除氧给水含氧量偏高分析报告

2009 年6 月第32 卷第3 期Large Scale Nitrog enous Fertilizer IndustryJun12009 Vol132 No13除氧器出水溶解氧超标原因分析李志恒马海振(中国石油宁夏石化公司,宁夏银川,750026)摘要针对除氧器出水溶解氧超标问题进行分析与讨论,并通过对除氧器加药口改进、提高除氧器温度、压力操作参数等做了大量试验,查出了除氧器出水溶解氧超标的原因,并采取相应措施,效果良好。

关键词除氧器溶解氧超标原因分析中国石油宁夏石化公司二化肥合成氨装置是从加拿大拉姆顿厂购进的二手设备,以天然气为原料,采用Kell ogg 工艺流程。

该工艺流程本身有副产蒸汽系统,装置当初采用青岛磐石容器厂生产的处理能力为250 t/ h 的高压旋膜式除氧器来提供脱氧水。

自1999 年开车以来,除氧器出水溶解氧一直未合格。

2005 年,二化肥进行50 %扩能改造时,将原青岛磐石容器厂生产的高压旋膜式除氧器,更换为山东泰安利德容器制造厂生产的卧式旋膜式除氧器,处理能力为350 t/ h ,运行近3a 时间,溶解氧仍未合格,它直接影响生产设备的安全运行。

水流基本上是紧贴管壁旋转而下,在旋膜管中间形成汽—气通道,不存在气体流动死区,因而氧气在内孔内无法随意扩散,析出的不凝结气体被迅速排出,随上升的蒸汽从排汽管排向大气。

该除氧器的设计参数见表1 。

1 除氧器运行现状除氧器是山东泰安利德容器制造厂生产的卧式旋膜式除氧器,处理能力为350 t/ h ,其结构包括除氧塔头、除氧水箱以及接管和外接件组成,其主要部件除氧器(除氧塔头) 是由外壳、新型旋膜器(起膜管) 、淋水篦子、蓄热填料液汽网等部件构成。

除氧过程就是脱盐水进入除氧头内旋膜器组水室,在一定的压差下从膜管的小孔斜旋喷向内孔,形成射流,由于内孔充满了上升的加热蒸汽, 水在射流运动中便将大量的加热蒸汽吸卷进来, 在极短时间内很小的行程上产生剧烈的混合加热作用,水温大幅度提升,而旋转的水膜沿着膜管内孔壁继续下旋,形成一层翻滚的水膜裙(水在旋转流动时的临界雷诺数下降很多即产生紊流翻滚) ,此时紊流状态的水传热传质效果最理想,水温达到饱和温度,氧气即被分离出来。

发电厂2号机给水溶氧超标原因调查分析与处理电厂2号机组凝结水采用加氨处理，给水采用还原性全挥发处理，锅炉补给水采用一级除盐+混床处理，中间水箱除碳器为大气式除碳器，除氧器为内置式除氧器，精处理高速混床树脂再生用水取自机组凝补水箱。

近期，2号机给水溶氧在高速混床投运初期经常出现超标现象，而1号机组则无此异常现象。

专业人员到现场对此进行了调查，对其原因进行了分析，并提出相关技术建议，指导电厂运行、维修。

1.溶氧超标现象调查4月8日，2号机B高速混床退出并投入备用树脂运行，进行现场调查试验。

试验期间，凝泵出口溶氧<15µg/L，凝结水流量630～650m3/h，除氧器运行温度和压力分别为168.6℃、0.69MPa。

在凝结水精处理出水母管取样点人工取样，监测整个过程精处理出水溶氧含量，并同时记录给水溶氧在线监测值。

（1）高混退出至投入备用树脂再循环阶段10：50～11：50，2号机B高混按原设定步序和控制参数退出并投入备用树脂再循环。

经监测，此阶段精处理出水母管溶氧与凝泵出口溶氧值接近；除氧器出口溶氧与高混退出前相比无明显变化，其值在5.3～6.0之间波动。

（2）高混投运后精处理出水溶氧变化11：51 ，B高混投入运行，精处理出水溶氧即发生突跃式变化，监测结果见表1。

表1 高混投运初期精处理出水溶氧监测结果备注：监测仪器HK-258便携式溶氧分析仪。

由表1可知，B高混投入后，精处理出水溶氧在4min内即从12.7µg/L增至最大值8010µg/L，运行35min后溶氧降至29.2µg/L，超标时间约40min。

（3）高混投运后给水溶氧变化凝结水溶氧超标时，若除氧器除氧效果差将导致给水溶氧超标，试验期间2号机给水溶氧监测结果见表2。

表2 高混投运初期给水溶氧监测结果备注：监测仪器Swan公司PAM Oxytrace在线溶氧表。

由表2可知，12：25给水溶氧开始上升，此时距B高混投运间隔33min，12：37给水溶氧至最大值557µg/L，经88min溶氧降至6.8µg/L，溶氧超标运行时间约95min。

浅谈内置式除氧器含氧量偏高的原因及对策作者：孙常帅来源：《科学与财富》2019年第01期摘要：近几年，我国的科技当面取得了很大的进步，一些先进设备得以应用，这不仅极大的满足了人们的生活需求，同时在一定程度上也满足了人们的工作需要，进而使得工作质量以及效率都有所推升。

内置式除氧器就是一种比较常见的设备，在锅炉运行的过程中起着重要的作用。

但是在设计无误的前提下，经常会出现含氧量偏高的现象，这就极不利于锅炉的正常运行，难以取得良好的应用效果。

因此，针对其含氧量偏高的原因以及有关的对策就值得人们进行深入的分析。

关键词：内置式除氧器；含氧量偏高；原因内置式除氧器含氧量偏高的问题是值得人们进行深入探究的，因为这关系着设备的除氧效果，同时对于锅炉的安全运行以及工业的经济发展也都具有一定的影响。

只有深入探究内置式除氧器，才能找出了解有关知识以及工作原理，找出造成含氧量偏高的原因，进而为后续的对策提供一定的参考，尽量避免这类问题的发生。

因此，这就要求有关人员能够提高对于内置式除氧器中含氧量偏高问题的认识以及重视程度，结合自身的经验以及实际的情况进行认真分析，找出原因的所在，积极的采取一些有效的措施加以解决，从而进一步的提高生产质量以及生产效率。

1除氧器的结构和原理除氧设备主要由除氧头、除氧水箱两大件以及接管和外接件组成，其主要部件除氧头是由外壳、旋膜器（起膜管）、淋水篦子、液汽网、填料等部件组成。

工作原理是凝结水及补充水首先进入除氧头内旋膜器组水室，在一定的水位差压下从膜管的小孔斜旋喷向内孔，形成射流，由于内孔充满了上升的加热蒸汽，水在射流运动中便将大量的加热蒸汽吸卷进来；在极短时间很小的行程上产生剧烈的混合加热作用，水温大幅度提高，而旋转的水沿着膜管内孔壁继续下旋，形成一层翻滚的水膜裙，此时水传热传质效果最理想，水温达到饱和温度。

氧气即被分离出来，因氧气在内孔内无法随意扩散，只能随上升的蒸汽从排汽管排向大气。

经起膜段粗除氧的给水及由疏水管引进的疏水在这里混合进行二次分配，呈均匀淋雨状落到装到其下的液汽网上，再进行深度除氧后才流入水箱。

除氧器含氧量高的原因有：凝结水含氧量高，水温低没有达到饱和温度，负荷突增，排气量不足。

除氧器入口溶氧超标指的是凝结水溶氧超标，还未涉及到除氧器本身，一般上就是凝汽器除氧不合格，如凝汽器喷头堵塞，凝汽器漏空气，（要看真空是否降低），加药量少，负荷变化也会明显影响溶氧，凝泵入口是否有漏空，1凝结水过冷2凝结水水位过高，3真空系统不严密，4真空泵工作效率低，5轴封不严对溶于水中各种气体，在一定的压力下，水的温度越高，溶解度越低。

热力除氧就是利用蒸汽把给水加热到相应的压力下的饱和温度时，蒸汽分压力将接近于水面上全压力，溶于水中的各种气体的分压力接近于零，因此，水就不具有溶解气体的能力，溶于水中的气体就被析出，从而清除水中的氧和其他气体。

除氧器溶氧量过高归根结底都是当前情况下除氧器内水没有达到该压力下的饱和温度，具体的来讲可能有以下几个方面；1.进水量过大或进水温度过低2、排氧门开度过小3、除氧器内部喷嘴之类的损坏4、锅炉用水量变化过大引起除氧器自动调整随之变化过大5、溶氧量检测不合格等物理除氧主要因素有：温度，压力，蒸汽量，以及排气量。

化学除氧主要因素有：温度，除氧器中水的碱度，除氧剂量（比如加药泵的打压情况，以及除氧剂溶液的配制浓度等）。

除氧器滑压运行时，当机组负荷骤升则除氧器水温的上升远远滞后于压力的升高，致使除氧器内原来的饱和水瞬间成为不饱和水，此时原来逸出的溶解氧就会溶回水中，出现“返氧“现象，使除氧效果恶化。

对给水泵来说，则由于水温的升高滞后于压力，使运行更为安全。

当机组负荷骤降时，水温降低滞后于压力的降低，致使除氧器内的水发生急剧闪蒸，除氧效果反而因水的再沸腾而变好。

但进入给水泵的水温不能及时降低，而此时泵入口的压力由于除氧器的压力下降已降低，于是就出现了泵入口压力低于入口温度所对应的饱和压力的可能性，使泵汽化的危险性加剧。

运行中提高除氧器效率的方法及可能造成氧含量超标的原因运行中提高除氧器效率的方法及可能造成氧含量超标的原因国内各火力发电厂普遍采用热除氧方式，虽然除氧器结构不断改进，但在运行过程中仍不时出现除氧恶化问题。

根据热除氧机理和除氧恶化原因，提出减少和防止除氧器投运过程中除氧恶化的措施：一方面需要对结构进行完善，另一方面特别需要对运行工况进行必要的监测和控制。

在现代火力发电厂中，为了避免管道、设备高温腐蚀，保证管道、设备的使用寿命，对给水的含氧量有严格的要求。

除氧方式主要有热除氧和化学除氧两种，由于化学除氧成本高，而且还有水渣生成，现较少使用。

热除氧被普遍应用于各火力发电厂，随着技术的进步，其除氧器在环保处理设备中起着关键生的作用。

除氧器出水氧含量指标超标可能的原因及解决方法一、可能造成氧含量超标的原因1. 热力除氧器方面包括1.1.除氧头内部损坏或除氧头喷头给水压力不足：使喷头成膜成雾效果较差，减少了汽水接触面积，降低了除氧效果。

布水填料不均匀、压扁，造成短路，使布水效果不好，补水与蒸汽不能达到充分接触混合，使补水达不到沸点温度，由于水的表面张力大，水中的气体不能及时顺利从水中解析出来，造成除氧水氧含量过高，影响除氧效果。

1.2.除氧头排气管排气量不够，除氧头的排汽量，也是影响除氧器除氧能力的一个非常重要的因素，应保证解吸出来的气体能通畅的排走，如果除氧器中解析出来的氧和其他气体不能通畅的排走，则由于除氧器内蒸汽中残留的氧量较多，会影响水中氧扩散出去的速度，从而使出水的残留含氧量增大。

1.3.除氧器温度达不到压力下水的沸腾温度：根据气体溶解定律（亨利定律）气体在水中的溶解度与该气体在汽、水界面上的分压成正比，在大气中把水加热到沸腾时，水的饱和蒸汽压力等于汽-水界面上大气的压力，氧的分压为零，此时氧气在水中的溶解度为零，从而使水中的氧及其他气体在水中溢出，1.4.除氧器运行负荷过高，进水波动过大：运行负荷过大，造成超过除氧器超出设计除氧能力，一方面，在规定的蒸汽量达不到除氧器设计压力下的饱和温度，影响除氧能力，另一方面，除氧头设计空间内的蒸汽量也可能达不到与补水的混合充分，达到水的沸点，即使达到沸点，因为接触时间短，很难将解吸出来的氧和其他气体全部排出，造成除氧效果不好；运行负荷波动过大时，也可能造成除氧器的汽、水配比不好，造成除氧器温度、压力波动过大，影响除氧效果。

锅炉给水溶氧超标分析及治理摘要：在锅炉给水处理工艺过程中，给水除氧是一个非常关键的环节。

给水在进入锅炉时，如果给水中溶解氧气含量超标，将会使给水管道、锅炉设备及汽轮机通流部分遭受腐蚀，缩短设备的寿命。

为此文中分析了某发电有限公司3号机组锅炉给水溶氧时有超标的原因，针对性地开展了设备改造和治理工作，解决了给水溶氧超标的问题。

关键词：汽轮发电机组；锅炉；给水溶氧超标；改造治理0引言给水在进入锅炉时，如果给水中溶解氧气含量超标，将会使给水管道、锅炉设备及汽轮机通流部分遭受腐蚀，缩短设备的寿命。

防止腐蚀最有效的办法是除去给水中的溶解氧气和其他气体，这一过程称为给水的除氧[1-2]。

如给水溶氧≥7μg/L，则给水溶氧（除氧器出口取样）超标。

在锅炉给水处理工艺过程中，给水除氧是一个非常关键的环节。

给水中溶解氧的存在是锅炉发生化学腐蚀和电化学腐蚀的主要因素[3]。

给水中溶解氧随着水的流程逐渐与金属发生反应，首先腐蚀的是省煤器，省煤器的氧腐蚀使得给水中的含铁量增加，随后进入汽包和水冷壁，水冷壁管结氧化铁垢的速度与给水含铁量成正比，氧化铁垢不但导热性能差，使水冷壁管因冷却不好而过热损坏，而且还会在氧化铁垢下产生垢下腐蚀，造成管壁减薄，加速水冷壁管的损坏，影响锅炉的可靠性[4]。

同时由于溶解氧的存在，还会使热阻增加，传热恶化，降低机组的热经济性[5]。

因此对锅炉给水进行除氧对提高热力设备的安全性、可靠性和机组的热经济性有着非常重要的意义。

1现状概述某电厂一期共5台沪产亚临界汽轮机组，除氧器为上海动力设备有限公司生产的GC-2028型高压喷雾卧式除氧器。

给水系统配置2台汽动给水泵和1台电动给水泵。

给水取样从除氧器下降管（汽泵前置泵入口管）处引出，经高温减温盘后分两路，一路至人工化验取样盘，一路经恒温装置至在线仪表显示，此取样系统还包括相关阀门、法兰等连接部件。

2006年以来，随着电厂机组负荷率的下降，3号机组锅炉给水溶氧时有超标，表现在：①给水溶氧超标发生在低负荷阶段（负荷小于400～450MW)，随着时间推移，500MW负荷时给水溶氧也较难合格；②溶氧超标时，伴有给水溶氧数值频繁波动现象，很难稳定；③溶氧超标时，开大对空排氧门仍不能控制其合格。

锅炉除氧器给水含氧量超标原因查找与处理发表时间：2018-10-08T14:52:19.840Z 来源：《新材料·新装饰》2018年4月上作者：张义[导读] 锅炉给水系统存在含氧量不合格问题，会出现腐蚀等现象，严重时会发生爆管。

为此，对除氧系统开展试验，根据分析结果进行了工艺改进，项目实施后给水含氧量长期稳定在25μg/L以下，除氧合格率达到100%，消除了锅炉安全运行的隐患。

（广州发展分布式能源站管理有限公司,广东广州 510623）摘要：锅炉给水系统存在含氧量不合格问题，会出现腐蚀等现象，严重时会发生爆管。

为此，对除氧系统开展试验，根据分析结果进行了工艺改进，项目实施后给水含氧量长期稳定在25μg/L以下，除氧合格率达到100%，消除了锅炉安全运行的隐患。

关键词：除氧器；给水泵；含氧量1.前言锅炉给水中的含氧量是造成热力设备和管道腐蚀的主要原因，为防止和减轻热力系统的氧腐蚀，必须对锅炉给水进行除氧处理。

常见的方法为物理方法、化学方法及电化学方法等。

1.1物理方法采用物理方法除氧，是利用物理的方法将水中的氧气析出，常用的有热力除氧法、真空除氧法和解析除氧法等。

热力除氧的原理基于亨利定律,即用蒸汽加热的方式把水加热到相应压力下的饱和温度,使水中气体逸出,除去水中含氧量。

真空除氧器就是利用抽真空的方法,使水在常温下呈沸腾状态,除去水中含氧量的设备。

解析除氧器是使含氧的水与无氧的气体相混合,将水中的氧气分离出来的设备。

1.2化学方法采用化学方法除氧，主要是利用化学反应来除去水中含有的氧气，使水中的含氧量在进入锅炉前就转变成稳定的金属或其它药剂的化合物，从而将其消除，常用的有药剂除氧法和钢屑除氧法等。

这种方式多适用于热水锅炉和小型工业锅炉,较大锅炉仅在除氧器发生故障或需深度处理时采用。

1.3电化学方法锅炉给水除氧，除可以采用化学方法和物理方法之外，还可以采用电化学方法。

电化学除氧，是应用电化学保护的原理，使一种易氧化的金属发生电化学腐蚀，让水中的氧被消耗掉而去除。

除氧器溶解氧超标原因分析及解决方法发布时间：2023-02-02T06:23:03.152Z 来源：《中国电业与能源》2022年18期作者：张艳霞周小舟梁晓宇[导读] 某热电厂高低压除氧器由于运行时间长，设备老化，张艳霞周小舟梁晓宇辽阳石化分公司热电运行部辽宁辽阳 111003摘要：某热电厂高低压除氧器由于运行时间长，设备老化，机械自动化水平低，系统补水量大，负荷分配不均，造成除氧器的溶解氧含量持续超标，导致热电厂高低压加热器、省煤器、水冷壁、再热器、过热器等换热设备管束腐蚀、爆管甚至停炉等事故频发。

关键词：除氧器溶解氧某热电厂锅炉给水除氧系统主要由低压除氧器、高压除氧器、除盐水换热器、中继水泵、高压给水泵等设备组成。

由于该厂高低压除氧器运行时间长，设备老化，机械自动化水平低，系统补水量大，负荷分配困难等，造成该厂除氧器的溶解氧含量持续偏高（约为10-70μg/L），严重的超出控制标准≤10μg/L ，导致该厂高低压加热器、锅炉省煤器、水冷壁、再热器、过热器等换热设备管束腐蚀、爆管甚至停炉等事故频发。

1.除氧器溶解氧超标原因分析1.1除氧器设备运行多年，除氧头内部部件工作异常，偏离设计值。

该厂高低压除氧器自上世纪九十年代初投产以来，运行时间长达近30年，除氧器内部从未进行过彻底检查和维修。

针对现有设备状况，该厂先选取8#高压除氧器和2#低压除氧器进行打开人孔门检查，经检查发现：8#除氧器内部部分进水喷嘴安装角度朝向斜下方，不能满足设计要求（设计上应垂直向上），凝结水进水管喷嘴存在部分脱落，严重影响进水的雾化效果，也直接影响了除氧器的汽水热交换效率。

2#低压除氧器除氧头内堆放填料较多，已将部分补水进水管喷嘴埋没，水进入除氧器内无法向上喷出，严重影响了进水喷射雾化功能的实现。

利用除氧器切换停运时机，该厂对剩余除氧器进行检查，发现各台除氧器均不同程度存在雾化喷嘴脱落、配水管分支安装角度偏离、填料层的填料存在分布的凸凹不平、杂乱无章，部分雾化喷嘴被填料埋没以及填料将排氧孔堵塞的情况，导致除氧器本身的除氧能力不足。

0引言ASG,pH9SERASG001BA,pH7SED。

<0.1mg/kg,0.1ppm,,,,。

1除气装置的组成,。

,: (1)(9ASG005PO/006PO)。

,。

, 006PO ASG。

9ASG00 5PO LLA,9ASG006POLLA。

LLA, 9ASG005PO9ASG006PO,,。

(2)(9ASG001DZ);(3)(9ASG001EX);(4)(9ASG001RF);(5)(9ASG002RF)。

2除气装置的运行流程、、,1。

(1):。

,,,,,,,,80℃,,。

,,。

,ASG除氧装置制水氧含量异常的原因分析及处理周兴凯(中核核电运行管理有限公司,浙江嘉兴314300)【摘要】文章简要介绍了秦山第二核电厂ASG系统除氧装置的作用及流程,通过对除氧装置启动期间运行参数的分析,得出造成氧含量高的根本原因,并通过正压法和负压法计算分析得出消除水封的可行性方式以及所需的排水量,有针对性地制定了解决方案和运行建议,较好地解决了除氧装置氧含量高的问题,为相同类型的机组运行提供了参考。

【关键词】除氧装置;氧含量高;正压法;负压法中图分类号:TM623文献标识码:A DOI:10.19694/ki.issn2095-2457.2022.18.09作者简介:周兴凯，本科，研究方向为电气工程及其自动化专业。

,。

(2):,,,17,1780℃105℃。

0.12Mpa、105℃,,, 17,。

,,,5,。

,。

(3):17,,10 ,,,,。

(4):,,。

0.15MPa,。

,。

图1除氧装置流程原理图3除氧装置除氧的运行原理。

,,,。

,,,。

3.1化学除氧,,,。

,,,,。

,(N2H4),,pH ,。

(N2H4):N2H4+O2→N2+2H2O。

3.2热力除氧,,。

,:(1),;(2);(3),105℃。

:,,,。

,,△P,。

,。

,。

:;,,:Pd=Ps+Pa。

:Pd,Ps,Pa,,。

,:(1),/kpa 160150130120120/℃113.3111.4107.1104.8104.8/℃8099100103105/ppb1600780400856。

除氧给水含氧量偏高分析报告除氧给水含氧量偏高分析报告除氧给水中含氧量不合格的原因有：1、凝结水（冷凝水）含氧量过高。

2、化水补充水水温过低。

3、除氧水量过大，超过除氧器的设计值。

4、除氧塔的排氧阀开度过小。

5、加热蒸汽压力不足。

6、除氧器内部损坏，如筛盘倾斜、筛孔堵塞、喷嘴损坏等。

7、加热蒸汽压力调节器调整不稳。

8、化验取样内部泄露，化验不准确等。

根据以上几点原因，据查资料，一般较常见的引起含氧量升高的原因，大多是化水补充水水温过低（一般化水补充水应先加热至70—80℃在进入除氧器为适宜）进入除氧塔时产生过冷，除氧塔排气阀开度过小，加热蒸汽压力不足等，针对我们电厂的现况，近来通过运行调整及联系化验人员多点取样测试来进行检查，对以上原因进行了分析。

附表：（2月5日给水含氧量指标测定值）水样名称锅炉给水除盐水榨油冷凝水轴加冷却水（40℃）轴加冷却水（60℃）取样地点锅炉7米取样池化水混床出口电厂冷凝水取样池汽机轴加冷却水出口汽机轴加冷却水出口含氧量测定值110μg/L 12280μg/L 542μg/L11200μg/L10900μg/L1、我厂除氧器型号是XMC－85，额定出力是85吨/小时，现在我们最大进水量也是70吨/小时左右，是完全符合在设计值之内的。

2、2月3－4日运行时将除氧头排氧阀开度在1/4至1/2之间进行调整运行，除氧器压力维持在15－16kpa，再测量含氧量，基本变化不大，2月3－5日给水含氧量在110μg/L左右。

3、榨油冷凝水（80℃）含氧量2月5日测定为542μg/L，相对除盐水来说，数值很小，影响因素忽略不计。

4、加热蒸汽压力调整不稳及加热蒸汽压力不足，从运行上来看，并且从运行曲线上来分析，这个也可以排除。

5、化验不准确因素，因为我们近来测验都是在110μg/L左右，出于我们和湛江公司的现场条件差不多（湛江公司为一台除氧器），化验仪器及操作基本一致，9月份化水李秋利与湛江公司吴海鹏沟通，湛江公司测得的数据为120μg/L左右，鉴于两个公司化验的指标都差不多，化验是否准确因素暂且不论。

示。

. All Rights Reserved.图12问题分析及处理核电站二回路主要工艺流程为凝结水抽取系统→低压加热器→给水除氧器→高压加热器→主给水系统→蒸汽发生器。

给水氧含量监测的流程为:主给水管道取样一次阀→一次冷却架→二次冷却架→氧表测量。

经过对上述系统的分析和以往经验的总结,按照故障发生的几率和处理工作的难易度,首先要分析二回路溶解氧的整体控制效果,其次要确认氧表测量的准确性,若氧表工作正常,则需对氧表的取样管线进行查漏。

2.1二回路存在空气漏入在给水氧含量监测数据偏高时,首先要根据凝结水抽取系统,给水除氧器系统和主给水系统三个系统的氧含量监测数据,分析二回路(上接第131页)员工职业规划体系建设化解的。

根据麦可思研究院编写的《2013年就业蓝皮书》统计分析,“有近37%的2013届大学毕业生选择半年内离职,排在第一位的离职原因就是个人发展空间不够”。

除去毕业生自身浮躁、好高骛远的因素外,个人发展空间的问题很大程度上源于企业自身管理规范性、企业文化以及员工成长空间设计等因素。

是否具有完善的内部晋升机制、人才开发机制以及与之相匹配的薪酬福利激励机制,是企业降低新员工流失率、提升内部管理水平的空间所在。

以管理培训生项目而享誉行业的某世界500强企业,每年公司招聘主要任务就是校园招聘。

通过统一严格的标准筛选出的应届生初入公司并不会明确岗位,而是在管理、营销、品牌宣传等多个部门轮岗。

学生在轮岗中找到自己的定位,公司也通过轮岗发现和储备后备力量。

该公司坚持“内部提升”政策,各职业通道岗位管理人员主要通过内部选拔,这也为包括应届毕业生在内的广大员工提供了广阔的职业在有效解决企业内部人才供给的同时。

长时间的跟踪,其数据变化趋势见图2。

图2若给水氧含量监测数据无法。

分光光度法测定氨氮要从各方面加以注意。

. All Rights Reserved.。

除氧器出口含氧量升高的原因除氧器出口含氧量升高，这事儿听起来有点复杂，但咱们可以简单聊聊，毕竟这是个在许多行业里都很重要的话题。

想想你手上的水，咕噜噜地煮开，蒸汽腾腾而起，听起来挺美的吧？但如果这个水里有氧，那就麻烦了。

氧气可不是随便的东西，它在一些工业流程里可是个大坏蛋，特别是对锅炉和管道的腐蚀影响极大。

谁愿意每天都和锈迹斑斑的设备打交道呢？所以，除氧器的工作就显得格外重要了。

你知道吗，除氧器就像个聪明的朋友，专门帮你把水里的氧气赶走，让它变得纯净。

但这个小家伙也会犯错，导致出口的含氧量猛增。

就像你和朋友聚会，明明想要安静聊天，结果被吵闹的人群淹没。

这种情况，最常见的原因之一，就是设备故障。

可能是泵的压力不足，或者是除氧器的温度不够高，搞得氧气没被完全去掉。

想象一下，设备就像个懒汉，工作不力，自然带来一堆麻烦。

还有个原因，那就是水源问题。

假如你用的水本身含氧量就高，像是山泉水那样，哪怕除氧器再厉害，也难免会留下一些氧气。

水里的溶解氧就像小孩子一样，跑来跑去，不好抓住。

这就导致最终的结果，出口的含氧量自然会升高。

就好比你家门口总有流浪猫，怎么也赶不走，烦死了。

再说说设备的维护吧！如果除氧器长时间不保养，就像一辆老旧的车，轮胎气不足，发动机吱吱作响，真是个大问题。

管道内的沉积物、杂质会影响除氧效果，氧气悄悄地混进水里，最后让你哭笑不得。

谁都不想在工作的时候，遇到个“水中含氧量超标”的小怪兽，这可真是个让人无奈的烦恼。

咱们再来谈谈操作不当的事。

很多时候，操作者可能没有按照标准操作流程来，比如说，给水加热不够，或者是除氧器的再生周期不当，这些细节看似不起眼，却可能导致含氧量飙升。

这就像你不按食谱做饭，结果煮出的菜让人不忍直视，呵呵，这种情况可真让人哭笑不得。

还有一种可能，咱们得说到化学反应。

水中的某些化学物质和氧气发生反应，可能会让氧气变得难以去除。

这就像做化学实验一样，搞不清楚反应机理，结果越搞越乱，含氧量反而上升，真是让人抓狂。

核电站给水氧含量监测数据偏高的处理作者：李洪渡张术勇来源：《科技视界》2014年第22期【摘要】核电站功率运行期间，给水氧含量数据偏高时，应分析原因并采取措施，使其恢复正常以满足化学规范的要求，减少设备腐蚀。

本文以系统运行工况及仪表监测机理为基础，全面分析了引起给水氧含量监测数据偏高的原因，并给出相应处理方法，为处理类似事件提供了参考。

【关键词】给水；氧含量；监测数据；偏高；处理0 引言核电站给水中的溶解氧会腐蚀设备材料，腐蚀生成的氧化物进入蒸发器将增加淤泥量并可能产生氧化电位，会对蒸发器本体、管板胀接口、构件等造成腐蚀。

核电站功率运行模式下给水中氧含量正常在1μg/L以下，控制不当会影响二回路水质，可能加速蒸汽发生器的腐蚀并影响蒸汽发生器的使用寿命。

1 背景某核电站机组在正常功率运行情况下，给水氧含量均小于1μg/L，但该核电站机组大修启动后功率运行近一个月期间，给水氧含量监测数据一直在1μg/L的期望值以上（未超过3μg/L 的限值），如图1所示。

2 问题分析及处理核电站二回路主要工艺流程为凝结水抽取系统→低压加热器→给水除氧器→高压加热器→主给水系统→蒸汽发生器。

给水氧含量监测的流程为：主给水管道取样一次阀→一次冷却架→二次冷却架→氧表测量。

经过对上述系统的分析和以往经验的总结，按照故障发生的几率和处理工作的难易度，首先要分析二回路溶解氧的整体控制效果，其次要确认氧表测量的准确性，若氧表工作正常，则需对氧表的取样管线进行查漏。

2.1 二回路存在空气漏入在给水氧含量监测数据偏高时，首先要根据凝结水抽取系统，给水除氧器系统和主给水系统三个系统的氧含量监测数据，分析二回路的密闭性和除氧器的运行状况。

给水为来自除氧器出口的除氧水，其氧含量应与除氧器基本一致。

同时二回路空气漏入主要发生在凝汽器等负压设备，若凝汽器出水氧含量正常，则二回路整体发生空气泄漏的几率不大。

根据图1所显示的趋势，凝汽器出水氧含量在机组启动后持续下降，说明凝汽器密封性良好，没有明显的空气漏入，启机初期凝汽器氧含量高应为相连管道残水的影响，随着运行时间的推移，残水的影响在逐渐降低。