CN109960289B - 凝结水氧含量的控制方法及系统 - Google Patents

Abstract

本发明涉及核电站给水加热系统领域，尤其涉及一种凝结水氧含量的控制方法及系统，该控制方法包括：获取凝结水泵出口氧含量；当凝结水泵出口氧含量大于第一设定值时，判断汽轮发电机组的工作状态是否处于大规模检修后升功率阶段，第一设定值为核电机组正常运行时凝结水泵出口氧含量的测量值；若否，则获取循环水系统中冷却水的温度，当冷却水的温度小于第二设定值时，则打开真空系统中分离水箱的充水旁路阀，对分离水箱执行换水操作，第二设定值为氧易溶于冷却水的临界值。根据凝结水氧含量与汽轮发电机组的功率变化情况，将凝结水氧含量控制在正常范围内。

Description

凝结水氧含量的控制方法及系统

技术领域

本发明涉及核电站给水加热系统领域，特别是涉及一种凝结水氧含量的控制方法及系统。

背景技术

凝结水氧含量是核电厂化学监督的重要指标之一，当凝结水含氧量大幅度超标时，高含氧量的凝结水会对机组凝结水系统设备造成腐蚀，并且使凝结水中含有氧化铁离子，这些离子沉积会对蒸汽发生器本体、管板胀接口、构件等造成腐蚀，影响蒸汽发生器使用寿命，严重时会影响机组的安全运行。

目前，对凝结水氧含量超标问题的研究仅处于对超标问题的分析阶段，尚未针对凝结水氧含量与核电系统中汽轮机发电机组的功率变化情况制定一套行之有效的应对方法。

发明内容

本申请的目的在于提供一种针对凝结水氧含量与汽轮发电机组的功率变化情况，将凝结水氧含量有效地控制在正常范围内的凝结水氧含量的控制方法及系统。

一种凝结水氧含量的控制方法，应用于核电系统，所述核电系统包括蒸汽发生器和凝结水系统，所述凝结水系统包括依次连接的汽轮发电机组、凝汽器和凝结水泵，所述凝结水系统还包括真空系统和循环水系统，所述真空系统和所述循环水系统分别与所述凝汽器相连，所述真空系统包括第一真空泵和第二真空泵，所述循环水系统包括循环水泵，所述控制方法包括：

获取所述凝结水泵出口氧含量；

当所述凝结水泵出口氧含量大于第一设定值时，判断所述汽轮发电机组的工作状态是否处于大规模检修后升功率阶段，所述第一设定值为所述核电机组正常运行时所述凝结水泵出口氧含量的测量值；

若否，则获取所述循环水系统中冷却水的温度，当所述冷却水的温度小于第二设定值时，则打开所述真空系统中分离水箱的充水旁路阀，对所述分离水箱执行换水操作，所述第二设定值为氧易溶于所述冷却水的临界值。

上述的凝结水氧含量的控制方法，通过获取凝结水泵出口氧含量，当凝结水泵出口氧含量大于正常运行时的测量值时，则通过判断汽轮发电机组的工作状态以及冷却水的温度，将凝结水中的氧含量有效地控制在正常范围内。

在其中一个实施例中，所述获取所述凝结水泵出口氧含量之前，所述控制方法还包括：

判断所述凝结水泵出口氧表是否正常，若是，则获取所述凝结水泵出口氧含量。

在其中一个实施例中，所述判断所述汽轮发电机组的工作状态是否处于大规模检修后升功率阶段之后，所述控制方法还包括：

若所述汽轮发电机组的工作状态处于大规模检修后升功率阶段，则实时获取所述凝结水泵出口氧含量，当所述凝结水泵出口氧含量大于第三设定值时，则启动所述第二真空泵，所述第三设定值为当所述汽轮发电机组处于大规模检修后升功率阶段时，所述凝结水泵出口氧含量容许存在的最高值。

在其中一个实施例中，所述启动所述第二真空泵的同时，所述控制方法还包括：

减少所述汽轮发电机组在低于50％满功率平台的停留时间。

在其中一个实施例中，所述获取所述循环水系统中冷却水的温度之后，所述控制方法还包括：

当所述冷却水的温度大于或等于所述第二设定值时，则作出对所述凝结水系统进行联合查漏的用户操作指示。

在其中一个实施例中，所述对所述分离水箱执行换水操作之后，所述控制方法还包括：

获取所述凝结水泵出口氧含量；

当所述凝结水泵出口氧含量仍大于所述第一设定值时，则作出对所述凝结水系统进行联合查漏的用户操作指示。

在其中一个实施例中，所述第一设定值为1.4～1.6μg/kg。

在其中一个实施例中，所述第二设定值为16～18℃。

在其中一个实施例中，所述第三设定值为5～7μg/kg。

本申请还提供了一种控制系统，基于上述所述的凝结水氧含量的控制方法。

附图说明

图1为一实施例中压水堆核电二回路系统的系统结构连接示意图；

图2为一实施例中凝结水氧含量控制方法的流程示意图；

图3为一实施例中表面式凝汽器的结构示意图；

图4为图3的局部放大示意图；

图5为一实施例中凝结水氧含量与汽轮发电机组功率的关系图；

图6为另一实施例中凝结水氧含量控制方法的流程示意图；

图7为一实施例中海水温度与凝结水泵出口氧含量的关系图；

图8为一实施例中真空系统的结构示意图；

图9为一实施例中凝汽器异常查漏的流程示意图；

图10为一实施例中凝结水泵机械密封水和备用密封水的流程示意图；

图11为一实施例中蒸汽发生器排污水及取样水回凝汽器的流程示意图。

具体实施方式

为了便于理解本发明，下面将参照相关附图对本发明进行更全面的描述。附图中给出了本发明的首选实施例。但是，本发明可以以许多不同的形式来实现，并不限于本文所描述的实施例。相反地，提供这些实施例的目的是使对本发明的公开内容更加透彻全面。

除非另有定义，本文所使用的所有的技术和科学术语与属于本发明的技术领域的技术人员通常理解的含义相同。本文中在本发明的说明书中所使用的术语只是为了描述具体的实施例的目的，不是旨在于限制本发明。

此外，术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括至少一个该特征。在本发明的描述中，“多个”的含义是至少两个，例如两个，三个等，除非另有明确具体的限定。在本发明的描述中，“若干”的含义是至少一个，例如一个，两个等，除非另有明确具体的限定。

本申请提供一种关于凝结水氧含量的控制方法主要应用于核电系统，为更加清楚地说明凝结水氧含量的控制方法，如下以压水堆核电二回路系统的结构和原理对凝结水氧含量的控制方法进行说明。

参见图1，图1为一实施例中压水堆核电二回路系统的系统结构连接示意图，核电站的内部通常由一回路系统和二回路系统组成，反应堆是核电站的核心，反应堆工作时放出的热能，由一回路系统中的冷却剂带出，用以产生蒸汽；二回路系统用于通过该蒸汽驱动蒸汽发电机组进行发电。

压水堆核电二回路系统包括蒸汽发生器、凝结水系统、主给水系统和排污系统，凝结水系统包括依次连接的汽轮发电机组、凝汽器和凝结水泵，凝结水系统还包括真空系统和循环水系统，真空系统和循环水系统分别与凝汽器相连；主给水系统包括低压加热器、除氧器、给水泵和高压加热器。其工作原理为：蒸汽发生器将压水反应堆产生的蒸汽传递给汽轮发电机组，蒸汽推动汽轮发电机组发电，做完功的乏汽排入凝汽器，凝汽器内乏汽由循环水系统中冷却水进行冷却，形成凝结水，凝结水再依次经过凝结水泵、低压加热器、除氧器、高压加热器和给水泵，再重新进入蒸汽发生器。为了保持蒸汽发生器二次侧水质满足要求，需要连续排污处理，为避免水浪费，再将这部分通过排污系统进行排污水处理后回收入凝汽器。

需要说明的是，由于凝汽器内的压力很低，外界空气易漏入，为防止外界空气漏入凝汽器中升高凝结水中的含氧量，需采用真空系统不断将空气抽出，维持凝汽器的真空，以防止高含氧量的凝结水给凝结水系统设备造成氧腐蚀，影响机组的安全运行。

针对凝结水氧含量升高的问题，本申请提供了一种凝结水氧含量的控制方法，参见图2，包括步骤S100、S200和S300。详述如下：

在步骤S100中，获取凝结水泵出口氧含量。

在本实施例中，在凝汽器形成的凝结水是通过凝结水泵送往主给水系统，因此，凝汽器中凝结水的氧含量可以通过检测凝结水泵出口氧含量来获取，其中，获取凝结水泵出口氧含量的方法可以在凝结水泵的出口处安装氧表，通过氧表对凝结水泵出口氧含量进行检测。

在步骤S200中，当凝结水泵出口氧含量大于第一设定值时，判断汽轮发电机组的工作状态是否处于大规模检修后升功率阶段，第一设定值为核电系统正常运行时凝结水泵出口氧含量的测量值。

在步骤S300中，若否，则获取循环水系统中冷却水的温度，当冷却水的温度小于第二设定值时，则打开真空系统中分离水箱的充水旁路阀，对分离水箱执行换水操作，第二设定值为氧易溶于冷却水的临界值。

本实施例采用表面式凝汽器，参见图3，相比于其他类型的凝汽器，进入表面式凝汽器中的蒸汽与冷却水表面隔开，互不接触，可以得到适用于蒸汽发生器给水的洁净的凝结水。表面式凝汽器主要包括钛管、导流板和除氧盘。其工作原理为：参见图4，当汽轮机的排汽与凝汽器钛管外表面接触时，大部分蒸汽被钛管内的冷却水冷凝并向下自流，最后被导流板引到两侧的除氧盘中，除氧盘两侧设有开孔，凝结水由孔口流出。由于水室两侧阻力小，一部分蒸汽快速到达除氧盘底部，再反向往上加热凝结水，使水滴或者水膜中的不凝结气体“析出”，进一步提高除氧效果。但汽轮发电机组处于低功率状态时，进入到凝汽器的蒸汽量少，到达除氧盘底部的蒸汽也会随之减少，水滴或者水膜再次“俘获”不凝结气体，使得凝结水中的氧含量增加。

在本实施例步骤S200中，参见图5，图5为一实施例中凝结水氧含量与汽轮发电机组功率的关系图，图5反映的是汽轮发电机组处于大规模检修后重新启动时，凝结水氧含量与汽轮发电机组功率的关系图，图中横坐标表示汽轮发电机组的各个功率平台，纵坐标表示凝结水中的氧含量。通常情况下，汽轮发电机组在大规模检修后再次启动时，如果设备没问题，会按程序要求持续升到满功率平台，满功率平台是100％FP。其中，升功率阶段的低功率平台为0～50％满功率(FP)平台，从图中可知，在低功率平台时测得的凝结水中的氧含量普遍高于5μg/kg，超过了《化学与放射化学技术规范》要求凝结水泵出口氧含量期望值的上限值5μg/kg，通过对机组功率、凝结水泵出口氧含量及机组安全运行等方面的综合研究，本申请以当汽轮发电机组处于大规模检修后升功率阶段时，凝结水泵出口氧含量值为5～7μg/kg作为判断是否需要进行下一步除氧措施的依据，优选6μg/kg；而汽轮发电机组正常运行时测得凝结水泵出口氧含量低于0.54μg/kg，当蒸汽发生器排污取样水打回凝汽器时氧含量会瞬时上涨，但也低于1.0μg/kg。综合上述分析，本实施例以凝结水泵出口氧含量为1.4～1.6μg/kg作为机组正常运行容许存在的最高值，优选1.5μg/kg，当检测到的凝结水泵出口氧含量高于1.5μg/kg时，则判断汽轮发电机组的工作状态是否处于大规模检修后升功率阶段，若是，则继续测量凝结水泵的出口氧含量值，当氧含量值大于6μg/kg，则进行下一步除氧措施，参见图6。

在本实施例步骤S300中，参见图7，图7为一实施例中海水温度与凝结水泵出口氧含量的关系图，图中阴影部分为海水温度几乎不可能出现的区域，在核电系统中，循环水系统中的冷却水通常来源于海水，通过查询海洋水文资料可知，近年来，海水的温度最低可达到11.6℃，然而当海水温度降低时，凝结水过冷度会增加，水滴或水膜“俘获”氧的能力增加，使得凝结水泵出口氧含量会增加，因此，本申请将海水温度纳入除氧措施的判断依据。

其中，通过对采集到的海水温度与凝结水泵出口氧含量的实验数据分析可知，海水温度低于16～18℃这个范围时，优选17℃，当海水温度小于17℃时，凝结水趋向过冷，氧更易溶于水，导致凝结水出口氧含量增加。因此，当海水温度小于17℃时，则需进行除氧措施，本实施例通过启动真空系统中分离水箱的充水旁路阀，对分离水箱执行换水操作，使凝结水泵出口氧含量恢复至正常范围内，参见图8，对分离水箱进行换水操作的原理为：打开分离水箱的充水旁路阀，分离水箱中的水位升高，自动通过溢流管线排出，从而降低真空泵工作液温度，提高真空泵的效率，使得凝气器中的空气不断被抽往大气，有效地解决了空气中的氧气溶于凝结水，对凝结水系统设备造成氧腐蚀的问题。

具体地，结合步骤S200，本实施例中步骤S300的具体方案为：先判断汽轮发电机组的工作状态是否处于大规模检修后升功率阶段，若否，则获取循环水系统中海水的温度，当海水的温度小于17℃时，则对真空系统中的分离水箱进行换水操作。

在一个实施例中，对分离水箱执行换水操作之后，控制方法还包括步骤S400，步骤S400为：

获取凝结水泵出口氧含量；

当凝结水泵出口氧含量仍大于第一设定值时，则作出对凝结水系统进行联合查漏的用户操作指示。

结合步骤S300，本实施例步骤S400为：当海水的温度小于17℃时，则对真空系统中的分离水箱进行换水操作，当对分离水箱进行换水操作后，凝结水泵出口氧含量的值仍超过了第一设定值时，本实施例中第一设定值为1.5μg/kg，则作出对凝结水系统进行联合查漏的用户操作指示。

具体地，联合查漏操作包括执行查漏规程、检查凝结水泵备用密封是否投入、检查凝汽器补水阀是否有开度、检查2号机组蒸发器排污取样坑是否溢流，检查氧表取样管线、检查真空泵出口逆止阀是否故障和进行氦查漏。其中，执行查漏规程是指凝汽器异常查漏，参见图9，图9为一实施例中凝汽器异常查漏的流程示意图，其原理为：当凝汽器内的压力大于或等于100毫巴(mbar)且凝结水泵出口氧含量大于或等于100微克/升(ppb)时，则可以判断在凝结水系统水平面下有泄露，从而可采用本领域技术人员常用的查漏措施，对该泄露区进行检修；当凝汽器内的压力大于或等于100毫巴(mbar)且凝结水泵出口氧含量小于100微克/升(ppb)时，则判断核电系统总的泄露流量是否大于或等于80标立每小时(Nm³/h)，若是，则判断在凝结水系统蒸汽侧漏气，从而可采用本领域技术人员常用的查漏措施，对该泄露区进行检修；若否，则可判定为凝汽器内的污垢已超过预设值，从而可对采用本领域技术人员常用的技术手段对凝汽器内的污垢进行相应处理。

在本实施例中，参见图10，图10为一实施例中凝结水泵机械密封水和备用密封水的流程示意图，正常运行时凝结水泵机械密封水来自泵出口的凝结水母管(对应图10中回路1)，当此管线堵塞时，备用密封水将(来自未除氧的除盐水)自动投入，此时凝结水氧含量会大幅度上升，因此，在进行联合查漏操作时需检查凝结水泵备用密封是否投入。

在本实施例中，联合查漏操作还包括检查凝汽器补水阀是否有开度，由于凝汽器补水阀补入的是含氧的除盐水，如果补水阀故障开启，也会导致氧含量大幅度上升，因此，在进行联合查漏操作时需检查凝汽器补水阀是否有开度。

在本实施例中，参见图11，图11为一实施例中蒸汽发生器排污水及取样水回凝汽器的流程示意图，本实施例中的核电系统包括1号核电机组和2号核电机组，两核电机组中的蒸汽发生器排污水取样回收水坑紧挨布置，中间设有隔板，该隔板用于将两台核电机组中的蒸汽发生器排污取样坑隔开，档板高度低于水坑边沿，正常各自的取样水泵把水打回各自的凝汽器，当1号机取样水泵发生故障后，取样水会自动溢流入另一个水坑，由于水坑暴露在大气中，不可避免地会有氧溶入，影响凝结水氧含量，因此，在进行联合查漏操作时需检查检查2号机组蒸发器排污取样坑是否溢流。

在本实施例中，当凝结水泵出口氧表的取样管线有泄露时，相当于管中的凝结水小范围暴露在空气中，空气中的氧分子将融入到凝结水中，导致取样水污染。由于泄露时氧未来得及扩散到管线中即被泄露到管外，因此在该情况下氧表测量到的凝结水氧含值的变化较小。对于氧表取样管线泄露溶氧可通过对取样管线进行检漏封堵，再通过读取处理前后氧表数值进行相关判断。

在本实施例中，参见图8，本实施例采用的真空系统包括2台真空泵，第一真空泵出口与第二真空泵出口之间设有一个逆止阀(103VL)，逆止阀(103VL)被配置为：当第一真空泵出口压力大于核电厂外大气压时，逆止阀打开，第一真空泵出口的气体通过分离水箱排向大气，此时第二真空泵不起作用；当第一真空泵出口压力小于大气压时，逆止阀关闭，第一真空泵出口的气体排到第二真空泵入口，通过第二真空泵加压后通过分离水箱再排向大气。因此，当逆止阀(103VL)发生故障时会导致第二真空泵无法正常运行，直接影响凝汽器内的真空环境，使得凝汽器内的空气中氧气溶于凝结水中，造成凝结水泵出口氧含量值增加，因此，在进行联合查漏操作是需检查真空泵出口逆止阀是否故障。

在本实施例中，联合查漏操作还包括进行氦查漏，氦查漏通过用于凝结水系统中的相关设备发生破损的情况，当凝结水系统中的相关设备发生破损时，由于凝结水系统中的凝汽器需保持真空环境，其内部的气压低于外界的大气压，空气易通过破损处进入凝汽器，造成凝结水氧含量升高。为防止凝结水系统中的相关设备发生破损对凝结水中氧含量造成影响，可在怀疑有破损的区域释放氦气，再通过氦质谱仪对真空泵出口处的排气进行分析，检定是否有氦气漏入，从而判断凝结水系统的哪些部分有破损，进而进行相应的补漏措施。

在一个实施例中，获取凝结水泵出口氧含量之前，控制方法还包括：

判断凝结水泵出口氧表是否正常，若是，则获取凝结水泵出口氧含量。

在核电系统中，凝结水泵出口氧表发生故障的情况比较常见，在许多情况下，测量得到的凝结水出口氧含量值过高都是由于氧表故障出现假数值造成的。氧表发生故障主要表现在：氧含量值突升甚至超过氧表的最大量程或者异常高速的大幅度波动，但整个系统的其他运行数据均处于正常范围内。判断氧表故障的方法主要有：仪表调校、更换或切换到备用仪表系统上，通过数值对比判断氧表是否存在异常。

在一个实施例中，判断汽轮发电机组的工作状态是否处于大规模检修后升功率阶段之后，控制方法还包括步骤S400。

在步骤S400中，若汽轮发电机组的工作状态处于大规模检修后升功率阶段，则实时获取凝结水泵出口氧含量，当凝结水泵出口氧含量大于第三设定值时，则启动第二真空泵，第三设定值为当汽轮发电机组处于大规模检修后升功率阶段时，凝结水泵出口氧含量容许存在的最高值。

结合步骤S200，本实施例步骤S400的具体方案为：判断汽轮发电机组的工作状态是否处于大规模检修后升功率阶段，若是，则继续测量凝结水泵的出口氧含量值，当氧含量值大于6μg/kg(第三设定值)，则进行下一步除氧措施，该除氧措施为：启动第二真空泵。本实施例采用的真空系统包括2台真空泵，当机组处于大规模检修后升功率阶段时且测得的凝结水泵的出口氧含量值大于6μg/kg时，则启动第二真空泵将凝汽器内的空气不断抽往外界大气中，以降低凝结水中的氧含量值。

在一个实施例中，启动第二真空泵的同时，控制方法还包括步骤S500。

在步骤S500中，减少汽轮发电机组在低于50％满功率平台的停留时间。

在本实施例中，参见图4，在机组处于大规模检修后升功率阶段时，尤其是在升功率阶段的低功率平台0～50％满功率(FP)，测得的凝结水泵出口氧含量普遍高于《化学与放射化学技术规范》规定氧含量期望值的上限值5μg/kg，机组在该低功率平台停留的时间越长时，产生的氧气会越多，溶于凝结水中的氧含量会越高，为更加有效地降低凝结水泵出口氧含量值，可在当氧含量值大于6μg/kg(第三设定值)时，启动第二真空泵的同时，尽可能减少在低功率平台的停留时间，使机组的功率尽可能更快地升到满功率平台，从而减少在低功率平台上的停留时间。

在一个实施例中，获取循环水系统中冷却水的温度之后，控制方法还包括步骤S600。

在步骤S600中，当冷却水的温度大于或等于第二设定值时，则作出对凝结水系统进行联合查漏的用户操作指示。

在本实施例中，第二设定值为氧易溶于冷却水的临界值，本实施例中第二设定值优选17℃，当冷却水的温度大于或等于17℃时，则作出对凝结水系统进行联合查漏的用户操作指示，具体的本实施例采用的联合查漏操作参照步骤S400中的联合查漏操作，此处不再赘述。

本申请还提供了一种控制系统，基于上述所述的凝结水氧含量的控制方法。

本实施例提供的控制系统，采用上述所述的凝结水氧含量的控制方法，针对凝结水氧含量与汽轮发电机组功率变化情况，可有效地将凝结水氧含量控制在正常范围内。

以上所述实施例的各技术特征可以进行任意的组合，为使描述简洁，未对上述实施例中的各个技术特征所有可能的组合都进行描述，然而，只要这些技术特征的组合不存在矛盾，都应当认为是本说明书记载的范围。

以上所述实施例仅表达了本发明的几种实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对发明专利范围的限制。应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本发明的保护范围。因此，本发明专利的保护范围应以所附权利要求为准。

Claims (8)

1.一种凝结水氧含量的控制方法，其特征在于，应用于核电系统，所述核电系统包括蒸汽发生器和凝结水系统，所述凝结水系统包括依次连接的汽轮发电机组、凝汽器和凝结水泵，所述凝结水系统还包括真空系统和循环水系统，所述真空系统和所述循环水系统分别与所述凝汽器相连，所述真空系统包括第一真空泵和第二真空泵，所述循环水系统包括循环水泵，所述控制方法包括：

获取所述凝结水泵出口氧含量；

当所述凝结水泵出口氧含量大于第一设定值时，判断所述汽轮发电机组的工作状态是否处于大规模检修后升功率阶段，所述第一设定值为所述核电系统正常运行时所述凝结水泵出口氧含量的测量值；若所述汽轮发电机组的工作状态处于大规模检修后升功率阶段，则实时获取所述凝结水泵出口氧含量，当所述凝结水泵出口氧含量大于第三设定值时，则启动所述第二真空泵，所述第三设定值为当所述汽轮发电机组处于大规模检修后升功率阶段时，所述凝结水泵出口氧含量容许存在的最高值；

若否，则获取所述循环水系统中冷却水的温度，当所述冷却水的温度小于第二设定值时，则打开所述真空系统中分离水箱的充水旁路阀，对所述分离水箱执行换水操作，所述第二设定值为氧易溶于所述冷却水的临界值；当所述冷却水的温度大于或等于所述第二设定值时，则作出对所述凝结水系统进行联合查漏的用户操作指示。

2.根据权利要求1所述的凝结水氧含量的控制方法，其特征在于，所述获取所述凝结水泵出口氧含量之前，所述控制方法还包括：

判断所述凝结水泵出口氧表是否正常，若是，则获取所述凝结水泵出口氧含量。

3.根据权利要求1所述的凝结水氧含量的控制方法，其特征在于，所述启动所述第二真空泵的同时，所述控制方法还包括：

减少所述汽轮发电机组在低于50%满功率平台的停留时间。

4.根据权利要求1所述的凝结水氧含量的控制方法，其特征在于，所述对所述分离水箱执行换水操作之后，所述控制方法还包括：

获取所述凝结水泵出口氧含量；

当所述凝结水泵出口氧含量仍大于所述第一设定值时，则作出对所述凝结水系统进行联合查漏的用户操作指示。

5.根据权利要求1所述的凝结水氧含量的控制方法，所述第一设定值为1.4~1.6 μg/kg。

6.根据权利要求1所述的凝结水氧含量的控制方法，所述第二设定值为16~18℃。

7.根据权利要求3所述的凝结水氧含量的控制方法，所述第三设定值为5~7μg/kg 。

8.一种凝结水氧含量的控制系统，其特征在于，基于权利要求1~7任一种所述的凝结水氧含量的控制方法。

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