ISO 11366:2025

Petroleum and related products - In-servicing of steam, gas and combined cycle turbines lubricating oils - Guidance and requirements

This document provides guidance and requirements for the maintenance in service of mineral oils used as lubricating oils and control fluids used to lubricate steam, gas and combined cycle turbines in service. This document is applicable to lubricants classified in ISO 6743-5 and specified in ISO 8068, except the grades TSD, TGD and TCD (phosphate esters) for which ISO 11365 is more relevant, and the grades TGCE, THA, THCH, THCE and THE. This document also gives guidance and requirements with respect to the corrective actions that are taken to maximize service life.

Produits pétroliers et produits connexes — Suivi en service des huiles lubrifiantes pour turbines à vapeur, à gaz et à cycle combiné — Recommandations et exigences

Le présent document fournit des recommandations et des exigences pour le maintien en service des huiles minérales utilisées comme huiles lubrifiantes et des fluides de contrôle utilisés pour la lubrification des turbines à vapeur, à gaz et à cycle combiné en service. Ce document s'applique aux lubrifiants classifiés dans l'ISO 6743-5 et spécifiés dans l'ISO 8068, à l'exception des grades TSD, TGD et TCD (esters phosphates) pour lesquels l'ISO 11365 est plus pertinente, et des grades TGCE, THA, THCH, THCE et THE. Le présent document donne également des recommandations et des exigences concernant les actions correctives mises en œuvre pour garantir une durée de vie en service maximale.

General Information

• Status: Published
• Publication Date: 05-May-2025
• ICS: 75.100 - Lubricants, industrial oils and related products
• Technical Committee: ISO/TC 28/SC 4 - Classifications and specifications
• Drafting Committee: ISO/TC 28/SC 4/WG 16 - Classifications and specifications of Industrial gear oils, turbine oils and compressor oils
• Current Stage: 6060 - International Standard published
• Start Date: 06-May-2025
• Due Date: 02-Apr-2025
• Completion Date: 06-May-2025

Relations

• Revises: ISO/TS 11366:2011 - Petroleum and related products - Guidance for in-servicing of lubricating oils for steam, gas and combined-cycle turbines
• Effective Date: 07-Oct-2023

Overview - ISO 11366:2025 (Turbine lubricating oils, in‑service)

ISO 11366:2025 provides guidance and requirements for in‑service maintenance of mineral oils used as lubricating oils and control fluids for steam, gas and combined‑cycle turbines. It covers oils classified under ISO 6743‑5 and specified in ISO 8068, while excluding certain phosphate ester grades (TSD, TGD, TCD - see ISO 11365) and several other specific grades (TGCE, THA, THCH, THCE, THE). The standard focuses on monitoring practices, recommended tests, sampling, interpretation and corrective actions to maximize oil service life and turbine reliability.

Key technical topics and requirements

• Scope and applicability: Types of turbines (steam, gas, combined cycle), oil classifications and exclusions.
• Factors affecting service life: System design, start‑up conditions, original oil quality, operating temperature, contamination and make‑up rates.
• Deterioration mechanisms: Viscosity change, oxidation, sludge and deposits, water, particulate contamination, antirust properties, foaming and air release, total acid number (TAN), flash point.
• Recommended tests (field and laboratory):
  • Appearance, odour and colour
  • Total acid number (TAN) and remaining oxidation stability
  • Sludge and membrane patch colorimetry (MPC)
  • Particle counting and wear metal analysis
  • Kinematic viscosity and flash point
  • Water content, separability, air release and foaming characteristics
• Sampling and handling: Guidance on sampling points, lines, containers and marking to ensure representative oil samples.
• Testing schedules & frequency: Framework for minimum testing, new oil examination, in‑service monitoring and field screening vs laboratory tests.
• Corrective actions and life extension: Procedures such as bleed & feed, inhibitor or antifoam treatment, rust inhibitor application and clay treatment to prolong oil life.

Practical applications and users

ISO 11366 is intended for organizations involved in turbine lubrication management and reliability:

• Power plant operators and maintenance teams (steam, gas, combined‑cycle)
• Turbine OEMs and service providers
• Lubricant manufacturers and formulators
• Oil analysis laboratories and condition monitoring engineers
• Asset managers and reliability/maintenance engineers

Use cases include establishing oil testing programs, interpreting oil analysis results, defining sampling procedures, implementing corrective measures, and optimizing oil change intervals to reduce downtime and lifecycle cost.

Related standards

• ISO 6743‑5 (lubricant classification)
• ISO 8068 (turbine lubricant specifications)
• ISO 11365 (phosphate ester turbine oils - referenced for excluded grades)

Keywords: ISO 11366, turbine lubricating oils, in‑service monitoring, oil testing, turbine maintenance, steam turbine, gas turbine, combined cycle, lubricant sampling, oil condition monitoring.

Standards Content (Sample)

International
Standard
ISO 11366
First edition
Petroleum and related products —
2025-05
In-servicing of steam, gas and
combined cycle turbines lubricating
oils — Guidance and requirements
Produits pétroliers et produits connexes — Suivi en service
des huiles lubrifiantes pour turbines à vapeur, à gaz et à cycle
combiné — Recommandations et exigences
Reference number
© ISO 2025
All rights reserved. Unless otherwise specified, or required in the context of its implementation, no part of this publication may
be reproduced or utilized otherwise in any form or by any means, electronic or mechanical, including photocopying, or posting on
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or ISO’s member body in the country of the requester.
ISO copyright office
CP 401 • Ch. de Blandonnet 8
CH-1214 Vernier, Geneva
Phone: [phone]
Email: [e-mail]
Website: www.iso.org
Published in Switzerland
ii
Contents Page
Foreword .v
Introduction .vi
1 Scope . 1
2 Normative references . 1
3 Terms and definitions . 2
4 Description of turbine oils. 2
5 Factors affecting the service life . 3
5.1 General .3
5.2 Oil system design .3
5.3 Conditions of the oil system at start-up .4
5.4 Original oil quality .4
5.5 System operating temperature .4
5.6 Contamination rates and purification provisions .4
5.7 Oil make-up rates .5
6 Deterioration of turbine oils in service . 5
6.1 General .5
6.2 Viscosity .5
6.3 Oxidation stability .5
6.4 Solid particles .6
6.5 Sludge . .6
6.6 Antirust properties .6
6.7 Water separability .7
6.8 Foaming and air release characteristics .7
6.9 Total acid number .7
6.10 Flash point .7
7 Recommended tests and interpretation . 8
7.1 Appearance and odour .8
7.2 Colour .8
7.3 Total acid number .8
7.4 Sludge and deposits .8
7.5 Particle counting .9
7.6 Wear metals .9
7.7 Kinematic viscosity .10
7.8 Remaining oxidation stability .11
7.9 Membrane patch colorimetry (MPC) .11
7.10 Water content .11
7.11 Rust prevention characteristics .11
7.12 Water separability . 12
7.13 Foaming characteristics . 12
7.14 Air-release value . 12
7.15 Flash point . 13
8 Sampling .13
8.1 General . 13
8.2 Sampling point . 13
8.3 Sampling line . 13
8.4 Containers .14
8.5 Samples marking .14
9 Examination of new oil .15
9.1 General . 15
9.2 Sampling of new oil deliveries . 15
9.3 Examination of new oil deliveries . 15

iii
9.4 Testing schedules .16
9.4.1 Minimum requirements .16
9.4.2 Installation of a new oil charge .16
10 Examination of oils in service . 17
10.1 Testing procedures .17
10.1.1 General .17
10.1.2 Field screening tests .17
10.1.3 Laboratory tests .18
10.2 Frequency of the testing . 22
11 Prolonging an oil in service . .22
11.1 General . 22
11.2 Partial draining and refilling (bleed and feed) . 23
11.3 Treatment with the oxidation inhibitor package . 23
11.4 Treatment with the rust inhibitor .24
11.5 Treatment with antifoaming agent .24
11.6 Clay treatment .24
11.7 Conclusion .24
Bibliography .26

iv
Foreword
ISO (the International Organization for Standardization) is a worldwide federation of national standards
bodies (ISO member bodies). The work of preparing International Standards is normally carried out through
ISO technical committees. Each member body interested in a subject for which a technical committee
has been established has the right to be represented on that committee. International organizations,
governmental and non-governmental, in liaison with ISO, also take part in the work. ISO collaborates closely
with the International Electrotechnical Commission (IEC) on all matters of electrotechnical standardization.
The procedures used to develop this document and those intended for its further maintenance are described
in the ISO/IEC Directives, Part 1. In particular, the different approval criteria needed for the different types
of ISO document should be noted. This document was drafted in accordance with the editorial rules of the
ISO/IEC Directives, Part 2 (see www.iso.org/directives).
ISO draws attention to the possibility that the implementation of this document may involve the use of (a)
patent(s). ISO takes no position concerning the evidence, validity or applicability of any claimed patent
rights in respect thereof. As of the date of publication of this document, ISO had not received notice of (a)
patent(s) which may be required to implement this document. However, implementers are cautioned that
this may not represent the latest information, which may be obtained from the patent database available at
www.iso.org/patents. ISO shall not be held responsible for identifying any or all such patent rights.
Any trade name used in this document is information given for the convenience of users and does not
constitute an endorsement.
For an explanation of the voluntary nature of standards, the meaning of ISO specific terms and expressions
related to conformity assessment, as well as information about ISO's adherence to the World Trade
Organization (WTO) principles in the Technical Barriers to Trade (TBT), see www.iso.org/iso/foreword.html.
This document was prepared by Technical Committee ISO/TC 28, Petroleum and related products, fuels and
lubricants from natural or synthetic sources, Subcommittee SC 4, Classifications and specifications.
This first edition of ISO 11366 cancels and replaces ISO/TS 11366:2011, which has been technically revised.
The main changes are as follows:
— addition of Clause 3 “Terms and definitions” and renumbering of the other clauses accordingly;
— addition of subclauses 6.10 “Flash point”, 7.6 “Wear metals” and 7.9 “Membrane patch colorimetry (MPC)",
and Clause 11 “Prolonging an oil in service”;
— inclusion of additional tests and update of recommended test results;
— update of the normative references and the Bibliography.
Any feedback or questions on this document should be directed to the user’s national standards body. A
complete listing of these bodies can be found at www.iso.org/members.html.

v
Introduction
The in-service monitoring of turbine oils is largely recognized by the power generation industry as necessary
to insure long and trouble-free operation of turbines.
There are three main types of stationary turbines used in power generation plants: steam turbines, gas
turbines and combined cycle turbines. The combined cycle turbines consist of two types:
— the first type associates a gas turbine with a steam turbine, with separated lubricating circuits;
— the second type is called a single shaft combined cycle turbine, in which the steam and the gas turbines
are on the same shaft and are lubricated with the same oil.
The lubrication requirements of gas turbines and steam turbines are quite similar, but there are some big
differences. Gas turbine oils are submitted to localized hot spots and water contamination is less likely.
Gas turbine oils have shorter service life than steam turbine oils, which can range from 10 to 20 years,
depending on the top-up level. The lifetime of gas turbine oils can range from five to 10 years, or more.
The values of the various characteristics mentioned in this document are purely indicative. For proper
interpretation of the results, many factors should be taken into account, such as the type of equipment,
design of the lubricating oil circuit and top-up level.
It is expected that the manufacturer’s instructions are followed.
This document is intended to:
— help power equipment operators evaluate the conditions of the oil in their equipment and maintain oils
in-serviceable conditions;
— help users to understand how the oils deteriorate and to carry out a meaningful programme of sampling
and testing of oils in use.
vi
International Standard ISO 11366:2025(en)
Petroleum and related products — In-servicing of steam, gas
and combined cycle turbines lubricating oils — Guidance and
requirements
1 Scope
This document provides guidance and requirements for the maintenance in service of mineral oils used as
lubricating oils and control fluids used to lubricate steam, gas and combined cycle turbines in service.
This document is applicable to lubricants classified in ISO 6743-5 and specified in ISO 8068, except the
grades TSD, TGD and TCD (phosphate esters) for which ISO 11365 is more relevant, and the grades TGCE,
THA, THCH, THCE and THE.
This document also gives guidance and requirements with respect to the corrective actions that are taken
to maximize service life.
2 Normative references
The following documents are referred to in the text in such a way that some or all of their content constitutes
requirements of this document. For dated references, only the edition cited applies. For undated references,
the latest edition of the referenced document (including any amendments) applies.
ISO 2049, Petroleum products — Determination of colour (ASTM scale)
ISO 2592, Petroleum and related products — Determination of flash and fire points — Cleveland open cup method
ISO 2719, Determination of flash point — Pensky-Martens closed cup method
ISO 3104, Petroleum products — Transparent and opaque liquids — Determination of kinematic viscosity and
calculation of dynamic viscosity
ISO 3170, Petroleum liquids — Manual sampling
ISO 3722, Hydraulic fluid power — Fluid sample containers — Qualifying and controlling cleaning methods
ISO 4021, Hydraulic fluid power — Particulate contamination analysis — Extraction of fluid samples from lines
of an operating system
ISO 4405, Hydraulic fluid power — Fluid contamination — Determination of particulate contamination by the
gravimetric method
ISO 4406, Hydraulic fluid power — Fluids — Method for coding the level of contamination by solid particles
ISO 4407, Hydraulic fluid power — Fluid contamination — Determination of particulate contamination by the
counting method using an optical microscope
ISO 6247, Petroleum products — Determination of foaming characteristics of lubricating oils
ISO 6296, Petroleum products — Determination of water — Potentiometric Karl Fischer titration method
ISO 6614, Petroleum products — Determination of water separability of petroleum oils and synthetic fluids
ISO 6618, Petroleum products and lubricants — Determination of acid or base number — Colour-indicator
titration method
ISO 6619, Petroleum products and lubricants — Neutralization number — Potentiometric titration method
ISO 7120, Petroleum products and lubricants — Petroleum oils and other fluids — Determination of rust-
preventing characteristics in the presence of water
ISO 9120, Petroleum and related products — Determination of air-release properties of steam turbine and other
oils — Impinger method
ISO 11500, Hydraulic fluid power — Determination of the particulate contamination level of a liquid sample by
automatic particle counting using the light-extinction principle
ISO 12937, Petroleum products — Determination of water — Coulometric Karl Fischer titration method
ISO 20764, Petroleum and related products — Preparation of a test portion of high-boiling liquids for the
determination of water content — Nitrogen purge method
ASTM D2272, Standard Test Method for Oxidation Stability of Steam Turbine Oils by Rotating Pressure Vessel
ASTM D2273, Standard Test Method for Trace Sediment in Lubricating Oils
ASTM D5185, Standard Test Method for Determination of Additive Elements, Wear Metals, and Contaminants in
Used Lubricating Oils and Determination of Selected Elements in Base Oils by Inductively Coupled Plasma
ASTM D6595, Standard Test Method for Determination of Wear Metals and Contaminants in Used Lubricating
Oils or Used Hydraulic Fluids by Rotating Disc Electrode Atomic Emission Spectroscopy
ASTM D7596, Standard Test Method for Automatic Particle Counting and Particle Shape Classification of Oils
Using a Direct Imaging Integrated Tester
ASTM D7843, Standard Test Method for Measurement of Lubricant Generated Insoluble Color Bodies in In-
Service Turbine Oils using Membrane Patch Colorimetry
3 Terms and definitions
No terms and definitions are listed in this document.
ISO and IEC maintain terminology databases for use in standardization at the following addresses:
— ISO Online browsing platform: available at https:// www .iso .org/ obp
— IEC Electropedia: available at https:// www .electropedia .org/
4 Description of turbine oils
Steam- and gas-turbines oils consist of highly refined hydrocarbon-origin base stocks in which additives
are added to provide or to improve oxidation stability, as well as rust-protection properties, corrosion-
protection properties (mainly for copper and copper containing materials). Additional foam suppressants
can be added to limit the foaming tendency. However, care should be taken to avoid adding too much foam
suppressant, which can have detrimental effect on air release properties. Demulsifiers can also be used to
improve the water-shedding properties, but this should not be a common practice.
To formulate turbines oils, base stocks of API groups I and II are used with success. For special applications,
e.g. high-temperature gas turbines, API groups III, III+ and IV base stocks can also be used. In most instances,
API group I and group II base stocks are largely sufficient. The refining degree of group I and group II base
stocks vary from one producer to another. Hydrogen treatment is essential to get a good response to the
antioxidants and to obtain good water-shedding and air-release properties.
Numerous technologies are available to provide the necessary performance in terms of oxidation stability,
and rust and corrosion protection. Combination of phenol- and amine-type antioxidants, associated with
proper rust inhibitors (either ashless or ash containing) and copper corrosion inhibitors, are commonly used.

For some applications, mainly when the turbine is coupled to gears, extreme-pressure additives are required.
These extreme-pressure additives shall be chosen so as to not impair the oxidation stability.
The use of viscosity modifiers (viscosity index improvers) is not permitted.
All new oils shall comply with ISO 8068, which includes requirements with respect to the most important
properties, as follows:
— oxidation stability;
— low tendency to sludge forming;
— rust-protection properties;
— copper corrosion-protection properties;
— foaming tendency;
— air-release ability;
— water-shedding characteristics.
However, it cannot be expected that all these properties remain unchanged for the life of the oil.
The oil unavoidably undergoes deterioration. Some deterioration can be tolerated without prejudice to the
safety and efficiency of the system. Good monitoring procedures are necessary to determine when the oil
characteristics have reached the condemning limits, i.e. critical values for the most important characteristics
that can be deleterious to the function of the installation.
5 Factors affecting the service life
5.1 General
The following factors can affect the service life of turbine lubricating oils:
— oil system design;
— condition of the oil system at start-up;
— original oil quality;
— system operating temperature and duty cycle;
— contamination rates and oil purification provisions;
— oil make-up rates.
5.2 Oil system design
Most modern turbine-lubricating systems are very similar in design, especially for the larger units. The
usual practice is to pressurize feed oil directly from the main pump oil. To maintain reliability, after start-up
of the turbine, the main pump is directly actuated by the turbine rotor. The oil is pumped from a reservoir of
sufficient capacity to ensure a residence time of about 10 minutes for the turbine oil, so as to allow complete
air release by the oil. The rest of the circulating system consists of an oil cooler, a strainer, a purification and
filtration system, an oil tank vapour extractor and hydrogen removing units. The purification equipment
includes centrifuging to remove water and is of utmost importance for achieving satisfactory oil lives.
For the larger turbines, high-pressure hydraulic pumps (up to 50 MPa outlet pressure) are used to lift the
turbine shaft to allow for turning.

5.3 Conditions of the oil system at start-up
The individual components of a turbine lubrication system are usually delivered on-site before the system
is installed. These components are generally pre-cleaned and delivered with a protection system to
prevent corrosion or contamination ingress. The length of on-site storage and the means taken to preserve
the integrity of the protection of the internal surfaces of the lubricating system will affect the amount of
contamination introduced prior to use. During the installation of the lubricating-oil system components,
attention should be paid to minimizing openings in the system and to maintaining cleanliness. Guidance
on contamination control, flushing and purification can be sought from the equipment supplier or other
industry experts.
Turbine-oil system contamination before start-up can consist of preservatives, paint, rust particles and
various types of solid matter which range from dust, weld and metal chips, to rags, bottles and cans. Minute
amounts of remaining preservatives can largely impair the water shedding and air release properties; the
remaining particles can induce filter clogging and abrasive wear.
5.4 Original oil quality
Use of a high-quality oil is the best assurance for achieving long service life. The turbine oil is expected
to meet the generally available recognized standards (e.g. ISO 8068) and the requirements of the turbine
manufacturer.
It is recommended to obtain typical test data from the oil supplier. Upon receipt of the first oil charge, a
sample of oil should be taken and tests should be conducted to confirm the typical test data. Another sample
should be collected 2 h to 24 h after the initial operation and tested for all parameters listed in Table 5.
The analytical data obtained will be used as a baseline for future comparison with information on used oil.
Recommended tests for new oil are given in 9.4.
When new turbine oil is required to be mixed with a charge of a different composition, preliminary tests
should be made to ensure that there will be no loss of expected properties due to incompatibility. The
preliminary tests should include functional tests such as water-shedding properties; foaming and air-
release properties and checks for formation of insoluble matter. Turbine oil compatibility assessments such
[16]
as ASTM D7155 may be used.
5.5 System operating temperature
The most important factors affecting the anticipated service life of a given oil in a turbine system are the
operating conditions within the system. Air (oxygen), elevated temperatures, metals and water are always
present to some extent in the oil systems. All of these conditions promote oil degradation.
Many turbine-oil systems are provided with oil coolers to control the temperature. In many cases, oil bulk
temperature is maintained below 60 °C, which promotes moisture condensation. However, even with low
bulk temperatures, hot spots can be localized in bearings, at gas seals or in throttle-control mechanisms.
This can cause significant oil degradation and will eventually cause the oil in the system to show signs of
deterioration.
Under the higher-temperature conditions found in gas and steam turbines, oxidation of the oil can be
accelerated by thermal-oxidative cracking, giving rise to the production of viscous resins and deposits,
particularly at the point of initiation.
5.6 Contamination rates and purification provisions
Contamination of turbine oils during service occurs both from outside (external contamination) and inside
(internal contamination) the system due to the oil degradation, moisture condensation or leaks.
Achieving a clean turbine lubrication-oil system at start-up is of utmost importance. Once attained, the
danger of external contamination decreases but caution should still be maintained against it. External
contamination can enter the lubrication system through bearing seals and vents, as air (i.e. oxygen) and
moisture are always present in the oil systems. The oil can also be contaminated by the introduction of oils of

different types, either of the wrong type or a type incompatible with the system oil. Either the oil supplier or
the turbine manufacturer, or both, should be consulted before different oils are mixed or additives are used.
Internal contaminants, on the other hand, are generated within the system all the time. Such contaminants
can include water, metal-wear particles and oil degradation by-products. Metal particles can occur due to
wear in journal and thrust bearings, gear, pumps, servo-valves and seals. Metal particles can also occur as a
result of rusting, especially if the oil has relatively high moisture content.
All these contaminants should be removed continuously by properly designed purification devices: filters,
centrifuges, coalescers, vacuum dehydrators, and varnish removal technology. With respect to varnish
removal, it is possible to apply electrostatic purification (the varnish precursors charge and agglomerate
into larger particles that are captured by a filter mat or attracted to a charged, disposable surface),
filtration using absorbent media (fuller’s earth, activated carbon), or a varnish removal filter based on the
physisorption phenomenon.
5.7 Oil make-up rates
The frequency and the amount of make-up oil added to the system play a very significant part in determining
the life of a system oil charge. Make-up varies from below 5 % per year (8 000 h of service) to as much as
30 % in extreme cases. In turbines where make-up is relatively high compared to the oil degradation rate,
the degree of degradation is compensated, and a long life can be expected. In turbines where the make-up
is less than 5 %, a real picture of the actual oil degradation is obtained. However, such a system should be
carefully watched, since the oil life depends almost exclusively of its original quality.
Most generally, the average make-up lies between 7 % to 10 % per year.
6 Deterioration of turbine oils in service
6.1 General
Irrespective of their initial quality, turbine oils will deteriorate due to the conditions of use. This is quite
normal. However, the degradation shall be monitored and reduced, if possible, when it is considered to be
excessive.
6.2 Viscosity
Most commercial turbine oils fall into ISO VG 32, ISO VG 46, ISO VG 68 and ISO VG 100 grades as described in
ISO 3448. Most gas-turbines are lubricated with ISO VG 32 grade oils and most steam turbines are lubricated
with ISO VG 46 grade oils. The use of ISO VG 68 and ISO VG 100 grade oils is less common.
The main purpose of checking the viscosity of turbine oil in service is to determine whether the correct
oil is being used and to detect contamination. Turbine oils rarely show significant viscosity changes due to
degradation. Viscosity increase can result from oxidation, volatilization of the lighter fractions of the base
stock or emulsion with water. Viscosity decrease is most likely the result of contamination; it can also be the
result of cracking by prolonged thermal effect, e.g. malfunctioning of a heater.
6.3 Oxidation stability
One of the most important parameters of turbine oil is its oxidation stability.
The oxidation stability will gradually decrease in service owing to the catalytic effect of the dissolved metals
(iron, copper, tin, etc.) and the depletion of the anti-oxidant system. The latter occurs as a result of the normal
functioning of the additive (i.e. a chemical reaction with the oxidation precursors, giving rise to inactive
species). Other causes of the anti-oxidant system depletion include volatilization (i.e. fumes extraction by
putting the main oil tank under depression), and the wash-out by water in wet systems.
The rate of removal is, to some extent, dependent on the method and conditions of oil purification, because
centrifuges and coalescers tend to remove more of the antioxidant additive with the water than vacuum
dehydrators. On the other hand, too high a vacuum in conjunction with a high oil temperature for the vacuum

dehydrator type purifiers or seal oil degasifier can pull out some of the volatile antioxidants. This will often
be evident as deposits in the top of the vacuum chamber.
As the oxidation-stability reserve decreases, acidic compounds that undergo further reactions are formed,
leading to more complex compounds. The cross-linking of the acids formed gives rise to a more-or-less
soluble sludge. The solubility of the sludge depends on the type of base stocks used to formulate the products
and the temperature of the lube oil. The sludge generally settles in areas of the lubricant circuit, including the
reservoir and other critical areas, interfering with the lubrication and cooling of bearings and moving parts.
The presence of oxidation products leads also to the deposits of lacquer and varnish, possibly provoking
sticking of valves.
6.4 Solid particles
The most deleterious contaminants found in turbine oils systems are those left behind when the system is
constructed and installed or when it is opened for maintenance and repair. The need for proper cleaning and
flushing of new or repaired turbine-oil systems is emphasized. In addition to these types of contaminants,
there are further opportunities for solids to enter the lubricant oil system, e.g. improperly installed or
maintained vents, mainly in dusty and hostile environments, or bad shop-floor practices when performing
make-ups.
During operation, the equipment can accumulate a significant amount of particulate matter, entering during
the topping-up operations through the bearing shaft seals. Other contaminants include the particles created
by abrasive wear and those created by rust or corrosion.
Whatever the source, the presence of abrasive solids cannot be tolerated since they promote scoring
and damages to the bearing and journals; moreover, they can cause malfunction and sticking of control
mechanisms. In addition, solid particles can favour air entrainment, foaming, water emulsification and
oxidation.
The particulate matters shall be removed by efficient means, like filtration on a cartridge filter with an
appropriate pore size and filtration ratio, combined or not with centrifuges. In well maintained systems, the
abrasive solids are removed before the occurrence of any damage.
6.5 Sludge
The term sludge is usually applied to the sediments deposited as the end result of the ageing process. Sludge
can be formed in the oil by its oxidation at hot spots, e.g. in bearing housings, seals, gears and control
pistons, and its build-up in a normally operated system is dependent upon the oxidation stability of the oil,
the temperature of the oil, flow rates and operating duty cycles. Other types of sludge can also be formed in
wet systems at the oil/water interface by the emulsification of certain additives by water, by the hydrolysis
of additives, by bacterial and fungal growth and by corrosion products. In the case of growth of bacteria and
fungi, the sludge can have a pungent odour.
The presence of sludge in oil has similar effects to those cited for solid particles in 6.4.
6.6 Antirust properties
Antirust protection provided by the lubricant is significant for turbine systems. Protection is required in
areas of fluid flow, for surfaces covered by static drops of water, and for areas that are only occasionally
splashed by the lubricant.
Modern steam- and gas-turbine oils, often used in combined cycle systems, are formulated to provide rust
protection. Therefore, they contain rust-protection additives. The rust protection additive can be of various
types, depending on the options taken by the formulator: acidic products (e.g. hemi-esters of succinic acid)
or metallic soaps (e.g. neutral calcium soaps of benzene sulfonic acids).
In service, the rust-protection additive can be depleted by performing its normal function (e.g. plating out on
steel surfaces), by removal with water, by removal with wear and corrosion debris, and by chemical reaction
with contaminants. In exceptional circumstances where alkaline or polluted water enters the system, acidic
rust inhibitors can be depleted much more rapidly.

6.7 Water separability
Water can get into steam-turbine systems as a result of oil-cooler leaks, normal tank breathing and gland
seal steam. Water adversely affects turbine oils by reacting with metals to catalyse oxidation. It also
depletes water-sensitive oil additives, such as some rust inhibitors, and can cause rusting and corrosion. In
gas turbines, minor amounts of water are normally driven off during normal operation. In steam turbines,
if the oil is in a good condition, water settles at the bottom of the tank and can be easily drained off as a
routine operating procedure. Purification systems will also assist in removing water. If, during aging, the
turbine oil has developed poor water-shedding characteristics, significant amounts of water will remain in
the system and create problems.
In addition to chemical effects on the oil and additives, the lubricating properties of the oil can also be
adversely affected. Adequate lubrication cannot be maintained by oil that contains a significant amount of
free or dispersed water. Free water can cause hard, brittle deposits to form on bearings with a Babbitt layer.
It should be noted that the water separability characteristics of oil can be dramatically affected by
contamination with small quantities of detergent-type oils. This is often the result of improper oil topping-up
operations or by residual quantities of detergent oil in a tank that is subsequently used for a steam turbine.
The water separability characteristics can also be affected by contamination with the residue of cleansing
products containing surface-active agents.
6.8 Foaming and air release characteristics
Foaming problems have generally three possible origins:
— mechanical design: usually the most difficult to overcome but can often be alleviated either by preventing
suction line air injection, or by oil tank design changes, or both;
— mechanical assembly and operation: due to air or gas leaks resulting from mis-assembly, excessive seal
clearances, operating wear or failure;
— anti-foam agent depletion and contamination: usually can be corrected with an antifoam agent.
Determination of the cause is necessary to come up with a solution to the problem.
Some foam on the top of the oil reservoir is normal and is a cause of concern only if it becomes excessive. In
some cases, foam can block vents or interfere with the tank air extraction fans.
In turbine operation, air release properties are essential to avoid air entrainment in the circuit with effects
of cavitation in the bearings and decrease of the rigidity of the oil film. Care should be taken to use the
correct anti-foam agent at t
...

Norme
internationale
ISO 11366
Première édition
Produits pétroliers et produits
2025-05
connexes — Suivi en service des
huiles lubrifiantes pour turbines à
vapeur, à gaz et à cycle combiné —
Recommandations et exigences
Petroleum and related products — In-servicing of steam, gas
and combined cycle turbines lubricating oils — Guidance and
requirements
Numéro de référence
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publication ne peut être reproduite ni utilisée sous quelque forme que ce soit et par aucun procédé, électronique ou mécanique,
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Case postale 401 • Ch. de Blandonnet 8
CH-1214 Vernier, Genève
Tél.: [phone]
E-mail: [e-mail]
Web: www.iso.org
Publié en Suisse
ii
Sommaire Page
Avant-propos .v
Introduction .vi
1 Domaine d'application . 1
2 Références normatives . 1
3 Termes et définitions . 2
4 Description des huiles pour turbines . 2
5 Facteurs affectant la durée de vie en service . 3
5.1 Généralités .3
5.2 Conception du système de lubrification .4
5.3 État du système de lubrification au démarrage .4
5.4 Qualité de l'huile neuve .4
5.5 Température de fonctionnement de l’installation .4
5.6 Taux de contamination et mesures de purification .5
5.7 Taux d'appoint d'huile .5
6 Dégradation des huiles en service . 6
6.1 Généralités .6
6.2 Viscosité .6
6.3 Stabilité à l'oxydation .6
6.4 Particules solides .6
6.5 Boues .7
6.6 Propriétés antirouille .7
6.7 Pouvoir de séparation d’eau .7
6.8 Caractéristiques de moussage et de désaération.8
6.9 Indice d'acide total .8
6.10 Point d’éclair .8
7 Essais recommandés et interprétation. 9
7.1 Aspect et odeur .9
7.2 Couleur.9
7.3 Indice d'acide total .9
7.4 Boues et dépôts .9
7.5 Comptage des particules .10
7.6 Métaux d’usure .10
7.7 Viscosité cinématique. 12
7.8 Stabilité résiduelle à l'oxydation . 12
7.9 Colorimétrie du patch de membrane (MPC) . 12
7.10 Teneur en eau . 12
7.11 Caractéristiques antirouille . 13
7.12 Pouvoir de désémulsion . 13
7.13 Caractéristiques de moussage . 13
7.14 Temps de désaération .14
7.15 Point d'éclair .14
8 Échantillonnage . 14
8.1 Généralités .14
8.2 Point d'échantillonnage . 15
8.3 Ligne d'échantillonnage . . 15
8.4 Récipients . 15
8.5 Marquage des échantillons .16
9 Examen d'une huile neuve .16
9.1 Généralités .16
9.2 Échantillonnage des livraisons d'huile neuve .17
9.3 Examen des livraisons d'huile neuve . .17

iii
9.4 Programmes d'essais .17
9.4.1 Exigences minimales .17
9.4.2 Mise en place d'une charge d'huile neuve .18
10 Examen des huiles en service . 19
10.1 Programmes d'essai .19
10.1.1 Généralités .19
10.1.2 Essais d’évaluation sur site .19
10.1.3 Essais de laboratoire . 20
10.2 Fréquence des essais .24
11 Prolongation de la durée de vie d’une huile en service .25
11.1 Généralités . 25
11.2 Vidange partielle et remplissage . 25
11.3 Traitement avec le paquet d’inhibiteurs d’oxydation . 26
11.4 Traitement avec l’inhibiteur de rouille . 26
11.5 Traitement avec un agent anti-mousse . 26
11.6 Traitement à l’argile . 26
11.7 Conclusion .27
Bibliographie .28

iv
Avant-propos
L'ISO (Organisation internationale de normalisation) est une fédération mondiale d'organismes nationaux
de normalisation (comités membres de l'ISO). L'élaboration des Normes internationales est en général
confiée aux comités techniques de l'ISO. Chaque comité membre intéressé par une étude a le droit de faire
partie du comité technique créé à cet effet. Les organisations internationales, gouvernementales et non
gouvernementales, en liaison avec l'ISO participent également aux travaux. L'ISO collabore étroitement avec
la Commission électrotechnique internationale (IEC) en ce qui concerne la normalisation électrotechnique.
Les procédures utilisées pour élaborer le présent document et celles destinées à sa mise à jour sont
décrites dans les Directives ISO/IEC, Partie 1. Il convient, en particulier, de prendre note des différents
critères d'approbation requis pour les différents types de documents ISO. Le présent document a
été rédigé conformément aux règles de rédaction données dans les Directives ISO/IEC, Partie 2 (voir
www.iso.org/directives).
L’ISO attire l’attention sur le fait que la mise en application du présent document peut entraîner l’utilisation
d’un ou de plusieurs brevets. L’ISO ne prend pas position quant à la preuve, à la validité et à l’applicabilité de
tout droit de brevet revendiqué à cet égard. À la date de publication du présent document, l’ISOn'avait pas
reçu notification qu’un ou plusieurs brevets pouvaient être nécessaires à sa mise en application. Toutefois,
il y a lieu d’avertir les responsables de la mise en application du présent document que des informations
plus récentes sont susceptibles de figurer dans la base de données de brevets, disponible à l'adresse
www.iso.org/brevets. L’ISO ne saurait être tenue pour responsable de ne pas avoir identifié tout ou partie de
tels droits de propriété.
Les appellations commerciales éventuellement mentionnées dans le présent document sont données pour
information, par souci de commodité, à l’intention des utilisateurs et ne sauraient constituer un engagement.
Pour une explication de la nature volontaire des normes, la signification des termes et expressions
spécifiques de l'ISO liés à l'évaluation de la conformité, ou pour toute information au sujet de l'adhésion de
l'ISO aux principes de l’Organisation mondiale du commerce (OMC) concernant les obstacles techniques au
commerce (OTC), voir www.iso.org/avant-propos.
Le présent document a été élaboré par le comité technique ISO/TC 28, Produits pétroliers et produits
connexes, combustibles et lubrifiants d’origine synthétique ou biologique, sous-comité SC 4, Classifications et
spécifications.
Cette première édition de l’ISO 11366 annule et remplace l’ISO/TS 11366:2011, qui a fait l'objet d'une révision
technique.
Les principaux changements sont les suivants:
— ajout de l'Article 3 «Termes et définitions» et renumérotation des autres articles en conséquence;
— ajout des paragraphes 6.10 «Point d'éclair», 7.6 «Métaux d'usure» et 7.9 «Colorimétrie du patch de
membrane (MPC)», et de l'Article 11 «Prolongation de la durée de vie d'une huile en service»;
— inclusion d'essais supplémentaires et mise à jour des résultats d'essais recommandés;
— mise à jour des références normatives et de la bibliographie.
Il convient que l’utilisateur adresse tout retour d’information ou toute question concernant le présent
document à l’organisme national de normalisation de son pays. Une liste exhaustive desdits organismes se
trouve à l’adresse www.iso.org/fr/members.html.

v
Introduction
Il est largement reconnu au sein de l'industrie des centrales électriques que le suivi en service des huiles
pour turbine est nécessaire pour assurer aux turbines un fonctionnement de longue durée et sans pannes.
Il existe principalement trois types de turbines stationnaires dans les centrales thermiques: les turbines à
vapeur, les turbines à gaz et les turbines à cycle combiné. Les turbines à cycle combiné sont de deux types:
— le premier type associe une turbine à gaz et une turbine à vapeur, avec des circuits de lubrifications
séparés;
— le second type est appelé une turbine à cycle combiné à un seul arbre, dans laquelle les turbines à vapeur
et à gaz sont montées sur le même arbre et sont lubrifiées avec la même huile.
Les exigences de lubrification des turbines à gaz et des turbines à vapeur sont très proches, mais avec
quelques grosses différences. Les huiles de turbines à gaz sont soumises à des points chauds localisés et sont
moins sujettes à la contamination par l'eau.
Les huiles pour turbines à gaz ont une durée de service inférieure à celles pour turbines à vapeur, qui peuvent
être comprises entre 10 et 20 ans, selon les taux d'appoint. La durée de vie des huiles pour turbines à gaz
peut être de cinq à 10 ans, voire plus.
Les valeurs des différentes caractéristiques mentionnées dans le présent document sont purement
indicatives. Pour une meilleure interprétation des résultats, il convient de tenir compte de nombreux
facteurs, tels que le type d'installation, le modèle du circuit de lubrification et le taux d'appoint.
Il est attendu que les instructions du fabricant soient respectées.
Le présent document est destiné à:
— aider l’opérateur de centrale électrique à évaluer l'état de l'huile dans l'installation et à l'assister dans ses
efforts pour conserver l'huile en état d'utilisation;
— aider l'utilisateur à comprendre les causes de la détérioration de l'huile et à mener un programme
cohérent d’échantillonnage et d’essai des huiles utilisées.

vi
Norme internationale ISO 11366:2025(fr)
Produits pétroliers et produits connexes — Suivi en service
des huiles lubrifiantes pour turbines à vapeur, à gaz et à cycle
combiné — Recommandations et exigences
1 Domaine d'application
Le présent document fournit des recommandations et des exigences pour le maintien en service des huiles
minérales utilisées comme huiles lubrifiantes et des fluides de contrôle utilisés pour la lubrification des
turbines à vapeur, à gaz et à cycle combiné en service.
Ce document s'applique aux lubrifiants classifiés dans l'ISO 6743-5 et spécifiés dans l'ISO 8068, à l'exception
des grades TSD, TGD et TCD (esters phosphates) pour lesquels l'ISO 11365 est plus pertinente, et des grades
TGCE, THA, THCH, THCE et THE.
Le présent document donne également des recommandations et des exigences concernant les actions
correctives mises en œuvre pour garantir une durée de vie en service maximale.
2 Références normatives
Les documents suivants sont cités dans le texte de sorte qu’ils constituent, pour tout ou partie de leur
contenu, des exigences du présent document. Pour les références datées, seule l’édition citée s’applique. Pour
les références non datées, la dernière édition du document de référence s'applique (y compris les éventuels
amendements).
ISO 2049, Produits pétroliers — Détermination de la couleur (échelle ASTM)
ISO 2592, Pétrole et produits connexes — Détermination des points d'éclair et de feu — Méthode Cleveland à
vase ouvert
ISO 2719, Détermination du point d’éclair — Méthode Pensky-Martens en vase clos
ISO 3104, Produits pétroliers — Liquides opaques et transparents — Détermination de la viscosité cinématique
et calcul de la viscosité dynamique
ISO 3170, Produits pétroliers liquides — Échantillonnage manuel
ISO 3722, Transmissions hydrauliques — Flacons de prélèvement — Homologation et contrôle des méthodes de
nettoyage
ISO 4021, Transmissions hydrauliques — Analyse de la pollution par particules — Prélèvement des échantillons
de fluide dans les circuits en fonctionnement
ISO 4405, Transmissions hydrauliques — Pollution des fluides — Détermination de la pollution particulaire par
la méthode gravimétrique
ISO 4406, Transmissions hydrauliques — Fluides — Méthode de codification du niveau de pollution particulaire solide
ISO 4407, Transmissions hydrauliques — Pollution des fluides — Détermination de la pollution particulaire par
comptage au microscope optique
ISO 6247, Produits pétroliers — Détermination des caractéristiques de moussage des huiles lubrifiantes
ISO 6296, Produits pétroliers — Dosage de l'eau — Méthode de titrage Karl Fischer par potentiométrie

ISO 6614, Produits pétroliers — Détermination des caractéristiques de séparation d'eau des huiles de pétrole et
fluides synthétiques
ISO 6618, Produits pétroliers et lubrifiants — Détermination de l'indice d'acide ou de l'indice de base — Méthode
par titrage en présence d'un indicateur coloré
ISO 6619, Produits pétroliers et lubrifiants — Indice de neutralisation — Méthode par titrage potentiométrique
ISO 7120, Produits pétroliers et lubrifiants — Huiles de pétrole et autres fluides — Détermination des
caractéristiques antirouille en présence d'eau
ISO 9120, Pétroles et produits connexes — Détermination de l'aptitude à la désaération des huiles pour turbine à
vapeur et autres huiles — Méthode Impinger
ISO 11500, Transmissions hydrauliques — Détermination du niveau de pollution particulaire d'un échantillon
liquide par comptage automatique des particules par absorption de lumière
ISO 12937, Produits pétroliers — Dosage de l'eau — Méthode de titrage Karl Fischer par coulométrie
ISO 20764, Pétrole et produits connexes — Préparation d'une prise d'essai de liquides à haut point d'ébullition en
vue du dosage de l'eau — Méthode par purge à l'azote
ASTM D2272, Standard Test Method for Oxidation Stability of Steam Turbine Oils by Rotating Pressure Vessel
ASTM D2273, Standard Test Method for Trace Sediment in Lubricating Oils
ASTM D5185, Standard Test Method for Determination of Additive Elements, Wear Metals, and Contaminants in
Used Lubricating Oils and Determination of Selected Elements in Base Oils by Inductively Coupled Plasma
ASTM D6595, Standard Test Method for Determination of Wear Metals and Contaminants in Used Lubricating
Oils or Used Hydraulic Fluids by Rotating Disc Electrode Atomic Emission Spectroscopy
ASTM D7596, Standard Test Method for Automatic Particle Counting and Particle Shape Classification of Oils
Using a Direct Imaging Integrated Tester
ASTM D7843, Standard Test Method for Measurement of Lubricant Generated Insoluble Color Bodies in In-
Service Turbine Oils using Membrane Patch Colorimetry
3 Termes et définitions
Aucun terme n’est défini dans le présent document.
L’ISO et l’IEC tiennent à jour des bases de données terminologiques destinées à être utilisées en normalisation,
consultables aux adresses suivantes:
— ISO Online browsing platform: disponible à l’adresse https:// www .iso .org/ obp
— IEC Electropedia: disponible à l’adresse https:// www .electropedia .org/
4 Description des huiles pour turbines
Les huiles pour turbines à vapeur et à gaz sont des produits de base hautement raffinés d’origine
hydrocarbonée auxquels des additifs sont ajoutés afin d'assurer ou améliorer la stabilité à l'oxydation, ainsi
que les propriétés de protection contre la rouille ou contre la corrosion (principalement pour le cuivre
et les matériaux contenant du cuivre). Des inhibiteurs de mousse peuvent aussi être ajoutés. Cependant
il convient de ne pas en ajouter trop car ce type d'additif peut avoir un effet négatif sur les propriétés de
désaération. Il est possible aussi d'ajouter des désémulsifiants pour améliorer la décantation de l'eau, mais il
convient que cela ne soit pas une pratique courante. Il convient que les huiles pour turbines soient formulées
de façon à présenter naturellement de bonnes propriétés de décantation de l'eau, sans besoin d'ajouter du
désémulsifiant.
Pour la formulation des huiles pour turbines, les bases de type API Groupe I et Groupe II conviennent bien.
Pour des applications particulières, telles que les turbines à gaz à haute température, il est possible aussi
d'utiliser les bases API Groupes III, III+ et IV. En général, les huiles de base de type API Groupe I et Groupe II
sont largement suffisantes. Le niveau de raffinage des huiles de base du Groupe I et du Groupe II varie d'un
producteur à l'autre. Le traitement à l'hydrogène est essentiel pour une bonne réponse aux anti-oxydants et
pour obtenir de bonnes propriétés de décantation de l'eau et de désaération.
Il existe de nombreuses technologies pour améliorer les performances de stabilité à l'oxydation et de
protection contre la rouille et la corrosion. Il est courant d'associer des anti-oxydants de type phénols ou
amines avec des inhibiteurs de rouille (avec ou sans cendres) et des inhibiteurs de corrosion du cuivre
efficaces.
Pour quelques applications, surtout lorsque la turbine est couplée à des engrenages, des additifs pour
extrême pression sont nécessaires. Ceux-ci doivent être choisis de sorte à ne pas détériorer la stabilité à
l'oxydation.
L'utilisation de modificateurs de viscosité (améliorants d'indice de viscosité) n’est pas permise.
Toutes les huiles neuves doivent être conformes à l’ISO 8068, qui comporte des exigences correspondant aux
propriétés les plus importantes suivantes:
— stabilité à l'oxydation;
— faible tendance à former des boues;
— propriétés antirouille;
— propriétés de protection contre la corrosion du cuivre;
— tendance au moussage;
— capacité à la désaération;
— caractéristiques de décantation de l'eau.
Cependant, il ne faut pas s'attendre à ce que toutes ces propriétés demeurent inchangées pendant toute la
durée de vie de l'huile.
Une huile subit inévitablement des détériorations. Certaines détériorations peuvent être tolérées sans effets
défavorables sur la sécurité ou l'efficacité de l'installation. Il faut disposer de bonnes procédures de suivi de
façon à déterminer quand les caractéristiques de l'huile ont atteint les limites critiques, c'est-à-dire quand
sont atteintes les valeurs critiques des caractéristiques les plus importantes qui peuvent être nuisibles au
bon fonctionnement de l'installation.
5 Facteurs affectant la durée de vie en service
5.1 Généralités
Les facteurs suivants peuvent affecter la durée de vie en service des huiles lubrifiantes pour turbines:
— conception du système de lubrification;
— état du système de lubrification au départ;
— qualité originelle de l'huile;
— température et cycle de fonctionnement de l'installation;
— taux de contamination et mesures prises pour la purification de l'huile;
— taux d'appoints de l'huile.
5.2 Conception du système de lubrification
La plupart des systèmes modernes de lubrification des turbines ont des conceptions très voisines, en
particulier pour les installations les plus grandes. La pratique habituelle consiste à mettre l’huile en pression
à l’aide de la pompe principale. Pour une question de fiabilité, après le démarrage de la turbine, la pompe
principale est directement entraînée par le rotor de la turbine. L'huile est pompée à partir d'un réservoir
de capacité suffisante pour assurer à l'huile turbine un temps de séjour de 10 minutes environ, de façon à
permettre une désaération totale de l'huile. Le reste du système de circulation consiste en un refroidisseur
d'huile, un tamis, un dispositif de purification et de filtration, un extracteur des vapeurs du réservoir et des
unités d'enlèvement de l'hydrogène. Le système de purification comprend la centrifugation pour éliminer
l'eau et est d'une importance capitale pour obtenir une durée de vie satisfaisante de l'huile.
Pour les turbines les plus grandes, des pompes hydrauliques à haute pression (jusqu'à 50 MPa de pression de
refoulement) sont utilisées pour le virage de la turbine.
5.3 État du système de lubrification au démarrage
Les différents composants d'un système de lubrification de turbine sont habituellement livrés sur le site
avant le montage de l'installation. Ces composants sont généralement préalablement nettoyés et livrés avec
un dispositif de protection destiné à empêcher la corrosion ou la contamination. La durée du stockage sur
le site et les mesures prises pour préserver la qualité de protection des surfaces internes du système de
lubrification influeront sur la quantité de contaminants introduits avant l'utilisation. Pendant l'installation
de ces composants des systèmes de lubrification, il convient de porter une attention toute particulière à
minimiser les ouvertures du système et à maintenir la propreté. Il est possible de se procurer des lignes
directrices pour le contrôle de la contamination, le rinçage et la purification auprès des fournisseurs de
matériel ou d'autres experts de cette industrie.
La contamination des systèmes de lubrification de turbines, avant le démarrage, peut consister en agents
de protection, en particules de peinture et de rouille et en différents autres solides qui peuvent aller de
la poussière, la soudure, les copeaux métalliques jusqu'à des chiffons, des bouteilles ou des boîtes. Des
quantités minimes d'agents de protection restants peuvent grandement altérer la décantation de l'eau ou
les propriétés de désaération. Les particules restantes peuvent induire un colmatage des filtres et une usure
par abrasion.
5.4 Qualité de l'huile neuve
L'utilisation d'une huile de haute qualité est importante pour obtenir une longue durée de vie en service.
Il est attendu que l'huile pour turbine soit conforme à des normes reconnues et partout disponibles, par
exemple l'ISO 8068, et aux exigences du fabricant de la turbine.
Il est recommandé de demander au fournisseur de l'huile des résultats d'essai caractéristiques. Au moment
de la réception de la première charge d'huile, il convient d'en prélever un échantillon et de réaliser des essais
afin de confirmer les données caractéristiques en question. Il convient de prélever un autre échantillon entre
2 h et 24 h après la mise en service et de le tester pour tous les paramètres énumérés dans le Tableau 5. Les
données analytiques obtenues serviront de base pour une comparaison future avec les informations sur les
huiles usagées. Les essais recommandés pour l'huile neuve sont indiqués au paragraphe 9.4.
Lorsqu’il est nécessaire de mélanger de l'huile neuve pour turbine avec une charge de composition différente,
il convient de procéder à des vérifications préliminaires afin de garantir qu'il n'y aura pas de perte des
propriétés attendues de l'huile à cause d'une incompatibilité. Il convient que ces essais préliminaires incluent
des essais de performance, tels que la décantation de l'eau, les propriétés de moussage et de désaération, et
des contrôles concernant la formation de produits insolubles. Des évaluations de la compatibilité de l'huile
[16]
de turbine, telles que l'ASTM D7155, peuvent être utilisées.
5.5 Température de fonctionnement de l’installation
Les facteurs d'influence les plus importants sur la durée de vie prévisible d'une huile donnée dans une
installation de turbine sont les conditions d’utilisation de l’installation. L'air (l'oxygène), les températures

élevées, les métaux et l'eau sont des paramètres qui se retrouvent toujours d'une certaine façon au sein des
systèmes de lubrification. Tout cela provoque une dégradation de l'huile.
De nombreux systèmes de lubrification de turbines sont équipés de refroidisseurs d'huile permettant de
contrôler la température. Dans de nombreux cas, la température moyenne de l'huile est maintenue en dessous
de 60 °C, ce qui favorise la condensation de l’eau. Cependant, même lorsque la température de l'ensemble de
l'huile est basse, il peut y avoir des points chauds localisés dans les paliers, les joints d'étanchéité au gaz ou
les mécanismes de régulation de vapeur. Ces points chauds peuvent provoquer une dégradation importante
de l'huile et même faire apparaître des signes de détérioration de l'huile présente dans l'installation.
Dans les conditions de haute température que l'on trouve dans les turbines à gaz et à vapeur, l'oxydation
de l'huile peut être accompagnée d'un craquage thermique oxydant, conduisant à la production de résines
visqueuses et de dépôts. Ces dépôts tendent à se former au point d'initiation.
5.6 Taux de contamination et mesures de purification
La contamination des huiles pour turbines pendant le service peut être provoquée tant par des sources
externes (contamination externe) que par des sources internes (contamination interne), qui sont dues à la
dégradation de l'huile, à la condensation d'eau ou aux fuites.
Il est extrêmement important que le système de lubrification de la turbine soit propre au démarrage. Si ce
point est garanti, le danger de contamination externe diminue, mais il convient de rester vigilant envers
celui-ci. La contamination externe peut pénétrer dans le système de lubrification par les joints de palier
ou par les évents car il y a toujours de l'air (c’est-à-dire de l’oxygène) et de l'humidité dans les systèmes de
lubrification. L'huile peut également être contaminée par l'introduction dans le système de différents types
d'huiles, que celles-ci soient inappropriées ou qu'elles soient incompatibles. Il convient de consulter soit le
fournisseur de l'huile soit le fabricant de la turbine, ou les deux, avant de procéder au mélange de différentes
huiles ou à l'utilisation d'additifs.
D'autre part, des contaminants internes sont produits de façon permanente à l'intérieur de l'installation.
Il peut s'agir d'eau, de particules d'usure métalliques et de sous-produits de dégradation de l'huile. Des
particules métalliques peuvent apparaître à la suite d'une usure se produisant dans les paliers de tourillon
et de butée, les engrenages, les pompes, les servo-vannes et les joints. Elles peuvent également provenir de la
rouille, en particulier si l'huile a une teneur en humidité relativement élevée.
Il convient d'éliminer tous ces contaminants en continu à l'aide de dispositifs de purification conçus à cet
effet: filtres, centrifugeuses, coalesceurs, déshydrateurs sous vide et technologie d'élimination des vernis.
En ce qui concerne l'élimination des vernis, il est possible d'appliquer une purification électrostatique (les
précurseurs des vernis se chargent et s'agglomèrent en particules plus grosses qui sont capturées par un
tapis filtrant ou attirées par une surface chargée et jetable), une filtration utilisant des médias absorbants
(terre à foulon, charbon actif) ou un filtre d'élimination du vernis basé sur le phénomène de physisorption.
5.7 Taux d'appoint d'huile
La fréquence et la quantité d'appoint d'huile au système jouent un rôle très important dans la détermination
de la durée de vie d'une charge d'huile. Les taux moyens d'appoint varient de l'ordre de 5 % par an (8 000 h
de service) jusqu'à 30 % dans les cas extrêmes. Dans le cas de certaines turbines pour lesquelles le taux
d'appoint est relativement élevé comparé à la vitesse de dégradation de l'huile, le degré de dégradation est
compensé et l'on peut prévoir une longue durée de vie pour l'huile. Dans les turbines pour lesquelles le taux
d'appoint est inférieur à 5 %, on a une image véritable de la dégradation réelle de l'huile. Quoi qu'il en soit, il
convient de surveiller très attentivement ce type d'installation car la durée de vie de l'huile dépend presque
exclusivement de la qualité originelle de l'huile.
Le plus généralement, le taux moyen d'appoint varie entre 7 % et 10 % par an.

6 Dégradation des huiles en service
6.1 Généralités
Quelle que soit leur qualité d'origine, les huiles pour turbines sont soumises à une détérioration liée aux
conditions d'utilisation. C'est un phénomène normal, toutefois cette dégradation peut être contrôlée et
réduite, si possible, lorsqu'elle est considérée comme excessive.
6.2 Viscosité
La plupart des huiles commerciales pour turbines sont de grades ISO VG 32, ISO VG 46, ISO VG 68 et
ISO VG 100 telles que décrits dans l’ISO 3448. La plupart des turbines à gaz sont lubrifiées avec des huiles
de grade ISO VG 32 et la plupart des turbines à vapeur sont lubrifiées avec des huiles de grade ISO VG 46.
L'utilisation des grades ISO VG 68 et ISO VG 100 est moins répandue.
Le principal objectif des contrôles de viscosité des huiles pour turbine en service est de déterminer si l'huile
utilisée est la bonne et de détecter une éventuelle contamination. Les huiles pour turbines en service voient
rarement leur viscosité modifiée de façon importante par la dégradation. Il est possible qu'un accroissement
de viscosité apparaisse à la suite de l'oxydation ou de la volatilisation des fractions légères de l'huile de base
ou d'une émulsion avec de l'eau. Une diminution de la viscosité est le plus vraisemblablement le résultat
d'une contamination. Elle peut aussi résulter d'un craquage par effet thermique prolongé, par exemple à la
suite du mauvais fonctionnement d'un réchauffeur.
6.3 Stabilité à l'oxydation
Un des paramètres les plus importants des huiles pour turbines est leur stabilité à l'oxydation.
La stabilité à l'oxydation diminuera graduellement en service à cause de l'effet catalytique des métaux
dissous (fer, cuivre, étain, etc.) et de l’attrition en additifs anti-oxydants. Ce dernier phénomène peut se
produire par fonctionnement naturel de l'additif (c’est-à-dire une réaction chimique avec les précurseurs
d'oxydation, donnant naissance à des espèces inactives). D'autres causes de l’attrition en anti-oxydant
incluent la volatilisation (c’est-à-dire l’extraction de fumées par la mise en dépression du réservoir principal
d'huile) et le délavage par l'eau dans les systèmes humides.
La vitesse d'élimination dépend, dans une certaine mesure, de la méthode et des conditions de purification
de l'huile, parce que les centrifugeurs et les coalesceurs ont tendance à éliminer plus d'additifs anti-
oxydants avec l'eau que les déshydrateurs sous vide. D'autre part, un vide trop élevé en conjonction avec une
température élevée de l'huile pour les purificateurs du type déshydrateur sous vide ou les dégazeurs d'huile
d'étanchéité peuvent éliminer certains des anti-oxydants les plus volatils. Cela se manifeste souvent sous la
forme de dépôts dans la partie supérieure de la chambre à vide.
Lorsque la réserve de stabilité à l'oxydation diminue, des composés acides se forment, lesquels subissent
d'autres réactions conduisant à des composés plus complexes. La réticulation des acides formés donne
lieu à la formation de boues plus ou moins solubles. La solubilité des boues dépend du type des huiles de
base utilisées pour la formulation des produits et de la température de l'huile de lubrification. Les boues se
déposent généralement dans certaines parties du circuit de lubrification, y compris le réservoir et d'autres
zones critiques, et interfèrent dans le processus de lubrification et dans le refroidissement des paliers et des
parties mobiles. La présence de produits d'oxydation conduit aussi à des dépôts de laques et de vernis qui
peuvent provoquer un gommage de valves.
6.4 Particules solides
Les contaminants solides les plus nuisibles que l'on trouve dans les huiles pour turbines sont ceux laissés
lors de la construction et de l'installation du système, ou lors de son ouverture pour entretien et réparation.
Il faut insister sur le besoin d'un bon nettoyage et d'une purge des circuits de lubrification de turbine neufs
ou réparés. À côté de ce type de contaminant, il existe d'autres possibilités pour que des particules solides
pénètrent dans les circuits de lubrification, par exemple des évents mal installés ou mal entretenus, surtout
en milieu poussiéreux ou hostile, ou de mauvaises pratiques d’atelier lors des appoints.

Pendant le fonctionnement de l'installation, celle-ci accumule des quantités notables de particules, qui
pénètrent par les joints des paliers de transmission à l'occasion des appoints d'huile. D'autres contaminants
sont constitués par les particules d'usure abrasive et les produits formés par les phénomènes de rouille ou
de corrosion.
Quelle que soit leur source, la présence de solides abrasifs ne peut pas être tolérée car elle provoque
des rayures et des dommages aux roulements et aux paliers. Elle peut aussi être la cause du mauvais
fonctionnement et du grippage des mécanismes de régulation. En outre, les particules solides peuvent
favoriser l'entraînement d'air, le moussage, la formation d'émulsion avec l'eau et l'oxydation.
Les particules doivent être éliminées par des techniques efficaces telles que la filtration sur cartouche
filtrante, avec une porosité et un rapport de filtration appropriés, associée ou non à une centrifugation. Dans
les installat
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