Рисунок 1 – схема контроля качества нефтепродуктов

В данной системе основными отделами, реализующими контроль качества и количества продукта является блок измерительных линий (БИЛ), и блок измерения качества (БИК). БИЛ предназначен для измерений количества нефти в единицах объема. Основным средством измерений БИЛ является мультивязкостный турбинный преобразователь расхода, предназначенный для контроля количества нефти, и представляющий собой турбинное колесо, которое расположено аксиально к направлению движения нефтяного потока, и совершающее вращательное движение за счет прохождения через него контролируемого вещества. Расход прямо пропорционален скорости вращению турбинки, однако большое влияние на точность измерений оказывают флуктуации потока, поэтому с турбинным счетчиком всегда устанавливается струевыпрямитель.

В БИК автоматически измеряется плотность нефти с помощью поточных преобразователей плотности, преобразователей давления и температуры. Объем нефти измеряется с помощью турбинного преобразователя расхода (ТПР). Температура и давление, при измерении объема автоматически контролируются соответствующими датчиками. Измерение массы брутто нефти проводят косвенным методом динамических измерений. Массу брутто определяют как произведение объема и плотности, приведенных к стандартным условиям.  Массу нетто нефти определяют как  разность массы брутто нефти и массы балласта, используя результаты определенной массовой доли включений в потоке.

Также, трубопоршневая поверочная установка ТПУ предназначена для проведения поверки и контроля метрологических характеристик ТПР.

В настоящее время основными приборами, осуществляющими контроль при коммерческом учете нефтепродуктов являются: турбинный преобразователь расхода (в основном компаний Smith meter и МИГ), ультразвуковые расходомеры, поточные преобразователи плотности. Все эти методы зарекомендовали себя как высокопроизводительные и точные. Однако, главный их недостаток в том, что приборы не предназначены для определения газовой составляющей нефтяных потоков и детектируют измеряемое вещество как гомогенный поток. Это обеспечивает большие погрешности и приводит к необходимости разработки автоматического метода определения фазового состава в процессе транспортирования нефтепродуктов.

Наличие в углеводородных потоках газовой составляющей нефтепроизводителями был признан и на сегодняшний день в лабораторных условиях производится контроль по МИ 2575 [2] данного фактора раз в месяц с нахождением коэффициента относительного газосодержания. После чего объемный расход умножается на этот коэффициент и получают действительное значение объемного расхода углеводородов данной скважины. Недостаток данной методики состоит в том, что имеет место человеческий фактор, который вносит свою составляющую в погрешность измерений. А низкая частота экспериментов (раз в месяц) еще раз доказывает актуальность изобретения поточного измерителя плотности нефти.

Существующий и активно применяемый ультразвуковой метод в области дефектоскопии и контроле целостности трубопроводов также не может быть применен для контроля потоков углеводородов вследствие возможности возникновения изгибных волн и существенного увеличения погрешности измерений при переходе от жидкой к газообразной фазе.

Таким образом, главным критерием, предъявляемым к измерительной аппаратуре, является возможность точного измерения газовой составляющей в многофазном многокомпонентном потоке, поэтому главная задача на сегодняшний день – разработка принципа и структуры бесконтактного автоматического контроля нефтяных потоков, основанного на радиоизотопном излучении.

Разрабатываемая аппаратура может применяться в научных исследованиях, проводимых в интересах нефтяной, газовой и угольной промышленностей, геологии, ядерной энергетики, химической и горной отраслей промышленности. Такая широкая область применения еще раз доказывает ценность предлагаемого нами метода.

Радиоизотопный метод, основанный на комптоновском рассеянии и фотоэлектрическом поглощении гамма-квантов, состоит из двух составляющих: первичный преобразователь, взаимодействующий с окружающей средой, который выдает информативный параметр и вторичный прибор, в котором происходит переработка, градуировка полученного значения. При движении потока, например нефти по трубе, отдельные компоненты регистрируются первичным преобразователем, предварительно отградуированном на газосодержание, за счет «просвечивания» потока жестким электромагнитным излучением (в данном случае это гамма-излучение изотопа химического элемента Cs₁₃₇). Схематическое изображение установки приведено на рисунке 1, где 1 – нефтяной поток, движущийся со скоростью V; 2 – блок источника излучения; 3 – радионуклид Cs137; 4 – блок детектирования излучения, состоящий из сцинтилляционного счетчика и фотоэлектронного умножителя; 5 -  блок обработки (ЭВМ); 6 – парафиновые отложения;7 – свободный газ; 8 – стенка трубопровода.

Рисунок 1 – Схема радиоизотопной измерительной системы

Изменение интенсивности прошедшего излучения через слой вещества плотностью ρ, толщиной d в общем случае описываются законом Гуго-Ламберта-Бера [3, с.41]:

                                                N_h = N_h0·exp(-μ_h0·d) = N_h0·exp(-μ_h·ρ·d),                                  (1)

где N_h0, N_h – интенсивности излучения начального и прошедшего через контролируемое вещество; µ_h0, µ_h – линейный и массовый коэффициенты ослабления излучения средой.

Главным параметром, характеризующим изменение интенсивности, является коэффициент ослабления излучения для различных сред. Процесс измерения многофазных многокомпонентных потоков жестким радиоизотопным излучением основывается на двух физических законах: фотоэлектронное поглощение и комптоновское рассеяние. Фотоядерный эффект и тормозное излучение нами не учитываются ввиду небольшого, а иногда и совсем незначительного влияния на процесс. На рисунке 2 приведены экспериментальные зависимости изменения линейного коэффициента ослабления для различных жидкостей в зависимости от изменения энергии фотонов и указана вероятность возникновения μσ – комптоновского рассеяния и μτ  – фотоэлектрического поглощения.

Рисунок 2 – Линейный коэффициент ослабления гамма-излучения при облучении нефти, воды и соляного рассола в зависимости от энергии

Пронизывая поток (рисунок 1), фотоны (γ-кванты) регистрируются блоком 6 как прямое, пронизывающее поток (регистрируется блоком БДИ_П как число импульсов  N₁, преобразуемое в напряжение постоянного тока U₁) и рассеянное N₂ (регистрируется блоками БДИ_ρ1  и БДИ_ρ2, преобразуется в напряжение постоянного тока U₁ и U₂ соответственно). Соотношение N₁ и N₂ дает информацию о плотности транспортируемого потока, и значение этой плотности может быть определено из предварительно отградуированной системы. Обычно снимаются показания N₁ и N₂ для нескольких сотен измерений, где плотность, соответствующая {N₁, N₂} определяется аналитическим (лабораторным путем); результаты измерений с помощью компьютера записываются в виде полинома n^ой степени и заносятся в однокристальную ЭВМ вторичного прибора как базовая градуировочная характеристика.

Разработка новых систем измерения с использованием радиоизотопного излучения при контроле нефтяных потоков позволяет увеличить 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. С помощью измерительной системы, основанной на радиоизотопном излучении, можно измерять количество свободного газа в нефти с величиной относительной погрешности не более 0,2%, что является достаточным условием для обеспечения надежной работы трубопроводной системы.

В настоящее время имеется модификационный спектр вычислений, способных определить уровень радиационных выбросов в момент аварии. При написании исследовательской работы нами была выбрана следующая формула:

 – численный показатель n-го радионуклида в выбросе  – результат доли выброса наработки 
При анализе полученных данных по отношению экспозиционной дозы придерживались достоверно уровня при  и , как параметр отношения n-го радионуклида.
В качестве выбранных нами параметров выступали следующие элементы:  и  для получения достоверной активности полураспадов.
Во многих работах представлены варианты причинно-следственных связей взрыва на ЧАЭС [3, 4]. Но мы можем рассматривать проблему выброса как повышение мощности при неконтролируемом испарении воды внутри реактора, что в дальнейшем привело к взрыву.
Процесс выброса радионуклидных компонентов показан на таблице 1.

Радионуклид
Элемент	Тип излучения	Дочерний	Тип излучения
	β
		-
		-
		-
		-
	β

Анализ представленных компонентов в процессе выброса позволил получить при уровне  и  достоверное отношение активности радионуклидов  и 
В таблице 2 полученные данные позволяют обобщить совокупность выброса n-го радионуклида по значению  к моменту аварии.

						Принятые параметры
Радионуклид	Значение при (				(		(
	1,1	11	15	73	0,56	120	0,9
	1,0	4,1	3,2	130	1,0	130	1,0
	0,05	1,0	13	7,7	0,06	7,2	0,055
	1,2	3,2	15	6,5	0,44	6,1	1,02
	0,03	0,5	10	5,0	0,04	4,0	0,03
	0,03	0,22	4,0	5,5	0,04	5,3	0,04
	0,8	17	20	85	0,65	90	0,7
	0,9	3,7	2,3	160	1,2	130	1,0
	1,0	7,3	5,6	130	1,0	130	1,0
	0,7	2,4	2,8	86	0,66	90	0,7
	0,004	1,7	3,5	89	0,41	0,2	0,004
	0,4	1,6	2,9	55	0,42	52	0,4

Интерпретируя данные таблицы 1 стоит отметить, что процент точности  (соответственно,  предстает с погрешностью ± 47%, согласно проведенным вычислениям, согласно работе [1].
Численное значение при  с учетом расчетных погрешностей данных из таблицы 1 также свидетельствует о вероятностной ошибки
в ± 12% при исследовании выбранных нами радионуклидов к  и , поскольку полученное соотношение обусловлен низким уровнем облучения ядерного топлива диапазоном 10-20 (МВт*сут)/кг [2].
Параметры полученных значений, рассчитанные вышеописанным способом содержится в материалах «МАГАТЭ» [1,5].

Так, последняя графа приведенное отношение (, отражает совокупность расчетных данных, содержащихся в проведенных вычислениях в предыдущих графах. При этом, результат, полученный путем принятия параметров , наиболее достоверна для компонента 

Отношение полученных полураспадов следующих радионуклидов:
определяется как суммарная зависимость к радионуклиду 
Выбранный нами один из нуклидов , при = 130 МКи соответствует погрешности в виде 12%,если учесть полученное значение  при расчетных значениях РБМК[7] равном 112 МКи.
В следствии следующих полученных данных общий процент продуктов при  соответствует погрешности ± 15%, что существенно отражает оценку доли выброса радионуклид на ЧАЭС.