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  • 《石油与天然气化工》
  • 2020年 第49卷 第3期
  • 出刊日期:2020-06-25
《石油与天然气化工》重点报道石油与天然气工业化学化工领域的新技术及新经验,是我国唯一一家全面报道油气处理、加工及其利用技术的科技期刊,设置了油气处理与加工、天然气及其凝液的利用、油气田开发、分析计量与标准化、安全与环保5个专栏。

2020年第49卷第3期

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    • 油气处理与加工
    • 催化裂化轻循环油生产高辛烷值汽油或轻质芳烃(LTAG)技术关键及实践
      毛安国,龚剑洪,唐津莲,袁起民
      基于对催化裂化轻循环油(LCO)烃类组成分子水平表征、LCO中稠环芳烃加氢反应规律和加氢LCO中四氢萘类单环芳烃的催化裂化与氢转移反应规律的认识, 开发了将LCO高效转化为高辛烷值汽油或轻质芳烃的LTAG技术。LTAG技术是LCO加氢与催化裂化的集成技术,其技术关键是将LCO中稠环芳烃通过选择性加氢饱和反应生成四氢萘类单环芳烃,再通过强化加氢LCO中四氢萘类单环芳烃的催化裂化反应和抑制氢转移反应,实现LCO的高值化利用。 加氢单元可采用LCO单独加氢或LCO与蜡油或渣油混合加氢模式;催化裂化单元可采用以下两种模式:①加氢LCO单独催化裂化生产高辛烷值汽油馏分或轻质芳烃;②加氢LCO与重油原料分层顺序进料催化裂化生产高辛烷值汽油馏分。LTAG技术对于炼油企业降低柴汽比、调整产品结构和提升产品质量提供了有力的支撑。该技术既解决了劣质LCO的出路问题,又弥补了市场短缺的高辛烷值汽油馏分或轻质芳烃的不足,具有显著的经济效益,在炼油企业得到广泛的应用。
      2020  Vol.  49(3):    1-7    [摘要](181)    [PDF](75)
    • 某高含硫天然气净化厂尾气SO2减排措施探讨
      张倩,卢海东,张碧波,张超,李洋
      以SO2排放质量浓度400 mg/m3为标准,对某高含硫天然气净化厂采用化工模拟软件建立硫磺回收及尾气处理工艺全流程模型,针对采用还原吸收工艺、氧化吸收工艺两种方案进行模拟,模拟结果表明,两种方案均能实现SO2减排。从工艺成熟度和经济投资两方面进一步分析,氧化吸收工艺具有流程简单、一次性投资低等特点,推荐该天然气净化厂采用氧化吸收工艺进行尾气处理,以达到尾气SO2减排的目的。 
      2020  Vol.  49(3):    8-13, 28    [摘要](170)    [PDF](84)
    • 高酸性天然气脱硫脱碳工艺技术研究
      刘可,王向林,袁庆洪,梁莉,余军,杨威
      针对原料气中H2S和CO2摩尔分数均达到20%的高酸性天然气净化,通过工艺模拟计算结合室内实验评价的手段,筛选出一种具有良好脱硫性能、选择性及高酸气负荷的选择性脱硫溶剂CT8-5。通过室内实验进行工艺优化后,提出了包括气液比、吸收塔塔板数、贫液温度、再生温度等在内的一系列工艺参数。结果表明,在气液比为200的条件下,净化气中H2S质量浓度为3.9 mg/m3,CO2摩尔分数为1.86%,完全能满足GB 17820-2018《天然气》国家标准中对商品气的气质要求。对GB 17820-2018发布实施后高酸性天然气处理所面临的问题进行了探讨,提出了建议,可为高酸性天然气的气质达标处理提供技术思路。 
      2020  Vol.  49(3):    14-20    [摘要](129)    [PDF](59)
    • ProMax软件在高酸性天然气净化工艺的应用及研究
      李健,张立胜,吴迪
      ProMax是美国布莱恩研究与工程公司开发的一款应用于天然气净化、炼油加工等领域的工艺流程模拟软件,近年进入国内使用。为了验证ProMax软件的物性库、动力学及计算准确性,并研究天然气净化过程中不同参数的影响规律,结合某大型天然气净化厂脱硫单元工艺流程,采用ProMax基于针对电解质体系开发的Amine Sweetening物性包搭建高酸性天然气脱硫模型进行工艺流程模拟,对天然气脱硫脱碳及COS水解过程操作参数的影响进行计算和分析,将计算结果与装置实际运行数据进行对比,结果表明,该软件对高酸性天然气净化流程模拟计算可靠,可为天然气净化厂的工艺设计及操作优化提供借鉴。 
      2020  Vol.  49(3):    21-28    [摘要](109)    [PDF](57)
    • 天然气深度脱碳分流解吸工艺研究
      杨仁杰,曹洁,李绍元,余中,罗强
      目前,常规天然气深度脱碳工艺能耗大,具体表现在再生塔温度高、重沸器热负荷过大、工艺流程换热简单、换热网络集成度小、热量损失多等方面。研究了一种分流解吸工艺,该工艺中物料分两股进入再生塔,回收再生塔塔顶气相热量,减少塔顶冷却器的冷却水用量,从而减少重沸器热负荷,达到一定的节能效果。结果表明,分流解吸工艺比常规工艺节能,当原料气中CO2摩尔分数为3.63%时,最佳分流比为0.3,此时净化效果最好;当原料气中CO2摩尔分数为20%时,最佳分流比为0.4,此时净化效果最好。第2股选择进料位置时,建议选取中部偏上两块塔板(第8块)作为最佳进料位置。 
      2020  Vol.  49(3):    29-33    [摘要](82)    [PDF](52)
    • 延迟焦化装置掺炼乙烯裂解重油的工业应用
      Tang Mingchen,Wang Zhiwei,Li Lin
      乙烯裂解重油是乙烯裂解装置生产过程中的一种副产物,富含双环以上稠环芳烃,具有短侧链、高碳氢比等特点,常作为燃料油用,经济效益低。为提高乙烯裂解重油的利用价值,进行了延迟焦化装置掺炼乙烯裂解重油攻关。通过增设乙烯裂解重油预处理系统,向其中加入稳定剂及胶溶剂,解决了乙烯裂解重油与减压渣油混合时的分层现象和凝聚现象,实现了乙烯裂解重油在延迟焦化装置上的稳定掺炼。工业应用结果表明,装置掺炼乙烯裂解重油后,掺炼量最高达到10 t/h,主要操作条件与掺炼前比较无明显变化,汽柴油收率增加2.26%,焦炭收率降低3.36%,产品性质变化不大。当乙烯裂解重油掺炼量维持在10 t/h以下时,装置连续运行周期能达到1年以上。自2017年以来,共掺炼乙烯裂解重油106 187 t,实现经济效益9 025.9万元。 
      2020  Vol.  49(3):    34-38    [摘要](80)    [PDF](56)
    • 天然气及其凝液的利用
    • 甲烷在钯基催化剂上脱氢的分子模拟
      牟川淋,蒲韵霜,余洋,邓淇铮,唐子钰,王林元,邓洪波
      为探明甲烷在钯基二聚体催化剂上脱氢反应过程的微观机理,对甲烷燃烧催化剂的设计与使用提供指导。在M06L/6-311++G(d,p)+SDD//M06L/6-311G(d,p)+LANL2DZ基组水平上,采用密度泛函理论(DFT)对甲烷在钯基二聚体催化剂(Pd2、PdPt和PdNi)上的脱氢过程进行了研究。对比了甲烷在催化剂Pd2、PdPt和PdNi上反应的能垒(Eb)、活化能(Ea)及反应速率常数(k),结果表明:CH2→CH是甲烷在二聚体Pd2反应的速率控制步骤(RDS),而CH3→CH2是催化剂PdPt和PdNi反应的RDS;钯基二聚体催化剂对甲烷脱氢的催化活性顺序为PdPt>Pd2>PdNi;抗积炭性能顺序为PdNi>Pd2>PdPt。PdPt适用于要求催化效率较高的项目,而抗积炭性能较好的PdNi催化剂可用于大型工业催化。 
      2020  Vol.  49(3):    39-47    [摘要](90)    [PDF](72)
    • 天然气蒸汽重整制氢装置原料优化研究
      王阳峰,张英,陈春凤,苏建海
      根据某炼油厂天然气蒸汽重整制氢装置生产运行数据,归纳拟合得到装置制氢成本模型及装置综合能耗模型,进一步采用Aspen Plus进行工艺过程数学建模,从反应机理角度实现装置关键物料消耗的量化计算。以研究开发的模型为后台,利用Matlab GUI开发了制氢装置原料优化分析系统,为企业优选制氢原料提供理论计算依据。对炼油厂制氢装置工艺过程进行模拟,计算结果与装置实际运行数据的偏差<±10%,满足工程计算要求,并进行关键参数灵敏度分析;考察不同原料对装置制氢成本的影响,原料价格、氢碳比、理论产氢率是影响制氢成本的主要因素;研究不同原料对装置综合能耗的影响,以天然气、PSA解吸气作制氢原料时,装置综合能耗相对较低,焦化干气及催化干气作制氢原料时,综合能耗相对较高。
      2020  Vol.  49(3):    48-52, 60    [摘要](78)    [PDF](56)
    • 大型卧式LPG覆土压力储罐设计技术研究及仿真分析
      姜珊,马强,王成,谢超,杜亮,坡邓鑫
      针对国内大型卧式LPG覆土压力储罐设计技术空白现状,根据ASME Ⅷ Div1&2和EEMUA190标准进行国内首例大型卧式LPG覆土压力储罐设计及仿真分析。结果表明:罐体热胀时,封头与罐壁相接处会出现较大应力,在罐体中间沉降时表面较明显;从地震工况和正常操作工况的对比可知,地震对罐体沉降有较大的影响,而对罐体的应力并不大;正常操作工况下和水压试验下,罐体材料均未达到材料屈服点,并有部分余量,可见罐体设计合理,能够适应在各种工况下工作。 
      2020  Vol.  49(3):    53-60    [摘要](75)    [PDF](47)
    • 俄罗斯天然气在东北地区的利用发展分析
      安昱萱,宫敬,安旭
      中俄东线天然气即将引入中国,将对东北地区的天然气利用项目产生有力的推动作用,同时也将面临各种问题。为建立长期可持续发展资源供应体系,结合能源供需实际,讨论了俄气到来后,东北地区天然气未来的发展方向,并分析了存在的主要问题:①天然气自产不足,域外依存度高;②地域特点决定替代能源可有多种选择;③调峰困难且富余天然气难以处理;④天然气替代经济性差,价高难以承受。并针对矛盾点进行了总结,指出来源多元化和资源多样化才能可持续发展。明确东北地区宜以天然气作为过渡能源,并提出了适宜地区经济发展的天然气利用建议。 
      2020  Vol.  49(3):    61-66    [摘要](74)    [PDF](56)
    • 油气田开发
    • 考虑液滴变形和流动条件的气井连续携液预测新方法
      赫英旭,郭春秋,张立侠,张君晗,单云鹏,史海东,陈鹏羽,程木伟
      Turner模型和李闽模型是国内外气田现场应用广泛的临界携液流量模型,二者均没有考虑流动条件对携液气量的影响,将曳力系数取为常数,而高度湍流区雷诺数的变化对曳力系数影响较大,从而使模型的计算结果与现场实际数据吻合度较低。基于这一问题,考虑液滴变形对携液气量的影响,并引入GP模型计算高度湍流区液滴的曳力系数,建立了基于高度湍流条件下的气井临界携液流量模型。新模型提出了一种简化的液滴变形参数计算方法,并考虑了高度湍流区曳力系数随雷诺数的变化。将新模型与Turner模型、李闽模型进行对比和验证,结果表明,新模型的预测结果与气井实际数据吻合最好,可以准确预测高度湍流条件下气井临界携液流量,对于气井的合理配产具有指导作用。
      2020  Vol.  49(3):    67-71    [摘要](89)    [PDF](61)
    • 老油田注CO2开发提高注气能力的方法
      田巍
      针对老油田转注CO2开发注气能力低的问题,应用长岩心物理模拟室内实验的方法,验证了采用表面活性剂提高注入能力方法的可行性,并确定了注气能力各影响因素定量关系。研究表明:注水至一定阶段,转注0.2 PV表面活性剂段塞后,后续注气能力比注水开发的注入能力提高了19.31%,比直接转注气的注入能力提高了8.86%,增注效果非常明显;储层的物性越好、裂缝越长、倾角越小越有利于转注气气体注入,相反,前期注水越多,注采井距越大,越不利于转注气注入;注水量对注气能力影响最大,其次为注采井距和裂缝,物性和地层倾角的影响最小。研究成果为老油田的注气开发提供了一 种提高注入能力的方法,丰富和发展了注气开发技术体系,为注气开发的现场实施提供了重要的技术参考。
      2020  Vol.  49(3):    72-77    [摘要](79)    [PDF](52)
    • pH值响应性液流转向剂对自生CO2调驱效果优化研究与应用
      郑玉飞,李翔,徐景亮,刘文辉,冯轩,于萌
      针对渤海油田多轮次自生CO2调驱效果逐渐递减的问题,通过室内物理模拟实验分析了原因,并提出一种利用pH值响应性深部液流转向剂优化自生CO2调驱效果的方法。岩心驱替实验表明:一轮常规自生CO2调驱采收率可在水驱基础上提高25.61%,二轮调驱已无增油效果;二轮调驱时加入0.1 PV凝胶,采收率可在一轮常规调驱基础上提高6.11%,但驱替压力由0.07 MPa增至0.7 MPa,表明凝胶体系能够改善调驱效果,但注入性差;二轮调驱时加入0.1 PV的pH值响应性堵剂,注入压力在0.05~0.35 MPa波动,最终采收率可在一轮常规调驱基础上增加12.33%,且调驱后注入压力无明显增加,表明堵剂具有良好的注入性,不影响后续注水。2015年和2018年,分别在渤海油田A区块开展了两轮次现场试验,一轮为常规自生CO2调驱,措施后累计增油1 371 m3;二轮为自生CO2优化调驱,措施后累计增油2 317 m3,较第一轮增油效果明显改善。
      2020  Vol.  49(3):    78-82    [摘要](71)    [PDF](56)
    • 大牛地下古生界气藏天然气原生含硫成因研究
      罗曦
      大牛地下古生界气藏多口气井在生产过程中始终伴有H2S,但含硫成因问题一直认识不清。首先对气藏含硫的全部成因进行全面分析和逐一排查。在确认为热化学成因的基础上,采用δ34S同位素分析,明确了大牛地下古气藏H2S为热化学成因中的硫酸盐热化学还原TSR成因。然后通过开展还原反应模拟试验,结合气相色谱分析、全岩XRD扫描、剩余有机质检测等手段,对下古气藏H2S的生成机理、反应条件、控制因素等进行的系统研究,结果表明,大牛地下古气藏硫酸盐热化学还原TSR反应是在富含石膏、烃类气体充足、密闭的还原环境、温度超过200 ℃和有地层水参与的条件下而进行的。 
      2020  Vol.  49(3):    83-86    [摘要](72)    [PDF](43)
    • CO2与混合烷烃最小混相压力的界面张力法实验研究
      刘小杰,黄帅帅,美合日阿依·穆泰力普,刘瑜
      实验模拟伊朗西南部的阿瓦兹-班吉斯坦油田原油组分中的烷烃成分,不考虑沥青质,结合传统测界面张力的高压悬滴法和先进的计算机图像处理软件,分别测量了40 ℃和60 ℃下、压力范围分别为3.0~8.5 MPa和3.0~9.5 MPa时混合烷烃和被NaCl溶液饱和后的CO2之间的界面张力,用外推法得到了对应的最小混相压力,成功验证了该方法的可行性,并对比文献讨论了实验结果。主要从原油组成成分和系统温度分析影响界面张力随压力的变化趋势,结果表明,低碳正构烷烃可以加快界面张力随压力下降的速度,高温下影响界面张力的综合因素造成压力关键点的形成。
      2020  Vol.  49(3):    87-92    [摘要](83)    [PDF](53)
    • 分析计量与标准化
    • H2S水合物生长过程在线观测及拉曼光谱特征研究
      孙既粤,周义明,辛洋,万野,蒋磊
      含硫天然气在低温高压下管输时,在管道中易形成含H2S的混合气水合物,从而阻塞管道,腐蚀设备,影响采气系统的正常运行。了解H2S水合物的生长速率对于天然气管道防堵具有一定的意义。同时,气体水合物具有储气能力,通过形成酸性气体水合物是储运和分离酸性气体的一种可行方法,获取H2S水合物的笼占有率和水合指数有助于评估H2S水合物的储气性能。基于熔融毛细硅管和在线观测系统,结合激光拉曼光谱技术,建立了H2S水合物拉曼光谱分析与观测方法。显微观测了H2S水合物的生长过程,证实了水合物生长主要受传质条件的控制,处于溶液中的H2S水合物生长速率保持稳定;得到了H2S水合物生长过程中拉曼光谱的变化信息,随着温度的降低,溶解态H2S的S-H伸缩振动峰转变为H2S水合物大笼和小笼中H2S的S-H伸缩振动峰,液态水的O-H伸缩振动峰转变为水合物结构水O-H伸缩振动峰;通过拉曼光谱技术,证实常温下H2S水合物为Ⅰ型水合物,并计算了大笼和小笼占有率分别为96.0%和80.9%,以及确定水合指数为6.23。H2S水合物的高储气能力和稳定性为水合物法脱硫提供了有利支持。 
      2020  Vol.  49(3):    93-100    [摘要](74)    [PDF](51)
    • 天然气品质移动检测系统的构建与应用
      陈正华,鲁大勇,周理,李晓红,邢鹏飞,沈琳,王晓琴
      在天然气品质检测过程中,检测主要依据GB 17820-2018《天然气》中规定的发热量、CO2含量、H2S含量、总硫含量4项指标及水露点开展。其中,H2S含量及水露点检测由分析人员现场完成,而发热量、CO2含量和总硫含量的检测需要分析人员现场取样、样品运输和实验室分析获得,完成单个样品分析的周期较长,经济成本较高。为此,开发了新型天然气品质移动检测系统,同时还设计了样品处理系统、防振系统、数据处理系统等,可实现5项指标的现场快速检测、数据处理、报告生成等功能。在A天然气净化厂、B输气站等的应用表明,该天然气品质移动检测系统可应用于远距离、复杂工况移动后GB 17820-2018中规定的4项指标及水露点的现场快速检测。
      2020  Vol.  49(3):    101-105, 114    [摘要](80)    [PDF](45)
    • 安全与环保
    • 浅析油气田重点用能系统能效评价方法——以塔里木油田为例
      曹莹,宋美华,赵卫东,徐秀芬,林国强
      基于目前油气田企业用能系统能效评价存在界限不清晰、评价方法不完善的问题,通过重点用能系统能耗构成及用能评价现状的分析,结合相关现行标准,建立了一套界限清晰、用于合理表征油气田企业重点用能系统用能水平的能效指标体系,涵盖3个层级16项指标,确定各项指标的测试和计算方法,并提出基于矩阵运算的能效加权综合评价方法,用于进行系统能效水平的纵向、横向对比。以塔里木油田6个站场系统为例,将目前常用的评价方法与提出的综合方法进行效果对比,验证该套指标体系及能效加权综合评价方法能够更加合理地反映相应系统的能效水平,并为后续节能改进措施的提出及相关节能工作开展提供依据。通过应用效果分析,发现现行标准中存在指标限值划分不细致、无法覆盖所有典型工况等问题,进而提出标准后续待修订完善的方向,以保证标准的合理性、适用性和先进性,有效促进相关节能管理工作的持续改进和提升。
      2020  Vol.  49(3):    106-114    [摘要](86)    [PDF](77)
    • 气田地面系统应急联锁工况数值模拟研究
      吴国霈,计维安,伍坤一,林宇,蒋巍
      气田开发区块一般分为天然气集输、净化和外输三大系统,任何一个环节出现事故都将直接威胁到气田整体的生产安全。应急联锁系统作为安全保障体系中重要组成部分是非常值得研究的。通过理清联锁关断逻辑、识别主要风险、开展数值模拟、分析结果数据和提出问题等7个步骤,形成了一套气田地面系统应急联锁工况分析方法。该方法已在某气藏地面系统中成功应用。该研究成果为生产单位地面系统的安全生产运行提供了理论支撑。 
      2020  Vol.  49(3):    115-120, 134    [摘要](97)    [PDF](45)
    • 基于Plackett-Burman设计的气井采出水储罐安全研究
      曾维国,许晓伟,李超,王轩,范峥
      针对天然气气井采出水储罐可能存在易燃易爆安全风险的实际生产问题,首先利用X射线衍射仪、离子色谱仪、气质联用仪对气井采出水中的固体杂质、无机杂质和有机杂质进行了检测分析,并利用Plackett-Burman设计通过室内实验研究了不同杂质含量下气井采出水体系的气-液相平衡变化规律。结果表明:气井采出水中的杂质主要包括Fe3O4等固体杂质、K+等无机杂质以及甲酸等有机杂质几大类;与纯甲醇-水体系相比,杂质会对气井采出水的气-液相平衡产生不同程度的影响且总体上表现出一定的正偏差;在这些杂质中,FeS、MgCO3、K+、Ca2+、F-、甲酸、正癸烷、正庚烷、1,2,4-三甲基苯和乙基环己烷等对甲醇气相摩尔分数均存在显著影响,其中乙基环己烷影响最大,Ca2+次之,FeS最小。研究结果可为气井采出水储罐安全运行提供科学、可靠的理论依据和数据来源,同时对同类型设备也具有一定的借鉴作用。
      2020  Vol.  49(3):    121-127    [摘要](73)    [PDF](46)
    • 高级氧化法处理气田水中有机污染物的研究
      陶莎,胡金燕,王兴睿,刘文士,谢蕊蔓
      气田水的产水量大,水质复杂,若直接排入水体,将造成环境污染。为此,采用气相色谱-质谱法(GC-MS)剖析了气田水的有机物组成,并单独采用臭氧(O3)氧化技术和紫外光(UV)/H2O2氧化技术对气田水进行了深度氧化处理,考察了各氧化工艺条件下的影响因子对气田水处理效果的影响,研究了O3氧化后水中的有机物特点,最终提出了O3+UV/H2O2氧化技术。结果表明:气田水中的有机物种类复杂,含有各种难降解的含氮、含硫杂环有机化合物;当O3投加量为7.5 g/h、pH值为11、氧化时间为90 min时,气田水中的有机物矿化程度最高,约为20%;O3氧化后的有机物表征显示大部分物质被氧化为易于生物降解的酸类、醇类、酯类等简单化合物;UV/H2O2氧化过程中H2O2投加量为6 720 mg/L、pH值为3、反应时间为90 min时,可将TOC值由87.27 mg/L降到10 mg/L以下;最后,将两种氧化工艺联合使用,当H2O2投加量为4 880 mg/L、pH值为3、反应时间为60 min时,可将TOC值由87.27 mg/L降到20 mg/L以下,适当增加时间,可降为10 mg/L左右。对比两种氧化工艺,O3+UV/H2O2氧化技术不仅减少了H2O2投加量,同时也缩短了UV/H2O2氧化的反应时间。 
      2020  Vol.  49(3):    128-134    [摘要](96)    [PDF](61)
    • 高效处理油田作业废水技术的研究及应用
      黄勇,于冠宇
      油田作业废水来源分散,种类繁多,成分复杂,一般经收集后混合存放,单独处理,再回注地层。但由于这些混合废水污染物含量高,乳化程度高,絮凝沉降困难,注水处理常用的“絮凝-沉降-过滤”工艺效果较差,导致注水主要指标(悬浮物含量)严重超标,不仅无法回注,即使混入普通污水中进入常规注水处理站,也会对系统产生严重冲击。采用一种固相催化空气氧化技术对污水先进行曝气氧化处理,同时配合一种复合增强破胶混凝剂改善其絮凝特性,再用普通阳离子聚丙烯酰胺絮凝剂进行絮凝沉降处理,油和悬浮物去除率分别达94.1%和97.9%,净化水水质能够达到油田注水水质标准。该方法具有工艺简单、成本低廉的优点,适合于各油田推广应用。 
      2020  Vol.  49(3):    135-138    [摘要](101)    [PDF](53)

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