高温油泵机械密封的改造范文

《机械杂志》2014年第六期

1机械密封改造

机械密封长周期安全运行，需要通过为它提供良好的运行环境，并通过对运转状态的实时监控来保证。对2#蒸馏装置10台高温油泵单端面非集装式金属波纹管机械密封改造，是按照美国石油学会标准API682－2004版规定，选择的密封型式、密封布置方式、密封材质、密封辅助冲洗方案。

1.1密封布置方式选择10台高温油泵的密封布置采用API682－2004版中规定的布置方式3，即面对背接触式湿式双端面集装式密封结构3CW-FB，内、外侧密封均为旋转式波纹管结构，如图1所示。

1.2密封材质选择按照API682-2004版中规定，波纹管材料采用Inconel718、补偿环采用优质碳化钨、补偿环座采用Carpter42低膨胀合金、非补偿环采用进口耐高温浸锑石墨，辅助密封圈采用柔性石墨，外侧辅助密封圈采用全氟醚密封圈，套垫片为工业纯铝，其它金属件采用不锈钢316。

1.3密封辅助冲洗方案选择密封冲洗布置采用API682-2004版中规定的Plan32+53A冲洗方案，内侧密封采用Plan32冲洗方案，注入的低温蜡油。即将较低温度和润滑状况好的介质替代高温、高粘度的密封介质，低温度冲洗液带走端面产生的摩擦热，改善了内侧密封工作环境。内、外侧密封之间的封液，采用有压双密封冲洗布置Plan53A方案，如图2所示。封液选用46#白油，设置的压力高于介质压力，保证高温工艺介质无法泄漏。Plan53A方案的储罐配置温度、压力、液位开关、压力开关等监测仪表以及报警等安全措施，通过操作室实时监控机封运转情况，提高了安全等级。

2运行存在问题及解决措施

2#蒸馏装置开工初期机封状况如表2所示。

2.1外侧密封失效分析泵-17、泵-3/2非驱动端机封外侧密封泄漏。（1）解体检查通过解体泵-17、泵-3/2非驱动端机封，对零件的观察发现，外侧密封波纹管座与机封轴套固定用的紧定螺钉外观成光滑圆球形；波纹管座内槽中全氟醚密封圈折断；外侧密封静环防转销槽边有小块崩边。（2）原因分析由于密封腔体尺寸限制，改造后轴套厚度较薄，由于担心紧定螺钉紧成轴套变形。因此，在装配过程中，部分批次的紧定螺钉未充分拧紧，加之在高温环境易出现热松动，螺钉在离心力的作用下慢慢退出，并与机封压盖内壁碰擦，最终将其打磨成光亮的圆球体；同时，由于螺钉松动，外侧密封波纹管座与机封轴套出现相对旋转，造成波纹管座的全氟醚橡胶圈扭断。导致外侧密封失效，封油罐润滑油外漏，如图3所示。（3）改进措施①在螺钉对应的轴套位置处增设沉孔，确保外侧密封波纹管座上的紧定螺钉能拧紧在机封轴套沉孔中，避免密封波纹管座与机封轴套出现相对旋转，保护全氟醚橡胶圈的正常使用。②在现场开泵前，按照泵旋转方向尽量多盘车几圈，保证防转销与静环上的防转槽边贴合，减小启泵时防转销对静环的冲击，避免静环尾部凹槽处崩边。③关于Plan32冲洗压力及Plan53A封油罐压力尽可能按照表2中的要求调节压力值，确保有压双封的压力保持正常的逻辑关系。

2.2内侧密封失效泵-2/1、泵-3/1内侧密封泄漏。（1）解体检查①泵-2/1机封解体后各零件无明显异常。②泵-3/1机封初次解体发现内侧波纹管座的10个M4联接螺钉和外侧旋转型非补偿环座的10个M5联接螺钉头部端面都有轻微的摩擦痕迹，感觉联接螺钉拧得不紧，但螺纹尚未退出，螺钉颜色光亮未见变色。（2）原因分析①泵-2/1轴套与泵轴之间的静密封采用厚度为1mm的软铝垫片，由于叶轮锁母无法锁紧，软铝垫片未能产生足够变形，从而无法起到密封作用，介质顺着轴套与泵轴之间缝隙渗出。②减压塔底渣油泵-3/1在暖泵时，密封腔压力高达1.1MPa，而此时油罐中氮气压力只有0.2MPa，这就使得内侧密封反压达到0.9MPa的，远远高出其反压承受的理论值，从而使内侧密封端面打开，渣油介质泄漏到封油罐中。而减压塔底渣油较脏，组分较重，不排除杂质颗粒或重组分等在高速旋转中与两级密封的联接螺钉头部端面产生蹭擦痕迹。（3）改进措施①将轴套处的软铝垫轴向厚度由1.0mm增加到1.5mm，机封在装泵时将叶轮锁母充分锁紧，确保高温时的轴套密封垫密封可靠。②泵-3/1与泵-3/2同为减压塔底泵，介质均为渣油，暖泵时密封腔压力相当高，因此，暖泵前应确保泵-3/1与泵-3/2封油罐氮气压力0.9MPa左右。

3结论

在确认机械密封密封型式、密封布置方式、密封材质、密封辅助冲洗方案，提高密封的可靠性和安全性后，还应根据具体的使用条件和密封失效形式，对设计机械密封结构行细节调整并关注密封的运行环境，保证高温油泵机械密封及其系统安全长周期的运转。

作者：胡敬彬单位：中国石油化工股份有限公司荆门分公司