李 鳴

（華北電力大學(xué) 電氣與電子工程學(xué)院，河北 保定 102206）

1 設(shè)備概況

秦皇島發(fā)電有限責(zé)任公司二期3號、4號爐2×300MW機組煙氣脫硫工程，采用海水脫硫工藝。一爐一塔配置，可處理100%煙氣，脫硫效率不低于90%。設(shè)計煤種為山西晉北煙煤，設(shè)計煙溫124℃。

1.1 煙氣參數(shù)

FGD系統(tǒng)入口煙氣量為1 250 000N·m3／h（實際O2，濕基，BMCR工況）；入口SO2濃度為1 700mg／（N·m3）（實 際 O2，濕 基，含 硫 量0.84%，BMCR工況）；煙氣入口溫度為124～157℃。

1.2 海水參數(shù)

脫硫海水（凝汽器出口）設(shè)計總流量為41 000m3／h。從吸收塔排放海水總量為8 500m3／h。脫硫海水溫度根據(jù)電廠提供的數(shù)據(jù)，4號機組凝汽器出口冬季最低水溫14.4℃，夏季最高水溫37.4℃。

主要性能保證值：

1）脫硫效率：當(dāng)燃用脫硫設(shè)計煤種時（硫分為0.84%），F(xiàn)GD裝置脫硫效率≥90%。

2）可利用率：保證整套FGD裝置相對鍋爐運行時間的可利用率≥95%。

3）凈煙氣溫度：FGD系統(tǒng)（GGH）出口煙氣溫度≥70℃。

2 3號爐及4號爐脫硫現(xiàn)狀

秦皇島發(fā)電有限責(zé)任公司3號爐脫硫系統(tǒng)于2008年12月投產(chǎn)，4號爐脫硫系統(tǒng)于2007年12月投產(chǎn)。

2.1 燃用煤種

秦皇島發(fā)電有限責(zé)任公司用煤以平朔煤、霍林河露天煤、遼寧益東煤為主，平朔煤一般分析煤樣全硫Sad（%）為2.33，遼寧益東煤一般分析煤樣全硫Sad（%）為0.74，霍林河露天煤業(yè)一般分析煤樣全硫Sad（%）為0.30。目前，通過混配配煤控制FGD入口SO2濃度≤2 400mg／（N·m3）。

2.2 參數(shù)對比

機組脫硫效率與FGD運行參數(shù)對照見表1。

表1 機組脫硫效率與FGD運行參數(shù)對照

2.3 存在問題

由表1可以看出，脫硫系統(tǒng)在運行方面有以下問題：

1）同樣入爐煤情況下，4號爐FGD入口SO2濃度大于3號爐FGD入口SO2濃度。

2）在同樣負(fù)荷情況下，3號爐脫硫效率遠(yuǎn)高于4號爐。

3）在同樣周期下，4號爐GGH差壓比3號爐GGH差壓增長慢。

設(shè)備解體檢查時，脫硫系統(tǒng)在設(shè)備方面有以下問題：

1）3號爐、4號爐GGH內(nèi)部存在冷端徑向密封片傾倒和傳熱元件腐蝕板結(jié)現(xiàn)象。

2）4號爐海水管道濾網(wǎng)堵，旋轉(zhuǎn)濾網(wǎng)排污彎頭脫落。

3）3號爐、4號爐吸收塔內(nèi)部分配管的噴嘴堵塞，4號爐填料不足。

3 3號爐及4號爐脫硫效率綜合分析

3.1 理論上影響脫硫效率的因素

3.1.1 煤種對脫硫效率的影響

秦皇島發(fā)電有限責(zé)任公司用煤以平朔煤、霍林河露天煤、遼寧益東等煤種為主，由于煤樣全硫Sad（%）的含量較高，與設(shè)計的煤種含硫量（0.84%）偏差較大，造成FGD入口煙氣的SO2濃度比設(shè)計值（1 700mg／（N·m3））高400～800mg／（N·m3）。

FGD入口煙氣SO2濃度與脫硫效率對照見表2。

表2 FGD入口煙氣SO2濃度與脫硫效率對照

由表2可以看出，隨著入口煙氣SO2濃度的增加，造成脫硫效率的下降是必然的。

3.1.2 GGH方面對脫硫效率的影響

GGH是一種原煙氣和凈煙氣逆向布置的再生式熱交換器。原煙氣進(jìn)入容克式煙氣加熱器，把熱量傳遞給傳熱元件。溫度較低的原煙氣從煙氣加熱器中出來進(jìn)入脫硫塔，煙氣中的SO2在脫硫塔中被去除。凈煙氣從脫硫塔出來，重新回到容克式煙氣加熱器，傳熱元件把熱量傳遞給凈煙氣，從煙囪中順利排煙。GGH的熱端密封由低壓泄漏風(fēng)機提供，可保證熱端扇形板和盤路的密封，冷端有徑向密封片與冷端扇形板進(jìn)行密封，當(dāng)密封間隙不符合標(biāo)準(zhǔn)時，原煙氣可直接泄漏到凈煙氣側(cè)，從而影響FGD的整體脫硫效率。

3.1.3 吸收塔對脫硫效率的影響

吸收塔是進(jìn)行煙氣海水脫硫的主要部件，填料塔內(nèi)的主要單元是填料層，氣液兩相在填料表面進(jìn)行逆流接觸，填料不僅提供了氣液兩相接觸的傳質(zhì)表面，而且促進(jìn)氣液兩相分散，并使液膜不斷更新。吸收塔直接影響脫硫效率，主要有以下幾個方面：

1）液氣比對吸收塔脫硫效率的影響。液氣比就是指吸收塔內(nèi)海水的流量與通過煙氣的比值，液氣比越大，脫硫效率越高。

2）煙氣溫度對脫硫效率的影響。相關(guān)資料顯示，煙氣溫度低于60℃時，脫硫效率與溫度呈現(xiàn)較大的相關(guān)性，曲線斜率較大，在60℃以上脫硫效率隨溫度升高而呈現(xiàn)緩慢下降的趨勢，煙氣溫度越低，越有利于脫硫。

建議在滿足煙囪排煙和水蒸汽不結(jié)露的情況下，盡量降低吸收塔入口煙氣溫度，除塵后的煙氣進(jìn)入吸收塔前需預(yù)先冷卻，以提高塔內(nèi)SO2的吸收效率［1］。

3）內(nèi)部散堆填料對吸收塔脫硫效率的影響。散堆填料的比表面積是指單位填充體積所具有的填料表面積，填料應(yīng)具有盡可能多的比表面積以提供氣液接觸面，從而提高脫硫效率。

在填料塔內(nèi)，氣體是在填料間的空隙內(nèi)通過的，為減小氣體的流動阻力，提高填料塔的允許氣速，填料層應(yīng)有盡可能大的空隙率。

4）填料塔的噴淋密度對吸收塔脫硫效率的影響。噴淋密度為單位時間內(nèi)單位塔截面積上噴淋的液體體積，為使氣液兩相在填料表面進(jìn)行良好的逆流接觸，填料必須獲得良好的潤濕，所以，應(yīng)保證塔內(nèi)液體的噴淋密度［2］。

3.1.4 旁路擋板對脫硫效率的影響

旁路擋板不嚴(yán)，漏風(fēng)大，原煙氣可直接從盤路擋板泄漏到凈煙氣側(cè)，影響脫硫效率。

3.2 影響3號爐、4號爐脫硫效率的原因分析

3.2.1 3號爐及4號爐FGD入口SO2濃度不同分析

秦皇島發(fā)電有限責(zé)任公司3號爐、4號爐在同樣入爐煤情況下，4號爐FGD入口SO2濃度大于3號爐FGD入口SO2濃度，分析原因如下。

3.2.1.1 兩臺爐空預(yù)器漏風(fēng)對煙氣SO2濃度的影響

煙氣中SO2濃度的大小與氧量的大小有著直接的關(guān)系，一般來說煙氣中的含氧量越大，則SO2濃度越小，因此，在環(huán)保驗收中都用標(biāo)氧下的SO2濃度來計算脫硫效率。即

原煙氣SO2濃度及凈煙氣SO2濃度為折算到標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)、干基、6%O2下的原煙氣、凈煙氣中的SO2濃度。

4號爐在1月開始進(jìn)入檢修，期間進(jìn)行了空預(yù)器的密封改造，經(jīng)華北電科院實際測試，4號機組在300MW負(fù)荷工況下，一號空預(yù)器漏風(fēng)率為7.21%，二號空預(yù)器漏風(fēng)率為6.42%。就3號爐13%左右的空預(yù)器漏風(fēng)率來說，煙氣中的含氧量明顯降低，因此，在3號爐、4號爐入爐煤一樣的情況下，4號爐FGD入口SO2濃度要高于3號爐是正常的。

3.2.1.2 兩臺爐爐內(nèi)燃燒調(diào)節(jié)差異對煙氣SO2濃度的影響

根據(jù)4月23日3號爐、4號爐入爐煤含硫量均為0.66%的情況下，300MW負(fù)荷下折算標(biāo)氧下的原煙氣SO2濃度、凈煙氣SO2濃度和脫效率如下：

3號爐：

如果不考慮空預(yù)器漏風(fēng)的影響，4號爐和3號爐原煙氣SO2濃度差值由269mg／（N·m3）降到了85mg／（N·m3），在正常誤差范圍內(nèi)，消除了爐內(nèi)燃燒調(diào)節(jié)差異的可能性。

因此，3號爐、4號爐在同樣入爐煤情況下，4號爐FGD入口SO2濃度大于3號爐FGD入口SO2濃度，可以排除爐內(nèi)燃燒調(diào)節(jié)差異的影響，主要是由預(yù)熱器漏風(fēng)不同造成的，漏風(fēng)系數(shù)越大，原煙氣SO2濃度越小。

3.3 4號爐脫硫效率比3號爐效率低的原因分析

秦皇島發(fā)電有限責(zé)任公司3號爐、4號爐在同樣負(fù)荷情況下，3號爐脫硫效率遠(yuǎn)高于4號爐，分析有以下原因。

3.3.1 GGH漏風(fēng)對脫硫效率的影響

3號爐、4號爐脫硫系統(tǒng)停運時，對GGH內(nèi)部進(jìn)行了檢查，存在冷端徑向密封片傾倒和傳熱元件腐蝕板結(jié)現(xiàn)象。

2009年5月14日對4號爐吸收塔出口凈煙氣的SO2濃度進(jìn)行了測試，結(jié)果：FGD入口SO2濃度為2 178時，煙囪入口為195，測試為147；FGD入口SO2濃度為2 114時，煙囪入口為188，測試為138。從測試結(jié)果可以看出，GGH的漏風(fēng)對脫硫效率有一定的影響，由于GGH的熱端有低壓泄漏風(fēng)機密封，而冷端主要靠密封片密封，冷端密封片的傾倒造成漏風(fēng)系數(shù)增大，從而影響FGD的整體脫硫效率。經(jīng)計算，現(xiàn)在GGH的漏風(fēng)系數(shù)在2.2%左右，如果能達(dá)到說明書上要求不高于1%的話，F(xiàn)GD的效率可以提高1%～1.2%。

4號爐GGH內(nèi)部冷端徑向密封片傾倒的比3號爐的嚴(yán)重，造成漏風(fēng)比3號爐大，對脫硫效率有一定的影響。

3.3.2 吸收塔對脫硫效率的影響

3.3.2.1 液氣比對吸收塔脫硫效率的影響

由于液氣比越大，脫硫效率越高，已調(diào)整4號爐上塔水流量為10 000m3／h左右，遠(yuǎn)大于8 500m3／h的設(shè)計流量，如果增加上塔水流量，將影響另一臺爐流量，同時吸收塔液位過高也將影響煙道安全。上塔水流量暫時不做調(diào)整。

3.3.2.2 介質(zhì)接觸面積和時間的影響

正常情況下煙氣和海水接觸越充分，脫硫效果越好。3號爐吸收塔為圓形，直徑16m，通流面積200m2，4號爐吸收塔為方形，長寬各13.5m，通流面積182.25m2，兩者相差約18m2，在填料層高度一樣的情況下，增加了煙氣和海水介質(zhì)的接觸面積。

經(jīng)核實設(shè)計圖紙，4號爐吸收塔內(nèi)部填料層厚度4m，距離分配管中心1m，經(jīng)測量填料層厚度不足，應(yīng)添加填料。并且將填料層表面進(jìn)行平整，防止厚度不均影響脫硫效率。

3.3.2.3 噴淋效果的影響

在吸收塔內(nèi)，海水噴淋效果越好，脫硫效率越高。3號爐吸收塔和4號爐吸收塔為母管制供水，由于沿程阻力的原因，3號爐上塔水壓力略高于4號爐，在通流量一定的情況下，噴淋效果要好于4號爐。同時，3號爐噴淋水噴嘴為龍源自主設(shè)計，和4號爐噴淋水噴嘴相比，不易堵塞，減少了塔內(nèi)由于噴淋管噴嘴堵形成局部煙氣走廊的可能。

因此，3號爐、4號爐在同樣負(fù)荷情況下，3號爐脫硫效率遠(yuǎn)高于4號爐的主要原因有：4號爐GGH內(nèi)部冷端徑向密封片傾倒的比3號爐的嚴(yán)重，4號爐的塔形和通流面積比3號爐小，以及4號爐內(nèi)部填料不足、噴淋效果差是造成4號爐脫硫效率低的主要原因。

3.3.3 旁路擋板的影響

旁路擋板門不嚴(yán)將直接造成脫硫效率的降低。4號爐煙道旁路擋板門前后原、凈煙氣管道很近，且前后直管道煙道較長，旁路擋板稍有泄漏，影響很大。4號爐吸風(fēng)機出口壓力為700Pa左右，3號爐吸風(fēng)機出口壓力為300Pa左右，造成4號爐旁路擋板門的前后壓差要大于3號爐，泄漏的可能性加大。另外，4號爐旁路擋板門后有較長一段直管道，泄漏的煙氣和凈煙氣能夠充分混合，而3號爐旁路擋板門后到煙囪很近，沒有直管道，即使有泄漏也會被煙囪形成的負(fù)壓抽吸，不會和凈煙氣充分混合。

4號爐去年在凈煙氣擋板處測得的SO2濃度要比煙囪入口測得的 SO2濃度低15mg／（N·m3）左右，而3號爐凈煙氣擋板處測得的SO2濃度要比煙囪入口測得的SO2濃度要高。這影響4號爐脫硫效率降低1%左右。

3.3.4 排煙溫度的影響

相關(guān)資料顯示，煙氣溫度低于60℃時，脫硫效率與溫度呈現(xiàn)較大的相關(guān)性，曲線斜率較大，在60℃以上，脫硫效率隨溫度升高而呈現(xiàn)緩慢下降的趨勢，煙氣溫度越低，越有利于脫硫。而4號爐空預(yù)器密封改造后漏風(fēng)明顯減少，在爐內(nèi)煙氣量一致的情況下，3號爐原煙氣量增加，使4號爐的原煙氣溫度略高于3號爐。也是影響4號爐脫硫效率低的原因。

3.3.5 測量裝置位置的影響

去年4號爐脫硫效率明顯高于今年，主要原因有：4號爐凈煙氣的取樣點由凈煙氣擋板處移到了煙囪入口，造成測量的數(shù)值增大，同時儀器校對精度提高，未再調(diào)整負(fù)偏差，測量的數(shù)值也偏高。

西安電子科學(xué)院在2008年12月4日～12月6日對4號爐脫硫裝置脫硫效率測試（滿負(fù)荷工況）的實測數(shù)據(jù)見表3。

表3 4號爐脫硫裝置脫硫效率測試數(shù)據(jù)

從表3可以看出，2008年西安電子科學(xué)院測的4號爐脫硫效率與現(xiàn)在相差不大，凈煙氣的取樣點移位和儀器校對精度提高使得測量的數(shù)據(jù)接近實際，4號爐實際脫硫效率比去年下降只有1%～2%。

3.4 3號爐GGH差壓增長快原因分析

GGH差壓的增長直接造成增壓風(fēng)機出力的不足，嚴(yán)重時導(dǎo)致機組不得不減出力運行，這是困擾所有海水脫硫電廠的難題［3］。

通過5月31日3號爐、4號爐300MW時增壓風(fēng)機電流和GGH差壓顯示，3號爐脫硫GGH差壓增長較快。

分析3號爐GGH差壓增長快的主要原因有：3號爐、4號爐在同樣負(fù)荷情況下，3號爐脫硫效率遠(yuǎn)高于4號爐，分析有以下原因。

3.4.1 高壓水沖洗的影響

4號爐在投產(chǎn)初期就進(jìn)行了離線高壓水沖洗，并且每次脫硫系統(tǒng)停運期間都進(jìn)行了沖洗，因此，沒有出現(xiàn)明顯GGH傳熱元件結(jié)垢板結(jié)的現(xiàn)象。而3號爐在1月到2月中旬近20天脫硫停運期間，由于高壓水沖洗設(shè)備未及時移交，加上對GGH堵灰認(rèn)識不足，未對GGH進(jìn)行沖洗，造成前期運行過程中附在傳熱元件上的灰在潮濕環(huán)境中沾附并板結(jié)在傳熱元件上。脫硫系統(tǒng)投運后，由于傳熱元件表面不再光滑，更易形成堵灰，GGH在線高壓水沖洗形成的潮濕環(huán)境，不但沒有起到疏通作用，反而在一定程度上加劇了堵灰的發(fā)生。

3.4.2 蒸汽吹灰的影響

3號爐、4號爐GGH蒸汽吹灰同為一根母管引出，先經(jīng)過4號爐，然后到3號爐，由于3號爐蒸汽吹灰管道長沿程阻力大，造成3號爐GGH的吹灰壓力和蒸汽溫度均低于4號爐，使3號爐吹灰效果不如4號爐。

3.4.3 燒霍林河煤的影響

2009年3月開始摻燒霍林河煤，由于該煤種灰分大，在一定程度上加大了煙氣中灰的攜帶量，容易加劇GGH的傳熱元件表面粘灰，從而增大GGH的壓差。

4 FGD存在的問題及提高脫硫效率的建議

4.1 煤質(zhì)方面

建議加強4號爐的混配煤，減少入爐煤的硫含量，降低煙氣中SO2濃度，通過混配配煤控制FGD入口SO2濃度≤2 400mg／（N·m3），可以基本保證4號爐的脫硫效率。

4.2 GGH方面

咨詢同類海水脫硫的電廠，如深圳媽灣和山東日照等海水脫硫電廠，普遍存在傳熱元件板結(jié)、堵灰以及腐蝕的問題，正常運行期間GGH差壓上漲較快，一般由300Pa上漲到1 000Pa，短時近一周時間，長時兩個月。GGH高壓清洗系統(tǒng)清洗，設(shè)計每月沖洗一次。一般不贊成在線水沖洗，媽灣電廠配有壓縮空氣吹掃系統(tǒng)。

秦皇島發(fā)電有限責(zé)任公司也試過提高蒸汽吹灰壓力（1.3MPa左右）、在線高壓水沖洗、離線人工高壓水沖洗等方法，蒸汽吹灰和在線高壓水沖洗可降低GGH的差壓0.2～0.3kPa，而離線人工高壓水沖洗雖不能將傳熱元件表面的板結(jié)層徹底清除，可保持時間較長。建議壓差增大到1.3kPa時，對GGH進(jìn)行離線人工高壓水沖洗。

傳熱元件腐蝕主要原因是冷端傳熱元件溫度較低，并且凈煙氣內(nèi)攜帶的海水中含有大量的酸性物質(zhì)，如硫酸、鹽酸、氫氟酸等，氫氟酸是腐蝕傳熱元件表面搪瓷層的主要物質(zhì)，搪瓷層腐蝕后，造成傳熱元件腐蝕加快［4］。

建議摸索傳熱元件腐蝕情況，影響換熱前進(jìn)行更換。

傳熱元件的制作工藝有干法靜電噴鍍、濕法靜電噴鍍和浸鍍的工藝，探討搪瓷工藝對傳熱元件腐蝕的影響，防止出現(xiàn)因搪瓷層損壞造成的元件腐蝕，以延長傳熱元件的使用壽命。

由于傳熱元件表層的板結(jié)物很難清理，建議儲備一套傳熱元件，檢修時進(jìn)行更換，拆下的元件可考慮藥物浸泡或解體清理后作為輪換備件［4］（購買傳熱元件時，可考慮元件的換型，包括元件的外形尺寸、波形板的形狀、搪瓷的制作工藝等方面進(jìn)行改進(jìn)）。

3號爐、4號爐GGH冷端徑向密封片傾倒嚴(yán)重，造成漏風(fēng)增大。

由于3號爐、4號爐GGH冷端徑向密封片傾倒嚴(yán)重，建議更換密封片并對密封結(jié)構(gòu)進(jìn)行改進(jìn)。經(jīng)咨詢GGH廠家，可改裝雙壓板密封，調(diào)整密封片漏出壓板的長度，然后按照廠家資料要求調(diào)整徑向密封片與扇形板的間隙，可保證GGH的密封效果。

4.3 吸收塔方面

1）經(jīng)核實設(shè)計圖紙，4號爐吸收塔內(nèi)部填料層厚度4m，距離分配管中心1m，脫硫系統(tǒng)停運已測量填料層厚度1.4m左右，填料層表面進(jìn)行平整，防止厚度不均影響脫硫效率（填料層厚度現(xiàn)場核實，3號爐、4號爐與設(shè)計厚度都有偏差，因為設(shè)計厚度為填料初次添加的厚度，經(jīng)過運行受海水的沉壓，勢必造成厚度降低，考慮到吸收塔噴嘴改造，建議4號爐填料添加應(yīng)一并考慮）。

2）由于海水噴淋對脫硫效率影響較大，并且4號爐的噴淋管易堵，建議在原有設(shè)計的基礎(chǔ)上，4號爐脫硫停運時，加強對海水管道的檢修維護(hù)，包括海生物的治理，濾網(wǎng)的定期清理排污，吸收塔內(nèi)部噴淋管的清理等。防止因填料缺少潤濕，煙氣短路造成脫硫效率下降。

3）恢復(fù)脫落的二次濾網(wǎng)排污裝置。

4號機組脫硫系統(tǒng)吸收塔供水二次濾網(wǎng)為ETP1000型，臥式安裝，公稱直徑1 000mm，設(shè)計過濾精度φ8，運行水阻＜3kPa。排污裝置為全自動排污槽旋轉(zhuǎn)反沖洗二次濾網(wǎng)，網(wǎng)芯為斗狀，與筒體為無間隙焊接密封。

恢復(fù)二次濾網(wǎng)排污裝置的工作：

①按原設(shè)計尺寸焊接恢復(fù)破碎的排污槽體，焊條材質(zhì)選用316L，槽體邊緣應(yīng)修整齊平；

②修整與傳動軸連接的傳動法蘭套及與排污槽體連接的三通體的法蘭端面，保證排污槽體裝配后與傳動軸的垂直度；

③加工旋轉(zhuǎn)排污槽的連接鍵應(yīng)采用耐海水腐蝕的316L材質(zhì)；

④將原設(shè)計防排污裝置脫落的壓蓋螺栓由M8×25變更為M16×25（此變更已與廠家溝通具備可行），材質(zhì)316L。

4）3號爐、4號爐海水分配管的噴嘴差別較大，3號爐設(shè)計為龍源公司的專利設(shè)計，4號爐為ALSTOM的設(shè)計，兩者在噴嘴形式上差別較大，對噴淋效果也有一定的影響，已咨詢龍源公司，需經(jīng)過專業(yè)設(shè)計，對噴嘴改造的可行性進(jìn)行研究，評估改造后對脫硫效率的影響。如果可行的話，建議可對4號爐吸收塔的海水分配管進(jìn)行改型。并可參照3號爐的設(shè)計，將二次濾網(wǎng)和垂直管道上的濾網(wǎng)取消，以減少管道的沿程阻力和提高上塔水量。

5 結(jié) 語

針對火電廠海水脫硫系統(tǒng)，從理論上影響脫硫效率的因素進(jìn)行了分析，并針對我公司3號爐、4號爐脫硫系統(tǒng)存在的脫硫效率偏差、脫硫效率低以及GGH堵灰等問題進(jìn)行了綜合分析，對提高脫硫效率提出了處理方法及治理措施。

［1］楊旭中.燃煤電廠脫硫裝置［M］.北京：中國電力出版社，2006：121－154.

［2］王承學(xué)，王璐瑤，付挽得.干濕法聯(lián)合脫硫脫硝工藝研究［J］.長春工業(yè)大學(xué)學(xué)報：自然科學(xué)版，2009，30（5）：493－499.

［3］高云峰.我國火電廠煙氣脫硫存在的問題及對策［J］.電力環(huán)境保護(hù)，2004（2）：10.

［4］周菊華.火電廠燃煤機組脫硫脫硝技術(shù)［M］.北京：中國電力出版社，2010：223－315.