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WO2013154337A1 - 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템 및 방법 - Google Patents

해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템 및 방법 Download PDF

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Publication number
WO2013154337A1
WO2013154337A1 PCT/KR2013/002972 KR2013002972W WO2013154337A1 WO 2013154337 A1 WO2013154337 A1 WO 2013154337A1 KR 2013002972 W KR2013002972 W KR 2013002972W WO 2013154337 A1 WO2013154337 A1 WO 2013154337A1
Authority
WO
WIPO (PCT)
Prior art keywords
marine
mooring line
static
offshore
real
Prior art date
Application number
PCT/KR2013/002972
Other languages
English (en)
French (fr)
Inventor
마이클 명섭 리
Original Assignee
주식회사 싸이트로닉
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
Priority claimed from KR1020120036946A external-priority patent/KR101321710B1/ko
Priority claimed from KR1020120036950A external-priority patent/KR101375364B1/ko
Priority claimed from KR1020120036947A external-priority patent/KR101375351B1/ko
Priority claimed from KR1020120036948A external-priority patent/KR101375352B1/ko
Priority claimed from KR1020120036951A external-priority patent/KR101375362B1/ko
Priority claimed from KR1020120036949A external-priority patent/KR101375354B1/ko
Application filed by 주식회사 싸이트로닉 filed Critical 주식회사 싸이트로닉
Priority to JP2015505637A priority Critical patent/JP6141406B2/ja
Priority to EP22151908.5A priority patent/EP4039574A3/en
Priority to EP13776046.8A priority patent/EP2837553B1/en
Publication of WO2013154337A1 publication Critical patent/WO2013154337A1/ko
Priority to US14/510,552 priority patent/US9776689B2/en

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    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
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    • B63B43/04—Improving safety of vessels, e.g. damage control, not otherwise provided for reducing risk of capsizing or sinking by improving stability
    • B63B43/06—Improving safety of vessels, e.g. damage control, not otherwise provided for reducing risk of capsizing or sinking by improving stability using ballast tanks
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
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    • B63H—MARINE PROPULSION OR STEERING
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    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
    • E21B41/0007—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 for underwater installations
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01L—MEASURING FORCE, STRESS, TORQUE, WORK, MECHANICAL POWER, MECHANICAL EFFICIENCY, OR FLUID PRESSURE
    • G01L1/00—Measuring force or stress, in general
    • G01L1/24—Measuring force or stress, in general by measuring variations of optical properties of material when it is stressed, e.g. by photoelastic stress analysis using infrared, visible light, ultraviolet
    • G01L1/242—Measuring force or stress, in general by measuring variations of optical properties of material when it is stressed, e.g. by photoelastic stress analysis using infrared, visible light, ultraviolet the material being an optical fibre
    • G01L1/246—Measuring force or stress, in general by measuring variations of optical properties of material when it is stressed, e.g. by photoelastic stress analysis using infrared, visible light, ultraviolet the material being an optical fibre using integrated gratings, e.g. Bragg gratings
    • G—PHYSICS
    • G05—CONTROLLING; REGULATING
    • G05D—SYSTEMS FOR CONTROLLING OR REGULATING NON-ELECTRIC VARIABLES
    • G05D1/00—Control of position, course, altitude or attitude of land, water, air or space vehicles, e.g. using automatic pilots
    • G05D1/02—Control of position or course in two dimensions
    • G05D1/0206—Control of position or course in two dimensions specially adapted to water vehicles
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    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
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    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
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    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00

Definitions

  • the present invention relates to a static and dynamic positioning or motion control system and method of an offshore structure, and more particularly, to the present invention reflects the environmental external force, the hydrodynamics of the offshore structure and risers and mooring lines Real-time monitoring of periodic or aperiodic coupled energy and response due to hydrodynamic or aerodynamic characteristics, and based on this, optimal static and dynamic positioning or motion control of offshore structures
  • the present invention relates to a static and dynamic positioning or motion control system and method for offshore structures using real-time monitoring of mooring lines.
  • the static and dynamic real-time monitoring data of the mooring line is acquired and processed for positioning or motion control control and management of offshore structures.
  • the present invention also relates to hydrodynamic or aerodynamic characteristics of marine environmental elements such as wind direction, wind speed, atmospheric humidity, atmospheric pressure, atmospheric temperature, cloud height, clock, blue, wave height, ocean current velocity, ocean direction, and rainfall.
  • real-time monitoring of the periodic or aperiodic combined energy and response by real time, and based on this, optimal static and dynamic positioning or motion control of offshore structures is performed.
  • the present invention measures various marine environmental factors such as wind direction, wind speed, atmospheric humidity, atmospheric pressure, atmospheric temperature, cloud height, clock, blue wave, wave height, current velocity, current direction, and rainfall through real-time monitoring of marine environment. To enable static and dynamic positioning or motion control and management of appropriate offshore structures.
  • the present invention monitors the periodic and aperiodic coupled energy and response due to the 6-dof (degree of freedom) characteristics of the offshore structure in real time
  • a static and dynamic positioning or motion control system and method for marine structures using real-time monitoring of six degrees of freedom motion of an offshore structure characterized by performing optimal static and dynamic positioning or motion control for the offshore structure.
  • the present invention is the reaction of the periodic or aperiodic combined energy (hyperdynamic or aerodynamic) of any one or more tanks of LNG, ballast, cargo oil tanks, pipes in the offshore structure and reaction ( and real-time monitoring of the response to perform optimal static and dynamic positioning or motion control of the offshore structure, the static and dynamic positioning or motion control system of the offshore structure using the real-time monitoring of tank conditions, and It is about a method.
  • the present invention relates to the periodic and aperiodic coupled energy and response due to hydrodynamic or aerodynamic characteristics of pipes and equipment located on the topside of an offshore structure.
  • the present invention relates to a static and dynamic or motion control system and method for marine structures using real-time monitoring of the upper part of the hull, characterized by monitoring in real time and performing optimal static and dynamic or motion control of the offshore structure.
  • the present invention monitors in real time the periodic and aperiodic coupled energy and response due to the hydrodynamic characteristics of at least one of umbiological cables, pipes, pumps and valves located on the sea floor.
  • the present invention relates to a static and dynamic positioning or motion control system and method of an offshore structure using real time monitoring of the seabed, characterized in that to perform optimal static and dynamic or motion control of the offshore structure.
  • An offshore structure is a structure that can remain at a point in the sea under any weather conditions without any structure connected to the land.
  • Marine structures are used in various ways. It may be installed for the development and production of subsea oil or gas, or for renewable energy generation (eg wind, tidal, wave, etc.), or as a port structure for berthing large tankers. This is because large tankers need to be deep enough to berth, so when dredging is not possible, the jetty and dolphin must be extended deep into the harbor. This is called offshore marine terminal. In recent years, offshore structures are being built for power plants, oil storage facilities, and fishing relay bases.
  • the most commonly used material is steel.
  • the part that goes under the sea uses a steel pipe with a circular cross section, because the cross-sectional shape receives less force from waves or currents.
  • Another reason is that the steel pipe pile can be used as a foundation, and buoyancy can be used when installing the structure. You can receive it.
  • the upper structure of the sea is made of steel such as H-beam, which is easy to manufacture and easy to maintain.
  • Steel has been widely used as a material for offshore structures due to its advantages such as ease of manufacture and installation, clarity of design, and robustness of structure, despite the disadvantages such as corrosion and sticking marine life.
  • Magnetic propulsion is possible and there is maneuverability, but fixedness is secured by mooring or dynamic positioning, so in bad weather, rolling, pitching, and the like, it is difficult to operate.
  • Jack-up rig (FIG. 3)
  • the overall look of the FPSO looks like a regular super tanker. However, at the upper part, facilities for crude oil refining, gas compression, crude oil unloading, seawater injection, and self-power generation are installed, thus refining, storing and unloading from crude oil mining.
  • the most commonly used marine stationary structure is the so-called jacket (steel) welded structure (Fig. 6).
  • This structure is usually manufactured on land, then carried on a barge, transported to the area and then launched and launched. At this time, piles are piled through 4 to 8 legs, and the upper main facilities are mainly supported by these piles, and the steel pipe structure supports the piles to the side with legs and braces, so the pile behavior of the lateral force is aggregated. To be done.
  • the name jacket is given because the structure wraps around the file.
  • the pile is embedded up to about 100 meters below sea level, permanently anchoring the offshore platform to the sea bed and transmitting lateral and vertical loads to the sea floor to keep the structure stable.
  • the upper main facility consists of a structure with two or three decks, and in a maritime complex with multiple platforms, bridges are installed here.
  • the jacket platform typically has a design life of about 20 years and is widely used for offshore oil production, drilling and offshore residential use.
  • the concrete gravity structure is a structure having a bearing capacity of its own weight, not the pile against the external load (Fig. 7). In order to prevent long-term settlement of the gravity structure, a stable and firm sea floor is needed.
  • the guide tower is supported by a steel structure that vertically lowers the platform's vertical load to the sea floor without inclination, and the side loads are inclined in all directions to the steel structure and supported by a steel wire fixed to the sea bottom.
  • TLP is a structure that connects steel wires (tendon or tether) vertically from the legs at each corner to the bottom fixed structure, and holds the side loads within a certain limit.
  • the buoyancy of the upper platform always keeps the tension of the wires constant, which attenuates the up and down movement of the platform, providing favorable stability for deep-water well development.
  • TLP is economical in the development of oil wells with low oil reserves, as they can be relocated to another area after work in one area.
  • TLP originally began to be made of steel, but is gradually being designed to be used as a temporary oil storage facility by making top and bottom structures from concrete structures.
  • the deep subsea structure is made by connecting the upper part to the jacket-type steel structure and the lower part to the concrete caisson, or conversely the upper part to the concrete floating structure and the lower part to the steel structure truss and connecting it with a special joint to remove the bending force.
  • Articulated towers are also proposed.
  • Depth is the vertical distance from the tidal datum to the bottom of the sea.
  • the basic level plane means the lowest low tide plane, and there are very few examples of the water falling below this level.
  • Accurate measurement of the depth and a good understanding of the irregularities of the local seabed topography are the starting point for the design of offshore structures, from which it is possible to determine the height of the offshore structure, the shape of the structure underneath, the vertical positioning of the ship's berth, and the design of corrosion protection It can also verify the topographic stability of the structure.
  • Continuous depth measurement uses an acoustic echo recorder, a precision depth recorder, and a two-dimensional side scan sonar.
  • Subsea geological surveys are conducted to analyze the lipid status of the seabed surface and the seabed strata to the underlying bedrock. Subsea geological surveys usually involve direct boring to obtain continuous lipid samples, which are then investigated and analyzed in the laboratory to collect design data.
  • submarine geometries such as subbottom profilers, boomers, sparkers, and air guns should collect subsurface geological information around structures.
  • sampling of the piston drill, grab sampler, etc. may be performed at the same time for a more practical understanding of the shallow strata. This is because it is necessary to identify the subsea geological characteristics of the surrounding sea area where the structure will be installed to determine the main boring point and to check the geological condition of other non-boring areas. If faults, unusual structures in sediments, abrupt changes in seabed strata, abnormal erosion conditions, and sediment flows are found in the waters around the structure, significant problems may arise.
  • the degree of change in the area around the area is considered, and the drilling point and the number of drilling times of the seabed are determined by considering the shape, importance, and number of marine structures.
  • the drilled samples are provided with basic data for basic design by identifying various soil characteristics, stress coefficient and displacement of pile through field and laboratory analysis. In particular, it is necessary to analyze the strata close to the seabed surface because the soil here has a great influence on the calculation of the settlement, allowable bearing capacity and horizontal displacement.
  • Wind affects or causes vibrations and pressures on upper structures and facilities above sea level.
  • the strength of the wind is negligible compared to that of waves or currents, but it is by no means negligible because of the large moment arms from the bottom of the seabed.
  • Sea level winds can be divided into gusts and continuous winds.
  • a gust is a wind of less than 1 minute and a continuity of wind speed, and a continuous wind of more than 1 minute.
  • Design wind speeds are used for offshore structures and foundation design. Wind speeds are applied to the design of individual objects and small structures sensitive to wind.
  • the wind effect spectrum should be used to account for the dynamic effects of the natural periods.
  • sea waves apply the most direct force to the foundation design or to the design of each member of the structure, acting as a decisive factor in the size and length design of the members.
  • a regular wave is defined as a series of waveforms having a constant wavelength, wave height, and period.
  • the current wave models include airy waves, stokes fifth order waves, and stream function waves. Etc.
  • the selected wave is called a design wave.
  • the design wave variables are roughly classified into three types: wave height, wave period, and depth. From this design wave, the final wave force is calculated from the Morrison equation by calculating the velocity and acceleration of the water particles acting on each point of each member or structure.
  • the current flow can be said that the water particles move directly in the horizontal direction by a number of factors. Therefore, when the stream meets the structure, it applies a constant horizontal force, and the currents have a certain effect on the ship even when the ship approaches to berth the offshore structure.
  • the causes of currents can be divided into large and local ones.
  • Large-scale factors include wind and earth rotation, temperature differences and salinity differences, and local factors include seabed sediment, waves, tides, wind and typhoons.
  • the velocity of water particles by currents is combined with the velocity of water particles by sea waves to form a total force acting on the structure.
  • the lifting effect of the tides, etc. will be remarkable, and if designed without proper consideration, it can have serious consequences.
  • external forces are to be estimated and deck heights are assumed assuming the maximum depth approaching the structure at maximum depth.
  • the vertical and vertical ranges of the maximum and minimum depths are to be calculated and applied accordingly to the installation of facilities for anchoring, the calculation of the maximum corrosion range for steel structures, and the calculation of the thickness of adherent marine organisms.
  • Seismic design is essential for the design of offshore structures. If the offshore structure is a dynamically sensitive structure, it must be accompanied by a dynamic analysis by earthquake. When the structure is of high importance or in the case of very large structures, the lower geological structure should be closely examined to consider faults and sediment movements that may occur simultaneously during an earthquake.
  • the density and salinity of seawater related to the corrosion and seawater properties of marine steel structures, the rapid change according to the depth of seawater temperature, and the hydrostatic pressure that increases by 1 atmosphere at 10 meters are the natural conditions to be considered in the design.
  • the instability of the seabed caused by sea waves, submarine earthquakes, and rapid sedimentation, and scouring and deposition which may occur around the foundations of marine structures due to continuous ocean currents and sea waves, must be considered when designing the foundation. Here are the things to go.
  • the one-point mooring method is widely used for petroleum unloading, and is widely used instead of the fixed structure method especially in deep water.
  • Fixed structure method has low maintenance cost and high operation rate of oil unloading operation, while one-point mooring method has high maintenance cost but small initial investment of equipment.
  • the structure of the one-point mooring method is as follows.
  • CALM catenary anchor leg mooring
  • SALM single anchor leg mooring: mooring structures with agitated column buoys. Suitable for depths of tens of meters to hundreds of meters.
  • Yoke type Mooring the structure for weighing from buoys of CALM and SALM types.
  • Turret type Multi-point mooring cylinder coupled to the rotating mechanism in the center of the structure like a CALM buoy. Suitable for hanging risers and cold water conduits.
  • the multi-point mooring method is a mooring method for accurately maintaining a marine structure at a predetermined position and preparing a large mooring force, and is employed in an offshore working ship and an oil drilling rig.
  • mooring lines There are several types of mooring lines. Wire ropes and chains are used for mooring lines, and an intermediate sinker or intermediate buoy is also provided to stabilize the mooring lines.
  • Mooring by mooring lines is limited in depth, and even in oil rigs, there is little track record for depths of more than a few hundred meters.
  • a dynamic positioning method is employed in order to maintain the offshore structure in a fixed position without the use of mooring lines.
  • the position detection of offshore structures is carried out using a global positioning system (GPS), and the amount of operation of the propeller and thruster necessary to maintain a predetermined position is calculated and operated.
  • GPS global positioning system
  • the degree of dynamic positioning is expressed as the ratio of the horizontal movement to the depth (%), which is about 1% at a depth of about 100 meters. This ratio increases with increasing depth. Especially for offshore structures with risers, this is limited to about 5%. At 10%, the riser will bend and break, so it is necessary to carefully maintain the degree of dynamic positioning.
  • the mooring of the marine structure by the mooring method is applied to a depth of more than 100 meters, but it is advantageous to use the dynamic positioning method with the increase of the depth.
  • the marine structure may be floating in the ocean, and serves to generate, store, and / or unload liquefied gas, and in particular, floating marine structures, such as LNG FPOS, may use natural gas in the ocean. It is a multi-functional ship equipped with equipment that can produce (or harvest) and liquefy and store, thereby reducing the need for costly onshore liquefaction storage equipment.
  • Floating offshore structures such as LNG FPOS
  • have a rotating turret and the turret and subsea anchors can be connected to mooring lines and moored offshore.
  • These rotatable turrets are fixed by mooring lines and anchors, but the offshore structure has its hulls able to flow in a rotational direction about the rotatable turret so that, despite waves, they remain in place in the ocean. You can drive as much as you want.
  • each mooring line of the offshore structure is not constant, and is constantly changing due to cargo loading or tidal currents, tidal differences.
  • the vessel is locked more or less due to the buoyancy difference due to the change of cargo load, and thus the tension applied to the mooring line. Will continue to change.
  • the degree of tension applied to mooring lines was determined based on the experience of the worker and the naked eye, but recently, a tension monitoring system was introduced around large vessels such as oil tankers and gas carriers to provide tension applied to a plurality of mooring lines.
  • the monitoring method is used through the monitoring computer installed in the control center.
  • the accurate position, behavior and stability of two moving objects located at sea can be accurately analyzed through a real-time data management system, and a sensor that can detect marine environment and behavior conditions can be used to predict and alert the advancement status.
  • a sensor that can detect marine environment and behavior conditions can be used to predict and alert the advancement status.
  • the present invention has been proposed to solve the above problems, by measuring the mooring line defects and tension through the real-time monitoring of the mooring line and further accurately predict the life of the mooring line to accurately predict the static and It is an object of the present invention to provide static and dynamic positioning or motion control systems and methods for offshore structures using real-time monitoring of mooring lines to enable dynamic positioning or motion control and management.
  • the static and dynamic real-time monitoring data of the mooring line is acquired and processed for positioning or motion control and management of offshore structures.
  • the present invention has been proposed to solve the above problems, through the real-time monitoring of the marine environment, wind direction, wind speed, atmospheric humidity, atmospheric pressure, atmospheric temperature, cloud height, clock, blue, wave, current flow rate, current direction Static and dynamic positioning or motion control of offshore structures using real-time monitoring of the offshore environment to measure various marine environment elements such as rain and rainfall and to automatically adjust the appropriate static and dynamic positioning or motion control and management of offshore structures accordingly. It is an object to provide a system and method.
  • the present invention has been proposed to solve the above problems, it is to monitor the six degrees of freedom movement of the offshore structures in real time and to automatically and appropriately control the static and dynamic positioning or motion control and management of offshore structures It is an object of the present invention to provide a static and dynamic positioning or motion control system and method of an offshore structure using real-time monitoring of six degrees of freedom movement of the offshore structure.
  • the present invention has been proposed to solve the above problems, through the real-time monitoring of the tank status measuring the amount of leakage and sloshing data of the various tanks in the offshore structure and accordingly automatically and appropriately static and dynamic of the offshore structure It is an object of the present invention to provide static and dynamic positioning or motion systems and methods of offshore structures using real-time monitoring of tank conditions, which enables positioning or motion control and management to take place.
  • the present invention has been proposed to solve the above problems, and through the real-time monitoring of the upper part of the hull measuring the damage and life of the pipes, equipment, etc. located on the upper part of the hull and automatically accordingly It is an object of the present invention to provide static and dynamic positioning or motion control systems and methods of offshore structures using real time monitoring of the upper part of the hull allowing static and dynamic positioning or motion control and management.
  • the present invention has been proposed to solve the above problems, through the real-time monitoring of the seabed to measure the damage and life of the umbilical cables, pipes, pumps and valves located on the seabed and automatically according to the appropriate offshore It is an object of the present invention to provide a system and method for static and dynamic positioning or motion control of an offshore structure using real-time monitoring of the seabed to enable static and dynamic positioning or motion control and management of the structure.
  • the processor unit having at least one or more interfaces;
  • the motor and the hydraulic device 900 further includes an electric winch 910 and a rotary turret 920
  • the processor unit 100 is the optical sensor measuring unit (200a ⁇ 200f)
  • the data Using the data measured by the measuring unit (300a ⁇ 300f) through the control algorithm of the algorithm control processor 600, the mooring line 7 connected to the electric winch 910 is pulled or relaxed, Real-time monitoring of at least one of the mooring line, the marine environment, the six degree of freedom movement of the offshore structure, the tank condition, the hull top, the seabed or a combination thereof characterized by controlling the rotation of the typical turret 920.
  • the processor unit 100 is the optical sensor measuring unit (200a ⁇ 200f)
  • the data Using the data measured by the measuring unit (300a ⁇ 300f) through the control algorithm of the algorithm control processor 600, the mooring line 7 connected to the electric winch 910 is pulled or relaxed, Real-time monitoring of at least one of the mooring line, the marine environment, the six degree
  • the static and dynamic positioning or motion control system of the marine structure using the real-time monitoring of at least one of the mooring line, marine environment, six degrees of freedom movement of the marine structure, tank condition, the hull top, the seabed or a combination thereof
  • a method implemented in the above comprising: a processor unit having at least one interface; An optical sensor measuring unit (200a to 200f) for at least one or more of a mooring line connected to the processor unit 100, a marine environment, a six degree of freedom movement of an offshore structure, a tank state, an upper hull, a seabed, or a combination thereof; A data measuring unit (300a to 300f) for at least one of mooring lines connected to the processor unit 100, the marine environment, six degrees of freedom movement of an offshore structure, a tank state, an upper hull, a seabed, or a combination thereof; An external device connection unit 400 connected to the processor unit 100; And a time information synchronous connection unit 500 connected to the processor unit 100, wherein the processor unit 100
  • a motor driving and hydraulic driving unit 700 operated by the algorithm control processor 600 operated by the algorithm control processor 600
  • the motor and the hydraulic device 900 further includes an electric winch 910 and a rotary turret 920
  • the processor unit 100 is the optical sensor measuring unit (200a ⁇ 200f)
  • the data Using the data measured by the measuring unit (300a ⁇ 300f) through the control algorithm of the algorithm control processor 600, the mooring line 7 connected to the electric winch 910 is pulled or relaxed, Real-time monitoring of at least one of the mooring line, the marine environment, the six degree of freedom movement of the offshore structure, the tank condition, the hull top, the seabed or a combination thereof characterized by controlling the rotation of the typical turret 920
  • a method implemented on a static and dynamic positioning or motion control system of an offshore structure, the optical sensor measuring unit (200a ⁇ 200f) and the data measuring unit (300a ⁇ 300f) is the tension change of the mooring line (7); Marine environment data of at least one of wind direction, wind speed, atmospheric humidity, atmospheric pressure, atmospheric temperature, cloud height, clock, blue, wave, ocean current
  • the processor 100 using the data measured by the optical sensor measuring units 200a to 200f and the data measuring units 300a to 300f through the control algorithm of the algorithm control processor 600.
  • the tension of the mooring line can be measured and accordingly, the static and dynamic positioning or motion control and management of the appropriate offshore structure can be made automatically.
  • it takes a lot of money to periodically perform the ROV underwater inspection for the mooring line according to the present invention can reduce the cost required for underwater inspection because the real-time monitoring for the mooring line.
  • various marine environmental factors such as wind direction, wind speed, atmospheric humidity, atmospheric pressure, atmospheric temperature, cloud height, clock, blue, wave, current flow rate, current direction, rainfall through the real-time monitoring of the marine environment Automatically static and dynamic positioning or motion control and management of appropriate offshore structures can be achieved accordingly.
  • the real-time monitoring of the offshore structure can measure the six degree of freedom movement of the offshore structure and accordingly can automatically and statically and dynamically positioning or motion control and management of the appropriate offshore structure.
  • the present invention through the real-time monitoring of the tank status can measure the amount of leakage and sloshing data of the various tanks in the offshore structure and accordingly can automatically and statically and dynamically positioning or motion control and management of the appropriate offshore structure .
  • the real-time monitoring of the upper part of the hull measures the damage and life of pipes, equipment, etc. located on the upper part of the hull of the marine structure, and accordingly, it is possible to automatically and appropriately control the static and dynamic positioning or motion control and management of the marine structure. Can be done.
  • real-time monitoring of the seabed measures damage and lifespan of umbilical cables, pipes, pumps, and valves located on the seabed and automatically adapts static and dynamic positioning or motion of appropriate offshore structures (posture Control and management can be achieved.
  • FIG. 2 shows a view of a drill ship.
  • FIG. 3 shows the appearance of a jack-up rig.
  • GBS 7 is a view showing a state of concrete gravity structure (GBS).
  • FIG. 8 is a view showing a one-point mooring method of the mooring method of an offshore structure.
  • FIG. 9 is a view showing a dynamic position maintenance method of the mooring method of the offshore structure.
  • FIG. 10 is a view showing the surrounding environment of the marine structure to which the present invention is applied.
  • 11A is a block diagram illustrating the structure of a static and dynamic positioning or motion control system of an offshore structure using real-time monitoring of mooring lines in accordance with the present invention.
  • 11B is a block diagram illustrating the structure of a static and dynamic positioning or motion control system of an offshore structure using real time monitoring of an offshore environment in accordance with the present invention.
  • 11C is a block diagram illustrating the structure of a static and dynamic positioning or motion control system of an offshore structure using real-time monitoring of six degrees of freedom motion of the offshore structure in accordance with the present invention.
  • 11D is a block diagram illustrating the structure of a static and dynamic positioning or motion control system of an offshore structure using real time monitoring of tank conditions in accordance with the present invention.
  • 11E is a block diagram illustrating the structure of a static and dynamic positioning or motion control system of an offshore structure using real time monitoring of the hull top in accordance with the present invention.
  • 11F is a block diagram illustrating the structure of a static and dynamic positioning or motion control system of an offshore structure using real time monitoring of a seabed according to the present invention.
  • FIG. 12 is a block diagram illustrating a peripheral configuration connected to the processor unit of FIGS. 11A to 11F.
  • FIG. 13A illustrates an embedded sensor unit formed in the mooring line of FIG. 11A.
  • 13B is a diagram illustrating six degrees of freedom motion of an offshore structure.
  • Figure 10 is a view showing the surrounding environment of the marine structure to which the present invention is applied
  • Figures 11a to 11f are each of the mooring line, the marine environment, the six degree of freedom movement of the marine structure, tank state, the hull top or the seabed according to the present invention, respectively
  • Is a block diagram illustrating a structure of a static and dynamic positioning or motion control system of an offshore structure using real-time monitoring of FIG. 12, and
  • FIG. 12 is a block diagram illustrating a peripheral configuration connected to the processor unit of FIGS. 11A to 11F
  • FIG. 13A is FIG. 11A.
  • FIG. 13B is a view illustrating an embedded sensor unit formed in the mooring line of FIG.
  • the static and dynamic positioning or motion control system of the offshore structure includes the processor unit 100, mooring lines, the marine environment, the six degree of freedom movement of the offshore structure, the tank state, the light sensor measurement unit 200a to 200f on the hull or the seabed. , Mooring line, marine environment, six degree of freedom movement of the marine structure, tank status, data measuring unit 300a to 300f for the hull or seabed, external equipment connection 400, time information synchronization connection 500 .
  • the marine structure to which the present invention is applied may be any fixed, semi-submersible, marine, floating and / or submerged large-scale marine structure, for example FPSO, F-LNG, LNGC, drilling vessels, wind power A turbine for power generation or the like can be applied.
  • FPSO field-submersible
  • F-LNG floating and / or submerged large-scale marine structure
  • LNGC floating vessels
  • wind power A turbine for power generation or the like can be applied.
  • the present invention does not limit the type of the marine structure.
  • This offshore structure 1 is provided with a umbilical cable 6 or a rotary screw type or tri-locking system at the end of the pipe and connects with sub-tree structures 2 of the seabed. It is also connected via a riser 5 from the seabed to the emergency shutdown valve at the bottom of the FPSO.
  • the seabed has a mooring line 7 for fixing the offshore floating structure to the sea bottom and a riser for pulling up crude oil ( riser (5) may be installed, and at sea, a carrier (3) carrying such crude oil is connected to the FPSO (1) and offload transfer pipe line (4).
  • the processor unit 100 includes an algorithm control processor 600, a motor driving and hydraulic driving unit 700, a motor and a hydraulic device 900.
  • the algorithm control processor 600 controls a motor and a hydraulic device 900 such as an anchoring winch 910 and a rotary turret 920 using a prestored control algorithm.
  • the motor driving and hydraulic driving unit 700 is operated by the algorithm control processor 600.
  • the motor and hydraulic device 900 is operated by the motor driving and hydraulic driving unit 700.
  • the processor unit 100 includes a signal transmission and reception unit 800 to transmit a control command from the processor unit 100 to the algorithm control processor 600, or from the algorithm control processor 600 to the motor and
  • the driving information of the hydraulic apparatus 900 is received.
  • the signal transmitting and receiving unit 800 may be a communication means such as RS232, RS485, CAN, TCP / IP, or an optical modem or an ultrasonic / sound sonar for implementing the same.
  • the optical sensor measuring unit 200a to 200f for the mooring line, the marine environment, the six degree of freedom movement of the marine structure, the tank state, the upper part of the hull or the seabed introduces an optical fiber, or at least one or two or more optical fiber grating sensors.
  • FBG fiber bragg grating
  • the optical fiber grating sensor is used for structural safety monitoring, and has a higher sensitivity than the existing strain gage, and because it uses an optical signal, it is not affected by the electromagnetic field, and thus, there is no risk of explosion in response to LNG.
  • the detection signal by the optical fiber grating sensor is transmitted to the processor unit 100 in real time.
  • the six degree of freedom movement of the mooring line, marine environment, offshore structure, tank state, the light sensor measuring unit (200a ⁇ 200f) for the hull top or seabed respectively, six degrees of freedom of the mooring line, marine environment, offshore structure It operates independently with the data measuring units 300a to 300f for motion, tank condition, upper hull or seabed, and the six degree of freedom movement of the mooring line, marine environment, offshore structure, tank condition, upper hull or seabed.
  • the data measured by the sensor measuring unit 200a to 200f and the data measuring unit 300a to 300f for the mooring line, the marine environment, the six degree of freedom movement of the marine structure, the tank state, the upper part of the hull or the seabed are measured by OTDR, Raman. It can be monitored at all times by optical metrology including Boullian, Rayleigh, distributed acoustic sensing (DAS), Acoustic Emission, Inteferometric or a combination thereof.
  • DAS distributed acoustic sensing
  • the sensor volume and time tag measured by the data measuring unit 300a to 300f for the tank state, the upper part of the hull or the seabed are transmitted through real-time post-processing, in which the optical signal transmitted, the radar signal in the air, and the sonar in the water
  • the path correction of the signal uses an optical metrology method including OTDR, Raman, Boullian, Rayleigh, distributed acoustic sensing (DAS), acoustic emission, inteferometric, or a combination thereof having the wavelength of the optical fiber grating sensor.
  • DAS distributed acoustic sensing
  • the optical measuring method including OTDR, Raman, Boullian, Rayleigh, DAS (distributed acoustic sensing), Acoustic Emission, Inteferometric, or a combination thereof, injects pulsed light into the optical fiber and tensions or bends the optical fiber due to external stimulation.
  • the optical sensor measuring unit 200a ⁇ 200f for the mooring line, the marine environment, six degrees of freedom movement of the marine structure, the tank state, the upper hull or the seabed is a digital analog converter, internal variable light source, optical coupler, It may further include a photo diode and an analog-to-digital converter.
  • the data is stored in the standard time of each country by using the time information supported by GPS, Gyro, and Sonar modules to know the exact time of the measured data using the international standardized communication protocol including time information.
  • This data can be used as a synchronized measurement data for analysis, and can be used as an important element technology when sharing data with various types of sensor measuring equipment.
  • the mooring line optical sensor measuring unit 200a detects a change in tension of the mooring line 7 in real time, and may be installed inside or outside the mooring line 7. Therefore, in the present invention, the mooring line optical sensor measuring unit 200a (and / or mooring line data measuring unit 300a) installed in the mooring line 7 is used to change the tensile force, that is, the tension of the mooring line 7. More accurate and accurate measurement can be performed, and further, by winding or unwinding a rope wire (not shown) wound on the electric winch 910 through an electric winch 910 connected to the mooring line 7. Carriers can maintain the required safe distances in marine storage such as LNG carriers and FPSOs. Furthermore, the present invention can use the optical fiber grating sensor that is longer than the life of the mooring line (7), unlike the existing electric sensor, it is possible to ensure the durability of the sensor longer than the life of the mooring line (7).
  • the marine environment optical sensor measuring unit 200b is installed inside or outside of the marine structure, such as wind direction, wind speed, atmospheric humidity, atmospheric pressure, atmospheric temperature, cloud height, clock, blue wave, wave height, current velocity, current direction, and rainfall.
  • At least one marine environment data is measured in real time, and the processor unit 100 is wound around the electric winch 910 through an electric winch 910 connected to the mooring line 7 in accordance with the measured marine environment data.
  • Winding or unwinding rope rope wires allows the carrier to maintain the required safe distances from offshore storage such as F-LNG vessels and FPSOs.
  • the present invention can use the optical fiber grating sensor that is longer than the life of the mooring line (7), unlike the existing electric sensor, it is possible to ensure the durability of the sensor longer than the life of the mooring line (7).
  • the offshore structure optical sensor measuring unit 200c is installed inside or outside the offshore structure to measure the six degree of freedom motion of the offshore structure in real time, and the processor unit 100 measures the six degrees of freedom of the offshore structure thus measured.
  • Marine wires such as F-LNG ships, FPSOs, etc. are wound or unwound in a manner of winding or unwinding a rope wire (not shown) wound on the electric winch 910 through an electric winch 910 connected to the mooring line 7 in accordance with the motion data. It is possible to maintain the required safety distance of the carrier in the reservoir.
  • the present invention can use the optical fiber grating sensor that is longer than the life of the mooring line (7), unlike the existing electric sensor, it is possible to ensure the durability of the sensor longer than the life of the mooring line (7).
  • the tank state optical sensor measuring unit 200d is installed inside or outside the offshore structure to measure the amount of leakage and sloshing data of various tanks such as LNG, ballast, cargo oil tank in the offshore structure in real time, the processor
  • the part 100 is a rope wire wound on the electric winch 910 through an electric winch 910 connected to the mooring line 7 in accordance with the measured leakage amount and sloshing data of various tanks in the marine structure.
  • By winding or unwinding it is possible to maintain the required safety distance of carriers in marine storage such as F-LNG ships and FPSOs.
  • the present invention can use the optical fiber grating sensor that is longer than the life of the mooring line (7), unlike the existing electric sensor, it is possible to ensure the durability of the sensor longer than the life of the mooring line (7).
  • the upper hull optical sensor measurement unit 200e is installed inside or outside the offshore structure to measure the damage and life of pipes, equipment, etc. located in the hull of the offshore structure in real time, and the processor unit 100 Winding or unwinding the rope wire (not shown) wound on the electric winch 910 through the electric winch 910 connected to the mooring line 7 in accordance with the damage and life data of the pipe, equipment, etc. measured in this way Carriers, such as F-LNG ships and FPSOs, will be able to maintain the required safe distance for carriers. Furthermore, the present invention can use the optical fiber grating sensor that is longer than the life of the mooring line (7), unlike the existing electric sensor, it is possible to ensure the durability of the sensor longer than the life of the mooring line (7).
  • such a seabed optical sensor measuring unit 200f is installed inside or outside the offshore structure to measure the damage and lifespan of umbrical cables, pipes, pumps and valves under the water surface of the offshore structure, ie, on the seabed in real time.
  • the processor unit 100 may drive the electric winch 910 through an electric winch 910 connected to the mooring line 7 in accordance with the damage and life data of the umbilical cable, pipe, pump, and valve, and the like.
  • the rope wire (not shown) wound around the wire, it is possible to maintain the required safety distance of the carrier in marine storage such as F-LNG ship, FPSO, and the like.
  • the present invention can use the optical fiber grating sensor that is longer than the life of the mooring line (7), unlike the existing electric sensor, it is possible to ensure the durability of the sensor longer than the life of the mooring line (7).
  • the mooring line data measuring unit 300a also detects a change in tension of the mooring line 7 in real time, like the mooring line optical sensor measuring unit 200a, and the mooring line data measuring unit 300a includes the mooring line ( 7 includes an embedded sensor part 310 formed in the inside of the 7) and an electrical measurement sensor part 320 formed on an outer portion of the mooring line 7.
  • the embedded sensor unit 310 or the electrical measurement sensor unit 320 may include a strain sensor, an electric LVDT sensor, a temperature sensor, an electric inertial measurement sensor (IMU), a 2D laser sensor, an ultrasonic displacement sensor, and an underwater ultrasonic wave. And a gap detection sensor.
  • the strain sensor and the temperature sensor can be implemented in an electrical or optical manner.
  • the embedded sensor unit 310 or the electrical measurement sensor unit 320 may further include an optical load cell, 3D accelerometer, inclinometer.
  • the marine environment data measuring unit 300b is an electric sensor measuring unit, and the marine environment data measuring unit 300b also has a wind direction, wind speed, atmospheric humidity, atmospheric pressure, atmospheric temperature, like the marine environment optical sensor measuring unit 200b. At least one marine environment data of cloud height, clock, blue, wave, current speed, current direction, rainfall is measured in real time.
  • the marine environment data measurement unit 300b measures the wind direction / anemometer, thermometer, etc.
  • the marine environment data measuring unit 300b may include all sensor equipment for measuring aerodynamic and hydrodynamic characteristics of the marine environment, and may also include a case of using a satellite.
  • the marine environment data measuring unit 300b links the position data calculated from the DGPS or local GPS installed in the buoy with the marine environment data.
  • the detected information and information obtained from the GPS, Gyro, and Sonar modules described below are interlocked with each other by the processor unit 100 in time, thereby controlling the electric winch 910 and connected to the electric winch 710.
  • the mooring line (7) is pulled and released to stabilize.
  • the marine structure data measuring unit 300c also measures the six degrees of freedom motion of the marine structure in real time as the marine structure optical sensor measuring unit 200c.
  • the marine structure data measuring unit 300c includes an inclinometer and an acceleration. At least one of a sensor, a strain sensor, a pressure sensor, an inertial sensor (IMU), an extension-meter.
  • the sensor may be implemented electrically or optically.
  • the tank state data measuring unit 300d also measures the amount of leakage and sloshing data of various tanks such as LNG, ballast, and cargo oil tanks in the offshore structure in real time as the tank state optical sensor measuring unit 200d.
  • the tank state data measuring unit 300d includes a plurality of sensors such as a strain sensor, a temperature sensor, an acceleration sensor, and a pressure sensor for measuring the amount of leakage and sloshing data of various tanks.
  • the sensor may be implemented electrically or optically.
  • the upper hull data measurement unit 300e also measures the damage and life of the pipes, equipment, etc. located in the upper hull of the marine structure, such as the upper hull optical sensor measurement unit 200e in real time, measuring the upper hull data
  • the unit 300e includes a plurality of sensors, such as strain sensors, temperature sensors, acceleration sensors, pressure sensors, and life sensors, for measuring damage and life data of various pipes, equipment, and the like.
  • the sensor may be implemented electrically or optically.
  • the subsea data measuring unit 300f also measures the damage and the life of the umbilical cable, pipes, pumps, valves, etc. located in the seabed in real time, such as the subsea optical sensor measuring unit 200f, this subsea data measurement
  • the unit 300f includes a plurality of sensors, such as strain sensors, temperature sensors, acceleration sensors, pressure sensors, and life sensors, for measuring damage and life data of umbilical cables, pipes, pumps, and valves. do.
  • the sensor may be implemented electrically or optically.
  • the embedded sensor unit 310 may be formed to surround the central core line with a peripheral line after forming the sensors in the central core line of the mooring line 7. Can be.
  • various sensors are formed in the mooring line 7 to predict the extension of the mooring line 7, and thus the tension change of the mooring line 7 can be detected.
  • the present invention can use the monitoring data of the mooring line to measure the current and current or the tectonic fluctuations of the seabed.
  • the accelerometer and strain sensor By measuring the direction and strain of the tension applied to the mooring line using the accelerometer and strain sensor, it is possible to measure the direction and velocity of the currents and currents through the accelerometer and strain sensor.
  • measurements of perceptual fluctuations can be made.
  • the detected information and information obtained from the GPS, Gyro, and Sonar modules described below are interlocked with each other by the processor unit 100 in time, thereby controlling the electric winch 910 and connected to the electric winch 710.
  • the mooring line (7) is pulled and released to stabilize.
  • the electrical inertial measurement sensor 320 may be used to control or navigate the marine structure, such that the acceleration, angular acceleration, magnetic field sensor and the like of the marine structure can be combined.
  • the relative height change pitch can be detected according to the loading and unloading of the structure, and the detection value can be used as correction information for maintaining a safe anchoring of the offshore structure. That is, the processor unit 100 may control the tensile force of the mooring line 7 by the driving of the electric winch 910 by using the detected value.
  • the present invention can also find the vortex in the atmosphere or water through the analysis of the data measured the angle of incidence of the wind direction and the angle of incidence of the current.
  • the data measured by the data measuring units 300a to 300f for the tank condition, the upper part of the hull or the seabed means data of a static and / or dynamic type with or without a time tag.
  • the electric winch 910 not only provides power for pulling the mooring line 7 or releasing the tension of the mooring line 7 by the motor driving and hydraulic driving part 700, but also a magnetic brake (The rotation of the electric winch 910 due to the rotational inertia after the current interruption when the driving of the electric winch 910 is stopped may be stopped in a short time.
  • the algorithm control processor 600 includes the optical sensor measuring unit 200a to 200f and the mooring line and the marine environment for the mooring line, the marine environment, the six degree of freedom movement of the marine structure, the tank state, the upper part of the hull or the seabed. , 6 degrees of freedom of movement of the marine structure, the tank state, the hull and the signal of the data measurement unit (300a ⁇ 300f) for the seabed is calculated in terms of all. Then, the processor unit 100 pulls or relaxes the mooring line 7 connected to the electric winch 910 through a control algorithm of the algorithm 600 for controlling the algorithm using the converted data. It is to control the rotation of the rotatable turret 920.
  • the data measuring units 300a to 300f for the degree of movement, the tank state, the upper part of the hull or the seabed respectively include the marine structure 1, the riser 5, and the mooring line 7 to reflect the external force of the environment; Marine environmental factors such as wind direction, wind speed, atmospheric humidity, atmospheric pressure, atmospheric temperature, cloud height, clock, blue, wave, current velocity, current direction and rainfall; Offshore structures 1; At least one of LNG, ballast and cargo oil tanks in offshore structures; At least one or more of pipes and equipment located on the topside of the offshore structure; Or at least one of umbilical cables, pipes, pumps and valves located on the sea floor; The periodic or aperiodic coupled energy due to the hydrodynamic or aerodynamic properties of and the response vector are measured.
  • the algorithm control processor 600 is the mooring line, the marine environment, six degrees of freedom movement of the marine structure, tank state, the hull upper or subsea light sensor measurement unit (200a ⁇ 200f) and the mooring line, marine environment, marine Perform the structural analysis or behavior analysis of the offshore structure 1 by converting all the 6 degrees of freedom movement of the structure, the tank state, the measurement signal of the upper part of the ship or the seabed data measuring unit 300a to 300f, and the DB look-up table Implement Then, the processor unit 100 predicts the time-delayed movement of the offshore structure 1 through a control algorithm of the algorithm 600 for controlling the algorithm using the converted data in advance to advance the offshore structure.
  • Static and dynamic positioning or motion control can be performed. This allows for optimized static and dynamic positioning or motion control, both in the traditional way using thrusters or in the case of one or more rudders, in the process of roll , pitch and other movement can be minimized.
  • the mooring line optical sensor measuring unit 200a and the mooring line data measuring unit 300a may include a wellhead connected to a riser. Real-time measurement of changes in tension, fatigue load, acceleration, extension, or inertia between sections of risers and subsea structures, including wellheads, BOPs, or drill rigs
  • the processor unit 100 reflects the measured value in the control.
  • the mooring line optical sensor measuring unit 200a and the mooring line data measuring unit 300a include the temperature-compensated strains, accelerations, and the like of the embedded sensor unit 310 and the electrical measurement sensor unit 320 formed in the mooring line 7.
  • the tilt or moment change is measured in real time, and the processor unit 100 reflects the measured value in the control.
  • the mooring line optical sensor measuring unit 200a and the mooring line data measuring unit 300a measure the change in tension of the housing line that supplies oil (off-loading) in real time, and the processor unit 100 Measured values are provided to oil supply LNG (LNGC), tankers, unmanned submersibles (ROVs), or platform supply vessels (PSVs) to optimize the static structure of marine structures and their mutuals. And dynamic positioning or motion control.
  • the processor unit 100 balances the offshore structure and minimizes the six degree of freedom movement by adjusting water in the ballast tank of the offshore structure 1 and setting the direction of the rudder (passive / semi-active control). .
  • the processor unit 100 controls water in the ballast tank of the offshore structure 1 and the direction of the rudder for optimized static and dynamic positioning or motion control. Passive / semi-active control balances offshore structures and minimizes six degrees of freedom movement.
  • the processor unit 100 may be configured to control water in a ballast tank of the offshore structure 1 and to control the rudder for optimized static and dynamic positioning or motion control. Passive / semi-active control balances offshore structures and minimizes six degrees of freedom.
  • the external device connection unit 400 includes a trigger input / output device 410 connected to the processor unit 100.
  • the trigger input / output device 410 is provided with respective input and output terminals (not shown) for transmitting and receiving a trigger signal and a sampling signal, the mooring line, the marine environment, six degrees of freedom movement of the offshore structure, tank state,
  • the light sensor measuring unit 200a to 200f for the upper hull or the seabed, the mooring line, the marine environment, the six degree of freedom movement of the marine structure, the tank state, the data measuring unit 300a to 300f for the upper hull or the seabed are the same.
  • the processor 100 may perform synchronization of the measurement at each measurement device. .
  • the time information synchronization connector 500 includes a global positioning system (GPS), a Gyro (gyroscope), and a sonar (sound navigation and ranging) module 510 connected to the processor 100.
  • GPS global positioning system
  • Gyro gyroscope
  • sonar sound navigation and ranging
  • the data measuring unit 300a ⁇ 300f
  • the processor unit 100 shows complex data and the like in a graph form through a monitor, and all the data are hard disks. You can save it, print it, and use it.
  • the processor unit 100 is the mooring line, marine environment, six degrees of freedom movement of the marine structure, the tank state, the light sensor measuring unit (200a ⁇ 200f) and the mooring line, marine environment, marine By collecting and utilizing data measured by the data measuring units 300a to 300f for the six degree of freedom motion of the structure, the tank state, the upper part of the hull or the seabed, the external force applied to the equipment connected to the mooring line 7 of the offshore structure It can be minimized.
  • the processor unit 100 may maintain the necessary safety distance of the carrier by utilizing information collected from the marine storage itself (eg, F-LNG ship, FPSO) and / or carrier predicting a geographic location.
  • a first power supply unit for supplying power for driving the electric winch 910 motor (AC 220V) among external control devices such as the motor and the hydraulic device 900, and a power supply for driving the processor unit 100.
  • a second power supply unit for supplying (24 VDC), the mooring line, the marine environment, the six degree of freedom movement of the marine structure, the tank state, the light sensor measuring unit 200a to 200f for the upper part of the ship, or the mooring line, It may include a third power supply for supplying a power (DC 12V) for driving the data measuring unit (300a ⁇ 300f) for the marine environment, six degrees of freedom movement of the marine structure, the tank state, the upper hull or the seabed.
  • DC 12V power
  • the present invention does not limit the type of power supplied from the power supply unit 20 and the number of installation of the power supply unit 20.
  • the present invention is a mooring line implemented on the static and dynamic positioning or motion control system of the offshore structure using real-time monitoring of the mooring line described above, six degrees of freedom movement of the offshore structure, tank condition, the hull top, the seabed or their Also provided is a method for static and dynamic positioning or motion control of an offshore structure using at least one real-time monitoring of a combination, which will be described in detail by dividing the situation in which the present invention is implemented. In this case, in the description of the present invention, duplicate descriptions of the same parts as those described above will be omitted.
  • First step 6 degree of freedom movement of the mooring line, marine environment, offshore structure, tank condition, light sensor measuring unit (200a ⁇ 200f) for the hull upper or seabed and six degrees of freedom of the mooring line, marine environment, offshore structure
  • Marine environment data of at least one of wind direction, wind speed, atmospheric humidity, atmospheric pressure, atmospheric temperature, cloud height, clock, blue, wave, ocean current velocity, ocean direction, and rainfall
  • Six degrees of freedom movement of offshore structures Leakage and sloshing data of tanks mounted in offshore structures; Damage and longevity of at least one or more of the pipes and equipment located above the hull of the marine structure; Or damage and longevity of at least one of umbilical cables, pipes, pumps and valves located on the sea floor in real time.
  • the data measured by the data measuring units 300a to 300f for the tank state, the upper part of the hull or the seabed is data of a static or dynamic type with or without a time tag.
  • the external device connection unit 400 is the mooring line, the marine environment, six degrees of freedom movement of the marine structure, the tank state, the light sensor measuring unit (200a ⁇ 200f) and the mooring line for the upper hull or the seabed,
  • the data measuring units 300a to 300f for the marine environment, the six degree of freedom movement of the marine structure, the tank state, the upper part of the hull or the seabed are sampled at the same time, and at the same time when analyzing the data detected by the respective measuring equipment. Match the detected data.
  • the time information synchronization connector 500 uses the GPS, Gyro, Sonar module to measure the light sensor for the mooring line, the marine environment, six degrees of freedom movement of the marine structure, the tank state, the upper hull or the seabed Implement the mutual synchronization function of the data detected by the unit (200a ⁇ 200f) and the data measuring unit (300a ⁇ 300f) for the mooring line, the marine environment, six degrees of freedom movement of the marine structure, the tank state, the upper hull or the seabed do.
  • the processor unit 100 is the mooring line, the marine environment, six degrees of freedom movement of the marine structure, the tank state, the optical sensor measuring unit (200a ⁇ 200f) for the hull upper or the seabed, the mooring line, the ocean
  • the processor unit 100 is the mooring line, the marine environment, six degrees of freedom movement of the marine structure, the tank state, the optical sensor measuring unit (200a ⁇ 200f) for the hull top or the seabed and the mooring line, marine environment,
  • the signal measured by the data measuring unit (300a ⁇ 300f) for the six degrees of freedom motion of the offshore structure, the tank state, the upper hull or the seabed is converted into a digital signal through a plurality of analog-to-digital converter, the processor for controlling the algorithm ( 600 converts the converted signal into a physical value.
  • the data measured by the data measuring units 300a to 300f for tank condition, hull top or seabed may include OTDR, Raman, Boullian, Rayleigh, distributed acoustic sensing (DAS), Acoustic Emission, Inteferometric, or a combination thereof. It is processed by light measurement method.
  • the processor unit 100 is the mooring line, the marine environment, six degrees of freedom movement of the marine structure, the tank state, the optical sensor measuring unit (200a ⁇ 200f) for the hull top or the seabed and the mooring line, marine environment
  • the data measured by the data measuring units 300a to 300f for the six degrees of freedom movement of the marine structure, the tank state, the upper part of the ship or the seabed are shown in a graph form on a monitor, or stored or printed to a hard disk.
  • the processor unit 100 is the mooring line, the marine environment, the six degree of freedom movement of the marine structure, the tank state, the optical sensor measuring unit (200a ⁇ 200f) for the hull upper or seabed and the mooring line, marine Collect and utilize data measured by the data measuring units 300a to 300f for the environment, the six degree of freedom movement of the offshore structure, tank condition, the upper part of the hull or the seabed, and apply it to the equipment connected to the mooring line 7 of the offshore structure. Minimize external forces.

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Abstract

본 발명은 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템 및 방법을 제공한다. 본 발명에서는 계류라인의 정적 및 동적 실시간 모니터링 데이터를 취득하고 이를 해양 구조물의 포지셔닝 또는 모션 제어 및 관리를 위하여 처리한다. 본 발명에 따르면, 1) 계류라인의 실시간 모니터링을 통해 계류라인의 텐션을 측정하며, 2) 해양환경의 실시간 모니터링을 통해 풍향, 풍속, 대기 습도, 대기 압력, 대기 온도, 운고, 시계, 파랑, 파고, 해류 속도, 해류 방향, 강우 등의 각종 해양환경 요소를 측정하고, 3) 해양 구조물의 실시간 모니터링을 통해 해양 구조물의 6자유도 운동을 측정하며, 4) 탱크 상태의 실시간 모니터링을 통해 해양 구조물 내 각종 탱크의 누손량 및 슬로싱 데이터를 측정하고, 5) 선체 상부의 실시간 모니터링을 통해 해양 구조물의 선체 상부에 위치한 파이프, 장비 등의 손상 및 수명을 측정하며, 6) 해저의 실시간 모니터링을 통해 해저에 위치한 엄비리컬 케이블, 파이프, 펌프 및 밸브 등의 손상 및 수명을 측정하고, 이에 맞추어 자동으로 적절한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 및 관리가 이루어질 수 있다.

Description

해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템 및 방법
본 발명은 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템 및 방법에 관한 것으로, 보다 상세하게 본 발명은 환경 외력을 반영하여, 해양 구조물과 라이저(riser) 및 계류라인(mooring line)의 유체역학적(hydrodynamic) 혹은 공기역학적(aerodynamic) 특성에 의한 주기성 혹은 비주기성의 복합 에너지(coupled energy)와 반응(response)을 실시간으로 모니터링 하고 이를 바탕으로 해양 구조물에 대한 최적의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어를 수행하는 것을 특징으로 하는, 계류라인의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템 및 방법에 관한 것이다. 본 발명에서는 계류라인의 정적 및 동적 실시간 모니터링 데이터를 취득하고 이를 해양 구조물의 포지셔닝 또는 모션 제어 제어 및 관리를 위하여 처리한다.
또한 본 발명은 풍향, 풍속, 대기 습도, 대기 압력, 대기 온도, 운고, 시계, 파랑, 파고, 해류 속도, 해류 방향, 강우 등 해양환경 요소의 유체역학적(hydrodynamic) 혹은 공기역학적(aerodynamic) 특성에 의한 주기성 혹은 비주기성의 복합 에너지(coupled energy)와 반응(response)을 실시간으로 모니터링 하고 이를 바탕으로 해양 구조물에 대한 최적의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어를 수행하는 것을 특징으로 하는, 해양환경의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템 및 방법에 관한 것이다. 본 발명은 해양환경의 실시간 모니터링을 통해 풍향, 풍속, 대기 습도, 대기 압력, 대기 온도, 운고, 시계, 파랑, 파고, 해류 속도, 해류 방향, 강우 등의 각종 해양환경 요소를 측정하고 이에 맞추어 자동으로 적절한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 및 관리가 이루어질 수 있도록 한다.
또한 본 발명은 해양 구조물의 6자유도 운동(6-dof, degree of freedom) 특성에 의한 주기성 혹은 비주기성의 복합 에너지(coupled energy)와 반응(response)을 실시간으로 모니터링 하고 이를 바탕으로 해양 구조물에 대한 최적의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 를 수행하는 것을 특징으로 하는, 해양 구조물의 6자유도 운동의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템 및 방법에 관한 것이다.
또한 본 발명은 해양 구조물 내 LNG, 밸러스트, 화물유 탱크, 파이프 중 어느 하나 이상의 탱크의 유체역학적(hydrodynamic) 혹은 공기역학적(aerodynamic) 특성에 의한 주기성 혹은 비주기성의 복합 에너지(coupled energy)와 반응(response)을 실시간으로 모니터링 하고 이를 바탕으로 해양 구조물에 대한 최적의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어를 수행하는 것을 특징으로 하는, 탱크 상태의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템 및 방법에 관한 것이다.
또한 본 발명은 해양 구조물의 선체 상부(topside)에 위치한 파이프, 장비 등의 유체역학적(hydrodynamic) 혹은 공기역학적(aerodynamic) 특성에 의한 주기성 혹은 비주기성의 복합 에너지(coupled energy)와 반응(response)을 실시간으로 모니터링 하고 이를 바탕으로 해양 구조물에 대한 최적의 정적 및 동적 또는 모션 제어를 수행하는 것을 특징으로 하는, 선체 상부의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 또는 모션 제어 시스템 및 방법에 관한 것이다.
또한 본 발명은 해저에 위치한 엄비리컬 케이블, 파이프, 펌프 및 밸브 중 어느 하나 이상의 유체역학적(hydrodynamic) 특성에 의한 주기성 혹은 비주기성의 복합 에너지(coupled energy)와 반응(response)을 실시간으로 모니터링 하고 이를 바탕으로 해양 구조물에 대한 최적의 정적 및 동적 또는 모션 제어를 수행하는 것을 특징으로 하는, 해저의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템 및 방법에 관한 것이다.
1. 해양 구조물(도 1)
해양 구조물이란 육지와 연결된 어떤 구조도 갖지 않은 채 어떤 날씨 조건 하에서도 바다의 한 지점에 머물러 있을 수 있는 구조물을 말한다. 해양 구조물이 쓰이는 곳은 다양하다. 해저유전이나 가스의 개발과 생산, 또는 신재생에너지 발전 (예- 풍력, 조력, 파력 등) 을 위해 설치되기도 하고, 대형 유조선의 접안을 위한 항만 구조물로 쓰이기도 한다. 대형 유조선이 정박하려면 그만한 수심이 필요하고 따라서 준설이 여의치 않을 때는 아예 깊은 곳까지 젯티와 돌핀을 연장하여 항만을 만들어야 하기 때문이다. 이를 일명 오프쇼어 마린 터미널(offshore marine terminal)이라 한다. 근자에 와서는 발전소나 석유저장시설, 어업 중계기지 등을 위해 해양 구조물이 만들어지기도 한다.
해양 구조물 제작용 재료를 살펴보면, 가장 많이 쓰이는 재료는 역시 철강이다. 이때 바다 밑에 들어가는 부분은 원형 단면을 갖는 강관을 사용하는데, 이는 단면 형상이 파도나 해류의 힘을 되도록 적게 받기 때문이며, 또 다른 이유로는 강관 파일을 기초용으로 사용할 수 있도록 하고, 구조물 설치 시 부력을 받을 수 있게 하는 등을 들 수가 있다.
바다 위 상부 구조에는 제작이 쉽고 유지보수가 용이한 H-빔 등의 형강이 사용된다. 철강재는 부식이 잘 되고 고착성 해양 생물이 잘 자라는 등의 단점에도 불구하고 제작과 설치의 용이성, 설계의 명확성, 구조의 견고성 등의 이점으로 해양 구조물의 재료로 가장 널리 사용되고 있다.
깊은 수심과 단단한 해저 지질을 갖는 지역에서는 콘크리트 구조물이 많이 사용된다. 콘크리트는 내식성이 강하고 자중만으로도 안정된 상태를 유지할 수 있다. 거대한 원통형 콘크리트는 그 내부를 유류 등의 저장시설로 사용할 수 있으며, 운반 및 설치, 그리고 구조물의 검사도 용이하게 수행할 수 있다. 그러나 제작이 힘들고 해저 지질 조건이 제약되는 등, 그 사용이 북해나 극지방으로 제한되는 단점이 있다. 해양 구조물을 그 성격상으로 구분하면 아래와 같이 크게 세 가지로 나눌 수 있다.
(1) 부유식 구조물
이는 주로 석유 시추용으로 사용되어 왔으나, 최근에는 해상발전소, 유류 저장시설 등으로 그 이용이 확산되고 있다. 석유 시추용 부유구조물은 이동성과 고정성이 동시에 보장되어야 한다는 명제를 안고 있다. 다시 말해 시추에 실패했을 때는 즉시 다른 지역으로 이동이 가능해야 하고, 시추 중에는 시추 파이프에 무리한 힘이 가해지지 않을 만큼의 고정성이 확보되어야 한다는 점이다. 부유식 시추선에는 아래의 세 가지가 많이 사용된다.
a. 드릴 쉽(drill ship)(도 2)
자력추진이 가능하여 기동력이 있으나, 고정성은 무어링(mooring) 또는 동적 위치유지 시스템(dynamic positioning) 등으로 확보되기 때문에 악천후 시에는 롤링, 피칭 등의 현상이 발생하여 조업을 어렵게 한다.
b. 잭 업 리그(jack-up rig)(도 3)
조업 중에는 3개의 레그(leg)가 해저에 고정되어 안정성을 확보한다. 시추가 끝나면 레그를 잭 업 방식으로 들어올려 선체(hull)의 부력으로 뜨게 되며, 이때 견인선이 토잉(towing)하여 다른 지역으로 이동하게 된다. 고정성은 드릴 쉽에 비해 우수하나 수심이 깊은 곳에서는 조업 자체가 불가능하고, 기동성이 약하며, 악천후 시에는 잭 업 작업이 일시 중단되기도 한다.
c. 반 잠수식 시추선(semisubmersible)(도 4)
레그가 4개 또는 6개인 부유 구조물이며 각 레그를 연결 하는 폰툰(pontoon)이라는 수평재가 부력을 만들어준다. 구조상으로 안정하다고 할 수 있으나, 상부 데크 면적이 크고, 따라서 많은 기자재 선적이 가능해 악천후시 일시적으로 불안정한 상태가 될 가능성이 있다. 이로 인해 실제로 큰 전복사고가 일어난 적도 있다. 자력 추진이 안돼 기동성이 약하고 제작비와 운영비가 많이 드는 단점이 있다.
d. FPSO(floating production storage offloading)(도 5)
부유식 원유생산 및 저장설비로서, 해상에서 원유채굴부터 저장과 하역 등이 가능하고 이동이 자유로워 소규모 심해유전개발에 적합한 특수선이다. 고유가 시대에 접어들면서, 세계 각국의 석유 생산업체들은 원유가격의 추가 상승을 전제로 석유탐사 개발 프로젝트에 상당한 투자를 하고 있다. 이에 따라 해상유전 개발의 경제성과 편리한 이동으로 인해 기존의 고정식 석유시추선과는 다른 새로운 형태의 FPSO가 등장하게 된 것이다.
FPSO의 전체적인 모습을 보면, 일반 초대형 유조선과 비슷하게 생겼다. 다만 상부에는 원유정제, 가스압축, 원유하역, 해수주입, 자체발전에 필요한 설비들이 설치되어 있어 원유채굴에서부터 정제, 저장, 하역이 자체적으로 이루어진다.
최근에는 환경오염, 님비(NIMBY) 현상 등으로 갈수록 용지 선정이 힘들어지는 원자력, 가스터빈, 파력, 조력, 해상풍력 또는 태양력 발전소, 폐기물 소각장 등을 해상 부유 구조물 위에 건설하는 일이 추진되고 있으며, 대형 철제 구조물 위로 24시간 이착륙이 가능토록 하는 해상공항도 장기적 과제로 남아 있다. 바지선 위에 설치된 중소형 디젤 발전소는 전 세계적으로 현재 많은 수가 설치 완료되어 운전 중이며, 담수화 플랜트와 유류, 가스 저장시설도 해상부유시설로 설치되고 있다.
(2) 고정식 구조물
현재 가장 많이 쓰이는 해양 고정식 구조물에는 소위 쟈켓(jacket)이라 하는 강관 용접 구조물이 있다(도 6). 이 구조물은 보통 육상에서 제작 후 바지선에 실려 해당지역까지 운반된 다음 진수시켜 설치한다. 이때 4~8개의 레그를 통하여 각각 파일을 박게 되는데 상부의 주요 시설은 주로 이 파일들이 지지하게 되고, 강관 구조물은 레그와 브레이스로 이 파일들을 옆으로 지탱하여 측면력에 대한 파일의 거동이 총합적으로 이루어지게 해준다.
쟈켓이란 이름은 구조물이 파일을 감싸고 있기 때문에 붙여진 이름이다. 파일은 해저면 약 100미터까지 깊이 박혀 해양 플랫폼을 해저 지층에 영구적으로 고정시켜주고, 측면 및 수직 하중을 해저에 전달하여 구조물을 안정하게 유지한다.
상부의 주요 시설은 2~3개의 갑판(deck)을 갖는 구조물로 이루어지고, 여러 개의 플랫폼을 갖는 해상 컴플렉스에서는 각 플랫폼을 연결하는 브릿지를 여기에 설치한다. 이 쟈켓 플랫폼은 보통 20년 정도의 설계 수명을 가지며, 해저 석유 생산과 시추, 해상 거주용 등으로 널리 사용된다.
고정식 구조물의 다른 한 종류인 콘크리트 중력식 구조물(GBS)은 외부하중에 대해 파일이 아닌 자체무게로 지지력을 갖는 구조물이다(도 7). 이 때 중력식 구조물에 오랜 기간에 걸친 침하가 일어나지 않도록 하기 위해서는 안정되고 단단한 해저 지면이 필요하다.
극지방에서는 빙산과의 충돌 위험을 줄이기 위해, 또 단단한 해저지면을 갖는 심해에서는 보다 경제적 설계를 위해 큰 베이스(base)를 갖는 모노 타워(monotower) 콘크리트 플랫폼을 설치하기도 한다. 천해에서는 매립을 통해 해중섬을 쌓아 해상도시, 해상공항, 석유생산 시설 등을 만들고 있다.
(3) 유동식 구조물
이는 부유식 구조물의 일종이나 해저면에 설치된 고정식 구조물로부터 강선이 연결되어 부유 구조물의 횡방향 안정을 유도하는 형식의 구조물이다. 이는 심해에 경제적인 구조물을 설치하려는 노력에서 나온 산물이다. 여기에는 가이드 타워(guyed tower)와 TLP(tension leg platform) 등이 있다.
가이드 타워는 플랫폼의 수직하중을 해저면까지 경사 없이 수직으로 내려간 강구조물이 지지하고, 측면하중은 강구조물에 사방으로 경사지게 연결되어 해저면에 고정된 강선이 지탱해 주는 형태이다.
TLP는 각 코너의 레그에서 해저면 고정 구조물까지 수직으로 강선(tendon 또는 tether)을 연결, 측면하중을 일정 한도 내에서 잡아주는 구조물이다. 상부 플랫폼의 부력이 강선의 장력을 항상 일정하게 유지하며, 이 때문에 플랫폼의 상하 운동이 감쇄되어 심해용 유정 개발 작업에 유리한 안정성을 제공한다. TLP는 한 지역에서 작업을 마치면 다른 지역으로 이동하여 재설치가 가능하기 때문에 석유 부존량이 적은 유정 개발시 경제적이다. TLP는 원래 철강 재료로 만들기 시작했으나, 점차 콘크리트 구조로 상부 및 해저 구조물을 만들어 임시 유류 저장시설로도 사용 가능토록 고안되고 있다.
이외에도 심해저 구조물로는 상부를 쟈켓 타입의 강 구조물, 하부를 콘크리트 케이슨으로 만들어 연결시키거나, 반대로 상부를 콘크리트 부유 구조물, 하부를 철구조 트러스로 만들어 특별한 조인트로 이를 연결, 휨력을 제거하는 아티큘레이티드 타워(articulated tower)가 제안되기도 한다.
2. 해양 구조물 설계시 고려해야 할 자연조건
(1) 수심과 해저지형
수심은 기본 수준면(tidal datum)으로부터 해저면에 이르는 수직거리를 말한다. 여기서 기본 수준면은 최저 간조면을 의미하며, 이 이하로 수면이 내려가는 예는 극히 드물다. 수심의 정확한 측정과 그 지역 해저지형의 불규칙성에 대한 올바른 이해는 해양 구조물 설계의 시발점이며, 이로부터 해양 구조물의 높이, 구조물 하부 형태, 선박 접안 시설의 수직 위치 결정, 부식 방지 설계 범위 등을 결정할 수 있고, 구조물의 지형적 안정성도 검증할 수 있다. 수심의 연속 측정에는 음향 측심기인 precision depth recorder와 2차원적 이해가 가능한 side scan sonar 등이 사용된다.
(2) 해저지질
해양 구조물의 기초를 지탱하는 해저지질의 물리적, 공학적 파악은 경제적이고 안전한 구조물 설계를 위해 필수적인 요소이다. 해저 표면의 지질 상태와 하부 기반암까지의 해저 지층 분석을 위해 해저지질 조사가 행하여진다. 해저지질 조사는 직접 보오링을 하여 연속적인 지질 샘플을 구하고 이를 실험실에서 조사 분석하여 설계 자료를 수집하는 것이 보통이다.
그러나 보오링의 전 단계로써 subbottom profiler, boomer, sparker, air gun 등 지구 물리학적 장비를 통해 구조물 주변의 해저 지질 정보를 수집하여야 한다. 이때는 얕은 지층에 대한 보다 실질적인 이해를 위해 피스톤 시추기, grab sampler 등의 샘플 채취를 병행할 수도 있다. 이는 구조물이 설치될 주변 해역의 해저 지질학적 특성을 미리 파악하여 주요 보오링 지점을 결정하고 기타 비 보오링 지역의 지질 상태를 점검할 필요가 있기 때문이다. 만약 단층, 퇴적층 내의 특이 구조, 해저 지층의 급격한 변화, 이상 침식 상태, 퇴적물의 흐름 등이 구조물 주변 해역에서 발견된다면 구조물의 안정성에 중대한 문제를 야기할 수 있다.
지구 물리탐사자료를 분석한 후 해당지역 주변의 지층 변화 정도를 보고 해양 구조물 형태 및 중요도, 개수 등을 고려하여 해저 지층의 시추 지점과 시추 공수 등을 결정한다. 시추된 시료는 현장 분석과 실험실 분석을 통해 각종 토질 특성, 파일의 응력계수와 변위 정도 등을 파악, 기초 설계를 위한 기본적 자료를 제공하게 된다. 특히 해저 표면에 가까운 지층을 집중 분석해야 하는데 이는 이 곳 토질이 구조물의 침하량, 허용지지력, 수평변위 등의 계산에 큰 영향을 미치기 때문이다.
(3) 해풍
바람은 해수면 위의 상부 구조물과 시설물에 압력을 가하거나 진동을 일으켜 영향을 준다. 바람의 세기는 파도나 해류의 그것에 비하면 보잘 것 없으나 해저면 기초로부터의 모멘트 암이 크기 때문에 무시할 수 있는 것은 결코 아니다.
해수면 바람은 돌풍과 지속풍으로 나눌 수 있는데 돌풍은 보통 1분 이하의 풍향 및 풍속의 연속성, 지속풍은 1분 이상의 연속성을 갖는 바람을 말한다. 해양 구조물과 기초 설계에 쓰이는 설계 풍속은 지속풍이 쓰이며, 각 시설물 개체와 바람에 민감한 소형 구조물 설계에는 돌풍을 적용한다.
고유 주기가 긴 심해의 가이드 타워나 텐션 레그 플랫폼에는 풍속 스펙트럼을 써서 고유 주기에 따른 동적 효과(dynamic effect)를 반드시 고려하여야 한다.
(4) 파도
해양 구조물 설계에 있어서 가장 큰 영향을 미치는 것이 바로 해파이다. 해파는 기초 설계나 구조물 각 부재의 설계에 가장 직접적인 큰 힘을 가해 부재의 크기나 길이 설계에 결정적인 요소로 작용한다.
파도의 가장 중요한 특징은 그 불규칙성에 있다. 그러므로 스펙트럼 모델이 어떤 해상 상태를 표시하는 바로미터가 되는데, 이때는 구조물 해석도 통계적으로 수행되어야 한다. 그러나 설계상의 편리성과 그 동안의 경험에 비추어 규칙파 모델링도 해양 구조물 설계에 매우 적합한 것으로 인정되고 있다. 규칙파란 파도를 일정한 파장, 파고, 주기를 갖는 일련의 파형으로 정의하는 것인데, 현재 실용화되어 있는 규칙파 모델에는 에어리파(airy wave), 스토크스(stokes) 5차파, 유량함수(stream function)파 등이 있다.
어떤 파 모델을 설계에 적용하느냐는 수심, 구조물 형상, 적용 파고 등에 따라 달라진다. 이렇게 선택된 파를 설계파라고 하는데 설계파의 변수는 파고, 파 주기, 수심의 세 가지로 대별된다. 이 설계파로부터 각 부재 또는 구조물의 각 지점에 작용하는 물 입자의 속도와 가속도를 계산하여 모리슨 방정식으로부터 최종 파력을 산정하게 된다.
파도의 생성 원인에는 여러 가지가 있으나 가장 큰 것이 바람의 영향이며 이 때문에 구조물 설계시 바람과 파도를 같은 방향으로 적용시켜 최대 설계 외력을 구하게 된다. 또한 해양 구조물 설치 지역에 대한 상당 기간에 걸친 해파 자료가 있을 때에는 설계파를 구하는데 별 어려움이 없으나, 풍속 자료 밖에 없을 때도 있어 이 풍속으로부터 설계파를 계산하는 방법도 많이 개발되어 있다. 이때는 먼저 통계적 방법으로 반복 주기를 고려한 유의 파고와 평균 파주기를 구하고 이로부터 최대 파고(설계 파고)와 이에 해당되는 파 주기를 계산하게 된다.
(5) 해류
파도가 물입자의 진동에 의한 파형의 흐름이라 한다면 해류는 물입자가 여러 요인에 의해 수평 방향으로 직접 이동하는 흐름이라 할 수 있다. 따라서 이 흐름이 구조물과 만나면 일정한 수평력을 가하게 되고, 배가 해양 구조물에 접안하기 위해 접근할 때에도 해류가 배에 일정한 영향을 주게 된다.
해류를 발생시키는 요인은 대규모적인 것과 국지적인 것으로 나눌 수 있다. 대규모적 요인에는 항풍과 지구 회전에 의한 것, 온도차나 염도차에 의한 것 등이 있고 국지적 요인에는 해저 퇴적물에 의한 것, 파도에 의한 것, 조석에 의한 것, 바람이나 태풍에 의한 것 등이 있다. 해류에 의한 물입자의 속도는 해파에 의한 물입자의 속도와 벡터로 합해져 구조물에 작용하는 전체 힘을 구성하게 된다.
(6) 조석
천체의 움직임이 지구에 미치는 영향 가운데 가장 눈에 띄는 현상이 조석 현상이다. 달과 태양의 인력이 합해질 때 일어나는 밀물과 그 반대의 경우에 생기는 썰물은 누구나 경험을 통해 익히 알고 있는 친숙한 해양의 움직임이다. 그러나 수면의 승강 현상이 천체에 의해서만 생기는 것은 아니고 국지적으로 바람이나 파도, 압력의 차이로 생기는 현상도 무시할 수 없다. 따라서 이 모든 것을 더하여 설계 최대 수심을 결정하게 된다.
만약 구조물이 해변에 가깝거나 만과 같이 폐쇄된 내해 지역에 위치해 있을 경우는 상기한 조석 등의 승강 효과가 현저해져 만약 이를 적절히 고려치 않고 설계했을 경우 심각한 결과를 초래할 수 있다. 보통 최대 수심에서 최대 파고가 구조물에 접근했을 경우를 가정하여 외력을 산정하고 갑판 높이를 정하여야 한다. 또 최대 수심과 최소 수심의 수직선상 범위를 계산하여 이에 따라 배 정박을 위한 시설물의 설치, 철 구조물인 경우 최대 부식 범위의 산정, 고착성 해양 생물의 두께 산정 등에 이를 적용하여야 한다.
(7) 해저지진
해양 구조물 설계시 반드시 내진 설계가 필요하며 만약 해양 구조물이 동적으로 민감한 구조일 경우는 지진에 의한 동적 해석(dynamic analysis)을 반드시 수반하여야 한다. 구조물의 중요도가 높을 때나 초대형 구조물일 경우 하부 지질 구조를 면밀히 검토함으로써 지진시 동시다발적으로 생길 수 있는 단층 현상, 퇴적물 이동 현상등도 고려하여야 한다.
(8) 해양생물
해양 구조물에는 시간이 흐르면 고착성 해양 생물이 달라붙어 자라게 된다. 이 해양 생물의 두께가 2~3센티미터씩 되어감에 따라 파도나 해류의 힘을 받는 구조물 각 부재의 투영 면적과 부피가 급격히 늘어나게 된다. 또한 각 부재의 겉 표면을 더욱 거칠게 함으로써 저항 효과(drag effect)를 크게 하며, 강재인 경우 국부적으로 부식 현상을 촉진시키기도 한다. 따라서 설계시 반드시 이 효과를 고려하여야 한다. 한편 고착성 해양 생물이 구조물 표면을 덮어 감에 따라 해양 구조물의 유지, 관리도 힘들어져 이를 일부분 제거할 필요성도 생길 수 있다.
(9) 기타
이 밖에 해양 강재 구조물의 부식과 해수 성질 등에 관련된 해수의 밀도 및 염도, 해수 온도의 깊이에 따른 급격한 변화, 10미터에 1기압씩 증가하는 정수압 등은 설계시 기본적으로 고려하여야 할 자연조건들이다. 또 해파나 해저지진, 빠른 퇴적 등으로 인해 발생할 수 있는 해저 지반의 불안정성, 지속적 해류나 해파에 의해 해양 구조물 기초 주위에 생길 수 있는 패임과 퇴적 현상(scouring and deposition) 등은 기초 설계시 반드시 짚고 넘어가야 할 사항들이다.
3. 해양 구조물의 계류방식
해양 구조물의 계류방식에는 일점계류방식, 다점계류방식, 동적위치유지방식의 세 가지가 있다.
(1) 일점계류방식(도 8)
일점계류방식은 석유 하역에 많이 사용되는 방식으로서, 특히 깊은 수심에 있어서는 고정식 구조물 방식 대신 널리 사용되고 있다. 고정식 구조물 방식은 유지비가 적고 석유 하역작업의 가동률이 높은데 비해, 일점계류방식은 유지비는 많이 드나 설비의 초기투자가 적은 것이 특징이다. 일점계류방식의 구조 형식은 다음과 같다.
a. CALM형(catenary anchor leg mooring) : 다점계류의 부이(buoy)로부터 구조물을 계류삭에 계류한다. 대부분이 일점계류방식으로 수십 미터 이하의 수심에 적합하다.
b. SALM형(single anchor leg mooring) : 동요 칼럼(column) 형 부이를 가진 구조물에 계류한다. 수십 미터에서 백 수십 미터의 수심에 적합하다.
c. Yoke형 : CALM형, SALM형의 부이로부터 계량에 구조물을 계류한다.
d. Turret형 : 구조물 중앙에 있는 회전기구에 결합되어 있는 실린더를 CALM형 부이와 같이 다점 계류한다. 라이저(riser), 냉수 최수관의 매달림에 적합하다.
(2) 다점계류방식
다점계류방식은 해양 구조물을 일정 위치에 정확히 유지하고 큰 계류력을 준비하기 위한 계류방식으로서, 해양작업선과 석유 굴삭 리그(oil drilling rig) 등에 채용되고 있다.
계류삭의 배치 방법에는 몇 가지 형식이 있다. 계류삭에는 와이어로프와 체인이 사용되며, 또한 중간 싱커 혹은 중간 부이를 설치하여 계류삭을 안정시키는 일도 행한다. 닻은 수평력(해저면에서의 접선각 θ=0)을 대상으로 하고 있는데 비해, 싱커는 수평력 및 연직력(접속각 θ>0)을 대상으로 한다.
(3) 동적위치유지방식(도 9)
계류삭에 의한 계류는 수심의 제한을 받고 있어 석유 굴삭 리그에 있어서도 수백 미터 이상의 수심에 대한 실적은 많지 않다. 해양 구조물을 계류삭의 사용 없이 일정 위치에 유지하기 위해서는 동적위치유지방식(dynamic positioning method)에 의한다. GPS(global positioning system)을 이용하여 해양 구조물의 위치검지를 행하고, 소정의 위치를 유지하기 위하여 필요한 추진기, 보조추진기(thruster)의 작동량을 계산, 작동시키는 것이다.
동적위치유지방식의 정도는 수심에 대한 수평이동량의 비율(%)로 표시되는데, 100미터 정도의 수심에서 1% 정도이다. 수심의 증대와 함께 이 비율도 증대된다. 특히 라이저를 가지는 해양 구조물에서는 이것이 5% 정도까지가 한계로, 10%가 되면 라이저에 굽힘과 파손이 생기기 때문에 동적위치유지방식의 정도는 신중히 유지하는 것이 필요하다. 계류방식에 의한 해양 구조물의 위치 유지는 백 미터 이상의 수심에서 적용되는 예도 있으나, 수심의 증대와 함께 동적위치유지방식의 이용이 유리하다.
4. 해양 구조물의 안정적 계류의 문제
상술한 바와 같이 해양 구조물은 해양에 떠 있을 수 있고, 액화가스를 생상, 저장 및/또는 하역하는 기능을 수행하는 것으로서, 특히 LNG FPOS와 같은 부유식 해양 구조물은 천연가스(natural gas)를 해양에서 생산(또는, 채취)해 액화 저장할 수 있는 설비를 장착시킨 복합적인 기능을 수행하는 선박이고, 이를 통해 막대한 비용이 소요되는 육상 액화 저장 설비의 필요성을 줄여준다.
LNG FPOS와 같은 부유식 해양 구조물의 경우 회전형 터릿을 가지며, 터릿과 해저의 앵커가 계류라인에 연결되어 해양에 계류될 수 있다. 이러한 회전형 터릿은 계류라인 및 앵커에 의해 고정되지만, 해양 구조물은 자신의 헐(hull)이 회전형 터릿을 중심으로 회전방향으로 유동할 수 있어서, 파도에도 불구하고, 해양의 그 자리에 유지된 채 원하는 운전을 할 수 있다.
여기서, 이러한 계류라인과 앵커의 파손 또는 이로 인하여 시스템이 허용하는 범위를 초과하게 되면 SPM(single point mooring)과 PLEM(pipe line end manifold)을 연결하는 플렉서블 라이저(flexible riser)에 손상이 발생하게 되고, 이는 고압, 고온의 원유의 유출로 이어지게 된다. 이러한 원유 유출 사고는 엄청난 경제적 인명적 환경적 손실을 유발시키게 된다. 또한, 전 세계적으로 환경에 관심이 고조됨에 따라 상기 SPM의 손상은 반드시 예방되어야 할 것이다.
한편, 현재까지 설치되어 사용 중인 계류장치들에 대한 설계 및 해석이 대부분 해외기술에 전적으로 의존해 왔다. 실제로 설치지역 환경에 맞는 설계가 제대로 이루어지지 못하고 있고, 해외로부터 계류장치들에 대한 해석 프로그램을 수입하여 해석에 이용하고 있기 때문에, 막대한 외화를 지출하고 있는 실정이다. 따라서 장기적인 계획을 세워서 계속적으로 해양 자원의 개발에 적극적이고 능동적인 기술력을 확보하고, 수입과 수출의 대체효과를 높여야 할 필요성이 있다.
또한, 해양 구조물의 각 계류라인에 걸리는 텐션은 일정하지 않으며, 화물적재량 또는 조류의 변도, 조수간만의 차이 등으로 인해 지속적으로 변화한다. 더불어, 해양 부유 구조물의 계류기간 중에 선박에 화물을 싣거나 내리는 작업을 하게 되면, 화물 적재량의 변화에 따른 부력차이로 인해 선박이 더 많이 잠기거나 덜 잠기게 되는데, 이에 따라 계류라인에 인가되는 텐션도 지속적으로 변화하게 된다.
따라서 해양 구조물의 계류라인의 텐션이 지속적으로 변화기 때문에, 작업자는 특정 로프에 과도한 텐션이 걸리지 않도록 수시로 감시해야 하고, 텐션을 적절히 분배하기 위하여 계류라인을 적절히 풀거나 감아줘야 하는 불편함이 존재하였다.
또한, 기존에는 계류라인에 걸리는 텐션의 정도를 작업자의 경험이나 육안에 의존하여 판단했으나, 최근에는 유조선, 가스운반선 등의 대형선박을 중심으로 텐션 모니터링 시스템을 도입하여 다수의 계류라인에 걸리는 텐션을 관제센터에 설치된 모니터링 컴퓨터를 통해 모니터링하는 방법을 사용하고 있다.
또한, 해상에 위치하여 유동하는 두 물체에 대한 정확한 위치, 거동, 안정성을 실시간 데이터 관리시스템을 통하여 정확히 분석하고, 진급 상황을 예측, 경보하기 위해서는 해양환경 및 거동상태 등을 감지할 수 있는 센서를 개발, 설치, 운용해야 할 필요성이 있고, 특히 완전한 계류 시스템(perfect mooring system)에 대한 재료 개발, 거동해석, 설치기법, 운용기술, 시스템관리 등 차세대 계류시스템의 개발이 필요할 것이다.
본 발명은 상기와 같은 문제점을 해결하기 위해 제안된 것으로, 계류라인의 실시간 모니터링을 통해 계류라인의 결함과 텐션을 측정하고 나아가 계류라인의 수명을 정확히 예측함으로써 이에 맞추어 자동으로 적절한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 및 관리가 이루어질 수 있도록 하는 계류라인의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템 및 방법을 제공하는 것을 그 목적으로 한다. 본 발명에서는 계류라인의 정적 및 동적 실시간 모니터링 데이터를 취득하고 이를 해양 구조물의 포지셔닝 또는 모션 제어 및 관리를 위하여 처리한다.
또한, 본 발명은 상기와 같은 문제점을 해결하기 위해 제안된 것으로, 해양환경의 실시간 모니터링을 통해 풍향, 풍속, 대기 습도, 대기 압력, 대기 온도, 운고, 시계, 파랑, 파고, 해류 속도, 해류 방향, 강우 등의 각종 해양환경 요소를 측정하고 이에 맞추어 자동으로 적절한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 및 관리가 이루어질 수 있도록 하는 해양환경의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템 및 방법을 제공하는 것을 목적으로 한다.
또한, 본 발명은 상기와 같은 문제점을 해결하기 위해 제안된 것으로, 해양 구조물의 6자유도 운동을 실시간 모니터링하고 이에 맞추어 자동으로 적절한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 및 관리가 이루어질 수 있도록 하는 해양 구조물의 6자유도 운동의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템 및 방법을 제공하는 것을 그 목적으로 한다.
또한, 본 발명은 상기와 같은 문제점을 해결하기 위해 제안된 것으로, 탱크 상태의 실시간 모니터링을 통해 해양 구조물 내 각종 탱크의 누손량 및 슬로싱 데이터를 측정하고 이에 맞추어 자동으로 적절한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 및 관리가 이루어질 수 있도록 하는, 탱크 상태의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 시스템 및 방법을 제공하는 것을 그 목적으로 한다.
또한, 본 발명은 상기와 같은 문제점을 해결하기 위해 제안된 것으로, 선체 상부의 실시간 모니터링을 통해 해양 구조물의 선체 상부에 위치한 파이프, 장비 등의 손상 및 수명을 측정하고 이에 맞추어 자동으로 적절한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 및 관리가 이루어질 수 있도록 하는 선체 상부의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템 및 방법을 제공하는 것을 그 목적으로 한다.
또한, 본 발명은 상기와 같은 문제점을 해결하기 위해 제안된 것으로, 해저의 실시간 모니터링을 통해 해저에 위치한 엄비리컬 케이블, 파이프, 펌프 및 밸브 등의 손상 및 수명을 측정하고 이에 맞추어 자동으로 적절한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 및 관리가 이루어질 수 있도록 하는 해저의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템 및 방법을 제공하는 것을 그 목적으로 한다.
상기한 목적을 달성하기 위하여 본 발명은, 적어도 하나 이상의 인터페이스를 구비하는 프로세서부(100); 상기 프로세서부(100)에 연결된 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상에 대한 광센서 측정부(200a ~ 200f); 상기 프로세서부(100)에 연결된 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상에 대한 데이터 측정부(300a ~ 300f);
상기 프로세서부(100)에 연결된 외부장비 연결부(400); 및 상기 프로세서부(100)에 연결된 시간정보동기 연결부(500);를 포함하고, 상기 프로세서부(100)는 미리 저장된 제어알고리즘을 이용하여 모터및유압장치(900)를 제어하는 알고리즘 제어용 프로세서(600); 상기 알고리즘 제어용 프로세서(600)에 의하여 작동되는 모터구동 및 유압구동부(700); 상기 모터구동 및 유압구동부(700)에 의하여 작동되는 모터 및 유압장치(900); 및 상기 프로세서부(100)로부터 제어명령을 상기 알고리즘 제어용 프로세서(600)로 송신하거나, 상기 알고리즘 제어용 프로세서(600)로부터 상기 모터및유압장치(900)의 구동정보를 수신하는 신호송수신부(800)를 더 포함하며, 상기 모터및유압장치(900)는 전동 윈치(910)와 회전형 터릿(920)을 포함하고, 상기 프로세서부(100)는 상기 광센서 측정부(200a ~ 200f), 상기 데이터 측정부(300a ~ 300f)에 의하여 계측된 데이터를 이용하여 상기 알고리즘 제어용 프로세서(600)의 제어알고리즘을 통해 상기 전동 윈치(910)에 연결된 계류라인(7)을 당기거나 완화시켜주고, 또한 상기 회전형 터릿(920)의 회전을 제어하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템을 제공한다.
또한 본 발명은, 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템 상에서 구현되는 방법으로서, 적어도 하나 이상의 인터페이스를 구비하는 프로세서부(100); 상기 프로세서부(100)에 연결된 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상에 대한 광센서 측정부(200a ~ 200f); 상기 프로세서부(100)에 연결된 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상에 대한 데이터 측정부(300a ~ 300f); 상기 프로세서부(100)에 연결된 외부장비 연결부(400); 및 상기 프로세서부(100)에 연결된 시간정보동기 연결부(500);를 포함하고, 상기 프로세서부(100)는 미리 저장된 제어알고리즘을 이용하여 모터 및 유압장치(900)를 제어하는 알고리즘 제어용 프로세서(600); 상기 알고리즘 제어용 프로세서(600)에 의하여 작동되는 모터구동 및 유압구동부(700); 상기 모터구동 및 유압구동부(700)에 의하여 작동되는 모터 및 유압장치(900); 및 상기 프로세서부(100)로부터 제어명령을 상기 알고리즘 제어용 프로세서(600)로 송신하거나, 상기 알고리즘 제어용 프로세서(600)로부터 상기 모터 및 유압장치(900)의 구동정보를 수신하는 신호송수신부(800)를 더 포함하며, 상기 모터 및 유압장치(900)는 전동 윈치(910)와 회전형 터릿(920)을 포함하고, 상기 프로세서부(100)는 상기 광센서 측정부(200a ~ 200f), 상기 데이터 측정부(300a ~ 300f)에 의하여 계측된 데이터를 이용하여 상기 알고리즘 제어용 프로세서(600)의 제어알고리즘을 통해 상기 전동 윈치(910)에 연결된 계류라인(7)을 당기거나 완화시켜주고, 또한 상기 회전형 터릿(920)의 회전을 제어하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템 상에서 구현되는 방법으로서, 상기 광센서 측정부(200a ~ 200f) 및 상기 데이터 측정부(300a ~ 300f)가 상기 계류라인(7)의 텐션 변화; 풍향, 풍속, 대기 습도, 대기 압력, 대기 온도, 운고, 시계, 파랑, 파고, 해류 속도, 해류 방향, 강우 중 적어도 하나 이상의 해양환경 데이터; 해양 구조물의 6자유도 운동; 해양 구조물 내 탑재된 탱크의 누손량 및 슬로싱 데이터; 해양 구조물의 선체 상부에 위치한 파이프, 장비 중 적어도 하나 이상의 손상 및 수명; 해저에 위치한 엄비리컬 케이블, 파이프, 펌프 및 밸브 중 적어도 하나 이상의 손상 및 수명; 또는 이들의 조합을 포함한 것을 실시간으로 감지하는 단계; 상기 외부장비 연결부(400)가 상기 광센서 측정부(200a ~ 200f) 및 상기 데이터 측정부(300a ~ 300f)를 동일 시점에 샘플링하여, 각각의 계측장비에서 감지된 데이터를 분석할 때 동일 시점에 감지된 데이터를 매칭시키는 단계; 상기 시간정보 동기연결부(500)가 상기 GPS, Gyro, Sonar 모듈을 이용하여 상기 광센서 측정부(200a ~ 200f) 및 상기 데이터 측정부(300a ~ 300f)에 의하여 감지된 데이터의 상호 동기 기능을 구현하는 단계; 및 상기 프로세서부(100)가 상기 광센서 측정부(200a ~ 200f), 상기 데이터 측정부(300a ~ 300f)에 의하여 계측된 데이터를 이용하여 상기 알고리즘 제어용 프로세서(600)의 제어알고리즘을 통해 상기 전동 윈치(910)에 연결된 계류라인(7)을 당기거나 완화시켜주고, 또한 상기 회전형 터릿(920)의 회전을 제어하는 단계; 를 포함하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 방법을 제공한다.
본 발명에 따르면, 계류라인의 실시간 모니터링을 통해 계류라인의 텐션을 측정하고 이에 맞추어 자동으로 적절한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 및 관리가 이루어질 수 있다. 또한, 계류라인의 정적 및 동적 실시간 모니터링을 통하여 계류라인의 수명을 정확히 예측함으로써 계류라인의 임계점을 회피하여 그 사용 수명을 연장할 수 있다. 또한, 일반적으로는 계류라인에 대하여 주기적으로 ROV 수중 검사를 하는 데 많은 비용이 소요되지만 본 발명에 따르면 계류라인에 대하여 실시간 모니터링을 하므로 수중 검사에 소요되는 비용을 절감할 수 있다. 또한, 계류라인에 센서 1개 이상을 병행하여 넣음으로써 계류라인의 모드 형상(shape)을 정확히 파악할 수 있으며, 해류 및 조류의 계절별, 일별, 수중 깊이에 따른 방향 및 속도를 구할 수 있다.
또한, 본 발명에 따르면, 해양환경의 실시간 모니터링을 통해 풍향, 풍속, 대기 습도, 대기 압력, 대기 온도, 운고, 시계, 파랑, 파고, 해류 속도, 해류 방향, 강우 등의 각종 해양환경 요소를 측정하고 이에 맞추어 자동으로 적절한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 및 관리가 이루어질 수 있다.
아울러, 본 발명에 따르면, 해양 구조물의 실시간 모니터링을 통해 해양 구조물의 6자유도 운동을 측정하고 이에 맞추어 자동으로 적절한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 및 관리가 이루어질 수 있다.
또한, 본 발명에 따르면, 탱크 상태의 실시간 모니터링을 통해 해양 구조물 내 각종 탱크의 누손량 및 슬로싱 데이터를 측정하고 이에 맞추어 자동으로 적절한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 및 관리가 이루어질 수 있다.
또한, 본 발명에 따르면, 선체 상부의 실시간 모니터링을 통해 해양 구조물의 선체 상부에 위치한 파이프, 장비 등의 손상 및 수명을 측정하고 이에 맞추어 자동으로 적절한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 및 관리가 이루어질 수 있다.
아울러, 본 발명에 따르면, 해저의 실시간 모니터링을 통해 해저에 위치한 엄비리컬 케이블, 파이프, 펌프 및 밸브 등의 손상 및 수명을 측정하고 이에 맞추어 자동으로 적절한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 (자세) 제어 및 관리가 이루어질 수 있다.
도 1은 다양한 형태의 해양 구조물을 보여주는 도면.
도 2는 드릴 쉽(drill ship)의 모습을 보여주는 도면.
도 3은 잭 엎 리그(jack-up rig)의 모습을 보여주는 도면.
도 4는 반 잠수식 시추선(semisubmersible)의 모습을 보여주는 도면.
도 5는 FPSO(floating production storage offloading)의 모습을 보여주는 도면.
도 6은 쟈켓(jacket)의 모습을 보여주는 도면.
도 7은 콘크리트 중력식 구조물(GBS)의 모습을 보여주는 도면.
도 8은 해양 구조물의 계류방식 중 일점계류방식을 보여주는 도면.
도 9는 해양 구조물의 계류방식 중 동적위치유지방식을 보여주는 도면.
도 10은 본 발명이 적용되는 해양 구조물의 주변 환경을 나타내는 도면.
도 11a는 본 발명에 따른 계류라인의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템의 구조를 나타내는 블록도.
도 11b는 본 발명에 따른 해양환경의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템의 구조를 나타내는 블록도.
도 11c는 본 발명에 따른 해양 구조물의 6자유도 운동의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템의 구조를 나타내는 블록도.
도 11d는 본 발명에 따른 탱크 상태의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템의 구조를 나타내는 블록도.
도 11e는 본 발명에 따른 선체 상부의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템의 구조를 나타내는 블록도.
도 11f는 본 발명에 따른 해저의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템의 구조를 나타내는 블록도.
도 12는 도 11a 내지 도 11f의 프로세서부에 연결된 주변 구성을 나타내는 블록도.
도 13a는 도 11a의 계류라인의 내부에 형성된 임베디드 센서부를 나타내는 도면.
도 13b는 해양 구조물의 6자유도 운동을 나타내는 도면.
이하, 첨부된 도면들을 참조하여 본 발명에 대하여 상세히 설명한다. 우선 각 도면의 구성 요소들에 참조 부호를 부가함에 있어서, 동일한 구성 요소들에 대해서는 비록 다른 도면상에 표시되더라도 가능한 한 동일한 부호를 가지도록 하고 있음에 유의해야 한다. 또한, 본 발명을 설명함에 있어, 관련된 공지 구성 또는 기능에 대한 구체적인 설명이 본 발명의 요지를 흐릴 수 있다고 판단되는 경우에는 그 상세한 설명은 생략한다.
- 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템 -
도 10은 본 발명이 적용되는 해양 구조물의 주변 환경을 나타내는 도면이고, 도 11a 내지 도 11f는 각각 본 발명에 따른 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템의 구조를 나타내는 블록도이고, 도 12는 도 11a 내지 도 11f의 프로세서부에 연결된 주변 구성을 나타내는 블록도이고, 도 13a는 도 11a의 계류라인의 내부에 형성된 임베디드 센서부를 나타내는 도면이고, 도 13b는 해양 구조물의 6자유도 운동을 나타내는 도면이다.
도 10, 도 11a 내지 11f, 도 12, 도 13a 및 도 13b를 참조하면, 본 발명에 따른 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템은 프로세서부(100), 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 광센서 측정부(200a ~ 200f), 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 데이터 측정부(300a ~ 300f), 외부장비 연결부(400), 시간정보 동기연결부(500)를 포함한다.
한편, 본 발명이 적용되는 해양 구조물은 모든 고정식, 반 잠수형, 해양, 부유 및/또는 수중잠수 방식의 대규모 크기의 해양 구조물일 수 있고, 예를 들어 FPSO, F-LNG, LNGC, 굴착 선박, 풍력 발전용 터빈 등이 적용될 수 있다. 그러나 본 발명에서는 상기 해양 구조물의 종류를 한정하는 것은 아니다.
이러한 해양 구조물(1)은 엄비리컬(umbilical) 케이블(6) 또는 파이프의 끝단부에 회전식 스크류 타입 또는 트라이 락킹 시스템 등을 구비하여 해저의 서브트리(sub-tree) 구조물(2) 들과 연결되어 있고, 또한 해저 지층으로부터 FPSO의 하부의 이머젼시 셧다운 밸브(emergency shutdown valve)까지 라이저(riser)(5)를 통하여 연결되어 있다. 또한, 상기와 같은 해양 구조물(1)이 FPSO와 같은 해양 부유 구조물일 경우, 해저에는 상기 해양 부유 구조물을 해저면에 고정하기 위한 계류라인(mooring line)(7)과 원유를 뽑아 올리기 위한 라이저(riser)(5)가 설치될 수 있고, 해상에는 이러한 원유를 운반하는 캐리어(carrier)(3)가 FPSO(1)와 오프로드 트랜스퍼 파이프 라인(offload transfer pipe line)(4)으로 연결되어 있다.
상기 프로세서부(100)는 알고리즘 제어용 프로세서(600), 모터구동및유압구동부(700), 모터및유압장치(900)를 구비한다. 상기 알고리즘 제어용 프로세서(600)는 미리 저장된 제어알고리즘을 이용하여 전동윈치(anchoring winch)(910)와 회전형 터릿(920) 등과 같은 모터및유압장치(900)를 제어한다. 상기 모터구동및유압구동부(700)는 상기 알고리즘 제어용 프로세서(600)에 의하여 작동된다. 상기 모터및유압장치(900)는 상기 모터구동및유압구동부(700)에 의하여 작동된다. 또한, 상기 프로세서부(100)는 신호송수신부(800)를 구비하여 상기 프로세서부(100)로부터 제어명령을 상기 알고리즘 제어용 프로세서(600)로 송신하거나, 상기 알고리즘 제어용 프로세서(600)로부터 상기 모터및유압장치(900)의 구동정보를 수신하게 된다. 여기서, 상기 신호송수신부(800)는 RS232, RS485, CAN, TCP/IP 등의 통신수단이나, 이를 구현하는 광통신 모뎀(optical modem)이나 초음파/음향 소나 등이 사용될 수 있다.
상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 광센서 측정부(200a ~ 200f)는 광섬유를 인입하거나, 혹은 적어도 1개 혹은 2개 이상의 광섬유 격자 센서(FBG: fiber bragg grating)를 포함할 수 있다. 상기 광섬유 격자센서는 구조적 안전 모니터링을 위하여 사용되어, 기존의 변형률 게이지보다 감도가 좋으며, 광신호를 이용하기 때문에 전자기장에 대한 영향을 받지 않아, LNG 등과 반응하여 폭발할 위험이 없는 센서이다. 이러한 광섬유 격자센서에 의한 감지신호는 상기 프로세서부(100)로 실시간으로 전달되게 된다.
또한, 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 광센서 측정부(200a ~ 200f)는 각각 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 데이터 측정부(300a ~ 300f)와 독자적으로 작동되고, 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 광센서 측정부(200a ~ 200f)와 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 데이터 측정부(300a ~ 300f)에 의하여 계측된 데이터는 OTDR, Raman, Boullian, Rayleigh, DAS(distributed acoustic sensing), Acoustic Emission, Inteferometric 또는 이들의 조합을 포함하는 광 계측방식으로 상시 모니터링될 수 있다.
즉, 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 광센서 측정부(200a ~ 200f)와 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 데이터 측정부(300a ~ 300f)에 의하여 계측된 센서 볼륨과 시간 태그는 실시간 후처리를 통하여 전송되는데, 이때 전송되는 광신호, 대기 중의 레이다 신호 및 수중의 소나 신호의 경로 보정은 상기 광섬유 격자센서의 파장을 가지는 OTDR, Raman, Boullian, Rayleigh, DAS(distributed acoustic sensing), Acoustic Emission, Inteferometric 또는 이들의 조합을 포함하는 광 계측방식이 이용된다.
여기서, OTDR, Raman, Boullian, Rayleigh, DAS(distributed acoustic sensing), Acoustic Emission, Inteferometric 또는 이들의 조합을 포함하는 광 계측방식은 펄스광을 광섬유 내부에 입사시키고, 외부자극으로 인하여 광섬유에 인장 또는 굽힘이 발생되면 그 정도에 따라 광 손실이 증가하는 현상을 이용하는 것으로서, 이를 통하여 수중 구조물의 상태를 지속적으로 모니터링할 수 있다. 도시되어 있지는 않지만, 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 광센서 측정부(200a ~ 200f)는 디지털 아날로그 컨버터, 내부 가변 광원, 광학 커플러, 포토 다이오드 및 아날로그-디지털 컨버터를 더 포함할 수 있다.
덧붙여, 시간정보가 포함된 국제 표준화한 통신 프로토콜을 활용하여 측정된 데이터의 정확한 시간을 알기 위하여 GPS, Gyro, Sonar 모듈에서 지원하는 시간 정보를 이용하여, 각 국가의 표준시로 데이터가 저장되어, 자료 분석시 이 저장된 데이터를 동기화한 계측자료로 사용하며, 여러 종류의 센서 측정장비와 데이터를 공유할 때에 중요한 요소 기술로 사용할 수 있다.
한편, 이러한 계류라인 광센서 측정부(200a)는 계류라인(7)의 텐션 변화를 실시간으로 감지하는바, 계류라인(7)의 내부 또는 외부에 설치될 수 있다. 따라서 본 발명에서는 상기 계류라인(7) 등에 설치된 계류라인 광센서 측정부(200a)(및/또는 계류라인 데이터 측정부(300a))를 통하여 상기 계류라인(7)의 인장력, 즉 텐션의 변화에 대하여 보다 정확하고 정밀한 측정을 수행할 수 있고, 나아가 상기 계류라인(7)에 연결된 전동 윈치(910)를 통하여 상기 전동 윈치(910)에 감겨진 로프 와이어(미도시)를 감거나 푸는 방식으로 F-LNG선, FPSO 등과 같은 해양 저장소에서 캐리어의 필요한 안전거리를 유지할 수 있게 된다. 나아가, 본 발명은 기존의 전기식 센서와는 달리 계류라인(7)의 수명 이상인 광섬유 격자 센서를 사용할 수 있으므로, 계류라인(7)의 수명보다 긴 센서의 내구성 보장이 가능하다.
또한 이러한 해양환경 광센서 측정부(200b)는 해양 구조물의 내부 또는 외부에 설치되어 풍향, 풍속, 대기 습도, 대기 압력, 대기 온도, 운고, 시계, 파랑, 파고, 해류 속도, 해류 방향, 강우 중 적어도 하나 이상의 해양환경 데이터를 실시간으로 측정하며, 상기 프로세서부(100)는 이렇게 측정된 해양환경 데이터에 맞추어 상기 계류라인(7)에 연결된 전동 윈치(910)를 통하여 상기 전동 윈치(910)에 감겨진 로프 와이어(미도시)를 감거나 푸는 방식으로 F-LNG선, FPSO 등과 같은 해양 저장소에서 캐리어의 필요한 안전거리를 유지할 수 있게 된다. 나아가, 본 발명은 기존의 전기식 센서와는 달리 계류라인(7)의 수명 이상인 광섬유 격자 센서를 사용할 수 있으므로, 계류라인(7)의 수명보다 긴 센서의 내구성 보장이 가능하다.
한편, 이러한 해양 구조물 광센서 측정부(200c)는 해양 구조물의 내부 또는 외부에 설치되어 해양 구조물의 6자유도 운동을 실시간으로 측정하며, 상기 프로세서부(100)는 이렇게 측정된 해양 구조물의 6자유도 운동 데이터에 맞추어 상기 계류라인(7)에 연결된 전동 윈치(910)를 통하여 상기 전동 윈치(910)에 감겨진 로프 와이어(미도시)를 감거나 푸는 방식으로 F-LNG선, FPSO 등과 같은 해양 저장소에서 캐리어의 필요한 안전거리를 유지할 수 있게 된다. 나아가, 본 발명은 기존의 전기식 센서와는 달리 계류라인(7)의 수명 이상인 광섬유 격자 센서를 사용할 수 있으므로, 계류라인(7)의 수명보다 긴 센서의 내구성 보장이 가능하다.
한편, 이러한 탱크 상태 광센서 측정부(200d)는 해양 구조물의 내부 또는 외부에 설치되어 해양 구조물 내 LNG, 밸러스트, 화물유 탱크 등 각종 탱크의 누손량 및 슬로싱 데이터를 실시간으로 측정하며, 상기 프로세서부(100)는 이렇게 측정된 해양 구조물 내 각종 탱크의 누손량 및 슬로싱 데이터에 맞추어 상기 계류라인(7)에 연결된 전동 윈치(910)를 통하여 상기 전동 윈치(910)에 감겨진 로프 와이어(미도시)를 감거나 푸는 방식으로 F-LNG선, FPSO 등과 같은 해양 저장소에서 캐리어의 필요한 안전거리를 유지할 수 있게 된다. 나아가, 본 발명은 기존의 전기식 센서와는 달리 계류라인(7)의 수명 이상인 광섬유 격자 센서를 사용할 수 있으므로, 계류라인(7)의 수명보다 긴 센서의 내구성 보장이 가능하다.
한편, 이러한 선체 상부 광센서 측정부(200e)는 해양 구조물의 내부 또는 외부에 설치되어 해양 구조물의 선체 상부에 위치한 파이프, 장비 등의 손상 및 수명을 실시간으로 측정하며, 상기 프로세서부(100)는 이렇게 측정된 파이프, 장비 등의 손상 및 수명 데이터에 맞추어 상기 계류라인(7)에 연결된 전동 윈치(910)를 통하여 상기 전동 윈치(910)에 감겨진 로프 와이어(미도시)를 감거나 푸는 방식으로 F-LNG선, FPSO 등과 같은 해양 저장소에서 캐리어의 필요한 안전거리를 유지할 수 있게 된다. 나아가, 본 발명은 기존의 전기식 센서와는 달리 계류라인(7)의 수명 이상인 광섬유 격자 센서를 사용할 수 있으므로, 계류라인(7)의 수명보다 긴 센서의 내구성 보장이 가능하다.
한편, 이러한 해저 광센서 측정부(200f)는 해양 구조물의 내부 또는 외부에 설치되어 해양 구조물의 수면 하, 즉 해저에 위치한 엄비리컬 케이블, 파이프, 펌프 및 밸브 등의 손상 및 수명을 실시간으로 측정하며, 상기 프로세서부(100)는 이렇게 측정된 엄비리컬 케이블, 파이프, 펌프 및 밸브 등의 손상 및 수명 데이터에 맞추어 상기 계류라인(7)에 연결된 전동 윈치(910)를 통하여 상기 전동 윈치(910)에 감겨진 로프 와이어(미도시)를 감거나 푸는 방식으로 F-LNG선, FPSO 등과 같은 해양 저장소에서 캐리어의 필요한 안전거리를 유지할 수 있게 된다. 나아가, 본 발명은 기존의 전기식 센서와는 달리 계류라인(7)의 수명 이상인 광섬유 격자 센서를 사용할 수 있으므로, 계류라인(7)의 수명보다 긴 센서의 내구성 보장이 가능하다.
상기 계류라인 데이터 측정부(300a)도 상기 계류라인 광센서 측정부(200a)처럼 계류라인(7)의 텐션 변화를 실시간으로 감지하는바, 이러한 계류라인 데이터 측정부(300a)는 상기 계류라인(7)의 내부에 형성된 임베디드(embeded) 센서부(310)와, 상기 계류라인(7)의 외측 일부에 형성된 전기식 계측 센서부(320)를 포함한다. 상기 임베디드 센서부(310) 또는 전기식 계측 센서부(320)는 스트레인 센서, 전기식 LVDT 센서, 온도센서, 전기식 관성측정센서(IMU), 2차원 레이저 센서(2D LASER sensor), 초음파 변위센서, 수중 초음파 간격 검출 센서 등을 포함할 수 있다. 여기서, 상기 스트레인 센서 및 온도센서는 전기식 또는 광학식으로 구현 가능하다. 이 경우, 상기 임베디드 센서부(310) 또는 상기 전기식 계측 센서부(320)는 광 로드셀, 3D 가속도계, 경사계를 더욱 포함할 수도 있다.
상기 해양환경 데이터 측정부(300b)는 전기식 센서 측정부로서, 이러한 해양환경 데이터 측정부(300b)도 상기 해양환경 광센서 측정부(200b)처럼 풍향, 풍속, 대기 습도, 대기 압력, 대기 온도, 운고, 시계, 파랑, 파고, 해류 속도, 해류 방향, 강우 중 적어도 하나 이상의 해양환경 데이터를 실시간으로 측정하는바, 이러한 해양환경 데이터 측정부(300b)는 해양환경 데이터 측정을 위하여 풍향/풍속계, 온도계, 습도계, 압력센서, 운고계, 시계계, 해류방향/속도계, 파고/파랑계, 강우량계, 밀도계 중 적어도 하나 이상의 센서 장비를 포함한다. 나아가 상기 해양환경 데이터 측정부(300b)는 해양환경의 공기역학 및 유체역학적 특성을 측정하는 모든 센서 장비를 포함할 수 있으며 인공위성을 이용하는 경우 역시 포함할 수 있다. 한편, 상기 해양환경 데이터 측정부(300b)는 부표 등에 장착된 DGPS나 local GPS로부터 산출된 위치 데이터를 해양환경 데이터와 연동시킨다. 이렇게 감지된 정보와 후술하는 GPS, Gyro, Sonar 모듈에서 얻어진 정보는 상기 프로세서부(100)에 의하여 서로 시간적으로 연동되고, 이를 통하여 전동 윈치(910)를 제어함으로써, 상기 전동 윈치(710)에 연결된 계류라인(7)을 당기고 풀어주어 안정화시키게 된다.
한편, 상기 해양 구조물 데이터 측정부(300c)도 상기 해양 구조물 광센서 측정부(200c)처럼 해양 구조물의 6자유도 운동을 실시간으로 측정하는바, 이러한 해양 구조물 데이터 측정부(300c)는 경사계, 가속도 센서, 스트레인 센서, 압력 센서, 관성 센서(IMU), 신장계(extension-meter) 중 적어도 하나 이상을 포함한다. 여기서, 상기 센서는 전기식 또는 광학식으로 구현 가능하다.
한편, 상기 탱크 상태 데이터 측정부(300d)도 상기 탱크 상태 광센서 측정부(200d)처럼 해양 구조물 내 LNG, 밸러스트, 화물유 탱크 등 각종 탱크의 누손량 및 슬로싱 데이터를 실시간으로 측정하는바, 이러한 탱크 상태 데이터 측정부(300d)는 각종 탱크의 누손량 및 슬로싱 데이터를 측정하기 위한 스트레인(strain) 센서, 온도 센서, 가속도 센서, 압력 센서와 같은 다수 다종의 센서를 포함한다. 여기서, 상기 센서는 전기식 또는 광학식으로 구현 가능하다.
한편, 상기 선체 상부 데이터 측정부(300e)도 상기 선체 상부 광센서 측정부(200e)처럼 해양 구조물의 선체 상부에 위치한 파이프, 장비 등의 손상 및 수명을 실시간으로 측정하는바, 이러한 선체 상부 데이터 측정부(300e)는 각종 파이프, 장비 등의 손상 및 수명 데이터를 측정하기 위한 스트레인(strain) 센서, 온도 센서, 가속도 센서, 압력 센서, 수명 센서와 같은 다수 다종의 센서를 포함한다. 여기서, 상기 센서는 전기식 또는 광학식으로 구현 가능하다.
한편, 상기 해저 데이터 측정부(300f)도 상기 해저 광센서 측정부(200f)처럼 해저에 위치한 엄비리컬 케이블, 파이프, 펌프 및 밸브 등의 손상 및 수명을 실시간으로 측정하는바, 이러한 해저 데이터 측정부(300f)는 엄비리컬 케이블, 파이프, 펌프 및 밸브 등의 손상 및 수명 데이터를 측정하기 위한 스트레인(strain) 센서, 온도 센서, 가속도 센서, 압력 센서, 수명 센서와 같은 다수 다종의 센서를 포함한다. 여기서, 상기 센서는 전기식 또는 광학식으로 구현 가능하다.
한편, 도 13a에 도시된 바와 같이, 상기 임베디드 센서부(310)는 상기와 같은 센서들을 상기 계류라인(7)의 중앙 코어라인에 형성한 후, 상기 중앙 코어라인을 주변라인으로 감싸도록 형성할 수 있다. 이렇게 다양한 센서들을 상기 계류라인(7)의 내부에 형성하여 상기 계류라인(7)의 늘어남을 예측하고, 이를 통하여 상기 계류라인(7)의 텐션 변화를 감지할 수 있게 된다.
한편, 본 발명에 따르면 계류라인의 모니터링 데이터를 이용하여 해류 및 조류를 계측하거나 해저의 지각 변동을 계측할 수 있다. 즉, 가속도계 및 스트레인 센서를 활용하여 계류라인에 가해지는 텐션의 방향 및 스트레인을 측정하면 이를 통하여 해류 및 조류의 방향 및 속도를 계측할 수 있으며, 또한 계류라인을 해저 바닥에 고정시키고 이렇게 고정되는 부분에 가속도계 및 경사계를 설치하여 취득한 데이터를 분석하면 지각 변동에 대한 계측을 할 수 있는 것이다.
이렇게 감지된 정보와 후술하는 GPS, Gyro, Sonar 모듈에서 얻어진 정보는 상기 프로세서부(100)에 의하여 서로 시간적으로 연동되고, 이를 통하여 전동 윈치(910)를 제어함으로써, 상기 전동 윈치(710)에 연결된 계류라인(7)을 당기고 풀어주어 안정화시키게 된다. 한편, 상기 전기식 관성측정센서(320)는 해양 구조물의 제어나 항해 등에 이용되어 상기 해양 구조물의 가속도, 각가속도, 자기장 센서 등이 결합될 수 있다.
이와 같은 여러 종류의 센서의 좌표변화 값을 이용하면 해양 구조물의 상부와 하부(수중) 간의 상대거리 변화량(roll), 해양 구조물간의 상대간격 정보 변화를 검출하는 좌, 우 요동(yaw)뿐만 아니라 해양 구조물의 선적, 하역에 따른 상대높이 변화량(pitch)을 검출할 수 있으며, 이러한 검출값을 이용하여 해양 구조물의 안전 정박을 유지하기 위한 보정정보로 활용할 수 있다. 즉, 상기 프로세서부(100)가 이러한 검출값을 이용하여 상기 전동 윈치(910)의 구동에 의한 계류라인(7)의 인장력을 제어할 수 있게 되는 것이다. 또한, 본 발명에 따르면 풍향의 입사각과 해류의 입사각을 측정한 데이터의 분석을 통하여 대기나 물속에서의 와류까지도 찾을 수 있다.
한편, 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 광센서 측정부(200a ~ 200f) 및 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 데이터 측정부(300a ~ 300f)에 의하여 계측된 데이터는 시간 태그가 있거나, 없는 정적 및/또는 동적 타입의 데이터를 의미한다.
상기 전동 윈치(910)는 상기 모터구동및유압구동부(700)에 의하여 상기 계류라인(7)을 당기거나 상기 계류라인(7)의 장력을 완화시켜주기 위한 동력을 제공할 뿐만 아니라, 마그네틱 브레이크(미도시)에 연결되어 상기 전동 윈치(910)의 구동 정지 시 전류 차단 이후의 회전관성에 의한 전동 윈치(910)의 회전이 빠른 시간 내에 정지될 수 있다.
상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 광센서 측정부(200a ~ 200f)와 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 데이터 측정부(300a ~ 300f)에 의하여 계측된 신호는 복수 개의 아날로그-디지털 컨버터(미도시)를 통하여 디지털 신호로 변환되고, 이렇게 변환된 신호는 상기 알고리즘 제어용 프로세서(600)에서 물리적인 값으로 환산된다. 즉, 상기 알고리즘 제어용 프로세서(600)는 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 광센서 측정부(200a ~ 200f)와 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 데이터 측정부(300a ~ 300f)의 신호를 모두 환산하여 계산하게 된다. 그런 다음, 상기 프로세서부(100)는 상기 환산된 데이터를 이용하여 상기 알고리즘 제어용 프로세서(600)의 제어알고리즘을 통해 상기 전동윈치(910)에 연결된 계류라인(7)을 당기거나 완화시켜주고, 또한 상기 회전형 터릿(920)의 회전을 제어하게 되는 것이다.
이 경우 특히, 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 광센서 측정부(200a ~ 200f)와 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 데이터 측정부(300a ~ 300f)는 각각 환경 외력을 반영하여 해양 구조물(1)과 라이저(5) 및 계류라인(7); 풍향, 풍속, 대기 습도, 대기 압력, 대기 온도, 운고, 시계, 파랑, 파고, 해류 속도, 해류 방향, 강우 등 해양환경 요소; 해양 구조물(1); 해양 구조물 내 LNG, 밸러스트, 화물유 탱크 중 어느 하나 이상; 해양 구조물의 선체 상부(topside)에 위치한 파이프, 장비 중 적어도 하나 이상; 또는 해저에 위치한 엄비리컬 케이블, 파이프, 펌프 및 밸브 중 적어도 하나 이상; 의 유체역학적(hydrodynamic) 혹은 공기역학적(aerodynamic) 특성에 의한 주기성 혹은 비주기성의 복합 에너지(coupled energy) 및 이에 따른 반응(response) 벡터를 계측한다. 그러면, 상기 알고리즘 제어용 프로세서(600)는 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저 광센서 측정부(200a ~ 200f)와 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저 데이터 측정부(300a ~ 300f)의 계측 신호를 모두 환산하여 해양 구조물(1)의 구조 해석 혹은 거동 해석을 수행하고 DB화 된 look-up table을 구현한다. 그러면, 상기 프로세서부(100)는 상기 환산된 데이터를 이용하여 상기 알고리즘 제어용 프로세서(600)의 제어알고리즘을 통해 해양 구조물(1)의 시간이 소요되는(delay) 움직임을 미리 예측하여 사전에 해양 구조물(1)의 움직임(혹은 모션이라고 함) 제어를 시도하여 최적화된 정적 및 동적 포지셔닝(static and dynamic positioning) 또는 모션 제어를 수행할 수 있으며, 따라서 최악의 환경 외력 조건에서도 적절히 대응하여 해양 구조물의 최적화된 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어를 수행할 수 있다. 이에 따르면 트러스터(thruster)를 이용하는 기존 방식의 경우나 1개 혹은 2 개 이상의 러더(rudder)를 추가로 활용하는 경우 모두 최적화된 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어를 수행할 수 있으며, 이 과정에서 roll, pitch 등의 움직임을 최소화할 수 있다.
상술한 내용과 관련하여, 본 발명의 실시 예에서는 최적화된 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어를 위하여, 계류라인 광센서 측정부(200a)와 계류라인 데이터 측정부(300a)는 라이저와 연결된 웰헤드(wellhead), 유출제어기(BOP), 혹은 드릴리그(drill rig)를 포함한 해저(subsea) 구조물과 라이저 간의 구간별 텐션(tension), 피로하중, 가속도, 신장(extension) 혹은 관성의 변화를 실시간으로 계측하고, 프로세서부(100)는 그 계측 값을 제어에 반영한다. 또한, 계류라인 광센서 측정부(200a)와 계류라인 데이터 측정부(300a)는 계류라인(7)에 형성된 임베디드 센서부(310) 및 전기식 계측 센서부(320)의 온도 보상한 스트레인, 가속도, 기울기 혹은 모멘트(moment) 변화를 실시간으로 계측하며, 프로세서부(100)는 그 계측 값을 제어에 반영한다. 또한, 계류라인 광센서 측정부(200a)와 계류라인 데이터 측정부(300a)는 유류를 공급(off-Loading)하는 하우저라인의 텐션(tension) 변화를 실시간으로 계측하고 프로세서부(100)는 그 계측 값을 유류를 공급받는 액화천연가스수송선(LNGC), 탱커(tanker), 무인잠수정(ROV) 혹은 피에스브이(PSV, platform supply vessel) 등에 제공하여 해양 구조물(1)과 이들 상호간에 최적화된 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어가 이루어질 수 있도록 한다. 또한 프로세서부(100)는 해양 구조물(1)의 밸러스트 탱크(ballast tank) 내의 물 조절과 루더의 방향 설정(passive/semi-active control)을 통하여 해양 구조물의 균형을 잡고 6자유도 운동을 최소화 한다.
상술한 내용과 관련하여, 본 발명의 실시 예에서는 최적화된 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어를 위하여, 프로세서부(100)는 해양 구조물(1)의 밸러스트 탱크(ballast tank) 내의 물 조절과 루더의 방향 설정(passive/semi-active control)을 통하여 해양 구조물의 균형을 잡고 6자유도 운동을 최소화 한다.
또한 상술한 내용과 관련하여, 본 발명의 실시 예에서는 최적화된 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어를 위하여, 프로세서부(100)는 해양 구조물(1)의 밸러스트 탱크(ballast tank) 내의 물 조절과 루더의 방향 설정(passive/semi-active control)을 통하여 해양 구조물의 균형을 잡고 6자유도 운동을 최소화 한다.
한편, 상기 외부장비 연결부(400)는 상기 프로세서부(100)와 연결된 트리거 입출력장치(410)를 구비한다. 이러한 트리거 입출력 장치(410)는 트리거 신호와 샘플링 신호를 주고받을 수 있는 각각의 입력 및 출력 단자 (미도시)가 설치되어, 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 광센서 측정부(200a ~ 200f), 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 데이터 측정부(300a ~ 300f)를 동일 시점에 샘플링하여, 각각의 계측장비에서 감지된 데이터를 분석할 때 동일 시점에 감지된 데이터를 매칭시킴으로써, 상기 프로세서부(100)로 하여금 각각의 계측장비에서의 계측의 동기화를 수행하게 할 수 있다.
또한, 시간정보 동기연결부(500)는 상기 프로세서부(100)와 연결된 GPS(global positioning system), Gyro(gyroscope), Sonar(sound navigation and ranging) 모듈(510)을 구비하며, 상기 GPS, Gyro, Sonar 모듈을 이용하여 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 광센서 측정부(200a ~ 200f), 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 데이터 측정부(300a ~ 300f)에 의하여 감지된 데이터와 상기 해양 구조물의 위치, 평형상태, 수중음파 등의 데이터의 상호 동기 기능을 구현하여, 상기 각각의 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 광센서 측정부(200a ~ 200f), 상기 각각의 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 데이터 측정부(300a ~ 300f) 간을 연동시키게 된다.
따라서 본 발명에서는 상기와 같은 기능을 모두 통합시켜 상기 프로세서부(100)에 보여줄 수 있는데, 이러한 프로세서부(100)는 복잡한 데이터 등을 모니터를 통해 그래프 형식으로 보여주게 되고, 또한 모든 데이터는 하드디스크로 저장을 하고 인쇄를 하여 활용할 수 있게 된다. 또한, 상기 프로세서부(100)는 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 광센서 측정부(200a ~ 200f) 및 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 데이터 측정부(300a ~ 300f)에서 계측된 데이터를 수집 및 활용하여 해양 구조물의 계류라인(7)에 연결된 장비들에 인가되는 외력을 최소화할 수 있게 된다. 또한, 상기 프로세서부(100)는 지리적 위치를 예측하는 해양 저장소 자체(예 F-LNG선, FPSO) 및/또는 캐리어로부터 수집된 정보를 활용하여 캐리어의 필요한 안전거리를 유지할 수도 있다.
한편, 본 발명에서는 상기 프로세서부(100), 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 광센서 측정부(200a ~ 200f), 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 데이터 측정부(300a ~ 300f), 상기 모터및유압장치(900) 각각의 구동용 전원을 연결하는 적어도 하나의 전원공급부(20)를 더 포함하여, 상기 프로세서부(100), 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 광센서 측정부(200a ~ 200f), 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 데이터 측정부(300a ~ 300f), 상기 모터 및 유압장치(900)를 구동시킬 수 있게 된다. 예를 들면, 상기 모터 및 유압장치(900)와 같은 외부의 제어장치 중 전동 윈치(910) 모터 구동용 전원(AC 220V)을 공급하는 제1 전원공급부와, 상기 프로세서부(100) 구동용 전원(DC 24V)을 공급하는 제2 전원공급부와, 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 광센서 측정부(200a ~ 200f) 및 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 데이터 측정부(300a ~ 300f) 구동용 전원(DC 12V)을 공급하는 제3 전원공급부를 포함할 수 있다. 그러나 본 발명에서는 상기 전원공급부(20)로부터 공급되는 전원의 종류와 상기 전원공급부(20)의 설치 개수 등을 한정하는 것은 아니다.
- 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 방법 -
본 발명은 상술한 계류라인의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템 상에서 구현되는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 방법을 또한 제공하는바, 본 발명이 구현되는 상황을 단계별로 나누어 구체적으로 설명하면 다음과 같다. 이 경우 본 발명을 설명함에 있어서 상술한 내용과 동일한 부분의 중복적인 설명은 생략한다.
제 1 단계 : 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 광센서 측정부(200a ~ 200f) 및 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 데이터 측정부(300a ~ 300f)가 각각 상기 계류라인(7)의 텐션 변화; 풍향, 풍속, 대기 습도, 대기 압력, 대기 온도, 운고, 시계, 파랑, 파고, 해류 속도, 해류 방향, 강우 중 적어도 하나 이상의 해양환경 데이터; 해양 구조물의 6자유도 운동; 해양 구조물 내 탑재된 탱크의 누손량 및 슬로싱 데이터; 해양 구조물의 선체 상부에 위치한 파이프, 장비 중 적어도 하나 이상의 손상 및 수명; 또는 해저에 위치한 엄비리컬 케이블, 파이프, 펌프 및 밸브 중 적어도 하나 이상의 손상 및 수명;을 실시간으로 감지한다. 이 경우 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 광센서 측정부(200a ~ 200f) 및 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 데이터 측정부(300a ~ 300f)에 의하여 계측된 데이터는 시간 태그가 있거나 없는 정적 또는 동적 타입의 데이터이다.
제 2 단계 : 상기 외부장비 연결부(400)가 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 광센서 측정부(200a ~ 200f) 및 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 데이터 측정부(300a ~ 300f)를 동일 시점에 샘플링하여, 각각의 계측장비에서 감지된 데이터를 분석할 때 동일 시점에 감지된 데이터를 매칭시킨다.
제 3 단계 : 상기 시간정보 동기연결부(500)가 상기 GPS, Gyro, Sonar 모듈을 이용하여 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 광센서 측정부(200a ~ 200f) 및 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 데이터 측정부(300a ~ 300f)에 의하여 감지된 데이터의 상호 동기 기능을 구현한다.
제 4 단계 : 상기 프로세서부(100)가 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 광센서 측정부(200a ~ 200f), 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 데이터 측정부(300a ~ 300f)에 의하여 계측된 데이터를 이용하여 상기 알고리즘 제어용 프로세서(600)의 제어알고리즘을 통해 상기 전동 윈치(910)에 연결된 계류라인(7)을 당기거나 완화시켜주고, 또한 상기 회전형 터릿(920)의 회전을 제어한다.
이를 위하여 상기 프로세서부(100)는 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 광센서 측정부(200a ~ 200f)와 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 데이터 측정부(300a ~ 300f)에 의하여 계측된 신호를 복수 개의 아날로그-디지털 컨버터를 통하여 디지털 신호로 변환하고, 상기 알고리즘 제어용 프로세서(600)는 이렇게 변환된 신호를 물리적인 값으로 환산한다.
이 경우 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 광센서 측정부(200a ~ 200f) 및 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 데이터 측정부(300a ~ 300f)에 의하여 계측된 데이터는 OTDR, Raman, Boullian, Rayleigh, DAS(distributed acoustic sensing), Acoustic Emission, Inteferometric 또는 이들의 조합을 포함하는 광 계측방식으로 처리된다.
본 단계에서 상기 프로세서부(100)는 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 광센서 측정부(200a ~ 200f)와 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 데이터 측정부(300a ~ 300f)에 의하여 계측된 데이터를 모니터를 통해 그래프 형식으로 보여주거나, 또는 하드디스크로 저장하거나 인쇄한다.
또한 본 단계에서 상기 프로세서부(100)는 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 광센서 측정부(200a ~ 200f) 및 상기 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부 또는 해저에 대한 데이터 측정부(300a ~ 300f)에서 계측된 데이터를 수집 및 활용하여 해양 구조물의 계류라인(7)에 연결된 장비들에 인가되는 외력을 최소화한다.
이상의 설명은 본 발명의 기술 사상을 예시적으로 설명한 것에 불과한 것으로서, 본 발명이 속하는 기술 분야에서 통상의 지식을 가진 자라면 본 발명의 본질적인 특성에서 벗어나지 않는 범위 내에서 다양한 수정, 변경 및 치환이 가능할 것이다. 따라서 본 발명에 개시된 실시 예 및 첨부된 도면들은 본 발명의 기술 사상을 한정하기 위한 것이 아니라 설명하기 위한 것이고, 이러한 실시 예 및 첨부된 도면에 의하여 본 발명의 기술 사상의 범위가 한정되는 것은 아니다. 본 발명의 보호 범위는 아래의 청구범위에 의하여 해석되어야 하며, 그와 동등한 범위 내에 있는 모든 기술 사상은 본 발명의 권리범위에 포함되는 것으로 해석되어야 할 것이다.

Claims (43)

  1. 적어도 하나 이상의 인터페이스를 구비하는 프로세서부(100);
    상기 프로세서부(100)에 연결된 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상에 대한 광센서 측정부(200a ~ 200f);
    상기 프로세서부(100)에 연결된 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상에 대한 데이터 측정부(300a ~ 300f);
    상기 프로세서부(100)에 연결된 외부장비 연결부(400); 및
    상기 프로세서부(100)에 연결된 시간정보동기 연결부(500);를 포함하고,
    상기 프로세서부(100)는 상기 광센서 측정부(200a ~ 200f), 상기 데이터 측정부(300a ~ 300f)에 의하여 계측된 데이터를 이용하여 미리 저장된 제어알고리즘을 통해 전동 윈치(910)에 연결된 계류라인(7)을 당기거나 완화시켜주고, 또한 회전형 터릿(920)의 회전을 제어하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템.
  2. 제1항에 있어서,
    상기 프로세서부(100)는
    미리 저장된 제어알고리즘을 이용하여 모터 및 유압장치(900)를 제어하는 알고리즘 제어용 프로세서(600);
    상기 알고리즘 제어용 프로세서(600)에 의하여 작동되는 모터구동 및 유압구동부(700);
    상기 모터구동 및 유압구동부(700)에 의하여 작동되는 모터 및 유압장치(900); 및
    상기 프로세서부(100)로부터 제어명령을 상기 알고리즘 제어용 프로세서(600)로 송신하거나, 상기 알고리즘 제어용 프로세서(600)로부터 상기 모터및유압장치(900)의 구동정보를 수신하는 신호송수신부(800)를 더 포함하며,
    상기 모터및유압장치(900)는 전동 윈치(910)와 회전형 터릿(920)을 포함하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템.
  3. 제2항에 있어서,
    상기 광센서 측정부(200a ~ 200f) 및 상기 데이터 측정부(300a ~ 300f)는 상기 계류라인(7)의 텐션 변화;
    풍향, 풍속, 대기 습도, 대기 압력, 대기 온도, 운고, 시계, 파랑, 파고, 해류 속도, 해류 방향, 강우 중 적어도 하나 이상의 해양환경 데이터;
    해양 구조물의 6자유도 운동;
    해양 구조물 내 탑재된 탱크의 누손량 및 슬로싱 데이터;
    해양 구조물의 선체 상부에 위치한 파이프, 장비 중 적어도 하나 이상의 손상 및 수명;
    해저에 위치한 엄비리컬 케이블, 파이프, 펌프 및 밸브 중 적어도 하나 이상의 손상 및 수명; 또는 이들의 조합 중 적어도하나 이상을 실시간으로 측정하거나 감지하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템.
  4. 제3항에 있어서,
    상기 광센서 측정부(200a ~ 200f) 및 상기 데이터 측정부(300a ~ 300f)에 의하여 계측된 데이터는 시간 태그가 있거나 없는 정적 또는 동적 타입의 데이터인 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템.
  5. 제2항에 있어서,
    상기 데이터 측정부(300a ~ 300f)는,
    상기 계류라인(7)의 내부에 형성된 임베디드 센서부(310) 및 상기 계류라인(7)의 외측 일부에 형성된 전기식 계측 센서부(320);
    풍향/풍속계, 대기온도/습도계, 대기압력센서, 운고계, 시계계, 해류방향/속도계, 파고/파랑계, 강우량계 중 적어도 하나 이상의 센서 장비;
    경사계, 가속도 센서, 스트레인 센서, 압력 센서, 관성 센서(IMU), 신장계(extension-meter) 중 적어도 하나 이상;
    스트레인(strain) 센서, 온도 센서, 가속도 센서, 압력 센서 중 적어도 하나 이상; 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상을 포함하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템.
  6. 제5항에 있어서,
    상기 임베디드 센서부(310)는 센서들을 상기 계류라인(7)의 중앙 코어라인에 형성하고 상기 중앙 코어라인을 주변라인으로 감싸도록 형성하는 것을 특징으로 하는 계류라인의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템.
  7. 제2항에 있어서,
    상기 프로세서부(100)는 상기 광센서 측정부(200a ~ 200f)와 상기 데이터 측정부(300a ~ 300f)에 의하여 계측된 신호를 복수 개의 아날로그-디지털 컨버터를 통하여 디지털 신호로 변환하고, 상기 알고리즘 제어용 프로세서(600)는 이렇게 변환된 신호를 물리적인 값으로 환산하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템.
  8. 제7항에 있어서,
    상기 광센서 측정부(200a ~ 200f)와 상기 데이터 측정부(300a ~ 300f)는 환경 외력을 반영한 해양 구조물(1)과 라이저(5) 및 계류라인(7);
    풍향, 풍속, 대기 습도, 대기 압력, 대기 온도, 운고, 시계, 파랑, 파고, 해류 속도, 해류 방향, 강우와 같은 해양환경 요소;
    해양 구조물(1);
    해저에 위치한 엄비리컬 케이블, 파이프, 펌프 및 밸브 중 적어도 하나 이상;
    해양 구조물의 선체 상부(topside)에 위치한 파이프, 장비 중 적어도 하나 이상;
    해저에 위치한 엄비리컬 케이블, 파이프, 펌프 및 밸브 중 적어도 하나 이상; 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상을 포함하는 것의 유체역학적(hydrodynamic) 혹은 공기역학적(aerodynamic) 특성에 의한 주기성 혹은 비주기성의 복합 에너지(coupled energy) 및 이에 따른 반응(response) 벡터를 계측하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템.
  9. 제8항에 있어서,
    상기 알고리즘 제어용 프로세서(600)는 상기 광센서 측정부(200a ~ 200f)와 상기 데이터 측정부(300a ~ 300f)의 계측 신호를 모두 환산하여 해양 구조물(1)의 구조 해석 혹은 거동 해석을 수행하고 데이터베이스화 된 룩-업 테이블(look-up table)을 구현하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템.
  10. 제9항에 있어서,
    상기 프로세서부(100)는 상기 룩-업 테이블(look-up table)을 이용하여 상기 알고리즘 제어용 프로세서(600)의 제어알고리즘을 통해 해양 구조물(1)의 시간이 소요되는(delay) 움직임을 미리 예측하여 사전에 해양 구조물(1)의 움직임 제어를 시도하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템.
  11. 제7항에 있어서,
    상기 계류라인에 대한 광센서 측정부(200a)와 상기 계류라인에 대한 데이터 측정부(300a)는 라이저와 연결된 웰헤드(wellhead), 유출제어기(BOP), 혹은 드릴리그(drill rig)를 포함한 해저(subsea) 구조물과 라이저 간의 구간별 텐션(tension), 피로하중, 가속도, 신장(extension) 혹은 관성의 변화를 실시간으로 계측하며, 상기 프로세서부(100)는 그 계측 값을 제어에 반영하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템.
  12. 제7항에 있어서,
    상기 계류라인에 대한 광센서 측정부(200a)와 상기 계류라인에 대한 데이터 측정부(300a)는 계류라인(7)에 형성된 상기 임베디드 센서부(310) 및 상기 전기식 계측 센서부(320)의 모멘트(moment) 변화를 실시간으로 계측하며, 상기 프로세서부(100)는 그 계측 값을 제어에 반영하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템.
  13. 제7항에 있어서,
    상기 계류라인에 대한 광센서 측정부(200a)와 상기 계류라인에 대한 데이터 측정부(300a)는 유류를 공급(off-Loading)하는 하우저라인의 텐션(tension) 변화를 실시간으로 계측하며, 상기 프로세서부(100)는 그 계측 값을 유류를 공급받는 액화천연가스수송선(LNGC), 탱커(tanker), 무인잠수정(ROV) 혹은 피에스브이(PSV, platform supply vessel) 중 어느 하나 이상에 제공하여 해양 구조물(1)과 이들 상호간에 최적화된 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어가 루어질 수 있도록 하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템.
  14. 제10항 내지 제13항 중 어느 하나의 항에 있어서,
    상기 프로세서부(100)는 해양 구조물(1)의 밸러스트 탱크(ballast tank) 내의 물 조절과 루더의 방향 설정(passive/semi-active control)을 통하여 해양 구조물의 균형을 잡고 6자유도 운동을 최소화 하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템.
  15. 제2항에 있어서,
    상기 프로세서부(100)는 상기 광센서 측정부(200a ~ 200f)와 상기 데이터 측정부(300a ~ 300f)에 의하여 계측된 데이터를 모니터를 통해 그래프 형식으로 보여주는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템.
  16. 제2항에 있어서,
    상기 프로세서부(100)는 상기 광센서 측정부(200a ~ 200f)와 상기 데이터 측정부(300a ~ 300f)에 의하여 계측된 데이터를 하드디스크로 저장하거나 인쇄하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템.
  17. 제2항에 있어서,
    상기 프로세서부(100)는 상기 광센서 측정부(200a ~ 200f) 및 상기 데이터 측정부(300a ~ 300f)에서 계측된 데이터를 수집 및 활용하여 해양 구조물의 계류라인(7)에 연결된 장비들에 인가되는 외력을 최소화하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템.
  18. 제2항에 있어서,
    상기 외부장비 연결부(400)는 상기 프로세서부(100)와 연결된 트리거 입출력장치(410)를 구비하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템.
  19. 제18항에 있어서,
    상기 트리거 입출력 장치(410)는 트리거 신호와 샘플링 신호를 주고받을 수 있는 각각의 입력및출력 단자가 설치되어, 상기 광센서 측정부(200a ~ 200f), 상기 데이터 측정부(300a ~ 300f)를 동일 시점에 샘플링하여, 각각의 계측장비에서 감지된 데이터를 분석할 때 동일 시점에 감지된 데이터를 매칭시킴으로써, 각각의 계측장비에서의 계측의 동기화를 수행하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템.
  20. 제2항에 있어서,
    상기 시간정보 동기연결부(500)는 상기 프로세서부(100)와 연결된 GPS, Gyro, Sonar 모듈을 구비하며, 상기 GPS, Gyro, Sonar 모듈을 이용하여 상기 광센서 측정부(200a ~ 200f), 상기 데이터 측정부(300a ~ 300f)에 의하여 감지된 데이터의 상호 동기 기능을 구현하여, 상기 광센서 측정부(200a ~ 200f), 상기 데이터 측정부(300a ~ 300f) 간을 연동시키는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템.
  21. 제2항에 있어서,
    상기 광센서 측정부(200a~ 200f)는 광섬유를 인입하거나, 혹은 적어도 하나의 광섬유 격자 센서(FBG: fiber bragg grating)를 포함하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템.
  22. 제21항에 있어서,
    상기 광센서 측정부(200a ~ 200f)는 상기 데이터 측정부(300a ~ 300f)와 독자적으로 작동되고,
    상기 광센서 측정부(200a ~ 200f) 및 상기 데이터 측정부(300a ~ 300f)에 의하여 계측된 데이터는 OTDR, Raman, Boullian, Rayleigh, DAS(distributed acoustic sensing), Acoustic Emission, Inteferometric 또는 이들의 조합을 포함하는 광 계측방식으로 처리되는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템.
  23. 제5항에 있어서,
    상기 임베디드 센서부(310) 또는 상기 전기식 계측 센서부(320)는 스트레인 센서, 전기식 LVDT 센서, 온도센서, 전기식 관성측정센서(IMU), 2차원 레이저 센서(2D LASER sensor), 초음파 변위센서, 수중 초음파 간격 검출 센서 중 적어도 하나 이상을 포함하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템.
  24. 제23항에 있어서,
    상기 스트레인 센서 및 온도센서는 전기식 또는 광학식으로 구현되는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템.
  25. 제23항에 있어서,
    상기 임베디드 센서부(310) 또는 상기 전기식 계측 센서부(320)는 광 로드셀, 3D 가속도계, 경사계를 더욱 포함하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템.
  26. 제2항에 있어서,
    상기 프로세서부(100), 상기 광센서 측정부(200a ~ 200f), 상기 데이터 측정부(300a ~ 300f), 상기 모터및유압장치(900) 각각의 구동용 전원을 연결하는 적어도 하나의 전원공급부(20)를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템.
  27. 적어도 하나 이상의 인터페이스를 구비하는 프로세서부(100);
    상기 프로세서부(100)에 연결된 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상에 대한 광센서 측정부(200a ~ 200f);
    상기 프로세서부(100)에 연결된 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상에 대한 데이터 측정부(300a ~ 300f);
    상기 프로세서부(100)에 연결된 외부장비 연결부(400); 및
    상기 프로세서부(100)에 연결된 시간정보동기 연결부(500);를 포함하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템 상에서 구현되는 방법으로서,
    상기 외부장비 연결부(400)가 상기 광센서 측정부(200a ~ 200f) 및 상기 데이터 측정부(300a ~ 300f)를 동일 시점에 샘플링하여, 각각의 계측장비에서 감지된 데이터를 분석할 때 동일 시점에 감지된 데이터를 매칭시키는 단계;
    상기 시간정보 동기연결부(500)가 상기 GPS, Gyro, Sonar 모듈을 이용하여 상기 광센서 측정부(200a ~ 200f) 및 상기 데이터 측정부(300a ~ 300f)에 의하여 감지된 데이터의 상호 동기 기능을 구현하는 단계; 및
    상기 프로세서부(100)가 상기 광센서 측정부(200a ~ 200f), 상기 데이터 측정부(300a ~ 300f)에 의하여 계측된 데이터를 이용하여 미리 저장된 제어알고리즘을 통해 전동 윈치(910)에 연결된 계류라인(7)을 당기거나 완화시켜주고, 또한 회전형 터릿(920)의 회전을 제어하는 단계;를 포함하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 방법.
  28. 제27항에 있어서,
    상기 프로세서부(100)는
    미리 저장된 제어알고리즘을 이용하여 모터및유압장치(900)를 제어하는 알고리즘 제어용 프로세서(600);
    상기 알고리즘 제어용 프로세서(600)에 의하여 작동되는 모터구동및유압구동부(700);
    상기 모터구동및유압구동부(700)에 의하여 작동되는 모터및유압장치(900); 및
    상기 프로세서부(100)로부터 제어명령을 상기 알고리즘 제어용 프로세서(600)로 송신하거나, 상기 알고리즘 제어용 프로세서(600)로부터 상기 모터및유압장치(900)의 구동정보를 수신하는 신호송수신부(800)를 더 포함하며,
    상기 모터및유압장치(900)는 전동 윈치(910)와 회전형 터릿(920)을 포함하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템 상에서 구현되는 방법으로서,
    상기 광센서 측정부(200a ~ 200f) 및 상기 데이터 측정부(300a ~ 300f)가 상기 계류라인(7)의 텐션 변화;
    풍향, 풍속, 대기 습도, 대기 압력, 대기 온도, 운고, 시계, 파랑, 파고, 해류 속도, 해류 방향, 강우 중 적어도 하나 이상의 해양환경 데이터;
    해양 구조물의 6자유도 운동;
    해양 구조물 내 탑재된 탱크의 누손량 및 슬로싱 데이터;
    해양 구조물의 선체 상부에 위치한 파이프, 장비 중 적어도 하나 이상의 손상 및 수명;
    해저에 위치한 엄비리컬 케이블, 파이프, 펌프 및 밸브 중 적어도 하나 이상의 손상 및 수명; 또는 이들의 조합을 포함한 것을 실시간으로 감지하는 단계;를 더 포함하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 방법.
  29. 제28항에 있어서,
    상기 광센서 측정부(200a ~ 200f) 및 상기 데이터 측정부(300a ~ 300f)에 의하여 계측된 데이터는 시간 태그가 있거나 없는 정적 또는 동적 타입의 데이터인 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 방법.
  30. 제28항에 있어서,
    상기 프로세서부(100)는 상기 광센서 측정부(200a ~ 200f)와 상기 데이터 측정부(300a ~ 300f)에 의하여 계측된 신호를 복수 개의 아날로그-디지털 컨버터를 통하여 디지털 신호로 변환하고, 상기 알고리즘 제어용 프로세서(600)는 이렇게 변환된 신호를 물리적인 값으로 환산하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 방법.
  31. 제30항에 있어서,
    상기 광센서 측정부(200a ~ 200f)와 상기 데이터 측정부(300a ~ 300f)는 환경 외력을 반영하여 해양 구조물(1)과 라이저(5) 및 계류라인(7);
    풍향, 풍속, 대기 습도, 대기 압력, 대기 온도, 운고, 시계, 파랑, 파고, 해류 속도, 해류 방향, 강우와 같은 해양환경 요소;
    해양 구조물(1);
    해저에 위치한 엄비리컬 케이블, 파이프, 펌프 및 밸브 중 적어도 하나 이상;
    해양 구조물의 선체 상부(topside)에 위치한 파이프, 장비 중 적어도 하나 이상;
    해저에 위치한 엄비리컬 케이블, 파이프, 펌프 및 밸브 중 적어도 하나 이상; 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 유체역학적(hydrodynamic) 혹은 공기역학적(aerodynamic) 특성에 의한 주기성 혹은 비주기성의 복합 에너지(coupled energy) 및 이에 따른 반응(response) 벡터를 계측하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 방법.
  32. 제31항에 있어서,
    상기 알고리즘 제어용 프로세서(600)는 상기 광센서 측정부(200a ~ 200f)와 상기 데이터 측정부(300a ~ 300f)의 계측 신호를 모두 환산하여 해양 구조물(1)의 구조 해석 혹은 거동 해석을 수행하고 데이터베이스화 된 룩-업 테이블(look-up table)을 구현하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 방법.
  33. 제32항에 있어서,
    상기 프로세서부(100)는 상기 룩-업 테이블(look-up table)을 이용하여 상기 알고리즘 제어용 프로세서(600)의 제어알고리즘을 통해 해양 구조물(1)의 시간이 소요되는(delay) 움직임을 미리 예측하여 사전에 해양 구조물(1)의 움직임 제어를 시도하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 방법.
  34. 제30항에 있어서,
    상기 계류라인에 대한 광센서 측정부(200a)와 상기 계류라인에 대한 데이터 측정부(300a)는 라이저와 연결된 웰헤드(wellhead), 유출제어기(BOP)를 포함한 해저(subsea) 구조물과 라이저 간의 구간별 텐션(tension) 변화를 실시간으로 계측하며, 상기 프로세서부(100)는 그 계측 값을 제어에 반영하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 방법.
  35. 제30항에 있어서,
    상기 계류라인에 대한 광센서 측정부(200a)와 상기 계류라인에 대한 데이터 측정부(300a)는 계류라인(7)에 형성된 상기 임베디드 센서부(310) 및 상기 전기식 계측 센서부(320)의 온도 보상한 스트레인, 가속도, 기울기 혹은 모멘트(moment) 변화를 실시간으로 계측하며, 상기 프로세서부(100)는 그 계측 값을 제어에 반영하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 방법.
  36. 제30항에 있어서,
    상기 계류라인에 대한 광센서 측정부(200a)와 상기 계류라인에 대한 데이터 측정부(300a)는 유류를 공급(off-Loading)하는 하우저라인의 텐션(tension) 변화를 실시간으로 계측하며, 상기 프로세서부(100)는 그 계측 값을 유류를 공급받는 액화천연가스수송선(LNGC), 탱커(tanker), 무인잠수정(ROV) 혹은 피에스브이(PSV, platform supply vessel) 중 어느 하나 이상에 제공하여 해양 구조물(1)과 이들 상호간에 최적화된 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어가 루어질 수 있도록 하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 방법.
  37. 제33항 내지 제36항 중 어느 하나의 항에 있어서,
    상기 프로세서부(100)는 해양 구조물(1)의 밸러스트 탱크(ballast tank) 내의 물 조절과 루더의 방향 설정(passive/semi-active control)을 통하여 해양 구조물의 균형을 잡고 6자유도 운동을 최소화 하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 방법.
  38. 제28항에 있어서,
    상기 프로세서부(100)는 상기 광센서 측정부(200a ~ 200f)와 상기 데이터 측정부(300a ~ 300f)에 의하여 계측된 데이터를 모니터를 통해 그래프 형식으로 보여주는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 방법.
  39. 제28항에 있어서,
    상기 프로세서부(100)는 상기 광센서 측정부(200a ~ 200f)와 상기 데이터 측정부(300a ~ 300f)에 의하여 계측된 데이터를 하드디스크로 저장하거나 인쇄하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 방법.
  40. 제28항에 있어서,
    상기 프로세서부(100)는 상기 광센서 측정부(200a ~ 200f) 및 상기 데이터 측정부(300a ~ 300f)에서 계측된 데이터를 수집 및 활용하여 해양 구조물의 계류라인(7)에 연결된 장비들에 인가되는 외력을 최소화하는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 방법.
  41. 제28항에 있어서,
    상기 광센서 측정부(200a ~ 200f) 및 상기 데이터 측정부(300a ~ 300a)에 의하여 계측된 데이터는 OTDR, Raman, Boullian, Rayleigh, DAS(distributed acoustic sensing), Acoustic Emission, Inteferometric 또는 이들의 조합을 포함하는 광 계측방식으로 처리되는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 방법.
  42. 청구항 9에 있어서,
    트러스터(thruster)를 이용하는 경우, 또는 1개 혹은 2 개 이상의 러더(rudder)를 추가로 활용하는 경우, 모두 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어를 수행할 수 있으며, 이 과정에서 roll, pitch 등의 움직임을 최소화할 수 있는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 시스템.
  43. 청구항 32에 있어서,
    트러스터(thruster)를 이용하는 경우, 또는 1개 혹은 2 개 이상의 러더(rudder)를 추가로 활용하는 경우, 모두 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어를 수행할 수 있으며, 이 과정에서 roll, pitch 등의 움직임을 최소화할 수 있는 것을 특징으로 하는 계류라인, 해양환경, 해양 구조물의 6자유도 운동, 탱크 상태, 선체 상부, 해저 또는 이들의 조합 중 적어도 하나 이상의 실시간 모니터링을 이용한 해양 구조물의 정적 및 동적 포지셔닝 또는 모션 제어 방법.
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