WO2023067741A1 - 洋上設備 - Google Patents

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WO2023067741A1
WO2023067741A1 PCT/JP2021/038817 JP2021038817W WO2023067741A1 WO 2023067741 A1 WO2023067741 A1 WO 2023067741A1 JP 2021038817 W JP2021038817 W JP 2021038817W WO 2023067741 A1 WO2023067741 A1 WO 2023067741A1
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WO
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liquefied gas
tank
floor
lng
main body
Prior art date
Application number
PCT/JP2021/038817
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
保夫 都築
維史 金山
徹 長田
Original Assignee
日揮グローバル株式会社
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 日揮グローバル株式会社 filed Critical 日揮グローバル株式会社
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Priority to PCT/JP2021/038817 priority patent/WO2023067741A1/ja
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Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E02—HYDRAULIC ENGINEERING; FOUNDATIONS; SOIL SHIFTING
    • E02B—HYDRAULIC ENGINEERING
    • E02B17/00—Artificial islands mounted on piles or like supports, e.g. platforms on raisable legs or offshore constructions; Construction methods therefor
    • E02B17/04—Equipment specially adapted for raising, lowering, or immobilising the working platform relative to the supporting construction

Definitions

  • the present invention relates to a technology for detaching a liquefied gas pump from a liquefied gas tank installed on an offshore facility.
  • NG natural gas
  • a main body such as a hull is placed on the sea, and a plant that liquefies NG on the main body (liquefied natural gas plant , hereinafter also referred to as "LNG (Liquefied Natural Gas) plant"), a facility called FLNG (Floating LNG) is known (for example, Patent Document 1).
  • LNG Liquefied Natural Gas
  • an LNG tank that stores the liquefied LNG at the LNG plant. Furthermore, an LNG pump for discharging LNG is inserted inside the LNG tank.
  • the LNG pump which is a moving device, is periodically removed from the LNG tank for maintenance when trouble occurs or for periodic inspection.
  • the present invention provides a technology that secures a space for attaching and detaching a liquefied gas pump from a liquefied gas tank while suppressing an increase in the height of the frame arranged on the upper surface of the main body of the offshore facility.
  • the offshore facility of the present invention is an offshore facility equipped with a liquefied gas tank for storing liquefied gas, a main body disposed on the sea and having the liquefied gas tank formed therein; a tank dome provided on the upper surface of the main body and serving as a lead-out position for a pipe connected to the liquefied gas tank; a liquefied gas pump inserted into the liquefied gas tank through an insertion port provided in the tank dome; a frame provided on the upper surface of the main body for installing equipment related to the handling of the liquefied gas, the frame having a floor facing the upper surface of the main body; and an opening formed in the floor on a transfer path for vertically transferring the liquefied gas pump through the tank dome between the liquefied gas tank and the outside.
  • the offshore facility may include the following features.
  • (a) The height dimension between the upper surface of the main body and the floor of the frame is equal to the height dimension of the tank dome and the height dimension of the liquefied gas pump along the transfer direction from the tank dome. and a height occupied by holding equipment for holding the liquefied gas pump for carrying out the transfer operation.
  • (b) The main body has a planar shape that is longer in the ship's longitudinal direction than in the ship's width direction, and a plurality of the tank domes are arranged at intervals along the ship's longitudinal direction on the upper surface of the main body. and the frame is provided along the arrangement direction of the plurality of tank domes, and the openings are formed in the floor corresponding to the plurality of tank domes.
  • a plurality of openings are formed in the floor corresponding to each of the plurality of tank domes.
  • the common opening is formed in the floor so as to extend along the arrangement direction of the plurality of tank domes.
  • a transport path for transporting the liquefied gas pump transferred to the outside through the opening is provided on the upper surface side of the floor.
  • a holding device is provided above the opening to hold the liquefied gas pump transferred to the outside through the opening, and the holding device is formed with the opening on the upper surface of the floor.
  • the frame is a pipe rack that holds a plurality of pipes through which fluid handled in the offshore facility flows, and the pipe rack has a planar shape that is longer in the longitudinal direction than in the transverse direction of the main body. It is provided so as to extend along the ship's longitudinal direction.
  • the pipe rack has a plurality of layers, the floor constitutes the first layer of the pipe rack, and the pipes are held in the second and higher layers. Further, a plurality of the liquefied gas tanks are formed in the main body, and the liquefied gas tanks are arranged in a row along the longitudinal direction of the ship, and the pipe racks are arranged in a row.
  • the floor of the frame provided on the upper surface of the main body of the offshore facility is provided with an opening for passing the liquefied gas pump to be transferred. Therefore, it is not necessary to secure a space between the upper surface of the main body and the floor of the frame for attaching and detaching the liquefied gas pump, and the height of the frame can be suppressed.
  • FIG. 10 is a vertical cross-sectional view of a FLNG according to a conventional example
  • 1 is a schematic diagram of an FLNG according to an embodiment
  • FIG. 1 is a vertical cross-sectional view of an FLNG according to an embodiment
  • FIG. 1 is an enlarged longitudinal sectional view of FLNG according to an embodiment
  • FIG. 4 is an enlarged plan view of the FLNG according to the embodiment
  • FIG. 10 is a vertical cross-sectional view of an FLNG according to a second embodiment
  • a turret 12 which is a mooring facility, is provided on the bow side of a hull 10, which is a main body arranged on the sea.
  • the turret 12 is connected to mooring lines for mooring the hull 10, and is connected to risers for underwater transportation of mined natural gas (NG) (mooring lines and risers are not shown).
  • NG mined natural gas
  • the direction in which the turret 12 is provided is assumed to be the front of the hull 10 .
  • a flare stack 14 for burning surplus gas generated in the LNG plant 2, the LNG tank 11, etc., is provided on the main body of the hull 10, for example, at a position closer to the port side on the bow side.
  • the hull 10 has a planar shape that is longer in the longitudinal direction than in the transverse direction.
  • a pipe rack 22 is provided in the center region of the hull 10 in the width direction so as to extend along the length of the hull 10 .
  • the pipe rack 22 is a frame that holds a plurality of plant pipes 221 through which various fluids handled in the FLNG 1a flow.
  • the pipe rack 22 is composed of a plurality of layers, and the first layer is a passageway 223 through which workers pass.
  • the areas adjacent to the left and right sides of the pipe rack 22 are plant placement areas 20 in which the equipment that constitutes the LNG plant 2 is placed (Fig. 1(c)).
  • the LNG plant 2 corresponds to a gas processing facility that liquefies NG and produces LNG, which is a liquefied gas.
  • a plurality of modules 21 constituting the LNG plant 2 are arranged side by side in the front-rear direction in each of these plant arrangement areas 20 .
  • a module 21 is a divisional unit that incorporates a group of devices that constitute a processing unit that performs various processes for NG within a common frame (equipment frame).
  • static equipment such as towers and heat exchangers, dynamic equipment such as pumps, connection pipes connecting each static equipment and dynamic equipment, and pipes on the pipe rack 22 side, etc.
  • a large number of equipment constituting the LNG plant 2 are arranged.
  • the module 21 may be built in a factory separate from the dock where the LNG tank 11 is constructed, and installed on the LNG tank 11 after the frame of the LNG tank 11 is completed. These modules 21 are arranged above a tank dome 110 (to be described later) via column bases 211 arranged on the deck of the hull 10 .
  • the frame that constitutes the pipe rack 22 and holds the plant piping 221 and the frame that constitutes the module 21 and holds the equipment of the LNG plant 2 are each mounted on the upper surface of the hull 10 in order to install equipment related to LNG handling.
  • equipment for handling LNG refers to pretreatment of NG, liquefaction treatment, transport of NG and LNG, as well as pretreatment and liquefaction. It also includes equipment related to the supply and utilization of utilities such as steam, seawater and air.
  • the process units that make up the LNG plant 2 include a gas-liquid separation unit that separates the liquid contained in the NG received from the riser, a pretreatment unit that removes acid gases (carbon dioxide, hydrogen sulfide, etc.), moisture, and mercury.
  • a gas-liquid separation unit that separates the liquid contained in the NG received from the riser
  • a pretreatment unit that removes acid gases (carbon dioxide, hydrogen sulfide, etc.), moisture, and mercury.
  • Examples include a distillation separation section for obtaining methane by distillation separation of NG from which impurities have been removed, and a liquefaction section for liquefying methane.
  • a living portion 13 is provided at a position on the rear side of the area where the modules 21 and the pipe racks 22 are provided.
  • a plurality of LNG tanks 11 are formed within the main body of the hull 10.
  • the LNG tank 11 is configured by a membrane type tank. These LNG tanks 11 correspond to liquefied gas tanks.
  • the hull 10 is divided into a plurality of LNG tanks 11 in the ship width direction. Further, a plurality of rows of LNG tanks 11 are arranged by arranging a plurality of sets of these LNG tanks 11 arranged in the ship width direction along the ship length direction.
  • FIG. 2 is a longitudinal front view of the FLNG 1a viewed from the position A-A' in FIG. 1(c).
  • a tank dome 110 is installed on the upper surface side of each LNG tank 11 .
  • the tank dome 110 is a drawing position where various pipes (loading pipes, offloading pipes, rundown pipes, vapor pipes, etc.) connected to the LNG tank 11 are drawn out to the upper surface side of the hull 10 .
  • the tank dome 110 is provided at a position that penetrates the ceiling of the LNG tank 11 body, and includes, for example, a cylindrical or rectangular dome body to which these pipes are attached, opening/closing valves for each pipe, and the like.
  • the height dimension of the tank dome 110 is the height from the upper surface of the hull 10 to the upper surface of the flange installed on the upper surface of the tank dome 110.
  • the height dimension of the tank dome 110 may be the height up to the upper surface of the flange installed in the opening for taking in and out the LNG pump 151 .
  • the height dimension of the tank dome 110 is 0.5 to 2.5 meters.
  • FIG. 2 shows a state in which only one offloading pipe 152 for discharging LNG from each LNG tank 11 using an LNG pump 151 is connected to the tank dome 110 .
  • a plurality of pipes are drawn out to the upper surface side of the hull 10 via the tank dome 110 .
  • the modules 21 constituting the LNG plant 2 are supported on a raised floor via column bases 211 provided on the deck of the hull 10 to avoid interference with the tank dome 110 .
  • the LNG pump 151 corresponds to the liquefied gas pump of this example, and has a cylindrical external configuration with an axial length of about 2 to 3 meters.
  • the height dimension of the LNG pump 151 is the height from the lower end to the upper end when the LNG pump 151 is standing in the transfer direction (vertical direction) (corresponding to "h b " in FIG. 7). Further, when the LNG pump 151 is lifted by the trolley crane 32 described later, if it is suspended by a holder such as a hook, the height dimension of the LNG pump 151 is the height from the bottom end to the tip of the hook. There may be.
  • the tank dome 110 is fitted with a tubular column 153 which is inserted so as to be suspended towards the lower region within the LNG tank 11 .
  • the LNG pump 151 is inserted into the column 153 in a vertical position with its axial direction directed vertically, and is mounted at its lower end position.
  • a foot valve 154 is provided that is pushed down and opened when the LNG pump 151 is attached (see the LNG tank 11 on the left side in FIG. 2).
  • the hose-shaped offloading pipe 152 is connected, and the upper end of the offloading pipe 152 is connected to the tank dome 110 to remove the LNG from the LNG tank 11 .
  • An off-loading mechanism is configured for exiting.
  • the pipes drawn out to the upper surface side of the hull 10 through the tank dome 110 are connected to various main pipes.
  • the offloading pipe 152 is connected to an offloading main that leads to a loading arm (not shown) that discharges LNG toward an LNG carrier (not shown).
  • the rundown pipe is connected to a rundown main pipe that allows the LNG liquefied in the liquefaction section of the LNG plant 2 to flow into each LNG tank 11 .
  • piping through which fluid flowing in and out of the LNG tank 11, such as the main pipe for offloading and the main pipe for rundown is referred to as a main pipe 222. As shown in FIG.
  • the branch pipe is also called a connecting pipe 111 .
  • the insertion port of the LNG pump 151 provided in the tank dome 110 is opened.
  • the offloading piping 152 is then removed from the tank dome 110 and the LNG pump 151 and the column 153 is withdrawn.
  • the lift cable 31 for lifting the LNG pump 151 is attached to the LNG pump 151 .
  • the LNG pump 151 is lifted from the mounting position and the foot valve 154 is closed. Further, the lift cable 31 is hoisted and moved upward within the LNG pump 151 within the column 153 .
  • a trolley crane 32 is installed above the tank dome 110 . Since the configuration of the trolley crane 32 includes a configuration common to that shown in the embodiment described using FIG. 7, it will also be described with reference to FIG.
  • the trolley crane 32 includes a laterally extending beam 321 and a trolley 322 configured laterally movable along the beam 321 .
  • the trolley 322 includes a chain block 323 which is a hoisting mechanism having a holder 325 such as a hook and a chain 324 to which the holder 325 is attached.
  • the chain block 323 is suspended and supported by the trolley 322 .
  • FIG. 7 omits illustration of the hand chain for operating the chain block 323 and the load chain of the hoisted portion.
  • the LNG pump 151 is transferred using two sets of the trolley 322 and the chain block 323 .
  • the LNG pump 151 extracted from the column 153 is delivered to the chain block 323 of the trolley 322 on one side. After that, the lift cable 31 is removed from the LNG pump 151 . Furthermore, after attaching the chain block 323 of the other trolley 322 to the lower side of the LNG pump 151, the LNG pump 151 is turned over by lifting the lower side.
  • the hoisting mechanism for the lift cable 31 and the trolley crane 32 are provided separately, and the LNG pump 151 is delivered from the lift cable 31 to the trolley crane 32.
  • a method of providing a hoist for the lift cable 31 to the trolley crane 32 and using the trolley crane 32 to directly pull up the LNG pump 151 may be adopted.
  • the beam 321 of the trolley crane 32 is arranged on the lower surface side of the floor 212 of the module 21 (see also the enlarged view of FIG. 5, which will be described later). Also, the beam 321 is provided so as to extend in the ship width direction toward the side area of the module 21, which serves as a transport path for transporting the LNG pump 151 toward the maintenance area.
  • the trolley crane 32 moves the chain block 323 by means of the trolley 322 so that the LNG pump held sideways is directed to a transfer position to another conveying device (not shown) waiting on the conveying path. 151 is transferred. After that, the chain block 323 is operated to lower the LNG pump 151 and transfer it to the transport device. Further, as described above, when mounting the LNG pump 151, the mounting work is performed in the reverse order of the above-described removal work.
  • the height dimension h0 of the space in which the work is performed is the height dimension of the open tank dome 110 and the height of the LNG pump 151 along the transfer direction from the tank dome 110.
  • the total size of the height dimension and the height dimension occupied by the trolley crane 32 for transferring the LNG pump 151 or more must be secured. Therefore, the height dimension h 0 of the space is, for example, about 7 to 7.5 meters.
  • the LNG pump 151 When the LNG pump 151 is attached and detached between the upper surface of the hull 10 on which the tank dome 110 is provided and the lower surface of the module 21 (the floor 212 described later) as in the conventional FLNG 1a shown in FIG. , it is necessary to secure the above-mentioned working space.
  • the module 21 in which many devices are arranged is supported by the column base 211 in order to secure a space with a height of 7 meters or more, and the base end of the column base 211 to the upper end of the module 21, the height dimension of the entire structure becomes large.
  • the height dimension widely affects various issues such as the construction cost and construction schedule of the FLNG 1a, as well as the stability of the offshore facility arranged on the sea. For this reason, structures such as the modules 21 and the pipe racks 22 that are provided on the hull 10 are required to secure a work space for attaching and detaching the LNG pump 151 while suppressing an increase in height.
  • the FLNG 1 is arranged facing the upper surface of the hull 10.
  • the upper surface side of the floor 224 of the frame (pipe rack 22 in the example shown in FIGS. 4 and 5) is provided with the work space described above.
  • a specific configuration example of the FLNG 1 will be described below with reference to FIGS. 3 to 7.
  • FIG. In each of the FLNGs 1 and 1b described below with reference to FIGS. may be omitted.
  • a plurality of LNG tanks 11 formed in a hull 10 have a single array structure arranged in a line along the longitudinal direction of the ship.
  • the tank width of each LNG tank 11 is set within a range in which the influence of sloshing does not occur.
  • the configuration is different from that of the FLNG 1a shown in FIG. 1(a) and 1(b), except for the height from the upper surface of the hull 10 to the upper ends of the modules 21 and the pipe racks 22. Since it is almost the same as that described above, re-description is omitted.
  • tank domes 110 of the LNG tanks 11 are arranged side by side along the longitudinal direction of the hull, for example, in the central region in the forward width direction of the hull. By providing the tank dome 110 in the central region, the LNG in the LNG tank 11 can be drawn out evenly.
  • FIGS. 4 and 5 in the FLNG 1 of this example, a frame that constitutes the pipe rack 22 is provided so as to extend along the row of the tank dome 110 .
  • 4 is a longitudinal front view of the FLNG 1 viewed from the position of B-B' in FIG. 3
  • FIG. 5 is an enlarged view of FIG. 6 is an enlarged plan view of the vicinity of the pipe rack 22 in FIG. 5, showing a state looking down on the floor 224 of the pipe rack 22 from the height position where the trolley crane 32, which will be described later, is provided.
  • FIG. 7 is an enlarged view of the trolley crane 32 holding the LNG pump 151 .
  • the pipe rack 22 is configured in multiple layers (four layers in the example shown in FIG. 4), and the tank dome 110 is arranged between the upper surface of the hull 10 and the lower surface of the floor 224 that constitutes the first layer.
  • the first floor of the pipe rack 22 serves as a passageway 223 for workers to pass through, and also serves as a work space for performing the attachment/detachment work of the LNG pump 151 .
  • the configuration necessary for performing the detachment work on the first layer will be described later.
  • Plant pipes 221 are held on the second and higher layers of the pipe rack 22 .
  • FIGS. 3 to 5 areas adjacent to the left and right sides of the pipe rack 22 are plant layout areas 20 in which the equipment that constitutes the LNG plant 2 is disposed.
  • a plurality of modules 21 constituting the LNG plant 2 are arranged side by side in the front-rear direction.
  • an opening 225 is provided in the floor 224 of the first layer of the pipe rack 22 .
  • the opening 225 is provided on a transfer path for transferring the LNG pump 151 vertically through the tank dome 110 between the LNG tank 11 and the outside thereof.
  • the opening 225 is configured as a rectangular opening large enough to allow the LNG pump 151, which is vertically transported vertically, to pass through.
  • a plurality of openings 225 are provided corresponding to the arrangement positions of the plurality of tank domes 110 arranged side by side along the ship's longitudinal direction. That is, the opening 225 is provided at a position overlapping the tank dome 110 in the vertical direction.
  • the opening 225 may be configured to be openable and closable with a lid, or may be configured to be always open without providing a lid. If no lid is provided, the perimeter of the opening 225 may be surrounded by a fence to ensure safety.
  • the opening 225 is not limited to a rectangular configuration as in the example shown in FIG.
  • a slit-shaped common opening 225 (not shown) may be provided so as to extend along the arrangement direction of the plurality of tank domes 110 .
  • fences may be provided along each side of the slit-shaped opening 225 for safety.
  • a trolley crane 32 is provided above the opening 225 that opens upward from the tank dome 110 .
  • the trolley crane 32 is installed, for example, on the lower surface side of the floor 228 of the second floor of the pipe rack 22 .
  • the trolley crane 32 is suspended by the beam 321 provided along the floor 228, the trolley 322 configured to be laterally movable along the beam 321, and the trolley 322. and a chain block 323 .
  • the trolley crane 32 corresponds to the holding device of this example.
  • the first layer floor 224 of the pipe rack 22 and the floor 212 of the module 21 are provided at substantially the same height, and their edges are close to each other. are placed. With this configuration, a passage 223 extending to the module 21 side is formed in the first layer of the pipe rack 22 .
  • a transport path 227 is set for transporting the LNG pump 151 toward the maintenance area using another transport device.
  • the trolley crane 32 already described is configured to be able to transfer the LNG pump 151 between the position above the opening 225 and the transfer position with the transfer device set on the transfer path 227. Also good.
  • the beam 321 of the trolley crane 32 may be shortened compared to the examples shown in FIGS. That is, this example is suitable when there is a sufficient space between the opening 225 and the conveying path 227, and the LNG pump 151 is lowered on the passage 223 and transported to the conveying path 227 using a trolley or the like. good too. Thereby, the overhang of the beam 321 can be suppressed, and the structure of the trolley crane 32 can be simplified.
  • the trolley 322 provided in the trolley crane 32 from the viewpoint of transferring the LNG pump 151 has the function of the transfer mechanism of this example.
  • the FLNG 1 having the configuration described above can carry out the attachment/detachment work of the LNG pump 151 described using FIG. That is, the LNG pump 151 is pulled up after the lift cable 31 is attached, extracted from the column 153, transferred to the trolley crane 32, changed in attitude, and moved to the transfer position where the transport device (not shown) is waiting. Transfer and delivery of the LNG pump 151 can be performed within the first level of the pipe rack 22 . It should be noted that the attitude of the pump 151 does not necessarily have to be changed. In this case, as exemplified in FIG. 7, the pump 151 may be moved in a vertically oriented state and then horizontally oriented when transferred to another conveying device. Also, when mounting the LNG pump 151 , the mounting work can be performed in the first floor of the pipe rack 22 in a procedure opposite to the removal work described above.
  • the first floor of the pipe rack 22 is a passageway 223 for workers to pass through, making it a space with few equipment layouts.
  • the first floor of the pipe rack 22 is also used as a space for transporting equipment to be maintained that has been taken out of the module 21, it has conventionally been configured as a space having a height of about 7 meters.
  • the tank dome 110 is arranged on the lower surface side of the pipe rack 22, and furthermore, the LNG pump 151 is transferred above the tank dome 110.
  • An opening 225 is provided at the position.
  • a piping tray 226 and a cable tray 242 are arranged between the upper surface of the hull 10 and the lower surface of the module 21.
  • the piping tray 226 is a stand that holds the aforementioned main piping 222 through which the fluid flows into and out of the LNG tank 11, and the electrical cable 241 holds the electrical cable 241 for supplying power to the power consumption equipment. It is a table.
  • the main pipe 222 held in the pipe tray 226 is connected to the LNG tank 11 side pipe provided in the tank dome 110 via the connecting pipe 111 .
  • the height dimension h between the upper surface of the hull 10 and the lower surface of the module 21 is is suppressed to a range of about 4 to 5.5 meters.
  • This height dimension h is based on the height dimension of the tank dome 110, the height dimension of the LNG pump 151 along the transfer direction from the tank dome 110, and the transfer work of the LNG pump 151 described using FIG. less than the combined height dimension occupied by the trolley crane 32 to carry out.
  • the transfer mechanism such as the trolley crane 32 holds the LNG pump 151 vertically
  • a part of the equipment constituting the trolley crane 32 is positioned at a height overlapping the LNG pump 151 and the tank dome 110. may be placed.
  • the above-mentioned "occupied height dimension” refers to the height dimension of the area occupied by the holding device alone after excluding the height of the overlapping area. .
  • the trolley crane 23 also includes a beam 321, a trolley 322 and a chain block 323 as previously described.
  • the “height dimension occupied by the holding device” means the height from the upper end of the beam 321 of the trolley crane 32 to the lower end of the holding device (such as a hook) 325 of the chain block 323 (“h a ” in FIG. 7). ).
  • the “height dimension occupied by the holding equipment” is the length of the lift cable 31 when the trolley crane 32 holds the LNG pump 151 and the lift cable 31 is fully wound, and is 1 to 2.5 meters.
  • the LNG pump 151 can be attached and detached within the height range of the first floor of the pipe rack 22 which has been used as the passage 223 in the past. It is possible to reduce the height of the structure by about 2 to 3 meters.
  • the FLNG 1 has the following effects.
  • An opening 225 is provided in the floor 224 of the pipe rack 22 , which is a frame provided on the upper surface of the hull 10 , for passing the LNG pump 151 to be transferred. Therefore, there is no need to secure a space between the upper surface of the hull 10 and the floor 224 of the pipe rack 22 for attaching and detaching the LNG pump 151, thereby suppressing heightening of the pipe rack 22 and the module 21. be able to.
  • the working space in which the LNG pump 151 is attached and detached is not limited to being provided in the pipe rack 22 .
  • the floor 212 of each module 21 An opening 213 may be formed over which the trolley crane 32 may be positioned.
  • the LNG plant 2 may be constructed in a so-called stick-built manner, with the components arranged individually on the deck of the hull 10 . It is also not an essential requirement to provide modules 21 or stick-built equipment along both of the two long sides of the pipe rack 22 . As long as the components of the LNG plant 2 are arranged along at least one long side of the pipe rack 22, it is included in the technical scope of the present embodiment.
  • the offshore facility where the LNG plant according to the embodiment is installed is not limited to this example.
  • the LNG plant according to the embodiment may be provided on a bottom-bottomed structure (GBS) or on a platform fixed to the bottom of the sea.
  • GGS bottom-bottomed structure
  • “on the sea” is not limited to the sea, and may be on the sea such as a lake.
  • the liquefied gas stored in the liquefied gas tank is not limited to LNG or heavy components separated and recovered from NG.
  • liquefied ammonia, liquefied hydrogen, or LPG Liquefied Petroleum Gas
  • the present invention can also be applied to gas processing facilities for liquefying ammonia, hydrogen, propane, or butane.

Landscapes

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  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Civil Engineering (AREA)
  • Structural Engineering (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)

Abstract

【課題】洋上設備の上面に配置される架構の高背化を抑制しつつ、液化ガスタンクからの液化ガスポンプの脱着作業を行う空間を確保する技術を提供する。 【解決手段】洋上設備１は、洋上に配置され、液化ガスタンク１１が形成された本体部１０と、本体部１０の上面に設けられ、配管の引き出し位置であるタンクドーム１１０とを備え、液化ガスポンプはタンクドーム１１０に設けられた挿入口を介して液化ガスタンク１１内に挿入される。さらに本体部１０の上面には、本体部１０の上面と対向して配置される床部２２４を備えた架構２２が設けられ、当該床部２２４には、液化ガスタンク１１と外部との間で、液化ガスポンプ１５１を上下方向へ移送する移送経路上に開口部２２５が形成されている。

Description

洋上設備
　本発明は、洋上設備に設けられた液化ガスタンクから液化ガスポンプを脱着する技術に関する。
　ガス田から産出された天然ガス（ＮＧ：Natural Gas）の液化処理を行う洋上設備として、洋上に船体などの本体部を配置し、当該本体部上にＮＧの液化を行うプラント（液化天然ガスプラント、以下「ＬＮＧ（Liquefied Natural Gas）プラント」ともいう）を設けたＦＬＮＧ（Floating LNG）と呼ばれる設備が知られている（例えば特許文献１）。
　ＦＬＮＧを構成する本体部の内部には、ＬＮＧプラントにて液化したＬＮＧを貯蔵するＬＮＧタンクが設けられている。さらにＬＮＧタンクの内部には、ＬＮＧを払い出すためのＬＮＧポンプが挿入されている。動機器であるＬＮＧポンプは、トラブル発生の際や、定期検査のために、定期的にＬＮＧタンクから取り出してメンテナンスが行われる。
　一方で、ＦＬＮＧにおいては面積が限られている本体部、即ちＬＮＧタンクの上面に、ＬＮＧプラントなどを構成する多数の機器が配置されている。このため、ＬＮＧタンク上にＬＮＧプラントを設けるにあたっては、ＬＮＧプラントの構成機器の効率的な配置を妨げることを避けつつ、ＬＮＧタンクからのＬＮＧポンプの脱着作業を行う空間を確保しなければならない。
国際公開第２０２０／１２９１４８号
　本発明は、洋上設備の本体部の上面に配置される架構の高背化を抑制しつつ、液化ガスタンクからの液化ガスポンプの脱着作業を行う空間を確保する技術を提供する。
　本発明の洋上設備は、液化ガスを貯蔵する液化ガスタンクを備えた洋上設備において、
　洋上に配置され、内部に前記液化ガスタンクが形成された本体部と、
　前記本体部の上面に設けられ、前記液化ガスタンクに繋がる配管の引き出し位置であるタンクドームと、
　前記タンクドームに設けられた挿入口を介して前記液化ガスタンク内に挿入された液化ガスポンプと、
　前記液化ガスの取り扱いに係る機器を設置するために前記本体部の上面に設けられ、当該本体部の上面と対向して配置される床部を備えた架構と、
　前記液化ガスタンクと外部との間で、前記タンクドームを介して前記液化ガスポンプを上下方向へ移送する移送経路上にある前記床部に形成された開口部と、を備えたことを特徴とする。
　前記洋上設備は、以下の特徴を備えてもよい。　
（ａ）前記本体部の上面と、前記架構の床部との間の高さ寸法は、前記タンクドームの高さ寸法と、前記タンクドームからの移送方向に沿った前記液化ガスポンプの高さ寸法と、前記移送作業を行うために前記液化ガスポンプを保持する保持機器が占有する高さ寸法との合計寸法よりも短いこと。　
（ｂ）前記本体部は、船幅方向よりも船長方向に長い平面形状を有し、前記本体部の上面には、前記船長方向に沿って、複数の前記タンクドームが間隔を開けて配置されていることと、前記架構は、前記複数のタンクドームの配置方向に沿って設けられ、前記床部には、前記複数のタンクドームに対応させて、前記開口部が形成されていること。このとき、前記床部には、前記複数のタンクドームの各々に対応させて、複数の前記開口部が形成されていること。または、前記床部には、前記複数のタンクドームの配置方向に沿って延在するように、共通の前記開口部が形成されていること。また、前記床部の上面側には、前記開口部を介して外部に移送された前記液化ガスポンプを搬送するための搬送路が設けられていること。　
（ｃ）前記開口部の上方には、前記開口部を介して外部に移送された前記液化ガスポンプを保持する保持機器が設けられ、前記保持機器は、前記床部の上面における前記開口部が形成された位置の側方に設定された位置であって、他の搬送装置に対して前記液化ガスポンプの受け渡しを行うための受け渡し位置まで移動して、前記液化ガスポンプの移送を行うための移送機構を備えていること。
（ｄ）前記架構は、前記洋上設備内で取り扱われる流体が流れる複数の配管を保持するパイプラックであり、当該パイプラックは、船幅方向よりも船長方向に長い平面形状を有する前記本体部の前記船長方向に沿って延在するように設けられていること。　
（ｅ）（ｄ）において前記パイプラックは、複数階層を有し、前記床部は、前記パイプラックの第１階層を構成し、前記配管は第２階層以上の階層に保持されること。さらに、前記本体部内には、複数の前記液化ガスタンクが形成され、これらの液化ガスタンクは、前記船長方向に沿って１列に配列されていることと、前記パイプラックは、１列に配列された前記複数の液化ガスタンクに設けられた前記タンクドームの列に沿って延在するように設けられていること。　
（ｆ）（ｄ）において前記本体部の上面には、前記船長方向に沿って延在するように設けられた前記パイプラックの少なくとも一方の長辺に沿って、ガスを液化する処理に関わるガス処理設備を構成する複数の機器が配置されていること。さらに、前記ガス処理設備を構成する前記複数の機器は、これらの機器を収容し前記本体部の上面と対向して配置される床部を有する機器用架構内に配置されていることと、前記機器用架構の床部と、前記本体部の上面との間には、前記機器用架構内に配置されている機器と、前記液化ガスタンクとを接続する取り合い配管が配置されていること。
　本発明によれば、洋上設備の本体部の上面に設けられる架構の床部に、移送対象の液化ガスポンプを通過させるための開口部が設けられている。このため、本体部の上面と架構の床部と間に、液化ガスポンプの脱着作業を行うための空間を確保する必要がなく、架構の高背化を抑制することができる。
従来例に係るＦＬＮＧの模式図である。 従来例に係るＦＬＮＧの縦断面図である。 実施形態に係るＦＬＮＧの模式図である。 実施形態に係るＦＬＮＧの縦断面図である。 実施形態に係るＦＬＮＧの拡大縦断面図である。 実施形態に係るＦＬＮＧの拡大平面図である。 トロリークレーンの構成例を示す側面図である。 第２の実施形態に係るＦＬＮＧの縦断面図である。
　初めに、図１を参照しながら洋上設備であるＦＬＮＧ１ａの従来構成を説明する。　
　このＦＬＮＧ１ａにおいて、洋上に配置される本体部であるハル（Hull）１０の船首側には、係留設備であるタレット１２が設けられている。タレット１２は、係留索に接続されてハル１０の係留を行うと共に、採掘された天然ガス（ＮＧ）の水中輸送を行うライザーが接続されている（係留索やライザーは不図示）。以下、タレット１２が設けられている向きをハル１０の前方として説明を行う。　
　ハル１０の本体上の例えば船首側左舷寄りの位置には、ＬＮＧプラント２やＬＮＧタンク１１などで発生した余剰なガスを燃焼するためのフレアスタック１４が設けられている。
　図１（ｂ）、（ｃ）に示すように、ハル１０は、船幅方向よりも船長方向に長い平面形状を有している。そしてハル１０の船幅方向の中央領域には、ハル１０の船長方向に沿って延在するようにパイプラック２２が設けられている。図２に示すように、パイプラック２２は、ＦＬＮＧ１ａ内で取り扱われる各種の流体が流れる複数のプラント配管２２１を保持する架構である。パイプラック２２は、複数階層に構成され、その第１階層は、作業員が通行する通路２２３となっている。
　パイプラック２２の左右両脇に隣接する領域は、ＬＮＧプラント２を構成する機器が配置されるプラント配置領域２０となっている（図１（ｃ））。ＬＮＧプラント２は、ＮＧを液化して、液化ガスであるＬＮＧの生産を行うガス処理設備に相当する。これらのプラント配置領域２０には、各々、ＬＮＧプラント２を構成する複数のモジュール２１が前後方向に並べて設けられている。
　例えばモジュール２１は、共通の架構（機器用架構）内に、ＮＧに対する各種処理などを行うプロセス部を構成する機器群を組み込んだ区分単位である。各モジュール２１内には、塔槽や熱交換器などの静機器、ポンプなどの動機器、各静機器と動機器の間や、パイプラック２２側の配管との間を接続する接続配管など、ＬＮＧプラント２を構成する多数の機器が配置される。　
　例えばモジュール２１は、ＬＮＧタンク１１の建造が行われるドックとは別の工場で建造され、ＬＮＧタンク１１の躯体の完成後、ＬＮＧタンク１１上に設置されてもよい。これらのモジュール２１は、ハル１０の甲板上に配置された柱脚部２１１を介して、後述のタンクドーム１１０の上方側の位置に配置される。
　ここでパイプラック２２を構成しプラント配管２２１を保持する架構、モジュール２１を構成しＬＮＧプラント２の機器を保持する架構は、各々、ＬＮＧの取り扱いに係る機器を設置するためにハル１０の上面に設けられている。本明細書の説明において、「ＬＮＧの取り扱いに係る機器」とは、以下に説明するＮＧの前処理、液化処理、ＮＧやＬＮＧの輸送の他、前処理や液化処理に伴って利用される、蒸気、海水や空気などの用役の供給、利用に係る機器も含んでいる。
　ＬＮＧプラント２を構成するプロセス部としては、ライザーから受け入れたＮＧに含まれる液体を分離する気液分離部、酸性ガス（二酸化炭素や硫化水素など）や水分、水銀の除去を行う前処理部、不純物が除去されたＮＧの蒸留分離を行い、メタンを得る蒸留分離部、メタンの液化を行う液化部などを例示することができる。　
　さらにモジュール２１やパイプラック２２が設けられている領域よりも後方側の位置には、居住部１３が設けられている。
　また、図１（ａ）、（ｃ）、図２に示すように、ハル１０の本体内には、複数のＬＮＧタンク１１が形成されている。例えばＬＮＧタンク１１は、メンブレン方式のタンクにより構成されている。これらのＬＮＧタンク１１は、液化ガスタンクに相当する。　
　このＦＬＮＧ１ａにおいては、スロッシングの発生を抑制し、またハル１０内の空間を効率的に使用する観点から、ハル１０を船幅方向に複数に分割して複数のＬＮＧタンク１１を設けている。さらに船幅方向に並ぶこれらのＬＮＧタンク１１の組を、船長方向に沿って複数組並べることにより、複数のＬＮＧタンク１１の列が配置されている。図１（ｃ）に示す例のＦＬＮＧ１ａは、４基のＬＮＧタンク１１を含む列が２列設けられている。
　図２は、図１（ｃ）のＡ－Ａ’の位置からＦＬＮＧ１ａを矢視した縦断正面図である。図２に示すように、各ＬＮＧタンク１１の上面側には、タンクドーム１１０が設置されている。タンクドーム１１０は、ＬＮＧタンク１１に繋がる各種配管（ローディング用配管、オフローディング用配管、ランダウン配管やベーパー配管など）が、ハル１０の上面側へ引き出される引き出し位置である。例えばタンクドーム１１０は、ＬＮＧタンク１１本体の天井部を貫通する位置に設けられ、これらの配管が取り付けられる、例えば円筒状または四角形状のドーム本体や、各配管の開閉バルブなどを備える。
　タンクドーム１１０の高さ寸法とは、ハル１０の上面からタンクドーム１１０の上面に設置されたフランジ上面までの高さである。タンクドーム１１０の高さ寸法とは、ＬＮＧポンプ１５１を出し入れするための開口に設置されたフランジ上面までの高さであってもよい。本実施の形態では、タンクドーム１１０の高さ寸法は、０．５～２．５メートルである。
　図示の便宜上、図２にはＬＮＧポンプ１５１を用いて各ＬＮＧタンク１１内のＬＮＧを払い出す１本のオフローディング用配管１５２のみがタンクドーム１１０に接続されている状態を示してある。実際には上述のように、タンクドーム１１０を介して複数の配管がハル１０の上面側へと引き出されている。なお、ＬＮＧプラント２を構成するモジュール２１は、ハル１０の甲板に設けられた柱脚部２１１を介して高床支持されることにより、タンクドーム１１０との干渉を避けている。
　ＬＮＧポンプ１５１は本例の液化ガスポンプに相当し、軸方向の長さが２～３メートル程度の円柱状の外観構成を有する。ＬＮＧポンプ１５１の高さ寸法とは、ＬＮＧポンプ１５１を移送方向（鉛直方向）に立てた状態における下端から上端までの高さである（図７の「ｈｂ」に相当）。また、ＬＮＧポンプ１５１を後述するトロリークレーン３２で引き上げる際に、フック等の保持具に吊り下げられている場合には、ＬＮＧポンプ１５１の高さ寸法は、下端かフックの先端までの高さであってもよい。タンクドーム１１０には、ＬＮＧタンク１１内の下部領域へ向けて吊り下げられるように挿入されている筒状のカラム１５３が取り付けられている。ＬＮＧポンプ１５１は、軸方向を垂直方向へ向けた縦置きの状態で、カラム１５３内に挿入され、その下端位置に装着される。カラム１５３の下端には、ＬＮＧポンプ１５１を装着すると押し下げられて開くフットバルブ１５４が設けられている（図２の左側のＬＮＧタンク１１参照）。
　ＬＮＧポンプ１５１をカラム１５３内に装着したあと、ホース状のオフローディング用配管１５２を接続し、さらにオフローディング用配管１５２の上端部をタンクドーム１１０に接続することにより、ＬＮＧタンク１１からＬＮＧを払い出すためのオフローディング機構が構成される。
　タンクドーム１１０を介してハル１０の上面側へ引き出された配管は、各種の本配管に接続される。例えばオフローディング用配管１５２は、不図示のＬＮＧ輸送船へ向けてＬＮＧを払い出すローディングアーム（不図示）へと繋がるオフローディング用本管に接続される。また、ランダウン用配管は、ＬＮＧプラント２の液化部にて液化されたＬＮＧを各ＬＮＧタンク１１へ流入させるランダウン用本管に接続される。以下、これらオフローディング用本管やランダウン用本管など、ＬＮＧタンク１１を流入出する流体が流れる配管を本配管２２２と呼ぶ。
　タンクドーム１１０を介して引き出された各種配管と、本配管２２２とは、枝配管を介して接続される。既述のように、タンクドーム１１０には多数の配管が設けられ、これらの配管が各々本配管２２２に接続される。このため、実際のタンクドーム１１０の周囲は、多数の枝配管が互いに干渉しないように入り組んで配置された状態となっている。当該枝配管を取り合い配管１１１とも呼ぶ。
　以上に説明した概略構成を有する従来のＦＬＮＧ１ａについて、ＬＮＧポンプ１５１の取り外し、装着に係る作業（脱着作業）について説明する。取り外し作業と装着作業とは、手順が反対であることを除いてほぼ共通の作業内容を含んでいるため、ここでは取り外し作業の概要について説明する。ＬＮＧポンプ１５１の取り外し作業の様子は、図２の右側のＬＮＧタンク１１に記載してある。
　はじめに、タンクドーム１１０に設けられているＬＮＧポンプ１５１の挿入口を開放する。次いで、タンクドーム１１０及びＬＮＧポンプ１５１からオフローディング用配管１５２を取り外し、カラム１５３から抜き出す。その後、ＬＮＧポンプ１５１に対し、ＬＮＧポンプ１５１を吊り上げるためのリフトケーブル３１を装着する。リフトケーブル３１の上端を不図示の巻き上げ機構に接続し、リフトケーブル３１を巻き上げていくと、装着位置からＬＮＧポンプ１５１が持ち上げられ、フットバルブ１５４が閉じられる。さらにリフトケーブル３１を巻き上げ、カラム１５３内でＬＮＧポンプ１５１内を上昇移動させる。
　こうしてＬＮＧポンプ１５１がカラム１５３の上端の開口部に到達したら、ＬＮＧポンプ１５１全体をカラム１５３から抜き出す。図２に示すように、タンクドーム１１０の上方位置には、トロリークレーン３２が設置されている。トロリークレーン３２の構成は、図７を用いて説明する実施形態に示すものと共通の構成を含むので、図７も参照しつつ説明する。
　図７に示すように、トロリークレーン３２は、横方向に伸びるビーム３２１と、ビーム３２１に沿って横方向に移動可能に構成されたトロリー３２２とを備える。さらにトロリー３２２は、フックなどからなる保持具３２５と、保持具３２５が取り付けられたチェーン３２４とを有する巻き上げ機構であるチェーンブロック３２３を備える。チェーンブロック３２３は、トロリー３２２によって吊り下げ支持された状態となっている。図示の便宜上、図７ではチェーンブロック３２３を操作するためのハンドチェーンや、巻き上げられた部分のロードチェーンの記載は省略してある。なお、図２に示す例では、トロリー３２２とチェーンブロック３２３とを２組利用してＬＮＧポンプ１５１の移送を行う。
　図２の説明に戻ると、カラム１５３から抜き出されたＬＮＧポンプ１５１は、一方側のトロリー３２２のチェーンブロック３２３に受け渡される。しかる後、リフトケーブル３１は、ＬＮＧポンプ１５１から取り外される。さらにＬＮＧポンプ１５１の下部側に対し、もう一方のトロリー３２２のチェーンブロック３２３を装着した後、当該下部側を持ち上げることによりＬＮＧポンプ１５１を横転させる。　
　ここで、上述の例では、リフトケーブル３１の巻き上げ機構と、トロリークレーン３２とが別々に設けられ、リフトケーブル３１のからトロリークレーン３２にＬＮＧポンプ１５１を受け渡す例について説明した。この例に替えて、トロリークレーン３２に対してリフトケーブル３１の巻き上げ機を設け、トロリークレーン３２を用いて、ＬＮＧポンプ１５１を直接引き上げる手法を採用してもよい。
　図２に示すようにトロリークレーン３２のビーム３２１は、モジュール２１の床部２１２（後述する図５の拡大図も参照）の下面側に配置されている。またビーム３２１は、メンテナンス領域へ向けてＬＮＧポンプ１５１を搬送する搬送路となるモジュール２１の側方領域へ向け、船幅方向へと延在するように設けられている。
　トロリークレーン３２は、トロリー３２２によってチェーンブロック３２３を移動させることにより、搬送路にて待機している他の搬送装置（不図示）への受け渡し位置へ向けて、横向きの状態で保持されたＬＮＧポンプ１５１を移送する。しかる後、チェーンブロック３２３を操作してＬＮＧポンプ１５１を降下させ、搬送装置へと受け渡す。　
　また既述のように、ＬＮＧポンプ１５１の装着時においては、上述の取り外し作業とは反対の手順で装着作業を行う。
　ここで、以上に説明した脱着作業を実施するためには、タンクドーム１１０を介して、長さが２メートル程度もある円柱状のＬＮＧポンプ１５１を抜き出し、トロリークレーン３２へと受け渡す作業空間を確保する必要がある。従って、図２に示すように、当該作業が行われる空間の高さ寸法ｈ０は、開放されたタンクドーム１１０の高さ寸法と、タンクドーム１１０からの移送方向に沿ったＬＮＧポンプ１５１の高さ寸法と、ＬＮＧポンプ１５１の移送作業を行うためにトロリークレーン３２が占有する高さ寸法との合計寸法以上、確保しなければならない。このため、当該空間の高さ寸法ｈ０は、例えば７～７．５メートル程度にもなってしまう。
　そして図２に示す従来のＦＬＮＧ１ａのように、タンクドーム１１０が設けられているハル１０の上面と、モジュール２１の下面（後述の床部２１２）との間でＬＮＧポンプ１５１の脱着作業を行う場合には、上述の作業空間の確保が必要となる。　
　この結果、従来のＦＬＮＧ１ａにおいては、多数の機器が配置されたモジュール２１を７メートル以上の高さの空間を確保するために柱脚部２１１にて支えることになり、柱脚部２１１の基端からモジュール２１の上端までの構造物全体の高さ寸法が大きくなってしまう。当該高さ寸法は、ＦＬＮＧ１ａの建造コストや建造スケジュールの他、洋上に配置される洋上設備としての安定性など、種々の課題に広く影響する。このため、モジュール２１やパイプラック２２などのハル１０上に設けられる構造物については、ＬＮＧポンプ１５１の脱着作業を行う作業空間を確保しつつ、高背化を抑制することが求められる。
　上述の課題を解決するため、以下の実施形態に係るＦＬＮＧ１は、ハル１０の上面と対向して配置される架構（図４、図５に示す例ではパイプラック２２）の床部２２４の上面側に、既述の作業空間を設けた構成となっている。以下、図３～図７を参照しながら当該ＦＬＮＧ１の具体的な構成例について説明する。　
　なお以下図３～図８を参照しながら説明する各ＦＬＮＧ１、１ｂにおいて、既述のＦＬＮＧ１ａと共通の構成要素には、図１、図２にて用いたものと共通の符号を付し、再度の説明を省略する場合がある。
　図３に示すように、本例のＦＬＮＧ１において、ハル１０内に形成された複数のＬＮＧタンク１１は、船長方向に沿って１列に並べて配された単配列構造となっている。この場合、各ＬＮＧタンク１１のタンク幅は、スロッシングの影響が出ない範囲内の寸法に設定される。　
　この点、複数のＬＮＧタンク１１を含む列が２列設けられている、図１（ｃ）に示すＦＬＮＧ１ａとは構成が相違している。なお、実施形態に係るＦＬＮＧ１の側面及び平面の概略構成は、ハル１０の上面から、モジュール２１やパイプラック２２の上端までの高さを除いて図１（ａ）、（ｂ）を用いて説明したものとほぼ同じなので再度の記載を省略してある。
　さらにハルの船幅方向前方の例えば中央領域には、各ＬＮＧタンク１１のタンクドーム１１０が船長方向に沿って並べて設けられている。中央領域にタンクドーム１１０を設けることにより、ＬＮＧタンク１１内のＬＮＧを均等に抜き出すことができる。
　そして図４、図５に示すように、本例のＦＬＮＧ１においては、このタンクドーム１１０の列に沿って延在するように、パイプラック２２を構成する架構が設けられている。なお、図４は、図３のＢ－Ｂ’の位置からＦＬＮＧ１を矢視した縦断正面図であり、図５は図４の拡大図である。また、図６は図５中のパイプラック２２付近の拡大平面図であり、後述するトロリークレーン３２の設けられている高さ位置から、パイプラック２２の床部２２４を見下ろした状態を示している。さらに図７は、ＬＮＧポンプ１５１を保持したトロリークレーン３２の拡大図である。
　パイプラック２２は、複数階層（図４に示す例では４階層）に構成され、ハル１０の上面と、第１階層を構成する床部２２４の下面との間にタンクドーム１１０が配置される。一方で、パイプラック２２の第１階層は、作業員が通行する通路２２３となると共に、ＬＮＧポンプ１５１の脱着作業を実施する作業空間ともなっている。当該第１階層にて脱着作業を行うために必要な構成については後述する。パイプラック２２の第２階層以上にはプラント配管２２１が保持される。
　また図３～図５に示すように、パイプラック２２の左右両脇に隣接する領域は、ＬＮＧプラント２を構成する機器が配置されるプラント配置領域２０となっている。そして、パイプラック２２の各長辺に沿って、各々、ＬＮＧプラント２を構成する複数のモジュール２１が前後方向に並べて設けられている。これらの点は、図１、図２を用いて説明した従来のＦＬＮＧ１ａと同様である。
　次いで、図４～図７を参照しながら、パイプラック２２の第１階層にてＬＮＧポンプ１５１の脱着作業を行うための構成について説明する。　
　図４、図５、図７に示すように、パイプラック２２の第１階層の床部２２４には開口部２２５が設けられている。この開口部２２５は、ＬＮＧタンク１１とその外部との間で、タンクドーム１１０を介してＬＮＧポンプ１５１を上下方向へ移送する移送経路上に設けられている。
　図６の平面図に示す例では、開口部２２５は、縦向きの状態で上下方向に移送されるＬＮＧポンプ１５１が通過できる程度の大きさの矩形状の開口として構成されている。この場合には、開口部２２５は、船長方向に沿って並べて設けられている複数のタンクドーム１１０の配置位置に各々対応させて、複数、設けられる。すなわち、開口部２２５は、鉛直方向でタンクドーム１１０と重なる位置に設けられている。開口部２２５は、蓋によって開閉可能な構成としてもよいし、蓋を設けずに常時開放されている構成としてもよい。蓋を設けない場合には、安全確保のため、開口部２２５の周囲を柵で囲んでもよい。
　また、開口部２２５は、図６に示す例のように、矩形状に構成する場合に限定されない。例えば複数のタンクドーム１１０の配置方向に沿って延在するように、スリット状の共通の開口部２２５（不図示）を設けてもよい。この場合にも、安全確保のため、スリット状の開口部２２５の各辺に沿って柵を設けてもよい。
　図７に示すように、タンクドーム１１０の上方に開口する開口部２２５のさらに上方位置には、トロリークレーン３２が設けられている。トロリークレーン３２は、例えばパイプラック２２の第２階層の床部２２８の下面側に設置されている。既述のように、トロリークレーン３２は、床部２２８に沿って設けられたビーム３２１と、ビーム３２１に沿って横方向に移動可能に構成されたトロリー３２２と、トロリー３２２によって吊り下げ支持されたチェーンブロック３２３とを有する。トロリークレーン３２は、本例の保持機器に相当する。
　一方、図５、図６に示すように、パイプラック２２の第１階層の床部２２４と、モジュール２１の床部２１２とは、ほぼ同じ高さに設けられ、その縁部同士が近接して配置されている。この構成により、パイプラック２２の第１階層には、モジュール２１側まで広がる通路２２３が形成されている。
　この通路２２３において、開口部２２５から見て一方側の領域には、他の搬送装置を用い、メンテナンス領域へ向けてＬＮＧポンプ１５１を搬送するための搬送路２２７が設定されている。既述のトロリークレーン３２は、開口部２２５の上方位置と、搬送路２２７上に設定された、搬送装置との受け渡し位置との間で、ＬＮＧポンプ１５１を移送することができるように構成されても良い。
　または、図５～図７に示す例と比較してトロリークレーン３２のビーム３２１を短くし、搬送路２２７の受け渡し位置の手前まで延ばす構成に留めてもよい。すなわちこの例は、開口部２２５と搬送路２２７との間に十分なスペースがある場合に好適であり、ＬＮＧポンプ１５１を通路２２３上で降下させ、台車等を用いて搬送路２２７に運搬してもよい。これにより、ビーム３２１の張り出しを抑え、トロリークレーン３２の構造を簡素化することができる。　
　ＬＮＧポンプ１５１を移送するという観点でトロリークレーン３２に設けられたトロリー３２２は、本例の移送機構の機能を備えている。
　以上に説明した構成を備えるＦＬＮＧ１は、パイプラック２２の第１階層内にて図２を用いて説明したＬＮＧポンプ１５１の脱着作業を実施することができる。即ち、リフトケーブル３１を装着した後のＬＮＧポンプ１５１の引き上げ、カラム１５３からの抜き出し、トロリークレーン３２へのＬＮＧポンプ１５１の受け渡し及び姿勢変更、不図示の搬送装置が待機している受け渡し位置へのＬＮＧポンプ１５１の移送、及び受け渡しの各作業をパイプラック２２の第１階層内で実施することができる。なお、ポンプ１５１の姿勢変更は、必ずしも行わなくてもよい。この場合には、図７に例示するように、ポンプ１５１を縦向きの状態のまま移動させ、他の搬送装置に受け渡す際に横向きの状態としてもよい。　
　また、ＬＮＧポンプ１５１の装着時においても、上述の取り外し作業とは反対の手順で実施される装着作業をパイプラック２２の第１階層内で実施することができる。
　ここで図２を用いて説明したように、従来構成のＦＬＮＧ１ａにおいてもパイプラック２２の第１階層は、作業員が通行する通路２２３となっており、機器の配置が少ない空間となっている。また、パイプラック２２の第１階層は、モジュール２１から取り出されたメンテナンス対象の機器を搬送する空間としても利用されるため、従来、７メートル前後の高さを有する空間として構成されていた。
　そこで本実施の形態のＦＬＮＧ１は、単配列構造のＬＮＧタンク１１を採用することにより、パイプラック２２の下面側にタンクドーム１１０を配置し、さらにＬＮＧポンプ１５１の移送経路となるタンクドーム１１０の上方位置に開口部２２５を設けている。この構成により、パイプラック２２内でＬＮＧポンプ１５１の脱着作業を行うことが可能となる。この結果、図２に示す従来構成のＦＬＮＧ１ａにて課題となっていた、ハル１０の上面と、モジュール２１、パイプラック２２の下面との間の高さ寸法ｈ０を低減することが可能となる。
　例えば図５に示す例では、ハル１０の上面と、モジュール２１の下面との間に、配管トレイ２２６やケーブルトレイ２４２を配置している。配管トレイ２２６は、ＬＮＧタンク１１に対して流入出する流体が流れる既述の本配管２２２を保持する台であり、電気ケーブル２４１は電力消費機器に電力を供給するための電気ケーブル２４１を保持する台である。配管トレイ２２６に保持された本配管２２２は、取り合い配管１１１を介してタンクドーム１１０に設けられたＬＮＧタンク１１側の配管と接続される。これら配管トレイ２２６や電気ケーブル２４１上に載置される本配管２２２や、電気ケーブル２４１の占有高さを考慮しても、ハル１０の上面と、モジュール２１の下面との間の高さ寸法ｈは、４～５．５メートル程度の範囲に抑えられる。
　この高さ寸法ｈは、図２を用いて説明した、タンクドーム１１０の高さ寸法と、タンクドーム１１０からの移送方向に沿ったＬＮＧポンプ１５１の高さ寸法と、ＬＮＧポンプ１５１の移送作業を行うためにトロリークレーン３２が占有する高さ寸法との合計寸法よりも短い。　
　ここで、トロリークレーン３２などの移送機構がＬＮＧポンプ１５１を縦向きの状態で保持したとき、トロリークレーン３２を構成する機器の一部が、ＬＮＧポンプ１５１やタンクドーム１１０と重複する高さ位置に配置される場合もありうる。上述の「占有する高さ寸法」とは、このような場合には、前記重複する領域の高さを除いたうえで、保持機器が単独で占有している領域の高さ寸法を指している。
　また、トロリークレーン２３は、既述のようにビーム３２１とトロリー３２２とチェーンブロック３２３とを備える。「保持機器が占有する高さ寸法」とは、トロリークレーン３２のビーム３２１の上端からチェーンブロック３２３の保持具（フック等）３２５の下端までの高さを意味する（図７の「ｈａ」）。「保持機器が占有する高さ寸法」とは、トロリークレーン３２がＬＮＧポンプ１５１を保持した状態でリフトケーブル３１を最大限巻き切ったときの長さであり、１～２．５メートルである。
　以上に説明した理由により、従来通路２２３として利用されていたパイプラック２２の第１階層では、その高さの範囲内でＬＮＧポンプ１５１の脱着作業を行うことができるため、ハル１０上に設けられる構造物の高さを２～３メートル程度、低減することが可能となる。
　本実施の形態に係るＦＬＮＧ１によれば以下の効果がある。ハル１０の上面に設けられる架構であるパイプラック２２の床部２２４に、移送対象のＬＮＧポンプ１５１を通過させるための開口部２２５が設けられている。このため、ハル１０の上面とパイプラック２２の床部２２４と間に、ＬＮＧポンプ１５１の脱着作業を行うための空間を確保する必要がなく、パイプラック２２やモジュール２１の高背化を抑制することができる。
　ここでＬＮＧポンプ１５１の脱着作業を行う作業空間は、パイプラック２２に設ける場合に限定されない。例えば図８に示すように、複数配列（２列）構造のＬＮＧタンク１１が設けられたＦＬＮＧ１ｂにおいて、各モジュール２１内に作業空間を設ける余裕がある場合には、各モジュール２１の床部２１２に開口部２１３を形成し、その上方位置にトロリークレーン３２を配置してもよい。
　また、図２の例においてＦＬＮＧ１のハル１０上に設けられるＬＮＧプラント２は、複数のモジュール２１により構成する場合に限定されない。ハル１０の甲板上に構成機器を個別に配置したいわゆるスティックビルト（stick-built）方式でＬＮＧプラント２を建造してもよい。　
　また、パイプラック２２の２つの長辺の双方に沿って、モジュール２１やスティックビルト方式で配置される機器を設けることも必須の要件ではない。パイプラック２２の少なくとも一方の長辺に沿ってＬＮＧプラント２の構成機器が配置されていれば、本実施の形態の技術的範囲に含まれる。
　以上、洋上設備の一種であるＦＬＮＧ１に設けられたＬＮＧプラント２におけるＬＮＧポンプ１５１の脱着の例について説明したが、実施形態に係るＬＮＧプラントを設ける洋上設備はこの例に限定されない。例えば洋上着底型構造物（ＧＢＳ：Gravity-based structure）や、水底に固定されているプラットフォーム上に実施形態に係るＬＮＧプラントを設けてもよい。ここで「洋上」とは、海上に限定されるものではなく、湖水などの洋上であってもよい。
　また、液化ガスタンクに貯蔵される液化ガスは、ＬＮＧや、ＮＧから分離回収された重質分に限定されるものではない。例えば液化アンモニアや液化水素、ＬＰＧ（Liquefied Petroleum Gas）などであってもよい。これらの場合、ガス処理設備について、アンモニア、水素、プロパンやブタンの液化処理設備である場合にも、本発明は適用することができる。
１、１ａ、１ｂ　　　ＦＬＮＧ
１０　　　　ハル
１１　　　　ＬＮＧタンク
１１０　　　タンクドーム
１５１　　　ＬＮＧポンプ
２２　　　　パイプラック
２２５　　　開口部

 

Claims (12)

  1. 　液化ガスを貯蔵する液化ガスタンクを備えた洋上設備において、
    　洋上に配置され、内部に前記液化ガスタンクが形成された本体部と、
    　前記本体部の上面に設けられ、前記液化ガスタンクに繋がる配管の引き出し位置であるタンクドームと、
    　前記タンクドームに設けられた挿入口を介して前記液化ガスタンク内に挿入された液化ガスポンプと、
    　前記液化ガスの取り扱いに係る機器を設置するために前記本体部の上面に設けられ、当該本体部の上面と対向して配置される床部を備えた架構と、
    　前記液化ガスタンクと外部との間で、前記タンクドームを介して前記液化ガスポンプを上下方向へ移送する移送経路上にある前記床部に形成された開口部と、を備えたことを特徴とする洋上設備。
  2. 　前記本体部の上面と、前記架構の床部との間の高さ寸法は、前記タンクドームの高さ寸法と、前記タンクドームからの移送方向に沿った前記液化ガスポンプの高さ寸法と、前記移送作業を行うために前記液化ガスポンプを保持する保持機器が占有する高さ寸法との合計寸法よりも短いことを特徴とする請求項１に記載の洋上設備。
  3. 　前記本体部は、船幅方向よりも船長方向に長い平面形状を有し、前記本体部の上面には、前記船長方向に沿って、複数の前記タンクドームが間隔を開けて配置されていることと、
    　前記架構は、前記複数のタンクドームの配置方向に沿って設けられ、前記床部には、前記複数のタンクドームに対応させて、前記開口部が形成されていることと、を特徴とする請求項１に記載の洋上設備。
  4. 　前記床部には、前記複数のタンクドームの各々に対応させて、複数の前記開口部が形成されていることを特徴とする請求項３に記載の洋上設備。
  5. 　前記床部には、前記複数のタンクドームの配置方向に沿って延在するように、共通の前記開口部が形成されていることを特徴とする請求項３に記載の洋上設備。
  6. 　前記床部の上面側には、前記開口部を介して外部に移送された前記液化ガスポンプを搬送するための搬送路が設けられていることを特徴とする請求項３に記載の洋上設備。
  7. 　前記開口部の上方には、前記開口部を介して外部に移送された前記液化ガスポンプを保持する保持機器が設けられ、前記保持機器は、前記床部の上面における前記開口部が形成された位置の側方に設定された位置であって、他の搬送装置に対して前記液化ガスポンプの受け渡しを行うための受け渡し位置まで移動して、前記液化ガスポンプの移送を行うための移送機構を備えていることを特徴とする請求項１に記載の洋上設備。
  8. 　前記架構は、前記洋上設備内で取り扱われる流体が流れる複数の配管を保持するパイプラックであり、当該パイプラックは、船幅方向よりも船長方向に長い平面形状を有する前記本体部の前記船長方向に沿って延在するように設けられていることを特徴とする請求項１に記載の洋上設備。
  9. 　前記パイプラックは、複数階層を有し、前記床部は、前記パイプラックの第１階層を構成し、前記配管は第２階層以上の階層に保持されることを特徴とする請求項８に記載の洋上設備。
  10. 　前記本体部内には、複数の前記液化ガスタンクが形成され、これらの液化ガスタンクは、前記船長方向に沿って１列に配列されていることと、
    　前記パイプラックは、１列に配列された前記複数の液化ガスタンクに設けられた前記タンクドームの列に沿って延在するように設けられていることと、を特徴とする請求項８に記載の洋上設備。
  11. 　前記本体部の上面には、前記船長方向に沿って延在するように設けられた前記パイプラックの少なくとも一方の長辺に沿って、ガスを液化する処理に関わるガス処理設備を構成する複数の機器が配置されていることを特徴とする請求項８に記載の洋上設備。
  12. 　前記ガス処理設備を構成する前記複数の機器は、これらの機器を収容し前記本体部の上面と対向して配置される床部を有する機器用架構内に配置されていることと、
    　前記機器用架構の床部と、前記本体部の上面との間には、前記機器用架構内に配置されている機器と、前記液化ガスタンクとを接続する取り合い配管が配置されていることを特徴とする請求項１１に記載の洋上設備。
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