Eine Messturbine kann im mittleren Bereich ihres Messbereichs sehr stabile und reproduzierbare Durchflusswerte liefern und gleichzeitig nahe der unteren Durchflussgrenze deutlich empfindlicher auf Medium, Temperatur und Einbaubedingungen reagieren. Genau dieser Bereich führt in Prüfständen, Hydraulikanlagen und Kühlkreisläufen häufig zu Fehlinterpretationen.
Ein typisches Beispiel ist eine Turbine mit einem spezifizierten Durchflussbereich von 1 … 20 l/min. Bei 10 l/min arbeitet sie stabil und liefert ein sauberes Frequenzsignal. Wird der Volumenstrom jedoch immer weiter abgesenkt, verändert sich das Kräfteverhältnis am Rotor. Das vom Medium erzeugte Antriebsmoment nimmt ab, während Lagerreibung und andere mechanische Widerstände nicht im gleichen Verhältnis verschwinden.
Der Rotor kann dadurch langsamer reagieren, ungleichmäßiger laufen oder nach einem vollständigen Stillstand erst wieder bei einem etwas höheren Durchfluss sicher anlaufen. Gleichzeitig kann sich der Zusammenhang zwischen Drehzahl und Volumenstrom verändern.
Genau hier wird der K-Faktor wichtig. Im ideal linearen Bereich erzeugt die Messturbine annähernd dieselbe Anzahl von Impulsen je durchströmter Volumeneinheit. Der K-Faktor ist dort weitgehend konstant. Am unteren Ende der Kennlinie können Reibung, Viskosität und Reynolds-Zahl jedoch stärker wirken. Der tatsächlich ermittelte K-Faktor kann dann vom Wert des linearen Hauptbereichs abweichen.
Das bedeutet nicht, dass jede Turbine unmittelbar unterhalb ihrer Nennmessgrenze plötzlich stehen bleibt. Ebenso wenig bedeutet eine erkennbare Rotorbewegung aber automatisch, dass bereits spezifikationsgerecht gemessen wird.
Die untere Durchflussgrenze eines Datenblatts muss deshalb als untere Grenze des spezifizierten Messbereichs verstanden werden. Sie ist von einer rein mechanischen Anlauf- oder Stillstandsgrenze zu unterscheiden.
Hinzu kommt die elektrische Signalverarbeitung. Bei kleinen Durchflüssen erzeugt die Turbine nur wenige Impulse pro Zeit. Selbst wenn die Mechanik noch korrekt arbeitet, wird die Momentanwertbildung dadurch langsamer oder gröber. Die Ursache eines unruhigen niedrigen Durchflusswertes kann somit sowohl mechanisch als auch signaltechnisch sein.
Die zentrale Aussage lautet: Der untere Messbereich einer Messturbine wird nicht allein dadurch bestimmt, ob sich der Rotor noch dreht. Entscheidend ist, ob Anlaufverhalten, K-Faktor, Linearität, Viskosität und Signalfrequenz innerhalb der für die Anwendung erforderlichen Messunsicherheit bleiben.
Inhaltsverzeichnis
- Wie arbeitet eine Messturbine?
- Was bedeutet die untere Durchflussgrenze?
- Anlaufdurchfluss und Mindestmessbereich richtig unterscheiden
- Warum die Rotorreibung bei kleinen Durchflüssen wichtiger wird
- Was der K-Faktor tatsächlich beschreibt
- Warum der K-Faktor nicht über den gesamten Bereich exakt konstant sein muss
- Linearität, Genauigkeit und Wiederholbarkeit unterscheiden
- Welche Rolle die Reynolds-Zahl spielt
- Warum Viskosität und Temperatur den unteren Bereich verändern
- Warum wenige Impulse den niedrigen Durchfluss schwieriger auswertbar machen
- K-Faktor und Frequenz an einem Beispiel berechnen
- Wann eine Mehrpunkt-Linearisierung sinnvoll ist
- Strömungsprofil und Einbaustrecken richtig berücksichtigen
- Warum Systemdruck, Luftblasen und Kavitation eine Rolle spielen
- Wie Verschmutzung und Lagerzustand zuerst den unteren Bereich verändern
- Messturbine nicht unnötig groß dimensionieren
- Kalibrierung nahe der unteren Durchflussgrenze richtig planen
- Typische Fehlerbilder systematisch diagnostizieren
- Passende Messturbinen von ICS Schneider
- Fazit
- Häufige Fragen zur unteren Durchflussgrenze von Messturbinen
1. Wie arbeitet eine Messturbine?
Eine Messturbine ermittelt den Volumenstrom über die Drehbewegung eines Rotors im Strömungskanal. Das durchströmende Medium übt eine Kraft auf die Turbinenschaufeln aus und versetzt den Rotor in Rotation.
Ein magnetischer, induktiver oder anderer geeigneter Signalaufnehmer erfasst die Rotorbewegung. Aus den vorbeilaufenden Schaufeln entsteht ein Impuls- beziehungsweise Frequenzsignal.
Innerhalb des vorgesehenen Messbereichs besteht ein annähernd proportionaler Zusammenhang zwischen Volumenstrom und Rotorfrequenz. Ein größerer Volumenstrom führt zu einer höheren Drehzahl und damit zu einer höheren Ausgangsfrequenz.
Die Elektronik kann daraus sowohl den aktuellen Volumenstrom als auch die durchgeflossene Gesamtmenge bestimmen. Für den Momentanwert wird die Frequenz ausgewertet. Für die Gesamtmenge werden die einzelnen Impulse gezählt.
Diese einfache Beziehung gilt jedoch nur dann ausreichend genau, wenn sich die Messturbine innerhalb ihres vorgesehenen hydraulischen und mechanischen Arbeitsbereichs befindet.
Am unteren Ende der Kennlinie wird genau diese Voraussetzung zunehmend kritisch.
2. Was bedeutet die untere Durchflussgrenze?
Wenn ein Hersteller für eine Messturbine beispielsweise einen Bereich von 1 … 20 l/min angibt, bedeutet dies zunächst, dass das Gerät für Messungen innerhalb dieses Bereichs spezifiziert beziehungsweise kalibriert ist.
Die Angabe bedeutet nicht zwingend, dass der Rotor bei 0,99 l/min sofort vollständig stehen bleibt.
Unterhalb der angegebenen Grenze kann weiterhin ein Signal entstehen. Die zugesicherte Linearität, Genauigkeit oder Wiederholbarkeit gilt dort jedoch nicht automatisch weiter.
Umgekehrt kann ein Rotor, der vollständig stillsteht, je nach Lagerung, Viskosität und Betriebszustand einen bestimmten Mindestdurchfluss benötigen, bevor er zuverlässig wieder zu rotieren beginnt.
Die untere Messbereichsgrenze ist deshalb in erster Linie eine metrologische Grenze. Die mechanische Anlaufgrenze ist eine davon zu unterscheidende Geräteeigenschaft.
Für die Auslegung einer Anlage sollte deshalb niemals davon ausgegangen werden, dass jede erkennbare Rotorbewegung bereits einen belastbaren Messwert bedeutet.
3. Anlaufdurchfluss und Mindestmessbereich richtig unterscheiden
Das Anlaufverhalten beschreibt, wie sich die Turbine aus dem Stillstand heraus verhält.
Solange der Rotor steht, müssen zunächst Lagerreibung und weitere Widerstandsmomente überwunden werden. Erst wenn das vom strömenden Medium erzeugte Drehmoment ausreichend groß ist, beginnt der Rotor zu laufen.
Nach dem Anlaufen kann ein Rotor unter Umständen auch bei einem etwas kleineren Durchfluss weiterdrehen. Mechanisch ist damit eine Art Hysterese zwischen Anlaufen und Weiterlaufen möglich.
Für eine präzise Durchflussmessung ist dieser mechanische Punkt jedoch nicht die entscheidende Grenze.
Die spezifizierte untere Messbereichsgrenze liegt dort, wo der Hersteller die Messperformance des Gerätes bewertet beziehungsweise kalibriert hat. Sie kann oberhalb der rein mechanischen Anlaufgrenze liegen.
| Begriff | Bedeutung | Praktische Konsequenz |
|---|---|---|
| Anlaufdurchfluss | Durchfluss, bei dem der stillstehende Rotor zuverlässig in Bewegung kommt | Mechanische Eigenschaft, nicht automatisch Genauigkeitsgrenze |
| Unterer spezifizierter Messwert Qmin | Niedrigster Durchfluss, für den die angegebene Messperformance gilt | Für die Geräteauswahl maßgeblich |
| Bereich unter Qmin | Rotor kann sich teilweise noch drehen und Signale erzeugen | Messwert außerhalb der Spezifikation |
| Linearer Hauptbereich | K-Faktor verändert sich nur innerhalb der zulässigen Linearitätsabweichung | Bevorzugter Betriebsbereich für präzise Messungen |
Gerade bei Prüfständen sollte deshalb zwischen „Turbine liefert noch Impulse“ und „Turbine misst noch innerhalb der geforderten Unsicherheit“ sauber unterschieden werden.
4. Warum die Rotorreibung bei kleinen Durchflüssen wichtiger wird
Die Bewegung des Turbinenrades entsteht aus einem Gleichgewicht verschiedener Kräfte und Momente.
Das Medium erzeugt ein antreibendes Drehmoment. Dem stehen unter anderem Lagerreibung, viskose Reibung, magnetische beziehungsweise sensorbedingte Einflüsse und hydrodynamische Verluste gegenüber.
Bei mittleren und höheren Durchflüssen ist das Strömungsdrehmoment groß genug, sodass diese Verlustmomente im Verhältnis nur einen kleinen Einfluss besitzen.
Sinkt der Durchfluss, reduziert sich das antreibende Drehmoment. Die mechanischen Verluste werden dadurch relativ immer bedeutender.
Der Rotor läuft dann nicht mehr so ideal proportional zum Volumenstrom wie im Hauptmessbereich.
Bei vielen Turbinen zeigt sich das als Tendenz zur Unteranzeige, weil der Rotor langsamer läuft, als es der idealen linearen Kennlinie entsprechen würde. Die genaue Form der Kennlinie ist jedoch vom konkreten Turbinendesign, Medium und Kalibrierzustand abhängig und sollte nicht pauschal vorausgesetzt werden.
Für eine belastbare Bewertung ist deshalb die reale Kalibrierkurve aussagekräftiger als eine rein theoretische Annahme über das Verhalten der Turbine.
5. Was der K-Faktor tatsächlich beschreibt
Der K-Faktor beschreibt das Verhältnis zwischen erzeugten Impulsen und durchgeflossenem Volumen.
Wird beispielsweise ein K-Faktor in Impulsen pro Liter angegeben, bedeutet ein Wert von 1.000 Imp/L, dass 1.000 erfasste Impulse einer durchgeflossenen Menge von einem Liter entsprechen.
Für die Gesamtmenge gilt:
V = N / K
Dabei ist V das Volumen, N die Anzahl der gezählten Impulse und K der K-Faktor.
Für einen Momentandurchfluss kann die Signalfrequenz verwendet werden. Wird Q in Liter pro Sekunde eingesetzt, gilt idealisiert:
f = K · Q
beziehungsweise:
Q = f / K
Wird der Durchfluss in Liter pro Minute benötigt, kommt der entsprechende Zeitfaktor hinzu:
Q [l/min] = 60 · f [Hz] / K [Imp/l]
Diese Gleichungen sind einfach. Ihre Genauigkeit hängt jedoch davon ab, ob der verwendete K-Faktor am tatsächlichen Betriebspunkt gültig ist.
6. Warum der K-Faktor nicht über den gesamten Bereich exakt konstant sein muss
Im idealen Modell wäre der K-Faktor einer Messturbine über den gesamten Messbereich exakt konstant.
In der Realität besitzt die Turbine eine Kalibrierkennlinie.
Im gut ausgelegten Hauptmessbereich bildet diese Kennlinie ein vergleichsweise flaches Plateau: Eine Änderung des Durchflusses verändert den K-Faktor dort nur geringfügig.
Nahe der unteren Messgrenze können mechanische Verluste und strömungsmechanische Effekte jedoch stärker ins Gewicht fallen. Der lokale K-Faktor beginnt sich stärker mit dem Durchfluss zu verändern.
Genau diese Veränderung ist eine wesentliche Ursache der zunehmenden Nichtlinearität im unteren Bereich.
Für einfache Anwendungen genügt häufig ein einzelner kalibrierter K-Faktor. Bei höheren Genauigkeitsanforderungen kann eine Mehrpunktkalibrierung den tatsächlichen Verlauf erfassen und die Auswerteelektronik kann unterschiedliche K-Faktoren für verschiedene Durchflussbereiche hinterlegen.
Eine solche Linearisierung erweitert allerdings nicht beliebig die physikalischen Grenzen der Turbine. Wenn der Rotor nicht reproduzierbar läuft, kann Software den fehlenden mechanischen Messwert nicht ersetzen.
7. Linearität, Genauigkeit und Wiederholbarkeit unterscheiden
Die Begriffe Linearität, Genauigkeit und Wiederholbarkeit werden bei Messturbinen häufig vermischt.
Die Linearität beschreibt, wie stark die reale Kennlinie von der gewählten idealen beziehungsweise gemittelten Beziehung zwischen Durchfluss und Ausgangssignal abweicht.
Die Wiederholbarkeit beschreibt dagegen, wie ähnlich die Ergebnisse sind, wenn derselbe Betriebspunkt unter gleichen Bedingungen mehrfach angefahren wird.
Eine Turbine kann deshalb eine sehr gute Wiederholbarkeit besitzen und trotzdem bei niedrigem Durchfluss einen systematischen Fehler aufweisen. Sie liefert dann mehrfach nahezu denselben Wert – dieser Wert liegt aber von der tatsächlichen Referenz entfernt.
Die gesamte Messunsicherheit umfasst darüber hinaus weitere Einflüsse wie Kalibrierung, Temperatur, Viskosität, Einbau, Referenzmessung und Signalverarbeitung.
| Kenngröße | Was wird bewertet? | Typische Bedeutung am unteren Messbereich |
|---|---|---|
| Linearität | Abweichung der Kennlinie von der idealen proportionalen Beziehung | Kann durch veränderten K-Faktor schlechter werden |
| Wiederholbarkeit | Streuung bei wiederholtem Anfahren desselben Punktes | Kann gut bleiben, obwohl ein systematischer Fehler vorhanden ist |
| Messabweichung | Differenz zwischen Anzeige und Referenzwert | Kann bei Qmin deutlich empfindlicher auf Medium und Einbau reagieren |
| Messunsicherheit | Gesamte Unsicherheit aus Gerät, Kalibrierung und Anwendung | Muss für den realen Betriebspunkt bewertet werden |
Für die Praxis bedeutet das: Ein ruhiger niedriger Messwert ist noch kein Nachweis dafür, dass die Turbine dort auch genau misst.
8. Welche Rolle die Reynolds-Zahl spielt
Das Verhalten einer Messturbine wird nicht nur durch den Volumenstrom selbst bestimmt, sondern auch durch den Strömungszustand.
Eine wichtige Kennzahl ist die Reynolds-Zahl. Vereinfacht hängt sie von Strömungsgeschwindigkeit, charakteristischer Abmessung und kinematischer Viskosität ab.
Sinkt der Durchfluss, nimmt auch die Strömungsgeschwindigkeit ab. Steigt gleichzeitig die Viskosität, sinkt die Reynolds-Zahl zusätzlich.
Dadurch verändert sich das Verhältnis zwischen Trägheits- und Reibungskräften im Medium.
Die Turbine kann deshalb bei demselben Volumenstrom mit einem dünnflüssigen warmen Öl anders reagieren als mit einem deutlich viskoseren kalten Öl.
Gerade nahe der unteren Durchflussgrenze ist dieser Einfluss besonders relevant, weil dort mechanische und viskose Verluste ohnehin einen größeren Anteil am Kräftegleichgewicht besitzen.
Die Aussage „5 l/min sind 5 l/min“ ist messtechnisch also nur dann vollständig, wenn auch die für die Turbine relevanten Eigenschaften des Mediums berücksichtigt werden.
9. Warum Viskosität und Temperatur den unteren Bereich verändern
Bei Flüssigkeiten wie Hydrauliköl ändert sich die Viskosität teilweise sehr stark mit der Temperatur.
Ein kaltes Hydrauliköl kann um ein Vielfaches viskoser sein als dasselbe Öl im warmen Betriebszustand.
Für die Messturbine bedeutet das mehr viskose Reibung und eine veränderte Reynolds-Zahl. Besonders am unteren Messbereichsende kann sich dadurch der K-Faktor stärker verändern.
Genau deshalb ist die Kalibrierviskosität eines Turbinen-Durchflusssensors ein wichtiger technischer Parameter.
Die aktuelle HySense-QT5xx-Serie ist beispielsweise je nach Ausführung für einen Viskositätsbereich von 1 … 150 cSt vorgesehen. Bei der Aluminiumversion beträgt die Standard-Kalibrierviskosität 30 cSt, während für bestimmte Edelstahlausführungen andere Kalibrierbedingungen vorgesehen sind.
Hydrotechnik weist ausdrücklich darauf hin, dass eine Abweichung von der Kalibrierviskosität die Messgenauigkeit deutlich verschlechtern kann.
Für Anwendungen mit stark variierender Öltemperatur kann deshalb eine Viskositätskompensation sinnvoll sein. Beim HySense QT600 kombiniert Hydrotechnik hierfür eine Sonderkalibrierung mit einer temperatur- beziehungsweise viskositätsabhängigen Korrektur.
10. Warum wenige Impulse den niedrigen Durchfluss schwieriger auswertbar machen
Auch wenn die Turbine mechanisch korrekt läuft, wird die elektrische Auswertung bei niedriger Frequenz anspruchsvoller.
Ein Impulsausgang liefert einzelne Ereignisse. Je kleiner der Durchfluss, desto länger ist die Zeit zwischen zwei Impulsen.
Dadurch entstehen zwei praktische Effekte.
Zum einen sinkt die zeitliche Auflösung. Eine Elektronik, die die Anzahl der Impulse innerhalb eines festen Zeitfensters zählt, erhält bei niedriger Frequenz nur wenige Ereignisse. Der angezeigte Wert kann dadurch gröber springen.
Zum anderen muss für einen ruhigen Messwert häufig länger gemittelt werden. Das verbessert die Anzeige, verlangsamt aber die sichtbare Reaktion auf tatsächliche Durchflussänderungen.
Alternativ kann die Elektronik die Zeit zwischen zwei Impulsen messen. Auch dieses Verfahren besitzt Grenzen, wenn das Signal unregelmäßig wird oder einzelne Störimpulse auftreten.
Ein unruhiger niedriger Messwert muss deshalb nicht zwingend auf einen defekten Rotor hindeuten. Mechanischer Unterbereich und geringe Signalfrequenz sollten getrennt untersucht werden.
11. K-Faktor und Frequenz an einem Beispiel berechnen
Ein vereinfachtes Beispiel zeigt den Einfluss der Signalfrequenz.
Angenommen, eine Turbine besitzt einen K-Faktor von 1.000 Impulsen pro Liter. Dieser Wert dient ausschließlich der Veranschaulichung und ist kein K-Faktor eines bestimmten ICS-Produktes.
Bei 6 l/min beträgt der Volumenstrom 0,1 l/s. Die Signalfrequenz beträgt damit:
f = 1.000 Imp/l · 0,1 l/s = 100 Hz.
Bei nur 0,6 l/min entstehen dagegen:
10 Hz.
Bei 0,06 l/min wären es nur:
1 Hz.
Die Elektronik erhält dann nur noch einen Impuls pro Sekunde. Eine schnelle, gleichzeitig ruhige Momentanwertanzeige wird dadurch zwangsläufig schwieriger.
Dieses Beispiel zeigt auch, warum der elektrische Nutzbereich eines Turbinensignals zusammen mit dem hydraulischen Messbereich betrachtet werden sollte.
12. Wann eine Mehrpunkt-Linearisierung sinnvoll ist
Bei einer einfachen Einpunkt-Auswertung wird ein einziger K-Faktor für den gesamten Messbereich verwendet.
Das ist dann sinnvoll, wenn die reale K-Faktor-Kennlinie über den relevanten Bereich ausreichend flach ist und die geforderte Messunsicherheit eingehalten wird.
Für höhere Genauigkeitsanforderungen kann die Turbine an mehreren Durchflusspunkten kalibriert werden.
Aus den einzelnen Punkten entsteht eine K-Faktor-Kennlinie. Die Auswerteelektronik kann anschließend abhängig vom aktuellen Frequenz- beziehungsweise Durchflussbereich den passenden Korrekturwert verwenden.
Dadurch lässt sich die Nichtlinearität innerhalb des reproduzierbaren Arbeitsbereichs reduzieren.
Besonders interessant ist dies, wenn ein Prüfstand einen breiten Durchflussbereich abdecken muss und auch die unteren Betriebspunkte relevant sind.
Wichtig bleibt jedoch, dass die Kalibrierpunkte unter repräsentativen Bedingungen aufgenommen werden. Eine Mehrpunkt-Linearisierung mit dünnflüssigem Kalibriermedium kann die Viskositätsabhängigkeit eines völlig anderen Prozessmediums nicht automatisch beseitigen.
13. Strömungsprofil und Einbaustrecken richtig berücksichtigen
Eine Messturbine reagiert auf die Strömung, die tatsächlich auf ihren Rotor trifft.
Krümmer, Ventile, Querschnittssprünge, Pumpen und andere Einbauten können Drall oder asymmetrische Geschwindigkeitsprofile erzeugen. Der Rotor wird dann anders angeströmt als bei der Kalibrierung.
Im mittleren Messbereich kann eine solche Störung bereits einen systematischen Fehler verursachen. Am unteren Ende kann sie zusätzlich das stabile Anlauf- und Drehverhalten beeinflussen.
Die erforderlichen Ein- und Auslaufstrecken sind deshalb den Herstellerdaten des konkreten Sensors zu entnehmen.
Für die aktuellen Hydrotechnik QT5xx und QT600 werden beispielsweise gerade Einlaufstrecken von 30 × Nenndurchmesser vor der Turbine und 10 × Nenndurchmesser nach der Turbine empfohlen. Diese Werte sind produktspezifisch und sollten nicht ungeprüft auf jede Messturbine übertragen werden.
Ebenso sollten starke Querschnittsänderungen unmittelbar vor dem Sensor vermieden werden.
14. Warum Systemdruck, Luftblasen und Kavitation eine Rolle spielen
Der Volumenstrom allein beschreibt nicht alle Betriebsbedingungen einer Messturbine.
Bei Flüssigkeiten muss das Medium den Rotor vollständig und kontinuierlich umströmen. Luftblasen verändern das lokale Strömungsverhalten und können das Turbinensignal instabil machen.
Sehr niedriger statischer Druck kann zudem Entgasung oder Kavitation begünstigen. Dann strömt nicht mehr ausschließlich eine homogene Flüssigkeit durch den Sensor.
Hydrotechnik fordert für QT5xx und QT600 ausdrücklich, dass keine Luftblasen im Hydrauliksystem vorhanden sind. Außerdem soll am Turbinenausgang ein relativer Systemdruck von mindestens 1 bar anliegen.
Diese Vorgabe zeigt, dass eine Turbine nicht nur anhand ihres Durchflussbereichs ausgewählt werden darf. Der vollständige hydraulische Zustand der Messstelle gehört zur Spezifikation.
Besonders nahe Qmin können Luftanteile und unstabile Strömungsverhältnisse einen ohnehin kleinen Rotorantrieb zusätzlich überlagern.
15. Wie Verschmutzung und Lagerzustand zuerst den unteren Bereich verändern
Eine geringe zusätzliche Lagerreibung hat bei hohem Durchfluss möglicherweise nur einen kleinen relativen Einfluss.
Nahe der unteren Messgrenze sieht die Situation anders aus.
Dort kann bereits eine kleine Ablagerung, ein Partikel im Lagerbereich oder erhöhter mechanischer Widerstand einen merklichen Teil des verfügbaren Antriebsmoments aufnehmen.
Deshalb zeigt sich beginnender Verschleiß häufig zuerst in einem verschlechterten Anlaufverhalten oder einer veränderten unteren Kennlinie.
Die Turbine misst bei höheren Durchflüssen möglicherweise noch scheinbar normal, während niedrige Werte zunehmend zu klein ausfallen oder nach einem Stillstand erst verzögert erscheinen.
Ein solcher Effekt sollte nicht vorschnell durch einen neuen K-Faktor „wegkalibriert“ werden.
Zunächst muss geklärt werden, ob sich die mechanische Charakteristik des Sensors verändert hat.
16. Messturbine nicht unnötig groß dimensionieren
Für die Geräteauswahl ist nicht nur der maximal mögliche Volumenstrom wichtig.
Wenn eine Anwendung zwischen 2 und 15 l/min arbeitet, wäre eine sehr große Messturbine mit einem Bereich bis mehrere hundert Liter pro Minute hydraulisch zwar möglicherweise belastbar, metrologisch aber eine schlechte Wahl.
Der normale Betrieb würde dauerhaft am unteren Rand oder sogar unterhalb des spezifizierten Bereichs stattfinden.
Eine kleinere Baugröße nutzt den linearen Bereich besser aus und erzeugt bei demselben Prozessdurchfluss in der Regel eine für diese Baugröße passendere Rotordrehzahl beziehungsweise Signalfrequenz.
Die aktuelle QT5xx-Familie zeigt dieses Prinzip anschaulich. Je nach Anschluss und Baugröße sind unter anderem Bereiche von 1 … 20, 2 … 75, 5 … 150, 9 … 300 und 16 … 600 l/min verfügbar.
Ein erwarteter Normaldurchfluss sollte deshalb nicht nur „irgendwo im Datenblattbereich“ liegen. Besonders der niedrigste dauerhaft relevante Prozesswert sollte mit ausreichendem Abstand innerhalb des spezifizierten Bereichs liegen.
Falls der Prozess sehr große Schwankungen besitzt und regelmäßig mehrere Größenordnungen überdecken muss, kann auch die Frage berechtigt sein, ob eine einzelne Messturbine überhaupt das geeignete Messprinzip ist.
17. Kalibrierung nahe der unteren Durchflussgrenze richtig planen
Wenn gerade der niedrige Durchflussbereich für eine Anwendung wichtig ist, sollte dieser Bereich auch in der Kalibrierung ausreichend berücksichtigt werden.
Eine Kalibrierung ausschließlich bei mittleren und hohen Durchflusswerten liefert nur begrenzte Information darüber, wie sich der K-Faktor unmittelbar oberhalb von Qmin verhält.
Bei einer Mehrpunktkalibrierung sollten deshalb Betriebspunkte gewählt werden, die den real genutzten Bereich repräsentieren.
Ebenso wichtig sind Medium und Temperatur.
Bei Messturbinen für Öl kann sich eine Kalibrierung bei einer stark abweichenden Viskosität insbesondere im unteren Bereich deutlich schlechter auf die reale Anlage übertragen.
Wird die Turbine später mit variabler Öltemperatur betrieben, sollte deshalb entweder unter repräsentativen Bedingungen kalibriert oder eine dafür vorgesehene Viskositätskompensation verwendet werden.
Der Kalibrierschein sollte außerdem nicht nur als Quelle eines einzelnen K-Faktors betrachtet werden. Bei anspruchsvollen Anwendungen ist die Form der Kennlinie über die einzelnen Kalibrierpunkte die wichtigere Information.
18. Typische Fehlerbilder systematisch diagnostizieren
| Beobachtung | Mögliche Ursache | Sinnvolle Prüfung |
|---|---|---|
| Turbine zeigt erst oberhalb eines bestimmten Durchflusses einen Wert | Anlaufmoment reicht darunter nicht aus oder Signalerfassung setzt zu spät ein | Rotorzustand, Lagerung, Signalaufnehmer und Referenzdurchfluss gemeinsam prüfen |
| Niedrige Durchflüsse werden zu klein angezeigt | Reibung beziehungsweise veränderter K-Faktor im unteren Bereich | Mehrpunktkalibrierung und Viskosität prüfen |
| Messwert wird bei kaltem Öl deutlich schlechter | Höhere Viskosität und niedrigere Reynolds-Zahl | Öltemperatur, Viskosität und Kalibrierbedingungen vergleichen |
| Niedriger Messwert springt stark | Sehr geringe Impulsfrequenz oder instabile Rotorbewegung | Rohfrequenz beziehungsweise Impulsabstand untersuchen |
| Turbine läuft nach höherem Durchfluss auch bei kleinerem Q weiter | Mechanische Anlauf-/Abfallhysterese möglich | Messung wiederholt aus Stillstand und aus höherem Durchfluss anfahren |
| K-Faktor passt im mittleren Bereich, aber nicht bei Qmin | Nichtlineare Kennlinie | Mehrpunkt-K-Faktoren beziehungsweise Linearisierung verwenden |
| Nach längerer Betriebszeit verschlechtert sich zuerst Qmin | Lagerreibung, Verschmutzung oder Ablagerungen gestiegen | Turbine mechanisch prüfen und nicht nur neu skalieren |
| Messung schwankt trotz konstantem Sollwert | Luftblasen, Drall, pulsierender Durchfluss oder unstabile Einbaubedingungen | Entlüftung, Systemdruck und Einlaufstrecke prüfen |
19. Passende Messturbinen von ICS Schneider
ICS Schneider Messtechnik bietet Turbinen-Durchflusssensoren für Hydraulik, Prüfstände und industrielle Volumenstrommessungen. Eine Übersicht finden Sie unter Messturbinen.
HySense QT5xx
Der HySense QT5xx Turbinen-Durchflusssensor ist für stationäre und mobile Durchflussmessungen sowie für Prüf- und Diagnoseaufgaben ausgelegt.
Je nach Baugröße stehen unterschiedliche Durchflussbereiche zur Verfügung. Dazu gehören unter anderem 1 … 20, 2 … 75, 5 … 150, 9 … 300 und 16 … 600 l/min.
Diese Abstufung ist für das Thema der unteren Durchflussgrenze besonders relevant: Die Baugröße sollte so gewählt werden, dass der tatsächlich wichtige Betriebsbereich möglichst gut innerhalb der vorgesehenen Sensorcharakteristik liegt.
Die QT5xx-Familie besitzt eine Ansprechzeit unter 0,05 s und ist je nach Ausführung mit Frequenz-, 4-20-mA- oder CAN-Ausgang verfügbar.
Hydrotechnik gibt für die Produktfamilie einen Viskositätsbereich von 1 … 150 cSt an und weist darauf hin, dass Abweichungen von der Kalibrierviskosität die Messgenauigkeit deutlich beeinflussen können.
Für eine reproduzierbare Installation empfiehlt Hydrotechnik bei dieser Baureihe außerdem eine gerade Einlaufstrecke von 30 × Nenndurchmesser und eine Auslaufstrecke von 10 × Nenndurchmesser.
HySense QT600 mit Viskositätskompensation
Der HySense QT600 ist speziell für Anwendungen entwickelt worden, in denen die Viskosität des Hydraulikmediums mit der Temperatur deutlich variiert.
Der spezifizierte Durchflussbereich beträgt 9 … 300 l/min. Die Viskositätskompensation deckt 5 … 100 cSt ab.
Bei der Standard-Kalibrierviskosität von 30 cSt nennt Hydrotechnik eine Fehlergrenze von ±0,5 % vom Messwert. Über den kompensierten Viskositätsbereich wird eine Fehlergrenze von ±2,5 % vom Messwert angegeben.
Der Sensor verbindet dafür eine spezielle Turbinenkalibrierung mit einem Algorithmus, der die aktuelle Viskosität entweder aus einer Benutzereingabe oder aus Temperatur und hinterlegter Ölkennlinie berücksichtigt.
Gerade für den unteren Bereich ist dieses Prinzip interessant, weil der Einfluss der Viskosität dort besonders deutlich werden kann.
Weitere Turbinenausführungen
Innerhalb der aktuellen Messturbinen-Kategorie stehen außerdem HySense QT3xx, QT4xx „Heavy Duty“ und QL2xx-Ausführungen für unterschiedliche Anschluss-, Durchfluss- und Prüfstandsanforderungen zur Verfügung.
Welche Baugröße geeignet ist, sollte nicht allein anhand des maximalen Durchflusses entschieden werden. Für die Auslegung sind insbesondere minimaler Dauerbetriebspunkt, maximaler Durchfluss, Medium, Viskosität, Temperatur, Systemdruck, gewünschtes Ausgangssignal und geforderte Messunsicherheit relevant.
Weiterführende Fachbeiträge
Die elektrische Auswertung von Frequenz und Impulszahl behandeln wir ausführlich im Beitrag „Impuls- und Frequenzausgang bei Messturbinen: Durchfluss richtig auswerten“.
Einbaufehler, Luftblasen, K-Faktor und allgemeine Diagnose behandeln wir im Beitrag „Messturbine zeigt falsche Werte: Ursachen bei Einbau, Medium und Kalibrierung“.
Für Hydrauliköle und deren temperaturabhängige Viskosität ist zusätzlich der Beitrag „Messturbinen für Hydrauliköl: Worauf bei Druck, Viskosität und Temperatur zu achten ist“ relevant.
20. Fazit
Die untere Durchflussgrenze einer Messturbine ist mehr als nur der Punkt, an dem sich das Turbinenrad gerade noch bewegt.
Bei kleinen Volumenströmen sinkt das antreibende Strömungsmoment, während Lagerreibung und andere mechanische Verluste relativ stärker ins Gewicht fallen. Gleichzeitig verändern sich Reynolds-Zahl und viskose Einflüsse.
Dadurch kann sich der K-Faktor stärker mit dem Durchfluss verändern. Die Kennlinie verlässt zunehmend den weitgehend linearen Bereich, auf dem die einfache Umrechnung zwischen Frequenz und Volumenstrom basiert.
Die mechanische Anlaufgrenze ist deshalb von der spezifizierten unteren Messbereichsgrenze zu unterscheiden. Ein Rotor kann unterhalb Qmin noch laufen, ohne dass die angegebene Messperformance weiterhin erfüllt wird.
Gleichzeitig sinkt mit dem Durchfluss die Signalfrequenz. Wenige Impulse pro Zeit verschlechtern die zeitliche Auflösung und können eine stärkere Mittelwertbildung erforderlich machen.
Besonders bei Öl ist außerdem die Temperatur zu berücksichtigen. Eine erhöhte Viskosität kann den unteren Bereich wesentlich stärker beeinflussen als einen Betriebspunkt in der Mitte des Messbereichs.
Für eine belastbare Auslegung gilt deshalb:
minimalen realen Durchfluss bestimmen → Medium und Viskosität berücksichtigen → passende Turbinengröße wählen → spezifizierten Qmin einhalten → Einbaubedingungen sicherstellen → K-Faktor und Kalibrierkurve prüfen → Signalfrequenz und Auswertung bewerten.
Der wichtigste praktische Auswahlgrundsatz lautet damit: Eine Messturbine sollte nicht so groß gewählt werden, dass der normale Prozess regelmäßig unmittelbar an ihrer unteren Durchflussgrenze arbeitet.
Liegt der relevante Betriebspunkt dauerhaft dort, wo Anlaufverhalten, K-Faktor und Linearität bereits empfindlich werden, ist entweder eine kleinere Turbine oder ein anderes Durchflussmessprinzip die bessere Lösung.
21. Häufige Fragen zur unteren Durchflussgrenze von Messturbinen
Was bedeutet die untere Durchflussgrenze einer Messturbine?
Sie bezeichnet den niedrigsten Durchfluss, ab dem der Hersteller die entsprechende Messperformance des Sensors spezifiziert. Unterhalb dieser Grenze kann ein Signal vorhanden sein, ohne dass Genauigkeit und Linearität weiterhin zugesichert sind.
Ist der Mindestdurchfluss dasselbe wie der Anlaufdurchfluss?
Nicht zwingend. Der Anlaufdurchfluss beschreibt den mechanischen Punkt, an dem ein stillstehender Rotor zuverlässig in Bewegung kommt. Der spezifizierte Mindestdurchfluss ist eine messtechnische Grenze.
Kann eine Messturbine unterhalb des angegebenen Messbereichs noch Impulse liefern?
Ja, das ist möglich. Diese Impulse bedeuten jedoch nicht automatisch, dass daraus noch ein spezifikationsgerechter Durchflusswert berechnet werden kann.
Warum misst eine Messturbine bei sehr niedrigem Durchfluss häufig schlechter?
Weil das vom Medium erzeugte Drehmoment kleiner wird und Lagerreibung sowie viskose Verluste relativ stärker wirken. Zusätzlich kann sich der K-Faktor stärker verändern.
Was ist der K-Faktor?
Der K-Faktor gibt an, wie viele Impulse eine Turbine pro Volumeneinheit erzeugt, beispielsweise Impulse pro Liter. Er ist die Grundlage für die Umrechnung des Frequenz- oder Impulssignals in Durchfluss und Gesamtmenge.
Ist der K-Faktor immer konstant?
Im idealen Fall wäre er konstant. Reale Messturbinen besitzen jedoch eine Kalibrierkennlinie. Innerhalb des linearen Hauptbereichs verändert sich der K-Faktor nur geringfügig; insbesondere nahe dem unteren Messbereich kann die Abweichung größer werden.
Was ist ein Mehrpunkt-K-Faktor?
Dabei werden für verschiedene Durchflussbereiche unterschiedliche kalibrierte K-Faktoren hinterlegt. Die Auswerteelektronik kann damit die reale Kennlinie besser linearisieren.
Kann eine Mehrpunkt-Linearisierung den Messbereich beliebig nach unten erweitern?
Nein. Sie kann reproduzierbare Nichtlinearität korrigieren, aber keine instabile Rotorbewegung oder fehlendes Anlaufmoment kompensieren.
Was bedeutet Linearität bei einer Messturbine?
Linearität beschreibt, wie stark die reale Beziehung zwischen Durchfluss und Ausgangssignal beziehungsweise K-Faktor von der idealisierten Kennlinie abweicht.
Ist Wiederholbarkeit dasselbe wie Genauigkeit?
Nein. Eine Turbine kann denselben fehlerhaften Wert sehr reproduzierbar anzeigen. Gute Wiederholbarkeit bedeutet daher nicht automatisch geringe Messabweichung.
Warum beeinflusst die Viskosität den unteren Messbereich?
Höhere Viskosität erhöht die strömungs- und reibungsbedingten Widerstände und verändert die Reynolds-Zahl. Dieser Einfluss ist bei kleinen Rotorantriebsmomenten besonders relevant.
Warum beeinflusst die Temperatur die Messung von Hydrauliköl?
Die Viskosität von Hydrauliköl ist stark temperaturabhängig. Kaltes Öl kann wesentlich viskoser sein als warmes Öl und dadurch die Turbinenkennlinie verändern.
Was hat die Reynolds-Zahl mit einer Messturbine zu tun?
Sie beschreibt das Verhältnis von Trägheits- zu viskosen Kräften in der Strömung. Änderungen von Durchfluss, Viskosität und Geometrie verändern die Reynolds-Zahl und damit das Strömungsverhalten am Rotor.
Warum wird der Messwert bei niedrigem Durchfluss sprunghafter?
Der Frequenzausgang erzeugt dann nur wenige Impulse pro Zeit. Dadurch sinkt die zeitliche Auflösung der Messung und die Anzeige benötigt gegebenenfalls eine längere Mittelungszeit.
Kann stärkeres Filtern den niedrigen Durchfluss genauer machen?
Eine längere Mittelwertbildung kann die Anzeige ruhiger machen, beseitigt aber keine mechanische Nichtlinearität oder falschen K-Faktor. Sie verbessert vor allem die Darstellung des Signals.
Warum muss eine Messturbine richtig entlüftet werden?
Luftblasen verändern die Strömung am Rotor und können ein unruhiges oder falsches Frequenzsignal erzeugen. Bei Flüssigkeitsturbinen sollte deshalb ein vollständig gefüllter Messquerschnitt sichergestellt sein.
Warum sind Einlaufstrecken wichtig?
Störungen wie Drall oder asymmetrische Geschwindigkeitsprofile verändern die Anströmung des Rotors. Dadurch kann sich das Verhältnis zwischen Durchfluss und Rotorfrequenz verschieben.
Sollte der normale Betriebspunkt direkt bei Qmin liegen?
Das ist nach Möglichkeit zu vermeiden. Bereits kleine Änderungen von Viskosität, Temperatur, Einbau oder mechanischem Zustand können den Betrieb sonst aus dem spezifizierten Bereich verschieben.
Wie wähle ich die richtige Turbinengröße?
Entscheidend sind nicht nur der maximale, sondern auch der minimale regelmäßig auftretende Durchfluss. Der relevante Betriebsbereich sollte möglichst gut innerhalb des spezifizierten Messbereichs der gewählten Baugröße liegen.
Wann sollte ich statt einer Messturbine ein anderes Messprinzip wählen?
Wenn dauerhaft sehr kleine Durchflüsse, stark variable oder hohe Viskositäten, verschmutzte Medien, ein extrem großer Messbereich oder eine Messung ohne bewegliche Teile gefordert sind, können beispielsweise Ovalrad-, Zahnrad-, Coriolis-, magnetisch-induktive oder andere Durchflussmessverfahren geeigneter sein.
Welche Angaben benötigt ICS Schneider für die Auswahl einer Messturbine?
Hilfreich sind minimaler, normaler und maximaler Volumenstrom, Medium, Viskosität bei minimaler und maximaler Temperatur, Betriebsdruck, verfügbarer Prozessanschluss, gewünschte Messgenauigkeit, Einbausituation, Strömungsrichtung, erforderliche Dynamik sowie das gewünschte Ausgangssignal wie Frequenz, 4-20 mA oder CAN.