高溫高壓熱油泵機(jī)械密封長周期穩(wěn)定運(yùn)行對(duì)策

李朋

摘要：轉(zhuǎn)動(dòng)設(shè)備的日常維護(hù)與檢修是一線設(shè)備技術(shù)人員管理的重點(diǎn)，也是石化裝置連續(xù)穩(wěn)定長周期安全運(yùn)行的基礎(chǔ)。油漿泵的介質(zhì)以及輔助密封沖洗液比較特殊，若維護(hù)得當(dāng)，長周期運(yùn)行是可以做到的；若維護(hù)不當(dāng)，不但機(jī)封頻繁泄漏，增加檢維修工作量及修理費(fèi)成本，且作業(yè)環(huán)境惡劣容易引發(fā)各種安全環(huán)保事故。本文從工藝系統(tǒng)、機(jī)械密封、管理等方面容易導(dǎo)致油漿泵機(jī)封失效的原因進(jìn)行了分析，對(duì)高溫高壓熱油泵的機(jī)械密封長周期穩(wěn)定運(yùn)行措施進(jìn)行了總結(jié)。

關(guān)鍵詞：轉(zhuǎn)動(dòng)設(shè)備；油漿泵；重油催化裂化；油漿泵；密封；機(jī)封失效

某石化公司催化裂化裝置二次加工裝置。分餾單元為聯(lián)接原料油裂化單元的后續(xù)單元，產(chǎn)品油漿泵P-1210A是分餾塔T-1210底油漿經(jīng)過冷卻后部分作為產(chǎn)品外輸?shù)牧鞒躺龎罕?。該位?hào)有兩臺(tái)機(jī)泵，一臺(tái)運(yùn)行，另一臺(tái)備用，在油漿外輸壓力不夠時(shí)需啟用進(jìn)行外輸升壓。該泵按照API 610標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行設(shè)計(jì)選型制造的單級(jí)懸臂離心泵，電機(jī)與泵為同一基座。

1 泄漏過程

1.1 泄漏處理過程

2016年5月15日，運(yùn)行二部運(yùn)行三班上夜班。催化裂化裝置后部崗位外操21：00裝置現(xiàn)場(chǎng)全面巡檢，確認(rèn)后部各機(jī)泵運(yùn)行正常。22：20～22：30催化裂化裝置崗位外操員到分餾區(qū)進(jìn)行巡檢，對(duì)各機(jī)泵運(yùn)行情況進(jìn)行了測(cè)溫、測(cè)振、運(yùn)行壓力、油位檢查，各機(jī)泵運(yùn)行正常。22：40室外值班人員巡檢發(fā)現(xiàn)產(chǎn)品油漿泵P-1210A機(jī)械密封泄漏。外操立即用對(duì)講機(jī)聯(lián)系內(nèi)操和班長，報(bào)告現(xiàn)場(chǎng)情況。當(dāng)班班長迅速趕到產(chǎn)品油漿泵P-1210A處，發(fā)現(xiàn)機(jī)械密封處油漿泄漏，即時(shí)停泵，并將機(jī)泵出入口關(guān)閉。5月16日2：00，開始對(duì)泄漏機(jī)泵進(jìn)行吹掃隔離。6：30吹掃隔離結(jié)束，開始對(duì)泵體進(jìn)行拆檢。

1.2 密封解體過程

該機(jī)械密封API集裝雙端面密封，在具備解體條件后，將單級(jí)懸臂離心泵拆下，將機(jī)械密封拆開，對(duì)密封各部件進(jìn)行檢查分析。密封腔拆檢情況，開密封過程發(fā)現(xiàn)密封動(dòng)環(huán)與軸套之間存在少量焦化顆粒，靜環(huán)與泵殼體之間積存少量顆粒，；密封動(dòng)靜環(huán)O型環(huán)均未發(fā)現(xiàn)明顯缺陷；密封動(dòng)換密封面目測(cè)光滑平整，靜環(huán)密封面目測(cè)光滑平整。從密封拆檢情況看，該泵密封各密封部件均未發(fā)現(xiàn)存在明顯損壞，未找到明顯損壞泄漏點(diǎn)。

2 原因分析

機(jī)械密封失效原因，一般分為三方面的原因：設(shè)計(jì)、安裝、維護(hù)（使用）；或是機(jī)械密封本體原因或輔助密封沖洗系統(tǒng)原因，在裝置維護(hù)專業(yè)分工方面也可體現(xiàn)為設(shè)備原因或是工藝原因?qū)е碌臋C(jī)械密封失效。機(jī)泵所用機(jī)械密封形式多種多樣，但不論何種形式其泄漏部位主要集中在這幾處：泵軸和軸套之間的部位；機(jī)封動(dòng)環(huán)與軸套之間部位；機(jī)封靜環(huán)與其密封座之間部位；機(jī)封動(dòng)、靜環(huán)之間部位；機(jī)封部位端蓋與泵體之間。

2.1 直接原因

該泵使用的是PLAN32沖洗方案，經(jīng)檢查，符合美國石油協(xié)會(huì)API 682-2014標(biāo)準(zhǔn)。首先其沖洗介質(zhì)為常減壓裝置減壓塔減二線蠟油，從減二線來的溫度120～150℃蠟油進(jìn)入催化密封油緩沖罐，由分餾單元密封油泵150-P-1210抽出并升壓后送往各密封用油點(diǎn)。從P-1210出口主線來的1.45MPa蠟油由DN15專線接入P-1210A密封沖洗口，做P-1210A密封沖洗油。蠟油在進(jìn)入密封沖洗部位后，其溫度迅速降溫和泵體內(nèi)介質(zhì)溫度一致，降低至80℃左右，蠟油迅速變得黏稠，在密封彈簧部位積存凝固，從而造成密封彈簧在密封環(huán)調(diào)整時(shí)彈性模量不一致，密封環(huán)自調(diào)整不均勻，在密封面處出現(xiàn)泄漏，P-1210A密封沖洗流程。由常減壓裝置減壓塔減二線來的蠟油在經(jīng)過P - 1210 封油泵升壓后，壓力達(dá)到1.8MPa～1.9MPa，溫度降低至130℃左右，隨著蠟油進(jìn)入P-1210A密封腔體后迅速和泵內(nèi)80℃左右的產(chǎn)品油漿混合，溫度急速降低，蠟油的理化性能發(fā)生較大變化。其黏度迅速升高。從化驗(yàn)分析數(shù)據(jù)可看出，蠟油溫度130℃時(shí)其黏度為10mPa.s，當(dāng)減二蠟油溫度降低到70℃時(shí)，其黏度急劇增加，黏度達(dá)到28.5mPa.s，黏度增加了2.85倍。因此對(duì)于原來已經(jīng)穩(wěn)定運(yùn)行較長的機(jī)泵，特別是拆檢后發(fā)現(xiàn)設(shè)備部件無明顯缺陷的機(jī)泵，需重點(diǎn)從工藝系統(tǒng)方面進(jìn)行分析，才有利于問題的解決。

2.2 間接原因

P-1210A密封沖洗油入泵體前，封油線有大約50cm管道無伴熱，會(huì)加速封油降溫速度。

P-1210A為凱士比泵業(yè)設(shè)計(jì)制造，因設(shè)計(jì)流量?jī)H為35m3/h，揚(yáng)程70m。因此，葉輪尺寸較小，密封腔狹窄，封油注入口速率降低較多，容易凝固淤積。

2.3 管理原因

設(shè)備管理工作開展不細(xì)，對(duì)采用PLAN32沖洗方案的密封，沖洗液使用蠟油時(shí)，低溫介質(zhì)泵的風(fēng)險(xiǎn)識(shí)別不夠深入。設(shè)備管理技術(shù)水平還需繼續(xù)提高。P-1210A密封沖洗油壓力表量程選用不當(dāng)，封油壓力控制閥范圍為1.35MPa～1.55MPa，壓力表最大量程僅為1.6MPa。對(duì)使用單級(jí)機(jī)械密封的機(jī)泵沒有著重加強(qiáng)管理，未提前識(shí)別出可燃介質(zhì)機(jī)泵使用單級(jí)機(jī)械密封所帶來的風(fēng)險(xiǎn)。此次應(yīng)急匯報(bào)過程存在疏忽，向公司調(diào)度匯報(bào)滯后。反映出雖然經(jīng)過應(yīng)急處置的演練，但人員應(yīng)用還不夠熟練。因此今后還應(yīng)加強(qiáng)應(yīng)急預(yù)案的演練，平時(shí)加強(qiáng)事故預(yù)想，避免出現(xiàn)類似情況。

3 處理措施

（1）}對(duì)催化裂化裝置所有機(jī)泵機(jī)械密封進(jìn)行排查，對(duì)密封的適用性進(jìn)行風(fēng)險(xiǎn)評(píng)估。對(duì)低溫介質(zhì)泵使用蠟油沖洗的密封立即制定整改方案，并落實(shí)實(shí)施，整改不完成，機(jī)泵不投用；（2）核實(shí)增補(bǔ)部分重要機(jī)泵，增加DCS遠(yuǎn)程緊急停泵功能；（3）全面排查裝置壓力表量程、精度、類型等是否符合實(shí)際使用；（4）加強(qiáng)應(yīng)急預(yù)案的演練和應(yīng)急培訓(xùn)。

4 結(jié)論

由于輔助密封系統(tǒng)造成的機(jī)械密封泄漏事件屢見不鮮，但由于外沖洗液溫度變化進(jìn)而致使其黏度發(fā)生變化，進(jìn)而造成機(jī)械密封失效。雖然在第一時(shí)間解體集裝密封，也未能發(fā)現(xiàn)密封主體部分存在機(jī)械故障或部件缺陷。為此，對(duì)于關(guān)鍵機(jī)泵出現(xiàn)的問題，應(yīng)科學(xué)地、全面地進(jìn)行綜合分析，以避免出現(xiàn)的片面性，造成重復(fù)檢修從而耽誤檢維修和裝置的開車進(jìn)度。

參考文獻(xiàn)

[1] 潘向東，等. 丙烯腈裝置泵用機(jī)械密封優(yōu)化措施[A].《石油化工設(shè)備維護(hù)檢修技術(shù)》編委會(huì).石油化工設(shè)備維護(hù)檢修技術(shù)（2017版）[C].北京：中國石化出版社，2017，340-344.

（作者單位：勝利油田石油化工總廠重油催化車間）