JP2012176670A

JP2012176670A - 洋上高圧ガス配管構造

Info

Publication number: JP2012176670A
Application number: JP2011040370A
Authority: JP
Inventors: Toshio Ogata; 俊夫小形; Mitsuhiro Kawano; 三浩川野
Original assignee: Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Current assignee: Mitsubishi Heavy Industries Ltd
Priority date: 2011-02-25
Filing date: 2011-02-25
Publication date: 2012-09-13
Also published as: WO2012114788A1

Abstract

【課題】温度条件の過剰仕様を改善して最適化するとともに、配管重量の低減や施工性の向上を実現できる洋上高圧ガス配管構造を提供する。
【解決手段】ガスの液化及び／または液化ガスの再ガス化を行う装置を備えた浮体設備に配設されて気化したガスを取り扱う洋上高圧ガス配管構造において、洋上高圧天然ガス配管１４の配管素材として２相ステンレス材を用い、配管素材の溶接部２０に、１層目にティグ（ＴＩＧ）溶接層２１を形成した後、炭酸ガスアーク溶接層２２とティグ溶接層２１とを交互に形成した多層溶接が施されている。
【選択図】図１

Description

本発明は、たとえば再ガス化装置を備えたＬＮＧ船や天然ガス液化精製装置を備えた浮体設備等のように、洋上で高圧ガスを取り扱う装置に適用される洋上高圧ガス配管構造に関する。

従来、洋上において液化天然ガス（ＬＮＧ）を取り扱う装置（設備）を備えた浮体、すなわちＬＮＧ液化装置やＬＮＧ再ガス化装置を備えたＬＮＧ船等の浮体設備（ＦＬＮＧ；ＦｌｏａｔｉｎｇＬｉｑｕｅｆｉｅｄＮａｔｕｒａｌＧａｓ）が知られている。このような浮体設備の具体例としては、ＬＮＧ再ガス化装置を備えたＬＮＧ船やＬＮＧ液化精製装置を備えた浮体等がある。
ＬＮＧ再ガス化装置を備えているＬＮＧ船としては、たとえばＦＳＲＵ（ＦｌｏａｔｉｎｇＳｔｏｒａｇｅａｎｄＲｅ−ｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎＶｅｓｓｅｌ）や、ＳＲＶ（ＳｈｕｔｔｌｅａｎｄＲｅ−ｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎＶｅｓｓｅｌ）が知られている。

浮体設備においては、ＬＮＧ等が気化した高圧ガスを取り扱う洋上高圧ガス配管（以下、「高圧ＬＮＧ配管」と呼ぶ）の耐圧強度、耐食性、高圧ガス漏洩時耐低温性を考慮した材質の選定が行われている。標準的な高圧ＬＮＧ配管には、既存技術であるＬＮＧ運搬船の低圧（Ｍａｘ．１０ＢａｒＧ）液化天然ガス／天然ガス配管向けとして実績のあるＳＵＳ３１６Ｌ（ＪＩＳ）を適用している。
また、ＬＮＧ受入用の配管や設備を構築する際に用いられる低温液化ガスの配管構造としては、下記の特許文献に開示された異種材料を溶接する従来技術が知られている。この従来技術は、オーステナイト系ステンレス鋼からなる配管の間に、インバーからなる配管を溶接するものである。

特開２００５−１０３６３１号公報

ところで、上述した従来技術において、高圧ＬＮＧ配管の材質にＳＵＳ３１６Ｌを選択しているのは、耐極低温（〜−１９６℃）までの仕様を重視したためであるが、設計温度が常温（〜−０℃）の高圧ＬＮＧ配管には過剰な仕様となる。
また、ＳＵＳ３１６Ｌは、その材質強度がそれほど高くないため、高圧状態（Ｍａｘ．１４０ＢａｒＧ）に対応するためには配管の肉厚が厚くなる。この結果、ＳＵＳ３１６Ｌを採用した高圧ＬＮＧ配管は、溶接時間や重量の増加に加えて、工作性の低下が問題となる。
さらに、上述した高圧ＬＮＧ配管は、一部が海水に没する区画（陸上へのガス払出装置区画内）に適用される場合もある。このため、上述したＳＵＳ３１６Ｌでは、海水による孔食など耐腐食性の問題が生じてくる。

このように、ＳＵＳ３１６Ｌを採用する従来の高圧ＬＮＧ配管は、設計温度が過剰な仕様となり、配管重量の増大に加えて、溶接時間や工作性のような施工性にも問題を有している。このような背景から、温度条件の過剰仕様を改善するとともに、配管重量の低減や施工性の向上を実現できる洋上高圧ガス配管構造が望まれる。
本発明は、上記の課題を解決するためになされたもので、その目的とするところは、温度条件の過剰仕様を改善して最適化するとともに、配管重量の低減や施工性の向上を実現できる洋上高圧ガス配管構造を提供することにある。

本発明は、上記の課題を解決するため、下記の手段を採用した。
本発明に係る洋上高圧ガス配管構造は、天然ガスの液化及び／または液化天然ガスの再ガス化を行う装置を備えた浮体設備に配設されて気化したガスを取り扱う洋上高圧ガス配管構造であって、配管素材として２相ステンレス材を用い、前記配管素材の溶接部に、１層目にティグ（ＴＩＧ）溶接層を形成した後、炭酸ガスアーク溶接層と前記ティグ溶接層とを交互に形成した多層溶接が施されていることを特徴とするものである。

このような洋上高圧ガス配管構造によれば、配管素材として２相ステンレス材を用いることで、洋上高圧ガス配管の薄肉化が可能となる。
また、前記配管素材の溶接部に、１層目にティグ（ＴＩＧ）溶接層を形成した後、炭酸ガスアーク溶接層と前記ティグ溶接層とを交互に形成した多層溶接を施すことにより、溶接部の施工性の確保と低温に対する靭性の確保が可能となる。

上述した本発明によれば、洋上高圧ガス配管の過剰な設計温度仕様を解消することで、耐低温性がＳＵＳ３１６Ｌに対して劣る２相ステンレス材を採用することで、配管肉厚の薄肉化により配管重量を低減し、現場での施工性を向上することができる。このような洋上高圧ガス配管への２相ステンレス適用は、溶接部の多層溶接により低温状態において必要な靭性を確保しながら、溶接部の施工性向上(溶接時間の短縮)に有効である。
また、２相ステンレス材は、ＳＵＳ３１６Ｌと比較して塩水濃度の高い雰囲気や海水に対する耐腐食性が高いので、たとえばＬＮＧ船等のように海洋上で使用される浮体設備に配設される洋上高圧ガス配管に適用すれば、耐久性や信頼性が向上する。

本発明に係る洋上高圧ガス配管構造の一実施形態を示す図で、（ａ）はＬＮＧ再ガス化装置を備えたＬＮＧ船（浮体設備）に本発明の洋上高圧ガス配管構造を適用した例を示す概略構成図、（ｂ）は多層溶接を施した２相ステンレス材の溶接部構造を示す断面図である。ＬＮＧ液化装置を備えたＬＮＧ船（浮体設備）に本発明の洋上高圧ガス配管構造を適用した例を示す概略構成図である。本発明で採用した２相ステンレス材（ＳＵＳ３２９Ｊ４Ｌ）及び従来素材（ＳＵＳ３１６Ｌ）について、圧力毎に必要となる配管の肉厚を示す比較図である。シャルピー衝撃試験の試験片を示す図であり、（ａ）は開先部のみティグ溶接を施して残りの全てに炭酸ガスアーク溶接（ＣＯ_２溶接）を施した場合のシャルピー衝撃試験片、（ｂ）は４層の多層溶接を施した場合の試験片である。

以下、本発明に係る洋上高圧ガス配管構造について、その一実施形態を図面に基づいて説明する。ここでは液化天然ガス（ＬＮＧ）を用いて記載するが、用いられるガスはこれに限らない。
図１（ａ）には、洋上において液化天然ガス（ＬＮＧ）を取り扱う再ガス化装置や液化精製装置等を備えた浮体設備の一例として、ＬＮＧ船１０が示されている。このＬＮＧ船１０は、ＬＮＧタンク１１内に貯蔵されているＬＮＧをガス化した高圧の天然ガスを陸上パイプライン等の船外設備へ供給するものであり、甲板等の船内適所にはＬＮＧ再ガス化装置１２を備えている。

ＬＮＧタンク１１内のＬＮＧは、再ガス化して陸上施設等に送り出す場合、図示しないＬＮＧポンプによりＬＮＧ配管１３を通ってＬＮＧ再ガス化装置１２まで導かれる。
ＬＮＧ再ガス化装置１２は、液体のＬＮＧを気化させて高圧の天然ガスを生成する装置であり、ここで生成された高圧の天然ガスは、ＬＮＧ船１０内に配設された洋上高圧天然ガス配管（以下、「高圧ＬＮＧ配管」と呼ぶ）１４を通って船外へ送り出される。この高圧ＬＮＧ配管１４は、ＬＮＧを流す耐極低温（〜−１９６℃）仕様のＬＮＧ配管１３とは異なり、通常の運転状態において常温（〜−０℃）の天然ガスを高圧状態（Ｍａｘ．１４０ＢａｒＧ）で流すものである。なお、ＬＮＧ配管１３の配管素材には、従来と同様に、ＳＵＳ３１６Ｌまたは同等品が使用されている。

図示のＬＮＧ船１０は、船首側に天然ガスを船外へ送り出すため、船体を上下に貫通するガス払出装置区画１５を備えている。このガス払出装置区画１５は、海面位置付近まで海水が侵入する空間であり、上述した高圧ＬＮＧ配管１４は、海水に接するガス払出装置区画１５を通って配設される。なお、図中の符号１６は高圧ＬＮＧ配管１４の先端部に取り付けられた接続器具であり、たとえば陸上施設側の受入配管端部に設けられた接続器具との接続に使用される。

本実施形態では、高圧ＬＮＧ配管１４に適用する配管素材として、２相ステンレス材を採用する。２相ステンレス材は、オーステナイト及びフェライトの二相組織を持つ二相ステンレス鋼よりなる配管素材であり、強い耐蝕性を有している。
２相ステンレス材の具体例をあげると、ＳＵＳ３２９Ｊ４Ｌ（ＪＩＳ）、Ｓ３２５０６（ＡＮＳＩ）、ＳＵＳ３２９Ｊ３Ｌ（ＪＩＳ）、Ｓ３２２０５（ＡＮＳＩ）及びこれらの相当材がある。
このような２相ステンレス材は、従来素材のＳＵＳ３１６Ｌと比較して材質強度が高いため、配管の肉厚を薄くすることが可能になる。

図３は、２相ステンレス材（ＳＵＳ３２９Ｌ４Ｌ）及びＳＵＳ３１６Ｌについて、同一の圧力条件で必要な配管肉厚（船級規則により計算した最低必要肉厚）を示す比較図である。この比較図によれば、配管径や圧力条件にかかわらず、２相ステンレス材の配管肉厚を半分以下に低減可能なことが分かる。
このような配管肉厚の半減により、溶接開先断面積を２５％以下に低減できるため、高圧ＬＮＧ配管１４の配管溶接に要する施工時間の短縮が可能になる。

また、高圧ＬＮＧ配管１４に２相ステンレス材を使用すると、従来のＳＵＳ３１６Ｌと比較して、船舶特有の雰囲気に対する耐腐食性、すなわち、塩分濃度の高い外気による腐食に対して耐腐食性が向上するという利点もある。
また、高圧ＬＮＧ配管１４は、たとえばガス払出装置区画１５において海水に没する部分があるため、従来素材のＳＵＳ３１６Ｌと比較して、海水に対する耐腐食性が向上するという利点もある。

一方、上述した２相ステンレス材は、耐低温性を考慮していない材質であるから、高圧天然ガスが漏洩した場合、溶接部の靭性が問題となる。高圧ＬＮＧ配管１４は、内部流体（高圧天然ガス）の初期条件を０℃、１１５ＢａｒＧと仮定した場合、漏洩時の配管温度は約−１４℃まで低下することがある。このため、靭性を検証するシャルピー衝撃試験の指定試験温度を−２０℃に設定すると、２相ステンレス材を使用した高圧ＬＮＧ配管１４の場合、溶接部を全てティグ（ＴＩＧ）溶接とすれば十分な衝撃値（２７Ｊ以上）の確保が可能である。

ところで、溶接部の全てをティグ溶接にすると溶接作業時間が過大になるため、工作性を考慮すればＬＮＧ船１０のような船舶へ適用することは困難な状況にある。このため、高圧ＬＮＧ配管１４の溶接部は、ティグ溶接と比較して溶接作業時間を短縮できる炭酸ガスアーク溶接（ＣＯ_２溶接）との組合せが望ましい。
しかし、たとえば図４（ａ）に示すように、開先部のみティグ（ＴＩＧ）溶接を適用し、残りの全てにＣＯ_２溶接を適用した溶接部３０から採取した試験片３１でシャルピー衝撃試験を実施した場合、熱影響部（ＨＡＺ）及び境界部（ＢＯＮＤ）では問題がないものの、溶接金属部（ＤＥＰＯ）では、指定試験温度の−２０℃にて要求衝撃値を満足できないことが判明した。なお、この試験で使用した材料は、板厚ｔを２２ｍｍとしたＳＵＳ３２９Ｊ４Ｌの厚板である。

そこで、本実施形態の高圧ＬＮＧ配管１４では、たとえば図１（ｂ）に示すように、２相ステンレス材の配管素材１４ａ，１４ａ間を連結する溶接部２０に、１層目にティグ溶接層２１を形成した後、炭酸ガスアーク溶接層２２とティグ（ＴＩＧ）溶接層２１とを交互に形成した多層溶接が施されている。この場合、開先側の第１層目をティグ溶接層２１とすることで良好なビード（裏波）を形成し、以下炭酸ガスアーク溶接層２２及びティグ溶接層２１を肉厚方向へ交互に形成した多層溶接を施工する。

また、上述した図１（ｂ）の溶接部２０は、第１層目となるティグ溶接層２１の上に、３層の炭酸ガスアーク溶接層２２と２層のティグ（ＴＩＧ）溶接層２１とを形成し、最も外側の最終層を炭酸ガスアーク溶接層２２としているが、多層溶接の層数や最終層については、特に限定されることはなく、諸条件に応じて適宜選択すればよい。

ここで、多層溶接を施工する場合に好適な各溶接層の厚さを例示すると、１層目のティグ溶接層２１は、３〜５回程度ティグ溶接を行って５ｍｍ程度の厚さとし、２層目及び４層目の炭酸ガスアーク溶接層２２は、２回程度のＣＯ_２溶接を行って６ｍｍ程度の厚さとし、３層目及び５層目のティグ溶接層２１は、３回程度のティグ溶接を行って１ｍｍ程度の厚さとし、最終層（６層目）の炭酸ガスアーク溶接層２２は、５層目のティグ溶接層２１を覆い隠す程度とする。
なお、上述した多層溶接は、溶接時間を短縮するため、必要な靭性を確保できる範囲内において、できるだけ炭酸ガスアーク溶接層２２の割合を増すことが望ましい。

このような多層溶接を採用することにより、たとえば図４（ｂ）に示すような４層の多層溶接を施した溶接部３０Ａから試験片３１Ａを採取し、図４（ａ）と同様の条件でシャルピー衝撃試験を実施した場合、熱影響部（ＨＡＺ）及び境界部（ＢＯＮＤ）は勿論のこと、上述した溶接金属部（ＤＥＰＯ）でも指定試験温度（−２０℃）における要求衝撃値（２７Ｊ以上）を満足でき、問題が解消されていることを確認できた。

上述したシャルピー衝撃試験（シャルピーＶノッチ試験）の試験片は、ＳＵＳ３２９Ｊ４Ｌの厚板を下記のようにして溶接し、下面２ｍｍの位置から採取したものである。
１）開先形状；６０度Ｖ開先
２）溶接方法；ＴＩＧ溶接＋ＣＯ_２溶接／多層溶接（ＴＩＧ溶接＋ＣＯ_２溶接）
３）溶接方向；立向方向
なお、上記の溶接で使用したワイヤーは、「ＴＩＧ溶接＋ＣＯ_２溶接」の場合がＴＧＳ−３２９Ｅ（ＴＩＧ溶接）及びＤＷ−３２９Ｍ（ＣＯ_２溶接）であり、「多層溶接」の場合がＴＧ−３２９Ｊ４Ｌ−４０（ＴＩＧ溶接）及びＤＦＷ−３２９Ｊ４Ｌ（ＣＯ_２溶接）である。

このような高圧ＬＮＧ配管１４を採用することにより、従来のＳＵＳ３１６Ｌを使用した配管と比較して、下記の効果を得ることができる。
１）２相ステンレス材の採用により、高圧ＬＮＧ配管１４の配管肉厚を概ね５０％以上薄くできるため、配管重量の低減とともに、溶接時間の短縮等による工作性の向上が可能になる。
２）高圧ＬＮＧ配管１４の溶接部２０は、多層溶接の採用によりＣＯ_２溶接の割合を増すことで、溶接時間の短縮が可能になる。
３）高圧天然ガスの漏洩により高圧ＬＮＧ配管１４の溶接部２０が低温状態化した場合でも、溶接部２０に多層溶接を採用することにより、溶接部２０は規格要求の靭性値を満足することができる。
４）２相ステンレス材はＳＵＳ３１６Ｌより耐腐食性が高いため、塩分濃度の高い洋上雰囲気に接する高圧ＬＮＧ配管１４の耐久性や信頼性を増すことができる。
５）２相ステンレス材はＳＵＳ３１６Ｌより耐腐食性が高いため、高圧ＬＮＧ配管１４は、海水に接するガス払出装置区画１５等の特殊区画にも対応可能となる。

このように、上述した本実施形態によれば、高圧ＬＮＧ配管１４に２相ステンレス材を採用して溶接部２０を多層溶接することにより、従来の過剰な設計温度仕様を解消し、配管肉厚の薄肉化による配管重量の低減が可能となる。そして、このような高圧ＬＮＧ配管１４の薄肉化は、溶接部２０を多層溶接することにより、低温に対する十分な靭性を確保しつつ、溶接部２０の施工性を向上させることができる。
さらに、２相ステンレス材は、塩水濃度の高い雰囲気や海水に対する耐腐食性がＳＵＳ３１６Ｌより高いので、たとえばＬＮＧ船等のように海洋上で使用される浮体設備に配設される高圧ＬＮＧ配管１４に適用することで、装置の耐久性や信頼性が向上する。

ところで、上述した実施形態は、洋上でＬＮＧを取り扱う浮体設備の一例として、再ガス化装置１２を備えたＬＮＧ船１０を例示して説明したが、たとえば図２に示すＬＮＧ船１０Ａのように、ＬＮＧ液化装置１７を備えた浮体設備にも適用可能である。この場合の高圧ＬＮＧ配管１４Ａは、陸上施設等の船外から高圧の天然ガスを導入してＬＮＧ液化装置１７へ導く配管流路であり、上述した高圧ＬＮＧ配管１４と同様に、２相ステンレス材を採用して溶接部２０が多層溶接されている。
なお、図２に示すＬＮＧ船１０Ａにおいて、図中の符号１３ＡはＬＮＧ配管、１８は接続器具であり、図１と同様の部分には同じ符号を付し、その詳細な説明は省略する。

すなわち、上述した本実施形態の高圧ＬＮＧ配管１４，１４Ａは、ＬＮＧ再ガス化装置１２を備えたＬＮＧ船（ＳＲＶ）１０や、ＬＮＧ液化装置１７を備えたＬＮＧ船（ＦＳＲＵ）１０Ａ等のように、海洋上でＬＮＧを取り扱う浮体設備（ＦＬＮＧ）で高圧の天然ガスを流すのに好適な配管構造である。
なお、本発明は上述した実施形態の高圧天然ガスに限定されることはなく、たとえば液化石油ガス（ＬＰＧ）が気化した高圧ガス等を取り扱う配管にも適用可能であるなど、その要旨を逸脱しない範囲内において適宜変更することができる。

１０，１０ＡＬＮＧ船
１１ＬＮＧタンク
１２ＬＮＧ再ガス化装置
１３ＬＮＧ配管
１４，１４Ａ洋上高圧天然ガス配管（高圧ＬＮＧ配管）
１５ガス払出装置区画
１６，１８接続器具
１７ＬＮＧ液化装置
２０溶接部
２１ティグ溶接層
２２炭酸ガスアーク溶接層

Claims

ガスの液化及び／または液化ガスの再ガス化を行う装置を備えた浮体設備に配設されて気化したガスを取り扱う洋上高圧ガス配管構造であって、
配管素材として２相ステンレス材を用い、
前記配管素材の溶接部に、１層目にティグ（ＴＩＧ）溶接層を形成したことを特徴とする洋上高圧ガス配管構造。
前記配管素材の溶接部に、１層目にティグ（ＴＩＧ）溶接層を形成した後、炭酸ガスアーク溶接層と前記ティグ溶接層とを交互に形成した多層溶接が施されていることを特徴とする請求項１記載の洋上高圧ガス配管構造。