高溫油泵機械密封失效分析及改進

(中國石油化工集團有限公司 天津分公司 煉油部， 天津 300270)

高危泵是輸送高溫熱油類，輕烴類以及有毒、有害類介質的機泵。近年來，因高溫油泵機械密封泄漏導致了多起火災事故，給安全生產帶來了嚴重影響。中國石油化工集團有限公司煉油事業部2010年出臺了《關于切實做好高溫油泵安全運行的指導意見》[1]，指導意見中要求高溫油泵的機械密封須采用符合API 682—2014《離心泵和轉子泵用軸封系統》[2]規定的串聯或者雙端面波紋管機械密封，密封輔助系統推薦采用PLAN32+PLAN53或者PLAN32+PLAN54沖洗方案。實際應用中這2種密封輔助系統大都采用串聯式密封結構，第二級機械密封隔離液可改善機械密封工作環境，而且第二級機械密封工作環境優于第一級機械密封工作環境，所以第二級機械密封的使用壽命比第一級的長，可起到安全緩沖的作用。但在實際運行過程中，出現過因機泵密封腔尺寸不足、密封輔助系統設計存在缺陷、無合適的外沖洗源、循環水結垢和密封運行監測系統缺失等原因造成的機械密封運行壽命短、安全性低等問題。

文中對高溫油泵機械密封及輔助系統進行介紹，并對按文獻[1]實施的高溫油泵密封改造中存在問題進行總結，以實際應用高溫油泵為例，從密封形式、密封運行環境和密封輔助系統等方面加以改進，以提高高溫油泵運行安全性，延長設備運行周期。

1 原高溫油泵機械密封及輔助系統

1.1 單端面機械密封結構及輔助系統

原高溫油泵用機械密封采用的是如圖1所示的接觸式單端面波紋管機械密封，密封由1對動、靜環組成。

圖1 高溫油泵用接觸式單端面波紋管機械密封結構

密封輔助系統采用的是API 682—2014中給出的PLAN21+PLAN62或者PLAN32+PLAN62沖洗方案。

1.2 雙端面機械密封結構及輔助系統

按照文獻[1]的指導意見實施改造時將高溫油泵單端面波紋管機械密封改為串聯式機械密封或者雙端面機械密封，并且配置了API 682—2014中的PLAN32+PLAN53以及PLAN32+PLAN54沖洗和冷卻輔助措施。高溫油泵用雙端面波紋管機械密封結構見圖2。

圖2 高溫油泵用雙端面波紋管機械密封

雙端面波紋管機械密封中波紋管的材質一般為Inconel 718，密封端面的材質為浸銻石墨、碳化硅或者碳化鎢，輔助密封的材質為柔性石墨等，其他金屬件材質常用316等。對于雙端面波紋管機械密封，當內側主密封泄漏時，外側輔助密封能夠起到防止物料泄漏的作用。同時，通過輔助密封沖洗系統上的儀表參數的變化可以及時判斷主密封是否泄漏，及時安排檢修。

PLAN32+ PLAN53方案為外沖洗系統加上有壓隔離系統。加壓雙端面密封系統由雙端面密封和密封之間的隔離液構成。隔離液盛裝在一個密封罐中，密封罐的壓力比被密封介質壓力高0.15～0.2 MPa。內部密封泄漏時，阻封液泄漏到被輸送的介質中。

2 高溫油泵機械密封失效分析

2.1 密封失效形式[3]

(1)波紋管失去彈性或斷裂 介質的結晶析出或結焦凝固在波紋管的縫隙中，使波紋管形變能力減小或喪失，最終失去彈性或斷裂。

(2)摩擦副端面變形、磨損和斷裂 機械密封端面在端面摩擦熱、介質攪拌熱以及工藝介質傳導熱的作用下，產生應力變形、過度磨損，甚至環片斷裂的現象。

(3)介質在密封端面結焦、堆積 工作介質在高溫作用下，在密封端面結焦、堆積，造成密封端面不能很好地貼合，致使機械密封失效。

2.2 密封失效原因

造成原機械密封失效的根本原因在于密封運行中的傳導熱和密封端面摩擦熱無法被及時帶走，從密封的設計、使用和監測等方面來分析，主要有以下幾方面：①機泵原密封腔尺寸有限，達不到ISO 13709—2009《Centrifugal Pumps for Petroleum，Petrochemical and Natural gas Industries》[4]中規定的最小尺寸，無法實現合格的高溫機械密封設計。按文獻[1]的指導意見強行改造為非標的串聯密封之后，由于密封熱量不能被及時帶走，造成密封運行壽命較短[5]。②原密封輔助沖洗系統設計存在缺陷，如管路連接不合理、管線過長及密封罐換熱能力不夠等，造成隔離液循環不理想，換熱效果差。③機泵密封腔壓力較高，裝置內無PLAN32方案外沖洗源可以選用，依靠本身自沖洗無法實現對內側密封的良好降溫，同時增大了隔離液循環取熱的負荷。④輔助系統隔離液的溫升依靠循環水冷卻，而實際應用中因循環水質問題造成結垢和換熱不足，使內、外側密封熱量不能被及時帶走。⑤密封輔助系統液位和壓力未遠傳至中控室，造成密封失效前無提示和緩沖處理時間。

3 高溫油泵機械密封及輔助系統改進實例

3.1 密封腔和密封形式改進

3.1.1改進案例

某石化公司常減壓裝置減四線P-18/1泵為兩級懸臂式離心泵，型號100AYⅡ-120×2C，轉速2 950 r/min。原密封結構為串聯式機械密封(圖3)，沖洗方案為PLAN32+PLAN54。

串聯式機械密封內側密封組件為主密封，位于泵軸靠近機泵一側，在密封運轉過程中與高溫介質接觸。串聯式機械密封外側密封組件為副密封，位于泵軸大氣側，與隔離液接觸，負責密封2套密封組件間隙中的沖洗流體。同時，副密封還可以起到安全密封的作用，一旦主密封失效，副密封可在短時間內密封由主密封泄漏出的高溫介質，避免其泄漏到大氣中。

3.1.2存在問題及分析

該密封主要故障：①內側密封波紋管內表面結焦，在外沖洗蠟油成功注入情況下，部分機泵內側密封波紋管內表面仍發生結焦，外側密封端面處也氧化結焦積碳，部分機泵密封壽命不到1個月。②雙支撐兩級泵后端密封腔和兩級懸臂式泵密封腔壓力偏高(達0.65 MPa)，外沖洗蠟油(最高壓力為0.6 MPa)不能注入。③所有單個密封隔離液的循環量為2～3 L/min，遠低于設計值，溫升偏低，僅為5～10 ℃。④隔離液存在跑損，現場密封泄漏監測盤不能及時準確發現密封泄漏，發生過油箱內隔離液幾乎跑空的現象。

圖3 改進前常減壓裝置減四線P-18/1泵用串聯式機械密封結構示圖

減四線P-18/1泵用串聯式機械密封發生故障的主要原因有以下幾個方面：①密封腔尺寸偏小。根據API 610—2004《Centrifugal Pumps for Petroleum，Petrochemical and Natural Gas Industries》[6]的規定，密封軸徑為70 mm對應密封腔內徑至少為130 mm。減四線P-18/1泵屬于AY型離心泵，軸徑為75 mm的密封腔內徑僅為120 mm，軸徑為80 mm的密封腔內徑僅為130 mm，存在內部循環阻力相對較大、隔離液進入密封腔后易走捷徑流出、換熱不充分及冷卻不足等缺點。②密封結構不合理。受密封腔尺寸限制，所有密封均采用的是3CW-FB串聯結構形式，該結構存在諸多弊端，隔離液循環空間狹小，內側密封附近隔離液軸向流動性差，易造成局部溫度偏高。隔離液壓力高于內側密封腔介質壓力，對隔離液而言，內側密封屬于泄漏方向和離心力相同的外流式密封，雖然阻止了泵送流體向外泄漏，但同時增加了隔離液的泄漏[7]。③部分機泵，如雙支撐兩級泵后端密封腔和兩級懸臂式泵密封腔壓力幾乎與一級葉輪出口壓力相等，壓力略高于PLAN32系統外沖洗蠟油的壓力，沖洗蠟油不能注入到密封腔形成流動，帶不走密封腔內熱量及雜質，導致密封腔溫度高，增加了介質結焦的概率。④外側密封端面沒有引入背部急冷液，正常運行時，外側密封端面泄漏的隔離液與大氣接觸，在波紋管內表面易發生氧化結焦。

3.1.3改進措施

根據API 610—2004中的相關規定重新制作泵蓋，將密封腔尺寸由原來的120 mm和130 mm擴大至140 mm，減小隔離液在密封腔內循環阻力，改善換熱效果[8]。將PLAN32沖洗蠟油注入位置由從密封壓蓋注入改為從泵蓋注入，以利于降低內側密封腔的溫度。

將原機械密封3CW-FB串聯結構改為3CW-BB背靠背雙端面結構，密封結構見圖4。在外側密封腔設置折流套，并在外側密封端面增設背冷。相比原密封結構，雙端面密封具有以下優勢：①隔離液循環空間為內、外側密封外圓表面與密封壓蓋內圓表面包圍的腔體，循環空間相對較大，循環效果更好。②設置折流套可改變隔離液流動路徑，增加隔離液在密封腔內流動時間，提高隔離液換熱效果。③隔離液處于內側密封的外圓表面，冷卻面積相對增大，換熱效果更好，利于內側密封腔的冷卻。④內側密封外圓表面承受隔離液的壓力，內表面承受介質的壓力。對介質而言，泄漏方向與離心力方向相同，由于隔離液壓力高于內側密封腔介質壓力，因此能有效阻止泵送流體向外泄漏。對隔離液而言，泄漏方向與離心力方向相反，減小了隔離液內側密封腔泄漏的趨勢。

圖4 改進后常減壓裝置減四線P-18/1泵用雙端面機械密封結構示圖

3.2 密封外沖洗源改進

3.2.1改進案例

某石化公司煉油部1#加氫裂化裝置脫丁烷塔底重沸爐進料泵P203A/B型號250AYRSⅢ150A，設計工藝介質為未分離的反應油(輕重組分均有)，設計進口溫度270 ℃、進口壓力1.6 MPa、揚程136 m、體積流量460 m3/h。

2016年大修期間將該泵的機械密封由單端面改造為串聯式波紋管雙端面機械密封，密封沖洗方式為PLAN21+PLAN53B，開工運行2個月即出現密封失效問題。

3.2.2存在問題及處理

原密封沖洗方案中PLAN21密封自沖洗冷卻器設計負荷有限、冷卻水側易結垢和阻塞、自沖油注入溫度高且介質攜帶有部分雜質，造成密封使用壽命較短。P203A/B泵最理想的密封輔助方案是PLAN32+PLAN53B+PLAN62，但該泵密封腔壓力較高(機泵入口壓力1.6 MPa)，現場找不到合適的外沖洗源。

經論證，通過增加水冷熱交換器和過濾器等，將泵出口引出介質冷卻到合適的溫度，然后將其作為PLAN32方案的外沖洗密封油。對密封結構進行改進，將原3CW-FB串聯結構改為3CW-FF背靠背雙端面密封結構，將PLAN32系統沖洗油注入孔由密封壓蓋改到泵蓋，以利于降低內側密封腔溫度。將隔離液由外側密封注入摩擦副和波紋管進行冷卻，并由泵效環增壓后注入到內側密封摩擦副和波紋管。為保證隔離液同時沖洗、冷卻2個密封摩擦副，可采用離心式泵效環提高隔離液循環量，或在外側密封摩擦副背面增加PLAN62系統除鹽水。

按上述措施于2017年底對P203A/B泵密封外沖洗源進行改進并投入使用，該泵密封系統一直運行良好。

3.3 循環水結垢改進

3.3.1改進案例

某石油化工廠240 萬t/a柴油加氫精制裝置于2014-08-26一次試車成功，該裝置精制柴油泵P-204A/B的型號為250×200DCD4D1M，操作溫度為263 ℃、入口壓力0.15 MPa、出口壓力2.3 MPa。該泵密封為串聯式密封，按照API 682—2014中的PLAN21+PLAN53A方案配置，自泵升壓后自沖洗油經機械密封冷卻器冷卻后對一級密封腔進行沖洗冷卻。同時，外供的密封液(白油)自白油罐進入二級密封腔進行隔離、冷卻，再經泵送環輸送至白油罐進行循環冷卻使用。

2014-08-26～2015-05-24，泵P-204A/B 因機械密封泄漏共檢修6次，更換機械密封(包括驅動端與非驅動端)10套。對泄漏的機械密封解體后發現，波紋管組件以及非補償環組件端面均有輕微的磨損，二級密封腔內動環、靜環O形圈嚴重變形損壞。

3.3.2存在問題及分析

機械密封冷卻器及白油罐均采用循環水進行冷卻，而循環水的水質比較差，其中溶解著較多的鹽類，并且含有少量的泥砂、雜物碎屑等。循環水流經熱交換器表面時，在 260 ℃條件下極易形成水垢以及沉積物。水垢及沉積物降低了機械密封冷卻器及白油罐的換熱效率，內側密封自沖洗液及外側密封隔離油(白油)均不能起到冷卻密封腔的作用，致使密封腔內溫度升高，加上動環、靜環端面摩擦產生的熱量，導致密封液膜局部汽化，形成干摩擦，密封面磨損及高溫引起的靜環背部密封圈變形最終造成機械密封泄漏。

機械密封動環、靜環密封圈均采用kalrez全氟醚橡膠O形圈，該材料連續工作的上限溫度是 275 ℃。理論上，正常運行情況下機械密封內腔溫度小于150 ℃，該O形圈完全滿足溫度要求。而實際運轉過程中，由于機械密封冷卻器及白油罐冷卻效果不佳及無法冷卻沖洗等原因，O形圈的實際工作溫度接近上限溫度，致使其性能大幅下降，極易出現高溫老化、變形，最終導致機械密封泄漏。

3.3.3改進措施

解決換熱效果差的有效方法是提高水質或定期清理冷卻系統，提高全廠循環水質量不可行，而定期清理冷卻器雖可提高換熱效率，但冷卻器和白油罐中的冷卻管為螺旋狀，盤管內部清理難度極大，且每次清理必須徹底排凈機泵及管線內的柴油，需經歷降溫、排油、清理等環節，費時、費力且浪費柴油[9]。

該裝置相鄰的制氫裝置軟化水站原設計為6臺往復式壓縮機提供除鹽水，后由于工藝發生變更，目前只需給2臺壓縮機供水，冷卻供水余量將近70 t/h。該軟化水站的供水壓力為0.40 MPa，供水溫度30℃，距離精制柴油泵P-204A/B僅180 m，進、回水壓差及溫度均滿足沖洗系統熱交換器的要求。該除鹽水在濁度、鈣離子質量濃度等方面與循環水相比具有明顯優勢(表 1)，為此，2015-05-15，將分餾塔底泵密封冷卻水更換為除鹽水。改造后白油罐及機械密封冷卻器換熱效果良好，沖洗溫度下降15～20 ℃。

表1 相同溫度下循環水和除鹽水參數比較

3.3.4改進效果

改進前近1 a內總共更換精制柴油泵機械密封10套，每套單價2.4萬元，平均每年消耗機械密封材料費24 萬元。每更換1次機械密封，需要將泵體內和管線內的存油排凈，而該泵進出口閥門距泵體較遠，管線較粗，每臺泵每次排放柴油約1.2 t，按照污油回煉費500元/t計算，平均每年排油直接經濟損失0.6萬元。每更換1臺機械密封需要人工費1 400元，平均每年更換機械密封人工費1.4萬元。每次停泵后需待柴油冷卻至 60 ℃以下方可排油，冷卻大約需要 7～8 h，排凈柴油需 4～5 h，再加上拆泵、合泵的時間，因此每更換1次機械密封至少需24 h，機泵運轉時間較長，單臺泵運行風險增大。

改進之后精制柴油泵機械密封泄漏次數少于1次/a，比改造前平均每年可以節省約30萬元。泵的運行狀況和穩定性得到提高，減少了設備維護、維修費用以及工人勞動強度。

4 結語

按文獻[1]的指導意見改造的熱油泵在運行中產生了機械密封失效、壽命低的問題，通過分析機械密封失效的原因，提出了通過改進機械密封的密封腔尺寸以改善密封環境的雙端面機械密封系統[10-12]。文中主要考慮了高溫油泵機械密封的運行環境對機械密封運行的影響，而在實際工況中，泵腔和電機的振動對其的影響也不可忽視，應進一步考慮多種影響因素后再對其進行運行狀態下的瞬態分析，分析非穩態因素對機械密封性能的影響。改進后的高溫油泵機械密封在實際運行中還存在很多問題，如高溫液力透平外側密封波紋管里、背側壓差過大時(2 MPa)，會使波紋管產生較大變形，影響外側密封摩擦副的補償作用，造成外側密封泄漏。這些問題都需要不斷加以完善，為石化裝置高溫油泵改造提供更多經驗和參考[13]。