摘要:通过热油泵机械密封升级，沧州炼化焦化装置将9台热油泵进行了材质和结构升级机械密封升级改造后使用效果不太理想，辐射进料泵、分馏塔底循环泵、蜡油泵频繁出现机封泄漏。通过现场观察，机封泄漏主要是密封油外漏。打开泄漏机封发现密封面静环存在崩边现象，蜡油泵机械密封波纹管存在结焦现象。分析机封泄漏原因，认为现场封油系统压力偏高;机械密封密封面的损坏可能由于封油品质差导致;机械密封波纹管结焦导致其紧力不足，上述原因导致机械密封泄漏。通过实施调整密封油压力，机械密封的重新选型，摩擦副材质升级，提高机械密封波纹紧力，机械密封密封面变窄，管更新辅助系统，疏通机泵大盖冷却水等措施，基本达到了高温热油泵机械密封无泄漏。

　　中国石油化工股份有限公司沧州分公司生产装置原油加工能力为3.5Mt/a，拥有配套生产装置20多套。延迟焦化装置于2010年实施扩能改造后处理能力达到1.2Mt/a，该装置作为炼油三部的主要装置，主要负责处理减压渣油、催化油浆、水厂污油、水厂浮渣等，装置产品有焦炭、焦化汽油、焦化柴油、焦化蜡油、液化气、焦化干气等焦化装置运行特点是高温和低压，分馏塔中下部分有9台热油泵，主要负责加热炉进料、分馏塔底循环和物料外送等功能。热油泵故障以机械密封泄漏为主。保证热油泵安全平稳运行是装置设备工作的重点之一。

　　装置热油泵自2012年10月机封升级以后机封泄漏频繁，辐射进料泵、分馏塔底循环泵、蜡油泵频繁出现机封泄漏、新机封存在运行初期微渗，运行数周后泄漏量突然增大的问题。热油泵机械密封泄漏故障后的切换、维修后预热、试泵等操作不仅直接影响焦化进料、加热炉、塔底循环封油系统、吸收稳定系统、热媒水系统运行，而且还会造成泄漏着火、烫伤等安全问题;热油泵机械密封普遍比较昂贵，机械密封频繁更换大幅增加了维修费用;热油泵的泄漏和维修也造成重油泵现场卫生差。

　　1设备介绍

　　焦化装置现有高温热油泵9台。两台辐射进料泵是1999年0.5Mt/a焦化装置辐射进料泵，为日本NiigataWorthington公司生产，焦化扩能改造后保留，继续作为焦化炉F101辐射进料泵;2010年改造时新增2台焦化炉F102辐射进料泵;1台分馏塔底循环泵;2台蜡油泵;2台分馏塔中段泵。其中4台辐射泵机封形式为APIplan32+62(注入封油+背冷蒸汽)系统，其余5台泵机封形式为APIplan54(双端面蜡油强制密封冲洗)系统。

　　2机械密封改造及使用效果

　　2012年10月将焦化2台新辐射进料泵的4套机械密封进行结构升级，由APIplan32+62形式改为APIplan32+53A(注入封油+压力密封油罐)形式，机封前密封腔注入0.5MPa密封蜡油，外侧为双端面白油自冲洗结构，氮气将白油加压至0.7MPa，白油靠密封面螺旋槽和热对流进行循环，对外侧双端面密封进行冲洗密封和冷却白油自机械密封上部流出进入外部白油罐，经白油罐内冷却水冷却后再次进入机械密封。同时对该油泵机械密封静环进行材质升级，摩擦副升级为浸锑石墨或碳化钨;对波纹管材质由316L升级成INCONEL718。其余5台热油泵机封也都进行了材质升级，将蜡油泵和分馏塔底循环泵机械密封结构由静环面对面改造成动环面对面结构。

　　以上热油泵自机封升级以来，辐射进料泵、分馏塔底循环泵和蜡油泵频繁出现机封泄漏。其中新辐射泵外漏白油较严重，白油罐约20L白油不能坚持运行一周，一旦白油罐内无白油，外机封密封面会很快因缺少液膜而损坏。分馏塔底循环泵和蜡油泵新机封存在运行初期微渗，运行数周后泄漏量突然增大的问题，泄漏量从每分钟5滴增加至100滴，最后机泵周围残存大量封油，不得不停泵检修。通过现场观察泄漏介质为密封蜡油。

　　3机械密封泄漏原因

　　3.1现场封油压力偏高

　　根据机械密封厂家要求，密封油压力需要高于介质压力0.1～0.4MPa，双端面机械密封介质压力为0.1～0.3MPa，但是由于现场封油没有流量显示，操作工由于担心封油量太小凝线，封油中断损坏机械密封，一般将封油压力调至0.9MPa左右。

　　虽然在新辐射泵机械密封APIplan32+53A系统中，注入蜡油封油压力在0.7MPa，但前密封腔压力应显著小于此压力，白油罐密封油上氮气压力基本在0.7MPa以上，白油压力明显偏高在外密封面波纹管压紧力和密封面面积一定的情况下，密封油压力高直接导致外密封泄漏封油。不过普遍认为封油压力高一定程度上影响封油外漏，但和封油大量泄漏关系不大。

　　3.2机械密封密封面的损坏

　　通过拆下泄漏的双端面机封观察，机械密封静环出现了较严重崩边，静环密封面宽度5mm，崩边的豁口最大约3mm，封油从豁口泄漏。密封面损坏通常与机泵振动、抽空和封油品质有关。机泵本身振动大或由于抽空造成机泵的振动都会给转动的机械密封摩擦副带来严重损坏。封油含杂质会造成密封面划伤从而形成密封端面崩边。封油含水会造成水在密封腔内升温汽化，形成的气泡再度破裂，造成的机械密封内波纹管和摩擦副振动。气泡也使密封面油膜不稳定造成机械密封密封面运行不正常。

　　通过查阅机泵测振记录和机泵出口流量、压力的电子记录，基本排除机泵因振动和抽空造成的机械密封密封面损坏。对封油品质做了如下调查，从封油入泵前活接拆开，对封油采样，对封油的杂质和水分化验分析发现封油基本无杂质，封油含有一定水分，水分质量分数0.5%，其后对封油罐脱水发现含水较多。由此可以判定封油带水很大程度影响了机械密封的运行。

　　密封面的损坏还可能与密封面材质有关。此次机械密封升级过程中，密封厂家更换了密封面材料供应商，密封面材料有可能存在制造缺陷。

　　3.3机械密封波纹管紧力不足

　　拆开蜡油泵失效机械密封发现波纹管有结焦现象。由于蜡油泵介质温度在380℃左右，此泵机械密封只有API54系统，前端没有API32系统，冲洗油进行冲洗冷却，造成该机封温度较高，波纹管容易结焦。波纹管结焦后影响其弹性，一旦波纹管失弹量超过18%～20%，整个波纹管机械密封就会发生泄漏。

　　机械密封波纹管设计紧力不足，波纹管压缩量不够或密封面接触面积过大造成压强过小都会影响密封效果。以上因素对机封泄漏有一定的影响。

　　4热油泵机械密封泄漏对策

　　4.1调节密封油压力

　　根据现场实际情况，关闭机泵封油出入口阀，记录密封腔压力为0.25MPa根据各机泵密封腔压力，调节蜡油泵、分馏塔底循环泵封油压力至0.6MPa左右，防止封油压力过高造成机械密封外漏。

　　4.2消除封油带水现象

　　从管理上减少封油带水。要求操作工加强封油罐脱水，每天白班必须对封油罐进行彻底脱水，脱水至油中不带明水为止。

　　从硬件上防止封油带水。封油带水可能是由于封油罐内蒸汽加热盘管泄漏或蜡油冷却器内漏所致。停封油罐蒸汽加热盘管并在出入口增加盲板。由于蜡油冷却器直接影响封油系统运行，停运蜡油冷却器检修可能使封油温度过高造成封油泵抽空，只能大修期间对蜡油冷却器进行检查2013年9月大修期间对蜡油冷却器和蜡油热媒水换热器进行检查，发现蜡油冷却器管束腐蚀严重，提报计划更换其管束其他直接影响封油品质的蜡油换热器也进行了着重检查，对蜡油热媒水换热器管束重新做防腐。

　　4.3机械密封摩擦副升级

　　通过与机械密封厂家沟通，将摩擦副升级为进口浸锑石墨或碳化钨，杜绝了使用普通石墨和翻新碳化钨材料制作密封面的可能，提高了摩擦副的质量。

　　4.4优化机械密封结构

　　通过与技术部门和厂家沟通，机械密封采用波纹管旋转结构代替波纹管静止结构，增加了波纹管对密封腔的扰动，封油中含有的水滴被更加充分地击碎、搅拌，从而弱化了封油带水对机械密封运行的不利影响。

　　加大波纹管弹性力，提高密封面贴合压强。减小密封面宽度，密封面运行时产生的热量更少，优化了机械密封的运行状态。

　　4.5降低机械密封温度

　　解体机泵后疏通机泵大盖冷却水通路，保证冷却水畅通，从而降低了机械密封的工作温度。适当降低封油温度，封油从90℃降至70℃。这些措施有效降低了机械密封运行温度，减少了波纹管的结焦，从而改善了整个机械密封的运行状况。

　　5结语

　　在实际生产中，高温热油泵的机械密封使用寿命一般均在半年以上，运行时间不足半年的情况就要对问题进行分析解决，而不是盲目地频繁更换机械密封。通过以上措施，2013年底热油泵基本达到了无泄漏状态，节约了检修费用，保证了设备安全平稳运行。

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