负责城市核心区110kV及以下配电网自动化系统全生命周期管理，涵盖DMS主站功能迭代、FA（馈线自动化）策略优化、分布式电源接入适配及运维故障根因分析，目标提升配网供电可靠性（RS-3）至99.99%并支撑新型电力系统灵活互动需求。

• 主导某国家级新区200km²配网自动化改造项目，基于IEC 61850-7-420标准重构DMS主站通信架构，解决多厂商DTU/FTU终端协议兼容难题——自主研发轻量级协议转换网关，适配Modbus、DL/T 645等8类私有协议，实现3200台终端100%接入，主站拓扑识别准确率从85%提升至98%。
• 针对高负荷密度区域频繁停电问题，重点优化FA策略逻辑：结合负荷转供优先级模型与实时潮流数据，将传统“先隔离后恢复”改为“动态隔离+阶梯式转供”，通过RT-LAB数字孪生平台验证，故障隔离时间从28分钟压缩至4.2分钟，年度用户平均停电时间（SAIDI）下降37%。
• 牵头分布式光伏大规模接入适配工作，构建基于机器学习的配网潮流预测算法（输入参数含光伏出力、负荷曲线、储能状态），在12个试点台区实现分布式电源功率波动下的自动无功补偿与电压调节，台区电压越限率从15%降至3%，支撑区域新能源消纳率提升至92%。
• 建立配网故障根因分析知识库，整合近3年2300起故障数据，运用关联规则挖掘（Apriori算法）识别“柱上开关拒动-电缆头老化”等强关联故障模式，推动预防性检修策略调整，同类故障重复发生率下降51%。

聚焦配网自动化主站系统功能开发与现场调试，覆盖配网拓扑动态感知、故障信息融合处理及一二次设备协同控制，支撑公司承接的省级配网智能化改造项目落地。

• 负责主站系统“配网拓扑动态识别模块”开发，基于拓扑着色算法与智能终端遥测数据（电压、电流相位角），解决传统人工绘制拓扑滞后问题——模块上线后，新投运线路拓扑自动生成时间从48小时缩短至2分钟，拓扑更新准确率达99.2%，获软件著作权1项。
• 主导某工业园区10kV配网自动化调试，应对园区内多类型终端（如柱上FTU、环网柜DTU、分布式电源控制器）混合接入挑战，设计分层调试方案：先单设备联调（验证遥信、遥控功能），再子站集成测试（校验数据同步时延≤200ms），最后全系统联动（模拟3类故障场景验证FA动作逻辑），项目提前15天通过验收。
• 优化配网故障信息融合流程，打通SCADA系统与生产管理系统（PMS）数据壁垒，开发故障信息自动推送与工单关联功能——故障发生后，运维人员可在3分钟内获取含故障点定位图、历史故障记录、备件库存的处置指南，平均故障修复时间（MTTR）缩短28%。
• 参与编制《配网自动化终端运维规程》，提炼“三遥”终端（遥测、遥信、遥控）状态评价指标体系（包含通信成功率、遥测误差率等6项核心参数），推动公司运维从“被动抢修”向“主动预警”转型，终端月均离线率从6%降至1.2%。

参与农网及城镇配网自动化试点项目，负责FA逻辑设计、终端安装调试及现场故障排查，支撑农村电网“低电压治理”与“供电能力提升”专项行动。

• 主导某县10kV农网自动化试点，针对农村线路长（平均单线长度25km）、分支多的特点，设计“分段开关+联络开关”协同FA策略：故障时优先隔离最长故障段，再通过联络开关转供非故障段，现场测试显示故障停电范围缩小60%，项目成果被纳入省公司农网自动化典型设计。
• 解决偏远地区DTU终端通信不稳定问题，排查发现GPRS信号弱是主因——提出“光纤+4G无线专网”双链路冗余方案，在12个乡镇变电站部署边缘计算网关，实现终端数据本地缓存与断点续传，通信中断恢复后数据完整率达100%，终端在线率从78%提升至95%。
• 参与编制《农网配电自动化终端运维手册》，总结“望闻问切”四步排查法（观察指示灯状态、监听终端告警音、询问运维人员操作史、检测通信模块参数），将现场故障排查时间从平均2.5小时缩短至40分钟，该手册在公司内部培训中推广使用。
• 协助完成3个乡镇配网自动化验收，主导编写测试用例87项（覆盖遥测精度、遥控返校、FA动作时间等维度），发现并整改终端参数配置错误、通信规约不匹配等问题43项，助力项目一次性通过省电力公司验收，获“优秀项目团队”称号。

• 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。

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。