1000MW機(jī)組一次風(fēng)機(jī)故障跳閘原因分析及處理

方敏

(廣東大唐國(guó)際潮州發(fā)電有限責(zé)公司，廣東 潮州 515723)

1 系統(tǒng)概況

某發(fā)電公司1000 MW燃煤汽輪發(fā)電機(jī)組鍋爐采用哈爾濱鍋爐廠設(shè)計(jì)、制造的超超臨界變壓直流運(yùn)行、單爐膛、一次再熱、平衡通風(fēng)、露天布置、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、全懸吊結(jié)構(gòu) Π形爐，其型號(hào)為HG－3110/26.15－YM3。采取無(wú)分隔墻的八角反向雙火焰切圓燃燒方式，共設(shè)有48只直流燃燒器，燃燒器共分6層，每層設(shè)8只燃燒器。制粉系統(tǒng)為中速磨煤機(jī)冷一次風(fēng)正壓直吹式，每臺(tái)鍋爐配6臺(tái)中速磨煤機(jī)，鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量(BMCR)工況下5臺(tái)運(yùn)行、1臺(tái)備用，并配備6臺(tái)稱(chēng)重式給煤機(jī)，每臺(tái)磨煤機(jī)最大磨煤量可達(dá)95 t/h。風(fēng)煙系統(tǒng)配有2臺(tái)動(dòng)葉調(diào)節(jié)軸流式送風(fēng)機(jī)、2臺(tái)靜葉調(diào)節(jié)軸流式引風(fēng)機(jī)、2臺(tái)動(dòng)葉調(diào)節(jié)軸流式一次風(fēng)機(jī)及2臺(tái)三分倉(cāng)回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器(如圖1所示)。其中送風(fēng)機(jī)主要將空氣送往空氣預(yù)熱器預(yù)熱后與燃料混合燃燒，而引風(fēng)機(jī)主要使?fàn)t膛處于微負(fù)壓狀態(tài)，實(shí)現(xiàn)爐膛平衡通風(fēng)，保證鍋爐安全運(yùn)行。一次風(fēng)機(jī)主要提供一次風(fēng)，從風(fēng)機(jī)出來(lái)的一次風(fēng)分為兩路，一路經(jīng)過(guò)空氣預(yù)熱器預(yù)熱后的叫熱一次風(fēng)，一路不經(jīng)過(guò)空氣預(yù)熱器的叫冷一次風(fēng)。熱一次風(fēng)為磨煤機(jī)提供干燥出力和通風(fēng)出力，將磨煤機(jī)磨好的煤粉干燥后攜帶其進(jìn)入鍋爐燃燒器;冷一次風(fēng)與熱一次風(fēng)在磨煤機(jī)的入口處混合，起到調(diào)節(jié)磨煤機(jī)入、出口溫度的作用，同時(shí)也是磨煤機(jī)通風(fēng)出力的一部分。正常運(yùn)行的情況下，兩側(cè)送風(fēng)機(jī)、引風(fēng)機(jī)及一次風(fēng)機(jī)均保持運(yùn)行，一旦單側(cè)任一風(fēng)機(jī)發(fā)生故障跳閘，機(jī)組負(fù)荷滿(mǎn)足條件并且在機(jī)爐協(xié)調(diào)方式下，將會(huì)觸發(fā)機(jī)組快速減負(fù)荷(RB)動(dòng)作，如果RB不能成功動(dòng)作，將會(huì)導(dǎo)致機(jī)組跳閘。

圖1 鍋爐風(fēng)煙系統(tǒng)

2 協(xié)調(diào)簡(jiǎn)介

機(jī)組運(yùn)行中協(xié)調(diào)控制方式主要有以下幾種。

(1)機(jī)爐協(xié)調(diào)方式(CCS DRY)，需要“燃料主控”“水煤比控制”“給水主控”“機(jī)主控”(汽輪機(jī)綜合閥位)投入自動(dòng)。在此方式下，汽輪機(jī)調(diào)門(mén)將直接跟隨負(fù)荷指令，鍋爐控制跟隨經(jīng)主蒸汽壓力偏差修正的負(fù)荷指令，鍋爐負(fù)荷主指令(BID)=實(shí)際負(fù)荷指令+功率偏差+主汽壓偏差。

(2)爐跟機(jī)方式(BF DRY)，需要“燃料主控”“水煤比控制”“給水主控”投入自動(dòng)，“機(jī)主控”手動(dòng)。在此方式下，汽輪機(jī)調(diào)門(mén)控制負(fù)荷，鍋爐控制主汽壓，BID跟蹤主汽壓偏差。

(3)機(jī)跟爐方式(BI DRY)，在“給水主控”自動(dòng)、“燃料主控”或“水煤比控制”手動(dòng)的情況下，“機(jī)主控”可以是自動(dòng)也可以是手動(dòng)。在此方式下，鍋爐控制負(fù)荷，汽輪機(jī)調(diào)門(mén)控制主汽壓，BID由運(yùn)行人員通過(guò)爐主控手動(dòng)輸入。

(4)基本方式(BH DRY)，在機(jī)組干態(tài)情況下，不論“燃料主控”“水煤比控制”“機(jī)主控”在自動(dòng)還是手動(dòng)狀態(tài)，只要“給水主控”在手動(dòng)的狀態(tài)均為基本方式;BID與實(shí)際給水流量為函數(shù)關(guān)系。

(5)手動(dòng)方式，“給水主控”“燃料主控”“水煤比控制”“機(jī)主控”均在手動(dòng)狀態(tài)。在此方式下，燃料量、給水量、汽輪機(jī)調(diào)門(mén)均為手動(dòng)控制，一般在機(jī)組剛啟動(dòng)或停運(yùn)過(guò)程中，鍋爐濕態(tài)的情況下使用。

在前3種控制方式下，BID與燃料量、給水量分別為函數(shù)關(guān)系，如圖2、圖3所示。

圖2 BID與燃料量的函數(shù)關(guān)系

燃料主控指令=f(BID)+燃料前饋(BIR FF)+水煤比控制，給水主控指令=f(BID)+給水前饋(BIR FW)+給水偏置，其中，BIR FF指令由3部分組成。

圖3 BID與給水量的函數(shù)關(guān)系

(1)負(fù)荷設(shè)定與負(fù)荷指令偏差。在機(jī)組負(fù)荷變化過(guò)程中起作用，當(dāng)實(shí)際負(fù)荷指令與負(fù)荷設(shè)定值一致后，該作用消失。

(2)機(jī)前壓力設(shè)定。該作用在壓力設(shè)定達(dá)到目標(biāo)壓力后即壓力設(shè)定值不發(fā)生變化時(shí)消失。

(3)機(jī)前壓力設(shè)定與機(jī)前實(shí)際壓力偏差。

BIR FW與BIR FF指令類(lèi)似，只是參數(shù)設(shè)置有區(qū)別。

第4種基本方式下，實(shí)際給水流量與BID指令為函數(shù)關(guān)系(如圖4所示)，燃料量再跟蹤 BID指令。

圖4 實(shí)際給水流量與BID指令的函數(shù)關(guān)系

CCS DRY，BI DRY方式下，負(fù)荷、主汽壓指令變化速率均為自動(dòng)控制，設(shè)定值可以更改，其中CCS DRY 方式下設(shè)定值為 15 MW/min，0.3 MPa/min，BI DRY 方式下設(shè)定值為40 MW/min，0.2 MPa/min;BF DRY及BH DRY方式下，負(fù)荷、主汽壓變化速率均可以手動(dòng)控制;RB動(dòng)作時(shí)根據(jù)不同的設(shè)備自動(dòng)調(diào)整不同的變化速率。

3 故障跳閘經(jīng)過(guò)

2012－09－30 T 20:54，該公司機(jī)組自動(dòng)發(fā)電量控制(AGC)投入，負(fù)荷600 MW，CCS DRY方式，BID為 608 MW，主汽壓為 16.31 MPa，機(jī)主控為81%，總煤量為330 t/h，給水流量為1780 t/h，主汽流量為1740t/h，水煤比為5.84，汽水分離器過(guò)熱度為17℃，分離器儲(chǔ)水箱水位為1 m，氧量為4.63%;A，B一次風(fēng)機(jī)并列運(yùn)行，一次風(fēng)機(jī)動(dòng)葉開(kāi)度分別為46.6%，48.4%，電流為 215，226 A，一次風(fēng)壓為11.3 kPa;制粉系統(tǒng) B，D，E，F(xiàn) 磨煤機(jī)運(yùn)行，A，C 磨煤機(jī)備用，B磨煤機(jī)單磨塔山煤，其他3臺(tái)磨褐煤，每臺(tái)磨煤機(jī)磨煤量為82 t/h，磨煤機(jī)入口一次風(fēng)量分別為163，167，178 和175 t/h。

20:55，A，B一次風(fēng)機(jī)動(dòng)葉自切均解為手動(dòng)，動(dòng)葉開(kāi)度分別為58%，57%，電流為148，240 A，A一次風(fēng)機(jī)發(fā)“喘振”報(bào)警，一次風(fēng)壓為8.2 kPa，B，D，E，F(xiàn)磨煤機(jī)一次風(fēng)量分別降至129，124，134和133 t/h，爐膛負(fù)壓突降至－820 Pa，機(jī)組負(fù)荷和主汽壓力快速下降，汽溫下降。

20:56，AGC指令漲至625MW，解除AGC控制，負(fù)荷控制變?yōu)樽詣?dòng)負(fù)荷調(diào)節(jié)(ALR)方式，協(xié)調(diào)方式仍保持CCS DRY，ALR負(fù)荷指令625MW未變，實(shí)際負(fù)荷為549MW，實(shí)際主汽壓為13.51MPa，設(shè)定值為15.97 MPa，機(jī)主控由 81.2% 漲至 99.8%。BID 指令由609 MW升至764 MW，總煤量由330 t/h升至380 t/h，給水流量由1780 t/h升至2250 t/h，實(shí)際值均跟蹤正常，水煤比最大至6.89。

20:57，實(shí)際負(fù)荷已降至580 MW，主汽壓降至15.1 MPa，一次風(fēng)壓為 7.33 kPa，各臺(tái)磨煤機(jī)入口風(fēng)量為130 t/h左右，氧量最大至10.03%。為防止堵磨，急停F磨煤機(jī)，降低ALR負(fù)荷指令至450 MW，同時(shí)調(diào)小B一次風(fēng)機(jī)動(dòng)葉開(kāi)度至50%，A一次風(fēng)機(jī)“喘振”報(bào)警消失，試并列A一次風(fēng)機(jī)(重復(fù)多次)無(wú)效后，開(kāi)大B一次風(fēng)機(jī)動(dòng)葉維持一次風(fēng)壓11.5 kPa帶負(fù)荷。

20:58，一次風(fēng)壓恢復(fù)后，主汽壓由12.50 MPa開(kāi)始回漲，負(fù)荷由512 MW開(kāi)始回漲;21:04，實(shí)際主汽壓最高漲至15.29 MPa，實(shí)際負(fù)荷漲至605 MW。

21:00，由于實(shí)際負(fù)荷指令為574 MW，實(shí)際負(fù)荷為535 MW，實(shí)際主汽壓為13.31 MPa，設(shè)定值為15.92 MPa，BID 仍有 694 MW;解“水煤比控制”自動(dòng)，協(xié)調(diào)方式變?yōu)锽I DRY，給水流量指令為1613 t/h，實(shí)際值跟蹤正常，總煤量指令為353 t/h，實(shí)際總煤量為285 t/h。

21:00，就地檢查發(fā)現(xiàn)A一次風(fēng)機(jī)無(wú)異音，故障原因?yàn)閯?dòng)葉連桿脫落。

21:02，汽水分離器過(guò)熱度降至0℃，分離器儲(chǔ)水箱水位漲至12 m，水進(jìn)入一級(jí)過(guò)熱器，造成一級(jí)過(guò)熱器出口溫度和分離器出口溫度一致，接近飽和溫度，汽溫開(kāi)始快速下降。手動(dòng)將BID由659 MW設(shè)為500 MW，BID按40 MW/min的速率下降，給水流量與總煤量跟蹤正常。

21:03，汽水分離器過(guò)熱度上漲，分離器儲(chǔ)水箱水位開(kāi)始下降，但過(guò)熱器各級(jí)汽溫仍快速下降。

21:04，BID降至546 MW，給水流量為1248 t/h(由于汽溫下降過(guò)快，手動(dòng)設(shè)定“給水主控”偏置－350 t/h)，總煤量指令與實(shí)際總煤量均為223 t/h。解“給水主控”自動(dòng)，協(xié)調(diào)方式變?yōu)锽H DRY，BID變?yōu)?05 MW，總煤量由223 t/h降至157 t/h，實(shí)際值跟蹤正常。

21:06，末級(jí)過(guò)熱器汽溫最低降至517/525℃，末級(jí)再熱器汽溫最低降至566/570℃，之后逐漸上漲，造成首級(jí)蒸汽溫度由558℃降至497℃，首級(jí)金屬溫度由560℃降至506℃。期間為防止汽輪機(jī)進(jìn)水，打開(kāi)汽輪機(jī)高中壓主汽門(mén)調(diào)門(mén)前的汽缸缸體疏水門(mén)，汽溫正常后關(guān)閉。

21:07，手動(dòng)將給水流量加至1523 t/h，BID為546 MW，總煤量指令漲至215 t/h，手動(dòng)增加至245 t/h(設(shè)定“水煤比控制”正偏置)。

21:10，工況基本穩(wěn)定，投CCS DRY方式，ALR負(fù)荷設(shè)定為500 MW。

21:15，檢修人員臨時(shí)固定好A一次風(fēng)機(jī)動(dòng)葉連桿后，逐漸并入風(fēng)機(jī)運(yùn)行，投入AGC控制負(fù)荷。

4 原因分析

一次風(fēng)機(jī)動(dòng)葉調(diào)節(jié)執(zhí)行機(jī)構(gòu)連桿脫落，是此次異常發(fā)生的主要原因。一次風(fēng)機(jī)一直存在振動(dòng)大的問(wèn)題，動(dòng)葉執(zhí)行機(jī)構(gòu)長(zhǎng)期在振動(dòng)大的環(huán)境下工作，最終因銷(xiāo)子螺母脫落而導(dǎo)致連桿脫離執(zhí)行機(jī)構(gòu)。設(shè)備隱患未及時(shí)排查，導(dǎo)致事故發(fā)生。

5 故障處理時(shí)存在的問(wèn)題

(1)塔山煤發(fā)熱量約21.77 MJ/kg，褐煤發(fā)熱量約15.07 MJ/kg，1臺(tái)磨煤機(jī)磨塔山煤，3臺(tái)磨煤機(jī)磨褐煤，入爐煤發(fā)熱量偏低，故障時(shí)負(fù)荷600 MW，所以風(fēng)機(jī)正常時(shí)總煤量已達(dá)到330 t/h，故障時(shí)各臺(tái)磨煤機(jī)均滿(mǎn)出力運(yùn)行。

(2)一次風(fēng)機(jī)動(dòng)葉解除自動(dòng)邏輯設(shè)置不合理，一次風(fēng)機(jī)動(dòng)葉自動(dòng)解除條件為“一次風(fēng)壓與設(shè)定值偏差達(dá)3 kPa”或“一次風(fēng)機(jī)動(dòng)葉指令與反饋偏差達(dá)20%”。當(dāng)A一次風(fēng)機(jī)連桿脫落后一次風(fēng)壓突降3.1 kPa，導(dǎo)致2臺(tái)一次風(fēng)機(jī)動(dòng)葉均解為手動(dòng)，B一次風(fēng)機(jī)動(dòng)葉無(wú)法跟蹤設(shè)定值自動(dòng)開(kāi)大。

(3)事故初期判斷為A一次風(fēng)機(jī)失速，多次試并列A一次風(fēng)機(jī)均未成功，不敢增加B一次風(fēng)機(jī)出力，導(dǎo)致一次風(fēng)壓偏低時(shí)間過(guò)長(zhǎng)，且未及時(shí)手動(dòng)降負(fù)荷，產(chǎn)生惡性循環(huán)，導(dǎo)致事故擴(kuò)大。

(4)一次風(fēng)壓降低后，各臺(tái)磨煤機(jī)入口風(fēng)量均降至40 t/h左右，故障初期總煤量雖然增加，但由于一次風(fēng)壓過(guò)低加上緊急停F磨煤機(jī)減少的熱量，實(shí)際進(jìn)入爐膛的熱量與煤量嚴(yán)重不對(duì)應(yīng)，水煤比嚴(yán)重失調(diào)，導(dǎo)致機(jī)組負(fù)荷、主汽壓力及汽溫快速下降。

(5)汽水分離器儲(chǔ)水箱滿(mǎn)水、汽溫驟降是因?yàn)楣收习l(fā)生后長(zhǎng)時(shí)間未降負(fù)荷，主汽壓持續(xù)下降，為維持負(fù)荷，汽輪機(jī)調(diào)門(mén)開(kāi)度由81%開(kāi)至100%，給水流量快速增加，比主蒸汽量高510 t/h，而實(shí)際總煤量比指令少68 t/h，水煤比嚴(yán)重失調(diào);一次風(fēng)機(jī)故障導(dǎo)致一次風(fēng)壓偏低，各臺(tái)磨煤機(jī)長(zhǎng)時(shí)間滿(mǎn)出力運(yùn)行，均有不同程度的堵塞，導(dǎo)致進(jìn)入爐膛的煤粉驟減，燃燒急劇減弱。

(6)給水流量、總煤量在機(jī)組解除AGC后大幅上漲的原因?yàn)?AGC解除后，負(fù)荷控制變?yōu)锳LR方式，未能及時(shí)手動(dòng)降低ALR負(fù)荷指令，且實(shí)際負(fù)荷指令受負(fù)荷變化速率限制(15 MW/min)無(wú)法快速下降，機(jī)組煤量、水量、風(fēng)量等跟蹤降低較慢，導(dǎo)致實(shí)際負(fù)荷指令遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于實(shí)際負(fù)荷，實(shí)際主汽壓低于設(shè)定值，最終BID由609 MW升至764 MW，使給煤量、給水量嚴(yán)重超調(diào)。

(7)在協(xié)調(diào)方式解為BI DRY的初期，未及時(shí)根據(jù)磨煤機(jī)出力降低BID，因總煤量指令為當(dāng)前給水流量對(duì)應(yīng)BID的計(jì)算值，自動(dòng)控制無(wú)法考慮入爐煤發(fā)熱量偏低的因素，總煤量157 t/h偏少，未手動(dòng)設(shè)定“水煤比控制”正偏置來(lái)增加總煤量。

6 處理對(duì)策

(1)通過(guò)事故現(xiàn)象及時(shí)判斷事故原因。發(fā)現(xiàn)一次風(fēng)機(jī)出力下降，應(yīng)根據(jù)故障現(xiàn)象及時(shí)就地檢查，查明故障具體原因再進(jìn)行相關(guān)處理;不要一次風(fēng)機(jī)一出問(wèn)題，發(fā)現(xiàn)電流偏差大、出口風(fēng)壓降低就認(rèn)為是失速，盲目進(jìn)行處理。一次風(fēng)機(jī)動(dòng)葉存在問(wèn)題與失速的最大區(qū)別為:試開(kāi)大、關(guān)小故障風(fēng)機(jī)動(dòng)葉，觀察風(fēng)機(jī)電流、出口風(fēng)壓、空氣預(yù)熱器一次風(fēng)側(cè)差壓、控制動(dòng)葉的液壓油壓力是否有變化，在風(fēng)機(jī)“喘振”報(bào)警消失后風(fēng)機(jī)是否能并列正常，就地檢查風(fēng)機(jī)是否有異音等。

(2)此次故障發(fā)生時(shí)負(fù)荷600 MW，可將協(xié)調(diào)方式解為BI DRY，用BID降負(fù)荷至500MW，同時(shí)立即全開(kāi)正常一次風(fēng)機(jī)動(dòng)葉，全關(guān)故障一次風(fēng)機(jī)動(dòng)葉，并根據(jù)一次風(fēng)壓調(diào)整磨煤機(jī)運(yùn)行方式，及時(shí)關(guān)閉磨煤機(jī)的冷、熱一次風(fēng)門(mén)。

(3)一次風(fēng)機(jī)失速的處理方法。

1)立即將2臺(tái)一次風(fēng)機(jī)動(dòng)葉自動(dòng)解為手動(dòng)，并打開(kāi)1臺(tái)備用磨煤機(jī)的冷風(fēng)通道降低管道阻力，迅速關(guān)小失速一次風(fēng)機(jī)動(dòng)葉，同時(shí)關(guān)小另一臺(tái)一次風(fēng)機(jī)動(dòng)葉。因失速后2臺(tái)一次風(fēng)機(jī)動(dòng)葉皆自動(dòng)開(kāi)大，處理時(shí)一定要迅速果斷，處理的關(guān)鍵是一定要大膽關(guān)小未失速一次風(fēng)機(jī)動(dòng)葉。

2)根據(jù)一次風(fēng)壓調(diào)整負(fù)荷，控制總煤量，防止磨煤機(jī)堵塞。

3)一次風(fēng)機(jī)脫離失速區(qū)應(yīng)以風(fēng)機(jī)電流、出口風(fēng)壓、風(fēng)量上升為準(zhǔn)。

4)并列一次風(fēng)機(jī)時(shí)，不應(yīng)急于加大未失速一次風(fēng)機(jī)動(dòng)葉開(kāi)度，應(yīng)繼續(xù)關(guān)小未失速一次風(fēng)機(jī)動(dòng)葉，相應(yīng)開(kāi)大失速一次風(fēng)機(jī)動(dòng)葉，緩慢提升一次風(fēng)壓，防止一次風(fēng)壓恢復(fù)過(guò)快，各臺(tái)磨煤機(jī)出力快速增加，鍋爐燃燒急劇加強(qiáng)，造成超溫超壓。

(4)機(jī)組輔機(jī)發(fā)生故障時(shí)應(yīng)首先檢查RB動(dòng)作情況，若RB不能正確動(dòng)作或未觸發(fā)RB動(dòng)作，事故處理關(guān)鍵點(diǎn)是:快速減小總煤量、維持一次風(fēng)壓;調(diào)整好給水流量;考慮入爐煤熱值的影響，適當(dāng)調(diào)整總煤量，控制好水煤比。若負(fù)荷650 MW以下，可解除“水煤比控制”自動(dòng)，用BI DRY協(xié)調(diào)方式手動(dòng)減BID降負(fù)荷，給水流量與總煤量對(duì)應(yīng)減少;若負(fù)荷650 MW以上，應(yīng)立即解除“給水主控”自動(dòng)，用BH DRY協(xié)調(diào)方式手動(dòng)控制給水流量降負(fù)荷，同時(shí)控制好對(duì)應(yīng)的總煤量。

(5)事故處理時(shí)，若出現(xiàn)汽溫驟降現(xiàn)象，為防止汽輪機(jī)進(jìn)水，應(yīng)打開(kāi)汽輪機(jī)高中壓主汽門(mén)調(diào)門(mén)前的汽缸缸體疏水門(mén)，待汽溫正常后關(guān)閉;若汽輪機(jī)已進(jìn)水，機(jī)組振動(dòng)增大，應(yīng)立即打閘停機(jī)。

7 結(jié)束語(yǔ)

針對(duì)此次一次風(fēng)機(jī)故障跳閘原因分析的結(jié)果，該廠對(duì)鍋爐輔機(jī)執(zhí)行機(jī)構(gòu)連桿易脫落的部位進(jìn)行加固，并完善優(yōu)化一次風(fēng)機(jī)動(dòng)葉控制邏輯，將一次風(fēng)機(jī)風(fēng)壓偏差大解除風(fēng)機(jī)動(dòng)葉自動(dòng)定值由3 kPa修改為10 kPa。燃煤電廠機(jī)組輔機(jī)發(fā)生故障時(shí)，若RB不能正確動(dòng)作，可能造成機(jī)組跳閘，甚至設(shè)備損壞的嚴(yán)重事故，故應(yīng)加強(qiáng)輔機(jī)設(shè)備的點(diǎn)檢及維護(hù)，從而提高輔機(jī)設(shè)備運(yùn)行的可靠性。

［1］大唐國(guó)際發(fā)電股份有限公司.全能值班員技能提升指導(dǎo)叢書(shū):鍋爐分冊(cè)［M］.北京:中國(guó)電力出版社，2008.

［2］張海德，吳桂祥.影響發(fā)電廠鍋爐燃燒及風(fēng)煙系統(tǒng)異常因素分析［J］.中國(guó)新技術(shù)新產(chǎn)品，2011(17):103－105.

［3］高寶桐，張福龍，李榮.軸流式一次風(fēng)機(jī)失速原因分析及處理措施［J］.華北電力技術(shù)，2008(5):14－16.