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超临界机组深度调峰与灵活性改造项目

• 项目背景：双碳目标驱动下，华北电网要求火电机组深度调峰能力提升至15%额定负荷，以消纳风电、光伏等可再生能源。我所在机组原最低稳燃负荷为30%，无法满足电网考核要求，需通过改造实现低负荷安全高效运行。我的总体职责是牵头制定改造技术方案、协调厂家与运维团队落地，并对关键技术指标负责。
• 关键难题：低负荷下燃烧易失稳（曾发生35%负荷灭火事故）、高温受热面超温（屏过壁温多次达设计上限545℃）、NOx排放波动（低负荷升至50mg/Nm³以上，超超低排放限值）。我采用ANSYS Fluent进行燃烧流场仿真，结合10年历史运行数据建立壁温预测模型，引入模糊控制算法优化脱硝喷氨逻辑。
• 核心行动：主导燃烧器分级改造设计，将原有旋流燃烧器更换为带稳燃钝体的低负荷优化型燃烧器，通过12次仿真迭代调整二次风配风比例（将稳燃风占比从15%提至22%）；搭建冷端壁温在线监测系统，联动DCS实时调整减温水阀门开度（响应时间从30秒缩至10秒）；重构SCR脱硝自动控制策略，将喷氨量调节步长从5%缩至1%，提升响应速度。
• 项目成果：机组最低稳燃负荷降至12%额定负荷，超目标33%；15%负荷下热效率保持85.2%，较改造前提升2.1个百分点；NOx排放稳定在32mg/Nm³以下，满足超低排放要求。投运后每年获得调峰辅助服务收益1200万元，助力电厂在华北电网调峰考核中位列前5%。我个人获电厂“年度技术攻关奖”，技术方案被纳入华能集团超临界机组调峰改造参考模板。

2×600MW亚临界机组冷端系统节能优化项目

• 项目背景：所在机组冷端系统效率低下，凝汽器端差长期8-10℃（设计≤5℃）、排烟温度135℃（设计120℃），导致煤耗较同类型先进机组高1.8g/kWh。我的职责是负责冷端数据采集、问题诊断及改造方案的局部实施，协助团队完成节能目标。
• 关键难题：凝汽器铜管结垢严重（年垢量0.5mm），原有胶球清洗系统收球率仅60%，清洗效果差；循环水泵实际运行效率70%（额定85%），耗电占厂用电10%。我通过分析3年运行数据，发现结垢源于胶球材质与铜管硬度不匹配，循环水泵选型未适配机组变负荷需求。
• 核心行动：提出胶球系统智能化改造方案，更换为磁性胶球（硬度匹配铜管）并加装在线清洗机器人，实现清洗频率从“每周1次”改为“垢量触发式”；参与循环水泵变频改造，基于负荷-转速曲线优化，确定30%-100%负荷区间变频运行策略（替代原工频恒速）。
• 项目成果：凝汽器端差降至5℃以内，排烟温度125℃，煤耗降低1.5g/kWh，每年节约标煤8000吨、减少CO₂排放2万吨；循环水泵年耗电量从1200万kWh降至960万kWh，节约电费150万元。我负责的“胶球材质匹配分析”与“循环水泵负荷适配曲线”被纳入电厂《冷端系统优化手册》，成为后续机组改造的标准参考。

• 大二观察到毕业生离校时大量教材被废弃，而新生购书支出占生活费12%，便发起校园书籍教材循环计划。为解决传统二手书交易效率低的问题，我们开发微信小程序实现扫码估价、预约取件功能，并说服快递中心以成本价承接物流。
• 通过建立翻新消毒标准打消卫生顾虑，项目年流通教材1.2万册，累计为同学节省书费38万元。这段经历让我从商业小白成长为能设计闭环模式的实践者，项目不仅获省级创业金奖，更被纳入学校官方服务体系延续至今。