Innovative Programme für die petrochemische Industrie
Petrochemische Produktionsanlagen sind immer wieder von Betriebsstörungen betroffen. Typische verfahrensbedingte Probleme sind Verschmutzung, Korrosion und Schaumprobleme. Die Folgen sind hohe Betriebskosten und Probleme bei der Arbeitssicherheit. Unsere speziellen innovativen Behandlungsprogramme helfen, die Leistung zu maximieren, einen störungsfreien Betrieb Ihrer Anlagen zu gewährleisten und tragen entscheidend zu einer erheblichen Senkung der Gesamtbetriebskosten bei.
Wir legen großen Wert darauf, Ihre Bedürfnisse und Ziele zu verstehen, und unsere qualifizierten Fachleute werden mit Ihnen vor Ort zusammenarbeiten, um die geplanten Ziele zu erreichen.
Neben der kontinuierlichen Weiterentwicklung der herkömmlichen Korrosions-, Ablagerungs- und Polymerisationsinhibitoren konzentriert sich Kurita vor allem auf die Entwicklung innovativer Problemlösungen, wie z.B.:
- Hochwirksame Demulgatorprogramme zum Aufbrechen stabiler Emulsionsphasen
- Innovative Antioxidantien und Antipolymerisate für Quenchwasser-Kolonnen und Prozesswasser-Stripper-Systeme
- Scavenger zur Entfernung von Quecksilber und zur Beseitigung von Rotölverschmutzung in Laugenwäschetürmen
- Umweltfreundliche Reinigungs- und Dekontaminationsadditive
- Wirksamere Entschäumer (Antischaummittel) für Aminsysteme und Stripperkolonnen
Das Dampfkracken von gasförmigen und flüssigen Kohlenwasserstoffen ist die führende Technologie für die Herstellung von Ethylen. Naphtha, Gasöl, nicht umgewandelte Öle oder Hydrocracker-Rückstände sind typische flüssige Einsatzstoffe. Gängige gasförmige Einsatzstoffe sind Ethan, Propan und Butan. In Gegenwart von Verdünnungsdampf werden die Einsatzstoffe zu den Steamcracker-Öfen geleitet. Der Spaltofen ist das Herzstück und der Ausgangspunkt der Ethylenproduktion. Die Gasphasenreaktion wird als Steamcracken oder Pyrolyse bezeichnet. Das Steamcracken ist ein sehr komplexer Prozess, an den sich die Schritte Kühlen, Verdichten und Trennen anschließen. Verkokung ist eine unerwünschte Nebenreaktion des Steamcrackens. Sie ist ein großes betriebliches Problem in der Strahlungszone von Steamcracker-Öfen und Transferleitungsaustauschern. Die Dampfverdünnung senkt den Kohlenwasserstoffpartialdruck der gecrackten Verbindungen. Sie begünstigt die Bildung von primären Reaktionsprodukten. Durch die Dampfzugabe wird die Tendenz zur Koksablagerung an den Ofenrohren verringert.
Koks ist ein unerwünschtes, aber unvermeidliches Nebenprodukt der Pyrolyse. Oberflächenkatalysierte Reaktionen führen zur Bildung von fadenförmigem Koks. In vielen Fällen wird die Koksbildung durch Nickel und Eisen auf der Legierungsoberfläche verursacht. In der Gasphase bildet sich amorpher Koks. Erhöhter Druckabfall, verschlechterte Wärmeübertragung und höherer Brennstoffverbrauch verursachen hohe Produktionsverluste. Die Außenhauttemperatur der Rohre steigt kontinuierlich an. Dies beeinflusst die Prozessselektivität und führt zu einer noch schnelleren Koksbildung. Der gebildete Koks muss durch kontrollierte Verbrennung mit Dampf und Luft entfernt werden. Dies ist eine unproduktive Stillstandszeit des Steamcrackerofens. Entkokungszyklen führen zu einer kürzeren Standzeit der Steamcracker-Öfen.
Die kontinuierliche Injektion eines Sulfidierungsmittels ist die historische Methode zur Koksreduktion. DMS und DMDS sind bewährte Zusatzstoffe. Es wird angenommen, dass sich diese Sulfidierungsmittel zersetzen und sulfidische Oberflächen bilden. Dadurch werden Verkokung und unerwünschte chemische Reaktionen verhindert. DMS und DMDS sind sehr wirksam, haben aber auch einige Nachteile. Beide Sulfidierungsadditive haben einen sehr schlechten Geruch, und DMDS wird üblicherweise mit Geruchsstoffen maskiert. Es hat einen niedrigen Flammpunkt und erfordert eine besondere Handhabung. DMDS wird hauptsächlich für Steamcracking-Anlagen verwendet. Es muss unter Stickstoffdruck in geschlossenen Behältern gelagert werden, um Brandgefahren zu vermeiden.
Kurita verfügt über langjährige Erfahrung mit der Lieferung und Injektion von Polysulfiden. Unsere Polysulfide reduzieren die Bildung von unerwünschtem Kohlenmonoxid (CO). Dadurch wird die Betriebszeit der Spaltöfen erheblich verlängert. Wir liefern DMDS, fördern aber die Verwendung eines anderen Sulfidierungsmittels, der CUT-COKE-Technologie. CUT-COKE von Kurita ist als ungefährlich eingestuft und erfordert keine besondere Handhabung und Lagerung. Der hohe Flammpunkt von ca. 100°C verringert die Gefahr von Flammenbränden. Der geringe Sulfidgeruch ist ähnlich wie bei Gasöl. Es muss nicht mit Geruchsstoffen maskiert werden, um schlechte Gerüche zu überdecken. Weitere Vorteile unserer chemischen Behandlung sind eine geringere Materialbelastung und niedrige Entkokungszeiten der Öfen.
Korrosion in petrochemischen Anlagen ist ein allgegenwärtiges Thema. Viele korrosive Komponenten sind in petrochemischen Prozessströmen vorhanden. Schwefelwasserstoff (H2S), Salzsäure (HCl) oder Fluorwasserstoffsäure (HF) können in petrochemischen Rohstoffen vorhanden sein. Gasförmiges HCl und H2S sind in Wasser löslich und können schwere Korrosion verursachen. Die Löslichkeit von Schwefelwasserstoff nimmt mit steigendem pH-Wert und sinkender Temperatur zu. Kohlendioxid oder organische Säuren mit niedrigem Molekulargewicht können in Kondensaten vorhanden sein.
Lauge wird häufig als Neutralisationsmittel für den Korrosionsschutz verwendet, hat aber erhebliche Nachteile. Lauge kann Spannungsrisskorrosion verursachen (Laugenversprödung). Natriumsalze können sich ablagern und die Verschmutzung und Polymerisation beschleunigen. Korrosion ist ein elektrochemischer Prozess. Er kann durch den Einsatz eines Programms chemischer Korrosionsschutzmittel kontrolliert werden. Zur Korrosionskontrolle werden neutralisierende Amine, filmbildende Amine oder Sauerstoffabfangprogramme eingesetzt.
Der Neutralisator muss einen guten Korrosionsschutz bieten, wenn die ersten sauren Tröpfchen kondensieren. Kriterien für ein gutes Amin-Neutralisierungsprogramm sind die Eigenschaften der Amine und Aminsalze. Die Amine müssen einen ausgezeichneten Schutz vor dem ersten Kondensat bieten. Ein geringes Salzablagerungspotenzial und eine gute pH-Pufferung sind erforderlich. Die alkalisierenden Amine von Kurita reagieren mit allen sauren Bestandteilen in einer unkomplizierten Reaktion. Das neutralisierende Amin verschiebt den pH-Wert auf ein höheres Niveau, wodurch der Korrosionsschutz verbessert wird. Unsere "gebrauchsfertigen Formulierungen" bieten die richtige Kombination aus hochsiedenden und niedrig siedenden Aminen. Dies gewährleistet die Korrosionskontrolle in der Dampf- und Wasserphase.
Geringe Mengen von Sauerstoff beschleunigen die Korrosion, wenn Wasser kondensiert. Die Metalloberfläche reagiert mit Sauerstoff und bildet Eisenhydroxid. Das Reaktionsprodukt ist in Wasser unlöslich und fällt aus. Die Korrosion durch Sauerstoff kann mit einem Sauerstoffbindemittel bekämpft werden. Sauerstoffkorrosion wird häufig in Kesseln oder Verdünnungsdampferzeugersystemen (DSG) beobachtet. Viele Jahre lang wurde Hydrazin als Korrosionsschutzmittel verwendet. Da es krebserregend ist, darf es in vielen Ländern nicht mehr verwendet werden. Die sehr wirksamen Sauerstoffabsorberprogramme von Kurita sind einfach zu handhaben. Unsere Sauerstoffbindemittel sind nicht krebserregend, um die Gesundheit der Mitarbeiter zu schützen und zu erhalten.
Die Korrosionsschutz-Filmprogramme von Kurita können helfen, die Korrosion zu stoppen oder zu verlangsamen. Sie bieten einen perfekten Schutz, indem sie einen sehr dünnen Film bilden. Der Film wirkt wie eine Barriere gegen korrosive Substanzen. Wenn filmbildende Amine gewählt werden, sind Sauerstofffänger, Phosphate und ätzende Dispergiermittel nicht mehr erforderlich. Die filmbildenden Amine können in Kombination mit alkalisierenden Aminen verwendet werden.
Wir verwenden natriumfreie Korrosionsinhibitorprodukte. Dadurch werden natriuminduzierte Spannungsrisskorrosion und die Bildung von Koks im Steamcracker vermieden. Gefährliche Amalgamkorrosion im Rohgasstrom wird durch den Einsatz unserer speziellen Quecksilber-Scavenger verhindert.
Schaumbildung in petrochemischen Prozessen kann zu erheblichen Problemen führen. Es handelt sich um eine physikalische Einbindung von Gasblasen in eine flüssige Lösung. Die Schaumbildung erfolgt an der Grenzfläche zwischen Gas und Flüssigkeit. Eine Flüssigkeit mit niedriger Oberflächenspannung ermöglicht es der Oberfläche einer Gasblase, sich leicht auszudehnen. Kohlenwasserstoffe, kleine Partikel und Säuren erhöhen die Tendenz zur Schaumbildung und die Stabilität. Negative Auswirkungen der Schaumbildung sind verringerte Durchsätze, Gemeinkostenverluste und Trennprobleme.
Betroffen sind Abscheidetrommeln, Destillationskolonnen, Extraktionseinheiten oder Gas- und Flüssigkeitswäscher. Sauergaswäscher in Ethylenanlagen sind sehr anfällig für Schaumbildung. Dort ist die Schaumbildung oft auf Verschmutzungsprobleme zurückzuführen. Feste Polymerpartikel können den Schaum stabilisieren. Die Schaumbildung kann den Differenzdruck erhöhen. Negative Auswirkungen sind Emulsionen in der Wasserwäsche oder unerwünschte Salzverschleppung in nachgeschaltete Anlagen. Die Schaumbildung kann also weitaus gravierender ausfallen, wenn die Polymerisation ein Problem darstellt. Die Extraktivdestillationsabschnitte von Butadien-Rückgewinnungssystemen leiden häufig unter Schaumbildung. Einige Schäume weisen eine sehr hohe Stabilität auf. Hohe Filmelastizität, hohe Oberflächen- und Volumenviskosität sind schaumstabilisierende Faktoren. Auch ein hoher Feststoffgehalt kann Schäume stabilisieren. Sie sammeln sich an der Grenzfläche zwischen Flüssigkeit und Gas an. Dadurch wird verhindert, dass die Blasen zusammenwachsen und platzen.
Es sind sofortige Maßnahmen erforderlich, um vorhandene Schäume zu verhindern oder zu destabilisieren. Entschäumer oder Antischaummittel sind chemische Programme, die zur Schaumbekämpfung eingesetzt werden. Entschäumer verhindern die Bildung von Schaum. Entschäumer zerstören bereits gebildete Gasblasen. Durch die Verringerung der Oberfläche kommt es zum Reißen des Films. Dies führt zu einer großen Veränderung der freien Oberflächenenergie. Die Folge ist das Zerplatzen der Blasenwand und wird durch den "Marangoni-Effekt" gesteuert.
Die Entschäumer von Kurita sind oberflächenaktive Mittel (Tenside). Unsere Entschäumer und Entlüfter erfüllen die Prozessanforderungen. Unsere hochwirksamen Entschäumer und Antischaummittel zerstören bereits vorhandenen Schaum sofort. Eine Neubildung von Schaum wird verhindert. Die Schaumkontrollprogramme von Kurita zeichnen sich durch schnelle Dispersionseigenschaften und chemische Inertheit aus. Sie haben eine geringere Oberflächenspannung als das schäumende Medium. Die Unlöslichkeit des Antischaummittels ist für die Schaumkontrolle sehr wichtig. Unsere chemischen Programme kombinieren beide Funktionen zur Kontrolle der Schaumbildung. Sie haben eine sehr geringe Löslichkeit in der flüssigen Lösung. Sie dringen in die Gas-Flüssigkeits-Grenzfläche ein und konzentrieren sich am Oberflächenfilm. Dadurch wird die Elastizität des Flüssigkeitsfilms auf der Gasblase erhöht. Die Schaumzerstörungskräfte lassen die Gasblasen zerplatzen.
Kurita bietet verschiedene Arten von Schaumkontrollprogrammen an. In petrochemischen Anlagen werden hauptsächlich Silikonöle, organische oder silikonfreie Antischaummittel verwendet.
Um diese kritischen Probleme zu vermeiden, bietet Kurita Kesselsteininhibitoren auf Phosphat- und Polymerbasis an. Potenziell kesselsteinbildende Ionen im Wasser werden gebunden, dispergiert und dann durch Abblasen aus dem Kessel entfernt. Dadurch wird die Kesselsteinbildung im Kessel und an den Heizrohren verhindert.
Ethylen wird hauptsächlich durch Stream-Cracking hergestellt. Dieser Prozess umfasst das thermische Cracken, die Kühlung, die Verdichtung und die Trennung. Die heißen gecrackten Gase werden sofort in Öl- und Wasser-Quenchkolonnen gequencht. Die Kühlung dient dazu, die Polymerisation und die Bildung unerwünschter Nebenprodukte zu verhindern. Die Wasserquenchkolonne arbeitet bei niedrigem Druckabfall. Die Restwärme des Pyrolysegases wird durch Absorption in heißem Quenchwasser zurückgewonnen. Im Öl-/Wasserabscheider werden die Kohlenwasserstoffe aus dem Quenchwasser entfernt. Das Quenchwasser aus dem Öl-/Wasserabscheider wird aufgeteilt, wobei ein Teil in die Wasser-Quenchkolonne zurückgeführt wird.
Oft enthält das abgetrennte Quenchwasser noch größere Mengen an löslichen und unlöslichen Ölen. Die Emulgierung von Kohlenwasserstoffen und Wasser im Quenchwasser kann zu Schwierigkeiten führen. Eine mangelhafte Öl-Wasser-Trennung kann zu sporadischem Verlust von Quenchwasser führen. Negative Auswirkungen sind Füllstandsprobleme, Verschmutzung und Korrosion der nachgeschalteten Anlagen. Besonders betroffen sind die Quenchaustauscher, das DSG-System und der Prozesswasserstripper. Einige Anlagen installieren speziell entwickelte DOX-Einheiten (Dispersed Oil Extractor). Dabei handelt es sich um ein auf einem Gestell montiertes System zur Öl-Wasser-Trennung. Das emulgierte Öl und die suspendierten Feststoffe werden aus dem Quenchwasser extrahiert. DOX-Anlagen sind für die Entfernung von Kohlenwasserstoffkonzentrationen bis zu 20 ppm oder weniger ausgelegt. Bei Emulgierproblemen kann ein Wechsel des DOX-Filtermediums erforderlich sein.
Zur Verbesserung der Trennung von Kohlenwasserstoffen und Wasser kann ein geeignetes Demulgatorprogramm eingesetzt werden. Eine Überdosierung des Demulgators sollte vermieden werden. Die Emulsionsspalter-Additive haben Tensid-Eigenschaften. Sie können bei sehr hohen Konzentrationen die Tendenz haben, als Emulgator zu wirken. Eine einwandfreie Demulgierung lässt sich leicht durch visuelle Kontrolle erkennen. Das Aussehen des emulgierten Quenchwassers variiert von leicht trüb bis milchig-trüb.
In den meisten Fällen ist eine Demulgierung von Öl-in-Wasser-Emulsionen erforderlich. Kurita bietet leistungsstarke Demulgatorprogramme an. Die Kohlenwasserstoffe tragen im Allgemeinen eine negative Ladung an ihrer Oberfläche. Kohlenwasserstoffe werden aufgrund ihrer abstoßenden Kräfte stetig in kleine Tröpfchen dispergiert. Ein kationisch geladenes Demulgatorprogramm neutralisiert die negativ geladenen Öltröpfchen. Die Abstoßungskräfte werden geschwächt und die Öltröpfchen werden zusammengeführt. Der Demulgator löst die Emulsion aus Wasser und Öl auf. Unsere Emulsionsspalter-Additive beschleunigen den Demulgierprozess. Die Öl-Wasser-Trennung erfolgt in drei Schritten:
1. Unter Agglomeration versteht man den Zusammenschluss von kleinen Tröpfchen (Clustern) aus dispergierter Phase.
2. Creaming ist die Konzentration der dispergierten Phase.
3. Koaleszenz ist das Abfließen von Öltröpfchen, die sich an der Oberfläche sammeln.
In petrochemischen Anlagen gibt es viele Stellen, an denen Fouling zu beobachten ist. Fouling-Ablagerungen können von Verunreinigungen in Prozessströmen oder chemischen Reaktionen herrühren. Sie sind das Ergebnis von unerwünschten Oxidations-, Polymerisations-, Sedimentations- und Kondensationsprozessen. Reaktive Verbindungen sind Ethylen, Acetylen, Propylen, Butadien, Styrol oder andere ungesättigte Komponenten. Spuren von Sauerstoff oder sauerstoffhaltigen Verbindungen fördern die Bildung von Gummen und Polymeren. Fouling kann schwerwiegend sein, wenn sich Monomere in Polymere umwandeln, wie z. B. bei der Bildung von Popcorn-Polymeren" durch Butadien-Fouling. Die häufigsten Bereiche für Polymerisationsfouling sind Ethylen- und Styrolanlagen.
Bei hohen Temperaturen führt die Verkokung von Kohlenwasserstoffen zu thermischer Verschmutzung. Dampfspaltöfen leiden hauptsächlich unter Koksverschmutzung. Schwere polynukleare Aromaten (PNA) können sich an den Rohrwänden der Spaltöfen ablagern. Die PNA werden dehydriert und bilden Koks. In petrochemischen Anlagen hat sich der Einsatz von Schwefelkomponenten zur Kontrolle der Koksverschmutzung bewährt. Die Injektion eines Sulfidierungsmittels ist die historische Methode zur Koksreduzierung. Das Sulfidierungsmittel wird in der Regel in den Verdünnungsdampf von Steamcracker-Öfen eingebracht. DMS oder DMDS sind bewährte Sulfidierungsmittel für Dampfkrackverfahren. Beide Additive haben mehrere Nachteile. Die Cut Coke Technology von Kurita ist eine Alternative zu diesen Sulfidierungsmitteln. Wir haben viele Jahre praktischer Erfahrung mit der Injektion von Polysulfiden in petrochemischen Anlagen. Unsere polymere Schwefelformulierung bietet eine sicherere und einfacher zu handhabende Handhabung. Sie verbessert die Lauflänge Ihrer Spaltöfen. Dies trägt dazu bei, Ihre Ethylenproduktion zu steigern.
Chemisches Fouling wird durch radikalische Polymerisation, Aldolkondensation oder Diels-Alder-Kondensationsreaktionen verursacht. Alle diese Reaktionen können unlösliche Fouling-Reaktionsprodukte bilden. Die radikalische Polymerisation kann bei vielen verschiedenen petrochemischen Prozessen stattfinden. Die am häufigsten vorkommenden Bereiche für Polymerisationsfouling sind Ethylen- und Styrolanlagen. Die Art der Ablagerungen kann recht komplex sein. Um die Ethylenproduktion zu verbessern, sind hochwirksame Antifoulingprogramme erforderlich. Die Polymerisation kann in der Ausbreitungs- und Abbruchphase kontrolliert werden. Die Antifoulant-Programme von Kurita beenden freie radikalische Reaktionen. Sie stoppen die Kettenübertragung von Wasserstoffradikalen oder anderen reaktiven Komponenten. Dadurch wird die Polymerisation gestoppt.
Bei der Ethylenproduktion ist die Verschmutzung des Rohgases bei der Verdichtung ein allgegenwärtiges Thema. Sie reduzieren die Leistung des Spaltgaskompressors und können zu Vibrationen führen. Basierend auf jahrzehntelanger Erfahrung hat Kurita ein Behandlungskonzept speziell für Rohgaskompressoren entwickelt. Die eingesetzten Antioxidantien und Antipolymerisate zeigen hervorragende Ergebnisse. Sie verursachen keine Bildung von gefährlichen nitrierten Dienen im kalten Teil der Ethyleneinheiten.
Kurita passt die Antifoulant-Behandlungskonzepte individuell an Ihre Bedürfnisse an. Wir kombinieren die Produkte und Überwachungsinstrumente in Übereinstimmung mit Ihren Aufgaben und Anforderungen:
- Radikalfänger (Aasfresser)
- Dispersionsmittel
- Sauerstoff-Scavenger
- Stabilisatoren
- Antioxidantien
- Metalldeaktivatoren
Die Pyrolyse von flüssigen und gasförmigen Rohstoffen für die Ethylenherstellung erfolgt in Steamcracking-Anlagen. Die Spaltgase enthalten Kohlendioxid und Schwefelwasserstoff, die aus dem Spaltgas entfernt werden müssen. Schwefelwasserstoff ist ein Katalysatorgift für Hydrierungsreaktoren. Kohlendioxid kann bei niedrigen Temperaturen in Wärmetauschern und Fraktionierungsanlagen gefrieren. Es kann auch in Ethylen absorbiert werden, was sich auf die Produktqualität und die weitere Verarbeitung auswirkt. Diese sauren Gase werden mit Lauge (NaOH) in Laugenwäschetürmen gewaschen. Der Laugeturm (Laugenwäscher) ist in der Regel der letzten Verdichterstufe vorgeschaltet.
Laugenwäschersysteme sind häufig von Polymerverschmutzung betroffen. Die Verschmutzung der Einbauten des Laugenwäschers und der Nassoxidationsanlage ist ein bekanntes Problem. Sie werden von den Betreibern als "Red-tide fouling" oder "Red oil" bezeichnet. Natriumverschleppung in die nächste Verdichterstufe ist nicht ungewöhnlich und führt zu Problemen in den nachgeschalteten Anlagen. Es bilden sich Aldolkondensationsprodukte und hohe Konzentrationen von C4- und C5-Diolefinen. Die Aldolkondensationspolymerisation ist eine basenkatalysierte Reaktion. Das Spaltgas enthält Carbonylgruppen wie Aldehyde und Ketone. Das Vorhandensein von Acetaldehyd in Spaltgasströmen ist durchaus üblich.
Die ätzende Base entfernt ein Proton aus dem Aldehydmolekül und bildet ein Carbanion. Dieses Carbanion reagiert mit einem anderen Aldehydmolekül und bildet die Aldolgruppe. Es enthält immer noch einen reaktiven Aldehyd, der weiter reagieren kann. Die Polymere bilden im Laugenwäscher längere Kettenlängen und bleiben in der Lauge suspendiert. Aldolkondensationsprodukte werden wegen ihrer orangen bis roten oder braunroten Farbe oft als "Red Oil" bezeichnet. Die Polymere können andere organische Stoffe aus gecracktem Gas absorbieren. Dies erhöht den Druckabfall und die Bildung von Ablagerungen. Außerdem können ungesättigte Verbindungen wie 1,3-Butadien leicht in Lauge gelöst werden. Zusammen mit Metalloxiden und sauerstoffhaltigen Verbindungen werden weitere Polymere gebildet, die die Rotölproduktion erhöhen.
Kurita hat hochwirksame Antifouling-Konzepte entwickelt, die die Aldolkondensation hemmen. Die Bildung von Rotölpolymeren wird vermieden. Antifoulingmittel mit Dispersionseigenschaften halten die Polymerpartikel klein genug, um eine Agglomeration der Polymere zu vermeiden. Antifoulingmittel mit Radikalfänger-Eigenschaften stoppen den Mechanismus der radikalischen Polymerisation. Das Behandlungsprogramm kann durch Analyse der verbrauchten Lauge überwacht werden. Eine erfolgreiche Behandlung führt dazu, dass keine teure Benzinwäsche mehr erforderlich ist. Sie verringert die Belastung der Oxidationsanlage für verbrauchte Lauge. Dadurch wird die CSB-Belastung der Kläranlage verringert. Eine Natriumverunreinigung im DSG-System durch das Recycling des verbrauchten Benzins wird vermieden.
Erdölraffinerien und petrochemische Anlagen arbeiten mit einer großen Anzahl verschiedener Destillationsanlagen. Dazu gehören Kolonnen, Knock-out-Behälter, Destillationskolonnen, Wärmetauscher und Rohrsysteme. Fouling ist ein allgegenwärtiges Problem. Die Nachteile der Verschmutzung sind eine Verringerung des Durchsatzes, erhebliche Verluste bei der Energierückgewinnung oder eine Erhöhung des Druckabfalls von Destillationskolonnen oder Wärmetauschern. Eine regelmäßige Reinigung und Dekontaminierung ist obligatorisch, und die Anlagen müssen zur Wartung oder Reparatur überprüft werden.
Ein geplanter Stillstand ist eine sehr arbeitsintensive Zeit, die oft mehrere Wochen Ausfallzeit erfordert. Schwere Heizöle, Fette, Teere oder hartnäckige Verschmutzungen müssen entfernt werden. Verunreinigte Tanks, Kolonnen, Wärmetauscher oder Rohrleitungen müssen zur Reinigung und Entgasung entleert werden. Ablagerungen können gefährliche Bestandteile und schädliche Gase enthalten. Giftiger Schwefelwasserstoff, flüchtige Kohlenwasserstoffe oder krebserregendes Benzol können freigesetzt werden. Eisensulfid (FeS) reichert sich leicht in Rohren, Böden, strukturierten Packungen, Wärmetauschern und Behältern an. Aufgrund seiner pyrophoren Eigenschaften kann es zu einem ernsten Problem werden. Eisensulfid hat ein hohes Potenzial zur spontanen Selbstentzündung. Es oxidiert exotherm, wenn es mit Luft in Berührung kommt. Die meisten FeS-induzierten Brände treten bei Stillständen auf, wenn die Anlagen zur Wartung und Inspektion geöffnet werden.
Gesundheit, Sicherheit und Umweltschutz sind sehr wichtige Aspekte. Das verantwortliche Personal wird aufgefordert, die Exposition der Arbeitnehmer gegenüber Situationen, in denen eine Selbstentzündung von Eisensulfidarten oder Gesundheitsrisiken ausgelöst werden könnten, zu minimieren. Der Kontakt mit dekontaminierten Materialien sollte vermieden werden. Die Beseitigung von Benzol, pyrophorem Eisensulfid, giftigem Schwefelwasserstoff und anderen gefährlichen Gasen ist für sichere Arbeitsbedingungen unbedingt erforderlich. Die Einhaltung der unteren Explosionsgrenze (UEG) muss gewährleistet sein.
Kurita bietet eine breite Palette verschiedener Produkte wie Reinigungschemikalien, Entgasungsmittel oder Kombinationen davon. Die Handhabung unserer Reinigungs- und Dekontaminationszusätze ist für das Bedienpersonal einfach und sicher. Um diese Ziele zuverlässig zu erreichen, werden hochleistungsfähige chemische Reinigungsmittel mit maßgeschneiderten Reinigungs- und Entgasungsmethoden eingesetzt. Die Reinigung und Entgasung von Destillationskolonnen und -behältern kann mit hervorragenden Ergebnissen innerhalb eines Tages durchgeführt werden. Die Entfernung von schweren Heizölen, Teeren, Fetten und anderen hartnäckigen Stoffen sind Schlüsselelemente der Reinigung. Die vollständige Beseitigung von gefährlichen Gasen und potenziellen Brandrisiken ist von großer Bedeutung. Die Reinigung der Metalloberfläche, ohne die Destillationsanlage anzugreifen, ist eine Selbstverständlichkeit.
In Prozessanlagen, die mit Reaktoren betrieben werden, ist die Wärmerückgewinnung unerlässlich. Die mechanische Reinigung komplexer Wärmetauschernetzwerke kann mehrere Tage dauern und unzugängliche Bereiche können nicht erreicht werden. Im Vergleich dazu erreichen die Reinigungs- und Entgasungslösungen von Kurita auch unzugängliche Bereiche. Die Reinigung kann an Ort und Stelle innerhalb eines Tages durchgeführt werden. Im Vergleich zur mechanischen Reinigung sind weniger arbeitsintensive Arbeiten erforderlich. Maßgeschneiderte chemische Reinigungsprogramme aus der Kurita CD-Serie werden eingesetzt, wenn sehr effiziente Reinigungsergebnisse erforderlich sind. Packinox-Plattenwärmetauscher oder Texas-Tower-Röhrenwärmetauscher erfordern einen höheren Reinigungsaufwand als klassische Wärmetauscher. Die Kurita-Reinigungskonzepte sind das Mittel der Wahl, wenn Packinox-Wärmetauscher oder Texas Towers gereinigt werden müssen.
Eine mechanische Reinigung und Dekontaminierung von Lagertanks kann mehrere Wochen Ausfallzeit erfordern. Im Vergleich dazu wird die chemische Reinigung und Entgasung die Ausfallzeit auf wenige Tage verkürzen, was einen großen wirtschaftlichen Vorteil darstellt.
Kurita bietet Ihnen auf Ihre Bedürfnisse zugeschnittene Reinigungs- und Entgasungsprogramme an. Unser geschultes Personal unterstützt Sie bei Ihren Reinigungs- und Entgasungsprozessen. Auf Wunsch liefern wir auch die entsprechende Ausrüstung.
