Zagadnienie mieszania z sobą różnych gatunków olejów, a zwłaszcza olejów turbinowych w czasie eksploatacji turbin i turbozespołów, pojawia się co jakiś czas w okresie przetargów na dostawę olejów turbinowych ogłaszanych przez eksploatatorów turbin i turbozespołów. Kwestia ta jest też poruszana przez dostawców olejów usiłujących nakłonić użytkowników do zastosowania oleju turbinowego innego niż dotychczas eksploatowany w turbozespołach. Użycie nowego gatunku oleju turbinowego w funkcjonującym zakładzie niesie z sobą ryzyko zmieszania tego oleju z olejami turbinowymi eksploatowanymi już w turbinach lub/i turbozespołach. Zmieszanie może nastąpić bezpośrednio podczas uzupełniania ubytków oleju w turbinie (nowy olej do eksploatowanego oleju innego gatunku), jak i podczas magazynowania w zbiornikach oraz w centralnych instalacjach magazynowodystrybucyjnych, w jakie wyposażone są elektrownie posiadające po kilka i kilkanaście turbogeneratorów.
    Teoretycznie jest możliwe zastosowanie nowego gatunku oleju turbinowego w turbozespole poprzez jego kompletną wymianę z równoczesnym 100% usunięciem poprzedniego oleju i wszelkich osadów i zanieczyszczeń powstałych w czasie eksploatacji poprzedniego gatunku oleju (hydrodynamiczne czyszczenie i płukanie układów olejowych turbozespołu). W praktyce jednak i tak istnieć będzie możliwość zmieszania olejów w czasie magazynowania i dystrybucji w centralnej instalacji magazynowo- dystrybucyjnej elektrowni.
    Problem wymaga wzmożonej uwagi, ponieważ mieszanie olejów turbinowych zawsze jest ryzykowne i zazwyczaj prędzej czy później prowadzi do poważnych problemów eksploatacyjnych, o czym przekonało się wielu użytkowników turbin.
    Oleje turbinowe o równoważnych fizycznych własnościach użytkowych wyprodukowane przez różnych producentów nie są identyczne, gdyż nie zostały wyprodukowane:
• przy pomocy identycznej technologii,
• z baz olejowych o identycznym składzie chemicznym,
• z dodatków uszlachetniających o identycznym składzie chemicznym.

Większość nowych konstrukcji turbozespołów energetycznych montowanych w ostatnich latach w Polsce jest w części lub w całości produkowana za granicą i projektowana na oleje spełniające specyfikację producenta.

Mieszanie olejów turbinowych o porównywalnych parametrach fizycznych, dzących od różnych producentów, powoduje zawsze zmianę własności chemicznych, które wcześniej czy później spowodują:
• zmianę własności użytkowych,
• skrócenie żywotności,
• wydzielanie osadów (starzeniowych) lub produktów reakcji chemicznych dodatków uszlachetniających lub produktów reakcji dodatków uszlachetniających z obecnymi w układzie olejowym nierozpuszczalnymi produktami starzenia oleju.

    W eksploatacji mogą się pojawić również problemy z innymi, kluczowymi dla turbozespołu parametrami:
• wydłużenie czasu lub utrata zdolności do wydzielania powietrza;
• wzrost skłonności do pienienia;
• obniżenie lub utrata odporności na emulgowanie (wydłużenie czasu rozdziału oleju i wody) itp.

    Mieszanie olejów turbinowych różnych marek, na jakimkolwiek stopniu zestarzenia i w jakichkolwiek proporcjach, odradzają wszystkie liczące się organizacje w branży energetycznej (zarówno producenci turbin, firmy doradcze, naukowo-badawcze, serwisowe firmy badawczo-diagnostyczne, a nawet producenci olejów). Oleje turbinowe z racji swoich własności fizykochemicznych są bowiem niezwykle podatne na zmianę własności użytkowych, a zgodnie z podstawową zasadą inżynierii smarowania są elementem konstrukcyjnym maszyny, więc mają bezpośredni wpływ na funkcjonowanie turbiny/turbozespołu.
    Istnieje wiele wytycznych i norm określających możliwości i warunki mieszania olejów, zwłaszcza turbinowych.
    W 1998 r. zostały wprowadzone do użytku polskiej energetyce zawodowej „Wytyczne stosowania paliw ciekłych, olejów i smarów w energetyce” autorstwa S. Wnuk, A. Kania, E. Szczawnicka i A. Śliwa, wydane przez Centralne Laboratorium Naftowe, gdzie na str. 22 znajdujemy ogólne warunki dotyczące mieszania olejów, a na str. 33 podana jest jednoznaczna wytyczna: „nie należy stosować na dolewki innych olejów jak olej stosowany w turbinie”.
    Analizując dostępną literaturę branżową, możemy przeczytać, że:
• Producent turbin Alstom Power nie dopuszcza mieszania olejów z powodu istnienia ryzyka przyspieszonego starzenia oraz wypadania dodatków. Mieszanie może być wykonane wyłącznie za porozumieniem z producentem turbiny i oleju.
Również ewentualne doinhibitowanie musi być skonsultowane z producentem oleju. W takim przypadku jednakże konieczne jest uprzednie wykonanie testów laboratoryjnych. W przypadku braku danego oleju na rynku lepiej wymienić olej na nowy zamiast dolewać innego [10]. Producent turbin Alstom Power wymaga przed zmieszaniem różnych olejów turbinowych przeprowadzenia testów stwierdzających brak ryzyka pogorszenia własności eksploatacyjnych z powodu niekompatybilności, obejmujące również testy funkcjonalne i testy sprawdzające formowanie się nierozpuszczalnych w oleju produktów [6].
• Wszyscy producenci turbin wydają stosowne aprobaty dla olejów turbinowych na podstawie badań dostarczonych im uprzednio próbek świeżych olejów turbinowych. Wszyscy znani producenci zastrzegają, że aprobata jest ważna do momentu, gdy nie ulegnie zmianie formulacja oleju. W takim przypadku należy dostarczyć nową próbkę do badania [por. 10, 11]. Niespotykane jest wydawanie przez producentów turbin aprobat dla mieszanin różnych olejów.
• Organizacje techniczne takie jak VGB czy EPRI wskazują na podobne ryzyka i odradzają podejmowanie prób mieszania.
• Producenci olejów również nie biorą odpowiedzialności za skutki mieszania ich olejów (nie tylko turbinowych) z innymi markami. Znając ryzyko takich operacji, zabezpieczają się stosownymi zapisami w kartach produktów lub w umowach na dostawy olejów.
• Norma przedmiotowa ASTM D7155-06 Standard Practice for Evaluating Compatibility if Mixtures of Turbine Lubricating Oils (tłum. norma do oceny kompatybilności mieszanin turbinowych olejów smarowych) [9] również wyraźnie wskazuje ryzyka związane z mieszaniem olejów oraz aspekty podejmowania takich działań. Jeżeli nawet dwa różne nowe (świeże) oleje turbinowe wydają się być kompatybilne, olej z eksploatacji może być zdegradowany lub zanieczyszczony w takim stopniu, że dodany olej świeży będzie niekompatybilny z olejem z eksploatacji. Mieszalność olejów turbinowych (świeżych lub eksploatowanych) z olejami z eksploatacji, które są innego gatunku, powinna być zawsze poddana ocenie w każdym odosobnionym przypadku. Odporność na oksydację różnych olejów turbinowych o równoważnych własnościach może się bardzo różnić i fakt kompatybilności nie gwarantuje odpowiednich wyników [9]. Ta sama norma w sposób szczegółowy opisuje również procedurę postępowania podczas testów mieszalności.

    Ważne jest zrozumienie, że testy mieszalności nie mogą być ogólnikowo zdefiniowane i dawać hasłowe stwierdzenie, że dwa oleje są mieszalne. Należy określić pod jakimi warunkami mieszanina nie będzie niebezpieczna dla eksploatacji. Niestety żaden, nawet najlepszy laboratoryjny test mieszalności, nie zastąpi praktycznego zastosowania podczas kilkuletniej eksploatacji (tj. użytkownik stanie się częścią eksperymentu dostawcy oleju).
    Nie jest prawdą, że niewystąpienie osadów podczas zmieszania kilku próbek oleju i poddanie ich np. wahaniom temperatur (naprzemienne grzanie i chłodzenie), napowietrzanie etc. gwarantuje pozytywny wynik mieszalności. Należy wziąć pod uwagę, że podczas eksploatacji oleju w układzie olejowym zachodzą bardzo skomplikowane procesy fizykochemiczne w oleju, trudne do zasymulowania. Należą do nich ciągły kontakt z:
• katalizatorami wspomagającymi proces utleniania – np. żelazem ze stali, miedzią z układu chłodzenia,
• wodą (często również kondycjonowaną chemicznie – np. wodą z obiegów chłodzenia),
• powietrzem,
• często wodorem i innymi gazami (np. w kompresorach petrochemicznych – amoniak, metan etc.),
• gorącymi powierzchniami,
• możliwymi wyładowaniami elektryczności statycznej w oleju.

    Do czynników przyspieszających degradację należą również procesy fizyczne – występowanie dużych (lub ekstremalnie dużych) nacisków i ciągłych procesów kompresji i dekompresji (sprężanie w pompach, rozprężanie po przepływie przez łożyska, przekładnie, siłowniki hydrauliczne etc.).

Badanie olejów turbinowych, badanie mieszanin, ocena wyników i diagnostyka
    Najpowszechniejsze metody oceny mieszanin olejów turbinowych wg [9, 12] i dobre praktyki branżowe nieznormalizowane mówią, że mieszaniny poddaje się poszczególnym oznaczeniom testowym i przyjmuje, że jeżeli wynik testu dla mieszaniny jest lepszy niż najgorszy wynik dla każdego z olejów służących do sporządzenia mieszaniny, uznaje się, że test wypadł pomyślnie (kompatybilny). W przeciwnym przypadku test uznaje się za niezaliczony (niekompatybilny).
    Przy pomocy niniejszej publikacji chcemy ułatwić czytelnikom dostęp do kluczowych norm i wytycznych rozwijających tematykę monitoringu, eksploatacji (w tym możliwości mieszania) olejów turbinowych.
Są to:
• Norma ASTM D6971- Linear sweep voltammetry (RULER)[5].
• Norma ASTM D4378-08 Standard Practice for In-Service Monitoring of
• Mineral Turbine Oils for Steam and Gas Turbines [6].
• Zalecenia DIN VGB Guideline VGB M 416 M for In-service Monitoring of Turbine Oils [7].
•  Norma ISO 11366 – Guidance for Inservice Monitoring of Lubricating Oils for Steam, Gas and Combined-Cycle Turbines [8].
•  Norma ASTM D7155-06 – Standard Practice for Evaluating Compatibility if Mixtures of Turbine Lubricating Oils [9].
• Specyfikacja dla olejów turbinowych Alstom Power nr HTGD90117 V0001 W en, [10].
• Specyfikacja Siemens TLV901304 [11]
•  PN-V-04045:2002 Norma Badanie Mieszalności Turbinowych Olejów Smarowych [12].
•  Projekt normy – ASTM D02.C Section C01.B (WK13070) - Membrane Patch
Colorimetry [13].

    W branży diagnostyki olejowej i pomiarów fizykochemicznych olejów turbinowych dostępne są obecnie również najnowsze testy określające skłonność oleju do emisji nierozpuszczalnych osadów starzeniowych. W układach olejowych turbozespołów i dużych układach obiegowych o pojemnościach rzędu dziesiątek tysięcy litrów, czas pracy oleju z reguły wynosi wiele lat (najstarsze oleje Remiz TU 32 są eksploatowane w turbogeneratorach 220 MW przez ponad 16,5 roku). W tym czasie zazwyczaj następuje wydzielanie produktów starzenia oleju i/lub wnikanie do oleju różnorakich zewnętrznych zanieczyszczeń spoza układu olejowego. Bez starannej/należytej obserwacji analizy trendów zmian wybranych własności parametrów oleju, przez długi czas (licząc od wymiany oleju) nierozpuszczalne produkty starzenia oleju pozostają niewykryte. Produkty skomplikowanych reakcji utleniania oleju, niezatrzymane podczas bocznikowej filtracji roboczej, mają zazwyczaj tendencje do odkładania się w postaci różnorakich osadów, twardych (lakiery, ang. varnish) jak i miękkich (szlamy, ang. sludge). Depozyty te są w stanie skutecznie uniemożliwić przepływ oleju do łożysk, regulatorów i innych elementów układu regulacji, jak również powodować uszkodzenia układu uszczelnień. Szlamy olejowe gromadzą się na wszelkich elementach układu olejowego, zwłaszcza w rurociągach, zbiornikach i chłodnicach, bardzo mocno przylegając do powierzchni. Zbyt duża ilość osadów w pewnym momencie zagraża funkcjonowaniu całego sytemu olejowego a tym samym grozi awarią turbozespołu. Obecnie istnieją skuteczne metody pomiarowe umożliwiające ciągły nadzór nad zjawiskiem tworzenia się nierozpuszczalnych osadów w olejach np. przy pomocy testu MPC (Mebrane Patch Colorimetry) opracowanego przez wiodące
światowe laboratorium olejowe Oelcheck GmbH z Brannenburga (Niemcy) dla olejów turbinowych, którego wyłącznym partnerem techniczno-handlowym w Polsce jest Ecol Sp. z o.o.
    W badaniach olejów turbinowych na potencjalne ryzyko wydzielenia osadów w oleju i związane z nimi problemy potrzebne jest ocena wyników następujących badań:
• Ocena stopnia oksydacji za pomocą spektrum FT-IR. Pomiar liczby kwasowej (AN lub NZ).
• Ocena barwy.
• Pomiar własności wydzielania powietrza.
• Pomiar skłonności do pienienia.
• Pomiar własności deemulgacyjnych.
• Pomiar zawartości i ocena stopnia zużycia inhibitorów utleniania fenolowych i aminowych - RULER.
• Pomiar i ocena odporności na starzenie – test RPVOT w bombie rotacyjnej.
• Pomiar i ocena wyników klasy czystości.
• Pomiar i ocena przyrostu zanieczyszczeń stałych na membranie filtracyjnej 0,45
μm – test MPC.
• Pomiar i ocena zmiany lepkości.
• Pomiar stężeń pierwiastków zawartych w olej.

W ostatnich kilku latach rozwinięto na świecie nowe metody oznaczania stopnia wyczerpania różnego typu inhibitorów starzenia inne niż bazujące na metodach FTIR.

    Należy pamiętać, że trendy w czasie w/w parametrów w czasie mają bardzo różne przebiegi i skupianie się tylko na pojedynczych parametrach może prowadzić do błędnego wniosku. Z tego powodu należy zawsze brać jednocześnie pod uwagę różne pomiary (testy) potwierdzające stawianą hipotezę.
    Powyższe pomiary mogą wskazywać na przyspieszone indukowanie unoszących się w oleju miękkich cząsteczek o wysokiej masie molekularnej. Cząstki takie wiążą się w konglomeraty, tworząc osady na wszystkich komponentach układu olejowego, prowadząc do różnorakich problemów z eksploatacją turbozespołu. Wypowiedź o ryzyku tworzenia się nierozpuszczalnych osadów jedynie na podstawie standardowych testów nie była łatwa (o ile w ogóle możliwa) aż do dzisiaj. Od kilku lat w USA przeprowadzane są próby nad badaniem nazwanym QSA (Quantitative Spectrophotometric Analysis) z określeniem parametru VPR (varnish potential ratio). W procedurze badawczej opracowanej przez laboratorium Analysts Inc. wykorzystywany jest spektrometr do oznaczenia barwy membrany filtracyjnej. Interpretacja testu QSA jest jednak bardzo subiektywna. W USA znana jest również metoda opracowana przez dr R.O. Bolta z firmy Herguth Laboratories do porównywania tendencji do wydzielania produktów starzenia dla różnych olejów. Niemniej jednak, do dziś, wciąż nie było obiektywnej normy służącej do podobnych testów. Z tych względów inne laboratorium, Oelcheck GMbH, już od wielu lat jako członek grupy ASTM zajmującej się olejami turbinowymi, prowadził badania nad opracowaniem niezależnej normy badawczej Membrane Patch Colorimetry – ASTM D02.C Section C01.B (ASTM WK13070). Jej celem jest postawienie obiektywnej prognozy o możliwym czasie dalszej eksploatacji oleju – „jak długo jeszcze można eksploatować olej?” i możliwość porównania skłonności do emisji osadów różnych olejów w podobnej fazie eksploatacji lub badań porównawczych.
    W nowoczesnej praktyce diagnostycznej zaleca się obecnie testy RULER i MPC, które mocno uzupełniają się, ponieważ RULER identyfikuje stopień wyczerpania antyoksydantów i zapewnia informacje o tym, kiedy olej zacznie ulegać przyspieszonej degradacji. Natomiast MPC określa stopień tej degradacji na podstawie oznaczenia ilości produktów starzenia, pozwalając użytkownikom na ocenę ryzyka i podjęcie stosownych decyzji, wyprzedzając moment osadzania się tych produktów na elementach układu olejowego. Zwłaszcza dotyczy to olejów najnowszych generacji bazujących na wysokorafinowanych i hydromodyfikowanych bazach olejowych grupy II i III [16]. Wspomniane metody nie ograniczają stosowania innych znanych i wykorzystywanych rodzajów pomiarów olejów turbinowych w eksploatacji, jednak zyskały uznanie wiodących producentów turbin takich.
    W praktyce ryzyko dolewania innych olejów turbinowych jest zbyt duże, żeby go podejmować.
    Więcej informacji na ten temat można uzyskać na stronie: www.ecol.com.pl lub/ i bezpośrednio u autorów tego artykułu.

LITERATURA

[2]  Kania A., Badanie odporności na starzenie krajowych i zagranicznych olejów turbinowych metodą długotrwałego utleniania”, Energetyka (nr 5/ 2000).
[3] PN-83/C-041148. Przetwory Naftowe. Oznaczenie odporności na utlenianie olejów turbinowych z dodatkami
[4] ASTM D-943-76. Standard Test Method for Oxidation Characteristics of Inhibited Steam Turbine Oils
[5] ASTM D6971-09 – „Standard Test Method for Measurement of Hindered Phenolic and Aromatic Amine Antioxidant Content in Non-zinc Turbine Oils by Linear Sweep Voltammetry”
[6] ASTM D4378-08 Standard Practice for In-Service Monitoring of Mineral Turbine Oils for Steam and Gas Turbines
[7] DIN VGB Guideline VGB-M 416 M  for In-service Monitoring of Turbine Oils
[8] ISO 11366 – Guidance for In-service Monitoring of Lubricating Oils for Steam, Gas and Combined-Cycle Turbines
[9] ASTM D7155-06 – Standard Practice for Evaluating Compatibility if Mixtures of Turbine Lubricating
[10] Alstom Power, Lubricating and Control Oils for Gas and Steam Turbines,  HTGD90117 V0001 W en, 2009
[11] Siemens, Technical Purchasing Specification Turbine Oil, TLV9013 04, 1999
[12]PN-V-04045:2002 - Badanie Mieszalności Turbinowych Olejów Smarowych
[13] project normy ASTM D02.C Section C01.B (WK13070) - Membrane Patch Colorimetry 
[15] Wnuk S., Kania A., Szczawnicka E., Śliwa A.,  „Wytyczne stosowania paliw ciekłych, olejów i smarów w energetyce”, Centralne Laboratorium Naftowe, 1998 r. 
[16] – Livingstone G. ,Ameye J., Thompson B., Fluitec International, “Rethinking Condition Monitoring Strategies for Today’s Turbine Oils”, Machinery Lubrication, May-June 2010. www.machinerylubrication.com
 

Autorzy: Wojciech Majka – prezes zarządu Ecol Sp. z o.o., Kazimierz Majka – wiceprezes zarządu Ecol Sp. z o.o.

Artykuł został opublikowany w magazynie "ECiZ" nr 9/2010

Źródło fot. www.sxc.hu