负责公司核心配电网自动化系统的全生命周期管理，涵盖主站平台升级、馈线自动化（FA）策略优化、数字孪生应用落地及团队技术赋能，目标是将区域配网故障自愈率提升至95%以上，支撑新型电力系统下高比例分布式电源接入需求。

• 主导配电网自动化主站系统V3.0升级项目，针对多厂商DTU/FTU终端协议兼容难题，牵头制定基于IEC 61850-7-420的扩展模型映射规则，开发协议转换中间件，解决12家供应商设备的通信异构性问题，投运后系统接入终端数量从8000台提升至1.2万台，遥测数据同步延迟从500ms压降至80ms以内。
• 优化FA策略算法，引入LSTM神经网络预测短路电流变化趋势，结合配网拓扑动态辨识技术，将单次故障隔离时间从120秒缩短至45秒，年度减少用户停电时长12万分钟，对应供电可靠性指标（SAIDI）同比下降28%，获省电力行业协会技术创新二等奖。
• 推动配网数字孪生平台建设，基于PSCAD潮流计算与实时量测数据融合，构建1:1虚拟配网模型，实现故障场景预演与自动化策略验证功能，支撑迎峰度夏期间3次重载线路切改操作零失误，运维决策效率提升40%。
• 编制《高比例分布式光伏接入下配网自动化运维指南》，提炼孤岛检测、多源协调控制等6类典型场景处置流程，组织全省200余人次专项培训，推动地市公司自动化设备实用化率从75%提升至91%。

聚焦城市核心区配网自动化改造，负责自动化设备部署方案设计、现场调试及运行策略验证，重点解决老旧小区配网通信覆盖不足、FA动作可靠性低等问题，支撑公司承接的省级‘一流配电网’示范工程落地。

• 作为技术负责人完成XX区10kV配网自动化改造一期工程，针对老旧箱变无通信模块的痛点，创新采用‘无线专网+边缘计算终端’方案，在400个台区部署自研DTU，实现遥信、遥测、遥控功能全覆盖，改造后该区域故障定位准确率从68%提升至93%，项目获业主单位‘优质工程’称号。
• 开发配网负荷预测与FA策略联动模块，基于XGBoost算法融合气象数据、用户用电行为等多维度特征，将短期负荷预测准确率从85%提升至92%，支撑FA动作阈值动态调整，避免因负荷波动导致的误隔离事件，年度减少非必要停电150余起。
• 建立自动化设备全生命周期运维体系，设计‘在线监测-健康评估-主动检修’三级机制，开发终端电池寿命预测模型（基于卡尔曼滤波算法），提前6个月预警电池失效风险，将终端故障停机时间从每月80小时降至20小时以内。
• 参与编制《配电自动化系统验收规范（企业标准）》，明确主站功能测试、终端性能验证等18项关键指标，被纳入省电网公司招标技术要求，推动行业标准化进程。

参与配网自动化试点项目实施，负责终端设备调试、系统联调及故障模拟测试，为后续规模化推广积累技术与经验，重点验证不同场景下FA动作逻辑的适应性。

• 全程参与国家电网首批‘智能配电网示范区’试点项目，负责3个街道、8条线路的DTU安装调试，解决户外终端防水防尘（IP67等级）、电磁干扰（EMC）等问题，设备投运后一次动作成功率达95%，为示范区通过国家验收提供关键支撑。
• 搭建配网故障模拟实验室，基于RT-LAB实时仿真平台复现单相接地、相间短路等12类典型故障场景，验证FA策略在不同运行方式下的动作正确性，输出《FA策略适应性分析报告》，优化3项核心逻辑，被公司采纳为标准配置。
• 编制《配电自动化终端运维手册（现场版）》，细化终端参数配置、故障代码解析等20项操作指引，配套开发二维码巡检系统，使新员工培训周期从2个月缩短至2周，现场运维效率提升30%。
• 跟踪IEC 62351信息安全标准动态，提出配网自动化系统纵向加密认证优化方案，完成主站与终端间的双向身份认证改造，通过国家信息安全等级保护三级测评，保障系统运行安全。

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。