VGB POWERTECH 11 (2019)

VGB PowerTech 11 l 2019
Ölanalysen für Gasturbinen
Tab. 1. Reinheitsklassen nach ISO 4406.
Reinheitsklassen nach ISO 4406
Zahl der Partikel je 100 ml
Reinheitsklasse
über
bis
8.000.000 16.000.000 24
4.000.000 8.000.000 23
2.000.000 4.000.000 22
1.000.000 2.000.000 21
500.000 1.000.000 20
250.000 500.000 19
130.000 250.000 18
64.000 130.000 17
32.000 64.000 16
16.000 32.000 15
8.000 16.000 14
4.000 8.000 13
2.000 4.000 12
1.000 2.000 11
500 1.000 10
250 500 9
130 250 8
64 130 7
32 64 6
16 32 5
8 16 4
4 8 3
2 4 2
1 2 1
Löslichkeit der Additive im Basisöl eine erhebliche
Rolle. Heute setzen die Hersteller
von Turbinenölen verstärkt Basisöle der
Gruppen II (Hydrotreated), III (Hydrocrack)
und IV PAO (Polyalpha-Olefine) ein.
Diese Öltypen besitzen u.a. ein besseres
Viskositäts-Temperatur-Verhalten und sind
stabiler gegen Ölalterung und Oxidation.
Doch abgebaute Additivkomponenten und
Reaktionsprodukte des Grundöls werden
von diesen Basisölen schlechter gelöst. Die
Alterungsprodukte können sich folglich
verstärkt absetzen. Sie besitzen zudem eine
hohe Polarität und bilden vor allem Ablagerungen
an metallischen Komponenten, wie
Gleitlagern, Ölkühlern, Tanks oder Zahnrädern.
Außerdem formen Alterungsprodukte
immer größere Moleküle. Sie „agglomerieren“,
bleiben verstärkt in Filtern und/
oder Ventilen hängen und können diese
zusetzen.
Beim Abkühlen, wie beim Stillstand anlässlich
einer Turbinenrevision, weist das Öl
zudem eine noch schlechtere Löslichkeit
auf. Der Prozess der Ausfällungen und Ablagerungen
im System wird damit verstärkt.
Es entstehen weicher Schlamm
(Sludge) und/oder Lack (Varnish). Beruhigte
Zonen mit sehr geringer Ölumwälzung
bzw. Strömungsgeschwindigkeit sind
dabei ebenso besonders belastet. Während
Schlamm noch abwischbar ist, kann Varnish
selbst mit Lösemitteln oft nicht entfernt
werden. Er stellt eine massive Gefahr
für die Anlage dar! Ölleitungen und -bohrungen
können sich zusetzen, Ventile und
nenelemente, von denen die Partikel stammen
könnten. Andere Elemente verraten
Verunreinigungen durch Staub, inhibiertes
Wasser oder mit einem anderen Schmierstoff.
Außerdem kann der Additivabbau
mit dem ICP-Verfahren verfolgt werden.
Analyse mit PQ-Index
Um Aussagen darüber zu treffen, ob Eisen
als abrasiver, magnetisierbarer Verschleiß
oder als unmagnetisches Eisenoxid (Rost)
oder Eisensulfid vorliegt, werden die Eisenwerte
der ICP-Spektrometrie und der PQ-
Index miteinander verglichen.
Der PQ-Index informiert über alle vorhandenen,
magnetischen Eisenteilchen ab einer
Größenordnung von ca. 5 µm.
Bei der Interpretation des PQ-Index mit
dem Wert für Eisen lassen sich folgende
Zusammenhänge erkennen:
Beurteilt wird der Unterschied zwischen
dem Eisengehalt und dem PQ-Index. Ist
der Eisenwert in mg/kg hoch, der PQ-Index
aber niedrig, dann ist der Eisenabrieb
wohl durch Korrosion entstanden. Denn
Rost ist kaum magnetisierbar, liefert also
einen niedrigen PQ-Index. Ein hoher Wert
für den PQ-Index bei gleichzeitig niedrigen
Eisenwerten weist immer auf einen akuten
Verschleißvorgang wie z. B. Pittings, Fressverschleiß
oder Materialausbrüche hin.
Tab. 2. Ursachen für Veränderungen der Viskosität von Ölen.
Viskositätsveränderungen
Wie auch bei der Analytik von Motoren-,
Getriebe-, oder Hydraulikölen stellt die
Viskosität auch bei typischen Turbinenölen
einen wichtigen Faktor dar. Neben Temperatur
und Druck kann es für eine veränderte
Viskosität verschiedene Ursachen geben
(Tabelle 2).
Wenn sich die Viskosität verändert hat, können
mit einer Ölanalyse Rückschlüsse auf
eine mögliche Ursache gezogen werden.
Varnish im Öl
Anstieg der Viskosität
• Das Öl hat während des Betriebs unter der
Einwirkung von Temperatur Sauerstoff
aufgenommen, es ist oxidiert.
• Oxidationsinhibitoren, alterungsverzögernde
Additive, haben sich abgebaut.
• Alterungs- und Oxidationsprodukte, wie Säuren
und ölunlösliche Bestandteile, sind entstanden.
• Staub, Wasser oder sonstige Verunreinigungen
greifen das Öl chemisch an.
• Es wurde falsches Öl verwendet oder nachgefüllt.
Ablagerungen stellen ein großes Risiko für
die Turbine dar. Bei ihrer Bildung spielt die
Abnahme der Viskosität
• Es wurde ein zu dünnes Öl oder ein falscher Öltyp
verwendet oder nachgefüllt.
• Das System wurde vor der Befüllung mit einem
dünneren Spülöl gereinigt. Es liegt eine
Vermischung mit Spülölresten vor.
Filter blockieren, Dichtungsprobleme auftreten.
Dadurch wird die Schmierung von
Lagern aber auch die Funktion von Ölkühlern
sowie Wärmetauschern beeinträchtigt.
Der MPC-Test (Membrane Patch Colorimetry)
ist weltweit das einzige Verfahren, mit
dem das Potenzial eines Öls, Varnish zu bilden,
quantifiziert werden kann. Bei Verdacht
auf Schlamm- bzw. Varnishbildung
wird er empfohlen.
Der MPC-Index ist ein Zahlenwert, der zwischen
0 und 100 liegt. Bei Turbinenölen ist
der Maximalwert ca. 60. Je höher der MPC-
Index ausfällt, desto größer ist das Risiko
der Bildung von Schlamm und lackartigen
Ablagerungen.
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