М. В. Верниковская инженер Института катализа cо ран, инженер Новосибирского государственного университета, младший научный сотрудник ООО «уникат»
Скачать 242.29 Kb.
|
| Технологические и экономические преимущества переработки попутных нефтяных газов на нефтепромыслах в метаново-водородную газовую смесь для питания энергоустановок УДК 338.001.36:665.612.2:621.311.25 М.В. Верниковская – инженер Института катализа CО РАН, инженер Новосибирского государственного университета, младший научный сотрудник ООО «УНИКАТ». П.В. Снытников – к.х.н, с.н.с. Института катализа CО РАН, Новосибирского государственного университета, директор ООО «УНИКАТ»1 В.А. Кириллов – д.т.н., профессор, руководитель группы Института катализа CО РАН, в.н.с. Новосибирского государственного университета, г. н. с. ООО «УНИКАТ. В.А. Собянин – д.х.н., профессор, ректор Новосибирского государственного университета, заведующий лабораторией Института катализа CО РАН. РЕФЕРАТ Предложена технология каталитической паровой конверсии углеводородных компонентов попутных нефтяных газов с получением метаново-водородной смеси, которая может быть использована в качестве топлива для энергоустановок. Проведены сравнительный анализ и определение экономической эффективности и целесообразности коммерческого применения технологии для энергоустановок с номинальной мощностью около 1000 кВт, работающих на трех разных видах топлива: природный газ, ПНГ, конвертированная метаново-водородная смесь. Результаты расчетов показали, что годовая прибыль выше и срок окупаемости капитальных вложений значительно быстрее для электростанций, оснащенных каталитическим реформером ПНГ, по сравнению с электростанциями, работающими на неконвертированном ПНГ. Это достигается увеличением срока службы электростанций, увеличением времени между капитальными ремонтами и достижением номинальных мощностных характеристик. Ключевые слова: попутный нефтяной газ, энергоустановки, экономическая эффективность. Technology of preliminary catalytic steam reforming of assosiated petroleum gas (APG) hydrocarbon components to produce methane-hydrogen mixture is proposed, which can be used for power generation applications. When the power generation unit was fuelled by methane-hydrogen mixture produced by APG catalytic reforming, the engine attained the nominal characteristics. Feasibility of commercial application of this technology is determined by resource of associated petroleum gas – industrial or unprofitable. Calculations conducted for different types of power plants with electrical power of ~ 1000 kW show that recoupment of capital investment is significantly faster for power generation units equipped with catalytic reformer of APG into methane-hydrogen mixture compared with power generation units feeding directly of APG. This is achieved by increasing the service life of power generation units, increase the time between overhaul services, achieving the nominal power characteristics. Key words: assosiated petroleum gas, power generation units, commercial application, recoupment of capital investments. ВВЕДЕНИЕ При добыче нефти в процессе сепарации выделяется большой объем растворенных в ней попутных нефтяных газов (ПНГ). Они представляют собой смесь газообразных углеводородов различного молекулярного веса, в основном подразделяемую на метан и широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ). Эти попутные газы, обладая высоким энергосодержанием, являются ценным энергетическим сырьем [1]. Одним из возможных подходов по применению ПНГ, известных в настоящее время, является закачка обратно в нефтеносный пласт для поддержания необходимого давления, что является оправданным при падающей добыче нефти. Однако данный способ абсолютно не решает проблему полезного использования ПНГ [2]. Другим способом является фракционирование (например, путем разделения при низких температурах, компремирования при высоких давлениях, разделения на мембранных фильтрах или путем проведения адсорбционных процессов) на метан, пригодный для выработки электрической и тепловой энергии, и ШФЛУ, используемую в качестве сырья для химической промышленности [2,3]. Существует также группа химических методов переработки газообразных углеводородов в различные жидкие продукты, так называемые процессы “Газ в Жидкость” [4-8]. Их можно подразделить на процессы прямой конверсии (процессы ароматизации, а также прямое окисление метана в метанол или формальдегид) и многостадийные процессы, первой стадией которых, как правило, является получение синтез-газа (паровая или углекислотная конверсия, парциальное окисление). Синтез-газ далее конвертируется либо в метанол или диметиловый эфир, либо в жидкие углеводороды по процессу Фишера-Тропша. Крупнейшим в мире производителем жидких углеводородов из газа является США. Второе место занимают Саудовская Аравия и Абу-Даби. В первую десятку производителей жидких углеводородов входят также Иран, Венесуэла и Алжир. Поскольку процессы фракционирования и химической переработки экономически оправданы только в условиях газоперерабатывающих заводов, нефтяные компании сталкиваются с необходимостью вкладывать значительные средства в создание газотранспортных и перерабатывающих мощностей. Строительство такой инфраструктуры экономически эффективно лишь на крупных промыслах и экономически необоснованно на средних и мелких месторождениях. Тем не менее, увеличение штрафных санкций за факельное сжигание ПНГ, вынуждают нефтедобывающие компании активно развивать данное направление утилизации ПНГ. Весьма примечателен тот факт, что мировой рынок углеводородного сырья характеризуется тем, что спрос на сжиженные углеводородные газы растет вдвое быстрее, чем на сырую нефть. Однако не все вышеперечисленные направления могут быть применимы на нефтяных месторождениях, географическое расположение и ресурс добычи которых не оправдывает значительных капиталовложений в создание инфраструктурного обеспечения по транспортировке и нефтехимической переработке газа. Ярким примером является разработка месторождений Арктического шельфа и севера России, где из-за низкотемпературных климатических условий и удаленности от промышленных центров и городов транспортировка по газопроводу становится невозможной, а строительство заводов по переработке ПНГ на месте добычи нерентабельным. Одним из способов переработки ПНГ на нефтяном промысле не зависимо от дебита добычи энергоресурсов является его использование в энергетических установках для производства электрической и тепловой энергии. Данный способ характеризуется высокой экономической эффективностью, короткими сроками окупаемости капитальных вложений, снижением затрат на энергоснабжение самого промысла и обеспечением электроэнергией близлежащих коммунально-бытовых хозяйств. Однако прямое использование ПНГ в качестве топлива для энергетических установок (газопоршневых и газотурбинных) сопряжено с рядом проблем. Так, по сравнению с природным газом, ПНГ, как правило, содержит повышенное количество тяжелых углеводородов, которые снижают метановый индекс, повышают вероятность возникновения детонации в двигателе и его перегреву. Это, в свою очередь, приводит к нестабильной работе и возможному разрушению деталей двигателя. В качестве примера на Рис.1 представлены типовые разрушения деталей цилиндропоршневой группы, произошедшие в результате перегрева газодизельного двигателя, работавшего на ПНГ: заклинивание или прогорание поршней, разрушение седел выпускных клапанов, прогорание кромок выпускных клапанов, деформация головки блока цилиндров, закоксование поршневых колец. Отдельную проблему представляет непостоянство состава ПНГ, который может быть подвержен существенным колебаниям с течением времени, иногда даже суток. Также в связи с особенностями технологии добычи нефти случаются ее залповые выбросы в трубопровод подачи газа к энергетической установке, в результате чего возможна аварийная остановка и выход из строя генераторных установок [9]. Все это приводит к уменьшению срока службы, более частым капитальным ремонтам, значительному снижению мощности (10-60 % от номинальных характеристик) работы энергоустановок и увеличению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу. Внесение значительных изменений в конструкцию энергоустановки на основе двигателей внутреннего сгорания или газовых турбин, спроектированных для работы на природном газе, а также проведение индивидуальной настройки режимов ее работы под конкретный состав подаваемого попутного нефтяного газа, оказывается крайне невыгодным. Поэтому совершенствование способов и средств подготовки ПНГ, направленных на повышение надежности, экономичности и экологических показателей автономных энергетических установок, следует рассматривать как одну из важнейших задач разработки ресурсо- и энергосберегающих технологий. Разделение попутного газа на легкие (в основном метан) и более тяжелые углеводородные компоненты, по сути, основано на применении вышеописанных способов переработки газа, что для использования в энергоустановках экономически неэффективно. Связано это с переработкой относительно малых объемов газов, потребляемых энергоустановками мощностью от десятков киловатт до нескольких мегаватт. Установки именно такой мощности требуются на большинстве промыслов. В нефтеперерабатывающей промышленности в качестве сырья для производства водорода могут использоваться как природный газ, так и нефтезаводские газы, нередко содержащие в своем составе кроме метана существенные количества более тяжелых углеводородов (часто до С8-С10). Этот процесс, протекающий в трубчатых реакторах с внешним подводом тепла, фактически проводят в две стадии: первая – частичная конверсия – паровая конверсия гомологов метана преимущественно в метан на начальном участке реакционной зоны и вторая – конверсия метана с получением водорода и оксидов углерода. В процессе частичной конверсии протекают экзотермические реакции (гидрокрекинг углеводородов с образованием метана) и эндотермическая реакция паровой конверсии метана, служащая донором водорода для реакции гидрокрекинга. Чем выше температура процесса, тем большее развитие получает процесс конверсии метана. Температура процесса частичной конверсии выбирается с таким расчетом, чтобы процесс протекал в условиях, близких к адиабатическим. В итоге, с учетом всех технологических особенностей процесс проводят преимущественно при 400-450 оС [10]. По аналогии с описанным процессом частичной конверсии, для увеличения содержания метана в смеси и, соответственно, метанового числа, тяжелые углеводородные компоненты ПНГ могут быть переработаны в метано-водородную смесь [11-16]. Причем в отличие от условий, используемых в нефтеперерабатывающей промышленности, процесс желательно проводить при температурах не выше 350 оС, что позволяет избегать чрезмерного протекания реакции паровой конверсии метана, достигая наибольшей его концентрации в смеси при минимальном образовании водорода. Несмотря на то, что детонационная стойкость водорода очень мала (его метановое число принято за 0), небольшие его добавки в топливо положительно влияют на параметры работы газовых двигателей внутреннего сгорания [17-20]. Поэтому остаточное содержание (5-7%) водорода на выходе из каталитического реактора увеличивают преимущества данного процесса. Суть предлагаемой технологии состоит в том, что в конструктивную схему установки добавляется каталитический реформер, в котором осуществляется превращение ПНГ в метано-водородную смесь на высокоактивных каталитических системах. Данная технология предварительной подготовки применима для ПНГ любого состава и позволяет добиться конверсии углеводородных компонентов в метан в среднем более чем на 98 %, приближая метано-водородную смесь по составу к природному газу. Такая смесь не подвержена детонации и смолообразованию и может использоваться в качестве топлива для газопоршневых, газодизельных, и газотурбинных энергоустановок. В качестве примера, в таблице 1 представлены результаты экспериментов, проведенных на реальном попутном газе в поселке Таллинка ХМАО-Югры. Как видно из сравнения составов исходного ПНГ и газовой смеси, полученной на выходе из каталитичекого реформера, каталитической конверсии подвергаются все углеводороды, тяжелее метана. В результате смесь содержала преимущественно метан, углекислый газ и небольшие количества водорода. Исходный ПНГ и получаемые в каталитическом реформере газовые смеси подавали в качестве топлива в газопоршневую миниэлектростанцию МТЭС-30 (ООО Авторемонтный завод «Синтур-НТ», Нижний Тагил) [21]. При подаче исходного ПНГ после проведения оптимизации работы двигателя (отсутствие детонации, устойчивая работа на холостом ходу и под нагрузкой) было получено, что максимально достигнутая мощность составляла только 78% от номинальной. Также наблюдалась дымность в отходящих газах, что связано с недостаточным сгоранием подаваемого топлива [15,16]. Аналогичные эксперименты были проведены с использованием в качестве топлива смеси, получаемой в каталитическом реформере. После проведения ряда отладочных экспериментов по определению влияния угла опережения зажигания и согласованию режимов работы двигателя с режимами работы каталитического реформера, были достигнуты характеристики, практически соответствующие заводским параметрам, полученным при питании энергоустановки природным газом [21]. При подаче в энергоустановку ПНГ, конвертированного в метано-водородную смесь достигалась ее номинальная мощность. Двигатель работал стабильно, устойчиво держал частоту вращения коленчатого вала, улучшались его динамические характеристики, нормализовались температурные параметры, состав выхлопных газов не превышал допустимые значения [15,16]. В данной работе проведена оценка инвестирования в производство электрической энергии на нефтяном промысле при различных вариантах использования энергоустановок разных производителей, функционирующих как на исходном ПНГ, так и на метано-водородной смеси, получаемой в каталитическом реформере. Проведен сравнительный анализ полученных результатов и определена экономическая эффективность и целесообразность коммерческого применения предлагаемой технологии. Проанализировано влияние на окупаемость энергоустановок таких ключевых параметров как снижение срока службы, сокращение времени между капитальными ремонтами, снижение номинальной мощности энергоустановки при работе на ПНГ. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬОценка инвестирования в производство электрической энергии проводилась методом определения срока окупаемости инвестиций (капитальных вложений). Данный метод наиболее приемлем для ранжирования инвестиционных проектов с разными сроками окупаемости. Расчеты были проведены для трех видов энергоустановок разных производителей (Perkins (Великобритания), Waukesha (США), Deutz (Германия)), номинальная мощность которых составляла примерно 1000 кВт. Основные характеристики и показатели установок при работе на природном газе приведены в Табл. 2. Сравнительный анализ срока окупаемости энергоустановок был проведен для различных видов топлива: природного газа, попутного нефтяного газа, и метано-водородной смеси, получаемой каталитической конверсией ПНГ. При расчетах были учтены годовые затраты на топливо, масло и расходные материалы, сервисное и текущее обслуживание, капитальный ремонт, линейно распределенный на весь срок службы энергоустановок, амортизационные отчисления. Капитальные затраты на каталитический реформер для установки, работающей на метано-водородной смеси, включали все затраты на комплектующие материалы, проектные, монтажные, пуско-наладочные и экспериментальные работы (Табл. 3). Оценка величины затрат соответствовала начальной стадии внедрения технологии, что позволяет приблизительно отразить верхний предел стоимости каталитического реформера. При организации мелкосерийного или серийного производства таких каталитических реформеров, цена может быть снижена на 20-30%. Затраты на топливо (природный газ или попутный нефтяной газ), а также величину дохода, который может быть получен от продажи вырабатываемой электроэнергии, были рассчитаны на основании средних по Российской Федерации отпускных цен на данные энергоносители. РЕЗУЛЬТАТЫ И ОБСУЖДЕНИЕ Как уже говорилось выше, прямое использование ПНГ неблагоприятно сказывается на работе энергоустановок, уменьшает их ресурс за счет забивания топливной аппаратуры конденсатом, парафинистыми и маслянистыми отложениями, возникновения детонации и перегревов двигателя, что приводит к разрушению деталей и преждевременному выходу из строя энергоустановок, а также не позволяет реализовать номинальную нагрузку. Вместе с тем, дать точную количественную оценку ухудшения технических характеристик энергоустановок не представляется возможным, так как это сильно зависит от многих факторов: непостоянства состава ПНГ, наличия в нем тяжелых фракций, соблюдению необходимых условий и частоты регламентированного обслуживания. В связи с этим основными изменяемыми параметрами, использованными в расчетах, являлись уменьшение полного ресурса энергоустановки и времени между капитальными ремонтами и снижение номинальной мощности установок. Было проанализировано влияние этих параметров на зависимость срока окупаемости от изменения капитальных затрат при заданном номинальном (37 лет) периоде полезного использования энергоустановок. Полученные зависимости срока окупаемости от капитальных вложений для трех установок различных производителей, работающих на ПНГ и метано-водородной смеси представлены на Рис. 2. Уменьшение ресурса установок при потреблении в качестве топлива ПНГ влечет за собой необходимость более частой замены установки, что приводит к значительному увеличению капитальных вложений, в то время как уменьшение номинальной мощности приводит к значительному росту срока окупаемости. Как видно из Рис. 2, использование каталитического реформера увеличивает капитальные затраты, при этом для установок Perkins, Waukesha, Deutz срок окупаемости составляет 3.6, 4, и 4.6 лет, соответственно. Тем не менее, эти значения всего на 1,7-2,1 года превышают срок окупаемости установок, работающих на природном газе (см. Таблицу 2). Одно из основных конкурентных преимуществ применения предварительного каталитического преобразования ПНГ в метано-водородную смесь по сравнению с прямым его использованием для питания энергоустановок – более короткий срок окупаемости капитальных затрат (в особенности важно для небольших месторождений с низким дебитом добычи). Для определения граничных условий, при которых данная технология становится более рентабельной, в Табл. 4 приведены значения максимально возможного снижения ресурса и номинальной мощности энергоустановок при использовании в качестве топлива ПНГ при сроках окупаемости, соответствующих срокам окупаемости установок с каталитическим реформером. С учетом того, что типичное падение мощности энергоустановок при работе на ПНГ составляет не менее 20%, а ресурс снижается на 50%, можно заключить, что использование каталитического реформера в составе энергоустановки для предварительного преобразования ПНГ в метано-водородную смесь будет способствовать более быстрой ее окупаемости. В том случае, если падение мощности энергоустановки при работе на ПНГ составляет более чем 50%, срок ее окупаемости независимо от снижения ресурса будет превышать сроки окупаемости установки с реформером ПНГ. Следует заметить, что в расчетах нами не были учтены транспортные расходы, которые могут сильно варьироваться в зависимости от удаленности и труднодоступности места работы энергоустановки. В случае сильно удаленных районов при частых капитальных ремонтах и тем более наступлении необходимости полной замены энергоустановки из-за работы на ПНГ, транспортные расходы также могут существенно увеличивать срок ее окупаемости. Это также указывает на преимущества проведения предварительной конверсии ПНГ и необходимости использования данной технологии. При этом, как было указано ранее, оценка капитальных затрат на реформер был выполнена по верхней границе, и при условии освоения мелкосерийного и серийного производства они могут быть снижены (предположительно до 30%) за счет уменьшения затрат на комплектующие, проектные и экспериментальные работы, что приведет к уменьшению срока окупаемости капитальных вложений энергоустановок Perkins, Waukesha, Deutz с дооборудованным блоком каталитического реформера в целом до 2,7, 3, и 3.6 лет, соответственно. Целесообразность коммерческого применения технологии была определена в зависимости от ресурсов попутного газа – промышленным или непромышленным. Критерием для отнесения к тем или иным ресурсам является коэффициент экономической эффективности капитальных вложений в мероприятия по использованию газа. Для нефтяной и газовой промышленности, с учетом применения подобных технологий, этот коэффициент составляет 0,1-0,2. Для обеспечения максимальной экономической эффективности в расчетах промышленных ресурсов ПНГ значение коэффициента принимают равным 0,1. В соответствии с принятым значением коэффициента, к промышленным ресурсам попутного газа данного месторождения должны относиться только те газы, при утилизации которых современными технологиями выполняется условие  (1)где P - стоимость совокупной годовой продукции, полученной при коммерческой утилизации факельных газов, руб.; E - эксплуатационные годовые расходы на мероприятия утилизации газов, руб.; C - капитальные вложения в осуществление мероприятий по утилизации газов, руб. [22]. К - Коэффициент экономической эффективности капитальных вложений в мероприятия по применению технологии Коэффициент экономической эффективности капитальных вложений в мероприятия по применению технологии использования метано-водородной смеси в энергоустановках всех трех производителей согласно произведенным расчетам (Табл. 5) имеет значение 0,1 что соответствует условию (1) и доказывает целесообразность ее коммерческого применения. ЗАКЛЮЧЕНИЕ Результаты расчетов показали, что годовая прибыль выше и срок окупаемости капитальных вложений значительно короче для энергетических установок, оснащенных каталитическим реформером ПНГ в метано-водородные смеси, по сравнению с установками, напрямую питаемыми попутным нефтяным газом. Это достигается за счет увеличения срока службы энергоустановок, увеличения интервала времени между капитальными ремонтами и достижением номинальных характеристик по мощности. Таким образом, технология предварительной конверсии попутного нефтяного газа в метаново-водородную газовую смесь с целью дальнейшего использования в энергоустановках позволяет не только улучшить экологическую обстановку в районе нефтепромысла, но и повысить эффективность экономической деятельности предприятий по добыче нефти и газа. БЛАГОДАРНОСТИ Работа выполнена при частичной финансовой поддержке ГК №1015 и ГК № 16.516.11.6006 в рамках выполнения Федеральных целевых программ Министерства образования и науки Российской Федерации. Авторы благодарны Бурцеву В.А. и Козодоеву Л.В. за принятое участие в обсуждении результатов данной работы. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
 Рис. 1. Типовые разрушения деталей цилиндропоршневой группы при перегреве газодизельного двигателя (заклинивание или прогорание поршней, разрушение седел и прогорание кромок выпускных клапанов, деформация головки блока)1 Р  ис. 2. Зависимость срока окупаемости энергоустановок (ЭУ) Perkins (a), Waukesha (b), Deutz (c) от капитальных затрат при их работе на попутном нефтяном газе и при оснащении реформером ПНГ в метано-водородную смесь. Таблица 1. Состав исходного ПНГ и газовой смеси после каталитического реформера.
Таблица 2 Основные характеристики и показатели энергоустановок при работе на природном газе.
1Приведена средняя стоимость энергоустановок в соответствии с ценами 2011 г. фирм-поставщиков в Российской Федерации. 2Расчитан, исходя из цены на природный газ, а также величины дохода, который может быть получен от продажи вырабатываемой электроэнергии, на основании средних по Российской Федерации отпускных цен. Таблица 3 Капитальные затраты на каталитический реформер.
Таблица 4 Максимально возможное снижение ресурса и номинальной мощности энергоустановок Perkins, Waukesha и Deutz при использовании в качестве топлива ПНГ при условии, что срок окупаемости равен 3.6, 4, и 4.6 лет, соответственно.
*При данном снижении номинальной мощности сроки окупаемости энергоустановок превышают заданные значения даже без снижения ресурса установки. Таблица 5 Значение коэффициента экономической эффективности капитальных вложений в мероприятия по применению технологии
1 email: pvsnyt@catalysis.ru 1 Фотографии были любезно предоставлены В.А. Бурцевым | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Добавить документ в свой блог или на сайт
Похожие:
 | Образ мира и психологическое изучение мышления Почетными грамотами. Первое место разделили ассистент кафедры общей психологии В. В. Петухов, младший научный сотрудник кафедры возрастной... |  | Управление интеллектуальной собственностью: стандартные мифы или реальные проблемы? Д э н., профессор, главный научный сотрудник Центрального экономико-математического института (цэми ран) |
| Искусственная деформация головы как исторический источник (на примере... Научный доктор исторических наук, ведущий научный сотрудник отдела теории и методики Учреждения Российской академии наук Института... | | Основная образовательная программа высшего профессионального образования... ... |
| Словесная живопись в русской прозе ХIХ начала ХХ вв Юрий Александрович Дворяшин — доктор филологических наук, профессор, ведущий научный сотрудник Института мировой литературы ран | | Николаевич Кафедра «Философия» Первый вице-президент Российского Философского общества, ведущий научный сотрудник Института философии ран. Член Президиума Российской... |
| Николаевич Кафедра «Философия» Первый вице-президент Российского Философского общества, ведущий научный сотрудник Института философии ран. Член Президиума Российской... | | Союзная республика югославия на рубеже XXI века Тягуненко людмила Владимировна – кандидат экономических наук, ведущий научный сотрудник Института мировой экономики и политических... |
| Тема урока. Дата проведения Климов Иван Александрович – кандидат социологических наук, доцент кафедры анализа социальных институтов гу-вшэ, старший научный сотрудник... | | 1. Пояснительная записка Основные цели и задачи курса Климов Иван Александрович – кандидат социологических наук, доцент кафедры анализа социальных институтов гу-вшэ, старший научный сотрудник... |
| На соискание квалификации инженер Автоматизация вспомогательной котельной установки производства мономеров ООО «Томскнефтехим» | | Урок экскурсия Конспект открытого урока по мхк в 10 а классе Климов Иван Александрович – кандидат социологических наук, доцент кафедры анализа социальных институтов гу-вшэ, старший научный сотрудник... |
| Межрегиональная интеграция в современной России: специфика федерального регулирования Маклашова Елена Гавриловна – канд полит наук, научный сотрудник Института гуманитарных исследований и проблем малочисленных народов... | | Российской Федерации Красноярский государственный педагогический... Кривоногов В. П., старший научный сотрудник Красноярской лаборатории археологии и палеогеографии Института археологии и этнографии... |
| Конспект повторительно-обобщающего урока в 7 классе. Тема: «Обобщение... Климов Иван Александрович – кандидат социологических наук, доцент кафедры анализа социальных институтов гу-вшэ, старший научный сотрудник... | | Статья посвящена раскрытию эволюции политики канадского государства... Юдин Валерий Иванович – канд полит наук, ведущий научный сотрудник Научно-исследовательского института Московского государственного... |
