Abstrak —Indonesia  merupakan  salah  satu  negara  dengan sumber daya alam yang sangat melimpah. Salah satunya adalah gas  alam.  Berdasarkan  data  Direktorat  Jendral  Minyak  dan Gas  Alam  Kementerian  Energi  dan  Sumber  Daya  Mineral (ESDM)  per  tanggal  1  Januari  2017  cadangan  gas  alam mencapai 142,72 TCF. Gas alam merupakan salah satu sumber daya  alam  yang  dapat  dimanfaatkan  untuk  berbagai  produk, salah  satunya  diolah  menjadi Liquefied  Petroleum  Gas (LPG). Oleh karena itu akan didirikan pabrik LPG pada tahun 2021 di Bontang,  Kalimantan  Timur  dipilih  dikarenakan  besarnya potensi  gas  alam  yang  tersedia,  sumber  energi,  iklim  dan beberapa  aspek  lain  yang  sangat  mendukung  untuk didirikannya  pabrik  LPG  di  Bontang,  Kalimantan  Timur. Pabrik LPG dari gas alam ini direncanakan terdiri dari 4 unit utama,  yaitu Acid  Gas  Removal    Unit,  Dehidration  Unit, Refrigration  Propane  Unit ,  dan Fractination  Unit .  Pabrik direncanakan  beroperasi  secara  kontinyu  24  jam  selama  330 hari  pertahun  dengan  kapasitas  produksi  sebesar  98.712  ton LPG/tahun.  Jumlah  gas  alam  yang  dibutuhkan  sebagai  bahan baku  sebesar  1,6  juta  ton  per  tahun.  Total  modal  investasi sebesar  Rp  2.586.262.350.491.  Hasil  penjualan  per  tahun sebesar Rp 1.988.889.225.300. Sehingga diperoleh Internal Rate of  Return 29,88%, Pay  Out  Time selama  5,6  tahun  dan Break Even Point 29,76%.
Kata Kunci —LPG, Gas Alam, Fraksinasi .

## I. PENDAHULUAN
NDONESIA merupakan salah satu negara dengan sumber daya  alam  yang  sangat  melimpah.  Gas  alam  merupakan salah satu sumber daya alam yang dapat dimanfaatkan dalam berbagai  aspek  kehidupan.  Gas  alam  sering  disebut  sebagai gas  bumi  atau  gas  rawa  yang  merupakan  bahan  bakar  fosil berbentuk gas yang terutama terdiri dari metana (CH 4 ), yang merupakan  molekul  hidrokarbon  rantai  terpendek  dan teringan.  Gas  alam  juga  mengandung  molekul-molekul hidrokarbon  lebih  berat  etana  (C 2 H 6 ),  propana  (C 3 H 8 )  dan butana (C 4 H 10 ), selain juga gas-gas yang mengandung sulfur (belerang)  juga  mengandung  helium.  Berdasarkan  data Direktorat  Jendral  Minyak  dan  Gas  Alam  Kementerian Energi  dan  Sumber  Daya  Mineral  (ESDM)  per  tanggal  1 Januari  2017  cadangan  gas  alam  mencapai  142,72  TCF, meningkat 2,54% dibandingkan cadangan gas bumi status 1 Januari 2016 sebesar 144,06 TSCF ( Trillion Standard Cubic Feet ). Secara garis besar pemanfaatan gas alam dapat dibagi menjadi  3  kelompok,  yaitu:  Gas  alam  sebagai  bahan  bakar, Gas  alam  sebagai  bahan  baku,  dan  Gas  alam  sebagai komoditas energi untuk ekspor.
LPG ( Liquefied Petroleum Gas) adalah suatu produk bahan bakar  gas  yang  pada  umumnya  berupa  gas  propana  atau butana  atau  merupakan  campuran  antara  keduanya  yang dalam  temperature  kamar  akan  berbentuk  fasa  gas  tetapi dalam  tekanan  tinggi  atau  pada  temperatur  sangat  rendah akan berbentuk cair yang tidak berasa, tidak berwarna, tidak
berbau.  Senyawa  yang  terdapat  dalam  LPG  adalah  propan (C 3 H 8 ),  propilen  (C 3 H 6 ),  iso-butan  (C 4 H 16 ),  butilen  (C 4 H 8 ) dan beberapa fraksi C 2 yang lebih ringan dan C 5 yang lebih berat.

## II. LOKASI PABRIK DAN KAPASITAS PRODUKSI
Lokasi  pabrik  LPG  direncanakan  dibangun  di  Kota Bontang,  Kalimantan  Timur.  Pemilihan  lokasi  pabrik didasarkan atas pertimbangan ketersedian bahan baku, lokasi pemasaran,  sumber  energy  listrik  dan  air,  sumber  tenaga kerja,  aksesabilitas  &  fasilitas  transportasi,  serta  hukum  & peraturan.  Pabrik  LPG  ini  memiliki  kapasitas  produksi sebesar  98.712  ton  LPG/tahun  dengan  mempertimbangkan kapasitas sumur gas yang digunakan.

## III. URAIAN PROSES
Dalam  perancangan  pabrik  LPG  perlu  dilakukan  seleksi proses.  Seleksi  proses  bertujuan  untuk  mendapatkan  hasil maksimal  dari  segi  ekonomi  maupun  produk.  Pada  pabrik LPG  ini,  bahan  baku  berupa  gas  alam  akan  melewati beberapa  proses,  yaitu pretreatment yang  meliputi acid  gas removal , dehidration,  refrigeration dan  proses fraksinasi untuk mendapatkan komposisi yang diinginkan.
A. Pretreatment
Proses ini bertujuan untuk menghilangkan kadar CO 2 dan H 2 S  serta  H 2 O  yang  tidak  diinginkan  dalam  proses pembuatan LPG.

## 1) Acid Gas Removal
Pada  umumnya  CO 2 dan  H 2 S  menjadi  pengotor  utama dalam gas alam. Dalam kasus sumur gas di Indonesia, jumlah kandungan  CO 2 dalam  gas  alam  tergolong  sangat  tinggi, sebaliknya H 2 S ada dalam kadar yang rendah. Gas CO 2 yang terkandung  dalam  gas  alam  dapat  menurunkan  nilai  kalor permbakaran  ( heating  value )  gas  alam  sehingga  kualitas produk  yang  dihasilkan  dapat  yang  dihasilkan  pun  kurang baik. Selain sifatnya sebagai gas asam yang korosif, CO 2 juga dapat  merusak  system  perpipaan  pabrik  karena  dapat membeku pada suhu operasional yang rendah.
Terdapat beberapa teknologi yang diterapkan pada proses CO 2 removal ,  diantaranya  adalah  separasi  membrane, adsorpsi,  distilasi  kriogenik,  dan  absorpsi.  Tabel  1 menunjukkan  perbandingan  dari  teknologi  CO2 removal . Berdasarkan  perbandingan  tersebut  diputuskan  bahwa teknologi absorpsi karena dinilai akan lebih ekonomis.
Absorpsi  gas  adalah  operasi  perpindahan  massa  dimana gas atau campuran gas dikontakkan dengan cairan sehingga terjadi pelarutan satu atau lebih komponen-komponen gas ke dalam cairan sebagai penyerapnya. Mekanisme perpindaham massa yang terjadi sebagian besar di control oleh laju difusi, dimana  laju  difusi  tersebut  dipengaruhi  oleh  perbedaan

## Pemanfaatan Gas Alam sebagai LPG ( Liquified Petroleum Gas )
Samuel Sembiring, Ruben Leonardo Panjaitan, Susianto, dan Ali Altway Departemen Teknik Kimia, Institut Teknologi Sepuluh Nopember (ITS)
e-mail : susianto@chem-eng.its.ac.id; alimohad@chem-eng.its.ac.id
I
kosentrasi fasa gas dengan fasa cair. Penyerap tertentu akan menyerap setiap satu atau lebih komponen gas [1].
Tabel 1. Perbandingan Teknologi CO 2 Removal Separasi Membran Adsorpsi Distilasi kriogenik Absorpsi Pressure drop tinggi Butuh suhu operasi tinggi Butuh kondisi tekanan operasi tinggi Proses mudah Selektivitas terhadap CO 2 buruk Kurang efektif menyerap CO 2 Biaya besar Lebih efektif
Pada  absorpsi  sendiri  ada  dua  macam  proses,  yaitu absorpsi fisik dan absorpsi kimia. Absorpsi fisik merupakan absorpsi  dimana  gas  terlarut  dalam  cairan  penyerap  tidak disertai  dengan  reaksi  kimia.  Penyerapan  terjadi  karena adanya interaksi fisik, difusi gas kedalam air, atau pelarutan gas  ke  fase  cair  dengan  prinsip  perbedaan  konsentrasi. Contoh absorpsi ini adalah absorpsi gas CO 2 dan H 2 S dengan air,  metanol,  propilen,  dan  karbonat.  Penyerapan  terjadi karena  adanya  interaksi  fisik,  difusi  gas  kedalam  air,  atau pelarutan  gas  ke  fase  cair  dengan  prinsip  perbedaan konsentrasi.  Pada  absorpsi  fisika,  energi  yang  dibutuhkan untuk  regenerasi  larutan  jauh  lebih  rendah  dari  pada  reaksi kimia.  Hal  ini  karena  pada  absorpsi  fisika  tidak  diperlukan penambahan  energi  untuk  regenerasi  larutan,  cukup menurunkan tekanan sebagai driving force (gaya dorong).
Absorpsi kimia merupakan absorpsi dimana gas terlarut di dalam larutan penyerap disertai dengan adanya reaksi kimia. Contoh  absorpsi  ini  adalah  absorpsi  dengan  adanya  reaksi kimia  antara  CO 2 dengan  senyawa  amina  [2].  MEA,  DEA, dan MDEA adalah pelarut (absorbent) yang biasa digunakan untuk  mengabsorp  CO 2 ,  dimana  pelarut-pelarut  tersebut dapat di regenerasi.
Untuk proses absorbsi pada pabrik ini digunakan absorpsi kimia  dengan  menggunakan  senyawa  MDEA  (Methyl diethanolamine). Senyawa amina adalah pelarut (absorbent) yang  paling  banyak  digunakan  pada  proses  absorpsi  CO 2 , karena  senyawa  amina  dapat  bereaksi  dengan  CO 2 membentuk senyawa komplek (ion karbamat) dengan ikatan kimia  yang  lemah.  Ikatan  kimia  ini  dapat  dengan  mudah terputus  dengan  pemanasan  (mild  heating)  sehingga regenerasi  absorben  (senyawa  amina)  dapat  dengan  mudah terjadi.
2) Dehidration Keberadaan natural  gas (gas  alam)  di  dalam  perut  bumi tidak  dapat  terpisahkan  dari  air.  Pada  umumnya  gas  alam ( natural  gas )  yang  baru  keluar  dari  perut  bumi  kandungan uap  airnya  tinggi  atau  dalam  kondisi  saturated  (jenuh). Kandungan air harus dibuang untuk mengurangi resiko korosi pipa  dan  menghilangkan  resiko  penyumbatan  saluran  yang disebabkan  oleh  pembentukan  hidrat,  Hidrat  sendiri  adalah suatu  zat  padat  yang  merupakan  campuran  antara  air  dan hidrokarbon  ringan  yang  dapat  terjadi  diatas  titik  beku  air. Karena  banyak  kondisi  operasi  yang  melibatkan  temperatur dingin,  maka  untuk  mencegah  terbentuknya  hidrat, kandungan  air  dalam  gas  harus  dikurangi  dengan  proses dehidrasi.  Proses  dehidrasi  secara  umum  bertujuan  untuk menghilangkan  atau  mengurangi  kandungan  air  untuk mencegah  terjadinya  resiko-resiko  yang  sebelumnya  telah diuraikan [3].
Terdapat  beberapa  metode  yang  dapat  digunakan  dalam proses dehidrasi, diantaranya absorpsi, adsorpsi, kondensasi. Pada  proses  absorpsi,  kadar  air  dalam  gas  alam  dapat dikurangi  hingga  10  ppmv  dimana  gas  dikontakkan  dengan cairan  khusus  yang  berfungsi  untuk  menyerap  uap  air.
Senyawa-senyawa  glikol  seperti ethylene  glycol (EG), diethylene  glycol (DEG), triethylene  glycol (TEG), tetraethylene  glycol (TREG),  dan propylene  glycol dapat digunakan  sebagai  absorben. Triethylene  glycol (TEG) adalah  absorben  yang  paling  umum  digunakan.  Metode dehidrasi  kedua  adalah  adsorpsi  air  oleh  pengering  padat. Dalam  metode  ini,  menggunakan  media molecular  sieve , silika  gel  atau  alumina  yang  bertindak  sebagai  adsorban. Secara  garis  besar  proses  adsorpsi  dilakukan  pada  sebuah fixed  bed yang  berisi  solid  adsorban.  Gas  bumi  yang  akan dikeringkan di masukan kedalam fixed bed tersebut, selama melewati  adsorban,  uap  air  yang  terkandung  dalam  gas terserap,  baik  pada  permukaan  luar  maupun  di  dalam  pori pori  nya,  sedangkan  gas  bumi  terus  mengalir  dan  keluar  di bagian  bawah  kolom.  Metode  ini  dikenal  sebagai Temperature Swing Adsoprtion (TSA). Regenerasi juga dapat dilakukan dengan mengubah tekanan yaitu dengan Pressure Swing  Adsoprtion (PSA).  Namun,  PSA  tidak  diaplikasikan secara  industri  untuk  dehidrasi Natural  Gas. Metode dehidrasi  ketiga  menggunakan  pendinginan  gas  untuk mengubah  molekul  air  menjadi  fase  cair  dan  kemudian memindahkannya dari aliran.
Dari  ketiga  metode  tersebut,  dilakukan  perbandingan untuk  memilih  metode  mana  yang  akan  digunakan. Perbandingan  ketiga  metode  dari  faktor  konsumsi  energi dapat dilihat dari grafik pada Gambar 1.

## Gambar 1. Faktor Konsumsi Energi pada Metode Dehidrasi [4].
Dari  gambar  grafik  di  atas  diketahui  bahwa  metode absorpsi mengkonsumsi energi lebih sedikit dibanding yang lain  dari  tekanan  rendah  sampai  tekanan  tinggi,  sehingga metode ini lebih ekonomis untuk menghilangkan air dari gas alam  dari  metode  yang  lain  [4].  Dari  segi  biaya,  metode adsorpsi  merupakan  metode  termahal  dengan capital  cost yang  mencapai  2-3  kali  metode  absorpsi  dan  untuk  biaya operasi  juga  lebih  tinggi  dari  metode  absorpsi,  hal  ini disebabkan  karena  metode  adsorpsi  membutuhkan  ruang yang besar dan membutuhkan setidaknya 2 kolom (hingga 6). Maka  dari  itu,  proses  dehidrasi  akan  menggunakan  metode absorpsi dengan absorban triethylene glycol (TEG).
3) Pendinginan (Refrigeration)
Pendinginan  (Refrigeration)  memainkan  peran  utama dalam  banyak  proses recovery hidrokarbon,  karena digunakan untuk mendinginkan aliran gas untuk memulihkan sejumlah besar C3+ dan untuk menurunkan suhu gas saat gas masuk  ke  tahap  lain  dari  pemulihan  hidrokarbon.  kompresi uap  menggunakan  propana  adalah  yang  paling  umum  di pabrik gas. Berikut ini beberapa contoh metode pendinginan:
1. Philip Optimised Cascade Process
Proses  Cascade  dikembangkan  oleh Philip  Petroleum Company sekitar  tahun  1960.  Tujuan  pengembangan  ini untuk  merancang  proses  refrigerasi  yang  mudah  saat dijalankan  dan  berjalan  lancar  saat  pengoperasian. Pendinginan  (dari  proses  diperoleh  dari  proses  cascade dengan  3  komponen  murni  yaitu  methane,  ethane  dan propane  pada  dua  atau  tiga  level  tekanan.    Alat  yang digunakan adalah Plate Fin Heat Exchanger yang diarahkan secara  vertikal.  Pendinginan  disurkulasi  dengan sentrifugal compressor . 2. APCI
Proses  ini  mempunyai  proporsi  kapasitas  sangat  besar dalam  produksi  LNG  di  dunia.  Kapasitasnya  mencapai  4.7 juta  ton/tahun.  Ada  dua  proses  refrigerasi  utama  yaitu  per cooling  menggunakan  propana  dan  pendinginan  utama menggunakan mixed refrigerant dengan tambahan nitrogen, metana,  ethana  dan  propana.  Metode  ini  menghasilkan kapasitas  yang  lebih  besar,  memerlukan  listrik  yang  lebih kecil,  alat  yang  dibutuhkan  lebih  sedikit  dari  metode  yang pertama.

## B. Fraksinasi
Proses fraksinasi bertujuan untuk memisahkan hidrokarbon  berat  dalam  gas  alam  sehingga  menghasilkan LPG dengan kandungan metana tinggi. Dalam fractionation unit ini  akan  menghasilkan  LPG  dan  kondensat  sebagai produk  samping.  Sistem  fraksinasi  ini  bekerja  berdasarkan prinsip distilasi dan terbagi menjadi  3 sub-sistem, yaitu , De Ethanizer, De Propanizer dan De Butanizer, dimana masing- masing  berturut-turut  berfungsi  untuk  memisahkan  metana, etana, propana dan butana.

## IV. URAIAN PROSES

## A. Acid Gas Removal
Unit ini berfungsi  untuk  menghilangkan  komponen asam dan pengotor dalam gas alam yaitu komponen CO 2 dan H 2 S. Gas  alam  pada  temperatur  25 o C  dan  tekanan  28,47  bar sebagai bahan mentah ditekan oleh Natural Gas Compressor (G-111) sampai tekanan 73 bar dan temperatur gas meningkat menjadi 110,3 o C. Kemudian masuk ke Natural Gas Cooler (E-112) untuk diturunkan temperaturnya menjadi 30 o C dan tekanannya 72 bar. Setelah didinginkan, gas alam masuk ke CO 2 Absorber column (D-110) untuk
menghilangkan/memisahkan CO 2 dan H 2 S.
Feed  gas  alam  masuk  dari  bagian  bawah  menara CO 2 Absorber column (D-110) sedangkan larutan amine sebagai solven untuk menghilangkan acid gas (CO 2 dan H 2 S) dengan konsentrasi berat 45% berat dalam air masuk melalui bagian atas menara dengan suhu 35 o C. Gas alam yang telah bersih dari  CO 2 dan  H 2 S  kemudian  diproses  lebih  lanjut  di  unit dehidrasi.
Larutan amine yang  telah  menyerap  CO 2 meninggalkan kolom  absorber  dari  bagian  bawah,  kemudian  dialirkan  ke Amine Valve (VLV-116) untuk menurunkan tekanan hingga 3  bar.  Selanjutnya  larutan amine dialirkan  ke Amine  Flash Tank (F-114) sehingga hidrokarbon berat yang terlarut pada amine dapat  diuapkan. Rich  amine yang  keluar  dari  bawah Amine  Flash  Tank (F-114)  dilewatkan  ke Amine  Heat Exchanger (E-121)  untuk  menaikkan  temperatur  sampai  80 o C  dengan  media  pemanas  larutan amine yang  telah dibersihkan  dari  CO 2 pada Amine  Regenerator  Column (D- 120).
Larutan amine yang  banyak  mengandung  CO 2 setelah keluar  dari amine  heat  exchanger (E-121)  dimasukkan  ke dalam Amine Regenerator  Column (D-120) dan dipanaskan oleh Amine Regeneration Reboiler (E-124). CO 2 , uap air dan sebagian  kecil  uap amine yang  keluar  melalui  puncak regenerator dilewatkan pada Amine Regeneration Condenser (E-122)  dengan  media  air  pendingin.  Campuran  gas  dan liquid yang terbentuk ditampung dalam Amine Regeneration Accumulator (F-123) untuk dipompa oleh Amine Regenerator  Reflux  Pump (L-126)  sebagai reflux untuk menara Amine Regeneration Column (D-120), sedangkan gas CO 2 dan H 2 S dialirkan ke CO 2 to injection well.
Larutan amine yang telah bersih dari acid gas keluar dari bagian  bawah  kolom Amine  Regeneration  Column (D-120) lalu  dialirkan  pada Amine  Heat  Exchanger (E-121)  untuk didinginkan dengan  media pendingin rich amine yang akan masuk  ke Amine  Regeneration  Colum (D-120).  Setelah mengalami  pendinginan  oleh Amine  Heat  Exchanger (E- 121),  aliran amine kemudian  melewati Lean  Amine  Cooler (E-115)  sampai  temperatur  35 o C  dan  menjadi  umpan  pada kolom absorber.

## B. Dehidration
Unit  ini  berfungsi  untuk  menghilangkan  kandungan  air yang  terdapat  di  dalam  feed  gas.  Aliran  gas  dari CO 2 Absorber  column (D-110)  dengan  temperatur  45,6 o C  dan tekanan 69 bar didinginkan dalam drier cooler dengan media air  pendingin  sampai  temperatur  35 o C  dan  tekanannya menjadi 68 bar. Lalu feed masuk ke dalam unit H 2 O Absorber Column (D-210).  Feed  dialirkan  dari  bagian  bawah  kolom dehidrasi  sedangkan  larutan glycol sebagai  solven  untuk menghilangkan  H 2 O  masuk  melalui  bagian  atas  kolom dengan suhu 40 o C. Feed yang sudah bebas dari H 2 O keluar dari  bagian  atas  kolom  dengan  temperatur  34,2 o C  dan tekanan 65 bar. Feed yang sudah bersih dari H 2 O kemudian diproses lebih lanjut di unit fraksinasi.
Larutan glycol yang  telah  menyerap  H 2 O  meninggalkan kolom  dehidrasi  dari  bagian  bawah  kemudian  dialirkan  ke Glycol Valve (VLV-211) untuk menurunkan tekanan hingga 1,5 bar. Selanjutnya larutan glycol dialirkan ke Glycol Flash Tank (F-212)  sehingga  gas  hidrokarbon  yang  terlarut  pada glycol dapat diuapkan. Larutan glycol yang keluar dari bawah Glycol  Flash  Tank (F-212)  dilewatkan  ke Glycol  Heat Exchanger (E-221) untuk menaikkan temperatur sampai 105 o C  dengan  media  pemanas  larutan glycol yang  terlah dibersihkan dari H 2 O pada Glycol Regenerator Column (D- 220).
Larutan glycol yang  banyak  mengandung  H 2 O  setelah keluar  dari Glycol  Heat  Exchanger (E-221)  dimasukkan  ke dalam Glycol Regenerator Column (D-220) dan dipanaskan oleh Glycol Regenerator Reboiler (E-224). Uap air, sebagian kecil  hidrokarbon  dan glycol yang  keluar  melalui  puncak regenerator dilewatkan pada Glycol Regenerator Condenser (E-222)  dengan  media  air  pendingin.  Campuran  gas  dan liquid yang terbentuk ditampung dalam H 2 O Accumulator (F- 223)  untuk  dipompa  oleh Glycol  Regenerator  Reflux  Pump (L-225) sebagai reflux untuk Glycol Regenerator Colum (D- 220).
Larutan glycol yang  bersih  dari  hidrokarbon  keluar  dari bagian  bawah Glycol  Regenerator  Colum (D-220)  lalu dialirkan  ke Glycol  Heat  Exchanger (E-221)  untuk didinginkan dengan  media pendingin rich glycol yang akan masuk  ke glycol  regeneration  column .  Setelah  mengalami pendinginan, aliran glycol dipompa oleh Lean Glycol Pump
(L-213)  melewati Lean  Glycol  Cooler (E-214)  sampai temperatur 40 o C dan menjadi umpan pada kolom dehidrasi.
C. Refrigeration
Gas  Alam  dikontakkan  dalam Gas  Cooler (E-311), selanjutnya didinginkan kembali dengan Cooler (E-315), lalu sebelum  masuk  ke  proses  fraksinasi,  gas  alam  yang  telah didinginkan  dilewatkan  pada Gas  Valve (VLV-316)  untuk diturunkan  tekanannya  menjadi  35  bar  dari  65  bar,  hal  ini bertujuan  untuk  mengurangi  beban  fraksinasi,  karena  pada saat  tekanan  diturunkan  sebagian  besar  metana  dan  etana berubah  menjadi  gas,  sehingga  dapat  dengan  mudah dipisahkan  menggunakan Separator (F-317). Refrigerant yang digunakan pada proses pendinginan ini adalah propana, yang memiliki titik didih -40 o C. Setelah melewati Gas Cooler (E-311) temperatur propana akan naik hingga suhu -15 o C dan berubah  fase  menjadi  gas,  selanjutnya  propana  yang  telah digunakan  akan  di recycle .  Pertama  propana  dinaikan tekanannya dari 1 bar menjadi 14 bar menggunakan Propane Compressor (G-312),  hal  ini  mengakibatkan  naiknya  suhu propana  menjadi  105 o C,  selanjutnya  propana  akan didinginkan  hingga  suhu  40 o C  dengan Propane  Cooler (E- 313),  kemudian  tekanan  diturunkan  kembali  menjadi  1  bar menggunakan Propane  Valve (VLV-314),  pada  proses  ini suhu  propana  akan  turun  hingga  menjadi  -40 o C  sehingga refrigerant dapat digunakan kembali.

## D. Fraksinasi
Gas  yang  berasal  dari Separator (F-317)  dengan temperatur  -69 o C  dan  tekanan  35  bar  masuk deethanizer column (D-410)  untuk  memisahkan  etana  dari  fraksi  berat lainnya pada tekanan 30 bar. Etana dan metana akan menguap sehingga  akan  keluar  sebagai top  product .  Aliran  dari  atas kolom  ini  kemudian  didinginkan  dalam Deethanizer Condensor (E-411)  dengan  media  pendingin  propana. Melalui  pendinginan  ini,  sebagian  akan  terkondensasi. Bagian yang terkondensasi akan dipisahkan dalam Lean Gas Accumulator (F-412)  dan  dikembalikan  sebagai reflux . Komponen  yang lebih berat akan terakumulasi pada bagian bawah  kolom  dan  menjadi bottom  product .  Produk  bawah kolom deethanizer  column akan  keluar  dari  bagian  bawah kolom  dan  dipanaskan  pada deethanizer  reboiler (E-413) dengan media pemanas steam. Bottom product yang menjadi uap dikembalikan kedalam kolom dan bottom product yang berfase  liquid  dialirkan  menuju  Kolom Depropanizer Column (D-420)  melewati Deethanizer  Valve (VLV-415) untuk menurunkan tekanannya sampai 22 bar.
Setelah  melewati Deethanizer  Valve (VLV-415),  aliran campuran liquid dan gas masuk ke Depropanizer Column (D- 420). Kolom ini merupakan kolom fraksinasi yang digunakan untuk  memisahkan  propana  dari  hidrokarbon  berat  lainnya. Gas  propana  yang  keluar  dari  bagian  atas Depropanizer Column (D-420)  akan  didinginkan  dalam Depropanizer Condensor (E-421)  menggunakan  air  pendingin  sebagai media pendingin. Aliran sebagian dialirkan kembali ke kolom sebagai reflux setelah melalui Propane Accumulator (F-422). Hasil  Produk  atas Depropanizer  Column (D-420)  berupa propana  cair  dicampur  dengan  top  product Debutanizer Column (D-430) untuk menjadi produk LPG Mix.
Produk bawah Depropanizer Column (D-420) akan keluar dari bagian bawah kolom dan dipanaskan pada Depropanizer Reboiler (E-423)  dengan  media  pemanas  steam. Bottom product yang menjadi uap dikembalikan kedalam kolom dan bottom  product yang  berfase  liquid  dialirkan  menuju
Debutanizer  Column (D-430).  Aliran  campuran  liquid  dan gas  masuk  ke Debutanizer  Column (D-430).  Kolom  ini merupakan  kolom  fraksinasi  yang  digunakan  untuk memisahkan  butana  dari  hidrokarbon  berat  lainnya.  Gas butana yang keluar dari bagian atas debutanizer column akan didinginkan dalam Debutanizer Condensor (E-431) menggunakan air sebagai media pendingin. Aliran sebagian dialirkan  kembali  ke  kolom  sebagai reflux setelah  melalui LPG  Accumulator (F-432).  Hasil  produk  atas Debutanizer Column (D-430)  berupa  butana  cair  yang  akan  dicampur dengan top  product  depropanizer  column (D-320)  untuk menjadi  produk  LPG  Mix . Produk  bawah Debutanizer Column (D-430)  akan  keluar  dari  bagian  bawah  kolom  dan dipanaskan pada Debutanizer Reboiler (E-434) dengan media pemanas  steam. Bottom  product yang  menjadi  uap dikembalikan  kedalam  kolom  dan bottom  product yang berfase liquid dialirkan menuju Condensate Storage (F-436).

## V. NERACA MASSA DAN NERACA ENERGI
Berdasarkan  hasil  perhitungan  neraca  massa,  kapasitas produksi  pabrik  LPG  sebesar  98.712  ton/tahun.  Kebutuhan gas alam  yang digunakan sebagai bahan baku  sebanyak 1,6 juta ton/tahun. Sedangkan kebutuhan MDEA sebanyak 2 juta kg/tahun, TEG 76 juta kg/tahun.  Dalam memproduksi LPG ini diperlukan energi steam 67.581 kg/jam, dan air pendingin 1.900.055 kg/jam.

## VI. PERALATAN UTAM
Alat utama yang digunakan pada proses pembuatan LPG, antara lain:
1. CO 2 Absorber column ,  berfungsi  untuk  menghilangkan/ memisahkan CO 2 dan H 2 S dari gas alam.
2. H 2 O  Absorber  Column ,  berfungsi  untuk  memisahkan  air dari gas alam
3. Deethanizer  Column ,  berfungsi  untuk  memisahkan  etana dari fraksi berat lainnya.
4. Depropanizer  Column ,  berfungsi  untuk  memisahkan propana dari fraksi berat lainnya.
5. Debuthanizer  Column ,  berfungsi  untuk  memisahakan butana dari fraksi berat lainnya.

## VII. ANALISA EKONOMI
Analisa Ekonomi dihitung untuk dapat mengetahui apakah suatu  pabrik  yang  direncanakan  layak  didirikan  atau  tidak. Pada Pra Desain Pabrik LPG ini dilakukan evaluasi atau studi kelayakan  dan  penilaian  investasi.  Faktor-faktor  yang  perlu ditinjau  untuk  memutuskan  layak  atau  tidaknya  pabrik  ini didirikan adalah:
1. Laju Pengembalian Modal ( Internal Rate of Return ).
2. Waktu Pengembalian Modal Minimum (Payout Time).
3. Titik Impas ( Break Even Point / BEP )
Dari  hasil  perhitungan  pada  neraca  ekonomi  didapatkan Total Capital Investment pabrik ini sebesar Rp 431.043.725.082,00  yang  terdiri  dari  Fixed  Capital Investment  (FCI)  dan  Working  Capital  (WC).  Sedangkan biaya produksi untuk kapasitas produk per tahun sebesar Rp 1.055.279.017.625.  Hasil  penjualan  per  tahun  sebesar  Rp 1.988.889.225.300. Umur dari pabrik ini diperkirakan selama 10 tahun. Pabrik beroperasi selama 330 hari/tahun Selain itu, diperoleh  IRR  sebesar  29,88%  dan  BEP  sebesar  29,76% dimana pengembalian modalnya selama 5,6 tahun.
Hal  ini  menunjukkan  bahwa  pabrik  ini  layak  untuk didirikan  karena  POT  yang  didapatkan  lebih  kecil  dari perkiraan usia Peralatan.

## VIII. KESIMPULAN
Gas  alam  dapat  dimanfaatkan  dalam  pembuatan  LPG ( Liqufied Petroleum Gas ). Dari hasil kajian teknis dan analisa ekonomi  maka  pabrik  LPG  dapat  didirikan  dengan didapatkan  nilai  IRR  sebesar  29,88%,  dan Pay  Out  Time selama 5,6 tahun.

## DAFTAR PUSTAKA
[1] R.  E.  Treybal, Mass-transfer  Operations ,  3rd  ed.  New  York:
McGraw-Hill, 1980.
[2] S. Xu, Y. W. Wang, F. D. Otto, and A. E. Mather, “Kinetics of the reaction  of  carbon  dioxide  with  2-amino-2-methyl-1-propanol solutions,” Chem. Eng. Sci. , vol. 51, no. 6, pp. 841–850, 1996.
[3] A.  J.  Kidnay  and  W.  Parrish, Fundamentals  of  Natural  Gas Processing . Boca Raton, Florida: CRC Press, 2006.
[4] B. S. Kinigoma and G. O. Ani,  “Comparison of gas dehydration methods  based  on  energy  consumption,” J.  Appl.  Sci.  Environ. Manag. , vol. 20, no. 2, pp. 253–258, 2016.