PKN ORLEN sukcesywnie obniża energochłonność jednostek produkcyjnych poprawiając doskonałość operacyjną.
Surowce i produkty - Zakład Główny w Płocku
Głównym celem produkcji rafineryjnej w okresie najbliższych trzech lat jest umocnienie pozycji regionalnego lidera w segmencie downstream, poprzez maksymalizację konkurencyjności produkcji, co w efekcie przyniesie:
- wzrost uzysku produktów wysoko marżowych do 77% do 2017 roku,
- obniżenie wskaźnika energochłonności EII poniżej 88 pkt według metodologii Solomona do 2017 roku,
- wzrost dostępności operacyjnej do poziomu 97% w 2016 roku,
- efektywne wykorzystanie nakładów inwestycyjnych poprzez ograniczanie wydatków na odtworzenie i utrzymanie majątku z jednoczesnym zwiększaniem Capexu rozwojowego i modernizacyjnego (wybudowanie i uruchomienie Visbreakingu w Płocku w celu głębszego przerobu ropy i wzrostu produktów białych – w 2018 roku),
- minimalizacja zużyć własnych o 1.4 p.p. w 2017 roku vs 2013 rok.
W obszarze produkcji petrochemicznej w okresie najbliższych trzech lat planowana jest poprawa efektywności operacyjnej poprzez wzrost efektywności energetycznej oraz dostosowanie aktywów do przyszłych potrzeb inwestycyjnych. Będzie to możliwe poprzez:
- redukcję energochłonności kluczowych instalacji: Olefin w GK o min. 7%, Nawozów o 4%, Tworzyw o 12 %, PX/PTA o 10% do 2017 roku;
- obniżenie strat i zużyć własnych o średnio 0,02 p.p./rok,
- implementację licznych inicjatyw efektywnościowych zgłaszanych głównie przez pracowników produkcji,
- utrzymanie dostępności operacyjnej Olefin w GK na poziomie 95% z dostosowaniem dostępności BOP, tworzyw w Anwilu – 95,7 %,
- intensyfikację wolumenu produktów wysokomarżowych dzięki budowie nowych i intensyfikacji istniejących instalacji produkcyjnych.
W 2014 roku nie wprowadzono nowych gatunków benzyn, zwiększano natomiast wolumen produkcji benzyn alkoholowych. Kontynuowano produkcję benzyn zawierających biokomponenty: benzyny EuroSuper 95 alkoholowo-eterowej, benzyny Super Plus 98 alkoholowo-eterowej, Super Plus 98 i Verva 98, które spełniają wymagania Rozporządzeń Ministra Gospodarki w sprawie wymagań jakościowych dla paliw ciekłych.
Asortyment i jakość benzyn silnikowych produkowanych w PKN ORLEN S.A. w 2014 roku
Asortyment | Wielkość produkcji | Średnia zawartość siarki | Średnia zawartość benzenu | Średnia zawartość etanolu | Średnia zawartość ETBE | Średnia zawartość alkoholu przeliczona z dodania ETBE |
---|---|---|---|---|---|---|
Mg | mg/kg | % (V/V) | % (V/V) | % (m/m) | % (V/V) | |
Wymagania jakościowe1) | - | max. 10 | max. 1,0 | max. 5 | max. 15 | ─ |
[max. 0,001 | (etery z 5 lub więcej atomami węgla) | |||||
% (m/m)] | ||||||
EuroSuper 95 | 245 512 | 8,5 | 0,6 | ─ | ─ | ─ |
(0,000852) | ||||||
Super Plus 98 z ETBE | 58 936 | 8,0 | 0,4 | ─ | 13,52 | 6,1 |
(0,000847) | ||||||
EuroSuper 95 z Etanolem i ETEB | 2 016 970 | 8,7 | 0,5 | 4,9 | 3,9 | 1,8 |
(0,000874) | ||||||
Super Plus 98 z Etanolem i ETBE | 101 119 | 7,8 | 0,5 | 4,9 | 5,1 | 2,4 |
(0,000781) | ||||||
VERVA 98 | 155 843 | 8,0 | 0,3 | 3,0 | 8,3 | 3,8 |
(0,000787) |
1) wg Obwieszczenia Ministra Gospodarki z dnia 10 maja 2013 r. w sprawie ogłoszenia jednolitego tekstu rozporządzenia Ministra Gospodarki w sprawie wymagań jakościowych dla paliw ciekłych (Dz.U. z dnia 11 września 2013 r., poz. 1058) i Rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 3 listopada 2014 r. zmieniające rozporządzeni w sprawie wymagań jakościowych dla paliw ciekłych (Dz.U. z dnia 6 listopada 2014 r., poz. 1532).
Asortyment i jakość olejów napędowych w 2014 roku.
Lp. | Asortyment | Wielkość produkcji [Mg] | Średnia zawartość siarki [% wag] |
---|---|---|---|
Wymagania jakościowe na zawartość siarki dla oleju napędowego 1) | - | Max 0,001 | |
1 |
Ekodiesel Ultra 2) |
5 701 316 | 0,00081 |
2 | ON A-2 | 38 187 | 0,00081 |
1) Zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 10 maja 2013 r. w sprawie ogłoszenia jednolitego tekstu rozporządzenia Ministra Gospodarki w sprawie wymagań jakościowych dla paliw ciekłych (Dz.U. z dnia 11 września 2013 r., poz. 1058)
2) w tym olej napędowy ON Verva.
Ciężki Olej Opałowy C-3 – dla tego produktu najbliższe lata będą swego rodzaju „próbą przetrwania”. Skokowa zmiana jakości dla paliwa bunkrowego ma być zgodnie z przyjętym harmonogramem wdrażana przez IMO (International Maritime Organization) w dwóch etapach:
Etap 1 - Ograniczenie zawartości siarki w paliwie do poziomu 0,1% wag od 1 stycznia 2015 roku w ramach wydzielonych stref SECA przy utrzymanej zawartości siarki dla pozostałych akwenów max 3,5 % wag.
Etap 2 - Ograniczenie zawartości siarki do 0,5 % wag w paliwie bunkrowym dla obszarów poza SECA od 1stycznia 2025 roku
Wielkość produkcji wybranych produktów rafineryjnych w tys. ton
2013 | 2014 | Dynamika 2014/2013 | |
---|---|---|---|
Przerób ropy naftowej | 15 182 | 14 278 | -6% |
Benzyny razem | 2 593 | 2 327 | -10% |
Oleje napędowe razem | 6 131 | 5 763 | -6% |
Lekki olej opałowy | 510 | 321 | -37% |
Paliwo lotnicze | 388 | 442 | 14% |
Paliwa ogółem | 9 798 | 9 020 | -8% |
Ciężki olej opałowy 3%S | 1 604 | 1 611 | 0% |
Etylen | 487 | 471 | -3% |
Propylen | 352 | 340 | -3% |
Butadien | 53 | 56 | 7% |
Benzen | 193 | 187 | -3% |
PTA | 566 | 562 | -1% |
Energochłonność części Rafineryjnej [GJ] | 36 619 875 | 33 168 387 | -9% |
Energochłonność części Petrochemicznej [GJ] | 28 420 372 | 27 255 622 | -4% |
Uzysk paliw liczony z uwzględnieniem przepływów produktów w ramach spółek produkcyjnych Grupy ORLEN
Na uwagę zasługuje spadek energochłonności w 2014 roku w stosunku do roku 2013 dzięki realizacji szeregu inicjatyw i działań procesowych poprawiających efektywność segmentu produkcji. W kolejnych latach planowane jest sukcesywne obniżanie energochłonności jednostek produkcyjnych poprzez realizację zadań, których głównym celem jest doskonałość operacyjna. Z kolei dynamika produkcji jest efektem postojów remontowych dla większości instalacji produkcji petrochemicznej.
W 2014 roku kontynuowano program poprawy efektywności energetycznej Zakładu Produkcyjnego w Płocku. Zidentyfikowano kolejne inicjatywy efektywnościowe, które będą realizowane do roku 2018. Wdrożenie inicjatyw spowoduje ograniczenie poboru pary przez instalacje produkcyjne o ok. 135 ton/h, co bezpośrednio przełoży się na niższe zapotrzebowanie na energię produkowaną w Zakładowej Elektrociepłowni i zmniejszy emisję czynników szkodliwych do atmosfery. Kontynuowano program poprawy efektywności energetycznej instalacji rafineryjnych mierzony indeksem EII wg. metodologii Solomon’a. Indeks ten w 2014 roku uległ zmniejszeniu w stosunku do roku 2013 (EII=87,84) o ok. 0,8 pp. do wartości 87,08, w latach następnych planowane jest jego sukcesywne obniżanie. Podobnie jak w Rafinerii również w Petrochemii kontynuowano poprawę i utrzymanie wysokiego poziomu efektywności energetycznej głównych instalacji m.in. Wytwórni Olefin II jako największego konsumenta mediów energetycznych w segmencie petrochemicznym w Płocku. Instalacja pomimo postoju remontowego podczas którego zapotrzebowanie energetyczne nie jest „rekompensowane” produkcją, poprzez realizację inicjatyw oraz działania procesowe osiągnęła energochłonność (mierzona wg. metodologii Solomon’a jako zużycie energii netto w GJ na tonę wytworzonych monomerów: etylen+propylen) na nieco niższym poziomie niż w roku ubiegłym tj. 23,41 GJ/Mg (C2+C3). W kolejnych latach planowane jest jego obniżenie do poziomu 21,5 GJ/Mg (C2+C3).
W 2014 roku zrealizowano szereg zadań i inicjatyw służących zmniejszeniu wpływu na środowisko, m.in:
- „Modernizacja pieca pirolitycznego BA 108 na instalacji Olefin II”. Inicjatywa umożliwiła ograniczenie zużycia gazu ziemnego oraz emisji CO2 do atmosfery w ilości ok. 11 tys. ton. w 2014 r.
- „Zagospodarowanie zrzutów z Eteru do gazu NC”. Inicjatywa umożliwia ograniczenie zużycia gazu ziemnego i emisji CO2 przez skierowanie gazów zrzutowych z Wydziału Benzenu, Butadienu i Eteru w ilości ok 11 t/dobę do sieci gazu opałowego niskociśnieniowego, zamiast kierowania zrzutów do spalenia na pochodni. Dzięki tej inicjatywie udało się ograniczyć emisję CO2 do atmosfery w 2014 roku na poziomie ok. 10 tys. ton.
- „Ograniczenie zużycia pary na podgrzewaczach wstępnych powietrza do pieców technologicznych”. Inicjatywa umożliwiła ograniczenie zużycia pary 0.6 MPa o ok. 43 tys. ton, stosowanej jako medium grzewcze do wstępnego podgrzewu powietrza w piecach technologicznych na instalacjach Rafineryjnych oraz wpłynęła na ograniczenia emisji o ok. 10 tys. ton CO2 do atmosfery.
- „Adaptacja zbiorników manipulacyjnych B5-B6-B7”. Inicjatywa pozwala na zgromadzenie oleju popirolitycznego w ilości ok. 1750 ton z wypełnienia instalacji podczas zatrzymywania i opróżniania Olefin II (wcześniej kierowany był do sieci zrzutów i utylizowany/spalany lub przerabiany na instalacji Destylacji Zlewek), a następnie ponowne wykorzystanie go podczas rozruchu instalacji.
Ogółem w 2014 roku dzięki licznym inicjatywom inwestycyjnym i bezinwestycyjnym udało się ograniczyć emisje CO2 do atmosfery na poziomie ok. 63 tys. ton.
Bezpośrednie zużycie energii według pierwotnych źródeł energii w 2014 r. w Zakładzie Produkcyjnym w Płocku oraz w PTA we Włocławku
Jednostka miary | Bezpośrednio zakupione źródła energii | Bezpośrednio wyprodukowane źródła energii | Bezpośrednio sprzedane źródła energii | Bezpośrednie całkowite zużycie źródła energii | |
---|---|---|---|---|---|
gaz ziemny1) | GJ | 29 001 087 | 0 | 0 | 29 001 087 |
gaz opałowy2) | GJ | 0 | 25 492 985 | 878 225 | 24 614 760 |
olej opałowy | GJ | 0 | 2 664 770 | 0 | 2 664 770 |
energia elektryczna | GJ | 1 683 109 | 6 104 948 | 1 676 897 | 6 111 160 |
energia cieplna3) | GJ | 381 514 | 49 034 107 | 3 757 576 | 45 658 045 |
1) Dotyczy gazu zakupionego z PGNiG dla ZP w Płocku i PTA we Włocławku
2) Dotyczy gazu opałowego niskociśnieniowego i wysokociśnieniowego w ZP w Płocku
3) Dotyczy ciepła w parze i ciepła w wodzie gorącej w ZP w Płocku i PTA we Włocławku
Zakład Produkcyjny w Płocku
Jednostka miary | Bezpośrednio zakupione źródła energii | Bezpośrednio wyprodukowane źródła energii | Bezpośrednio sprzedane źródła energii | Bezpośrednie całkowite zużycie źródła energii | |
---|---|---|---|---|---|
gaz ziemny1) | GJ | 28 123 419 | 0 | 0 | 28 123 419 |
gaz opałowy2) | GJ | 0 | 25 492 985 | 878 225 | 24 614 760 |
olej opałowy | GJ | 0 | 2 664 770 | 0 | 2 664 770 |
energia elektryczna | GJ | 1 295 321 | 6 040 868 | 1 676 897 | 5 659 292 |
energia cieplna3) | GJ | 200 838 | 44 747 849 | 3 757 576 | 41 191 111 |
1) Dotyczy gazu zakupionego z PGNiG dla ZP w Płocku i PTA we Włocławku
2) Dotyczy gazu opałowego niskociśnieniowego i wysokociśnieniowego w ZP w Płocku
3) Dotyczy ciepła w parze i ciepła w wodzie gorącej w ZP w Płocku i PTA we Włocławku
Zakład PTA we Włocławku
Jednostka miary | Bezpośrednio zakupione źródła energii | Bezpośrednio wyprodukowane źródła energii | Bezpośrednio sprzedane źródła energii | Bezpośrednie całkowite zużycie źródła energii | |
---|---|---|---|---|---|
gaz ziemny1) | GJ | 877 668 | 0 | 0 | 877 668 |
gaz opałowy2) | GJ | 0 | 0 | 0 | 0 |
olej opałowy | GJ | 0 | 0 | 0 | 0 |
energia elektryczna | GJ | 387 788 | 64 079 | 0 | 451 868 |
energia cieplna3) | GJ | 180 676 | 4 286 258 | 0 | 4 466 934 |
1) Dotyczy gazu zakupionego z PGNiG dla ZP w Płocku i PTA we Włocławku
2) Dotyczy gazu opałowego niskociśnieniowego i wysokociśnieniowego w ZP w Płocku
3) Dotyczy ciepła w parze i ciepła w wodzie gorącej w ZP w Płocku i PTA we Włocławku