9月19日，南方电网超高压公司发出通知，就做好直流工程*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*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。

*后断路器保护功能隐患，是影响直流**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“*后断路器”保护误出口导**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“*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**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*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*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**验证根本不可能。

但是，不进行验证就无法解决问题。针对*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**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*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*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*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*后断路器保护功能误动的隐患，为公司直流输电系统的**稳定运行保驾护航。