Ganz gleich, ob Sie Transformatorisolieröl, Turbinenschmieröl oder Hydraulikflüssigkeit analysieren, eine Handvoll Testparameter verraten Ihnen fast alles, was Sie über den Ölzustand wissen müssen. Wenn Sie eine davon verpassen, hinterlassen Sie einen blinden Fleck in Ihrem Programm zur vorausschauenden Wartung.
Die dielektrische Durchschlagsspannung ist der Haupttest für Isolieröle. Gemäß ASTM D877, D1816 oder IEC 60156 misst es die Spannung, bei der Öl zwischen zwei Elektroden elektrisch ausfällt. Feuchtigkeit, Fasern und Oxidationsschlamm senken diesen Wert. Ein Messwert unter 30 kV bei neuem Öl oder 20 kV bei in Betrieb befindlichem Öl bedeutet, dass die Flüssigkeit gefiltert oder ausgetauscht werden muss, bevor es zu einem Überschlag kommt.
Für Schmieröle ist die kinematische Viskosität bei 40 Grad und 100 Grad -, gemessen gemäß ASTM D445 -, der Ausgangspunkt. Die Viskosität bestimmt direkt die Filmstärke zwischen sich bewegenden Oberflächen. Eine 10-prozentige Abweichung vom Ausgangswert deutet normalerweise auf eine Oxidationsverdickung oder eine Verdünnung der Kraftstoffverdünnung hin, die beide eine Untersuchung der Grundursache erfordern.
Der Feuchtigkeitsgehalt, quantifiziert durch Karl-Fischer-Titration gemäß ASTM D1533 oder IEC 60814, ist sowohl für Isolieröle als auch für Schmierstoffe von Bedeutung. In Transformatorenöl kann Wasser über 20 bis 30 ppm die Spannungsfestigkeit um die Hälfte reduzieren. In Schmierölen fördert Wasser den Ausfall von Additiven, Korrosion und Wasserstoffversprödung in Lagern.
Die Gesamtsäurezahl (TAN) gemäß ASTM D974 oder D664 verfolgt die Bildung organischer Säuren durch Oxidation. Bei Transformatoröl ist eine TAN über 0,2 mg KOH/g zu beachten; über 0,5 greift das Öl aktiv die Zelluloseisolierung an. Bei Motor- und Hydraulikölen weist ein steigender TAN auf eine Erschöpfung des Additivs und ein erhöhtes Risiko von korrosivem Verschleiß hin.
Die Analyse gelöster Gase, die nach ASTM D3612 oder IEC 60599 durchgeführt wird, ist einzigartig in der Transformatorenöldiagnose. Verschiedene Fehlertypen erzeugen charakteristische Gasverhältnisse - Acetylen weist auf Lichtbogen, Wasserstoff und Methan auf Teilentladung, Ethylen auf thermische Überhitzung hin. Kein anderer Einzeltest bietet so viele Einblicke in die Vorgänge im Inneren eines versiegelten Transformatorkessels.
Schließlich misst die Grenzflächenspannung gemäß ASTM D971 polare Verunreinigungen an der Öl-{1}}Wassergrenze. Neues Öl liegt über 40 mN/m; Ein Abfall unter 22 mN/m deutet auf eine schlammartige Oxidation hin, die BDV und TAN möglicherweise erst später erkennen. Für Zuverlässigkeitsingenieure, die Flotten kritischer Anlagen verwalten, ist IFT der Kanarienvogel im Kohlebergwerk, - leise, günstig und oft der erste Parameter, der sich bewegt, wenn etwas schief geht.
