负责10kV及以下配电网自动化终端调试、故障场景验证及系统优化，支撑区域配网智能化改造项目落地。

• 主导完成3个区县12座变电站配套配网自动化终端（DTU/FTU）的安装调试，针对通信模块与主站平台（南瑞调控云）对接延迟超标的痛点，通过优化IEC 60870-5-104协议参数配置（调整心跳周期至30s、压缩遥测数据点表），将平均通信时延从2.1s降至0.4s，保障了遥控指令99.8%的实时响应率。
• 参与某工业园区配网自动化改造项目，分析近1年故障录波数据发现单辐射线路故障隔离耗时长达45分钟，提出“主干线分段开关+分支故障指示器”联动方案——通过FTU采集零序电流与电压突变特征，结合逻辑判据触发相邻开关级差配合，改造后故障隔离时间缩短至12分钟，该方案被纳入公司配网典型设计模板。
• 协助搭建配网自动化测试平台，基于Python编写自动化测试脚本，模拟单相接地、相间短路等200+类故障场景（覆盖90%以上历史故障类型），替代人工逐项验证模式，将单系统测试周期从45天压缩至30天，测试覆盖率提升至98%。

统筹区域配网自动化主站系统升级与运行维护，推动分布式电源接入后的协调控制技术落地。

• 作为技术负责人完成5个区县配网自动化主站（许继WXH-800系列）升级，创新性引入随机森林算法构建设备健康度评估模型——基于历史负载、温湿度、局放数据训练，实现柱上开关、电缆头等关键设备故障预测准确率89%，年减少非计划停电120次，相关论文发表于《电力系统自动化》。
• 牵头解决区域内15座分布式光伏电站接入后的配网电压波动问题（电压偏差超±7%达18次/月），通过重构IEC 61850通信规约实现光伏逆变器与配电终端（DTU）的毫秒级数据交互，结合无功电压优化（AVC）策略动态调节电容器投切，改造后电压合格率提升至99.6%，获省公司技术创新三等奖。
• 编制《配网自动化运维标准化手册》，建立“日常巡检（遥测越限/遥控失败告警）-缺陷预警（终端离线/电池低电量）-应急响应（故障录波分析/现场排查）”三级体系，推动设备可用率从97%提升至99.2%，该手册被集团列为二级单位运维参考标准。

主导大型配网智能化项目技术攻关，推动数字孪生、边缘计算等技术在配网自动化中的应用。

• 作为核心技术负责人完成城市核心区“零停电”配网示范工程，设计“双环网+智能分布式配电自动化”架构——应用5G电力切片技术（端到端时延<15ms）实现故障自愈，投运后用户年均停电时间从1.2小时降至0.8分钟，该项目入选国家电网新型电力系统示范项目。
• 针对老旧小区配变过载频发问题（年均超载32次），开发基于边缘计算的配变负载预测系统——利用LSTM模型融合历史负载、气温、用户用电行为数据，提前72小时预警过载风险并推荐负荷转供策略，配合主站自动化执行，年避免停电损失约500万元，已在省内10个地市推广应用。
• 牵头与XX大学共建“配网数字孪生实验室”，集成SCADA、GIS、设备台账数据构建全链路仿真模型，支持故障演练、策略验证、新员工培训等场景，使新员工掌握自动化系统操作的时间从3个月缩短至1.8个月，相关成果获省级电力科技创新一等奖。

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。

• 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。