Узел запуска вту что это

Камера пуска и приема очистных устройств

Очистные поршни эксплуатируются на всех видах магистральных трубопроводов с целью очистки внутренней полости

Очистные поршни эксплуатируются на всех видах магистральных трубопроводов с целью очистки внутренней полости.

В состав такого устройства входят:

узлы пуска и приема очистных поршней,

система автоматического управления и контроля за процессом очистки.

Для монтажа камеры приема и пуска очистных устройств необходимо найти и приготовить площадку ее размещения, потом остановить перекачку на участке трубопровода от места установки камеры пуска до места установки камеры приема.

Далее участок трубопровода опорожняется, труба разрезается холодным способом, к концам привариваются фланцы, монтируется линейная задвижка.

После устанавливается камера пуска и приема очистных устройств.

Так же существуют устройства для очистки полости трубопровода на более сложных участках трассы, к примеру, переходы через водные препятствия.

В состав пускового узла входят такие устройства, как:

система контроля и управления процессом запуска поршня,

площадка хранения поршней,

устройство для запасовки поршней в пусковую камеру,

камера пуска очистных поршней, которая подключается с помощью запорного устройства к основной магистрали, с техобвязкой.

Приемный узел содержит:

устройство для выемки поршня из приемной камеры,

систему контроля и управления процессом приема очистных поршней,

площадку для хранения использованных очистных поршней,

камеру для приема поршней, которая подключается через запорное устройство к основной магистрали, с техобвязкой,

технологические трубопроводы и емкости для приема загрязненного конденсата. В зависимости от конструкции они могут позволять параллельно запускать и принимать одно или более очистных устройств с определенным интервалом времени.

Источник

Узел запуска вту что это

ТИПОВАЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ КАРТА (ТТК)

МОНТАЖ УЗЛА ЗАПУСКА (ПРИЕМА) ВНУТРИТРУБНЫХ УСТРОЙСТВ НА МАГИСТРАЛЬНОМ ГАЗОПРОВОДЕ

I. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Рис.1. Смонтированный узел запуска (приема) очистных устройств

1.2. В настоящей карте приведены указания по организации и технологии производства работ по монтажу узла запуска (приема) внутритрубных устройств на газопроводе, рациональными средствами механизации, приведены данные по контролю качества и приемке работ, требования промышленной безопасности и охраны труда при производстве работ.

1.3. Нормативной базой для разработки технологических карт являются:

— строительные нормы и правила (СНиП, СН, СП);

— заводские инструкции и технические условия (ТУ);

— нормы и расценки на строительно-монтажных работы (ГЭСН-2001 ЕНиР); производственные нормы расхода материалов (НПРМ);

— местные прогрессивные нормы и расценки, нормы затрат труда, нормы расхода материально-технических ресурсов.

— снижение себестоимости работ;

— сокращение продолжительности строительства;

— обеспечение безопасности выполняемых работ;

— организации ритмичной работы;

— рациональное использование трудовых ресурсов и машин;

— унификации технологических решений.

1.5. На базе ТТК в составе ППР (как обязательные составляющие Проекта производства работ) разрабатываются Рабочие технологические карты (РТК) на выполнение отдельных видов работ по монтажу узла запуска (приема) внутритрубных устройств на газопроводе. Рабочие технологические карты разрабатываются на основе типовых карт для конкретных условий данной строительной организации с учетом её проектных материалов, природных условий, имеющегося парка машин и строительных материалов, привязанных к местным условиям. Рабочие технологические карты регламентируют средства технологического обеспечения и правила выполнения технологических процессов при производстве работ.

Конструктивные особенности по монтажу узла запуска (приема) внутритрубных устройств на газопроводе решаются в каждом конкретном случае Рабочим проектом. Состав и степень детализации материалов, разрабатываемых в РТК, устанавливаются соответствующей подрядной строительной организацией, исходя из специфики и объема выполняемых работ. Рабочие технологические карты рассматриваются и утверждаются в составе ППР руководителем Генеральной подрядной строительной организации, по согласованию с организацией Заказчика, Технического надзора Заказчика.

1.6. Технологическая карта предназначена для производителей работ, мастеров и бригадиров, выполняющих работы по монтажу узла запуска (приема) внутритрубных устройств на газопроводе, а также работников технического надзора Заказчика и рассчитана на конкретные условия производства работ в III-й температурной зоне.

II. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2.1. Технологическая карта разработана на комплекс работ по монтажу узла запуска (приема) внутритрубных устройств на газопроводе.

2.2. Работы по монтажу узла запуска (приема) внутритрубных устройств на газопроводе выполняются, в одну смену, продолжительность рабочего времени в течение смены составляет:

час,

2.3. В состав работ, последовательно выполняемых при монтаже узла запуска (приема) внутритрубных устройств на газопроводе входят:

— устройство основания под фундаменты;

— монтаж фундаментов из сборных железобетонных плит;

— устройство монолитных фундаментов;

— гидравлическое испытание камеры приема (запуска);

— монтаж камеры запуска (приема) на фундаменты;

— вварка камеры запуска (приема) в трубопровод;

— сборка и установка обводной линии;

— сборка и установка байпасной линии крана Ду300 на обводной линии;

— обратная засыпка котлована грунтом и послойное трамбование пазух;

— окраска надземных частей камеры запуска-приема.

Рис.2. Кран-трубоукладчик ТГ-301К

Рис.3. Самоходный сварочный агрегат АС-81Т

Рис.4. Бульдозер Б170М1.03ВР

Рис.5. Экскаватор Hitachi ZX 200-3

Рис.6. Автосамосвал КамАЗ-6520

Рис.7. Виброплита TSS-VP90T

Рис.8. Грузовые характеристики автомобильного стрелового крана КС-55713-1

Рис.9. Камера запуска-приема с затвором

2.6. Работы по монтажу узла запуска (приема) внутритрубных устройств на газопроводе следует выполнять, руководствуясь требованиями следующих нормативных документов:

— СНиП 3.01.03-84. Геодезические работы в строительстве;

— СНиП III 42-80*. Магистральные трубопровода. Правила производства и приемки работ;

— СНиП 2.03.11-85. Защита строительных конструкций от коррозии;

— СНиП 12-03-2001. Безопасность труда в строительстве. Часть 1. Общие требования;

— СНиП 12-04-2002. Безопасность труда в строительстве. Часть 2. Строительное производство;

— ВСН 012-88. Контроль качества производства работ. Части I и Часть II;

— РД 11-02-2006. Требования к составу и порядку ведения исполнительной документации при строительстве, реконструкции, капитальном ремонте объектов капитального строительства и требования, предъявляемые к актам освидетельствования работ, конструкций, участков сетей инженерно-технического обеспечения;

— РД 11-05-2007. Порядок ведения общего и (или) специального журнала учета выполнения работ при строительстве, реконструкции, капитальном ремонте объектов капитального строительства.

III. ОРГАНИЗАЦИЯ И ТЕХНОЛОГИЯ ВЫПОЛНЕНИЯ РАБОТ

3.1. В соответствии с СП 48.13330.2001 «Организация строительства» до начала выполнения строительно-монтажных работ на объекте Подрядчик обязан в установленном порядке получить у Заказчика проектную документацию и разрешение на выполнение строительно-монтажных работ. Выполнение работ без разрешения запрещается.

3.2. На всех проектируемых устройствах и вновь вводимых магистральных трубопроводах предусматривают устройства по очистке внутренней полости газопровода от загрязнений при помощи очистных поршней (скребков); проверки внутренних дефектов трубопровода при помощи внутритрубных снарядов-дефектоскопов. В состав устройства входят:

— узлы пуска и приема очистных поршней и других поточных устройств;

— система контроля и автоматического управления процессом очистки.

3.2.1. Узлы пуска и приема очистных поршней (см. рис.10) располагаются вблизи пунктов подключения КС, а чаще их совмещают. Совмещенный вариант расположения узлов пуска и приема представляют собой комплексное устройство, состоящее из установленных одна против другой на бетонных опорах камер пуска и приема поточных устройств.

Источник

Узлы запуска, пропуска и приема СОД.

Узлы запуска, пропуска и приема СОД должны выполнять следующие функции:

— запуск внутритрубных очистных, диагностических и разделительных устройств;

— прием внутритрубных очистных, диагностических, герметизирующих и разделительных устройств;

— пропуск внутритрубных очистных, диагностических, герметизирующих и разделительных устройств.

Расстояние между УЗПП СОД обосновывается в проекте с учетом технических характеристик внутритрубных диагностических приборов и физико-химических показателей перекачиваемой нефти (содержание парафина, вязкость, температура застывания и т.д.). Максимальная протяженность участка магистрального нефтепровода между узлами запуска и приема СОД должна быть:

Стационарные узлы запуска и приема СОД предусматриваются на магистральном нефтепроводе, на лупингах и отводах протяженностью более 3 км и резервных нитках переходов через водные преграды и болота независимо от их протяженности.

На промежуточных НПС, на которых не предусматривается запуск и прием СОД, должны быть установлены узлы пропуска СОД, обвязка которых обеспечивает пропуск СОД как с остановкой, так и без остановки НПС.

В состав узлов запуска и приема СОД входят следующие объекты и сооружения:

— камера запуска средств очистки и диагностики с устройством передней запасовки;

— камера приема средств очистки и диагностики;

— емкость дренажная (подземная горизонтальная) с погружным насосом, с установленным на ней дыхательным клапаном, огнепреградителем и сигнализатором уровня;

— технологические трубопроводы с соединительными деталями и запорной арматурой;

— периметральное охранное освещение, ограждение и инженерно-технические средства охраны;

— система энергоснабжения и молниезащиты;

— система электрохимической защиты от коррозии;

— средства контроля и управления;

— грузоподъемные механизмы для перемещения, запасовки и извлечения СОД;

— подъездная автомобильная дорога.

В зависимости от расположения узлов запуска и приема СОД на магистральном нефтепроводе предусматриваются разные технологические схемы и порядок выполнения технологических операций (параллельное- соосное расположение камер приема-запуска, для станций с резервуарным парком или без него и т.п.).

В комплектацию камер запуска, приема СОД входят:

— грузоподъемные механизмы для перемещения, запасовки и извлечения СОД;

— площадки обслуживания (для камер Ду 400 и более);

— датчик контроля герметичности;

— датчик давления класса точности не ниже 0,25;

— манометр класса точности не ниже 1;

— сигнализатор прохода СОД;

— поддон для сбора нефтешлама (в комплекте с камерой приема).

Камеры запуска и приема СОД в зависимости от условий эксплуатации должны приниматься следующих климатических исполнений и категорий размещения по ГОСТ 15150.

Конструкция камер запуска и приема СОД должна быть рассчитана для эксплуатации с рабочим давлением не более 8,0 МПа и в районах установки с сейсмичностью не более 9 баллов по шкале MSK-64.

Рисунок 13.6.а. – Камера запуска СОД

Рисунок 13.6.б – Камера приема СОД

Для дренажа нефти из камер запуска, приема и примыкающим к камерам надземной части технологических трубопроводов, устанавливается подземная горизонтальная дренажная емкость. На каждом узле запуска, узле запуска-приема или узле приема СОД должна быть установлена одна емкость, минимальный объем которой должен приниматься в соответствии со специальными нормативами.

На каждой дренажной емкости устанавливается следующее оборудование:

— центробежный, вертикальный насос с электродвигателем;

— клапан дыхательный со встроенным огнепреградителем Ду 100, пропускной способностью 150 м 3 /ч;

— замерный люк Ду 150;

— патрубок Ду 800 для установки электронасосного агрегата;

На узлах запуска и приема СОД для откачки нефти из дренажной подземной емкости на ее патрубке следует устанавливать погружной насос с электродвигателем во взрывозащищенном исполнении. Конструкция патрубка должна обеспечивать надежную установку погружного электронасосного агрегата.

На дренажных емкостях предусматривается два патрубка для присоединения трубопроводов дренажной и газовоздушной линий (для сброса газовоздушной смеси)..

Технологическая схема узла запуска-приема СОД с параллельным расположением камер на НПС с резервуарным парком изображена на рисунке 13.6.в.

Dy	— условный диаметр магистрального нефтепровода, мм
D1	— условный диаметр трубопровода при работе минуя НПС, мм
D2	— условный диаметр трубопровода подвода нефти, мм
D3	— условный диаметр трубопроводов отвода нефти, мм
D4	— условный диаметр дренажных и вспомогательных трубопроводов, мм
D5	— условный диаметр трубопровода газовоздушной линии, мм
Д	— патрубок для подачи пара или инертного газа
Ж	— патрубок для установки запасовочного устройства
	— блокировочные трубопроводы и арматура
	— запорная арматура с электроприводом
	— манометр
	— датчик давления
	— направление потока нефти

Эта схема обеспечивает выполнение следующих операций:

— перекачку нефти, минуя НПС, при открытых задвижках № 1, 6, 7, 10 и закрытых задвижках № 2-5, 8, 9;

— перекачку нефти через НПС, минуя камеры запуска и приема, при открытых задвижках № 1, 4, 5, 10 и закрытых задвижках № 2, 3, 6-9;

— заполнение нефтью камеры запуска из магистрального нефтепровода, до начала пуска СОД, через систему дренажных и вспомогательных трубопроводов При изменении уровня в емкости более чем на 0,3 м камера считается заполненной;

— запуск СОД в случае работы НПС при открытых задвижках № 2, 3, 4, закрытии задвижки № 1, и закрытых задвижках № 6-9;

— запуск СОД в случае остановки НПС при открытых задвижках № 2, 3, 6, 7, 10, закрытии задвижки № 1, и закрытых задвижках № 4, 5, 8, 9;

— прием СОД в случае работы НПС при открытых задвижках № 5, 8, 9 и закрытых задвижках № 2, 3, 6, 7;

— прием СОД в случае остановки НПС при открытых задвижках № 1, 6-9 и закрытых задвижках № 2, 3, 4, 5, 10;

— дренаж нефти из камеры запуска СОД и прилегающих надземных участков трубопроводов в дренажную подземную емкость при открытом воздушнике на газовоздушной линии;

— дренаж нефти из камеры приема СОД и прилегающих надземных участков трубопроводов в дренажную подземную емкость при открытом воздушнике на газовоздушной линии.;

— откачку нефти из дренажной подземной емкости в приемный коллектор НПС;

— откачку нефти в передвижную емкость при закрытых задвижках № 2, 3, 8, 9,;

— подачу пара или инертного газа во внутреннюю полость камеры запуска СОД через патрубок Д при открытом воздушнике на газовоздушной линии;

— подачу пара или инертного газа во внутреннюю полость камеры приема СОД через патрубок Д при открытом воздушнике на газовоздушной линии и открытой задвижке этой линии.

1 Заполнение нефтью камеры запуска (приема) СОД условным диаметром до 250 мм включительно из магистрального нефтепровода следует осуществлять с производительностью не более 10 м 3 /ч, условным диаметром от 300 до 500 мм включительно не более 25 м 3 /ч, условным диаметром от 700 до 1200 мм – с производительностью не более 50 м 3 /ч.

2 Скорость заполнения камер из магистрального нефтепровода регулируется регулирующим органом. Степень регулировки определяется с помощью пробного заполнения подземной дренажной емкости в период пуско-наладочных работ. Изменение уровня в дренажной емкости во время пробного заполнения должно определяться с помощью переносного уровнемера. При достижении уровня 2/3 от максимального заполнении подземной емкости следует прекратить путем закрытия задвижки № 9. Повторное заполнение производить после полной откачки нефти из емкости.

3 Воздушники на газовоздушной линии следует использовать только для подачи воздуха во внутреннюю полость камер СОД при дренаже.

4 В период между пропусками СОД по магистральному нефтепроводу узел запуска-приема должен находиться в следующем состоянии:

— камера запуска, камера приема, дренажная подземная емкость и трубопроводы технологической обвязки опорожнены от нефти;

— задвижки № 2, 3, 8, 9, закрыты;

— камера приема, поддон и дренажная подземная емкость зачищены от нефтешлама.

5 Последовательность открытия и закрытия задвижек при производстве всех технологических операций должна устанавливаться «Инструкцией по запуску и приему СОД», которая утверждается главным инженером ОАО МН.

Узлы пропуска СОД могут устанавливаться на НПС (обычно промежуточных) при работе их на один или два параллельных нефтепровода.

Технологическая схема узла пропуска СОД при работе нефтеперекачивающей станции на один нефтепровод приведена на рисунке 13.6.г.

— основные технологические трубопроводы
	— задвижка с электроприводом
	— обратный клапан
	— направление потока нефти

Технологическая схема узла пропуска СОД на нефтеперекачивающей станции обеспечивает выполнение следующих операций:

— перекачку нефти через НПС при открытых задвижках № 4, 5, 6, 7, 10, 11 и закрытых задвижках № 1, 2, 3, 8, 9;

— пропуск СОД через отключенную НПС при открытых задвижках № 1, 2 и закрытых задвижках № 3-11;

— перекачку нефти минуя НПС через байпасный трубопровод с обратным затвором при открытых задвижках № 4, 5, и закрытых задвижках № 1, 2, 3, 6, 7, 8, 9, 10, 11;

— прием СОД в камеру пропуска при открытых задвижках № 2, 3, 4, 5, 6, 9, 10, 11 и закрытых задвижках № 1, 7, 8;

— запуск СОД из камеры пропуска при открытых задвижках № 1, 4, 5, 7, 8, 10, 11 и закрытых задвижках № 2, 3, 6, 9.

1 Последовательность открытия и закрытия задвижек при производстве всех технологических операций должна устанавливаться «Инструкцией по пропуску СОД», которая утверждается главным инженером ОАО МН.

Дата добавления: 2018-05-10 ; просмотров: 7966 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник

Узлы пуска и приема очистных поршней

На всех проектируемых и вновь вводимых МГ предусматривают устройство по очистке внутренней полости газопровода при помощи пропуска ОП.

В состав устройства входят:

узел пуска (УП) и узел приема (УП) очистных поршней (рис.2.48.);

система контроля и автоматического управления процессом очистки.

Узел пуска включает в себя:

— камера пуска, подключаемая к трассе через запорное устройство с технологической обвязкой;

— система контроля и управления процессом запуска поршня;

— площадка для хранения ОП;

— устройство для запасовки ОП в камеру пуска.

Узел приема включает в себя:

— камера для ОП, подключенная к газопроводу через запорное устройство с технологической обвязкой;

— система контроля и управления процессом приема ОП;

— емкости для приема грязного конденсата;

— площадка для хранения использованных поршней;

— устройство для выемки поршней из камеры приема.

Рис. 2.48. Узел пуска очистных устройств (узел приема аналогичен

Рис. 2.49. Схема устройства концевого затвора камеры пуска

Совмещенный вариант расположения узлов пуска и приема (рис. 2.48.) представляет собой комплектное устройство, состоящее из: установленных напротив друг друга на бетонных опорах камер пуска и приема ОП.

Заслонка концевого затвора камеры приема аналогична, только вместо толкателя на ней установлен амортизатор.

— диаметр газопровода по всей длине должен быть одинаковым;

— запорная линейная арматура должна быть равнопроходной;

— внутренняя поверхность труб не должна иметь выступающих деталей, кроме сигнализаторов, рычаг которых утопает при проходе очистного поршня;

— отводы, компенсаторы должны быть с радиусами изгиба не менее пяти диаметров очищаемого газопровода;

— конденсатосборники типа «расширительная камера» оборудуются направляющими планками для беспрепятственного прохода очистного поршня, причем они не должны мешать нормальной работе конденсатосборника;

— переходы должны выполняться с учетом дополнительных нагрузок от веса поршня и газоконденсатной смеси.

Источник

При передаче сигнала ТУ схема, находящаяся в одном из трех состояний, в каждом такте сигнала изменяет это состояние, переходя в одно из двух остающихся свободными. При этом передаче символа 1 соответствуют переходы А®В, В®С и С®А, а передаче символа 0 – переходы А®С, Ѯ и В®А. Так как схема с тремя триггерами может иметь 2 3 =8 различных состояний, в данной схеме пять являются запрещенными, и случайный переход схемы в одно из этих состояний под действием какой-либо внешней причины или в результате повреждения элементов схемы приводит к отказу. Эти пять состояний исключаются схемой из элементов 1СТ3 – 1СТ5 (в запрещенных состояниях, на выходах всех элементов будет сигнал 1), элемента 1СТ6 (на его выходе 0) и элемента 1ИФ1 (сигнал 1 на его выходе возвратит схему в состояние А). Конденсатор С обеспечивает сохранение сигнала 1 на выходе элемента 1ИФ1 в течение времени, гарантирующего переключение триггеров. Передаваемые символы задаются по цепи 2 (следует иметь ввиду, что при поступлении в цепь 2 символа 0 в канал ТУ передается 1, при поступлении 0 передается 1).

Рассмотрим данную по условию ситуацию: система переходит из состояния В в следующее, при формировании такта сигнала ТУ с номером 4. Так как в такте с номером 4 находится символ 1, то система должна из состояния В перейти в состояние С. На рис. 3. показан данный переход:

Узел ВТУ осуществляет управление работой Ш-ТУ в процессе передачи сигнала ТУ и координирует работу шифратора с работой узлов модуляции М-ТУ и синхронизации УС. Он содержит рис. 4,б делитель частоты на 8 с триггерами 4СТ1, 4СТ2 и 5 СТ1, элемент подготовки модулятора 4СТ6, элемент установки триггеров в схемах делителя частоты и Ш-ТУ на 0 (1ИФ2) и входные логические элементы 3ИН5, 3СТ5 и 3СТ6. Цепи 10 и 11 связывают ВТУ со схемой коммутатора рабочих мест КРМ; нормально эти цепи имеют сигнал 1. Цепь 8 связана со схемой Ш-ТУ; появление на ней сигнала 0 указывает, что шифратор закончил передачу сигнала ТУ на время передачи сигнала ЦС. Цепи 12, 13 и 14 связывают ВТУ со схемой Ш-ТУ, а цепь 30 – с исполнительными элементами в схеме М-ТУ. Нормально при отсутствии передачи сигнала ТУ на верхний вход 3СТ5 непрерывно поступают от схемы РФ тактовые импульсы частотой 500 имп/с.(или Т=2мс). Однако в связи с наличием сигналов 1 в цепях 10 и 11 на средний вход элемента 3СТ5 поступает сигнал 0 и тактовые импульсы на выход 3СТ5 не проходят. На выходе элемента 1ИФ2 имеется сигнал 1, удерживающий триггеры в схемах делителя частоты и Ш-ТУ (по цепи 14) в исходном состоянии. При появлении в узле КРМ набранного сигнала ТУ появляется сигнал 0 в цепи 10 или 11, а на выходе элемента 3ИН5 сигнал 1. На выходе 1ИФ2 появляется сигнал 0; триггеры в схемах делителя частоты и Ш-ТУ освобождаются. Через 3СТ5 и 3СТ6 в схему делителя частоты поступают импульсы частотой 500 имп/с. рис. 4,б (на рисунке показано поступления на счетный вход схемы 4 импульса, по варианту, первый импульс имеет нулевой номер).

2.5 Схема шифратора Ш-ТУ.

Шифратор содержит двоичный счетчик с пятью счетными триггерами (5СТ2, 6СТ1, 6СТ2, 7СТ1, 7СТ2); логические элементы счетчика единиц (4ИН1 – 4ИН8), логические элементы счетчика четверок (5ИН1 – 5ИН8, 6СТ3 – 6СТ6 и 7СТ3 – 7СТ6) и логические элементы, управляющие сигналами на выходах во внешние цепи 9, 12, 16.

Схема рассчитана на поочередное подключение к цепи 2, связанной с М-ТУ, 31 цепи; в зависимости от состояния этих входных цепей формируется многотактовый сигнал ТУ, содержащий 30 двоичных разрядов. На каждом входе имеется трехвходовый диодный элемент ИД, два входа которых соединены с выходами счетчиков единиц и четверок, а третий – с проводом 2. Диодный элемент имеет и четвертый (расширительный) вход, к которому подключаются внешние цепи с контактами реле наборного регистра НР и разделительными диодами. На рис. 5. показана схема образования выходов Ш-ТУ №6 (элемент 2ИД2 и наборное реле 6 НР). Каждый элемент ИД работает в рабочем такте сигнала ТУ с определенным номером; этот номер на единицу меньше суммы чисел на выходах счетчиков единиц и четверок, с которыми соединены два входа ИД. При наличии сигнала 1 на обоих этих входах (в соответствующем такте) сигнал 1 может поступить в цепь 2 при условии, что контакт реле НР разомкнут; в противном случае цепь 2 получает сигнал 0. Таким образом, замкнутому контакту НР соответствует 0 в цепи 2 и передача в канал ТУ символа 1, а разомкнутому контакту – 1 в цепи 2 и передача в канал ТУ символа 0. В нашем случае в канал ТУ передается 1, значит контакт НР – замкнут.

Исходному состоянию схемы Ш-ТУ соответствует наличие сигнала 0 в цепи 12, связанной со схемой ВТУ, что предотвращает возможность модуляции фазы при нахождении схемы Ш-ТУ в исходном состоянии. Первый такт сигнала ТУ не является рабочим и используется для передачи признака сигнала ТУ, отличающего его от сигнала ЦС. Этот такт, не несущий полезной информации, считается нулевым. Когда шифратор находится в позиции 31, появляется сигнал 0 на выходе 5СТ3 и в цепи 9, что приводит к прекращению работы делителя частоты. Одновременно возникает сигнал 1 в цепи 16, связанной со схемой КРМ, которая приходит в исходное состояние и возвращает в это состояние схему Ш-ТУ. На один из входов 5СТ3 поступает сигнал по цепи 13, управляющий работой шифратора. Благодаря этой цепи остановка работы схемы опаздывает по отношению к моменту переключения шифратора в позицию 31 на 8 мс. Это обеспечивает возможность модуляции фазы в такте № 31 и использование этого такта в качестве рабочего.

Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).

Источник