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。

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。

• 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。