第一篇：一起集電線路零序Ⅱ段動跳閘原因分析及預防措施(9月19日)

一起集電線路零序過流Ⅱ段動作跳閘

原因分析及預防措施

文/運維管理部

董參參

摘要：風電場變電站最容易發(fā)生事故的設備就是架空線路，其中單相接地故障引起零序過流Ⅰ段動作占很大比例，極少數現場出現零序過流Ⅱ段動作跳閘，零序過流Ⅱ段動作大多數是二次設備異常引起的誤動。本文主要分析了一起集電線路零序過流Ⅱ段動作跳閘事故，闡述了檢查過程及預防措施，從而給其他現場處理類似事故提供一定的幫助。

關鍵字：零序電流互感器

零序電流

接地線

一、事故過程及設備簡介：

2014年5月我站35kV潤風六線集電線路因零序Ⅱ段動作，斷路器跳閘，查看監(jiān)控系統(tǒng)報文可知，在跳閘前，該集電線路曾多次報整組啟動。該線路共計10臺箱變，總容量為25MW，線路采用南瑞繼保的PCS9612線路距離保護裝臵，零序保護電流由外部專用的零序CT引入。跳閘前線路有10臺機組并網運行，有功功率約為21.56MW，電流值約為:Ia 338.49A, Ib 338.1A, Ic 338.23A。

二、跳閘故障分析：

設備跳閘后，后臺監(jiān)控報文顯示為零序Ⅱ段動作跳閘，零序電流0.195A，就地檢查綜合保護裝臵報警情況，報警內容與后臺一致，設備動作正確。隨后現場人員分析了故障錄波裝臵記錄的跳閘波形，故障錄波顯示瞬時值波形如圖

1、有效值波形如圖2。

圖1（跳閘時刻電壓電流瞬時值）

圖2（跳閘時刻電壓電流有效值）

通過跳閘故障時刻的瞬時值和有效值分析可知，跳閘時刻35kV母線電壓平衡，相電壓無明顯降低或者升高，也沒有產生零序電壓，瞬時值波形平滑，無畸變。跳閘時刻電流瞬時值波形為平滑的正弦波，沒有發(fā)生畸變，所以一次設備沒有發(fā)生放電現象。通過理論推斷可知，如果集電線路發(fā)生了接地故障，不但該集電線路有零序電流，該段母線上的接地變也會產生零序電流，對比接地變和跳閘集電線路的零序電流，發(fā)現該段母線上的接地變并沒有零序電流，如圖3所示。由此推斷一次設備運行正常，沒有發(fā)生單相接地，或者相間短路等故障。

圖3（跳閘時刻線路零序電流為0.19A和接地變零序電流為0.00A）

圖

1、圖2都有一個異常現象，在跳閘時刻有零序電流，顯示電流值為0.19A，并且35kV潤風六線電流Io在跳閘時刻之后還一直存在，顯示的電流值為0.19A。以上對圖1和圖2分析已經得知一次設備并無故障，依據零序電流產生的原理推斷，就不具備產生零序電流的條件，斷路器跳閘后，三相電流已經全部為0（圖1和圖2可證實），就更加不可能產生零序電流。

現場人員帶著疑問查看了故障錄波的實時監(jiān)測值，此時潤風六線斷路器在分閘位，該線路顯示三相電流為Ia：0.001A、Ib:0.002A和Ic:0.002A，考慮到零點漂移認為此時的電流均為0，但是零序電流Io實時監(jiān)測值為0.137A，如圖4所示。為了進一步證實該電流的存在，又檢查了該集電線路的綜合保護裝臵二次實時測量值，該線路的零序電流顯示為0.130A，如圖5所示。設備跳閘后，故障錄波實時監(jiān)測和線路保護裝臵都顯示該集電線路的零序電流為0.13A左右，再次確定了該電流的存在。

由以上分析可知，35kV潤風六線集電線路零序Ⅱ段動作跳閘，原因為保護裝臵檢測到了不正確的零序電流引起的保護動作，一次設備無故障。

圖4（跳閘后故障錄波實時監(jiān)測線路零序電流顯示為0.137A）

圖5（跳閘后線路保護裝臵零序電流顯示為0.130A）

現場分析產生不正確的零序電流有兩種可能性，一是二次設備受到干擾產生感應電流，導致裝臵檢測到了0.13A的零序電流，二是零序電流互感器的一次回路中確實有電流，但是并不是一次回路中產生的，而是電纜屏蔽層接地受到干擾產生的感應電流。分析可知二次設備受到干擾產生感應電流大部分是瞬時的，不可能永久性存在，那么因為電纜屏蔽層產生感應電流的可能性較大，隨后現場對第二種可能性展開了檢查。

三、現場設備檢查：

現場分析該零序電流是由外接零序電流互感器測量的，首先從線路的零序電流互感器及二次接線入手。現場使用鉗形電流表測量了零序電流互感器二次線電流，測量到的電流值為0.13A（如圖6所示），與綜合保護裝臵監(jiān)測到的電流值一致。查看零序電流互感器的名牌可知，該電流互感器的變比為100/1，依據測量到的二次值推斷，一次電流值為13A左右。，隨后，現場測量了穿過零序電流互感器的電纜屏蔽層接地線，該接地線的電流為6.87A（如圖7所示）。

圖6（跳閘后測量零序二次電流0.13A）圖7（跳閘后測量屏蔽層接地電流6.78A）

根據現場電流互感器的安裝結構分析，通過零序電流互感器的電流有兩個，第一是電纜的屏蔽層，第二是穿過零序電流互感器接地的屏蔽層接地線（該接地線是把兩個電纜的鋼鎧和屏蔽層都短接在一起再連接到接線上），如圖8所示。已經測量到屏蔽層接地線的電流為6.78A，由于電纜太粗，現場無法測量電流，但通過推斷可知，電纜接地線和電纜屏蔽層的電流大小相等，那么兩個電流相加為13.56A，印證通過二次測量值計算出的一次電流值為13A左右。現場人員判斷問題就出在電纜接地線和電纜屏蔽層上。

圖8（零序電流互感器）

現場人員仔細檢查電流互感器的安裝位臵和接地線位臵，發(fā)現電纜接地線穿線錯誤，正確穿線后電纜屏蔽層和電纜接地線的電流大小相等方向相反，相互抵消。由于安裝錯誤導致電纜接地線按照同方向在電流互感器中繞了兩圈，即零序電流互感器一次的匝數由1變?yōu)?，一次實際測量的6.87A，二次計算值=6.87A*2/100=0.136A≈0.13A。證實了實際測量值。

我站零序電流互感器為后期改造安裝的，安裝完成后電纜的接地點都在零序互感器的上端，依據中華人民共和國國家標準--電氣裝臵安裝工程電纜線路施工及驗收規(guī)范--（GB50168-2006）6.2.9可知，電纜通過零序電流互感器時，電纜接地點在互感器以下時，接地線應直接接地；接地點在互感器以上時，接地線應穿過互感器接地。

該事故發(fā)生前施工方進行過電纜接地線穿過零序電流互感器接地的改造，正是由于在施工方改造中出現了穿線錯誤，導致保護裝臵檢測到了錯誤的零序電流，引起保護動作。電纜接地線穿過電流互感器正確和錯誤對比圖如圖9所示。該缺陷屬于工程方施工遺留缺陷，查明原因后聯系施工方進行整改，并且對所有零序電流互感器屏蔽層接地線進行了排查，確認其他電纜屏蔽層接地線沒有穿線錯誤。接地線整改后測量電纜屏蔽層接地線還是存在一定的電流，但是并沒有通過零序電流互感器，保護裝臵測量到的零序電流在0.02左右，設備運行正常。

正確

錯誤

圖9（電纜屏蔽層穿過零序電流互感器接地對比）

四、事故預防措施

零序電流互感器正確的安裝非常重要，其中一條要求就是電纜接地點在互感器以上時，電纜接地線應穿過互感器接地，避免高壓電纜的屏蔽層的雜散電流和感應電流引起零序電流互感器保護誤動。但是在實際施工現場，有些電纜接地線該穿零序電流互感器時未穿，或者倒穿了，造成零序保護不能正確動作。

公司代維現場大部分都是新建變電站，業(yè)主的工程和施工人員水平不一。多數現場在工程期間代維人員都入住現場，開始了代維工作，包含工程期間的缺陷管理，甚至不少現場都是我們公司代維人員代替業(yè)主進行的安裝工程驗收。這就要求代維現場人員至少要具備以下兩點：

1、全面了解《電氣裝臵安裝工程電纜線路施工及驗收規(guī)范》等國家標準。如果業(yè)主需要公司代維人員代替驗收時，現場人員一定要按照國家標準驗收，切實保障客戶利益最大化，保障后期安全穩(wěn)定運行。

2、新交接的代維變電現場，代維人員要對零序電流互感器安裝，無功補償電容器的安裝等容易出現安裝紕漏的設備，進行一次全面的檢查，包含重要連接部位的螺栓緊固，高壓隔離開關接觸電阻測試等，及早發(fā)現問題，及時處理問題，避免反送電后影響設備安全運行。

參考資料：

1、中華人民共和國國家標準電氣裝臵安裝工程電纜線路施工及驗收規(guī)范（GB50168-2006）

2、零序電流互感器安裝注意事項_百度文庫

http://wenku.baidu.com/view/1067190b7cd184254b353570.html?re=view

第二篇：零序保護誤動跳閘分析

田頭變電站110kV馬田Ⅰ、Ⅱ回保護動作分析報告

一、事件前運行方式

110kV馬田I回、馬田Ⅱ回并列運行對110KV田頭變進行供電，田中線送電保線（對側開關熱備用），110kVⅠ、Ⅱ組母線并列運行；#3主變110kV運行于110kVⅠ母；110kV馬田I回、田通I回、南田、田中線運行于110kVⅠ母；110kV馬田Ⅱ回、田通Ⅱ回、大田線運行于110kVⅡ母。

田頭變一次接線圖

二、設備情況

110kV馬田I回、馬田Ⅱ回保護裝置：型號PSL-621D,南京南自；110kV 大田線（田頭變）保護裝置：型號RCS-941A,南京南瑞；2009年8月投運；110kV 大田線（大梁子電站）保護裝置：型號DPL-11D,南京恒星；2015年3月投運；110kV 大田線（咪湖三級電站）保護裝置：型號RCS-941A,南京南瑞；2009年9月投運。

三、保護報警信息

110kV田頭變在2016年5月31日20時42分57秒110kV馬田I回見（圖2）、馬田Ⅱ回見（圖1）零序Ⅰ段動作，跳開出線斷路器，20時42分57秒大田線保護啟動見圖3。對側迷糊三站距離Ⅰ段動作跳閘故障測距約5KM處（見圖4）、大梁子電站零序Ⅰ段動作跳閘（見圖5）。

圖1.馬田Ⅱ回動作報告

圖2.馬田Ⅰ回動作報告

圖3.大田線保護啟動報告

圖4.T大田線保護跳閘信號（咪三站）

圖4.大田線保護跳閘信號（大梁子電站）

四、保護動作分析

故障發(fā)生后對馬田雙回線進行了巡線，未發(fā)現異常，通過大梁子電站線路側避雷計數器發(fā)現有放電動作一次，隨后由大梁子電站零起升壓對110KV大田線進行沖電未發(fā)現異常；初步判斷大田線電站側跳閘是由于雷擊瞬時故障造成(雷雨天氣)，大田線田頭變側從保護啟動波形分析在故障持續(xù)時間約為80MS后故障電流消失（馬田雙回跳閘），故保護未出口，根據相關保護動作信息推測故障點很有可能在大田線上，6月7日，再次停電安排對110kV大田線進行重點區(qū)段進行登桿檢查，發(fā)現#4桿B、C相瓷瓶有閃絡放電的痕跡（見下圖），于當天更換損傷瓷瓶。

大田線#4桿B、C相瓷瓶放電痕跡

通過故障點的暴露可以得出，大田線保護動作由于線路故障屬于正確動作，田頭變側保護未出口由于屬于Ⅱ段保護范圍有延時，在此期間馬田雙回線Ⅰ段動作切除了故障電流，故未出口屬于正確動作（停電期間對大田線進行了聯動試驗，合格滿足投運要求）。隨后對馬田雙回線零序Ⅰ段誤動進行分析，通過查看動作報文矢量圖見下圖)可以看出，零序電壓在動作區(qū)域保護裝置屬于正確動作，因此可以排除保護裝置本身問題。

故障報文分析矢量圖

PSL-621D保護裝置零序功率方向動作區(qū)

隨后通過對此次動作故障波形和試驗正、反方向波形進行比對發(fā)現，故障波形中故障電流超前故障電壓約90度（見下圖1-3）。滿足該保護裝置動作判據，保護裝置將會判斷正方向故障動作出口。此次電流同向和和試驗正向波形相同，排除電流回路問題；但故障電壓波形有所失真，故障相電壓和零序電壓同向，和試驗正向波形有所不同；初步判斷造成此次保護誤動的主要原因在電壓回路。

圖1正方向試驗波形（出口）

圖2反方向試驗波形（不出口）

圖3馬田線故障波形

隨后對110kV電壓互感器二次回路進行反措執(zhí)行檢查，核實PT接線及是否存在多點接地的情況，從保護裝置原理圖（見下圖）可以看出3U0由裝置內部自產。

保護裝置電壓采樣原理圖 通過查看設計圖紙電壓接線端子圖和PT原理圖（見圖1和2）

PT本體原理圖1

保護電壓接線端子圖2 發(fā)現開口N線與星形繞組的N線共用一根導線，沒有分開不符合反措要求，由此判斷開口三角繞組的N線與星形繞組的N線共用一根導線是造成此次保護裝置誤動的主要原因。

五、造成110kV馬田雙回線不正確動作原因分析：

1.直接原因分析

110kV大田線#4桿B、C相瓷瓶發(fā)現有雷擊閃絡放電的痕跡，此處離110kV 田頭變26公里左右，離水電站1公里，對照110kV 田頭變110kV馬田Ⅰ回線、110kV馬田II回線保護裝置的測距信息（反方向上的80公里左右），同時對照110kV大田線上電廠側的保護測距信息（正方向上的5公里左右），線路兩側故障測距和實際位置不對應，主要是由于過度電阻較大故測距數據誤差較大，但是都在其保護動作范圍內，加上通過登桿檢查，最終鎖定此故障點就是導致5.31事故跳閘的原因。

2.間接原因分析

本站建設于2009年，當時公司還屬于民營性質，技術力量薄弱，在接下來的幾年運行時間內，沒有按照電網公司的反措要求執(zhí)行，特別是其中有關于110kV電壓互感器繞組接線核對需檢查的內容（具體是：來自開關場的電壓互感器二次回路4根引入線和開口三角形繞組的2根引入線均應使用各自獨立的電纜，不得共用。開口三角繞組的N線與星形繞組的N線需分開。）沒有得到執(zhí)行，導致電壓二次回路出現異常，在5.31當天發(fā)生110kV線路接地時，保護裝置采集到錯誤的電壓數值，導致零序保護的功率方向判斷錯誤，造成馬田雙回線反方向故障保護誤動，究其原因是110kV電壓互感器開口三角繞組的N線與星形繞組的N線沒有分開，使保護用的二次電壓A、B、C、N線在接入110kV馬田Ⅰ回線、110kV馬田II回保護裝置時，繼保裝置接收到的電壓不能真實反映實際情況，導致繼電保護裝置判斷故障點處于正方向上，從而在零序I段的電流達到定值要求后就出口動作，功率方向閉鎖失效，此情況屬于110kV電壓互感器二次接線存在設計缺陷導致的保護誤動作。

六、整改措施

嚴格按照變電站反措要求，對馬關供電有限公司所轄5個110kV變電站進行排查，將110kV電壓互感器開口三角繞組的N線與星形繞組的N線分開，不得共用。確保在110kV線路接地時，接入相關保護裝置的三相電壓能符合南網反措要求，杜絕類似事件的再次發(fā)生。

責任部門：設備部

監(jiān)督部門：安全監(jiān)管部 完成時間：7月底

2016年6月14日

第三篇：論文 集電線路跳閘事故分析和改進

題目：通過分析2013年7月11日驛道風電場主變低壓側301開關跳閘的原因，完善風電場電氣二次保護。編寫人：于江、秦寶平、王立群 主題詞：故障分析、越級跳閘、解決方案

一、故障發(fā)生前運行方式和工況

1、運行方式：110kV送出線、#1主變、35KV#4母線、集電一線至集電六線、#2無功補償裝臵（SVG）正常運行，#1無功補償裝臵備用。所有保護及保護壓板按規(guī)定投入。63臺風機正常運行，3臺風機故障停運。

2、運行工況：風場區(qū)域正降暴雨并伴有頻繁雷電，風場風速5.0米/秒，風場總負荷12MW。萊州線電流：41.48A 電壓：117.5kV功率因數：1

二、故障現象及分析簡介

1、故障現象：

00：34，天空中一道閃電，值班人員隨即發(fā)現主變低壓側301開關跳閘，集電五線316開關跳閘，集電二線312開關狀態(tài)變?yōu)榛疑?6臺風機全部停運，立即匯報值長、地調王磊。2處理過程：

故障發(fā)生后，檢修公司其它人員及風場管理人員立即到達現場，并檢查開關保護動作情況及故障錄波情況，初步判斷故障原因為集電四線、集電五線遭雷擊所致。在檢測35kV母線絕緣正常后送電恢復，此后逐步

恢復。至17：10，集電四線和集電五線送電完畢，恢復正常。

三、原因分析：

調閱故障錄波器中故障前后波形顯示，00時34分09秒322毫秒，集電四線與集電五線同時發(fā)生相間短路并伴接地故障，從電流及電壓波形看集電四線C相與集電四線B相、集電五線B相波形相反，幅值與集電四線B相、集電五線B相之和相當，分析故障起因為雷擊造成同塔雙回的集電四線、集電五線放電并伴有接地，具體為：集電四線C相向集電四線B相、集電五線B相放電，同時伴有接地。00時34分09秒964毫秒集電五線316開關由于零序保護動作而跳閘（因故障錄波器中未接零序電流信號，故無法獲取零序電流值），集電四線B、C相間短路及接地故障仍未消失，集電四線C相電流達到35.583A（二次值），B相電流達到19.447A（二次值），故障錄波器中未接零序電流信號，無法獲取集電四線零序電流值，集電四線零序保護、過電流保護均未動作，00時34分09秒951毫秒#1主變低壓側301開關二段過流保護動作，301開關跳閘（故障后35kV母線產生45.699V（二次值）的零序電壓）。

綜上分析故障原因為：因雷擊造成同塔雙回的集電四線、集電五線放電并伴有接地，集電五線316開關零序保護動作而跳閘，集電四線315開關無任何保護動作，導致主變低壓側301開關二段過流保護動作，集電一線至集電六線停運，63臺風機停運。

也就是說，這次雷擊因集電四線315開關的保護未動作造成保護越級動作，擴大了停電的范圍。

四、應采取的防范措施

1、認真核查各集電線路保護定值、回路接線，確保保護正確動作。

2、進行35kV各集電線路保護二次回路極性的修改。避免類似故障的再次發(fā)生。

第四篇：CRH5A型動車組軸溫誤報警故障原因分析及預防措施范文

CRH5A型動車組軸溫誤報警故障原因分析及預防措施

摘 要 主要對CRH5A型動車組軸溫檢測系統(tǒng)的組成、功能及工作原理進行闡述，對軸溫誤報警故障原因進行分析，并提出庫內檢修預防措施及建議。

關鍵詞 動車組；軸溫；誤報警

中圖分類號：U266 文獻標識碼：A 文章編號：1671-7597（2014）06-0074-01

軸溫檢測系統(tǒng)是CRH5A型動車組的重要安全監(jiān)控設備，其工作穩(wěn)定性是保證動車組安全運行和鐵路正常運輸秩序的關鍵。自CRH5A型動車組投入營運以來，在運行途中因軸溫誤報警故障造成臨時停車所占比例較高，嚴重影響著動車組安全、正點運行，也長期困擾著全路配屬有CRH5A型動車組的運用檢修部門。本文對CRH5A型動車組軸溫檢測系統(tǒng)的組成、功能及工作原理進行了闡述，對軸溫誤報警故障原因進行了分析，并提出庫內檢修預防措施及建議。CRH5A型動車組軸溫檢測系統(tǒng)的主要組成CRH5型動車組軸溫檢測系統(tǒng)主要由頭車I/O模塊、熱軸主機、SUT盒、集成傳感器、車下接線盒、以及連接這些設備的相關配線、網絡控制線等組成。CRH5A型動車組軸溫檢測系統(tǒng)各部件的功能、位置分布及工作原理

熱軸主機主要負責對軸溫系統(tǒng)供電和相鄰兩輛車采集的各軸箱集成傳感器溫度信號的處理。每列動車組的1車、3車、6車、0車配電柜內各裝有一臺熱軸主機，其中1車熱軸主機負責1車和2車各軸箱集成傳感器溫度信號的處理；3車熱軸主機負責3車和4車各軸箱集成傳感器溫度信號的處理；6車熱軸主機負責5車和6車各軸箱集成傳感器溫度信號的處理；0車熱軸主機負責7車和0車各軸箱集成傳感器溫度信號的處理。各熱軸主機利用CAN線相互串聯在一起，并通過MVB線經由充電機、衛(wèi)生間相互連接，與兩端頭車的TCMS（舒適）構成通訊，最終通過司機室RIOM在顯示屏上顯示溫度值，另不同的是在1車和0車上各設有一個輸入輸出模塊（I/O），實現熱軸主機與BPS屏間的信號傳輸。

SUT盒相當于一個數模轉換器，將模擬信號轉換為數字信號，在每個轉向架上裝有2個SUT盒，分別為SUT1盒和SUT2盒，結構互為冗余。相鄰兩輛車（四個轉向架）上的所有SUT1盒利用CAN線1相互串聯在一起，與熱軸主機形成通訊，而終端SUT1盒利用CAN線1與熱軸主機連接進行信號反饋，形成一個閉合通訊環(huán)路。同理，相鄰兩輛車（四個轉向架）上的所有SUT2盒利用CAN線2相互串聯在一起，與熱軸主機形成通訊，而終端SUT2盒利用CAN線2與熱軸主機連接進行信號反饋，形成一個閉合通訊環(huán)路。

集成傳感器主要由熱敏電阻組成，通過溫度變化來改變電流采集原始模擬信號，每個軸箱裝有一個集成溫度傳感器，分別為PT1000 1和PT1000 2，結構互為冗余，每個轉向架上的所有PT1000 1與SUT1盒連接形成通訊。同理，每個轉向架上的所有PT1000 2與SUT2盒連接形成通訊。

軸溫監(jiān)測系統(tǒng)車下位置分布圖 CRH5A型動車組軸溫誤報警故障現象

1）BPS屏軸溫系統(tǒng)警示燈點亮，監(jiān)控屏顯示軸溫正常。

2）BPS屏軸溫系統(tǒng)警示燈點亮，監(jiān)控屏顯示軸溫跳變或“？”。

3）BPS屏軸溫系統(tǒng)警示燈顯示正常，監(jiān)控屏顯示軸溫跳變。

4）BPS屏軸溫系統(tǒng)警示燈顯示正常，監(jiān)控屏顯示軸溫為“？”。CRH5A型動車組軸溫誤報警故障原因分析

1）軸溫檢測系統(tǒng)網絡信號傳輸異常。

2）軸溫檢測系統(tǒng)設備本身故障，如熱軸主機、SUT盒、集成傳感器等。

3）SUT盒本身及連接SUT盒的航空插頭密封不良，雨雪天氣容易進水短路。

4）線路屏蔽效果差，信號傳輸受干擾造成軸溫跳變。

5）集成傳感器安裝座螺絲松動，造成連接插松動接觸不良。

6）軸箱端蓋內部碳粉及油跡對集成傳感器的信號采集有所干擾。庫內檢修預防措施及建議

1）堅持車載數據下載分析。每次運行入庫后下載車載TCMS數據，對軸溫系統(tǒng)故障信息進行分析處理；對熱軸主機利用軟件監(jiān)控軸溫信號傳輸狀態(tài)及溫度顯示狀態(tài)。

2）改變安裝在轉向架上的SUT盒位置。對SUT盒本身及連接SUT盒的航空插頭涂打密封膠防水，并將SUT盒的安裝位置移至車體艙內部。

3）增加檢修項點。在利用18萬公里檢修對空心軸探傷時，對軸端集成傳感器安裝狀態(tài)進行檢查，并擦拭傳感器上的油跡及碳粉；對軸溫檢測系統(tǒng)各接插件插頭處線路屏蔽層進行檢查。

參考文獻

[1]劉建國.高速鐵路概論[M].北京：中國鐵道出版社，2009.[2]李芾，安琪，王華.高速動車組概論[M].成都：西南交通大學出版社，2008.[3]王樹賓.動車組網絡控制系統(tǒng)的研究[D].北京：北京交通大學，2008.