重油催化裂化装置油浆泵密封泄露原因及处理

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　　摘 要：转动设备的日常维护与检修是一线设备技术人员管理的重点，也是石化装置连续稳定长周期安全运行的基础。油浆泵的介质以及辅助密封冲洗液比较特殊，若维护得当，长周期运行是可以做到的；若维护不当，不但机封频繁泄漏，增加检维修工作量及修理费成本，且作业环境恶劣容易引发各种安全环保事故。本文从工艺系统、机械密封、管理等方面容易导致油浆泵机封失效的原因进行了分析，对高温高压热油泵的机械密封长周期稳定运行措施进行了总结。
　　关键词：转动设备；油浆泵；重油催化裂化；油浆泵；密封；机封失效
　　某石化公司催化裂化装置二次加工装置。分馏单元为联接原料油裂化单元的后续单元，产品油浆泵P-1210A是分馏塔T-1210底油浆经过冷却后部分作为产品外输的流程升压泵。该位号有两台机泵，一台运行，另一台备用，在油浆外输压力不够时需启用进行外输升压。该泵按照API 610标准进行设计选型制造的单级悬臂离心泵，电机与泵为同一基座。
　　1 泄漏过程
　　1.1 泄漏处理过程
　　2016年5月15日，运行二部运行三班上夜班。催化裂化装置后部岗位外操21：00装置现场全面巡检，确认后部各机泵运行正常。22：20～22：30催化裂化装置岗位外操员到分馏区进行巡检，对各机泵运行情况进行了测温、测振、运行压力、油位检查，各机泵运行正常。22：40室外值班人员巡检发现产品油浆泵P-1210A机械密封泄漏。外操立即用对讲机联系内操和班长，报告现场情况。当班班长迅速赶到产品油浆泵P-1210A处，发现机械密封处油浆泄漏，即时停泵，并将机泵出入口关闭。5月16日2：00，开始对泄漏机泵进行吹扫隔离。6：30吹扫隔离结束，开始对泵体进行拆检。
　　1.2 密封解体过程
　　该机械密封API集装双端面密封，在具备解体条件后，将单级悬臂离心泵拆下，将机械密封拆开，对密封各部件进行检查分析。密封腔拆检情况，开密封过程发现密封动环与轴套之间存在少量焦化颗粒，静环与泵壳体之间积存少量颗粒，；密封动静环O型环均未发现明显缺陷；密封动换密封面目测光滑平整，静环密封面目测光滑平整。从密封拆检情况看，该泵密封各密封部件均未发现存在明显损坏，未找到明显损坏泄漏点。
　　2 原因分析
　　机械密封失效原因，一般分为三方面的原因：设计、安装、维护（使用）；或是机械密封本体原因或辅助密封冲洗系统原因，在装置维护专业分工方面也可体现为设备原因或是工艺原因导致的机械密封失效。机泵所用机械密封形式多种多样，但不论何种形式其泄漏部位主要集中在这几处：泵轴和轴套之间的部位；机封动环与轴套之间部位；机封静环与其密封座之间部位；机封动、静环之间部位；机封部位端盖与泵体之间。
　　2.1 直接原因
　　该泵使用的是PLAN32冲洗方案，经检查，符合美国石油协会API 682-2014标准。首先其冲洗介质为常减压装置减压塔减二线蜡油，从减二线来的温度120～150℃蜡油进入催化密封油缓冲罐，由分馏单元密封油泵150-P-1210抽出并升压后送往各密封用油点。从P-1210出口主线来的1.45MPa蜡油由DN15专线接入P-1210A密封冲洗口，做P-1210A密封冲洗油。蜡油在进入密封冲洗部位后，其温度迅速降温和泵体内介质温度一致，降低至80℃左右，蜡油迅速变得黏稠，在密封弹簧部位积存凝固，从而造成密封弹簧在密封环调整时弹性模量不一致，密封环自调整不均匀，在密封面处出现泄漏，P-1210A密封冲洗流程。由常减压装置减压塔减二线来的蜡油在经过P - 1210 封油泵升压后，压力达到1.8MPa～1.9MPa，温度降低至130℃左右，随着蜡油进入P-1210A密封腔体后迅速和泵内80℃左右的产品油浆混合，温度急速降低，蜡油的理化性能发生较大变化。其黏度迅速升高。从化验分析数据可看出，蜡油温度130℃时其黏度为10mPa.s，当减二蜡油温度降低到70℃时，其黏度急剧增加，黏度达到28.5mPa.s，黏度增加了2.85倍。因此对于原来已经稳定运行较长的机泵，特别是拆检后发现设备部件无明显缺陷的机泵，需重点从工艺系统方面进行分析，才有利于问题的解决。
　　2.2 间接原因
　　P-1210A密封冲洗油入泵体前，封油线有大约50cm管道无伴热，会加速封油降温速度。
　　P-1210A为凯士比泵业设计制造，因设计流量仅为35m3/h，扬程70m。因此，叶轮尺寸较小，密封腔狭窄，封油注入口速率降低较多，容易凝固淤积。
　　2.3 管理原因
　　设备管理工作开展不细，对采用PLAN32冲洗方案的密封，冲洗液使用蜡油时，低温介质泵的风险识别不够深入。设备管理技术水平还需继续提高。P-1210A密封冲洗油压力表量程选用不当，封油压力控制阀范围为1.35MPa～1.55MPa，压力表最大量程仅为1.6MPa。对使用单级机械密封的机泵没有着重加强管理，未提前识别出可燃介质机泵使用单级机械密
　　封所带来的风险。此次应急汇报过程存在疏忽，向公司调度汇报滞后。反映出虽然经过应急处置的演练，但人员应用还不够熟练。因此今后还应加强应急预案的演练，平时加强事故预想，避免出现类似情况。
　　3 处理措施
　　（1） 对催化裂化装置所有机泵机械密封进行排查，对密封的适用性进行风险评估。对低温介质泵使用蜡油冲洗的密封立即制定整改方案，并落实实施，整改不完成，機泵不投用；（2）核实增补部分重要机泵，增加DCS远程紧急停泵功能；（3）全面排查装置压力表量程、精度、类型等是否符合实际使用；（4）加强应急预案的演练和应急培训。
　　4 结论
　　由于辅助密封系统造成的机械密封泄漏事件屡见不鲜，但由于外冲洗液温度变化进而致使其黏度发生变化，进而造成机械密封失效。虽然在第一时间解体集装密封，也未能发现密封主体部分存在机械故障或部件缺陷。为此，对于关键机泵出现的问题，应科学地、全面地进行综合分析，以避免出现的片面性，造成重复检修从而耽误检维修和装置的开车进度。
　　参考文献：
　　[1] 潘向东，等. 丙烯腈装置泵用机械密封优化措施[A].《石油化工设备维护检修技术》编委会.石油化工设备维护检修技术（2017版）[C].北京：中国石化出版社，2017，340-344.
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