【《基于Petri网的电网故障检测方法分析案例》10000字（论文）】

基于Petri网的电网故障检测方法分析案例目录TOC\o"1-3"\h\u8931基于Petri网的电网故障检测方法分析案例 1311871.1电力系统故障信息的获取 1238031.1.1信息源分析 267311.1.2基于故障信息系统的故障检测 245951.2电力网络结线的拓扑分析 3123871.2.1电力系统输电网拓扑分析方法 3185011.2.2网络拓扑变化情况下模型的自适应调整 5237381.3加权模糊Petri网 6107461.1.1加权模糊Petri网定义 614221.1.2加权模糊Petri网推理 7162011.4基于故障方向加权模糊Petri网的故障检测 8105931.4.1基于故障方向加权模糊Petri网的电网故障检测思想 8284611.4.2电力网络拓扑分析的具体运用 8296311.4.3故障区域内各元件的Petri网故障检测模型的形成 10321461.4.4仿真参数确定及推理过程 1333741.4.5算法的适应性与容错性分析 19153731.5仿真算例分析 20相比于前人基于Petri网的电网故障检测方法的研究，本章对传统的Petri故障模型的建模方式进行了改进。改进主要是针对于两个方面：一是对故障元件的建模需要在一个模型中对与故障相关的所有元件分别建模；二是当电力网络的拓扑结构发生变化时，传统的Petri网故障模型不能反映其变化，因而需要重新建立模型。这两个方面的问题都会对故障检测产生很大的影响。对所有相关的元件进行建模会导致计算过程中矩阵维数爆炸，计算量过大等问题，这都需要进行改进。且单纯的模糊Petri网（FPN）在进行诊断方法的推理规则中，并没有考虑到电力系统中不同的保护和断路器对故障元件的影响程度问题，这也是需要改进的问题。考虑到以上问题，本章更深入的研究了加权模糊Petri网（WFPN）的电网故障检测方法。对传统的建模方法进行了改进，采用按照元件的故障蔓延方向分别建立Petri网模型，并对新模型的自适应调整性进行了分析和研究。1.1电力系统故障信息的获取本节结合电力系统的实际情况对目前电力系统故障检测所依据的信息源进行分析，进一步再根据信息的特点构造故障检测的分层结构。1.1.1信息源分析对于本文故障检测，所采用的信息源主要包含：一次系统拓扑结构、保护动作信息、断路器及开关跳闸信息、一次设备保护配置信息。理论上能够准确无误地判断故障位置，且可以进行在线诊断并能够迅速得到诊断结果的两个条件是：第一，电气故障量信息必须完整准确；第二，电气故障量信息必须能够实时传递回控制中心[39]。以SCADA系统为例，其结构如图1.1所示：图1.1SCADA系统原理图1.1.2基于故障信息系统的故障检测随着科学技术的不断发展和完善，电力系统发生了重大变革，其自动化水平有了明显提高。电力系统中的信息源来自大量有较高科技含量的自动装置，按照现场的情况，这些自动装置在现场测量电力系统的信息，并将得到的信息上送至子站层，子站层再对这些信息进行初步处理，最后上送至主站层的调度中心[39],以SCADA系统为例,信息获取途径如图1.2所示。图1.2SCADA系统信息获取途径1.2电力网络结线的拓扑分析1.2.1电力系统输电网拓扑分析方法利用Petri网和模糊Petri网建立的模型来进行故障检测是一种较为简单的方法，其分析流程可以简单描述为：SCADA系统上传故障信号，利用矩阵和公式进行计算。但是该方法也有一定的缺点，虽然不用在庞大的解空间中寻找最优解，但是对电网结构的依赖性较强。数据库信息和故障模型必须随网格结构的变化而变化，这是该方法亟待解决的问题[40]。因而寻找一个行之有效的网络拓扑结构分析方法是研究输电网络故障检测模糊Petri网模型的重要研究内容。电力系统输电网故障发生后,最终都是由保护和断路器动作对故障进行隔离,因而故障的元件肯定在被隔离出来的无源区域中。本文将电网中的线路、母线和变压器都视为元件,把电网中的断路器看成开关,进行人工编号,并设定为矩阵1和矩阵2[41]。由上节内容可知，根据从SCADA系统得到的信息对断路器的开合状态进行标记，在电力系统输电网发生简单故障时,断路器会将电力系统系统切成两个子网,而当发生复杂故障时,断路器会将电力系统由切成多个子网。首先要做的就是把所有相关的子网搜索出来,具体过程如下：(1)建立一个集合,并在其中中存放所有元件编号。(2)建立一个子网集合,从上面建立的集合中中任意取一个元件加入子网集合,并找出所有与之相连的闭合断路器；如无闭合断路器,则转入步骤(5)。(3)分别找出闭合断路器与哪个元件相连,并把此元件加入这个子网络集合中。(4)搜索与第三步得到的元件连接的闭合断路器(第3步用到的断路器除外)，如果有闭合断路器,则转入步骤(3)。(5)把集合1中所有在子网集合中出现的元件取出"如果集合1非空,则转入(2)(6)列出所有子网集合,结束。故障搜索的流程图如下图所示：图1.3故障搜索流程图1.2.2网络拓扑变化情况下模型的自适应调整上节内容已经介绍过，Petri网模型对电网结构的依赖性较强，一旦电网拓扑发生变化，就会给故障检测带来很大困难，因为需要重建Petri网模型[42]。为解决该问题，本文改进了Petri网模型，采用带有方向的Petri网建模思想，优点是当电网拓扑变化时，无需对整个网络重新建立模型，只需要调整变化了的网络即可，有一定的规律性可循。(1)对于线路或者变压器，其诊断模型包括综合诊断子网。送受两端又分别分主保护。主保护子网和近后备保护子网都保持不变，只在远后备保护子网中相应地增加或减少一个分支，具有较好的适应性，而无需对整个模型进行修改。对典型的Petri网诊断模型，当线路退出运行时，只需对远后备保护子网进行调整，删除线路对应的远后备变迁部分，即对远后备子网的这2个矩阵进行简单的调整。(2)对于母线，对于线路的每个出现方向都会对应一个Petri网模型，对应不同的方向，仅有保护和断路器对其影响，对于母线，当母线增加或者减少一个故障出口方向时，相应增加或者减少该方向网络子模型，其余方向的Petri网模型不变。对母线，当退出运行时，只需减少该出线方向的网络子模型，不影响其他各子模型的结构与诊断推理，只需对母线综合诊断子网的中矩阵进行简单的调整。1.3加权模糊Petri网1.1.1加权模糊Petri网定义定义：使用一个9元组对模糊Petri网进行界定，这里界定的类型为加权模糊Petri网(WeightedFuzzyPetriNet，WFPN)[43]：其中，(1)，这个参数属于有限集合（维），其主要构成是库所节点；(2)，这个参数也属于有限集合（维），其主要构成是变迁节点；(3)这个参数属于规则上的权值矩阵，，它反映的是规则中条件对结论的赞同程度。(4)，是逻辑量，且，当作为的输入库所命题时，值为此类关系的权值，当不满足上述条件时，其值取0。(5)，是逻辑量，，当作为的输出库所命题时，值为该规则的可信度，否则，其值为0。(6)为变迁激发阈值向量，为一个映射，对。(7)为库所的初始状态，。是的初始逻辑状态，表示状态为真的可信度。(8)：规则置信度(CF)矩阵，，为规则的置信度。(9)[0，1]表示库所对应命题的置信度。1.1.2加权模糊Petri网推理定义X、Y、Z、A、B均为阶矩阵，定义以下几个算子：加法算子：比较算子：直乘算子：。其中，使用矩阵运算对上述定义的中的网络进行推理处理，这里的运算中包括五个较为简便的算子，算子的定义包括[58]：(1)需要对合成输入可信度进行计算，核心是变迁节点：，实现算式(2)将(1)中计算的合成输入可信度与变迁阀值进行比较：，比较结果为：为m维列向量，当时，，否则。(3)用直乘算子忽略输入可信度中可信度比变迁阀值小的输入项，这样一来就可以使中只含有可以使变迁触发的输入可信度(4)计算输出可信度：，其中，为m维向量，表示的是经过推理后可直接得到结论的可信度，而其中不能直接得到的命题的库所可信度为0。(5)计算经过前几轮筛选的所有命题的可信度：(6)重复第五步迭代，当可信度不再发生变化即时推理结束，输出结果。1.4基于故障方向加权模糊Petri网的故障检测1.4.1基于故障方向加权模糊Petri网的电网故障检测思想首先，本节研究分析一下故障发生时继电保护装置的情况，继电保护的动作有一定的先后顺序。显然，主保护是对元件最直接的保护[44]，元件发生故障时首先要动作的就是主保护，在主保护拒动时，近后备保护和远后备保护才会发挥相应的作用。这里的电网故障检测模型采用的是上面介绍的加权模糊Petri网。其具体诊断思想如下：由于母线在电力网络中的重要作用，所有当母线发生故障时，所有与母线相连的断路器都必须动作来将故障切除[45]，这样就存在一个问题：与母线相连的任何一个断路器拒动都将有可能造成故障范围的扩大，因而我们采取对母线的每一个故障方向分别建立加权模糊Petri网，诊断框图如下图1.4所示。图1.4带有方向的加权模糊Petri网的电网故障检测框图具体过程如下：首先对SCADA系统上传得到的故障信息进行分析，进行故障区域搜索进而缩小故障范围。先将搜索到的区域内的元件视为故障元件，然后对这些元件按照故障方向进行建模，建立其加权模糊Petri网的故障模型，最后将这些方向得到的诊断结果进行结合，得到诊断结果，根据诊断结果判断元件是否故障。1.4.2电力网络拓扑分析的具体运用利用接线分析法，不仅可以搜索故障区域缩小诊断范围，也可以获取电力系统的拓扑结构[46]。其主要作用在于减少计算量，从而防止在利用矩阵计算过程中矩阵维数过高而发生矩阵维数爆炸等问题[47]。以局部电网模型为例，具体说明接线分析过程。图1.5典型的的220KV电力系统继电保护示意图模型包括8条母线，8条联络线路，38个断路器，84个保护中包括36个主保护，48个后备保护，对于线路保护，本文规定左端为送端（S端），右端为受端（R端）。断路器跳闸。(1)首先创建一个集合，命名为集合1，并将元件编号放入其中，{01，02，03，04，1，2，3，4，5，6，7，8，9，10，11，12，13，14，15，16，17，18，19，20，21，22，23，24，25，26，27}(2)创建一个子网集合1，从集合1中取元件1加入子网集合。(3)搜索与元件1连接的闭合断路器，得到的结果为，搜索与相连接的其他元件，得到元件01，13，14，这3个元件放入子网集合1中，对其他闭合断路器执行搜索查询操作，这里选取的范围是与元件01，13，14相连接的设备，一旦得到结果是无，则设置子网集合为1:{01，1，13，14}。(4)在集合1中除去子网集合1中的元件，得到:{02，03，04，2，3，4，5，6，7，8，9，10，11，12，15，16，17，18，19，20，21，22，23，24，25，26，27，28}。(5)创建子网集合2，从集合1中取元件2放入子网集合，重复步骤(3)，得到子网集合2:{2}。(6)在集合1中去除子网集合2中的元件，得到新的集合为：。(7)建立子网集合3，集合1中取元件3，放入子网集合，重复步骤(3)，得到子网集合3:{02，03，04，3，4，5，6，7，8，9，10，11，12，15，16，17，18，19，20，21，22，23，24，25，26，27，28}。(8)集合1中取出集合3中各元件，集合1为空，子网搜索结束。(9)列出所有子网：子网集合1{01，1，13，14}、子网集合2{2}、子网集合3{02，03，04，3，4，5，6，7，8，9，10，11，12，15，16，17，18，19，20，21，22，23，24，25，26，27，28}。(10)其中故障区域(不包含01，02，03，04的子网)为：{2}。以上我们通过一个实例分析阐明了故障区域搜索的相关步骤。采用此方法进行故障区域搜索，大大缩小了搜索范围，提高了电网故障检测的效率。1.4.3故障区域内各元件的Petri网故障检测模型的形成Petri网形成故障检测模型的方法步骤:第1步：首先从元件——保护关联矩阵中找出这条线路的所有主保护和近后备保护，再从远后备保护——元件关联矩阵中找出所有与这条线路相关的的远后备保护，并且找出所有保护动作时跳开的断路器。第2步：把所要建模元件的主保护、近后备保护及相关断路器作为Petri网的第1层。电网发生故障后，与故障元件相关的保护将会首先动作，每1个特定的保护可以跳开与其对应的断路器[48]。所以Petri网的第1层都是保护和相关断路器有同一个输出变迁。以为例，如果断路器跳开的话，那线路对应的远后备保护就不动作；否则就需要动作，所以引入抑止弧的概念。在库所到变迁的弧上加1个小的圆圈表示抑止，它的作用是取反。第3步：根据各保护之间的相互配合关系形成网的第2、3层[49]。这1层中，首先要根据不同的元件形成方法不同将线路、母线和变压器进行分类归整。由于线路的保护和断路器分为送端和受端，所以我们把1个元件两端的保护概括为送端主保护、送端近后备保护、送端远后备保护、受端主保护、受端近后备保护、受端远后备保护。这些保护我们分别用、、和、、来表示，用以说明保护配合关系。线路发生故障，保护可能的配合关系为：等。不过仅通过这些动作的配合关系并不能就直接判断线路故障，必须将这些配合关系与保护对应的断路器跳闸情况进行融合比较，我们才可以判定线路故障[50]。包含以下情况：当线路保护为时，表示的是断路器发生跳闸动作；当线路保护为时，表示断路器发生拒动动作；当线路保护为时，表示断路器发生跳闸动作。虽然都动作了，但实际上故障是由切除的。因此，根据故障切除的保护配合关系，我们可以得到输电线路故障产生的规则，如表1.1所示。表1.1线路动作规则和概率规则1IFS端主保护和R端主保护动作AND与其相对应的断路器跳闸，THEN线路故障，CF=0.95规则2IFS端主保护和R端近后备保护动作AND与其相对应的断路器跳闸，THEN线路故障，CF=0.95规则3IFS端近后备保护和R端主保护动作AND与其相对应的断路器跳闸，THEN线路故障，CF=0.95规则4IFS端近后备保护和R端近后备保护动作AND与其相对应的断路器跳闸，THEN线路故障，CF=0.95规则5IFS端主保护和R端每一个远后备保护动作AND与其相对应的断路器跳闸，THEN线路故障，CF=0.95规则6IFS端每一个远后备保护和R端主保护动作AND与其相对应的断路器跳闸，THEN线路故障，CF=0.95规则7IFS端近后备保护和R端所有远后备保护动作AND与其相对应的断路器跳闸，THEN线路故障，CF=0.95规则8IFS端每一个远后备保护和R端近后备保护动作AND与其相对应的断路器跳闸，THEN线路故障，CF=0.95规则9IFS端所有远后备保护和R所有远后备保护动作AND与其相对应的断路器跳闸，THEN线路故障，CF=0.90不管上述组合中的哪一个点火，都可以判定出这条线路发生故障。母线的主保护首先都是要跳开与其直接相连的所有断路器，能保护到它的远后备保护在母线主保护不动作时全部动作跳开相关断路器[51]。所以网的第2、3层只需要主保护和远后备保护两项。变压器的主保护动作时其两端的断路器跳开，当主保护不动作时近后备保护跳开其两端的断路器，否则所有与它有保护关系的远后备保护应全部动作，进而对故障区域进行隔离。第4步：经过电力系统结线分析后，如果得出的故障区包含不止一个元件，这个区域里有保护或断路器不正确动作的情况发生[52]。在断路器拒动的情况下，先从发生动作的保护中找出拒动的断路器，然后根据判断结果纠正错误，即把纠正后的信息输入Petri网。第5步：把从SCADA系统得到的保护和断路器信息输入到对应元件的Petri网模型中，诊断故障元件[53]。在断路器拒动的情况下，需要把纠正后的信息输入到对应元件的Petri网中。根据上面几个步骤以及相应的规则，电力系统中一旦发生故障就会形成Petri网，为了便于迅速找到位置，可以根据相应的规则进行元件判断。同样以如图1.5为例，具体说明故障方向WFPN模型的建立方法。(1)母线以母线为例，根据不同的连接方向，建立故障方向加权模糊Petri网模型，如图1.6(a)、(b)、(c)所示。图1.6(a)母线在线路方向上的WFPN模型图1.6（b）母线在线路方向上的WFPN模型图1.6(c)母线在方向上的WFPN模型(2)线路以线路为例，可以针对S端和R端分别进行模型的构建，如图1.7(a)、(b)所示。图1.7（a）线路在方向上的WFPN模型图1.7（b）线路在方向上的WFPN模型这里需要对所有远后备保护及其断路器进行数据处理，涉及到的节点主要是库节点中的线路，如有存在N个远后备保护，则需要加权因子，对于线路两端(端和端)分别有：1.4.4仿真参数确定及推理过程监控中心接收到的从SCADA系统收集的保护和断路器的动作信息，存在一定的不确信性。为使结果更精确，本文利用现场运行数据进行计算，给出主保护及其对应断路器动作的可信度值：根据文献[54]相关的统计数据，断路器总装用在2006年的数量为用275373台；出现的故障次数为392台次；次年，断路器总装用的数量为用295101台；出现的故障次数为654台次。按照这个数据进行处理，可以得到参数断路器跳闸正确的置信度为=0.998。表中断路器所在行表示在保护动作条件下，断路器断开的真实度值，由于断路器比继电器动作的可靠性要高，因此设置为相应的高出0.05。采用这种方法可以比较明显地区分主保护、近后备和远后备以及断路器的动作概率，但是由于此概率为人为给定，因而存在较大的主观性，并不能完全真实地反映保护和断路器的运行状况，通用性也不是很高。因此，本文在这里将其做了一定的改进，通过整理现场运行数据来确定主保护和断路器动作的真实度值。文献[55]中给出了2006～2010年的继电保护运行状况分析，本文采用其中的220kV数据，其中，输电线路主保护数据如表1.2所示：表1.220062010年的继电保护运行状况220KV电力系统输电线路动作情况2006年2007年2008年2009年2010年总动作次数1974623085163051770822927正确动作次数1957922836161191755822698误动作次数167249186150229正确动作概率0.9920.9890.9880.9910.990由于数据中并不包含后备保护动作情况的统计数据，因此，文中仍沿用文献[56]中对于后备保护的可信度的置信规则，设置线路近后备保护动作的真实度值为0.8，远后备保护动作真实度值为0.7；母线近后备为0.7，远后备为0.6；主变近后备为0.6，远后备为0.5。但相应的断路器的动作真实度值不发生改变，都取0.9833，这样一来，基本与我们开始所期望的基本一致。具体计算过程如下：文采用的保护动作的真实值采用了取均值的方法,因此，输电线路的主保护的真实度为：=(0.992+0.989+0.988+0.991+0.990)/5=0.990同理，根据主保护、母线、断路器的统计数据可得到它们各自的真实度值分别为：=(0.7512+0.8254+0.7477+0.7621+0.905)/5=0.77556=(0.9305+0.8105+0.9+0.8+0.8409)/5=0.85638=(0.9803+0.9815+0.9778+0.9849+0.9918)/5=0.9833具体设置如表1.3所示。表1.3保护、断路器动作的可信度值元件主保护近后备保护远后备保护保护相应断路器保护相应断路器保护相应断路器线路0.99130.98330.80.850.70.75母线0.85640.98330.70.75因为，有保护设备和断路器存在的故障情况，这里采用小数值进行动作标识，具体可信度设置如表1.4所示。表1.4未动作的保护、断路器可信度元件主保护近后备保护远后备保护保护相应断路器保护相应断路器保护相应断路器线路0.20.20.20.20.20.2母线0.40.20.40.2利用WFPN模型，演示推理过程，可得到输入输出矩阵以及变迁阈值矩阵分别为:算例1监控中心收集到如下信息：动作，断开断路器、、。，故障的子模型用本节所设计的初始标识置信度的获取方法，得到其初始条件为：下面根据模糊推理规则进行推理计算：第一步迭代结束，进行第二步迭代求出：，第二步迭代技术，得到，进行第二步迭代求出：，对上面数据进行计算推理，结果显示结果相同，对照上面的规则，可以得到参数故障可信度为0.8302，这里表示的是第一个故障蔓延方向（）上终止库节点。以上是第一个故障蔓延方向上的故障可信度，在计算第二个方向上的故障可信度（方向）。下面根据模糊推理规则进行推理计算：第一步迭代结束，进行第二步迭代求出：，第二步迭代技术，得到，进行第二步迭代求出：，同理得到在方向上的故障可信度为0.8302。下面计算在方向的故障可信度：，完成第一次迭代，可以得到，然后再进行第二代：完成第二代，可以得到，进行的比较，，这样就可以完成迭代操作，计算有可信度为0.8738。合并上面的计算结果，采用取平均的方法，得到母线的故障可信度为具体诊断过程用流程图表示为：图1.8故障检测流程图1.4.5算法的适应性与容错性分析在本节中，更进一步分析研究了上节中所建立的Petri网模型，该模型相比于之前的模型，优势不仅仅在于简化建模，使对应的算法更简便，缩小了计算量，更体现在于当电网的拓扑结构发生变化时，无需重新建立模型，只需对发生变化的支路单独建立新的Petri网模型即可，与那些没有发生故障的线路无关。如图1.9中母线与间增加一条线路。图1.9增加一条支线情况的220KV电力系统图1.10新增支路的Petri网模型输入、输出矩阵不会随着故障蔓延改变[58]。因此对支路增加时的情况，只需保留支路未增加前的计算结果，然后再将支路增加后的结果与之前的进行融合，这样大大减小了建模复杂度[59]，且在一定程度上，增强了算法在网络拓扑改变时的适应性。算例2在上述算例1的基础上，增加线路后，故障报警信息如下:动作，动作，断路器、、、断开。首先，保留算例1中原有的3个方向的计算结果，然后仅对新增的故障蔓延方向进行诊断，其初始条件为：进行推理计算：，进行第二次推理：，得到，进行第三次迭代：，通过后面的迭代计算可以知道，同样进行线路线路的增加处理，可以得到故障可信度为0.6543，这里表示的是，故障蔓延方向上终止库所节点。融合其他方向的计算结果，可以得到综合的故障可信度为：。1.5仿真算例分析为验证本章提出的故障检测方法的可行性，针对某实际电网模型图，进行算例分析。单重故障算例：假设采集到的故障信息为：继电保护有、、、动作，断路器跳闸。故障检测的推导过程如下：(1)根据继电保护信息，对故障区域进行搜索，可知可疑故障元件为线路、和母线。(2)对各个可疑故障元件建立分层概率Petri网模型如下：线路和采用两端分层建模，参考前述的线路建模方法，只需对图1.4中远后备底层概率Petri子网模型进行简单的调整。即对于线路的送端，其远后备保护底层子网为与相关联的继电保护，对于其受端，因为母联断路器的跳闸，以为远后备保护底层子网进行建模；对于线路的送端，因为母联断路器的跳闸，以为远后备保护底层子网进行建模，对于其受端以为远后备保护底层子网进行建模。对于母线按照各个引出线方向进行分层建模，因为母联断路器跳闸，只需建立四个引出线方向的底层子网模型，建立的模型与图1.5相似。(3)对输入库所进行初始动作概率赋值(a)对线路的送端和受端各底层子网输入库所进行初始赋值，参照第二章的赋值方法，根据采集的继电保护和断路器动作信息对相应库所进行初始概率赋值。其中对于发生动作的继电保护和断路器库所赋值，对于未发生动作的继电保护和断路器库所赋值。各底层子网起始库所的初始概率值赋值如表1.5和表1.6所示。表1.5线路送端各底层起始库所赋值库所主保护子网近后备保护子网远后备保护保护子网初始赋值0.99890.98330.20.850.20.2表1.6线路受端各底层子网起始库所赋值库所主保护子网近后备保护子网远后备保护保护子网初始赋值0.20.20.20.20.70.75(b)对于线路的起始库所赋值与线路相同，得到其两端各底层子网的起始库所的赋值如表1.7和表1.8所示。表1.7线路送端各起始库所赋值库所主保护子网近后备保护子网远后备保护保护子网初始赋值0.20.20.20.20.70.75表1.8线路受端起始库所赋值库所主保护子网近后备保护子网远后备保护保护子网初始赋值0.20.20.20.20.70.75(c)对于母线各引出线方向子网的起始库所初始赋值如表1.9所示。表1.9母线各引出线起始库所的初始概率赋值库所方向子网方向子网初始赋值0.20.98330.70.750.20.98330.70.75库所方向子网方向子网初始赋值0.20.20.20.750.20.20.70.75(4)根据各分层子网模型，进行矩阵推导计算，其故障检测推导结果如表1.10所示。表1.10单重故障算例中可疑元件的诊断结果可疑元件各子网诊断故障概率综合诊断子网权值综合诊断故障概率方向主保护近后备远后备送端0.99950.44740.0956（0.60.4）0.9700受端0.14660.13930.7487送端0.14660.13930.2965（0.40.6）0.4097受端0.56000.44740.0956方向0.62870.62870.29650.62870.5457表1.10为各可疑元件的故障检测结果，可将可能发生故障的元件按照故障检测结果的概率值排序为。一般认为，如果诊断推理概率值大于0.7，则认为该元件产生故障，由此可知故障概率为0.9700的线路为故障元件。基于此诊断结果，可以依据采集到的继电保护和断路器动作信息进行评价分析。即线路受端主保护与近后备保护均发生拒动，导致断路器未能跳闸，使得故障范围扩大，最终是相邻线路的远后备保护动作，使得对应的断路器跳闸。诊断推理出母线的概率值较大的原因在于，其四个引出线方向都存在继电保护和断路器动作信息，而结合实际信息分析可知，该动作信息是由线路发生故障引起的。多重故障算例。采集到的故障信息为：继电保护动作，断路器跳闸。(1)根据继电保护信息，对故障区域进行搜索，得到可疑故障元件线路、和母线。(2)建立各可疑元件的分层概率Petri子网故障检测模型。线路采用两端分层建模，参考前述的线路建模方法，按其相邻元件远后备保护的配置，对模型中远后备底层子网进行简单调整。母线元件采用多引出线方向分层模型，按照其实际引出线方向，对前述的模型进行简单的调整。(3)对各底层子网起始库所赋初始赋，并根据模型进行矩阵推理计算，表1.11为各可疑元件的故障检测结果。表1.11多重故障算例中可疑元件的诊断结果可疑元件各子网诊断故障概率综合诊断子网权值综合诊断故障概率方向主保护近后备远后备送端0.99950.4