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离心泵是炼化装置必不可少的动力设备，机泵是否能够运行正常，直接关系到装置安全、

生产稳定性和连续性，而正常运行的关键主要取决于机械密封的可靠性。国内外由于机械密

封失效导致发生多起着火事故，损失巨大。机械密封近年来已取得长足进步，可靠性及寿命

都得到了大幅提升，但某些机泵由于配置不合理，实际工艺参数与实际运行数据存在偏差以

及流量、压力设置等造成机械密封运行寿命不长，泄漏频繁。国内某石油化工公司70万t/a

气体分馏装置，所有轻烃类机泵均采用串联式机械干气密封（机械密封+干气密封），其中

脱丙烷塔进料泵设计型式为BB5，5级叶轮，首级采用双吸结构，操作介质为经过脱硫的液

化气，操作温度为40℃，出口压力2.72MPa，机封冲洗方案选用P11+72/76，首级密封冲洗

液为机泵二级出口介质外引至P11系统，抑制密封选用外引0.7MPa系统氮气。开工初期装

置在设计工况下运行，首级机械密封频繁泄漏，导致装置无法长期运行并存在安全隐患，备

件消耗和维修成本也大幅度上升，为降低安全风险及人力物力消耗，全面优化势在必行。

泄漏事件经过及原因分析

装置投产初期该泵在介质性质满足设计要求及运行工况在性能曲线优选范围内的情况

下，机械密封频繁泄漏。该泵在运行过程中，机封本体过热并伴随着尖锐刺耳的摩擦声。经

对失效机封拆检，发现首级密封动环磨损严重（动环为碳化硅材质，静环采用硬质合金材质），

并且干气至放火炬管线单向阀孔板前堵塞严重（为动环磨损造成）。故判断造成机械密封失

稳的主要原因为首级机封动环与静环未形成有效液膜，运转过程中动静环干摩擦并产生大量

摩擦热。最终导致动环磨损严重，密封失效（见图1、图2）。

图1一级动环磨损状态图2磨损后抑制密封腔内部状态

原因分析

根据API682标准规范要求，对于接触式湿密封（不含抑制密封）的密封腔设计压力应

比流体最大饱和蒸气压高30%以上，或比流体最高温度高至少20℃时的压力，并且密封在合

理工况范围内连续运转寿命不低于25000h，现实却远未达到使用要求。

1.冲洗液流量过低

该泵原设计机械密封P11冲洗液为二级叶轮出口外引DN15管路，经三通分两路给驱动

端和非驱动端机械密封，作为首级冲洗液使用。机械密封在运转寿命尾声会出现冲洗管线两

侧温差上升（一侧为二级出口温度，一侧为环境温度），温度低的一侧机封本体过热，短时

间内失效，造成该现象的主要因素为机泵两端冲洗流量严重分配不匀（分流后流量会成指数

下降），流量低的一侧由于动静环摩擦副端面无冷却润滑冲洗介质，造成动静环干磨超温损

坏，进而密封失效。

2.机泵本体设计缺陷

经现场测量，喉部衬套间隙为2mm（规范要求为~0.5mm），衬套与机体设计两处φ5mm

的通孔（如图3）。喉部衬套的作用为使泵轴与金属衬套之间保持一定间隙，以此来保证密

封腔压力。该设计失去了对密封腔压力的控制，过流部位由于间隙过大，造成介质在腔内停

留时间过短，从而导致流量增大，腔内压力降低。

图3机泵喉部衬套

3.冲洗液压力过低

经化验分析介质在20℃时饱和蒸气压为0.711MPa。根据规范要求，密封腔压力至少要

大于该温度下的饱和蒸气压0.35MPa。对运行阶段机封内压盖开孔实测机泵运转过程中的密

封腔压力，机泵运转前驱动端及非驱动端密封腔压力接近入口压力为0.9MPa,运转后两端密

封腔压力为0.95MPa，远低于标准要求。加之冲洗介质经泵升压后，存在一定温升，其要求

的密封腔压力更高一些。推断导致密封频繁泄漏的直接原因为密封腔压力裕量（VPM）不够，

促使密封腔内介质发生闪蒸现象，说明在该区域已经进入气液混相，并马上进入完全气相状

态。导致摩擦副之间无法建立有效液膜。

方案优化与实施效果

为使流体满足所需压力、流量和温度的要求，有如下几种方法可以实现：

（1）利用冷却冲洗液以降低密封腔流体温度，使其饱和蒸气压根据温度的降低而降低。

（2）通过向后移动耐磨环或堵住叶轮平衡孔来提高密封腔的压力。

（3）利用外部冲洗流体提高密封腔压力。

（4）将喉套间隙减小来提高密封腔压力。

根据实际情况，方案2和方案4涉及到机泵本体动改，改造后对轴串量会产生不可避免

的影响，而方案1、方案3及机封本体动改三种方式操作最为简便实用。

优化冲洗液流量及压力