Des programmes novateurs pour l'industrie pétrochimique
Les usines de production pétrochimique souffrent de perturbations opérationnelles répétées. Les problèmes typiques liés au processus sont l'encrassement, la corrosion et les problèmes de mousse. Les conséquences sont des coûts d'exploitation élevés et des problèmes de sécurité au travail. Nos programmes de traitement innovants permettent d'optimiser les performances, de garantir un fonctionnement sans défaillance de vos installations et de contribuer de manière décisive à une réduction considérable des coûts d'exploitation totaux.
Comprendre vos besoins, vos buts et vos objectifs est d'une grande importance pour nous et nos experts qualifiés travailleront avec vous sur place afin d'atteindre les objectifs prévus.
Outre le perfectionnement continu des inhibiteurs de corrosion, de dépôt et de polymérisation conventionnels, Kurita se concentre principalement sur le développement de solutions innovantes à des problèmes tels que :
- Programmes de désémulsifiants très efficaces pour briser les phases d'émulsion stables
- Antioxydants et antipolymères innovants pour les colonnes d'eau de trempe et les systèmes de stripage de l'eau de traitement
- Absorbeurs pour l'élimination du mercure et de l'encrassement par l'huile rouge dans les tours de lavage caustique
- Additifs de nettoyage et de décontamination écologiques
- Des antimousses plus efficaces pour les systèmes d'amines et les colonnes de stripping.
Le vapocraquage d'hydrocarbures gazeux et liquides est la principale technologie de production d'éthylène. Le naphta, le gazole, les huiles non converties ou les résidus d'hydrocraquage sont des matières d'alimentation liquides typiques. Les matières premières gazeuses courantes sont l'éthane, le propane et le butane. En présence de vapeur de dilution, les charges d'alimentation sont acheminées vers les fours de vapocraquage. Le four de craquage est le cœur et le point de départ de la production d'éthylène. La réaction en phase gazeuse est appelée vapocraquage ou pyrolyse. Le vapocraquage est un processus très complexe suivi d'étapes de refroidissement, de compression et de séparation. La cokéfaction est une réaction secondaire indésirable du vapocraquage. C'est un problème opérationnel majeur dans la section radiante des fours de vapocraquage et des échangeurs de lignes de transfert. La dilution de la vapeur abaisse la pression partielle des hydrocarbures dans les composés craqués. Elle favorise la formation de produits de réaction primaires. L'ajout de vapeur réduit la tendance au dépôt de coke sur les tubes du four.
Le coke est un produit secondaire indésirable mais inévitable de la pyrolyse. Les réactions catalysées par la surface conduisent à la formation de coke filamenteux. Dans de nombreux cas, la formation de coke est due à la présence de nickel et de fer à la surface de l'alliage. Du coke amorphe se forme dans la phase gazeuse. L'augmentation de la chute de pression, l'altération du transfert de chaleur et l'augmentation de la consommation de carburant entraînent des pertes de production élevées. La température de la peau du tube externe augmente continuellement. Cela influence la sélectivité du procédé et entraîne une formation de coke encore plus rapide. Le coke formé doit être éliminé par une combustion contrôlée avec de la vapeur et de l'air. Il s'agit d'un temps d'arrêt non productif du four de vapocraquage. Les cycles de décokage entraînent une réduction de la durée de vie des bobines des fours de vapocraquage.
L'injection continue d'un agent sulfurant est la méthode historique de réduction du coke. Le DMS et le DMDS sont des additifs bien établis. On pense que ces agents sulfurants se décomposent pour former des surfaces sulfurées. Cela empêche la cokéfaction et les réactions chimiques indésirables. Le DMS et le DMDS sont très efficaces mais présentent certains inconvénients. Les deux additifs de sulfuration ont une très mauvaise odeur et le DMDS est souvent masqué par des substances odorantes. Il a un point d'éclair bas et nécessite une manipulation spéciale. Le DMDS est principalement utilisé dans les unités de vapocraquage. Le stockage sous pression d'azote dans des conteneurs fermés est nécessaire pour éviter les risques d'incendie.
Kurita a de nombreuses années d'expérience dans la fourniture et l'injection de polysulfures. Nos polysulfures réduisent la formation de monoxyde de carbone (CO) indésirable. Ils prolongent considérablement la durée de fonctionnement des fours de craquage. Nous fournissons du DMDS mais nous encourageons l'utilisation d'un autre agent sulfurant, appelé technologie CUT-COKE. Le CUT-COKE de Kurita est classé comme non dangereux et ne nécessite aucune manipulation ou stockage particulier. Le point d'éclair élevé d'environ 100°C réduit le risque d'incendies potentiels. La faible odeur de sulfure est similaire à celle du gazole. Il n'est pas nécessaire de masquer les mauvaises odeurs à l'aide de produits odorants. La réduction des contraintes sur les matériaux et les faibles temps de décokage des fours sont d'autres avantages de notre traitement chimique.
La corrosion dans les usines pétrochimiques est un fil conducteur omniprésent. De nombreux composants corrosifs sont présents dans les flux de processus pétrochimiques. Le sulfure d'hydrogène (H2S), l'acide chlorhydrique (HCl) ou l'acide fluorhydrique (HF) peuvent être présents dans les charges pétrochimiques. Le HCl gazeux et le H2S sont solubles dans l'eau et peuvent provoquer une corrosion importante. La solubilité du sulfure d'hydrogène augmente avec un pH croissant et une température décroissante. Du dioxyde de carbone ou des acides organiques de faible poids moléculaire peuvent être présents dans les condensats.
Le caustique est souvent utilisé comme neutralisant pour le contrôle de la corrosion, mais il présente des inconvénients importants. Le caustique peut provoquer des fissures par corrosion sous contrainte (fragilisation caustique). Les sels de sodium peuvent se déposer et accélérer l'encrassement et la polymérisation. La corrosion est un processus électrochimique. Elle peut être contrôlée par l'utilisation d'un programme d'inhibiteurs de corrosion chimique. Pour contrôler la corrosion, on utilise des amines neutralisantes, des amines filmantes ou des programmes d'élimination de l'oxygène.
Le neutralisant doit assurer une bonne protection contre la corrosion lorsque les premières gouttelettes acides se condensent. Les critères d'un bon programme d'amines neutralisantes sont ses propriétés d'amine et de sel d'amine. Les amines doivent fournir une excellente protection initiale des condensats. Un faible potentiel de dépôt de sel et un bon tampon de pH sont nécessaires. Les amines alcalinisantes de Kurita fonctionnent en réagissant avec n'importe quel composant acide dans une réaction directe. L'amine neutralisante fait passer le pH à un niveau plus élevé, ce qui améliore le contrôle de la corrosion. Nos "formulations prêtes à l'emploi" fournissent la bonne combinaison d'amines à haut et bas point d'ébullition. Cela garantit le contrôle de la corrosion en phase vapeur et en phase aqueuse.
De petites quantités d'oxygène accélèrent la corrosion lorsqu'il y a condensation de l'eau. La surface du métal réagit avec l'oxygène en formant de l'hydroxyde ferrique. Le produit de la réaction est insoluble dans l'eau et précipite. La corrosion par l'oxygène peut être contrôlée avec un piège à oxygène. La corrosion par l'oxygène est fréquemment observée dans les chaudières ou les systèmes de générateurs de vapeur à dilution (DSG). Pendant de nombreuses années, l'hydrazine a été utilisée comme inhibiteur de corrosion. Son utilisation n'est plus autorisée dans de nombreux pays car elle est cancérigène. Les programmes d'élimination de l'oxygène très efficaces de Kurita sont faciles à manipuler. Nos produits d'élimination de l'oxygène ne sont pas cancérigènes afin de protéger et de préserver la santé des employés.
Les programmes de filmage d'inhibiteurs de corrosion de Kurita peuvent aider à arrêter ou à ralentir la corrosion. Ils assurent une protection parfaite en formant un film très fin. Ce film agit comme une barrière contre les substances corrosives. Si des amines filmantes sont choisies, les piégeurs d'oxygène, les phosphates et les dispersants caustiques ne sont plus nécessaires. Les amines filmantes peuvent être utilisées en combinaison avec des amines alcalinisantes.
Nous appliquons des produits inhibiteurs de corrosion sans sodium. Cela permet d'éviter la fissuration par corrosion sous contrainte induite par le sodium et la formation de coke dans le vapocraqueur. La dangereuse corrosion par amalgame dans le flux de gaz brut est inhibée par l'utilisation de nos pièges à mercure spéciaux.
La formation de mousse dans les procédés pétrochimiques peut entraîner des problèmes importants. Il s'agit d'une incorporation physique de bulles de gaz dans une solution liquide. La formation de mousse se produit à l'interface gaz-liquide. Un liquide à faible tension de surface permet à la surface d'une bulle de gaz de se dilater facilement. Les hydrocarbures, les petites particules et les acides augmentent la tendance à la formation de mousse et sa stabilité. Les impacts négatifs de la formation de mousse sont la réduction des débits, les pertes de frais généraux et les problèmes de séparation.
Les tambours de séparation, les colonnes de distillation, les unités d'extraction ou les laveurs de gaz et de liquides sont concernés. Les laveurs de gaz acides dans les usines d'éthylène sont très enclins à mousser. Cette formation de mousse est souvent liée à des problèmes d'encrassement. Les particules solides de polymère peuvent stabiliser la mousse. La formation de mousse peut augmenter la pression différentielle. Les effets négatifs sont des émulsions dans la section de lavage à l'eau ou un entraînement indésirable de sel dans l'équipement en aval. La formation de mousse peut donc devenir beaucoup plus grave si la polymérisation est un problème. Les sections de distillation extractive des systèmes de récupération du butadiène souffrent souvent de problèmes de moussage. Certaines mousses présentent une très grande stabilité. Une grande élasticité du film, une viscosité de surface et une viscosité globale élevées sont des facteurs de stabilisation de la mousse. Une teneur élevée en solides peut également stabiliser les mousses. Ils s'accumulent à l'interface liquide/gaz. Cela empêche la coalescence des bulles et la rupture des bulles.
Une action immédiate est nécessaire pour prévenir ou déstabiliser les mousses existantes. Les antimousses ou antifoams sont des programmes chimiques utilisés pour le contrôle des mousses. Les antimousses empêchent la formation de mousses. Les antimousses détruisent les bulles de gaz déjà formées. Une rupture du film se produit en raison d'une diminution de la surface. Cela entraîne un changement important de l'énergie libre de surface. Le résultat est l'éclatement de la paroi de la bulle et est contrôlé par "l'effet Marangoni".
Les antimousses ou antimousses de Kurita sont des agents tensioactifs (surfactants). Nos antimousses et antimousses répondent aux exigences du processus. Nos antimousses et antimousses hautement efficaces détruisent immédiatement la mousse déjà existante. Une nouvelle formation de mousse est évitée. Les programmes de contrôle de la mousse de Kurita présentent des propriétés de dispersion rapide et une inertie chimique. Ils ont une tension superficielle inférieure à celle du milieu moussant. L'insolubilité de l'agent antimousse est très importante pour le contrôle de la mousse. Nos programmes chimiques combinent ces deux fonctions pour contrôler la formation de mousse. Ils ont une très faible solubilité dans la solution liquide. Ils pénètrent dans l'interface gaz/liquide et se concentrent au niveau du film de surface. Cela augmente l'élasticité du film liquide sur la bulle de gaz. Les forces de rupture de la mousse permettent aux bulles de gaz de se rompre.
Kurita propose différents types de programmes de contrôle de la mousse. Dans les usines pétrochimiques, on utilise principalement des huiles de silicone, des antimousses organiques ou sans silicone.
Pour prévenir ces problèmes critiques, Kurita propose des inhibiteurs de tartre à base de phosphate et de polymère. Les ions susceptibles de former du tartre dans l'eau sont liés, dispersés puis éliminés de la chaudière par la purge. Cela empêche la formation de tartre dans la chaudière et sur les tubes de chauffage.
L'éthylène est principalement produit par craquage de flux. Ce procédé comprend le craquage thermique, le refroidissement, la compression et la séparation. Les gaz chauds craqués sont immédiatement refroidis dans des colonnes de refroidissement à l'huile et à l'eau. Le refroidissement a pour but d'empêcher la polymérisation et la formation de sous-produits indésirables. La colonne de trempe à l'eau fonctionne avec une faible chute de pression. La chaleur résiduelle du gaz de pyrolyse est récupérée par absorption dans l'eau chaude de trempe. Dans le séparateur huile/eau, les hydrocarbures sont retirés de l'eau de trempe. L'eau de trempe provenant du séparateur huile/eau est divisée, une partie étant recyclée dans la colonne de trempe à l'eau.
Souvent, l'eau de trempe séparée contient encore des quantités plus élevées d'huiles solubles et insolubles. L'émulsification des hydrocarbures et de l'eau dans l'eau de trempe peut causer des difficultés. Une mauvaise séparation huile-eau peut entraîner des pertes sporadiques d'eau de trempe. Les impacts négatifs sont des problèmes de niveau, d'encrassement et de corrosion des équipements en aval. Les échangeurs de trempe, le système DSG et le stripper de l'eau de procédé sont particulièrement touchés. Certaines usines installent des unités DOX (Dispersed Oil Extractor) spécialement conçues. Il s'agit d'un système monté sur patins pour la séparation huile-eau. L'huile émulsifiée et les solides en suspension sont extraits de l'eau de trempe. Les unités DOX sont conçues pour éliminer les concentrations d'hydrocarbures jusqu'à 20 ppm ou moins. Les problèmes d'émulsification peuvent nécessiter le remplacement du média filtrant DOX.
Un programme de désémulsifiant compétent peut être appliqué pour améliorer la séparation des hydrocarbures et de l'eau. Un surdosage du désémulsifiant doit être évité. Les additifs briseurs d'émulsion ont des propriétés tensioactives. Ils peuvent avoir tendance à agir comme un émulsifiant à des concentrations très élevées. Une désémulsification parfaite peut être facilement reconnue par un contrôle visuel. L'aspect de l'eau de trempe émulsionnée peut varier d'un léger trouble à un aspect laiteux ou trouble.
Dans la plupart des cas, une démulsification des émulsions huile dans l'eau est nécessaire. Kurita propose des programmes de désémulsifiants très performants. Les hydrocarbures portent généralement une charge négative à leur surface. En raison de leurs forces répulsives, les hydrocarbures se dispersent régulièrement en petites gouttelettes. Un programme de désémulsifiant à charge cationique neutralise les gouttelettes d'huile chargées négativement. Les forces répulsives sont affaiblies et les gouttelettes d'huile se rassemblent. Le désémulsifiant résout l'émulsion d'eau et d'huile. Nos additifs briseurs d'émulsion accélèrent le processus de désémulsification. La séparation huile-eau comporte trois étapes :
1. L'agglomération est l'association de petites gouttelettes de phase dispersée (clusters).
2. Le crémage est la concentration de la phase dispersée.
3. La coalescence est le drainage des gouttelettes d'huile, recueillies à la surface.
Dans les usines pétrochimiques, il existe de nombreux endroits où l'encrassement est observé. Les dépôts d'encrassement peuvent provenir de contaminants dans les flux de processus ou de réactions chimiques. Ils sont le résultat de processus indésirables d'oxydation, de polymérisation, de sédimentation et de condensation. Les composés réactifs sont l'éthylène, l'acétylène, le propylène, le butadiène, le styrène ou d'autres composants insaturés. Des quantités infimes d'oxygène ou de composés contenant de l'oxygène favorisent la formation de gommes et de polymères. L'encrassement peut être grave lorsque les monomères se transforment en polymères, comme la formation de "polymères popcorn" à partir de l'encrassement du butadiène. Les usines d'éthylène et de styrène sont les zones où l'encrassement de la polymérisation est le plus répandu.
À haute température, la cokéfaction des hydrocarbures provoque un encrassement thermique. Les fours de craquage à la vapeur souffrent principalement de l'encrassement par le coke. Les aromatiques polynucléaires lourds (PNA) peuvent précipiter sur les parois des tubes des fours de craquage. Les PNA se déshydrogènent pour former du coke. Dans les usines pétrochimiques, l'utilisation de composants soufrés est bien établie pour contrôler l'encrassement du coke. L'injection d'un agent sulfurant est la méthode historique de réduction du coke. L'agent sulfurant est généralement appliqué à la vapeur de dilution des fours de vapocraquage. Le DMS ou le DMDS sont des agents sulfurants éprouvés pour les opérations de vapocraquage. Ces deux additifs présentent plusieurs inconvénients. La technologie du coke coupé de Kurita est une alternative à ces produits sulfurants. Nous avons de nombreuses années d'expérience pratique avec l'injection de polysulfures dans les usines pétrochimiques. Notre formulation de soufre polymérique offre une manipulation plus sûre et plus facile à utiliser. Elle améliore la durée de fonctionnement de vos fours de craquage. Cela contribue à augmenter votre production d'éthylène.
L'encrassement chimique est causé par des réactions de polymérisation radicalaire, de condensation d'Aldol ou de condensation de Diels Alder. Toutes ces réactions peuvent former des produits de réaction d'encrassement insolubles. La polymérisation radicalaire peut se produire dans de nombreux procédés pétrochimiques différents. Les zones les plus courantes pour l'encrassement par polymérisation sont les usines d'éthylène et de styrène. La nature des dépôts d'encrassement peut être assez complexe. Pour améliorer la production d'éthylène, des programmes d'antisalissures très performants sont nécessaires. La polymérisation peut être contrôlée dans la phase de propagation et de terminaison. Les programmes antisalissures de Kurita mettent fin aux réactions radicalaires. Ils arrêtent le transfert de chaîne des radicaux d'hydrogène ou d'autres composants réactifs. La polymérisation est ainsi stoppée.
Lors de la production d'éthylène, l'encrassement du gaz brut, de la compression est un fil conducteur omniprésent. Il réduit les performances du compresseur de gaz fissuré et peut entraîner des vibrations. Sur la base de décennies d'expérience, Kurita a développé un concept de traitement, spécialement pour les compresseurs de gaz brut. Les antioxydants et les antipolymères appliqués donnent d'excellents résultats. Ils ne provoquent pas la formation de diènes nitrés dangereux dans la partie froide des unités d'éthylène.
Kurita adapte les concepts de traitement antifouling individuellement à vos besoins. Nous combinons les produits et les outils de contrôle en fonction de vos tâches et de vos exigences :
- Capteurs de radicaux (charognards)
- Dispersants
- Piégeurs d'oxygène
- Stabilisateurs
- Antioxydants
- Désactivateurs de métaux
La pyrolyse des matières premières liquides et gazeuses pour la production d'éthylène est réalisée dans des unités de vapocraquage. Les gaz craqués contiennent du dioxyde de carbone et du sulfure d'hydrogène qui doivent être éliminés du gaz craqué. Le sulfure d'hydrogène est un poison pour les catalyseurs des réacteurs d'hydrogénation. Le dioxyde de carbone peut geler à basse température dans les échangeurs de chaleur et les équipements de fractionnement. Il peut également être absorbé par l'éthylène, ce qui affecte la qualité du produit et son traitement ultérieur. Ces gaz acides sont lavés avec une solution caustique (NaOH) dans des tours de lavage caustique. La tour de lavage caustique (caustic scrubber) est généralement intégrée en amont du dernier étage de compresseur.
Les systèmes de lavage caustique sont fréquemment sujets à l'encrassement par les polymères. L'encrassement des internes de l'épurateur caustique et de l'oxydateur caustique humide sont des problèmes connus. Les exploitants les reconnaissent sous le nom de "Red-tide fouling" ou "Red oil". L'entraînement du sodium vers l'étage de compresseur suivant n'est pas inhabituel et entraîne des problèmes avec les unités en aval. Des produits de condensation d'aldol et des concentrations élevées de dioléfines C4 et C5 se forment. La polymérisation par condensation d'aldol est une réaction catalysée par une base. Le gaz craqué contient des carbonyles comme des aldéhydes et des cétones. La présence d'acétaldéhyde dans les flux de gaz de craquage est assez courante.
La base caustique enlève un proton à la molécule d'aldéhyde en formant un carbanion. Ce carbanion va réagir avec une autre molécule d'aldéhyde pour former le groupe aldol. Il contient toujours un aldéhyde réactif qui peut continuer à réagir. Les polymères créent des chaînes plus longues dans l'épurateur caustique et restent en suspension dans la solution caustique. Les produits de condensation aldol sont souvent appelés "huile rouge" en raison de leur couleur orange à rouge ou brun-rouge. Les polymères peuvent absorber d'autres matières organiques du gaz de craquage. Cela augmente la chute de pression et la formation d'encrassement. De plus, les composés insaturés tels que le 1,3 butadiène peuvent être facilement dissous dans une solution caustique. Avec les oxydes métalliques et les composés oxygénés, davantage de polymères sont formés pour augmenter la production d'huile rouge.
Kurita a développé des concepts antisalissures très performants qui inhibent la condensation aldol. La formation de matériaux polymères d'huile rouge est ainsi évitée. Les antifoulings ayant des propriétés dispersantes maintiennent les particules de polymères suffisamment petites pour éviter l'agglomération des polymères. Les agents antisalissures ayant des propriétés de capture des radicaux stoppent le mécanisme de polymérisation par radicaux libres. Le programme de traitement peut être contrôlé en analysant la solution caustique usée. Un traitement réussi permettra d'éliminer les lavages à l'essence coûteux. Il réduira la charge de l'unité d'oxydation de la soude caustique usée. Cela réduira la charge en DCO de la station d'épuration. Une contamination au sodium dans le système DSG par le recyclage de l'essence usée sera évitée.
Les raffineries de pétrole et les usines pétrochimiques fonctionnent avec un nombre assez important d'équipements de distillation différents. Il s'agit de colonnes, de cuves de désactivation, de colonnes de distillation, d'échangeurs de chaleur et de systèmes de tuyauterie. L'encrassement est un problème omniprésent. Les inconvénients de l'encrassement sont la réduction du débit, des pertes significatives dans la récupération d'énergie ou la génération d'une augmentation de la chute de pression des colonnes de distillation ou des échangeurs de chaleur. Un nettoyage et une décontamination périodiques sont obligatoires et les équipements doivent être contrôlés pour être entretenus ou réparés.
Un arrêt planifié demande beaucoup de travail et nécessite souvent plusieurs semaines d'immobilisation. Les huiles combustibles lourdes, les graisses, les goudrons ou les matériaux d'encrassement tenaces doivent être éliminés. Les réservoirs, colonnes, échangeurs de chaleur ou canalisations contaminés doivent être vidés pour être nettoyés et dégazés. Les dépôts d'encrassement peuvent contenir des composants dangereux et des gaz nocifs. Du sulfure d'hydrogène toxique, des hydrocarbures volatils ou du benzène cancérigène peuvent être libérés. Le sulfure de fer (FeS) s'accumule facilement dans les tuyaux, les plateaux, les garnitures structurées, les échangeurs de chaleur et les cuves. En raison de sa nature pyrophorique, il peut devenir un problème grave. Le sulfure de fer a un potentiel élevé d'auto-inflammation spontanée. Il s'oxyde de manière exothermique au contact de l'air. La plupart des incendies provoqués par le FeS se produisent pendant les arrêts, lorsque l'équipement est ouvert pour la maintenance et l'inspection.
La santé, la sécurité et la protection de l'environnement sont des aspects très importants. Il est demandé au personnel responsable de minimiser l'exposition des travailleurs à toute situation où l'auto-inflammation des espèces de sulfure de fer ou les risques pour la santé pourraient être initiés. Le contact avec les matériaux décontaminés doit être évité. L'élimination du benzène, du sulfure de fer pyrophorique, du sulfure d'hydrogène toxique et d'autres gaz dangereux est absolument nécessaire pour des conditions de travail sûres. Le respect de la limite inférieure d'explosivité (LIE) doit être assuré.
Kurita fournit une large gamme de produits divers tels que des produits chimiques de nettoyage, des agents de dégazage ou des combinaisons de ceux-ci. La manipulation de nos additifs de nettoyage et de décontamination est facile et sûre pour le personnel d'exploitation. Pour atteindre ces objectifs de manière fiable, nous utilisons des agents de nettoyage chimiques très performants avec des méthodes de nettoyage et de dégazage sur mesure. Le nettoyage et le dégazage des colonnes et des cuves de distillation peuvent être effectués avec d'excellents résultats en une journée. L'élimination des fiouls lourds, des goudrons, des graisses et d'autres matières tenaces sont des éléments clés du nettoyage. L'élimination complète des gaz dangereux et des risques potentiels d'incendie revêt une grande importance. Le nettoyage de la surface métallique sans attaquer l'équipement de distillation est une évidence.
La récupération de la chaleur est essentielle dans les unités de traitement qui fonctionnent avec des réacteurs. Le nettoyage mécanique de réseaux complexes d'échangeurs de chaleur peut prendre plusieurs jours et les zones inaccessibles ne peuvent être atteintes. En comparaison, les solutions de nettoyage et de dégazage de Kurita atteignent les zones inaccessibles. Le nettoyage peut être effectué sur place en une journée. Il faut moins de travail par rapport à un nettoyage mécanique. Les programmes de nettoyage chimique sur mesure de la série CD de Kurita sont utilisés lorsque des résultats de nettoyage très efficaces sont nécessaires. Les échangeurs de chaleur à plaques Packinox ou les échangeurs de chaleur tubulaires Texas Tower nécessitent plus d'efforts de nettoyage que les échangeurs de chaleur classiques. Les concepts de nettoyage de Kurita sont la méthode de choix lorsque les échangeurs de chaleur Packinox ou Texas Towers doivent être nettoyés.
Un nettoyage et une décontamination mécaniques des réservoirs de stockage peuvent nécessiter plusieurs semaines d'arrêt. En comparaison, le nettoyage et le dégazage chimiques réduisent considérablement le temps d'arrêt à quelques jours, ce qui présente un grand avantage économique.
Kurita vous propose des programmes de nettoyage et de dégazage adaptés à vos besoins. Notre personnel qualifié vous aidera dans vos processus de nettoyage et de dégazage. Sur demande, nous fournissons les équipements correspondants.
