统筹流域6级梯级水电站（总装机1200MW）水库群联合调度，通过动态水位控制、洪水预报与发电计划协同优化，保障机组安全高效运行及流域水资源综合利用效益最大化。

• 主导优化流域三级水库（总库容28亿m³）联合调度规则库，针对近年极端天气频发特点，引入HEC-HMS水文模型重构入库流量预报逻辑，将短期（3日）洪水峰现时间预报误差从±4小时压缩至±1.5小时，支撑防洪库容精准预留，近三年主汛期未发生弃水事件，较此前同期增发电量1.8亿kWh。
• 牵头完成年度发电计划与生态流量下泄协同编制，创新性叠加鱼类产卵期生态需水曲线（最小下泄流量≥500m³/s），通过AGC系统动态调整机组出力，在满足生态要求前提下，机组等效可用系数保持92%以上，年度发电计划完成率连续两年超99.5%。
• 解决枯水期多电站争水矛盾，基于MIKE HYDRO建立跨月水资源分配模型，提出「月均流量阈值-水库群调蓄能力」双约束调度策略，2024年干旱年份实现流域水资源利用率提升8%，下游梯级电站发电损失减少4000万kWh。
• 主导搭建水库调度数字孪生平台，集成实时水雨工情数据与调度规则库，实现调度指令自动生成与执行效果模拟，调度决策响应时间从4小时缩短至1小时，获集团「智慧调度示范项目」认证。

协助开展流域4座中型水电站（总装机380MW）水库群短期调度执行，参与洪水预报验证、发电计划滚动修正及防洪调度方案落地，保障梯级电站安全经济运行。

• 独立完成年度水库调度计划初稿编制，结合历史水文数据与气象部门降水预测，运用Tennant法校核生态流量，提出「前汛期预泄+后汛期拦蓄」调度策略，当年枯水期发电量同比增加12%，生态流量达标率100%。
• 优化短期（周）调度指令执行流程，针对机组检修期库水位波动问题，设计「检修窗口期-水位控制阈值」匹配表，将检修期间水位偏差控制在±0.5m内，保障检修后机组满发时间提前24小时。
• 参与应对「2021.8」流域超50年一遇洪水，实时跟踪雷达测雨数据，每2小时更新入流预报，提出「错峰削峰」调度方案（提前24小时预泄腾库），最终水库最高水位低于汛限0.3m，减少下游淹没损失约3000万元。
• 搭建水文数据质量监控体系，梳理水位、流量、雨量等12类数据异常识别规则，推动数据准确率从95%提升至98%，为调度决策提供更可靠基础支撑。

聚焦流域水文特性分析与调度模型研发，为水电站库容调度提供理论支撑与技术储备，推动科研成果向工程应用转化。

• 完成金沙江中游某支流10年水文序列重构，采用Mann-Kendall检验与Pettitt法识别突变点，发现2010年后汛期径流量年际变差系数增大0.15，研究成果被纳入《流域中长期调度规划》基础数据章节。
• 开发基于LSTM神经网络的月径流预测模型，输入前期降水、气温及水库调度数据，替代传统ARIMA模型，经2018年洪水期验证，预测准确率从78%提升至89%，获研究院「青年技术创新奖」。
• 参与编写《梯级水库联合调度技术导则》（企业标准），负责「防洪与发电调度协同」章节，明确不同风险等级下的调度优先级与指标阈值，已在集团3个流域推广应用。
• 协助完成某在建水电站水库调度专题研究，通过物理模型试验验证死水位动态调整方案，提出「施工期分期蓄水+首台机组提前发电」策略，缩短工期1个月，节约投资约2000万元。

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。

• 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。