统筹大渡河流域5座梯级水电站（总装机480MW）集群调度，负责年度/月度水库运用计划编制、防洪与发电多目标协调、突发水情应急响应，以及水资源优化配置与生态流量保障的全周期管理。

• 主导构建基于水动力-经济耦合的梯级水库动态调度模型，融合马斯京根法与机器学习修正技术，将入库流量预报预见期从48小时延长至72小时，结合实时水头-出力曲线动态调整机组组合，2023年主汛期实现弃水率同比下降21%，增发电量1.2亿kWh，创年度发电效益新高。
• 牵头解决流域来水偏枯年份（2022年径流量较多年平均低15%）的多目标冲突问题：通过建立生态流量-发电损失量化评估矩阵，优化枯期逐日下泄流量过程，在满足下游河道生态需水（≥50m³/s）的前提下，将有限水量向高效机组倾斜，机组利用小时数同比提升8.6%，获省水利厅‘水资源集约利用示范项目’认定。
• 主持升级水库调度自动化系统，集成卫星云图、土壤墒情等多源数据，开发基于HEC-RAS的洪水演进模拟模块，将防洪调度决策响应时间从2小时压缩至30分钟；2024年成功应对流域超50年一遇短历时暴雨，提前4小时精准预泄腾库，保障下游3个县城未超警戒水位。
• 推动调度业务标准化建设，编制《梯级水库联合调度操作手册（2.0版）》，新增生态流量过程偏差预警、机组效率动态匹配等6项关键流程，全年调度指令执行准确率提升至99.8%，相关经验被纳入集团水电调度标准体系。

负责雅砻江支流某流域3座中型水电站（总装机120MW）的日常调度运行，执行年度发电计划与防洪调度方案，监控水库水位-出力匹配状态，分析调度数据支撑优化决策。

• 针对水库调蓄能力不足（总库容仅2.1亿m³）导致的汛限水位动态控制难题，运用新安江模型结合降雨径流相关图法，优化预泄规则：当预见期降雨量超50mm时，提前12小时按阶梯式降低水位至汛限以下2m运行，2020年汛期成功避免2次弃水事件，增发电量3800万kWh。
• 主导完成调度数据中台搭建，整合水文自动测报系统（ADCP流量监测）、机组AGC/AVC系统数据，开发Python脚本实现水位-出力-电价实时关联分析，月度调度报告编制效率提升60%，支撑部门提出‘峰谷电价时段差异化发电’策略，当年峰电占比提升至42%，增加收益1200万元。
• 参与处置流域罕见秋汛（2021年9月连续7日降雨超100mm），通过联动上下游水文站实时校正洪水预报，调整下泄流量从800m³/s梯度降至500m³/s，既保障大坝安全又减少下游农田淹没面积约150亩，获地方政府书面致谢。
• 编制《水库调度异常工况处置指南》，梳理水位异常波动、机组出力受限等8类场景的应急流程，全年调度异常响应及时率100%，所在团队被评为集团‘安全生产先进集体’。

协助开展水库调度基础数据整理、短期洪水预报验证及调度方案模拟，参与防洪调度演练与调度系统运维，保障水库运行数据实时性与准确性。

• 负责3座小型水库（总库容800万m³）的水文数据清洗与标准化，运用ExcelVBA开发自动校验工具，纠正历史数据异常点127处，数据完整率从92%提升至99.5%，为后续调度模型训练提供可靠输入。
• 参与‘小流域梯级水库联合调度’课题研究，使用MIKE11软件模拟不同来水情景下的水库群响应，对比分析‘以丰补枯’与‘防洪优先’两种策略的综合效益，研究成果形成2万字技术报告，被纳入公司内部培训教材。
• 全程参与年度防洪调度演练，模拟流域发生超标准洪水时的‘预报-会商-决策-执行’全流程，记录关键节点23项，优化应急通讯机制3处，演练评估得分95分（满分100），助力团队通过省级防洪调度能力考核。
• 考取注册土木工程师（水利水电工程）基础考试，系统学习《水文预报》《水库调度规程》等知识，将理论应用于实际：修正某水库蒸发渗漏损失计算系数（原0.15调整为0.18），月度水量平衡误差从3%降至1.2%。

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。

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。