Programmes innovants pour l'industrie pétrochimique
Les usines de production pétrochimique souffrent de perturbations opérationnelles répétées. Les problèmes typiques liés aux procédés 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 et spécialisés permettent de maximiser les performances, de garantir un fonctionnement sans défaillance de vos usines et de contribuer de manière décisive à une réduction considérable des coûts d'exploitation totaux.
Nous attachons une grande importance à la compréhension de vos besoins, de vos buts et de vos objectifs, et nos experts qualifiés travailleront avec vous sur place afin d'atteindre les objectifs fixés.
Outre le développement 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 désémulsification très efficaces pour briser les phases d'émulsion stables
- Antioxydants et antipolymères innovants pour les colonnes d'eau de trempe et les systèmes d'épuration des eaux de process
- Dépolluants pour l'élimination du mercure et l'élimination de l'encrassement par les huiles rouges dans les tours de lavage caustique
- Additifs de nettoyage et de décontamination respectueux de l'environnement
- Des antimousses plus efficaces pour les systèmes d'amines et les colonnes de strippage
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 premières liquides typiques. Les matières premières gazeuses courantes sont l'éthane, le propane et le butane. En présence de vapeur de dilution, les matières premières 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. Il s'agit d'un problème opérationnel majeur dans la section radiante des fours de vapocraquage et des échangeurs des lignes de transfert. La dilution de la vapeur abaisse la pression partielle en hydrocarbures des 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 en 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 importantes. La température de la peau du tube externe augmente continuellement. Cela influe sur la sélectivité du procédé et entraîne une formation encore plus rapide de coke. Le coke formé doit être éliminé par combustion contrôlée avec de la vapeur et de l'air. Il s'agit d'un temps d'arrêt improductif du four de vapocraquage. Les cycles de décokage réduisent 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 connus. On pense que ces agents sulfurés se décomposent pour former des surfaces sulfurées. Cela évite la cokéfaction et les réactions chimiques indésirables. Le DMS et le DMDS sont très efficaces mais présentent quelques inconvénients. Les deux additifs sulfurés ont une très mauvaise odeur et le DMDS est généralement masqué par des odorants. 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 de manière significative la durée de fonctionnement des fours de craquage. Nous fournissons du DMDS, mais nous encourageons l'utilisation d'un autre agent sulfurant, appelé CUT-COKE Technology. 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'incendie potentiel. La faible odeur de sulfure est similaire à celle du gazole. Il n'est pas nécessaire de la masquer avec des odorants pour couvrir les mauvaises odeurs. La réduction du stress des matériaux et des temps de décokage des fours sont d'autres avantages de notre traitement chimique.
La corrosion dans les usines pétrochimiques est un phénomène 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 d'alimentation pétrochimiques. Le HCl et le H2S sont solubles dans l'eau et peuvent provoquer une grave corrosion. La solubilité du sulfure d'hydrogène augmente avec l'augmentation du pH et la diminution de la température. Du dioxyde de carbone ou des acides organiques de faible poids moléculaire peuvent être présents dans les condensats.
La soude caustique est souvent utilisée comme neutralisant pour lutter contre la corrosion, mais elle présente des inconvénients importants. Le caustique peut provoquer une fissuration 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 chimiques. Pour contrôler la corrosion, on utilise des amines neutralisantes, des amines filmantes ou des programmes de piégeage 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 les propriétés des amines et des sels d'amines. Les amines doivent assurer une excellente protection initiale des condensats. Un faible potentiel de dépôt de sel et un bon tamponnage du pH sont nécessaires. Les amines alcalinisantes de Kurita réagissent 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 point d'ébullition élevé et à point d'ébullition bas. Cela permet de contrôler la corrosion dans les phases vapeur et eau.
De petites quantités d'oxygène accélèrent la corrosion en cas de 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 à l'aide d'un piégeur d'oxygène. La corrosion par l'oxygène est fréquemment observée dans les chaudières ou les systèmes de générateurs de vapeur de 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 de piégeage 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 maintenir 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 l'on choisit des amines de filmage, 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 utilisons 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 piégeurs de mercure spéciaux.
La formation de mousse dans les processus 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 superficielle 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 effets négatifs de la formation de mousse sont la réduction des débits, les pertes de charge 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 sujets à la formation de mousse. Ce phénomène est souvent lié à des problèmes d'encrassement. Des particules solides de polymère peuvent stabiliser la mousse. La formation de mousse peut augmenter la pression différentielle. Les effets négatifs sont les émulsions dans la section de lavage de l'eau ou l'entraînement indésirable de sels dans les équipements en aval. La formation de mousse peut donc devenir beaucoup plus grave si la polymérisation pose 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 surface élevée et une grande viscosité 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 et la rupture des bulles.
Une action immédiate est nécessaire pour prévenir ou déstabiliser les mousses existantes. Les antimousses 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 la surface. Le résultat est l'éclatement de la paroi de la bulle et est contrôlé par "l'effet Marangoni".
Les antimousses et les antimousses de Kurita sont des agents tensioactifs (surfactants). Nos antimousses et nos antimousses répondent aux exigences du processus. Nos antimousses et antimousses hautement efficaces détruisent immédiatement la mousse existante. La formation d'une nouvelle 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 de surface 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 dans le 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 non siliconés.
Pour prévenir ces problèmes critiques, Kurita propose des inhibiteurs de tartre à base de phosphate et de polymère. Les ions potentiellement entartrants présents dans l'eau sont liés, dispersés et ensuite 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 processus comprend le craquage thermique, le refroidissement, la compression et la séparation. Les gaz de craquage chauds sont immédiatement refroidis dans des colonnes de trempe 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 à basse pression. La chaleur résiduelle du gaz de pyrolyse est récupérée par absorption dans l'eau de trempe chaude. 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 recirculée dans la colonne de trempe à l'eau.
Souvent, l'eau de trempe séparée contient encore des quantités plus importantes d'huiles solubles et insolubles. L'émulsification des hydrocarbures et de l'eau dans l'eau de trempe peut poser des problèmes. Une mauvaise séparation huile-eau peut entraîner une perte sporadique d'eau de trempe. Les conséquences négatives sont des problèmes de niveau, d'encrassement et de corrosion des équipements en aval. Les échangeurs de trempe, le système DSG et le strippeur d'eau de traitement sont particulièrement touchés. Certaines usines installent des unités DOX (Dispersed Oil Extractor) spécialement conçues à cet effet. 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 désémulsification compétent peut être appliqué pour améliorer la séparation des hydrocarbures et de l'eau. Un surdosage en 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 une inspection visuelle. L'aspect de l'eau de trempe émulsifiée varie de légèrement trouble à laiteux/hazeux.
Dans la plupart des cas, une démulsification des émulsions huile dans eau est nécessaire. Kurita propose des programmes de désémulsifiants très performants. Les hydrocarbures portent généralement une charge négative à leur surface. Les hydrocarbures sont régulièrement dispersés en petites gouttelettes en raison de leurs forces répulsives. Un programme de désémulsifiant chargé 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 de l'huile et de l'eau se fait en trois étapes :
1. L'agglomération est l'association de petites gouttelettes de phase dispersée (grappes).
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, l'encrassement est observé à de nombreux endroits. Les dépôts d'encrassement peuvent provenir de contaminants présents dans les flux de traitement 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 traces 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 pop-corn" due à l'encrassement du butadiène. Les usines d'éthylène et de styrène sont les plus touchées par l'encrassement dû à la polymérisation.
À haute température, la cokéfaction des hydrocarbures provoque un encrassement thermique. Les fours de craquage à la vapeur souffrent principalement de l'encrassement dû au coke. Les aromatiques polynucléaires lourds (ANP) peuvent précipiter sur les parois des tubes des fours de craquage. Les PNA se déshydrogénent pour former du coke. Dans les usines pétrochimiques, l'utilisation de composants sulfurés 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 Cut Coke de Kurita est une alternative à ces produits sulfurés. Nous avons de nombreuses années d'expérience pratique dans l'injection de polysulfures dans les usines pétrochimiques. Notre formulation de soufre polymère offre une manipulation plus sûre et plus facile à utiliser. Elle améliore la durée de fonctionnement de vos fours de craquage. Cela permet d'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 insolubles. La polymérisation radicalaire peut se produire dans de nombreux procédés pétrochimiques différents. Les domaines les plus répandus pour l'encrassement de la polymérisation sont les usines d'éthylène et de styrène. La nature des dépôts d'encrassement peut être très complexe. Pour améliorer la production d'éthylène, des programmes antifouling très performants sont nécessaires. La polymérisation peut être contrôlée dans la phase de propagation et de terminaison. Les programmes antifoulants de Kurita mettent fin aux réactions radicales libres. Ils arrêtent le transfert en 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, à la compression, est un phénomène omniprésent. Il réduit les performances du compresseur de gaz craqué 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 nuit à la qualité du produit et à son traitement ultérieur. Ces gaz acides sont nettoyés avec une solution caustique (NaOH) dans des tours de lavage caustique. La tour de lavage caustique (laveur caustique) est généralement intégrée en amont du dernier étage du compresseur.
Les systèmes d'épuration de la soude caustique sont souvent sujets à l'encrassement par les polymères. L'encrassement des internes de l'épurateur caustique et de l'oxydateur caustique humide est un problème connu. Les opérateurs les appellent "Red-tide fouling" ou "Red oil". L'entraînement du sodium vers l'étage suivant du compresseur n'est pas inhabituel et entraîne des problèmes avec les unités en aval. Des produits de condensation aldolique et des concentrations élevées de dioléfines C4 et C5 se forment. La polymérisation par condensation aldolique est une réaction catalysée par une base. Le gaz craqué contient des carbonyles tels que des aldéhydes et des cétones. La présence d'acétaldéhyde dans les flux de gaz craqués est assez courante.
La base caustique enlève un proton à la molécule d'aldéhyde en formant un carbanion. Ce carbanion réagit avec une autre molécule d'aldéhyde pour former le groupe aldol. Il reste 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 aldolique sont souvent appelés "Red Oil" en raison de leur couleur allant de l'orange au rouge ou au brun-rouge. Les polymères peuvent absorber d'autres matières organiques provenant du gaz craqué. Cela augmente la chute de pression et la formation d'encrassement. En outre, 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 antifouling très performants qui inhibent la condensation d'aldol. La formation de matériaux polymères à base d'huile rouge est évitée. Les antifoulants dotés de propriétés dispersantes maintiennent les particules de polymère suffisamment petites pour éviter l'agglomération des polymères. Les antifoulants ayant des propriétés de capture des radicaux arrêteront le mécanisme de polymérisation des radicaux libres. Le programme de traitement peut être contrôlé par l'analyse de 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 usée. Cela réduira la charge en DCO de la station d'épuration. Le recyclage de l'essence usée permettra d'éviter la contamination du système DSG par le sodium.
Les raffineries de pétrole et les usines pétrochimiques utilisent un grand nombre d'équipements de distillation différents. Il s'agit de colonnes, de cuves de décantation, 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. Le nettoyage et la décontamination périodiques sont obligatoires et l'équipement doit être vérifié en vue d'une maintenance ou d'une réparation.
Un arrêt planifié est une période très exigeante en main-d'œuvre, qui nécessite souvent plusieurs semaines d'immobilisation. Les fiouls lourds, les graisses, les goudrons ou les matériaux encrassants tenaces doivent être éliminés. Les réservoirs, colonnes, échangeurs de chaleur ou conduites 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 présente 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 sulfure de fer se produisent pendant les arrêts, lorsque l'équipement est ouvert à des fins de maintenance et d'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 des risques pour la santé pourraient être déclenchés. 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 garantir des conditions de travail sûres. Le respect de la limite inférieure d'explosivité (LIE) doit être assuré.
Kurita propose une large gamme de produits divers tels que des produits chimiques de nettoyage, des agents de dégazage ou des combinaisons de ces produits. La manipulation de nos additifs de nettoyage et de décontamination est facile et sûre pour le personnel d'exploitation. Des agents chimiques de nettoyage très performants, associés à des méthodes de nettoyage et de dégazage sur mesure, sont utilisés pour atteindre ces objectifs en toute fiabilité. Le nettoyage et le dégazage des colonnes et des cuves de distillation peuvent être effectués avec d'excellents résultats en l'espace d'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 d'incendie revêt une grande importance. Le nettoyage de la surface métallique sans attaquer l'équipement de distillation est un fait.
La récupération de chaleur est essentielle dans les unités de traitement qui fonctionnent avec des réacteurs. Le nettoyage mécanique des 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 permettent d'atteindre les zones inaccessibles. Le nettoyage peut être effectué sur place en une journée. Le travail requis est moins intensif que pour le nettoyage mécanique. Les programmes de nettoyage chimique sur mesure de la série Kurita CD 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 les Texas Towers doivent être nettoyés.
Le nettoyage mécanique et la décontamination des réservoirs de stockage peuvent nécessiter plusieurs semaines d'immobilisation. En comparaison, le nettoyage chimique et le dégazage 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 l'équipement nécessaire.
