Rozmowa z Markiem Sokołowskim, Wiceprezesem Zarządu, Dyrektorem ds. Produkcji i Rozwoju w Grupie LOTOS S.A.

• Rafineria Grupy LOTOS S.A. jest jednym z zakładów w polskiej branży chemicznej, który w ostatnich latach bardzo dynamicznie rozwijał się, w szczególności rozbudowując instalacje technologiczne w ramach Programu 10+. Początki procesu modernizacji sięgają jednak lat 90. zeszłego wieku, kiedy podjęte zostały decyzje o rozbudowie istniejącego zaplecza produkcyjnego rafinerii. Elementem tych wdrożeń było zastosowanie rozproszonych systemów sterowania oraz rozwiązań typu APC (Advanced Process Control) firmy Honeywell. Jest Pan jednym z pracowników rafinerii, którzy mieli kontakt z tymi systemami praktycznie od początku kariery zawodowej. Jakie są Pana osobiste doświadczenia w tym zakresie?

Rzeczywiście jestem osobą, która od początku swojej kariery zawodowej bardzo promowała wykorzystanie tego typu systemów. Z wykształcenia jestem inżynierem elektrykiem-automatykiem i już od pierwszych lat mojej pracy miałem kontakt z systemami komputerowymi i automatyki firmy Honeywell. W owym okresie, tj. w połowie lat 70. zeszłego wieku, docierały do nas informacje na temat zaawansowanych systemów sterowania, które były poprzednikami obecnych rozwiązań APC. Produkty takie były jednak dla odbiorców przemysłowych w Polsce praktycznie niedostępne, a informacje pochodziły jedynie ze szkoleń zagranicznych czy naszych kontaktów osobistych.

Nawet gdy na przełomie lat 80. i 90. możliwe stało się wykorzystanie systemów komputerowych do sterowania procesami, istniał naturalny opór przed ich wdrażaniem w przemyśle. W zastosowaniach, gdzie konieczna jest bezawaryjna kontrola procesów oraz występują zagrożenia dla zdrowia i życia osób, od systemów komputerowych wymaga się bezwzględnej niezawodności. Szczególnie w zakładzie takim jak rafineria, gdzie tradycyjnie dominowały rozwiązania pneumatyczne, istniały obawy co do wykorzystania elektroniki i użycia komputerów do sterowania procesami. 

Pomimo tych problemów udało nam się z czasem zastosować tego typu układy nadzoru – wtedy nie były to jeszcze rozproszone systemy sterowania typu DCS, ale klasyczny system złożony z minikomputerów. Rafineria Gdańska stała się jednocześ nie pierwszym w Polsce zakładem z branży chemicznej, gdzie zastosowane były w tak dużym stopniu rozwiązania sterowania i automatyka instrumentalna firmy Honeywell.

• Zanim omówimy wdrażanie systemów sterowania i kontroli, porozmawiajmy o technologiach stosowanych w rafinerii. Jak powstawał ten zakład? Jakie są jego najważniejsze instalacje technologiczne?

Rafineria Grupy LOTOS S.A., dawniej Rafineria Gdańska, zbudowana została w połowie lat 70. zeszłego wieku i od tego czasu jest rozbudowywana. Decyzja o jej budowie i rozwijaniu własnego przemysłu rafineryjnego zamiast importowania paliw ze wschodu okazała się być strategiczna i bardzo odważna jak na owe czasy. Dodatkowo istotną kwestią było zastosowanie technologii zachodnich.

O ile większość zakładów chemicznych, w tym także główny producent paliw – obecny PKN Orlen S.A., bazowały wtedy na technologiach wschodnich, w zakładzie w Gdańsku wykorzystano m.in. rozwiązania amerykańskie i włoskie. Projekt rafinerii wykonała firma Snamprogetti, a konkretne projekty wykonawcze zrealizowane zostały już przez firmy krajowe. Pierwotne zdolności przerobowe zakładu dochodziły do 3 mln ton ropy rocznie. Architektura rafinerii obejmowała pierwotnie dwa bloki – paliwowy, którego produktami były LPG, benzyny, paliwa dieslowe i ciężki olej opałowy oraz asfalty, oraz blok olejowy, gdzie produkowano bazy olejowe. Z tych ostatnich wytwarzane były głównie oleje silnikowe.

Warto nadmienić, że blok olejowy był wtedy największą i najbardziej zaawansowaną instalacją tego typu w naszej części Europy. Oczywiście do instalacji produkcyjnych należało także zaplecze energetyczne, a także zbiorniki ropy, paliw, oczyszczania ścieków i inne instalacje, które zajmowały sumarycznie ponad 200ha. Ze względu na korzystną lokalizację zakładu, który wybudowany został blisko wybrzeża, możliwy stał się tani, masowy import bądź eksport surowców i produktów. W tym czasie zbudowano również port i flotę tankowców, a także rurociąg łączący rafinerię z rurociągiem Przyjaźń w okolicach Płocka. 

Pierwotnie rafineria przetwarzać miała ropy arabskie dwóch gatunków, co trwało jednak bardzo krótko. Po uruchomieniu rurociągu pomorskiego zaczęliśmy wykorzystywać tańszą ropę pochodzenia rosyjskiego. W tamtym okresie, czyli pod koniec lat 70. zeszłego wieku, pracował tylko jeden ciąg rafineryjny. Chociaż pierwotnie przewidziane było dobudowanie drugiego ciągu, łącznie przetwarzających 6 mln ton ropy, ze względów ekonomicznych instalacje te nie zostały wtedy wybudowane. Zakończono natomiast budowę pierwszego ciągu, który pracował nieustannie do połowy lat 90. Pomimo różnych zmian jakościowych produktów rafineryjnych w kolejnych latach, wdrożona technologia pozwalała na produkcję paliw spełniających wymagania rynku oraz przepisów prawnych.

• Od lat 90. zeszłego wieku w rafinerii wybudowanych zostało kilka nowych instalacji, w szczególności instalacja hydrokrakingu. Czym było to spowodowane?

W drugiej połowie lat 90. zmieniły się istotnie wymogi jakościowe dla benzyn i olejów napędowych, co spowodowało, że zaczęliśmy myśleć nad kolejnymi inwestycjami. Jednym z ich celów było podnoszenie jakości wytwarzanych produktów, czemu służyła m.in. zbudowana wtedy instalacja reformingu katalitycznego benzyn. Drugą kwestią był szybki wzrost krajowego rynku paliw, dlatego postanowiliśmy zwiększyć moc przetwórczą rafinerii – pierwotnie z 3 do 4,5 mln ton, a następnie do 6 mln ton rocznie.

W tym czasie zaczęły zachodzić również zmiany na polskim rynku paliw, w szczególności ujawniła się tendencja wzrostu popytu na paliwo dieslowe. Podjęliśmy więc decyzję, aby wraz ze zwiększaniem mocy przetwórczych, równolegle wybudować kompleks, gdzie produkowany będzie olej napędowy z cięższych frakcji. Powstała wtedy instalacja hydrokrakingu paliwowego na licencji firmy Chevron, a wraz z nią instalacje dodatkowe – izomeryzacji, reformingu benzyn, wytwórni wodoru i towarzyszące. Program ten zakończony został w 2000 roku i od tej pory instalacje działają bardzo efektywnie.

Zamknięciem tego okresu był rok 2005, gdy ukończono modernizację instalacji destylacji i osiągnięto moc przerobową wynoszącą 6 mln ton rocznie. Dodam, że naszym plusem jest fakt, że działamy prawie od początku na rynku większym niż nasze możliwości przetwórcze, przez co rafineria obciążona była praktycznie zawsze w 100%. Dodatkowo jesteśmy importerami produktów i przy przerobie 6 mln ton sprzedajemy około 7 mln ton produktów. Oznacza to, że odejmując zużycie własne, doimportowujemy ponad milion ton produktów.

• Ostatnie kilka lat przyniosło kolejne zmiany technologiczne, które wiązały się z Programem 10+. Jakie są jego cele?

Projekty wchodzące w skład Programu 10+, pierwotnie nazywanego PKRT, powstawały od pierwszych lat tego stulecia. Głównymi jego celami były rozwój możliwości przerobowych do 10 mln ton ropy rocznie i zmiany w asortymencie produkowanych paliw. Ze względu na zwiększający się rynek odbiorców postanowiliśmy zbudować drugi ciąg destylacyjny, który zapewnić miał większą elastyczność pod względem przerabianych rop, a także zwiększyć wielkość przerobu.

Oprócz linii do destylacji skupiliśmy się też na budowie lub rozbudowie instalacji polepszających jakość naszych produktów i ich strukturę. Głównym tego celem było zwiększenie ilości wytwarzanego diesla ze strumieni o niskich marżach – np. z frakcji próżniowych lub strumieni pozostałościowych. W celu zwiększenia głębokości przerobu postanowiono więc wybudować instalacje hydrokrakingu i ekstrakcji ROSE. Działania takie jak podejmowane przez nas w Programie 10+ nie są w branży niczym nietypowym. W przemyśle petrochemicznym na całym świecie występuje ogólna tendencja zwiększania udziału w produkcji wyrobów wysokomarżowych. 

Do wyrobów z dodatnią marżą, czyli takich, które kosztują więcej niż surowa ropa naft owa, należą przede wszystkim benzyny i paliwo dieslowe – w szczególności udział tego ostatniego w rynku polskim w ostatnich latach szybko rośnie. Z kolei ciężkie paliwa, takie jak olej opałowy, a także asfalty, charakteryzują się ujemną marżą. Oczywiste jest więc, że producenci dążą do maksymalizacji udziału tych pierwszych w całości produkcji.

• Jakie instalacje technologiczne zostały wybudowane w ramach Programu 10+?

Pierwszym z zakończonych wdrożeń było wybudowanie instalacji odsiarczania olejów dieslowych, czyli HDS. Jest ona wymiarowana na przetwarzanie 10,5 mln ton surowców rocznie, a jej zadaniem jest nie tylko usuwanie z paliw siarki, ale też poprawa własności niskotemperaturowych paliwa. Instalacja ta została już uruchomiona i od końca lipca wytwarza produkty zgodne ze specyfikacją. 

Obecnie kończymy budowę destylacji atmosferycznej i próżniowej o wydajności 4,5 mln ton rocznie. W projekt zaangażowana jest firma Lurgi, a instalacja jest obecnie tuż przed rozruchem. Liczymy na to, że w końcu roku będziemy z niej mieli już pierwsze produkty. W trakcie budowy są obecnie dwie inne duże instalacje – hydrokrakingu oraz ROSE.

Ta pierwsza będzie nieco odmienna od już posiadanej przez nas instalacji hydrokrakingu, gdyż będzie służyć do przerobu cięższych surowców, a podstawowym produktem będą komponenty oleju dieslowego. Po zakończeniu wdrożeń i uruchomieniu wszystkich ciągów technologicznych od 2011 roku będziemy mogli roku przetwarzać do 10,5 mln ton ropy rocznie, rozszerzając wachlarz różnego rodzaju paliw i osiągając wyższy o kilka procent współczynniki konwersji.

• Jak wdrażane były w omawianych instalacjach systemy DCS i APC firmy Honeywell?

Gdy w latach 90. zeszłego wieku postanowiliśmy wdrożyć rozwiązania firmy Honeywell, mieliśmy już za sobą dobre doświadczenia związane z uruchamianiem komputerowych systemów sterowania tej firmy. W tym czasie Honeywell rozwinął również swoją ofertę w zakresie systemów rozproszonych i zdecydowaliśmy się wykorzystać je przy rozbudowie kolejnych instalacji technologicznych rafinerii. Jedno z pierwszych wdrożeń obejmowało systemy do destylacji. Chociaż jest to relatywnie prosty proces i instalacja, przepływają przez nią największe strumienie surowca i nawet niewielkie zmiany w jakości sterowania mogą przynieść duże korzyści. 

Rozproszone systemy sterowania, wtedy jeszcze TDC 2000, uruchomiliśmy też na innych instalacjach, tworząc największe tego typu rozwiązanie w tej branży w kraju. Oczywiście istniały już rozwiązania lokalne, budowane na mniejszą skalę – np. w rafinerii w Płocku czy zakładach azotowych w Puławach, ale to w Gdańsku było najbardziej rozległe. Wraz z rozbudową instalacji destylacji i budową pierwszej instalacji hydrokrakingu pracowaliśmy nad systemami zaawansowanego sterowania, czyli APC. Większość z nich wdrażana była od 2000 roku. 

Obecnie mamy kilkanaście systemów z rozwiązaniami Profit Controllera firmy Honeywell, przy czym najwięcej kontrolerów pracuje na instalacjach hydrokrakingu. Po wykonaniu tych aplikacji okazało się, że musimy stawić czoło jeszcze jednemu zagadnieniu, którym jest wdrożenie symulatorów procesów wykorzystywanych do szkoleń obsługi. Obecnie kontrolery zarządzają parametrami instalacji większość czasu, szczególnie podczas jej stabilnej pracy. W momencie jednak występowania większych zakłóceń i w innych sytuacjach, gdy obsługa musi przejść na częściowo ręczne sterowanie, konieczne jest, aby pracownicy dobrze rozumieli zachodzące procesy i mogli je także ręcznie kontrolować. Utworzyliśmy więc grupę osób, która ma zapewnić obsłudze technicznej ciągły dopływ wiedzy, a niebawem także wykorzystując symulatory, pokazywać działania w przypadku różnego rodzaju awarii.

• Jak przebiegają wdrożenia takie jak omawiane? Czy macie Państwo własne zespoły wdrożeniowe czy opieracie się na zlecaniu zadań firmom zewnętrznym?

Zasadniczą sprawą dla powodzenia przedsięwzięcia jest to, aby inwestor wiedział czego chce i może oczekiwać od wdrażanego oprogramowania. Dlatego dobrze jest, gdy ma odpowiednio wykształconych specjalistów. Podczas ewaluacji ofert bierzemy pod uwagę nasze doświadczenia i zaufanie do zespołów wdrażających oferenta. Pracownicy firmy Honeywell maja dobrą opinię. 

Generalnie oceniam, że do zadań typowo inwestycyjnych, wdrożeniowych, najlepiej jest zatrudniać firmy zewnętrzne, natomiast do stałych prac warto jest postawić na własny zespół inżynierów. W Grupie LOTOS S.A. mamy taki zespół osób, który wspomaga wdrożenia i zajmuje się utrzymaniem ruchu. Działa on w ramach należącej do Grupy firmy Lotos Serwis i uczestniczył we wdrożeniach omawianych systemów APC. W ostatnim czasie utworzyliśmy także zespół inżynierów do ciągłego serwisowania systemów APC, przy czym nie zajmuje się on sprzętem, ale serwisowaniem stosowanych modeli i ich adaptowaniem na bieżąco do zmian w procesach. 

Działania takie warunkują efektywne, dynamiczne wykorzystanie systemów zaawansowanego sterowania i mamy z nich wymierne efekty. Oczywiście czynności takie można by wykonywać, wykorzystując zasoby kadrowe dostawcy systemu, ale wymaga to stałego nadzoru i jest zazwyczaj droższe. Poza tym własny zespół inżynierów patrzy zawsze z punktu widzenia potrzeb rafinerii. Z tych powodów utworzyliśmy stałą grupę automatyków, którzy mają dobre rozeznanie w kwestiach związanych z technologią i procesami produkcyjnymi.

• Czy przy tak dużych wdrożeniach, jakie mają miejsce w rafinerii, lepiej jest opierać się na współpracy z jednym czy wieloma dostawcami? Czy decydujecie się Państwo na unifikację stosowanych rozwiązań?

Zamawiając nową instalację – obojętnie czy wykonywaną „pod klucz”, czy tworzoną przez własny bądź mieszany zespół, konieczne jest wcześniejsze dobre zaplanowanie jej współpracy z systemami już istniejącymi w zakładzie. W przypadku każdego wdrożenia wyróżnić można elementy zarówno bardziej standardowe, takie jak np. zasilanie, jak i specyficzne. Ponieważ urządzenia pracują zazwyczaj w ciągu technologicznym, a ich działanie zależy od współpracy z innymi układami, pewnym przymusem jest stosowanie systemów zintegrowanych. 

W takim przypadku najłatwiej jest wybrać rozwiązanie zgodne z już posiadanymi – otrzymujemy wtedy jednolity system sterowania, z którym zaznajomieni są też pracownicy obsługi i serwisu. Naturalnie ujednolicanie stosowanych systemów nie jest przymusem. Można zdecydować się na wykorzystanie w danej instalacji rozwiązań innych niż systemy sterowania stosowane w poprzednich i próbować łączyć je z wykorzystaniem interfejsów. 

Stanowi to moim zdaniem jednak pewną trudność, gdyż interfejsy takie wytwarzane są zazwyczaj do konkretnych rozwiązań z obydwu stron i ich współdziałanie może być problematyczne, jeżeli konieczne są późniejsze zmiany, takie jak choćby upgrade oprogramowania. Minusem takiego rozwiązania jest zazwyczaj potrzeba skomplikowanych przeróbek. Jednocześnie nie oznacza to jednak, że nie wykorzystujemy różnych systemów – sądzimy, że dostępne na rynku produkty od różnych dostawców wzajemnie uzupełniają się i, zależnie od wymogów aplikacji, jedne okazują się być lepsze od drugich.

• Jak ważne są dla firm z sektora chemicznego i petrochemicznego referencje firm dostawczych

Referencje dostawców są moim zdaniem bardzo ważne. Patrząc z perspektywy Grupy LOTOS S.A., która ma jedną rafinerię, wprowadzenie rozwiązań technologicznych oferowanych przez nowego, nieznanego dostawcę niosłoby duże ryzyko. Oceniałbym je jako tym większe, że wdrażane przez nas systemy są zazwyczaj nowością na naszym rynku. 

Z tych powodów bardzo istotne jest, abyśmy mogli wcześniej zobaczyć, jak wykorzystywane jest już gdzieś indziej podobne rozwiązanie i jakie występować mogą problemy związane z jego eksploatacją. Moim zdaniem najważniejsze jest tutaj rzeczowe, uczciwe pokazanie faktów dotyczących pracy danego systemu. Dlatego bardzo często jeździmy po Europie, gdzie jest około 100 rafinerii, i podpatrujemy stosowane w nich rozwiązania. 

Oprócz samej oferty dostawcy i proponowanych przez niego warunków kontraktu, bardzo duże znaczenie mają pracownicy firmy wykonującej wdrożenie. Inwestor chce mieć nie tylko pewność co do stabilności rozwiązań, ale też gwarancji serwisu, dostępu do urządzeń i zaufania do współpracujących osób. Chociaż sama firma Honeywell przechodziła przez długi okres naszej współpracy różne zmiany, od wielu lat jest w niej kompetentny zespół, który nas obsługuje.

• Jakie są mierzalne korzyści z omawianych wdrożeń?

Podanie dokładnych danych liczbowych jest trudne ze względu na fakt, że systemy takie jak APC pracują w różnych częściach rafinerii, przez określony czas trwania procesów technologicznych, a do tego przy ciągle zmieniających się cenach ropy i marżach.

Przykładowo pierwsze z rozwiązań wdrożonych na instalacji destylacji próżniowej pozwalało na uzyskanie dodatkowo 1 tony wartościowego produktu na godzinę . Zmiana ta wydaje się niewielka, ale po podliczeniu za rok sumaryczny uzysk zwiększał się o ponad 8 tys. ton produktu i to produktu lepszego, o dużej marży. Przekładało się to na wymierne zyski, a inwestycja zwróciła się w ciągu pół roku.

Po tym pierwszym wdrożeniu kontynuowaliśmy współpracę z firmą Honeywell, co jest chyba najlepszym potwierdzeniem, że kontrahent ten i jego produkty się sprawdziły. Oceniam obecnie, że zastosowanie łącznie kilkunastu rozwiązań firmy, których wykorzystanie wraz z rozbudową rafinerii stopniowo rośnie, przekłada się średnio na około 10 mln dolarów wyższej marży rocznie przy przerobie 6 mln ton na rok. Korzyści zależą jednak, tak jak już wspomniałem, od celów produkcyjnych stawianych kontrolerom produkcji i bieżących marż poszczególnych paliw. Nie jest to liczba imponująca, jak na warunki rafineryjne, ale inwestycje w systemy APC zwracają się szybko, dodatkowym, często niewymiernym czynnikiem jest wzrost bezpieczeństwa prowadzenia procesu rafineryjnego i zaangażowania pracowników w uzyskanie jak najlepszych wyników.

• Dziękujemy za rozmowę.