Одним из часто встречающихся видов коррозии оборудования, особенно при переработке конденсатов, является коррозионное растрескивание под напряжением хромоникелевых сталей. Наибольшее число повреждений имеют трубки теплообменников, карманы термопар, компенсаторы, плакирующий слой, шпильки и др. На установке гидроочистки оренбургского и карачаганакского конденсатов одного из предприятий после эксплуатации в течение 4 лет наблюдались многократные случаи коррозионного разрушения узлов сырьевых теплообменников реакторного блока: трубных пучков (сталь 08Х18Н10Т), волнистых компенсаторов (12Х18Н10Т), шпилек плавающих головок (37Х12Н8Г8МФБ), распределительных камер, изготовленных из биметалла 12ХМ + 08Х18Н10Т, штуцеров с наплавкой плакирующего слоя сварочной проволокой св-07Х25Н12Г2Т, св-06Х19Н9Т и сварных соединений, выполненных электродами ЦЛ-11 (08Х20Н9Г2Б). В сырьевых теплообменниках осуществляется охлаждение от 330 до 100 °С (трубное пространство) и подогрев газосырьевой смеси от 20 до 230 °С (межтрубное пространство) при давлении 4,0—5,0 МПа. Сырьем реакторного блока установки является фракция н. к.— 180°С оренбургского и карачаганакского конденсатов. Газопродуктовая смесь содержала до 0,85% сероводорода, хлориды, влагу; содержание хлоридов в сырье достигало 3—4 мг/л. В распределительной камере неоднократно наблюдались отложения хлорида аммония.

Таблица 6.9. Скорость коррозии, мм/год, сталей в зависимости от температуры нагрева сернистого конденсата

В связи с выходом из строя аппаратов для получения данных по коррозионной стойкости различных конструкционных материалов в сырьевые теплообменники и сепараторы реакторного блока для испытаний помещали как обычные, так и петлеобразные образцы из сталей 20, 15Х5М, 08X13, 08Х18Н10Т, 12Х18Н10Т, 08X22Н6Т, 08X21Н6М2Т, 08Х17Н13М2Т, латуней Л63, ЛАМш77-02-0,05. В результате испытаний длительностью до 1 года установлено, что в трубном и межтрубном пространстве сырьевых теплообменников скорость коррозии образцов из стали 20 составила 0,18— 0,23 мм/год, в сепараторе высокого давления 0,58 мм/год, Питтинговая коррозия имела место на образцах из стали 15Х5М, испытывавшихся в сепараторах, и на образцах из стали 08X13, испытывавшихся в межтрубном пространстве сырьевого теплообменника и сепараторах. На образцах из сталей 08X18H10T и 12Х18Н10Т, загружавшихся в трубное и межтрубное пространство, обнаружен питтинг, который представляет опасность с точки зрения возникновення дополнительных концентратов напряжений. На петлеобразных образцах из этих сталей обнаружены микротрещины. В то же время на образцах из сталей 08Х17Н13М2Т, 08X21Н6М2Т, испытывавшихся в трубном и межтрубном пространстве теплообменников, коррозионных поражений не обнаружено.

Аналогичные результаты получены и за рубежом. Так, на одном из предприятий США [35] на установке гидроочистки на сырьевом теплообменнике конструкционные элементы, изготовленные из стали AISI 321 (аналог 08X18H10T), подверглись коррозионному растрескиванию под напряжением. Газопродуктовая смесь содержала 0,1 % H2S и 10 млн-1 хлоридов, температура 200—250°С, давление 2.5— 2,9 МПа. В трубном пространстве сырье содержало 10—20 млн-1 H2S и 10 млн_1 хлоридов, температура 70—230 °С, давление 2,9—3,4 МПа. Новый теплообменник из стали UNSS 31 500 (18% Cr; 5% Ni; 174 3 % Мо) работал в течение 6 лет без коррозионных поражений.

В процессе эксплуатации установок гидроочистки в реакторах происходит накопление кокса и серы, содержание которых может составлять соответственно 8—13% и 0,5—7% [36]. Для удаления кокса проводят регенерацию катализаторов путем окислительного выжига, при этом в продуктах регенерации присутствуют оксиды серы, диоксид углерода, влага и сероводород. Воздействие этих соединений на металл оборудования и трубопроводов приводит к интенсивной коррозии и преждевременному выходу его из строя.

Обычно используют два способа регенерации катализаторов: газовоздушный и паровоздушный. Выбор способа регенерации зависит от состава катализатора, периодичность регенерации —  от состава сырья, условий проведения и глубины гидроочистки. Длительность регенерации составляет 2—15 сут, температура на выходе печи 420—550 °С, давление 2—4 МПа.

Для проведения газовоздушной регенерации используют инертный газ из заводской сети, к которому добавляют воздух для поддержания объемной концентрации кислорода в циркулирующем газе 0,2—2,0 %. Циркуляцию газов регенерации осуществляют по схеме: компрессор — сырьевые теплообменники— печь — реакторы — сырьевые теплообменники — скруббер — сепаратор — компрессор. Скруббер служит для удаления из циркулирующего газа агрессивных оксидов серы и сероводорода промывкой водными растворами щелочи или соды. Так, объемная концентрация сернистого ангидрида в газах регенерации может составлять до 0,2 %. После скруббера газ содержит (по объему): 88— 90 % азота, 11,8 — 9,9% диоксида углерода, 0,2—0,1% кислорода, оксиды серы отсутствуют [36].

При проведении газовоздушной регенерации с промывкой газов в скруббере водным раствором щелочи циркулирующий газ подогревают в сырьевых теплообменниках, смешивают с воздухом, нагревают до необходимой температуры в печи и подают в реактор для выжига кокса и серы. После реактора газы регенерации охлаждают в трубном пространстве теплообменников и направляют в скруббер для охлаждения от 200 до 50 °С и очистки от оксидов серы, сероводорода и частиц сажи, для чего на орошение подают воду. Для нейтрализации образующихся кислых стоков в воду, поступающую на промывку газов, добавляют 10 %-й раствор щелочи, при этом для более полного использования нейтрализующей способности щелочного раствора обеспечивают его циркуляцию.

При проведении паровоздушной регенерации из оборудования реакторного блока используют только трубчатую печь и реактор, отключаемые на период регенерации от остальной аппаратуры. При паровоздушной регенерации водяной пар, смешанный с воздухом, нагревают в печи до температуры начала выжига кокса и подают в реактор. Горячую смесь пара с продуктами регенерации сбрасывают в дымовую трубу, в связи с чем этот способ регенерации неэкологичен и в дальнейшем должен быть исключен.