负责城市核心区10kV配网自动化系统全生命周期管理，涵盖系统迭代升级、多厂商设备兼容调试及故障自愈功能优化，支撑区域供电可靠性提升至99.98%的目标。

• 主导某国家级新区10kV配网自动化系统二期升级，采用IEC 61850标准重构通信规约，解决原有Modbus协议下多品牌FTU（馈线终端单元）数据交互延迟超300ms的问题——通过Python编写协议转换测试脚本，联动SCADA系统做闭环验证，最终将终端数据同步时间压缩至50ms内；系统投运后故障定位时长从12分钟缩短至1.8分钟，支撑该区域年度减少停电损失约800万元。
• 针对区域内200余条老旧单辐射线路无法自愈的痛点，核心参与开发“基于拓扑识别的动态联络自愈模块”——用MATLAB搭建10kV线路潮流仿真模型，结合现场拓扑数据优化自愈策略逻辑，实现单辐射线路通过联络开关自动转供，将该类线路故障停电范围缩小70%，覆盖3个街道15个老旧小区，年度减少停电时户数1.2万。
• 处理某商业综合体接入时的外资DTU（配电终端单元）兼容问题：通过Wireshark抓包发现遥信点表映射错误及规约版本不匹配（原终端为IEC 60870-5-101，系统需IEC 61850-9-2），协调厂商修改点表并升级固件，两周内解决通信障碍，确保综合体按时送电，未影响200余家商户开业。
• 建立配网自动化系统运维指标体系，用Power BI搭建可视化Dashboard监控终端在线率（目标≥99%）、遥控成功率（≥98%）等核心指标；通过趋势分析发现某片区在线率下降，排查出20个无线模块老化问题并更换，在线率回升至99.3%，全年系统可用率从99.1%提升至99.6%。

负责区域配网自动化系统一期建设及日常运维，聚焦终端调试、故障处理及基础功能优化，支撑配网可视化率从70%提升至100%。

• 主导某老城区10kV配网自动化系统一期建设，完成500台FTU、30台DTU现场调试——用Harris 5000 RTU测试工具校验遥测、遥信、遥控功能，解决15台终端信号漂移问题（原遥测值偏差±5%，调整接线及防雷措施后降至±0.5%以内），系统上线后实现配网运行数据实时监控，支撑调度人员响应时间缩短40%。
• 针对夏季高峰10条线路负载率超85%的问题，用ETAP做配网潮流仿真，提出“负荷转供+自动化切换”方案——调整联络开关自愈策略，将过载负荷转移至相邻线路，夏季高峰期间线路负载率降至70%以下，避免3次过载跳闸，保障区域内10万用户夏季用电稳定。
• 建立终端运维台账并用Excel VBA统计故障类型（通信故障占40%、电源故障占30%），针对性开展运维培训（如通信模块防潮维护、电源电池更换周期），后续半年故障次数下降35%，运维成本降低25%。
• 参与编写《配网自动化终端调试规范》，总结接线错误、参数配置等8类常见问题及解决方法，成为公司后续项目标准文档，新员工调试时间从平均3天缩短至1.5天。

协助配网自动化系统研发测试及现场试点，负责基础功能验证、数据采集及问题反馈，为算法优化提供现场数据支撑。

• 协助开发配网拓扑识别算法原型，用Python编写数据解析程序处理10条试点线路的FTU数据（每条20台终端），提取电压、电流等数据验证算法准确性——原型算法拓扑识别率达92%，为后续算法迭代提供关键数据支持。
• 参与某试点小区配网改造，负责FTU安装调试——用FLUKE 17B+万用表测接线电阻（要求≤1Ω），调整端子解决3台FTU通信中断问题，改造后小区故障指示器动作准确率从80%提升至95%。
• 收集试点运行数据，用SPSS分析终端在线率（初期85%）与无线信号强度的相关性（相关系数0.78），建议在信号弱区增加无线AP，试点区域在线率提升至98%，支撑后续产品增加无线增强功能。
• 协助编写《配网自动化系统试点报告》，总结终端抗干扰不足、规约不统一等4类问题，推动研究院升级产品——如增加电磁兼容设计、改进规约兼容性，后续产品在同类项目中故障投诉率下降50%。

省级电网分布式光伏高渗透配网潮流协同优化与消纳提升项目

• 项目背景：某省2020年分布式光伏装机量突破12GW，同比增长145%，大量低压分布式电源接入导致10kV配网出现潮流倒送、电压越限（峰值越限率达7.2%）、光伏消纳率仅89%等问题，严重影响供电质量与新能源利用效率。我的核心目标是主导配网侧“源-网-荷”协同优化方案设计，解决分布式光伏接入后的电网稳定性与消纳瓶颈，支撑全省“十四五”新能源消纳率95%的目标达成。
• 解决的关键难题：1）分布式光伏出力的间歇性（日波动幅度达40%）与配网拓扑动态变化（每月约5%的开关操作）耦合，传统静态潮流模型无法准确模拟实时运行状态；2）多节点电压协调控制复杂度高，常规PID控制策略响应滞后3-5分钟；3）配网拓扑重构的决策逻辑依赖经验，易陷入局部最优。针对这些问题，我引入LSTM长短期记忆网络预测光伏短期出力（15分钟分辨率），结合PSCAD搭建“动态潮流+设备状态”双驱动的数字孪生模型；同时采用深度强化学习（DQN算法）设计电压分层控制策略，将控制粒度从“单条线路”细化至“馈线分段”；此外，优化遗传算法的编码方式，将拓扑重构的目标函数从“单一降线损”扩展至“兼顾电压合格率、消纳率与设备寿命”。
• 核心行动与创新：1）牵头构建配网数字孪生系统，整合光伏出力预测、实时负荷、开关状态与电网拓扑数据，实现潮流状态的秒级仿真；2）针对农村配网“长线路、分散负荷”特点，设计“联络开关优先+分段开关辅助”的重构策略，将重构决策维度从“单条线路”拓展至“3-5条线路组成的区域网络”；3）推动控制策略与省调EMS系统的API对接，实现电压控制指令的秒级响应。期间突破了传统拓扑优化仅考虑静态场景的局限，实现了动态环境下的全局最优决策。
• 项目成果：项目覆盖全省11个地市的230条10kV线路，落地后分布式光伏消纳率提升至96.3%，10kV线路电压越限率降至1.1%，综合线损率下降3.8%；数字孪生系统被纳入省电网公司《配网新能源接入运维标准》，年节约运维成本约210万元。我个人主导的“动态潮流+强化学习控制”方案，成为公司后续同类项目的标准技术路线，相关论文发表于《电力系统自动化》期刊。

华东-华中电网新能源跨区协同交易机制设计与落地项目

• 项目背景：华东区域（上海、江苏）新能源消纳能力不足（2020年弃风弃光率3.1%），而华中区域（安徽、湖北）电网输送通道冗余（皖电东送通道利用率仅68%），但跨区交易以“年度计划”为主，无法匹配新能源的间歇性特征。我的目标是设计跨区协同交易机制，打通华东-华中的电网管网输送通道，提升新能源资源优化配置效率。
• 解决的关键难题：1）两地电网拓扑差异大（华东多环网、华中多辐射状），输送容量计算逻辑不统一；2）新能源出力的不确定性导致交易合约履约风险高（历史偏差率达15%）；3）跨区数据共享存在壁垒，供需信息无法实时同步。针对这些问题，我提出“容量池+动态定价”交易模式——将两地输送通道的剩余容量整合为“共享容量池”，基于大数据预测的新能源出力与负荷需求，动态调整交易价格（每15分钟更新一次）；同时设计“偏差考核+保险补偿”机制，将履约偏差率控制在5%以内；此外，推动两地电网公司采用区块链技术实现交易数据存证，解决信任问题。
• 核心行动与创新：1）牵头梳理两地电网的技术参数，制定统一的《跨区输送容量计算导则》，解决了拓扑差异导致的容量核算问题；2）开发基于随机森林的新能源出力预测模型，将预测准确率提升至92%，为动态定价提供数据支撑；3）协调两地政府与电网企业，推动交易规则的跨区协同，打破数据壁垒。期间创新性地将“容量共享”理念引入跨区交易，解决了传统计划机制的僵化问题。
• 项目成果：项目落地后，华东-华中跨区输电利用率从68%提升至85%，年新增新能源交易电量12亿kWh，相当于减少标煤燃烧36万吨、减排CO₂95万吨；“容量池+动态定价”模式被纳入国家能源局《跨区新能源交易指南》，我个人因方案设计贡献获得公司“年度创新奖”，并晋升为资深工程师。

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。