升至“15%额定负荷”，且AGC响应时间需从12秒压缩至5秒以内。我司某350MW机组原燃烧器设计适配高负荷稳燃，低负荷易出现火焰中心上移、灭火风险，同时AGC控制逻辑依赖传统PID，滞后性严重制约调峰效率。我的核心职责是主导全流程技术方案设计与落地，统筹燃烧系统改造、自动控制优化两大模块。
• 关键难题与技术：一是低负荷稳燃瓶颈——原旋流燃烧器的配风均匀性与燃料混合度无法满足15%负荷下的燃烧稳定性；二是AGC响应滞后——原有控制逻辑未考虑锅炉蓄热特性，指令传递存在“热惯性延迟”。技术上，我采用CFD计算流体力学仿真平台，对3种不同旋流强度的燃烧器配风方案进行数值模拟，对比火焰温度分布、NOx排放浓度等指标；针对AGC滞后问题，引入基于锅炉蓄热系数的自适应前馈补偿算法，重构控制逻辑框架。
• 核心行动与创新：牵头联合燃烧器厂家开展1:10燃烧器模型试验，验证CFD仿真结论，最终选定“分级配风+可调旋流叶片”的燃烧器改造方案，解决低负荷下的空气动力场畸变问题；协同自动化团队，采集1年的锅炉负荷-主汽压力动态数据，建立蓄热系数预测模型，将前馈补偿信号提前5秒介入AGC指令，修正传统PID的滞后缺陷。过程中突破了“燃烧器改造与控制逻辑联动优化”的跨专业壁垒。
• 项目成果与价值：改造后机组实现15%额定负荷（52MW）稳定运行3小时以上，AGC响应时间缩短至4.8秒，达到电网“两个细则”最高考核标准；年新增调峰辅助服务收益820万元，较改造前提升115%；同时低负荷工况下NOx排放浓度控制在35mg/Nm³以内，实现“调峰能力”与“环保指标”双达标。我个人主导的技术方案被纳入公司煤电灵活性改造标准模板，后续推广至另外2台同类型机组。

超临界660MW机组冷端系统效能提升改造项目

• 项目背景：公司某超临界660MW机组投运5年后，冷端系统效率逐年下降——凝汽器端差从设计值8℃升至12℃，循环冷却塔出水温度比设计高2.5℃，导致机组背压偏高，供电煤耗较设计值上升1.5g/kWh。我的职责是排查冷端系统隐性故障，制定针对性改造方案，提升冷端换热效率。
• 关键难题与技术：一是故障定位难——凝汽器铜管结垢程度不均，传统超声波测厚无法精准识别局部堵塞；二是冷却塔优化无数据支撑——原有配水系统设计冗余，但缺乏气流组织模拟数据。技术上，我采用HTRI换热器设计软件，建立凝汽器三维换热模型，输入实时运行数据反推各列管垢层厚度；利用CFD软件模拟冷却塔内部气流场，识别配水不均导致的“干区”与“湿区”失衡问题。
• 核心行动与决策：基于HTRI模型分析，确定凝汽器需更换15%的老化铜管（重点替换结垢严重的#3、#4列管），并将循环水流量从12.5m³/s提升至13.2m³/s以强化换热；针对冷却塔，优化配水支管直径，增加8组高效除水器，减少水滴夹带损失，同时调整风机叶片角度，提升进气均匀性。决策过程中，平衡了“改造成本”与“效能提升”——放弃整体更换凝汽器的方案，选择局部靶向改造，降低投资30%。
• 项目成果与价值：改造后凝汽器端差降至7.2℃，循环水出口温度降低2.1℃，机组背压从8.5kPa降至8.0kPa；供电煤耗下降1.2g/kWh，年节约标煤2.1万吨，对应减排CO₂ 5.5万吨，年降低成本320万元。该项目的“冷端系统精准诊断+局部优化”模式，成为公司老机组提质增效的典型案例，后续应用于3台同容量机组。

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。