Юрий Морошкин

Установки аминовой очистки

Recommended Posts

Юрий Георгиевич, согласен с вами. Более того, на типовых установках регенерации аминов на НПЗ, в том числе входящих в состав ГО и ГК регенераторы обычно не ставили: ни фильтрационно-угольные, ни испарители (которые и называют реклаймеры), более того, на установках ГО даже присадки редко добавляют. По последним как-то обратился с предложением на одном НПЗ - так они на меня волчьим взглядом смотрели, хотя колонну регенерации меняют раз в 5 лет

Share this post


Link to post
Share on other sites

Если  говорить  именно  о  регенераторе  амина (без  узла  фильтрации) -  наверное даже  меньше  будет.  Но  я  могу,  хоть  как-то,  оценить  только  нефтепереработку.  Хотя  есть  информация,  что  у  наших  коллег  из-за  бугра  это  тоже  сервисная  услуга.

 

В газопереработке с амином все очень скромно. Все советское (которое только начиналось) по большей части осталось в Средней Азии, а на территории РФ аминки в основном на крупных ГПЗ (Оренбург, Астрахань, Миннибай, ну, максимум еще парочку забыл)) плюс пару новых аминок в Поволжье и Коми... еще, накинем десяток и получим не более 20-30 установок в газоперерботке. При таких объемах, о регенерации речи быть не может.

 

Судя по публикациям, регенерация - это, в основном, сервис, но с другой стороны, первый раз я увидел amine reclaimer на заводе партнера  в США. Это не его специализация (он сделал всего 14 аминовых очисток за последние 10 лет, а те кто специально на серочистке сидят имеют референции по 100 - 150 установок за это же время),и думаю, что  это не сервисная компания новую установку заказывала. 

 

Сами аминки на прокат кстати. У Newpoint'а в прокатном парке было 280 аминовых очисток. Я был поражен, когда понял, что это больше, чем весь советский опыт с амином... так что цифру запомнил точно))

Share this post


Link to post
Share on other sites

Эта  тема  началась  с  (" http://www.oilforum.ru/topic/62012-problemi-pri-ispolzovanii-mdaa-na-ustanovkah/#entry160469 ")   Сейчас  работа  в  стадии  завершения.  Дополнительно  установлен  угольный  фильтр и  разработан  график  замещения  по  которому  концентрация  МДЭА  увеличивается  примерно  на  2%  на  каждый  процент  снижения  концентрации  МЭА.  Замещение  ведется  с  начала  года,  каких  либо  технологических  проблем  не  отмечено.  Может  быть  это  частный  случай,  но другой  информации  не  встречал...

Share this post


Link to post
Share on other sites

А, вот такая штука почти уникальна. В  газопереработке  у буржуев МЭА уже днем с огнем не сыскать.

Если вдруг кто-то на высоком на давлении и все еще с МЭА, то в точно нужно менять.

 

"Намотал на ус", если встретиться такая задача, то хоть есть к кому обратиться.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Михаил, разочарую - на высоком давлении на гидрокрекингах и гидроочистках (хотя что еще считать высоким давлением) используют МЭА.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Извиняюсь что не буквально по теме обсуждения, но раз уж здесь обсуждают аминную очистку не стали заводить новую ветку.

 

Уважаемые специалисты по аминовой очистке,

 

В проектируемой установке гидроочистке дизельного топлива 75 тыс т/год со встроенной секцией получения водорода из природного газа (www.opugo.com), закладываются два разных аминовых абсорбера:

1.       в секции гидроочистки в контуре ВСГ для очистки от сероводорода

2.       в секции получения водорода для финальной очистки от углекислого газа.

 

подскажите пожалуйста:

 

1. Как по Вашему мнению будет правильно сделать общий контур регенерации или два раздельных контура. Мы понимаем, что выгода первого варианта (экономия за счёт исключения одной регенерационной колонны) может быть перевешена выгодами второго варианта: (отдельный поток H2S возможно будет легче обезвреживать, чем в смеси с СО2, два индивидуальных аминовых поглотителя могут оказаться дешевле специального универсального, большая гибкость системы, сокращение объема оборудования подверженного коррозии и т.д. ) и что точный ответ может дать детальная проработка обоих вариантов. Но хотелось бы узнать мнение экспертов, так как мы в первый раз занимаемся этой технологией и может быть ответ уже давно проработан и известен.

2. Какие поглотители лучше использовать при рекомендуемом Вами решении (раздельном или совместном)

3. Как по Вашему мнению, сможем ли мы обойтись только аминовой очисткой на данной установке, то есть не применяя КЦА. Мы ориентируемся пока на следующие значения: чистота подпиточного водорода 95-97%, ВСГ – 80-85% (H2), остаточное содержание серы в гидрогенизате 10 мг/кг (ppm)

4. Какое простое технологическое решение можете порекомендовать для обезвреживания сбрасываемого сероводорода в количестве до 90 кг/час (в смеси с CO2, УВ газами и парами воды). У нас пока только идея (не проработанная) перевести серу в состав гипса (алебастра) и в отвал. Но у кого спросить (где почитать) мы пока не знаем.

 

Заранее благодарны.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Михаил, разочарую - на высоком давлении на гидрокрекингах и гидроочистках (хотя что еще считать высоким давлением) используют МЭА.

 

Высокое давление, в данном контексте - это от 10 бар изб. и выше.

На существующих объектах в РФ, возможно встречаются. А вот найти такое в публикациях на английском языке будет затруднительно. По газопереработке - 100%,  в нефтепереработке...99.9%. Т.е. я предполагаю, что в новостроящихся объектах МЭА не встретиться, и должен был не встречаться уже лет 20.

 

В конце концов, даже при некоторой консерватизме газопереработки на НПЗ использовать самый энергоемкий, коррозийный, наиболее склонный к деградации и летучий амин - это странно.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Извиняюсь что не буквально по теме обсуждения, но раз уж здесь обсуждают аминную очистку не стали заводить новую ветку.

 

Уважаемые специалисты по аминовой очистке,

 

В проектируемой установке гидроочистке дизельного топлива 75 тыс т/год со встроенной секцией получения водорода из природного газа (www.opugo.com), закладываются два разных аминовых абсорбера:

1.       в секции гидроочистки в контуре ВСГ для очистки от сероводорода

2.       в секции получения водорода для финальной очистки от углекислого газа.

 

подскажите пожалуйста:

 

1. Как по Вашему мнению будет правильно сделать общий контур регенерации или два раздельных контура. Мы понимаем, что выгода первого варианта (экономия за счёт исключения одной регенерационной колонны) может быть перевешена выгодами второго варианта: (отдельный поток H2S возможно будет легче обезвреживать, чем в смеси с СО2, два индивидуальных аминовых поглотителя могут оказаться дешевле специального универсального, большая гибкость системы, сокращение объема оборудования подверженного коррозии и т.д. ) и что точный ответ может дать детальная проработка обоих вариантов. Но хотелось бы узнать мнение экспертов, так как мы в первый раз занимаемся этой технологией и может быть ответ уже давно проработан и известен.

2. Какие поглотители лучше использовать при рекомендуемом Вами решении (раздельном или совместном)

3. Как по Вашему мнению, сможем ли мы обойтись только аминовой очисткой на данной установке, то есть не применяя КЦА. Мы ориентируемся пока на следующие значения: чистота подпиточного водорода 95-97%, ВСГ – 80-85% (H2), остаточное содержание серы в гидрогенизате 10 мг/кг (ppm)

4. Какое простое технологическое решение можете порекомендовать для обезвреживания сбрасываемого сероводорода в количестве до 90 кг/час (в смеси с CO2, УВ газами и парами воды). У нас пока только идея (не проработанная) перевести серу в состав гипса (алебастра) и в отвал. Но у кого спросить (где почитать) мы пока не знаем.

 

Заранее благодарны.

 

Жалко забивать полезную и специализированную тему, но какой-то подходящей для общего трепа по аминам тему через поиск не нашел.

 

Алмат,

1) Следует ли разделять сероочистку и извлечение CO2. Просто не знаю.

     Причем не уверен что это можно подсмотреть в "общих" учебниках по нефтепереработке типа "Fahim М. - Fundamentals of Petroleum Refining". 

     Так, что остается ждать ответов от практиков.

 

2)  Коротко: MDEA для селективного извлечения H2S, DEA для удаления обоих компонентов.

     

3) Не очень понимаю о чем речь, т.к. не силен в нефтепереработке и, навскидку, не понимаю куда вы хотите воткнуть КЦА.

    Добиться удаления основной массы (bulk removal), так и остаточных содержаний по кислым газам можно просто амином.

    Вероятно, такие же возможности и у отдельно взятой КЦА. Гибрид, навряд ли, даст какое-то преимущество, либо оно будет "съедено" излишней сложностью            оборудования.

   Есть варианты применения мембран в купе с КЦА, или мембран в купе с абсорбционной установкой (амином), которые по замыслу авторов дают преимущества.

 

4) 90 кг/час H2S

    Окислительно-восстановительные процессы( по английски обычно назвают Redox processes): Lo-Cat и аналоги. На выходе будет "так себе сера", т.е. примерно 60% чистоты. 

    С гибсом - ИМХО, бред. 

Глава 5 Удаление кислых газов.pdf

Share this post


Link to post
Share on other sites

Газсертек на Мозырском НПЗ МЭА очистку делал. Довольно добротный и продуманный проект, хорошо вписывающийся в общую систему общезаводской регенерации МЭА.

По поводу ВНИИУСа - Юрий Георгиевич, вы их потрясите получше - выдадут ответы детальнее некуда, такое ощущение, что эти товарищи привыкли в последнее время холяву гнать, приходится напрягать их понемногу, чтобы получить с большего добротные решения.

Не нужно говорить за Мозырский НПЗ. У нас есть серьёзные вопросы к данному проекту.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Не нужно говорить за Мозырский НПЗ. У нас есть серьёзные вопросы к данному проекту.

Игорь, а что там не так? Не шуму ради, а для самообразования.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Ну, у завода всегда есть вопросы ко всем. Я говорю за проект - кроме сырьевой емкости, косяков особо не заметил. Хотя исполнение в железе может и хромать - это уже на суд строителей. Да и были ли реализованы все решения по проекту - тоже вопрос

Share this post


Link to post
Share on other sites

Извиняюсь что не буквально по теме обсуждения, но раз уж здесь обсуждают аминную очистку не стали заводить новую ветку.

 

Уважаемые специалисты по аминовой очистке,

 

В проектируемой установке гидроочистке дизельного топлива 75 тыс т/год со встроенной секцией получения водорода из природного газа (www.opugo.com), закладываются два разных аминовых абсорбера:

1.       в секции гидроочистки в контуре ВСГ для очистки от сероводорода

2.       в секции получения водорода для финальной очистки от углекислого газа.

 

подскажите пожалуйста:

 

1. Как по Вашему мнению будет правильно сделать общий контур регенерации или два раздельных контура. Мы понимаем, что выгода первого варианта (экономия за счёт исключения одной регенерационной колонны) может быть перевешена выгодами второго варианта: (отдельный поток H2S возможно будет легче обезвреживать, чем в смеси с СО2, два индивидуальных аминовых поглотителя могут оказаться дешевле специального универсального, большая гибкость системы, сокращение объема оборудования подверженного коррозии и т.д. ) и что точный ответ может дать детальная проработка обоих вариантов. Но хотелось бы узнать мнение экспертов, так как мы в первый раз занимаемся этой технологией и может быть ответ уже давно проработан и известен.

2. Какие поглотители лучше использовать при рекомендуемом Вами решении (раздельном или совместном)

3. Как по Вашему мнению, сможем ли мы обойтись только аминовой очисткой на данной установке, то есть не применяя КЦА. Мы ориентируемся пока на следующие значения: чистота подпиточного водорода 95-97%, ВСГ – 80-85% (H2), остаточное содержание серы в гидрогенизате 10 мг/кг (ppm)

4. Какое простое технологическое решение можете порекомендовать для обезвреживания сбрасываемого сероводорода в количестве до 90 кг/час (в смеси с CO2, УВ газами и парами воды). У нас пока только идея (не проработанная) перевести серу в состав гипса (алебастра) и в отвал. Но у кого спросить (где почитать) мы пока не знаем.

 

Заранее благодарны.

1. При получении водорода вначале идет сероочистка, так как катализаторы получения водорода чувствительны к сере. И на этих установках аминов для удаления серы обычно нет - там требуется тонкая очистка - а она достигается за счет адсорбирования сероводорода на оксидных адсорбентах. Для удаления СО2 можно использовать амины, но лучше это все решается на КЦА.

2. Ответ в первом.

3. Только аминовой не обойдетесь. Можно и мембранами и аминами - но низкое содержание серы в продукте потребует высокие требования к качеству, т.е. содержанию водорода в ВСГ, поэтому скорее всего не обойдетесь.

4. Поговорите с GTC - у них есть интересный процесс в жидкой фазе. Если надо, контакты предоставлю

Share this post


Link to post
Share on other sites

1. При получении водорода вначале идет сероочистка, так как катализаторы получения водорода чувствительны к сере. И на этих установках аминов для удаления серы обычно нет - там требуется тонкая очистка - а она достигается за счет адсорбирования сероводорода на оксидных адсорбентах. Для удаления СО2 можно использовать амины, но лучше это все решается на КЦА.

2. Ответ в первом.

3. Только аминовой не обойдетесь. Можно и мембранами и аминами - но низкое содержание серы в продукте потребует высокие требования к качеству, т.е. содержанию водорода в ВСГ, поэтому скорее всего не обойдетесь.

4. Поговорите с GTC - у них есть интересный процесс в жидкой фазе. Если надо, контакты предоставлю

Аексей,  Вы, наверное,  его  не  поняли (а  может  я?).   Он  интересовался    совмещенной  очисткой   синтез-газа  и  ВСГ  после  гидроочистки ДТ   одновременно  от  СО2 и Н2S...

Share this post


Link to post
Share on other sites

Простите, вы его: он хотел применить один амин как для очистки от СО2, так и H2S с общим контуром регенерации

Share this post


Link to post
Share on other sites

Простите, вы его: он хотел применить один амин как для очистки от СО2, так и H2S с общим контуром регенерации

А  разве  это  невозможно  в  принципе?

Share this post


Link to post
Share on other sites

Аексей,  Вы, наверное,  его  не  поняли (а  может  я?).   Он  интересовался    совмещенной  очисткой   синтез-газа  и  ВСГ  после  гидроочистки ДТ   одновременно  от  СО2 и Н2S...

Юрий Григорьевич, Вы совершенно правильно поняли наш вопрос. Дело в том что мы нашли в литературе два варианта оформления установки получения водорода: один с КЦА другой с аминовой очисткой и подумали думали что раз уж при ГО ДТ будет аминовая очистка, то обойтись вообще без КЦА. Но на сегодня изучив вопрос, приходим к выводу (пока не до конца уверены) что КЦА реализовать гораздо проще и удобнее в секции получения водорода чем заморачиваться с аминной очисткой. Наше сегодняшнее видение блок схемы всей установки: ОПУГО-УГО-БС-ТХ-004

Уважаемые специалисты прокомментируйте.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Юрий Григорьевич, Вы совершенно правильно поняли наш вопрос. Дело в том что мы нашли в литературе два варианта оформления установки получения водорода: один с КЦА другой с аминовой очисткой и подумали думали что раз уж при ГО ДТ будет аминовая очистка, то обойтись вообще без КЦА. Но на сегодня изучив вопрос, приходим к выводу (пока не до конца уверены) что КЦА реализовать гораздо проще и удобнее в секции получения водорода чем заморачиваться с аминной очисткой. Наше сегодняшнее видение блок схемы всей установки: ОПУГО-УГО-БС-ТХ-004

Уважаемые специалисты прокомментируйте.

1) А чего это у вас в схеме два одинаковых кубика "обессеривание" и "адсорбция H2S"?

 

 

По основному вопросу просто так ответа, наверное не будет. Для того, что бы сравнить абсорбционный метод (аминка, Rectisol и пр.) и адсорбционный (КЦА) вам нужно поиграть с реальным мат.балансом установки. Важный момент  для понимания давление син-газа и % СO2 (лучше массовый поток кг/час) в нем, а также  массовый поток кг/час H2S, который будете удалять в ГО.

 

 

 

Подозреваю, то поставив два абсорбера и смешав CO2 из син-газа и H2S из ВСГ получите "кислый" газ аминки с очень низким содержанием H2S.

Это решаемая проблема для жидкофазных процессов (LO-Cat, Ferrox, Sulfint), которые вы будите использовать для утилизации малых объемов H2S (90 кг/час, ели я правильно помню). Но, все-таки, проблема, которая приведет к повышению OPEX.

 

 

P.S. Вообще с вашим, как я понимаю, относительно маленьким размером возможно подойдут решения "чем проще, тем лучше".

        Тогда к черту КЦА и вообще вот так: http://www.mtrinc.com/co2_removal_from_syngas.html

Share this post


Link to post
Share on other sites

1) А чего это у вас в схеме два одинаковых кубика "обессеривание" и "адсорбция H2S"?

 

 

По основному вопросу просто так ответа, наверное не будет. Для того, что бы сравнить абсорбционный метод (аминка, Rectisol и пр.) и адсорбционный (КЦА) вам нужно поиграть с реальным мат.балансом установки. Важный момент  для понимания давление син-газа и % СO2 (лучше массовый поток кг/час) в нем, а также  массовый поток кг/час H2S, который будете удалять в ГО.

 

 

 

Подозреваю, то поставив два абсорбера и смешав CO2 из син-газа и H2S из ВСГ получите "кислый" газ аминки с очень низким содержанием H2S.

Это решаемая проблема для жидкофазных процессов (LO-Cat, Ferrox, Sulfint), которые вы будите использовать для утилизации малых объемов H2S (90 кг/час, ели я правильно помню). Но, все-таки, проблема, которая приведет к повышению OPEX.

 

 

P.S. Вообще с вашим, как я понимаю, относительно маленьким размером возможно подойдут решения "чем проще, тем лучше".

        Тогда к черту КЦА и вообще вот так: http://www.mtrinc.com/co2_removal_from_syngas.html

Это  не  одинаковые  кубики.  Первый -  это  реактор  гидроочистки  метана (кстати,  ребята  там  забыли  про  водород),  а  второй  -  поглотитель  сероводорода,  который  выделяется  при  гидроочитке  метана.   Его  мало  и,  обычно,  обходятся  двумя  адсорберами,  которые  периодически  переключаются  для  перегрузки  сорбента.  Основной  поток  H2S  от  блока  гидроочистки  ДТ,  там  от  амина  не  уйдешь.   Мембранный  способ  выделения  СО2(по  ссылке) из  газа  риформинга  метана - альтернатива  КЦА.  Но  там  еще есть  довольно  значительное  количество  СО  и  как  оно  будет  работать (куда  пойдет  СО)  мне  неизвестно.

Share this post


Link to post
Share on other sites

 ...Наше сегодняшнее видение блок схемы всей установки: ОПУГО-УГО-БС-ТХ-004

Уважаемые специалисты прокомментируйте.

Неясно  зачем  вы  даете  пар  в  конвертор  СО.  Потеряли  потоки  водорода (см.  выше)  и  бензина  из  блока  стабилизации.  Но  самый  интересный  вопрос - как  вы  собираетесь  передавать  тепло  от  водородки  на  гидроочистку?

Share this post


Link to post
Share on other sites

Это  не  одинаковые  кубики.  Первый -  это  реактор  гидроочистки  метана (кстати,  ребята  там  забыли  про  водород),  а  второй  -  поглотитель  сероводорода,  который  выделяется  при  гидроочитке  метана.   Его  мало  и,  обычно,  обходятся  двумя  адсорберами,  которые  периодически  переключаются  для  перегрузки  сорбента.  Основной  поток  H2S  от  блока  гидроочистки  ДТ,  там  от  амина  не  уйдешь.   Мембранный  способ  выделения  СО2(по  ссылке) из  газа  риформинга  метана - альтернатива  КЦА.  Но  там  еще есть  довольно  значительное  количество  СО  и  как  оно  будет  работать (куда  пойдет  СО)  мне  неизвестно.

 

Насколько знаю мембранки стояли в разных пилотных проектах (помните я здесь на форуме про GTL установку Rentech делал пост, вот там, как выяснилось мембрана)

и маленьких установках по переработке биомассы. В большие проекты их пока не пускали.

С другой стороны, мембраны на месте не стоят и постоянно улучшают свои показатели.

 

CO, наверное, должен пойти в пермеат со скоростью чуть меньшей/большей CO2. Но очистка от CO2 стоит после конверсии CO?

 

Оффтоп:  Кстати, у них же есть и другая схема. Модернизация существующей КЦА - кроме С3+ дает еще "разбавление" входного потока КЦА и, в одном конкретном случае якобы увеличивала выход водорода на 3-5% с КЦА. Как думаете это жизнеспособно?  А то, я интереса ради ее пару раз показывал, а комментариев не дождался))

Мембрана на хвосте КЦА.pdf

Share this post


Link to post
Share on other sites

 

Оффтоп:  Кстати, у них же есть и другая схема. Модернизация существующей КЦА - кроме С3+ дает еще "разбавление" входного потока КЦА и, в одном конкретном случае якобы увеличивала выход водорода на 3-5% с КЦА. Как думаете это жизнеспособно?  А то, я интереса ради ее пару раз показывал, а комментариев не дождался))

Работоспособная  схема,  только  экономика  непонятна  из-за  компрессора  на  сбросном  газе  КЦА и  циркуляции  концентрированного  водорода  после  мембраны.  Есть  интересная  технология   концентрирования  водорода  с  использованием  в  качестве  сорбента  интерметаллидов.  Там  не  требуется  давления,  а  адсорбер  выполняет  роль  компрессора.  При  поглощении  водорода  при  низком  давлении  надо  снимать  тепло  (рабочая  температура в  пределах  15 -25 град.С),  при  нагревании  сорбента  выделяется  водород  и  поднимается  давление  до  весьма  значительного  уровня.  Про  промышленную  реализацию  процесса  не  слышал.

Конвертор  СО  до  нужных  значений  СО  не  убирает...

Share this post


Link to post
Share on other sites

Мембраны на водородках работают и в промышленных масштабах, только получать подпиточный водород высокой чистоты не получится

Share this post


Link to post
Share on other sites

1. При получении водорода вначале идет сероочистка, так как катализаторы получения водорода чувствительны к сере. И на этих установках аминов для удаления серы обычно нет - там требуется тонкая очистка - а она достигается за счет адсорбирования сероводорода на оксидных адсорбентах. Для удаления СО2 можно использовать амины, но лучше это все решается на КЦА.

2. Ответ в первом.

3. Только аминовой не обойдетесь. Можно и мембранами и аминами - но низкое содержание серы в продукте потребует высокие требования к качеству, т.е. содержанию водорода в ВСГ, поэтому скорее всего не обойдетесь.

4. Поговорите с GTC - у них есть интересный процесс в жидкой фазе. Если надо, контакты предоставлю

Спасибо за ответы. 

Контакты были бы полезны. И если можно напишите, поподробнее, про "процесс в жидкой фазе", что исходное, что в продукции, общие технологические параметры.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Извиняюсь, что завел обсуждение, на ветке совсем в сторону от темы. Предлагаю продолжить обсуждение Блок-Схемы установки ГО ДТ, в ветке: 

Открытое проектирование установки гидроочистки

 

Михаил (простите не знаю как по отчеству), Юрий Григорьевич я отвечу на ваши сообщения там.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Мембраны на водородках работают и в промышленных масштабах, только получать подпиточный водород высокой чистоты не получится

Формально это не та мембрана, что на НПЗ привыкли. Здесь CO2 идет в пермеат, а H2 идет в газ высокого давления.

Насколько я представляю себе рынок такого типа мембран (там 3-4 игрока), в серьезных масштабах такие мембраны не продавались.

 

Но, супер чистоты не получится, это факт.  С другой стороны, 97-98% - это же разве высокая чистота? Мебмраны в газе (т.е. с CH4) применяются для удаления CO2 и там снижение до 2% CO2 - это стандартная задача (в США спецификации по CO2 на газ такие). А здесь H2, который в разы меньше, чем CH4  и менее растворим эластомерах (материал конкретно этих мембран), т.е. делить их с CO2 еще проще.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Join the conversation

You can post now and register later. If you have an account, sign in now to post with your account.

Guest
Reply to this topic...

×   Pasted as rich text.   Paste as plain text instead

  Only 75 emoji are allowed.

×   Your link has been automatically embedded.   Display as a link instead

×   Your previous content has been restored.   Clear editor

×   You cannot paste images directly. Upload or insert images from URL.