DNV-OS-F101 עבור מערכות צנרת תת-ימית: דרישות חומרים ובדיקות

מָבוֹא

כשל בצנרת התת-ימית עולה בחיי אדם, מזהם את הסביבה הימית ועולה אובדן ייצור של מאות מיליוני דולרים. בחירת חומרים ובדיקות אינן שלבי איכות אופציונליים - הם קו ההגנה הקדמי. DNV-OS-F101 הוא התקן הימי המקיף המשמש מפעילים, קבלני EPCI וחברות סיווג ברחבי העולם כדי לשלוט בתכנון, חומרים, ייצור, בדיקה ותפעול של מערכות צינור תת ימיות. מאמר זה מסביר את התקן במלואו - מה הוא מכסה, מה הוא דורש וכיצד הוא חל על חומרי הנירוסטה וסגסוגת הניקל ש-JN Alloy מספקת לתעשיית החוף.

צינורות תת ימיים מעבירים פחמימנים מראשי באר תת ימיים לפלטפורמות ימיות או לטרמינלים יבשתיים על פני מרחקים שיכולים לעלות על 100 קילומטרים. הם פועלים תחת מתחים מכניים, תרמיים וכימיים בו-זמניים: לחץ פנימי מהמוצר, לחץ הידרוסטטי חיצוני מעמודת המים, מתחי קרקעית הים מהנחת והטמנה, התפשטות תרמית ואמצעי מאכל (H2S, CO2, כלורידים). צינור בודד עשוי להיחשף למי ים ב-4 מעלות צלזיוס מבחוץ תוך נשיאת פחמימנים של 60 מעלות צלזיוס מבפנים - לאורך חיי עיצוב של 20 עד 50 שנים.

DNV-OS-F101 (מהדורה נוכחית: 2023, בעבר DNVGL-OS-F101 לאחר מיזוג DNV-GL, במקור DNV-OS-F101 מבית Det Norske Veritas) מובנית כתקן פלדה 3 עם מחזור חיים מלא של ISO1. צינורות וזרמים קשורים, והוא מסווג חומרים לשלוש קבוצות: פלדות פחמן מנגן עבור רוב הצינורות, סגסוגות עמידות בפני קורוזיה (CRA) עבור שירות חמוץ ומי ים, וצינורות מצופים/מצופים עבור סביבות קורוזיביות ספציפיות. לכל קבוצה דרישות הסמכה, בדיקות ותיעוד חומריות שונות.

[מקור] DNV-OS-F101:2023, Submarine Pipeline Systems; ISO 13623:2017, תעשיות נפט וגז טבעי - מערכות תחבורה בצנרת.

היקף ומבנה של DNV-OS-F101

[מקור] DNV-OS-F101:2023 תוכן עניינים; אתר DNV.

שלוש קבוצות חומרים תחת DNV-OS-F101

פלדות מנגן פחמן (C-Mn) מהוות כ-95% מכלל הקילומטרים של הצינור התת ימי. הם מצוינים על ידי API 5L (PSL 2 עבור offshore) עם דרישות משלימות של DNV. הצינור יכול להיות חלק (SMLS) או מרותך (HFW, UOE). בחירת תהליך הייצור משפיעה על קשיחות HAZ ועמידות SSC בשירות חמוץ.

For standard offshore pipelines (no H2S), DNV-OS-F101 accepts API 5L Grade X42 through X80, PSL 2, as the base material specification. The DNV supplement adds requirements for Charpy absorbed energy (minimum 40 J transverse, or CTOD >= 0.15 מ"מ בטמפרטורת עיצוב), תוכן S מקסימלי (< 0.003% for longitudinal seam welds in HFW pipe), and hardness limits (max 250 HV in weld HAZ for sour service).

[מקור] API 5L:2022 (מהדורה 46) PSL 2; DNV-OS-F101:2023 טבלה 5-1.

פלדות שירות חמוצות (H2S-עמידות C-Mn Steels)

כאשר נוזל הצינור מכיל H2S מעל סף הלחץ החלקי המוגדר ב-NACE MR0175 / ISO 15156-3, הצינור נכנס ל"שירות חמוץ" - הדורש חומרים העומדים בפני פיצוח סולפיד (SSC) ופיצוח המושרה על ידי מימן (HIC). DNV-OS-F101 מחייבת שצינורות שירות חמוצים משתמשים בפלדות C-Mn עם סיומת "M" (למשל, X52M, X65M) מ-API 5L PSL 2, שיש להם כימיה מבוקרת, קשיות נמוכה ובדיקות HIC ו-SSC מתועדות.

עבור צינורות שירות חמוצים תחת DNV-OS-F101: הפלדה חייבת להיות API 5L PSL 2 עם הסיומת M- (למשל, X52M עד X80M). הקשיות המרבית בריתוך HAZ היא 250 HV (Vickers) לפי NACE MR0175 / ISO 15156-3. בדיקת HIC לפי NACE TM0284 עם CLR<= 15%, CTR <= 2%, and CSR <= 0.5% is required for the base metal, weld, and HAZ. SSC testing per NACE TM0177 Method A at 80% SMYS minimum is required. S content must be <= 0.003% (ultra-low sulfur) for HIC resistance.

סגסוגות עמידות בפני קורוזיה (CRA) - פלדות אל חלד וסגסוגות ניקל

CRA -פלדות אל חלד וסגסוגות ניקל- מצוינים כאשר הנוזל מאכל מדי עבור פלדת פחמן, כאשר שירות מי ים דורש עמידות לכלוריד, או כאשר טמפרטורת הפעולה חורגת ממגבלות פלדת פחמן. DNV-OS-F101 אינו מחייב ציוני CRA ספציפיים; במקום זאת, הוא קובע קריטריונים לביצועים (PREN, כימיה, מאפיינים מכניים) ודורש בדיקת הסמכה עבור כל יישום CRA.

[מקור] DNV-OS-F101:2023 Sec. 5; PREN=Cr + 3.3xMo + 16xN (ערכים נומינליים, PREN בפועל משתנה לפי הכימיה).

נקודת מפתח:עבור פלדות אל-חלד אוסטניטיות וסגסוגות ניקל תחת DNV-OS-F101, אין דרגה אחת שאושרה על ידי "DNV-". במקום זאת, המעצב בוחר את הסגסוגת בהתבסס על קריטריון PREN ומאשר אותה על ידי בדיקת הסמכה לחומר. החומר חייב להיות מסופק עם עקיבות מלאה (מספר חום, כימיה, תוצאות בדיקה מכנית) על-גבי תעודת בדיקת טחנה EN 10204 3.1.

דרישות נכס מכני לפי קבוצת חומרים

[מקור] DNV-OS-F101:2023 Sec. 5; API 5L:2022 PSL 2; ASTM A240/A480.

דרישות עובי קיר ומגבלות D/t

DNV-OS-F101 מגדירה מגבלות על יחס קוטר-ל-עובי (D/t) בהתבסס על מצב התכנון. צינורות D/t גבוהים רגישים יותר להתכווצות מקומית בעומסי כיפוף במהלך ההתקנה (S-lay, J-lay) ותנאי תפעול.

תחת DNV-OS-F101: עבור צינורות תת ימיים עם D<= 168.3 mm, the D/t limit is 30 for normal pressure design and 20 for combined pressure and bending. For D > 168.3 mm, buckling calculations per DNV-RP-F110 govern. The minimum fabrication test pressure is 1.25x the design pressure for new pipelines. Deepwater pipelines (water depth > 500 m) require additional collapse pressure analysis accounting for hydrostatic pressure and residual fabrication stress.

[מקור] DNV-OS-F101:2023 Sec. 5 / אפליקציה. חישובי קריסה; DNV-RP-F110.

דרישות מפרק ריתוך: חוזק וקשיות

ריתוך ההיקף הוא הנקודה החלשה ביותר בכל צינור תת ימי. DNV-OS-F101 קובע דרישות יעילות מפרקי ריתוך: הריתוך חייב להשיג לפחות את ה-SMYS של גוף הצינור במתכת הריתוך וב-HAZ. עבור שירות חמוץ, הקשיות המקסימלית של Vickers של HAZ היא 250 HV, שנאכפת על ידי DNV ו-NACE MR0175 / ISO 15156-3.

[מקור] DNV-OS-F101:2023 Sec. 5; NACE MR0175 / ISO 15156-3:2020; API 1104; ASME IX.

דרישות בדיקת שירות חמוץ

מימן גופרתי (H2S) הוא הגורם העיקרי לכשל בחומר השירות החמוץ. בלחצים חלקיים מעל כ-0.3 kPa (0.05 psi), H2S מתנתק ליוני HS- ו-S2- המעודדים ספיגת מימן לפלדה, וגורמים לשני מצבי כשל ברורים: פיצוח מתח גופרתי (SSC) ופיצוח המושרה על ידי מימן (HIC). אף אחד מהם אינו מתרחש בצינורות שירות מתוקים, וזו הסיבה שצינורות שירות חמוצים דורשים בדיקות ייעודיות מעבר לבדיקות מכניות סטנדרטיות.

בדיקת מימן (HIC) - NACE TM0284

HIC בודק את הפלדה (מתכת בסיסית, ריתוך ו-HAZ) עבור רגישות לשלפוחיות ולסדקים שלביים הנגרמים על ידי בועות מימן הנוצרות בתכלילים לא-מתכתיים (MnS, אלומינה) בחשיפה ל-H2S. הבדיקה מטבילה דגימה בתמיסת NACE A (5% NaCl + 0.5% חומצה אצטית, רוויה ב-H2S) בטמפרטורת החדר למשך 96 שעות.

קריטריוני קבלה של DNV-OS-F101 עבור HIC בשירות חמוץ: יחס אורך סדק (CLR)<= 15%; Crack Thickness Ratio (CTR) <= 2%; Crack Sensitivity Ratio (CSR) <= 0.5%. Ultra-low sulfur steels (<= 0.002% S) with controlled MnS morphology (calcium treatment) can achieve near-zero HIC results. JN Alloy supplies HIC-tested C-Mn steels for sour service pipeline projects.

[מקור] NACE TM0284-2016 + פריט A:2022, הערכה של פלדות צינור וכלי לחץ לעמידות בפני מימן-פיצוח המושר; DNV-OS-F101:2023.

בדיקת פיצוח מתח גופרתי (SSC) - NACE TM0177

בדיקת SSC מעריכה את הרגישות של הפלדה להיסדק תחת מתח מתיחה בסביבות המכילות H2S-. דגימת הכיפוף של ארבע-נקודות נטענת לרמת מתח יעד (בדרך כלל 80% SMYS או מתח התכנון בפועל) וטובלת בפתרון NACE A (H2S-רווי) בטמפרטורת התכנון למשך 720 שעות.

DNV-OS-F101 acceptance for SSC: The specimen must not fracture at the specified stress level. Typically tested at 80% SMYS minimum for PSL 2 sour service steels. Inconel 625 (UNS N06625) and other nickel alloys with Ni >= 58% הם מטבעם SSC-חסינים לפי NACE MR0175 / ISO 15156-3 ואינם דורשים בדיקת SSC - יתרון מרכזי עבור צנרת של באר גז חמוץ במים עמוקים. פלדות אל חלד (316L, דופלקס) נבדקות גם עבור SSC אם צוין עבור שירות חמוץ.

[מקור] NACE TM0177-2017 שיטה א' (Four-Point Bend); NACE MR0175 / ISO 15156-3:2020.

כיצד DNV-OS-F101 מסווגת את חומרת השירות החמוץ

[מקור] DNV-OS-F101:2023 טבלה 5-2 / נספח א'; NACE MR0175 / ISO 15156-3:2020 טבלה 1.

בדיקת קורוזיה לחומרי CRA

עבור צינורות CRA החשופים למי ים (קורוזיה חיצונית) או למים מופקים (קורוזיה פנימית), DNV-OS-F101 משתמש במספר שווי ההתנגדות לעקצוצים (PREN) כקריטריון סינון-מסדר ראשון. ה-PREN מחושב כך: PREN=Cr + 3.3 x Mo + 16 x N (+ תיקון W עבור כמה ציונים). PREN גבוה יותר מצביע על עמידות רבה יותר בפני כלוריד{10}} וקורוזיה של חריצים במי הים ובנוזלים העשירים בכלוריד- שנמצאים בשדות ימיים.

DNV-OS-F101 אינו מחייב ערך PREN מינימלי עבור כל צינורות ה-CRA - הוא מחייב את המתכנן להצדיק את הסגסוגת שנבחרה עבור ריכוז הכלוריד והטמפרטורה הספציפיים. כהנחיה מעשית: מי ים ב<= 30 deg C: PREN >= 30 is typically acceptable for 316L (PREN ~24) at high velocity; PREN >= 35 recommended. Seawater at 30-80 deg C: PREN >= 40 required (254 SMO or 2205 duplex minimum). High-temperature process fluid + high Cl-: PREN >נדרש=42 (Inconel 625 ומעלה). HCl מרוכז או גופרית יסודית: נדרש Hastelloy C-276 (PREN ~52).

בדיקת טמפרטורת גלילה קריטית (CPT) - ASTM G150

בעוד ש-PREN הוא חישוב תיאורטי, בדיקת CPT (ASTM G150) מספקת את טמפרטורת תחילת הבור הנמדדת בפועל בתמיסת FeCl3 של 6%. זה חשוב במיוחד עבור פלדות אל חלד דופלקס וסגסוגות ניקל שבהן חישוב ה-PREN עשוי שלא ללכוד במלואו את היתרון של חנקן וטונגסטן.

[מקור] ASTM G150-18 שיטת בדיקה סטנדרטית לבדיקת טמפרטורת בור אלקטרוכימית קריטית; נתוני PREN/CPT של היינס הבינלאומי.

PREN לעומת CPT: כאשר הם מתפצלים - ולמה CPT חשוב

נוסחת ה-PREN (Cr + 3.3Mo + 16N) אינה מתייחסת ל-Tungsten (W), אשר משפרת באופן משמעותי את התנגדות הבור בסגסוגות ניקל כמו Hastelloy C-276 (W=3-4.5%). נוסחת PREN שלמה יותר עבור סגסוגות נושאות W היא: PRENw=Cr + 3.3 x Mo + 16 x N + W. שימוש בנוסחה זו: Hastelloy C-276 משיג PRENw=14.5 + 3.3x16 + 0 + 3.75=~71, החורג בהרבה מה-PREN הנומינלי של ~52. זה מסביר מדוע C-276 מתעלה על ה-PREN הנומינלי שלו בסביבות מרוכזות של כלוריד וחומצה. השתמש תמיד בנתוני CPT (ASTM G150) לבחירת חומר סופית בשירות קריטי מהחוף.

בדיקות הידרוסטטיות ובדיקת לחץ תוך-שירות

כל צינור תת-ימי חייב לעבור בדיקת לחץ הידרוסטטית (מים) לפני שהוא מופעל. DNV-OS-F101 מגדיר את לחץ הבדיקה המינימלי כגבוה יותר של (א) 1.25 x לחץ עיצובי (DP), או (ב) הלחץ הנדרש כדי להוכיח שלחץ החישוק בלחץ הבדיקה אינו עולה על 95% מ-SMYS. עבור בדיקות-בשירות (מחדש-), המינימום מופחת ל-1.1 x DP. הבדיקה חייבת להישמר למשך זמן החזקה מספיק כדי להדגים שלמות -ללא דליפות, בדרך כלל 4-24 שעות בהתאם לאורך הצינור ומפרט הפרויקט.

[מקור] DNV-OS-F101:2023 Sec. 11 (בדיקת לחץ); ASME B31.4 / B31.8 כפי שצוין.

למה מים, לא אוויר או גז, לבדיקת הידרו

DNV-OS-F101 מחייבת בדיקה הידרוסטטית עם מים (לא אוויר דחוס או גז) מסיבות בטיחותיות ומעשיות: מים אינם ניתנים לדחיסה, כך שקרע בצינור משחרר הרבה פחות אנרגיה מאשר קרע בצינור גז, מה שמפחית את הסיכון לנזק משני במהלך הבדיקה. מים מספקים גם זיהוי נזילות טוב יותר - אפילו חלחול קטן נראה במים, בעוד שדליפות גז יכולות להיות שקטות ובלתי נראות. עבור צינורות ימיים, מי ים משמשים בדרך כלל לבדיקת ההידרות הראשונית (לאחר התקנת סעפת הידרו-טסט), ולאחר מכן ניקוי מים וייבוש עם PIGs קצף או חנקן לפני ההפעלה.

הערת קורוזיה:לאחר בדיקת הידרות עם מי ים, יש לייבש את הצינור במלואו ולייבש אותו (ל-נקודת טל של 20 מעלות צלזיוס או יותר) לפני הכנסת נוזל הייצור. שיורי כלוריד של מי ים גורם לקורוזיה בבור בפלדת פחמן ויכול לעורר קורוזיה תת-הפקדה ב-CRA.

שאלות נפוצות

המהדורה הנוכחית היא DNV-OS-F101:2023. התקן מתוחזק על ידי DNV ומתעדכן בערך כל 5 שנים, עם תיקוני ביניים המתפרסמים לפי הצורך. DNV גם מפרסמת מסמך "תיקונים ותיקונים" מאוחד בין מהדורות. על הפרויקטים להשתמש במהדורה העדכנית בזמן החוזה, אלא אם הוסכם אחרת בין המפעיל לבין חברת הסיווג. מהדורת 2023 משלבת קריטריונים מעודכנים של תכנון HPHT, קריטריוני קבלה מתוקנים של מכניקת שברים (מתואמים ל-DNV-RP-C203), ודרישות הבהרות של חומרי CRA.

ש2: האם אני יכול להשתמש ב-API 5L X65 PSL 2 במקום בדרישות משלימות של DNV-OS-F101?

API 5L PSL 2 לבדו אינו מספיק. DNV-OS-F101 משלים את API 5L עם דרישות נוספות: אנרגיית השפעת Charpy מינימלית (40 J רוחבי), מגבלות קשיות עבור שירות חמוץ (250 HV HAZ), בקרות כימיה (S<= 0.003% for HIC resistance), NDT acceptance criteria, and documentation requirements. For offshore pipeline classification with DNV, the DNV supplement is mandatory. API 5L provides the base material specification; DNV-OS-F101 provides the performance and qualification framework.

ש3: מה ההבדל בין PSL 2 ל-PSL 3 תחת DNV-OS-F101?

PSL (רמת מפרט מוצר) מוגדרת ב-API 5L, אך DNV-OS-F101 מציינת איזה PSL חל על סמך חומרת הצינור: PSL 2 הוא המינימום עבור צינורות ימיים סטנדרטיים. PSL 3 נדרש עבור: שירות חמוץ (H2S קיים), צינורות מים עמוקים (עומק מים > 500 מ'), שדות HPHT וצינורות באזורים רגישים לסביבה. PSL 3 מוסיף: סובלנות הדוקה יותר של כימיה ומאפיינים מכניים, קריטריונים מחמירים יותר של קבלת NDT, בדיקת CTOD של חיבורי ריתוך, בדיקת צד שלישי (סוג 3.2 MTC) וחישובי תכנון מכניקת שבר לפי DNV-RP-C203.

ש 4: מתי צינור תת ימי דורש נירוסטה או סגסוגת ניקל במקום פלדת פחמן?

שלושה תנאים מניעים את מפרט ה-CRA: (1) שירות חמוץ - כאשר הלחץ החלקי H2S חורג מהסף (כ-0.05 kPa), פלדת פחמן עם בדיקת H2S (X52M+) היא המינימום, אך עבור שירות חמוץ חמור, נדרש צינור מצופה Inconel 625 או CRA-; (2) יש צורך בכלוריד גבוה - כאשר מיוצר מים כלוריד עולה על כ-30,000 ppm בטמפרטורות מעל 30 מעלות צלזיוס, 316L או דופלקס אל חלד; (3) טמפרטורת השירות המקסימלית של פלדת פחמן - בטמפרטורה גבוהה היא כ-300 מעלות צלזיוס (מוגבלת בזחילה), מעליה נדרש 321/347 אל חלד או Inconel 625. הסגסוגת הספציפית נבחרת על ידי מעצב הצינורות על סמך הרכב הנוזל, הטמפרטורה, הלחץ וחיי התכנון.

ש 5: איזו מגבלת קשיות חלה על HAZ של ריתוך בהיקף בשירות חמוץ?

DNV-OS-F101 מחייב קשיות Vickers מקסימלית של 250 HV ב-HAZ הריתוך עבור כל צינורות השירות החמוצים. זה נאכף הן על ידי התקן והן על ידי NACE MR0175 / ISO 15156-3. המדידה נלקחת ב-0.5 מ"מ מקו ההיתוך ובמספר מיקומים סביב היקף הריתוך. חריגה מ-250 HV ב-HAZ מחייבת PWHT (אחר-טיפול בחום של ריתוך ב-600-650 מעלות בקירוב עבור פלדת פחמן) כדי להפחית את הקשיות, ולאחר מכן בדיקת קשיות חוזרת כדי לאשר תאימות.

ש6: כיצד DNV-OS-F101 מטפל בציפוי משקל הבטון בצינורות תת ימיים?

צינורות תת ימיים מסופקים כמעט באופן אוניברסלי עם ציפוי משקל בטון (CWC) כדי להשיג ציפה ניטרלית או מעט שלילית - מה שמבטיח שהצינור שוכב בצורה מאובטחת על קרקעית הים ללא סיכון לצוף. DNV-OS-F101 מציין את הצפיפות המינימלית של תערובת הבטון (בדרך כלל 2,400-3,000 ק"ג/מ"ק, מייצרת צפיפות ציפוי של 1.5-2.5 צפיפות מי ים) ואת עובי הציפוי המינימלי לעמידה בפני קריסה הידרוסטטית. ציפוי הבטון מיושם בדרך כלל על ידי מפעל הצינורות או מפעל ציפוי ייעודי לפני ההובלה לכלי ההנחתה, ואסור לו להפחית את OD הצינור מעבר לסובלנות המפורטת בטבלה DNV-OS-F101 7-1.

ש7: אילו דרישות PMI חלות על חומרי CRA תחת DNV-OS-F101?

DNV-OS-F101 דורשת בדיקת PMI (זיהוי חומר חיובי) של 100% באמצעות ספקטרומטריית X-קרני פלואורסצנטי (XRF) עבור כל חומרי ה-CRA: 316L, 321, 347, נירוסטה דופלקס (2205, 2504 סופר-ניקל ו-austeni stainless) סגסוגות (Inconel 625, 825, Hastelloy C-276, Monel 400). PMI הוא גם חובה עבור פלדות פחמן חמצמצות כדי לוודא שהדרגה הנכונה (למשל, X52M) סופקה במקום כיתה סטנדרטית ללא עמידות H2S. דוח ה-PMI (המראה את הרכב האלמנטים בנקודות הבדיקה) חייב ללוות את ה-EN 10204 3.1 MTC. JN Alloy מספק 100% PMI על כל אספקת CRA מהחוף.

ש8: אילו בדיקות מכניקת שבר נדרשות עבור צינורות PSL 3 ימיים?

PSL 3 pipelines under DNV-OS-F101 require fracture mechanics acceptance criteria based on CTOD (Crack Tip Opening Displacement) testing per BS 7448 or ISO 15653. The pipeline designer calculates the maximum allowable defect sizes from the CTOD toughness data using DNV-RP-C203. For the base metal: minimum CTOD >= 0.15 מ"מ בטמפרטורת התכנון היא דרישת פרויקט טיפוסית. עבור ריתוכים בהיקף: בדרך כלל מצוינת בדיקת CTOD של מתכת הריתוך וה-HAZ בטמפרטורת התכנון וב--20 מעלות צלזיוס (כדי לדמות את הטמפרטורה הנמוכה ביותר במהלך בדיקת הידרו). בדיקת חריצים של Charpy V- משמשת כתחליף כאשר נתוני CTOD אינם זמינים עבור צינורות בעלי קירות דקים יותר (קיר < 15 מ"מ).

ש9: כיצד JN Alloy תומכת בפרויקטי צינור של DNV-OS-F101?

JN Alloy מספקת חומרים העומדים בדרישות החומר DNV-OS-F101 עבור פרויקטים של צנרת תת ימית ברחבי העולם: (1) צינור פלדת פחמן API 5L PSL 2 (X42M עד X80M) עם EN 10204 3.1 MTC; (2) אוגנים, אביזרי וחישול CRA ב-316L, 2205 דופלקס, Inconel 625 ו-Hastelloy C-276 עם יכולת עקיבה מלאה והסמכת PMI; (3) כיסוי ריתוך וחומרי ייצור מתכלים (ERNiCrMo-3, חוט מילוי ER316L) עבור כיסוי ריתוך CRA; (4) תיעוד: EN 10204 3.1 MTC, NACE MR0175/ISO 15156-3 מכתבי תאימות, דוחות PMI ותיאום בדיקות של צד שלישי. איש קשר: jnalloy123@gmail.com או +86 193 3990 0211.