负责公司煤制烯烃项目全周期技术管理，涵盖煤气化工艺优化、费托合成单元技术攻关及环保合规性落地，主导解决关键单元运行瓶颈与能效提升问题。

• 主导煤气化工艺比选与参数优化，基于Aspen Plus建立多维度模拟模型，对比固定床加压气化与气流床粉煤气化的碳转化率（目标≥91%）、冷煤气效率（目标≥85%）及废水产生量，最终选定改进型气流床工艺，配合调整氧煤比（从0.65降至0.62）与气化炉操作压力（提升至4.2MPa），投产后碳转化率达92.3%，年减少废水排放12万吨。
• 牵头费托合成催化剂选型与工业验证，联合中科院过程所开发钴基催化剂改性配方（添加0.5%稀土元素La），通过固定床微反装置测试（空速1.2h⁻¹，温度240℃），催化剂初始活性从89%提升至94%，工业装置运行6个月后仍保持91%以上活性，单程转化率稳定在88%。
• 推动硫回收装置提标改造，针对原克劳斯工艺硫回收率仅98.5%的问题，引入SCOT尾气处理单元，配套H₂S/SO₂在线分析仪（精度±0.1ppm）动态调节空气量，最终硫回收率达99.8%，满足《石油化学工业污染物排放标准》（GB 31571-2015）超低排放要求。
• 编制项目能效对标报告，对照GB 30179-2013《煤制烯烃单位产品能源消耗限额》，通过优化余热回收系统（新增低压蒸汽过热器），综合能耗从3.2tce/t烯烃降至2.95tce/t，助力项目获评省级绿色工厂。

参与煤制乙二醇项目工艺设计与开车调试，聚焦变换工段热量回收效率提升及污水处理系统稳定性优化，支撑装置长周期运行。

• 参与气流床粉煤气化工艺包审查，识别废热锅炉产汽量不足（设计值120t/h，实际105t/h）问题，通过Eckert图分析高温合成气（1300℃）显热回收路径，提出增设二级省煤器方案，改造后蒸汽产量提升至118t/h，年增发电收益约800万元。
• 主导变换炉催化剂装填与升温还原方案制定，基于ASPEN ADM模拟气体分布与热点温度（目标≤480℃），优化瓷球填充比例（惰性瓷球占比从20%降至15%）与装填高度（增加0.5m），开车后热点温度偏差控制在±15℃，催化剂寿命从2年延长至2.5年。
• 优化污水处理系统工艺，针对高浓度酚氨废水（COD 5000mg/L，氨氮300mg/L），引入MBBR+臭氧催化氧化组合工艺，通过正交试验确定填料填充率30%、臭氧投加量120mg/L，出水COD降至80mg/L、氨氮＜5mg/L，满足循环水补水标准（GB/T 50335-2016）。
• 编制《煤制乙二醇装置操作手册（试行版）》，梳理12个关键工序（如煤气化、变换、加氢）的操作要点与应急处置流程，组织3批次操作人员培训（考核通过率98%），装置首次开车周期从90天缩短至65天。

协助完成煤制天然气项目基础设计与现场技术服务，侧重工艺模拟计算、设备参数匹配及开车初期异常工况处理。

• 使用Aspen HYSYS完成粗煤气净化单元模拟，针对胺液再生塔（处理量8000Nm³/h）解析效果不足（H₂S残留0.1g/Nm³）问题，优化贫富液换热器温差（从8℃提升至12℃）与再生塔蒸汽量（增加15%），模拟结果显示H₂S残留降至0.03g/Nm³，指导现场调整后指标达标。
• 参与煤气水分离装置设计审查，核对关键设备（如旋流板塔、凝聚塔）参数，发现旋流板塔气速（18m/s）接近液泛临界值（20m/s），提出将塔径由3.2m扩至3.4m，现场改造后处理量提升至120m³/h，未再出现液泛现象。
• 驻场支持项目开车调试，针对低温甲醇洗单元净化气硫含量超标（目标＜0.1ppm，实际0.3ppm）问题，分析吸收塔甲醇循环量（850m³/h）与温度（-55℃）匹配性，调整贫甲醇流量至920m³/h并投用氨冷器，3日内指标达标。
• 建立项目技术档案管理系统，分类归档工艺计算书、设备资料及调试记录200+份，编制《设计变更跟踪表》，实现变更闭环管理，后续同类项目资料调取效率提升40%。

年产150万吨煤泥参烧发电系统优化及污染物近零排放改造项目

• 双碳目标下，公司现有150万吨/年煤泥参烧发电系统面临两大痛点：一是煤泥高水分（45%-50%）导致入炉热值波动超±15%，燃烧稳定性差、飞灰含碳量高；二是现有脱硫脱硝系统对煤泥中高氯（1.2%）、高硫（1.8%）特性适配不足，SO₂、NOₓ排放常超标。我的核心职责是主导“燃烧优化+污染物治理+灰渣资源化”三位一体改造方案设计与落地，目标是将燃烧效率提升至88%以上、污染物排放达到超低排放标准。
• 项目关键难题有三：①煤泥干燥环节易出现“过干扬尘”或“欠干结团”，传统热风干燥能耗高且调控滞后；②煤泥燃烧产生的高氯灰分会腐蚀现有脱硝催化剂，导致脱硝效率下降；③灰渣含碳量高达18%，无法直接回用造成资源浪费。针对这些问题，我引入“红外水分仪+PLC动态调控”的滚筒干燥系统解决水分波动问题，选用“铂铑合金涂层”催化剂应对高氯腐蚀，并提出“灰渣球磨+动力煤掺混”再利用路径。
• 我的核心行动包括：1. 用CFD数值模拟优化炉内气流组织，将分级低氮旋流燃烧器布风板角度从35°调整为28°，减少局部高温区NOₓ生成；2. 主导开发“煤泥水分-干燥温度-入炉量”联动模型，通过实时监测煤泥水分动态调整干燥参数，将入炉煤泥水分稳定在30%以下；3. 联合催化剂厂商定制高氯环境专用SCR催化剂，同时优化脱硫系统为“双碱法+活性炭吸附”组合工艺，强化对高硫、高氯污染物的协同去除；4. 设计灰渣球磨细化工艺，将灰渣粒径从5mm降至0.5mm以下，实现100%掺混至动力煤重新燃烧。
• 项目成果：燃烧效率从78%提升至89%，年节约标煤12万吨；SO₂排放从200mg/m³降至8mg/m³、NOₓ从300mg/m³降至45mg/m³，均优于超低排放标准；灰渣含碳量降至7.5%，年减少灰渣填埋量8万吨。项目获山西省“煤炭清洁利用科技进步二等奖”，每年为公司节约环保罚款及运行成本2000万元，同时形成了“煤泥参烧系统多参数联动调控”企业标准。

千万吨级矿井原煤重介选煤系统智能化升级及精煤产率提升项目

• 公司千万吨级主力矿井原煤含矸率高达8%、灰分18%，但现有重介选煤系统依赖人工经验调整介质密度和分选参数，导致精煤产率仅45%、精煤灰分波动±0.8%。我的目标是主导系统智能化改造，解决“分选精度低、介质消耗高、生产波动大”问题，将精煤产率提升至51%以上、介质消耗降低30%。
• 项目核心挑战：①原煤粒度波动大（100-50mm），重介旋流器入料不均导致分选效率下降；②介质密度人工调整滞后，误差±0.05g/cm³，影响精煤灰分稳定性；③设备故障（如旋流器堵塞、泵体磨损）无提前预警，每月停机检修3-4次。我需要将“在线监测+智能控制+故障预警”融入传统选煤系统，突破人工操作的局限性。
• 我的关键行动：1. 引入德国进口在线激光粒度分析仪，实时监测原煤粒度分布，联动重介旋流器入料阀门开度，实现“粗煤泥单独分选、细煤泥直接回收”的精准分选；2. 采用“模糊PID控制算法”改造介质密度控制系统，通过PLC采集密度传感器数据，结合历史生产数据训练模型，将介质密度误差控制在±0.01g/cm³以内；3. 搭建选煤系统智能化平台，集成振动传感器（监测旋流器运行状态）、红外测温仪（监测泵体温度）和机器学习模型（预测轴承磨损、管道堵塞），实现设备故障提前72小时预警。
• 项目成果：精煤产率从45%提升至52%，年增加精煤产量35万吨，增收2.1亿元；介质消耗从1.2kg/t降至0.8kg/t，年节约磁铁矿粉成本1800万元；设备故障停机率从每月3次降至0.5次以下，生产效率提升25%。项目形成2项发明专利（“基于激光粒度的分选参数联动方法”“重介选煤介质密度智能控制系统”），参与制定行业标准《重介选煤智能化控制技术规范》，推动公司选煤技术从“经验驱动”向“数据驱动”转型。

• 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。