Поэтому предлагается создать автоматическую измерительную систему для оценки качества транспортируемого материала. Основным параметром при этом является зольность.
Зольность абсолютно сухого топлива Аd определяется по ГОСТ 11022—75 [1]. При сжигании углей большая часть минеральных веществ переходит в золу и шлак. Состав минеральных компонентов углей определяет химический состав и технологические свойства золы и играет существенную роль в процессах энергетического и технологического использования углей [2]. В добываемых углях она достигает 40 % и более и влияет на качество топлива, уменьшая его теплоту сгорания. Удаление зольных примесей или доли пустой породы из углей является основной целью при их обогащении.
Исследования базируются на применении радиоизотопного первичного преобразователя в горной (угольной) промышленности. Основа метода – ослабление гамма-излучения угольным потоком на движущемся конвейере. Этот эффект оценивается коэффициентом ослабления, который чувствителен к объемной плотности транспортируемого материала, его химическому составу, и наличию различных неоднородностей среды.[3]
Объемная плотность транспортируемого потока равна:

 ,                                                    (1)

где – интенсивности суммарного (состоящего из прямого и рассеянного) потока излучения при отсутствии и при наличии контролируемой среды соответственно; – массовый коэффициент ослабления гамма – излучения средой; - поправка коэффициента линейного ослабления для рассеянного излучения;  - толщина контролируемого потока на конвейере.
Опытным путем установлено, что зольность горной массы, транспортируемой по конвейеру, также можно оценить по характеру взаимодействия гамма-излучения с веществом. 
Согласно исследованиям, зольность в процентах – это массовая концентрация пустой породы в составе гетерогенного  потока горной массы (состоящего из двух компонентов), определяемая выражением:

,                                    (2)

где ,  - масса пустой породы и горной массы соответственно, г; , ,  - объемные плотности пустой породы, угля и горной массы соответственно, г/см; ,  - объем, занимаемый пустой породой и углем в суммарном потоке горной массы соответственно, см.
Объем, занимаемый углем, определяется:

                                                            (3)

После подстановки в объемную плотность горной массы получим:

.          (4)

Учитывая, что объемная концентрация пустой породы в суммарном потоке горной массы определяется как:

,                                                             (5)

получим выражение для определения объемной плотности горной массы:

.                     (6)

При подстановке формулы 6 в выражение 2 получим объемную концентрацию пустой породы:

                                               (7)

При подстановке 7 в 6 получим объемную плотность гетерогенного потока горной массы:

                                               (8)

Зависимость объемной плотности горной массы и массовой концентрации пустой породы или минеральной зольности согласно выражению 8 представлена на рис. 1.

Рис. 1. Зависимость объемной плотности горной массы и минеральной зольности

Массовая концентрация минеральной золы в потоке горной массы, состоящем из угля и пустой породы, с учетом выражения 8 вычисляется по следующей формуле:

                                                    (9)

Таким образом, метод, представленный в статье, позволит оценить зольность добываемого полезного ископаемого и тем самым повысить точность учета материала допустимого качества.

На основе радиоизотопной измерительной системы (РИИС) нефтяных потоков нами разработана система автоматического бесконтактного контроля уровня парафиновых отложений на стенках трубопровода. С помощью РИИС можно контролировать толщину слоя отложений на стенках трубопровода, получать информацию о характере и составе транспортируемого потока, и, на основе полученных результатов, совершенствовать добычной и транспортный процессы. На рисунке 3.4 представлена схема устройства измерения толщины слоя парафина на стенках трубопровода.

Рисунок 1 – Устройство для измерения толщины слоя парафина на стенках трубопровода

Система измерительного устройства включает в себя стандартный блок гамма-излучения, в основе которого используется изотоп химического элемента Cs₁₃₇; блок детектирования, регистрирующий прошедшее излучение N сцинтилляционным счетчиком и фотоумножителем; вторичный прибор, в процессор которого введена соответствующая градуировочная характеристика. 
Способ измерения толщины слоя парафина в трубопроводном транспорте нефти основана на облучении участка трубопровода с движущимся потоком углеводородов и парафиновых отложений с последующей регистрацией выходного сигнала радиоизотопного излучения. Определение толщины слоя парафина происходит путем обработки результатов измерения прошедшего излучения, которое будет отличаться своей интенсивностью и флуктуационным характером изменения для различных сред – материала трубопровода, слоя парафина, движущейся нефти. Система измерения перемещается в вертикальной плоскости по трубопроводу и по моментам возникновения изломов на графике изменения интенсивности излучения можно с высокой точностью судить о толщине парафиновых отложений. При этом, аналитическая зависимость подчиняется закону Гуго-Ламберта [3, c.161], и, применительно к данной системе она примет следующий вид:

,   (1)

где I – начальная интенсивность прямого гамма-излучения;
ρ_ст, ρ_п, ρ_н – плотность стали стенки трубопровода, парафина, и нефти;
δ_ст, δ_п, δ_н – эквивалентная толщина стальной стенки трубопровода, парафина и нефтяной фазы соответственно;
μ_ст, μ_п, μ_н – массовый коэффициент ослабления первичного излучения стальной стенкой трубопровода, парафином и нефтяным потоком соответственно;
На рисунке 2 приведена расчетная зависимость и экспериментальные данные, полученные в лабораторных условиях, интенсивности прямого гамма-излучения на выходе системы от толщины парафинового слоя внутри трубопровода. 

С помощью измерительной системы, основанной на радиоизотопном излучении с использованием фотоэлектронного эффекта можно измерять толщину парафиновых отложений с абсолютной погрешностью ±5мм, что является достаточным условием для обеспечения надежной работы трубопроводной системы.
Анализ радиоизотопной измерительной системы с использованием эффектов комптоновского рассеяния и фотоэлектрического поглощения гамма-излучения материалом стенок трубопровода и контролируемыми веществами при измерении многофазных потоков позволяет повысить достоверность получаемых результатов и, как следствие, повысить уровень производства на нефтяных предприятиях РФ; обеспечить надежность, долговечность, отсутствие контакта с измеряемым потоком и дешевизну по сравнению с существующей методикой и инструментальными средствами измерений, применяемых на территории Российской Федерации.

Наряду с развитием транспортной системы, увеличением добычи нефти (в т.ч. это обусловлено изобретением и совершенствованием методик по добыче высоковязких нефтей), расширением сети потребителей, возрастают и требования, предъявляемые к процессу транспортировки. Нерешенным и крайне актуальным вопросом является возникновение аварийных ситуаций и их последствий при перегонке углеводородов нефтепроводами. Часто, для их устранения останавливается весь процесс транспортирования, что влечет за собой не только дополнительные материальные вложения компаний, несвоевременность доставки сырья, но и служит источником сложно разрешимых экологических ситуаций в различных регионах нашей страны, в т.ч. и в Ленинградской области. Например, 14 мая 2012 года надолго запомнилось жителям Новгородской и Ленинградской областей, на границе которых произошла авария магистрального нефтепровода ООО “Балтнефтепровод”. В результате аварии большое количество сырья попало в водные запасы р.Пчевжа на территории Лен.обл. и распространилось на протяжении более 20 километров до Киришского района, вызвав серьезную экологическую катастрофу.

Анализ риска аварий на объектах транспортировки нефти показал, что наиболее частой причиной их возникновения является несвоевременное обнаружение и устранение парафиновых отложений на внутренних стенках трубопровода и коррозии материалов труб [1]. Разливы нефти наносят непоправимый урон и приводят к гибели различных видов животных, не только наземных, но и морских. А наличие нефтепродуктов в почвах разрушают их структуру и деформируют биоценозы. По исследованиям Greenpeace за 2014 год, в России потери нефти в процессе добычи и транспортировки за год составляют около 1% [2], из другого источника – НП «Центр Экологии ТЭК» – все 3,5-4,5% [3]. Отсюда следует, что при добыче ≈510 млн. т. в год, потери составляют ≈18 ÷23 млн. т.

Также от трубопроводов, которые расположены в мировых океанах, в воду поступает по некоторым подсчетам около 2 млн. т. ежегодно. Потери происходят вследствие аварий, на которые сложно среагировать из-за труднодоступности очагов прорыва.

Одним из путей решения данной проблемы является изобретение методик и приборов для своевременного обнаружения отложений внутри трубопровода, что на данный момент не является полностью реализованным, а существующие методы не решают этой проблемы и не дают ощутимых результатов. Наличие готового технического решения, позволяющего с высокой точностью, непрерывно во времени и с отсутствием  влияния на транспортируемый поток контролировать состояние трубопроводов помогло бы решить эту проблему, уменьшая риск аварийных ситуаций. Это доказывает необходимость контроля целостности трубопроводов и отложений внутри труб всей нефтетранспортной системы, за счет создания измерительной установки, которая будет обеспечивать решение всех этих задач.

Понимая эти обстоятельства, российские инженеры и ученые (Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», ЦНИИРТК, НПФ «Комплекс-Ресурс», ЦНИИКТ) разработали новую конструкцию мобильной автоматической измерительной установки на основе радиоизотопного излучения с возможностью передачи информации непосредственно от контролируемого узла в метрологическую службу предприятия с созданием единой базы данных по всем транспортным магистралям [4].

По нормативным документам администрации г. Санкт-Петербурга, экологическая политика до 2030 года пункт 6.1 – «решение задачи обеспечения экологической безопасности <….> предупреждение и ликвидацию разливов нефти и нефтепродуктов, предупреждение экологических и иных рисков» [5]. Это еще раз доказывает актуальность исследований.

Существует несколько классических методов для улучшения процесса транспортировки нефтепродуктов по трубопроводам и уменьшения количества аварий за счет обнаружения и удаления парафиновых и иных отложений:

• добавление специальных химических присадок;
• очистка труб специализированными скребками;
• нагрев нефтепродуктов до температуры выше точки отложения парафинов и т.д.

Данные методики хоть и позволяют уменьшить количество отложений, но они не всегда эффективны ввиду сложности их применения.

Использование специализированных скребков требует вырезки куска трубопровода, что приводит к остановке процесса перекачки и обеспечивает высокую сложность и стоимость ремонтных работ.

Нагрев нефтепродуктов сам по себе является энергетически затратным и сложно осуществимым процессом, т.к. возможность его осуществления обусловлена необходимостью высокой транспортной доступности на обслуживаемых территориях, а также наличием большого числа источников энергии для поддержания тепла в трубопроводе. Но процесс нагрева всего трубопровода – крайне невыгодный процесс, что делает его неэффективным.

На добывающих станциях используют различные химические присадки для улучшения свойств нефти и уменьшения парафиновых отложений на стенках трубопровода, по которому эти нефтепродукты доставляются, но с использованием химических присадок возникает иная проблема. Во-первых, это крайне затратные химические реагенты, применение которых, влияет на стоимость нефти [6]. Во-вторых, каждая такая присадка рассчитана только на определенный сорт нефти, но из скважины выкачивается нефть,  непрерывно меняющая свой химический и процентный состав, что крайне сложно отследить и, тем более, успеть подбирать необходимую присадку для данного сорта нефтепродукта. В общей массе нефти определенные присадки, действующие только на небольшие группы масс нефтепродуктов, совершенно не действуют на весь остальной объем, и это возвращает нас к проблеме парафиновых отложений на стенках трубопровода, по которому происходит перекачка.

Необходимо учитывать и тот факт, что приоритетными направлениями охраны окружающей среды являются следующие:

• природные памятники;
• перспективные водно-болотные угодья, имеющие международное значение («теневой список» Рамсарской конвенции);
• территории, где обитают редкие виды животных и птиц, занесенные в Красные книги и другие охранные документы.

Возникновение аварийных ситуаций на трубопроводе при транспортировке нефти продиктовано несовершенством транспортной системы на сегодняшний день. Ввиду этого актуальным вопросом является повышение эффективности контроля нефтяных магистралей с обязательным учетом толщины парафиновых отложений, что может быть реализовано на основе разработки структуры радиоизотопной измерительной системы [4].