Ein hoher Wirkungsgrad, kurze Anlaufzeiten und Flexibilität bei wechselnden Betriebsbedingungen – Turbinen müssen heute eine Vielzahl von Anforderungen erfüllen. Ihr sicherer Betrieb hängt dabei zunehmend von ihren Turbinenölen ab.

Diese müssen fertig werden mit:

• sehr langen Ölwechselintervallen
• höheren Ölumlauf-Temperaturen
• kompakteren Bauweisen der Ölumlaufsysteme mit kürzeren Umwälzzeiten.

Die Normvorgaben für Turbinenöle werden zwar stetig verschärft, doch individuelle Belastungsszenarien decken sie meist nicht ausreichend ab. Daher rücken praxisbegleitende Leistungstests als Voraussetzung für das Empfehlen der Öle durch die OEM immer mehr in den Fokus.

Der Langzeiteinsatz von Turbinenölen wird durch mehrere Faktoren beeinflusst.

• Oxidation: beschleunigt durch Reaktion des Öls mit Luftsauerstoff in Verbindung mit erhöhten Ölumlauftemperaturen von über 60 °C
• Thermische Zersetzung von Grundöl und Additivpaket: durch punktuell extreme Temperaturen bei elektrostatischen Entladungen oder lokaler Selbstentzündung von komprimierten, ungelösten Luftbläschen
• Verunreinigungen: Wasser, Staub, Verschleißpartikel, auch Vermischungen mit anderen Ölen.

Die Auswirkungen auf das Turbinenöl sind vielfältig: Starker Verbrauch von Antioxidantien, mögliche Ausfilterung von Antischaumadditiven, Verschlechterung des Luftabgabeverhaltens, Abbau des Verschleißschutzpakets, Reaktionsprodukte in Form ungelöster Ölbestandteile, Ablagerungen (Schlamm), Lackbildung (Varnish), Dunkelfärbung und/oder Trübung des Öls.

Neben der Verschlechterung der Schmierstoff-Performance stellen vor allem die Ablagerungen ein Risiko für die Anlage dar. Bei ihrer Bildung spielt die 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 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 Filter blockieren, Dichtungsprobleme auftreten. Die dadurch reduzierte Ölumlaufmenge beeinträchtigt die Schmierung von Lagern, die Funktion von Ölkühlern sowie Wärmetauschern.

Vor allem in großen Ölumlaufanlagen mit Füllmengen von weit über 1.000 Litern sollen trotz jährlich 8.500 Stunden Dauerbelastung Ölstandzeiten von mehreren Jahren erreicht werden. Aufgrund immer anspruchsvollerer Betriebsbedingungen werden die Turbinenöle zwar weiterentwickelt, doch wie sie sich bewähren, zeigt erst die Praxis. Eine regelmäßige Überwachung mit Ölanalysen ist deswegen unerlässlich. Moderne Turbinenöle erfordern jedoch auch eine ständige Anpassung der Werte, die bei den Schmierstoffanalysen ermittelt werden. OELCHECK bietet allein für Turbinenöle zehn unterschiedliche all-inclusive Analysensets an. Ihr Untersuchungsumfang ist perfekt auf die unterschiedlichsten Turbinenöle und Betriebsbedingungen abgestimmt. Bei der Analyse stehen unter anderem die Oxidation, die Veränderung von Additiven, etwaiger Verschleiß sowie Verunreinigungen im Fein- bzw. Feinstbereich im Fokus. Die ermittelten Werte werden von den erfahrenen OELCHECK-Tribologen im Zusammenspiel betrachtet. Ergibt sich daraus ein Verdacht auf Schlamm- bzw. Varnishbildung, wird ein zusätzlicher MPC-Test (Membrane Patch Colorimetry) empfohlen. Im Analysenset 10 (Standard für Turbinen-Revision) ist der MPC-Wert grundsätzlich enthalten. Er ist weltweit das einzige Verfahren, mit dem das Potenzial eines Öls, Varnish zu bilden, quantifiziert werden kann. Je höher der MPC-Index ist, umso mehr ungelöste Partikel sind im Öl vorhanden.

Tipp für die Praxis: Turbinenöle sollten alle 2.500 bis 4.000 Bh durch Ölanalysen überwacht werden. Nur so ist eine maximale Betriebssicherheit gewährleistet. Treten während des Betriebs jedoch trotzdem ungewöhnliche Temperaturen, verkürzte Filterstandzeiten und/oder Verfärbungen des Öls auf, sind dies oft erste Indizien für die Bildung von Ablagerungen oder gar Varnish. Gewissheit liefert dann nur eine umgehende Analyse des Turbinenöls inklusive MPC-Test. Bestätigt sich der Verdacht, raten die erfahrenen OELCHECK-Tribologen zu konkreten Maßnahmen oder gar einem Ölwechsel.