БСЭ БСЭ - Большая Советская Энциклопедия (ТУ) Страница 45

  Соч.: Экспериментальная полиплоидия и гетерозис у сахарной свеклы, Минск, 1972 (совм. с В. Е. Бормотовым); Диаллельный анализ в селекции растений, Минск, 1974 (совм. с Л. В. Хотылевой и Л. А. Тарутиной).

  Лит.: Крупный советский ученый, «Селекция и семеноводство», 1973, № 1; Хотылева Л. В., К 60-летию академика Н. В. Турбина, «Вестник сельскохозяйственной науки», 1973, № 1.

Турбина

Турби'на (французское turbine, от лат. turbo, родительный падеж turbinis — вихрь, вращение с большой скоростью), первичный двигатель с чисто вращательным движением рабочего органа — ротора и непрерывным рабочим процессом, преобразующий в механическую работу кинетическую энергию подводимого рабочего тела — пара, газа или воды. Стационарные паровые и газовые Т. применяют для привода генераторов электрического тока (турбогенераторы), центробежных компрессоров и воздуходувок (турбокомпрессоры, турбовоз духодувки), питательных, топливных и масляных насосов (турбонасосы). Транспортные паровые и газовые Т. используют в качестве главных судовых двигателей. Газовые Т. используются также в качестве авиационных двигателей (турбовинтовые и турбореактивные двигатели) и в отдельных случаях — на локомотивах (газотурбовозы) и специальных автомобилях, требующих особо мощных двигателей. Гидравлические Т. строят только в стационарном исполнении для привода тихоходных генераторов электрического тока (гидрогенераторы) на гидроэлектрических станциях. К 1976 мощность паровых Т. достигла 1300 Мвт, газовых — 100 Мвт, гидравлических — более 600 Мвт в агрегате. Благодаря хорошей экономичности, компактности, надёжности и возможности осуществить большую единичную мощность Т. практически вытеснили поршневые паровые машины из современной мировой энергетики. См. также ст. Газовая турбина, Гидротурбина, Паровая турбина.

  С. М. Лосев.

Турбина собственных нужд

Турби'на со'бственных нужд, турбогенератор, обеспечивающий потребность электростанции в электроэнергии; предназначается для питания вспомогательных механизмов (насосы, вентиляторы, шаровые мельницы), систем автоматики, осветительных устройств и т.д. От Т. с. н. требуются высокая надёжность и возможность быстрого пуска. На современных мощных электростанциях, работающих на Единую электроэнергетическую систему, нет необходимости в Т. с. н., так как электростанции взаимно страхуют друг друга от аварийного обесточивания. Т. с. н. иногда называют хаус-турбиной. См. также ст. Паровая турбина.

Турбинное бурение

Турби'нное буре'ние, способ бурения с применением в качестве рабочего органа турбобура. Радикальное решение проблемы Т. б. было получено с использованием многоступенчатого турбобура при скоростном вращении долота, равном 600—800 об/мин. В пределах этих скоростей вращения зубчатые конические шарошки долота при осевых нагрузках до 1—1,5 т/см диаметра долота при перекатывании по забою эффективно разрушают породу, обеспечивая интенсивное углубление забоя. С начала 50-х гг. Т. б. — основной метод бурения в СССР и составляет 70—80% от общего объёма проходки скважин на нефть и газ (1975).

  Создание способа наклонно-направленного Т. б. позволило проходить наклонные скважины с теми же скоростями, что и вертикальные. Большое экономическое значение наклонно-направленное Т. б. получило при кустовом бурении с морских оснований на Каспийском море и в Западной Сибири. Для повышения износостойкости шарошечных долот Т. б. осуществляется при 300—400 об 1 мин, а в сверхглубоких скважинах — 150—250 об/мин. Высокооборотные турбобуры используются в основном при бурении алмазными долотами.

  Применение турбобуров с наклонной линией давления позволяет контролировать скорость вращения долота на забое и оптимизировать режимы бурения. Максимальные механические скорости бурения в мягких породах при Т. б. до 40—50 м/ч.

  Т. б. применяется в породах любой крепости (твёрдости) как в эксплуатационном, так и разведочном бурении. Максимальная глубина скважины, достигнутая при Т. б., 7500 м.

  Лит. см. при ст. Турбобур.

  Р. А. Иоаннесян.

Рис. 1. Секционный шпиндельный турбобур: 1 — статор турбины; 2 — ротор турбины; 3 — радиальный резинометаллический подшипник; 4 — конусошлицевая муфта; 5 — сальник; 6 — многоступенчатая осевая опора; 7 — верхняя секция; 8 — нижняя секция; 9 — шпиндель.

Рис. 2. Турбобур с разделённым потоком: 1 — верхняя секция; 2 — нижняя секция; 3 — низконапорная турбина; 4 — высоконапорная турбина; 5 — зона разделения потока.

Турбинные масла

Турби'нные масла', группа смазочных масел, используемых для смазки подшипников и вспомогательных механизмов паровых и водяных турбин, турбонасосов, турбокомпрессорных машин (воздушных, газовых и холодильных), а также в качестве смазывающей и рабочей жидкости в различных промышленных механизмах с циркуляционными системами. Т. м. — глубокоочищенные дистиллятные масла нефтяные из малосернистых беспарафиновых или сернистых парафиновых нефтей с добавками, состоящими из комплекса антиокислительных, антикоррозионных, деэмульгирующих, антипенных, в отдельных случаях антиизносных присадок. Характеризуются высокой устойчивостью против окисления, хорошими антикоррозийными и деэмульгирующими свойствами, малой вспениваемостью. Т. м. с вязкостью при 50 ° С 20—23×10-6 м2/сек (20—23 сст) применяются в быстроходных турбоагрегатах (3000 об/мин и выше), а с вязкостью 28—48×10-6 м2/сек (28—48 сст) и более — в тихоходных и мощных, в том числе судовых, турбоагрегатах (турборедукторных установках).

  Для систем регулирования мощных паровых турбин находят применение синтетические Т. м. на основе триксиленилфосфата. Их преимущество — высокая огнестойкость. Однако они дороги и обладают некоторой токсичностью.

  Лит.: Справочник по применению и нормам расхода смазочных материалов, под ред. Е. А. Эминова, 3 изд., кн. 1—2, М., 1969; Товарные нефтепродукты, их свойства и применение, под ред. Н. Г. Пучкова, М., 1971.

  Е. А. Эминов.

Турбинский могильник

Ту'рбинский моги'льник, археологический памятник на правом берегу р. Камы против устья р. Чусовой. Предположительная дата — 15—14 вв. до н. э. Открыт в 1891, раскапывался в 1924—60. Скелеты не сохранились. По погребальному инвентарю из камня (кремнёвые наконечники стрел и копий, ножи, скребки и пр., плоские нефритовые кольца), бронзы (кельты, копья, ножи, украшения, вислообушные топоры) и серебра (копье, часть браслетов) выделяется около 200 захоронений. Т. м. имеет ближайшие аналогии в Сейминском могильнике.

  Лит.: Бадер О. Н., Древнейшие металлурги Приуралья, М., 1964.

Турбобур

Турбобу'р, забойный гидравлический двигатель для бурения глубоких скважин преимущественно на нефть и газ. На первом этапе турбинного бурения (1924—34) применялся Т., изобретённый в СССР в 1922 М. А. Капелюшниковым совместно с Н. А. Корневым и С. М. Волохом. В этом Т. высокооборотная одноступенчатая турбина передавала вращение долоту через планетарный, заполненный маслом редуктор.

  В 1935—50 применялся безредукторный Т. с многоступенчатой турбиной, вал которой непосредственно вращает долото (авторы П. П. Шумилов, Р. А. Иоаннесян, Э. И. Тагиев, М. Т. Гусман). В многоступенчатом Т. общий перепад давлений дифференцируется по ступеням турбины, а момент на валу определяется суммой моментов, развиваемых каждой ступенью. Многоступенчатый Т. — машина открытого типа, вал его вращается в радиальных и осевых резинометаллических подшипниках, смазкой и охлаждающей жидкостью для которых является циркулирующая промывочная жидкость — глинистый раствор. Для получения максимальных значений кпд лопатки турбины профилируют так, чтобы безударный режим их обтекания совпадал с максимумом мощности турбины. Выполняют турбины цельнолитыми, общее число ступеней турбины достигает 120, рабочие диаметры Т. для бурения глубоких и сверхглубоких скважин — 164, 172, 195, 215, 240, 280 мм, частота вращения вала турбины от 150 до 800—1000 об/мин. Рабочий момент на валу Т. зависит от его диаметра и составляет от 1 до 5—6 кнм (1 нм = 0,1 кгсм). С 1950 для увеличения вращающего момента на валу применяют многосекционные Т., в которых последовательно соединяются 2—3 секции турбин Т. с общим числом ступеней 300—450 (рис. 1). Это позволило наряду с увеличением вращающего момента снизить частоту вращения вала турбины до 300—400 об/мин (для более эффективной работы шарошечных долот). В этих Т. шаровая осевая опора вынесена в специальный шпиндель, присоединяемый к нижней секции Т. В шпинделе имеются также радиальные опоры и сальник, позволяющий использовать гидромониторные долота. С 1970 для дальнейшего снижения частоты вращения вала турбины в Т. применяют ступени гидродинамического торможения, позволившие бурить при 150— 250 об/мин. С начала 70-х гг. внедряются Т. с независимой подвеской секции и с демпфирующими устройствами, которые обладают увеличенным сроком межремонтной работы и улучшают условия работы шарошечных долот за счёт снижения вибрации бурильной колонны. Для работы с гидромониторными долотами, без дополнительного нагружения буровых насосов, начато применение Т. с разделённым потоком на нижней секции (рис. 2), который отличается тем, что перепад давлений, срабатываемый в его нижней секции, равен перепаду давлений в штуцерах гидромониторного долота. При этом нижняя секция Т. работает на части потока, подаваемого в скважину.