Thursday, July 11, 2013

NAPHTHA HYDROTREATING (NHDT)

Reaksi Hydrogenasi
Reaksi hydrogenasi dalam Unit Naphtha Hydrotreating ialah mengusir zat-zat yang dapat mengganggu dalam proses selanjutnya. Dalam fraksi naphtha terdapat senyawa-senyawa yang apabila tidak dilengkapkan dapat mengganggu keaktifan katalis platforming yang secara ekonomis merugikan. Pada umumnya ”zat racun” yang perlu diusir dalam fraksi naphtha ialah
belerang, nitrogen, oksigen, olefin, halida dan logam. Reaksi hydrogenasi yang terjadi sebagai berikut:

a. Reaksi Pengusiran Belerang (Sulfur-Removal)
   Didalam umpan unit platforming yang menggunakan ”bimetallic catalyst” kandungan belerangnya tidak diperbolehkan melebihi 0,5 ppm. Untuk menjaga keaktifan katalis dan operasi secara optimal. Bila kandungan belerang makin rendah reaksi pada katalis di platforming sangat efektif. Oleh sebab itu dianjurkan kandungan belerang dijaga lebih kecil dari 0,5 ppm. Secara umum kandungan belerang dijaga mantap 0,2 ppm atau lebih rendah.
Pada umumnya reaksi hydrogenasi belerang terjadi sebagai berikut :
• Senyawa Mercaptan
• Senyawa Sulfida
• Senyawa Disulfida
• Senyawa Sulfida pada Siklis
• Senyawa Thiopenik.

b. Reaksi Pengusiran Nitrogen (Denitrifikasi) 
  Reaksi pengusiran nitrogen lebih sukar dibandingkan dengan pengusiran Sulfur dalam Hydrotreating Naphtha. Kecepatan reaksi denitrifikasi 1/5 dari desulfurisasi. Pada Straight Run Naphtha umumnya kandungan nitrogen lebih sedikit dibandingkan sulfur meskipun demikian apabila katalis pada platforming adalah bimetallic, pengusiran nitrogen ini perlu mendapat perhatian karena jumlahnya dibatasi maksimum 0,5 ppm bahkan dianjurkan kurang dari 0,5 ppm. Setiap senyawa nitrogen yang ikut dalam reaktor platforming akan bereaksi membentuk amonium klorida yang akan membentuk deposit pada lintasan edaran gas atau pada overhead stabilizer. Oleh sebab itu proses pengusiran nitrogen menjadi lebih penting terutama Unit Naphtha Hydrotreating yang mengolah Cracked Naphtha. Pada umumnya Cracked Naphtha lebih banyak mengandung senyawa nitrogen dari pada Straight Run Naphtha. Misalnya :
• Pyridine
• Quinoline
• Pyrrole
• Methylamine
c. Reaksi Pengusiran Oksigen
  Pada umumnya senyawa oksigen dalam senyawa organik mudah dihidrogenasi membentuk air misalnya Phenol.

d. Olefin Saturation
   Pada Straight Run Naphtha umumnya mengandung olefin dalam jumlah yang sangat kecil, bahkan kadang-kadang tidak ada, tetapi Cracked Naphtha sangat banyak olefin yang dikandung. Kecepatan reaksi penjenuhan olefin hampir sama dengan desulfurisasi. Dalam pengolahan Cracked Naphtha yang mengandung olefin sangat tinggi perlu pertimbangan yang bijaksana, karena panas yang ditimbulkan sangat tinggi, perlu pengamatan yang teliti.

e. Reaksi Pengusiran Halida
  Reaksi pengusiran halida dengan hidrogen pada unit Naphtha Hydrotreating membentuk asam halida, yang kemudian akan larut ke dalam air pencuci yang diinjeksikan atau bersama-sama ke overhead gas stripper. Reaksi pengusiran halida dari senyawa organik halida lebih sukar jika dibandingkan dengan reaksi desulfurisasi. Pada kondisi operasi yang biasa digunakan untuk pengusiran sulfur dan nitrogen, reaksi pengusiran halida hanya mencapai hasil < 90 %. Sedangkan pada kondisi operasi yang optimum maksimum mencapai hasil 90%. Hal tersebut berarti bahwa umpan platforming masih mengandung halida, oleh sebab itu dianjurkan untuk memeriksa kandungan halida pada waktu tertentu, apabila kandungan halida cukup tinggi dalam umpan platforming (tidak memenuhi persyaratan), maka kondisi operasi harus dirubah. Perlu diketahui bahwa menaikkan suhu operasi dengan tujuan meningkatkan reaksi pengusiran halida sangat sukar dan hasilnya sangat korosif.

f. Reaksi Pengusiran Logam 
  Kandungan metal dalam naphtha pada umumnya sangat kecil (dalam ppb). Katalis naphtha hydroterating dirangcang dapat mengurangi kandungan logam sampai sebesar 5 ppm minimum, pada kondisi operasi yang normal. Hampir semua logam-logam yang terusir dari naphtha mengendap pada permukaan katalis. Apabila jumlah endapan metal makin banyak maka dapat ditandai pada reaksi desulfurisasi akan menurun. Pada analisa endapan logam pada katalis yang usang ternyata mengandung logam-logam : arsen, besi, kalsium, magnesium, phospor, timbal, silikon, tembaga natrium.

Reaksi pengusiran logam dari umpan oleh katalis umumnya terjadi pada plug flow. Endapan besi banyak menempel pada katalis yang ditempatkan pada beds yang paling atas berupa senyawa pirit. Logam arsen merupakan logam yang sangat meracuni keaktifan katalis meskipun jumlahnya pada umumnya kecil (±1 ppb) tetapi merupakan racun platina yang jahat. Endapan arsenik sebanyak 3% berat atau lebih sangat menghambat aktifititas terhadap desulfurisasi. Kontaminasi dari timbal dapat disebabkan oleh umpan naphtha yang berasal dari kapal atau reprocessing slop yang mengandung timbal. Natrium, kalsium, dan magnesium biasanya disebabkan oleh kontaminasi air laut atau chemical addictive yang digunakan. Penggunaan chemical corrosion inhibitor untuk overhead fraksional kolom atau anti foaming atau dipertimbangkan jumlah pospat atau silikon yang mungkin ada. Reaksi pengusiran logam berjalan sangat baik pada suhu diatas 315°C (600°F), pada kondisi ini 2-3% berat metal mengendap pada katalis, apabila jumlah endapan tersebut semakin bertambah maka katalis cenderung menjadi jenuh secepatnya, dan logam akan menghalang terjadinya reaksi lebih lanjut. Hal ini dapat menimbulkan suatu aliran yang tidak merata, sehingga menimbulkan akibat beban katalis yang tidak sama. Bahkan mungkin sebagian katalis akan menerima posisi yang lebih, sehingga panas yang ditimbulkan akan lebih besar.

Katalis yang digunakanBerikut adalah data-data katalis tipe S-16 yang digunakan untuk hydrogenasi dalam unit naphtha hydrotreating:
Sebutan : S-16
Bahan Dasar : Aluminium
Bentuk : Extrudate
Ukuran : 1/16 inchi
A B D (gm/ml) : 0.795
Logam lain : Ni, Mo
Regenerasi : Innert gas
Warna : Hijau muda
Pengertian NaphthaNaphtha adalah produk hidrokarbon cair yang dihasilkan dari pengolahan minyak bumi yang mempunyai sifat mudah menguap dan sangat mudah terbakar. Naphtha digunakan sebagai komponen pembuatan Mogas (Motor Gasoline), bahan pelarut (solvent) dan sebagai bahan baku industri petrokimia. Naphtha dihasilkan dari proses distilasi minyak bumi dan hasil konversi (Reforming dan Cracking) produk minyak bumi lainnya. Terdapat beberapa jenis produk naphtha yang dibedakan berdasarkan density (Specific Gravity) dan hasil analisa PONA (Parafin, Olefin, Naphtene dan Aromatic).
Tabel 2.1 Spesifikasi Naphtha

Unit Pengolahan NaphthaPengolahan naphtha terdiri dari beberapa unit, yaitu : 
1. Naphtha Rerun Unit (NRU)-102 
   Naphtha Rerun Unit merupakan unit yang mengolah naphtha dari CDU untuk mendapatkan fraksi light naphtha dan heavy naphtha. Fungsi utama dari Naphtha Rerun Unit adalah memisahkan umpan naphtha menjadi naphtha berat dengan rentang titik didih 80-150°C dan naphtha ringan memiliki rentang titik didih 30-80°C dengan kapasitas 9200 BPSD (60 m3/jam).
Produknya adalah :
• Gas yang dimanfaatkan sebagai fuel gas atau dibuang ke flare
• Light naphtha sebagai komponen blending atau pencampuran dengan heavy naphtha yang sudah ditreat, hasil dari pencampuran ini adalah premium yang sudah siap dipasarkan.
• Heavy naphtha yang kemudian sebagai umpan hydrocarbon Platforming 1.

Aliran proses:SRN dari CDU dipompakan (P-1AB) ke Rerun Tower Unit (T-1), yang sebelumnya dipanaskan di E-1. SRN yang masuk ke E-1 bertemperatur 28°C dan keluar dengan temperatur 101°C. Pada NRU, SRN didistilasi untuk memisahkan fraksi ringan dan fraksi berat naphtha. Light naphtha keluar dengan temperatur 80°C sedangkan heavy naphtha 130°C. Heavy naphtha dipompakan (P-2AB) ke heat exchanger E-1 hingga temperatur 80°C. Pertukaran panas terjadi antara SRN umpan dengan heavy naphtha. Heavy naphtha didinginkan di kondensor E-6 hingga 55°C kemudian sebagian masuk ke unit platforming II dan sebagian lagi di refluks ke kolom T-1. Heavy naphtha refluks dipompakan (P-3AB) ke heater H-1 untuk dipanaskan hingga 140°C. Bahan bakar pada H-1 menggunakan fuel gas dan fuel oil.
Light Naphtha dari kolom T-1 didinginkan oleh kondensor E-2AB yang kemudian ditampung di accumulator drum D-1. Gas yang tidak terkondensasi dialirkan ke D-5 dan sisanya ke flare. Kondensat dengan temperatur 42°C dari D-1 dipompakan (P-4AB) ke rerun stabilizer (T-2) dan sebagian kembali ke kolom T-1. Sebelum masuk ke T-2 umpan dipanaskan hingga 77°C. Produk atas T-2 dengan temperatur 94 °C dikondensasikan di E-4AB dan masuk ke stabilizer accumulator (D-2). Gas yang tidak dikondensasikan dialirkan flare dan kondensat (T=32°C) dipompakan kembali (P-5AB) ke T-2. Produk bawah T-2 yaitu light naphtha dengan temperatur 130°C didinginkan di E-3 yang bertukar panas dengan umpan T-2 hingga 74°C. Light naphtha didinginkan kembali sehingga menghasilkan produk dengan temperatur 35°C. Pemanas E-5 untuk menjalankan proses diperoleh dari steam yang berasal dari Middle Pump Arround (MPA) dari CDU.

2  Hydrocarbon Platforming Unit (PL 1)  
  Hydrocarbon Platforming Unit terdiri dari 2 bagian, yaitu Hydrocarbon dan Platforming. Hydrocarbon berfungsi untuk memurnikan heavy naphtha produk NRU dari pengotor seperti senyawa nitrogen, belerang, oksigen, klor dan logam yang dapat meracuni katalis di unit platforming dengan cara hidrogenasi dengan katalis UOP S-16 (NiO/MoO3/AL2O3) pada temperatur 290°C .
Platforming bertujuan untuk mengubah naphtha oktan rendah (54) menjadi naphtha oktan tinggi melalui penataan ulang struktur molekul hidrokarbon menggunakan panas dan katalis. Katalis yang digunakan adalah R-56, R-15 dan R-16 (Pt/ AL2O3) dengan rasio H2/Hidrokarbon minimum 2,5. Reaksi utama yang terjadi adalah dehidrogenasi, hydrocracking paraffin, isomerisasi dan dehidrosiklisasi paraffin. Katalis pengolahan hydrocarbon sebesar 6,2 MBSD. Hydrocarbon Platforming Unit ini memproduksi LPG yang dikirim ke LPG Recovery Unit, Reformat (ON = 92) sebagai komponen campuran premium, Offgas yang digunakan untuk fuel gas dan sisanya dibuang ke flare dan Gas H2 dengan kemunian 75% digunakan sebagai recycle gas dalam proses.
a. Dehidrogenasi : C6H11CH3 C6H5CH3 + H2
b. Hydrocracking paraffin : C8H8 + H2 C5H12 +C3H8
c. Isomerisasi : C6H12 C2H5-CH(CH3)-C2H5
d. Dehidroksiklisasi parafin : C7H16 C7H14 + H2

Aliran proses:
Umpan heavy naphtha dari NRU dipompakan (P-1AB) ke heat exchanger E-1 hingga 234oC dan dipanaskan lagi di preheater H-1 hingga 444oC. Produk dari R-1 yang bertemperatur 294oC didinginkan di E-1 hingga 135oC. Sebelum masuk ke D-1, produk ini didinginkan dialiri air untuk menghilangkan impurities di E-2AB hingga 42oC. Gas yang tidak dikondensasikan di D-1 digunakn sebagai fuel gas, air di water boot dibuang Sour Water Stripper (SWS) dan destilat dialirkan sebagai umpan hydrocarbon stipper (T-1) setelah sebelumnaya melewati E-3ABC oleh pompa P-1AB.

Produk atas T-1 didinginkan oleh E-4AB dari 101oC hingga 52oC kemudian masuk ke D-2. Gas dari D-2 digunakan sebagai fuel gas sedangkan kondensat dikembalikan ke T-1 oleh pompa P-2AB. Produk bawah T-1 sebagian dikembalikan ke kolom dengan pompa P-3AB dan dipanaskan oleh H-2 sebagian lagi produk T-1 didinginkan oleh E-3ABC untuk selanjutnya dialirkan ke platformer reaktor (R-2).

Sebelum memasuki R-2, naphtha dipanaskan oleh E-5ABCD, E-11ABC dan heater H-3 hinga temperatur 506oC secara berturut-turut, naphtha direaksikan di R-2, R-3 dan R-4. sebelum masuk ke R-3 naphtha dipanaskan di H-4. Reaksi di R-1 dan R-2 bersifat endotermik, sedangakan di R-4 bersifat eksotermik. Produk keluaran R-4 bertemperatur 422oC kemudian dialirkan ke bagian platformer stripper setelah didinginkan di E-5ABCD dan E-6AB.

Di bagian stripper produk dari R-4 masuk ke D-5. Distilat dialirkan ke platformer stripper oleh pompa P-30 dan mengalami pemanasan di E-7. Di stripper ini terjadi pemisahan naphtha menjadi gas dan reformat. Reformat dialirkan ke tangki penyimpanan setelah sebelumnya dididinginkan di E-7 dan E-9 hingga temperatur 36oC, namun sebagian direfluks ke T-2 melalui pompa P-8AB dan H-6 hingga 211oC. Gas dari T-2 mengalami pemisahan di D-6 setelah didinginkan di E-16 menjadi fuel gas dan LPG. LPG sebagian dirrefluks melalui pompa P-7AB dan sebagian lagi dialirkan ke platformer deathanizer oleh pompa P-11AB.

Di platformer deathanizer T-3, LPG dikurangi kadar C2 nya dengan bantuan medium pressure (MPS). Produk gas dari bagian atas T-3 didinginkan di E-14 dan mengalami pemisahan antara fuel gas dan distilatnya yang dikembalikan ke T-3 oleh pompa P-12 AB. Produk LPG dialirkan ke LPG tank setelah didigninkan di E-12 dan E-15 hingga 39oC.

3  Naphtha Hydrotreating Unit (NHDT)  
   Naphtha Hydrotreating Unit merupakan unit yang mengolah heavy naphtha dari HC Unibon dan delayed cooker dengan prinsip hydrotreating sehingga menghasilkan naphtha yang memenuhi spesifikasi untuk diproses di platformer/CCR. Peralatan utama dalam Naphtha Hydrotreating Unit adalah Hydrotreating Reactor (V-1), Naphtha Stripper (V-2) dan Naphtha Splitter (V-3).

Umpan naptha untuk unit berasal dari: Straight Run Naptha (SRN) dari CDU, heavy naptha dari HC Unibon, naphtha dari DHDT, serta Crack Naptha dari DCU dengan kapasitas 10100 BPSD (70,0 m3/jam) dan menghasilkan produk naphtha berat yang sudah treated artinya sudah bebas dari bahan-bahan yang bisa merubah atau meracuni katalis. Unit ini beroperasi pada suhu 310-350°C dengan tekanan reaktor 52,0 kg/cm2 serta LHSV 5hr-1 dan perbandingan antara H2/umpan =200Nm3/ m3.

Feed setelah melewati feed surge drum (V-4) dicampur dengan gas hydrogen dan dipanaskan dengan serangkaian alat penukar panas (E-1 A/B/C/D/E) kemudian dipanaskan dalam dapur H-1 hingga suhunya 300°C dan tekanan 36,6 kg/cm2. Di dalam reaktor dengan pemanasan yang cukup naphtha akan dibersihkan dari racun/impurities sehingga memenuhi persyaratan feed platformer. Hasil reaksi setelah keluar dari reactor dikondensasikan dan didinginkan kemudian masuk drum pemisah untuk memisahkan cairan dan gas.

Produk yang dihasilkan ini adalah :
• Gas, dimanfaatkan sebagai fuel gas
• Light Naphtha, sebagai Low Octane Mogas component
• Heavy Naphtha, sebagai umpan CCR-Platforming Unit

Unit ini berfungsi untuk mempersiapkan umpan CCR-Platforming. Unit dengan menghilangkan kontaminan seperti sulfur, nitrogen, oksigen dan penjenuhan olefin. Persyaratan kandungan maksimum sulfur dan nitrogen dalam umpan adalah 0,5 ppm untuk mencegah terjadinya keracunan katalis. Katalis yang digunakan adalah katalis Ketjen tipe 830 (CoMo/Al2O3). Tekanan reaktor 52,7 atm dengan temperatur 340-385oC. Reaksi yang terjadi 
- Penghilangan Sulfur : RSH + H2 ? RH + H2S
- Penghilangan Nitrogen : C5H5 +5H2 ? C5H12 + NH3+
- Penghilangan Oksigen : C6H5OH + H2?C6H6 +H2O
- Penjenuhan Olefin : R=R + H2 ? RH-RH

Aliran Proses :
Heavy naphtha, untreated naphtha dari tangki penyimpanan, dan crack naphtha dari delayed cooker masuk ke V-4 hingga terjadi pemisahan antara gas, air dan naphtha. Gas menuju ke fuel gas system air menuju ke SWS, dan naphtha dialirkan ke V-1 alir pompa P-1 AB setelah melalui HE E-1 ABCD dan heater H-1. Bahan bakar pada H-1 merupakan campuran antara steam, fuel oil, pilot gas, dan fuel gas. Temperatur naphtha masuk P-1 adalah 300oC dan keluar dengan temperatur 334oC. Di V-1 tejadi pengilangan pengotor. Naphtha kemudian masuk ke V-5.

Sebelum masuk ke V-5, naphtha didinginkan berturut-turut oleh heat exchanger E-1, E-2 (fan) dan heat exchanger E-3 (Air laut). Di dalam V-5, naphtha dipisahkan menjadi air dan destilat, air menuju ke SWS treating. Tekanan di V-5 cukup besar yaitu 50 Kg/ cm2. Tekanan tersebut diperoleh melalui high dan medium preassure steam setelah melalui kompresor C-1AB. Treated naphtha yang keluaer dari V-5 diumpankan kan ke kolom stripper V-2 setelah terlebih dahulu dipanaskan di E-7 dan E-6. di kolom V-2, naphtha dipisahkan dari gas-gas. Produk atas V-2 didingkan oleh fan E-8 dan pendingin air laut E-9 kemudian masuk ke V-6 agar terjadi pemisahan antara off gas dan LPG dengan air yang dibuang ke SWS 3AB. Sebagian produk bawah V-2 dikembalikan ke V-2 oleh pompa P-2AB setelah melewati heater H-2, sebagian lagi dialirkan ke bagian splitter di E-6.

Di dalam naphtha splitter, terjadi pemisahan antara light naphtha, heavy naphtha dan off gas. Produk atas V-3 merupakan light naphtha yang masih mengandung gas ringan sehingga harus dipisahkan di naphtha splitter receiver V-7 setelah didinginkan oleh fan E-10. Gas dialirkan ke flare, sedangkan light naphtha dialirkan ke tangki peyimpanan dan unit hidrogen oleh pompa P-5AB setelah didinginkan oleh air laut E-11. Produk bawah heavy naphtha sebagian direfluk oleh pompa P-4AB setelaha dilewatkan ke splitter reboiler heater H-3 dan sebagian lagi didingkan di E-7 untuk selanjutkan direaksikan di platforming II. Diagram alir proses dapat dilihat pada Lampiran.

4 Platforming II (PL II)Platforming II mengubah treate naphtha dari NHDT menjadi high grade motor fuel dengan angka oktan tinggi. Reaksi yang terjadi di unit ini sama dengan ynag terjadi di unit platforming 1. Platforming II tersebut terdiri dari tiga buah reaktor yang tersusun secara seri vertical dengan temperatur operasi 540oC, tekanan 9 kg/cm2 dan rasio minimum H2 per hydrocarbon 2,5. Katalis yang digunakan adalah bimetalik UOP R-32 (Pt-Rh/Al2O3).
Reaksi yang terjadi adalah :
1. Dehidrogenasi : C6H11CH3 C6H5CH3 + H2
2. Hydrocracking paraffin : C8H8 + H2 C5H12 +C3H8
3. Isomerisasi : C6H12 C2H5-CH(CH3)-C2H5
4. Dehidroksiklisasi parafin : C7H16 C7H14 + H2
Kapasitas : 8,95 MDSD
Umpan : heavy naphtha dari NHDT
Produk :
- Refornate, dengan angkan oktan 94
- LPG, yang dikirim ke LPG recovery unit
- Off gas, yang digunakan sebagai fuel gas sistem
- Gas H2 dengan purity kurang lebih 85%, yang di kirim ke H2 plant dan unit DHDT.

Aliran proses:
Hydrotreater Naphtha dari NHDT masuk ke reaktor V-1 setelah dipanaskan di H-1 (platformer charge heater) hingga 517oC. Keluaran V-1 dipanaskan di H-2 dari 493oC hingga 515oC lalu masuk ke reaktor V-2. Keluaran V-2 dipanaskan di H-3dari 454oC hingga 516oC kemudaian masuk ke reaktor V-3. Keluaran V-3 didinginkan di E-1 kemudian dialirkan ke LP Separator (V-4). Reaksi yang berlangsung secara endotermik. Perbandingan jumlah katalis di V-1 : V-2 : V-3 adalah 2:3:5. Reaksi di V-1 adalah dehidrogenasi yang berlangsung sangat cepat, reaksi di V-2 adalah isomerasi, hydrocracking dan dehidrosiklisasi, sedangkan di V-3 merupakan reaksi lanjutan atau penyempurnaan umpan yang belum bereaksi.

Tekanan di LP Separator adalah 8,2 kg/cm2 dan di HP separator adalah 22 kg/cm2 .Sebagian produk atas V-4 dialirkan ke recycle kompresor C-1, selanjutnya kembali ke reaktor. Sebagian lagi dimasukkan ke Net Gas Booster Kompresor (C-2B) dan masuk ke HP Separator. C1 merupakan kompresor sentrifugal, sedangkan C2 adalah kompresor Toraks. Tekanan yang dihasilkan C1 cenderung konstan, sedangakan toraks bias berubah-ubah bahkan melebihi spesifikasi rasio kompresinya. Di HP separator terjadi pemisahan antara gas dan reformat. Gas dialirkan ke H2 Plan, DHDT, NHDT dan hydrocarbon, sedangkan reformat dialirkan ke V-6 karena belum stabil.

Dari V-5 reformat di pompakan oleh P-3AB melalui HE E-5 kemudian masuk ke debutanizer V-6. Di debutanizer reformat mengalami pengurangan kadar butan. Kondisi operasi di V-6 adalah 17,5 kg/cm2 dengan temperatur 150oC. Gas dari V-6 di dinginkan di fan E-6AB dan pendingin air laut E-7 lalu masuk ke V-7. Uap dan gas dari V-7 dialirkan ke Amine LPG recovery sedangkan cairan C4 sebagian di refluks ke V-6 merupakan platformat yang sebagian di refluks oleh P-3AB setelah itu melalui pemanas H-4 dan sebagian lagi dijadikan produk platformat setelah didinginkan di E-5, fan E-8 dan HE air laut E-9.

DAFTAR PUSTAKA
Davit, ”Refinery and Processing Capasity and Demand”, Whikehart. 2007.
Nazwir. 2004. Evaluasi Kinerja Heater HCC Unibon Unit 212 H-3. Pekanbaru : Universitas Riau.
Nevado, ”Temperature Optimization of a Naphtha Splitter Unit”, Antonio,2008.
Nur Adha, Erdha. 2004. . Evaluasi Kinerja Heater H 1 Unit 100 CDU . Pekanbaru : Universitas Riau.
Budhiarto, ” Buku Pintar Migas Indonesia ”, Adhi, Hal 2 dan 3, 2008.
LAMPIRAN 
 Gambar 1. Diagram Alir Proses Naphta Hydro Treating Unit

0 comments:

Post a Comment

Twitter Delicious Facebook Digg Stumbleupon Favorites More

 
Admin : Suhendri | Teknik kimia | Universitas Riau