9月19日，南方电网超高压公司发出通知，就做好直流工程最后断路器保护功能隐患治理和风险防控工作进行部署，提出相关工作要求。这标志着，经过数月奋战，南网超高压公司直流技术攻关再次取得突破，及时发现了4处可能导致直流单双极闭锁的隐患和风险，制定出相应防控措施，攻克了直流工程最后断路器保护功能验证重大技术难题，在直流输电领域填补了行业空白，具有开创性意义。

最后断路器保护功能隐患，是影响直流安全运行的又一大顽疾

2015年12月18日，兴安直流宝安换流站交流站控“最后断路器”保护误出口导致极2闭锁，经核查，导致闭锁的原因为厂家编制交流站控程序时信号关联错误。此前的2014年5月18日，兴安直流也曾发生由于交流站控程序“最后断路器”逻辑错误导致的双极闭锁。

这两起事件暴露了该功能逻辑在厂内程序编制、厂内试验、FPT（功能性能）试验、现场分系统调试和系统调试阶段都未能充分验证，验收和运维阶段又难以发现等问题，成为了近两年来制约直流安全稳定运行的又一大顽疾，被网公司列为重点隐患进行督办。

自2015年宝安换流站极2闭锁事件发生以来，南网超高压公司设备部组织各直流局、修试中心和相关设备厂家，通过逻辑程序梳理、信号配置点位核对、仿真平台验证和现场回路传动等方式，积极推进在运和新建直流工程最后断路器保护功能隐患排查治理工作。

多措并举，攻克验证技术难题；开展拉网式隐患排查，完成5000余项仿真试验项目

“为防止过电压损坏直流设备，公司各回直流工程在交流站控中均设置了最后断路器保护功能”，南网超高压公司设备部直流科陈潜介绍，该功能需要判别交流场所有开关、线路以及交流滤波器大组的运行状态，软件规模庞大，软件逻辑异常复杂。如宝安换流站交流站控程序就包含16万行程序代码，人工逐条进行核对非常困难；其对应的交流场所有开关状态就超过200万种不同的组合，在现场采取分合开关的方式进行全面验证根本不可能。

但是，不进行验证就无法解决问题。针对最后断路器功能未经充分验证的隐患，超高压公司设备部精心组织成立了专项攻关工作组。攻关组面对该问题技术上的高度复杂性，不畏困难，想方设法，逐步推进解决问题。

针对现场全面验证无法实现的问题，攻关组先后召开13次技术讨论会，梳理了西门子、许继、南瑞和四方等4家厂家的技术路线，针对最后断路器保护功能实现方式、实现逻辑以及信号回路3大环节，制定了包括程序梳理核查、仿真平台验证和现场回路验证等验证技术方案，提出了新建直流工程该保护功能验收需注意的事项，采取分环节、重点核对逻辑和信号等措施对在运和新建直流工程开展验证，先后投入人力130余人次，历时270余天，开展了280个设备间隔回路传动、550页站控软件程序核对等工作，完成5000余项仿真试验项目，测试信号约7000个，对各回直流最后断路器保护功能进行拉网式隐患排查。

只要功夫深，铁杵磨成针。经排查验证，发现了较为隐蔽的高肇直流、兴安直流交流母线分裂运行保护逻辑不合理，牛从直流、金中直流特殊工况下最后断路器状态不识别等4处可能导致直流单极闭锁甚至双极闭锁的隐患和风险，取得重大技术突破。

目前，南网超高压公司已经协调相关厂家提出了直流软件优化完善方案，将陆续结合各直流系统年度检修完成现场实施，并督促南瑞继保公司在滇西北直流工程中同步实施优化，以消除上述可能导致最后断路器保护功能误动的隐患，为公司直流输电系统的安全稳定运行保驾护航。

南网超高压直流技术攻关再次取得突破来源： 中国电力报      日期：16.09.27      南网超高压攻克最后断路器保护功能验证重大技术难题

发现4处可能导致直流单双极闭锁的隐患和风险，填补行业空白

中电新闻网讯 通讯员 陈云亭 陈潜报道 9月19日，南方电网超高压公司发出通知，就做好直流工程最后断路器保护功能隐患治理和风险防控工作进行部署，提出相关工作要求。这标志着，经过数月奋战，南网超高压公司直流技术攻关再次取得突破，及时发现了4处可能导致直流单双极闭锁的隐患和风险，制定出相应防控措施，攻克了直流工程最后断路器保护功能验证重大技术难题，在直流输电领域填补了行业空白，具有开创性意义。

最后断路器保护功能隐患，是影响直流安全运行的又一大顽疾

2015年12月18日，兴安直流宝安换流站交流站控“最后断路器”保护误出口导致极2闭锁，经核查，导致闭锁的原因为厂家编制交流站控程序时信号关联错误。此前的2014年5月18日，兴安直流也曾发生由于交流站控程序“最后断路器”逻辑错误导致的双极闭锁。

这两起事件暴露了该功能逻辑在厂内程序编制、厂内试验、FPT（功能性能）试验、现场分系统调试和系统调试阶段都未能充分验证，验收和运维阶段又难以发现等问题，成为了近两年来制约直流安全稳定运行的又一大顽疾，被网公司列为重点隐患进行督办。

自2015年宝安换流站极2闭锁事件发生以来，南网超高压公司设备部组织各直流局、修试中心和相关设备厂家，通过逻辑程序梳理、信号配置点位核对、仿真平台验证和现场回路传动等方式，积极推进在运和新建直流工程最后断路器保护功能隐患排查治理工作。

多措并举，攻克验证技术难题；开展拉网式隐患排查，完成5000余项仿真试验项目

“为防止过电压损坏直流设备，公司各回直流工程在交流站控中均设置了最后断路器保护功能”，南网超高压公司设备部直流科陈潜介绍，该功能需要判别交流场所有开关、线路以及交流滤波器大组的运行状态，软件规模庞大，软件逻辑异常复杂。如宝安换流站交流站控程序就包含16万行程序代码，人工逐条进行核对非常困难；其对应的交流场所有开关状态就超过200万种不同的组合，在现场采取分合开关的方式进行全面验证根本不可能。

但是，不进行验证就无法解决问题。针对最后断路器功能未经充分验证的隐患，超高压公司设备部精心组织成立了专项攻关工作组。攻关组面对该问题技术上的高度复杂性，不畏困难，想方设法，逐步推进解决问题。

针对现场全面验证无法实现的问题，攻关组先后召开13次技术讨论会，梳理了西门子、许继、南瑞和四方等4家厂家的技术路线，针对最后断路器保护功能实现方式、实现逻辑以及信号回路3大环节，制定了包括程序梳理核查、仿真平台验证和现场回路验证等验证技术方案，提出了新建直流工程该保护功能验收需注意的事项，采取分环节、重点核对逻辑和信号等措施对在运和新建直流工程开展验证，先后投入人力130余人次，历时270余天，开展了280个设备间隔回路传动、550页站控软件程序核对等工作，完成5000余项仿真试验项目，测试信号约7000个，对各回直流最后断路器保护功能进行拉网式隐患排查。

只要功夫深，铁杵磨成针。经排查验证，发现了较为隐蔽的高肇直流、兴安直流交流母线分裂运行保护逻辑不合理，牛从直流、金中直流特殊工况下最后断路器状态不识别等4处可能导致直流单极闭锁甚至双极闭锁的隐患和风险，取得重大技术突破。

目前，南网超高压公司已经协调相关厂家提出了直流软件优化完善方案，将陆续结合各直流系统年度检修完成现场实施，并督促南瑞继保公司在滇西北直流工程中同步实施优化，以消除上述可能导致最后断路器保护功能误动的隐患，为公司直流输电系统的安全稳定运行保驾护航。